Hiệu quả kinh tế-kỹ thuật khi sử dụng kháng bù ngang có điều khiển trên đường dây truyền tải dài

yền tải của đường dây từ không tải đến công suất tự nhiên [2, 6]. 
0,3 
6 
0,8 
4 
0,6 0,7 0,5 
2 
10 
12 
14 
0,4 
P/Ptn.н 
8 
16 
18 
20 
22 
24 
0,9 1,0 
3 
2 
1 
6 
0,1 0,2 
26 
0 
28 
30 
32 
34 cos φ ≥ 0,95 
8 
4 
5 
7 
9 
11 
10 
12 
%
P
P∆ 
Hình 3. Quan hệ giữa tỷ lệ tổn thất công suất ΔP /P 
trên đường dây 500 kV Hòa Bình-Phú Lâm với công suất 
truyền tải trên đường dây P/Ptn : Phương án 1 với mức 
bù ngang và bù dọc ( tnβ /( .λ)кQ P= và 
η /X Xc c L= theo bảng 1) (các đường cong 1, 3, 5, 7, 
9, 11). Phương án 2 khi lắp đặt УШРТ với luật điều 
chỉnh như bảng 2 (các đường cong 2, 4, 6, 8, 12) tương 
ứng khi hệ số công suất của phụ tải cuối đường dây là: 
cosφ =1 (đường 1,2); cosφ =0,99 (đường 3,4); 
cosφ =0,98 (đường 5, 6); cosφ =0,97 (đường 7, 8); 
cosφ =0,96 (đường 9, 10); cosφ =0,95 (đường 11, 12) 
0,9 
tnP/P
 1,0 0,2 0,4 0,6 0,8 
1,2 
1,1 
1,0 
1,3 
1,4 
1,5 
2 
930Mtn
λ 1,56
WP =
=
U1/U2 
3 
5 
6 
4 
1 
1 
2 
3 
4 
5 
6 
Hình 2. Quan hệ điện áp U1/U2 phụ thuộc 
công suất truyền tải P/P tn trên đường dây 
500 kV Hòa Bình-Phú Lâm khi hệ số 
tải cos 0,95φ ≥ : 
– Phương án 1 lắp đặt kháng bù ngang và tụ 
bù dọc như hiện nay, mức bù: 
tnβ Q /(P .λ)к= и η /c X Xc L= theo bảng 1 
(các đường nét đứt): khi hệ số công suất tải 
cos φ =1 (đường 1); cos φ =0,99 (đường 2); 
cos φ =0,98 (đường 3); cos φ =0,97 (đường 
4); cos φ =0,96 (đường 5); cos φ =0,95 
(đường 6). 
– Phương án 2 khi lắp đặt kháng điều khiển 
УШРТ với luật điều khiển theo bảng. 2 đảm 
bảo yêu cầu 1 ≤U1/U2 ≤ 1,05 (các đường 
nét liền). 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 4(33).2009 
 4 
Hình 4. Sơ đồ đường dây truyền tải 500 kV Hòa Bình-Phú Lâm khi lắp đặt kháng điều khiển. 
Bảng 2. Luật điều khiển [2] cho kháng bù ngang УШРТ để hạn chế độ chênh điện áp giữa hai đầu 
đường dây 500 kV Hòa Bình-Phú Lâm 1£ U1/U £2
1,05 
Điều kiện duy trì 
điện áp 
Hệ số công suất 
tải cuối đường 
dây, cosφ 
Hàm điều khiển 
β từ P=0 đến P=P
gh
tn
Р
Рgh 
Quan hệ gần đúng của hàm 
β = f(P/P tn
Từ P=P
) 
gh đến P=P
tn 
1
2
1 1,05
U
U
≤ ≤ 
1 
tn
2
β 1
P
P
 
= −  
 
–
tn
tg
λ
P
P
ϕ
0,33 1,157-0,479(P/P tn)-1,001(P/P tn)2 
0,99 0,18 1,158-1,206(P/P tn)-0,908(P/P tn)2 
0,98 0,16 1,160-1,524(P/P tn)-0,856(P/P tn)2 
0,97 0,14 1,160-1,761(P/P tn)-0,825(P/P tn)2 
0,96 0,13 1,161-1,972(P/P tn)-0,791(P/P tn)2 
0,95 0,12 1,161-2,166(P/P tn)-0,755(P/P tn)2 
 Cần phải lưu ý rằng, khi muốn thực hiện điều khiển kháng УШРТ trong chế độ 
dòng điện dung thì cuộn dây bù của nó cần phải nối thêm một dung lượng tụ với công 
suất khá lớn. Ví dụ, khi muốn hệ số bù β 1= - thì tổng công suất của bộ tụ (Qc.b
) trong 
các mạch lọc phải bằng công suất phản kháng toàn bộ của kháng УШРТ [3]. 
Hình 5. Sơ đồ khi ứng dụng kháng điều khiển kiểu biến áp phối hợp hệ thống tụ bù 
lắp đặt tại trạm biến áp phụ tải để bù công suất phản kháng tải 
nhằm nâng cao hệ số công suất ở cuối đường dây 500 kV Hòa Bình-Phú Lâm. 
 Khi hệ số công suất của phụ tải cuối đường dây cosφ <1, thì dọc đường dây 
ngoài dòng tác dụng còn phải truyền tải một dòng phản kháng lớn, đây là nguyên nhân 
làm tăng tổn thất công suất trên đường dây. Bởi vậy, tối ưu nếu loại bỏ được việc truyền 
tải công suất phản kháng tới tải và thực hiện bù lượng công suất phản kháng tải yêu cầu 
tại trạm biến áp phụ tải ở cấp điện áp 20 kV (hình 5). 
U2=220 kV 
Phú Lâm 
Т1 
Т2 
U2=500 kV 
. 
. 
. 
. 
. 
U3=110 kV 
Т3 U4=20 kV 
С1 
Сn 
c.cβ 
Đường dây 500kV 
Hòa Bình 
Hà Tĩnh Đà Nẵng Pleiku Phú Lâm 
I2 4λ 3λ 2λ 1λ 
I1 
Ip5 
Ip4 Ip3 Ip2 Ip1 
U2 U1 U4 U3 U2 
4.5β 4.4β 4.3
β 
3.3β 3.2β 2.2β 2.1β 1.1β 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 4(33).2009 
 5 
 Bù tại tải sẽ đòi hỏi công suất của các tụ bù nhỏ hơn, bởi do điện áp của lưới 
cung cấp thấp hơn. Công suất các tụ bù ở đây cần đảm bảo bù hết công suất cảm kháng 
cực đại của tải tạo ra. Đồng thời để bù công suất phản kháng dư của bộ tụ bù gây ra khi 
tải nhỏ sẽ hợp lý hơn nếu lắp đặt một kháng tiêu thụ có điều khiển ở trạm trung gian, 
kháng này nối trực tiếp vào thanh cái phía 220 kV của trạm (hình 5). Trong trường hợp 
này loại bỏ được truyền tải dọc đường dây công suất phản kháng để cấp cho tải (làm 
cosφ =1) và bằng cách này cho phép tăng khả năng truyền tải của đường dây đạt đến 
công suất tự nhiên của nó. 
 Nếu truyền tải công suất tự nhiên trên đường dây 500 kV Hòa Bình-Phú Lâm khi 
hệ số công suất phụ tải cosφ =1 thì sau khi đã mất đi tổn thất trên đường dây công suất 
cực đại phía cuối đường dây mà tải nhận được là 789 MW (xem hình 3). T ổng quát khi hệ 
số công suất của tải là cosφ thì công suất phản kháng cực đại của tải tạo thành là: 
 LQ 789 tgφå = × Мvar. (1) 
 Để bù toàn bộ công suất phản kháng của phụ tải ở cuối đường dây thi tổng công 
suất của các bộ tụ bù được lắp đặt phải bằng tổng công suất phản kháng tải tạo ra: 
 c.c LQ Qå = å . (2) 
 Căn cứ trên các đồ thị phụ tải ngày đêm thực tế của đường dây truyền tải 500 kV 
[1,8] ta thấy rằng phụ tải khi cực tiểu (ban đêm) không nhỏ quá hai lần trị số phụ tải khi 
cực đại. Tương ứng ở đây sẽ chọn công suất tụ bù nhỏ hơn hai lần công suất phản kháng 
lớn nhất mà phụ tải có thể tạo ra. Đồng thời tổng công suất của các bộ tụ cũng có thể bù 
dư (ước chừng một nửa công suất các bộ tụ), đây chính là phần công suất mà kháng 
điều khiển УШРТ lắp trên thanh cái các trạm 220 kV trong các trạm trung gian 500/220 
kV cần phải tiêu thụ hết. 
 Tổng công suất của các bộ tụ bù và dung lượng của chúng khi lắp đặt tại các 
trạm phụ tải phía điện áp 20 kV được đưa ra trong bảng 3. 
Bảng 3. Tụ bù và dung lượng bù khi lắp đặt ở thanh cái trạm phụ tải 22 kV 
Công suất suất phụ tải cuối đường dây D Q = 
Qmаx- Q
Мvar 
min 
Công suất 
kháng 
УШРТ 
Мvar 
Cå , µF 
Р
МW 
max å Qc.c = Q Рmax , 
Mvar МW 
min Q
Мvar 
min 
0,95 
789 
250,6 
394,5 
125,3 125,3 125,3 1,995 
0,96 223,9 112,0 112,0 112,0 1,783 
0,97 193,8 96,9 cosφ 96,9 96,9 1,543 
0,98 158,0 79,0 79,0 79,0 1,258 
0,99 111,7 55,8 55,8 55,8 0,889 
 Khi sử dụng УШРТ phối hợp với tụ bù tĩnh ở cuối đường dây để đảm bảo bù 
duy trì hệ số công suất tải cosφ 1» thì đường dây 500 kV Hòa Bình-Phú Lâm cho 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 4(33).2009 
 6 
phép truyền tải đến công suất tự nhiên. Việc tăng chi phí chủ yếu do mua các bộ tụ bù 
và kháng УШРТ lắp tại thanh cái trạm 500/220 kV (theo số liệu bảng 3) tạo thành là: 
− Giá thành các bộ tụ 20 kV: 10000,0 USD /Мvar x 250 Мvar= 2,5.106
− Giá kháng (220 kV): 20.000,0 USD /Мvar x 125 Мvar=2,5.10
 USD; (3) 
6
 Do thực tế vận hành đường dây 500 kV được truyền tải 2 chiều [8,9] nên việc 
lắp đặt này phải tiến hành ở cả hai đầu Hòa Bình và Phú Lâm, khi đó chi phí thiết bị này 
sẽ là khoảng 10.10
 USD. (4) 
6
 Kết quả tính toán cũng cho thấy nếu thay thế kháng không điều khiển và tụ bù 
dọc hiện nay trên đường dây 500 kV Hòa Bình-Phú Lâm bằng kháng điều khiển thì có 
thể giải quyết được vấn đề ổn định điện áp trong hệ thống, đảm bảo hạn chế được độ sụt 
điện áp ở cuối đường dây truyền tải trong phạm vi 1
 USD. 
1 2U /U£ £ 1,05 trong tất các chế độ 
vận hành thông thường của đường dây mà không cần sử dụng tụ bù dọc (khi 
cosφ 0,95³ – xem hình 2). 
 Ngoài ra khi lắp đặt kháng УШРТ còn làm: 
− giảm bớt đáng kể tổn thất công suất tác dụng trên đường dây 500 kV so với 
phương án hiện nay (xem hình 3); 
− tăng khả năng truyền tải của đường dây 500 kV Hòa Binh-Phú Lâm đến công 
suất tự nhiên là 930 МW; 
− loại trừ việc sử dụng tụ bù dọc trên đường dây và cả thiết bị điều chỉnh dưới tải 
của các máy biến áp 500 kV ở cuối đường dây; 
 Hợp lý hơn cả là tiến hành bù hết công suất phản kháng điện cảm của phụ tải 
bằng cách lắp đặt các tụ bù không điều khiển trực tiếp tại các trạm biến áp phụ tải phía 
thanh cái 20 kV (hình 5). Khi này giảm bớt được việc phải truyền tải công suất phản 
kháng dọc đường dây 500 kV cho tải (nếu cosφ =1) và tăng khả năng thông qua của 
đường dây tới cực đại [2, 6]. Các nghiên cứu cũng cho thấy tổng công suất cần thiết của 
các bộ tụ bù cần lắp phía thanh cái 20 kV trong các trạm biến áp phụ tải cũng sẽ nhỏ 
hơn đáng kể so với công suất các tụ cần nối vào cuộn bù của kháng УШРТ để mở rộng 
phạm vi điều chỉnh của kháng tới dòng dung β =–1 [3]. 
 Cần phải lưu ý là ở phương án 1 (hiện nay) nếu hệ số công suất của phụ tải cuối 
đường dâycosφ =1 (khi có lắp tụ bù tĩnh trực tiếp tại phía 20 kV của các trạm biến áp 
phụ tải) khi truyền tải công suất tự nhiên từ đầu đường dây, sau khi đã trừ tổn thất trên 
đường dây thì công suất cực đại nhận được ở cuối đường dây là 763 МW (xem hình 3), 
tương ứng khi đó độ chênh điện áp đầu và cuối đường dâu 500 kV sẽ là U1/U2
3. So sánh tính kinh tế của hai phương án: 1-kháng không điều khiển kết hợp tụ 
bù dọc và 2-chỉ lắp kháng điều khiển УШРТ 
=1,18 
(xem hình 2, lúc này máy biến áp phải cần có bộ điều chỉnh dưới tải). 
Bảng 4. Đối chiếu vốn đầu tư cơ bản cho thiết bị của 2 phương án (giá thiết bị và năng lượng sử dụng 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 4(33).2009 
 7 
trong tính toán ở bài báo lấy theo báo giá của tập đoàn XIAN XD TRANSFOMER) 
Các 
phương án 
Thiết bị chính Uđm I, kV đm
Tổng công suất, 
Mvar 
, А 
Đơn giá 
USD/Mvar 
Tổng giá mua 
(Ц), (đơn vị 106 
USD) 
1 
Kháng bù ngang 500 kV 1042 10.000,0 10,42 
Tụ bù dọc 1000 744 10.000,0 7,44 
2 Kháng УШРТ 500 kV 1450 20.000,0 29,00 
 Sự chênh lệch vốn đầu tư thiết bị của 2 phương án: 
 D Ц=Ц (1)– Ц(2) =29,00.106– (10,42+7,44).106= 11,14. 106
 Từ đồ thị phụ tải ngày đặc trưng của hệ thống truyền tải 500 kV Bắc-Nam theo 
[8, 9] ta có thể chọn được phụ tải trung bình của đường dây 500 kV Hòa Bình-Phú Lâm 
là P
 USD. (5) 
tb
 Trong bảng 5 đưa ra tổn thất công suất trên đường dây truyền tải 500 kV và giá 
trị của năng lượng tổn thất này trong thời gian một năm, khi phương án 1 lắp đặt các 
kháng bù ngang không điều khiển kết hợp tụ bù dọc với phương án 2 khi thay thế bằng 
kháng có điều khiển УШРТ khi tải cuối đường dây cùng một giá trị là Р=490,5 MW. 
Do sự khác nhau về tổn thất công suất trên đường dây thì của hai phương án sẽ có công 
suất gởi đi từ đầu đường dây của mỗi phương án là khác nhau. Nếu như hệ số công suất 
của phụ tải cuối đường dây là 
=490,5 MW (gần 500 MW). 
cosφ 0,98= , thì công suất đầu đường dây 500 kV với 
phương án 1 phải là Р1 =0,6.Рtn= 558 МW (xem hình 3), còn với phương án 2 khi lắp 
УШРТ (hình 3) có Р1
Bảng 5. Chênh lệch tổn thất và chi phí tổn thất điện năng một năm của 2 phương án (
= 543 МW. 
cosφ 0,98= ) 
Các 
phương 
án 
Công suất truyền tải 
theo đường dây МW 
Tổn thất 
công 
suất 
ΔP % 
Điện năng truyền 
tải trên đường 
dây trong 1 năm 
(Wnăm
Tổn thất điện 
năng 1 năm 
), МW.h 
namWD , 
МW.h 
Đơn giá 
USD/ 
kW.h. 
Giá điện 
năng tổn 
thất 1 năm 
( ПD ) 
106USD. 
Đầu Р Cuối Р1 2 
1 558 490,5 12,1 4888080 591457,68 0,05 29,57 
2 543 490,5 9,6 4756680 456641,28 0,05 22,83 
Chênh lệch điện năng tổn thất trên đường dây trong 1 năm 134816,40 0,05 6,74 
 Chênh lệch điện năng tổn thất trên đường dây 500 kV trong 1 năm của hai 
phương án 1 lắp kháng không điều khiển và phương án 2 lắp kháng có điều khiển tạo ra 
là: D W =D W1 D – W2
 Tương ứng thì giá trị giảm bớt do giảm tổn thất điện năng khi phương án 2 dùng 
kháng có điều khiển sẽ là: 
 = 591457,68 –456641,28=134816,40 МW.h. (6) 
 D П= D П1 D – П2 = 29,57.106–22,83. 106=6,74. 106
 Thành thử việc tăng giá đầu tư do dùng thiết bị bù có điều khiển УШРТ trong 
 USD. (7) 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 4(33).2009 
 8 
phương án 2 có thể bù lại bằng giảm chi phí do giảm điện năng tổn thất trên đường dây 
trong vận hành. Gọi thời gian vận hành hệ thống 500 kV liên tục để có thể bù lại chi phí 
đầu tư tăng của phương án 2 so với phương án 1 ( ЦD ) bằng giảm tổn thất điện năng 
trên đường dây với giá trị trong thời gian một năm (D П) là T, thì: 
 Т= Ц
П
D
D
=11,14
6,74
=1,653 năm. (8) 
 Kết quả cho thấy rằng hiệu quả giảm tổn thất điện năng trên đường dây truyền 
tải cho phép nhanh chóng bù lại chênh lệch giá trị thiết bị bù có điều khiển chỉ sau 1,65 
năm hệ thống vận hành liên tục với công suất trung bình khoảng 500 MW. 
 Với trường hợp khi hệ số công suất của phụ tải cuối đường dây đã được bù để 
đạt cosφ 1= thì với phương án 1 khi công suất cực đại đầu đường dây 500 kV là 
Р1=Рtn=930 МW thì công suất tải lớn nhất nhận được cuối đường dây là P2= 763 МW 
(hình 3). Với công suất tải cuối đường dây cùng là P2
ΔP
=763 МW thì đối với phương án 2 
khi dùng УШРТ do hiệu quả giảm tổn thất công suất trên đường dây ( % =12,6) thì 
công suất đầu đường dây là P1
 Trong bảng 6 đưa ra điện năng tổn thất và giá trị năng lượng tổn thất trên đường 
dây 500 kV Hòa Bình-Phú Lâm của phương án 1 và phương án 2 đã nêu trên khi cùng 
một công suất tải cuối đường dây (cả 2 phương án đều phải dùng tụ bù tĩnh tại trạm phụ 
tải và kháng bù ngang có điều khiển ở phía 220 kV để nâng cao hệ số công suất tới 1). 
=874 МW. 
Bảng 6. Chênh lệch tổn thất và chi phí tổn thất điện năng một năm của 2 phương án (cosφ 1= ) 
Các 
phương 
án 
Công truyền tải theo 
đường dây, 
МW 
Tổn thất công 
suất 
ΔP % 
Điện năng truyền 
tải trên đường dây 
1 năm (Wnăm), 
Tổn thất 
điện năng 1 
năm 
МW.h 
namWD , 
МW.h 
Đơn giá 
USD/ 
kW.h. 
Giá điện 
năng tổn 
thất 1 năm 
( ПD ) 
106USD. 
Р Р1 2 
1 930 763,0 17,9 8146800 1458277,2 0,05 72,91 
2 874 763,0 12,6 7656240 964686,2 0,05 48,23 
Chênh lệch điện năng tổn thất trên đường dây trong 1 năm 493591,0 0,05 24,68 
 Chênh lệch điện năng tổn thất trên đường dây 500 kV trong 1 năm của hai 
phương án 1 lắp kháng không điều khiển và phương án 2 lắp kháng có điều khiển tạo ra 
là: D W =D W1 D – W2
 Tương ứng thì giá trị giảm bớt do giảm tổn thất điện năng ở phương án 2 dùng 
kháng có điều khiển sẽ là: 
 = 1458277,2 –964686,2=493591,0 МW.h. (9) 
 D П= D П1 D – П2 = (72,91)106 – (48,23) 106 = 24,68. 106
 Thời gian vận hành hệ thống 500 kV liên tục để có thể bù lại chi phí đầu tư tăng 
của phương án 2 so với phương án 1 (
 USD. (10) 
ЦD ) bằng giảm tổn thất điện năng trên đường 
dây với giá trị trong thời gian một năm (D П) là: 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 4(33).2009 
 9 
 Т= Ц
П
D
D
= 11,14
24,68
=0,45 năm. (11) 
 Bằng cách lắp đặt kháng УШРТ phối hợp tụ bù tĩnh tại trạm biến áp phụ tải cuối 
đường dây 500 kV (để đảm bảo cosφ 1» ) cho phép rút ngắn hơn nữa thời gian thu hồi 
chênh lệch vốn đầu tự của phương án 2 so với phương án 1 với thời gian chỉ còn khoảng 
gần nửa năm nếu vận hành liên tục với công suất tự nhiên. 
4. Kết luận 
 Kết quả nghiên cứu được giới thiệu qua bài báo này cho phép khẳng định: 
− Lắp đặt kháng bù ngang không điều khiển kết hợp tụ bù dọc trên đường dây dài 
như đường dây truyền tải 500 kV Hòa Bình-Phú Lâm đã giải quyết được vấn đề giới 
hạn độ tăng điện áp cuối đường dây trong chế độ tải nhỏ, nhưng dẫn đến làm tăng độ sụt 
áp trên đường dây trong chế độ tải lớn. Khi thay bằng kháng có điều khiển УШРТ vào 
hệ thống truyền tải 500 kV thì có thể đảm bảo duy trì độ chênh điện áp đầu và cuối 
đường dây 1 1 2U /U£ £ 1,05 (khi cosφ 0,95³ ) trong tất cả các chế độ vận hành mà 
không cần lắp đặt thêm tụ bù dọc và cả các bộ điều chỉnh điện áp dưới tải của các máy 
biến áp 500 kV. 
− Lắp đặt kháng không điều khiển trên đường dây 500 kV Hòa Binh-Phú Lâm như 
hiện nay dẫn đến làm tăng đáng kể tổn thất công suất trên đường dây khi vận hành. Khi 
ứng dụng kháng УШРТ cho phép giảm bớt đáng kể tổn thất công suất trên đường dây 
so với phương án dùng kháng không điều khiển như hiện nay (giảm tới gần một nửa khi 
đường dây truyền tải công suất tự nhiên). Hiệu quả giảm tổn thất công suất trên đường 
dây có được là do kháng điều khiển cho phép loại bỏ thành phần dòng phản kháng trên 
đường dây và giảm công suất tổn hao trên kháng. 
− Các kết quả tính toán cho thấy rằng khi giảm hệ số công suất của phụ tải cuối 
đường dây hoặc càng tăng lớn công suất truyền tải trên đường dây 500 kV Hòa Bình-
Phú Lâm thì hiệu quả kinh tế-kỹ thuật của phương án ứng dụng kháng УШРТ càng 
vượt trội so với phương án hiện nay. 
− Lắp đặt kháng УШРТ cho phép tăng khả năng truyền tải của đường dây 500 kV 
đến công suất tự nhiên của nó (Рtn=930 МW). Để có thể truyền tải công suất tự nhiên 
dọc theo đường dây 500 kV Bắc-Nam cần phải dùng đến phạm vi điều chỉnh dòng điện 
dung của kháng УШРТ. 
− Hợp lý nhất là biện pháp sử dụng kháng УШРТ kết hợp tụ bù tĩnh tại các trạm 
biến áp phụ tải để bù hết thành phần cảm kháng của tải cuối đường dây (để cosφ 1» ). 
Khi đó УШРТ có thể ổn định điện áp dọc theo đường dây truyền tải trong phạm vi thay 
đổi tới 5%.Uđm và giảm thấp tổn thất công suất trên đường dây ( PD % =13,3 % khi 
truyền tải P=Ptn= 930 МW). Lúc này tăng khả năng truyền tải của đường dây 500 kV 
Bắc-nam tới công suất tự nhiên. 
− Giảm nhỏ đáng kể tổn thất công suất trên đường dây truyền tải 500 kV khi ứng 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 4(33).2009 
 10 
dụng УШРТ cho phép bảo đảm nhanh chóng bù lại chênh lệch chi phí đầu tư thiết bị bù 
mới trên đường dây. Khi truyền tải liên tục theo đường dây công suất trung bình thì thời 
gian cho phép hoàn trả chênh lệch đầu tư thiết bị kháng УШРТ so với thiết bị bù hiện 
nay là khoảng 1,65 năm, còn khi tăng công suất yêu cầu của tải cuối đường dây lên 763 
МW thì thời gian chỉ còn gần 6 tháng. Nếu kể thêm cả chi phí cho bộ điều chỉnh dưới 
tải lắp cho các máy biến áp 500 kV như hiện nay (bằng khoảng 30% giá thành máy biến 
áp) thì hiệu quả kinh tế của kháng có điều khiển còn cao hơn nữa. Bởi vậy, bài báo này 
đưa ra đánh giá kháng УШРТ như là một thiết bị truyền tải điện xoay chiều ưu việt, cho 
phép đạt hiệu quả kinh tế lớn bằng giảm tổn thất công suất trên đường dây truyền tải dài 
trong quá trình vận hành hệ thống. 
− Ứng dụng kháng có điều khiển УШРТ vào hệ thống truyền tải dài của nước ta 
cho phép nâng cao hiệu quả kinh tế -kỹ thuật và nhanh chóng thu hồi vốn đầu tư cơ bản. 
Độ tin cậy của hệ thống năng lượng khi làm việc với kháng điều khiển được tăng lên 
đáng kể từ việc tối ưu điều kiện vận hành của các thiết bị trong hệ thống điện. Nghiên 
cứu triển khai ứng dụng kháng điều khiển vào hệ thống truyền tải dài của nước ta thực 
sự là một phương án rất khả thi. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] Lê Thành Bắc. Ứng dụng kháng điều khiển để điều chỉnh điện áp hệ thống truyền 
tải 500 kV/ Khoa học và Công nghệ Điện lực, 2006. Số 2, trang 55-62. 
[2] Александров Г. Н., Ле Тхань Бак. Оценка эффективности стабилизации 
напряжения и уменьшения потерь мощности при применении УШРТ в 
системе электропередачи 500 кВ Вьетнама //Научно–Технические ведомости 
СПбПТУ, 2006, № 6-том 1. C. 45–54. 
[3] Александров Г. Н. Режимы работы воздушных линий электропередачи. – 
РАО “ЕЭС” России, Санкт-Петербург, 2002. 138 с. 
[4] Александров Г. Н., Ле Тхань Бак. Эффективность применения управляемых 
реакторов: стабилизация напряжения дальних линий электропередачи // 
Журнал РАН. Электричество, 2006, № 12. C. 2–8 
[5] Александров Г. Н. Эффективность применения управляемых компенсаторов 
реактивной мощности на линиях электропередачи // Изв РАН. Энергетика –
2003, № 2. С. 103–110. 
[6] Александров Г. Н., Ле Тхань Бак. Эффективность применения управляемых 
реакторов для уменьшения потерь мощности в дальних линиях 
электропередачи // Журнал РАН. Электричество, 2007, № 3. 
[7] Пекелис, В.Г., Чашкина, С.Ю. К вопросу об эффективности применения 
управляемых шунтирующих реакторов большой мощности // 
Электротехника, 2003. – № 1. – С.13–18. 
[8] Trung tâm Điều độ HTĐ miền T rung - Tài liệu bồi huấn Điều độ viên lưới điện - 
Đà Nẵng 2004, 14 trang. 
[9] Tổng công ty điện lực Việt Nam - Báo cáo hội nghị công tác quản lý kỹ thuật lưới 
điện (2003-2005) - Vũng Tàu, 03/2005, 29 trang.