Nghiên cứu ảnh hưởng của các nguồn thủy điện vừa và nhỏ đến chế độ vận hành của lưới điện phân phối các vùng nông thôn

analyses and selects the proper modes of operation as well as investigates the influence 
of mini and micro hydro-power plants on the distribution network in rural areas. 
Key words: Distribution network, mini and micro hydro-power, network reconfiguration. 
1. ĐặT VấN Đề1 
Qua các công tác nghiên cứu quy hoạch 
b−ớc đầu cho thấy tiềm năng thủy điện vừa và 
nhỏ (TĐN) ở n−ớc ta rất phong phú. Hiện nay 
phong trào xây dựng TĐN đã phát triển rộng 
khắp những tỉnh thành có tiềm năng thủy điện 
với quy mô công suất từ 5 kW đến hàng ngàn 
kW. Kết quả quy hoạch TĐN với quy mô 
công suất lớn hơn 1 MW có 409 công trình, 
phạm vi phân bố chủ yếu ở các tỉnh miền núi 
phía Bắc, miền Trung, khu vực Tây nguyên và 
Tây Nam Bộ với tổng công suất là 2.873,74 
MW, điện năng đạt 13,403 tỷ kWh. Tổng 
cộng có 173 công trình có quy mô công suất 
lắp máy từ 5 MW trở lên để xem xét đầu t− 
xây dựng với tổng công suất lắp máy là 2296 
MW với điện l−ợng trung bình hàng năm là 
10,470 tỷ kWh, trong đó có 140 công trình có 
chỉ tiêu B/C > 1 (Nguyễn Huy Hoạch, 2005). 
1 Khoa Hệ thống điện, Đại học Công nghiệp Hà Nội 
Đây là nguồn năng l−ợng khá dồi dào, quan 
trọng có thể bổ sung cho l−ới điện quốc gia và 
cấp điện cho các vùng ch−a có l−ới điện quốc 
gia v−ơn tới. Trong công cuộc phát triển kinh 
tế nông thôn và miền núi thì việc khai thác 
hợp lý các nguồn TĐN phục vụ nhu cầu cho 
phụ tải của khu vực đang trở thành nhu cầu 
cấp bách, đem lại hiệu quả cao. 
Hầu hết các TĐN n−ớc ta hiện nay đều 
không có hồ chứa và hoạt động theo dạng thủy 
điện dòng sông. Ngoài các nhà máy có công 
suất lớn, còn lại đa số đều do các Điện lực 
quản lý và vận hành, đ−ợc đấu nối trực tiếp 
vào l−ới phân phối. Trong công tác điều độ 
ngày của các Điện lực, việc tính toán phân bố 
công suất, chọn điểm mở mạch vòng, ph−ơng 
thức vận hành l−ới khi có sự tham gia của các 
TĐN sẽ đóng một vai trò quan trọng trong 
việc khai thác triệt để nguồn năng l−ợng tự 
nhiên, cải thiện chất l−ợng điện năng, giảm 
tổn thất và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. 
Để phân tích những ảnh h−ởng của TĐN đến 
Trịnh Trọng Ch−ởng 
chế độ vận hành của l−ới điện phân phối cần 
xác định các chế độ phụ tải khác nhau trong 
ngày (cực đại, trung bình, cực tiểu) trong điều 
kiện chọn điểm mở mạch vòng hợp lý. 
2. PHƯƠNG PHáP NGHIÊN CứU 
Nội dung ph−ơng pháp nghiên cứu là xác 
định mức độ thâm nhập của TĐN vào hệ 
thống phân phối điện, cho tăng dần tỷ trong 
tham gia của TĐN để quan sát diễn biến điện 
áp tại các nút. Để lập đ−ờng cong tổn thất 
công suất, chúng tôi tiến hành chia đồ thị phụ 
tải thành 3 vùng: phụ tải cực đại (17h - 22h), 
phụ tải trung bình (06h - 17h), phụ tải cực tiểu 
(22h - 06h), sau đó tính toán chế độ xác lập 
trong từng chế độ ứng với mức độ thâm nhập 
của TĐN. 
Xác định mức độ thâm nhập của TĐN vào 
hệ thống phân phối điện 
Khi các công trình TĐN đ−ợc xây dựng 
ngày càng nhiều thì mức độ thâm nhập của 
TĐN vào hệ thống phân phối điện ngày càng 
lớn để đáp ứng nhu cầu phụ tải ngày càng 
tăng. Vấn đề đặt ra là mức độ thâm nhập của 
TĐN có thể chấp nhận đ−ợc là bao nhiêu xét 
về độ tin cậy, mức độ ổn định, chế độ vận 
hành...Tr−ờng hợp cơ bản ban đầu là không có 
sự kết nối giữa TĐN với l−ới, sau đó tăng dần 
mức độ tham gia của TĐN từ 1-2-...-n nhà 
máy (hoặc có thể xác định theo % tham gia 
của TĐN: 0%-:-100%). Mức độ thâm nhập có 
thể xem nh− tỷ số giữa l−ợng phát điện tổng 
của TĐN với tổng nhu cầu phụ tải: 
Mức độ thâm nhập % = ì
∑
∑
TDN
T
P
100
P
 (1) 
 Trong đó: 
PTDN: công suất phát của thủy điện nhỏ, 
MW 
PT: công suất phụ tải, MW 
Với giả thiết là tổng nhu cầu phụ tải 
khổng đổi trong khoảng thời gian xét thì điều 
này dẫn đến sự giảm công suất phát từ các nhà 
máy điện trung tâm của hệ thống điện (HTĐ) 
quốc gia (do có sự cân bằng công suất giữa 
l−ợng phát và tiêu thụ tại mọi thời điểm). Nếu 
hệ thống điện hiện thời không đủ mạnh thì 
điều này có thể gây ra nhiều vấn đề liên quan 
đến chế độ vận hành, độ tin cậy hoặc thậm chí 
ở mức độ cao hơn là ổn định HTĐ; điều đó đòi 
hỏi có một l−ợng công suất dự trữ đủ lớn 
khoảng (10 - 15)% (Belmans, 2004). 
Hình 1. Sự tham gia của nguồn TĐN có thể 
làm giảm công suất phát của các nhà máy điện 
trung tâm 
Một khi hệ thống phân phối đ−ợc đặt d−ới 
áp lực có sự tham gia của TĐN thì các chế độ 
vận hành có thể đ−ợc áp dụng chung hay riêng 
biệt. Chỉ tiêu về tổn thất điện năng và tổn thất 
điện áp có thể coi nh− là một ph−ơng thức để 
xem xét hệ thống có chấp nhận sự tham gia 
của TĐN hay không. Công việc này đ−ợc lặp 
đi lặp lại cho đến khi các chỉ tiêu đang xem 
xét v−ợt quá mức cho phép, từ đó sẽ xác định 
đ−ợc mức độ tham gia tối đa của TĐN. 
Chọn điểm mở mạch vòng hợp lý trong 
điều kiện có nhiều nguồn TĐN 
Đối với l−ới điện địa ph−ơng đ−ợc cấp 
điện từ l−ới điện quốc gia kết hợp với các nhà 
máy thủy điện, tổn thất điện năng trong l−ới 
điện ngoài phụ thuộc vào chế độ phụ tải còn 
phụ thuộc nhiều vào chế độ phát của thủy 
điện. Xét một l−ới phân phối, giả sử kết quả 
tính toán tổn thất điện năng của l−ới trong các 
ph−ơng án đ−ợc cho trong Bảng I. Từ bảng 
tổng hợp trên ta cần chọn ph−ơng án l−ới điện 
có ∆Amax (tổn thất điện năng lớn nhất, kWh) 
làm ph−ơng án tìm điểm mở tối −u. Việc tìm 
các điểm mở tối −u ứng với việc xác định đ−ợc 
Trung tâm 
nguồn 
NLM 
Phụ tải 
Nghiên cứu ảnh h−ởng của các nguồn thủy điện vừa và nhỏ... 
cấu hình l−ới điện hợp lý có ∆Pmin trong 
ph−ơng án có ∆Amax để giảm thiểu l−ợng tổn 
thất điện năng trong l−ới ứng với chế độ có thể 
gây thiệt hại kinh tế lớn nhất (Rubin and 
Dragoslav,1997; Tr−ơng Việt Anh, 2004). Đối 
với các ph−ơng án khác các điểm mở tối −u có 
thể khác với ph−ơng án có ∆Amax, tuy nhiên 
trong điều kiện vận hành thực tế thì khó có thể 
thay đổi điểm mở liên tục trong mỗi ngày 
đêm, nên các điểm mở th−ờng đặt gần nh− cố 
định cho đến khi xuất hiện những thay đổi lớn 
trong cấu hình l−ới hay thông số phụ tải...thì 
mới tính lại. Các b−ớc tính toán chế độ xác lập 
của l−ới điện phân phối đ−ợc trình bày theo 
Trần Bách (2005). 
Bảng 1. Các ph−ơng án xem xét 
Chế độ phát 
của TĐN 
Chế độ phụ tải ∆A (kWh/năm) 
Pmax ∆A1 
Pt.b ∆A2 PFmax (mùa lũ) 
Pmin ∆A3 
Pmax ∆A4 
Pt.bình ∆A5 PFmin (mùa khô) 
Pmin ∆A6 
Ghi chú: PFmax: công suất phát cực đại của thủy 
điện nhỏ trong mùa lũ, MW. 
 PFmin: công suất phát cực tiểu của thủy 
điện nhỏ trong mùa khô, MW. 
 Pmax: phụ tải cực đại, MW 
 Ptb: phụ tải trung bình, MW 
 Pmin: phụ tải cực tiểu, MW 
Trong một mạch vòng kín có nhiều dao 
cách ly (DCL), cần xác định chọn DCL nào 
mở để đ−a l−ới điện về trạng thái hình tia với 
hàm mục tiêu là tổn thất công suất nhỏ nhất 
nh−ng vẫn đảm bảo các điều kiện khác nh−: 
cung cấp điện đầy đủ cho các phụ tải, không 
gây quá tải cho các phần tử của hệ thống, điện 
áp các nút phải nằm trong phạm vi cho phép. 
Thứ tự −u tiên chọn mạch vòng kín để tính 
toán và chọn điểm mở DCL là từ các mạch có 
dòng tải lớn nhất đến mạch có dòng tải bé hơn 
(Rubin and Dragoslav,1997). Tính toán tổn 
thất điện năng của l−ới điện trong 3 chế độ, 
kết quả sẽ cho biết tổn thất điện năng lớn nhất 
trong tr−ờng hợp nào. Từ đó lựa chọn đ−ợc 
chế độ xác lập của l−ới và là cơ sở để tìm điểm 
mở hợp lý. 
3. ảNH HƯởNG CủA NHà MáY TĐN ĐếN 
DIễN BIếN ĐIệN áP Và TổN THấT CÔNG 
SUấT CủA MạNG ĐIệN PHÂN PHốI 
3.1. Sự thay đổi điện áp tại nút kết nối và 
các nút lân cận 
Công suất tác dụng phát bởi các máy phát 
TĐN sẽ làm tăng điện áp và công suất phản 
kháng phát hoặc làm giảm tại nút kết nối và 
các nút lân cận. S− thay đổi giá trị điện áp 
U∆ tại điểm kết nối NLM đ−ợc xác định bởi 
(Bellman et al, 2004): 
}{ 2( ). ( ). /∆ = − + −NLM Tj ij NLM Tj ijU P P R Q Q X UU (2) 
Trong đó: 
,NLM NLMP Q : Công suất phát tác dụng và công suất phát phản kháng của TĐN. 
,Tj TjP Q : Công suất tải tác dụng và công suất tải phản kháng. 
 U : Điện áp nút tại điểm kết nối TĐN. 
:ijijij jXRZ += tổng trở tính đến điểm kết nối. 
Trịnh Trọng Ch−ởng 
Hình 2. Các b−ớc chọn chế độ vận hành Hình 3. Các b−ớc tìm điểm mở hợp lý
3.2. Sự thay đổi tổn thất công suất 
Tr−ơng Việt Anh (2004) cho rằng khi 
thay đổi công suất phát của TĐN sẽ làm thay 
đổi dòng công suất trên các nhánh. Điều đó 
dẫn đến dòng điện chạy trên các nhánh sẽ thay 
đổi và làm thay đổi l−ợng tổn thất công suất 
trong mạng điện nh− sau: 
2
*Re 2 ( )i m n loop i
i D i D
P I U U R I
∈ ∈
  ∆ = − +  
  
∑ ∑ 
Trong đó: 
D: Tập các nút tải sẽ đ−ợc đổi nhánh 
Ii: Dòng tải tại nút thứ i 
Em, En: Tổn thất điện áp do thành phần 
điện trở gây ra tại nút m, n 
Rloop: Tổng các điện trở trên vòng kín khi 
đóng các khoá điện. 
Từ giá trị tổn thất công suất sẽ dễ dàng 
xác định đ−ợc tổn thất điện năng thông qua 
giá trị thời gian sử dụng công suất lớn nhất 
trong năm Tmax. 
4. KếT QUả TíNH TOáN áP DụNG 
áp dụng cho xuất tuyến 371 trạm 110kV 
Tằng Loỏng - Lào Cai 
Lộ 371 trạm 110 kV Tằng Loỏng, Lào 
Cai, chiều dài trục 60 km, cung cấp điện cho 
các phụ tải huyện Văn Bàn và một phần 
huyện Bảo Thắng của tỉnh Lào Cai. Công 
suất cực đại đạt 11,6 MW (Nguyễn Đăng 
Diễn và cs, 2004). Hình 4 và 5 lần l−ợt là sơ 
đồ một sợi và đồ thị phụ tải ngày 25/11/2006 
Nhập công suất phụ tải ở các chế độ khác 
nhau, công suất phát của thủy điện 
Đóng tất cả các DCL trong sơ đồ để tạo 
lập l−ới điện kín 
Giải bài toán phân bố công suất 
Tính toán tổn thất điện năng trong l−ới 
So sánh để chọn chế độ vận hành 
của l−ới điện có tổn thất điện năng 
trong năm lớn nhất 
Nhập công suất trung bình phụ tải và 
công suất phát của các thủy điện ở chế 
độ phát hạn chế vào mùa nắng 
Đóng tất cả các DCL trong l−ới điện 
Giải bài toán phân bố công suất 
Mở 1 DCL trên một mạch vòng 
có dòng điện đi qua là bé nhất 
Giải bài toán phân bố công suất 
cho l−ới điện mới 
Vi phạm các điều 
kiện vận hành 
Kết quả 
Đóng DCL vừa 
mở, mở DCL 
hoặc có dòng 
điện bé nhất 
tiếp theo 
L−ới điện hình tia 
Có 
Không 
Có 
Nghiên cứu ảnh h−ởng của các nguồn thủy điện vừa và nhỏ... 
của lộ 371. Trên đ−ờng trục của lộ 371 có kết 
nối với thủy điện Phú Mậu 2 (tại địa điểm xã 
Liêm Phú - Văn Bàn, Lào Cai) đ−ợc đ−a vào 
sử dụng hoà l−ới điện 35 kV ngày 
21/11/2006. Thủy điện Phú Mậu có công suất 
lắp máy 6,0 MW, công suất đảm bảo 1,0 
MW. Vị trí dao cắt hiện tại đặt tại vị trí giữa 
2 nút 18 và 19 trong Hình 4. 
Cho tăng dần công suất phát của thủy 
điện Phú Mậu từ công suất đảm bảo lên công 
suất lắp máy (1,0 MW- 6,0 MW ), tiến hành 
quan sát diễn biến điện áp tại tất cả các nút 
của lộ 371. Xác định tổn thất công suất tác 
dụng trong từng tr−ờng hợp và lập đ−ờng cong 
tổn thất công suất tác dụng. Kết quả xác định 
đ−ợc trình bày trong các hình 6, 7, 8, 9, 10, 
11, 12. 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 
10 
11 
12 
13 
14 
15 16 
17 18 19 20 21 22 
23 
24 
25 
26 27 28 29 
30 
31 
32 
33 
34 
35 
0
2
4
6
8
10
12
14
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
giờ
 Hình 4. Sơ đồ một sợi của lộ 371 Hình 5. Đồ thị phụ tải lộ 371 
31
32
33
34
35
36
37
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
nút
1 1.6 2 2.5 3 3.5
4 4.5 5 5.5 6
31
32
33
34
35
36
37
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 25 26 27 28 29 30 31 32 33
nút
U
,k
V
1 1.6 2 2.5 3 3.5
4 4.5 5 5.5 6
Hình 6. Diễn biến điện áp nút trong nhánh có 
TĐN khi phụ tải cực đại 
Hình 7. Diễn biến điện áp nút trong nhánh không 
có TĐN khi phụ tải cực đại 
Trịnh Trọng Ch−ởng 
33
33.5
34
34.5
35
35.5
36
36.5
37
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
nút
U
,k
V
1 1.5 2 2.5 3 3.5
4 4.5 5 5.5 6
33
33.5
34
34.5
35
35.5
36
36.5
37
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 25 26 27 28 29 30 31 32 33
nut
1 1.5 2 2.5 3 3.5 4
4.5 5 5.5 6
Hình 8. Diễn biến điện áp nút trong nhánh 
có TĐN khi phụ tải trung bình 
Hình 9. Diễn biến điện áp nút trong nhánh 
không có TĐN khi phụ tải trung bình 
34
34.5
35
35.5
36
36.5
37
37.5
38
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
nút
1 1.5 2 2.5 3 3.5
4 4.5 5 5.5 6
34.5
35
35.5
36
36.5
37
37.5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 25 26 27 28 29 30 31 32 33
nút
U
,k
V
1 1.5 2 2.5 3 3.5
4 4.5 5 5.5 6
Hình 10. Diễn biến điện áp nút trong nhánh 
có TĐN khi phụ tải cực tiểu 
Hình 11. Diễn biến điện áp nút trong nhánh 
không có TĐN khi phụ tải cực tiểu 
Để khảo sát mức độ tổn thất điện năng 
trong các chế độ phụ tải khác nhau, tiến hành 
chia đồ thị phụ tải thành 3 vùng, tính toán tìm 
chế độ có tổn thất điện năng lớn nhất. 
vùng Pmax = (3,12 - 11,55) MW 
 Thời gian: 17-:-22 h 
vùng Pmin = (2,38 - 3,11) MW 
 Thời gian: 22-:-06 h 
vùng Ptb = (3,11 - 8,88) MW 
 Thời gian: 06-:-17 h 
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5.5 6
P (Phu M au),M W
tai max tai tb tai min
Hình 12. Tổn thất công suất tác dụng 
khi tăng dần công suất phát của Phú Mậu 
Nghiên cứu ảnh h−ởng của các nguồn thủy điện vừa và nhỏ... 
Bảng 2. Tổn thất điện năng trên l−ới trong các chế độ phụ tải khác nhau 
Thời 
gian 
Thời 
gian Chế độ vận hành ΣPf, 
MW 
ΣQf, 
MVAR 
ΣPf (TĐ), 
MW 
ΣQf 
(TĐ), 
MVAR 
ΣPpt, 
MW 
ΣQpt, 
MVAR 
∆P, 
MW 
h/ngày ng/năm 
∆A, 
kWh 
Mùa m−a 726 
Phụ tải cực đại (max) 14,21 7,62 6 3,16 14,0 7,37 0,21 5 150 157,5 
Phụ tải trung bình (TB) 9,98 5,24 6 3,16 9,81 5,16 0,17 11 150 280,5 
Phụ tải cực tiểu (min) 5,85 3,06 6 3,16 5,61 2,95 0,24 8 150 288 
Mùa khô 728,9 
Phụ tải cực đại (max) 14,3 8,11 1 0,53 14,0 7,37 0,3 5 215 322,5 
Phụ tải trung bình (TB) 9,94 5,36 1 0,53 9,79 5,16 0,15 11 215 354,8 
Phụ tải cực tiểu (min) 5,64 2,87 1 0,53 5,61 2,95 0,03 8 215 51,6 
Dựa theo kết quả xác định trào l−u công 
suất và chế độ vận hành lộ 371 trong chế độ 
xác lập ta thấy: trong chế độ phụ tải trung 
bình và công suất phát của các nhà máy thủy 
điện trong mùa khô là ph−ơng án ứng với tổn 
thất điện năng là lớn nhất. Do đó chọn chế độ 
phụ tải trung bình và lúc các nhà máy thủy 
điện phát vào mùa khô để xét tìm điểm mở 
hợp lý trong l−ới. Điểm mở đ−ợc lựa chọn khi 
dòng điện chạy trên nhánh đó là nhỏ nhất 
trong một mạch vòng kín và đồng thời cũng 
cho mức tổn thất điện áp và tổn thất công suất 
là nhỏ nhất (Bảng 3 và Bảng 4). 
Bảng 3. Kết quả xác định phân bố công suất trên các nhánh 
Nhánh Công suất, MVA I, A ∆U, kV Điểm mở lựa chọn 
1-2 8,96+j4,80 278,5 0,24 
2-3 8,89+j4,72 277,7 0,12 
3-4 8,59+j4,55 268,9 0,12 
4-5 8,43+j4,45 264,7 0,12 
5-6 8,36+j4,41 262,9 0,11 
6-7 8,09+j4,24 255,2 0,22 
7-8 4,51+j2,33 142,7 0,19 
8-9 4,28+j2,19 136,1 0,06 
9-10 4,16+j2,13 132,1 0,11 
10-11 4,11+j2,096 131,2 0,06 
11-12 3,91+j1,99 124,9 0,16 
12-13 3,79+j1,92 121,3 0,16 
13-14 3,76+j1,90 120,8 0,32 
14-15 3,55+j1,79 114,6 0,09 
15-16 3,22+j1,61 104,1 0,05 
16-17 2,57+j1,27 83 0,11 
17-18 1,11+j0,54 35,9 0,01 
Trịnh Trọng Ch−ởng 
Nhánh Công suất, MVA I, A ∆U, kV Điểm mở lựa chọn 
18-19 0,89+j0,43 25,8 0,04 
19-20 0,79+j0,38 25,4 0,01 
20-21 0,46+j0,22 14,8 0,02 
21-22 0,23+j0,15 7,9 0,001 KH-CKen 
22-23 0,50+j0,28 16,9 0,02 
23-24 0,33+j0,17 10,7 0,01 
23-36 0,998+j0,534 33 0,1 
17-25 1,16+j0,56 37,3 0,01 
25-26 1,04+j0,50 33,4 0,04 
26-27 0,98+j0,48 31,6 0,05 
27-28 0,84+j0,40 27,1 0,01 
28-29 0,71+j0,34 23 0,01 
29-30 0,63+j0,30 20,4 0,01 
30-31 0,47+j0,22 15 0,02 
31-32 0,29+j0,14 9,3 0,02 
32-33 0,278+j0,136 8,9 0,01 
33-34 0,18+j0,091 5,9 0,01 
Sơ đồ thuật toán tìm điểm mở hợp lý 
trong hệ thống điện có xét đến các nguồn 
thủy điện vừa và nhỏ đ−ợc trình bày trên hình 
3. Chọn chế độ phụ tải trung bình trong mùa 
khô, tính toán xác định phân bố công suất 
trong sơ đồ l−ới điện tìm đ−ợc điểm mở hợp 
lý trong l−ới là ChiengKen - KhanhHa. Với 
ph−ơng thức vận hành cũ, vi trí dao cắt đặt tại 
vị trí XuongGo - LamNghiep, vị trí dao cắt 
mới đã cho tổn thất công suất nhỏ hơn so với 
kết quả tính toán của Nguyễn Đăng Diễn và 
cs (2004). 
Bảng 4. Tổn thất công suất trong l−ới sau khi tìm điểm mở trong các chế độ phụ tải khác nhau 
S thủy điện (MVA) S phụ tải ÄP 
Chế độ phụ tải Σ Sphát (MVA) 
Mựa m−a Mựa khụ (MVA) (MW) 
ÄP (%) 
6,0+j3,16 0.18 1,29 
Pmax 14,15+j7,58 
 1,0+j0,526 
14,0+j7,37 
0.14 1,0 
6,0+j3,16 0.13 1,33 
Pt.bỡnh 9,89+j5,20 
 1,0+j0,526 
9,81+,5,16 
0.10 1,02 
6,0+j3,16 0.31 5,5 
Pmin 5,90+j2,97 
 1,0+j0,526 
5,61+j2,95 
0.07 1,25 
Qua kết quả xác định điểm mở cho thấy: 
Khi thủy điện Phú Mậu phát hết công suất 
trong chế độ phụ tải cực đại, phụ tải trung 
bình sẽ có tác dụng làm giảm tổn thất công 
suất trong l−ới. Khi công suất phát của Phú 
Mậu chiếm 37 - 40% công suất phụ tải phụ tải 
cực đại và 30 - 32% công sất phụ tải trung 
bình sẽ cho mức tổn thất nhỏ nhất trong các 
chế độ này. 
Nghiên cứu ảnh h−ởng của các nguồn thủy điện vừa và nhỏ... 
Trong chế độ phụ tải cực tiểu, nếu Phú 
Mậu phát hết công suất trong mùa lũ sẽ làm 
gia tăng tổn thất công suất trong l−ới, điện áp 
nút sẽ v−ợt quá giá trị định mức (quá áp). 
Kết quả cũng cho thấy khi công suất phát 
của TĐN t−ơng đối nhỏ so với phụ tải của 
xuất tuyến mà nó nối vào và nằm xa phụ tải 
thì hiệu quả cải thiện tổn thất công suất là 
không đáng kể. Nó chỉ phát huy tác dụng khi 
nằm gần phụ tải. Khi công suất phát của TĐN 
lớn hơn công suất phụ tải của xuất tuyến mà 
nó kết nối và càng nằm xa phụ tải sẽ làm tăng 
tổn thất công suất tác dụng. 
Trong chế độ phụ tải cực tiểu nếu TĐN 
phát hết công suất vào mùa lũ thì sẽ có hiện 
t−ợng phát ng−ợc công suất phản kháng vào 
l−ới điện truyền tải qua các máy biến áp 110 
kV (nhất là khi trong l−ới có lắp đặt các tụ bù 
tĩnh). Sau khi tìm đ−ợc điểm mở, xác định lại 
tổn thất công suất đã cho thấy tổn thất công 
suất tác dụng đã giảm rõ rệt trong các chế độ 
làm việc khác nhau của phụ tải. 
4. KếT LUậN 
Qua khảo sát diễn biến điện áp và tổn 
thất công suất trong các chế độ khác nhau 
cho thấy: tuỳ thuộc vào chế độ phụ tải mà các 
nhà máy TĐN nên có chế độ vận hành thích 
hợp nhằm mục tiêu giảm tổn thất công suất, 
cảI thiện chất l−ợng điện năng (nh− đã nhận 
xét ở trên). 
Thông qua việc tính toán chế độ xác lập 
của l−ới có xét đến ảnh h−ởng của các nhà 
máy thủy điện vừa và nhỏ, áp dụng để giải 
thuật toán tìm điểm mở hợp lý (Rubin and 
Dragoslav,1997), (Tr−ơng Việt Anh, 2004), 
nội dung bài báo đã tìm đ−ợc điểm mở mạch 
vòng hợp lý. Đây sẽ là ph−ơng thức vận hành 
cơ bản cho xuất tuyến 371 trạm 110 kV Tằng 
Loỏng. Ph−ơng pháp tính toán nêu trên có thể 
áp dụng rộng rãi cho toàn bộ l−ới phân phối 
của các địa ph−ơng có thủy điện vừa và nhỏ. 
Ngoài ra còn có thể áp dụng cho các loại 
nguồn điện phân tán khác: phong điện, điện 
măt trời...; những nguồn đóng vai trò quan 
trọng trong việc bổ sung cấp điện cho l−ới 
điện Quốc gia trong t−ơng lai. 
TàI LIệU THAM KHảO 
Tr−ơng Việt Anh (2004). Hệ chuyên gia mờ 
vận hành hệ thống điện phân phối. 
Luận án Tiến sĩ kỹ thuật, trang 65-82. 
Trần Bách (2005). L−ới điện và hệ thống 
điện, tập I. Nxb Khoa học kỹ thuật, 
trang 70-85. 
Belmans. R., Vu Van.T, Van Dommelen D.M., 
Driesen J. (2004). Impact of large scale 
distributed and unpredictable generation 
on voltage and angle stability of 
transmission system, CIGRE General 
Meeting, pp. 1-8. 
Nguyễn Đăng Diễn, Lê Công Doanh (2004). 
Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh Lào 
Cai giai đoạn 2005-2010 có xét đến 
2015. Đề án cấp Bộ Công nghiệp, trang 
20-28. 
Nguyễn Huy Hoạch (2005). Quy hoạch thủy 
điện vừa và nhỏ toàn quốc. Công ty t− 
vấn xây dựng Điện 1, trang 5-30. 
Pai M. A. (1989). Energy function analysis for 
power system stability, Kluwer 
Academic Publishers, pp. 619 - 624. 
Rubin Taleski, Dragoslav Rajieie (1997). 
Distribution network reconfiguration 
for energy loss reduction; IEEE 
Transactions on Power Systems, Vol.12, 
No.1, pp. 398 - 406. 
Tạp chí KHKT Nông nghiệp 2007: Tập V, Số 2: 104 Đại học Nông nghiệp I