Khảo sát ảnh hưởng của các nguồn thuỷ điện vừa và nhỏ đến chế độ vận hành của lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai

Nhập công suất phụ tải ở các chế 
độ Pmax, Ptb, Pmin và công suất 
phát thuỷ điện trong mùa mưa và 
mùa nắng 
Tính tổn thất điện năng lưới điện 
Hình 1. Các bước chọn chế độ vận hành của 
lưới dùng để tìm điểm mở tối ưu 
Đóng tất cả các DCL trong sơ đồ 
để tạo lập lưới điện kín 
Giải bài toán phân bố công suất 
So sánh để chọn chế độ vận hành 
của lưới điện có tổn thất điện 
năng trong năm lớn nhất 
KHẢO SÁT ẢNH HƯỞNG CỦA CÁC NGUỒN 
THUỶ ĐIỆN VỪA VÀ NHỎ ĐẾN CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH 
CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH GIA LAI 
INVESTIGATE THE INFLUENCE OF MINI AND MICRO HYDRO- POWER 
PLANTS ON THE OPERATION MODE OF GIA LAI DISTRIBUTION 
NETWORK 
LÊ QUANG TRƯỜNG 
Điện lực Gia Lai 
ĐINH THÀNH VIỆT 
Trường Đại học Bách khoa, Đại học Đà Nẵng 
TÓM TẮT 
Bài báo trình bày thuật toán, phương pháp tìm điểm mở tối ưu các mạch vòng, phân tích và 
lựa chọn các phương thức vận hành hợp lý và khảo sát ảnh hưởng của các nguồn thuỷ điện 
vừa và nhỏ đến lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai. 
ABSTRACT 
This paper presents an algorithm and a method to determine the optimal open points of loops, 
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 of Gia Lai province. 
1. Đặt vấn đề 
Gia Lai là một tỉnh cao nguyên, miền núi có tiềm năng lớn về thuỷ điện. Ngoài các nhà 
máy thuỷ điện lớn phát điện vào lưới truyền tải điện quốc gia thì Gia Lai có hàng chục nhà 
máy thuỷ điện vừa và nhỏ. Hầu hết các nhà máy này đều không có hồ chứa (ngoại trừ thuỷ 
điện Ayun Hạ có hồ chứa điều tiết ngày) được đấu nối và 
phát điện trực tiếp vào lưới điện phân phối do Điện lực Gia 
Lai quản lý. Trong công tác điều độ lưới điện, việc tính 
toán phân bố công suất, tìm điểm mở mạch vòng, chọn các 
phương thức vận hành lưới điện và nghiên cứu ảnh hưởng 
của các nguồn thuỷ điện nhỏ nối vào lưới điện phân phối 
tỉnh Gia Lai ở mùa nắng và mùa mưa đóng một vai trò 
quan trọng trong việc khai thác triệt để nguồn thuỷ năng, 
cải thiện chất lượng điện, giảm được tổn thất điện năng và 
nâng cao độ tin cậy vận hành của lưới điện. 
Để phân tích ảnh hưởng của các nguồn thuỷ điện nhỏ 
đến phương thức vận hành lưới điện cần phải tính toán các 
chế độ xác lập khác nhau trong ngày (cực đại, trung bình, 
cực tiểu) trong điều kiện chọn điểm mở mạch vòng hợp lý. 
2. Chọn điểm mở tối ưu mạch vòng lưới điện 
phân phối tỉnh Gia Lai trong điều kiện có nhiều nguồn 
thuỷ điện nhỏ 
2.1. Chọn sơ đồ lưới điện dùng để tính toán lựa 
chọn điểm mở tối ưu 
Đối với lưới điện phân phối được cấp điện từ hệ 
thống điện quốc gia kết hợp với các nhà máy thuỷ điện 
Đóng tất cả các DCL trong lưới 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 
lưới điện mới 
Vi phạm các điều 
kiện vận hành 
Đóng DCL 
vừa mở, mở 
DCL khác có 
dòng điện bé 
nhất tiếp theo 
Lưới điện hình tia 
Nhập công suất trung bình phụ tải và 
công suất phát của các thuỷ điện ở chế 
độ phát hạn chế vào mùa nắng 
có 
không 
không 
có 
Kết quả 
Hình 2. Thuật toán chọn điểm mở 
tối ưu 
nhỏ, tổn thất điện năng ngoài phụ thuộc vào chế độ tải còn phụ thuộc nhiều vào chế độ phát 
của các thuỷ điện vào lưới. 
Xét một lưới điện phân phối, giả sử kết quả tính tổn thất điện năng của lưới trong các 
phương án được cho trong bảng tổng hợp sau: 
Bảng tổng hợp tổn thất điện năng 
Chế độ phát của 
các NM thuỷ điện 
Chế độ phụ tải 
 A 
(kWh/năm) 
 Pmax A1 
PTĐmax (mùa mưa) Pt.bình A2 
 Pmin A3 
 Pmax A4 
PTĐmin (mùa mưa) Pt.bình A5 
 Pmin A6 
Từ bảng tổng hợp trên ta cần chọn phương án mà lưới điện có Amax làm phương án để 
tính toán chọn điểm mở tối ưu. 
Việc tìm các điểm mở tối ưu 
ứng với việc xác định được 
cấu hình lưới điện hợp lý có 
 Pmin trong phương án có 
 Amax để có thể giảm thiểu 
được tổn thất điện năng trong 
lưới ứng với chế độ có thể gây 
thiệt hại kinh tế nặng nhất cho 
điện lực. Đối với các phương 
án khác các điểm mở tối ưu có 
thể khác với phương án có 
 Amax, tuy nhiên trong điều 
kiện vận hành thực tế khó có 
thể thay đổi điểm mở liên tục 
trong mỗi ngày đêm, nên các 
điểm mở thường được đặt gần 
như cố định cho đến khi xuất 
hiện những thay đổi lớn trong 
cấu hình lưới hoặc thông số 
tải... thì mới tính lại. Thuật 
toán tính chế độ xác lập có thể 
xem trong các tài liệu tham 
khảo [2-3]. 
2.2. Phương pháp chọn 
điểm mở mạch vòng tối ưu 
Để tăng cường độ tin cậy 
cung cấp điện, lưới điện phân 
phối thường có cấu trúc vòng. 
Nhưng trong thực tế lưới điện 
thường được vận hành ở dạng 
hở, hình tia để đảm bảo việc 
BIỂU ĐỒ PHỤ TẢI NGÀY ĐIẺN HÌNH
0
10
20
30
40
50
60
70
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Thời gian (giờ)
C
ô
n
g
 s
u
ất
 (
M
W
)
vận hành đơn giản, trình tự phục hồi lại kết cấu lưới sau sự cố được dễ dàng, ít gặp khó khăn 
trong việc lập kế hoạch cắt điện cục bộ, thuận lợi trong phương thức bảo vệ rơle. 
Trong một mạch vòng kín có nhiều dao cách ly (DCL) cần tính toán chọn DCL nào mở 
để đưa lưới điện về trạng thái vận hành ở dạng hình tia với hàm mục tiêu tổn thất công suất 
trong mạng là bé nhất, nhưng vẫn đảm bảo các điều kiện khác như: cung cấp điện đầy đủ cho 
phụ tải; không gây quá tải các phần tử trong hệ thống; điện áp của các nút phải nằm trong giới 
hạn cho phép. 
Trong bài báo ứng dụng thuật toán heuristic của Civanlar được trình bày trong [1] để 
tìm điểm mở tối ưu trong lưới điện. Nội dung chính của thuật toán là “Đóng tất cả các DCL 
trong sơ đồ để tạo lập lưới điện kín, sau đó giải bài toán phân bố công suất và tiến hành 
mở lần lượt các DCL trên mạch vòng kín có dòng điện chạy qua là bé nhất cho đến khi 
lưới điện có dạng hình tia”. Thuật toán cụ thể được trình bày trên hình 2. 
Thứ tự ưu tiên chọn mạch vòng kín để tính toán và mở DCL là từ các mạch có dòng tải 
lớn nhất đến mạch có dòng tải bé hơn. 
 3. Tìm điểm mở mạch vòng tối ưu, tính toán các chế độ xác lập của lưới điện phân 
phối tỉnh Gia Lai và phân tích ảnh hưởng của các nguồn thuỷ điện nhỏ đến tổn thất điện 
năng. 
3.1. Biểu đồ phụ tải điển hình 
lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai 
Pmax = (44,5 → 63,6) MW 
Thời gian: 17h→ 22h (5 giờ) 
Ptb = (36,6 → 51,8) MW 
Thời gian: 6h – 17h (11 giờ) 
Pmin = (23,2 → 31,5) MW 
Thời gian: 22h → 6h (8 giờ) 
3.2. Tìm chế độ vận hành của 
phụ tải và máy phát thuỷ điện để chọn 
sơ đồ tính điểm mở tối ưu 
Kết quả tính tổn thất điện năng trong các chế độ khác nhau được cho ở bảng dưới đây: 
Chế độ ΣPf ΣQf 
ΣPf 
(TĐ) 
ΣQf 
(TĐ) ΣPpt ΣQpt ΣQb ΔP ΔP 
Thời 
gian 
Thời 
gian ΔA 
 vận hành MW MVAR MW MVAR MW MVAR MVAR MW % h/ngày ng/năm kWh 
Mùa mưa 4,117,500 
PT max 65.46 33.84 22.16 16.62 64.00 31.00 4.50 1.46 2.22 5 150 1,095,000 
PT t.bình 41.46 18.53 22.16 16.62 40.32 19.53 4.50 1.09 2.64 11 150 1,798,500 
PT min 24.72 9.23 22.16 16.62 23.68 11.47 4.50 1.02 4.11 8 150 1,224,000 
Mùa nắng 6,630,600 
PT max 65.9 37.89 6.30 4.73 64.00 31.00 4.50 1.9 2.88 5 215 2,042,500 
PT t.bình 41.59 19.59 6.30 4.73 40.32 19.53 4.50 1.22 2.94 11 215 2,885,300 
PT min 24.69 9.11 6.30 4.73 23.68 11.47 4.50 0.99 3.99 8 215 1,702,800 
Trong chế độ phụ tải trung bình và công suất phát của các nhà máy thuỷ điện nhỏ nhất 
(vào mùa nắng) thì tổn thất điện năng là lớn nhất. Vì vậy ta chọn chế độ phụ tải trung bình và 
lúc các nhà máy thuỷ điện nhỏ phát công suất hạn chế (vào mùa nắng) để xét tìm điểm mở tối 
ưu trong lưới. 
3.3. Tìm điểm mở tối ưu, tính toán phân tích ảnh hưởng của thuỷ điện nhỏ 
Lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai có thể chia làm 25 mạch vòng độc lập và kết quả quá 
trình tìm điểm mở tối ưu theo thuật toán đã nêu ở mục 2.2 có thể tóm tắt trong bảng sau: 
Mạch 
vòng 
Dao cách ly Công suất 
(MVA) 
Chọn điểm mở 
1 Đóng tất cả các DCL trong sơ đồ (toàn bộ lưới vận hành kín) và tính công suất chảy qua các 
DCL trong mạch vòng: MC 471/E42 → DCL 471-71 → MC 477 Diệp Kính → LBS 400-
10 → MC 477 Cầu số 3 → MC 477/E41 (mạch vòng giữa TBA 110kV Diên Hồng và TBA 
110kV Biển Hồ) 
 DCL 471-71/E42 4,33 
 MC 477 Diệp Kính 0,61 MC 477 Diệp Kính 
 LBS 400-10 1,07 
 MC 477 Cầu số 3 1,57 
2 Mở MC 477 Diệp Kính, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: MC 
473/E41 → DCL 400-8 → MC 477 Cầu số 3 → MC 477/E41 (mạch vòng của 2 xuất tuyến 
của cùng TBA 110kV Biển Hồ) 
 DCL 400-8 0,58 DCL 400-8 
 MC 477 Cầu số 3 1,57 
3 Mở DCL 400-8, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: MC 477/E41 
→ MC 477 Cầu số 3 → MC 477 Tô Vĩnh Diện → LBS 138/19-4 Đông Y → DCL 106-4 
UB Trà Đa → DCL 057-4 Sư 320 → MC 475/E41 (mạch vòng của 2 xuất tuyến của cùng 
TBA 110kV Biển Hồ) 
 MC 477 Cầu số 3 1,67 
 MC 477 Tô Vĩnh Diện 2,25 
 LBS 138/19-4 Đông Y 1,85 
 DCL 106-4 UB Trà Đa 0,58 DCL 106-4 UB Trà Đa 
 DCL 057-4 Sư 320 1,26 
4 Mở DCL 106-4 UB Trà Đa, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: 
MC 477/E41 → MC 477 Cầu số 3 → LBS 400-9 → MC 474 KS Ia Ly → LBS 400-13 → 
MC 474/E42 (mạch vòng giữa TBA 110kV Diên Hồng và TBA 110kV Biển Hồ) 
 MC 477 Cầu số 3 1,88 
 LBS 400-9 0,38 LBS 400-9 
 MC 474 KS Ia Ly 1,32 
 LBS 400-13 0,98 
5 Mở LBS 400-9, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: MC 474/E42 
→ DCL 400-15 → DCL 400-14 → LBS 400-12 → MC 473/E41 (mạch vòng giữa TBA 
110kV Diên Hồng và TBA 110kV Biển Hồ) 
 DCL 400-15 0,9 DCL 400-15 
 DCL 400-14 1,3 (mở DCL 400-14 để đảm bảo XT 474/E42 
 LBS 400-12 1,57 chỉ cấp điện ưu tiên cho trung tâm T.phố) 
6 Mở DCL 400-14, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
473/E42 → MC 473/E41 (mạch vòng giữa TBA 110kV Diên Hồng và TBA 110kV Biển 
Hồ) 
 MC 473/E42 0,71 MC 473/E42 
 MC 473/E41 1,83 
7 Mở MC 473/E42, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
474/E42 → DCL 400-15 → MC 472/E42 
 MC 474/E42 0,63 
 DCL 400-15 0,4 DCL 400-15 
 MC 472/E42 1,38 (đề nghị đấu nối tại điểm 85 để XT 472/E42 cấp 
 điện cho Trung tâm TP) 
8 Mở DCL 400-15, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
473/E41 → DCL 400-12 → DCL 400-11→ MC 477 Cầu số 3 → MC477/E41 
 DCL 400-12 1,8 
 DCL 400-11 1,31 DCL 400-11 
 MC 477 Cầu số 3 2,07 
9 Mở DCL 400-11, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
471/E42 → DCL 471-71 → LBS 400-5 → MC 471 Gốc Vông → DCL 138/52/36-4 T.Thất 
Tùng → LBS 138/19-4 Đông Y → MC 477 Tô Vĩnh Diện → MC 477 Cầu số 3→ MC 
477/E41 
 DCL 471-71/E42 5,73 
 LBS 400-5 3,77 
 MC 471 Gốc Vông 2,82 
 138/52/36-4 TTT 0,26 138/52/36-4 TTT 
 138/19-4 Đông Y 1,02 
 MC 477 T. V Diện 1,41 
 MC 477 Cầu số 3 2,29 
10 Mở DCL 138/52/36-4 TTT, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: 
Vòng MC 477/E42 → DCL 477-791 → MC 474/E42 
 MC 477/E42 0.77 
 DCL 477-791 0.07 DCL 477-791 
 MC 474/E42 0.41 
11 Mở DCL 477-791, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
471/E42 → LTD 400-2 → LTD 471-72 → LTD 400-1 → MC 471/E41 
 LTD 400-2 1.38 
 LTD 471-72 1.38 (mở LTD 471-72 phân vùng cấp điện cho các 
huyện) 
 LTD 400-1 0.72 LTD 400-1 
12 Mở LTD 471-72, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
475/E42 → MC 475 Nguyễn Viết Xuân → LBS 400-16 → DCL 471-71 → MC 471/E42 
 MC 475 NV Xuân 1.78 MC 475 NV Xuân 
 LBS 400-16 1.78 
 DCL 471-71/E42 6.32 
13 Mở MC 475 NVX, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
475/E42 → MC 475 Trà Bá → DCL 400-51 → LBS 400-7 → LBS 400-5 → DCL 471-
71→ MC 471/E42 
 MC 475 Trà Bá 0.6 MC 475 Trà Bá 
 DCL 400-51 0.93 
 LBS 400-7 4.74 
 LBS 400-5 4.74 
 DCL 471-71/E42 5.69 
14 Mở MC 475 Trà Bá, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
475/E42 → DCL 400-19 → MC 471 An Mỹ → DCL 121-4 Chư Á → MC471 Gốc Vông 
→ LBS 400-5 → DCL 471-71 → MC 471/E42 
 DCL 400-19 0.66 DCL 400-19 
 MC 471 An Mỹ 1.53 
 DCL 121-4 Chư Á 2.63 
 MC 471 Gốc Vông 3.03 
 LBS 400-5 4.78 
 DCL 471-71/E42 5.24 
15 Mở DCL 400-19, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng TC 
C41/F7 → MC 475 Làng Lang → TC C41/F19 → LBS 128/1-4 Bàu Cạn → TC C41/F7 
 MC 475 Làng Lang 1.84 
 DCL 128/1-4 Bàu Cạn 0.22 DCL 128/1-4 Bàu Cạn 
16 Mở DCL 128/1-4 Bàu Cạn, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: 
Vòng MC 477/F19 → DCL 400-57 → MC 475/F19 
 MC 477/F19 0.92 
 DCL 400-57 0.39 DCL 400-57 
 MC 475/F19 0.14 
17 Mở DCL 400-57, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
473 Đức Cơ → MC 475/F16 → MC 471/F16 → MC 473 Ia Lang 
 MC 473 Đức Cơ 0.93 
 MC 475/F16 0.93 
 FCO 471-7/F16 0.71 FCO 471-7/F16 
 MC 473 Ia Lang 0.71 
18 Mở FCO 471-7/F16, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng 
473-7/F16 → DCL 159/1-4 C8/Đức Cơ → DCL 471-782/Ia Grai → MC 471/E41 
 DCL 159/1-4 C8 0.81 DCL 159/1-4 C8 
 DCL 471-782 0.81 
19 Mở DCL 159/1-4 C8, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng 
FCO 471-7/E44 → DCL 400-6 → FCO 473-7/E44 
 FCO 471-7/E44 1.63 
 DCL 400-6 0.69 DCL 400-6 
 FCO 473-7/E44 2.95 
20 Mở DCL 400-6, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
476/E50 → LBS 476 Phú Cường → MC 473 Ayun Hạ → DCL 400-2 → MC 471 Nguyễn 
Huệ → FCO 471-7/E44 
 LBS 476 Phú Cường 0.67 LBS 476 Phú Cường (DCL ranh giới 2 huyện) 
 MC 473 Ayun Hạ 0.76 
 DCL 400-2 0.5 
 MC 471 Ng Huệ 0.3 
21 Mở LBS 476 Phú Cường , tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: 
Vòng FCO 471-7/E44 → MC 471 Nguyễn Huệ → DCL 473-72 → FCO 473-7/E44 
 MC 471 Ng Huệ 0.3 
 DCL 473-72/E44 0.24 DCL 473-72/E44 
22 Mở DCL 473-72/E44, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng 
TC C31/F4 → DCL 300-12 → DCL 300-22 → TC C32/F4 
 DCL 300-12 1.69 
 DCL 300-22 1.69 DCL 300-22 
23 Mở DCL 300-22, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng TC 
C33/F4 → DCL 373-71 → DCL 300-32 → TC C33/F4 
 DCL 373-71 0.69 DCL 373-71 
 DCL 300-32 0.69 
24 Mở DCL 373-71, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
371/E42 → DCL 300-6 → DCL 300-8 → TC C31/F7 
 DCL 300-6 3.4 DCL 300-6 
 DCL 300-8 3.4 
25 Mở DCL 300-6, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 
372/E50 → DCL 300-7 → MC 373/F7 
 DCL 300-7 2.36 
 MC 373/F7 1.13 MC 373/F7 
Kết quả chọn 25 điểm mở tại các DCL trên các mạch vòng độc lập của lưới điện ở trên 
sẽ ứng với phương thức vận hành cơ bản của lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai. 
Các kết quả tính toán tổn thất công suất của lưới điện trong các chế độ khác nhau ứng 
với các điểm mở đã chọn trong điều kiện huy động hết nguồn nước được tóm tắt trong bảng 
sau: 
Chế độ 
phụ tải 
ΣPphát 
(MVA) 
Pthuỷ điện (MVA) Pphụtải Qb ΔP ΔP (%) 
Mùa mưa Mùa khô (MVA) (MVAR) (MVA) 
Pmax 
62,4+j26,9 
22,8+j7,6 
60,7+j23,1 
1,34+j1,98 2,21 
 8,36+j2,74 1,04+j1,28 1,72 
Pt.bình 
40,6+17,3 
22,8+j7,6 
39,7+J15,1 
0,75+j1,30 1,91 
 8,36+j2,74 0,39+j0,49 1,02 
Pmin 
22,6+j6,0 
22,8+j7,6 
21,9+j4,2 
0,56+j1,09 2,58 
 8,36+j2,74 0,16+j0,22 0,72 
Để đánh giá ảnh hưởng của lần lượt các nguồn thuỷ điện nhỏ đến lưới điện phân phối 
tỉnh Gia Lai (xét truờng hợp các thuỷ điện phát hết công suất -vào mùa mưa đối với các chế 
độ phụ tải cực đại, trung bình và cực tiểu trong ngày) ta khảo sát thêm tổn thất công suất của 
lưới trong những trường hợp theo thứ tự sau: không có thuỷ điện nhỏ phát vào lưới (lưới phân 
phối nhận điện lưới Quốc gia); lần lượt đưa các nguồn thuỷ điện nhỏ phát vào lưới phân phối. 
Các kết quả thu được như sau: 
 TĐ nhỏ QG D5 I6 I3 I2 I10 I9 I1 I5 I7 I8 I4 
PTĐ (kW) 3200 10500 240 1200 1800 1600 600 300 270 150 3000 
ΣPTĐ 
(kW) 
0 3200 13700 13490 15140 16940 18540 19140 19440 19710 19860 22860 
Trường hợp phụ tải cực đại Pmax = 60,7 MW 
ΔPlưới 
(kW) 1120 1128 1413 1404 1398 1403 1421 1428 1408 1364 1354 1342 
Trường hợp phụ tải trung bình Pt.bình = 39,7 MW 
ΔPlưới 
(kW) 410 429 740 736 734 744 767 776 768 747 742 759 
Trường hợp phụ tải cực tiểu Pmin = 22,5 MW 
ΔPlưới 
(kW) 141 168 495 494 494 508 534 544 542 535 532 566 
(QG: lưới điện quốc gia; D5, I6,...: ký hiệu viết tắt của các nguồn thuỷ điện nhỏ) 
4. Kết luận 
- Thông qua việc tính 
toán các chế độ xác lập của 
lưới điện phân phối và áp dụng 
giải thuật heuristic và tối ưu 
hoá của Civanlar [1] trong bài 
báo đã xác định được các điểm 
mở tối ưu trên lưới và đây là 
cơ sở để xác định phương 
thức vận hành cơ bản cho lưới 
điện phân phối tỉnh Gia Lai. 
- Qua đường cong tổn 
thất công suất của lưới điện 
phân phối tỉnh Gia Lai đối với 
từng nhà máy thuỷ điện phát 
điện lên lưới cho thấy: các 
thuỷ điện có công suất tương 
đối nhỏ so với công suất phụ 
Ảnh hưởng của các thuỷ điện nhỏ đến tổn thất công suất lưới điện 
phân phối Gia Lai
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
0 5000 10000 15000 20000 25000
Tổng công suất phát các thuỷ điện nhỏ (kW)
T
ổ
n
 t
h
ấ
t 
c
ô
n
g
 s
u
ấ
t 
(k
W
)
PT trung bình 
PT min 
PT max 
tải của xuất tuyến mà nó nối vào và nếu càng gần phụ tải thì có tác dụng tích cực là làm giảm 
đáng kể tổn thất công suất trên lưới. Một số nhà máy có công suất lớn hơn công suất phụ tải 
của xuất tuyến mà nó đấu nối vào nếu càng xa phụ tải thì khi phát lên lưới sẽ làm tăng tổn thất 
công suất trên lưới. Đây có thể là một tham khảo trong công tác qui hoạch và thiết kế để xem 
xét, tính toán và quyết định đấu nối các nhà máy thuỷ điện vừa và nhỏ vào lưới điện phân 
phối hiện có hay đấu nối vào lưới điện truyền tải cho phù hợp. 
- Hiện tại trên lưới điện có 20 bộ tụ bù tĩnh trung thế với tổng công suất 6000 kVAR. 
Trong chế độ phụ tải cực tiểu mà các thuỷ điện phát hết công suất lên lưới trong mùa mưa thì 
sẽ có hiện tượng phát ngược công suất phản kháng qua các MBA 110kV lên lưới điện truyền 
tải 110kV. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] S.Civanlar, J.J.Graiger, H.Yin, S.S.H. Lee, Distribution Feeder Reconfiguration For 
Loss Reduction, IEEE Transactions on Power Dilivery, Volum 3, No.3, July 1988. 
[2] Hadi Saadat, Power System Analysis, Mc Graw-Hill, Singapore, 1999. 
[3] Đinh Thành Việt, Tính toán chế độ xác lập của Hệ thống điện miền Trung, Đề tài 
NCKH cấp Bộ, Đại học Đà Nẵng, 2002. 
[4] Trần Bách, Lưới điện và Hệ thống điện, tập 1, NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội, 
2000.