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

Tạp chí KHKT Nông nghiệp 2007: Tập V, Số 2: 71-79 Đại học Nông nghiệp I Nghiên cứu ảnh h−ởng của các nguồn thủy điện vừa và nhỏ đến chế độ vận hành của l−ới điện phân phối các vùng nông thôn Research on the influence of mini and micro hydro-power plants on the distribution network in rural areas Trịnh Trọng Ch−ởng1 SUMMARY In the future, energy sources such as: solar power, wind power, mini and micro hydro-power plants... will play a more and more important role in the liberalized electricity market. It should have a significant influence on the power flow, voltage profile and the power quality. Rural areas of Vietnam have height potentiality of mini and micro hydro-power plants with power 1 MW to 30 MW. However there are still few researches on the influence of mini and micro hydro-power plants on the distribution network. This requires a suitable tool to analyze the influence of such technologies on the distribution system. 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 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