Giới thiệu dự án

Trong bối cảnh công nghiệp hóa và hiện đại hóa hệ thống năng lượng quốc gia, việc phát triển lưới điện truyền tải và phân phối 110kV đóng vai trò huyết mạch trong việc đảm bảo an ninh năng lượng và ổn định kinh tế. Theo thống kê của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), tổn thất kỹ thuật trên lưới truyền tải và phân phối chiếm từ 5.8% đến 6.5% tổng sản lượng điện thương phẩm, trong đó tổn thất công suất phản kháng và độ sụt áp tại các phụ tải xa nguồn là bài toán trọng tâm cần giải quyết.

Đồ án "Thiết kế mạng điện khu vực 110kV" tập trung giải quyết bài toán cấp điện tối ưu cho một trung tâm phụ tải gồm 4 trạm biến áp hạ áp 110/22kV với tổng công suất tác dụng cực đại đạt $P_{max} = 100\text{ MW}$ từ một nguồn phát hệ thống ($U_{dm} = 110\text{ kV}, \cos\varphi = 0.85$). Dự án đối mặt với các thách thức kỹ thuật then chốt: đảm bảo độ tin cậy tuyệt đối cho các phụ tải loại 1 ($P_1 = 15\text{ MW}, P_2 = 30\text{ MW}$), giới hạn sụt áp phía phân phối không vượt quá $\pm 5%$, triệt tiêu hoàn toàn hiện tượng phóng điện vầng quang (corona discharge), đồng thời tối ưu hóa chi phí đầu tư và chi phí tổn thất điện năng hàng năm.

Mục tiêu kỹ thuật của dự án

  1. Cân bằng công suất toàn diện: Xác định chính xác cán cân công suất tác dụng ($P$) và công suất phản kháng ($Q$), tính toán lượng bù sơ bộ và phân phối bù kinh tế tối ưu đạt hệ số công suất $\cos\varphi \ge 0.95$.
  2. Quy hoạch phương án nối dây: Đề xuất và sàng lọc các phương án cấu trúc lưới (hình tia, liên thông, mạch vòng kín) đáp ứng tiêu chuẩn $N-1$ cho phụ tải loại 1.
  3. Lựa chọn thiết bị kỹ thuật: Xác định chủng loại dây dẫn (dòng nhôm lõi thép AC), kiểm tra phát nóng cưỡng bức, cách điện chuỗi sứ 8 bát, tính toán thông số điện kháng - dung dẫn trên tháp thép hình tiêu chuẩn II 110-3.
  4. Tối ưu hóa kinh tế - kỹ thuật: Xây dựng hàm mục tiêu chi phí quy đổi hàng năm $Z \to \min$ dựa trên giá trị suất đầu tư, chi phí tổn thất điện năng ($c = 0.06\text{ USD/kWh}$) và suất đầu tư tụ bù ($6\text{ USD/kvar}$).
  5. Đảm bảo chất lượng điện áp: Phân tích trào lưu công suất trong chế độ cực đại ($P_{max}$), cực tiểu ($P_{min} = 40% P_{max}$) và chế độ sự cố đứt 1 mạch, kết hợp điều áp dưới tải (OLTC).
[Nguồn Hệ Thống 110kV] (cosφ = 0.85)

Phân tích và thiết kế giải pháp

Phân tích hiện trạng

Lưới điện phân phối khu vực thường gặp các hạn chế lớn về khả năng mang tải và tổn thất điện áp khi phụ tải tăng trưởng nhanh.

Cấu trúc mạng điện Ưu điểm kỹ thuật Nhược điểm kỹ thuật Đánh giá tính khả thi kinh tế
Đường dây đơn liên thông Tiết kiệm chiều dài tuyến, giảm khối lượng kim loại màu. Độ tin cậy thấp, sụt áp tích lũy lớn tại cuối nguồn ($\Delta U > 4.5%$). Chi phí đầu tư ban đầu thấp, chi phí tổn thất vận hành cao.
Mạch vòng kín 110kV Phân bố công suất linh hoạt, tổn thất điện áp cục bộ nhỏ. Vận hành rơ-le bảo vệ phức tạp, dòng ngắn mạch tăng cao. Chi phí thiết bị đóng cắt và bảo vệ quá dòng/khoảng cách lớn.
Đường dây lộ kép hình tia Đảm bảo tiêu chuẩn $N-1$, thao tác vận hành đơn giản, độ sụt áp tối ưu ($\Delta U \le 2.02%$). Vốn đầu tư ban đầu cao hơn lộ đơn. Tối ưu nhất khi xét tổng hàm chi phí $Z$ trong vòng đời 10 năm.

Ma trận ưu tiên yêu cầu thiết kế (MoSCoW)

  • Must-have: Đáp ứng tiêu chuẩn $N-1$ cho phụ tải loại 1; sụt áp bình thường $\le 5%$, sự cố $\le 10%$; máy biến áp có khả năng quá tải sự cố $1.4$ lần trong 5 giờ liên tiếp; điện áp tới hạn vầng quang $U_0 > U_{pha} = 63.51\text{ kV}$.
  • Should-have: Bù kinh tế giảm dòng công suất phản kháng truyền tải trên trục chính; sử dụng máy biến áp ba pha ba cuộn dây có điều áp dưới tải (OLTC) biên độ $\pm 9 \times 1.78%$.
  • Could-have: Tích hợp cảm biến giám sát nhiệt độ dây dẫn thời gian thực.
  • Won't-have: Tự động hóa hoàn toàn trạm không người trực kỹ thuật số IEC 61850 trong giai đoạn tính toán sơ bộ.

Thiết kế hệ thống

Tiêu chuẩn kỹ thuật và phần mềm ứng dụng

  • Tiêu chuẩn áp dụng: TCVN 5064:1994 (Dây dẫn trần dùng cho đường dây tải điện trên không), IEC 60076 (Quy chuẩn máy biến áp điện lực), Quy phạm Trang bị Điện Bộ Công Thương (QPTBĐ-2006).
  • Công cụ tính toán & mô phỏng: Module giải thuật tối ưu hóa Python 3.10 (SciPy Optimize, NumPy), thư viện mô phỏng trào lưu công suất Matpower/PyPSA v0.21.0.

Cơ sở dữ liệu thông số kỹ thuật đường dây và trạm

Hệ thống sử dụng cột thép hình tiêu chuẩn II 110-3 với khoảng cách hình học tương hỗ $GMD = D_m = \sqrt[3]{D_{ab} D_{bc} D_{ca}} = 5849.67\text{ mm}$ (mạch đơn) và $6696.70\text{ mm}$ (mạch kép có hoán vị pha).

import numpy as np

def calculate_line_parameters(d_mm, GMD_mm, r0_ohm_per_km):
    """
    Tính toán cảm kháng x0 (Ohm/km) và dung dẫn b0 (S/km) cho lưới 110kV
    d_mm: Đường kính ngoài dây dẫn (mm)
    GMD_mm: Khoảng cách trung bình hình học giữa các pha (mm)
    """
    r_prime = (d_mm / 2) * np.exp(-1/4) # Bán kính tự thân tương đương
    x0 = 0.1445 * np.log10(GMD_mm / r_prime) + 0.0157 # Ohm/km tại f = 50Hz
    
    r_mm = d_mm / 2
    b0 = (2 * np.pi * 50 * 8.854e-12) / np.log(GMD_mm / r_mm) * 1e3 # S/km
    return x0, b0

# Thông số dây AC-150: d = 17mm, r0 = 0.21 Ohm/km
x0_ac150, b0_ac150 = calculate_line_parameters(17.0, 5849.67, 0.21)

           [HỆ THỐNG ĐIỆN KHU VỰC 110KV]
   [KHU VỰC LIÊN TỤC]       [KHU VỰC KHÔNG LIÊN TỤC]
  (Phụ tải loại 1: 1, 2)     (Phụ tải loại 3: 3, 4)
   [Lộ kép hình tia]         [Lộ đơn hình tia]
   [TBA 2 máy biến áp]       [TBA 1 máy biến áp]
   (Điều áp dưới tải)        (Điều áp dưới tải)

Phương pháp nghiên cứu và quy trình triển khai

Quy trình thiết kế tuân thủ quy trình 5 bước theo chu trình kỹ thuật hệ thống:

  1. Thu thập và chuẩn hóa phụ tải: Tính toán phụ tải tính toán $S_{pt}$, đồ thị phụ tải với $T_{max}$ từ $4000\text{ h}$ đến $6000\text{ h/năm}$.
  2. Sàng lọc kỹ thuật: Lựa chọn điện áp định mức qua công thức Still kinh tế: $$U = 4.016 \sqrt{\frac{L}{1.6} + 2P_{kW}} \approx 110\text{ kV}$$
  3. Tối ưu hóa tiết diện dây dẫn: Chọn tiết diện $F$ theo mật độ dòng kinh tế $J_{kt}$: $$F_{kt} = \frac{I_{max}}{J_{kt}}$$ Với dây AC và $T_{max} > 5000\text{ h/năm}$, chọn $J_{kt} = 1.0\text{ A/mm}^2$; $T_{max} \le 5000\text{ h/năm}$, chọn $J_{kt} = 1.1\text{ A/mm}^2$.
  4. Kiểm tra phát nóng và điều kiện vầng quang: Hiệu chỉnh dòng cho phép theo nhiệt độ môi trường thực tế $t = 40^\circ\text{C}$ ($k_{hc} = 0.81$).
  5. Đánh giá kinh tế tổng hợp: Sử dụng hàm chi phí quy đổi hằng năm $Z = (a_{vh} + a_{tc})K + c\Delta A$.

Triển khai kỹ thuật và kết quả tính toán

Quá trình tính toán chi tiết

1. Lựa chọn dây dẫn và kiểm tra phát nóng cưỡng bức

Đối với phụ tải loại 1, xét phương án đường dây lộ kép hình tia:

  • Tuyến N-1 ($P_1 = 15\text{ MW}, L = 10\sqrt{5}\text{ km} \approx 22.36\text{ km}$): Dòng làm việc bình thường mỗi mạch $I_{lv} = 49.21\text{ A}$. Tiết diện kinh tế $F_{kt} = 49.21\text{ mm}^2 \Rightarrow$ Chọn cáp AC-70 ($I_{cp} = 265\text{ A}$, sau hiệu chỉnh $I_{cp,40^\circ C} = 214.65\text{ A}$). Khi đứt 1 lộ, dòng cưỡng bức $I_{cb} = 98.42\text{ A} < I_{cp}$ (Thỏa mãn).
  • Tuyến N-2 ($P_2 = 30\text{ MW}, L = 10\sqrt{5}\text{ km}$): Dòng bình thường $I_{lv} = 98.42\text{ A}$. Chọn cáp AC-120 ($I_{cp,40^\circ C} = 303.75\text{ A}$). Dòng cưỡng bức sự cố $I_{cb} = 196.84\text{ A} < I_{cp}$ (Thỏa mãn).
  • Tuyến N-3 ($P_3 = 30\text{ MW}, L = 10\sqrt{17}\text{ km} \approx 41.23\text{ km}$): Tuyến lộ đơn, $I_{lv} = 165.47\text{ A} \Rightarrow$ Chọn cáp AC-185 ($I_{cp,40^\circ C} = 413.1\text{ A}$).
  • Tuyến N-4 ($P_4 = 25\text{ MW}, L = 20\sqrt{2}\text{ km} \approx 28.28\text{ km}$): Tuyến lộ đơn, $I_{lv} = 144.15\text{ A} \Rightarrow$ Chọn cáp AC-150 ($I_{cp,40^\circ C} = 360.45\text{ A}$).

2. Kiểm tra điều kiện tổn thất vầng quang (Corona Loss)

Điện áp tới hạn phát sinh vầng quang được xác định theo Peek: $$U_0 = 21.1 \cdot m_0 \cdot \delta \cdot r \cdot \ln\left(\frac{D}{r}\right) \quad (\text{kV})$$ Với $m_0 = 0.98$ (dây nhiều sợi vặn), hệ số mật độ không khí $\delta = \frac{3.92 b}{273 + t} = \frac{3.92 \times 75}{273 + 30} = 0.9703$, điện áp pha vận hành $U_{pha} = \frac{110}{\sqrt{3}} = 63.51\text{ kV}$.

  • Với dây nhỏ nhất AC-70 ($r = 0.57\text{ cm}, D = 584.9\text{ cm}$): $$U_0 = 21.1 \times 0.98 \times 0.9703 \times 0.57 \times \ln\left(\frac{584.9}{0.57}\right) = 79.32\text{ kV}$$
  • Vì $U_0 = 79.32\text{ kV} > U_{pha} = 63.51\text{ kV}$, toàn bộ các phân đoạn trên lưới điện hoàn toàn không xuất hiện hiện tượng phóng điện vầng quang trong mọi điều kiện thời tiết.
def check_corona_loss(r_cm, D_cm, m0=0.98, t_celsius=30, p_cmHg=75):
    delta = (3.92 * p_cmHg) / (273 + t_celsius)
    U0_phase = 21.1 * m0 * delta * r_cm * np.log(D_cm / r_cm)
    U_operating_phase = 110.0 / np.sqrt(3)
    is_safe = U0_phase > U_operating_phase
    return U0_phase, is_safe

# Kiểm tra cho cáp AC-70 (r = 0.57cm, D = 584.9cm)
u0_ac70, safe_ac70 = check_corona_loss(0.57, 584.96)
# Kết quả: U0 = 79.32 kV > 63.51 kV (True)

3. Bù kinh tế tối ưu công suất phản kháng

Xây dựng bài toán đạo hàm riêng hàm chi phí $Z$ theo biến dung lượng bù $Q_{bu,i}$: $$\frac{\partial Z}{\partial Q_{bu,i}} = 0 \quad \forall i \in {1, 2, 3, 4}$$ Hệ thống xác định tổng dung lượng bù kinh tế $Q_{bu\Sigma} = 16.7052\text{ Mvar}$, được phân bổ tại trạm biến áp số 3 ($Q_{bu3} = 7.5789\text{ Mvar}$) và trạm biến áp số 4 ($Q_{bu4} = 9.1263\text{ Mvar}$). Sau khi bù, hệ số công suất của toàn hệ thống được nâng từ $\cos\varphi = 0.8$ lên $\cos\varphi' \ge 0.95$, giúp giảm tải dòng điện truyền tải trên trục chính tới $18.4%$.

[THIẾT LẬP BÀI TOÁN BÙ KINH TẾ]
   Đạo hàm riêng: ∂Z/∂Q_bù_i = 0
     [Trạm TBA 3]             [Trạm TBA 4]             [Trạm TBA 1 & 2]
  Q_bù3 = 7.5789 Mvar      Q_bù4 = 9.1263 Mvar      Không cần đặt bù

Đánh giá và kiểm định kết quả

Kết quả phân tích trào lưu công suất và sụt áp trong các chế độ vận hành điển hình:

Phân đoạn / Chế độ Loại dây Dòng làm việc $I$ (A) Tổn thất công suất $\Delta P$ (MW) Tổn thất điện áp $\Delta U$ (%) Trạng thái kỹ thuật
N - 1 (Bình thường) 2 x AC-70 49.21 0.063 0.72% Đạt chuẩn
N - 1 (Sự cố đứt 1 lộ) 1 x AC-70 98.42 0.252 1.44% Đạt chuẩn ($< 10%$)
N - 2 (Bình thường) 2 x AC-120 98.42 0.174 1.15% Đạt chuẩn
N - 2 (Sự cố đứt 1 lộ) 1 x AC-120 196.84 0.696 2.30% Đạt chuẩn ($< 10%$)
N - 3 (Bình thường) 1 x AC-185 165.47 0.721 3.42% Đạt chuẩn
N - 4 (Bình thường) 1 x AC-150 144.15 0.512 2.68% Đạt chuẩn
  • Độ lệch điện áp lớn nhất: Tại chế độ phụ tải cực đại, sụt áp tại thanh cái 22kV trạm 3 đạt $\Delta U_{max} = 3.42% \le 5.0%$ (Thỏa mãn quy chuẩn phân phối).
  • Tổn thất công suất toàn mạng: Tổng tổn thất cực đại $\sum \Delta P = 1.47\text{ MW}$, tương đương chỉ $1.47%$ tổng công suất phụ tải tác dụng truyền tải ($100\text{ MW}$).

Đổi mới kỹ thuật và đóng góp

  1. Phương pháp phân bổ bù phản kháng kết hợp giải tích - kinh tế: Thay vì đặt tụ bù phân tán đồng đều gây dư thừa công suất phản kháng vào ban đêm ($P_{min}$), đồ án ứng dụng giải thuật tối ưu hóa phi tuyến phân bổ tập trung tại các nút có trở kháng tương đương lớn (Nút 3 và Nút 4), tiết kiệm $34,200\text{ USD}$ chi phí đầu tư thiết bị bù.
  2. Cấu trúc lưới lai hóa (Hybrid Topology): Kết hợp linh hoạt giữa đường dây lộ kép hình tia cho phụ tải công nghiệp loại 1 và lộ đơn mở rộng cho phụ tải loại 3, vừa đảm bảo tính liên tục cấp điện $99.98%$ theo tiêu chuẩn quốc tế IEEE 1366, vừa giảm $18.6%$ khối lượng kim loại màu so với phương án mạch vòng toàn phần.
  3. Mô hình hóa chính xác thông số điện dung đường dây lộ kép có hoán vị: Tính toán chi tiết hệ số ghép hỗ cảm và dung dẫn tương hỗ pha - pha, loại bỏ sai số $8 - 12%$ thường gặp khi tính toán sơ bộ bằng công thức gần đúng.
So sánh Chi phí Quy đổi Hàng năm (Hàm Z - Đơn vị: 10^3 USD)
Phương án 1 (Lộ kép liên thông) : 428.9329  ████████████████
Phương án 2 (Lộ kép hình tia)   : 428.8029  ███████████████▌ (TỐI ƯU NHẤT)
Phương án 3 (Lộ đơn mạch vòng)  : 435.2100  █████████████████

Ứng dụng thực tế và triển khai

Khả năng ứng dụng thực tế

Giải pháp kỹ thuật của đồ án áp dụng trực tiếp cho các dự án phát triển hạ tầng lưới điện khu công nghiệp trọng điểm, các khu đô thị mới quy mô từ $80 - 120\text{ MW}$, hoặc dự án nâng cấp lưới điện truyền tải nông thôn từ 35kV lên 110kV của các Công ty Điện lực trực thuộc Tổng công ty Điện lực Miền Nam/Miền Trung/Miền Bắc.

Phân tích chi phí và hiệu quả đầu tư (Cost-Benefit Analysis)

  • Vốn đầu tư ban đầu ($K$): $1,484.75 \times 10^3\text{ USD}$ (Phương án lộ kép hình tia kết hợp lộ đơn).
  • Chi phí tổn thất điện năng hàng năm: $178.33 \times 10^3\text{ USD/năm}$ (Dựa trên $\Delta A = 2972.23\text{ MWh}$, đơn giá $0.06\text{ USD/kWh}$).
  • Thời gian thu hồi vốn phụ ($T_{tc}$): $5.8\text{ năm}$ (nằm trong giới hạn chuẩn từ $5 - 8\text{ năm}$ của EVN).
  • Hàm chi phí hàng năm ($Z$): Đạt mức tối ưu $428.8029 \times 10^3\text{ USD/năm}$, thấp nhất trong tất cả các phương án so sánh.

Lộ trình triển khai 4 giai đoạn

  1. Tháng 1 - 2: Khảo sát địa hình tuyến cột, thiết kế móng cột thép II 110-3 và giải phóng mặt bằng hành lang an toàn lưới điện.
  2. Tháng 3 - 5: Đấu thầu mua sắm vật tư (Dây AC-70, AC-120, AC-150, AC-185, MBA 110/22kV điều áp dưới tải, giàn tụ bù 110kV).
  3. Tháng 6 - 8: Thi công dựng cột, kéo rải căng dây, lắp đặt chuỗi sứ cách điện 8 bát và đấu nối thanh cái trạm.
  4. Tháng 9 - 10: Thí nghiệm hiệu chỉnh rơ-le bảo vệ, nghiệm thu đóng điện xung kích và bàn giao vận hành thương mại.

Hạn chế và hướng phát triển

Hạn chế kỹ thuật

  • Chưa tích hợp mô hình biến động ngẫu nhiên của các nguồn năng lượng tái tạo phân tán (Solar Farm, Rooftop PV) đấu nối trực tiếp vào thanh cái 22kV.
  • Mô hình tính toán ngắn mạch và ổn định quá độ sau sự cố (Transient Stability) mới được kiểm tra ở mức tĩnh, chưa mô phỏng động học hệ thống kích từ máy phát.

Hướng phát triển nâng cao

  • Ứng dụng giải thuật Di truyền (Genetic Algorithm - GA) hoặc Tối ưu hóa bầy đàn (Particle Swarm Optimization - PSO) để tự động hóa hoàn toàn bài toán phân bố tối ưu dung lượng bù và tái cấu trúc lưới điện động.
  • Nâng cấp trạm biến áp sang mô hình kỹ thuật số toàn diện theo tiêu chuẩn IEC 61850 với hệ thống giám sát chẩn đoán nhiệt độ đầu cáp và khí gas hòa tan trong dầu máy biến áp (DGA).

Đối tượng hưởng lợi

  • Sinh viên ngành Kỹ thuật Điện / Hệ thống Điện: Nguồn tài liệu học thuật mẫu mực về phương pháp luận thiết kế mạng điện truyền tải, từ lý thuyết tính toán dòng kinh tế, lựa chọn thiết bị đến phân tích dòng công suất và sụt áp.
  • Kỹ sư tư vấn thiết kế điện (Consulting Engineers): Cung cấp bộ tham số thực nghiệm, quy chuẩn lựa chọn tiết diện dây AC theo điều kiện khí hậu nhiệt đới gió mùa Việt Nam ($t_{mt} = 40^\circ\text{C}$).
  • Doanh nghiệp / Ban quản lý dự án lưới điện: Cung cấp công thức tính toán hàm chi phí quy đổi $Z$ giúp đưa ra quyết định đầu tư chính xác giữa các phương án kỹ thuật phức tạp.

Câu hỏi thường gặp (FAQ)

1. Tại sao đồ án lại lựa chọn cấp điện áp 110kV thay vì 220kV hay 35kV?

Theo công thức kinh tế Still: $$U = 4.016 \sqrt{\frac{L}{1.6} + 2P_{kW}}$$ Với công suất truyền tải $P = 15 - 30\text{ MW}$ và khoảng cách từ nguồn đến phụ tải xa nhất là $41.23\text{ km}$, kết quả tính toán điện áp tối ưu nằm trong khoảng $98.5 - 118.4\text{ kV}$. Do đó, cấp điện áp chuẩn quốc gia 110kV là phương án kinh tế và kỹ thuật tối ưu nhất.

2. Tiêu chuẩn $N-1$ được đảm bảo như thế nào đối với các phụ tải loại 1?

Phụ tải loại 1 (Trạm 1 và Trạm 2) được cấp điện bằng đường dây mạch kép đi chung trụ và trạm biến áp trang bị 2 máy biến áp vận hành song song. Khi xảy ra sự cố đứt 1 lộ đường dây hoặc hỏng 1 máy biến áp:

  • Mạch đường dây còn lại đủ khả năng tải $100%$ công suất cưỡng bức mà không vượt quá dòng phát nóng cho phép ($I_{cb} < I_{cp,40^\circ C}$).
  • Máy biến áp còn lại kích hoạt chế độ quá tải cho phép $1.4$ lần trong 5 giờ để duy trì cấp điện liên tục.

3. Tại sao trạm 3 và trạm 4 chỉ sử dụng 1 máy biến áp và đường dây mạch đơn?

Phụ tải 3 và 4 là phụ tải loại 3 (không yêu cầu cung cấp điện liên tục nghiêm ngặt, cho phép gián đoạn khi xử lý sự cố). Việc sử dụng đường dây đơn và 1 máy biến áp giúp cắt giảm $38.4%$ chi phí đầu tư ban đầu cho máy cắt và biến áp mà vẫn thỏa mãn hoàn toàn quy trình quy phạm kỹ thuật.

4. Giải pháp điều chỉnh điện áp khi phụ tải dao động từ cực tiểu ($P_{min}$) đến cực đại ($P_{max}$)?

Hệ thống sử dụng kết hợp hai giải pháp:

  • Điều chỉnh nấc phân áp của máy biến áp có điều áp dưới tải (OLTC) ở phía 110kV với dải điều chỉnh $\pm 9 \times 1.78%$.
  • Điều khiển đóng/cắt các bộ tụ bù tĩnh kinh tế tại thanh cái 22kV để nâng cao điện áp nút cục bộ vào giờ cao điểm.

5. Chi phí đầu tư thiết bị bù phản kháng có mang lại hiệu quả kinh tế rõ rệt không?

Có. Với suất đầu tư $6\text{ USD/kvar}$, việc đầu tư $16.7052\text{ Mvar}$ tụ bù tiêu tốn $100,231\text{ USD}$, nhưng giúp giảm tổn thất điện năng truyền tải hàng năm $\Delta A$ từ $3,450\text{ MWh}$ xuống $2,972.23\text{ MWh}$, tiết kiệm được $28,666\text{ USD/năm}$. Thời gian hoàn vốn đầu tư của riêng hệ thống tụ bù là $3.49\text{ năm}$.

Kết luận

Đồ án "Thiết kế mạng điện khu vực 110kV" của tác giả Nguyễn Quang Huy (MSSV: 1812397), dưới sự hướng dẫn khoa học của TS. Phạm Thị Minh Thái, đã giải quyết hoàn chỉnh bài toán quy hoạch, thiết kế và tối ưu hóa hệ thống điện khu vực. Đồ án kết hợp chặt chẽ giữa cơ sở lý thuyết hệ thống điện chuẩn mực và các phương pháp tối ưu hóa kinh tế hiện đại, đưa ra phương án đi dây lộ kép hình tia kết hợp lộ đơn tối ưu với hàm chi phí hàng năm thấp nhất $Z = 428.8029 \times 10^3\text{ USD/năm}$, đảm bảo chất lượng điện áp sụt giảm dưới $3.42%$ và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện toàn hệ thống.