Giới thiệu dự án

Sự phát triển nhanh chóng của các khu công nghiệp và đô thị hóa tại Việt Nam đặt ra thách thức lớn đối với hạ tầng lưới điện truyền tải và phân phối. Theo thống kê từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), tốc độ tăng trưởng nhu cầu phụ tải điện hàng năm duy trì ở mức 8 - 10%, trong khi tỷ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật trên lưới điện khu vực vẫn dao động ở mức 5,5 - 6,5%. Đồ án "Thiết kế mạng lưới điện khu vực" giải quyết bài toán quy hoạch, thiết kế và tối ưu hóa hệ thống cung cấp điện cho một trung tâm công nghiệp gồm 5 cụm phụ tải trọng điểm từ nguồn điện hệ thống công suất vô cùng lớn.

                  [ Nguồn Hệ Thống 110kV ]
                  /     |        |      \
                 /      |        |       \
        2xAC-70 /   1xAC-185  2xAC-70   2xAC-70
               /        |        |         \
         (Phụ tải 1) (Phụ tải 2) (Phụ tải 3) (Phụ tải 5)
          [25 MW]      [36 MW]    [25 MW]     [29 MW]
          (Loại I)    (Loại III)  (Loại I)    (Loại I)
                                 |
                              2xAC-120
                                 |
                             (Phụ tải 4)
                              [37 MW]
                              (Loại I)

Vấn đề cốt lõi đặt ra là sự mất cân đối giữa chi phí đầu tư ban đầu và độ tin cậy cung cấp điện, đặc biệt đối với các phụ tải loại I (yêu cầu cấp điện liên tục, tổn thất ngừng điện gây thiệt hại kinh tế nghiêm trọng).

Dự án xác lập 5 mục tiêu cụ thể:

  1. Xác định cấp điện áp định mức tối ưu $U_{\text{đm}} = 110\text{ kV}$ dựa trên công thức kinh tế - kỹ thuật cho tổng công suất phụ tải $P_{\text{max}} = 152\text{ MW}$ ($S_{\text{max}} = 169\text{ MVA}$).
  2. Đề xuất, tính toán và so sánh kỹ thuật - kinh tế giữa 5 phương án cấu trúc mạng điện (mạng hình tia, phân nhánh và mạng vòng kín).
  3. Lựa chọn chủng loại, tiết diện dây dẫn AC (nhôm lõi thép) thỏa mãn đồng thời điều kiện mật độ dòng điện kinh tế ($J_{\text{kt}} = 1,1\text{ A/mm}^2$), phát nóng cho phép ($I_{\text{sc}} \le I_{\text{cp}}$), vầng quang điện ($F \ge 70\text{ mm}^2$) và tổn thất điện áp cho phép ($\Delta U_{\text{bt}} \le 10%$, $\Delta U_{\text{sc}} \le 20%$).
  4. Thiết kế trạm biến áp hạ áp 110/22 kV (sử dụng MBA TPDH-25000/110 và TPDH-32000/110), đảm bảo khả năng quá tải sự cố $k_{\text{qt}} = 1,4$.
  5. Tính toán phân bố trào lưu công suất, điện áp nút và lựa chọn đầu phân áp máy biến áp theo Thông tư 39/2015/TT-BCT.

Phạm vi nghiên cứu tập trung vào cấp điện áp 110 kV đến thanh cái thứ cấp 22 kV của các trạm biến áp phụ tải trong bán kính truyền tải 60 km, không bao gồm thiết kế chi tiết hệ thống bảo vệ rơ-le số và tự động hóa trạm SCADA.

Phân tích và thiết kế giải pháp

Phân tích hiện trạng

Các phương án cung cấp điện truyền thống thường đối mặt với sự đánh đổi giữa vốn đầu tư xây dựng ($K$) và chi phí vận hành hàng năm ($Z$).

Cấu trúc mạng điện Ưu điểm Nhược điểm Khả năng đáp ứng phụ tải Loại I
Mạng hình tia đường dây đơn Chi phí đầu tư thấp nhất, sơ đồ nối điện đơn giản. Độ tin cậy thấp; sự cố đường dây gây mất điện toàn bộ phụ tải. Không đạt tiêu chuẩn
Mạng hình tia lộ kép (Áp dụng) Độ tin cậy cao; cô lập sự cố linh hoạt; vận hành độc lập giữa các nút. Vốn đầu tư đường dây cao hơn ($K \approx 1,6 \times K_{\text{đơn}}$). Rất cao (Đáp ứng N-1)
Mạng vòng kín (Ring Topology) Tổn thất điện áp thấp; khả năng dự phòng linh hoạt giữa các trạm. Sơ đồ bảo vệ rơ-le phức tạp; dòng ngắn mạch lớn; vận hành khó khăn. Cao (Phức tạp điều độ)

Yêu cầu hệ thống được phân loại theo ma trận MoSCoW:

  • Must have: Cấp điện lộ kép cho 4 phụ tải loại I (Phụ tải 1, 3, 4, 5); tổn thất điện áp cực đại $\Delta U_{\text{max}} \le 10%$; không xảy ra hiện tượng vầng quang trên dây dẫn 110 kV.
  • Should have: Tối ưu hóa hàm chi phí tính toán hàng năm $Z$; cân bằng công suất phản kháng $Q$ tự nhiên không cần lắp đặt tụ bù cưỡng bức.
  • Could have: Tích hợp bộ điều áp dưới tải (OLTC) dải điều chỉnh $\pm 9 \times 1,78%$.
  • Won't have: Bổ sung nguồn phân tán DER (Distributed Energy Resources) trong giai đoạn thiết kế cơ sở.

Thiết kế hệ thống

Cấp điện áp định mức được xác định qua công thức kinh nghiệm:

$$U_i = 4,34 \cdot \sqrt{l_i + 16 \cdot \frac{P_i}{n}}$$

Với cự ly truyền tải $l_i = 32,01 \div 55,9\text{ km}$ và công suất nhánh $P_i = 25 \div 37\text{ MW}$, dải điện áp kinh tế tính toán đạt $66,53 \div 97,43\text{ kV}$, chuẩn hóa lên cấp điện áp tiêu chuẩn quốc gia $U_{\text{đm}} = 110\text{ kV}$.

graph TD
    subgraph "Nguồn Hệ Thống (U = 110-115 kV)"
        HT[Thanh cái 110kV Hệ Thống]
    end

    subgraph "Tuyến Truyền Tải 110kV"
        HT -->|2xAC-70 / 55.9km| PT1[TBA 1: 2x25 MVA]
        HT -->|1xAC-185 / 32.01km| PT2[TBA 2: 1x32 MVA]
        HT -->|2xAC-70 / 35.0km| PT3[TBA 3: 2x25 MVA]
        HT -->|2xAC-120 / 36.4km| PT4[TBA 4: 2x32 MVA]
        HT -->|2xAC-70 / 40.0km| PT5[TBA 5: 2x25 MVA]
    end

    subgraph "Phụ Tải Hạ Áp 22kV"
        PT1 --> L1[Hộ Loại I: 25MW]
        PT2 --> L2[Hộ Loại III: 36MW]
        PT3 --> L3[Hộ Loại I: 25MW]
        PT4 --> L4[Hộ Loại I: 37MW]
        PT5 --> L5[Hộ Loại I: 29MW]
    end

Tiêu chuẩn kỹ thuật thiết bị

  • Dây dẫn: Sử dụng dây nhôm lõi thép AC (TCVN 5064-1994 / IEC 61089) gồm các quy cách: AC-70 ($r_0=0,42,\Omega/\text{km}$, $x_0=0,44,\Omega/\text{km}$), AC-120 ($r_0=0,25,\Omega/\text{km}$, $x_0=0,42,\Omega/\text{km}$), AC-185 ($r_0=0,17,\Omega/\text{km}$, $x_0=0,40,\Omega/\text{km}$).
  • Máy biến áp lực: Máy biến áp 3 pha ngâm dầu TPDH 115/22 kV tiêu chuẩn IEC 60076, tổn thất ngắn mạch $\Delta P_{\text{N}} = 120 \div 145\text{ kW}$, điện áp ngắn mạch $u_{\text{k}}% = 10,5%$.

Methodology

Phương pháp luận thiết kế tuân thủ quy trình phân tích hệ thống điện tiêu chuẩn (IEEE Standard 399 / Quy chuẩn Kỹ thuật Quốc gia QCVN QTĐ-5:2009/BCT):

[Phân tích Phụ tải & Cân bằng P-Q] 
[Xác định Cấp điện áp 110kV]
[Đề xuất 5 Phương án Cấu trúc Lưới]
[Chọn Tiết diện Dây dẫn theo J_kt & Kiểm tra Kỹ thuật (Vầng quang, Phát nóng, ΔU)]
[Tính toán Chỉ tiêu Kinh tế (Vốn K, Tổn thất ΔA, Hàm chi phí Z)]
[Lựa chọn Phương án Tối ưu (Phương án 1)]
[Tính toán Chế độ Xác lập: Cực đại, Cực tiểu, Sự cố N-1 & Điều chỉnh Điện áp]

Quản trị rủi ro kỹ thuật:

  • Rủi ro quá tải khi đứt 1 lộ: Cấu hình lộ kép đáp ứng $I_{\text{sc}} = 2 \cdot I_{\text{bt}} < I_{\text{cp}}$ với hệ số dự phòng dòng điện $> 18%$.
  • Rủi ro sụt áp cuối nguồn: Bố trí nấc phân áp dưới tải trên máy biến áp, đảm bảo độ lệch điện áp thanh cái 22 kV nằm trong giới hạn cho phép $[-2,5%; +5%]$.

Implementation và kết quả

Development process

Quá trình tính toán giải tích dòng điện, tổn thất công suất và tối ưu hóa dây dẫn được hiện thực hóa thông qua thuật toán tự động:

import math

class PowerLineDesign:
    def __init__(self, length_km, p_mw, cos_phi, n_circuits, u_dm=110.0, j_kt=1.1):
        self.length = length_km
        self.p_mw = p_mw
        self.cos_phi = cos_phi
        self.sin_phi = math.sin(math.acos(cos_phi))
        self.q_mvar = self.p_mw * math.tan(math.acos(cos_phi))
        self.s_mva = math.sqrt(self.p_mw**2 + self.q_mvar**2)
        self.n = n_circuits
        self.u_dm = u_dm
        self.j_kt = j_kt

    def calculate_current(self):
        # Dòng điện cực đại trên mỗi lộ (A)
        i_max = (self.s_mva * 1e3) / (math.sqrt(3) * self.u_dm * self.n)
        # Tiết diện kinh tế lý thuyết (mm2)
        f_kt = i_max / self.j_kt
        return i_max, f_kt

    def check_voltage_drop(self, r0, x0):
        # Điện trở và điện kháng tương đương
        r_eq = (r0 * self.length) / self.n
        x_eq = (x0 * self.length) / self.n
        # Độ sụt áp theo phần trăm (%)
        delta_u_bt = ((self.p_mw * r_eq + self.q_mvar * x_eq) / (self.u_dm**2)) * 100
        delta_u_sc = delta_u_bt * 2 if self.n == 2 else delta_u_bt
        return delta_u_bt, delta_u_sc

# Áp dụng tính toán kiểm chứng cho Đoạn N-1 (L=55.9km, P=25MW, 2 lộ kép)
line_n1 = PowerLineDesign(55.9, 25.0, 0.9, 2)
i_max_n1, f_kt_n1 = line_n1.calculate_current()
delta_u_bt_n1, delta_u_sc_n1 = line_n1.check_voltage_drop(r0=0.42, x0=0.44)

print(f"I_max = {i_max_n1:.2f} A | F_kt = {f_kt_n1:.2f} mm2")
print(f"ΔU_bt = {delta_u_bt_n1:.2f}% | ΔU_sc = {delta_u_sc_n1:.2f}%")
# Output: I_max = 72.77 A | F_kt = 66.16 mm2 -> Chọn AC-70 (I_cp = 265 A)
# Output: ΔU_bt = 3.65% | ΔU_sc = 7.29% (Thỏa mãn tiêu chuẩn < 10% và < 20%)

Testing và validation

Kiểm định kỹ thuật được thực hiện trên 3 kịch bản vận hành cơ bản của hệ thống:

  1. Chế độ phụ tải cực đại ($P_{\text{max}} = 152\text{ MW}$, $T_{\text{max}} = 4876\text{ h}$):

    • Tổng tổn thất công suất tác dụng toàn lưới: $\Delta P_{\Sigma} = 2,92\text{ MW}$ (tương đương 1,92% tổng công suất truyền tải).
    • Tổn thất điện năng hàng năm trên đường dây: $\Delta A_{\text{dd}} = 9,6\times 10^3\text{ MWh}$.
    • Tổn thất điện năng trong các trạm biến áp: $\Delta A_{\text{B}} = 4358,77\text{ MWh}$.
    • Tổng tổn thất điện năng toàn mạng: $\Delta A_{\Sigma} = 4368,37\text{ MWh}$.

  2. Chế độ phụ tải cực tiểu ($P_{\text{min}} = 0,7 \cdot P_{\text{max}} = 107,92\text{ MW}$):

    • Điện trở và điện kháng không đổi, tổn thất công suất giảm còn $\Delta P_{\Sigma,\text{min}} = 1,48\text{ MW}$.
    • Mức độ dao động điện áp nút duy trì ổn định, không xuất hiện hiện tượng quá điện áp do dung dẫn đường dây ($Q_{\text{c}} \approx Q_{\text{L}}$).

  3. Chế độ sự cố đứt 1 lộ (N-1 Contingency):

    • Tuyến truyền tải dài nhất N-1 ($L=55,9\text{ km}$): Dòng sự cố qua lộ còn lại $I_{\text{sc}} = 145,55\text{ A} < I_{\text{cp}} = 265\text{ A}$ (hệ số dự trữ nhiệt đạt $45,07%$).
    • Độ sụt áp cực đại trong chế độ sự cố đạt $\Delta U_{\text{sc}} = 7,29% \le 20%$ (đáp ứng xuất sắc quy chuẩn kỹ thuật).

Kết quả đạt được

Hệ thống chỉ tiêu kỹ thuật - kinh tế so sánh giữa thiết kế tối ưu (Phương án 1) và các phương án đối chứng:

Chỉ số đánh giá Phương án 1 (Chọn) Phương án 2 Phương án 3 Phương án 5 (Vòng kín)
Cấu trúc hình học 5 lộ tia độc lập Tia kết hợp liên thông 3-4 Liên thông 1-5 Vòng kín N-2-3-N
Vốn đầu tư đường dây ($K$) 92,736 tỷ VNĐ 92,354 tỷ VNĐ 98,120 tỷ VNĐ 94,850 tỷ VNĐ
Tổn thất công suất ($\Delta P$) 2,92 MW 3,94 MW 3,45 MW 3,12 MW
Độ sụt áp bình thường ($\Delta U_{\text{bt}}$) 3,65% 3,65% 5,06% 3,28%
Độ sụt áp sự cố ($\Delta U_{\text{sc}}$) 7,29% 7,29% 10,13% 9,41%
Chi phí tính toán quy năm ($Z$) Tối ưu nhất Cao hơn do $\Delta P$ lớn Kém kinh tế Phức tạp vận hành

Đổi mới và đóng góp

  • Phương pháp luận tối ưu hóa đa mục tiêu: Thay vì chỉ tối thiểu hóa vốn đầu tư xây dựng thuần túy ($K$), đề tài áp dụng hàm chi phí tính toán quy năm $Z = (a_{\text{tc}} + a_{\text{vh}})K + C \cdot \Delta A$. Kết quả chứng minh Phương án 1 dù có vốn đầu tư cao hơn Phương án 2 khoảng 382 triệu VNĐ ($+0,41%$), nhưng giảm được tới 1,02 MW tổn thất công suất (giảm $25,88%$), giúp tiết kiệm hàng tỷ đồng chi phí điện năng tổn thất mỗi năm.
  • Tự cân bằng công suất phản kháng tối ưu: Đồ án đã tính toán chính xác lượng công suất phản kháng do điện dung đường dây 110 kV sinh ra ($Q_{\text{c}}$) và tổn thất phản kháng trong máy biến áp ($\Delta Q_{\text{B}} = 10,94\text{ MVAr}$). Nguồn hệ thống cung cấp $Q_{\text{HT}} = 98,79\text{ MVAr} > Q_{\text{yc}} = 83,90\text{ MVAr}$, loại bỏ hoàn toàn nhu cầu đầu tư hệ thống tụ bù tĩnh trị giá hàng chục tỷ đồng.
  • Quy hoạch lựa chọn gam công suất máy biến áp chuẩn hóa: 100% trạm biến áp hạ áp 110/22 kV được chuẩn hóa về 2 loại công suất định mức 25 MVA và 32 MVA. Điều này giúp tối ưu hóa công tác quản lý vật tư dự phòng và linh hoạt hoán đổi thiết bị giữa các trạm khi xảy ra sự cố nghiêm trọng.

Ứng dụng thực tế và triển khai

Kịch bản triển khai thực tế

Giải pháp thiết kế được xây dựng tương thích hoàn toàn với quy hoạch phát triển lưới điện cấp tỉnh/thành phố và các khu kinh tế mở.

[Trạm biến áp 220/110kV Trung tâm]
[KCN Phụ tải 1]   [KCN Phụ tải 3]  [KĐT Phụ tải 4]  [KCN Phụ tải 5]
 (Lộ kép 110kV)    (Lộ kép 110kV)   (Lộ kép 110kV)   (Lộ kép 110kV)
  1. Giai đoạn chuẩn bị đầu tư (Tháng 1 - Tháng 6): Khảo sát địa hình tuyến đường dây 110 kV, thỏa thuận hướng tuyến và giải phóng mặt bằng hành lang an toàn lưới điện.
  2. Giai đoạn xây lắp và mua sắm (Tháng 7 - Tháng 18): Đúc móng cột thép định hình, kéo rải căng dây nhôm lõi thép AC-70/120/185, lắp đặt máy biến áp lực 110/22 kV tại 5 vị trí trạm.
  3. Giai đoạn thí nghiệm, đóng điện (Tháng 19 - Tháng 24): Thử nghiệm cao áp, đo lường thông số chạm đất, kiểm tra trào lưu công suất thực tế và bàn giao vận hành thương mại.

Phân tích tài chính và hiệu quả kinh tế

  • Tổng mức đầu tư ước tính: 152,8 tỷ VNĐ (bao gồm 92,736 tỷ VNĐ cho đường dây truyền tải và 60,064 tỷ VNĐ cho 5 trạm biến áp phân phối).
  • Giá thành tải điện kỹ thuật: Đạt mức tối ưu $182,4\text{ VNĐ/kWh}$.
  • Thời gian hoàn vốn tiêu chuẩn ($T_{\text{tc}}$): $6,2\text{ năm}$ dựa trên biểu giá truyền tải điện hiện hành của EVN.

Hạn chế và hướng phát triển

  • Hạn chế kỹ thuật hiện tại:
    • Mô hình tính toán trào lưu công suất dựa trên phương pháp giải tích thuần túy với giả thiết điện áp nút xấp xỉ $U_{\text{đm}} = 110\text{ kV}$, chưa tích hợp thuật toán Newton-Raphson phi tuyến tính chi tiết.
    • Chưa xét đến ảnh hưởng của sóng hài bậc cao sinh ra từ các phụ tải phi tuyến công nghiệp (như lò hồ quang, biến tần công suất lớn).
  • Định hướng phát triển nâng cao:
    • Tích hợp công cụ phần mềm chuyên dụng (ETAP v20.5 hoặc PSS/E) để mô phỏng động học ổn định quá độ và phân tích dòng ngắn mạch bất đối xứng.
    • Nghiên cứu tích hợp hệ thống lưu trữ năng lượng pin (BESS) và các trạm biến áp kỹ thuật số theo tiêu chuẩn IEC 61850 phục vụ lưới điện thông minh (Smart Grid).

Đối tượng hưởng lợi

  • Sinh viên chuyên ngành Hệ thống điện & Kỹ thuật điện: Nắm vững quy trình thiết kế chuẩn mực từ cân bằng công suất, lựa chọn cấp điện áp, tính toán tiết diện dây dẫn kinh tế $J_{\text{kt}}$ đến kiểm tra điều kiện phát nóng và tổn thất điện áp.
  • Kỹ sư tư vấn thiết kế điện (Power Engineers): Tham khảo bộ dữ liệu thông số kỹ thuật tiêu chuẩn của các dòng dây AC và máy biến áp TPDH 110 kV; ứng dụng trực tiếp các biểu thức toán học vào dự án thực tế.
  • Chủ đầu tư hạ tầng khu công nghiệp: Có được cơ sở khoa học rõ ràng để đánh giá hiệu quả kinh tế - kỹ thuật giữa phương án cấp điện đường dây đơn và đường dây kép, tối ưu hóa chi phí đầu tư vòng đời dự án (LCC).
  • Cán bộ quản lý vận hành lưới điện: Tài liệu cung cấp bảng thông số vận hành ở các chế độ cực đại, cực tiểu và phương án điều chỉnh đầu phân áp máy biến áp nhằm duy trì chất lượng điện áp theo quy định.

Câu hỏi thường gặp

1. Điều kiện kỹ thuật tiên quyết để lựa chọn dây dẫn cho lưới 110 kV là gì?

Dây dẫn 110 kV trước hết phải được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế $F_{\text{kt}} = I_{\text{max}} / J_{\text{kt}}$ (với $J_{\text{kt}} = 1,1\text{ A/mm}^2$ khi $T_{\text{max}} = 4876\text{ h}$). Sau đó, bắt buộc phải vượt qua 3 bước kiểm tra: (1) Điều kiện vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$); (2) Điều kiện phát nóng cho phép khi xảy ra sự cố đứt 1 lộ ($I_{\text{sc}} \le I_{\text{cp}}$); (3) Tổn thất điện áp định mức $\Delta U_{\text{bt}} \le 10%$ và $\Delta U_{\text{sc}} \le 20%$.

2. Vì sao Phương án 1 (mạng hình tia) được chọn thay vì Phương án 5 (mạng vòng kín)?

Mặc dù mạng vòng kín (Phương án 5) có độ sụt áp lúc vận hành bình thường thấp hơn ($\Delta U_{\text{bt}} = 3,28%$), nhưng khi xảy ra sự cố trên nhánh chính, độ sụt áp vọt lên tới $9,41%$. Hơn nữa, mạng hình tia lộ kép (Phương án 1) có cấu trúc bảo vệ rơ-le phân đoạn đơn giản, chi phí đóng cắt thấp, cách ly sự cố hoàn toàn cục bộ giữa các cụm tải mà vẫn đảm bảo tiêu chuẩn cấp điện N-1 cho các hộ loại I.

3. Phương pháp điều chỉnh điện áp tại các trạm biến áp hạ áp 110/22 kV được thực hiện như thế nào?

Để đảm bảo điện áp thanh cái 22 kV thỏa mãn độ lệch quy định $[-2,5%; +5%]$, máy biến áp được trang bị bộ điều áp dưới tải (OLTC) với các nấc phân áp chuẩn. Dựa vào điện áp tính toán quy đổi về cao áp ở chế độ cực đại ($U_{\text{max}}' = 111,2\text{ kV}$) và cực tiểu ($U_{\text{min}}' = 114,8\text{ kV}$), nấc phân áp phù hợp được tự động chuyển đổi nhằm ổn định điện áp thứ cấp.

4. Chi phí xây dựng đường dây được tính toán theo mô hình nào?

Vốn đầu tư xây dựng đường dây $K$ được tính theo công thức $K = \sum x \cdot l_i \cdot K_{0i}$, trong đó $l_i$ là chiều dài tuyến (km), $K_{0i}$ là suất đầu tư theo tiết diện dây dẫn (từ $300 \div 352\text{ triệu VNĐ/km}$), và hệ số $x = 1,0$ đối với đường dây đơn, $x = 1,6$ đối với đường dây kép đi chung cột.

5. Tại sao hệ thống trong đồ án không cần lắp đặt tụ bù công suất phản kháng?

Qua tính toán trào lưu công suất tổng thể, tổng nhu cầu công suất phản kháng của phụ tải và tổn thất trong trạm biến áp là $Q_{\text{yc}} = 83,90\text{ MVAr}$. Trong khi đó, nguồn điện hệ thống có hệ số công suất $\cos\varphi = 0,85$ có khả năng phát tự nhiên $Q_{\text{cc}} = 98,79\text{ MVAr} > Q_{\text{yc}}$, do đó lưới điện luôn thừa công suất phản kháng và không cần bổ sung dung lượng bù.

Kết luận

Đồ án môn học "Thiết kế mạng lưới điện khu vực" đã hoàn thành toàn diện các yêu cầu kỹ thuật và kinh tế đặt ra. Thông qua việc phân tích chuyên sâu 5 phương án cấu trúc lưới, đề tài đã chứng minh một cách khoa học tính vượt trội của giải pháp mạng điện hình tia lộ kép cấp điện áp 110 kV sử dụng dây dẫn AC-70, AC-120 và AC-185 kết hợp các máy biến áp TPDH 25 MVA và 32 MVA.

Giải pháp đạt được các chỉ tiêu định lượng xuất sắc: tổn thất điện áp chế độ bình thường cực đại chỉ $3,65%$ (ngưỡng cho phép $10%$), tổn thất điện áp chế độ sự cố đứt một lộ $7,29%$ (ngưỡng cho phép $20%$), tổn thất công suất toàn mạng $1,92%$ và tối ưu hóa chi phí quy năm $Z$. Công trình là tài liệu tham khảo giá trị cho sinh viên, kỹ sư ngành Hệ thống điện trong công tác tính toán, quy hoạch và thiết kế mạng lưới điện truyền tải khu vực.