Giới thiệu dự án

Trong bối cảnh đẩy mạnh công nghiệp hóa và hiện đại hóa, nhu cầu tiêu thụ điện năng tại Việt Nam tăng trưởng bình quân từ 8,5% đến 10%/năm theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia (Quy hoạch Điện VIII). Để đáp ứng tốc độ tăng trưởng phụ tải công nghiệp và dân sinh đồng thời hạn chế tình trạng quá tải cục bộ, việc xây dựng các quy hoạch truyền tải điện áp 110 kV có tính kinh tế - kỹ thuật tối ưu là yêu cầu cấp thiết đối với ngành kỹ thuật hệ thống điện.

Đồ án tập trung giải quyết bài toán thiết kế mạng lưới điện khu vực cấp điện áp 110 kV cung cấp nguồn năng lượng ổn định, liên tục cho 6 trung tâm phụ tải với tổng công suất cực đại $P_{\max} = 180\text{ MW}$ ($S_{\max} \approx 195.65\text{ MVA}$) từ một nguồn hệ thống công suất vô cùng lớn ($U_N = 110\text{ kV}, \cos\varphi = 0.85$). Thách thức cốt lõi nằm ở việc phần lớn phụ tải thuộc Hộ loại I (phụ tải 1, 2, 3, 5, 6) đòi hỏi cấp điện liên tục không được phép mất điện trong mọi chế độ vận hành (kể cả sự cố $N-1$), trong khi phải tối thiểu hóa tổng mức đầu tư hạ tầng đường dây và trạm biến áp.

                  [HỆ THỐNG NGUỒN 110 kV]
                   /         |        \
        (2xAC-70) / (2xAC-240)|         \ (2xAC-120)
                 /           |          \
           [TBA 1]       [TBA 3]---------[TBA 5]
           (30 MW)       (38 MW) (2xAC-95) | (1xAC-95)
                            |              |
                         [TBA 2]        [TBA 4]
                         (36 MW)        (20 MW - Loại III)

Mục tiêu cụ thể của dự án:

  1. Tính toán cân bằng công suất tác dụng ($P$) và phản kháng ($Q$), xác định nhu cầu bù công suất phản kháng cho hệ thống.
  2. Lựa chọn cấp điện áp danh định $U_{dm} = 110\text{ kV}$ thông qua công thức kinh nghiệm kỹ thuật truyền tải.
  3. Thiết lập và so sánh 5 phương án cấu trúc mạng điện (hình tia, phân nhánh, mạch vòng khép kín) để chọn ra phương án tối ưu toàn diện.
  4. Lựa chọn số lượng, chủng loại dây dẫn nhôm lõi thép (ACSR) theo mật độ dòng điện kinh tế ($J_{kt} = 1.1\text{ A/mm}^2$) và máy biến áp hạ áp 115/10.5 kV (TPDH).
  5. Tính toán chính xác chế độ xác lập trong 3 trạng thái: Phụ tải cực đại ($P_{\max}$), Phụ tải cực tiểu ($P_{\min} = 50% P_{\max}$), và Chế độ sự cố đứt một mạch ($N-1$).
  6. Thiết kế phương thức điều chỉnh điện áp bằng máy biến áp điều áp dưới tải (OLTC/ĐAXT) phạm vi $\pm 9 \times 1.78%$.

Phạm vi nghiên cứu được giới hạn trong quy mô mạng điện khu vực $10 \times 10\text{ km}^2$ mỗi ô lưới, xét chế độ xác lập tĩnh đối xứng tần số công nghiệp 50 Hz, không xét dao động quá độ phi tuyến.

Phân tích và thiết kế giải pháp

Phân tích hiện trạng

Việc cấp điện cho các phụ tải công nghiệp hỗn hợp đặt ra bài toán lựa chọn cấu trúc sơ đồ mạng điện. Bảng dưới đây so sánh các mô hình cấu trúc đường dây:

Cấu trúc mạng điện Ưu điểm Nhược điểm Đánh giá khả thi
Mạng hình tia độc lập (Phương án 1) Độ tin cậy cực cao, vận hành đơn giản, bảo vệ rơle dễ chỉnh định Chi phí đầu tư đường dây cao nhất ($K_{dd} = 204.75\times 10^9\text{ VNĐ}$) Kém hiệu quả kinh tế
Mạng phân nhánh hỗn hợp (Phương án 2 & 3) Tiết kiệm vốn đầu tư tuyến trục, tổn thất nằm trong giới hạn cho phép Tổn thất điện áp dồn về trạm cuối nhánh Khả thi cao nhất
Mạng mạch vòng kín (Phương án 4 & 5) Phân bố công suất linh hoạt, độ dự phòng cao Vận hành phức tạp, $\Delta U_{sc}$ sau sự cố phân chia lại dòng lớn ($\approx 20.05%$) Khó kiểm soát điện áp

Yêu cầu kỹ thuật được phân loại theo ma trận MoSCoW:

  • Must have (Bắt buộc): Đảm bảo tiêu chuẩn tin cậy $N-1$ cho các phụ tải Hộ loại I; độ sụt áp cực đại bình thường $\Delta U_{bt} \le 10%$, sau sự cố $\Delta U_{sc} \le 20%$; dây dẫn đáp ứng phát nóng $I_{sc} \le k_{hc} \cdot I_{cp}$ ($k_{hc} = 0.8$).
  • Should have (Nên có): Điều áp thanh góp hạ áp $U_{ha} = 23.1\text{ kV} \pm 5%$ ở chế độ cực đại và $22.0\text{ kV} \pm 0%$ ở chế độ cực tiểu.
  • Could have (Có thể có): Vận hành cắt bớt 1 máy biến áp khi non tải để giảm tổn hao không tải $\Delta P_0$.
  • Won't have (Không xét): Mạng điện ngầm cao áp (do chi phí vượt ngưỡng kinh tế cho lưới khu vực nông thôn - bán đô thị).

Thiết kế hệ thống

1. Lựa chọn điện áp định mức

Điện áp định mức từng phân đoạn được sơ bộ xác định theo công thức kinh nghiệm:

$$U_i = 4.34 \sqrt{L_i + 16 P_i} \quad (\text{kV})$$

Với khoảng cách $L_i$ dao động từ $40.0\text{ km}$ đến $76.16\text{ km}$ và công suất truyền tải $P_i$ từ $20\text{ MW}$ đến $38\text{ MW}$, dải điện áp tính toán nằm trong khoảng $86.38\text{ kV} \le U_i \le 110.48\text{ kV}$. Cấp điện áp tiêu chuẩn được chuẩn hóa là $U_{dm} = 110\text{ kV}$.

2. Mô hình hóa phần tử hệ thống

Đường dây trên không 110 kV được mô hình hóa theo sơ đồ thay thế hình $\Pi$ chuẩn:

  • Điện trở tác dụng: $R = \frac{r_0 \cdot L}{n} \quad (\Omega)$
  • Điện kháng cảm ứng: $X = \frac{x_0 \cdot L}{n} \quad (\Omega)$
  • Dung dẫn hòa mạng: $\frac{B}{2} = \frac{n \cdot b_0 \cdot L}{2} \quad (\text{S})$
  • Công suất phản kháng do dung dẫn sinh ra: $Q_c = U^2 \cdot \frac{B}{2} \quad (\text{MVAr})$
              ---[ R + jX ]---
             |                |
            ---              ---
       jB/2 ---         jB/2 ---
             |                |
            ---              ---

3. Chủng loại thiết bị và thông số kỹ thuật

  • Dây dẫn trên không: Dây nhôm lõi thép tiêu chuẩn TCVN 5064: AC-70 ($r_0 = 0.46,\Omega/\text{km}, x_0 = 0.44,\Omega/\text{km}, I_{cp} = 265\text{ A}$), AC-95, AC-120, AC-185, AC-240 ($r_0 = 0.12,\Omega/\text{km}, x_0 = 0.392,\Omega/\text{km}, I_{cp} = 610\text{ A}$).
  • Máy biến áp lực: Dòng máy 3 pha 2 cuộn dây TPDH do Việt Nam chế tạo:
    • TPDH-25000/115/10.5 ($S_{dm} = 25\text{ MVA}, U_k% = 10.5%, \Delta P_k = 120\text{ kW}, \Delta P_0 = 29\text{ kW}, I_0% = 0.8%$).
    • TPDH-32000/115/10.5 ($S_{dm} = 32\text{ MVA}, U_k% = 10.5%, \Delta P_k = 140\text{ kW}, \Delta P_0 = 35\text{ kW}, I_0% = 0.8%$).

Công suất trạm 2 máy biến áp lựa chọn theo điều kiện sự cố quá tải $k_{qt} = 1.4$:

$$S_{dm.MBA} \ge \frac{S_{max}}{1.4 \cdot (n - 1)} = \frac{S_{max}}{1.4}$$

Methodology

Quy trình thiết kế áp dụng phương pháp luận 4 giai đoạn chuẩn IEEE/IEC trong kỹ thuật hệ thống điện:

[Khảo sát & Cân bằng P-Q] 
[Thiết kế sơ đồ không gian & Lựa chọn U_dm]
[Tối ưu hóa kinh tế - kỹ thuật (Chỉ tiêu Z, tiêu chuẩn N-1)]
[Tính toán trào lưu công suất & Điều chỉnh điện áp OLTC]
  • Đánh giá rủi ro kỹ thuật: Rủi ro đứt một mạch lộ kép được xử lý thông qua kiểm tra phát nóng dòng tải sự cố $I_{sc} = 2 \cdot I_{bt} \le 0.8 \cdot I_{cp}$. Rủi ro điện áp trôi ngoài dải định mức được giải tỏa bằng 19 nấc phân áp của bộ điều áp dưới tải.

Implementation và kết quả

Development process

Thuật toán tính toán trào lưu công suất xác lập 2 bước (Two-stage Backward/Forward Sweep) trên sơ đồ thay thế hình $\Pi$:

  • Giai đoạn 1 (Truyền ngược): Giả thiết điện áp các nút $U_i = U_{dm} = 110\text{ kV}$, tính tổn thất công suất trong máy biến áp ($\Delta S_{B}$), trừ công suất phản kháng dung dẫn cuối đường dây ($Q_c$), tính tổn thất đường dây ($\Delta S_d$) và tổng hợp dòng công suất về nút nguồn.
  • Giai đoạn 2 (Truyền xuôi): Đặt điện áp nguồn $U_N = 121\text{ kV}$ (chế độ cực đại) hoặc $115.5\text{ kV}$ (chế độ cực tiểu), tính điện áp thực tế tại các thanh cái và tổn thất điện áp $\Delta U = \frac{P \cdot R + Q \cdot X}{U}$.

Dưới đây là mã nguồn Python mô phỏng giải thuật tính toán trào lưu và lựa chọn nấc phân áp máy biến áp:

import numpy as np

class PowerGridSubstation:
    def __init__(self, name, p_mw, cos_phi, line_r, line_x, b_half_micro_s, s_tba_mva):
        self.name = name
        self.p = p_mw
        self.q = p_mw * np.tan(np.arccos(cos_phi))
        self.r = line_r
        self.x = line_x
        self.b_half = b_half_micro_s * 1e-6
        self.s_tba = s_tba_mva

    def calculate_power_flow(self, u_source_kv=121.0, u_nom_kv=110.0):
        # 1. Tinh ton that trong MBA
        delta_p_mba = 2 * 0.029 + (self.p**2 + self.q**2) / (u_nom_kv**2) * (2.54 / 2)
        delta_q_mba = 2 * 0.200 + (self.p**2 + self.q**2) / (u_nom_kv**2) * (55.9 / 2)
        s_after_tba = complex(self.p + delta_p_mba, self.q + delta_q_mba)

        # 2. Tru cong suat dung dan cuoi duong day
        q_c = (u_nom_kv**2) * self.b_half
        s_line_end = complex(s_after_tba.real, s_after_tba.imag - q_c)

        # 3. Ton that tren duong day
        delta_p_line = (s_line_end.real**2 + s_line_end.imag**2) / (u_nom_kv**2) * self.r
        delta_q_line = (s_line_end.real**2 + s_line_end.imag**2) / (u_nom_kv**2) * self.x
        s_line_start = complex(s_line_end.real + delta_p_line, s_line_end.imag + delta_q_line - q_c)

        # 4. Tinh sut ap
        delta_u_line = (s_line_start.real * self.r + s_line_start.imag * self.x) / u_source_kv
        u_node = u_source_kv - delta_u_line
        
        return {
            "S_injected_MVA": s_line_start,
            "U_node_kV": u_node,
            "Delta_U_kV": delta_u_line,
            "Delta_U_pct": (delta_u_line / u_nom_kv) * 100
        }

# Khởi tạo phân đoạn nút NĐ-1: Dây AC-70 kép, L = 60.83 km
node_1 = PowerGridSubstation("TBA-1", p_mw=30.0, cos_phi=0.92, 
                             line_r=13.99, line_x=13.38, b_half_micro_s=156.9, s_tba_mva=50.0)
res = node_1.calculate_power_flow(u_source_kv=121.0)
print(f"Nút 1: Điện áp = {res['U_node_kV']:.3f} kV | Độ sụt áp = {res['Delta_U_pct']:.2f}%")

Testing và validation

Kết quả phân tích chế độ vận hành xác lập của mạng điện được kiểm chứng qua 3 kịch bản:

  • Chế độ cực đại ($P_{\max} = 180\text{ MW}$): Tổng tổn thất công suất tác dụng $\Delta P_{\Sigma} = 8.265\text{ MW}$ (tương đương $4.592%$). Độ sụt áp lớn nhất trên lưới là nhánh NĐ-6 với $\Delta U_{bt_max} = 4.058% \le 10%$.
  • Chế độ cực tiểu ($P_{\min} = 90\text{ MW}$): Tiến hành cô lập 1 máy biến áp tại các trạm 1, 2, 3, 6 dựa trên điều kiện phụ tải $S_{pt_min} \le S_{dm.1MBA}$. Tổng tổn hao sắt giảm $48.6%$, nâng cao hiệu suất truyền tải.
  • Chế độ sự cố ($N-1$): Đứt 1 dây trên đoạn trục chính NĐ-3. Dòng điện mạch còn lại $I_{sc} = 422.02\text{ A} < k_{hc} \cdot I_{cp} = 488\text{ A}$ (đảm bảo điều kiện phát nóng). Độ sụt áp sự cố lớn nhất toàn mạng $\Delta U_{sc_max} = 7.02% \le 20%$.

Kết quả đạt được

Bảng tổng hợp thông số điện áp và phân nấc điều áp tại các trạm biến áp hạ áp:

Trạm biến áp Công suất trạm $U_{nut}$ Cực đại (kV) Nấc phân áp ($P_{\max}$) $U_{ha}$ Thực tế ($P_{\max}$) $U_{nut}$ Cực tiểu (kV) Nấc phân áp ($P_{\min}$) $U_{ha}$ Sau sự cố ($N-1$)
TBA 1 $2 \times 25\text{ MVA}$ 117.05 Nấc -3 (108.85 kV) $22.86\text{ kV}$ (+3.90%) 112.93 Nấc -3 (108.85 kV) $23.04\text{ kV}$ (+4.73%)
TBA 2 $2 \times 32\text{ MVA}$ 113.75 Nấc -4 (106.80 kV) $22.66\text{ kV}$ (+2.99%) 111.95 Nấc -3 (108.85 kV) $23.03\text{ kV}$ (+4.66%)
TBA 3 $2 \times 32\text{ MVA}$ 116.16 Nấc -3 (108.85 kV) $22.69\text{ kV}$ (+3.14%) 110.43 Nấc -6 (102.70 kV) $23.04\text{ kV}$ (+4.74%)
TBA 4 $1 \times 25\text{ MVA}$ 116.62 Nấc -4 (106.80 kV) $22.71\text{ kV}$ (+3.28%) 118.96 Nấc +1 (117.05 kV) $22.92\text{ kV}$ (+4.19%)
TBA 5 $2 \times 25\text{ MVA}$ 113.05 Nấc -5 (104.75 kV) $22.82\text{ kV}$ (+3.71%) 117.52 Nấc +1 (117.05 kV) $22.78\text{ kV}$ (+3.54%)
TBA 6 $2 \times 25\text{ MVA}$ 116.80 Nấc -2 (110.90 kV) $22.71\text{ kV}$ (+3.23%) 110.85 Nấc -5 (104.75 kV) $22.92\text{ kV}$ (+4.16%)

Tất cả các trạm đều duy trì điện áp thanh cái hạ áp nằm trọn trong dải cho phép $22.0\text{ kV} \le U_{ha} \le 23.1\text{ kV}$ ở mọi kịch bản vận hành.

Đổi mới và đóng góp

So sánh đa phương án cấu trúc mạng

Dự án đã tiến hành mô hình hóa và tính toán kinh tế - kỹ thuật định lượng cho cả 5 phương án cấu trúc:

Chỉ tiêu so sánh Phương án 1 (Hình tia) Phương án 2 (Tối ưu) Phương án 3 (Phân nhánh NĐ-1-2) Phương án 5 (Mạch vòng kín)
$\Delta U_{bt_max}$ (%) 4.87 4.058 3.66 6.15
$\Delta U_{sc_max}$ (%) 4.46 7.02 5.82 8.49
Tổn thất $\Delta A$ ($10^6\text{ kWh}$) 31.21 21.89 29.21 31.02
Vốn xây lắp đường dây $K_{dd}$ ($10^9\text{ đ}$) 204.76 152.32 183.83 182.14
Chi phí tính toán hàng năm $Z$ ($10^9\text{ đ}$) 71.14 51.59 65.06 66.54 
Chi phí tính toán Z (Tỷ VNĐ/năm):
Phương án 1: ████████████████████ 71.14
Phương án 2: ██████████████ 51.59  (Tiết kiệm 27.5% chi phí quy đổi)
Phương án 3: ██████████████████ 65.06
Phương án 5: ██████████████████ 66.54

Đóng góp kỹ thuật

  • Tiết kiệm 25.6% chi phí xây lắp tuyến: Phương án 2 giảm vốn đầu tư xây dựng đường dây từ $204.76\text{ tỷ VNĐ}$ xuống $152.32\text{ tỷ VNĐ}$ nhờ cấu trúc tối ưu tuyến trục NĐ-3 (dây AC-240) rẽ nhánh sang TBA 2 và tuyến NĐ-5 (dây AC-120) rẽ nhánh sang TBA 4.
  • Chiến lược tối ưu hóa tổn thất điện năng: Giảm tổn thất điện năng hàng năm $\Delta A$ xuống $21.89\text{ triệu kWh}$ (thấp hơn $29.8%$ so với phương án 1), giúp giảm chi phí mua điện năng tổn thất tương đương $9.32\text{ tỷ VNĐ/năm}$.
  • Phối hợp điều áp OLTC chủ động: Thiết lập bảng tra nấc phân áp tối ưu cho nhân viên vận hành trạm tương ứng với biểu đồ phụ tải ngày/đêm, loại bỏ hoàn toàn nhu cầu lắp đặt thêm các tụ bù ngang tốn kém tại thanh cái 110 kV.

Ứng dụng thực tế và triển khai

Phân tích chi phí và hiệu quả đầu tư (CAPEX / OPEX)

Tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật hoàn chỉnh của dự án:

  • Tổng mức đầu tư hạ tầng ($K_{\Sigma}$): $400.591\text{ tỷ VNĐ}$.
    • Vốn đầu tư lưới đường dây ($K_{dd}$): $199.791\text{ tỷ VNĐ}$ ($49.88%$).
    • Vốn đầu tư trạm biến áp ($K_{tba}$): $200.800\text{ tỷ VNĐ}$ ($50.12%$).
  • Chi phí vận hành bảo dưỡng hàng năm ($Y$): $5.639\text{ tỷ VNĐ/năm}$.
  • Chi phí tính toán kinh tế hàng năm ($Z = 0.125 \cdot K + Y$): $51.122\text{ tỷ VNĐ/năm}$.
  • Sản lượng điện năng truyền tải hàng năm ($A$): $864.0\text{ triệu kWh/năm}$ ($864.000\text{ MWh}$).
  • Giá thành truyền tải điện năng đơn vị ($p$):

$$p = \frac{Y}{A} = \frac{56.39 \times 10^9\text{ đ}}{864 \times 10^6\text{ kWh}} = 65.266\text{ đ/kWh}$$

  • Suất đầu tư trên 1 MW phụ tải cực đại: $2.225\text{ tỷ VNĐ/MW}$.
Cơ cấu vốn đầu tư (CAPEX = 400.591 Tỷ VNĐ):

Lộ trình triển khai dự án

Hạn chế và hướng phát triển

  • Hạn chế kỹ thuật hiện tại: Đồ án tính toán dựa trên mô hình phụ tải tĩnh đơn thuần ($P, Q = \text{const}$ theo giờ cực đại/cực tiểu), chưa tích hợp thành phần phi tuyến của các lò luyện thép hoặc phụ tải biến tần công nghiệp lớn; giá thành vật tư và đơn giá xây lắp tham chiếu theo định mức tĩnh của Nhà nước tại thời điểm lập đồ án.
  • Hướng phát triển công nghệ:
    1. Tích hợp hệ thống SCADA/EMS: Ứng dụng giải thuật tự động chuyển nấc máy biến áp (AVR) theo thời gian thực kết hợp thiết bị đầu cuối thông minh RTU tại từng trạm.
    2. Đánh giá dòng ngắn mạch và bảo vệ rơle: Tính toán phối hợp bảo vệ khoảng cách (F21) và so lệch dọc đường dây (F87L) để cách ly chọn lọc sự cố trong vòng $< 80\text{ ms}$.
    3. Tích hợp năng lượng tái tạo phân tán: Đánh giá khả năng hấp thụ nguồn điện mặt trời mái nhà và điện gió nối lưới vào thanh cái 22 kV mà không gây quá điện áp ngược.

Đối tượng hưởng lợi

  • Sinh viên kỹ thuật điện/hệ thống điện: Cung cấp tài liệu mẫu hoàn chỉnh về quy trình tính toán mạng điện từ cân bằng công suất, chọn tiết diện dây dẫn theo $J_{kt}$, giải trào lưu công suất 2 bước đến điều áp dưới tải.
  • Kỹ sư thiết kế và tư vấn điện lực: Cung cấp bộ thông số thực nghiệm về suất đầu tư cột thép, đặc tính tổng trở $\Pi$ của các loại dây ACSR và phương pháp đánh giá hàm chi phí tính toán $Z$.
  • Doanh nghiệp phân phối điện (Điện lực Tỉnh / PC): Tham khảo cấu trúc lưới trục kết hợp phân nhánh để giảm chi phí đầu tư $25-27%$ trong khi vẫn bảo toàn tuyệt đối tiêu chuẩn $N-1$.
  • Nhà nghiên cứu học thuật: Mô hình tham chiếu chuẩn (Benchmark 6-bus 110 kV) phục vụ kiểm thử các thuật toán tối ưu hóa thông minh (Genetic Algorithm, Particle Swarm Optimization) trong bài toán quy hoạch mở rộng lưới điện.

Câu hỏi thường gặp

1. Yêu cầu kỹ thuật cốt lõi để triển khai lưới điện 110 kV này là gì?

Hành lang an toàn lưới điện cao áp 110 kV phải đảm bảo khoảng cách an toàn theo Nghị định 14/2014/NĐ-CP; móng cột thép sử dụng móng cọc/bê tông cốt thép đúc sẵn; dây dẫn ACSR có tiết diện tối thiểu $\ge 70\text{ mm}^2$ để chống vầng quang điện; trạm biến áp sử dụng máy cắt SF6 và dao cách ly liên động an toàn.

2. Giới hạn chịu tải sự cố N-1 của lưới điện được đảm bảo như thế nào?

Khi đứt 1 mạch trên đường dây kép, mạch còn lại phải chịu toàn bộ dòng điện $I_{sc} = 2 \cdot I_{bt}$. Toàn bộ các tiết diện AC-70, AC-95, AC-120, AC-185, AC-240 đều đã được kiểm tra đạt điều kiện $I_{sc} \le 0.8 \cdot I_{cp}$, bảo đảm dây không bị phát nóng vượt quá $70^\circ\text{C}$.

3. Khả năng tương thích và liên kết với hệ thống điện quốc gia?

Lưới điện lấy nguồn trực tiếp từ thanh cái trạm 220/110 kV hệ thống thông qua sơ đồ hai hệ thống thanh góp làm việc song song, cho phép chuyển đổi linh hoạt các lộ xuất tuyến mà không gây gián đoạn cấp điện cho các phụ tải quan trọng.

4. Quy trình bảo trì và vận hành hệ thống định kỳ?

Định kỳ kiểm tra nhiệt hồng ngoại mối nối cáp 6 tháng/lần; thí nghiệm định kỳ dầu máy biến áp và kiểm tra cơ cấu tiếp điểm dập hồ quang của bộ điều áp dưới tải OLTC sau mỗi 50.000 lần chuyển nấc; phát quang hành lang tuyến định kỳ tránh sự cố phóng điện chạm đất.

5. Cơ cấu phân bổ chi phí và thời gian hoàn vốn đầu tư?

Với tổng vốn đầu tư $400.591\text{ tỷ VNĐ}$ và hệ số hiệu quả định mức thu hồi vốn $a_{tc} = 0.125$ (tương đương thời gian thu hồi vốn tiêu chuẩn $T_{tc} = 8\text{ năm}$), giá thành truyền tải đạt mức tối ưu $65.266\text{ đ/kWh}$, mang lại tính khả thi tài chính rất cao cho các dự án điện lực khu vực.

Kết luận

Đồ án "Thiết kế lưới điện khu vực" của sinh viên Nguyễn Thế Linh (Đại học Vinh) đã giải quyết toàn diện bài toán cấp điện 110 kV quy mô 180 MW với hàm mục tiêu đa tiêu chí: tối ưu hóa chi phí đầu tư xây lắp ($Z = 51.122\text{ tỷ VNĐ/năm}$), giảm tổn thất điện năng ($\Delta A = 3.28%$), và đảm bảo tuyệt đối chất lượng điện năng theo tiêu chuẩn vận hành hệ thống điện quốc gia. Phương án 2 (cấu trúc mạng phân nhánh tối ưu) được chứng minh là lời giải khoa học nhất, kết hợp hoàn hảo giữa độ tin cậy cung cấp điện $N-1$ cho các phụ tải Hộ loại I và khả năng điều chỉnh điện áp linh hoạt của hệ thống máy biến áp hạ áp 115/10.5 kV.