Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu

Điện năng giữ vai trò then chốt trong sự nghiệp công nghiệp hóa và hiện đại hóa, đòi hỏi hệ thống điện không chỉ phát triển về nguồn công suất mà còn phải xây dựng hệ thống truyền tải, phân phối tối ưu về mặt kỹ thuật và kinh tế. Đồ án môn học "Thiết kế lưới điện khu vực" do sinh viên khoa Kỹ thuật điện, trường Đại học Điện Lực thực hiện dưới sự hướng dẫn của TS./ThS. Đặng Thành Trung (chuyên ngành Hệ thống điện), giải quyết bài toán thiết kế mạng lưới truyền tải cấp điện áp 110 kV cho một vùng phụ tải công nghiệp - dân dụng gắn với nguồn phát tại chỗ và hệ thống điện quốc gia.

Văn bản xác định các nhiệm vụ nghiên cứu và thiết kế cụ thể theo trình tự:

  1. Phân tích đặc tính kỹ thuật của các nguồn cung cấp điện và 7 phân vùng phụ tải tiêu thụ.
  2. Cân bằng công suất tác dụng và phản kháng; sơ bộ vạch ra các chế độ vận hành (cực đại, cực tiểu, sau sự cố).
  3. Đề xuất các phương án cấu trúc mạng điện, lựa chọn điện áp định mức và tiết diện dây dẫn đường dây tải điện.
  4. Tính toán, so sánh các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật để lựa chọn phương án nối dây tối ưu cho hệ thống.
  5. Lựa chọn chủng loại, số lượng, công suất định mức của máy biến áp và sơ đồ nối điện cho trạm tăng áp nhiệt điện cùng các trạm giảm áp khu vực.
  6. Tính toán chính xác chế độ xác lập dòng công suất, tổn thất điện áp và phương thức điều chỉnh điện áp bằng đầu phân áp dưới tải.
  7. Đánh giá tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật tổng thể của mạng điện hoàn chỉnh.

Đối tượng nghiên cứu là mạng lưới truyền tải điện áp 110 kV khu vực, bao gồm nguồn phát nhiệt điện nội vùng, điểm liên kết với hệ thống điện quốc gia và 7 trạm hạ áp phụ tải. Phạm vi tính toán không gian bao quát các tuyến đường dây truyền tải có cự ly từ 28,3 km đến 60 km; phạm vi thời gian vận hành khảo sát trong chu kỳ một năm với thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{max} = 3600\text{ h}$.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp tính toán thiết kế

Đồ án áp dụng các nguyên lý cơ bản của kỹ thuật hệ thống điện và tiêu chuẩn thiết kế mạng lưới truyền tải hiện hành:

  • Khung lý thuyết và công thức kỹ thuật:
    • Công thức Still xác định điện áp định mức kinh tế của đường dây: $U = 4,34\sqrt{L + 16P}$.
    • Phương pháp chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng điện kinh tế: $F_{kt} = \frac{I_{max}}{J_{kt}}$, với $J_{kt} = 1,1\text{ A/mm}^2$ áp dụng cho dây nhôm lõi thép (AC) có thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{max} = 3600\text{ h}$.
    • Điều kiện kiểm tra vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$ đối với cấp điện áp 110 kV) và kiểm tra phát nóng dòng cho phép khi xảy ra sự cố ngừng một mạch: $I_{sc} \le k_1 k_2 I_{cp}$ (với hệ số nhiệt độ $k_2 = 0,882$).
    • Giới hạn tổn thất điện áp cho phép: $\Delta U_{max} \le 15%$ (lúc bình thường) và $\Delta U_{sc} \le 20%$ (lúc sự cố) đối với mạng hình tia; $\Delta U_{max} \le 15 - 20%$ và $\Delta U_{sc} \le 20 - 25%$ đối với mạng điện kín.
    • Công thức xác định thời gian tổn thất công suất cực đại: $\tau = (0,124 + T_{max} \cdot 10^{-4})^2 \cdot 8760$.
    • Hàm chi phí tính toán hàng năm so sánh kinh tế: $Z = (a_{tc} + a_{vh})K + C_{tt}$, với $a_{tc}$ là hệ số định mức thu hồi vốn đầu tư ($a_{tc} = 0,125$), $a_{vh}$ là hệ số vận hành đường dây và trạm biến áp, $C_{tt}$ là chi phí tổn thất điện năng hàng năm.
  • Phương pháp nghiên cứu: Phương pháp phân tích - tổng hợp; phương pháp mô hình hóa mạng điện thông qua sơ đồ thay thế hình $\Pi$; phương pháp lặp tính toán thủy triều công suất từ phụ tải ngược về nguồn; phương pháp đánh giá so sánh chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật đa phương án.
  • Nguồn dữ liệu: Số liệu thông số nguồn và phụ tải trong nhiệm vụ thiết kế; suất vốn đầu tư 1 km đường dây 110 kV theo quy chuẩn ngành điện Việt Nam; thông số kỹ thuật xuất xưởng của các dòng máy biến áp điện lực ba pha ba cuộn dây và hai cuộn dây loại TPDH.

Nội dung chính theo từng chương

Chương 1: Phân tích nguồn và phụ tải

Chương này xác định đầy đủ các tham số đầu vào của nguồn cấp và hộ tiêu thụ:

  • Nguồn điện: Gồm Hệ thống điện (HTĐ) có công suất vô cùng lớn ($U = 110\text{ kV}$, $\cos\varphi_{HT} = 0,85$), đóng vai trò là nút cơ sở về điện áp và nút cân bằng công suất; và Nhà máy nhiệt điện (NĐ) gồm 3 tổ máy phát có tổng công suất đặt $3 \times 63\text{ MW} = 189\text{ MW}$, $U_{đm} = 10,5\text{ kV}$, $\cos\varphi_{NĐ} = 0,82$. Công suất phát kinh tế của nhà máy nhiệt điện được chọn bằng $85% P_{đm}$ ($P_{kt} = 160,65\text{ MW}$), tỷ lệ tự dùng chiếm $10%$.
  • Phụ tải điện: Cung cấp cho 7 phụ tải có hệ số $\cos\varphi = 0,91$ ($\text{tg}\varphi = 0,456$). Trong đó có 5 phụ tải loại II (hộ 1, 2, 4, 5, 7 - yêu cầu cấp điện liên tục từ hai nguồn hoặc mạch kép, đặt 2 máy biến áp song song) và 2 phụ tải loại III (hộ 3, 6 - cấp điện bằng đường dây đơn, đặt 1 máy biến áp).
Hộ tiêu thụ Loại phụ tải $P_{max}$ (MW) $Q_{max}$ (MVAr) $S_{max}$ (MVA) $P_{min}$ (MW) $Q_{min}$ (MVAr) $S_{min}$ (MVA)
1 II 36,00 16,416 39,566 25,92 11,820 28,488
2 II 25,00 11,400 27,477 18,00 8,208 19,783
3 III 20,00 9,120 21,981 14,40 6,566 15,826
4 II 34,00 15,504 37,368 24,48 11,163 26,905
5 II 58,00 26,448 63,746 41,76 19,043 45,897
6 III 30,00 13,680 32,972 21,60 9,850 23,740
7 II 28,00 12,768 30,774 20,16 9,193 22,157
Tổng — 231,00 105,336 253,884 166,32 75,843 182,796

Chương 2: Cân bằng công suất. Xác định sơ bộ chế độ làm việc của nguồn

Tính toán cân bằng công suất tác dụng và phản kháng cho toàn mạng:

  • Công suất tác dụng: Tổng công suất phụ tải cực đại $\sum P_{pt.max} = 231\text{ MW}$, tổn thất sơ bộ trong lưới là $5%$ ($11,55\text{ MW}$), tự dùng nhà máy là $16,06\text{ MW}$. Tổng nhu cầu là $258,61\text{ MW}$. Nhà máy nhiệt điện phát kinh tế $160,65\text{ MW}$ (lên lưới $144,58\text{ MW}$), phần công suất tác dụng thiếu hụt lấy từ hệ thống điện: cực đại là $97,965\text{ MW}$, cực tiểu là $55,566\text{ MW}$, sự cố hỏng 1 tổ máy phát là $129,15\text{ MW}$.
  • Công suất phản kháng: Tổng công suất phản kháng do nguồn phát (NĐ và HTĐ) cung cấp đạt $172,87\text{ MVAr}$, lớn hơn tổng công suất phản kháng tiêu thụ của toàn mạng gồm phụ tải, trạm biến áp và tự dùng ($132,34\text{ MVAr}$). Kết luận: Hệ thống đảm bảo tự cân bằng, không cần lắp đặt tụ bù bù công suất phản kháng.

Chương 3: Tính chỉ tiêu kỹ thuật

  • Lựa chọn điện áp định mức: Áp dụng công thức Still cho tất cả các nhánh truyền tải, kết quả tính toán điện áp kinh tế dao động từ $66,69\text{ kV}$ đến $101,08\text{ kV}$. Do đó, cấp điện áp định mức chuẩn được lựa chọn thống nhất cho toàn bộ mạng điện là $110\text{ kV}$.
  • Phân chia nhóm và đề xuất phương án:
    • Nhóm 1: Tuyến liên lạc NĐ - HT (60 km), đường dây lộ kép.
    • Nhóm 2: Hệ thống cấp điện cho các phụ tải 4, 5, 7. So sánh 3 phương án: 2a (hình tia lộ kép), 2b (liên thông HT-4-7 lộ kép), 2c (mạch vòng HT-4-7-HT và hình tia HT-5).
    • Nhóm 3: Nhà máy nhiệt điện cấp cho phụ tải 2, 3. So sánh 2 phương án: 3a (hình tia NĐ-2 kép, NĐ-3 đơn), 3b (liên thông NĐ-2 kép, 2-3 đơn).
    • Nhóm 4: Nhà máy nhiệt điện cấp cho phụ tải 1, 6 theo phương án 4a (NĐ-1 lộ kép, NĐ-6 lộ đơn).
  • Lựa chọn tiết diện dây dẫn: Dây nhôm lõi thép AC-70, AC-95, AC-120, AC-150. Kiểm tra vầng quang, điều kiện phát nóng và độ sụt áp lúc vận hành bình thường lẫn khi sự cố đứt một mạch đều thỏa mãn giới hạn kỹ thuật ($\Delta U_{max.bt} \le 5,399% < 15%$, $\Delta U_{max.sc} \le 11,725% < 20 - 25%$).

Chương 4: Tính toán chỉ tiêu kinh tế

Sử dụng hàm chi phí tính toán hàng năm $Z$ để so sánh các phương án trong từng nhóm:

  • Nhóm 2: Phương án 2a có vốn đầu tư $K = 57,710\text{ tỷ đồng}$, hàm chi phí $Z = 18,661\text{ tỷ đồng/năm}$; thấp hơn đáng kể so với phương án 2b ($K = 62,679\text{ tỷ đồng}$, $Z = 21,365\text{ tỷ đồng/năm}$) và phương án 2c ($K = 83,824\text{ tỷ đồng}$, $Z = 27,212\text{ tỷ đồng/năm}$). Lựa chọn phương án 2a.
  • Nhóm 3: Phương án 3a có $K = 28,994\text{ tỷ đồng}$, $Z = 8,812\text{ tỷ đồng/năm}$; có ưu thế kinh tế hơn phương án 3b ($K = 28,997\text{ tỷ đồng}$, $Z = 8,877\text{ tỷ đồng/năm}$). Lựa chọn phương án 3a.
  • Nhóm 4: Phương án 4a có $K = 32,975\text{ tỷ đồng}$, $Z = 10,214\text{ tỷ đồng/năm}$.
  • Nhóm 1: Tuyến liên lạc NĐ - HT có $K = 19,968\text{ tỷ đồng}$, $Z = 7,398\text{ tỷ đồng/năm}$.
  • Kết luận: Mạng điện hình tia kết hợp đường dây liên lạc NĐ-HT là cấu trúc tối ưu toàn diện.

Chương 5: Lựa chọn máy biến áp và sơ đồ các trạm cho phương án được chọn

  • Trạm tăng áp nhiệt điện: Đặt 3 máy biến áp TPDH-80000/110 công suất $80\text{ MVA}$, tỉ số biến áp $115/10,5\text{ kV}$, đấu nối theo khối máy phát - máy biến áp. Chọn sơ đồ 2 hệ thống thanh góp để bảo đảm độ tin cậy vận hành cao nhất cho trạm nguồn.
  • Trạm hạ áp khu vực (110/22 kV): Căn cứ hệ số quá tải sau sự cố $k_{qt} = 1,4$ để chọn công suất định mức:
    • Phụ tải 1, 4: Đặt $2 \times \text{TPDH-32000/110}$ ($32\text{ MVA}$), sơ đồ cầu trong.
    • Phụ tải 2, 7: Đặt $2 \times \text{TPDH-25000/110}$ ($25\text{ MVA}$), sơ đồ cầu trong.
    • Phụ tải 5: Đặt $2 \times \text{TPDH-63000/110}$ ($63\text{ MVA}$), sơ đồ cầu trong.
    • Phụ tải 3: Đặt $1 \times \text{TPDH-25000/110}$ ($25\text{ MVA}$), sơ đồ bộ đường dây - máy biến áp.
    • Phụ tải 6: Đặt $1 \times \text{TPDH-40000/110}$ ($40\text{ MVA}$), sơ đồ bộ đường dây - máy biến áp.

Chương 6: Tính toán chính xác cân bằng công suất và chọn đầu phân áp

  • Xác định trạng thái phân bố dòng công suất chạy trên từng đoạn đường dây, tổn thất công suất tác dụng, tổn thất công suất phản kháng và công suất dung dẫn trong 3 chế độ: cực đại, cực tiểu và các sự cố đơn lẻ (ngừng 1 tổ máy phát, đứt 1 mạch liên lạc NĐ-HT, đứt 1 mạch đường dây kép).
  • Lấy điện áp nút cơ sở tại HTĐ: $U_{cs} = 121\text{ kV}$ (lúc cực đại và sự cố) và $U_{cs} = 115\text{ kV}$ (lúc cực tiểu).
  • Điện áp thanh góp hạ áp quy về cao áp dao động trong khoảng $106,173\text{ kV}$ đến $121,453\text{ kV}$.
  • Sử dụng máy biến áp điều chỉnh dưới tải có dải điều chỉnh $\pm 9 \times 1,78%$, điện áp định mức $115/22\text{ kV}$. Tính toán chọn đầu phân áp tại từng nấc cho 7 trạm hạ áp đảm bảo điện áp thanh cái $22\text{ kV}$ nằm trong phạm vi cho phép ($+5%$ lúc cực đại/sự cố, $+0%$ lúc cực tiểu), với độ lệch điện áp thực tế sau điều chỉnh đạt từ $0,05%$ đến $5,66%$.

Chương 7: Tính các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của lưới điện

Tổng hợp toàn diện các chỉ tiêu vốn đầu tư, tổn thất và chi phí vận hành của toàn bộ hệ thống lưới điện truyền tải thiết kế.

(Lưu ý: Mục lục đồ án có đề cập các Chương 8, 9, 10 về trạm hợp bộ, khí cụ điện và nối đất; tuy nhiên phần nội dung báo cáo chi tiết trong hồ sơ thiết kế được phê duyệt kết thúc ở Chương 7).

Kết quả và đóng góp kỹ thuật

Bảng tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện thiết kế

STT Chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật Đơn vị Giá trị tính toán
1 Tổng công suất phụ tải khi cực đại MW 231,00
2 Tổng chiều dài các tuyến đường dây 110 kV km 346,60
3 Tổng công suất định mức các máy biến áp hạ áp MVA 659,00
4 Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện ($K = K_d + K_t$) $10^9\text{ đ}$ 520,247
5 Tổng vốn đầu tư phần đường dây tải điện ($K_d$) $10^9\text{ đ}$ 139,647
6 Tổng vốn đầu tư phần các trạm biến áp ($K_t$) $10^9\text{ đ}$ 380,600
7 Tổng điện năng các phụ tải tiêu thụ trong năm ($A$) MWh 831.600
8 Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ vận hành bình thường % 5,634
9 Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ sau sự cố % 11,566
10 Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện ($\Delta P$) MW 13,275
11 Tỷ lệ tổn thất công suất tác dụng % 5,75
12 Tổng tổn thất điện năng hàng năm ($\Delta A$) MWh 31.635,10
13 Tỷ lệ tổn thất điện năng % 3,804
14 Chi phí vận hành hàng năm ($Y$) $10^9\text{ đ/năm}$ 91,099
15 Chi phí tính toán quy đổi hàng năm ($Z$) $10^9\text{ đ/năm}$ 156,130
16 Giá thành truyền tải điện năng đ/kWh 10,955
17 Suất vốn đầu tư xây dựng trên 1 MW công suất phụ tải $10^9\text{ đ/MW}$ 2,252

Các giải pháp và đóng góp của đồ án

  • Thiết lập cấu trúc lưới hình tia cấp điện kép cho 5 phụ tải loại II và đường dây đơn cho 2 phụ tải loại III, tối ưu hóa giữa vốn đầu tư xây dựng và yêu cầu đảm bảo an toàn cung cấp điện liên tục.
  • Chứng minh tính khả thi về mặt kỹ thuật khi kết nối song song nguồn phát nhiệt điện nội vùng ($189\text{ MW}$) với hệ thống điện quốc gia qua tuyến kép AC-70 dài 60 km, đảm bảo trao đổi công suất linh hoạt trong mọi kịch bản sự cố.
  • Ứng dụng thành công giải pháp điều áp dưới tải (OLTC) với dải điều chỉnh $\pm 9 \times 1,78%$, giữ ổn định chất lượng điện áp trên thanh góp hạ áp $22\text{ kV}$ cho toàn bộ 7 trạm hạ áp mà không cần đầu tư các thiết bị bù công suất phản kháng đắt tiền.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

  • Hạn chế xuất phát từ phạm vi nghiên cứu:
    • Thiết kế giả định phụ tải có hệ số công suất đồng nhất ($\cos\varphi = 0,91$) và thời gian sử dụng công suất cực đại như nhau ($T_{max} = 3600\text{ h}$), chưa phản ánh hết sự biến thiên độc lập và tính chất ngẫu nhiên của các dạng đồ thị phụ tải thực tế (công nghiệp nặng, thương mại, dân sinh).
    • Chưa xét đến sự cố xếp chồng nhiều phần tử cùng lúc (chỉ dừng ở sự cố đơn lẻ đứt 1 mạch hoặc dừng 1 tổ máy phát).
    • Các phép tính dòng ngắn mạch, lựa chọn khí cụ điện bảo vệ (máy cắt, dao cách ly, thanh cái, chống sét) và hệ thống nối đất trạm tuy có nêu trong đề cương mục lục nhưng chưa được tích hợp chi tiết trong phần thân tính toán.
  • Hướng mở rộng:
    • Mở rộng tính toán chế độ ngắn mạch và lựa chọn thiết bị đóng cắt, bảo vệ rơ-le chi tiết cho các trạm biến áp và đường dây.
    • Ứng dụng các phần mềm mô phỏng hệ thống điện chuyên dụng (như PSS/E, ETAP, PowerWorld) để kiểm tra độ ổn định tĩnh và ổn định động của lưới điện khu vực khi có sự biến động lớn về nguồn và tải.

Giá trị tham khảo

Đồ án là tài liệu tham khảo kỹ thuật hữu ích cho:

  • Sinh viên các ngành Kỹ thuật điện, Hệ thống điện, Mạng & Nhà máy điện khi thực hiện đồ án môn học Thiết kế lưới điện, đồ án tốt nghiệp kỹ sư hoặc các chuyên đề về cung cấp điện.
  • Kỹ sư thiết kế, điều độ lưới điện khu vực cần tài liệu mẫu chuẩn mực về phương pháp luận tính toán thủy triều công suất, lựa chọn đầu phân áp máy biến áp điều áp dưới tải và quy trình đánh giá so sánh chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật theo quy định hiện hành.
  • Phần đáng tham khảo nhất là Chương 3, Chương 5 và Chương 6, nơi trình bày bài bản chuỗi tính toán từ việc chọn tiết diện dây theo mật độ kinh tế $J_{kt}$, xác định thông số tổng trở đường dây/máy biến áp, đến việc thiết lập bảng nấc phân áp chi tiết cho từng chế độ vận hành.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao đồ án kết luận không cần đặt tụ bù công suất phản kháng cho mạng điện?
Dựa trên kết quả cân bằng công suất phản kháng sơ bộ ở Chương 2, tổng công suất phản kháng phát ra từ nhà máy nhiệt điện ($112,13\text{ MVAr}$) kết hợp lượng cấp từ hệ thống điện qua thanh góp liên lạc ($60,74\text{ MVAr}$) đạt tổng cộng $172,87\text{ MVAr}$. Lượng này vượt trội so với tổng công suất phản kháng tiêu thụ của toàn mạng ($132,34\text{ MVAr}$, gồm phụ tải $105,34\text{ MVAr}$, trạm biến áp $15,8\text{ MVAr}$ và tự dùng $11,21\text{ MVAr}$). Do đó nguồn luôn đáp ứng đủ nhu cầu mà không cần đầu tư thêm nguồn bù.

2. Tiêu chuẩn lựa chọn tiết diện dây dẫn và cấp điện áp cho mạng điện này là gì?
Cấp điện áp $110\text{ kV}$ được xác định đồng nhất dựa trên công thức thực nghiệm Still ($U = 4,34\sqrt{L + 16P}$). Tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế $J_{kt} = 1,1\text{ A/mm}^2$ (phù hợp với dây AC và $T_{max} = 3600\text{ h}$), sau đó kiểm tra nghiêm ngặt theo điều kiện vầng quang ($F \ge 70\text{ mm}^2$), điều kiện phát nóng lúc sự cố ngừng 1 mạch ($I_{sc} \le k_1 k_2 I_{cp}$) và độ sụt áp cho phép ($\Delta U \le 15%$ lúc bình thường, $\le 20 - 25%$ lúc sự cố).

3. Phương án nối dây nào được chọn làm phương án tối ưu và vì sao?
Phương án được lựa chọn là cấu trúc mạng hình tia cấp điện từ hai nguồn: Nhà máy nhiệt điện cấp cho các phụ tải 1, 2, 3, 6; Hệ thống điện cấp cho các phụ tải 4, 5, 7; và hai nguồn liên kết với nhau bằng đường dây kép AC-70 dài 60 km. Phương án này chiến thắng nhờ thỏa mãn toàn bộ các điều kiện kỹ thuật về điện áp/dòng điện, đồng thời có tổng vốn đầu tư và hàm chi phí tính toán hàng năm nhỏ nhất trong các phương án so sánh (ví dụ ở nhóm 2, phương án 2a có $Z = 18,661\text{ tỷ đồng}$, thấp hơn nhiều so với $21,365\text{ tỷ đồng}$ của 2b và $27,212\text{ tỷ đồng}$ của 2c).

4. Dải điều chỉnh đầu phân áp của các máy biến áp hạ áp được thiết kế như thế nào?
Toàn bộ các máy biến áp hạ áp tại 7 trạm đều sử dụng loại điều chỉnh dưới tải (OLTC) với dải điều chỉnh $\pm 9 \times 1,78%$ điện áp định mức ($115/22\text{ kV}$). Tùy thuộc vào chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu hay sự cố, đầu phân áp được chọn chuyển nấc từ $-7$ đến $+2$ (điện áp bổ sung từ $-12,282\text{ kV}$ đến $+4,094\text{ kV}$) nhằm giữ độ lệch điện áp trên thanh góp $22\text{ kV}$ luôn trong giới hạn quy định ($+5%$ khi cực đại/sự cố, $+0%$ khi cực tiểu).

Kết luận

Đồ án đã hoàn thành trọn vẹn nhiệm vụ thiết kế kỹ thuật lưới điện khu vực cấp điện áp $110\text{ kV}$ cung cấp cho 7 phân vùng phụ tải với tổng công suất cực đại $231\text{ MW}$. Thông qua các bước tính toán cân bằng công suất, lựa chọn cấu trúc mạng, định cỡ dây dẫn và máy biến áp, đồ án đã chứng minh phương án mạng hình tia liên kết hai nguồn đạt tính tối ưu cao về kinh tế và kỹ thuật. Kết quả thiết kế bảo đảm độ tin cậy cung cấp điện, giữ tổn thất điện năng ở mức thấp ($3,804%$) và kiểm soát chất lượng điện áp ổn định trong mọi chế độ vận hành.