Tính toán, phân tích và để xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kv do công ty lưới điện cao thế miền trung quản lý

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ PHÚ HÒA

TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT
MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ
KINH TẾ LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY
LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG QUẢN LÝ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số
: 60 52 02 02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng – Năm 2017


Công trình được hoàn thành tại
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 1:
PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG
Phản biện 2:
TS. LÊ KỶ

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt

nghiệp thạc sĩ Kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào
ngày 13 tháng 5 năm 2017

Có thể tìm hiểu luận văn tại:
 Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học
Bách khoa
 Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN


1
PHẦN MỞ ĐẦU
1. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI
Cùng với nhịp độ tăng trưởng của nền kinh tế và sự gia tăng
dân số toàn cầu, nhu cầu tiêu thụ năng lượng không ngừng tăng lên
trong đó năng lượng điện đóng vai trò then chốt. Trong những năm
qua, sản lượng điện cung cấp cho các ngành kinh tế và sinh hoạt của
nhân dân trên toàn quốc không ngừng tăng lên. Điện thương phẩm
năm 2010 là 159,3 tỷ kWh, công suất cực đại 8.284 MW. Trong khi
đó năm 2016, tổng sản lượng điện thương phẩm là 159,3 tỷ kWh,
công suất cực đại khoảng 26,65 MW. Dự kiến năm 2015, sản lượng
điện thương phẩm khoảng 165.000 tỷ kWh, công suất cực đại khoảng
32.500MW. Để đáp ứng yêu cầu cung cấp điện cho phát triển kinh tế
xã hội của đất nước.
Để đáp ứng cung cấp điện cho phụ tải, hệ thống điện được mở
rộng và phát triển, nhiều nguồn điện mới được đưa vào vận hành, liên
kết lưới điện tăng, dẫn đến nhiều vấn đề về vận hành cần được quan
tâm phân tích, đánh giá: sự làm việc tin cậy của hệ thống trong các
chế độ vận hành, chất lượng điện năng, tổn thất điện năng, hệ thống
bảo vệ rơle, hiệu quả kinh tế trong vận hành….
Trong thực tế hiện nay, việc quy hoạch trung và dài hạn trong

hệ thống điện Quốc gia chỉ đề cập đến nguồn và lưới điện từ cấp điện
áp 220kV trở lên, Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh thành phố đề
cập đến nguồn và lưới điện có cấp điện áp ≤ 110kV. Do cách phân
chia phạm vi của các quy hoạch, nên công tác tính toán phân tích
đánh giá đối với lưới điện 110kV trên phạm vi liên kết từng miền
chưa được đề cập cụ thể; việc tính toán kiểm tra khả năng truyền tải
của lưới điện đấu nối, các liên kết giữa nhà máy điện với hệ thống
điện miền, tìm các giải pháp thích hợp để đáp ứng nhu cầu truyền tải
trong các chế độ khác nhau là cần thiết.
Đề tài đi sâu tìm hiểu các phương pháp tính toán, phân tích và
đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV
do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý.


2
2. MỤC TIÊU NGHIÊN CỨU CỦA ĐỀ TÀI
- Tìm hiểu các phương pháp tính toán, phân tích chế độ làm
việc của hệ thống điện nói chung, hệ thống điện 110kV nói riêng
trong các chế độ vận hành.
- Nghiên cứu tính toán ảnh hưởng của các chế độ sự cố đến độ
tin cậy vận hành của hệ thống.
- Tìm hiểu, lựa chọn phần mềm tính toán để sử dụng cho đề
tài.
- Áp dụng tính toán, phân tích và đề xuất một số giải pháp
nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV do Công ty Lưới điện cao
thế miền Trung quản lý.
3. ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU
- Các phương pháp tính toán, phân tích chế độ làm việc của hệ
thống điện.
- Phần mềm tính toán mô phỏng hệ thống điện PSS/E.

- Lưới điện 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung
quản lý.
4. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
- Tìm hiểu các phương pháp tính toán phân tích chế độ làm
việc của hệ thống điện, lựa chọn phương pháp phù hợp để tính toán
cho mạng điện khu vực.
- Tìm hiểu các phương pháp và phần mềm tính toán cho hệ
thống điện, phân tích lựa chọn phần mềm để sử dụng.
Thu thập số liệu về hệ thống điện 110kV do Công ty Lưới
điện cao thế miền Trung quản lý, tính toán phân tích các chế độ vận
hành để tìm ra các trạng thái nguy hiểm.
- Đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện
110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý.
5. TÊN ĐỀ TÀI
- Căn cứ vào mục tiêu nghiên cứu, đề tài được đặt tên như sau:
“Tính toán, phân tích và đề xuất một số giải pháp nâng cao
hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV do công ty lưới điện cao thế miền
Trung quản lý”.


3
6. BỐ CỤC VÀ NỘI DUNG ĐỀ TÀI
- Bố cục đề tài dự kiến chia làm 3 phần gồm: Phần mở đầu, nội
dung đề tài và phần kết luận, kiến nghị.
- Nội dung đề tài gồm 4 chương như sau:
Chƣơng 1: Tổng quan về hệ thống điện miền Trung và lưới
điện 110kV Công ty Lưới điện cao thế miền Trung.
Chƣơng 2: Tìm hiểu các phương pháp tính toán, tìm hiểu phần
mềm PSS/Ei.
Chƣơng 3: Tính toán, phân tích các chế độ vận hành lưới điện

110kV Công ty Lưới điện cao thế miền Trung.
Chƣơng 4: Đề xuất một số giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế
lưới điện 110kV do Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý.
CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG VÀ LƢỚI
ĐIỆN 110KV CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG
1.1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN MIỀN TRUNG
Khu vực miền Trung bao gồm 13 tỉnh, thành phố là: Quảng
Bình, Quảng Trị, Thừa Thiên - Huế, Thành phố Đà Nẵng, Quảng
Nam, Quảng Ngãi, Bình Định, Phú Yên, Khánh Hoà và 4 tỉnh Tây
nguyên là Kon Tum, Gia Lai, Đắk Lắk và Đắk Nông. Khu vực này có
diện tích khoảng 98000 km2 gần bằng 1/3 diện tích cả nước. Miền
trung có địa hình hẹp, dộ dốc lớn và trải dài gần 1000 km từ chân đèo
Ngang ở phía Bắc đến cầu Du Long ở phía nam tỉnh Khánh Hòa.
Hệ thống điện miền Trung liên kết với HTĐ Quốc gia qua các
đường dây và trạm biến áp sau:
- Nhận từ 6 TBA 500kV: Đà Nẵng, Dốc Sỏi, Thạnh Mỹ,
Pleiku, Pleiku 2 và ĐắkNông.
- Liên kết với Hệ thống điện miền Bắc thông qua:
+ Đường dây 220kV NMNĐ Vũng Áng – T220 Đồng Hới
(E1).
+ Đường dây 220 kV NMĐ Formusa – T220 Ba Đồn.


4
- Liên kết với Hệ thống điện miền Nam qua đường dây 220kV,
110kV:
+ Đường dây 220 kV T220 Nha Trang – Tháp Chàm 2.
+ Đường dây 220 kV mạch kép T500 – Bình Long.
+ Đường dây 110 kV T110 Nam Cam Ranh – Ninh Hải.

+ Đường dây 110 kV T110 Cam Ranh – Tháp Chàm 2.
+ Đường dây 110 kV T110 ĐăkR’Lấp – Bù Đăng.
1.1.1. Phụ tải Hệ thống điện miền Trung.
1.1.1.1. Phân tích biểu đồ phụ tải:
1.1.1.2. Phụ Tải HTĐ miền Trung.
1.1.2. Nguồn và lƣới hệ thống điện miền Trung.
1.1.2.1. Nguồn điện.
1.1.2.2. Lưới điện.
1.1.2.3 Kết lưới cơ bản của hệ thống điện miền Trung.
1.2. TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN THUỘC CÔNG TY LƢỚI
ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG
1.2.1. Giới thiệu chung
1.2.2. Chức năng và nhiệm vụ chính
1.2.3. Mô hình tổ chức quản lý sản xuất
1.2.4. Nguồn lực hiện có
1.3. KẾT LUẬN
Khu vực miềnTrung có địa hình phức tạp, nhiều đồi cao, suối
sâu, khí hậu khắc nghiệt, mà hệ thống truyền tải điện với cấp điện áp
cao, công suất và chiều dài đường dây lớn, nên lưới truyền tải khu
vực này thường phải được tách ra sửa chữa và cũng thường xuyên
xảy ra sự cố ảnh hưởng lớn đến sự tin cậy vận hành của hệ thống.
Hậu quả của chúng ảnh hưởng là rất nghiêm trọng đến đời sống kinh
tế - xã hội và an ninh quốc phòng của các địa phương miền trung.
Chính vì thế, việc tính toán, phân tích các chế độ vận hành và đề
xuất một số pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV do Công
ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý để khắc phục các tình trạng
trên là cần thiết.


5

CHƢƠNG 2
TÌM HIỂU CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN,
TÌM HIỂU PHẦN MỀM PSS/E
2.1. TÌM HIỂU CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN MẠNG
ĐIỆN
2.1.1 Định nghĩa bài toán
Giải tích chế độ xác lập của lưới điện (PF: Power Flow, Load
Flow Calculation) là xuất phát từ các phương trình chế độ xác lập để
xác định phân bố dòng, áp, công suất trong lưới, bằng cách giải các
phương trình này. PF là một bộ phận của tính toán tối ưu hóa
(optimization) chế độ làm việc, tính toán ổn định (stability) hay phân
tích chế độ sự cố. Tính toán PF thuộc loại tính toán nghiên cứu
(study), không sử dụng các dữ liệu thời thực (real time).
Nếu gọi điện áp phức (chế độ xác lập) ở một nút lưới k là
uk  vk  jwk và dòng điện phức phụ tải hay nguồn điện ở nút k là

ik thì ta có phương trình chế độ xác lập ik  Ykm u m với Ykm là
m

phần tử phức ma trận tổng dẫn nút với nút cơ sở điện áp là nút trung
tính (đất). Ký hiệu
chỉ tổng lấy theo mọi nút (kể cả nút k, nhưng


m

trừ nút đất). Vì đây là ma trận hằng nên vế phải của phương trình
(biểu diễn lưới điện) là tuyến tính với u m , trong khi đó nếu công suất
nút được cho chứ không phải dòng nút, ta có vế trái (đặc trưng cho
nguồn và tải) cho bởi ( pk  jq k ) / uk* là phi tuyến đối với điện áp

(dấu * chỉ số phức liên hợp).
Biến đổi phương trình này ta có công suất nút (công suất pha
ứng với áp pha hoặc công suất 3 pha ứng với áp dây):
* *
pk  jq k  u k ik*  u k Ykm
um
(2.1)


m

Trong đó số phức tổng dẫn biểu diễn bởi: Ykm  Gkm  jBkm .
Thế thì ta có:


6

pk  jq k  (vk  jwk ) [(vm  jwm )(Gkm  jBkm )]
m

Tách phần thực, phần ảo và đặt:

S (k )   (vm Gkm  wm Bkm )
m

Z (k )   ( wm Gkm  vm Bkm )

(2.2)

m

Ta sẽ có:

 pk  vk S (k )  wk Z (k )

 qk  wk S (k )  vk Z (k )

(2.3)

Đó là phương trình nút ở dạng cân bằng công suất viết theo
điện áp ở tọa độ vuông góc: uk  vk  jwk .
Ta cũng có thể sử dụng phương trình nút ở dạng cân bằng
dòng:

 (v

m

 jwm )(Gkm  jBkm )  ik  0

m

Có thể thấy rằng tổng trong phương trình này chính bằng S(k)
+ jZ(k). Thay
ik  ( pk  jq k ) /(vk  jwk ) và tách thực, ảo, ta rút ra được 2
phương trình cho phần thực, ảo ký hiệu tuần tự là:

pk vk  qk wk

 (k )  S (k )  v 2  w 2  0

k
k

pk wk  qk vk
 ( k )  Z ( k ) 
0

vk2  wk2

(2.4)

Công thức PF thường hay sử dụng điện áp viết ở tọa độ cực:
u k  uk exp( j k ) (ký hiệu exp( j k )  e j ). Nếu tổng dẫn cũng
viết ở tọa độ cực: Ykm  Ykm exp( j k ) thì thay vào (4.1) ta có:

pk  jq k  u k exp( j k ) u m exp(  j m )Ykm exp(  j km )
m

 u k  u mYkm exp( j km  j km )
m


7
Trong đó:  km   k   m . Tách thực ảo ta được:

pk  u k  u mYkm cos( km   km )
m

qk  u k  u mYkm sin( km   km )

(2.5)

m

Cũng có thể viết dưới dạng:

pk  u k  u m (Gkm cos  km  Bkm sin  km )
m

qk  u k  u m (Gkm cos  km  Bkm sin  km )

(2.6)

m

Các phương trình (2.3), (2.4), (2.5), (2.6) là dạng tọa độ vuông
góc và tọa độ cực của phương trình chế độ xác lập. Chú ý ký hiệu
chỉ tổng lấy theo mọi nút kể cả nút k và nút cân bằng. Các


m

phương trình này mô tả cân bằng công suất (dòng) ở các nút và là
phương trình đại số phi tuyến đối với điện áp. Chú ý rằng các phương
trình này không chứa biến thời gian vì ta đang xét chế độ xác lập.
Cũng chú ý rằng ta đã tách phần thực và phần ảo nên tất cả các đại
lượng trong phương trình đều là số thực. Tuy nhiên, cũng có thể sử
dụng biến phức nhờ sự trợ giúp của máy tính, vấn đề sao cho đạt hiệu
quả tính toán cao hơn.
Giả sử lưới điện có n+1 nút đánh số từ 0 đến n, không kể nút

trung tính. Tại mỗi nút có 4 biến thực: pk , qk , uk ,  k hoặc

pk , qk , vk , wk . Nếu cho trước 2(n+1) các đại lượng này, thì từ
2(n+1) phương trình chế độ xác lập nói trên, ta có thể xác định
2(n+1) biến còn lại. Giả thiết này được thõa mãn, nếu như ta xem xét
trường hợp biểu diễn nút phụ tải bởi công suất P, Q hằng số đã biết
(bao gồm cả nút nối dây có P=0, Q=0 hoặc Q=Qc với Qc mô tả công
suất trên điện dung của đường dây nối tới nút), còn ở nút nguồn điện
cho trước công suất tác dụng P và môđun điện áp u (các nút loại này
được gọi là nút điều khiển điện áp).
Tuy nhiên xem xét kỹ hơn ta có 2 nhận xét sau:
- Phương trình tọa độ cực (2.5), (2.6) chứa một biến số là góc
pha của điện áp, nhưng các phương trình này chỉ phụ thuộc vào góc


8
tương đối giữa 2 nút  km   k   m , do đó nếu cộng thêm một đại
lượng nào đó vào tất cả các góc thì không làm thay đổi phương trình.
Đó là vì về mặt vật lý góc điện áp được định nghĩa so với một “mốc”
nào đó tùy chọn. Điều này cũng có nghĩa rằng ta phải chọn trước góc
cho một nút nào đó.
- Không thể xác định trước công suất P ở tất cả các nút của
lưới điện, vì điều kiện cân bằng công suất quy định phải có một nút
tại đó công suất phát vào lưới phụ thuộc tổng công suất phụ tải, tổn
thất công suất trên lưới và công suất đã cho ở các nút nguồn khác.
Nút này gọi là nút cân bằng công suất (swing bus, slack bus) và được
chọn trong số các nút nguồn. Vì thế không thể cho trước P ở tất cả
các nút nguồn như giả thiết ở trên.
Tóm lại, 3 loại nút thường được xử lý trong tính toán PF là:
1. Nút PV hay nút điều khiển điện áp: Công suất tác dụng P và

biên độ điện áp u được cho trước. Đây thường là các nhà máy điện
với u ddwwocj duy trì bởi thiết bị điều chỉnh tự động điện áp (AVRautomatic voltage regulator) hay các trạm bù công suất phản kháng.
Việc duy trì điện áp được thực hiện bởi điều chỉnh công suất phản
kháng nguồn phát ra. Tất nhiên khoảng điều chỉnh này có giới hạn do
giới hạn của dòng stator và giới hạn của dòng kích từ của máy điện
đồng bộ, cũng như điều kiện làm việc ổn định ở chế độ thiếu kích
thích. Do đó ở các nút loại này thường phải xét điều kiện ràng buộc:
(2.7)
Qkmin  qk  Qkmax
2 .Nút PQ: Thường là nút phụ tải điện ở đó công suất tiêu thụ
giả thiết là không biến động theo độ lệch nhỏ của điện áp trong chế
độ xác lập.
3. Nút cân bằng: Phát sinh do tổn thất công suất trong lưới là
không biết trước khi tính toán giải tích chế độ. Nút này thường được
chọn trong số các nút nguồn và ứng với nhà máy điện làm nhiệm vụ
điều chỉnh tần số. Tại nút cân bằng cho trước u,θ. Thông thường các
chương trình PF dùng một nút cân bằng, tuy nhiên cũng có thể xử lý
bài toán giải tích trong hệ thống hợp nhất, bao gồm nhiều vùng, nhiều
nút điều chỉnh tần số và công suất trao đổi (mua, bán) giữa các vùng.


9
2.1.2 Phƣơng pháp lặp Gauss-Seidel giải tích lƣới điện:
2.1.3 Phƣơng pháp Newton-Raphson
2.1.3.1 Phương trình lặp Newton-Raphson
2.1.3.2 Jacobian của các phương trình chế độ xác lập:
2.3 TÌM HIỂU PHẦN MỀM TÍNH TOÁN PSS/E
2.3.1. Đặt vấn đề
Hầu hết các phần mềm tính toán dựa trên cơ sở thuật toán lặp
Newton - Raphsson và Gauss - Seidel.

2.3.2. Phân tích và lựa chọn phần mềm ứng dụng
Hiện nay phần mềm PSS/E đang được ngành điện ở Việt Nam
sử dụng để tính toán thiết kế cũng như quản lý vận hành hệ thống.
Vì tính ưu việt của phần mềm PSS/E nên chọn phần mềm này
để sử dụng tính toán cho đề tài luận văn.
2.3.3 Tìm hiểu các tính năng của phần mềm PSS/E
2.3.3.1 Các chức năng chính của chương trình PSS/E
Chương trình PSS/E là chương trình mô phỏng hệ thống điện
trên máy tính. Các tính toán phân tích hệ thống mà chương trình có
khả năng thực hiện bao gồm:
- Tính toán phân bố công suất.
- Tính toán hệ thống khi xảy ra các sự cố.
- Phân tính ổn định của hệ thống điện.
2.3.3.2. Nhập dữ liệu hệ thống điện vào chương trình PSS/E
- Dữ liệu ban đầu (Identification Data)
- Dữ liệu nút (Bus Data)
- Dữ liệu tải (Load Data)
- Dữ liệu MF (Generator Data)
- Dữ liệu nhánh đƣờng dây (Nontransformer Branch Data)
- Dữ liệu nhánh MBA (Transformer Branch Data)
- Dữ liệu của khu vực (Area Interchange Data):
- Dữ liệu của các thiết bị đóng cắt nguồn vô công (Switched
Shunt Data)
2.4. KẾT LUẬN
Để tính toán thiết kế và vận hành HTĐ thường sử dụng các
phương pháp giải tích mạng điện như Newton-Raphson và Gauss -


10
Seidel. Xuất phát từ các phương pháp trên người ta xây dựng được

nhiều phần mềm tính toán mô phỏng hệ thống điện.
Phần mềm PSS/E là phần mềm mạnh, có hầu hết các chức
năng phân tích hệ thống điện và được sử dụng rộng rãi của chương
trình PSS/E trong ngành điện Việt Nam. Do đó tác giả lựa chọn
phần mềm PSS/E làm chương trình tính toán mô phỏng cho đề tài.
CHƢƠNG 3
TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ CÁC CHẾ ĐỘ VẬN
HÀNH LƢỚI ĐIỆN 110KV CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ
MIỀN TRUNG QUẢN LÝ
3.1. MỞ ĐẦU
3.2 TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ CÁC CHẾ ĐỘ
VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 110kV KHU VỰC MIỀN
TRUNG
3.2.1. Số liệu và sơ đồ tính toán
3.2.1.1 Số liệu tính toán
- Thông số hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung gồm có
thông số đường dây, thông số MBA và thông số máy phát.
- Thông số vận hành gồm thông số phụ tải tại thanh cái 6kV,
15kV, 22kV, 35kV tại các TBA 110kV. Phụ tải được đưa ra để tính
toán dựa trên dự báo phụ tải của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện
miền Trung (Dự báo phụ tải HTĐ miền Trung năm 2016 theo
phương án cơ sở); Chế độ huy động nguồn gồm công suất phát của
các nhà máy phát lên cấp điện áp 110kV, công suất nhận từ các TBA
220kV, 500kV dựa trên kế hoạch huy động nguồn tại “Phương thức
vận hành hệ thống điện năm 2016” của Trung tâm Điều độ Hệ thống
điện Quốc gia.
3.2.1.2 Sơ đồ tính toán
Sơ đồ tính toán lưới điện miền Trung năm 2016 như hình 1.1
3.2.2. Điều kiện tính toán
Trong chế độ làm việc bình thường, điện áp các nút trên lưới

điện 110kV cho phép dao động ở mức 110kV±5%. Tuy nhiên để


11
giảm tổn thất điện năng, các Công ty Điện lực mong muốn giữ điện
áp vận hành ở mức (1,05 ÷ 1,1)Uđm tức là duy trì ở mức 115 ÷
121kV. Do đó để thuận tiện phân tích điện áp tại các nút trên lưới, ta
đặt trong hệ tương đối: 1pu=115kV. Từ đây về sau, trong tính toán
phân tích các chế độ vận hành bình thường thì điện áp nằm ngoài
phạm vi cho phép (0.95pu ÷ 1.05pu) được xem là nút nguy hiểm.
Các nhánh có mức độ mang tải trong trường hợp vận hành bình
thường ≥ 70% công suất biểu kiến định mức cần xem xét và kiến
nghị chống quá tải.
Đối với các trường hợp sự cố, giới hạn điện áp vận hành được
tính toán trong phạm vi 115kV±10% (0.9pu ÷ 1.1pu). Mức độ mang
tải của các nhánh có thay đổi trào lưu công suất trong trường hợp sự
cố được kiểm tra ở mức nhỏ hơn công suất biểu kiến định mức.
3.2.3 Tính toán phân tích, đánh giá các chế độ vận hành
của hệ thống điện 110kV khu vực miền Trung
3.2.3.1 Khi hệ thống vận hành bình thường (chế độ 1)
a. Kết quả tính toán tổn thất công suất:
- Tổn thất trong lưới :
 P = 33,4 MW
- Tỷ lệ tổn thất:
 P%= 2,23%
b. Kiểm tra điện áp tại các nút:
b.1. Nút điện áp thấp : U < 0.95pu
Không có nút nào có điện áp dưới 0.95pu.
b2. Nút điện áp cao : U > 1.05pu.
Một số nút ở gần nhà máy có điện áp lớn hơn 1.05pu

c. Kiểm tra các phần tử mang tải lớn hơn 70%:
- Không có phần tử nào bị quá tải.
d. Phân tích, đánh giá:
Trong chế độ vận hành bình thường, không có nút nào có điện
áp dưới 0.95pu, không có nhánh nào bị quá tải. Tổn thất truyền tải là
33,4MW (tỷ lệ 2,23%). Trào lưu công suất và điện áp chi tiết các nút
như trên hình 3.1 (Bắc miền Trung) và hình 3.2 (Nam miền Trung).
3.2.3.2. Khi sự cố đường dây 110kV Nha Trang – Ninh Hòa
(chế độ 2)
a. Kết quả tính toán tổn thất công suất:


12
- Tổn thất trong lưới :
 P = 35,7 MW
- Tỷ lệ tổn thất:
 P%= 2,38%
b. Kiểm tra điện áp tại các nút:
b.1. Nút điện áp thấp : U < 0,95pu
Có 2 nút có điện áp dưới 0.9 pu
b2. Nút điện áp cao : U > 1,05pu
- Không có nút nào có điện áp > 1,05pu
c. Kiểm tra các phần tử mang tải lớn hơn 70%:
- Không có đường dây nào bị quá tải
d. Phân tích, đánh giá: Trong chế độ sự cố ĐZ 110kV Nha
Trang - Ninh Hòa, có 02 nút có điện áp dưới 0.9pu, gây quá tải
đường dây 110kV Tuy Hòa – Hòa Hiệp. Tổn thất truyền tải 35,7MW
(Tỷ lệ 2,38%).
3.2.3.3. Khi sự cố đường dây 110kV Krông Buk- Buôn Ma
Thuột (chế độ 3)

a. Kết quả tính toán tổn thất công suất:
- Tổn thất trong lưới :
 P = 42.5 MW
- Tỷ lệ tổn thất:
 P%= 2,83%
b. Kiểm tra điện áp tại các nút:
b.1. Nút điện áp thấp : U < 0,95pu
- Không có nút nào có điện áp < 0,95pu
b2. Nút điện áp cao : U > 1,05pu
- Không có nút nào có điện áp > 1,05pu
c. Kiểm tra các phần tử mang tải lớn hơn 70%:
- Có 01 đường dây bị quá tải đó là: đường dây 110kV K rông
Buk – Hòa Thuận. Quá tải 138%.
d. Phân tích, đánh giá:
Trường hợp sự cố đường dây 110kV Krông Buk – Hòa Thuận
các nút điện áp đều nằm trong phạm vi cho phép tuy nhiên đường
dây 110kV Krông Buk -Hòa Thuận quá tải 138%.
3.3. PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ CHUNG VÀ KẾT LUẬN
Qua thu thập số liệu về thông số hệ thống và thông số vận
hành hệ thống điện 110kV miền Trung, tác giả đã cập nhật số liệu
cho chương trình PSS/E, thực hiện tính toán chế độ xác lập, tính toán


13
ổn định các chế độ vận hành cho lưới điện 110kV miền Trung theo
các chế độ sau:
- Chế độ vận hành bình thường.
- Chế độ sự cố: sự cố trên các đường dây mạch vòng có nhà
máy thủy điện đấu nối vào. Qua kết quả tính toán cho thấy:
- Ở chế độ 1: Không có nút nào điện áp thấp, có một số nút

gần nguồn có điện áp cao nhưng không đáng kể, đây là trường hợp
bình thường trong lưới truyền tải để thực hiện giảm tổn thất. Trong
chế độ này, tỷ lệ tổn thất công suất là 2,23%. Không có đường dây,
thiết bị nào bị quá tải.
- Ở chế độ 2: Có 2 nút có điện áp thấp. Không có đường dây,
thiết bị nào bị quá tải. Tỷ lệ tổn thất 2,38%. Khi xảy ra sự cố thì sau
sự cố điện áp và tần số trở về trạng thái ổn định trong khoảng thời
gian 3s. Ở chế độ này, hầu hết các nút ở khu vực Phú Yên bị kém áp.
- Ở chế độ 3: ở chế độ này, các nút điện áp đều nằm trong
phạm vi cho phép tuy nhiên đường dây 110kV Krông Buk -Hòa
Thuận quá tải 138%. Tỷ lệ tổn thất 2,83%.
Trên cơ sở kết quả tính toán và các phân tích nêu trên, ta thấy
cần thiết phải nghiên cứu tìm giải pháp thích hợp để cải thiện điện
áp, chống quá tải nhằm nâng cao độ tin cậy vận hành và ổn định cho
hệ thống lưới điện 110kV Công ty Lưới điện cao thế miền Trung nói
riêng và Hệ thống điện miền Trung nói chung.
CHƢƠNG 4
ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ
KINH TẾ LƢỚI ĐIỆN 110KV DO CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN
CAO THẾ MIỀN TRUNG QUẢN LÝ
4.1. MỞ ĐẦU
4.2. NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP ĐỂ
NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ LƢỚI ĐIỆN 110KV DO
CÔNG TY LƢỚI ĐIỆN CAO THẾ MIỀN TRUNG
4.2.1. Lựa chọn giải pháp


14
Để tìm một giải pháp để nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện
110kV Công ty Lưới điện cao thế miền Trung quản lý đến năm 2020,

tác giả sử dụng các giải pháp sau:
- Căn cứ vào kết quả kết quả tính toán phân tích chế độ làm
việc của hệ thống, trong chương 3 đã xác định các chế độ nguy hiểm
và cũng đã chỉ ra được các nút yếu của hệ thống. Do đó để nâng cao
độ tin cậy cung cấp điện ổn định cho các trạm trong khu vực đảm
bảo tiêu chí N-1, giảm tổn thất điện năng lưới điện 110kV Công ty
Lưới điện cao thế miền Trung cần phải đầu tư xây dựng mới, cải tạo
nâng cấp các TBA và đường dây 110kV để đưa vào vận hành trước
năm 2020. Trong luận văn này tác giả tính toán lựa chọn phương án
tối ưu để nâng công suất truyền tải đường dây 110kV Krông Buk Buôn Ma Thuột.
- Căn cứ vào phê duyệt đề án điều chỉnh Quy hoạch phát triển
điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030 (gọi tắt
là Quy hoạch điện VII điều chỉnh) của Thủ tướng chính phủ ban
hành ngày 18/3/2016, căn cứ vào quy hoạch phát triển điện lực của
các tỉnh, thành trong khu vực và số liệu phụ tải thực tế tác giả tính
toán cân bằng nhu cầu nguồn tải giai đoạn 2017-2020 từ đó đưa ra kế
hoạch đầu tư xây dựng và thời điểm đưa vào vận hành các TBA và
đường dây 110kV.
4.2.2. Tính toán lựa chọn phƣơng án tối ƣu đề nâng công
suất truyền tải đƣờng dây 110kV Krông Buk – Buôn Ma Thuột
4.2.2.1. Đặt vấn đề
4.2.2.2. Sự cần thiết đầu tư công trình
Theo kết quả tính toán trào lƣu công suất trên ta thấy:
- Trong điều kiện làm việc bình thường năm 2017 đường dây
110kV Krông Buk - Hòa Thuận mang tải 90,5% (dây ACSR185/29
mang tải tối đa 99MVA). Theo lộ trình giảm tổn thất điện năng và
nâng cao độ tin cậy cung cấp điện giai đoạn 2016 - 2020 của EVN
CPC, điều kiện để giảm tổn thất với dòng cho phép vận hành kinh tế
của dây ACSR-185/29 là 333A. Năm 2015 đường dây Krông Buk Hòa Thuận có Imax = 392A > 333A và đến năm 2017 đường dây
Krông Buk - Hòa Thuận có Imax = 461A > 333A nên xét theo điều

15
kiện vận hành kinh tế để giảm tổn thất thì không đảm bảo (ứng với
Jkt =1,3A/mm2 thì tiết diện đáp ứng được phải >354mm2).
Từ các phân tích nêu trên việc nâng cấp đường dây 110kV
Krông Buk - Buôn Ma Thuột (2 mạch) là rất cần thiết, đảm bảo cung
cấp điện cho tỉnh Đăk Lăk trong trường hợp sự cố 1 mạch đường dây
(mạch còn lại vẫn đảm bảo khả năng cấp điện), nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng.
Về mặt độ tin cậy an toàn cung cấp điện và giảm tổn thất:
Khi nâng tiết điện đường dây 110kV Krông Buk - Buôn Ma
Thuột sẽ chống quá tải cho đường dây này trong những năm tới khi
chưa xuất hiện TBA 220kV Krông Ana. Như vậy sẽ nâng cao được
độ tin cậy, an toàn cung cấp điện đảm bảo theo tiêu chí N-1 cho tỉnh
Đăk Lăk và giảm tổn thất điện năng...
4.2.2.3. Các phương án đầu tư
Để cấp điện ổn định, liên tục cho TP Buôn Ma Thuột và khu
vực lân cận, giảm tổn thất điện năng tác giả đưa ra 02 phương án đầu
tư chính như sau:
Phương án I: Xây dựng mới tuyến đường dây 110kV mạch kép
dài 45km từ TBA 220kV Krông Buk đến TBA 110kV Buôn Ma
Thuột.
Phương án II: Cải tạo nâng tiết diện đường dây 110kV mạch
kép hiện có dài 43km từ TBA 220kV Krông Buk đến TBA 110kV
Buôn Ma Thuột.
Đối với phương án I là xây dựng mới tuyến đường dây mạch
kép chiều dài 45km. Tuy phương án này ít ảnh hưởng đến việc cắt
điện thi công nhưng phải đầu tư hoàn toàn tuyến mới và xây dựng
mới các ngăn xuất tuyến tại các TBA. Với phương án này thực hiện

rất khó khăn và mất nhiều thời gian như: thực hiện bổ sung quy
hoạch phát triển điện lực, thoả thuận tuyến đường dây mới, đền bù
hành lang tuyến mới, nên công tác thực hiện sẽ kéo dài, không đáp
ứng được kịp thời cho việc chống quá tải đường dây. Các đoạn đầu
tuyến dài 1,9km tại TBA 220kV Krông Buk và 2km cuối tuyến tại
TBA 110kV Buôn Ma Thuột có khoảng 90 nhà dưới tuyến đường
dây nên việc giải tỏa đền bù sẽ khó thực hiện và mất rất nhiều thời


16
gian để xây dựng thêm tuyến mới. Với những phân tích trên ta chọn
phương án II là cải tạo nâng tiết diện đường dây 110kV mạch kép
hiện có dài 43km từ TBA 220kV Krông Buk đến TBA 110kV Buôn
Ma Thuột làm phương án đầu tư.
Lựa chọn dây dẫn:
- Dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế đảm bảo
công suất truyền tải trên đường dây, đồng thời được kiểm tra theo
điều kiện tổn thất vầng quang và điều kiện phát nóng cho phép.
- Với tiết diện tính toán trên và các tiêu chuẩn chế tạo, có thể
lựa chọn dây dẫn có tiết diện ≥ 356,59mm2. Do đó chọn dây dẫn
2xACSR185/29 ~ Icp=1020A (phân pha) có tiết diện 2x185mm2 =
370 mm2 > 356,59 mm2 hoặc dây dẫn ACSR-400 ~ Icp=840A có
tiết diện 400mm2 > 356,59 mm2 để nâng công suất truyền tải của
đường dây Krông Buk – Buôn Ma Thuột.
Để thuận tiện trong việc lựa chọn phương án đầu tư, đề tài đưa
ra các phương án cải tạo nâng tiết diện đường dây hiện có để so sánh
như sau:
Phƣơng án 1: Phân pha dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành
2xACSR-185/29, chiều dài tuyến 43km mạch kép.
- Điện áp định mức: 110kV.

- Số mạch: 01, 02 hiện có cải tạo thành 02 mạch.
- Dây dẫn : Cải tạo dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành
2xACSR-185/29.
- Dây chống sét : OPGW-50 sử dụng lại và OPGW-50 lắp mới
(thay dây TK-50 hiện có đã cũ).
- Hành lang tuyến : Sử dụng lại hành lang tuyến hiện có.
- Điểm đầu: Thanh cái 110kV tại TBA 220/110kV Krông Buk
(hiện có).
- Điểm cuối: Thanh cái 110kV tại TBA 110kV Buôn Ma Thuột
(hiện có).
- Giải pháp về cột và móng:
Các đoạn tuyến từ TBA 220/110kV Krông Buk đến cột số 10
hiện trạng, đoạn từ cột số 89 đến cột 93, đoạn từ cột 103 đến cột 129,
đoạn từ cột 192 đi TBA Hòa Thuận và TBA Buôn Ma Thuột tuyến


17
đường dây đi trên cột mạch kép bằng thép hiện có. Đoạn này để đảm
bảo khả năng chịu lực của cột và móng khi sử dụng dây 2xACSR185/29, giải pháp là cải tạo và thay một số cột néo không đảm bảo
khả năng chịu lực, cột đỡ thay một số thanh không đảm bảo và nâng
cao một số cột qua khu dân cư, phần móng trụ tính toán bù bê tông
những móng hiện có không đảm bảo.
Các đoạn từ cột số 10 đến cột số 89, đoạn từ cột số 93 đến cột
số 103, đoạn từ cột số 129 đến cột số 192 tuyến đi 02 mạch đơn song
song nhau (cách nhau khoảng 12 đến 17 mét) chủ yếu dùng cột bê
tông ly tâm cao 20 mét. Đoạn này khi sử dụng dây 2xACSR-185/29
để đảm bảo khả năng chịu lực của cột và móng, đồng thời để giảm
ảnh hưởng đến việc cắt điện thi công và giảm thiểu hành lang chiếm
dụng của tuyến đường dây hiện trạng giải pháp là thay các cột bê
tông ly tâm hiện có bằng cột 02 mạch bằng thép và móng phù hợp

(cải tạo 01 tuyến, 01 tuyến thu hồi).
- Số lượng góc (G): Theo thực tế tuyến đường dây hiện có 40
góc.
Phƣơng án 2: Thay dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành
ACSR-400/51, chiều dài tuyến 43km mạch kép.
- Điện áp định mức: 110kV.
- Số mạch: 01, 02 hiện có cải tạo thành 02 mạch.
- Dây dẫn : Cải tạo dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành
ACSR-400/51.
- Dây chống sét : OPGW-50 sử dụng lại và OPGW-50 lắp mới
(thay dây TK-50 hiện có đã cũ).
- Hành lang tuyến : Sử dụng lại hành lang tuyến hiện có.
- Điểm đầu: Thanh cái 110kV tại TBA 220/110kV Krông Buk
(hiện có).
- Điểm cuối: Thanh cái 110kV tại TBA 110kV Buôn Ma Thuột
(hiện có).
- Giải pháp về cột và móng:
Các đoạn tuyến từ TBA 220/110kV Krông Buk đến cột số 10
hiện trạng, đoạn từ cột số 89 đến cột 93, đoạn từ cột 103 đến cột 129,
đoạn từ cột 192 đi TBA Hòa Thuận và TBA Buôn Ma Thuột tuyến


18
đường dây đi trên cột mạch kép bằng thép hiện có. Đoạn này để đảm
bảo khả năng chịu lực của cột và móng khi sử dụng dây ACSR400/51, giải pháp là cải tạo và thay một số cột néo không đảm bảo
khả năng chịu lực, cột đỡ thay một số thanh không đảm bảo và nâng
cao một số cột qua khu dân cư, phần móng trụ tính toán bù bê tông
những móng hiện có không đảm bảo.
Các đoạn từ cột số 10 đến cột số 89, đoạn từ cột số 93 đến cột
số 103, đoạn từ cột số 129 đến cột số 192 tuyến đi 02 mạch đơn song

song nhau (cách nhau khoảng 12 đến 17 mét) chủ yếu dùng cột bê
tông ly tâm cao 20 mét. Đoạn này khi sử dụng dây ACSR-400/51 để
đảm bảo khả năng chịu lực của cột và móng, thay các cột bê tông ly
tâm hiện có bằng cột 02 mạch bằng thép và móng phù hợp (cải tạo 01
tuyến, 01 tuyến thu hồi).
- Số lượng góc (G): Theo thực tế tuyến đường dây hiện có 40
góc.
4.2.2.4. Phân tích lựa chọn phương án tối ưu
Nhận xét:
+ Về mặt kỹ thuật: Cả 2 phương án đều đảm bảo về mặt kỹ
thuật nâng công suất truyền tải.
+ Lựa chọn phƣơng án đầu tƣ:
Phương án 1 và 2 có giải pháp cải tạo kết cấu móng, cột, xà là
như nhau do dây dẫn 02 phương án có tiết diện tương đương
(2xACSR-185/29 ~ F=420mm2, ACSR-400/51 ~ F=445mm2). Tuy
nhiên phương án 1 có khả năng tải công suất lớn hơn phương án 2
khoảng 21% (2xACSR-185/29 ~ I=1020A, ACSR-400/51 ~ I=840A).
Về chi phí xây dựng phương án 1 có chi phí thấp hơn phương
án 2 do không phải tốn chi phí thu hồi toàn bộ dây dẫn cũ, đồng thời
chi phí mua sắp dây dẫn mới cũng ít hơn phương án 2 (phương án 1
dây ACSR-185/29, phương án 2 dây dẫn ACSR400/51).
Với những nhận xét trên: Kiến nghị chọn phương án 1 làm
phương án đầu tư là phân pha dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành
2xACSR-185/29.
4.2.2.5. Các chỉ tiêu kinh tế và kỹ thuật
4.2.2.5.1. Quy mô đầu tư


19
Phân pha dây dẫn hiện có ACSR-185/29 thành 2xACSR185/29, chiều dài tuyến 40,456km cho nhánh Krông Buk – Buôn Ma

Thuột và nhánh rẽ Hoà Thuận dài 2,519km.
Thay dây dẫn đấu nối xuống thiết bị tại các ngăn đường dây
110kV để phù hợp với dây dẫn mới sau cải tạo.
Thay thế TI 110kV ngăn xuất tuyến 173 tại TBA 110kV Buôn
Ma Thuột.
4.2.2.5.2. Tổng mức đầu tư:
Bảng 4.8: Tổng mức đầu tư
STT
1
2
3
4
5
6
7

Hạng mục chi phí
Chi phí bồi thường GPMB
Chi phí xây dựng của dự án
Chi phí thiết bị
Chi phí quản lý dự án
Chi phí tư vấn đầu tư xây dựng
Chi phí khác
Chi phí dự phòng
TỔNG CỘNG (đã làm tròn)

Ký hiệu
Ggpmb
Gxd
Gtb

Gqlda
Gtv
Gk
Gdp

Giá trị sau thuế
(đồng)
3.281.990.000
118.205.299.000
692.339.000
1.739.148.000
9.899.193.000
10.636.638.000
14.445.461.000
158.900.068.000

Các chỉ tiêu kinh tế và tài chính
Bảng 4.9: Kết quả phân tích kinh tế - tài chính
STT
Chỉ tiêu tài chính
Chỉ tiêu kinh tế
1
NPV 51.111 [triệu đồng]
NPV
115.347 [triệu đồng]
2
IRR
11,28%
EIRR
14,8%

Theo các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật như trên, việc đầu tư dự án
là hoàn toàn khả thi, về mặt tài chính - kinh tế đạt hiệu quả cao.
4.2.3. Lập kế hoạch đầu tƣ xây dựng và lựa chon thời điểm
thích hợp đƣa vào vận hành các công trình lƣới điện 110kV
Công ty Lƣới điện cao thế miền Trung Quản lý đến năm 2020
4.2.3.1. Đặt vấn đề
4.2.3.2. Hiện trạng nguồn và lưới điện khu vực Quảng Bình


20
4.2.3.3. Dự báo phụ tải khu vực
- Quy hoạch phát triển Điện lực quốc gia giai đoạn 2016-2020
có xét đến năm 2030.
- Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh Quảng Bình giai đoạn
2016-2025 có xét đến năm 2035
- Quy hoạch phát triển Điện lực khu vực Tây Nguyên và vùng
phụ tải lân cận trong giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2025.
- Quy hoạch phát triển Điện lực vùng kinh tế trọng điểm miền
Trung giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2025.
- Số liệu phụ tải thực tế giai đoạn 2011-2016 do các Công ty
Điện lực và Công ty Lưới điện cao thế miền Trung.

Hình 4.1: Mức mang tải của các TBA 110kV khu vực Quảng Bình
Dựa vào cơ sở dự báo nêu trên tác giả nhận thấy một số địa
phương công suất dự báo lớn hơn rất nhiều so với công suất thực tế
được thu thập từ giai đoạn 2011-2015. Trong đó khu vực Quảng
Bình công suất thực tế giai đoạn 2011-2015 bằng 57% so với dự báo.
Để dự báo phụ tải xác với thực tế từ đó để lập kế hoạch đầu tư
xây dựng và thời điểm thích hợp để đưa công trình vào vận hành
nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế tác giả lập bảng dự báo phụ tải của

từng TBA 110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020.
Bảng 4.11: Dự báo phụ tải của từng TBA 110kV khu vực Quảng Bình
giai đoạn 2017-2020
STT
(1)
1

Tên trạm
(2)
Sông Gianh

Công suất
MVA
(3)
65

2016
(4)
40

Phụ tải (MW)
2017
2018
2019
(5)
(6)
(7)
44.24
48.93
54.12

2020
(8)
59.85


21
2
3
4
5
6
7
8

Văn Hóa
Lệ Thủy
Ba Đồn
Đồng Hới
Áng Sơn
Bắc Đồng Hới
Hòn La
Tổng (MVA)
Cân bằng (+)/(-)

50
25
50
50
50

25
25
340

21.7
16.6
27.3
40.2
26.3
23.2
7.76
256
84

24.00
18.36
30.19
44.46
29.09
25.66
8.58
284
56

26.54
20.31
33.39
49.17
32.17
28.38

9.49
314
26

29.36
22.46
36.93
54.39
35.58
31.39
10.50
347
-7

32.47
24.84
40.85
60.15
39.35
34.71
11.61
384
-44

Trong đó dự kiến tốc độ tăng trưởng phụ tải khu vực Quảng
Bình cụ thể như sau:
Giai đoạn
Phương án cơ sở
Phương án cao
2016-2020

10.06%
13%

Hình 4.2: Dự báo các nguồn cung cầp giai đoạn 2017 đến 2020 khu
vực Quảng Bình theo phương án dự phòng 20% công suất


22

Hình 4.3: Dự báo các nguồn cung cầp giai đoạn 2017 đến 2020 khu
vực Quảng Bình theo phương án không dự phòng công suất:
4.2.3.4. Lựa chọn thời điểm đưa vào vận hành các công trình
Tiêu chí lựa chọn
 Đối với các TBA 110kV:
- Sang tải cho các TBA 110kV trong khu vực.
- Giảm tổn thất điện năng trong lưới phân phối.
- Đảm bảo chế độ cung cấp điện ổn định N-1.
- Phụ tải khu vực đặt TBA 110kV lớn hơn 10MVA.
 Đối với các đường dây 110kV:
- Dựa trên kết quả tính toán phân tích nêu trong chương 3.
- Đáp ứng tiêu chí N-1 cho việc ổn định cung cấp điện.
Từ các tiêu chí trên tác giả lập bảng kế hoạch và thời điểm
đưa vào vận hành Lưới điện 110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn
2017-2020 như sau:
Bảng 4.12: Kế hoạch và thời điểm đưa vào vận hành Lưới điện
110kV khu vực Quảng Bình giai đoạn 2017-2020


23