Tính toán, phân tích và đề xuất giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành cho lưới điện 110kV khu vực thành phố Đà Nẵng

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRẦN NGỌC ĐĂNG

TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT
GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ
VẬN HÀNH CHO LƯỚI ĐIỆN 110KV
KHU VỰC THÀNH PHỐ ĐÀ NẴNG

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG

Phản biện 1: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 2: TS. NGUYỄN LƯƠNG MÍNH

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 09 tháng 03 năm 2019

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học
Bách khoa Đại học Đà Nẵng
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - Đại học
Đà Nẵng


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Xuất phát từ các vấn đề khó khăn trong công tác quản lý vận
hành thực tế với mục đích tìm ra những giải pháp nhằm nâng cao
hiệu quả trong vận hành cho lưới 110kV trên địa bàn thành phố Đà
Nẵng, tác giả chọn đề tài “Tính toán, phân tích và đề xuất giải pháp
nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện 110kV khu vực thành phố
Đà Nẵng” để thực hiện đề tài tốt nghiệp thạc sĩ chuyên ngành Kỹ
thuật điện.
2. Mục đích nghiên cứu
Tính toán phân tích các chế độ vận hành bình thường, chế độ
vận hành các mùa trong năm và khi có sự cố trên lưới điện 110kV
khu vực thành phố Đà Nẵng để xác định các nút yếu trong hệ thống.
Trên cơ sở đó tính toán đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả vận
hành cho lưới điện 110kV khu vực của Thành phố.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Hệ thống điện 110kV Đà Nẵng giai đoạn hiện nay đến năm
2025; Các chế độ làm việc bình thường và sự cố trên lưới điện 110kV
khu vực thành phố Đà Nẵng; Các giải pháp nâng cao chất lượng điện
áp cho hệ thống điện.
4. Phương pháp nghiên cứu
Tìm hiểu về đặc điểm kết cấu lưới điện hiện trạng trên địa

bàn thành phố Đà Nẵng; Thu thập dữ liệu và các thông số vận hành
thực tế của lưới điện 110kV Đà Nẵng; Cập nhật số liệu cho qua
phần mềm PSS/E; Tính toán phân tích các chế độ làm việc để tìm
những hạn chế; Đề xuất các giải pháp khắc phục; Tính toán đánh
giá hiệu quả của giải pháp đề xuất.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Các phương pháp tính toán dựa trên các tài liệu khoa học đáng
tin cậy. Kết quả đạt được của đề tài có thể áp dụng cho lưới điện thực
tế.
6. Cấu trúc của luận văn
Ngoài phần Mở đầu và Kết luận kiến nghị, luận văn gồm 4
chương:
Chương 1: Tổng quan hệ thống điện 110kV khu vực thành
phố Đà Nẵng.


2
Chương 2: Nghiên cứu các phương pháp tính toán phân tích
các chế độ vận hành của hệ thống điện.
Chương 3: Tính toán phân tích các chế độ vận hành của hệ
thống điện 110kV Đà Nẵng.
Chương 4: Nghiên cứu đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu
quả vận hành trên hệ thống điện 110kV Đà Nẵng.
Kết luận và kiến nghị.
Tài liệu tham khảo.
Phụ lục.
Chương 1
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN 110KV
THÀNH PHỐ ĐÀ NẴNG
1.1. Hiện trạng hệ thống điện 110kV khu vực thành phố Đà Nẵng

1.1.1. Đặc điểm chung của hệ thống điện 110kV khu vực thành
phố Đà Nẵng
Cấu trúc lưới điện 110kV phần lớn là các mạch vòng khép kín, ít
có cấu trúc hình tia. Trong chế độ vận hành tối ưu của lưới điện
110kV khu vực thành phố Đà Nẵng nói riêng và của cả khu vực miền
Trung nói chung có kết lưới theo mạch vòng khép kín, đôi khi do yêu
cầu vận hành trong một số trường hợp hệ thống 110kV vận hành
mạch vòng hở làm ảnh hưởng đến trào lưu công suất truyền tải giữa
các nút, đặc biệt xuất hiện các nút có điện áp thấp.
Phân bố các trạm biến áp 110kV trên địa bàn thành phố theo yêu
cầu của các cụm công nghiệp, các khu dân cư hoặc các khu nghỉ
dưỡng, vui chơi giải trí nên vị trí đặc các trạm biến áp chưa thật hợp
lý đã dẫn đến tình trạng một số trạm vận hành non tải, một số trạm lại
đầy tải làm ảnh hưởng lớn đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của lưới
điện, đồng thời không phát huy được hiệu quả đầu tư.
1.1.2. Hiện trạng lưới điện khu vực Đà Nẵng
Hệ thống điện 110kV khu vực thành phố Đà Nẵng có quy mô
trung bình với tổng chiều dài đường dây bao gồm 10,132 km đường
dây đơn và 30,969 km đường dây kép cung cấp nguồn cho 09 trạm
biến áp 110kV với tổng dung lượng lắp máy là 708MVA. Trong


3
tương lai dự tính đến 2025 sẽ nâng lên 13 đến 14 trạm biến áp 110kV
với tổng dung lượng lắp máy dự kiến 1.126MVA.
1.1.3. Hiện trạng nguồn cấp cho hệ thống điện 110kV
Nguồn hệ thống qua liên kết với đường dây 110kV: Trạm biến
áp 500kV Đà Nẵng; Trạm biến áp 220kV Hòa Khánh; Trạm biến áp
220kV Ngũ Hành Sơn; Trạm biến áp 220kV Huế.
1.1.4. Sơ đồ lưới điện 110kV khu vực Đà Nẵng hiện tại

Theo quyết định số 1208/QĐ-TTg ngày 21/7/2011 của Thủ
tướng Chính phủ về phê duyệt quy hoạch phát triển điện lực Quốc
gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030(Quy hoạch điện VII).
1.1.5. Số liệu phụ tải hiện tại năm 2017 và dự báo cho năm 2025
1.1.6. Kết lưới cơ bản và các kết lưới đặc biệt khác
a. Phương thức kết lưới cơ bản
b. Các kết lưới đặc biệt
1.2. Các ưu nhược điểm yếu của hệ thống điện 110kV khu vực
thành phố Đà Nẵng hiện nay
1.2.1. Ưu điểm
1.2.2. Nhược điểm
1.3. Dự báo sự phát triển nguồn lưới và phụ tải xét đến năm 2025
1.3.1. Dự báo phát triển phụ tải đến năm 2025
Dự kiến tính đến năm 2019-2020 sẽ phát triển thêm 04 trạm biến
áp 110kV Chi Lăng, Thuận Phước, Cảng Tiên Sa, Nhà máy thép Đà
Nẵng, trong năm 2021-2025 sẽ phát triển thêm 01 trạm biến áp
110kV Cảng Tiên Sa. Trong năm 2019 sẽ đưa vào vận hành TBA
110kV Hải Châu (63MVA) và nhánh rẽ dự kiến đóng điện vào quý
III năm 2019. Tổng công suất lắp máy được tăng lên 771 MVA. Biểu
đồ dự kiến khả năng mang tải các trạm biến áp xét đến năm 2025
được nêu trong hình 1.2.
1.3.2. Dự báo lưới điện khu vực Đà Nẵng có xét đến năm 2025
Đường dây mạch đơn tăng thêm 103,22 (km) và đường dây
mạch kép tăng thêm 7,9(km) so với năm 2018.
1.3.3. Dự báo phát triển các trạm biến áp 110kV đến năm 2025
Dự kiến đến năm 2025 tăng thêm 05 trạm biến áp 110kV nâng
tổng công suất lắp đặt lên 1126(MVA) so với hiện nay.
1.4. Đánh giá các chỉ tiêu vận hành hệ thống điện 110kV khu vực
thành phố Đà Nẵng trong năm 2017
Năm 2017 có 02 vụ sự cố đường dây 110kV.

4
Năm 2018 có 02 vụ sự cố đường dây 110kV và 04 vụ sự cố
TBA.
1.5. Đánh giá chung tình hình vận hành
1.6. Kết luận
Qua các phân tích tổng kết các chỉ tiêu vận hành trong năm 2017
cho thấy hệ thống điện 110kV Đà Nẵng có nhiều sự mất ổn định.
Công tác quản lý vận hành chưa tốt đã để nhiều sự cố làm ảnh hưởng
đến các chế độ vận hành của hệ thống, ảnh hưởng đến trào lưu công
suất truyền tải liên tỉnh, thành phố. Nhìn chung, công tác đánh giá dự
báo các chế độ vận hành lưới điện 110kV chưa đáp ứng hết yêu cầu
sản xuất đối với một hệ thống ngành công nghiệp, du lịch đang phát
triển rất nhanh tại Đà Nẵng. Để phân tích kỹ hơn nữa các chế độ vận
hành của hệ thống trong nội dung các chương tiếp theo của luận văn
này ta sẽ đi phân tích cụ thể hơn.


5

Hình 1.1: Sơ đồ lưới điện 110kV khu vực thành phố Đà Nẵng hiện tại.


6

Hình 1.2: Sơ đồ lưới điện 110kV khu vực thành phố Đà Nẵng năm 2025.


7

Chương 2
NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN
PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN
2.1. Mở đầu
Tính toán phân tích các chế độ vận hành trong hệ thống điện là
tính toán các thông số vận hành của hệ thống như: Điện áp tại các nút,
dòng điện chạy trong nhánh, tổn thất công suất, tổn thất điện áp của
hệ thống điện trong các chế độ xác lập và sự cố hay người ta còn gọi
là tính toán phân bố trào lưu công suất.
Các phương pháp tính phân bố công suất thường được sử dụng:
- Phương pháp Newton - Raphson.
- Phương pháp Gauss - Seidel.
2.2. Các phương pháp tính toán giải tích mạng điện
2.2.1. Giới thiệu phương pháp tính toán phân tích hệ thống điện
2.2.2. Phương pháp Gauss – Seidel
2.2.3. Phương pháp Newton Raphson
2.3. Các phần mềm ứng dụng trong tính toán phân tích hệ thống điện
2.3.1. Phần mềm CONUS
CONUS là chương trình tính toán chế độ xác lập của Đại học
Leningrad được cán bộ của bộ môn Hệ thống điện thuộc viện Điện
trường Đại học Bách khoa Hà Nội hiệu chỉnh và nâng cấp sử dụng từ
năm 1985.
2.3.2. Phần mềm Power World
Power World là phần mềm thuộc tập đoàn Power World (Mỹ),
được thiết kế để tính toán trong mô phỏng hệ thống điện.
2.3.3. Phần mềm EURO STAG (STAbilité Genéralié)
Phần mềm Eurostag dựa trên việc mô phỏng số hóa và thuật
toán bước thời gian biến đổi để nghiên cứu quá trình hoạt động của
hệ thống điện dưới nhiều chế độ hoạt động như quá trình quá độ điện
từ nhanh, hiện tượng động học dài hạn và trung bình, hiện tượng cơ

điện và chế độ xác lập.
2.3.4. Phần mềm PSS/E
Phần mềm được hãng Power Technologies (Mỹ) xây dựng, lập
trình bằng ngôn ngữ Fortran, có khả năng tính toán đối với hệ thống
điện tối đa 50.000 nút, 100.000 phụ tải, 100.000 nhánh, 12.000 máy
phát điện, 20.000 máy biến áp…


8
2.3.5. Phần mềm PSS/ADEPT
PSS/ADEPT thường được dùng trong lưới phân phối.
2.3.6. Phân tích lựa chọn phần mềm ứng dụng
Vì tính ưu việt của phần mềm nên chọn phần mềm PSS/E33
(Power System Simulation/ Engineer Vision 33) để sử dụng tính toán
cho các chương của đề tài luận văn này.
2.4. Giới thiệu phần mềm PSS/E
2.4.1. Giới thiệu chung
Phần mềm PSS/E viết tắt từ tên gọi Power System Simulator for
Engineering, là sản phẩm của hãng Power Technologies, INC- một
hãng phần mềm nổi tiếng của Mỹ.
Phần mềm PSS/E được Tập đoàn Điện lực Việt Nam mua bản
quyền sử dụng và quy định là phần mềm chính thức áp dụng trong
công tác phân tích lưới điện cấp điện áp từ 110kV trở lên trong Hệ
thống điện Việt Nam.
2.4.2. Các chức năng chính của chương trình PSS/E
Các tính toán phân tích hệ thống mà chương trình có khả năng
thực hiện bao gồm:
- Tính toán trào lưu công suất.
- Tối ưu hóa trào lưu công suất.
- Nghiên cứu các loại sự cố đối xứng và không đối xứng.

- Tương đương hóa hệ thống.
- Mô phỏng quá trình quá độ điện cơ.
2.4.3. Cập nhật dữ liệu vào phần mềm PSS/E
a. Nhập mã nhận dạng và công suất cơ bản.
b. Nhập số liệu nút BUS.
c. Nhập số liệu phụ tải.
d. Nhập dữ liệu đường dây truyền tải.
e. Nhập dữ liệu Máy phát điện.
f. Chạy thử phầm mềm ở chế độ xác lập
2.5. Nhận xét
Trong chương 2, luận văn đã nghiên cứu các phương pháp giải
tích mạng điện và đã phân tích được ưu nhược điểm của từng phương
pháp.
Nghiên cứu các phần mềm ứng dụng để tính toán giải tích mạng
điện tương ứng với các phương pháp đã tìm hiểu phân tích ở trên.
Qua đó lựa chọn được phần mềm PSSE để ứng dụng tính toán phân
tích các chế độ vận hành cho lưới điện 110kV Đà Nẵng.


9
Chương 3
TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH
CỦA LƯỚI ĐIỆN 110KV KHU VỰC THÀNH PHỐ ĐÀ NẴNG
3.1. Mở đầu
Hệ thống điện thông thường được vận hành theo chế độ xác lập
bao gồm chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu, ngoài ra còn có chế độ
vận hành sau sự cố.
Trong chế độ làm việc bình thường, điện áp các nút trên lưới
điện 110kV cho phép dao động ở mức 110kV±5%. Khi sự cố cho
phép vận hành với điện áp dao động +5% đến -10% so với điện áp

định mức của hệ thống tương ứng với trong đơn vị tương đối là (0,95
÷ 1,05) pu. Các nhánh có mức độ mang tải trong trường hợp vận
hành bình thường ≥ 80% công suất biểu kiến định mức cần xem xét
và kiến nghị chống quá tải.
3.2. Tính toán các chế độ vận hành hệ thống điện
3.2.1. Thông số vận hành
3.2.2. Tính toán chế độ làm việc
3.2.3. Tính toán chế độ làm việc cực tiểu
Qua các bảng 3.5, 3.6 cho thấy rằng trong trường hợp vận hành ở chế
độ xác lập phụ tải cực đại và phụ tải cực tiểu thì điện áp tại các nút
110kV vẫn nằm trong phạm vi cho phép từ 0,95pu đến 1,05pu.
Nhưng ở thời điểm phụ tải cực đại thì điện áp tại các nút thấp nhất
nên ta chọn thời điểm chế độ phụ tải cực đại làm thời điểm khảo sát
các trường hợp sự cố.
3.2.4. Tính toán phân tích các chế độ sự cố
a. Sự cố đường dây mạch từ 500kV Đà Nẵng về Liên Trì
1

27,5

9,0
3,6

10,8

59,0
1,0
116,0

4,7

1

N/A

23,1

70,4

23,1

1,0
115,9

90% I

70,4
201
3,2
HOA XUAN
1,2

3% I

1

1

17,7
17,7

5,7

2
NHSON 220

23,8

1,0
114,9

8,3

1,0
116,2

187,9

0,0

210
NR

3,4

1,4
40
,8

1,0
115,4

17,7

39,8

11

11,2
23,7

0,0

N/A

110
NR

202
AN DON

80%
84,0R I 70,7

78% I
23,7
0,7

15,5
8,3

3,2

49% I
47,3

9,8

123,0

29,7

1,0
115,7

1,0
114,1

14,4

80,1

28%
77,2R I

12,7

1

15,4

0,0 1,0
121,2
0,2

1,0
114,6

111,0

19,9

2,4

11% I

1

I
187%39,8

101
LIEN TRI

N/A

26,3

9,8
47,2

29,5

1
DA NANG 500

19,4

13,0
52,6

38,3
38,6
17,7

13,5

50,6

60,6

1

6,8

2,4

1

102
CAU DO

4,6

1,0
115,0

6,8

17,0

1

13,4

111,0

32,6
85,6

62% I 10,1
10,6

50,9

17,0

222,2
4,2

85,7

56%
2,9R I

84% I

22% I

103
XUAN HA

59,7
19,1

1

4,0
1,3

52,2

87% I

11,2

1

1,0
114,5

40,8

59,7

3,7

11% I
302
LIEN CHIEU

111,4

N/A

303
HAM HVAN
10,8

64% I

1,0
121,2

3,5

3
HOAKHANH 220
19,1

1,0
114,6

144% I

1,0
119,6

301
HOA LIEN

11% I

41% I

1,0
115,9

112,1

22,4

42,8

22,0

16,5

22,0R
I
7%
13,8

1

304
HOAKHANH 2
13,5

99,1

1
4
HUE 220
13,8

1,0
116,2

29% I

5,8

205
NHSON 110

5,8

1


10

b. Sự cố đường dây mạch từ TBA 220kV Hòa Khánh về TBA 110kV
Hòa Khánh 2
1

27,5

9,0
3,6

59,0

1,2

3% I

3,4

4,7

23,1

70,4

23,1

17,7

5,7

17,7

17,7

49,1

66,6

1

23,8

2
NHSON 220

1,0
116,0

33,0

201
3,2
HOA XUAN

11,2
33,3

1,0
115,6

1,0

115,9

1,0
116,2

5,8

1

5,8

29% I

205
NHSON 110

187,9

,9

,8

1,0
115,4

90% I

70,4

54,8

54
17

22,2
1,0
115,6

210
NR

80%
84,0R I 70,7

22,4

202
AN DON

14,4

78% I
33,3
0,7

15,5
33,0

1,0
114,6

1,0
115,2

110
NR
56,2

3,2

49% I
47,3

9,8

56,3

I
91%17,6

56,3

80,1

1,0
115,7

44% I

39,8

111,0

26,3

9,8
29,5

36,7

2,4

11% I

1

I
95% 22,4

50,6

15,4

56,4 1,0
121,2
22,7

1

6,8

2,4

1
101
LIEN TRI
1

19,9

47,2

29,7

19,4

13,0

12,7

38,3
38,6

52,6

13,5

17,7

N/A

50,9

17,0

222,2
4,2

16,5

60,6

15%
64,9R I

6,8

17,0

1
102
CAU DO

4,6

1
DA NANG 500

4,0
1,3

13,4

1,0
115,0

1,0
114,5

52,2

22% I

84% I

302
LIEN CHIEU

87% I

54,9

103
XUAN HA

1

3,7

11% I

17,8

1

303
HAM HVAN
10,8

64% I

1,0
121,2

3,5

49,1

N/A

56%
2,9R I

3
HOAKHANH 220
66,6

11,2

104,7

1,0
119,6

1,0
114,6

10,8

301
HOA LIEN

70% I

32,6

0,9
108,8

32,6

174% I

11% I

45,8

55,1

304
HOAKHANH 2

99,1

18,1

45,8R
I
30%

1

99,1

1
4
HUE 220
104,7

1

1

N/A

c. Sự cố đường dây mạch từ TBA 220kV Hòa Khánh về TBA 110kV
Hòa Liên
1

9,0

27,6

59,0

1,0
113,1

1,0
116,0

1,2

3% I

4,7

23,1

70,4

23,1

17,7
17,7

5,7

23,8

61,9
19,9

1

2
NHSON 220

3,4

201
3,2
HOA XUAN

33,0

1,0
115,6

11,2
33,3

,9

90% I

70,4

54,8

,8

1,0
115,9

17,7

39,8

54
17

22,2
1,0
115,6

210
NR

1,0
115,4

1,0
116,2

29% I

5,8

1

5,8

205
NHSON 110

187,9

22,4

202
AN DON

80%
84,0R I 70,7

56,3

44% I

110
NR
56,2

1,0
115,2

14,4

78% I
15,5
33,3

0,7

33,0

47,3
123,2

3,2

49% I
9,8

10,3

53% I

1

I
91%17,6

80,1

1,0
115,7
56,4 1,0
121,2
22,7

111,0

56,3

26,3

9,8
29,5

29,7

19,4

32,9

13,5

92,1

1

15,4

28%
77,6R I

27,5

9,0

62% I
222,2

4,2

22% I

50,6

1
DA NANG 500

19,9

1

31,6

10,4

1
101
LIEN TRI

I
95% 22,4

32,6
10,1

85,6

10,6

50,9

17,0

85,7
56%
2,9R I

84% I
16,5

60,6

1,0
115,0

31,6

29,8

1
102
CAU DO

4,6
47,2

4,0
1,3

90,7

153% I

13,4

9,0
1,0
113,3

54,9

103
XUAN HA

1

303
HAM HVAN
27,6

29% I
302
LIEN CHIEU

17,8

1

1,0
113,0

N/A

1,0
121,2

3,5

61,9

301
HOA LIEN

11,2

3
HOAKHANH 220
19,9

N/A

1,0
115,9

70% I

13,8

1,0
119,6

22,4

11% I

41% I

55,1

22,0

304
HOAKHANH 2
13,5

18,1

22,0R
I
7%

1

99,1

1
4
HUE 220

13,8

1

1

N/A

3.3. Nhận xét
Để tính toán, phân tích và đề xuất giải pháp nâng cao hiệu quả
vận hành lưới điện 110kV khu vực thành phố Đà Nẵng, dựa trên các
tính toán ngắn mạch tại các đường dây tác giả nhận thấy khi sự cố N1 đường dây 110kV từ TBA 500kV Đà Nẵng-Liên Trì có khả năng
gây quá tải cao và gây đứt dây dẫn nên đề xuất chọn sự cố này để làm
cơ sở tính toán cho các chương tiếp theo.
Tên đường dây
Trị số quá
STT
Loại dây dẫn Icp
110kV
tải (%)
NHS 220 đến đoạn
1
ACSR185
333
144
NR
NR về TBA 110kV
2
ACSR185
333

187
Liên Trì


11
Chương 4
TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG
CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH CHO LƯỚI ĐIỆN 110KV KHU
VỰC THÀNH PHỐ ĐÀ NẴNG
4.1. Mở đầu
Để đảm bảo an toàn vận hành đồng thời nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện cho phụ tải, cần phải nghiên cứu giải pháp phù hợp
nhằm nâng cao các chỉ số vận hành cho lưới điện trong tất cả các chế
độ vận hành bình thường cũng như sự cố phù hợp với định hướng
phát triển của EVN đã được phê duyệt theo quyết định số 2954/QĐBCT về việc phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực thành phố Đà
Nẵng giai đoạn 2016-2025.
Từ thực trạng và các định hướng quy hoạch như trên, để đảm
bảo các chỉ tiêu phát triển kinh tế xã hội đặc biệt là các chỉ tiêu EVN
quy định và kế hoạch phân kỳ đầu tư của EVNCPC, luận văn sẽ tập
trung đề xuất hai giải pháp sau:
+ Giải pháp trước mắt là nâng cấp thay dây dẫn cho các đường
dây 110kV hiện đang mang tải nặng hoặc quá tải. Giải pháp này sẽ
đảm bảo được thời gian thực hiện nhanh với tổng vốn đầu tư thấp.
+ Giải pháp toàn diện là tính toán quy hoạch bổ sung cấu trúc
lưới điện truyền tải và phân phối thành phố Đà Nẵng. Giải pháp này
sẽ bổ sung thêm các TBA và đường dây mới tại các vị trí phù hợp
theo sự phát triển nhu cầu của phụ tải cũng như nâng cao chỉ tiêu độ
tin cậy và chất lượng điện năng cho khách hàng.
4.2. Tính toán nâng cấp dây dẫn cho lưới 110kV
4.2.1. Tính tiết diện dây dẫn

Theo kết quả tính toán trào lưu công suất cho lưới điện truyền tải
thành phố Đà Nẵng trên bảng 4.1 cho thấy nhánh đường dây 110kV
TBA 500kV Đà Nẵng – Liên Trì mang tải 95%, đường dây 110kV từ
TBA 220kV Ngũ Hành Sơn đi TBA 110kV Liên Trì mang tải 91%
và đường dây 110kV từ TBA 220kV Ngũ Hành Sơn đi TBA 110kV
An Đồn mang tải 90%. Hiện tại đường dây TBA 220kV Ngũ Hành
Sơn đi TBA 110kV An Đồn đang sử dụng loại dây ACSR-240mm2,
các đường dây còn lại sử dụng dây ACSR-185mm2.
Tiết diện dây dẫn được tính toán theo biểu thức sau:


12

I max
J kt

F

Với Jkt được xác định theo thời gian sử dụng công suất cực đại
và loại dây. Từ đồ thị phụ tải của TBA 110kV Liên Trì, An Đồn xác
định được Tmax = 6750h, dây dẫn được sử dụng là loại ACSR tra
bảng tra lựa chọn được Jkt = 1,1 (A/mm2). Thay các số liệu vào công
thức (4.1) ta có kết quả như trong bảng 4.2.
Bảng 4.2: Kết quả tính toán lựa chọn dây dẫn
Tiết diện
Tiết diện
STT
Tên đường dây
tính toán
tiêu chuẩn

1

Đà Nẵng 500 - Liên Trì

259,01

240

2

Ngũ Hành Sơn 220 - An
Đồn

331,94

300

3

Ngũ Hành Sơn 220 - Liên
Trì

257,85

240

4.2.2. Tính toán các chỉ tiêu kỹ thuật
1

9,0

3,6

12,7

59,0

4,7

23,1

70,4

72% I 23,1

1,0
115,9

17,7

5,7

23,8

70,4
1,0
116,0

187,9

201

3,2
HOA XUAN
1,2

3% I

59,7
19,1

1

2
NHSON 220

3,4

1,0
115,6

32,3

18,5

21,6
1,0
115,6

210
NR

1,0
115,4

17,7

39,8

55,2

11,2
33,1

22,0

202
AN DON

80%
84,0R I 70,6

56,1

44% I

110
NR
56,0

1,0
114,9

14,4

15,5
33,1
0,7

122,5

32,3

47,3

78% I

1,0
115,7

3,2

49% I
9,8

29,7

1,0
114,6

55,0

9,8
29,5

28%
75,8R I

10,8

27,5

1

15,4

56,2 1,0
121,2
22,4

2,4

11% I

1

I
70%18,1

19,9

111,0

26,3
80,1

60,6

56,1

50,6

1
DA NANG 500

19,4

13,0
52,6

38,3
38,6
17,7

13,5

222,2
4,2

22% I

101

LIEN TRI

4,6
47,2

1

6,8

2,4

1

102
CAU DO

I
73% 22,0

32,6
85,6

62% I10,1
10,6

50,9

17,0

85,7

56%
2,9R I

84% I

1,3

1

13,4

1,0
115,0

4,0

6,8

17,0

87% I

16,5
1

1,0
114,5

52,2

55,2

1

103
XUAN HA

302
LIEN CHIEU

18,5

59,7

3,7

11% I

3,5

N/A

303
HAM HVAN
10,8

64% I

1,0
121,2

11,2

3
HOAKHANH 220
19,1

1,0
114,6

70% I

13,8
1,0
119,6

22,4

11% I

41% I

301
HOA LIEN

55,3

22,0

1,0

115,9

18,8

22,0R
I
7%
1

13,8

304
HOAKHANH 2
13,5

99,1

1
4
HUE 220

1,0
116,2

29% I

17,7
5,8

1

5,8

205
NHSON 110

1

1

N/A

Hình 4.2. Kết quả tính trào lưu công suất ở chế độ vận hành cực đại
sau khi nâng cấp dây dẫn
4.2.3. Tính toán các chỉ tiêu kinh tế - tài chính
Phân tích các chỉ tiêu tài chính nhằm đánh giá tính hiệu quả của
phương án, khả năng thực hiện của phương án về mặt kinh tế và tài
chính.


13
Bảng 4.4: Chỉ tiêu tài chính theo phương án cải tạo nâng cấp dây dẫn

Giá trị hiện tại thuần NPV
1.200.162 tr.đồng
Tỉ suất lợi nhuận B/C
1,039
Tỉ suất hoàn vốn nội bộ IRR%
79,03%
Thời gian hoàn vốn

3,3 năm
Bảng 4.5: Chỉ tiêu kinh tế xã hội theo phương án cải tạo nâng cấp
dây dẫn
Giá trị hiện tại thuần NPV
4.699.379 tr.đồng
Tỉ suất lợi nhuận B/C
1,173
Tỉ suất hoàn vốn nội bộ IRR %
183,26%
Thời gian hoàn vốn
1,04 năm
4.3. Tính toán quy hoạch bổ sung đường dây và TBA lưới điện
Đà Nẵng giai đoạn đến 2025
4.3.1. Cơ sở tính toán bài toán quy hoạch hệ thống điện 110kV
thành phố Đà Nẵng giai đoạn đến năm 2025
a. Định hướng phát triển kinh tế - xã hội và phát triển Điện lực
Phát triển kinh tế và phát triển điện lực luôn có mối tương quan
mật thiết với nhau. Phát triển điện lực là tiền đề quan trọng góp phần
cho phát triển kinh tế xã hội, cải thiện dân sinh. Khi nguồn điện
không được cung cấp đủ sẽ kìm hãm sự phát triển kinh tế và ngược
lại khi kinh tế chậm phát triển, điện năng tiêu thụ cũng bị giảm sút.
Đây chính là một trong những nhân tố thức đẩy sản xuất, nâng cao
năng lực cạnh tranh, thu hút các nguồn vốn đầu tư.
b. Thông số đầu vào cho bài toán lập quy hoạch
b1. Thông số về kinh tế
Bảng 4.6: Các chỉ tiêu phát triển kinh tế thành phố Đà Nẵng giai
đoạn 2016 - 2020
Hạng mục

Đơn vị

Năm
2010

GRDP (giá
tỷ đồng 32.777
SS 2010)
- Dịch vụ
tỷ đồng 18.037

Bình quân Bình quân
giai đoạn giai đoạn
16-20
11-15
(%/năm)
(%/năm)

Năm
2015

Năm
2020

49.538

75.460

8,61

8,78

27.550

43.120

8,84

9,37


14

Hạng mục

Đơn vị

Năm
2010

Năm
2015

Năm
2020

Bình quân Bình quân
giai đoạn giai đoạn
16-20
11-15
(%/năm)

(%/năm)

- Công nghiệp
tỷ
9.635 15.860 24.650
10,48
9,22
- xây dựng
đồng
Tr.đó: + Công
tỷ
6.758 11.650 19.850
11,51
11,25
nghiệp
đồng
+ Xây dựng
tỷ
2.877
4.210
4.800
7,91
2,66
đồng
- Thủy sản tỷ
975
934
1.040
-0,84
2,16

nông - lâm
đồng
- Thuế sản
tỷ
4.131
5.193
6.650
4,68
5,07
phẩm
đồng
Như vậy kế hoạch, chỉ tiêu phát triển kinh tế - xã hội của thành
phố giai đoạn 2016 – 2020 sẽ thực hiện theo hai phương án như trong
bảng 4.7.
Bảng 4.7. Các phương án phát triển kinh tế của thành phố Đà Nẵng
tới năm 2025
Đơn vị: %/năm
Các phương án phát triển Giai đoạn 2016-2020 Giai đoạn 2021-2025

Phương án cơ sở
8,78
8,00
Phương án cao
9,78
9,00
b2. Thông số kỹ thuật
Các thông số về kỹ thuật là các yêu cầu về chỉ tiêu kỹ thuật của
lưới điện cần đạt được trong giai đoạn quy hoạch. Đó là chỉ tiêu về
giảm tổn thất điện năng theo lộ trình, theo đó từ nay đến năm 2020,
tổn thất điện năng do Công ty TNHH MTV Điện lực Đà Nẵng thực

hiện cần giảm 0,1%/năm. Tổn thất điện năng trên lưới điện do
Truyền tải điện Đà Nẵng thực hiện không vượt quá 1,4% và Chi
nhánh Điện cao thế Quảng Nam-Đà Nẵng tới năm 2020 không vượt
quá 0,7%.


15
c. Các tiêu chí quy hoạch
c1. Tiêu chí chung
- Phát triển nguồn và lưới điện phải gắn với định hướng phát
triển của từng vùng, đảm bảo chất lượng điện và độ tin cậy cung cấp
điện ngày được nâng cao.
- Phát triển lưới điện truyền tải phải đồng bộ với tiến độ đưa vào
vận hành các nhà máy điện để đạt được hiệu quả đầu tư chung của hệ
thống điện quốc gia và khu vực.
- Phát triển lưới điện 220kV và 110kV đảm bảo tiêu chí N-1 đến
năm 2020, hoàn thiện mạng lưới điện khu vực nhằm nâng cao độ ổn
định, tin cậy cung cấp điện, giảm thiểu tổn thất điện năng và bảo đảm
đáp ứng các tiêu chuẩn chất lượng theo quy định.
- Phát triển đường dây truyền tải điện có dự phòng cho phát triển
lâu dài trong tương lai, sử dụng cột nhiều mạch, nhiều cấp điện áp đi
chung trên một hàng cột để giảm diện tích chiếm đất và từng bước
ngầm hóa lưới điện tại các quận trung tâm, hạn chế tác động xấu đến
cảnh quan, môi trường.
- Từng bước hiện đại hóa lưới điện, cải tạo, nâng cấp các thiết bị
đóng cắt, bảo vệ và tự động hóa của lưới điện; nghiên cứu sử dụng
các thiết bị FACTS, SVC để nâng cao giới hạn truyền tải; từng bước
hiện đại hóa hệ thống điều khiển lưới điện. Xây dựng lưới điện thông
minh tại các cấp điện áp nhằm nâng cao chất lượng và độ tin cậy cấp
điện, nâng cao dịch vụ chăm sóc khách hàng sử dụng điện và nâng

cao năng suất lao động.
c2. Tiêu chí về nguồn điện: Nguồn điện trên địa bàn thành phố được
nhận từ lưới điện 500kV và các đường dây 220kV của hệ thống điện
quốc gia.
c3. Tiêu chí về lưới điện
- Cấu trúc lưới điện: Lưới điện 220-110kV được thiết kế mạch
vòng hoặc mạch kép, mỗi trạm biến áp sẽ được cấp điện bằng hai
đường dây trở lên đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện và chất lượng
điện năng trong chế độ làm việc bình thường và sự cố đơn lẻ.
- Đường dây 220-110kV: Ưu tiên sử dụng loại cột nhiều mạch
để giảm hành lang tuyến các đường dây tải điện.


16
- Trạm biến áp 220-110kV: Được thiết kế với cấu hình quy mô
hai máy biến áp trở lên. Khu vực ngoại thành trạm xây mới là loại
ngoài trời, khu vực trung tâm sử dụng loại trạm kín (GIS).
- Tiết diện dây dẫn:
+ Các đường dây 220kV: Sử dụng dây dẫn tiết diện 400mm2,
cáp ngầm XLPE-1600mm2 hoặc dây phân pha có tổng tiết diện
600mm2, có dự phòng cho phát triển ở giai đoạn kế tiếp;
+ Các đường dây 110kV: Sử dụng dây dẫn tiết diện > 240mm2
hoặc cáp ngầm XLPE-1200mm2, đối với những nơi phụ tải tập trung
ưu tiên sử dụng dây phân pha.
+ Công suất máy biến áp: Sử dụng gam máy biến áp công suất
125; 250MVA cho cấp điện áp 220kV. Công suất 40; 63MVA cho
cấp điện áp 110kV. Công suất cụ thể từng trạm được chọn đảm bảo
chế độ vận hành bình thường mang tải 75% công suất định mức.
+ Hỗ trợ cấp điện giữa các TBA 110kV được thực hiện bằng các
đường dây mạch vòng trung thế 22kV.

c4. Tiêu chí về dòng ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố
Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ
sự cố của bảo vệ chính được quy định trong như sau:
Thời gian chịu đựng tối
thiểu của thiết bị (s)
Điện Dòng ngắn Thời gian tối đa
mạch
lớn
nhất
loại
trừ
sự
cố
của
Áp dụng từ
áp
(kA)
bảo vệ chính (ms) Áp dụng tới
ngày
ngày 31/12/2017
01/01/2018
110kV

31,5

150

03

01

c5. Tiêu chí về độ tin cậy cung cấp điện:
Đảm bảo việc cung cấp điện liên tục, hạn chế tối đa số lần và
thời gian mất điện của khách hàng sử dụng điện, nhất là các sự cố
gây mất điện kéo dài trên 05 phút nhằm đạt được các yêu cầu về chỉ
số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện (SAIDI); chỉ số về
số lần mất điện trung bình của lưới điện (SAIFI) và chỉ tiêu về số lần
mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện (MAIFI).
c6. Tiêu chí về giảm tổn thất điện năng


17
Đảm bảo giảm tổn thất điện năng của lưới điện bao gồm giảm
tổn thất điện năng kỹ thuật gây ra do bản chất vật lý của đường dây
dẫn điện, trang thiết bị trên lưới điện và giảm tổn thất điện năng phi
kỹ thuật gây ra do ảnh hưởng của các yếu tố trong quá trình quản lý
kinh doanh điện.
4.3.2. Dự báo nhu cầu tiêu thụ
Từ tài liệu quy hoạch của EVNCPC cho thấy, kết quả dự báo
nhu cầu tiêu thụ điện năng cho năm 2020-2025 như sau:
- Từ năm 2015 tới năm 2020, với phương án cơ sở, nhu cầu điện
năng và công suất của thành phố Đà Nẵng tăng ở mức trung bình với
tốc độ 12,07% đến 12,43%/năm.
- Đến giai đoạn 2021-2025 tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm
dự kiến sẽ giảm dần do Đà Nẵng đã có mức phát triển kinh tế khá
cao.
- Phương án phụ tải cơ sở phù hợp với các yêu cầu cấp điện cho
mục tiêu phát triển kinh tế xã hội của thành phố trong giai đoạn quy
hoạch nên sẽ là phương án được chọn làm cơ sở cho việc thiết kế sơ
đồ cấp điện cho thành phố Đà Nẵng.

4.3.3. Quy hoạch phát triển nguồn và lưới
Nguồn phát điện duy nhất là nhà máy điện diesel Cầu Đỏ với
tổng công suất lắp đặt là 11,8MW và công suất khả dụng là 7MW.
Tuy nhiên trong các năm vừa qua, nhà máy hầu như không phát điện
và chỉ duy trì như một nguồn dự phòng. Vì vậy nhà máy phát điện
Cầu Đỏ không được coi là nguồn cấp điện cho thành phố.
Ngoài ra, thành phố còn có dự án đầu tư xây dựng Nhà máy điện
năng lượng mặt trời quy mô công suất 2,8MW tại khu vực bãi đậu xe
nhà ga sân bay quốc tế Đà Nẵng do Công ty TNHH Methis
Environmental Việt Nam đã khởi công và hoàn thành đưa vào sử
dụng trong quý II/2018.
Theo báo cáo chi tiết của Chính phủ Tây Ban Nha về bản đồ bức
xạ và bản đồ tiềm năng phát triển điện mặt trời do 3 viện nghiên cứu
hàng đầu của Tây Ban Nha là CIEMAT, CENER, IDEA lập trên cơ
sở hợp tác với Bộ Công Thương và Chính phủ Việt Nam, Đà Nẵng là


18
một trong các tỉnh thành có cường đồ bức xạ mặt trời cao (4,4 – 4,6
kWh/m2 ngày). Vì vậy đã có một số nhà đầu tư đã đến tìm hiểu và có
nhu cầu đầu tư các Dự án nhà máy điện mặt trời.
4.3.4. Đề xuất phương án phát triển hệ thống điện 110kV
a. Giai đoạn từ nay đến năm 2020
Để giảm tải cho các TBA 110kV Xuân Hà, Liên Chiểu hiện
đang đầy tải và cấp điện cho khu đô thị Đa Phước thì cần sớm đầu tư
xây mới thêm 02 TBA 110kV tại khu vực quận Hải Châu, Thanh
Khê.
Khu vực quận Sơn Trà, Ngũ Hành Sơn nhu cầu phụ tải tại khu
vực này tăng trưởng mạnh đồng thời cấp điện cho khu đô thị mới và
các phụ tải du lịch quanh núi Sơn Trà thì cần đầu xây mới thêm 01

TBA 110kV tại khu vực này.
Khu vực quận Cẩm Lệ và huyện Hòa Vang cần nâng cấp dây có
tiết diện nhỏ (ACSR185mm2) bằng dây ACSR400mm2.
b. Giai đoạn từ năm 2021 đến năm 2025
Bảng 4.13. Cân đối nguồn và phụ tải điện áp 110kV các vùng giai
đoạn 2021 – 2025
TT

Hạng mục

Đơn
vị

2020 2021 2022 2023 2024 2025

I
1

Quận Hải Châu, Thanh Khê
Nhu cầu phụ tải
MW

174

187

201

216

232

249

2

Nhu cầu nguồn cấp

MVA

258

277

297

319

343

369

3

Nguồn cấp hiện có:

MVA

441

441

441

441

441

441

+ 110kV Liên Trì

MVA

126

126

126

126

126

126

+ 110kV Xuân Hà

MVA

126

126

126

126

126

126

+ 110kV Chi Lăng

MVA

126

126

126

126

126

126

+ 110kV Thuận Phước

MVA

63

63

63

63

63

63

Cân đối thừa (+), thiếu (-) MVA

183

164

144

122

98

72

165

177

190

205

220

236

4

II Quận Liên Chiểu
1 Nhu cầu phụ tải

MW


19

2

Nhu cầu nguồn cấp

Đơn
2020 2021 2022 2023 2024 2025
vị
MVA
244 263 282 303 326 350

3

Nguồn cấp hiện có

MVA

272

272

272

272

272

272

+ 110kV Hòa Khánh

MVA

126

126

126

126

126

126

+ 110kV Liên Chiểu

MVA

126

126

126

126

126

126

MVA
MVA
Cân đối thừa (+), thiếu (-)

20

20

20

20

20

20

4

28

9

-10

-31

-54

-78

III
1

Quận Sơn Trà, Ngũ Hành Sơn
Nhu cầu phụ tải
MW

151

170

191

215

242

272

2

Nhu cầu nguồn cấp

MVA

224

252

283

318

358

403

3

Nguồn cấp hiện có

MVA

332

332

332

332

332

332

+ 110kV An Đồn

MVA

126

126

126

126

126

126

+ 110kV Quận 3

MVA

126

126

126

126

126

126

+ 110kV Ngũ Hành Sơn

MVA

40

40

40

40

40

40

+ 110kV Cảng Tiên Sa

MVA

40

40

40

40

40

40

Cân đối thừa (+), thiếu (-) MVA

108

80

49

14

-26

-71

192

212

234

260

288

320

TT

Hạng mục

+ 110kV Hầm Đèo Hải Vân

4

IV Quận Cẩm Lệ, huyện Hòa Vang
1 Nhu cầu phụ tải
MW
2

Nhu cầu nguồn cấp

MVA

285

314

347

385

427

474

3

Nguồn cấp hiện có

MVA

389

389

389

389

389

389

+ 110kV Cầu Đỏ

MVA

103

103

103

103

103

103

+ 110kV Hòa Khánh 2

MVA

126

126

126

126

126

126

+ 110kV Hòa Liên

MVA

80

80

80

80

80

80

+ 110kV Hòa Xuân

MVA

40

40

40

40

40

40

+ 110kV Hòa Khương

MVA

40

40

40

40

40

40

Cân đối thừa (+), thiếu (-) MVA

104

75

42

4

-38

-85

4


20
- Quận Hải Châu, Thanh Khê: Công suất các trạm biến áp hiện
có đảm bảo cấp đủ điện cho vùng phụ tải tới năm 2025. Tuy nhiên
trạm biến áp 110kV Thuận Phước chỉ cấp điện cho riêng khu đô thị
Đa Phước cần lắp thêm máy biến áp số 2 cho trạm biến áp Thuận
Phước, đưa quy mô trạm biến áp lên 2x63MVA (hình 4.3).
- Quận Liên Chiểu: Từ năm 2022, các trạm biến áp trong vùng
sẽ bị quá tải, công suất cần bổ sung là 10MVA vào năm 2022 và tăng
đến 78MVA vào năm 2025. Phương án cấp điện cho quận này là xây
mới trạm biến áp Cảng Liên Chiểu, quy mô 2 máy 63MVA, giai đoạn
đầu lắp đặt vận hành 01 máy 63MVA. Trạm biến áp Cảng Liên
Chiểu sẽ cấp điện cho các phụ tải quanh khu vực Cảng, khu du lịch
Làng Vân và các phụ tải khác trong khu vực, san tải cho trạm biến áp
110kV Liên Chiểu.
- Quận Sơn Trà, Ngũ Hành Sơn: Phụ tải đến giai đoạn này vẫn
chủ yếu là phụ tải thương mại, dịch vụ, dân cư, các hoạt động khác
(cảng, trường học...), phụ tải công nghiệp - xây dựng hạn chế mở
rộng. Do bán kính của các trạm biến áp 110kV đã xây dựng trong các
giai đoạn trước đó không lớn nên đến giai đoạn này chủ yếu sẽ mở
rộng nâng công suất các trạm biến áp hiện hữu. Để phát triển thêm
71MVA công suất trạm biến áp 110kV cấp điện cho vùng đến năm

2025, lần lượt sẽ nâng công suất các trạm biến áp 110kV theo thứ
tự sau:
+ Lắp máy biến áp số 2 – 63MVA cho trạm biến áp 110kV Ngũ
Hành Sơn, đưa quy mô trạm biến áp lên (40+63)MVA.
+ Lắp máy 2 máy biến áp số 2 – 63MVA cho trạm biến áp
110kV Cảng Tiên Sa, đưa quy mô trạm biến áp lên (40+63)MVA.
+ Để tạo thuận lợi cho việc hỗ trợ trao đổi công suất giữa 2 trạm
biến áp 220kV Ngũ Hành Sơn và Hải Châu, đề xuất xây dựng đường
dây mạch kép 110kV vượt sông Hàn, đấu nối vào đường dây 110kV
An Đồn.
- Quận Cẩm Lệ, huyện Hòa Vang: Từ năm 2021 cần tăng thêm


21
công suất trạm nguồn 110kV cho vùng để có công suất dự phòng và
đến năm 2025 lượng công suất cần bổ sung lên đến 85MVA. Phương
án cấp điện cho vùng 4 như sau:
+ Thay máy biến áp 40MVA trạm biến áp 110kV Cầu Đỏ bằng
máy biến áp 63MVA, đưa quy mô trạm biến áp lên (2x63)MVA.
+ Nâng công suất bằng cách thay 02 máy biến áp 40MVA bằng
02 máy 63MVA cho trạm biến áp 110kV Hòa Liên, đưa quy mô trạm
biến áp lên (2x63)MVA.
+ Lắp máy biến áp số 2 – 40MVA trạm biến áp 110kV Hòa
Xuân, đưa quy mô trạm biến áp lên (2x40)MVA.
+ Lắp máy biến áp số 2 – 40MVA trạm biến áp 110kV Hòa
Khương, đưa quy mô trạm lên (2x40)MVA.


22

Hình 4.3. Sơ đồ lưới điện sau khi cải tạo nâng cấp


23
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận
Qua tìm hiểu sơ đồ hệ thống điện Việt Nam (Sơ đồ VII) ở thời
điểm hiện tại và quy hoạch phát triển giai đoạn đến năm 2025 cho
thấy hệ thống điện phát triển nhanh về quy mô. Trong đó có sự phát
triển nhanh của hệ thống điện 110kV miền Trung nói chung và hệ thống
điện 110kV Đà Nẵng nói riêng. Từ đó luận văn đã tìm hiểu và tính toán
đề xuất được các giải pháp đảm bảo nâng cao hiệu quả vận hành cho
lưới điện 110kV Khu vực thành phố Đà Nẵng, cụ thể như sau:
- Đã thu thập số liệu về thông số hệ thống và thông số vận
hành của hệ thống điện 110kV khu vực thành phố Đà Nẵng do Công
ty Lưới điện cao thế miền Trung, Trung tâm điều độ hệ thống điện
miền Trung tác giả đã cập nhật số liệu và tính toán trên phần mềm
PSS/E, kết quả cho thấy bộ số liệu và chương trình được sử dụng tính
toán cho đề tài là đáng tin cậy và có độ chính xác tương đối cao.
- Sử dụng số liệu được cập nhật cho chương trình PSS/E, đề tài
đã tiến hành tính toán phân tích tất cả các chế độ vận hành của hệ
thống (nội dung trong chương 3, chương 4), qua đó tác giả đã kết
luận được các hạn chế trong công tác vận hành của lưới điện 110kV
trong giai đoạn hiện nay như: một số đường dây có hệ số mang tải
cao (trên 90% khả năng tải) cũng như độ tin cậy thấp khi xảy ra sự
cố, đặc biệt sẽ gây ra các hiện tượng quá tải nặng cho các đường dây
và có khả năng gây đứt dây dẫn cao.
- Đã đề xuất các giải pháp tạm thời như: nâng cấp dây dẫn cho
các đường dây mang tải nặng và quá tải trong thời gian sắp tới, cũng
như giải pháp lâu dài là quy hoạch bổ sung hệ thống điện 110kV

thành phố Đà Nẵng đáp ứng nhu cầu phát triển của thành phố giai
đoạn đến 2025. Kết quả tính toán và đề xuất hoàn toàn phù hợp với
Quyết định số 2954/QĐ-BCT ngày 31/7/2017 của Bộ Công thương