Nghiên cứu ảnh hưởng khi đấu nối các nguồn năng lượng mới vào lưới điện 110kv khu vực tỉnh quảng trị (tt)

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHAN NGỌC QUANG

NGHIÊN CỨU ẢNH HƢỞNG KHI ĐẤU NỐI
CÁC NGUỒN NĂNG LƢỢNG MỚI VÀO LƢỚI ĐIỆN
110KV KHU VỰC TỈNH QUẢNG TRỊ

C
C
R
UT.L

D

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số
: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2021


Cơng trình đƣợc hồn thành tại

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: PGS.TS NGÔ VĂN DƢỠNG

Phản biện 1: TS. Hạ Đình Trúc
Phản biện 2: TS. Ngơ Minh Khoa

C
C
R
UT.L

D

Luận văn đã được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt
nghiệp thạc sĩ ngành Kỹ thuật Điện họp tại Trường Đại học
Bách khoa vào ngày 20 tháng 03 năm 2021.

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
MỞ ĐẦU
1. Đặt vấn đề
Trên địa bàn tỉnh Quảng Trị hiện chỉ có 1 trạm nguồn 220kV
Đơng Hà cấp điện cho lưới 110kV. Trạm 220kV Đơng Hà đóng điện
vào tháng 10/2012, được xây dựng tại huyện Triệu Phong, tỉnh Quảng
Trị. Hiện nay, một phần phụ tải điện tỉnh Quảng Trị được cấp điện từ
nguồn thủy điện vừa và nhỏ trên địa bàn. Trong đó, thủy điện Quảng
Trị và Đa Krơng 2 đấu nối lưới điện 110kV, các thủy điện còn lại đấu

nối lưới điện trung áp 35, 22kV.
Theo Quyết định 428/QĐ-TTg ngày 18 tháng 3 năm 2016 phê
duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia giai đoạn
2011- 2020 có xét đến năm 2030 (Quy hoạch VII điều chỉnh) đã định
hướng đầy đủ giữa các nguồn năng lượng cung cấp điện. Theo đó, đẩy
nhanh phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo (thủy điện, điện gió,
điện mặt trời, điện sinh khối, v.v…), từng bước gia tăng tỷ trọng của
điện năng sản xuất từ nguồn năng lượng tái tạo trong cơ cấu nguồn
điện. Việc đầu tư phát triển quá nhanh nguồn điện tập trung trong khi
lưới điện truyền tải chưa đáp ứng kịp, mà cụ thể là khu vực huyện
Hướng Hóa và huyện Đăk Rơng tỉnh Quảng Trị có nhiều nguồn điện,
cơng suất đặt các nguồn thủy điện, phong điện lớn hơn nhiều so với
phụ tải của vùng khu vực.
Do đó cần thiết phải có đánh giá ảnh hưởng khi đấu nối các
nguồn năng lượng mới này vào lưới điện về các mặt: trào lưu công
suất, thông số vận hành (điện áp, dòng điện…) tải các điểm nút cũng
như khả năng mang tải của lưới điện ở các chế độ vận hành khác nhau

C
C
R
UT.L

D

(max, min, điển hình) ở các giai đoạn trước và sau khi đấu nối các
nguồn năng lượng mới. Đề xuất các giải pháp như nâng tiết diện dây
dẫn (thay dây mới hoặc cải tạo kẹp thêm dây…), điều chỉnh công suất
phát của các nguồn phát và điều phối tải hợp lý. Đó là lý do học viên

2
đề xuất đề tài luận văn: “Nghiên cứu ảnh hưởng khi đấu nối các
nguồn năng lượng mới vào lưới điện 110kV khu vực tỉnh Quảng
Trị”.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Luận văn tập trung vào việc nguyên cứu kết lưới hệ thống điện
110kV khu vực tỉnh Quảng Trị giai đoạn từ 2020-2025 và đề xuất giải
pháp nâng cao khả năng vận hành an toàn hệ thống điện.
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu
Trong phạm vi thực hiện của luận văn, tác giả sẽ phân tích lưới
điện hiện hữu từ đó đề xuất các giải pháp tối ưu đảm bảo vận hành an
toàn cho các đường dây 110kV trên phạm vi địa bàn tỉnh Quảng Trị.
4. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn
Đề tài phân tích đánh giá giải pháp kỹ thuật, phân tích kinh tế
tài chính để cải tạo lưới điện 110kV phù hợp với thực tế vận hành và
định hướng quy hoạch phát triển nguồn điện, lưới điện trong tương lai
ở khu vực tỉnh Quảng Trị.

C
C
R
UT.L

D

5. Bố cục đề tài
Chương 1: Tổng quan về lưới điện khu vực tỉnh Quảng Trị.
Chương 2: Cơ sở lý thuyết về tính tốn chế độ làm việc hệ
thống điện và lựa chọn phần mềm ứng dụng tính tốn.

Chương 3: Tính tốn phân tích các chế độ vận hành lưới điện
khu vực Quảng Trị xét đến sự tham gia của các nguồn năng lượng
mới.
Chương 4: Tính tốn đề xuất giải pháp khắc phục các ảnh
hưởng của nguồn năng lượng mới đến chế độ vận hành lưới điện
110kV Quảng Trị.


3
CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC
TỈNH QUẢNG TRỊ
1.1. Hiện trạng nguồn và lƣới điện
Hiện nay, một phần phụ tải tỉnh Quảng Trị được cấp điện từ
nguồn thủy điện vừa và nhỏ trên địa bàn. Trong đó, thủy điện Quảng
Trị và Đăk Rông 2 đấu nối lưới điện 110kV, các thủy điện còn lại đấu
nối lưới điện trung áp 35, 22kV.
Trên địa bàn tỉnh Quảng Trị hiện có 1 trạm nguồn 220kV Đông
Hà cấp điện cho lưới 110kV. Trạm 220kV Đơng Hà đóng điện vào
tháng 10/2012. Trên địa bàn tỉnh Quảng Trị hiện có 78 km đường dây
220kV (dây dẫn ACSR- 400) thuộc ĐD 220kV mạch đơn Đồng Hới Đông Hà - TĐ A Lưới.

C
C
R
UT.L

1.2. Kế hoạch phát triển lƣới điện khu vực phía Tây tỉnh
Quảng Trị
Khu vực phía Tây tỉnh Quảng Trị hiện đang được đầu tư phát

triển quá nhanh nguồn năng lượng tái tạo tập trung trong khi lưới điện
truyền tải chưa đáp ứng kịp, mà cụ thể là khu vực huyện Hướng Hóa
và huyện Đăk Rơng tỉnh Quảng Trị có nhiều nguồn điện, cơng suất đặt
các nguồn thủy điện, phong điện lớn hơn nhiều so với phụ tải của vùng
khu vực. Do vậy trong phạm vi đề tài quan tâm phân tích lưới điện khu
vực phía Tây tỉnh Quảng Trị.
Theo Quyết định số 4965/QĐ-BCT về việc phê duyệt Quy
hoạch phát triển Điện lực tỉnh Quảng Trị giai đoạn 2016-2025 có xét
đến năm 2035 – Hợp phần I: Quy hoạch phát triển hệ thống điện

D

110kV ngày 27 tháng 12 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương,
đến năm 2035 trên địa bàn khu vực dự án dự kiến đầu tư xây dựng
TBA 220kV Lao Bảo, các TBA 110kV cũng như nhiều nguồn điện
mới như Nhà máy điện gió, thủy điện…


4
1.3. Kết luận
Trong Chương 1 giới thiệu tổng quan về lưới điện 110kV khu
vực tỉnh Quảng Trị. Trên cơ sở nguồn điện và lưới điện hiện trạng và
kế hoạch phát triển đầu tư xây dựng các nguồn năng lượng mới tại khu
vực để thực hiện phân tích, đề xuất các giải pháp đầu tư nâng cấp cải
tạo lưới điện 110kV hiện trạng đảm bảo truyền tải, cung cấp điện an
toàn, tin cậy đáp ứng nhu cầu vận hành của lưới điện tỉnh Quảng Trị.
CHƢƠNG 2
CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC
CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ LỰA CHỌN PHẦN MỀM
ỨNG DỤNG TÍNH TỐN

2.1. Mở đầu
Trong tính tốn phân tích hệ thống điện, số liệu ban đầu tại nút
thường cho là cơng suất chứ khơng phải là dịng điện. Vì vậy hệ
phuơng trình cân bằng trong hệ thống điện thường được thiết lập theo
biến công suất, được gọi là hệ phương trình cân bằng cơng suất, trở
thành hệ phương trình phi tuyến và có thể được giải dựa trên sự kết
hợp giữa việc sử dụng đại số ma trận và giải tích mạng điện bằng các
thuật tốn lặp với sự trợ giúp của máy tính.

C
C
R
UT.L

D

2.2. Các phƣơng pháp tính tốn chế độ xác lập hệ thống điện
Giải tích mạch điện bằng phương pháp lặp Gauss - Seidel
Áp dụng định luật Kirchoff ta có:
n

n

j 0

j 1

I i  U i  yij U i  yijU j

j≠i

(2.2)

Lúc này công suất tác dụng và phản kháng tại nút i là:

Pi  jQi  U i I i
Hay I i 

Pi  jQi
U i

(2.3)
(2.4)


5
Thế Ii vào biểu thức (2-2) ta có:
n
n
Pi  jQi

U
y

U
y ijU j


i
ij

i
U i
j 0
j 1

j≠i

(2.5)

Từ biểu thức này, sử dụng kỹ thuật lặp để giải quyết bài tốn
giải tích mạng điện với hệ phương trình đại số phi tuyến.
Trong biểu thức trên, có 2 biến chưa biết tại mỗi nút. Trong
phương pháp lặp Gauss - seidel sẽ giải tìm nghiệm Ui và thứ tự lặp trở
thành:
Pi cho  jQicho
U i( k 1) 

U

k
i

n

  y ijU (j k )
j 1

j≠i

(2.6)

n

y
j 1

ij

C
C
R
UT.L

Trường hợp cần tìm Pi, Qi chưa được cho tại một số nút (ví dụ
nút cân bằng hay nút P-V) ta sử dụng công thức:

D

n
n




 j≠i
Pi ( k 1)  U i( k 1) U i( k )  y ij  y ijU (j k )  

j

0

j

1





n
n


 
Qi( k 1)   ImU i( k 1) U i( k )  y ij  y ijU (j k )  

j 0
j 1

 

j≠i

(2.7)

(2.8)

Phương trình cân bằng cơng suất nút thường được biểu diễn
thông qua các phần tử của ma trận tổng dẫn. Trong ma trận tổng dẫn
nút Ybus

Khi đó ta có: U i( k 1)

n
Pi cho  jQicho

YijU (j k )

( k )
Ui
j 1
j≠i

Yii

n



Và Pi ( k 1)  U i( k 1) U i( k ) Yii   YijU (j k )  

j 1

 

j≠i

(2.9)

(2.10)

6
n


 
Qi( k 1)   ImU i( k 1) U i( k )Yii   YijU (j k )  

j 1

 

j≠i (2.11)

Khi bài tốn hội tụ, cơng suất tác dụng và phản kháng tại nút
cân bằng được xác định theo cơng thức (2.10) và (2.11).
Giải tích mạng điện bằng phương pháp lặp Newton-Raphson
Cho hệ phương trình gồm n phương trình và n ẩn số
fn (x1, x2, x3...xn) = Cn
(2.12)
Khai triển vế trái của hệ phương trình (2.12) thành chuỗi
Taylor và bỏ qua các thành phần bậc cao ta có:

C  k 
hoặc:

và:
J

k 



J k   X k 

 X k 

J   



  f  k 
  1 
  x1 

k 
  f 2 


   x1 

 

k 
  f n 

 
  x1 

(2.13)

k

1

C k 

C
C
R
T.L
k 

 f
  1
 x n





 f
 f 2 

   2

x
 2
 x n









 f1 


 x 2 

DU

k 

k 

 f
 f n 

   n
 x 2 
 x n





k 

k 

k 














(2.14)

(2.17)

J(k) được gọi là ma trận Jacobi (hay Jacobian). Các phần tử của
ma trận này là các đạo hàm riêng xác định tại X(k)
Phương pháp lặp Newton-Raphson đã thay thế việc giải hệ
phương trình phi tuyến bằng việc giải hệ phương trình tuyến tính, cho
kết quả nghiệm với sai số nằm trong phạm vi cho phép.
Phương pháp Newton-Raphson tốt hơn phương pháp GaussSeidel và ít nghiêng về phân kỳ đối với các bài tốn có điều kiện xấu.
Đối với hệ thống điện lớn, phương pháp Newton-Raphson có hiệu quả
hơn. Số bước lặp cần thiết để giải bài tốn khơng phụ thuộc vào kích

7
thước của hệ thống, nhưng có hạn chế là yêu cầu nhiều hàm tính tốn
cho mỗi bước lặp.
Với bài tốn giải tích mạng điện, khi độ lớn cơng suất tác
dụng và điện áp đã cho trước đối với nút điều khiển điện áp (P-V),
phương trình cân bằng cơng suất nút được biểu diễn trong tọa độ cực.
Với thanh góp điển hình hình i, dịng vào nút I cho bởi biểu
thức:
n

I i   YijU j

(2.18)

j 1

Trong phương trình trên j bao gồm cả nút i. Giả sử Yịj = |Yij|
ij và Uj = |Uj|j. Biểu diễn trên hệ tọa độ cực ta có:

I i   Yij U j  ij   j

C
C
R
UT.L

(2.19)

Công suất biểu kiến liên hợp tại nút i là:

S i  Pi  jQi  U i I i

D

(2.20)

Tách phần thực và phần ảo:
n

Pi   U i U j Yij cos( i   i   j )

(2.22)

j 1

n

Qi   U i U j Yij sin(  i   i   j )

(2.23)

j 1

Khai triển (2.22) và (2.23) thành chuỗi Taylor có chứa các đạo
hàm riêng bậc nhất và bỏ qua các thành phần có chứa các đạo hàm
riêng bậc cao ta có hệ phương trình tuyến tính. Ta có thể viết dưới
dạng rút gọn như sau:

 P   J 1
 Q    J
   3

J 2    


J 4   U 

(2.24)

Các giá trị độ lệch cơng suất ΔPi(k) và ΔQi(k) được tính theo


8
biểu thức:
ΔPi(k) = Picho - Pi(k)
ΔQi(k)

=

Qicho

-

Qi(k)

(2.33)
(2.34)

Giá trị mới của điện áp tại các nút là:
δi(k+1) = δi(k) + Δδi(k)

(2.35)

|Ui(k+1)| = |Ui(k)| + Δ|Ui(k)|

(2.36)

Sau khi tìm được giá trị điện áp các nút, bước tiếp theo ta tính
tốn phân bố cơng suất và tổn thất cơng suất trên từng nhánh.
Thuật tốn giải mạng điện theo phương pháp NewtonRaphson gồm các bước sau:
1. Đối với nút tải: cho trước Picho và Qicho, độ lớn và góc lệch
pha điện áp chọn bằng giá trị của nút cân bằng, hoặc chọn |Ui(0)|=1.0
và δi(0)=0.0. Đối với nút điều chỉnh điện áp, cho trước Ui và Picho, góc
pha chọn bằng giá trị của nút cân bằng, hoặc chọn δi(0)=0.0.
2. Đối với nút tải Pi(k) và Qi(k) và ΔPi(k) và ΔQi(k).
3. Đối với nút điều chỉnh điện áp, Pi(k) và ΔQi(k).
4. Các phần tử của ma trận Jacobi (J1, J2, J3, J4).
5. Phương trình tuyến tính được giải trực tiếp bằng phương
pháp thừa số tam giác tối ưu và phương pháp Gauss.
6. Giá trị mới của độ lớn điện áp và góc pha.
7. Q trình tiếp tục cho đến khi độ lệch ΔPi(k) và ΔQi(k) nhỏ

C
C
R
UT.L

D

hơn sai số cho phép |ΔPi(k) | ≤ , |ΔQi(k) |≤ .
8. Sau khi tìm được các giá trị Ui, i ta tiếp tục tính phân bố
cơng suất và tổn thất cơng suất trên các nhánh.
2.3. Lựa chọn phần mềm ứng dụng tính tốn chế độ xác
lập hệ thống điện


9
Hiện nay có nhiều phần mềm khác nhau để tính toán các chế
độ của hệ thống điện như: phần mềm ETAP, CONUS, PSS/E,
POWERWORLD SIMULATOR…
Mỗi phần mềm đều có một số chức năng và phạm vi ứng dụng
khác nhau. Phần mềm PSS/E là phần mềm mạnh có nhiều chức năng
như mơ phỏng hệ thống điện, tính tốn trào lưu cơng suất, tính tốn
ngắn mạch, ổn định hệ thống điện,... hiện nay đang được các công ty
điện lực ở Việt Nam ứng dụng. Để đánh giá ảnh hưởng của nhà máy
điện khu vực tỉnh Quảng Trị đến các chế độ vận hành của hệ thống
điện Việt Nam, tác giả sử dụng phần mềm PSS/E do những ưu điểm
của nó đã nêu ở trên.
PSS/E dựa trên các lý thuyết về năng lượng để xây dựng các
mơ hình cho các thiết bị trong hệ thống điện. Việc mơ hình hóa các
thiết bị và thực hiện tính tốn phụ thuộc rất nhiều vào giới hạn của các
thiết bị tính tốn.
Các ứng dụng của chương trình:
- Tính phân bổ cơng suất: (Power Flow Calculaton).
- u cầu tính tốn: Cho nhu cầu phụ tải ở tất cả các thanh
cái của hệ thống điện và công suất phát của các nhà máy trong hệ
thống.
- Phân tích sự cố trong hệ thống điện: (Fault analysys).

Cho phép tính tốn chế độ làm việc của hệ thống ở tình trạng
sự cố như: Các dạng ngắn mạch, đứt dây,... ở bất cứ điểm nào trong hệ
thống điện và tính tốn mơ phỏng ổn định động.

C
C
R
UT.L

D

2.4. Kết luận
Trong Chương 2 giới thiệu các phương pháp tính tốn chế độ
xác lập hệ thống điện và lựa chọn phần mềm PSS/E để thực hiện mô
phỏng và tính tốn phân tích chế độ vận hành lưới điện khu vực tỉnh
Quảng Trị ở các chương tiếp theo.


10
CHƢƠNG 3
TÍNH TỐN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH
LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC QUẢNG TRỊ XÉT ĐẾN SỰ THAM GIA
CỦA CÁC NGUỒN NĂNG LƢỢNG MỚI
3.1. Các chế độ vận hành lƣới điện khu vực
Căn cứ theo cơ sở dữ liệu vận hành trong năm của lưới điện khu
vực tỉnh Quảng Trị, ta có thể đưa ra 4 kịch bản vận hành chính cho
lưới điện khu vực: Chế độ 1: Phụ tải cực đại vào mùa khô. Chế độ 2:
Phụ tải cực tiểu vào mùa khô. Chế độ 3: Phụ tải cực đại và mùa mưa.
Chế độ 4: Phụ tải cực tiểu vào mùa mưa.
Do đặc điểm khu vực Quảng Trị mối tương quan tải và nguồn

tương đối đặc biệt khi có rất nhiều nhà máy thủy điện và các nhà máy
điện năng lượng tái tạo điện gió,...nên lượng điện phát ra từ các nguồn
lớn hơn nhiều so với tải, và lượng dư thừa công suất phát trong khu
vực dễ gây quá tải hệ thống truyền tải điện từ khu vực Quảng Trị lên
lưới điện quốc gia.
Trên cơ sở đó, trong 4 chế độ trên thì chế độ 4 khi phụ tải cực
tiểu và nguồn phát cực đại vào mùa mưa (thủy điện nhiều) là chế độ
khó khăn nhất cho lưới điện nên được chọn làm chế độ xem xét, tính
tốn, kiểm tra.

C
C
R
UT.L

D

3.2. Tính tốn, phân tích các chế độ vận hành lƣới điện
110kV khu vực Quảng Trị với sự tham gia của cụm nhà máy điện
gió Hƣớng Linh 1&2
Trong quá trình thực hiện tính tốn, phân tích nhận thấy sự ảnh
hưởng nặng nề của lưới điện hầu như tác động nhiều nhất ở tuyến
đường dây Đông Hà – Lao Bảo nên kết quả mơ phỏng tính tốn chỉ tập
trung vào các đường dây trên tuyến này.
a. Chế độ vận hành bình thường:
Một số đường dây bị quá tải và mang tải cao, đường dây mang


11
tải nhiều nhất đường dây 110kV Cam Lộ - TĐ Quảng Trị (113%),

đường dây 110kV Đăk Rông 2 - Đông Hà (103%), đường dây 110kV
Đông Hà - Cam Lộ (102%), đường dây 110kV ĐG Hướng Linh2 Đăk Rông 2 (86%), đường dây TĐ Quảng Trị - Khe Sanh (52%),
đường dây 110kV Khe Sanh - Lao Bảo (27%), đường dây 110kV Lao
Bảo - ĐG Hướng Linh2 (21%).
b. Chế độ vận hành sự cố:
Hầu hết tất cả các đường dây trên tuyến đều bị q tải tồn bộ,
trong đó ứng với trường hợp nặng nề nhất vận hành đường dây 110kV
Cam Lộ - TĐ Quảng Trị (214%), đường dây 110kV Đăk Rông 2 Đông Hà (211%), đường dây 110kV Đông Hà - Cam Lộ (204%),
đường dây 110kV ĐG Hướng Linh2 - Đăk Rông 2 (195%), đường dây
110kV TĐ Quảng Trị - Khe Sanh (153%), đường dây 110kV Khe
Sanh - Lao Bảo (140%), đường dây 110kV Lao Bảo - ĐG Hướng
Linh2 (134%).
Ta có thể nhận thấy trong chế độ vận hành bình thường vào giai
đoạn năm 2021 xuất hiện thêm nhiều nguồn điện như NMTĐ La Tó
(12MW); NMTĐ Đăk Rơng 4 (24MW) và NMĐG Hướng Linh 1
(30MW) làm cho lượng công suất truyền tải trên đường dây cũng tăng
lên đáng kể và lượng công suất dư thừa này sẽ truyền tải trên 2 mạch
đường dây hiện hữu của khu vực phía Tây tỉnh Quảng Trị (khu vực
các điện gió và thủy điện) được đấu nối vào TBA 220kV Đông Hà qua
trục đường dây 110kV mạch kép tiết diện dây AC-185 (khả năng
mang tải của mỗi đường dây mạch đơn khoảng 98MVA) nên các
đường dây bị quá tải và mang tải cao.

C
C
R
UT.L

D

Khi xảy ra sự cố đặc biệt là các đường dây 110kV Đông Hà –
TĐ Đăk Rông2 hoặc đường dây 110kV Đông Hà – TĐ Quảng Trị sẽ
làm quá tải toàn bộ tuyến đường dây 110kV Đơng Hà – Lao Bảo.
3.3. Tính tốn, phân tích các chế độ vận hành lƣới điện


12
110kV khu vực Quảng Trị giai đoạn có thêm các NMĐG (Hƣớng
Linh 3, Hƣớng Phùng 1&2, Hƣớng Phùng 3, Hƣớng Tân, Tân
Linh, Liên Lập…)
Trong giai đoạn này tại khu vực có thêm sự xuất hiện của TBA
220kV Lao Bảo (2x250MVA), TBA 110kV Hướng Phùng
(1x25MVA) và nhiều nguồn điện mới như NMĐG Hướng Linh 3
(30MW), NMTĐ Hướng Hiệp 1 (30MW), NMĐG Hướng Phùng 1&2
(50MW), NMĐG Hướng Phùng 3 (30MW), NMĐG Hướng Tân
(48MW), NMĐG Tân Linh (48MW), NMĐG Liên Lập (48MW),
NMTĐ Hướng Phùng (18MW). Kết quả tính tốn (ở chế độ 4 phụ tải
cực tiểu vào mùa mưa) giai đoạn đến năm 2025 như sau
a. Chế độ vận hành bình thường:
Một số đường dây bị quá tải và mang tải cao với tình hình mang
tải các đường dây: đường dây 110kV NMTĐ Đăk Rông 2 - Đông Hà
(104%), đường dây 110kV Lao Bảo 220-Khe Sanh (93%), đường dây
110kV NMĐG Hướng Linh 2 - NMTĐ Đăk Rông 2 (85%), đường dây
110kV Lao Bảo - NMĐG Hướng Linh 2 (18%), đường dây 110kV
Khe Sanh - Lao Bảo (17%).
b. Chế độ vận hành sự cố:
Hầu hết các đường dây đều bị quá tải nặng nề, trong đó ứng với
sự cố nặng nề nhất của từng trường hợp các đường dây mang tải cao:
đường dây 110kV Đăk Rông 2 - Đông Hà (193%), đường dây 110kV
220kV Lao Bảo - Khe Sanh (192%), đường dây 110kV ĐG Hướng

Linh2 - Đăk Rông 2 (177%), đường dây 110kV Lao Bảo - ĐG Hướng
Linh2 (122%), đường dây 110kV Khe Sanh - Lao Bảo (119%).

C
C
R
UT.L

D

Như vậy trong giai đoạn này với sự xuất hiện TBA 220kV Lao
Bảo và nhiều nguồn điện mới xuất thì lưới điện khu vực vẫn có nhiều
cung đoạn mang tải cao và quá tải trong chế độ vận hành bình thường.
Trường hợp sự cố hầu hết các đường dây đều bị quá tải và đặc


13
biệt sự cố đường dây 110kV Đông Hà – TĐ Đăk Rông 2 hoặc sự cố
đường dây 110kV TBA 220kV Lao Bảo – Khe Sanh sẽ làm quá tải
toàn bộ tuyến đường dây 110kV Đông Hà – Lao Bảo.
3.4. Kết luận
Lưới điện hiện hữu không đáp ứng nhu cầu truyền tải công suất
vào giai đoạn từ năm 2020 đến năm 2021 khi có bổ sung thêm các
nguồn điện.
Việc đầu tư cải tạo nâng tiết diện tuyến đường dây 110kV Đông
Hà – Lao Bảo hoàn thành cuối năm 2020, đầu năm 2021 là cần thiết và
hết sức cấp bách để đáp ứng nhu cầu vận hành giải phóng nguồn cơng
suất phát (thủy điện, phong điện) trong khu vực phí Tây của tỉnh
Quảng. Việc này cũng phù hợp với Quy hoạch phát triển điện lực quốc
gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030.

C
C
R
UT.L

CHƢƠNG 4
TÍNH TỐN ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP KHẮC PHỤC CÁC ẢNH
HƢỞNG CỦA NGUỒN NĂNG LƢỢNG MỚI ĐẾN CHẾ ĐỘ
VẬN HÀNH LƢỚI ĐIỆN 110KV QUẢNG TRỊ
4.1. Đánh giá lƣới điện đề xuất giải pháp thực hiện
Theo kết quả phân tích, tính tốn trào lưu cơng suất của lưới
điện tỉnh Quảng Trị ở chương III, lưới điện hiện hữu ở khu vực không
đáp ứng được nhu cầu truyền tải công suất vào mùa mưa, một số
đường dây 110kV ở khu vực ln trong tình trạng mang tải cao: đường
dây 110kV Đăk Rông 2 - Đông Hà (103%-104%); đường dây 110kV
TĐ Quảng Trị - Khe Sanh (GĐ 2025: ĐD 220kV Lao Bảo - Khe Sanh)
(93%), đường dây 110kV ĐG Hướng Linh2 - Đăk Rông 2 (85%-87%),

D

đường dây 110kV Đông Hà - TĐ Quảng Trị (ĐD 110kV Cam Lộ Quảng Trị) (102÷113 %).
Do vậy cần có các giải pháp vận hành và cải tạo lưới điện để
giảm tải công suất trên các đường dây bị quá tải, đề xuất các phương


14
án cải tạo các đường dây này để lưới điện 110kV tỉnh Quảng Trị vận
hành an toàn, ổn định trong thời gian đến và các đường dây này sẽ là
những đoạn tuyến cần cải tạo, nâng cấp trong các phương án đề xuất

thực hiện.
4.2. Đặc điểm các đƣờng dây cần cải tạo trên lƣới điện
110kV khu vực tỉnh Quảng Trị
Toàn bộ tuyến đường dây được chia thành 3 cung đoạn theo tính
chất đặc điểm cải tạo, vị trí địa lý như sau:
a. Đoạn đường dây trục chính 110kV từ TC 110kV TBA 220kV
Đông Hà đến cột rẽ vào TBA 110kV Nhà máy Thủy điện Quảng Trị
tại vị trí 180: 02 mạch, dây dẫn ACSR-185, chiều dài tuyến 50,706
km.
b. Đoạn đường dây nhánh rẽ 110kV từ vị trí 180 vào TBA
110kV Nhà máy Thủy điện Quảng Trị: 02 mạch, dây dẫn ACSR-185,
chiều dài tuyến 2,730 km.
c. Đoạn đường dây nhánh rẽ 110kV từ vị trí 156A vào TBA
110kV NMTĐ Đăk rơng 2: 02 mạch, dây dẫn ACSR-185, chiều dài
tuyến 0,814 km.

C
C
R
UT.L

D

4.3. Các phƣơng án cải tạo đƣờng dây 110kV khu vực tỉnh
Quảng Trị
a. Phương án 1: Cải tạo 3 tuyến đường dây 110kV từ TBA
220kV Đông Hà đến NMTĐ Quảng Trị.
Mục tiêu: Đảm bảo các đường dây 110kV khu vực tỉnh Quảng
Trị vận hành an tồn, bình thường, ổn định trong giai đoạn 2020-2021
khi các nguồn điện được bổ sung thêm.

Thực hiện cải tạo phân pha dây dẫn ACSR-185 trên các tuyến
đường dây: Đường dây 110kV Đông Hà – TĐ Quảng Trị từ 1xACSR185 thành 2xACSR-185; Đường dây 110kV Đăk Rông 2 – Đông Hà từ
1xACSR-185 thành 2xACSR-185; Đường dây 110kV Hướng Linh 2 –


15
Đăk Rông 2 từ 1xACSR-185 thành 2xACSR-185.
b. Phương án 2: Cải tạo tồn tuyến đường dây 110kV Đơng Hà
– Lao Bảo.
Mục tiêu: Bổ sung phân pha dây dẫn toàn tuyến đường dây, đảm
bảo dự phòng các đường dây 110kV khu vực tỉnh Quảng Trị vận hành
an toàn, ổn định trong giai đoạn 2021-2025 khi các nguồn năng lượng
mới được bổ sung thêm.
Thực hiện cải tạo phân pha dây dẫn 1xACSR-185 thành
2xACSR-185 trên các tuyến đường dây: Đường dây 110kV Đông Hà –
TĐ Quảng Trị; Đường dây 110kV Đăk Rông 2 – Đông Hà; Đường dây
110kV Hướng Linh 2 – Đăk Rông 2; Đường dây 110kV Hướng Linh 2
– Lao Bảo; Đường dây 110kV Lao Bảo – Khe Sanh; Đường dây
110kV TĐ Quảng Trị – Khe Sanh.

C
C
R
UT.L

4.4. Đánh giá phân tích các phƣơng án cải tạo giai đoạn năm
2021

D

4.4.1. Chế độ vận hành bình thường
a. Phương án 1: Cải tạo 3 tuyến đường dây 110kV từ TBA
220kV Đông Hà đến NMTĐ Quảng Trị.
Kết quả phân tích cho thấy sau khi cải tạo nâng cấp các tuyến
đường dây đã giảm mức mang tải, lưới điện vận hành đảm bảo an
toàn: đường dây 110kV Đông Hà - Cam Lộ (54%), đường dây 110kV
Cam Lộ - NMTĐ Quảng Trị (60%), đường dây 110kV NMTĐ Quảng
Trị - Khe Sanh (58%), đường dây 110kV Khe Sanh - Lao Bảo (21%),
đường dây 110kV Lao Bảo - NMĐG Hướng Linh 2 (14%), đường dây
110kV NMĐG Hướng Linh 2 - NMTĐ Đăk Rông 2 (58%), đường dây
110kV NMTĐ Đăk Rông 2 - Đông Hà (49%).
b. Phương án 2: Cải tạo tồn tuyến đường dây 110kV Đơng Hà
– Lao Bảo.
Với phương án này, các đường dây vận hành an toàn trong đó


16
có đường dây mang tải chỉ với mức 12% (ĐD 110kV Khe Sanh - Lao
Bảo, ĐD 110kV Lao Bảo - NMĐG Hướng Linh 2) đảm bảo cho việc
đấu nối dự phòng các nguồn điện mới trong tương lai: đường dây
110kV Đông Hà - Cam Lộ (53%), đường dây 110kV Cam Lộ - NMTĐ
Quảng Trị (59%), đường dây 110kV NMTĐ Quảng Trị - Khe Sanh
(28%), đường dây 110kV Khe Sanh - Lao Bảo (12%), đường dây
110kV Lao Bảo - NMĐG Hướng Linh 2 (12%), đường dây 110kV
NMĐG Hướng Linh 2 - NMTĐ Đăk Rông 2 (60%), đường dây 110kV
NMTĐ Đăk Rông 2 - Đông Hà (50%).
4.4.2. Chế độ vận hành khi gặp sự cố
Mô phỏng hệ thống điện trong từng phương án cải tạo nâng cấp
ứng với trường hợp sự cố gây ảnh hưởng nặng nề nhất.
a. Phương án 1: Cải tạo 3 tuyến đường dây 110kV từ TBA

220kV Đông Hà đến NMTĐ Quảng Trị.

C
C
R
UT.L

⸭ Sự cố đường dây 110kV Cam Lộ - NMTĐ Quảng Trị
Đường dây 110kV Cam Lộ - NMTĐ Quảng Trị buộc phải tách
khỏi vận hành, lúc này hầu hết các đường dây khác phải tải lượng
công suất rất lớn khi tình trạng quá tải trên một số đường dây xảy ra,
cụ thể: đường dây 110kV Khe Sanh - Lao Bảo (140%), đường dây
110kV Lao Bảo - NMĐG Hướng Linh 2 (134%), đường dây 110kV
NMĐG Hướng Linh 2 - NMTĐ Đăk Rông 2 (141%), đường dây
110kV NMTĐ Đăk Rông 2 - Đông Hà (106%).
Để đảm bảo vận hành trong trường hợp này, phải giảm nguồn
phát của các nhà máy điện.
Trong vận hành luôn ưu tiên nhằm tận dụng hết khả năng phát

D

công suất của các nguồn năng lượng mới (Nhà máy điện gió, điện mặt
trời) bởi các nguồn thủy điện (Nhà máy thủy điện) có hồ chứa nên có
khả năng điều tiết linh hoạt hơn. Vì vậy để tránh quá tải đường dây,
giải pháp vận hành lúc này chủ yếu điều chỉnh công suất phát của các


17
nhà máy thủy điện tương ứng với khả năng phát của cụm Nhà máy
điện gió Hướng Linh.

* Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 & 2 phát cơng suất định
mức, điều chỉnh giảm phát các nhà máy sau để các đường dây vận
hành an tồn: NMTĐ Đăk Rơng 4 giảm phát 20MW (còn 4MW),
NMTĐ Quảng Trị giảm phát 52MW (còn 12MW).
* Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 giảm phát 10MW (còn
20MW) và Hướng Linh 2 giảm phát 10MW (còn 20MW), điều chỉnh
giảm phát các nhà máy sau để các đường dây vận hành an tồn:
NMTĐ Đăk Rơng 4 giảm phát 12MW (còn 12MW), NMTĐ Quảng
Trị giảm phát 50MW (còn 14MW).
* Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 giảm phát 20MW (còn
10MW) và Hướng Linh 2 giảm phát 20MW (còn 10MW), điều chỉnh
giảm phát các nhà máy sau để các đường dây vận hành an tồn:
NMTĐ Đăk Rơng 4 giảm phát 8MW (còn 16MW), NMTĐ Quảng Trị
giảm phát 44MW (còn 20MW).
* Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 giảm phát 10MW (còn
20MW) và Hướng Linh 2 giảm phát 20MW (còn 10MW), điều chỉnh
giảm phát các nhà máy sau để các đường dây vận hành an tồn:
NMTĐ Đăk Rơng 4 giảm phát 12MW (còn 12MW), NMTĐ Quảng
Trị giảm phát 40MW (còn 24MW).
* Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 giảm phát 15MW (còn
15MW) và Hướng Linh 2 phát định mức, điều chỉnh giảm phát các
nhà máy sau để các đường dây vận hành an tồn: NMTĐ Đăk Rơng 4
giảm phát 15MW (còn 9MW), NMTĐ Quảng Trị giảm phát 42MW

C
C
R
UT.L

D

(còn 22MW).
⸭ Sự cố đường dây 110kV Đăk Rông 2 – Đông Hà
Đường dây 110kV Đăk Rông 2 – Đông Hà buộc phải tách khỏi
vận hành, lúc này các đường dây khác phải tải lượng công suất rất lớn


18
khi tình trạng quá tải trên một số đường dây xảy ra, cụ thể: đường dây
110kV Đông Hà – Cam Lộ (102%), đường dây 110kV Cam Lộ NMTĐ Quảng Trị (107%), đường dây 110kV NMTĐ Quảng Trị - Khe
Sanh (153%).
Để đảm bảo vận hành trong trường hợp này, phải giảm nguồn
phát của các nhà máy điện. Tương tự như phân tích ở trên, giải pháp
vận hành lúc này chủ yếu điều chỉnh công suất phát của các nhà máy
thủy điện tương ứng với khả năng phát của cụm Nhà máy điện gió
Hướng Linh.
* Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 & 2 phát công suất định
mức, điều chỉnh giảm phát các nhà máy sau để các đường dây vận
hành an toàn: Cụm thủy điện nhỏ Hạ Rào Quán, La La, Khe Giông,
Khe Nghi ngừng phát, NMTĐ Đăk Rông 2 giảm phát 10MW (cịn
8MW), NMTĐ Đăk Rơng 4 giảm phát 20MW (cịn 4MW).
* Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 giảm phát 10MW (còn
20MW) và Hướng Linh 2 giảm phát 10MW (còn 20MW), điều chỉnh
giảm phát các nhà máy sau để các đường dây vận hành an toàn: Cụm
thủy điện nhỏ Hạ Rào Quán, La La, Khe Giông, Khe Nghi ngừng phát,
NMTĐ Đăk Rơng 4 giảm phát 20MW (cịn 4MW).
* Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 giảm phát 20MW (cịn
10MW) và Hướng Linh 2 giảm phát 20MW (còn 10MW), điều chỉnh
giảm phát các nhà máy sau để các đường dây vận hành an tồn:
NMTĐ Đăk Rơng 4 giảm phát 14MW (cịn 10MW).

* Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 giảm phát 20MW (còn
10MW) và Hướng Linh 2 giảm phát 10MW (còn 20MW), điều chỉnh

C
C
R
UT.L

D

giảm phát các nhà máy sau để các đường dây vận hành an tồn:
NMTĐ Đăk Rơng 4 giảm phát 20MW (cịn 4MW).
* Nhà máy điện gió Hướng Linh 1 giảm phát 20MW (còn
10MW) và Hướng Linh 2 phát định mức, điều chỉnh giảm phát các


19
nhà máy sau để các đường dây vận hành an tồn: NMTĐ Đăk Rơng 2
giảm phát 10MW (cịn 8MW), NMTĐ Đăk Rơng 4 giảm phát 20MW
(cịn 4MW).
b. Phương án 2: Cải tạo tồn tuyến đường dây 110kV Đơng Hà
– Lao Bảo.
Qua tổng hợp kết quả các chế độ vận hành bình thường và sự cố
ở phương án cải tạo này cho kết quả lưới điện vận hành hoàn toàn đảm
bảo ở chế độ vận hành bình thường. Đối với trường hợp sự cố thì bị
quá tải nhẹ ở các cung đoạn sau: đường dây 110kV Đông Hà - Cam
Lộ quá tải nhẹ (102%), đường dây 110kV Cam Lộ - TĐ Quảng Trị
(108%), đường dây 110kV Đăk Rông 2 - Đông Hà (107%). Riêng
đường dây 110kV ĐG Hướng Linh2 - Đăk Rông 2 bị quá tải nặng
(143%) ở đoạn tuyến VT161- NMĐT Hướng Linh 2 do tiết diện dây

dẫn đoạn này là ACSR-300 (đoạn tuyến này không cải tạo).
Để đảm bảo khả năng truyền tải đường dây trong trường hợp sự
cố thì cần chiết giảm một phần (khơng đáng kể) cơng suất phát của các
nhà máy.
Ngồi ra để có thể đánh giá nhận định đầy đủ về hiệu quả thực
hiện các giải pháp cải tạo lưới điện trong thời gian đến, đặc biệt trong
năm 2021 dự kiến sẽ đưa vào vận hành TBA 220kV Lao Bảo góp phần
giải tỏa mạnh mẽ các nguồn năng lượng khu vực. Ở Chương này tiến
hành phân tích đề xuất thực hiện cải tạo nâng cấp lưới điện khu vực
theo phương án 1 (cải tạo 3 tuyến đường dây 110kV từ TBA 220kV
Đông Hà đến NMTĐ Quảng Trị) trong trường hợp có sự xuất hiện của
TBA 220kV Lao Bảo.

C
C
R
UT.L

D

Kết quả phân tích cho thấy sau khi cải tạo nâng cấp ở chế độ
vận hành bình thường các tuyến đường dây đã giảm mức mang tải,
lưới điện đảm bảo vận hành an toàn.
⸭ Sự cố đường dây 110kV TBA 220kV Lao Bảo – Khe Sanh:


20
ngoại trừ đường dây NMĐG Hướng Linh 2 – NMTĐ Đăk Rông 2
mang tải nặng (99%) ở đoạn tuyến VT161-ĐG Hướng Linh 2 do tiết
diện dây dẫn ACSR-300 (đoạn tuyến khơng thực hiện cải tạo) cịn lại

lưới điện vẫn đảm bảo vận hành.
⸭ Sự cố đường dây 110kV Đăk Rông 2 - Đơng Hà: chỉ có
đường dây 110kV Lao Bảo 220-Khe Sanh bị quá tải nặng (153%), các
tuyến đường dây còn lại đảm bảo vận hành. Do vậy, cần thiết điều
chỉnh công suất phát của các nhà máy điện liên quan ảnh hưởng đến
đoạn tuyến ĐD 110kV Lao Bảo 220-Khe Sanh này để lưới điện khu
vực hoạt động đảm bảo hơn.
Trường hợp khi cụm NMĐG Hướng Linh 1&2 sẽ phát định
mức, buộc phải giảm phát đồng thời NMTĐ Đăk Rông 2 10MW (cịn
8MW), NMTĐ Đăk Rơng 4 20MW (cịn 4MW) và ngừng phát các
NMTĐ nhỏ Hạ Rào Quán, La La, Khe Giông, Khe Nghi.
Trường hợp khi cụm NMĐG Hướng Linh 1&2 giảm phát
10MW (còn mỗi NMĐG phát 20MW), buộc phải giảm phát đồng thời
NMTĐ Đăk Rơng 4 20MW (cịn 4MW) và ngừng phát các NMTĐ
nhỏ Hạ Rào Quán, La La, Khe Giông.
Trường hợp khi cụm NMĐG Hướng Linh 1&2 giảm phát
20MW (còn mỗi NMĐG phát 10MW), buộc phải giảm phát NMTĐ
Đăk Rơng 4 12MW (cịn 12MW).
Từ kết quả tính tốn phân tích trên, có thể thấy đối với việc cải
tạo nâng cấp tuyến đường dây 110kV Đông Hà – Lao Bảo theo
phương án 1 trong trường hợp TBA 220kV Lao Bảo đã vào vận hành
sẽ tăng độ tin cậy vận hành của hệ thống điện, trong các trường hợp sự

C
C
R
UT.L

D

cố thì lưới điện ít bị ảnh hưởng nặng nề hơn, chỉ phải thực hiện điều
chỉnh giảm phát công suất ở một số ít nhà máy thủy điện ứng với các
chế độ vận hành của cụm NMĐG Hướng Linh 1 và Hướng Linh 2.
4.5. Đánh giá phân tích các phƣơng án cải tạo giai đoạn sau


21
năm 2025
4.5.1. Chế độ vận hành bình thường
a. Phương án 1: Cải tạo 3 tuyến đường dây 110kV từ TBA
220kV Đông Hà đến NMTĐ Quảng Trị các đường dây vận hành hoàn
toàn đảm bảo an toàn.
b. Phương án 2: Cải tạo tồn tuyến đường dây 110kV Đơng Hà
– Lao Bảo khả năng tải của các đường dây được nâng lên và đảm bảo
vận hành an toàn.
4.5.2. Chế độ vận hành sự cố
a. Phương án 1: Cải tạo 3 tuyến đường dây 110kV từ TBA
220kV Đông Hà đến NMTĐ Quảng Trị. Kết quả phân tích cho thấy ở
một số trường hợp sự cố thì phương án 1 vẫn đảm bảo hệ thống vẫn
cịn vận hành được (có một số đường dây bị quá tải nhẹ). Đặc biệt khi
sự cố đường dây 110kV NMTĐ Đăk Rơng 2 - Đơng Hà thì hầu hết các
đường dây trên tuyến đều bị quá tải phải điều chỉnh công suất phát
của các nhà máy điện đường dây 110kV Lao Bảo 220-Khe Sanh
(192%), đường dây 110kV Khe Sanh - Lao Bảo (119%), đường dây
110kV Lao Bảo - NMĐG Hướng Linh 2 quá tải (122%).
b. Phương án 2: Cải tạo tồn tuyến đường dây 110kV Đơng Hà
– Lao Bảo. Kết quả phân tích cho thấy đối với phương án 2 cải tạo
tồn tuyến đường dây 110kV Đơng Hà – Lao Bảo đảm bảo cho toàn
bộ lưới điện khu vực hoạt động ổn định (sự cố nặng nề nhất có xuất
hiện quá tải nhẹ) trong trường hợp sự cố bất kỳ 1 đường dây nào.

C
C
R
UT.L

D

4.6. Tính tốn sơ bộ chi phí đầu tƣ xây dựng (ĐTXD) của
từng phƣơng án cải tạo lƣới điện 110kV khu vực tỉnh Quảng Trị
Chi phí đầu tư xây dựng sơ bộ của từng phương án đường dây
được tính tốn dựa theo chi phí xây dựng, thiết bị, chi phí khác của
mỗi km đường của dự án tương tự thực hiện cải tạo phân pha dây dẫn
từ 1xACSR-185 thành 2xACSR-185 đã thực hiện: 1.384.116.413


22
đồng/km.
a. Phương án 1: Cải tạo 3 tuyến đường dây 110kV từ TBA
220kV Đông Hà đến NMTĐ Quảng Trị. Tổng chiều dài tuyến đường
dây (theo từng mạch) cần cải tạo 105,48km với chi phí ĐTXD là
145.996.599.239 đồng.
b. Phương án 2: Cải tạo tồn tuyến đường dây 110kV Đơng Hà
– Lao Bảo. Tổng chiều dài tuyến đường dây (theo từng mạch) cần cải
tạo 157,52km với chi phí ĐTXD là 218.026.017.369 đồng.
4.7. Lựa chọn phƣơng án
a. Phương án 1 (Đầu tư tối thiểu): Từng bước hoàn thiện sơ đồ
lưới điện 110kV theo Quy hoạch được duyệt. Nếu hồn thiện tiếp đoạn
cịn lại giai đoạn năm 2022-2025 thì phù hợp hồn tồn quy hoạch, tuy
nhiên phải hình thành dự án mới nên việc thực hiện cũng phức tạp

hơn. Đáp ứng yêu cầu truyền tải cơng suất ở chế độ bình thường,
trường hợp sự cố thì cần phải chiết giảm lượng cơng suất phát khá lớn.
Thời gian thi công nhanh, cơ bản đáp ứng yêu cầu tiến độ cấp bách
giải tỏa công suất trong suất trong thời gian đến. Chi phí đầu tư giai
đoạn đầu bỏ ra ít hơn nên có lợi về mặt kinh tế hơn.
b. Phương án 2: Phù hợp hoàn toàn với quy hoạch được duyệt
về quy mô đầu tư. Tuy nhiên thời gian đầu tư sớm hơn quy hoạch
(2022-2025). Đáp ứng yêu cầu truyền tải công suất ở chế độ bình
thường, trường hợp sự cố chỉ cần chiết giảm lượng công suất nhỏ hơn
phương án 1. Thời gian thi công dài hơn, có khả năng bị kéo dài dang
dở nên rủi ro cao, khó đáp ứng yêu cầu cấp bách giải tỏa cơng suất
trong thời gian đến. Chi phí đầu tư giai đoạn đầu bỏ ra nhiều hơn

C
C
R
UT.L

D

phương án 1 nên bị thiệt về mặt kinh tế hơn.
4.8. Kết luận
Cả 2 phương án đều có ưu nhược điểm riêng. Qua so sánh, phân
tích hai phương án thực hiện, đề án đề xuất chọn phương án 1 đầu tư


23
tối thiểu là phù hợp, nhờ các các ưu điểm vượt trội trong giai đoạn
hiện nay, cụ thể:
- Thời gian thi công nhanh, đáp ứng yêu cầu tiến độ cấp bách

giải tỏa công suất trong suất trong thời gian đến, giảm rủi ro cho việc
thi cơng kéo dài có thể rơi vào mùa mưa gió; đồng thời cũng giảm
được đáng kể nguồn chi phí đầu tư giai đoạn hiện nay, để giành nguồn
này đầu tư các dự án khác sẽ hiệu quả hơn.
- Về lâu dài, phương án thực hiện một phần hoàn toàn đảm bảo
vận hành lưới điện khu vực khi có TBA 220kV.
- Các nhược điểm của phương án 1 so với phương án 2 là có thể
chấp nhận được.
KẾT LUẬN
Tỉnh Quảng Trị với định hướng tập trung phát triển mạnh mẽ
các nguồn năng lượng mới với yêu cầu chất lượng điện ngày càng cao,
việc cung cấp truyền tải điện an toàn, liên tục tin cậy là ưu tiên hàng
đầu của chính quyền địa phương và Cơng ty Điện lực.
Đề tài tập trung vào việc tìm hiểu, thu thập số liệu và phân tích
tính tốn lưới điện 110kV tỉnh Quảng Trị giai đoạn hiện nay có xét
đến năm 2025, ứng dụng phần mềm PSS/E để thực hiện mô phỏng hệ
thống và thực hiện tính tốn trào lưu cơng suất, các chế độ sự cố N-1
(có xét đến quy hoạch năm 2025) nhằm có cơ sở xây dựng hệ thống
điện đảm bảo khả năng truyền tải công suất trong điều kiện vận hành
bình thường, vận hành sự cố các phần tử trong hệ thống điện và đáp
ứng được nhu cầu truyền tải năng lượng phù hợp với với giai đoạn
hiện nay cũng như xét đến quy hoạch năm 2025. Qua các kết quả tính

C
C
R
UT.L

D

tốn, có thể đúc kết lại các nội dung chính sau:
Lưới điện khu vực tỉnh Quảng Trị hiện nay:
 Chế độ vận hành bình thường: đang vận hành trong tình trạng
nhiều đường dây mang tải cao và dự kiến với đà phát triển tập trung