Đánh giá hiệu quả chuyển đổi lưới điện trung áp về cấp điện áp 22 KV và giải pháp thực hiện trong thời gian đến 2020, áp dụng kết quả nghiên cứu để tính toán cải tạo và phát triển lưới trung áp của thành phố Thái Nguyên

LUAN VAN THAC SI KY THUAT NGANH: THIET BI, MANG VA NHA MAY DIEN Đánh giá hiệu quả chuyển đổi lưới điện trung áp về cấp điện áp 22 kV và giải pháp thực hiện trong thời gian đến 2020, áp

LUAN VAN THAC SI KY THUAT

NGANH: THIET BI, MANG VA NHA MAY DIEN

Đánh giá hiệu quả chuyển đổi lưới điện trung áp về cấp điện áp

22 kV và giải pháp thực hiện trong thời gian đến 2020, áp dụng kết

quả nghiên cứu để tính toán cải tạo và phát triển lưới trung áp của

thành phố Thái Nguyên

PHÍ QUANG TÙNG

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đánh giá hiệu quả chuyển đổi lưới điện trung áp về cấp điện áp 22 kV và

giải pháp thực hiện trong thời gian đến 2020, áp dụng kết quả nghiên cứu để tính toán cải tạo và phát triển lưới trung áp của thành phố Thái Nguyên

Ngành: THIẾT BỊ, MẠNG VÀ NHÀ MÁY ĐIỆN Học Viên: PHÍ QUANG TÙNG

Người HD Khoa học : PGS.TS NGUYÊN NHƯ HIẾN

THÁI NGUYÊN - 2013

DAI HOC THAI NGUYEN CONG HOA XA HOI CHU NGHIA VIET NAM

LUAN VAN THAC Si KY THUAT

DE TAI:

Đánh giá hiệu quả chuyển đổi lưới điện trung dp vé cap dién dp 22 kV va gidi

pháp thực hiện trong thời gian đến 2020, áp dụng kết quả nghiên cứu để tính toán cải tạo và phát triển lưới trung áp của thành phố Thái Nguyên

Học Viên: Phí Quang Tùng Lop: TBM&NMD - K13 Ngành : Thiết bị, mạng và nhà máy điện Người HD Khoa học : PGS.TS Nguyễn Như Hiễn Ngày giao đề tài:

Ngày hoàn thành đề tài:

LOI CAM DOAN Tôi xm cam đoan các sô liệu và kêt quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được a1 công bô trong bât kỳ một công trình nào khác Trừ các phân tham khảo đã được nêu rõ trong luận văn

Tác giả

Phí Quang Tùng

LOI CAM ON

Tác giả xin chân thành cảm on Thay gido — PGS.TS Nguyễn Như Hiển, người

đã hướng dẫn và giúp đỡ tận tình từ định hướng đề tài, tổ chức thực hiện đến quá trình

viết và hoàn chỉnh luận văn

Tác giả bày tỏ lòng biết ơn đối với Ban giám hiệu và Khoa Sau đại học của

Trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp đã tạo điều kiện thuận lợi để hoàn thành bản

luận văn này

Tác giả cũng chân thành cảm ơn Công ty Điện lực Thái Nguyên đã giúp đỡ tác giả thực hiện luận văn này

Do năng lực bản thân còn có những hạn chế nên luận văn không tránh khỏi sai sót, tác giả rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của các Thầy, Cô giáo, các nhà khoa học và các bạn đồng nghiệp

Trân trọng cảm ơn!

Tac gia

Phi Quang Tung

MUC LUC

LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP VIỆT NAM

LƯỚI DIEN TRUNG AP VE CAP 22 KV TRONG GIAI DOAN VUA

QUA, PHUONG HUONG DEN NAM 2020

2.1.5 Cac diéu kién dua vao ste dung danh gid

TRUNG AP VE 22KV GIAI DOAN DEN 2020

3.1 Dat van dé

3.2 Các giải pháp thực hiện đến năm 2020

3.2.1 Các nguyên tắc cơ bản

3.2.2 Giải pháp về trạm nguôn

3.2.3 Giải pháp về trạm phân phối

3.2.4 Giải pháp về ẩường dây

3.3 Lộ trình giảm thiêu số cấp điện áp ở lưới trung áp

3.3.1 Lộ trình giảm thiểu số cấp điện áp khu vực miễn Bắc

3.3.2 Lộ trình giảm thiểu số cấp điện khu vực miễn Trung và miễn

Nam

CHƯƠNG 4: ÁP DỤNG CẢI TẠO VÀ PHÁT TRIÊN LƯỚI ĐIỆN

TRUNG ÁP TỈNH THÁI NGUYÊN

4.1 Đặc điểm tự nhiên

4.1.1 VỊ trí địa lý, hành chính

4.1.2 Tài nguyên khí hậu

4.1.3 Tài nguyên khoảng sản

4.2 Hiện trạng nguồn và lưới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên

4.2.1 nguôn điện

4.2.2 Lưới điện trung áp

4.3 Tính toán cải tạo lưới điện trung áp

4.3.1 SỐ lượng các đường dây và TBA trung gian cẩn cải tạo

4.3.2 Phân tích kinh tế, tai chinh du an

4.3.3 Tỉnh toán chỉ tiết cho các TBA Trung Gian

KẾT LUẬN VÀ KIÊN NGHỊ

37

62 70

DANH MUC CAC TU VIET TAT

MO DAU Cấp điện áp trung áp thực hiện nhiệm vụ phân phối điện cho một khu vực,

qua trạm biến áp cấp điện cho hộ sử dụng điện Mạng lưới điện trung áp có nhiều ảnh hưởng đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của toàn hệ thống với các yếu tố chính sau đây:

- Chất lượng điện năng

- Độ tin cậy cung cấp điện

- Giá thành đầu tư xây dựng

Hiện tại ở nước ta do điều kiện lịch sử để lại, lưới điện trung áp tồn tại khá

nhiều cấp điện áp ( 35, 22, 15, 10, 6) kV Miễn Bắc trước đây sử dụng các thiết

bị chủ yếu của Liên Xô cũ với các cấp điện áp 6, 22, 35 kV Miễn Nam chủ yếu

sử dụng thiết bị của các nước Mỹ, Nhật, Pháp với cấp điện áp 15 kV Miền Trung lưới điện mang cả 2 đặc điểm của miền Bắc và miền Nam trong đó cấp điện áp 15, 22 kV chiếm tỷ trọng nhiều hơn so với lưới 6, 10 kV Hiện trạng này

đã và đang không đảm bảo được tính hợp lý trong vận hành và tính kinh tế của

hệ thống điện

Xuất phát từ vấn đề trên, việc nghiên cứu lựa chọn cấp điện áp lưới trung áp hợp lý đối với nước ta đã được đặt ra và tiến hành nghiên cứu từ thập niên 1970 cho đến ngày 24/3/1993 Bộ Năng lượng nay là Bộ Công Thương có quyết định

số 149 NL/ KHKT chọn cấp điện áp chuẩn lưới trung áp cho toàn quốc là 22

kV

Việc lựa chọn cấp điện áp trung áp hợp lý có ý nghĩa khoa học và ý nghĩa thực tiễn rất lớn, cụ thể mang lại nhiều lợi ích như :

1 Giảm thiểu và tiến tới ngăn ngừa nguy cơ về sự tổn tại lâu dài lưới điện

trung áp nhiều cấp gầy khó khăn cho công tác vận hành, chế tạo thiết bị, cung

cấp vật tư đồng thời đảm bảo hiệu quả kinh tế

2 Do sớm lựa chọn cấp điện áp hợp lý, nên việc đồng nhất cấp lưới điện trung áp đạt hiệu quả kinh tế cao, giảm bớt khó khăn chỉ phí do khối lượng lưới trung áp của việt nam hiện nay chưa lớn

3 Chí phí chuyển đối cấp điện áp trung áp về cấp điện áp lựa chọn sẽ được

bù đắp lại bằng lợi ích do giám tốn thất điện năng, giảm chi phí vận hành, giảm đầu tư lưới điện ở giai đoạn sau, đám bảo độ tin cậy cung cấp điện

Đề tài nghiên cứu này được thực hiện nhằm mục đích đánh giá hiệu quả chuyển đổi lưới điện trung áp của Việt Nam về cấp điện áp 22 kV trong giai đoạn 1994 đến nay và giải pháp thực hiện trong thời gian đến 2020, áp dụng kết quá nghiên cứu để tính toán cải tạo và phát triển lưới trung áp của thành phố Thái Nguyên — Tỉnh Thái Nguyên

Nội dung nghiên cứu của luận vắn:

Chương 1: Tổng quan về Hệ thống điện và hiện trạng lưới điện trung áp Việt Nam

Chương 2: Đánh giá hiệu quả của việc chuyến đổi lưới điện trung áp về cấp điện áp 22KV trong giai đoạn vừa qua, phương hướng thực hiện đến giai đoạn 2020

Chương 3: Các giải pháp thực hiện việc chuyên đổi cấp trung áp về 22 kV giai đoạn đến 2020

Chương 4: Áp dụng cải tạo và phát triển thành phố thành phố Thái Nguyên — Tỉnh Thái Nguyên

Kết luận và kiến nghị

PHU LUC: 2

THONG SO VAN HANH VA KINH DOANH BAN DIEN CHI TIET CAC TRAM BIEN AP

Dự án: Cải tạo lưới điện sau trạm trung gian Chùa Hang lên 22kV

CHUONG 1

TONG QUAN VE HE THONG

VA HIEN TRANG LUOI DIEN TRUNG AP VIET NAM

1.1 Hiện trang nguồn điện

Nhà máy điện là khâu không thể thiếu được trong hệ thống điện Cùng với sự phát triên hệ thông điện trên thê giới nói chung và Việt Nam nói riêng thì ngày càng xuât hiện nhiêu loại hình nhà máy điện có công suât lớn sử dụng các nguôn năng lượng sơ câp như: Nước, gió, dâu, khí, than và sắp tới

sẽ là hạt nhân

Đề đáp ứng nhu câu ngày càng tăng về phụ tái, mật độ phân phối, tính ôn định cung cấp điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã có những kế hoạch chiên lược như sau:

- Dau tu phat triển các nguồn điện có hiệu quả kinh tế cao như: Thuy điện, Khí đồng hành và Than khai thác tại chỗ;

- Phat triển hợp lý các nguồn năng lượng mới phù hợp với các vùng chưa có lưới điện quốc ø1a như: Năng lượng mặt trời, gió, thuỷ điện nhỏ;

- Nâng cấp, cải tiễn, mở rộng nâng công suất các nhà máy điện hiện

Tập đoàn công nghiệp Than — Khoáng sản

Viét Nam/ Vinacomin

Nha dau tu trong nudc khac/ Other Local

Devolopers

(Trích báo cáo của tập đoàn điện lực Việt Nam)

o cau sở hữu nguồn điện

9%

mEVN mEVNJSC

@ Petro Viet Nam 12,3%_~

1.1.2 Cơ cấu nguồn điện

m Foreign Devolopers m@ Other Local Devolopers

= Vina Comin

Tua bin khí chu trình hỗn

hop/combined open cycle gas turbin

5 Diesel 299 1,4

Nhiệt điện than

ø Nhiệt điện dầu

Tua bin khí chu trình hỗn hợp Diesel

hop - combined open cycle

open cycle gas turbin

1.2 Hiện trạng lưới điện

1.2.1 Hệ thông truyên tải và phân phối điện

1.2.1.1 Hệ thông truyền tải

a Quy mô phát triển lưới điện

Các đơn vị quản lý vận hành và đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải của EVN đã được tập hợp lại thành Tổng công ty truyền tải Quốc gia do EVN năm giữ 100% vốn điều lệ dé tập trung nguồn lực, thống nhất quản lý quản lý

hệ thống truyền tải điện và đầu tư phát triển lưới điện quốc gia

Cho đến nay lưới điện đã được phân bố khắp toàn quốc và đang cô găng đi trước để đón đầu nhu cầu các phụ tải và các nguôn điện Phân bồ lưới

220 kV tại các khu vực thành phố (TP) Hồ Chí Minh, Bà rịa- Vũng tàu, Bình Dương, Đồng Na1 ( Khu vực miền nam),Hải phòng, Hà nội, Quảng Ninh (Khu vực miền bắc) cũng rất tập trung nhằm cung cấp điện năng cho các cụm phụ tải công nghiệp và dịch vụ lớn Lưới 220 kV với các trạm nút 220 kVW đang phủ kín TP Hà nội, Hải phòng và các thành phố lớn

Từ năm 1994 khi đường dây 500 kV Bac- Nam được đưa vào vận hành, tạo sự liên kết lưới điện 3 miễn nên độ tin cậy lưới điện đã tăng nên đáng kế; tăng cường hỗ trợ cho lưới điện khu vực, duy trì mức công suất dự phòng, cung cấp lượng công suất vô công khá lớn để hỗ trợ lưới điện khu vực nâng cao được chất lượng điện áp

Mặc dầu EVN đã tập trung đầu tư phát triển xong lưới điện vẫn còn tồn tại khá nhiều vấn đề cần giải quyết như:

- _ Tại một số khu vực lưới điện truyền tải chưa bảo đảm được yêu cầu

về độ tin cậy an toàn cấp điện về mặt cấu trúc lưới, dây dẫn có tiết diện nhỏ, mặt bằng xây dựng các công trình ngày càng khó khăn,

nhất là các khu vực nội thành

- _ Nhiều thiết bị vật liệu còn lạc hậu - nhất là về tự động điều khiến

- _ Tiến độ đưa các công trình lưới còn chậm chưa kịp thời phát huy các hiệu quả cung cấp điện

Các tồn tại này cần được giải quyết băng nhiều giải pháp công nghệ hợp

b Câu trúc lưới

Đề đảm bảo độ tin cậy, cấu trúc lưới truyền tải được đánh giá theo tiêu chí như sau: Kết cấu lưới phải đảm bảo khi có I phân tử bị sự cố, các phần tử còn lại vẫn bảo đảm cung cấp điện trong giới hạn điện áp, đòng điện cho phép hoặc phụ tải không bị sa thải đột ngột Muốn vậy các TBA đều phải có 2 nguôn cung cấp với đường dây mạch kép vận hành kín và ở yêu cầu cao hơn các trạm phải vận hành với 2 máy biến áp

Từ những năm 90 cùng với việc đưa nhiều nguồn điện mới vào vận hành như Nhà máy nhiệt điện Phả lại, Thuỷ điện Hoà Bình và thuỷ điện Trị

An cùng với việc năm 1994 đưa đường dây siêu cao áp 500 kV Bac — Nam vào vận hành, hệ thống truyền tải đã được hình thành rõ nét với các cấp điện

áp 220, 500 kV Số lượng đường dây 220 kV tăng hàng chục lần so với những năm 80 và bao quanh các trạm 110 kV hình thành các mạch vòng

Đâu năm 2004, EVN đã đóng thành công mạch 2 đường dây 500 kV Phú Lâm-Pleiku và đường dây 500 kVW_ Phú Mỹ - Nhà Bè- Phú Lâm Mạch 2 đường dây 500 kV Pleiku - Dốc Sỏi- Đà Nẵng, Đà Nẵng- Hà Tĩnh đã đóng điện vào tháng 11/2004 và 5/2004, giảm bớt căng thắng trong truyền tải công suất trên đường dây 500 kVW Bắc- Nam và góp phần tăng cường độ tin cậy cung cấp điện cho miền Trung và miền Bắc Tiếp theo đến tháng 9/2005 đóng tiếp đoạn Hà Tĩnh- Nho Quan- Thường Tín, toàn bộ 2 mạch 500kV được vận

hanh, tao lién két hé thong Bac —Irung-Nam với trao đổi công suất khoảng 1.400 MW

Mặc dù vậy cũng chưa thê nói tiêu chí vê lưới điện đã đảm bảo trên phạm vi toàn quốc Tại các khu vực như Tây Bắc, Miền núi phía Bắc, Tây nguyên, Trung trung bộ, đồng băng Nam Bộ lưới truyền tải chưa phát triển đủ yêu câu

Đánh giá tổng quát về hiện trạng lưới truyền tải về cầu trúc dé theo yêu cầu độ tin cậy có thể tóm tắt ở bảng đưới đây

cầu lưới khu vực

Đánh giá

Tây bac: Hoa Binh, Son La,

Lai Chau

Tiêu thụ điện năng thấp (khu

vực kinh tế chưa phát triển)

Độ tin cậy an toàn chưa cao

Mién nui phia Bac gdm các

tinh: Ha Giang, Cao Bang, Lao

Cai, Bac Kan, Thai Nguyên

Giang, Quảng Ninh, Hải Phòng

Đang hình thành các mạch vong 220 kV

Độ tin cậy đảm bảo an toàn tương đôi cao

Đặc điểm phụ tải và kết câu lưới 220 kVW

Xunsø quanh Hà Nội: Hà Nội,

toàn không cao

Dinh, Thanh Hoa, Nghé An,

Ha Tinh

Bắc trung bộ: Quảng Bình,

Quảng Trị, Thừa Thiên Huế

Độ tin cậy đảm bao an toàn tương đôi cao

nhưng trạm 220 kV mới có l | toàn không cao nguồn cấp

Minh, Đồng Nai, Bà Rịa, Bình

Dương, Ninh Thuận, Bình

dây đang bị qua tai

1.2.2 Lưới điện Trung áp ( phân phối)

Đôi với khôi Phân phôi điện thì nhắm nâng cao năng lực các doanh nghiệp phân phối điện, phát triển dịch vụ khách hàng, 5 Tống công ty phân phối điện do EVN nắm giữ 100% vốn điều lệ được thành lập năm 2010 trên

cơ sở tô chức lại 11 đơn vị phân phối điện của EVN Các Tổng công ty hoạt động theo mô hình công ty mẹ - công ty con Hiện nay EVN đang thực hiện chuyên đổi các công ty con thành các công ty TNHH một thành viên nhằm nâng cao hiệu quả hoạt động và phục vụ khách hàng của các doanh nghiệp trong khối phân phối và kinh doanh điện

Lưới điện trung áp (phân phối) của nước ta có nhiều cấp điện áp bao gồm: 110, 35, 22, 15, 10, 6 kV

Câu trúc lưới trung áp ở khu vực thành phố, thị xã, thị trần, khu công nghiệp theo cấu trúc mạch vòng vận hành hở, các khu vực còn lại theo cấu trúc hình tia, khu vực Hà nội đang thí điểm hệ thống “cáp sạch” tức là hệ thống cáp có tiết diện lớn nối trực tiếp với 2 trạm 110 kV TP Hồ Chí Minh xây dựng cau hình song song có cáp dự phòng để tăng cường Ôn định cung cấp điện

1.2.2.1 Đánh giá chất lượng lưới

Lưới 110 kV hoạt động tương đối ôn định hiệu quả trên khắp 3 miền Bắc, Trung, Nam Lưới trung áp từ cấp 35 kV trở xuống trước đây và hiện nay van còn mang tính đặc trưng phân miễn rõ rệt cụ thê như sau:

do các nguyên nhân sau:

- Lưới 35 kV gồm nhiều loại dây dẫn có tiết điện khác nhau như: AC 50,75,95, 120 chắp vá, nhiều đường dây đã xây dựng từ lâu, hiện đang xuống cấp nghiêm trọng

- Nhiều tuyến mang tải lớn, bán kính cấp điện quá dài như một số tuyến

35 kV tỉnh Lai Châu, Hà Giang, Bắc Giang, Thái Nguyên, Bắc kạn gây tôn thất cao

- Do lưới 35 kV vừa mang nhiệm vụ truyền tải lại thêm nhiệm vụ phân phối nên các tuyến dây 35 kV thường cấp điện cho hàng chục trạm 35/0,4 kV đấu vào nên không có máy cắt phân đoạn đây đủ

Khu vực nông thôn đồng bằng:

Lưới điện trung áp khu vực này thường được hình thành từ những năm

1954 và thường sử dụng 2 cấp điện áp 35 kV, 10(6) kV; Giai đoạn đầu cấp 35

kV là cấp truyền tải, 10(6) là cấp phân phối Từ những năm 1990 trở lai đây

do nhu câu mật độ phụ tải tăng cao cùng với lưới 10 (6) đồng thời các TBA trung gian 35/10(6)kV bị quá tải nên cấp 35 kV trở thành cấp phân phối tải Lưới trung áp khu vực đồng bằng có những đặc điểm sau:

- Lưới 10(6) kV chiếm tỷ trọng 70-80%, lưới 35 kV chiếm tỷ trọng 20- 30%

- Hiện tại các TBA trung gian 35/10(6) kV đang hoạt động ở tình trạng quá tải Các trạm này hầu hết được xây dựng từ những năm 1990 nên các thiết

bị đã xuống cấp và lạc hậu gây khó khăn cho việc cung cấp điện cho các phụ tải

Chất lượng lưới 10(6) kV không đảm độ tin cậy an toàn cung cấp điện đo:

- _ Tiết diện dây nhỏ (AC 35,50,75, 95)

- - Nhiều tuyến mang tải cao bán kính cấp điện lớn

- - Được xây dựng từ những năm 1960-1984 chủ yếu phục vụ phát triển nông nghiệp (phục vụ các trạm bơm, trạm nghiền thức ăn gia súc)

- Được xây dựng vào giai đoạn 1986-1994 thời kỳ phong trào xây dựng lưới điện theo hình thức nhà nước và nhân dân cùng làm Do vốn đâu tư xây dựng hạn chế cùng với việc phát triển không theo quy hoạch, nên chất lượng lưới điện không đảm bảo

Khu vuc thanh phé thi tran

Khu vực này trước đây chủ yếu là lưới 10 (6) kV, trong thời gian qua EVN đã đây mạnh việc cải tạo và nâng cấp lên 22 kV Tại những khu vực được cải tạo chất lượng lưới điện đã được cải thiện, khả năng cung cấp điện

ôn định tôn thất điện áp, điện năng giảm

b Khu vực miền Nam

Lưới điện trung áp tôn tại cả 3 cấp điện áp 35, 22, 15 kV Cấp điện áp 22

và 15 kV sử dụng mạng 3 pha 4 dây trung tính nối đất trực tiếp, còn lưới 35

kV sử dụng 3 pha 3 dây trung tính cách ly

Lưới 35 kV có nhiệm vụ chuyên tải từ trạm nguồn đến cung cấp cho các trạm trung gian 35/15 kV Lưới 35 kV được xây dựng từ những nắm 1975 hiện nay còn rất ít

Trong thời gian vừa qua, lưới 22 kV tại các tỉnh Miễn nam phát triển mạnh mẽ, nếu không tính ở khu vực TP Hỗ Chí Minh và Tinh Đồng Nai thì lưới 22 kV khu vực do Tổng công ty Miền Nam quản lý chiếm 87,9 % (theo dung lượng MBA) và 81,9 % (theo khối lượng đường dây)

Mặt khác lưới 15 kV được thiết kế theo tiêu chuẩn của 22 kV nên việc

chuyển đối tương đối thuận lợi Hầu hết các tỉnh Miền Nam cơ bản đã chuyển đổi xong lưới 15 kV thành 22 kV

Chất lượng lưới trung áp tại các tỉnh Miền Nam về cơ bản tốt hơn lưới trung áp tại Miễn Bắc, với những tuyến dây được xây dựng theo quy chuẩn của đường đây 22 kV, tiết diện dây lớn để dự phòng cho những năm tiếp theo

c Khu vực miền Trung

Lưới điện miền Trung mang đặc điểm của cả 2 miền Bắc và Nam trong

đó cấp 15 và 22 kV chiếm tỷ trọng lớn hơn, lưới 10(6) kV chiếm tỷ trọng không đáng kê Mặt khác lưới điện trung áp của miền Trung chủ yếu được

xây dựng từ sau năm 1994 do vậy về cơ bản lưới 6,10, 15 kV được thiết kế

theo tiêu chuẩn 22 kV;

Lưới 35,6,10 kV có kết cấu 3 pha 3 dây trung tính cách ly ( Lưới 35 kV

có thể nói đất qua quận dập hỗ quang);

Lưới 15, 22 kV có kết cấu 3 dây 3 pha trung tính nói đất trực tiếp hoặc nối đất qua trở kháng ( lưới 22 kV ở Tp Huế ) Trong vài năm gần đây Tổng công ty điện lực Miền Trung đang thí điểm xây dung, cai tao lưới điẹn theo kết cầu 3 pha 4 dây do 1 số nơi có điện trở đất cao; nhu cầu lưới 1 pha lớn như các tỉnh Tây Nguyên, Khánh Hoà, Phú Yên

Lưới 35 kV: Tại khu vực miền Trung lưới 35 kV làm nhiệm vụ chủ yếu chuyên tải với các tuyến dây 35 kV từ trạm nguồn 110 kV, các nguồn thuỷ điện, diesel cấp nguồn cho các trạm trung gian 35/22 (15,10,6) kV

Lưới điện vận hành ở cấp 22 kV và được thiết kế theo cấp 22 kV Từ năm

1995 trở lại đây, đồng bộ với việc chọn cấp 22 kV làm chuẩn của bộ Công nghiệp (nay là bộ Công Thương ) và phát triển lưới điện quốc gia tới các tỉnh Miễn Trung Lưới 22 kV phát triển mạnh mẽ chiếm tỷ trọng lớn nhất khu vực miền Trung 80 - 90 %

Lưới điện thiết kế ở cấp điện áp15, 10, 6 kV: chủ yêu xuất hiện từ những năm trước khi có lưới điện quốc gia 1995 Tại khu vực có nguồn điện Diesel

và các thuỷ điện nhỏ Do vậy nó chiếm I tỷ lệ nhỏ

Khu vực miền Trung chủ yếu lưới vận hành ở cấp 22 kVvà lưới trung áp thiết kế ở cấp điện áp 22 kV chiếm tỷ trong từ 80-90 % việc cải tạo lưới Trung aps về cấp 22 kV tương đối thuận lợi, vốn cần đầu tư cải tạo lưới điẹn thành 22 kV không lớn do khu vực này khi chuyên cấp điện áp thành 22 kV

cơ bản chỉ chuyển nắc phân áp MBA phân phối, thay chống sét van là có thê thành 22 kV

CHUONG 2

DANH GIA HIEU QUA CUA VIEC CHUYEN DOI LUOI DIEN TRUNG AP VE CAP 22 KV TRONG GIAI DOAN VUA QUA - PHUONG HUONG DEN NAM 2020 2.1 Phương pháp luận và công cụ dánh giá hiệu quả kinh tế kỹ thuật Đánh giá việc xây dựng cải tạo lưới điện trung áp trên hai tiêu chuẩn kinh tế, kỹ thuật

2.1.1 Tiêu chuẩn kỹ thuật

Tất cả các phương án xây dựng và cải tạo lưới điện trung áp đều phải thoả mãn các điều kiện sau đây:

- Nhu cầu cấp điện cho phát triển kinh tế xã hội của từng vùng, khu vực

và miền

- Yêu cầu đảm bảo mỹ quan như cáp ngầm, cáp bọc (khi đi qua khu đông dân cư, nội thành nội thị, thị xã ), đường dây trên không vùng nông thôn, miền núi

- Đối với các phương án ngoài việc thoả mãn nhu câu cấp điện còn phải thoả mãn đầy đủ tiêu chuẩn như:

+ Tổn hao điện áp cuối đường dây trong điều kiện bình thường lêch so với điện áp đanh định + 5% so với điện áp đanh định Đối với lưới chưa

ôn định sau sự cô cho phép dao động từ 5-10%

+ Công suất truyền tải của đường dây không vượt quá theo tiêu chuẩn ph

Có nhiều chỉ tiêu đánh giá hiệu quả của 1 số dự án đầu tư Sau đây ta xét

5 chỉ tiêu thường dùng hiện nay như tỷ số hiệu qủa so với chi phí (Beneficost-B/C), thời gian hoà vốn nội tại (Internal rage of return — IRR), chỉ tiêu giá trị quy đối về hiện tại của lãi ròng (NPV) và chi phí biên dài hạn (LRMC)

2.1.2.1 Chỉ tiêu tỉ số lợi nhuận/chỉ phí (B/C)

Công thức tính B/C như sau:

Đây là chỉ tiêu thường dùng để xếp hạng các dự án đầu tư Tuy nhiên khi

sử dụng chỉ tiêu này nên thận trọng vì có thể trường hợp chỉ tiêu này cho một thứ tự xếp hạng ngược với thứ tực xếp hạng theo chỉ tiêu Max (NPV)

Chỉ tiêu B/C thực tế ít được coi là chỉ tiêu quan trọng mà là chỉ tiêu phụ trong đánh giá xem xét tính kinh tế của dự án Đặc biệt đối với các phân tích dựa trên phương pháp xác định hiệu ích của bản thân đự án với nền kinh tế, với doanh nghiệp, chỉ tiêu B/C chỉ phản ánh tổng chi phí bao gồm cả đầu tư 2.1.2.2 Thời gian hoà vốn đầu tư

Thời gian hoà vốn đầu tư TP là chỉ số hiệu qủa kinh tế đơn giản và được

sử dụng phô biến khi phân tích dự án đầu tư TP là số năm cần thiết để tông thu nhập ròng hàng năm có thé đủ hoàn vốn đầu tư ban đầu với tỷ lệ chiết

khấu i% nào đó TP được xác định theo biểu thức:

Sovonthuhoinamketiep

TP = SỐ năm trước khi thu hôi vôn +

Dongtienvaotrongnamketiep

Nhận xét chung

- Là phương pháp đơn giản cho phép xác định thời gian thu hồi vốn

- Phương pháp thời gian hoàn vốn đơn giản không phản ánh chi phí huy động vốn vì vậy đây là chỉ tiêu lỏng lẻo Để khắc phục người ta sử dụng phương pháp thời gian hoàn vốn triết khấu

- Không tính đến các dòng tiền xuất hiện sau khi hoàn vốn do vậy không đánh giá đúng khả năng sinh lợi của dự án

- Theo chỉ số TP phương án nảo có thời gian hoàn vốn ngắn được xem là phương án tốt nhất Tuy nhiên những lợi ích khác của dự án sau thời kỳ TP chưa phải là chỉ số kinh tế chủ yếu để có thể dùng như 1 tiêu chuẩn so sánh

TP được xem như 1 thông tin bố sung về dự án liên quan đến vấn đề rủi ro

- Trong nhiều trường hợp, đặc biệt là các dự án đầu tư dài hạn, chỉ tiêu này cso thể dẫn tới việc xếp hạng các đự án không đúng với hiệu quả kinh tế thực của nó

Đối với nhà nước hoặc các tập đoàn kinh tế lâu đời thì không thê xem những dự án mang lại lợi nhuận nhanh là tốt hơn những dự án mang lại lợi nhuận chậm hơn nhưng thời gian thu lợi kéo dài hơn

2.1.2.3 Tỷ lệ hoàn vốn nội tại ( IRR )

Công thức tính NPV:

có TQ +IRR)F Lino *(1+IRR)

IRR được tính gần đúng theo biểu thức sau:

NPFI

¡: hệ số chiết khấu ứng với NP VI lớn hơn và gần bằng 0

¡2: Hệ số chiết khấu ứng với NPV2 nhỏ hơn và gần bằng 0

Nhan xét chung

- Phương pháp IR cho biết khả năng sinh lời của dự án tính bằng tỉ lệ

% Vì vậy thuận tiện cho việc so sánh các cơ hội đầu tư

- Phuong pháp IRR có thê mâu thuẫn với phương pháp NPV khi chỉ phí vốn thay đổi

- - Do không được tính toán trên cơ sở vốn dự án, phương pháp IRR có thể dẫn đến nhận định sai về khả năng sinh lời của dự án

- _ Phương pháp IRR có thê gặp van dé da tri

Chỉ tiêu hoàn vốn lại thường được sử dụng để đánh giá các dự án tư nhân cũng như nhà nước Tuy nhiên trong một số trường hợp chỉ tiêu này có thể dẫn tới quyết định không đúng Do vậy cần cần thận khi sử dụng chỉ tiêu này

2.1.2.4 Chỉ tiêu hiện tại của 14i rong (NPV)

Khi tính toán giá trị hiện tại của lãi ròng cần phải lấy lãi (B) của từng năm trừ đi mọi chỉ phí (C) của năm tương ứng Nếu giá trị hiện tại của lãi ròng là dương thì theo quan điểm kinh tế dự án mang lại lợi ích cho nền kinh

té, ngược lại nếu lãi ròng là âm thì làm cho nên kinh tế xấu đi

- NPV la phuong phap cho biết lợi nhuận tuyệt đối của dự án tuỳ thuộc vào chỉ phí vốn của dự án

- Đánh giá được khả năng sinh lời dự án vì được tính toán dựa trên chi phi vốn của dự án

- NPV là giá trị hiện tại dòng độc lập với phân bố ròng

*Nhược điểm của NPV thê hiện ở các yếu tố sau:

- Đã coi lãi suất được nhận, lãi suất phải trả và lãi suất tính toán là như nhau, thực tế không đúng như vậy

- Phương pháp này không thể hiện dưới dạng tỷ số nên không toàn điện và vỉ việc xác định mức thu lợi tối thiểu là phức tạp và mang tính chủ quan, kết quả tính toán phụ thuộc vào hệ số chiết khấu ¡ được chọn

- Căn cứ vào công thức tính NPV, thời gian càng về sau càng lớn, giá trị (1+i) càng nhỏ, đo đó ròng tiền càng nhỏ do vậy NPV tạo lợi thế cho những dự án

ngắn so với những dự án có vốn ban đầu cao thời gian dài

2.1.2.5 Chi phí biên dài hạn (LRMC)

Chỉ phí biên là chi phí để sản xuất thêm một số đơn vị sản phẩm

Công thức xác định chi phí biên như sau: LRMC = Tê

Có hai phương án xác định chi phí biên dài hạn được sử dụng rộng rãi trên thế giới là:

Phương pháp tiếp cận hệ thống theo việc phát triển mở rộng hệ thống (Expansion Approach)

Phuong phap tiép can hé thong theo viéc gia tang phu tai (Incremental Approach)

Cả hai cách tiếp cận này đều dựa trên cơ sở phát triển tối ưu hệ thống Theo phương pháp phát triển mở rộng hệ thống, chỉ phí biên dài hạn được xác định trên cơ sở chi phí tăng thêm để đáp ứng nhu cầu phụ tải dự báo tăng thêm hằng năm Phụ tải và chi phí tăng thêm có thể được tính toán bằng chênh lệch so với gia tăng hằng năm

Công thức tính toán theo cách tiếp cận này là:

Trong đó:

- LRMC 1a chi phi biên dài hạn

- ACt: là chênh lệch chi phi năm t

- AEt: là chênh lệch nhu cầu phụ tải năm t (KWh)

- 1: là hệ số chiết khấu

- 1: là thời gian tính toán

Trong dự án điện lực, các chi phí bao gồm:

- _ Chi phí đầu tư C1: được xác định trên cơ sở chỉ phí đầu tư xây dựng trạm biến áp và chi phí xây dựng đường dây

- Chi phí vận hành và bảo dưỡng C2

- Chi phi t6n that C3: Chi phi ton thất được xác định trên cơ sở chỉ phí ton that duong dy va tram bién ap

Tom lai

Sau khi nghiên cứu những ưu, nhược điểm của các phương pháp đánh giá các tiêu chuẩn về kinh tế, phù hợp với bài toán đánh giá hiệu quả kinh tế trong việc xây dựng và cải tạo lưới điện trung áp, để tài lựa chọn phương pháp so sánh chị phí biên dài hạn (LRMC) của các phương án, phương án nào

có (LRMC) nhỏ nhất là phương án tối ưu nhất

2.1.3 Những lý thuyết và công cụ sử dụng đánh giá

2.1.3.1 Dự báo nhu cầu phụ tải

Nhu cầu điện năng và đồ thị phụ tải là những thông số đầu vào quan trọng cần phải được xác định đúng khi quy hoạch, thiết kế, cải tạo cũng như vận hành hệ thống Cung cấp điện Độ chính xác khi xác định nhu cầu điện năng và đô thị phụ tải ảnh hưởng rất lớn đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của

hệ thống cung cấp điện được xem xét khảo sát, nhiều phương pháp đã được

đề xuất và áp dụng một cách hiệu quả Tuy nhiên mỗi phương pháp đều tôn tại những ưu nhược điểm nhất định và chỉ thích hợp với những đối tượng nghiên cứu cụ thê

2.1.3.2 Tóm tắt nội dung một vài phương pháp dự báo nhu cầu điện

a Phương pháp hệ số đàn hôi theo nhịp độ tăng GDP

Phương pháp này thích hợp với các dự án trung và dài hạn Phương pháp luận của phương pháp dự báo này là trên cơ sở dự báo các kịch bản phát triển kinh tế - xã hội, nhu cầu điện năng được mô phỏng theo quan hệ đàn hồi với tốc độ tăng trưởng kinh tế

Hệ số đàn hồi được tính như sau:

Hệ sô đàn hôi điện: =

Các hệ số đàn hồi được xác định theo từng ngành theo chuỗi phân tích qua khứ

b Phương pháp ngoại suy theo thời gian

Nội dung của phương pháp là nghiên cứu sự diễn biến của điện năng, trong quá khứ tương đối ôn định để tìm ra một quy luật nào đó, rồi kéo thời gian dài quy luật ấy ra để dự đoán cho tương lai

Phương pháp này chỉ sử dụng khi thiếu thông tin về tốc độ phát triển của các ngành kinh tẾ, các phụ tải dự kiến, mức độ công nghiệp hoá, hiện đại hoá trong tương lai để làm cơ sở dự báo

Mô hình này thường có dạng At= A0 (1 +i) `

Trong đó: At - điện năng dự báo năm thứ t

A0 - điện năng ở năm chọn làm gốc Tốc độ phát triển bình quân hàng năm t- thời gian dự báo

Nhược điểm của phương pháp này là chỉ cho ta kết quả chính xác nếu tương lai không có nhiễu và quá khứ phải tuân theo một quy luật

c Phương pháp so sánh đối chiếu

Nội dung phương pháp là so sánh đối chiếu nhu cầu phát triển điện năng của các nước có hoàn cảnh tương tự Phương pháp này tương đối đơn giản thường được dùng mang tính tham khảo, kiểm chứng

d Phương phúp chuyên gia

Nội dung chính là dựa trên sự hiểu biết sâu sắc c ủa các chuyê n gia g1ỏ1, các chuyên gia sẽ đưa ra các dự báo của mình

e Phương pháp tính trực tiếp

Nội dung của phương pháp này là xác định nhu cầu điện năng của

dự báo dira trén tong sản phẩm kinh tế của các ngành trong năm và xuất tiêu hao điện năng của từng loại sản phẩm hoặc xuất tiêu hao trung bình cho một hộ gia đình, bệnh viện, trường học, khách sạn vv phương pháp này tỏ ra khá chính xác khi đối tượng có đầy đủ thông tin về tốc độ phát triển kinh tế xã hội, các phụ tải dự kiến mới và phát triển mở rộng của các ngành kinh tế, mức độ áp dụng khoa học kỹ thuật .vv và cho ta biết được

tỷ lệ sử dụng điện năng trong các ngành kinh tế như trong công nghiệp, nông nghiệp, quản lý tiêu dùng dân cư vv Với các ưu điểm và độ chính xác bám sát thực tế phát triển của khu vực đự báo, không quá phức tạp nên phương pháp này được dùng phố biến cho các dự báo tầm ngăn (1- 2 năm )

và tầm vừa (3-10 năm) trong các đề án quy hoạch tỉnh, thành phó v.v Tóm tại

Lựa chọn phương pháp du báo nhu cau điện năng là phù hợp với hoàn cảnh thực tế của các địa phương và số liệu điều tra thu thập nhu cầu cần điện của các tỉnh đã được khảo sát quy hoạch được tính toán dự báo theo hai phương pháp là:

- Phương pháp tính trực tiếp được sử dụng tính toán cho giai đoạn 2008 -

2010 trong giai đoạn này dé tai dé cập kết quả dự báo theo quy ho ạch phát triển điện lực của một số tỉnh thành đ ã được Bộ công nghiệp phê duyệt

- Phương pháp hệ số đàn hồi được sử dụng tính toán cho giai đoạn 2011- 2015-

2020

2.1.4 Xây dựng hàm chỉ phí tính toán hàng năm cho lưới điện trung áp

Trong đó :

Cli la tong von đầu tư để xây dựng hệ thống cung cấp điện năng thứ i (5.1)

C2¡ Chi phí vận hành bảo dưỡng (0M) lưới điện nắm thứ 1 (5.2) C3¡ chi phí tốn thất điện năng năm thứ ¡ (5.3)

2.1.4.1 Một vài giả thiết khi tính toán

Để đơn giản và giảm khối lượng tính toán cho các phương án cải tạo phát triển lưới điện mà không ảnh hưởng nhiều đến kết quả ta đưa ra các giả thiết sau:

- Trong các phương an coi phan phat trién mạng lưới hạ áp là giống nhau

- Số lượng, dung lượng trạm biến áp phân phối xây mới để đáp ứng yêu cầu phát triển của phụ tải trong các phương án là như nhau

- Chi phí tôn thất điện năng của trạm biến áp trong các phương án là như nhau

- Chi phí đầu tư cho các thiết bị bảo vệ, đóng cắt, thiết bị bù giữa các phương án là như nhau

2.1.4.2 Tổng vốn đầu tư để xây dựng hệ thống cung cấp điện

Hàm chỉ phí (5.1) có thê phân tích chi tiết dudi dang:

Cli=Cltbacci + Cltbappi + Clddi (5.4) Trong đó: Cltbacci - vốn đầu năm thứ ¡ cho TBA cung

cấp

Cltbappi- Vố n đầu tư cho năm thứ ¡ cho TBA phân phối Clđdi - Vốn đầu tư năm thứ ¡ c ho đường dây trung áp

2.1.4.3 Chỉ phí vận hành bảo dưỡng

C2i chi phi van hành bảo dưỡng (0M) lưới điện năm thứ ¡ và lẫy bình quan la 2% C11

2.1.4.4 Chi phi ton thất điện năng

Bdm

C3đdi = 31max.R.z.C

Trong đó:

APo, Pn tốn thất không tải và tôn thất ngắn mach

của MBA R: Điện trở đường dây

T: Thời gian vận hành MBA lẫy bằng 8.760h

C: Giá tiền tổ n thất điện năng d/KWh

r: thời gian tốn thất công suất lớn nhất

Smax, 9Bdm công suất cực đại và công suất định mức của MBA 2.1.5 Các điều kiện đưa vào sử dụng đánh giá

2.1.5.1 Đơn giá xây dung

Áp dụng đơn giá xây dung đường dây trung áp và biến áp phân phối của Bộ Công Nghiệp

dây dẫn đã lựa chọn và hiện trạng lưới điện trước khi cải tạo

bằng 1,1 lần trạm biến áp phân phối phía sơ cấp có một cấp điện áp

Vốn cải tạo trạm biến áp hiện hữu thành trạm biến áp 22/0,4kV bằng

0% đơn giá xây dựng mới

2.1.5.2 Giá điện

Giá bán điện bình quân dự kiến lên 1279 đ/KWh vào cudinam 2012 Giá mua điện được tính bằng 70% giá bán điện tại thanh cái 110kV của trạm biên áp 110kV

2.1.5.3 Hệ số chiết khẩu, năm gốc quy đổi

- Hệ số chiết khấu ¡ = 10%

- Năm gốc quy đôi được tính từ 2007

2.1.5.4 Thời gian sử dụng công suất lớn nhất và th ời gỉ an tốn t hắt công suất lớn nhất

- Thời gian sử dụng công suât lớn nhât được lây trên cơ sở dự báo nhu câu điện năng của khu vực tính toán

- Thời gian tổn thất công suất lớn nhất nhìn chung r không thể tính một cách chính xác, ta sử dụng công thức kinh nghiệm

2

8760.0,13 : max | 4 g7 max