Luận văn phân tích kinh tế tài chính chuyển đổi cấp điện áp phân phối

Luận văn phân tích kinh tế tài chính chuyển đổi cấp điện áp phân phối

Bộ giáo dục & đào tạo Trường đại học nông nghiệp I

_

Lê tuấn đạt

Phân tích kinh tế tài chính chuyển đổi

cấp điện áp phân phối Luận văn thạc sĩ kỹ thuật

Chuyên ngành: Điện khí hoá sản xuất nông nghiệp và nông thôn

Mã số: 60.52.54

Người hướng dẫn khoa học: TS Trần Quang Khánh

Lời cam đoan

- Tôi xin cam đoan rằng: Số liệu và kết quả nghiên cứu trong luận văn này

là trung thực và ch−a hề đ−ợc sử dụng để bảo vệ một học vị nào

- Tôi xin cam đoan rằng: Mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện luận văn này đ5

đ−ợc cám ơn và các trích dẫn trong luận văn đều đ5 đ−ợc chỉ rõ nguồn gốc

Tác giả

Lê Tuấn Đạt

Lời cảm ơn Lời cảm ơn

Sau quá trình cố gắng nỗ lực của bản thân, đề tài “ Phân tích kinh tế tài chính chuyển đổi cấp điện áp phân phối” áp dụng cho lộ 971 Kim Thi - Hải Dương2006 - 2015 đã được hoàn thành Để có được kết quả này ngoài sự nỗ lực

cố gắng của bản thân, tôi còn được sự giúp đỡ nhiệt tình, quý báu của các thầy cô

Tôi xin trân thành cảm ơn Ban lãnh đạo, các cán bộ, nhân viên Phòng thiết

kế qui hoạch - Viện năng lượng, Sở điện lực Hải Dương đã tạo điều kiện giúp đỡ tôi hoàn thành đề tài

Hà Nội, ngày 15 tháng 09 năm 2006

Học viênHọc viên

Lê Tuấn Đạt

Lê Tuấn Đạt

Mục lục

Lời cam đoan 0

Lời cảm ơn 2

Mục lục 3

Danh mục bảng biểu 5

Danh mục các hình 6

I Mở đầu 7

1.1 Tính cấp thiết của đề tài 7

1.2 Mục đích và kết quả của đề tài 7

1.3 Phương pháp và phương tiện nghiên cứu 8

II Tổng quan 9

2.1 Hiện trạng mạng điện phân phối 9

2.1.1 Đặc điểm chung lưới trung áp 10

2.1.2 Lưới điện trung áp tại các tỉnh khảo sát 12

2.2 Phân tích kinh tế tài chính dự án điện 17

III Nghiên cứu lý thuyết 19

3.1 Mô hình toán học của mạng điện phân phối 19

3.2 Một chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật quan trọng của mạng điện phân phối 20

3.2.1 Bán kính hoạt động tối ưu của lưới phân phối 20

3.2.2 Cấp điện áp tối ưu của mạng điện phân phối 22

3.3 Giải tớch chế ủộ xỏc lập của lưới phõn phối 27

3.3.1 Cơ sở lý thuyết giải tớch mạng ủiện phõn phối 27

3.3.2 Thuật toỏn giải tớch chế ủộ xỏc lập của mạng ủiện phõn phối 29

3.3.3 Các tham số chế độ xác lập 34

3.4 Phân tích kinh tế tài chính dự án chuyển đổi cấp điện áp phân phối 40

3.4.1 Các chi phí và lợi ích của dự án 40

3.4.2 Các chỉ tiêu cơ bản của dự án 44

3.4.3 Cơ cấu vốn đầu tư và khả năng thanh toán 46

3.4.4 Phân tích độ nhạy và rủi ro của dự án 49

IV Kết quả phân tích kinh tế tài chính chuyển đổi cấp điện áp của lộ 971 Kim thi từ 10 lên 22 kV 52

4.1 Bài toán áp dụng 52

4.2 Giải pháp kỹ thuật và công nghệ 53

4.2.1 Giải pháp kỹ thuật 53

4.2.2 Giải pháp công nghệ 53

4.3 Xác định các tham số chế độ mạng điện 55

4.3.1 Tính toán phụ tải 55

4.3.2 Xác định tổn thất trong mạng điện 55

4.3.3 Xác định chi phí cải tạo, chuyển đổi điện áp 68

4.3.4 Phân tích kinh tế tài chính lưới 22kV 71

4.3.5 Đánh giá các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế – tài chínhcủa quá trình chuyển đổi cấp điện áp phân phối 76

V Kết luận và kiến nghị 81

5.1 Kết luận 81

5.2 Kiến nghị 82

Tài liệu tham khảo 83

Phụ lục 85

danh mục bảng biểu

Bảng 2.1 Tổng hợp khối lượng xây dựng lưới trung áp tới 2020 10

Bảng 4.1 Các số liệu về đường dây 52

Bảng 4.2 Công suất đặt và hệ số mang tải của các trạm biến áp tiêu thụ 52

Bảng 4.3 Kết quả dự báo phụ tải lộ 971 55

Bảng 4.4 Kết quả tính toán tổn thất trong máy biến áp 10 kV 56

Bảng 4.5 Kết quả tính toán tổn thất trên đường dây 10 kV (năm 2005) 58

Bảng 4.6 Tổn thất điện năng trên đường dây 10kV 59

Bảng 4.7 Số liệu đường dây 22kV 60

Bảng 4.8 Công suất đặt và hệ số mang tải của trạm biến áp 22kV 61

Bảng 4.9 Kết quả tính toán tổn thất trong máy biến áp 62

Bảng 4.10 Kết quả tính toán tổn thất đường dây 22 kV (năm 2005) 63

Bảng 4.11 Tổn thất điện nănểntên đường dây 22kV 64

Bảng 4.12 Kết quả tính toán tổn thất trong máy biến áp U=22 kV (2006) 65

Bảng 4.13 Kết quả tính toán tổn thất trên đường dây 22 kV (năm 2006) 66

Bảng 4.14 Tổn thất điện năng trên đường dây 22kV 67

Bảng 4.15 Tổng hợp tính toán tổn thất, kWh 68

Bảng 4.16 Vốn đầu tư cho trạm biến áp 10 và 22 kV 69

Bảng 4.17 Vốn đầu tư đường dây, 106 VND 70

Bảng 4.18 Vốn thu hồi đường dây và trạm biến áp 10kV cũ là: 71

Bảng 4.19 Chương trình tính toán kinh tế tài chính nâng cấp từ lưới 10kV lên 22kV trên nền Excel 72

Bảng 4.20 Kết quả phân tích kinh tế tài chính chuyển cấp điện áp 10 lên 22 kV 75

Bảng 4.21 Bảng tổng hợp các chỉ tiêu 77

Bảng 4.22 Kết quả khảo sát sự thay đổi của các chỉ tiêu kinh tế tài chính dự án chuyển đổi điện áp đối với tỷ lệ thu hồi vốn còn lại của mạng điện cũ 79

Danh mục các hình

Hình 3.1 Biểu đồ bán kính kinh tế của mạng điện phân phối 21

Hình 3.2 Đường cong phụ thuộc giữa chi phí tính toán và điện áp 22

Hình 3.3 Biểu đồ lựa chọn cấp điện áp tối ưu 26

Hỡnh 3.4 Sơ ủồ lưới phõn phối ủơn giản 28

Hình 3.5 Đường dây có nhiều phụ tải 35

Hình 4.1 Sơ đồ mạng điện phân phối 53

Hình 4.2 Chỉ tiêu kinh tế tài chính với suất tăng phụ tải 77

Hình 4.3 Chỉ tiêu kinh tế tài chính vào tỷ lệ thu hồi vốn cũ 80

I Mở đầu

1.1 Tính cấp thiết của đề tài

Cùng với đà phát triển của nền kinh tế x5 hội, nhu cầu điện năng trong các ngành cũng gia tăng nhanh Đảm bảo sản lượng điện cung cấp, truyền tải an toàn liên tục đến hộ tiêu thụ là tiêu chí quan trọng hàng đầu Mục tiêu đặt ra là đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện ngày càng cao, tỷ lệ tổn thất điện năng truyền tải thấp, quản lý vận hành thuận lợi, chi phí vận hành nhỏ

Lưới điện phân phối của nước ta hiện đang tồn tại nhiều cấp điện áp (6; 10; 15; 22 và 35 kV), gây trở ngại cho công tác quy hoạch, phát triển và vận hành mạng điện Mặc dù đ5 có quyết định của chính phủ về việc chuyển đổi các cấp

điện áp phân phối về cấp 22 kV, nhưng trong thực tế quá trình chuyển đổi diễn ra rất chậm và đ5 bộc lộ nhiều bất cập, thậm chí còn gây ứ đọng vốn đầu tư và thiệt hại đáng kể cho nền kinh tế Quốc dân Đối với một số khu vực việc chuyển đổi cấp điện áp đ5 thực sự mang lại hiệu quả, nhưng đối với một số khu vực khác thì việc chuyển đổi hầu như không có tác dụng Một số câu hỏi đặt ra là có nên tiếp tục tiến trình chuyển đổi đại trà các cấp điện áp phân phối về 22 kV? Sự chuyển

đổi cấp điện áp sẽ mang lại hiệu quả kinh tế ra sao? Trong khuôn khổ của đồ án tốt nghiêp, đề tài ‘Phân tích kinh tế-tài chính chuyển đổi cấp điện áp phân phối’

được thực hiện với mong muốn đóng góp thêm những nhận xét, ý kiến về vấn đề thời sự này

1.2 Mục đích và kết quả của đề tài

*Mục đích của đề tài

Đóng góp thêm phương pháp luận về phân tích kinh tế – tài chính của việc chuyển đổi cấp điện áp phân phối

* Kết quả sẽ đạt được

Các chương trình tính toán giải tích mạng điện và phân tích kinh tế – tài chính chuyển đổi cấp điện áp phân phối;

Các chỉ tiêu kinh tế – tài chính của sự chuyển đổi cấp điện áp từ 10 lên 22kV

1.3 Phương pháp và phương tiện nghiên cứu

Kết hợp phương pháp giải tích và mô phỏng mạng điện với việc áp dụng các chương trình vi tính

II tổng quan 2.1 Hiện trạng mạng điện phân phối

Lưới điện phân phối ở Việt Nam được phát triển từ đầu thế kỷ 20, bắt đầu

là điện áp 3 và 6kV với cấp 35kV là cấp chuyên tải Cho đến nay đ5 qua nhiều giai đoạn cải tạo và phát triển, do nhu cầu dùng điện tăng, cấp 10kV được ứng dụng ở miền Bắc và cấp 15kV được sử dụng ở miền Nam trong giai đoạn 1960-

1970, sau đó cấp 35kV cũng được sử dụng như một cấp phân phối và đựơc gọi là lưới trung áp [15]

Theo thống kê, lưới điện trung áp toàn quốc hiện tại đang vận hành ở 5 cấp

điện áp: 35; 22; 15;10 và 6kV Sự có mặt của nhiều cấp điện áp phân phối đ5 dẫn

đến sự phức tạp trong quá trình quy hoạch, thiết kế và vận hành hệ thống điện Vì vậy từ năm 1994 Chính phủ đ5 có quyết định chuyển các cấp điện áp phân phối về

22 kV, mà được coi là mức điện áp tối ưu trong mạng điện này Đặc điểm phát triển của mạng điện phân phối với các cấp điện áp khác nhau được thể hiện như sau: + Lưới 22kV có mặt hầu khắp toàn quốc, tuy nhiên tỷ lệ lưới 22kV (theo dung lượng trạm biến áp) ở mỗi địa phương khác nhau, ví dụ Công ty điện lực 2 là 78,5%, Điện lực 3 là 48,8%, Điện lực I là 9,1%, Điện lực Hà Nội 41,1%, Điện lực Hồ Chí Minh là 0,1%

+ Lưới 35kV tồn tại khắp toàn quốc trừ khu vực TP.Hồ Chí Minh, tuy nhiên khối lượng lưới 35kV ở miền Bắc chiếm tỷ lệ áp đảo (87,9%), miền Trung (9,3%), miền Nam (2,8%)

+ Lưới 15kV chủ yếu tập trung ở khu vực miền Nam (82,4%) và miền Trung (15,6%)

+ Lưới 10kV tập trung chủ yếu ở miền Bắc (82,4%), miền Trung 17,6% + Lưới 6kV chủ yếu tập trung khu vực miền Bắc (74,8%), miền Trung và miền Nam chiếm 25,2%

Bảng 2.1 Tổng hợp khối lượng xây dựng lưới trung áp tới 2020

(km)

Trạm

BA (MVA)

Đ.Dây (km)

Trạm BA (MVA)

Đ.Dây (km)

Trạm

BA (MVA) 06-2010

18.771 26.831 35.750 81.352

6.858 7.740 7.941 22.540

14.042 17.140 12.177 43.358

2.302 2.703 2.259 7.264

34.337 34.389 43.772 112.498

5.771 6.119 7.644 19.533

(Nguồn: Dự thảo Tổng sơ đồ VI-Viện Năng lượng)

Nhìn chung, lưới trung áp Việt Nam trước đây và hiện nay vẫn còn mang tính

đặc trưng phân miền khá rõ nét, cụ thể các vùng miền như sau:

2.1.1 Đặc điểm chung lưới trung áp

Lưới trung áp sử dụng chủ yếu phổ biến các cấp 35,10,6kV với hệ thống 3 pha 3 dây, trung tính không nối đất trực tiếp Lưới 22kV với hệ thống 3 pha 3 dây, trung tính nối đất trực tiếp

Lưới 35kV vừa làm nhiệm vụ truyền tải thông qua các trạm trung gian 35/22,10,6kV vừa đóng vai trò phân phối cho các phụ tải thông qua các trạm 35/0,4kV

Lưới 10kV: Được xây dựng từ những năm 1960 - 1970 thường tập trung ở khu vực thị trấn (đối với các tỉnh miền núi) và những vùng nông thôn, thành phố nhỏ (khu vực đồng bằng sông Hồng)

Lưới 6kV được xây dựng cách đây 60-70 năm tại các thành phố lớn như: Hà Nội, Hải Phòng, Nam Định, Việt Trì, Hoà Bình, Bắc Giang, Vinh, Hạ Long

Riêng lưới 22kV mới được phát triển trong những năm gần đây tại những thành phố lớn và một vài khu vực nông thôn có nguồn 22kV như: Gia Bình, Lương Tài tỉnh Bắc Ninh, Đức Thọ tỉnh Hà Tĩnh, Mộc Châu tỉnh Sơn La

Đối với lưới trung áp miền Bắc, cấu trúc lưới điện không đồng nhất và thể hiện theo từng khu vực

* Khu vực miền núi:

Các tỉnh miền núi có mật độ phụ tải nhỏ, bán kính cung cấp điện của các trạm nguồn xa; do vậy khối lượng lưới 35kV khu vực miền núi chiếm tỷ trọng cao (chiếm khoảng 70-80%)

Tuy nhiên, lưới 35kV ở miền núi hiện nay phần lớn không đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật do một số nguyên nhân sau:

- Lưới 35kV gồm nhiều loại dây dẫn tiết diện từ AC-35,50,70,95,120, chắp vá, nhiều đường dây xây dựng từ lâu, hiện đ5 xuống cấp nghiêm trọng

- Nhiều tuyến mang tải lớn, bán kính cấp điện quá dài như một số tuyến 35kV khu vực các tỉnh Lai Châu, Hà Giang, Bắc Giang, Tuyên Quang, Thái Nguyên, Bắc Kạn, gây nên tổn thất điện áp và điện năng cao

- Do lưới 35kV vừa làm nhiệm vụ chuyên tải, phân phối, nên các tuyến đường dây 35kV thường cấp điện cho hàng chục trạm 35/0,4kV đấu vào mà không có máy cắt phân đoạn đầy đủ

* *Khu vực nông thôn đồng bằng:

Lưới điện trung áp khu vực này được hình thành từ những năm 1954 và thường sử dụng 2 cấp điện áp 35kV và 10(6)kV; giai đoạn đầu cấp 35kV là cấp trung gian, 10(6)kV là cấp phân phối Từ những năm 1990 trở lại đây do mật độ phụ tải tăng nhanh cùng với lưới 10(6)kV và các trạm trung gian 35/10(6)kV bị quá tải, nên lưới 35kV trở thành cấp phân phối

Lưới trung áp khu vực đồng bằng có những đặc điểm sau:

+ Lưới 10(6)kV chiếm tỷ trọng cao (70-80%), còn lưới 35kV chỉ chiếm tỷ trọng khoảng (20-30)%

+ Hiện tại phần lớn các trạm trung gian 35/10kV đều đ5 vận hành ở trạng thái

đầy và quá tải Các trạm trung gian này được xây dựng từ những năm trước 1994

và hiện các thiết bị đều đ5 lạc hậu và xuống cấp, gây khó khăn trong việc cấp

điện cho các hộ phụ tải

+ Chất lượng lưới 10(6)kV không đảm bảo độ an toàn cung cấp điện do:

- Được xây dựng từ lâu, tiết diện nhỏ (đường trục AC-35,50,70,95)

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

- Được xây dựng trong giai đoạn 1960-1985 chủ yếu để phục vụ phát triển nông nghiệp (phục vụ các trạm bơm, nghiền thức ăn gia súc)

- Được xây dựng trong giai đoạn 1986-1994, thời kỳ phong trào xây dựng lưới

điện theo hình thức nhà nước và nhân dân cùng làm Do vốn đầu tư xây dựng hạn chế cùng với việc phát triển không theo quy hoạch, nên chất lượng lưới điện không đảm bảo

*** Khu vực thành phố, thị trấn:

Khu vực này, trước đây chủ yếu là lưới 6,10kV, trong thời gian vừa qua ngành

điện đẩy mạnh việc cải tạo lưới 6,10kV thành lưới 22kV

Những khu vực được đầu tư cải tạo chất lượng lưới trung áp được cải thiện, khả năng cung cấp điện tăng lên, tổn thất điện áp và điện năng giảm

2.1.2 Lưới điện trung áp tại các tỉnh khảo sát

* Thành phố Hà Nội:

Lưới điện trung áp TP.Hà Nội tồn tại 4 cấp điện áp 35; 22; 10 và 6kV với 2.479km đường dây, trong đó 41% là cáp ngầm, 5452 trạm/2.636,5MVA trạm biến áp phân phối[8]

- Lưới 35kV bao gồm: 399km đường dây (chiếm 16% theo khối lượng đường dây trung áp), 638 trạm/324,06MVA (chiếm 12,3% theo dung lượng trạm BA phân phối) Nhìn chung trong thời gian qua lưới 35kV không phát triển và có xu hướng giảm

- Lưới 22kV bao gồm: 770km đường dây (chiếm 31,1% theo khối lượng

đường dây trung áp), 1.833 trạm/1.058,74MVA (chiếm 41,16% theo dung lượng TBA phân phối)

- Lưới 10kV bao gồm: 460km đường dây (chiếm 18,5% theo khối lượng

đường dây trung áp), 1.093 trạm/515,152MVA (chiếm 19,5% theo dung lượng trạm biến áp phân phối)

- Lưới 6kV bao gồm: 850km đường dây (chiếm 34,3% theo khối lượng đường dây trung áp), 1.888 trạm/738,55MVA (chiếm 28% theo dung lượng trạm biến

áp phân phối)

Trong những năm qua hệ thống lưới điện phân phối 6-10 kV, đặc biệt là lưới 6

kV đang được đầu tư cải tạo nâng cấp lên 22 kV với tiến độ khá nhanh Hiện tại trên toàn thành phố số trạm biến áp đang vận hành 6 kV chiếm 28% (năm 2000 còn là 53,6%); số trạm biến áp đang vận hành 10 kV chiếm 19,5% (năm 2000 là 25,4%); số trạm biến áp đang vận hành cấp 22 kV chiếm trên 40,1% (so với năm

2000 mới chỉ là 3,5%) Nhờ được cải tạo nâng cấp, chất lượng lưới trung áp trên

địa bàn TP Hà Nội đ5 được cải thiện đáng kể, tỷ lệ tổn thất trên lưới giảm từ 10,9% năm 2000 xuống còn 9,13% năm 2004

Tuy nhiên, hệ thống lưới trung áp còn gồm nhiều hệ thống điện áp 6, 10, 22, 35kV tiếp tục gây khó khăn lớn trong quản lý vận hành và hạn chế rất nhiều khả năng linh hoạt cung cấp điện mỗi khi lưới bị sự cố

** Tỉnh Thái Bình:

Lưới điện trung áp tỉnh Thái Bình tồn tại ở 2 dạng điện áp 35kV và 10kV

- Lưới 35kV bao gồm: 358km đường dây (chiếm 20% theo khối lượng đường dây trung áp), 281 trạm/96.110kVA (chiếm 28,8% theo dung lượng trạm BA phân phối) Lưới 35kV có mặt ở tất cả các huyện thị với nhiệm vụ là vừa cấp điện cho các trạm biến áp phân phối, vừa cấp điện cho các trạm biến áp trung gian

Đặc điểm chính của lưới điện 35kV tỉnh Thái Bình là tiết diện dây dẫn nhỏ 120,95,70,50), xây dựng lâu, hiện đ5 xuống cấp, nhiều tuyến dây mang tải cao, tổn thất điện áp lớn Trên địa bàn tỉnh có 4 lộ 35kV có tổn thất điện áp trên 6%, cá biệt có lộ tổn thất trên 12% Việc tồn tại quá nhiều trạm biến áp trung gian và các trạm biến áp trung gian đều vận hành trong tình trạng đầy tải, dẫn tới l5ng phí vốn đầu tư xây dựng mở rộng trạm, nhân công trực vận hành trạm và làm tăng tổn thất điện năng

(AC Lưới 10kV bao gồm: 1.362km đường dây (chiếm 80% theo khối lượng

đường dây trung áp), 1.452 trạm/236.490kVA (chiếm 71,2% theo dung lượng trạm BA phân phối) Lưới 10kV tỉnh Thái Bình xây dựng từ lâu, nguồn vốn xây dựng hạn hẹp, việc xây dựng chưa được quy chuẩn cho nên lưới 10kV trên địa bàn tỉnh Thái Bình chủ yếu dùng cột chữ H, dây dẫn tiết diện nhỏ (AC-35,50), mang tải lớn, tổn thất điện áp cuối đường dây cao Trên địa bàn tỉnh có 7 lộ 10kV tổn thất điện áp trên 10%, 11 lộ tổn thất trên 6% Dẫn tới nhiều khu vực lưới 10kV không đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế x5 hội của tỉnh

- Trong những năm qua do nguồn vốn hạn hẹp, do vậy việc xây dựng mới các TBA đều không có cấp điện áp 22kV để chờ Do vậy đối với tỉnh Thái Bình việc cải tạo lưới 10->22kV là tương đối khó khăn, đòi hỏi nguồn vốn lớn

*** Tỉnh Hà Giang:

Hệ thống lưới trung áp tỉnh Hà Giang bao gồm các cấp điện áp 35; 22; và 10kV Trong đó:

- Lưới 35kV bao gồm: 1.119km đường dây (chiếm 85,2% theo khối lượng

đường dây trung áp), 329 trạm/25.082kVA (chiếm 44,4% theo dung lượng trạm

BA phân phối) Lưới 35kV có mặt ở tất cả các huyện thị với nhiệm vụ là vừa cấp

điện cho các trạm biến áp phân phối, vừa cấp điện cho các trạm biến áp trung gian Đặc điểm chính của lưới điện 35kV tỉnh Hà Giang là tiết diện dây dẫn nhỏ (AC-95,70,50), chiều dài cấp điện lớn, một tuyến đường dây 35kV cấp điện cho nhiều huyện (điển hình lộ 375 trạm TX.Hà Giang chiều dài đường trục 131km)

- Lưới 22kV bao gồm: 131km đường dây (chiếm 9,98% theo khối lượng

đường dây trung áp), 19 trạm/2.840kVA (chiếm 5% theo dung lượng trạm BA phân phối) Lưới 22kV mới chỉ sử dụng ở TT.Việt Quang huyện Bắc Quang (2 lộ

471 và 473) Đặc điểm lưới 22kV tỉnh Hà Giang là bán kính cấp điện nhỏ, công suất truyền tải trên đường dây nhỏ

- Lưới 10kV bao gồm: 63,4km đường dây (chiếm 4,82% theo khối lượng

đường dây trung áp), 142 trạm/28.570kVA (chiếm 50,6% theo dung lượng trạm

BA phân phối) Lưới 10kV có mặt ở 6 thị trấn của 6 huyện và TX.Hà Giang Đặc

điểm lưới 10kV tỉnh Hà Giang là lưới khu vực TX.Hà Giang tương đối nặng tải

và phần lớn đều được thiết kế theo quy chuẩn 22kV, nên dễ dàng thực hiện việc chuyển đổi thành lưới 22kV (trong 142 trạm biến áp có 76 trạm /16.716kVA trạm biến áp có đầu 22kV), còn lại các khu vực khác lưới 10kV tương đối nhẹ tải

và trong thời gian vừa qua lưới 10kV ở các khu vực này hầu như hạn chế phát triển (chủ yếu là phát triển lưới 35kV)

dung lượng trạm BA phân phối) Lưới 35kV có mặt ở tất cả các huyện thị với nhiệm vụ là vừa cấp điện cho các trạm biến áp phân phối, vừa cấp điện cho các trạm biến áp trung gian

- Lưới 10kV bao gồm: 409km đường dây (chiếm 24% theo khối lượng

đường dây trung áp), 222 trạm/46.370kVA (chiếm 15,26% theo dung lượng trạm

BA phân phối) Lưới 10kV tập trung ở các thị trấn các huyện Đặc điểm lưới 10kV tỉnh Phú Thọ là bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn nhỏ, hình tia, công suất truyền tải trên đường dây lớn

- Lưới 6kV bao gồm: 205km đường dây (chiếm 12,1% theo khối lượng

đường dây trung áp), 316 trạm/99.165kVA (chiếm 32,86% theo dung lượng trạm

BA phân phối) Lưới 6kV có mặt TP.Việt Trì, TX.Phú Thọ, TT.Thanh Sơn, Thanh

Ba Đặc điểm lưới 6kV tỉnh Phú Thọ xây dựng đ5 lâu (1960), tiết diện dây nhỏ, công suất truyền tải trên đường dây cao, tổn thất điện áp và điện năng lớn

- Lưới 35; 10; 6kV thiết kế theo quy chuẩn 22kV có: 66,2km, 79 trạm/22MVA và chủ yếu tập trung ở TP.Việt Trì Hiện nay Điện lực Phú Thọ

đang triển khai dự án cải tạo lưới 6kV TP.Việt Trì thành lưới 22kV với số vốn

đầu tư 80 tỷ đồng

Nhận xét: Trên cơ sở phân tích số liệu thống kê về quá trình phát triển của mạng điện phân phối ta nhận thấy trong thời gian gần đây đ5 có sự thay đổi đáng

kể về tỷ trọng của mạng điện phân phối ở các cấp điện áp khác nhau Mạng điện

6 kV đ5 giảm đi đáng kể, nhưng mạng điện 10 và 35 kV vẫn tiếp tục có sự gia tăng Quá trình chuyển đổi cấp điện áp phân phối ở các địa phương khác nhau diễn ra với tốc độ khác nhau: Trong khi ở một số thành phố như Hà Nội sự phát triển mạng điện 22 kV diễn ra khá nhanh thì nhiều nới khác như Nam Định, Thái Bình, Hoà Bình, Hà Tây vv sự phát triển lưới 22 kV diễn ra rất chậm, hơn thế nữa, có nhiều mạng điện 22 kV tuy đ5 được xây dựng nhưng vẫn phải vận hành ở

cấp điện áp 10 hoặc 6 kV như cũ vì phải chờ nguồn 22kV, điều đó gây l5ng phí

đáng kể Như vậy không phải ở đâu quá trình chuyển đổi cấp điện áp phân phối cũng diễn ra một cách thuận lợi và có hiệu quả, mà điều đó còn phụ thuộc vào

điều kiện cụ thể của từng vùng

2.2 Phân tích kinh tế tài chính dự án điện

Vấn đề phân tích kinh tế tài chính các công trình điện đ5 được nhiều tác giả nghiên cứu, tính toán và đ5 có nhiều cơ sở lý thuyết về phương pháp phân tích kinh tế – tài chính trên cơ sở đánh giá cac chỉ tiêu quan trọng của dự án [5] Phân tích tài chính sẽ đưa ra sẽ đưa ra hiệu quả tài chính dựa trên một loạt các chỉ tiêu như: giá trị hiện tại của lợi nhuận NPV (net present value), hệ số hoàn vốn nội tại IRR (internal rate of return), tỷ số giữa lợi ích/ chi phí B/C (benefit/ cost), thời gian hoàn vốn T Dựa vào các chỉ tiêu trên có thể biết được

dự án có hiệu quả tài chính hay không để quyết định đầu tư Thông qua phân tích tài chính ta xác định được qui mô đầu tư, cơ cấu các loại vốn, nguồn tài trợ cho

dự án, tính toán thu chi lỗ l5i những lợi ích thiết thực Để tính toán, phân tích

đánh giá nguồn vốn thì phải xác định tổng vốn đầu tư, cơ cấu các loại vốn, nguồn tài trợ Tổng vốn đầu tư bao gồm: vốn cố định, vốn lưu động, vốn dự phòng Trong tổng vốn đầu tư tách riêng ra các nhóm:

+ Theo nguồn vốn: vốn góp, vốn vay ( ngắn hạn, trung hạn, dài han với l5i suất theo từng nguồn

+ Theo hình thức vốn: bằng tiền (nội tệ, ngoại tệ),tài sản khác

Xem xét các nguồn tài trợ cho dự án, khả năng đảm bảo vốn từ mọi nguồn

về mặt tiến độ và số lượng Các nguồn tài trợ của dự án có thể là ngân sách cấp phát, ngân hàng cho vay, góp vốn cổ phần, vốn liên doanh, vốn tự có hoặc vốn huy động từ các nguồn khác Trong phần phân tích kinh tế, tài chính, dòng chi của dự án được tính đầy đủ các khoản chi phí, nó bao gồm các khoản chi phí

trong phân tích kinh tế cộng thêm các khoản thuế, các khoản trả vốn, trả l5i vốn vay, nếu trong cơ cấu có thành phần vốn vay Cùng với việc xác định dòng chi cần xác định dòng thu của dự án để xác định dòng tiền của dự án

Tuy nhiên vấn đề phân tích kinh tế – tài chính của dự án chuyển đổi cấp

điện áp phân phối có những đặc thù riêng mà cần phải được tính đến như vấn đề giải tích mạng điện trước và sau khi chuyển đổi điện áp; Hiệu quả nâng cao chất lượng điện và độ tin cậy cung cấp điện; Vấn đề xác định vốn đầu tư còn lại của mạng điện cũ vv

III Nghiên cứu lý thuyết

3.1.Công thức toán học của mạng điện phân phối

Công thức toán học của mạng điện phân phối được xây dựng dựa trên cơ

sở cực tiểu hoá chỉ tiêu chi phí tính toán Chi phí tính toán của một phần tử mạng

điện được xác định theo biểu thức [9]

Trong đó:

p – hệ số hiệu quả vốn đầu tư ;

p = atc + kkh

atc – hệ số thu hồi vốn theo tiêu chuẩn;

kkh - chi phí khấu hao thiết bị và sửa chữa vận hành hàng năm;

a- suất chi phí xây dựng 1km đường dây không phụ thuộc vào F;

b- suất chi phí xây dựng 1km đường dây phụ thuộc vào F;

F - tiết diện dây dẫn;

l – chiều dài đường dây, (km)

Vốn đầu tư trạm biến áp có thể biểu thị dưới dạng hàm tuyến tính đối với công suất của máy biến áp

Trong đó:

m- suất chi phí xây dựng TBA không phụ thuộc vào SđmB;

n- suất chi phí xây dựng TBA phụ thuộc vào SđmB;

SB – công suất định mức của máy biến áp;

3.2 Một chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật quan trọng của mạng điện phân phối 3.2.1 Bán kính hoạt động tối ưu của lưới phân phối

Bán kính kinh tế của lưới điện phân phối là bán kính hoạt động của lưới

điện mà có chi phí nhỏ nhất Ta xét các thành phần của chi phí tính toán có liên quan đến bán kính của lưới phân phối [9]

3 2

10 cos 4

3 cos

3 4

4

2

.

ϕ

ρτ ψγ ϕ

ψγ

U

c rj U

j

r b p r

m p r

a p

Trong đó:

Pba – hiệu quả vốn đầu tư TBA ;

mba – suất chi phí xây dựng TBA ;

r – bán kính lưới điện phân phối ( km );

ψ - số phân nhánh đường dây;

ρ- điện trở suất đường dây ( Ωmm2/km)

τ - thời gian hao tổn công suất

.cos

32

)10.3

c pp

d

p m r p a r Uj

c j b

p

ϕ

ρτψγ

(3.5)

Nghiệm của phương trình (3-5), để có bán kính lưới điện cần nhân nó với

Hình 3.1 Biểu đồ bán kính kinh tế của mạng điện phân phối

3.2.2 Cấp điện áp tối ưu của mạng điện phân phối

Cấp điện áp tối ưu có thể xác định theo phương pháp truyền thống, tức là lấy đạo hàm bậc nhất của hàm chi phí tính toán theo điện áp = 0

dU

dZ

giải phương trình tìm được để xác định giá trị điện áp ứng với chi phí cực tiêu Tuy nhiên phương pháp này đôi khi chỉ cho giá trị gần với thang điện áp đang sử dụng[9]

Một trong các phương pháp có thể xác định giá trị tối ưu của điện áp là phương pháp nội suy Lagrange Để xác định cấp điện áp hợp lý trước hết ta cần biểu diễn quan hệ giải tích giữa các điện áp tiêu chuẩn và chi phí quy đổi Từ một số điểm rời rạc của hàm Z = f(U): Z1, U1; Z2, U2; Z3, U3 ta xây dựng một hàm Zn = Pn(U) gần đúng với hàm Z = f(U), sau đó giải Zn = Pn(U) để tìm ra cấp

điện áp tối ưu Utu

Hình 3.2 Đường cong phụ thuộc giữa chi phí tính toán và điện áp

Đường cong Pn(U) có dạng đa thức được gọi là đa thức nội suy Lagrange:

1 3 1 2 1

1U C U C Z

2 3 2 2 2 2

1U C U C Z

3 3 3 2

2 3

0

1 3 1 2

2 1

1U +C U +C −Z =

C

0

2 3 2 2

2 2

C

0

3 3 3 2

2 3

2

3 3

2 3

2 2

2 2

1 1

2 1

=

U Z U

U

Z U

U

Z U

U

Z U

U

(3.10)

Khai triển định thức trên theo Z ta đ−ợc hàm mục tiêu sau:

Z(U) = G1Z1 + G2Z2 + G3Z3 (3.11) Trong đó:

Zi – chi phí quy đổi hàng năm ứng với cấp điện áp thứ i

Gi – hệ số đa thức Lagrange ứng với cấp điện áp thứ i

) )(

(

) )(

(

3 1 2 1

3 2

1

U U U U

U U U U G

) )(

(

) )(

(

3 2 1 2

3 1

2

U U U U

U U U U G

(

) )(

(

1 3 2 3

1 2

3

U U U U

U U U U G

2 1

2 3 2 1 2

3 1

1 3 1 2

1

3 2

) )(

(

) )(

( )

)(

(

) )(

( )

)(

(

) )(

(

Z U U U U

U U U U Z

U U U U

U U U U Z U U U

U

U U U

ư

ư

ư

ư +

( [

] )

( [

] )

(

3 2 3 1 2

2 3 2 3 2 2

C

Z U U U U U U B

Z U U U U U

( 2 [ )]

( 2 [ )]

( 2

3 1 2

3 2

Z U U U B

Z U U U

thì đó chính là cấp điện áp tối ưu







+

++

++

+

=

C

Z B

Z A Z

U U C

Z U

U B

Z U

U A

Z

U tu

3 2 1

2 1

3 3

1

2 3

2 1

2

)(

)(

)(

(3.17)

Ví dụ áp dụng đối với mạng điện phân phối khu vực Hải Dương với lộ 971

Kim Thi cần truyền tải một công suất là S = 2000 kVA Ta sử dụng biểu đồ chọn dây

dẫn tối ưu (dây AC), xác định được chi phí tính toán của đường dây cho các cấp điện

áp Với cấp điện áp 35kV tra hình ta được: Z1=28.106đ/km; Với cấp điện áp 22 kV ta

có: S = 2000 kVA ⇒ I22 =52,49 A Ta được: Z2 = 25.106 đ/ km; Với cấp điện áp 10

+ +

+

ư + +

464

25 208

21 377

28 2

) 22 35 (

464

25 ) 6 35 (

208

21 )

6 22 (

và mật độ phụ tải trung vùng Z=f(r,γ) Trên cơ sở các số liệu thống kê, dựa theo mô hình toán học của mạng điện phân phối với sự trợ giúp của chương trình Excel biểu đồ xác định cấp điện áp phân phối tối ưu được xây dựng phụ thuộc vào các điều kiện truyền tải và phân phối điện năng (hình 3.3)

Bieu do chon cap dien ap toi uu

Hình 3.3 Biểu đồ lựa chọn cấp điện áp tối ưu Kết quả phân tích biểu đồ hình 3.3 cho thấy đối với các khu vực có mật độ phụ tải trung bình (250 ữ 500 kW/km2) như khu vực đồng bằng Bắc Bộ với bán kính hoạt động của mạng điện trong khoảng từ 5 đến 7 km thì ưu thế thuộc về cấp điện áp 22 kV Đối với các khu vực có bán kính hoạt động của mạng điện lớn thì ưu thế thuộc về cấp điện áp 35 kV, chỉ có một số ít khu vực nơi có mật độ phụ tải thấp và bán kính hoạt động của mạng điện nhỏ thì cấp điện áp 10 kV mới thực

sự có ưu thế Như vậy có thể thấy đối với đa số khu vực ở nước ta mạng điện 10

kV không có chỗ đứng Bởi vậy việc chuyển đổi cấp điện áp 10 và dưới 10 kV lên cấp điện áp cao hơn là điều hết sức cần thiết

Tuy nhiên, như đ5 phân tích, ứng với đặc điểm cung cấp điện của từng điều kiện cụ thể sẽ có cấp điện áp tối ưu khác nhau Do đó việc quy định phải áp dụng

22 kV

10 kV

35 kV

cấp điện áp 22 kV đối với tất cả các vùng trên cả nước là chưa hoàn toàn hợp lý,

mà cần phải dựa vào mật độ phụ tải và bán kính hoạt động của lưới phân phối để lựa chọn cấp điện áp phù hợp Có lẽ đó chính là một trong những lý do dẫn đến quá trình chuyển đổi cấp điện áp phân phối ở nước ta diễn ra hết sức chậm chạp

và kém hiệu quả

3.3 Giải tớch chế ủộ xỏc lập của lưới phõn phối

3.3.1 Cơ sở lý thuyết giải tớch mạng ủiện phõn phối

Bài toỏn giải tớch chế ủộ xỏc lập của mạng ủiện phõn phối ủược thực hiện với mục ủớch ủỏnh giỏ cỏc chỉ tiờu kỹ thuật của mạng ủiện trước và sau khi chuyển ủổi cấp ủiện ỏp ðặc ủiểm cơ bản của mạng ủiện phõn phối là thường cú cấu trỳc hỡnh tia, hoặc mạng ủiện xõy dựng theo kiểu mạch vũng nhưng vận hành ở chế ủộ hở Giả sử ta cú mạng ủiện hỡnh 3.3

Tổng trở của một nhỏnh k bao gồm thành phần ủiện trở và ủiện khỏng:

Hình 3.4 Sơ ñồ lưới phân phối ñơn giản

Ta cần xác ñịnh các thông số chế ñộ xác lập của lưới ñiện, bao gồm: ðiện

áp các nút Ui, dòng ñiện trên các nhánh Ii, tổn thất ñiện áp ∆Ui, tổn thất công suất

∆Si và tổn thất ñiện năng toàn lưới ñiện ∆A Các thông số bài toán chế ñộ xác lập

có thể biểu diễn dưới dạng ma trận ñiện trở Z, ma trận công suất nút St:

Z

M

2 1

S

M

2 1

U

M

2 1

I

M

2 1

(3.21)

Từ các giá trị ñiện áp nút [U] và dòng ñiện nhánh [I] có thể xác ñịnh các thông số còn lại của chế ñộ xác lập ðể giải bài toán chế ñộ xác lập lưới phân phối có thể áp dụng nhiều phương pháp Dưới ñây trình bày phương pháp giải 0

tích, trong ñó sử dụng hai ma trận dòng nút-dòng nhánh [A] và dòng nhánh-ñiện

áp nút [Z]

3.3.2 Thuật toán giải tích chế ñộ xác lập của mạng ñiện phân phối

Thuật toán giải tích mạng ñiện phân phối ñược xây dựng dựa trên 2 ma trận: ma trận dòng nút-dòng nhánh (Bus injection- Branch current), ma trận dòng nhánh-ñiện áp nút (Branch current- Bus voltage) và dòng ñiện tương ñương

i k

r k k

U

jQ P J J J

3

−

=+

J

M

2 1

ñịnh luật Kirchhoff, quan hệ dòng ñiện trên các nhánh Ik và dòng ñiện nút Jk như sau:

1 1 0 0 0 0

0 0 1 0 0 0

0 0 1 1 0 0

1 1 1 1 1 0

1 1 1 1 1 1

I I I I I I

ðịnh luật Kirchhoff 1 ñược sử dụng ñể thiết lập quan hệ dòng nhánh- dòng nút, ñối với lưới hình tia Quan hệ giữa ñiện áp nút và dòng nhánh có thể thiết lập theo ñịnh luật Ohm, ví dụ với nút 1, 2, 3 trên hình 3.3 như sau:

U1 = U0 - I1Z1

U2 = U1 - I2Z2 = U0 - I1Z1 - I2Z2 (3.26)

U3 = U2 - I3Z3 = U0 - I1Z1 - I2Z2 - I3Z3

U U U U U U

1

5 2

1

4 3 2 1

3 2 1

2 1 1

0 0

0 0

0

0 0

0 0 0

0 0 0 0

0 0 0 0 0

Z Z Z

Z

Z Z

Z

Z Z Z Z

Z Z Z

Z Z Z

I I I I I I

c Thuật toán xây dựng ma trận [A] và [Z]

Dựa trên ñặc tính hình học của lưới phân phối là lưới hở và công suất truyền theo một chiều, có thể xây dựng thuật toán tìm ma trận A và ma trận Z

Dạng tổng quát của ma trận A ñược biểu diễn như sau

M

2 1

a

a a

a a

a

K M

K K

0 0

1 12

M

2 1

Trong ñó:

aik = 1 nếu dòng nút Jk chạy trên nhánh i;

aik = 0 nếu dòng nút Jk không chạy trên nhánh i

Nhận xét: dòng ñiện chạy trên nhánh k là tổng của dòng nút k và tập [K]

các dòng nhánh có ñiểm ñầu là k, tức là bằng tổng của dòng nút k và các dòng nút trên tập [K] Ví dụ:

I2 = J2 + I3 + I5 = J2 + (J3 + J4) + (J5 + J6)

Như vậy ma trận A có thể thành lập bằng thuật toán sau:

Bước 1: Xét lưới phân phối 3 pha gồm N nhánh, N+1 nút Ma trận A có kích

thước NxN

Bước 2: a(N,N)=1

Bước 3: Nếu nhánh k có ñiểm cuối là k, [K] là tập các nhánh có nút ñầu là k

Lấy các phần tử 1 của hàng j vào hàng k.j là tập các nhánh thuộc [K] ðiền giá trị a(k,k) = 1

Bước 4: Lặp lại bước 3 từ nhánh cuối cùng ñến nhánh ñầu của lưới ñiện, kết quả

M

2 1

z

z z z

K M

K K

2 1

22 21

11

0

0 0

M

2 1

Trong ñó:

zik=Zk nếu dòng nhánh Ik có trong thành phần tổn thất ñiện áp ñến nút i;

aik = 0 nếu dòng nhánh Ik không có trong thành phần tổn thất ñiện áp ñến nút i

Ta nhận thấy rằng hiệu ñiện áp từ ñầu nguồn tới nút k là tổng của tổn thất ñiện áp trên nhánh k và hiệu ñiện áp từ ñầu nguồn ñến nút j Nút j là nút trước nút k Vì vậy có thể xây dựng thuật toán lập ma trận Z như sau:

Bước 1: Xét lưới phân phối ba pha gồm N nhánh, N + 1 nút Ma trận Z có kích

thước N x N

Bước 2: z(1,1) = Z1 Z1 là tổng trở của nhánh 1

Bước 3: Nếu nhánh k có ñiểm ñầu là j, lấy các phần tử của hàng j vào hàng k

Bước 4: Lặp lại bước 3 từ nhánh cuối cùng ñến nhánh ñầu của lưới ñiện, kết quả

[U]=[Uo]-[Z].[A].[J]=[Uo]-[C].[J] (3.31) Với ma trận C là ma trận trung gian:

[C]=[Z].[A]

Kết hợp các biểu thức xác ñịnh dòng ñiện và (3.31) ta ñược hệ (3.32) Các thông số lưới ñiện ở chế ñộ xác lập có thể xác ñịnh ñược bằng cách giải hệ (3.31):

U

U

jQ P I

k

k k

0 0

N N

iN ii

i i

N i

N i

c c

c c

c c

c c

c c

c c

c c

c c

K K

M

K K

M

K K

K K

2 1

2 1

2 2

22 21

1 1

12 11

I I

M

M

2 1

cij = cij

r

+ jcij i

Ta sẽ nhận ủược 2N phương trỡnh ở dạng ủại số ðể giải hệ phương trỡnh phi tuyến ủiện ỏp nỳt (3.33) cú thể dựng phương phỏp lặp Gauss- Seidel Khi ủú ủiện

ỏp của nỳt i ở bước lặp thứ k+1 ủược tớnh như sau

N)1

(i U

3

jQP

*CU

3

jQP

*CU

i j ij 1)

(k j

*

j j 1

i 1 j ij 0

1 Hao tổn công suất trên đường dây [12]

Hao tổn công suất tác dụng trên đường dây dòng điện xoay chiều 3 pha

được xác định theo công thức:

∆P = 3I2R = 3(IR2 + IX2)R (3.36)

2 2 2

R và X - điện trở của đường dây;

U - là điện áp của đường dây, trong tính toán có thể lấy bằng điện áp định mức Un

Như vậy R

U

Q P

Nếu đường dây có nhiều phụ tải (hình 3.5) thì hao tổn công suất của cả

đường dây bằng hao tổn công suất của các đoạn cộng lại

i n

i n

i i i

n

i n

i i

X U

Q P j R U

Q P

=

= Σ

+ +

+

=

∆

1 2

2 2 1

2

2 2

Hao tổn công suất trong máy biến áp gồm 2 thành phần là tổn thất trong lõi thép và trong cuộn dây của máy biến áp

a Hao tổn công suất trong cuộn dây của máy biến áp

Khi có dòng điện chạy trong cuộn dây của máy biến áp, sinh ra hao tổn công suất gọi là hao tổn đồng (∆Scu) ở chế độ tải định mức, hao tổn công suất tác dụng trong cuộn dây máy biến áp lấy bằng hao tổn công suất ngắn mạch:

100

n kX Cun

S U

trong đó:

UkX - thành phần phản kháng của điện áp ngắn mạch máy biến áp, %;

RB - điện trở tác dụng trong cuộn dây 1 pha của máy biến áp

Đối với máy biến áp công suất lớn, điện trở RB rất nhỏ so với điện kháng

XB để đơn giản cho tính toán giá trị ∆Qcu có thể xác định theo điện áp ngắn mạch toàn phần UK chứ không phải là UkX nữa

B n n

k n

I - dòng điện phụ tải;

RB, XB - điện trở tác dụng và phản kháng trong cuộn dây của máy biến áp

Từ đó suy ra :

B n

K n

n cu

U

S S

S U S

S Q

2 2

100)

K n

n cu

U

S S

S U S

S Q

2 2

100)

b Hao tổn công suất trong lõi thép của máy biến áp

Hao tổn công suất trong lõi thép của máy biến áp gồm 2 thành phần là

thành phần tác dụng (∆PFe) và phản kháng (∆QFe) Nó không phụ thuộc vào phụ

tải mà phụ thuộc vào cấu tạo và vật liệu của máy biến áp, đ−ợc xác định theo

thông số kỹ thuật của máy biến áp [9]

∆SFe = ∆PFe + j∆QFe Hao tổn công suất tác dụng trong lõi thép máy biến áp do dòng điện xoáy

và từ trễ gây ra, xác định theo biểu thức:

∆P Fe =∆P0 = 3U0I0 (3.47)

I0 - dòng điện không tải của máy biến áp, %;

U0 - điện áp không tải của máy biến áp

Hao tổn công suất phản kháng trong lõi thép máy biến áp do tổn hao từ

sinh ra tính theo công thức:

100

0 n Fe

S I

Q =

Hao tổn công suất tổng cộng trong máy biến áp là:

∆SBA=(∆Pcu+∆PFe)+j(∆Qcu+∆QFe)=∆PBA+j∆QBA; (3.48) Tóm lại:

2

0 ( )

n K BA

S

S P P

n

K n BA

S

S U S I Q

100100

2

0 +

=

3 Tổn thất điện năng trên đường dây

Nếu trong khoảng thời gian t phụ tải của mạng điện không thay đổi thì tổn thất điện năng là:

Thực tế phụ tải của đường dây luôn luôn biến thiên theo thời gian nên tính toán như trên không chính xác Khi đó ta phải biểu diễn gần đúng đường cong i(t); và s(t) dưới dạng bậc thang hoá để tính toán tổn thất năng lượng với điện áp

định mức [9]

Từ biểu thức:

d∆A = 3I2Rdt ta có:

i i n

i n

i n

i n

t Q P U

R t S U

Thời gian sử dụng công suất cực đại

M M

M

P

A UI

A

ϕcos

TM – thời gian sử dụng phụ tải cực đại là thời gian cần thiết để toàn bộ điện năng ruyền tải trên đường dây với dòng điện không đổi bằng giá trị dòng điện cực đại

PM , IM - công suất và dòng điện cực đại

Thời gian hao tổn công suất cực đại

τ = 2

M i

2 i

P

tPΣ

,

Thời gian hao tổn công suất cực đại τ là thời gian mà dòng điện phụ tải cực

đại truyền tải trên đường dây gây ra một lượng tổn thất điện năng đúng bằng lượng tổn thất do dòng điện thực tế gây ra trong năm

τ có thể được xác định bằng công thức thực nghiệm của Kezevít:

,

=

4 Tổn thất điện năng trong máy biến áp

Việc xác định tổn thất điện năng trong máy biến áp được thực hiện dựa vào hao tổn công suất trong máy, nó cũng gồm 2 thành phần: thành phần cố định và thành phần thay đổi [9]

Hoặc ∆A= ∆P0t+∑∆P cuiτi , (3.56) Trong đó:

∆P0, ∆Pk - hao tổn không tải và hao tổn ngắn mạch của biến áp,

t - thời gian làm việc của máy biến áp;

τ - thời gian hao tổn công suất cực đại

Trong trường hợp có n máy biến áp giống nhau thì

τ

2

0 ( )

n

k

S

S n

P t

P n