LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN CHO MỘT LƯỚI ĐIỆN 35KV ĐIỂN HÌNH HUYỆN LỘC HÀ - TỈNH HÀ TĨNH

Mục lụcDANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT AV Annual Value giá trị hiện tại hàng năm AVB Annual Value Benefit giá trị hiện tại lợi ích hàng nămAVC Annual Value Cost giá trị hiện tại chi phí hàng n

Tôi cũng xin trân trọng cảm ơn Ban Giám hiệu, Khoa Đào tạo sau Đạihọc, các thầy giáo, cô giáo của trường Đại học Điện lực đã giúp đỡ và tạođiều kiện thuận lợi cho tôi trong suốt quá trình học tập, nghiên cứu và hoànthiện luận văn này.

Hà Nội, ngày 30 tháng 07 năm 2014

Học viên

Nguyễn Quốc Hoàng

LỜI CAM ĐOANTôi cam đoan công trình nghiên cứu này là của tôi Các số liệu vàkết quả nghiên cứu được nêu trong luận văn là trung thực và chưa được công

bố trong các công trình khác

Tôi xin bày tỏ lời cảm ơn sâu sắc tới các tác giả của các công trìnhnghiên cứu, các tác giả của các tài liệu nghiên cứu mà tôi đã trích dẫn vàtham khảo để hoàn thành luận văn này Đặc biệt, tôi vô cùng cảm ơn TSPHẠM Mạnh Hải đã tận tình hướng dẫn tôi trong quá trình thực hiện nghiêncứu

Hà Nội, tháng 7/2014

Mục lục

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

AV Annual Value (giá trị hiện tại hàng năm)

AVB Annual Value Benefit (giá trị hiện tại lợi ích hàng năm)AVC Annual Value Cost (giá trị hiện tại chi phí hàng năm)

B Benefit (Lợi ích của dự án)

BOT Nhà máy điện “Xây dựng – Điều hành – Chuyển giao”

C Cost (chi phí của dự án)

CF Cash-flows (lợi nhuận thực tế thu được)

D Depriciation (Mức khấu hao hàng năm)

ĐDK Đường dây trên không

EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam

HTĐ Hệ thống điện

PP Nhà máy điện độc lập

IRR Internal Rate of Return (tỷ suất hoàn vốn nội bộ)

LPP Lưới điện phân phối

MBA Máy biến áp

NFV Net Future Value (giá trị tương lai thuần)

NPV Net Present Value (giá trị hiện tại thuần)

PVB Present Value Benefits (giá trị hiện tại của lợi ích)

PVC Present Value Costs (giá trị hiện tại của chi phí)

QL&TDDC Quản lý và tiêu dùng dân cư

SV Salvage Value (giá trị còn lại của tài sản cố định)

TBK Nhà máy điện tua bin khí, dầu

Học viên: Nguyễn Quốc Hoàng 4

DANH MỤC CÁC HÌNH

CHƯƠNG MỞ ĐẦU

1 Sự cần thiết của đề tài

Trong điều kiện kinh tế thị trường hiện nay, khi mà Việt Nam thamgia hội nhập kinh tế quốc tế (WTO) Đối với tất cả các ngành Kinh tế nóichung và ngành Điện nói riêng thì việc quy hoạch phát triển hệ thống điệnsao cho phù hợp với yêu cầu phát triển hiện nay là vấn đề cấp thiết

Trong hệ thống điện, lưới điện đóng vai trò rất quan trọng, nó đảm nhậnchức năng truyền tải và phân phối điện năng từ nguồn đến các phụ tải,bao gồm các đường dây truyền tải, phân phối Có nhiều tiêu chí để đánh giálưới điện, nhưng cơ bản có 4 tiêu chí sau:

- Đảm bảo cung cấp điện đủ cho các nhu cầu phụ tải, đảm bảo chất lượng

- Cung cấp điện liên tục và an toàn

- Giảm tổn thất trong truyền tải, phân phối, giảm giá thành xây dựng,giảm giá bán điện

- Hạn chế đến mức thấp nhất ảnh hưởng của lưới điện đối với môitrường sinh thái, cảnh quan

Dây dẫn góp phần chi phối không nhỏ vào tất cả các mục tiêu trên.Đối với Hệ thống điện, dây dẫn chiếm một thành phần không nhỏ Với ngànhĐiện hiện nay việc lựa chọn tối ưu tiết diện dây dẫn nói riêng hay các thiết bịđiện trong hệ thống điện nói chung còn là vấn đề tài chính ảnh hưởng chi phíkinh doanh bán điện trong điều kiện kinh tế thị trường Do vậy vấn đề tínhtoán lựa chọn dây dẫn sao cho đảm bảo phù hợp với yêu cầu của nền kinh tếthị trường ngày nay đóng vai trò rất quan trọng và cần thiết

Vì vậy Đề tài “Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thịtrường” được lựa chọn nhằm giải quyết các yêu cầu trên

2 Mục đích nghiên cứu của đề tài

Đề tài nhằm nghiên cứu áp dụng các phương pháp lựa chọn tiết diện dây

dẫn theo các chỉ tiêu kỹ thuật có tính đến các điều kiện kinh tế: dây dẫn chọnđảm bảo các tiêu trí về mặt kỹ thuật và phù hợp với các điều kiện về tài chính,kinh tế thị trường trong điều kiện hội nhập và phát triển, nêu lên được sự ưuviệt của phương pháp

3 Đối tượng và phạm vi của đề tài

Đề tài này nghiên cứu lựa chọn dây dẫn theo điều kiện kinh tế thịtrường vào việc thiết kế đường dây tải điện Đề tài có thể áp dụng trực tiếp vàocác công trình thực tế

Luận văn bao gồm phần lý thuyết về phân tích tài chính trong quản lý

dự án, lý thuyết tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn, xây dựng phương phápphương pháp lựa chọn tiết diện tập trung vào chỉ tiêu kinh tế và định hướngquy hoạch cụ thể về lựa chọn dây dẫn cho một công trình thực tế

4 Ý nghĩa khoa học của đề tài

Việc lựa chọn tối ưu tiết diện dây dẫn là làm sao cho chi phí vòngđời của đường dây nhỏ nhất Chi phí này bao gồm chi phí vốn đầu tư xâydựng đường dây và chi phí vận hành trong suốt thời gian sống của nó Lựachọn dây dẫn sao cho có các chi phí nhỏ nhất nhưng vẫn đảm bảo các điềukiện kỹ thuật vận hành Việc lựa chọn dây dẫn như thế nào phụ thuộc vàođiều kiện kinh tế của từng quốc gia và trong từng giai đoạn phát triển kinh

tế của nước đó Đối với nước ta khi mà nền kinh tế đang hội nhập và có mứctăng trưởng mạnh về kinh tế, các khu công nghiệp, khu kinh tế, đô thị mớiđược phát triển và quy hoạch tổng thể theo từng vùng Đóng góp ý nghĩacủa việc lựa chọn tối ưu tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trườngsao cho đảm bảo được về các điều kiện kinh tế, kỹ thuật và phù hợp vớitừng khu vực, vùng miền của nước ta trong giai đoạn hiện nay và trongnhững năm tới là ý nghĩa khoa học thực tiễn của đề tài

5 Ý nghĩa thực tiễn

Với sự phát triển vượt bậc trong điều kiện kinh tế thị trường hiệnnay, thị trường Điện mang tính cạnh tranh cao thì việc nâng cao hiệu quảtrong việc cung cấp điện, đồng thời với việc đề ra các giải pháp nhằm giảmthiểu các chi phí đầu tư xây dựng để giảm giá thành bán điện mở ra xuhướng mới trong việc cung ứng và phát triển của ngành điện Việt Nam hiệnnay và tương lai Việc đề ra giải pháp lựa chọn dây dẫn trong điều kiện kinh

tế thị trường đóng góp một phần không nhỏ để giải quyết các vấn đề nêu trên

6 Kết cấu của đề tài

Tên đề tài: “Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị

trường”

Luận văn được lập bao gồm 4 chương chia rõ làm hai phần: Lýthuyết và ứng dụng Nội dung của các chương thể hiện rõ ràng Nội dung cụthể của luận văn như sau:

Chương 1: PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG NGUỒN, LƯỚI ĐIỆN

VÀ TÌNH HÌNH THỰC HIỆN QUY HOẠCH GIAI ĐOẠN TRƯỚC

Chương 2: Tổng quan lý thuyết lựa chọn tiết diện dây dẫn trong hệ

thống điện

Chương 3: Xây dựng phương pháp lựa chọn tiết diện dây dẫn theo

điều kiện kinh tế và ứng dụng tính toán chọn dây dẫn mới và thay thế cho lưới điện trung áp điển hình (chọn lưới điện huyện Lộc Hà - Hà Tĩnh làm ví dụ tính toán), ứng dụng phần mềm thiết kế để đưa ra bản

vẽ chi tiết cho dường dây cần thiết kế.

Chương 4: Kết luận

CHƯƠNG 1 PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG NGUỒN, LƯỚI ĐIỆN VÀ TÌNH HÌNH

THỰC HIỆN QUY HOẠCH GIAI ĐOẠN TRƯỚC

1.1.HIỆN TRẠNG NGUỒN VÀ LƯỚI ĐIỆN

1.1.1 Đánh giá hiện trạng theo số liệu thống kê

a Các nguồn cung cấp điện năng và lưới truyền tải 220, 500kV

Hiện nay, phụ tải điện của tỉnh Hà Tĩnh được cấp điện từ trạm nguồn500kV, 220kV và một số nhà máy thủy điện nhỏ đang hoạt động trên địa bàn tỉnh

* Các trạm nguồn 500kV, 220kV:

- Trạm 500kV Hà Tĩnh: công suất 1x450MVA cấp điện áp 500/220kVđặt tại xã Thạch Điền, huyện Thạch Hà, cấp điện cho các trạm 220kV trên địabàn tỉnh (trạm 220kV Hà Tĩnh) và các tỉnh lân cận như Nghệ An (trạm 220kVHưng Đông), Quảng Bình (trạm 220kV Đồng Hới), Quảng Trị (trạm 220kVĐông Hà) Công suất Pmax qua trạm (tháng 3 năm 2012) là 370MW đạt mứcmang tải 91,36%, công suất Pmin là 15MW đạt mức mang tải là 3,7%

- Trạm 220kV: Các trạm 110kV trên địa bàn tỉnh Hà Tĩnh được cấpđiện từ trạm 220kV Hà Tĩnh và trạm 220kV Hưng Đông (tỉnh Nghệ An):

+ Trạm 220kV Hà Tĩnh: công suất 1x125MVA - 220/110kV là trạm nốicấp trong trạm 500kV Hà Tĩnh Trạm cấp điện cho các trạm 110kV Kỳ Anh,Vũng Áng, Thạch Linh và Can Lộc Hiện trạm đang mang tải 81,58%, Pmaxđạt 89,5MW

+ Trạm 220kV Hưng Đông: công suất 2x125MVA - 220/110kV đặt tại

xã Hưng Đông, thành Phố Vinh, tỉnh Nghệ An Trạm cấp điện cho các trạm110kV thuộc tỉnh Nghệ An và trạm 110kV Linh Cảm (Hà Tĩnh) –(16+25)MVA thông qua lộ 171 và đồng thời liên lạc cấp điện cho trạm 110kVCan Lộc thông qua xuất tuyến 172 Hưng Đông – Can Lộc Hiện trạm có Pmax

là 171,2MW đạt mức mang tải 78,03% (trong đó cấp cho tỉnh Hà Tĩnh là19,04MW với mức tải là 8,68%)

* Đường dây 500kV và 220kV:

- Đường dây 500kV: Lưới truyền tải 500kV là xương sống của hệ thốngđiện Việt Nam, đóng vai trò quan trọng trong cân bằng năng lượng của toànquốc và ảnh hưởng lớn đến độ tin cậy cung cấp điện của từng miền Trong đó

hệ thống đường dây 500kV trên địa bàn tỉnh Hà Tĩnh sử dụng dây dẫn phânpha mạch kép 4xACSR330 có tổng chiều dài 700km, gồm có xuất tuyến NhoQuan – Hà Tĩnh dài 307km và Hà Tĩnh - Đà Nẵng dài 393km

- Đường dây 220kV: Trên địa bàn tỉnh có 2 đường dây 220kV như sau:

+ Đường dây 220kV Hà Tĩnh – Hưng Đông (Nghệ An) mạch kép, dâydẫn 2xACK300, dài 64km Hiện tại lộ đang mang tải 65,06% với Pmax là145,29MW

+ Đường dây 220kV Hà Tĩnh – Đồng Hới (Quảng Bình), dây dẫnACK300, dài 96km, hiện lộ đang mang tải 83,2% với Pmax là 92,89MW

* Nguồn thủy điện vừa và nhỏ đấu nối lên lưới 110kV và 35kV:

Với địa hình nhiều đồi núi và sông suối nên tỉnh Hà Tĩnh có nhiều tiềmnăng về nguồn thủy điện vừa và nhỏ Hiện nay trên địa bàn tỉnh có 2 nhà máythủy điện đang phát điện thương mại lên lưới điện quốc gia:

+ Thủy điện Hương Sơn: tại xã Sơn Kim I, huyện Hương Sơn, côngsuất lắp máy là 33MW Nhà máy đi vào vận hành và phát lên lưới điện quốcgia thông qua lộ 172 - trạm 110kV Linh Cảm vào đầu năm 2011, đến hếttháng 5/2011 nhà máy đã phát lên lưới điện quốc gia 189.630kWh

+ Thủy điện Hố Hô: xây dựng trên sông Ngàn Sâu, xã Hương Liên,huyện Hương Khê có công suất lắp máy 13MW Đến tháng 4/2010 nhà máy

đã phát điện lên lưới điện quốc gia (tổ máy 1 công suất 7MW) Tuy nhiên trận

lũ tháng 10/2010 gây hư hỏng nặng cho nhà máy và tạm ngừng hoạt động,đến nay nhà thầu đã cơ bản khắc phục được thiệt hại và đang lên phương ántích nước phát điện trở lại lưới điện Quốc Gia

+ Thủy điện Kẻ Gỗ: xây dựng tại huyện Cẩm Xuyên và có công suấtlắp máy 3MW Hiện nay đã phát điện lên lưới 35kV tại thanh cái 35kV trạmtrung gian 35/10kV Cẩm Xuyên, góp phần cung cấp điện cho huyện với côngsuất phát là 3MW.

b Lưới điện phân phối.

Lưới điện tỉnh Hà Tĩnh gồm các cấp điện áp 110, 35, 22, 10 và 6kV:

* Lưới điện 110kV

- Trạm biến áp 110kV: Phụ tải điện của tỉnh được cấp điện từ 5 trạmbiến áp 110kV trên địa bàn tỉnh và trạm 110kV Bến Thủy thuộc tỉnhNghệ An

+ Trạm 110kV Thạch Linh (E18.1): công suất (25+40)MVA, điện áp110/35/22kV đặt tại thành phố Hà Tĩnh Trạm cấp điện cho thành phố HàTĩnh, huyện Cẩm Xuyên và một phần các huyện Thạch Hà, Hương Khê, CanLộc, Lộc Hà Hiện tại trạm đang mang tải 79,82% với Pmax là 43,95MW

+ Trạm 110kV Linh Cảm (E18.2): công suất (16+25)MVA, điện áp110/35/22kV tại huyện Đức Thọ Trạm cấp điện cho một phần phụ tải cáchuyện như Đức Thọ, Hương Sơn, Vũ Quang, Can Lộc và thị xã Hồng Lĩnh.Hiện tại trạm mang tải 77,34% với Pmax là 26,86MW

+ Trạm 110 kV Kỳ Anh (E18.3): công suất 25MVA, điện áp110/35/22kV tại huyện Kỳ Anh Trạm cấp điện cho phụ tải thuộc huyện KỳAnh Hiện trạm đang mang tải 64,22% với Pmax là 13,6MW

+ Trạm 110 kV Can Lộc (E18.4): công suất 25MVA, điện áp110/35/10(22) kV tại huyện Can Lộc Trạm cấp điện cho một phần phụ tải cáchuyện như Can Lộc, Thạch Hà, Nghi Xuân và thị xã Hồng Lĩnh Hiện trạmđang mang tải 97,75% với Pmax là 20,7MW

+ Trạm 110kV Vũng Áng (E18.5): công suất 25MVA, điện áp110/35/22kV tại huyện Kỳ Anh Trạm chuyên dùng cấp điện cho khu kinh tếVũng Áng và các phụ tải phía nam huyện Kỳ Anh Hiện trạm đang ở mức22,67% tải với Pmax là 4,8MW.

+ Trạm 110kV Bến Thủy (E15.7): công suất (1x25+ 1x40) MVA, điện

áp 110/35/22 kV nằm ở thành phố Vinh, tỉnh Nghệ An Trạm cấp điện chủ yếucho các phụ tải của tỉnh Nghệ An và một phần huyện Nghi Xuân (tỉnh HàTĩnh) thông qua lộ 372 Hiện trạm cấp cho tỉnh Hà Tĩnh có Pmax là 7,5MW,với mức mang tải đạt mức mang tải là 13,62%

- Đường dây 110kV: Hiện tại toàn tỉnh có 219,15km đường dây 110kV,

sử dụng dây dẫn chủ yếu là AC có tiết diện từ 150 ÷ 240mm2

+ Đường dây 110kV Hà Tĩnh – Kỳ Anh, dây dẫn AC185, dài 56,2km Lộcấp điện cho trạm 110kV Kỳ Anh, với Pmax là 18,64kW ở mức mang tải 47,47%

+ Đường dây 110kV Kỳ Anh – Vũng Áng, sử dụng dây dẫn AC240 cóchiều dài 11,7km Lộ cấp điện cho trạm 110kV Vũng Áng, với Pmax là 4,8kW

ở mức mang tải 10,22%

+ Đường dây 110kV Hà Tĩnh – Thạch Linh, sử dụng dây dẫn mạch kép2xAC185 có chiều dài 12,3km Lộ cấp điện cho trạm 110kV Thạch Linh, với

Pmax là 44,11kW ở mức mang tải 56,16%

+ Đường dây 110kV Thạch Linh – Can Lộc, sử dụng dây dẫn AC150

có chiều dài 18,4km Lộ cấp điện cho trạm 110kV Can Lộc, với Pmax là24,99kW ở mức mang tải 72,93%

+ Đường dây 110kV Hưng Đông – Can Lộc, sử dụng dây dẫn AC150

có chiều dài 36,3km, với Pmax là 7,95kW ở mức mang tải 23,2%

+ Đường dây 110kV Hưng Đông – Linh Cảm, sử dụng dây dẫn AC150

có chiều dài 33km Lộ cấp điện cho trạm 110kV Linh Cảm, với Pmax là11,09kW ở mức mang tải 32,37%

+ Đường dây 110kV TĐ Hương Sơn – 110kV Linh Cảm, dây dẫnAC185 dài 51,25km Lộ làm nhiệm vụ truyền công suất từ nhà máy TĐHương Sơn lên lưới 110kV thuộc hệ thống điện quốc gia, với Pmax là 33kW ởmức mang tải 84,03%.

* Lưới điện 35, 22, 10 và 6kV

+ Trạm biến áp trung gian: Toàn tỉnh có 9 trạm/16 máyvới công suất

đặt 52,25MW trong đó có 6 trạm/10 máy 35/10kV với công suất đặt35,65MVA; 3 trạm/6 máy 35/6kV với công suất đặt 16,6MVA (trong đó 1trạm/2 máy thuộc công ty sắt Thạch Khê có công suất đặt 9,6MVA)

+ Trạm biến áp phân phối: Hiện toàn tỉnh có 1.992 trạm/2000 máybiến áp phân phối với tổng công suất đặt 400,301MVA Trong đó trạm35/0,4kV có 1065 trạm/1071 máy với tổng công suất đặt 226,711MVA; trạm22/0,4kV có 365 trạm/365 máy với tổng công suất đặt 75,885MVA; trạm10/0,4kV có 509 trạm/511 máy với tổng công suất 88,755MVA; trạm 6/0,4kV

có 49 trạm/49 máy với tổng công suất đặt 8,950MVA

+ Đường dây trung áp 35, 22, 10 và 6kV: Toàn tỉnh hiện có2376,761km đường dây trung áp Trong đó đường dây 35kV là 1413,96km,đường dây 22kV là 272,28km, đường dây 10kV là 634,061km và đường dây6kV là 56,46km

Hình 1.1 Biểu đồ tỷ lệ đường dây trung áp tỉnh Hà Tĩnh

Khối lượng đường dây, trạm biến áp lưới điện tỉnh Hà Tĩnh được thống

I Trạm 500 kV

(MW)

MTải (%)

Nho Quan – Hà Tĩnh ACSR- 307

TT Tên Trạm Loại dây

Chiều dài (km)

Pmax

(MW)

MTải (%)

4 Thạch Linh – Can Lộc AC150 18,4 24,99 72,93

5 Hưng Đông – Can Lộc AC150 36,3 7,95 23,2

6 Hưng Đông – Linh Cảm AC150 33 11,09 32,37

7 TĐ H.Sơn – Linh Cảm AC185 51,25 33 84,03

Nguồn: Báo cáo kỹ thuật_Công ty Điện lực Hà Tĩnh

Bảng 1.2a Khối lượng trạm biến áp trung gian và phân phối hiện có

Đ.dây trên không AC- 95, 70, 50, 35 633,781

Bảng 1.3a Khối lượng đường dây trung áp hiện có trên địa bàn tỉnh

TT Đường dây

trung áp

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

26,62

116,

89 7,48

124,37Khách hàng

6,433

6,433

11,7

8 4,35

16,132

Huyện Thạch

Hà

ĐL quản lý

92,95

92,95

81,5

9 4,87

86,4

6 9,35 9,35Khách hàng

15,678

15,6

78 7,43 7,433

Thị xã Hồng

Lĩnh

ĐL quản lý

57,86

57,86

21,62

21,62

TT Đường dây trung áp

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

125,28

29,77

29,77Khách hàng

9,892

100,

Khách hàng

15,783

97,81

143,6

143,6Khách hàng

6,785

86,18

92,48

92,48Khách hàng

19,587

248,

8 4,55 4,55

27,61

27,61Khách hàng

105,33

105,33

TT Đường dây trung áp

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

ĐD K (km )

Cáp (km )

Tổn g (km )

122,92

104,

25 0,25

104,5Khách hàng

16,801

16,801

31,5

81 0,03

31,61111

8,65

9 0,25

8,90912

Huyện Lộc

Hà

ĐL quản lý 35,6 35,6 25,4 25,4

44,15

44,15

Tổng

1411,38 2,58

1413,96

255,

58 16,7

272,28

633,

781 0,28

634,061

56,46

56,46

Bảng 1.3b Khối lượng đường dây trung áp theo các chi nhánh điện lực

Nguồn: Báo cáo kỹ thuật_Công ty Điện lực Hà Tĩnh

Hình 1.3 Bản đồ lưới điện hiện trạng 500, 220, 110, 35kV tỉnh Hà Tĩnh

Hình 1.4 Sơ đồ hiện trạng nguyên lý lưới điện cao thế tỉnh Hà Tĩnh

Hình 1.5 Tính toán trào lưu công suất năm 2011 - Mùa khô

Hình 1.6 Tính toán trào lưu công suất năm 2011 - Mùa mưa

1.2.ĐÁNH GIÁ TÌNH HÌNH THỰC HIỆN QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC GIAI ĐOẠN TRƯỚC (Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Hà Tĩnh giai đoạn 2006-2010 có xét đến 2015)

1.1.2 Tình hình cung cấp điện, tốc độ tăng trưởng trong thực tế và

2006 - 2011

Nguồn: Công ty Điện lực Hà Tĩnh Năm 2011

Hình 1.7 Biểu đồ phụ tải mùa hè và mùa đông của tỉnh Hà Tĩnh năm 2011

Biểu đồ phụ tải ngày đêm điển hình mùa khô và mùa mưa cho thấy phụ tảiđỉnh rơi vào khoảng từ 16h đến 21h, đồ thị còn cho thấy sự chênh lệch giữa thấpđiểm cao điểm tương đối lớn (vào mùa hè gấp 3,29 lần và mùa đông là 3,9 lần).Nguyên nhân là do tỷ trọng sử dụng điện trong lĩnh vực tiêu dùng dân cư caochiếm 70,53% năm 2011, trong khi ngành công nghiệp xây dựng đang chiếmchiếm tỷ lệ thấp là 22,19%

Bảng 1.5 So sánh cơ cấu tiêu thụ điện năng giữa thực tế và dự báo

thực hiện (%)

Giá trị 2010

Tỷ lệ (%)

Giá trị 2010

Tỷ lệ (%)

Tỷ lệ (%)

Giá trị 2010

Tỷ lệ (%)

bình quân đầu người

(kWh/người,năm)

VII Tỷ lệ số hộ sử dụng

Nguồn: Báo cáo của Công ty điện lực Hà Tĩnh

Tỷ lệ điện thương phẩm của tỉnh năm 2010 chỉ đạt 38,2% so với dự báonăm 2010 của giai đoạn quy hoạch trước Nguyên nhân chủ yếu là do dự báo nhucầu điện của ngành công nghiệp – xây dựng ở mức rất cao, đặc biệt là dự báocho các dự án trong khu kinh tế Vũng Áng như nhà máy thép Vũng Áng là50MW, Khu công nghiệp nhà máy nhiệt điện Vũng Áng là 30MW và 25MW chocác dự án còn lại; Khu mỏ sắt Thạch Khê với khu công nghiệp khai thác mỏ30MW và cụm công nghiệp sắt Thạch Khê 20MW chiếm 58% nhu cầu trong kếtquả dự báo cho toàn tỉnh vào năm 2010 Tuy nhiên đến nay các dự án này vẫnchưa đi vào hoạt động sản xuất, chỉ đang dừng lại ở giai đoạn xây dựng thi công

cơ sở hạ tầng như với KKT Vũng Áng đến nay tiêu thụ điện chỉ phục vụ quátrình xây dựng còn điện cho sản xuất rất ít (4,8 MW) Ngoài ra việc lấp đầy cáckhu cụm công nghiệp còn lại trên địa bàn tỉnh cũng diễn ra rất chậm

Bình quân điện năng tính theo đầu người của tỉnh năm 2010 là314kWh/người/năm bằng khoảng 20% so với cả nước tính đến năm 2010

1.3 Đánh giá việc thực hiện chương trình phát triển nguồn và lưới điện

Bảng 1.6 Khối lượng thực hiện việc XDCB lưới điện tỉnh Hà Tĩnh

Nguồn: Báo cáo của Công ty điện lực Hà Tĩnh

Bảng 1.7 So sánh khối lượng XD đã thực hiện với QH lập năm 2007

T

KL dự kiến 2007- 2010

KL thực hiện 2007- 2010

KL dự kiến 2007- 2010

KL thực hiện 2007- 2010

Cải tạo, nâng công

III TBA xây dựng mới

KL dự kiến 2007- 2010

KL thực hiện 2007- 2010

Tỷ lệ

%

so sánh

Nguồn: Báo cáo của Công ty điện lực Hà Tĩnh

Bảng 1.8 Danh mục khối lượng xây dựng mới và cải tạo lưới điện cao thế 220kV, 110kV giai đoạn quy hoạch trước không thực hiện được

Nhánh rẽ 220kV Thép Vũng Áng Loại dây/km 2xACK300/24

B Lưới điện 110kV

1 Trạm biến áp 110kV

Trạm 110kV Hương Sơn Trạm/Máy/MVA 1/2/'50

TT Hạng mục XD Đơn vị Dự Kiến

2006-2010

Lắp máy T2 trạm 110kV Can Lộc Máy/MVA 25

Lắp máy T2 trạm 110kV Kỳ Anh Máy/MVA 25

2

Dự kiến xây dựng mới đường

dây

ĐD 110kV Thép Vũng Áng-Kỳ

Nguồn: Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Hà Tĩnh giai đoạn 2006-2010 có xét đến 2020

Bảng so sánh 1.8 cho thấy trong giai đoạn 2007 – 2010 toàn tỉnh chỉ xâydựng mới thêm được 1 trạm 110kV (trạm 110kV Vũng Áng – 40MVA) đạt10,36% so với khối lượng đề ra, cải tạo nâng công suất được 2 trạm 110kV (nângcông suất máy T1 trạm 110kV Thạch Linh từ 25MVA lên 40MVA và lắp máy T2trạm 110kV Linh Cảm với công suất 16MVA) đạt 62,22% Xây dựng mới được62,95km đường dây 110kV đạt 76,76% so với khối lượng quy hoạch Các hạngmục công trình 220kV đều không được thực hiện Như vậy tỷ lệ thực hiện quyhoạch đối với cấp 110kV và 220kV là rất thấp Nguyên nhân do các phụ tải lớnnhư nhà máy thép Vũng Áng, khu công nghiệp nhà máy nhiệt điện Vũng Áng,khu mỏ sắt Thạch Khê và cụm công nghiệp sắt Thạch Khê đã không đưa vào hoạtđộng sản xuất như dự kiến , do đó các công trình xây dựng phục vụ cấp điện cho cácphụ tải này không được thực hiện

Đối với các trạm trung gian trên địa bàn tỉnh có phát triển thêm một trạmtrung gian chuyên dùng là trạm trung gian Thạch Khê cấp điện cho mỏ sắt ThạchKhê (thay cho trạm 110kV Thạch Khê), còn các trạm trung gian vẫn được giữ nguyên

Đối với lưới phân phối, khối lượng xây mới và cải tạo trạm biến áp đạt71,27% so với kế hoạch Trong đó trạm 35/0,4kV đạt 101,6%, cải tạo cấp 6kV và10kV lên 22kV, cũng như xây mới 22/0,4kV đạt 58,36% Sở dĩ khối lượng xâymới trạm phân phối đạt được như vậy là do được hỗ trợ từ dự án ReII, Jbic vàOPEC cấp điện cho vùng nông thôn và miền núi Ngoài ra bảng 1.13 còn chothấy trong quá trình phát triển lưới, điện lực Hà Tĩnh đã chú trọng phát triển lưới22kV, 35kV, còn lưới 6kV và 10kV được chuyển đổi dần sang cấp điện áp22kV.Về lưới hạ áp khối lượng thực hiện đạt 63% trong đó có một phần do thựchiện các dự án ReII, Jbic và điện khí hóa lưới điện nông thôn.

Lưới 35kV hiện tại chiếm vai trò quan trọng trong cung cấp điện cho tỉnh

Hà Tĩnh, nó vừa là lưới truyền tải cung cấp điện cho các trạm trung gian, vừa làlưới phân phối cho các trạm biến áp phân phối

Lưới điện 22kV gồm có 7 lộ sau trạm 110kV Thạch Linh, chủ yếu cungcấp cho khu vực thành phố Hà Tĩnh, và một phần các huyện Thạch Hà, CanLộc,.Trong thời gian qua lưới điện 22kV phát triển nhanh, đến hiện tại có272,28km đường dây và 365 máy biến áp 22/0,4kV chiếm 18,96% dung lượngtrạm biến áp toàn tỉnh

Lưới 10kV sau các trạm 110kV và các lộ sau các trạm trung gian, cungcấp cho hầu như tất cả các huyện trong tỉnh Đa số lưới 10kV vận hành đã lâu,chắp vá, sử dụng dây dẫn AC-70, 50 nên tổn thất lưới điện cao và độ tin cậy

cung cấp điện thấp Trong giai đoạn này cần có biện pháp cải tạo những lộ có tổnthất công suất lớn.

Lưới điện 6kV sau các trạm trung gian Đức Thọ và Linh Cảm, cấp điệncho các trạm biến áp phân phối của 2 huyện trên Lưới 6kV vận hành đã lâu,chắp vá, nhiều chủng loại dây và bán kính cấp điện dài gây tổn thất công suất vàtổn thất điện áp lớn đặc biệt các lộ 6kV sau trạm trung gian Đò Trai và TG Linhcảm, cần có biện pháp cải tạo lưới điện trong thời gian tới sang vận hành ở cấpđiện áp phù hợp

+ Về tình hình sự cố

Bảng 1.9 Tổng hợp sự cố qua các năm và so sánh ST

T

Loại sự

cố

Năm 2009

Năm 2010

Năm 2011

Tổng

Nguồn: Báo cáo của Công ty Điện lực Hà Tĩnh năm 2011

Theo thống kê của Công ty Điện lực Hà Tĩnh sự cố phần lớn diễn ra trên lướiđiện trung áp với hầu hết là các sự cố thoáng qua Phân tích nguyên nhân gây nên sự

cố như sau:

Nguyên nhân khách quan:

+ Lưới điện được xây dựng từ lâu, các thiết bị điện đi kèm như máy biến

áp, cột, xà ,sứ và dây dẫn bắt đầu xuống cấp dẫn đến sự cố trên lưới điện tăngcao như các sự cố vỡ sứ, hỏng cách điện và độ võng của dây lớn dẫn đến ngắnmạch thoáng qua khi thời tiết khắc nghiệt

+ Với địa hình đồi núi nhiều cây cối nên hành lang tuyến chưa được đảmbảo an toàn, khả năng vận hành lưới khó khăn như: Cây cối chạm, đổ vào đườngdây gây hư hỏng lưới điện và gây tổn thất trên lưới cao

+ Ngoài ra với đặc thù có đường bờ biển dài, không khí nhiệm mặn và tồn tạinhiều sương muối, nên thiết bị và dây dẫn điện bị oxi hóa nhanh làm hỏng cáchđiện và thiết bị

Nguyên nhân chủ quan :

+ Do địa hình đồi núi, bán kính cấp điện rộng nên quá trình kiểm tra vàvận hành lưới điện không được chú trọng thường xuyên

1.5.NHẬN XÉT CHUNG

- Hiện nay tỉnh Hà Tĩnh được cung cấp điện chủ yếu từ trạm 125MVA Hà Tĩnh, 220/110kV - 2x125MVA Hưng Đông, hiện cả 2 trạm biến ápđang vận hành ở mức mang tải bình thường

220/110kV Lưới điện 110kV trên địa bàn tỉnh gồm 219,15km đường dây 110kV cấpđiện cho 5 trạm biến áp 110kV với tổng công suất đặt 196MVA Hiện tại, lướiđiện 110kV đang vận hành bình thường, đặc biệt huyện Nghi Xuân đang nhậnđiện từ lộ 372 - 110kV Bến Thủy với Pmax là 7,5MW Các trạm 110kV đều đang

có đầu phân áp 22kV, thuận lợi cho việc xây dựng mới và cải tạo lưới điện tỉnh

Hà Tĩnh sang vận hành ở cấp 22kV trong giai đoạn tới

- Lưới điện trung áp trên địa bàn tỉnh gồm các cấp điện áp 35kV, 22kV,10kV, 6kV trong đó:

+ Lưới 35kV: Tổng chiều dài của đường dây 35kV là 1413,96km chiếm59,49% tổng chiều dài đường dây trung thế, với 1065 trạm/1071 máy 35/0,4kV

có tổng công suất lắp đặt là 226,711MVA, lưới 35kV cũng cấp điện cho 6

trạm/10 máy biến áp 35/10kV với công suất 35,65MVA, 3 trạm/6 máy biến áp35/6kV với tổng công suất đặt 16,6MVA Lưới điện 35kV hiện đang có mặt tại hầuhết các huyện của tỉnh Hà Tĩnh.

+ Lưới 22kV: Tổng chiều dài đường dây 22kV là 272,28km chiếm 11,46%tổng chiều dài đường dây trung áp, với 365 trạm/365 máy 22/0,4kV với tổngcông suất lắp đặt là 75,885MVA Lưới điện 22kV hiện đang chiếm tỷ lệ nhỏ, hiệnnay chỉ có huyện Thạch Hà và thành phố Hà Tĩnh có cấp điện áp 22kV

+ Lưới 10kV: Tổng chiều dài đường dây 10kV là 634,061km chiếm26,68% tổng chiều dài đường dây trung thế, với 509 trạm/511 máy 10/0,4kV cótổng công suất lắp đặt là 88,755MVA Lưới điện 10kV hiện đang chiếm tỷ lệnhỏ, tập trung chủ yếu sau ở các huyện có địa hình đồi núi và có bán kính cấpđiện lớn như Can Lộc, Cẩm Xuyên, Hương Sơn và Hương Khê

+ Lưới 6kV: Tổng chiều dài đường dây 6kV là 56,15km chiếm 2,36%tổng chiều dài đường dây trung thế, với 49 trạm/49 máy 6/0,4kV có tổng côngsuất lắp đặt là 8,950MVA Lưới điện 6kV hiện đang chiếm tỷ lệ rất nhỏ, tậptrung chủ yếu sau trạm trung gian Đò Trai và Linh Cảm, tập trung chủ yếu tạihuyện Đức Thọ và thị xã Hồng Lĩnh Trong giai đoạn tới cần triệt để cải tạo lướiđiện 6kV sang vận hành ở cấp điện áp phù hợp nhằm giảm tổn thất và vận hànhhiệu quả

- Lưới điện hạ áp trên địa bàn tỉnh có tổng cộng 3261,97km, sử dụng lưới 3pha 4 dây, gồm nhiều chủng loại: A, AC Bán kính lưới hạ áp trung bình gần1200m, có nơi trên 1500m Ngoài ra, trên cùng một tuyến có nhiều chủng loại, tiếtdiện khác nhau, nhiều mối nối, chắp vá, làm giảm độ tin cậy cung cấp điện và tăngđáng kể lượng tổn thất kỹ thuật cho lưới điện, tổn thất điện năng trên lưới hạ áp hiện

ở mức trung bình trên 14%

- Sản lượng điện thương phẩm của tỉnh năm 2009 đạt 379 triệu kWh, năm

2010 đạt 386,39 triệu kWh và năm 2011 là 436,28 triệu kWh đạt tốc độ tăngtrưởng trung bình của điện thương phẩm giai đoạn 2005 – 2011 đạt 9,44%/năm,

Pmax toàn tỉnh năm 2010 đạt 97,75MW và đến năm 2011 là 105,5MW

Tóm lại, lưới điện trên địa bàn tỉnh Hà Tĩnh giai đoạn vừa qua, cơ bản đápứng được yêu cầu cung cấp điện phục vụ phát triển kinh tế - xã hội của tỉnh Cáctrạm 110kV được phân bố dọc theo quốc lộ 1A với các trung tâm phụ tải ở vùngđồng bằng nên việc cấp điện cho huyện miền núi còn gặp nhiều khó khăn, gâytổn thất trong vận hành lớn Lưới trung áp còn tồn tại nhiều cấp điện áp, tốc độchuyển đổi về lưới 22kV chậm, trên địa bàn tỉnh đang sử dụng nhiều trạm biến

áp trung gian 35/10kV và 35/6kV với tổng dung lượng khá lớn Bán kính cấpđiện của lưới điện hạ áp ở một số khu vực tương đối dài, gây tổn thất điện áp vàtổn thất điện năng lớn

điều kện kinh tế thị trường” góp một phần hướng đến tìm giải pháp sao choviệc chi phí cho đầu tư cho lưới điện và giảm tổn thất điện năng là có hiệu quảnhất về kinh tế nhưng vẫn đảm bảo đáp ứng tình hình phát triển lưới điện tronggiai đoạn hiện nay và trong những năm tới Từ bảng 1.7 cho ta thấy khối lượngxây dựng đường dây trung áp là lớn nhất trong tất cả các lưới điện, điển hìnhphần trạm biến áp thì khối lượng xây dựng trạm biến áp 35/0,4 kV mới lớn nêntrong đồ án này tôi chọn xây dựng một đường dây 35kV mới để cấp điện chokhu vực huyện Lộc Hà, tỉnh Hà Tĩnh

Chương 2 CHI PHÍ CHO LƯỚI ĐIỆN VÀ CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

2.1.CÁC LOẠI CHI PHÍ CHO LƯỚI ĐIỆN

Để lưới điện ra đời và làm việc tốt đến khi hỏng (hết tuổi thọ n năm) cầnphải có các chi phí:

1 Vốn đầu tư ban đầu

2 Chi phí hoạt động và bảo dưỡng hàng năm Đó là 2 chi phí trực tiếp bắtbuộc cho lưới điện

Ngoài ra doanh nghiệp điện và xã hội còn phải chịu các chi phí kéo theo:

3 Chi phí cho tổn thất công suất và tổn thất điện năng

4 Chi phí do điện năng không được cấp cho phụ tải vì lý do sự cố hayngừng điện kế hoạch đường dây điện, gọi là chi phí do độ tin cậy cung cấp điện.Chi phí 3 cho tổn thất công suất và điện năng là chi phí khá lớn, phải tính đếncho mọi tính toán lưới điện Chi phí 4 có thể tính đến, cũng có thể không tính tuỳtrường hợp cụ thể

1.1.4 Chi phí vốn đầu tư ban đầu V 0 [đ]

Vốn đầu tư ban đầu để xây dựng đường dây:

' ''

V = +K K L K F L+

(2.1)Trong đó K[đ] là thành phần không phụ thuộc, K' [đ/km] phụ thuộc

độ dài đường dây còn K'' [đ/km.mm2 ] phụ thuộc độ dài và tiết diện dây.L[km] là độ dài đường dây

Trong quá trình hoạt động, đường dây bị hao mòn dần cho đến khi hỏng

hoàn toàn, hết tuổi thọ đường dây điện bị phá bỏ Để bảo toàn vốn ban đầu nayngười ta phải để ra mỗi năm một số tiền sao cho khi đường dây điện hết tuổithọ có đủ tiền làm đường dây điện mới Như vậy là vốn ban đầu được bảo toàn.Công việc này gọi là khấu hao đường dây điện (ký hiệu KH) Có nhiều cáchkhấu hao nhưng hay dùng nhất là khấu hao đều, số tiền để ra hàng năm như nhau

D - Mức khấu hao hàng năm;

V0 – Giá trị ban đầu của tài sản

SV – giá trị còn lại của TSVĐ

n – thời kỳ tính khấu hao hay tuổi thọ của TSCĐ theo quy đinh ( năm)

1.1.5 Chi phí hoạt động và bảo dưỡng HB t [đ]

Chi phí cho hoạt động và bảo dưỡng, bao gồm trả lương, vật tư, thiết bịthay thế, nhiên liệu, không gian Chi phí này phụ thuộc vào lượng và chất củathiết bị công trình Chất lượng thiết bị cao thì chi phí vốn cao và chi phí bảoquản sẽ nhỏ Nếu không có số liệu cụ thể thì chi phí HBt có thể tính theo %của vốn đầu tư