Luận văn Đánh giá hiệu quả chuyển đổi lưới điện trung áp của Việt Nam về cấp điện áp 22kv giai đoạn 1994 - 2020 và những giải pháp thực hiện. áp dụng cải tạo và phát triển lưới điện trung áp thành phố Sơn Tây- tỉnh Hà Tây giai đoạn đến 2015

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƢỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP ---------------------------------- LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT NGÀNH: THIẾT BỊ, MẠNG VÀ NHÀ MÁY ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CHUYỂN ĐỔI LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP CỦA VIỆT NAM VỀ CẤP ĐIỆN ÁP 22KV GIAI ĐOẠN 1994 - 2020 VÀ NHỮNG GIẢI PHÁP THỰC HIỆN. ÁP DỤNG CẢI TẠO VÀ PHÁT TRIỂN LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ SƠN TÂY- TỈNH HÀ TÂY GIAI ĐOẠN ĐẾN 2015 PHƢƠNG VĂN HẢI THÁI NGUYÊN 2008 ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƢỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP ---------------------------------- LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT NGÀNH: THIẾT BỊ, MẠNG VÀ NHÀ MÁY ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CHUYỂN ĐỔI LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP CỦA VIỆT NAM VỀ CẤP ĐIỆN ÁP 22KV GIAI ĐOẠN 1994 - 2020 VÀ NHỮNG GIẢI PHÁP THỰC HIỆN. ÁP DỤNG CẢI TẠO VÀ PHÁT TRIỂN LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ SƠN TÂY- TỈNH HÀ TÂY GIAI ĐOẠN ĐẾN 2015 Học viên: Phƣơng Văn Hải Ngƣời HD khoa học: PGS.TS Đặng Quốc Thống THÁI NGUYÊN 2008 ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN CỘNG HOÀ Xà HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM TRƢỜNG ĐHKT CÔNG NGHIỆP Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ****** ---------------***-------------- THUYẾT MINH LUẬN VĂN THẠC SĨ KĨ THUẬT ĐỀ TÀI: ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CHUYỂN ĐỔI LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP CỦA VIỆT NAM VỀ CẤP ĐIỆN ÁP 22KV GIAI ĐOẠN 1994 - 2020 VÀ NHỮNG GIẢI PHÁP THỰC HIỆN. ÁP DỤNG CẢI TẠO VÀ PHÁT TRIỂN LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ SƠN TÂY- TỈNH HÀ TÂY GIAI ĐOẠN ĐẾN 2015 Học viên: Phƣơng Văn Hải LỚP: CH - K8 Chuyên ngành: Thiết bị, Mạng và Nhà máy Ngƣời HD khoa học: PGS.TS Đặng Quốc Thống Ngày giao đề tài: 01/11/2007 Ngày hoàn thành: 30/4/2008 KHOA ĐT SAU ĐẠI HỌC NGƢỜI HƢỚNG DẪN HỌC VIÊN LỜI CAM ĐOAN Tôi cam đoan công trình nghiên cứu này là của tôi. Các số liệu và kết quả đƣợc nêu trong luận văn là trung thực và chƣa đƣợc công bố trong công trình khác. Tôi xin bày tỏ lời cảm ơn sâu sắc tới các tác giả của các công trình nghiên cứu, các tác giả của các tài liệu mà tôi trích dẫn, tham khảo để hoàn thành luận văn này. Ngày 30 tháng 4 năm 2008 Tác giả luận văn Phƣơng văn Hải Lêi c¶m ¬n Tác giả xin chân thành cảm ơn sâu sắc đến Thầy giáo PGS.TS Đặng Quốc Thống Ngƣời thầy giáo mẫu mực, tâm huyết tận tụy với nghề, với sự nghiệp phát triển giáo dục cũng nhƣ trong công cuộc công nghiệp hoá, hiện đại hoá đất nƣớc. Ngƣời đã quan tâm, giúp đỡ để tác giả xây dựng và hoàn thành bản luận văn này. Tác giả xin chân thành cảm ơn các thầy giáo, cô giáo trong Bộ Môn Hệ Thống Điện - Trƣờng Đại Học Bách Khoa Hà Nội, các anh chị công tác tại Ban nguồn, Ban lƣới, Ban kinh doanh của -Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam đã giúp đỡ, tạo điều kiện thuận lợi trong thời gian tác giả thực hiện luận văn. Mặc dù đã có cố gắng rất nhiều trong việc nghiên cứu, học hỏi nhƣng vì thời gian có hạn, vấn đề nghiên cứu khá phức tạp nên bản luận văn này không tránh khỏi thiếu sót. Tác giả mong muốn nhận đƣợc sự đóng góp ý kiến của các thầy giáo, cô giáo và các bạn đồng nghiệp. Xin chân thành cảm ơn ! Tác giả luận văn Phƣơng văn Hải Danh môc c¸c ký hiÖu, c¸c ch÷ viÕt t¾t STT ViÕt t¾t DiÔn gi¶i 1 TBA Tr¹m biÕn ¸p 2 §DK §•êng d©y trªn kh«ng 3 MBA M¸y biÕn ¸ p 4 Km Ki lô mét 5 B/C Chỉ tiêu tỉ số lợi nhuận / chi phí 6 TP Thời gian hoà vốn 7 IRR Tỷ lệ hoàn vốn nội tại 8 NPV Chỉ tiêu hiện tại của lãi ròng 9 LRMC Chi phí biên dài hạn 10 GDP Tốc độ tăng trƣởng kinh tế 11 KW Ki lô oát 12 MW Mê ga oát 13 KVA Ki lô vôn ăm pe 14 MVA Mê ga vôn ăm pe 15 Pmax Công suất tác dụng cực đại 16 ∆U Tổn thất điện áp 17 KV Ki lô vôn DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1-1 Công suất thiết kế các nhà máy điện tính đến 31/12/2006 Việt Nam. Bảng 1-2 Sản lƣợng điện sản xuất theo nguồn tính đến 31/12/2006 Việt Nam. Bảng 1-3 Thống kê khối lƣợng đƣờng dây cao áp , siêu cao áp Việt Nam. Bảng 1-4a Thống kê khối lƣợng trạm biến áp cao áp , siêu cao áp Việt Nam. Bảng1-4b Tổng hợp hiện trạng khối lƣợng lƣới điện trung áp Việt Nam (12/2006) Bảng 1-5 Tốc độ tăng trƣởng GDP trong giai đoạn 1998 ÷ 2007 Việt Nam. Bảng 1-6 Kịch bản phát triển kinh tế đến năm 2020 Việt Nam. Bảng 1-7 Tống hợp kết quả dự báo phát triển dân số giai đoạn 2003÷ 2020 Việt Nam Bảng 1- 8 Dự báo nhu cầu điện toàn quốc đến 2010 Việt Nam. Bảng 1-9 Tổng hợp khối lƣợng xây dựng lƣới trung áp giai đoạn 2006÷2020 Việt Nam. Bảng 2.1Tỷ lệ tổn thất điện năng lƣới điện trung áp Việt Nam các năm qua. Bảng 2. 2 Thống kê sự cố lƣới điện trung áp qua các năm của Việt Nam. Bảng 2-3 Tổng hợp quá trình phát triển lƣới điện trung áp Việt Nam: Bảng 2-4 So sánh tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm và lƣới trung áp: Bảng 3.1 Tổng hợp khối lƣợng lƣới trung áp Quận Hoàn Kiếm. Bảng 3.2 Hiện trạng tải và tổn thất điện áp các tuyến đƣờng dây Q Hoàn Kiếm. Bảng 3.3 Dự báo nhu cầu điện, dung lƣợng TBA phân phối đến năm 2020 Quận Hoàn Kiếm. Bảng 3.4 Nguồn cấp cho Quận Hoàn Kiếm Phƣơng án I. Bảng 3.5 Nguồn cấp điện cho Quận Hoàn Kiếm phƣơng án III. Bảng 3.6 Tổng hợp kết quả tính toán các phƣơng án Quận Hoàn Kiếm. Bảng 3.7 Tổng hợp khối lƣợng trung áp Quận Phú Nhuận. Bảng 3. 8 Hiện trạng tải , tổn thất điện áp các đƣờng dây 15kV Quận Phú Nhuận. Bảng 3.9 Dự báo nhu cầu điện, dung lƣợng TBA phân phối đến năm 2020 Quận Phú Nhuận. Bảng 3.10 Nguồn cấp điện cho Quận Phú Nhuận Phƣơng án I. Bảng 3.11 Nguồn cấp điện của Quận Phú Nhuận phƣơng án II: Bảng 3. 12 Tổng hợp kết quả tính toán các phƣơng án Quận Phú Nhuận. Bảng 3.13 Tổng hợp khối lƣợng lƣới trung áp huyện Đông Hƣng. Bảng 3.14 Hiện trạng các tuyến đƣờng dây cấp điện cho huyện Đông Hƣng Bảng 3.15 Dự báo nhu cầu điện, dung lƣợng TBA phân phối đến năm 2020 huyện Đông Hƣng. Bảng 3.16 nguồn cấp điện cho huyện Đông Hƣng phƣơng án II. Bảng 3.17 Nguồn cấp điện cho huyện Đông Hƣng, phƣơng án III: Bảng 3.18 Tổng hợp kết quả tính toán các phƣơng án huyện Đông Hƣng: Bảng 3.19 Tổng hợp khối lƣợng điện trung áp huyện Diên Khánh. Bảng 3. 20 Hiện trạng các tuyến đƣờng dây cấp điện cho huyện Diên Khánh. Bảng 3.21. Dự báo nhu cầu điện, dung lƣợng TBA phân phối đến 2020 huyện Diên Khánh. Bảng 3.22 Nguồn cấp điện cho Huyện Diên Khánh phƣơng án III: Bảng 3.23 Tổng hợp kết quả tính toán các phƣơng án huyện Diên Khánh. Bảng 3.24 Tổng hợp khối lƣợng lƣới điện trung áp Huyện Vị Xuyên. Bảng 3.25 Hiện trạng các tuyến đƣờng dây cấp điện cho Huyện Vị Xuyên. Bảng 3.26 Dự báo nhu cầu điện, dung lƣợng TBA phân phối đến năm 2020 Huyện Vị Xuyên. Bảng 3.27 Nguồn cầp điện cho Huyện Vị Xuyên phƣơng án I Bảng 3.28 Nguồn cấp điện cho Huyện Vị Xuyên phƣơng án II: Bảng 3.29 Nguồn cấp điện cho Huyện Vị Xuyên phƣơng án III Bảng 3. 30 Tổng hợp kết quả tính toán các phƣơng án Huyện Vị Xuyên. Bảng 3. 31 Tổng hợp khối lƣợng lƣới điện trung áp Huyện Krông Nô. Bảng 3. 32 Hiện trạng các tuyến đƣờng dây cấp điện cho Huyện Krông Nô. Bảng 3.33 Dự báo nhu cầu điện, dung lƣợng TBA phân phối đến năm 2020 Huyện Krông Nô. Bảng 3.34 Nguồn cấp điện cho Huyện Krông Nô phƣơng án I. Bảng 3.35 Nguồn cấp điện cho Huyện Krông Nô phƣơng án II. Bảng 3.36 Nguồn cấp điện cho Huyện Krông Nô phƣơng án III. Bảng 3.37 Tổng hợp kết quả tính toán các phƣơng án Huyện Krông Nô. Bảng 4.1 Các dạng trạm nguồn áp dụng trong giai đoạn quá độ. Bảng 4.2 Các dạng TBA phân phối áp dụng trong giai đoạn quá độ. Bảng 5.1 Kết quả thực hiện nhiệm vụ kinh tế - xã hội năm 2006 TP Sơn Tây. Bảng 5.2 Một số chỉ tiêu kinh tế - xã hội tổng hợp giai đoạn đến 2015 TP Sơn Tây. Bảng 5.3 Hiện trạng đƣờng dây trung áp TP Sơn Tây. Bảng 5.4 Hiện trạng trạm biến áp trung áp TP Sơn Tây. Bảng 5. 5 Kết quả tính toán nhu cầu điện các phụ tải toàn thành phố Sơn Tây. Bảng 5.6 Tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm hàng năm TP Sơn Tây. Bảng 5.7 So sánh điện thƣơng phẩm Thành phố Sơn Tây với Tỉnh Hà Tây. Bảng 5.8 Phân vùng phụ tải Thành Phố Sơn Tây đến 2015 . Bảng 5.9 Khối lƣợng cải tạo TBA phân phối Thành Phố Sơn Tây đến 2015: Bảng 5.10 Tổng hợp nhu cầu vốn đầu tƣ giai đoạn đến năm 2015 TP Sơn Tây. DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ Hình 1-1 Cơ cấu nguồn theo công suất đặt. Hình 1-2 Tỷ trọng nguồn theo sản lƣợng điện. Hình 1-3 Biểu đồ tỷ trọng các đƣờng dây áp trung áp toàn quốc. Hình 1-4 Biểu đồ tỷ trọng các trạm biến áp lƣới trung áp toàn quốc. Hình 1.5 Đồ thị tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm 1997-2006 Việt Nam Hình 2.1 Biểu đồ tình trạng các cấp điện áp lƣới trung áp khu vực miền Bắc . Hình 2.2 Biểu đồ tỷ trọng các cấp điện áp trung áp khu vực miền Nam. Hình 2.3 Biểu đồ tỷ trọng các cấp điện trung áp khu vực miền Trung. MỤC LỤC Trang MỞ ĐẦU 1 Chƣơng I: Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam. 1.1 Hiện trạng nguồn điện . 4 1.2 Hiện trạng lƣới điện . 8 1.2.1 Hệ thống truyền tải . 8 1.2.2 Hệ thống lƣới phân phối . 10 1.3 Nhu cầu tăng trƣởng phụ tải . 12 1.3.1 Hiện trạng phát triển kinh tế - xã hội . 12 1.3.2 Phƣơng hƣớng phát triển kinh tế - xã hội đến năm 2020. 13 1.3.3 Tổng quan về nhu cầu điện và khối lƣợng xây dựng lƣới điện trung áp đến năm 2020 của Việt Nam 13 Chƣơng II: Hiện trạng lƣới điện trung áp Việt Nam. 2.1 Hiện trạng lƣới điện trung áp (miền Bắc, Trung, Nam). 16 2.1.1 Lƣới điện trung áp khu vực miền Bắc. 16 2.1.1.1 Đặc điểm chung . 16 2.1.1.2 Lƣới điện trung áp ở một số khu vực điển hình. 18 2.1.2 Lƣới điện trung áp khu vực miền Nam . 21 2.1.2.1 Đặc điểm chung. 21 2.1.2.2 Lƣới điện trung áp một số khu vực điển hình. 22 2.1.3 Lƣới điện trung áp khu vực miền Trung . 23 2.1.3.1 Đặc điểm chung. 24 2.1.3.2 Lƣới trung áp ở các khu vực điển hình . 25 2.1.4 Tổn thất điện năng lƣới điện trung áp các năm qua. 27 2.1.5 Thống kê tình hình sự cố lƣới điện trung áp. 28 2.2 Quá trình thực hiện chuyển đổi lƣới trung áp thành cấp 22 KV. 29 2.2.1 Kết quả thực hiện. 29 2.2.2 Những khó khăn cần khắc phục . 32 2.3 Kết luận và kiến nghị 33 Chƣơng III: Đánh giá hiệu quả của việc chuyển đổi lƣới điện trung áp về cấp 22KV trong giai đoạn vừa qua, phƣơng hƣớng phát triển đến năm 2020. 3.1 Phƣơng pháp luận, công cụ đánh giá hiệu quả kinh tế- kĩ thuật. 35 3.1.1 Tiêu chuẩn kỹ thuật. 35 3.1.2 Tiêu chuẩn kinh tế . 35 3.1.2.1 Chỉ tiêu tỉ số lợi nhuận / chi phí (B/C). 36 3.1.2.2 Thời gian hoà vốn (TP) 36 3.1.2.3 Tỷ lệ hoàn vốn nội tại ( IRR ) . 37 3.1.2.4 Chỉ tiêu hiện tại của lãi ròng (NPV) . 38 3.1.2.5 Chi phí biên dài hạn (LRMC). 39 3.1.3 Phƣơng pháp nghiên cứu trong đề tài . 40 3.1.4 Những lý thuyết và công cụ sử dụng đánh giá. 41 3.1.4.1 Dự báo nhu cầu phụ tải . 41 3.1.4.2 Tóm tắt nội dung một vài phƣơng pháp dự báo nhu cầu điện. 41 3.1.5 Xây dựng hàm chi phí tính toán hàng năm cho lƣới điện trung áp. 43 3.1.5.1 Một vài giả thiết khi tính toán. 43 3.1.5.2 Tổng vốn đầu tƣ để xây dựng hệ thống cung cấp điện. 44 3.1.5.3 Chi phí vận hành bảo dƣỡng . 44 3.1.5.4 Chi phí tổn thất điện năng . 44 3.1.6 Các điều kiện đƣa vào sử dụng đánh giá. 45 3.1.6.1 Đơn giá xây dựng. 45 3.1.6.2 Giá điện . 45 3.1.6.3 Hệ số chiết khấu, năm gốc quy đổi . 45 3.1.6.4 Thời gian sử dụng công suất lớn nhất và thời gian tổn thất công suất lớn nhất. 45 3.2 Tính toán hiệu quả các phƣơng án cải tạo lƣới trung áp giai đoạn đến 2020 cho một số khu vực điển hình. 46 3.2.1 Tính toán cho khu vực mật độ phụ tải cao. 48 3.2.1.1 Tính toán cho khu vực quận Hoàn Kiếm. 48 3.2.1.2 Tính toán cho khu vực Quận Phú Nhuận. 55 3.2.1.3 Nhận xét về kết quả tính toán cho các khu vực có mật độ phụ tải cao. 59 3.2.2 Tính toán cho khu vực có mật độ phụ tải trung bình. 60 3.2.2.1 Tính toán cho khu vực huyện Đông Hƣng. 60 3.2.2.2 Tính toán cho khu vực huyện Diên Khánh . 66 3.2.2.3 Nhận xét kết quả tính toán khu vực mật độ phụ tải trung bì nh. 71 3.3.3 Tính toán cho khu vực có mật độ phụ tải thấp. 73 3.2.3.1 Tính toán cho Huyện Vị Xuyên - Tỉnh Hà Giang. 73 3.2.3.2 Tính toán cho khu vực Huyện Krông Nô. 80 3.2.3.3 Nhận xét kết quả tính toán cho khu vực có mật độ phụ tải thấp. 86 Chƣơng IV: Các giải pháp thực hiện việc chuyển đổi cấp trung áp về 22KV giai đoạn đến năm 2020. 4.1 Đặt vấn đề. 86 4.2 Các giải pháp thực hiện trong giai đoạn đến năm 2020. 90 4.2.1 Các nguyên tắc cơ bản. 90 4.2.2 Giải pháp về trạm nguồn. 91 4.2.3 Giải pháp về trạm phân phối . 92 4.2.4 Giải pháp về đƣờng dây. 93 4.2.4.1 Lưới trung áp 35kV. 93 4.2.4.2 Lưới trung áp khu vực điện áp 15,10,6 kV. 94 4.3 Lộ trình giảm thiểu số cấp điện áp lƣới trung áp. 94 4.3.1 Lộ trình giảm thiểu số cấp điện áp khu vực miền Bắc. 94 4.3.2 Lộ trình giảm thiểu số cấp điện khu vực miền Trung và miền Nam. 95 Chƣơng V: Áp dụng cải tạo và phát triển Thành Phố Sơn Tây- Tỉnh Hà Tây giai đoạn 2015. 5.1 Đặc điểm kinh tế - xã hội Thành phố Sơn Tây. 97 5.1.1 Đặc điểm tình hình. 97 5.1.2 Thực trạng phát triển kinh tế - xã hội Thành phố Sơn Tây. 98 5.1.3 Phƣơng hƣớng chủ yếu phát triển kinh tế - xã hội của Thành Phố Sơn Tây giai đoạn đến năm 2015. 98 5.2 Hiện trạng lƣới điện trung áp Thành phố Sơn Tây . 100 5.2.1 Nguồn và trung tâm cấp điện. 100 5.2.2 Hệ thống lƣới điện trung áp. 100 5.2.3 Nhận xét về lƣới điện và tình hình cung cấp điện hiện tại . 101 5.2.4 Dự báo nhu cầu điện và phân vùng phụ tải . 101 5.2.4.1 Lựa chọn phƣơng pháp dự báo nhu cầu điện. 101 5.2.4.2 Phân vùng phụ tải . 104 5. 3 Tình hình chuyển đổi lƣới điện trung áp Thành Phố Sơn Tây về cấp điện áp 22KV giai đoạn đến năm 2015. 105 5.3.1 Quá trình xây dựng và cải tạo lƣới điện trung áp Thành Phố Sơn Tây. 105 5.3.2 Tổng hợp vốn đầu tƣ xây mới, cải tạo lƣới điện toàn Thành Phố giai đoạn đến năm 2015 109 5.4 Các giải pháp thực hiện chuyển đổi lƣới điện trung áp Thành Phố Sơn Tây về cấp điện áp 22KV giai đoạn đến năm 2015. 110 5.4.1 Đặt vấn đề. 110 5.4.2 Các giải pháp thực hiện trong giai đoạn đến 2015. 110 Chƣơng VI: Kết luận chung. 113 Tài liệu tham khảo. Phụ lục. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 1 MỞ ĐẦU 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 lƣới điện trung áp có nhiều ảnh hƣởng đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của toàn hệ thống với các yếu tố chính sau đây: - Chất lƣợng điện năng - Độ tin cậy cung cấp điện - Giá thành đầu tƣ xây dựng Hiện tại ở nƣớc ta do điều kiện lịch sử để lại, lƣới điện trung áp tồn tại khá nhiều cấp điện áp ( 35,22,15,10,6) KV. Miền Bắc trƣớc đây sử dụng các thiết bị chủ yếu của Liên Xô cũ với các cấp điện áp 6, 20,35 KV. Miền Nam chủ yếu sử dụng thiết bị của các nƣớc Mỹ, Nhật, Pháp với cấp điện áp 15 KV. Miền Trung lƣới 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 lƣới 6,10 KV. Hiện trạng này đã và đang không đảm bảo đƣợc 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 lƣới trung áp hợp lý đối với nƣớc ta đã đƣợc đặt ra và tiến hành nghiên cứu từ thập niên 1970 cho đến ngày 24/3/1993 Bộ Năng lƣợng nay là Bộ Công nghiệp có quyết định số 149 NL/ KHKT chọn cấp điện áp chuẩn lƣới 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 nhƣ : 1- Giảm thiểu và tiến tới ngăn ngừa nguy cơ về sự tồn tại lâu dài lƣới điện trung áp nhiều cấp gây khó khăn cho công tác vận hành, chế tạo thiết bị, cung cấp vật tƣ đồng thời đảm bảo hiệu quả kinh tế. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 2 2- Do sớm lựa chọn cấp điện áp hợp lý, nên việc đồng nhất cấp lƣới điện trung áp đạt hiệu quả kinh tế cao, giảm bớt khó khăn chi phí do khối lƣợng lƣới trung áp của việt nam hiện nay chƣa lớn. 3- Chí phí chuyển đối cấp điện áp trung áp về cấp điện áp lựa chọn sẽ đƣợc bù đắp lại bằng lợi ích do giảm tổn thất điện năng, giảm chi phí vận hành, giảm đầu tƣ lƣới điện ở giai đoạn sau, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện. Có hai phƣơng pháp để chuyển đổi khu vực lƣới trung áp đã và đang phát triển về cấp điện áp lựa chọn: 1- Tập trung nguồn vốn đầu tƣ thiết bị để cải tạo dứt điểm, nhanh gọn trên phạm vi rộng với mục đích trong thời gian ngắn chuyển về cấp điện áp lựa chọn. 2- Thực hiện từng bƣớc tuỳ theo sự phát triển của lƣới điện với phƣơng thức tiến hành cải tạo dứt điểm trên phạm vi nhỏ. Việc cải tạo trên phạm vị tỉnh, huyện có thể kéo dài hàng chục năm, dựa trên cơ sở tận dụng tối đa hiệu quả vật tƣ thiết bị, khoanh vùng nhỏ cải tạo lƣới hiện hữu về cấp điện áp lựa chọn, luân chuyển vật tƣ thiết bị từ vùng cải tạo bổ sung cho vùng chƣa cải tạo. Nhìn chung mỗi phƣơng pháp trên có những ƣu nhƣợc điểm riêng phụ thuộc vào vốn đầu tƣ hiện trạng lƣới điện và mật độ phụ tải khu vực đó. Đề tài nghiên cứu này đƣợc thực hiện nhằm mục đích đánh giá hiệu quả chuyển đổi lƣới 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 quả nghiên cứu để tính toán cải tạo và phát triển lƣới trung áp của thành phố Sơn Tây- Tỉnh Hà tây. Đề tài đi sâu nghiên cứu phƣơng pháp phát triển, cải tạo lƣới trung áp theo định hƣớng chuyển đổi về cấp điện áp 22KV đã chọn với hy vọng giúp cơ quan hoạch định chiến lƣợc, cơ quan tƣ vấn, các đơn vị vận hành lƣới điện, xây dựng chiến lƣợc tổng thể phát triển lƣới điện trung áp trên cơ sở đáp ứng đầy đủ các chỉ Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 3 tiêu kỹ thuật với hiệu quả kinh tế lớn nhất, từng bƣớc chuyển đổi các cấp điện áp trung áp về cấp điện áp 22 KV cho phù hợp với điều kiện thực tế tại Việt Nam. Nội dung nghiên cứu của bản luận văn về lƣới điện trung áp của Việt Nam bao gồm: Chƣơng 1- Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam Chƣơng 2- Hiện trạng lƣới điện trung áp Việt nam Chƣơng 3- Đánh giá hiệu quả của việc chuyển đổi lƣới điện trung áp về cấp điện áp 22KV trong giai đoạn vừa qua, phƣơng hƣớng thực hiện đến giai đoạn 2020. Chƣơng 4- Các giải pháp thực hiện việc chuyển đổi cấp trung áp về 22KV giai đoạn đến 2020. Chƣơng 5- Áp dụng cải tạo và phát triển thành phố Sơn Tây- Tỉnh Hà tây giai đoạn đến 2015. Chƣơng 6- Kết luận chung. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 4 CHƢƠNG I: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM 1.1 Hiện trạng nguồn điện: Nhà máy điện là khâu không thể thiếu đƣợc trong hệ thống điện, cùng với sự phát triển của hệ thống điện quốc gia ở nƣớc ta ngày càng xuất hiện nhiều các loại nhà máy điện có công suất lớn sử dụng năng lƣợng sơ cấp nhƣ than, dầu, khí đốt, thuỷ năng. Để đáp ứng nhu cầu điện năng của nền kinh tế quốc dân Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam đã triển khai kế hoạch: - Đầu tƣ phát triển các nguồn điện kinh tế nhƣ Thuỷ điện, Khí đồng hành, Than khai thác tại chỗ. - Phát triển hợp lý các nguồn năng lƣợng mới để cấp cho các vùng không có điện lƣới. - Nâng cấp các nhà máy điện cũ , cải tiến công tác quản lý, áp dụng công nghệ tiên tiến để nâng cao hiệu suất các nhà máy, đảm bảo tính ổn định vận hành của nhà máy. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 5 Bảng 1-1 Công suất thiết kế các nhà máy điện tính đến 31/12/2006. STT Tên nhà máy Công suất đặt (MW) Tổng công suất đặt toàn hệ thống điện Việt Nam 11.340 I Công suất đặt của các nhà máy thuộc EVN 8.822 1 Thuỷ điện 4.155 Hoà Bình 1.920 Thác Bà 120 Trị An 420 Đa Nhim- Sông Pha 167 Thác Mơ 150 Vĩnh Sơn 66 Ialy 720 Sông Hinh 70 Hàm Thuận – Đa Mi 470 Thuỷ điện nhỏ 46 2 Nhiệt điện chạy than 1.245 Phả Lại 1 440 Phả Lại 2 600 Uông Bí 105 Ninh Bình 100 3 Nhiệt điện chạy dầu (FO) 198 Thủ Đức 165 Cần Thơ 33 4 Tua bin khí (khí + dầu) 2.939 Bà Rịa 389 Phú Mỹ 2-1 732 Phú Mỹ 1 1090 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 6 Phú Mỹ 4 450 Thủ Đức 128 Cần Thơ 150 5 Diezen 285 II Công suất đặt của IPP 2.518 ( Nguồn: Báo cáo nguồn điện – ban nguồn EVN) Hình 1-1 Cơ cấu nguồn theo công suất đặt. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 7 Bảng 1-2 Sản lƣợng điện sản xuất theo nguồn tính đến 31/12/2006. STT Nguồn Sản lƣợng điện sản xuất (Triệu kWh) Tổng điện phát và mua của EVN 52.050 I Sản lƣợng điện của các nhà máy thuộc EVN 41.183 Thuỷ điện 16.130 Nhiệt điện than 8.125 Nhiệt điện dầu (FO) 678 Tua bin khí ( khí + dầu) 16.207 Diezen 43 II Sản lƣợng điện của các IPP 10.867 ( Nguồn: Báo cáo nguồn điện – ban nguồn EVN) Hình 1-2 Tỷ trọng nguồn theo sản lƣợng điện. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 8 1.2 Hiện trạng lƣới điện : 1.2.1 Hệ thống truyền tải: Hiện nay hệ thống truyền tải điện Việt Nam gồm ba cấp điện áp 500 KV, 220 KV và 110 KV. Sự phát triển của hệ thống truyền tải trong giai đoạn đến năm 2006 đƣợc mô tả bảng 1-3 và bảng 1-4. Bảng 1-3 Thống kê khối lƣợng đƣờng dây cao áp , siêu cao áp. STT Khối lƣợng Đơn vị Đến 2006 Toàn quốc 1 500 KV Km 3.386 2 220 KV Km 6.148 3 110 KV Km 11.934 I Miền bắc 1 500 KV Km 780 2 220 KV Km 2.187 3 110 KV Km 5.819 II Miền Trung 1 500 KV Km 1.397 2 220 KV Km 1.006 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 9 3 110 KV Km 2.164 III Miền Nam 1 500 KV Km 1.227 2 220 KV Km 2.956 3 110 KV Km 3.951 ( Nguồn: Báo cáo lƣới điện trung áp – ban lƣới EVN) Bảng 1-4a Thống kê khối lƣợng trạm biến áp cao áp , siêu cao áp. STT Khối lƣợng Số trạm Đơn vị Đến 2006 Toàn quốc 1 500 KV 11 MVA 7.014 2 220 KV 52 MVA 14.890 3 110 KV 356 MVA 18.459 I Miền bắc 1 500 KV 4 MVA 2.682 2 220 KV 21 MVA 5.001 3 110 KV 146 MVA 6.347 II Miền Trung 1 500 KV 2 MVA 900 2 220 KV 9 MVA 1.252 3 110 KV 65 MVA 1.988 III Miền Nam 1 500 KV 5 MVA 3.432 2 220 KV 22 MVA 8.637 3 110 KV 145 MVA 10.124 ( Nguồn: Báo cáo lƣới điện cao áp – ban lƣới EVN) Lƣới điện 500 KV, 220 KV và một số lƣới điện 110 KV quan trọng do bốn công ty truyền tải 1,2,3,4 quản lý vận hành còn hầu hết lƣới điện 110 KV do các công ty điện lực tự quản lý trên địa bàn mình. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 10 1.2.2 Hệ thống lƣới phân phối: Do điều kiện lịch sử để lại hiện nay hệ thống lƣới phân phối của Việt Nam bao gồm nhiều cấp điện áp khác nhau, cả thành thị và nông thôn do tám Công ty điện lực trực thuộc Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam quản lý. Bảng1.4bTổng hợp hiện trạng khối lƣợng lƣới điện trung áp Việt nam 12/2006 STT Hạng mục (Điện áp vận hành) Đơn vị Cả nƣớc Phân theo vùng Miền bắc Miền trung Miền Nam I Đƣờng dây Km 121.966 49.417 25.284 47.266 1 Lƣới điện 35 KV Km 31.530 27.704 3.089 736 2 Lƣới điện 22 KV Km 45.771 3.198 11.416 31.156 3 Lƣới điện 15KV Km 20.487 0 5.114 15.373 4 Lƣới điện 10 KV Km 20.245 15.245 5.000 0 5 Lƣới điện 6 KV Km 3.943 3.270 665 0 II TBA phân phối MVA 29.555 12.104 3.494 13.960 1 Lƣới điện 35 KV MVA 4.047 3.832 203 12 2 Lƣới điện 22 KV MVA 11.152 2.850 2.230 6.071 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 11 3 Lƣới điện 15KV MVA 8.403 0 526 7.877 4 Lƣới điện 10 KV MVA 3.714 3.345 370 0 5 Lƣới điện 6 KV MVA 2.239 2.078 161 0 III TBA trung gian Dung lƣợng MVA 3.802 2.343 1.082 376 Tỷ lệ % 100 61,6 28,4 12,0 ( Nguồn: Báo cáo lƣới điện trung áp – ban lƣới EVN) Lƣới điện trung áp Việt Nam phát triển từ đầu thế kỷ 20, bắt đầu là điện áp 3KV, 6 KV với cấp điện áp 35 KV là cấp truyền tải. Do nhu cầu sử dụng điện tăng cấp điện áp 10 KV đƣợc ứng dụng ở miền Bắc và cấp điện áp 15 KV đƣợc sử dụng ở miền Nam trong giai đoạn 1960÷ 1970, sau đó cấp điện áp 35 KV đƣợc sử dụng nhƣ cấp phân phối. Theo thống kê lƣới điện trung áp toàn quốc hiện đang vận hành năm cấp điện áp là 35KV, 22KV, 15KV, 10 KV, 6 KV. Hình 1-3 Biểu đồ tỷ trọng các đƣờng dây áp trung áp toàn quốc. ĐƢƠNG DÂY 6 KV; 3,6; 4% 10 KV; 16,6; 17% 15 KV; 16,8; 17% 22 KV; 37,5; 37% 35 KV; 25,5; 25% 6 KV 10 KV 15 KV 22 KV 35 KV Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 12 Hình 1-4 Biểu đồ tỷ trọng các trạm biến áp lƣới trung áp toàn quốc. TRAM BIÊN AP 6 KV; 7,6; 8% 10 KV; 12,6; 13% 15 KV; 28,4; 28%22 KV; 37,7; 37% 35 KV; 13,7; 14% 6 KV 10 KV 15 KV 22 KV 35 KV + Lƣới 35KV : tồn tại khắp toàn quốc trừ khu vực thành phố Hồ Chí Minh, tuy nhiên khối lƣợng lƣới 35 KV ở miền Bắc chiếm tỷ trọng cao (87,9 %), miền Trung (9,3%), miền Nam ( 2,8%). + Lƣới 22 KV: Có mặt hầu khắp toàn quốc, tỷ lệ lƣới 22 KV ( theo dung lƣợng trạm biến áp ) ở mỗi địa phƣơng khác nhau. Ví dụ: Công ty Điện Lực 1 (12%), Công ty Điện Lực 2 (84,3%), Công ty Điện Lực 3 (63,9%), Công ty Điện Lực Hà Nội (42,5%), Công ty Điện Lực TP Hồ Chí Minh (0,1%). + Lƣới 15 KV: Chủ yếu tập trung ở miền Nam (82,4%) và miền Trung (15,6%) . + Lƣới 10 KV: Tập trung chủ yếu là miền Bắc (74,8%), miền Trung chiếm tỷ lệ (25,2%). + Lƣới 6 KV: Tập trung chủ yếu là miền Bắc (92,8%), miền Trung chiếm tỷ lệ (7,2%). Đánh giá chung lƣới điện trung áp Việt nam trƣớc đây và hiện nay vẫn mang tính đặc trƣng phân miền khá rõ nét. 1.3 Nhu cầu tăng trƣởng phụ tải: 1.3.1 Hiện trạng phát triển kinh tế - xã hội: Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 13 Thực hiện đƣờng lối đổi mới, nền kinh tế Việt Nam đã đạt đƣợc thành tựu nổi bật, đã đƣa nƣớc ta ra khỏi khủng khoảng kinh tế xã hội, tạo tiền đề quan trọng để bƣớc vào thời kỳ công nghiệp hoá, hiện đại hoá. Bảng 1- 5 Tốc độ tăng trƣởng GDP trong giai đoạn 1998 ÷ 2007 Năm 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Tốc độ tăngGDP (%năm) 5,8 4,8 6,8 6,9 7,04 7,24 7,7 7,7 8,17 8,5 1.3.2 Phƣơng hƣớng phát triển kinh tế - xã hội đến năm 2020: Triển vọng phát triển kinh tế nƣớc ta từ nay đến năm 2020, dựa vào phân tích tình hình kinh tế trong nƣớc cũng nhƣ nhận định về xu hƣớng phát triển kinh tế toàn khu vực, kết hợp các chỉ tiêu kinh tế theo nghị quyết kỳ họp thứ 2 quốc hội khoá XII và dự báo sơ bộ mới nhất của Viện Chiến Lƣợc Phát Triển- Bộ Kế Hoạch và Đầu Tƣ cho thấy nền kinh tế Việt Nam có xu hƣớng tăng trƣởng theo kịch bản bảng 1 -6. Bảng 1-6 Kịch bản phát triẻn kinh tế đến năm 2020. Hạng mục Kịch bản cơ sở Kịch bản cao 2007÷2010 2011÷2020 2007÷2010 2011÷2020 GDP(%năm) 8,5 ÷ 9,0 9,0 ÷ 9,5 9,0 ÷ 9,5 9,5 ÷ 10,5 Báng 1-7 Tống hợp kết quả dự báo phát triển dân số giai đoạn 2003÷ 2020 Hạng mục Đơn vị Năm 2003 Năm 2005 Năm 2010 Năm 2020 Dân số Triệu ngƣời 80,76 82,931 88,235 99,906 1.3.3 Tổng quan về nhu cầu điện và khối lƣợng xây dựng lƣới trung áp đến năm 2020 của Việt Nam: Giai đoạn 1997 đến năm 2006 tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm đƣợc biểu thị bằng đồ thị dƣới đây. Hình 1.5: Đồ thị tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm 1997-2006 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 14 Căn cứ vào báo cáo phƣơng án tiến độ nguồn và dự thảo quy hoạch tổng sơ đồ phát triển điện lực VI, dự báo nhu cầu cho toàn quốc, các vùng miền đƣợc thể hiện bảng sau: Bảng 1- 8: Dự báo nhu cầu điện toàn quốc đến 2010 Năm Cả nƣớc Vùng Điện TP (GWh) Điện SX (GWh) P(max) Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Điện TP (GWh) P(max) Điện TP (GWh) P(max) Điện TP (GWh) P(max) 1995 11.185 14.636 2.796 4.916 1.415 1.001 296 5.267 1.178 2000 22.297 26.595 4.890 9.023 2.194 2.275 533 11.101 2.246 2005 45.682 53.467 9.512 17.548 3.920 4.583 985 23.551 4.682 2010 93.813 108.832 18.888 36.053 8.105 9.668 2.031 48.093 9.272 ( Nguồn: Tổng sơ đồ VI kịch bản cơ sở -Viện Năng Lƣợng) Theo kết quả dự báo tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm giai đoạn 2006 đến 2010 là 15,5%/ năm. Theo tổng sơ đồ phát triển điện lực VI kịch bản cơ sở, đến năm 2015 điện thƣơng phẩm toàn quốc là 150,862 tỷ KWh, Pmax = 29.282 MW, tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm là 9,9 %/ năm. Năm 2020 điện thƣơng phẩm toàn quốc là 240,131 tỷ kWh , Pmax = 45.322 MW tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm là 9,7 %/ năm. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 15 Mức gia tăng nhu cầu công suất Pmax giai đoạn 2006÷2010 là 14,7 %/ năm, giai đoạn 2011÷2020 là 9,1 %/ năm. Để đáp ứng tốc độ tăng trƣởng nhu cầu phụ tải dự kiến trong giai đoạn tới cần xây dựng khối lƣợng đƣờng dây và trạm biến áp trung áp cho cả nƣớc, từng vùng miền đến năm 2020 thể hiện bảng sau. Bảng 1-9 Tổng hợp khối lƣợng xây dựng lƣới trung áp giai đoạn 2006÷2020. Giai đoạn Cả nƣớc Vùng ĐDK (Km) TBA (MVA) Miền Bắc Miền Trung Miền Nam ĐDK (Km) TBA (MVA) ĐDK (Km) TBA (MVA) ĐDK (Km) TBA (MVA) 2006÷2010 67.150 14.931 18.771 6.858 14.042 2.302 34.337 5.771 2011÷2015 78.359 16.562 26.831 7.740 17.140 2.703 34.389 6.119 2016÷2020 91.699 17.844 35.750 7.941 12.177 2.259 43.772 7.644 Tổng 237.208 49.337 81.352 22.540 43.358 7.264 112.489 19.533 ( Nguồn: Dự thảo tổng sơ đồ VI- Viện Năng Lƣợng) Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 16 CHƢƠNGII: HIỆN TRẠNG LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP VIỆT NAM 2.1 Hiện trạng lƣới điện trung áp (miền Bắc, Trung, Nam): 2.1.1 Lƣới điện trung áp khu vực miền Bắc: 2.1.1.1 Đặc điểm chung: Lƣới trung áp miền bắc sử dụng chủ yếu các cấp 35,10,6 KV với hệ thống 3 pha 3 dây, trung tính không nối đất trực tiếp. Lƣới 22 KV với hệ thống 3 pha 3 dây, trung tính nối đất trực tiếp. Hình 2.1: Biểu đồ tình trạng các cấp điện áp lƣới trung áp khu vực miền Bắc ĐƢƠNG DÂY 6 KV; 7,4; 7% 10 KV; 30; 30% 22 KV; 6,5; 7% 35 KV; 56,1; 56% 6 KV 10 KV 22 KV 35 KV TRAM BIÊN AP 6 KV; 17,2; 17% 10 KV; 27,6; 28% 22 KV; 23,5; 24% 35 KV; 31,7; 31% 6 KV 10 KV 22 KV 35 KV - Lƣới 35 KV vừa làm nhiệm vụ truyền tải thông qua các trạm trung gian 35/ 22,10,6 KV vừa đóng vai trò phân phối cho các phụ tải thông qua các trạm 35/0,4KV. - Lƣới 10 KV đƣợc xây dựng từ những năm 1960-1970 tập trung ở thị trấn (đối với Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 17 các tỉnh miền núi) và vùng nông thôn, thành phố nhỏ (khu vực đồng bằng sông Hồng). - Lƣới 6 KV đƣợc xây dựng cách đây 60 - 70 năm ở các thành phố lớn nhƣ Hà Nội, Hải Phòng, Nam Định, Việt Trì,Vinh. Riêng với lƣới điện 22 KV mới đƣợc phát triển trong những năm gần đây tại thành phố lớn và một vài khu vực nông thôn . Đối với lƣới trung áp miền Bắc cấu trúc lƣới điện không đồng nhất và thể hiện theo từng khu vực. Khu vực miền núi: Các tỉnh miền núi có mức độ phụ tải nhỏ , bán kính cấp điện các trạm xa nguồn do vậy khối lƣợng lƣới 35 KV chiếm tỉ trọng cao ( 70 - 80 %). Tuy nhiên lƣới 35 KV ở miền núi hiện nay phần lớn không đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế- kỹ thuật do một số nguyên nhân nhƣ sau: - Lƣới điện 35 KV gồm nhiều loại dây dẫn có tiết diện từ AC-35,50,70,95,120 chắp vá, nhiều đƣờng dây xây dựng đã nhiều năm hiện nay đã xuống cấp. - Nhiều tuyến mang tải lớn, bán kính cấp điện quá dài ví dụ nhƣ khu vực các tỉnh Lai Châu, Hà Giang, Bắc Giang, Tuyên Quang, Thái Nguyên, Bắc Cạn gây tổn thất điện áp và điện năng cao. - Lƣới 35 KV vừa làm nhiệm vụ truyền tải, phân phối trên các đƣờng dây 35KV thƣờng có nhiều trạm 35/0,4 KV đấu trực tiếp trong khi đó thƣờng không có máy cắt phân đoạn đầy đủ. Khu vực nông thôn, đồng bằng: - Lƣới điện trung áp khu vực này đƣợc hình thành từ những năm 1954 và sử dụng 2 cấp điện áp 35 KV và 10(6) KV. Giai đoạn đầu cấp 35 KV truyền tải, 10(6) KV là cấp phân phối .Từ năm 1990 trở lại đây mật độ phụ tải tăng nhanh cùng với lƣới 10(6) KV và các trạm trung gian 35/10(6) KV bị quá tải, nên lƣới 35 KV trở thành cấp phân phối. - Tỷ trọng lƣới 10(6) KV chiếm tỷ trọng cao (70 - 80%) , lƣới 35 KV chiếm tỷ trọng thấp hơn (20 - 30%). Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 18 - Hiện trạng phần lớn các trạm trung gian 35/10 KV đang vận hành đầy tải và quá tải. Các trạm trung gian này đã đƣợc xây dựng từ trƣớc năm 1994 do đó các thiết bị trong trạm đều lạc hậu và xuống cấp gây khó khăn cho việc cấp điện cho các hộ phụ tải. - Chất lƣợng lƣới 10(6) KV chƣa đảm bảo độ an toàn cung cấp điện do xây dựng từ lâu, tiết diện đƣờng dây lại nhỏ (AC-35,50,70,95). - Nhiều tuyến mang tải cao, bán kính cấp điện lớn. - Lƣới điện đƣợc xây dựng trong giai đoạn 1960-1985 chủ yếu phục vụ phát triển nông nghiệp (phục vụ các trạm bơm, chế biến thức ăn gia súc ). - Giai đoạn 1985-1994 thời kỳ này phong trào đầu tƣ xây dựng lƣới điện theo hình thức nhân dân và nhà nƣớc cùng làm. Do vốn đầu tƣ xây dựng hạn chế cùng với sự phát triển không theo quy hoạch cho nên chất lƣợng lƣới điện không cao. Khu vực thành phố, thị trấn: - Khu vực này chủ yếu là lƣới 6,10 KV trong thời gi an vừa qua ngành điện đẩy mạnh việc cải tạo lƣới 6, 10 KV thành lƣới 22 KV. - Những khu vực đƣợc đầu tƣ cải tạo chất lƣợng lƣới trung áp đƣợc cải thiện đáng kể, đảm bảo khả năng cung cấp điện, giảm tổn thất điện áp, giảm tổn thất điện năng. 2.1.1.2 Lƣới điện trung áp ở một số khu vực điển hình: * Thành phố Hà Nội: Năm 2005, điện thƣơng phẩm của thành phố Hà Nội đạt 4,03 tỷ KWh , 2006 tăng lên 4,654 tỷ KWh , lƣới điện trung áp tồn tại 4 cấp điện áp 35,22,10,6 KV với 2.479 Km đƣờng dây , trong đó 41 % là cáp ngầm, 5.452 trạm /2.2635,5 MVA trạm biến áp phân phối. - Lƣới điện 35 KV gồm 399 Km (chiếm 16% theo khối lƣợng đƣờng dây trung áp), 638 trạm /324,06MVA (chiếm 11,34 % theo dung lƣợng TBA phân phối). Nhƣng trong thời gian qua lƣới 35 KV không phát triển có xu hƣớng giảm - Lƣới 22 KV gồm 770 Km (chiếm 31,1% theo khối lƣợng đƣờng dây trung áp), 1.833 trạm / 1058,74 MVA(chiếm 41,16% theo dung lƣợng TBA phân phối). Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 19 - Lƣới 10 KV gồm 460 Km (chiếm 18,5% theo khối lƣợng đƣờng dây trung áp), 1093 trạm / 515,152 MVA (chiếm 19,5 % theo dung lƣợng TBA phân phối). - Lƣới 6 KV bao gồm 850 Km (chiếm 34,4% theo khối lƣợng đƣờng dây trung áp), 1.888 trạm / 738,55 MVA (chiếm 28% theo dung lƣợng TBA phân phối). Trong thời gian qua hệ thống lƣới điện phân phối 6,10 KV, đặc biệt là lƣới 6 KV đang đƣợc đầu tƣ cải tạo nâng cấp lên 22KV khá nhanh hiện tại trên toàn thành phố số trạm biến áp đang vận hành lƣới 6 KV chiếm 28 % (năm 2000 là 53,6 %), số trạm đang vận hành lƣới 10 KV chiếm 19,5% (năm 2000 là 25,4% ).Số trạm biến áp đang vận hành ở cấp 22 KV chiếm 40,1% (so với năm 2000 chỉ có 3,5%). Nhờ đƣợc cải tạo nâng cấp, chất lƣợng lƣới trung áp trong địa bàn thành phố đã đƣợc cải thiện đáng kể , tỷ lệ tổn thất giảm từ 10,9 % năm 2000 xuống còn 9,13 % năm 2004 và 8,7% năm 2006. Tuy nhiên hệ thống lƣới trung áp còn nhiều cấp điện áp 6,10,22,35KV tiếp tục gây khó khăn lớn trong quản lí vận hành và hạn chế nhiều khả năng linh hoạt trong cung cấp điện khi lƣới điện bị sự cố. Tỉnh Thái Bình Năm 2005 điện thƣơng phẩm tỉnh Thái Bình 482.000.000 KWh, năm 2006 tăng lên 544.660.000 KWh , lƣới điện trong tỉnh tồn tại 2 cấp điện áp 10, 35 KV. - Lƣới 35 KV gồm 358 Km (chiếm 20% theo khối lƣợng đƣờng dây trung áp) 281 trạm /96.110 KVA (chiếm 28,8% theo dung lƣợng TBA phân phối). Lƣới 35 KV có mặt ở tất cả các huyện thị với nhiệm vụ là vừa cấp điện cho TBA phân phối, vừa cấp điện cho các TBA trung gian. Đặc điểm chính của lƣới 35 KV trong tỉnh là tiết diện dây nhỏ (AC-50,70,95,120) đƣợc xây dựng từ lâu nay đã xuống cấp, nhiều tuyến dây mang tải cao , tổn thất lớn; trên địa bàn tỉnh có 4 lộ 35 KV tổn thất điện áp trên 6% , cá biệt có lộ tổn thất 8 đến 12% .Việc tồn tại quá nhiều TBA trung gian và các TBA trung gian đều vận hành trong tình trạng đầy tải đã dẫn tới lãng phí vốn đầu tƣ mở rộng trạm, công nhân quản lí vận hành làm tăng chi phí KWh điện. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 20 - Lƣới 10 KV gồm 1362 Km (chiếm 30% theo khối lƣợng đƣờng dây trung áp), 1452 trạm /236.490 KVA (chiếm 71,2% theo dung lƣợng TBA phân phối ). Lƣới điện 10 KV tỉnh Thái Bình xây dựng từ lâu, nguồn vốn xây dựng hạn hẹp, việc xây dựng chƣa đƣợc quy chuẩn cho nên lƣới 10 KV trên địa bàn tỉnh chủ yếu dùng cột chữ H , dây dẫn tiết diện nhỏ(AC-35,50), hiện nay mang tải lớn , tổn thất điện áp lƣới điện cao. Trên địa bàn tỉnh có 7 lộ 10KV tổn thất điện áp trên 10% ,có 11 lộ tổn thất trên 6% dẫn tới nhiều khu vực lƣới 10 KV không đáp ứng với yêu cầu phát triển kinh tế xã hội của tỉnh. - Quy trình hình thành việc cải tạo lƣới điện 10 KV thành 22 KV của tỉnh là tƣơng đối khó khăn, đòi hỏi nguồn vốn lớn. Tỉnh Hà Giang: Năm 2005 điện thƣơng phẩm là 64.000.000 KWh, năm 2006 tăng lên 72.832.000 KWh. Hệ thống lƣới điện trung áp gồm các cấp điện áp 35,22,10 KV. - Lƣới 35 KV gồm 1.119 Km (chiếm 85,2% theo khối lƣợng đƣờng dây trung áp), 329 trạm / 25.082KVA (chiếm 44,4% theo dung lƣợng TBA phân phối). Lƣới 35 KV có mặt ở tất cả các huyện thị với nhiệm vụ là vừa cấp điện cho TBA phân phối, vừa cấp điện cho các TBA trung gian . Đặc điểm chính của lƣới 35 KV trong tỉnh là tiết diện dây nhỏ (AC-50,70,95) chiều dài cấp điện lớn. Một tuyến đƣờng dây 35 KV cấp điện cho nhiều huyện (ví dụ 375 trạm thị xã Hà Giang chiều dài 131 Km). - Lƣới 22 KV gồm 131 Km (chiếm 9,98 % theo khối lƣợng đƣờng dây trung áp), 19 trạm / 2.840 KVA (chiếm 5% theo dung lƣợng TBA phân phối). Lƣới điện 22 KV mới chỉ sử dụng ở thị trấn Việt Quang huyện Bắc Dung (2 lộ 471 và 473). Đặc điểm lƣới 22 KV là bán kính cấp điện nhỏ, công suất sử dụng nhỏ. - Lƣới 10 KV gồm 63,4km (chiếm 4,82 % theo khối lƣợng đƣờng dây trung áp), 142 trạm / 28.570 KVA chiếm 50,6% theo dung lƣợng TBA phân phối. Lƣới điện 10 KV có mặt ở 6 thị trấn của 6 huyện và thị xã Hà Giang với đặc điểm là lƣới 10 KV khu vực thị xã Hà Giang tƣơng đối nặng tải, phần lớn đƣợc thiết kế theo quy chuẩn 22 KV nên dễ thực hiện việc chuyển đổi thành cấp điện áp 22 KV (trong Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 21 142 trạm biến áp có 76 TBA / 16.716 KVA có đầu 22 KV) Còn một số các khu vực khác lƣới 10 KV tải tƣơng đối nhẹ và trong thời gian qua lƣới 10 KV ở các khu vực này hầu nhƣ không phát triển mà chủ yếu phát triển lƣới 35 KV. 2.1.2 Lƣới điện trung áp khu vực miền Nam: 2.1.2.1 Đặc điểm chung: Lƣới điện tồn tại 3 cấp điện áp 35,22,15 KV , lƣới điện 15 KV và 22 KV có trung tính nối đất trực tiếp với hệ thống 3 pha 4 dây. Lƣới điện 35 KV đƣợc xây dựng sau 1975 .Tuy nhiê n tới nay khối lƣợng lƣới 35 KV rất nhỏ .Lƣới 35 KV có nhiệm vụ chuyền tải từ trạm nguồn cung cấp cho các TBA trung gian 35/15,22 KV. Lƣới 35 KV có kết cấu 3 pha 3 dây trung tính cách ly hoặc nối đất qua cuộn dập hồ quang. Hình 2.2: Biểu đồ tỷ trọng các cấp điện áp trung áp khu vực miền Nam. ĐƢƠNG DÂY 15 KV; 32,4; 32% 22 KV; 65,9; 66% 35 KV; 1,6; 2% 15 KV 22 KV 35 KV TRAM BIÊN AP 15 KV; 56,4; 56% 22 KV; 43,5; 44% 35 KV; 0,1; 0% 15 KV 22 KV 35 KV Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 22 Trong thời gian qua lƣới 22 KV các tỉnh miền Nam phát triển mạnh mẽ, nếu không tính 2 khu vực thành phố Hồ CHí Minh và tỉnh Đồng Nai , lƣới 22 KV khu vực Công ty điện lực 2 quản lí chiếm 84,3% theo dung lƣợng trạm biến áp phân phối và 73% theo khối lƣợng đƣờng dây. Mặt khác ở khu vực này lƣới 15 KV hầu hết đƣợc thiết kế theo tiêu chuẩn 22 KV do vậy khu vực này việc chuyển đổi thành lƣới 22 KV là rất thuận lợi. Hầu hết các tỉnh miền Nam trừ thành phố Hồ Chí Minh theo kế hoạch hết năm 2008 lƣới 15 KV cơ bản chuyển thành lƣới 22 KV. Chất lƣợng lƣới trung áp tại các tỉnh miền Nam về cơ bản có chất lƣợng tốt hơn lƣới trung áp các tỉnh miền Bắc với tuyến đƣờng dây đƣợc xây dựng theo tiêu chuẩn 22 KV tiết diện dây lớn để dự phòng cho những năm tiếp theo. 2.1.2.2 Lƣới điện trung áp một số khu vực điển hình: * Thành phố Hồ Chí Minh: Năm 2005 điện thƣơng phẩm là 9,85 tỷ KWh năm 2006 là 11,17 tỷ KWh lƣới điện trung áp có 2 cấp điện áp là 15,22 KV trong đó lƣới 22 KV đƣợc xây dựng tại huyện Củ Chi , các quận huyện khác vận hành ở cấp điện áp 15 KV. - Lƣới 22 KV đƣợc xây dựng theo tiêu chuẩn 22 KV. Đƣờng dây chiếm tỷ trọng 40,3%, TBA chiếm 63,7 % với tổng chiều dài 13,57 Km, TBA có 18 MBA/7.196 MVA. - Lƣới 15 KV đƣợc thiết kế theo tiêu chuẩn cấp 22 KV có chiều dài đƣờng dây là 1636 Km, TBA có 161.05 MBA/ 3.403 MVA. - Lƣới điện đƣợc thiết kế cấp điện áp 15 KV và vận hành cấp điện áp 15 KV có chiều dài đƣờng dây 2.445 Km chiếm 59% ,TBA có 595 MBA/ 1.938 MVA chiếm tỷ trọng 36,4% theo dung lƣợng. Mặc dù lƣới điện trung áp thành phố Hồ Chí Minh đƣợc thiết kế ở cấp điện áp 22 KV rất nhiều đặc biệt là khu vực ngoại thành, các quận ven đô, tuy nhiên việc chuyển đổi lƣới điện 15KV sang vận hành 22 KV là rất chậm. Nguyên nhân là tình trạng xen kẽ giữa lƣới đƣợc thiết kế ở cấp điện áp 15 KV và cấp 22 KV. Tỉnh Cà Mau: Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 23 Năm 2005 điện thƣơng phẩm toàn tỉnh là 387 tỷ KWh năm 2006 là 474 tỷ KWh Trên địa bàn tỉnh tồn tại 2 cấp điện áp 35,22 KV. Năm 1997 Điện lực Cà Mau chuyển đổi lƣới 15, 20 KV thành lƣới 22 KV đến năm 2002 đã hoàn thành việc chuyển đổi. Hiện nay trên địa bàn tỉnh có 3.404 Km đƣờng dây, 3.585 TBA phân phối / 173.330 KVA. Sau khi thực hiện nâng cấp lƣới điện 15, 20 KV thành lƣới 22KV, tình hình lƣới điện vận hành ổn định và an toàn, đồng thời chất lƣợng điện áp đƣợc cải thiện đáng kể , góp phần làm giảm tổn thất điện năng .Cụ thể tổn thất điện năng lúc chƣa cải tạo là 12,77%, năm 2002 thực hiện còn 9,69% giảm đƣợc 3,08 % trong khi đó tốc độ tăng trƣởng điện thành phẩm các năm từ 1997- 2006 là 22,5%. Qua số liệu phân tích ở trên ta thấy đƣợc bài toán lợi nhuận khi cải tạo lƣới 15,20KV thành 22 KV. Tỉnh Đồng Nai: Năm 2006 điện thành phẩm tỉnh là 3,765 tỷ KWh, trên địa bàn tỉnh tồn tại 3 cấp điện là 35,15,22 KV. - Cấp điện áp 35 KV có khối lƣợng 93,4 Km chiếm tỷ trọng 4% cấp điện cho 5 trạm biến áp trung gian với tổng dung lƣợng 44,8 MVA. - Cấp điện áp 22 KV xây dựng theo tiêu chuẩn 22 KV gồm cả 3 pha và 1 pha đƣờng dây dài 1.995 Km chiếm tỷ trọng 63% lƣới trung áp, TBA có công suất 549 MVA chiếm tỷ trọng 35,5 %. - Lƣới xây dựng theo tiêu chuẩn 22KV vận hành ở cấp 15 KV đƣờng dây có chiều dài 1.076 chiếm tỷ trọng 34% ,TBA có công suất 928, 85 MVA chiếm tỷ trọng 61,5%. - Lƣới điện thiết kế 15 KV vận hành 15 KV có chiều dài 200 Km chiếm tỷ trọng 7% , TBA có 355 trạm /500 máy công suất 42.205 MVA (chiếm tỷ trọng 3%). Hiện nay tỉnh Đồng Nai đang đẩy mạnh việc đầu tƣ các trạm nguồn có đầu 22 KV dự kiến hết 2008 sẽ hoàn thành chƣơng trình cải tạo lƣới trung áp 22KV. 2.1.3 Lƣới điện trung áp khu vực miền Trung: Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 24 2.1.3.1 Đặc điểm chung: Lƣới điện miền Trung mang cả 2 đặc điểm của lƣới điện miền Bắc và miền Nam trong đó cấp điện áp 15, 22 KV chiếm tỷ trọng nhiều hơn cả , lƣới 10,6 KV chiếm tỷ trọng nhỏ. Mặt khác lƣới khu vực miền Trung chủ yếu phát triển sau năm 1994 do vậy cơ bản lƣới 15,20,6 KV đƣợc thiết kế theo tiêu chuẩn 22KV. - Lƣới 35,10, 6 KV có kết cấu 3 pha 3 dây trung tính cách điện (lƣới 35 KV có thể nối đất qua cuộn dập hồ quang ). - Lƣới 22,15 KV có kết cấu 3 pha 3 dây trung tính nối đất trực tiếp hoặc nối đất qua trở kháng (lƣới 22 KV thành phố Huế).Trong một vài năm gần đây công ty điện lực 3 đang triển khai thí điểm xây dựng và cải tạo lƣới điện theo kết cấu 3 pha 4 dây cho một số nơi có điện trở cao. Nhu cầu phát triển lƣới điện 1 pha lớn nhƣ các tỉnh Tây Nguyên, Khánh Hoà , Phú Yên..... Hình 2.3 Biểu đồ tỷ trọng các cấp điện trung áp khu vực miền Trung. ĐƢƠNG DÂY 6 KV; 2,6; 3% 10 KV; 19,8; 20% 15 KV; 20,2; 20% 22 KV; 45,2; 45% 35 KV; 12,2; 12% 6 KV 10 KV 15 KV 22 KV 35 KV TRAM BIÊN AP 6 KV; 4,6; 5%10 KV; 10,6; 11% 15 KV; 15,1; 15% 22 KV; 63,9; 63% 35 KV; 5,8; 6% 6 KV 10 KV 15 KV 22 KV 35 KV Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 25 - Lƣới 35 KV khu vực miền Trung chủ yếu làm nhiệm vụ truyền tải từ trạm nguồn 110 KV, các nguồn thuỷ điện, diesel cấp điện cho các trạm biến áp trung gian 35/22,15,20,6 KV. - Lƣới 22 KV vận hành ở cấp 22 KV và đƣợc thiết kế ở cấp 22 KV từ năm 1995 trở lại đây, đồng bộ với việc thực hiện quyết định của Bộ Công Nghiệp về việc lựa chọn cấp điện áp trung áp là 22 KV và phát triển lƣới điện quốc gia đƣa điện về các tỉnh miền Trung, lƣới 22 KV phát triển mạnh mẽ chiếm tỷ trọng cao nhất khu vực miền Trung (chiếm tỷ trọng từ 80-90%). - Lƣới điện thiết kế ở các cấp 15,10,6KV chủ yếu đƣợc xây dựng từ trƣớc 1995 tại các khu vực cung cấp Diesel và các thuỷ điện nhỏ. Do vậy lƣới 15,10,6 KV khu vực miền Trung có tỷ trọng nhỏ. Qua các số liệu thống kê cho thấy việc cải tạo lƣới điện trung áp thành 22 KV ở các tỉnh miền Trung là tƣơng đối thuận lợi vốn cải tạo thành 22 KV là không nhiều do khu vực này khi có nguồn 22 KV chỉ cần chuyển nấc phân áp máy biến áp, thay chống sét van là có thể chuyển đổi thành lƣới 22 KV. 2.1.3.2 Lƣới trung áp ở các khu vực điển hình: * Tỉnh Khánh Hoà: Năm 2005 điện thƣơng phẩm toàn tỉnh là 703 triệu KWh, năm 2006 là 811 triệu KWh. Trên địa bàn tỉnh có 4 cấp điện trung áp bao gồm 35,22,15,6 KV. - Lƣới 35 KV và các TBA trung gian gồm 186 Km đƣờng dây chiếm 11,3% khối lƣợng đƣờng dây trung áp và 10 trạm / 14 máy / 66,6 MVA , 44 trạm/52 máy có công suất 25,615 MVA chiếm tỷ trọng 7,4 % dung lƣợng TBA phân phối . Đặc điểm của lƣới 35KV tỉnh Khánh Hoà là đƣờng dây tiết diện lớn AC-300,240, 150,120 các trạn biến áp trung gian vận hành ở mức độ vừa tải. - Lƣới điện 22 KV đƣờng dây có tổng chiều dài 770 Km chiếm 47 % lƣới t rung áp, TBA có 1.175 trạm/241,72 MVA chiếm tỷ trọng 63,5% dung lƣợng TBA. Trong những năm vừa qua thực hiện chƣơng trình cải tạo lƣới 6,15 thành 22 KV phát triển mạnh mẽ. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 26 - Lƣới điện 15 KV đƣờng dây có chiều dài 668 Km chiếm tỷ trọng 40.8% lƣới điện trung áp, TBA có 832 trạm /102, 98 MVA chiếm tỷ trọng 27% dung lƣợng TBA, Lƣới 15 KV cơ bản đƣợc thiết kế theo quy chuẩn 22 KV. - Lƣới 6 KV đƣờng dây có tổng chiều dài 12,7 Km chiếm 7,8% lƣới trung áp, TBA có 119 trạm /35,84 MVA chiếm tỷ trọng 9,4 % dung lƣợng TBA .Theo kế hoạch đến hết 2007 sẽ chuyển đổi toàn bộ 6 KV thành lƣới 22 KV. Tỉnh Gia Lai Năm 2005 điện thƣơng phẩm toàn tỉnh là 275 triệu KWh, năm 2006 là 317triệu KWh, lƣới trung áp gồm 4 cấp điện áp là 35,22,10,6 KV. - Lƣới điện 35 KV và các trạm trung gian gồm đƣờng dây dài 393 Km chiếm tỷ trọng 13,3 %, 16 trạm biến áp trung gian /59,45 MVA , 173 MBA phân phối /36,3 MVA (chiếm tỷ trọng 14,6% theo dung lƣợng TBA). Đặc điểm của lƣới 35 KV là đƣờng dây tiết diện lớn nhƣ AC-300,240,150,120, các TBA trung gian vận hành ở mức độ vùa tải. - Lƣới 22 KV gồm đƣờng dây dài 2.536 Km chiếm tỷ trọng 86% lƣới trung áp, 1.583 trạm / 213,2 MVA chiếm tỷ trọng 82,1% dung lƣợng TBA . - Lƣới 10 KV gồm đƣờng dây dài 10,8 Km, 4 trạm/0,38 MVA. - Lƣới 6 KV gồm đƣờng dây dài 9 Km , 20 trạm / 938 MVA theo kế hoạch đến hết năm 2007 sẽ chuyển đổi toàn bộ lƣới 6,10 KV thành lƣới 22 KV. Tỉnh Đak Lak Năm 2005 điện thƣơng phẩm toàn tỉnh là 342 triệu KWh, năm 2006 con số này là 399 triệu KWh .Lƣới điện trung áp gồm 4 cấp điện áp 35,22,15,10 KV. - Lƣới điện 35 KV gồm đƣờng dây có khối lƣợng 385 Km chiếm tỷ trọng 14,5% , trạm biến áp trung gian: 15 trạm /73,4 MVA , 41 trạm phân phối với dung lƣợng 9,67 MVA chiếm tỷ trọng 4% theo dung lƣợng TBA. - Lƣới 22 KV gồm đƣờng dây có chiều dài 1.771 Km chiếm 68% khối lƣợng lƣới trung áp, 1.354 trạm /176,1 MVA chiếm tỷ trọng 75,5 % dung lƣợng TBA. - Lƣới 10 KV gồm đƣờng dây có chiều dài 446 Km chiếm tỷ trọng 17,1% và 310 trạm / 47,27 MVA chiếm tỷ trọng 20,5% dung lƣợng TBA. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 27 Hầu hết lƣới 10 KV đƣợc xây dựng theo tiêu chuẩn 22 KV .Căn cứ theo kế hoạch phát triển của Điện lực Đak Lak, dự kiến khi có nguồn 22 KV sẽ chuyển đổi hết lƣới 10 KV thành lƣới 22 KV. 2.1.4 Tổn thất điện năng lƣới điện trung áp các năm qua : Trong thời gian qua ngành điện đã tăng cƣờng xây dựng mới các nguồn cung cấp để giảm bán kính cung cấp điện, đầu tƣ cải tạo đƣờng dây (nâng tiết diện dây, chuyển đổi cấp điện áp thành 22 KV), tăng cƣờng lắp đặt tụ bù công suất phản kháng nâng cao hệ số cosφ do đó tỷ lệ tổn thất điện năng trong lƣới phân phối đã giảm. Bảng 2.1: Tỷ lệ tổn thất điện năng lƣới điện trung áp các năm qua. STT Đơn vị Tổn thất điện năm (%) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 1 CTy Điện lực 1 9,45 9,05 8,21 7,86 7,87 8, 63 8,55 2 CTy Điện lực 2 11,96 11, 34 10, 37 9, 63 9, 35 8,51 8,49 3 CTy Điện lực 3 8,94 7,75 8,82 7,44 7, 23 7,05 7,36 4 CTy Điện lực Hà Nội 10,9 11,26 10,75 9, 23 9,19 8,9 8,77 5 CTy Điện lực Hồ Chí Minh 11,16 10,44 10,1 8,92 8,29 7,28 7,21 6 CTy Điện lực Hải Phòng 6, 433 6,41 6,47 6, 34 6,64 6, 03 6,02 7 CTy Điện lực Đồng Nai 4,68 6,58 7, 033 5,91 4,74 4, 37 4,35 8 CTy Điện lực Ninh Bình - - - 7,26 7,1 6,87 6, 73 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 28 9 CTy Điện lực Hải Dƣơng - - - - - 6, 93 6,75 (nguồn : Báo cáo kinh doanh ban KD-ĐNT- EVN) Do đặc điểm kinh doanh từng vùng là khác nhau công ty Điện lực Thành Phố Hồ Chí Minh bán điện trực tiếp 100% khách hàng.Các công ty Điện Lực Hà Nội, công ty điện lực 2,3, Đồng Nai,Hải Phòng bán điện trực tiếp tới 70 -80% khách hàng. Công ty Điện lực 1, công ty Điện Lực Ninh Bình, công ty Điện Lực Hải Dƣơng chủ yếu bán điện các công tơ tổng (trừ một số khu vực thành phố, thị xã, thị trấn chiếm không đến 35%). Nhƣ vậy nếu tính cả tổn thất điện năng lƣới hạ áp thì tỷ lệ tổn thất điện năng công ty điện lực 1, công ty Điện Lực Ninh Bình, công ty Điện lực Hải Dƣơng thực tế còn cao hơn cả số nêu trên. Nhƣ vậy tổn thất điện năng trên lƣới phân phối của hệ thống điện Việt Nam vẫn ở mức cao do bán kính cấp điện lƣới phân phối dài, phụ tải nằm rải rác, lƣới điện đƣợc xây dựng lâu năm, không đồng bộ, nhiều tuyến dây trung áp bị quá tải, công tác quản lí vận hành và kinh doanh bán điện còn chƣa khoa học. 2.1.5 Thống kê tình hình sự cố lƣới điện trung áp: Bảng 2. 2 Thống kê sự cố lƣới điện trung áp qua các năm. TT Đơnvị Suất sự cố vĩnh cửu Suất sự cố thoáng qua 2003 2005 2006 2003 2005 2006 1 Cty Điện Lực 1 0,663 1,332 1,347 0,777 1,1156 1,1272 2 Cty Điện Lực 2 0,921 3,282 3,265 2,652 1,1741 1,2632 3 Cty Điện Lực 3 2,882 4,920 4,879 10,039 1,8593 1,9945 4 Cty Điện Lực Hà Nội 5,300 8,694 8,573 4,770 2,9412 2,9763 5 Cty Điện LựcTP Hồ Chí Minh 6,881 4,138 4,094 4,190 3,5409 3,6903 6 Cty Điện Lực Hải Phòng 7,037 4,318 4,343 4,143 2,4520 2,490 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 29 7 Cty Điện Lực Đồng Nai 4,363 11,182 10,093 13,340 2,6926 2,789 8 Cty TNHH Ninh Bình - 4,135 4,094 - 2,3737 2,494 9 Cty TNHH Hải Dƣơng - 10,744 9,874 - 3,862 3,888 Hiện nay để đánh giá độ tin cậy của lƣới điện thƣờng dùng số liệu nhƣ suất sự cố vĩnh cửu, suất sự cố thoáng qua, số lần cắt điện và thời gian cắt điện. Độ tin cậy lƣới điện phụ thuộc vào định hình, chất lƣợng lƣới điện ở mỗi khu vực. Hiện nay việc quản lí, theo dõi, thống kê, đánh giá các vấn đề liên quan tới độ tin cậy cung cấp điện đƣợc tổng hợp báo cáo từ các công ty điện lực qua đó ta có thể nhận xét tổng quát nhƣ sau: - Trong những năm qua do phụ tải tăng nhanh, mặt khác chất lƣợng lƣới trung áp đƣợc cải thiện chƣa nhiều, cùng với thời tiết diễn biến phức tạp do đó suất sự cố vĩnh cửu, thoáng qua có su hƣớng tăng (một số điện lực). - So sánh với các nƣớc tiên tiến trên thế giới và một số nƣớc trong khu vực thì Việt Nam vẫn ở mức cao do vậy lƣới điện Việt Nam cần tiếp tục hoàn thiện. - Đối với khu vực sau khi cải tạo lƣới trung áp về 22 KV thì độ tin cậy cung cấp điện tăng lên. 2.2 Quá trình thực hiện chuyển đổi lƣới trung áp thành cấp 22 KV: 2.2.1 Kết quả thực hiện: Năm 1994 Bộ Năng Lƣợng ban hành quyết định cấp điện áp phân phối dựa theo mô hình một cấp điện áp (cấp 22 KV và 35 KV ở miền núi). Sau hơn nhiều năm thực hiện quyết định, đến nay đã đạt đƣợc một số kết quả khả quan. Tính đến năm 2005 lƣới vận hành ở cấp điện áp 22 KV trên toàn quốc chiếm tỷ trọng 37,5% theo đƣờng dây, 37,7% theo dung lƣợng TBA .Nếu đem so sánh với 1990 thì khối lƣợng lƣới 22 KV gấp 1,97 lần khối lƣợng đƣờng dây trên toàn quốc, gần 2,78 lần dung lƣợng TBA toàn quốc. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 30 Bảng 2- 3:Tổng hợp quá trình phát triển lƣới điện trung áp: STT Hạng mục Đơn vị Giai đoạn 1990 2000 2005 I Đƣờng dây Km 23.241 57.820 121.966 1 Lƣới 35 KV Km 7.016 15.239 31.530 Tỷ lệ % 30,2 26,4 25,9 2 Lƣới 22 KV Km - 12.615 45.771 Tỷ lệ % - 21,8 37,5 3 Lƣới 15 KV Km 6.871 14.362 20.487 Tỷ lệ % 29,55 24,8 16,8 4 Lƣới 10 KV Km 6.363 13.309 20.245 Tỷ lệ % 27,12 23,0 16,6 5 Lƣới 6 KV Km 2.991 2.295 3.934 Tỷ lệ % 12,88 4,0 3,2 II TBA Phân phối MVA 4.015 10.689 29.555 1 Lƣới 35 KV MVA 584 1.692,8 4.047 Tỷ lệ % 14,5 15,8 13,7 2 Lƣới 22 KV MVA - 1.241 11.152 Tỷ lệ % - 11,6 37,7 3 Lƣới 15 KV MVA 1.377 2.848 8.403 Tỷ lệ % 34,3 26,6 28,4 4 Lƣới 10 KV MVA 790 2.925 3.714 Tỷ lệ % 19,7 27,4 12,6 5 Lƣới 6 KV MVA 1.264 1.982 2.239 Tỷ lệ % 31,5 18,5 7,6 III TBA Trung gian MVA 1.092 1.434 3.802 ( Nguồn: báo cáo lƣới điện trung áp- ban lƣới EVN) Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 31 Bảng 2- 4 : So sánh tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm và lƣới trung áp: TT Hạng mục Đơn vị Giai đoạn 2000/1990 2005/2000 2005/1990 1 Điện thƣơng phẩm %/năm 13,2 15,3 13,9 2 Khối lƣợng ĐDK trung áp %/năm 9,5 16,1 11,68 3 Khối lƣợng TBA trung áp %/năm 10,3 22,5 14,2 Trong giai đoạn 1990-2005 tổng vốn đầu tƣ phát triển lƣới trung áp cả nƣớc đạt 1,8 tỷ USD, trong đó giai đoạn 1990-1995 là 300 triệu USD, giai đoạn 1996- 2000 là 600 triệu USD, giai đoạn 2001-2005 là 900 triệu USD.Tổng số vốn để đầu tƣ phát triển lƣới trung áp chiếm 8-10% tổng số vốn đầu tƣ ngành điện. Trong thời gian qua để xây dựng, cải tạo lƣới điện hiện hữu thành lƣới 22 KV, tổng số vốn Tổng Công Ty Điện lực Việt Nam nay là Tập đoàn Điện lực Việt Nam đầu tƣ ƣớc đạt 603 triệu USD. Trong đó khu vực miền Bắc là 204 triệu USD (trong đó cả vốn cải tạo nguồn 22 KV), miền Nam 202 triệu USD, miền Trung là 197 triệu USD. Từ năm 1994 đến nay đã có 13 tỉnh hoàn thành việc chuyển đổi lƣới 6,10,15 KV thành lƣới 22 KV gồm các tỉnh Bình Phƣớc, Lâm Đồng, Hậu Giang, Đồng Tháp, Bên Tre, Vĩnh Long, Cà Mau, Bà Riạ Vũng Tàu, Trà Vinh, Sóc Trăng, Bạc Liêu, Kon Tum, Phú Yên. Các địa phƣơng lƣới 22 KV đƣợc phát triển và cải tạo chất lƣợng điện áp đƣợc cải thiện rõ rệt. Khả năng cung cấp điện tăng lên, tổn thất điện áp và điện năng giảm. Các tỉnh miền Trung (từ Quảng Bình trở vào), miền Nam và một số địa phƣơng ở miền Bắc (Thành phố Hà Nội , Hải Phòng) việc xây dựng và cải tạo lƣới điện trung áp thực hiện đúng quyết định của Bộ Công Nghiệp về phát triển lƣới 22 KV. Do vậy chất lƣợng lƣới trung áp tốt hơn hẳn các khu vực còn lại. Việc cải tạo lƣới điện hiện hữu thành 22 KV là tƣơng đối thuận lợi, nhiều địa phƣơng đặt dấu mốc là sau năm 2008 sẽ kết thúc quá trình chuyển đổi. Do khu vực này, tỷ trọng 22KV tƣơng đối lớn (CôngTy Điện lực 2 tỷ trọng lƣới 22 KV là 84,3%; CôngTy Điện lực 3 là Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 32 63,4%; Hà Nội là 42,5% theo dung lƣợng TBA). Mặt khác ở các khu vực này lƣới điện hầu hết đƣợc thiết kế theo tiêu chuẩn 22 KV ( trƣớc mắt vận hành ở cấp điện áp hiện hữu), khi có nguồn 22 KV chỉ cần đổi nấc phân áp phía trung áp và thay chống sét van, với nguồn vốn không lớn. 2.2.2 Những khó khăn cần khắc phục: - Các khu vực đã phát triển mô hình một cấp với điện áp 15 KV, việc chuyển thành 22 KV khá thuận lợi đặc biệt là vùng mật độ phụ tải chƣa cao. Trừ khu vực nội đô ở Thành Phố Hồ Chí Minh, phần còn lại khu vực này cũng nhƣ các tỉnh khác thuộc khu vực Duyên Hải miền Trung, Tây Nguyên, Đông Nam Bộ, đồng bằng sông Cửu Long và một phần Bắc Trung Bộ (Quảng Trị, Thừa Thiên Huế), việc chuyển đổi về cấp 22 KV đạt kết quả khả quan. - Khu vực miền Bắc, việc chuyển đổi cấp điện áp về cấp điện áp lựa chọn trong thời gian qua là rất chậm nguyên nhân nhƣ sau: + Do quen sử dụng mô hình cấp điện áp (35-10,6 KV ) và hệ phân phối trung tính không nối đất, việc áp dụng cấp điện áp 22KV gặp nhiều khó khăn trừ thành phố Hà Nội , Hải Phòng, Nam Định,Vinh, Thanh Hoá, Hạ Long...Có dự án cải tạo thành lƣới 22KV, các khu vực còn lại việc áp dụng cấp điện áp 22KV hầu nhƣ không phát triển đƣợc. + Cấp 22KV gần nhƣ mới đƣa vào Việt Nam, trƣớc kia chỉ có một số khu vực nhỏ ở Tây Nguyên dùng cấp điện áp 20KV. Do kinh nghiệm áp dụng chƣa nhiều, tiêu chuẩn về lƣới 22KV chƣa đầy đủ, các giải pháp thực hiện trong quá trình quá độ chuyển về cấp trung áp chuẩn chƣa chi tiết cao, nên nhiều địa phƣơng áp dụng còn lúng túng. + Do thói quen trƣớc hết là tƣ tƣởng bảo lƣu cái hiện có đã gặp nhiều khó khăn cho phát triển . + Tính đồng bộ trong giải pháp phát triển nguồn và lƣới điện tuy đã đƣợc chú ý nhƣng chƣa quán triệt nhất quán. Một hiện trạng không đồng bộ trong khâu phát triển đã hình thành dẫn tới các lƣới dùng 22 KV ở các trạm nguồn bị lãng phí trong khi mạng phân phối 6,10,15,35 KV bị quá tải . Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 33 + Hạn chế vốn đầu tƣ xây dựng, nhiều địa phƣơng không tuân thủ quy định của Bộ Công Nghiệp, việc xây dựng và cải tạo lƣới trung áp trong giai đoạn quá độ (đƣờng dây thiết kế theo quy chuẩn 22 KV, TBA phân phối thiết kế số đầu 22 KV để chờ). Do vậy việc cải tạo lƣới trung áp khu vực trên thành lƣới 22 KV là khó khăn đòi hỏi nguồn vốn lớn. - Việc phát triển trung áp ở một số khu vực chỉ đáp ứng nhu cầu trƣớc mắt không đảm bảo định hƣớng lâu dài và hệ quả của chúng kéo theo là: + Chất lƣợng lƣới trung áp không đƣợc cải thiện. + Không hạn chế đƣợc mô hình phân phối 2 cấp điện áp (thực tế khu vực miền Bắc dùng trạm TBA trung gian năm 2005 gấp 2 lần so với năm 1990). + Lƣới điện 6,10 KV bị quá tải, dẫn tới tình trạng sinh ra là lƣới 35 KV đƣợc phát triển mạnh mẽ. + Các trạm biến áp trung gian bị quá tải, xuống cấp, tỷ lệ mang tải cuộn dây ở các TBA 110 KV thấp do lƣới 22 KV khu vực này kém phát triển. 2.3 Kết luận và kiến nghị : Sau mƣời ba năm thực hiện quyết định chọn cấp điện áp quy chuẩn 22 KV trên toàn quốc cùng với kinh nghiệm cũng nhƣ thực tế xu hƣớng phát triển lƣới trung áp trên thế giới có thể đƣa ra một số nhận định: 1. Việc dùng nhiều cấp điện áp cho lƣới phân phối là không hợp lý vì vốn đầu tƣ cao, tổn thất điện năng lớn, độ tin cậy cung cấp điện thấp, gây khó khăn cho công tác quản lý vận hành lƣới điện. Do đó việc đồng nhất cấp điện áp trung áp là xu hƣớng tất yếu, tuy nhiên tuỳ từng hoàn cảnh, khu vực, mỗi nƣớc mà có phƣơng án xây dựng và cải tạo lƣới trung áp. 2. Đối với một số nƣớc phát triển nhƣ Pháp, Đức, Ý, Canada, Nhật Bản việc cải tạo lƣới trung áp cũng đƣợc xác định trong thời gian dài trên cơ sở phân tích chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật cho từng vùng , từng khu vực để xác định lộ trình cải tạo và phát triển lƣới trung áp cho phù hợp. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 34 3. Đối với một số nƣớc trong khu vực mới phát triển và đang phát triển do lƣới điện còn nhỏ nếu sớm đồng nhất đƣợc cấp điện áp trung áp hợp lý thì việc phát triển lƣới trung áp sẽ mang lại lợi ích kinh tế kỹ thuật cao nhất. 4. Đối với Việt Nam trong thời gian qua: - Trong những năm qua để đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội, lƣới điện trung áp phát triển với tốc độ lớn (tính bình quân trên 10 %/năm). Theo dự báo của Tổng sơ đồ VI trong gian đoạn 2005-2015 lƣới trung áp phát triển tốc độ bình quân 7,5% tức là đến năm 2015 khối lƣợng đƣờng dây và trạm gấp 1,26 lần tổng số Km đƣờng dây và trạm hiện có tính đến hết năm 2006. - Hiện nay khối lƣợng lƣới điện trung áp Việt Nam chƣa lớn, việc cải tạo và phát triển lƣới điện cần rõ ràng hơn, do đó chi phí cho việc cải tạo sẽ ít tốn kém hơn. - Việc đồng nhất cấp điện áp lƣới trung áp khu vực các tỉnh miền Trung và miền Nam giai đoạn tới sẽ tƣơng đối rễ ràng ( trừ Thành Phố Hồ Chí Minh) do trong giai đoạn vừa qua khu vực này mới xác định đƣợc mục tiêu đồng nhất cấp điện áp trung áp, xác định từng bƣớc đi trong giai đoạn quá độ để cải tạo lƣới điện. Hiện nay khu vực này lƣới điện vận hành ở cấp 22 KV sẵn sàng chờ vận hành ở cấp 22 KV đã lên tới 80-90% tỷ trọng lƣới trung áp. Giai đoạn sau đồng nhất cấp điện áp lƣới trung áp đòi hỏi lƣợng vốn không nhiều. Khu vực miền Bắc (trừ Thành Phố Hà Nội, Hải phòng , Nam Định và một số tỉnh thành khác) trong thời gian qua chƣa có lộ trình cụ thể chi tiết việc cải tạo chuyển đổi lƣới trung áp, dẫn tới việc phát triển lƣới trung áp không tuân thủ theo quy định của Bộ Công Nghiệp về đồng nhất cấp điện áp lƣới trung áp. Hiện nay khối lƣợng lƣới trung áp khu vực miền Bắc là tƣơng đối lớn, căn cứ theo dự báo khối lƣợng xây dựng mới lƣới trung áp khu vực miền Bắc giai đoạn 2005-2015 thì giai đoạn tới sẽ phát triển với khối lƣợng lớn .Nếu ngay bây giờ ta không xác định rõ ràng cũng nhƣ định hƣớng cụ thể chi tiết việc cải tạo lƣới trung áp miền Bắc thì việc đồng nhất cấp điện áp trung áp khu vực miền Bắc sẽ gặp khó khăn và phải chịu những phí tổn lớn để phát triển. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 35 CHƢƠNG III: ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA VIỆC CHUYỂN ĐỔI LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP VỀ CẤP 22KV TRONG GIAI ĐOẠN VỪA QUA, PHƢƠNG HƢỚNG PHÁT TRIỂN ĐẾN NĂM 2020. 3.1 Phƣơng pháp luận, công cụ đánh giá hiệu quả kinh tế- kĩ thuật: Đánh giá việc xây dựng cải tạo lƣới điện trung áp trên hai tiêu chuẩn kỹ thuật và kinh tế. 3.1.1 Tiêu chuẩn kỹ thuật: - Tất cả các phƣơng án xây dựng và cải tạo lƣới điện trung áp đều phải thoả mãn các điều kiện sau đây: + Nhu cầu cầp điện cho phát triển kinh tế xã hội của từng vùng, khu vực và miền. + Yêu cầu bảo đảm mỹ quan nhƣ: cáp ngầm, cáp bọc, (khi đi qua khu dân cƣ đông đúc, khu nội thị thành phố, thị xã), đƣờng dây trên không vùng nông thôn, miền núi. - Đối với các phƣơng án ngoài việc thoả mãn nhu cầu cấp điện còn phải thoả mãn đầy đủ tiêu chuẩn kỹ thuật nhƣ: + Tổn hao điện áp cuối đƣờng dây theo “NĐ 105/NĐ-CP ngày 12/8/2005 của Chính phủ . Về việc quy định chi tiết và hƣớng dẫn thi hành một số điều luật điện lực’’ tổn thất điện áp nhƣ sau: trong điều kiện bình thƣờng độ lệch điện áp cho phép trong khoảng ± 5%, so với điện áp danh định. Đối với lƣới chƣa ổn định sau sự cố, độ lệch điện áp cho phép là từ ± 5 % đến - 10 %. + Công suất truyền tải của đƣờng dây không vƣợt quá theo tiêu chuẩn phát nóng. + Tính linh hoạt trong vận hành, sửa chữa và nâng công suất khi phụ tải tăng. 3.1.2 Tiêu chuẩn kinh tế: Có nhiều chỉ tiêu đánh giá hiệu quả của một dự án đầu tƣ. Sau đây ta xét 5 chỉ tiêu thƣờng dùng hiện nay nhƣ: tỉ số hiệu quả so với chi phí (Benefit/cost - B/C), thời gian hoà vốn (Pay – Out or pay – back Period), hệ số hoàn vốn nội tại Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 36 (Internal Rate of Retum - IRR), chỉ tiêu giá trị quy đổi về hiện tại của lãi ròng (NPV) và chi phí biên dài hạn (LRMC). 3.1.2.1 Chỉ tiêu tỉ số lợi nhuận / chi phí (B/C): Công thức tính B/C nhƣ sau: ntaihiquyvehieGiatrichip ientaihuanquyvehGiatriloin R n t t n t t i Ct i Bt 0 0 )1( )1( Trong đó: Bt là doanh thu ở năm thứ t Ct là chi phí (không kể khấu hao cơ bản năm thứ t) Nhận xét chung: Đây là chỉ tiêu thƣờng dùng để xếp hạng các dự án đầu tƣ. Tuy nhiên khi sử dụng chỉ tiêu này nên thận trọng vì có thể có trƣờng hợp chỉ tiêu này cho một thứ tự xếp hạng ngƣợc với thứ tự xếp hạng theo chỉ tiêu Max (NPV). Chỉ tiêu B/C thực tế ít đƣợc 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 phƣơng pháp xác định hiệu ích của bản thân dự án với nền kinh tế, với doanh nghiệp, chỉ tiêu B/C chỉ phản ánh tổng số lợi ích so với tổng chi phí bao gồm c ả đầu tƣ. 3.1.2.2 Thời gian hoà vốn (TP): Thời gian hoà vốn đầu tƣ TP là chỉ số hiệu quả kinh tế đơn giản và đƣợc sử dụng phổ biến khi phân tích dự án đầu tƣ. TP là số năm cần thiết để tổng thu nhập ròng hàng năm có thể đủ hoàn vốn lại vốn đầu tƣ ban đầu với tỷ lệ chiết khấu i % nào đó . TP đƣợc xác định theo biểu thức Số vốn chƣa thu hồi năm kế tiếp TP = Số năm trƣớc khi thu hồi hoàn toàn vốn + Dòng tiền vào trong năm kế tiếp Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 37 Nhận xét chung: - Là phƣơng pháp đơn giản cho phép xác định thời gian thu hồi vốn. - Phƣơng 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 ngƣời ta sử dụng phƣơng 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 phƣơng án nào có thời gian hoà vốn ngắn nhất đƣợc xem là phƣơng án tốt nhất. Tuy nhiên những lợi ích khác của dự án sau thời kỳ TP chƣa phải là chỉ số kinh tế chủ yếu để có thể dùng nhƣ một tiêu chuẩn so sánh. TP đƣợc xem nhƣ một thông tin bổ sung về dự án liên quan đến vấn đề rủi ro. Trong nhiều trƣờng hợp, đặc biệt là các dự án đầu tƣ dài hạn, chỉ tiêu này có thể dẫn tới việc xếp hạng các dự án không đúng với hiệu quả kinh tế thực của nó. Đối với nhà nƣớc hoặc các tập đoàn kinh tế lớn lâu đời thì không thể xem những dự án mang lại lợi nhuận nhanh là tốt hơn những dự án mang lại lợi nhuận chậm hơn nhƣng thời gian thu lợi kéo dài hơn. 3.1.2.3 Tỷ lệ hoàn vốn nội tại ( IRR ): Công thức tính NPV n t CFt 0 tIRR)1( 0 IRR đƣợc tính một cách gần đúng theo biểu thức sau: IRR = i1+ (i2 – i1). 2 1 NPVNPV NPV i1: hệ số chiết khấu ứng với NPV1 lớn hơn và gần bằng 0 i 2: Hệ số chiết khấu ứng với NPV2 nhỏ hơn và gần bằng 0 Nhận xét chung: - Phƣơng pháp IRR cho biết khả năng sinh lời của dự án tính bằng tỷ lệ %. Vì vậy thuận tiện cho việc so sánh các cơ hội đầu tƣ. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 38 - Phƣơng pháp IRR có thể mâu thuẫn với phƣơng pháp NPV khi chi phí vốn thay đổi. - Do không đƣợc tính toán trên cơ sở vốn dự án, phƣơng pháp IRR có thể dẫn đến nhận định sai về khả năng sinh lời của dự án. - Phƣơng pháp IRR có thể gặp vấn đề đa trị. Chỉ tiêu hoàn vốn lại thƣờng đƣợc sử dụng để đánh giá các dự án tƣ nhân cũng nhƣ nhà nƣớc. Tuy nhiên trong một số thƣờng hợp chỉ tiêu này có thể dẫn tới quyết định không đúng . Do vậy cần cẩn thận khi sử dụng chỉ tiêu này. 3.1.2.4 Chỉ tiêu hiện tại của lãi ròng (NPV): Khi tính toán giá trị hiện tại của lãi ròng cần phải lấy lãi (B) của từng năm trừ đi mọi chi phí (C) của năm tƣơng ứng. Nếu giá trị hiện tại của lãi ròng là dƣơng thì theo quan điểm kinh tế dự án mang lại lợi ích cho nền kinh tế, ngƣợc lại nền lãi ròng là âm thì làm cho nền kinh tế xấu đi. Công thức tính: NPV n t CFt 0 ti)1( Trong đó: - i : Hệ số chiết khấu (%) - n: Thời gian tính toán - CFt: Dòng tiền tệ ở năm thứ t. Nhận xét chung: * Ƣu điểm của NPV thể hiện các yếu tố sau: - NPV là phƣơng pháp cho biết lợi nhuận tuyệt đối của dự án tuỳ thuộc vào chi phí vốn của dự án. - Đánh giá đƣợc khả năng sinh lời dự án vì đƣợc tính toán dựa trên chi phí vốn của dự án. - NPV là giá trị hiện tại ròng độc lập với phân bố ròng * Nhƣợc điểm của NPV thể hiện ở các yếu tố sau: Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 39 - Đã coi lãi suất đƣợc nhận, lãi suất phải trả và lãi suất tính toán là nhƣ nhau, thực tế không đúng nhƣ vậy. - Phƣơng pháp này không thể hiện dƣới dạng tỷ số nên không toàn diện và 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 i đƣợc chọn. - Căn cứ vào công thức tính NPV, thời gian càng về sau càng lớn, giá trị (1+i) -t càng nhỏ, do đó ròng tiền càng nhỏ do vậy NPV tạo lợi thế cho những dự án có vốn ban đầu thấp, thời gian ngắn so với những dự án có vốn ban đầu cao thời gian dài. 3.1.2.5 Chi phí biên dài hạn (LRMC): Chi phí biên là chi phí để sản xuất thêm một số đơn vị sản phẩm. Công thức xác định chi phí biên nhƣ sau: dq CTd LRMC )( Trong đó: - LRMC là chi phí biên - CT là tổng chi phí - q là số lƣợng sản phẩm Đối với sản phẩm điện, chi phí biên là chi phí hệ thống tăng thêm để sản xuất thêm một đơn vị điện năng (KWh). Có hai phƣơng án xác định chi phí biên dài hạn đƣợc sử dụng rộng rãi trên thế giới là: Phƣơng pháp tiếp cận hệ thống theo việc phát triển mở rộng hệ thống (Ex pansion Approach). Phƣơng pháp tiếp cận hệ thống theo việc gia tăng phụ tải (Incremental Approach). cả hai cách tiếp cận này đều dựa trên cơ sở phát triển tối ƣu hệ thống. Theo phƣơng pháp phát triển mở rộng hệ thống, chi phí biên dài hạn đƣợc 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 đƣợc tính toán bằng chênh lệch so với gia tăng hàng năm. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 40 Công thức tính toán theo cách tiếp cận này là: LRMC n t t n t i Et i Ct 1 0 )1( )1( Trong đó: - LRMC là chi phí biên dài hạn. - ∆Ct: là chênh lệch chi phí năm t. - ∆Et: là chênh lệch nhu cầu phụ tải năm t (KWh) - i : là hệ số chiết khấu - n: là thời gian tính toán Trong dự án điện lực, các chi phí bao gồm: - Chi phí đầu tƣ C1: đƣợc xác định trên cơ sở chi phí đầu tƣ xây dựng trạm biến áp và chi phí xây dựng đƣờng dây. - Chi phí vận hành và bảo dƣỡng C2 - Chi phí tổn thất C3: Chi phí tổn thất đƣợc xác định trên cơ sở chi phí tổn thất đƣờng dây và trạm biến áp. Tóm tại: Sau khi nghiên cứu những ƣu nhƣợc điểm của các phƣơng 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 lƣới điện trung áp, đề tài lựa chọn phƣơng pháp so sánh chi phí biên dài hạn ( LRMC) của các phƣơng án, phƣơng án nào có (LRMC) nhỏ nhất là phƣơng pháp tối ƣu nhất. 3.1.3 Phƣơng pháp nghiên cứu trong đề tài: Với mỗi khu vực, mỗi địa phƣơng có mật độ phụ tải, tiêu thụ điện năng hiện trạng lƣới điện khác nhau thì sẽ có tốc độ cải tạo hợp lý khác nhau. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 41 Cải tạo với tốc độ nhanh sẽ tốn kém, cải tạo chậm sẽ dẫn tới lãng phí, vấn đề là tìm ra tốc độ cải tạo hợp lý cho từng trƣờng hợp cụ thể để kết quả thu đƣợc là kinh tế nhất trên cơ sở vẫn đáp ứng các chỉ tiêu kỹ thuật. Bài toán cải tạo lƣới điện phải gắn liền với yếu tố thời gian, do vậy phải đƣa ra những khối lƣợng, vốn đầu tƣ, giá trị vốn thu hồi, tổn thất điện năng v..v…. của từng phƣơng án phát triển điện lƣới, tính toán chi phí biên dài hạn của các phƣơng án, tìm ra phƣơng án có chi phí biên dài hạn nhỏ nhất để quyết định phƣơng án cải tạo phát triển lƣới điện. Do vậy đề tài nghiên cứu dựa trên việc lựa chọn một số khu vực điển hình để đƣa ra phƣơng án cải tạo và phát triển lƣới điện trung áp, tìm ra mô hình phù hợp để nhân rộng. 3.1.4 Những lý thuyết và công cụ sử dụng đánh giá: 3.1.4.1 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 đƣợc xác định đúng khi quy hoạch, thiết kế, cải tạo cũng nhƣ vận hành hệ thống cung cấp điện. Độ chính xác khi xác định nhu cầu điện năng và đồ thị phụ tải ảnh hƣởng rất lớn đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống cung cấp điện đƣợc xem xét khảo sát, nhiều phƣơng pháp đã đƣợc đề xuất và áp dụng một cách hiệu quả. Tuy nhiên mỗi phƣơng pháp đều tồn tại những ƣu nhƣợc điểm nhất định và chỉ thích hợp với những đối tƣợng nghiên cứu cụ thể. 3.1.4.2 Tóm tắt nội dung một vài phƣơng pháp dự báo nhu cầu điện: a. Phƣơng pháp hệ số đàn hồi theo nhịp tăng GDP. Phƣơng pháp này thích hợp với các dự báo trung và dài hạn. Phƣơng pháp luận của phƣơng pháp dự báo này là trên cơ sở dự báo các kịch bản phát triển kinh tế- xã hội, nhu cầu điện năng đƣợc mô phỏng theo quan hệ đàn hồi với tốc độ tăng trƣởng kinh tế. Hệ số đàn hồi đƣợc tính nhƣ sau: Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 42 Tốc độ tăng nhu cầu điện (%) Hệ số đàn hồi điện = Tốc độ tăng trƣởng GDP (%) Các hệ số đàn hồi đƣợc xác định theo từng ngành theo chuỗi phân tích quá khứ. b. Phƣơng pháp ngoại suy theo thời gian. Nội dung của phƣơng pháp là nghiên cứu sự diễn biến của điện năng, trong quá khứ tƣơng đối ổn định để tìm ra một quy luật nào đó, rồi kéo thời gian dài quy luật ấy ra để dự đoán cho tƣơng lai. Phƣơng 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 tƣơng lai để làm cơ sở dự báo. Mô hình này thƣờng có dạng At = A0 (1 + )t 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 Nhƣợc điểm của phƣơng pháp này là chỉ cho ta kết quả chính xác nếu tƣơng lai không có nhiễu và quá khứ phải tuân theo một quy luật. c. Phƣơng pháp so sánh đối chiếu: Nội dung phƣơng pháp là so sánh đối chiếu nhu cầu phát triển điện năng của các nƣớc có hoàn cảnh tƣơng tự. Phƣơng pháp này tƣơng đối đơn giản thƣờng đƣợc dùng mang tính tham khảo, kiểm chứng. d. Phƣơng pháp chuyên gia: Nội dung chính là dựa trên sự hiểu biết sâu sắc của các chuyên gia giỏi, các chuyên gia sẽ đƣa ra các dự báo của mình. e. Phƣơng pháp tính trực tiếp: Nội dung của phƣơng pháp này là xác định nhu cầu điện năng của dự báo dựa trên tổng sản phẩm kinh tế của các ngành trong năm và xuất tiêu hao điện năng Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 43 của từng loại sản phẩm hoặc xuất tiêu hao trung bình cho một hộ gia đình, bệnh viện, trƣờng học, khách sạn…vv phƣơng pháp này tỏ ra khá chính xác khi đối tƣợng 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 đƣợc tỷ lệ sử dụng điện năng trong các ngành kinh tế nhƣ trong công nghiệp, nông nghiệp, quản lý tiêu dùng dân cƣ..vv… Với các ƣu điểm và độ chính xác bám sát thực tế phát triển của khu vực dự báo, không quá phức tạp nên phƣơng pháp này đƣợc dùng phổ biến cho các dự báo tầm ngắn (1-2 năm ) và tầm vừa (3-10 năm) trong các đề án quy hoạch tỉnh , thành phố vv… Tóm tại: Lựa chọn phƣơng pháp dự báo nhu cầu điện năng là phù hợp với hoàn cảnh thực tế của các địa phƣơng và số liệu điều tra thu thập nhu cầu cần điện của các tỉnh đã đƣợc khảo sát quy hoạch đƣợc tính toán dự báo theo hai phƣơng pháp là: - Phƣơng pháp tính trực tiếp đƣợc sử dụng tính toán cho giai đoạn 2008 -2010 trong giai đoạn này đề tài đề cập kết quả dự báo theo quy hoạch phát triển điện lực của một số tỉnh thành đã đƣợc Bộ công nghiệp phê duyệt. - Phƣơng pháp hệ số đàn hồi đƣợc sử dụng tính toán cho giai đoạn 2011- 2015- 2020 3.1.5 Xây dựng hàm chi phí tính toán hàng năm cho lƣới điện trung áp: Ci = C1i + C2i + C3i Trong đó : C1i là tổng vốn đầu tƣ để xây dựng hệ thống cung cấp điện năng thứ i (5.1) C2i Chi phí vận hành bảo dƣỡng (0+M) lƣới điện năm thứ i (5.2) C3i chi phí tổn thất điện năng năm thứ i (5.3) 3.1.5.1 Một vài giả thiết khi tính toán: Để đơn giản và giảm khối lƣợng tính toán cho các phƣơng án cải tạo phát triển lƣới điện mà không ảnh hƣởng nhiều đến kết quả ta đƣa ra các giả thiết sau: - Trong các phƣơng án coi phần phát triển mạng lƣới hạ áp là giống nhau. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 44 - Số lƣợng, dung lƣợng trạm biến áp phân phối xây mới để đáp ứng yêu cầu phát triển của phụ tải trong các phƣơng án là nhƣ nhau. - Chi phí tổn thất điện năng của trạm biến áp trong các phƣơng án là nhƣ nhau. - Chi phí đầu tƣ cho các thiết bị bảo vệ, đóng cắt, thiết bị bù…. giữa các phƣơng án là nhƣ nhau. 3.1.5.2 Tổng vốn đầu tƣ để xây dựng hệ thống cung cấp điện: Hàm chi phí (5.1) có thể phân tích chi tiết dƣới dạng C1i = C1tbacci + C1tbappi + C1đdi (5.4) Trong đó: C1tbacci -vốn đầu năm thứ i cho TBA cung cấp C1tbappi- Vốn đầu tƣ cho năm thứ i cho TBA phân phối C1đdi -Vốn đầu tƣ năm thứ i cho đƣờng dây trung áp 3.1.5.3 Chi phí vận hành bảo dƣỡng: C2i chi phí vận hành bảo dƣỡng (0+M) lƣới điện năm thứ i và lấy bình quân là 2% C1i. 3.1.5.4 Chi phí tổn thất điện năng: C3i = C3tbappi + C3đdi (5.5) Trong đó : C3tbappi- là chi phí tổn thất điện năng thứ i cho TBA cung cấp, TBA phân phối C3đdi- chi phí tổn thất điện năng năm thứ i cho ĐDK trung áp. C3tbappi CPn BdmS S CTPo .. max .. 2 2 C3đdi = 3I2max.R.τ .C Trong đó: ∆ P0, Pn tổn thất không tải và tổn thất ngắn mạch của MBA R: Điện trở đƣờng dây T: Thời gian vận hành MBA lấy bằng 8.760h C: Giá tiền tổn thất điện năng đ/KWh Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 45 : thời gian tổn thất công suất lớn nhất. Smax, SBđm công suất cực đại và công suất định mức của MBA. 3.1.6 Các điều kiện đƣa vào sử dụng đánh giá: 3.1.6.1 Đơn giá xây dựng: Áp dụng đơn giá xây dựng đƣờng dây trung áp và biến áp phân phối của Bộ Công Nghiệp. Vốn cải tạo nâng tiết diện dây dẫn, điện áp đƣợc tính theo tiết diện dây dẫn đã lựa chọn và hiện trạng lƣới điện trƣớc khi cải tạo. Vốn xây dựng trạm biến áp phân phối phía sơ cấp có hai đầu phân áp 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 30% đơn giá xây dựng mới. 3.1.6.2 Giá điện: Giá bán điện bình quân dự kiến lên 7Cent/kWh vào năm 2010. Giá mua điện đƣợc tính bằng 70% giá bán điện tại thanh cái 110kV của trạm biến áp 110kV. 3.1.6.3 Hệ số chiết khấu, năm gốc quy đổi: - Hệ số chiết khấu i = 10% - Năm gốc quy đổi đƣợc tính từ 2007 3.1.6.4 Thời gian sử dụng công suất lớn nhất và thời gian tổn thất công suất lớn nhất: - Thời gian sử dụng công suất lớn nhất đƣợc lấy trên cơ sở dự báo nhu cầu điện năng của khu vực tính toán. - Thời gian tổn thất công suất lớn nhất nhìn chung τ không thể tính một cách chính xác, ta sử dụng công thức kinh nghiệm. )( 8760 max .87,0 8760 max 13,0.8760 2 h TT Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 46 3.2 Tính toán hiệu quả các phƣơng án cải tạo lƣới trung áp giai đoạn đến 2020 cho một số khu vực điển hình: Phƣơng pháp nghiên cứu của đề tài dựa trên việc lựa chọn khu vực điển hình có diện tích không lớn tính toán các phƣơng án phát triển lƣới điện, tìm mô hình phù hợp rồi nhân rộng. Dựa vào việc phân tích đặc điểm lƣới điện, đề tài lựa chọn các khu vực điển hình để nghiên cứu. a. Khu vực có mật độ phụ tải cao: Khu vực có mật độ phụ tải cao bao gồm những khu vực đô thị và ven đô thị. Nhƣ trình bày ở trên đối với khu vực đô thị và ven đô thị của nƣớc ta hiện tỷ trọng lƣới 22kV bao gồm cả vận hành và lƣới đã đƣợc xây dựng theo quy chuẩn 22KV, chiếm tỷ trọng 60 80%. Đối với khu vực này đề tài xem xét những khu vực điển hì nh nhƣ mật độ phụ tải cao, tốc độ gia tăng không lớn và khu vực đô thị nơi có tốc độ đô thị hoá cao với tốc độ gia tăng phụ tải lớn. Đề tài xem xét một số khu vực sau: - Quận Hoàn Kiếm – Thành phố Hà Nội: Quận Hoàn Kiếm – Thành phố Hà Nội có mật độ phụ tải cao, tốc độ gia tăng phụ tải thấp, yêu cầu và độ tin cậy cung cấp điện cũng nhƣ mỹ quan đô thị ở mức độ cao, tính toán xem xét việc cải tạo lƣới điện để chuyển các cấp điện áp 6kV,10kV thành 22kV. Trong các phƣơng pháp cải tạo đề tài tính toán việc cải tạo với tốc độ nào thì hợp lý nhƣ tốc độ cải tạo nhanh, trung bình và kéo dài. - Quận Phú Nhuận – Thành phố Hồ Chí Minh: Quận Phú Nhuận – Thành phố Hồ Chí Minh có mật độ phụ tải cao, tốc độ gia tăng nhu cầu phụ tải thấp, yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cũng nhƣ mỹ quan đô thị ở mức độ cao, tính toán việc cải tạo lƣới điện để chuyển các cấp điện áp 15kV thành điện áp 22kV. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 47 Trong các phƣơng án cải tạo, đề tài tính toán việc cải tạo với tốc độ nào thì hợp lý nhƣ tốc độ nhanh, trung bình và phƣơng án không chuyển đổi lƣới 15kV thành 22kV. b. Khu vực có mật độ phụ tải trung bình: Khu vực có mật độ phụ tải trung bình, lƣới điện trung áp có những khu vực điển hình nhƣ : + Đồng bằng miền Trung và miền Nam: Hiện tỷ trọng lƣới 22kV bao gồm cả lƣới đang vận hành và lƣới đã đƣợc xây dựng theo quy chuẩn 22kV chiếm tỷ trọng lớn. Khu vực đồng bằng miền Nam lƣới trung áp về cơ bản đã đƣợc xây dựng và vận hành ở cấp điện áp 22kV, trong một vài năm tới cơ bản sẽ chuyển thành lƣới 22kV (hiện lƣới 22kV chiếm tỷ trọng 80 90%). Khu vực đồng bằng miền Trung lƣới trung áp xây dựng và vận hành ở cấp 22kV chiếm tỷ trọng 60 80%. Do vậy đối với khu vực này đề tài chỉ tính toán cho khu vực đồng bằng miền Trung. + Đồng bằng Bắc Bộ: Đối với khu vực này hiện tỷ trọng lƣới 10(6) kV chiếm tỷ trọng áp đảo (70 80%), lƣới 35kV là cấp trung gian cấp điện cho các trạm trung gian 35/10kV hoặc 35/6kV, trong thời gian gần đây do tốc độ phát triển phụ tải nhanh, lƣới 10(6) kV không đáp ứng đƣợc nhu cầu phát triển phụ tải lƣới 35kV chuyển dần thành lƣới phân phối. Đối với khu vực này đề tài xem xét hai khu vực huyện Đông Hƣng – tỉnh Thái Bình và huyện Diên Khánh - tỉnh Khánh Hoà là hai khu vực có mật độ phụ tải trung bình, yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện ở mức độ trung bình, đề tài nghiên cứu tốc độ cải tạo so sánh với khu vực có mật độ phụ tải cao rút ra kết luận giữa mật độ phụ tải cao và trung bình, để xem xét tốc độ cải tạo nhanh, trung bình và kéo dài, tốc độ nào phù hợp với từng mật độ phụ tải cũng nhƣ hiện trạng lƣới điện khu vực đó. c. Khu vực miền núi nơi có phụ tải thấp. - Khu vực miền núi miền Trung và Tây Nguyên; hiện tỷ trọng lƣới 22kV bao gồm cả lƣới vận hành và lƣới đã đƣợc xây dựng theo tiêu chuẩn 22kV, chiếm tỷ trọng Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 48 cao từ (60 80%). Hiện nay, khu vực này lƣới 35kV cấp điện cho các trạm trung gian 35/10-15-22kV, lƣới phân phối là các cấp điện áp 10,15,22kV. - Khu vực miền Núi phía Bắc; đối với khu vực này hiện tỷ trọng lƣới 35kV chiếm tỷ trọng áp đảo (70 80%), lƣới 35kV là cấp trung gian cấp điện cho các trạm trung gian 35/10kV hoặc 35/6kV cấp điện cho các khu vực thị trấn (thị tứ), việc cấp điện cho các thôn bản vùng sâu, vùng xa chủ yếu dùng lƣới 35kV, lƣới 10(6)kV chỉ tồn tại các khu vực thị trấn huyện. Đối với khu vực này đề tài đề cập xem xét hai khu vực: + Huyện Vị Xuyên - Tỉnh Hà Giang có mật độ phụ tải nhỏ, bán kính cấp điện lớn, yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện ở mức thấp, đề tài nghiên cứu các phƣơng án nhƣ phƣơng án xây mới, cải tạo lƣới điện hữu thành lƣới điện 22kV; phƣơng án xây mới, cảo tạo lƣới điện hiện hữu thành lƣới 35kV; phƣơng án tồn tại cả lƣới 35, 22kV, khi xét từng khu vực nhỏ chỉ tồn tại một cấp điện áp trong đó khu vực đô thị, khu công nghiệp phát triển lƣới 22kV, khu vực vùng sâu, vùng xa phát triển lƣới 35kV. + Huyện Krông Nô - Tỉnh Đak Nông có mật độ phụ tải nhỏ, bán kính cung cấp điện lớn, đề tài nghiên cứu các phƣơng án nhƣ tốc độ cải tạo nhanh, trung bình và phƣơng án không chuyển đổi cấp điện áp. Đề tài xem xét phƣơng án nào phù hợp với từng mật độ phụ tải cũng nhƣ hiện trạng lƣới điện khu vực xét. 3.2.1 Tính toán cho khu vực mật độ phụ tải cao: 3.2.1.1 Tính toán cho khu vực quận Hoàn Kiếm: Quận Hoàn Kiếm là quận đặc trƣng cho lƣới điện Thành phố Hà Nội với mật độ phụ tải cao, lƣới trung áp tồn tại cả 3 cấp điện áp, trong đó là lƣới 6,10,22kV trong gian đọan tới định hƣớng phát triển lƣới trung áp thành phố có ý nghĩa đặc biệt quan trọng. a) Hiện trạng lƣới điện quận Hoàn Kiếm: Hiện tại công suất cực đại Pmax = 89MW. Quận Hoàn Kiếm đƣợc cung cấp bởi nguồn điện từ trạm Bờ Hồ, Trần Hƣng Đạo, Yên Phụ và trạm Giám. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 49 - Trạm 110kV Yên Phụ công suất 2 x 40 MVA – 110/22/6kV, cấp điện cho các phụ tải phía bắc quận Hoàn Kiếm (2 lộ 6kV và 3lộ 22kV). - Trạm 110kV Trần Hƣng Đạo công suất (2x 63MVA – 110/22/10kV cấp điện cho các hộ phụ tải phía Nam Quận (4 lộ 10kV)). - Trạm 110 kV Bờ Hồ công suất 2 x 63MVA – 110/22/6kV cấp điện cho trung tâm quận và phụ tải phía Đông của Quận (3 lộ 6kV và 5lộ 22kV). - Trạm 110kV Giám công suất 2 x 63MVA – 110/22/6kV cấp điện cho các hộ phía Tây Quận (5 lộ 6kV). Bảng 3.1. Tổng hợp khối lƣợng lƣới trung áp Quận Hoàn Kiếm. Hạng mục Khối lƣợng lƣới điện Đƣờng dây (km) Trạm biến áp (trạm/MVA) 1. Lƣới 6kV 61,7 161/75,475 Tỷ trọng % 8 31 (theo dung lƣợng) a. Lƣới thiết kế tiêu chuẩn 22kV 52,52 67/35,385 b. Lƣới thiết kế tiêu chuẩn 6kV 9,18 94/40,09 2. Lƣới 10kV 17,7 90/41,64 Tỷ trọng (%) 8 17 a. Lƣới thiết kế tiêu chuẩn 22kV 12,83 41/19,01 b. Lƣới thiết kế tiêu chuẩn 10kV 4,87 49/22,63 3. Lƣới 22kV 128 200/127,73 Tỷ trọng % 62 52 (theo dung lƣợng) Tổng cộng: 207,4 451/244,845 Bảng 3.2. Hiện trạng tải và tổn thất điện áp các tuyến đƣờng dây. TT Tên đƣờng dây Tiết diện/chiềudài đƣờng trục (km) Pmax(KW) ∆U (%) I Tr.Trần Hƣng Đạo 1 Lộ 971 XLPE-300,240,150,120/6,2 3.400 1,39 2 Lộ 978 XLPE-300,240,150,120/3,9 5.800 1,5 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 50 3 Lộ 985 XLPE-300,240,150,120/3,2 4.400 0,93 4 Lộ 991 XLPE-300,240,150,120/4,3 5.800 1,65 II. Trạm Yên phụ 1 Lộ 671 XLPE-300,240,150,120/8,6 2.700 4,27 2 Lộ 672 XLPE-300,240,150,120/13,7 4.200 10,57 3 Lộ 481 XLPE- -240/8 6.800 0,74 4 Lộ 482 XLPE-240,70/8,3 3.700 0,42 5 Lộ 479 XLPE-240/8,5 2.600 0,3 III Trạm Gián 1 Lộ 674 XLPE-400,240, 120/13,7 3.100 7,78 2 Lộ 673 XLPE-240,70,50/5,6 2.800 3,9 3 Lộ 672 XLPE-400,240, 120/4,47 3.200 2,62 4 Lộ 679 XLPE-400,240/5,9 1.200 1,3 5 Lộ 677 XLPE-240,185,120,7/6,7 3.500 4,3 IV Trạm Bờ Hồ 1 Lộ 673 XLPE-240,185,120,7/4,1 3.400 2,56 2 Lộ 672 XLPE-240,150,120,95/2,6 2.800 1,34 3 Lộ 671 XLPE-300,240,120,95/5,4 3.800 3,77 4 Lộ 485 XLPE-240/3,9 6.100 0,33 5 Lộ 480 XLPE-300,240/4,4 5.100 0,31 6 Lộ 475 XLPE-300,240/13,4 8.100 1,48 7 Lộ 472 XLPE-240,70/8,3 4.400 1,5 8 Lộ 481 XLPE-300,140/7,1 4.900 0,48 Nhƣ vậy, hiện nay lƣới 6 kV khu vực quận Hoàn Kiếm có 2 lộ không đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 51 Bảng 3.3. Dự báo nhu cầu điện, dung lƣợng TBA phân phối đến năm 2020. Hạng mục Đơn vị 2006 2010 2015 2020 1. Điện thƣơng phẩm Triệu KWh 380 545 711 928 2. Pmax MW 89 124 158 201 3. Tổng dung lƣợng trạm phân phối KVA 244.185 322.035 402.035 (Ƣớc) 500.035 (ƣớc) b. Các phƣơng án phát triển lƣới điện quận Hoàn Kiếm đến năm 2020: - Phƣơng án I : Mật độ phụ tải quận Hoàn Kiếm là rất lớn, việc cải tạo và phát triển lƣới điện dựa trên ý tƣởng sớm hoàn thành việc cải tạo lƣới 6,10kV thành lƣới 22kV. Đối với phƣơng án này tiến độ cải tạo nhƣ sau: + Giai đoạn 2006 – 2010: Cải tạo toàn bộ lƣới 6,10kV thành 22kV. Cải tạo 14,05km đƣờng dây 6,10kV thành lƣới 22kV, 94 trạm/40,09MVA Trạm 6/0,4kV thành 22/0,4kV, 49 trạm /22,63 MVA trạm 10/0,4kV thành 22/0,4KV. Đồng thời xây dựng mới 55,16km cáp nguầm 22kV và 77,85 MVA trạm 22/0,4kV. + Giai đoạn 2011 – 2015: Trên địa bàn Quận chỉ phát triển lƣới 22kV. Khối lƣợng xây dựng mới đƣờng dây và trạm biến áp nhƣ sau: 37,67km cáp ngầm 22kV và 80MVA trạm 22/0,4kV. + Giai đoạn 2016 – 2020: Trên địa bàn Quận chỉ phát triển lƣới 22kV. Khối lƣợng xây dựng mới đƣờng dây và Trạm biến áp là 42,77km cáp ngầm 22kV và 98 MVA trạm 22/0,4KV. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 52 Bảng 3.4 Nguồn cấp cho Quận Hoàn Kiếm Phƣơng án I. Trạm 110KV 2006 2010 2015 2020 C.suất MVA Điện áp (KV) C.suất MVA Điện áp (KV) C.suất MVA Điện áp (KV) C.suất MVA Điện áp (KV) Bờ Hồ 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 Tr.Hƣng Đạo 2 x 63 110/22/10 2 x 63 110/22/10 2 x 63 110/22/10 2 x 63 110/22/10 Giám 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 Yên Phụ 2 x 40 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 Phúc Tân - - - - - - 2 x 63 110/22 - Phƣơng án II: Việc cải tạo và phát triển lƣới điện trên ý tƣởng từng bƣớc chuyển đổi lƣới 6,10kV thành lƣới 22kV, tuy nhiên ở phƣơng án này cải tạo tiến độ chậm hơn phƣơng án I, với phƣơng án này tiến độ cải tạo nhƣ sau: + Giai đoạn 2006 – 2010: Cải tạo toàn bộ lƣới 6kV thành lƣới 22kV. Khối lƣợng cải tạo đƣờng dây và trạm biến áp gồm 9,18km đƣờng dây 6kV thành 22kV, 94 trạm/40,09MVA trạm 6/0,4 kV thành 22/0,4kV, khối lƣợng xây dựng mới 62,16km cáp ngầm 22kV và 63,6 MVA trạm 22/0,4kV, 14,25MVA trạm 22-10/0,4kV. + Giai đoạn 2011 – 2015: Cải tạo toàn bộ lƣới 10kV thành 22kV. Khối lƣợng cải tạo đƣờng dây và Trạm biến áp gồm 4,87km đƣờng dây 10kV thành 22kV, 49 trạm/22,63 MVA trạm 10/0,4kV thành 22/0,4kV. Khối lƣợng xây dựng mới đƣờng dây và Trạm biến áp gồm 37,67km cáp ngầm 22KV, 80MVA trạm 22/0,4kV. + Giai đoạn 2016 – 2020: Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 53 Trên địa bàn Quận chỉ phát triển lƣới 22KV. Khối lƣợng xây dựng mới nhƣ sau: 42,77km cáp ngầm 22kV, 98MVA trạm 22/0,4KV. Nguồn cấp điện cho Quận nhƣ phƣơng án I. - Phƣơng án III: Việc cải tạo và phát triển lƣới điện dựa trên ý tƣởng từng bƣớc chuyển đổi lƣới 6,10kV thành 22kV. Tuy nhiên tốc độ cải tạo sẽ chậm hơn phƣơng án I và phƣơng án II. Phƣơng án này công suất nguồn cấp điện cho Quận dự kiến 2020 nhƣ bảng 3.5 Bảng 3.5. Nguồn cấp điện cho Quận Hoàn Kiếm phƣơng án III. Tên Trạm 110KV 2006 2010 2015 2020 C.suất MVA Điện áp (KV) C.suất MVA Điện áp (KV) C.suất MVA Điện áp (KV) C.suất MVA Điện áp (KV) Bờ Hồ 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 Tr.Hƣng Đạo 2 x 63 110/22/10 2 x 63 110/22/10 2 x 63 110/22/10 2 x 63 110/22/10 Giám 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 Yên Phụ 2 x 40 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 2 x 63 110/22/6 Phúc Tân - - - - - - 2 x 63 110/22 Đối với phƣơng án này tiến độ cải tạo và phát triển lƣới điện nhƣ sau: + Giai đoạn 2006 – 2010: Giai đoạn này chƣa thực hiện việc cải tạo lƣới 6,10kV thành lƣới 22kV chỉ xây dựng mới 66,16km cáp ngầm 22kV, 48,69MVA trạm 22/0,4KV và 14,91 MVA trạm 22-6/0,4KV, 14,25 MVA trạm 22-10/0,4KV. + Giai đoạn 2011 – 2015: Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 54 Cải tạo lƣới 6KV thành lƣới 22KV. Khối lƣợng cải tạo đƣờng dây và trạm nhƣ sau:9,18km đƣờng dây 6kV thành 22kV, 94 trạm/40,09 MVA trạm 6/0,4kV thành 22/0,4kV. Khối lƣợng xây dựng mới đƣờng dây và trạm biến áp gồm 37,67 km cáp ngầm 22kV, 76, 4MVA trạm 22/0,4 KV, 3,6MVA trạm 10-22/0,4KV. + Giai đoạn 2016 – 2020: Hoàn thành việc cải tạo lƣới 10kV thành lƣới 22kV. Khối lƣợng cải tạo đƣờng dây và trạm biến áp gồm 4,87km đƣờng dây 10kV thành 22kV; 49trạm/22,63 MVA trạm 10/0,4 kV thành 22/0,4kV. Khối lƣợg xây dựng mới 42,77km cáp ngầm 22kV và 98MVA trạm 22/0,4kV. - Kết quả tính toán vốn đầu tƣ xây dựng mới, cải tạo lƣới điện trung áp các phƣơng án đƣợc thể hiện phần phụ lục 1. - Kết quả tính toán chế độ lƣới điện trung áp các phƣơng án phụ lục 2A,B,C. - Kết quả tính toán chi phí biên dài hạn các phƣơng án phụ lục 3A,B,C. Bảng 3.6. Tổng hợp kết quả tính toán các phƣơng án Quận Hoàn Kiếm. STT Hạng mục Đơn vị Phƣơng án I Phƣơng án II Phƣơng án III I Vốn đầu tƣ tỷ đồng 399,45 405,89 415,87 a Giai đoạn 2006 – 2010 tỷ đồng 152,7 149,81 144,88 b Giai đoạn 2011 – 2015 tỷ đồng 94,14 103,46 107,94 c Giai đoạn 2016 – 2020 tỷ đồng 152,62 152,62 163,05 2 Tổn thất điện năng a Giai đoạn 2006 – 2010 Triệu KWh 13,616 13,857 16,446 b Giai đoạn 2011 – 2015 Triệu KWh 14,803 14,803 15,118 c Giai đoạn 2016 – 2020 Triệu KWh 16,383 16,383 16,326 3 LRMC đồng/kWh 834,6 836 835,6 Qua tính toán cho thấy việc sớm đồng nhất lƣới điện quận Hoàn Kiếm sẽ mang lại hiệu quả kinh tế cao. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 55 3.2.1.2 Tính toán cho khu vực Quận Phú Nhuận: Quận Phú Nhuận là Quận nằm trung tâm thành phố Hồ Chí Minh, nơi có mật độ phụ tải rất cao, việc tính toán hiệu của của việc cải tạo, chuyển đổi lƣới điện có ý nghĩa rất quan trọng trong việc định hƣớng phát triển lƣới điện trung áp cho khu vực đô thị có mật độ phụ tải cao, mức gia tăng phụ tải không lớn. a) Hiện trạng lƣới điện Quận Phú Nhuận: Công suất cực đại hiện tại là: Pmax = 48MW Quận Phú Nhuận đƣợc cung cấp nguồn từ trạm Hoả Xa công suất 2x 63 + 40 MVA 110/22-15/10kV thông qua 4 tuyến đƣờng dây15kV. Bảng 3.7. Tổng hợp khối lƣợng trung áp Quận Phú Nhuận. Hạng mục Khối lƣợng lƣới điện Đƣờng dây (km) Trạm/dung lƣợng (MVA) 1. Lƣới 15kV 71,041 639/89,495 a. Lƣới thiết kế tiêu chuẩn 22kV 71,041 212/42,42 (42,9%) b. Lƣới thiết kế tiêu chuẩn 15kV - 427/56,256 (57,1%) Bảng 3. 8 Hiện trạng tải , tổn thất điện áp các đƣờng dây 15kV . STT Tên đƣờng dây Tiết diện (mm 2 ) đƣờng trục Đƣờng trục (km) Pmax (MW) U(%) I 110kV Hoả Xa 1 Công Lý 2 x 240 2 x 2,035 9 2,4 2 Gia Định 2 x 240 2 x 1,354 11 2,5 3 HX -Trần Quý Cáp 240 5,759 7,6 2,9 4 Nguyễn Huệ 240 6,612 10,2 5,1 5 Chi Lăng 240 4,649 11,1 6,4 6 Minh Hùng 240 0,422 1 7,6 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 56 II Nguyễn Công Lý 1 Huỳnh Đức 240 5,369 3,5 1,8 2 Thiếu Thị 240 3,792 2,3 0,8 3 Bà Tâm 240 4,506 2,2 0,7 4 Hồ Biến Chánh 240 3,207 1,8 0,5 III Ngắt Di nguy 1 Kiểu Lộ 240 5,198 1,3 0,8 IV Ngắt Gia Định 1 Gia Định 120 2,5 7,1 3,8 Kết quả cho thấy hiện nay lƣới 15kV khu vực quận Phú Nhuận có 3 lộ không đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật . Bảng 3.9: Dự báo nhu cầu điện, dung lƣợng TBA phân phối đến năm 2020. Hạng mục Đơn vị 2006 2010 2015 2020 1. Điện thƣơng phẩm Triệu KWh 210 298 402 514 2. Pmax MW 48 63 81 101 3. Tổng dung lƣợng trạm phân phối KVA 98.495 148.446 189.146 (Ƣớc) 225.346 (Ƣớc) b) Các phƣơng án phát triển lƣới điện Quận Phú Nhuận đến năm 2020: - Phƣơng án I: Mật độ phụ tải quận Phú Nhuận là rất lớn, việc cải tạo và phát triển triển hệ thống điện dựa trên ý tƣởng sớm hoàn thành việc cải tạo lƣới 15kV thành 22kV. Đối với phƣơng án này tiến độ cải tạo và phát triển lƣới điện nhƣ sau: + Giai đoạn 2006 – 2010: Cải tạo toàn bộ lƣới 15kV thành 22kV. Khối lƣợng xây dựng mới và cải tạo đƣờng dây và trạm biến áp là: Cải tạo 427 trạm/56,255 MVA từ cấp điện áp 15/0,4KV thành 22/0,4KV. Xây dựng mới 22,7km cáp ngầm 22kV và 49,99 MVA trạm 22/0,4KV Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 57 + Giai đoạn 2011- 2015: Khối lƣợng xây mới đƣờng dây và trạm biến áp nhƣ sau ; 17,6 km cáp ngầm 22KV, 40,7 MVA trạm 22/0,4 KV. + Giai đoạn 2016 – 2020: Khối lƣợng xây dựng mới đƣờng dây và trạm biến áp là 22,1km Cáp ngầm 22kV và 36,2MVA trạm 22/0,4KV. Bảng 3.10 Nguồn cấp điện cho Quận Phú Nhuận Phƣơng án I. Tên Trạm 110KV 2006 2010 2015 2020 C.suất MVA Điện áp (KV) C.suất MVA Điện áp (KV) C.suất MVA Đ.áp (KV) C.suất MVA Đ.áp (KV) Hoả Xa 2 x 63 + 40 110/22/15 2 x 63 110/22/10 2 x 63 110/22 2 x 63 110/22 T.Sơn Nhất - - 2 x 63 110/22 2 x 63 110/22 2 x 63 110/22 Tân Định - - 2 x 63 110/22 2 x 63 110/22 2 x 63 110/22 Rạch Miễu 2 x 63 110/22 - Phƣơng án II: Đối với phƣơng án này việc cải tạo và phát triển lƣới điện dựa trên ý tƣởng từng bƣớc cải tạo chuyển đổi lƣới 15kV thành 22kV. Với phƣơng án này tiến độ cải tạo và phát triển lƣới nhƣ sau: + Giai đoạn 2006 – 2010: Cải tạo lƣới 15kV thành 22kV cho khu vực phía Bắc và đông Bắc giáp Quận 1 và Quận 3. Khối lƣợng xây dựng mới và cải tạo đƣờng dây và Trạm biến áp là cải tạo 220 máy biến áp/26,652MVA trạm 15/0,4KV thành 22/0,4KV. Xây dựng mới 24,2km cáp ngầm 22KV; 21,8 MVA trạm 22/0,4KV và 28,17 MVA trạm 15-22/0,4KV. + Giai đoạn 2011 – 2015: Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 58 Cải tạo toàn bộ lƣới 15KV còn lại thành lƣới 22KV với khối lƣợng 207 máy biến áp/26,603 MVA trạm 15/0,4KV thành 22/0,4KV. Khối lƣợng xây dựng mới đƣờng dây và Trạm biến áp nhƣ sau: 17,6 km cáp ngầm 22kV và 40,7 MVA trạm 22/0,4KV. + Giai đoạn 2016 – 2020: Khối lƣợng xây dựng mới đƣờng dây và Trạm biến áp là 22,1km, cáp ngầm 22kV, 36,2 MVA trạm 22/0,4KV. Bảng 3.11. Nguồn cấp điện của Quận Phú Nhuận phƣơng án II: Tên Trạm 110KV 2006 2010 2015 2020 C.suất MVA Điện áp (KV) C.suất MVA Điện áp (KV) C.suất MVA Đ.áp (KV) C.suất MVA Đ.áp (KV) Hoả xa 2 x 63 +40 110/22/15 2 x 63 110/22/10 2 x 63 110/22 2 x 63 110/22 Tân S Nhất - - 2 x 63 110/22-15 2 x 63 110/22 2 x 63 110/22 Tân Định - - 2 x 63 110/22 2 x 63 110/22 2 x 63 110/22 Bạch Miễn - - 2 x 63 110/22 2 x 63 110/22 2 x 63 110/22 - Phƣơng án III: Đối với phƣơng án này việc cải tạo và phát triển lƣới điện dựa trên ý tƣởng từ nay đến năm 2020 vẫn phát triển lƣới điện 15KV để cung cấp cho các hộ phụ tải. Tuy nhiên, lƣới điện phát triển mới vẫn phải xây dựng theo quy chuẩn 22kV. + Giai đoạn 2006 – 2010: Xây dựng mới 27,2km cáp ngầm 22kV Và 49,99MVA trạm 15-22/0,4KV. + Giai đoạn 2011 – 2015: Xây dựng mới 22,7 cáp ngầm 22KV và 40,7 MVA trạm 15-22/0,4KV. + Giai đoạn 2016 – 2020: Xây dựng mới 28,7 km cáp ngầm 22kV và 36,2 MVA trạm 15-22/0,4KV. Nguồn điện cung cấp cho Quận Phú Nhuận phƣơng án III giống nhƣ phƣơng án II. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 59 - Kết quả tính toán vốn đầu tƣ xây dựng và cải tạo lƣới trung thế các phƣơng án Q.Phú Nhuận xem phụ lục 4. - Kết quả tính toán chế độ lƣới điện trung áp Q.Phú Nhuận xem phụ lục 5A,B,C. - Kết quả tính toán chi phí bên dài hạn các phƣơng án Q.Phú Nhuận xem phụ lục 6A,B,C. Bảng 3. 12 Tổng hợp kết quả tính toán các phƣơng án Quận Phú Nhuận. STT Hạng mục Đơn vị Phƣơng án I Phƣơng án II Phƣơng án III I Vốn đầu tƣ tỷ đồng 269,07 276,32 286,46 a Giai đoạn 2006 – 2010 tỷ đồng 141,62 143,59 140,72 b Giai đoạn 2011 – 2015 tỷ đồng 46,62 51,9 53,96 c Giai đoạn 2016 – 2020 tỷ đồng 80,82 80,82 91,78 2 Tổn thất điện năng a Giai đoạn 2006 – 2010 Triệu KWh 6,21 8,6 10,9 b Giai đoạn 2011 – 2015 Triệu KWh 6,9 8,6 10,9 c Giai đoạn 2016 – 2020 Triệu KWh 7,3 9,8 12,5 3 LRMC đồng/kWh 1133,7 1138,2 1143,6 Qua kết quả tính toán cho thấy việc sớm đồng nhất lƣới điện trung áp khu vực Quận Phú Nhuận sẽ đem lại hiệu quả kinh tế lớn nhất. 3.2.1.3. Nhận xét về kết quả tính toán cho các khu vực có mật độ phụ tải cao: Nhƣ vậy sau khi tính toán các phƣơng án phát triển lƣới điện cho khu vực có mật độ phụ tải cao thấy rằng việc sớm đồng nhất lƣới điện trung áp khu vực này đem lại hiệu quả kinh tế lớn nhất. Điều này đƣợc giải thích và phân tích nhƣ sau: - Khu vực có mật độ phụ tải cao, lƣới điện 22kV (bao gồm lưới vận hành cấp 22kV và xây dựng theo tiêu chuẩn 22kV) chiếm tỷ trọng lớn. Nếu tiếp tục kéo dài tình trạng lƣới điện trung áp xây dựng theo tiêu chuẩn 22kV vận hành ở cấp 6,10, 15kV dẫn tới hiệu quả sử dụng vốn đầu tƣ thấp. Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 60 - Suất đầu tƣ lƣới 22kV vận hành tạm ở cấp 6,10,15kV thƣờng cao hơn từ 5 10%. So với suất đầu tƣ lƣới 22kV vận hành ở cấp 22kV. - Việc chuyển toàn bộ lƣới trung áp thành lƣới 22kV cho phép giảm bớt khối lƣợng xây dựng đƣờng dây trung áp, giảm đƣợc tổn thất điện năng và nâng cao chất lƣợng điện áp. - Đối với nguồn cung cấp khu vực lƣới trung áp chỉ có một