Tổng quan
Hiện trạng mạng điện phân phối
Lưới điện phân phối tại Việt Nam đã được phát triển từ đầu thế kỷ 20, với điện áp ban đầu là 3 và 6kV, trong khi cấp 35kV được sử dụng cho chuyên tải Đến nay, lưới điện đã trải qua nhiều giai đoạn cải tạo và phát triển để đáp ứng nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng, trong đó cấp 10kV được áp dụng ở miền Bắc và cấp 15kV được sử dụng ở miền Nam từ những năm 1960.
1970, sau đó cấp 35kV cũng đ−ợc sử dụng nh− một cấp phân phối và đựơc gọi là l−ới trung áp [15]
Theo thống kê, lưới điện trung áp toàn quốc hiện đang vận hành ở 5 cấp điện áp: 35, 22, 15, 10 và 6kV Sự đa dạng về cấp điện áp phân phối đã tạo ra sự phức tạp trong quy hoạch, thiết kế và vận hành hệ thống điện Do đó, từ năm 1994, Chính phủ đã quyết định chuyển các cấp điện áp phân phối về một quy chuẩn nhất định.
Mạng điện phân phối tại Việt Nam chủ yếu sử dụng điện áp 22 kV, được coi là mức điện áp tối ưu Mặc dù lưới điện 22 kV hiện diện rộng rãi trên toàn quốc, tỷ lệ lưới này theo dung lượng trạm biến áp lại khác nhau giữa các địa phương Cụ thể, Công ty Điện lực 2 có tỷ lệ 78,5%, Điện lực 3 là 48,8%, Điện lực I chỉ đạt 9,1%, trong khi Điện lực Hà Nội là 41,1% và Điện lực Hồ Chí Minh chỉ chiếm 0,1%.
Lưới điện 35kV hiện diện trên toàn quốc, ngoại trừ TP.Hồ Chí Minh, với tỷ lệ phân bố không đồng đều Miền Bắc chiếm ưu thế lớn với 87,9% tổng khối lượng lưới, trong khi miền Trung và miền Nam chỉ chiếm lần lượt 9,3% và 2,8%.
+ L−ới 15kV chủ yếu tập trung ở khu vực miền Nam (82,4%) và miền Trung (15,6%)
+ L−ới 10kV tập trung chủ yếu ở miền Bắc (82,4%), miền Trung 17,6% + L−ới 6kV chủ yếu tập trung khu vực miền Bắc (74,8%), miền Trung và miÒn Nam chiÕm 25,2%
Bảng 2.1 Tổng hợp khối l−ợng xây dựng l−ới trung áp tới 2020
Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Giai đoạn Đ.Dây
(Nguồn: Dự thảo Tổng sơ đồ VI-Viện Năng l−ợng)
Lưới trung áp Việt Nam vẫn duy trì đặc trưng phân miền rõ rệt, với sự khác biệt rõ ràng giữa các vùng miền.
2.1.1 Đặc điểm chung l−ới trung áp
Lưới trung áp chủ yếu sử dụng các cấp điện 35kV, 10kV và 6kV với hệ thống 3 pha 3 dây, trong đó trung tính không được nối đất trực tiếp Trong khi đó, lưới 22kV áp dụng hệ thống 3 pha 3 dây với trung tính được nối đất trực tiếp.
Lưới 35kV không chỉ thực hiện chức năng truyền tải điện qua các trạm trung gian 35/22, 10, 6kV mà còn đóng vai trò quan trọng trong việc phân phối điện cho các phụ tải thông qua các trạm 35/0,4kV.
Lưới 10kV được xây dựng từ những năm 1960 - 1970, chủ yếu tập trung ở các khu vực thị trấn tại các tỉnh miền núi và những vùng nông thôn, thành phố nhỏ thuộc khu vực đồng bằng sông Hồng.
L−ới 6kV đ−ợc xây dựng cách đây 60-70 năm tại các thành phố lớn nh−: Hà Nội, Hải Phòng, Nam Định, Việt Trì, Hoà Bình, Bắc Giang, Vinh, Hạ Long
Lưới điện 22kV mới được phát triển trong những năm gần đây tại các thành phố lớn và một số khu vực nông thôn như Gia Bình, Lương Tài (Bắc Ninh), Đức Thọ (Hà Tĩnh), và Mộc Châu (Sơn La) Cấu trúc lưới trung áp miền Bắc không đồng nhất và phản ánh sự khác biệt theo từng khu vực.
Các tỉnh miền núi có mật độ phụ tải thấp và khoảng cách cung cấp điện từ các trạm nguồn xa, dẫn đến khối lượng lưới 35kV tại khu vực này chiếm tỷ trọng cao, khoảng 70-80%.
Tuy nhiên, lưới 35kV ở miền núi hiện nay phần lớn không đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật do một số nguyên nhân sau:
- L−ới 35kV gồm nhiều loại dây dẫn tiết diện từ AC-35,50,70,95,120, chắp vá, nhiều đ−ờng dây xây dựng từ lâu, hiện đ5 xuống cấp nghiêm trọng
Nhiều tuyến điện 35kV ở các tỉnh Lai Châu, Hà Giang, Bắc Giang, Tuyên Quang, Thái Nguyên và Bắc Kạn có bán kính cấp điện dài, dẫn đến tổn thất điện áp và điện năng cao.
Lưới điện 35kV không chỉ đảm nhận nhiệm vụ truyền tải mà còn phân phối điện, thường cung cấp điện cho nhiều trạm 35/0,4kV kết nối mà không có đầy đủ máy cắt phân đoạn.
* *Khu vực nông thôn đồng bằng:
Lưới điện trung áp trong khu vực này đã được thiết lập từ năm 1954, với hai cấp điện áp chính là 35kV và 10(6)kV Ban đầu, 35kV được sử dụng như cấp trung gian, trong khi 10(6)kV đóng vai trò là cấp phân phối Tuy nhiên, từ những năm 1990, do sự gia tăng nhanh chóng của mật độ phụ tải, lưới 10(6)kV và các trạm trung gian 35/10(6)kV đã bị quá tải, dẫn đến việc lưới 35kV chuyển sang chức năng cấp phân phối.
Lưới trung áp khu vực đồng bằng có những đặc điểm sau:
+ L−ới 10(6)kV chiếm tỷ trọng cao (70-80%), còn l−ới 35kV chỉ chiếm tỷ trọng khoảng (20-30)%
Hiện nay, hầu hết các trạm trung gian 35/10kV đang hoạt động ở tình trạng đầy tải và quá tải Những trạm này được xây dựng trước năm 1994 và hiện tại, thiết bị của chúng đã lạc hậu và xuống cấp, gây khó khăn trong việc cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ.
+ Chất lượng lưới 10(6)kV không đảm bảo độ an toàn cung cấp điện do:
- Đ−ợc xây dựng từ lâu, tiết diện nhỏ (đ−ờng trục AC-35,50,70,95)
- Nhiều tuyến mang tải cao, bán kính cấp điện lớn
- Đ−ợc xây dựng trong giai đoạn 1960-1985 chủ yếu để phục vụ phát triển nông nghiệp (phục vụ các trạm bơm, nghiền thức ăn gia súc)
Được xây dựng từ năm 1986 đến 1994, trong thời kỳ phong trào xây dựng lưới điện theo hình thức nhà nước và nhân dân cùng làm, lưới điện gặp nhiều khó khăn do vốn đầu tư hạn chế và phát triển không theo quy hoạch, dẫn đến chất lượng không đảm bảo.
*** Khu vực thành phố, thị trấn:
Khu vực này, tr−ớc đây chủ yếu là l−ới 6,10kV, trong thời gian vừa qua ngành điện đẩy mạnh việc cải tạo l−ới 6,10kV thành l−ới 22kV
Phân tích kinh tế tài chính dự án điện
Phân tích kinh tế tài chính các công trình điện đã được nhiều tác giả nghiên cứu, với nhiều cơ sở lý thuyết về phương pháp phân tích dựa trên các chỉ tiêu quan trọng của dự án Phân tích tài chính giúp đánh giá hiệu quả tài chính thông qua các chỉ tiêu như giá trị hiện tại của lợi nhuận (NPV), hệ số hoàn vốn nội tại (IRR), tỷ số lợi ích/chi phí (B/C) và thời gian hoàn vốn Những chỉ tiêu này cho phép xác định tính hiệu quả tài chính của dự án, từ đó đưa ra quyết định đầu tư Qua phân tích tài chính, chúng ta có thể xác định quy mô đầu tư, cơ cấu vốn, nguồn tài trợ và tính toán thu chi lợi ích thực tế Để thực hiện tính toán và đánh giá nguồn vốn, cần xác định tổng vốn đầu tư, bao gồm vốn cố định, vốn lưu động và vốn dự phòng, cùng với việc phân loại các nhóm vốn trong tổng vốn đầu tư.
+ Theo nguồn vốn: vốn góp, vốn vay ( ngắn hạn, trung hạn, dài han với l5i suất theo từng nguồn
+ Theo hình thức vốn: bằng tiền (nội tệ, ngoại tệ),tài sản khác
Xem xét các nguồn tài trợ cho dự án là rất quan trọng, bao gồm ngân sách cấp phát, ngân hàng cho vay, góp vốn cổ phần, vốn liên doanh, vốn tự có và vốn huy động từ các nguồn khác Phân tích kinh tế và tài chính cần tính toán đầy đủ các khoản chi phí, bao gồm cả thuế và các khoản trả vốn, lãi vốn vay nếu có Đồng thời, cần xác định dòng thu của dự án để tính toán dòng tiền tổng thể, từ đó đảm bảo khả năng đảm bảo vốn và tiến độ thực hiện dự án.
Phân tích kinh tế - tài chính của dự án chuyển đổi cấp điện áp phân phối cần chú ý đến những đặc thù riêng, bao gồm việc giải tích mạng điện trước và sau khi chuyển đổi, đánh giá hiệu quả nâng cao chất lượng điện và độ tin cậy cung cấp điện, cũng như xác định vốn đầu tư còn lại của mạng điện cũ.
Nghiên cứu lý thuyết
Một chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật quan trọng của mạng điện phân phối
Bán kính kinh tế của lưới điện phân phối được xác định là khoảng cách tối ưu mà tại đó chi phí hoạt động của lưới điện là thấp nhất Để tính toán bán kính này, cần xem xét các thành phần chi phí liên quan đến lưới phân phối.
P ba là hiệu quả vốn đầu tư cho TBA, trong khi m ba đại diện cho suất chi phí xây dựng TBA Bán kính lưới điện phân phối được ký hiệu là r (km) và ψ là số phân nhánh đường dây Điện trở suất đường dây được ký hiệu là ρ (Ω mm²/km), còn τ là thời gian hao tổn công suất.
C ∆- giá thành tổn thất điện năng ( đ/kwh) γ - mật độ phụ tải ( kw/km 2 )
∂ và cho triệt tiêu sau một vài biến đổi đơn giản ta đ−ợc ph−ơng trình:
Nghiệm của phương trình (3-5), để có bán kính lưới điện cần nhân nó với hệ số điều chỉnh f f r r 2r 1,13
Dựa trên số liệu thống kê và ứng dụng phần mềm Matlab, biểu đồ bán kính kinh tế của mạng điện phân phối được xác định dựa vào mật độ phụ tải γ và cấp điện áp, như thể hiện trong hình 3.1.
Biểu đồ hình 3.1 cho thấy rằng ở các giá trị mật độ phụ tải thấp, sự thay đổi của bán kính tối -u diễn ra nhanh chóng, nhưng sẽ chậm lại khi mật độ phụ tải tăng Việc sử dụng biểu đồ này giúp đánh giá chính xác hiện trạng mạng điện phân phối và hỗ trợ trong việc lựa chọn cấp điện áp hợp lý cho quá trình phân tích và tính toán nâng chuyển đổi cấp điện áp.
Hình 3.1 Biểu đồ bán kính kinh tế của mạng điện phân phối
3.2.2 Cấp điện áp tối −u của mạng điện phân phối
Cấp điện áp tối ưu có thể xác định bằng phương pháp truyền thống, thông qua việc lấy đạo hàm bậc nhất của hàm chi phí theo điện áp và đặt nó bằng 0 Phương trình này giúp tìm ra giá trị điện áp tương ứng với chi phí cực tiểu Tuy nhiên, phương pháp này đôi khi chỉ cho ra giá trị gần với thang điện áp hiện tại đang sử dụng.
Phương pháp nội suy Lagrange là một trong những phương pháp xác định giá trị tối ưu của điện áp Để xác định cấp điện áp hợp lý, trước tiên cần biểu diễn mối quan hệ giữa các điện áp tiêu chuẩn và chi phí quy đổi Từ các điểm rời rạc của hàm Z = f(U): Z1, U1; Z2, U2; Z3, U3, ta xây dựng hàm Z n = P n (U) gần đúng với hàm Z = f(U) Cuối cùng, giải Z n = P n (U) để tìm ra cấp điện áp tối ưu.
Hình 3.2 Đ−ờng cong phụ thuộc giữa chi phí tính toán và điện áp Đ−ờng cong P n (U) có dạng đa thức đ−ợc gọi là đa thức nội suy Lagrange:
Z(U)=P n (U)=C 1 U 2 + C 2 U + C 3 (3.7) Điều kiện đ−ờng cong Z(U) = P n (U) đi qua các điểm đ5 cho tr−ớc ta có hệ ph−ơng trình
C + + Giải hệ trên sẽ tìm đ−ợc các hệ số C 1 , C 2 , C 3 của P n (U) Để tìm trực tiếp nghiệm tổng quát, đ−a vào hệ trên một ph−ơng trình nữa là:
C 1 U 2 + C 2 U 2 + C 3 = Z(U) (3.9) Chuyển tất cả các số hạng về vế trái ta đ−ợc:
Hệ phương trình trên là đồng nhất cho nên để có nghiệm duy nhất đòi hỏi định thức của nó phải bằng không, tức là:
Khai triển định thức trên theo Z ta đ−ợc hàm mục tiêu sau:
Z i – chi phí quy đổi hàng năm ứng với cấp điện áp thứ i
G i – hệ số đa thức Lagrange ứng với cấp điện áp thứ i
Hàm mục tiêu có dạng:
Ta biến đổi (3.15) về dạng
Z = Z − + + + − + + + − + + Để xác định cấp điện áp tối −u ta lấy đạo hàm của Z theo U và cho triệu tiêu
Giải ph−ơng trình trên, nghiệm của ph−ơng trình gần với cấp điện áp nào thì đó chính là cấp điện áp tối −u
Ví dụ áp dụng đối với mạng điện phân phối khu vực Hải Dương với lộ 971
Kim Thi cần truyền tải công suất S = 2000 kVA Sử dụng biểu đồ chọn dây dẫn tối ưu (dây AC), chi phí tính toán của đường dây cho các cấp điện áp được xác định Ở cấp điện áp 35 kV, Z1 là 1.10^6 đ/km; ở cấp điện áp 22 kV với S = 2000 kVA, dòng điện I22 là 49 A, Z2 là 25.10^6 đ/km; và ở cấp điện áp 10 kV với S = 4000 kVA, dòng điện I là 65,47 A, Z3 là 21.10^6 đ/km.
Ta đặt U 1 5 kV, U 2 = 22 kV , U 3 = 10 kV
Thay các giá trị trên vào biểu thức (3.17) ta có:
Vì điện áp U tu = 21,06 kV gần với cấp điện áp tiêu chuẩn 22 kV, vì thế l−ới điện Lộ 971 Kim Thi sử dụng cấp điện áp 22 kV là hợp lý
Phương pháp xác định giá trị điện áp tối −u chỉ cho phép ước lượng gần đúng, do đó, để xác định cấp điện áp tối −u một cách chính xác hơn, cần so sánh kinh tế – kỹ thuật giữa các hệ thống điện áp hiện có Việc này dựa trên việc tối ưu hóa hàm chi phí liên quan đến bán kính hoạt động của mạng điện và mật độ phụ tải trung vùng Z=f(r,γ) Sử dụng dữ liệu thống kê và mô hình toán học của mạng điện phân phối, cùng với sự hỗ trợ của chương trình Excel, có thể xây dựng biểu đồ xác định cấp điện áp phân phối tối −u dựa trên các điều kiện truyền tải và phân phối điện năng.
Bieu do chon cap dien ap toi uu
Hình 3.3 Biểu đồ lựa chọn cấp điện áp tối −u
Phân tích biểu đồ cho thấy, ở các khu vực có mật độ phụ tải trung bình từ 250 đến 500 kW/km², đặc biệt là đồng bằng Bắc Bộ với bán kính hoạt động mạng điện từ 5 đến 7 km, cấp điện áp 22 kV chiếm ưu thế Trong khi đó, ở những khu vực có bán kính hoạt động lớn, cấp điện áp 35 kV lại là lựa chọn tối ưu Chỉ một số ít khu vực với mật độ phụ tải thấp và bán kính hoạt động nhỏ mới phù hợp với cấp điện áp 10 kV Do đó, mạng điện 10 kV hiện tại không còn phù hợp cho phần lớn khu vực tại Việt Nam, và việc nâng cấp lên cấp điện áp cao hơn là rất cần thiết.
Tùy thuộc vào từng điều kiện cụ thể của hệ thống cung cấp điện, sẽ có các cấp điện áp tối ưu khác nhau Do đó, việc quy định các cấp điện áp phù hợp là cần thiết để đảm bảo hiệu quả trong việc cung cấp điện.
Việc áp dụng cấp điện áp 35 kV và 22 kV cho toàn bộ các vùng trên cả nước chưa thực sự hợp lý, mà cần xem xét dựa vào mật độ phụ tải và bán kính hoạt động của lưới phân phối để chọn cấp điện áp phù hợp Điều này có thể là một trong những nguyên nhân khiến quá trình chuyển đổi cấp điện áp phân phối ở Việt Nam diễn ra chậm chạp và kém hiệu quả.
Giải tớch chế ủộ xỏc lập của lưới phõn phối
3.3.1 C ơ s ở lý thuy ế t gi ả i tớch m ạ ng ủ i ệ n phõn ph ố i
Bài toán giải tích chế độ xác lập của mạng điện phân phối nhằm đánh giá các chỉ tiêu kỹ thuật trước và sau khi chuyển đổi cấp điện áp Mạng điện phân phối thường có cấu trúc hình tia hoặc được xây dựng theo kiểu mạch vòng nhưng hoạt động ở chế độ hở Giả sử chúng ta có mạng điện hình 3.3.
Tổng trở của một nhỏnh k bao gồm thành phần ủiện trở và ủiện khỏng:
Dòng công suất của nút là:
Xột lưới ủiện 3 pha ủối xứng bao gồm N+1 nỳt, trong đó nỳt 0 là nỳt đầu xuất tuyến kết nối với trạm biến áp trung gian Số nhỏnh M=N-1 có thể xác định số nhỏnh trựng với chỉ số nỳt cuối của nhỏnh ủú.
Hỡnh 3.4 S ơ ủồ l ướ i phõn ph ố i ủơ n gi ả n
Để xác định các thông số chế độ xác lập của lưới điện, cần xem xét điện áp các nút Ui, dòng điện trên các nhánh Ii, tổn thất điện áp ∆Ui và tổn thất công suất.
∆Si và tổn thất điện năng toàn lưới điện ∆A được tính toán thông qua các thông số bài toán chế độ xác lập Các thông số này có thể được biểu diễn dưới dạng ma trận điện trở Z và ma trận công suất nụt S t.
Trước hết ta xỏc ủịnh cỏc ma trận ủiện ỏp và ma trận dũng ủiện trờn cỏc nhỏnh:
Từ các giá trị ứng suất nút [U] và dũng ứng suất nhỏ [I], có thể xác định các thông số còn lại của chế độ xác lập Để giải bài toán chế độ xác lập lưới phân phối, có thể áp dụng nhiều phương pháp khác nhau Dưới đây, chúng tôi trình bày phương pháp giải 0 tích, trong đó sử dụng hai ma trận dũng nút-dũng nhỏnh [A] và dũng nhỏnh-ứng suất áp nút [Z].
3.3.2 Thu ậ t toỏn gi ả i tớch ch ế ủộ xỏc l ậ p c ủ a m ạ ng ủ i ệ n phõn ph ố i
Thuật toán giải tích mạng điện phân phối được xây dựng dựa trên hai ma trận chính: ma trận dòng nút-dòng nhánh (Bus injection - Branch current) và ma trận dòng nhánh-điện áp nút (Branch current - Bus voltage) Phương pháp này sử dụng dòng điện tương ứng để phân tích và tối ưu hóa hệ thống điện.
1 Ma trận dòng nút-dòng nhánh [A] và ma trận dòng nhánh ủiện áp nút [Z] a Dòng ủiện phụ tải
Tại nút phụ tải k, công suất phụ tải là Sk:
Để thiết lập mối quan hệ giữa dung lượng bơm vào các nút phụ tải và dung lượng chạy trên các nhánh, công suất phụ tải được biểu diễn dưới dạng dung công suất có chiều ra khỏi nút Giá trị này được tính theo biểu thức Sk = Pk + jQk; với k = 1÷N, trong đó U là điện áp và Q là công suất phản kháng.
UK là một ủiện ỏp nỳt thứ k (ủiện ỏp dõy); nếu nỳt k là nỳt trung gian thì Jk = 0 Đối với lưới phân phối có N nỳt, ta có tập dũng ủiện nỳt tương ứng.
(3.23) b.Thiết lập quan hệ dòng nút dòng nhánh và dòng nhánh ủiện áp nút bằng ủịnh luật Kirchhoff và ủịnh luật Ohm
Xột lưới phân phối trên hình 3.3 cho thấy dũng cụng suất cụ thể biến đổi thành dũng ủiện tương ứng theo công thức (3.23) Giả sử mạng ủiện có 6 nút, theo định luật Kirchhoff, quan hệ dũng ủiện trên các nhánh Ik và dũng ủiện nút Jk được mô tả như sau:
Viết dưới dạng ma trận:
Có thể viết gọn lại như sau:
Ma trận A là ma trận quan hệ giữa dòng nhánh và dòng nút, có dạng tam giác với các phần tử được biểu diễn bằng +1 Ma trận này mô tả mối quan hệ giữa dòng nút và dòng nhánh, phản ánh hình học của lưới phân phối Định luật Kirchhoff 1 được áp dụng để thiết lập quan hệ giữa dòng nhỏnh và dòng nút trong lưới hình tia Mối quan hệ giữa điện áp nút và dòng nhỏnh có thể được xác lập theo định luật Ohm, ví dụ như với các nút 1, 2, 3 trong hình 3.3.
Viết dưới dạng ma trận:
Có thể viết gọn lại:
Trong ma trận tổng trở Z, đây là một ma trận tam giác, với phần tử ở cột k đại diện cho tổng trở của nhánh k Ma trận Z mô tả mối quan hệ giữa dòng điện và điện áp tại các nút Thuật toán xây dựng ma trận [A] và [Z] là một phần quan trọng trong phân tích hệ thống điện.
Dựa trên đặc tính hình học của lưới phân phối mở và công suất truyền theo một chiều, có thể phát triển thuật toán để xác định ma trận A và ma trận Z.
Dạng tổng quỏt của ma trận A ủược biểu diễn như sau
Trong ủú: aik = 1 nếu dòng nút Jk chạy trên nhánh i; a ik = 0 nếu dòng nút J k không chạy trên nhánh i
Nhận xét: Độ dũng cảm của một nút trong đồ thị là tổng của độ dũng cảm của nút k và tập [K] các nút có độ dũng cảm đầu vào là k, tức là bằng tổng của độ dũng cảm của nút k và các nút trong tập [K].
Như vậy ma trận A có thể thành lập bằng thuật toán sau:
B ướ c 1: Xét lưới phân phối 3 pha gồm N nhánh, N+1 nút Ma trận A có kích thước NxN
Bước 3: Nếu nhỏnh không có ủiểm cuối là k, [K] là tập các nhỏnh có nút đầu là k Lấy các phần tử 1 của hàng j vào hàng k, với j là tập các nhánh thuộc [K] Gán giá trị a(k,k) = 1.
B ướ c 4 : Lặp lại bước 3 từ nhỏnh cuối cựng ủến nhỏnh ủầu của lưới ủiện, kết quả sẽ ủược ma trận dũng nỳt- dũng nhỏnh A hoàn chỉnh
Dạng tổng quát của ma trận Z:
Trong ủú, zik = Zk nếu dũng nhỏnh I không có trong thành phần tổn thất ủiện ỏp ủến nút i; aik = 0 nếu dũng nhỏnh Ik không có trong thành phần tổn thất ủiện ỏp ủến nút i.
Phân tích kinh tế tài chính dự án chuyển đổi cấp điện áp phân phối
Dự án chuyển đổi cấp điện áp phân phối cần phải mang lại lợi nhuận cho ngành điện và thúc đẩy phát triển kinh tế xã hội để trở nên khả thi Lợi nhuận là yếu tố quyết định cho ngành điện trong việc đầu tư vào dự án, trong khi lợi ích kinh tế sẽ là căn cứ để nhà nước phê duyệt Do đó, phân tích kinh tế tài chính là yếu tố thiết yếu, quyết định tính khả thi của dự án.
3.4.1 Các chi phí và lợi ích của dự án Để chuyển đổi cấp điện áp cần phải có một l−ợng chi phí vốn đầu t− xây dựng các trạm biến áp và vốn đầu t− cải tạo đ−ờng dây Doanh thu của dự án bao gồm tổng thu do tăng điện thương phẩm, lợi ích do giảm tổn thất, do nâng cao độ tin cậy và nâng cao chất l−ợng điện [6]
Tổng thu hàng năm của dự án được xác định bằng giá trị sản phẩm tính bằng tiền, cụ thể là tổng số tiền thu được từ việc bán điện trong năm.
Tổng doanh thu tăng thêm ở năm thứ t
B t - Doanh thu tăng thêm do tăng điện thương phẩm ở năm thứ t xác định theo biểu thức
B t = A ta.t g b ( đồng) (3.58) g b – giá bán điện năng, đồng/kWh;
A ta.t -Nhu cầu điện tăng thêm ở năm thứ t
Điện tiêu thụ hàng năm trong dự án được xác định bằng công thức A t = A 0 + (kWh) (3.59), cho thấy nhu cầu tiêu thụ điện tăng theo từng năm Khi biết công suất sử dụng cực đại P M và thời gian sử dụng T M trong năm thứ t, ta có thể tính toán điện năng sử dụng cho năm đó.
B∆ t- Giảm chi phí tổn thất ở năm thứ t t m t t t A g
B Sct - Giảm tổn thất vì sự cố ở năm thứ t
B Sct = (Sc 0 -Sc t )A ta.t g sc (3.62)
Sc 0, Sc t – xác suất sự cố ở năm gốc và năm thứ t; g sc – giá thiệt hại do sự cố;
B clđ - Hiệu quả tăng thêm do chất l−ợng điện tốt hơn
Tổn thất điện áp được biểu thị bằng ∆U 0 và ∆U t, tương ứng với năm gốc và năm thứ t Xác suất chất lượng điện năng được ký hiệu là p cl, trong khi giá thành điện năng chất lượng được ký hiệu là g cl Trong các phép tính, giá trị của g cl có thể được ước lượng là 000 ®/kWh.
2 Dòng chi của dự án
Dòng chi của dự án đ−ợc tính bằng các chi phí tăng thêm khi thực hiện dự án chuyển cấp điện áp
Tổng chi phí năm thứ t:
V t - Chi phí tăng thêm do nâng cấp đ−ơng dây và trạm biến áp;
C m - Chi phí mua điện tăng thêm ở năm thứ t t m t ta t m A g
( đồng) (3.65) g m – giá mua điện ở năm thứ t, đ/kWh;
C O&Mt - Chi phí bảo d−ỡng và vận hành năm thứ t
C O&Mt =k O&M V t (đồng) (3.66) k O&M – hệ số vận hành và bảo d−ỡng l−ới điện
C VAT =(B t - C m.t )s t (đồng) (3.67) s t – thuế suất giá trị gia tăng, có thể lấy bằng 10%;
3 Dòng tiền của dự án
Dòng tiền của dự án là hiệu giữa tổng doanh thu và tổng chi phí cần thiết, thường không thể xác định trước mà phải dự báo Do đó, nhà đầu tư cần thực hiện phân tích và tính toán một cách khoa học dựa trên dữ liệu tin cậy Giá trị dòng tiền trong năm thứ t được xác định theo biểu thức cụ thể.
Giá trị tiền tệ thay đổi theo thời gian, do đó, để đánh giá chính xác giá trị của dòng tiền, cần qui đổi các giá trị tiền tệ ở các thời điểm khác nhau về thời điểm hiện tại Để tương đương các dòng tiền, việc qui đổi phải dựa trên lãi suất, với lãi suất tại mỗi thời điểm được gọi là hệ số chiết khấu i.
Trong đó: β - Thõa sè chiÕt khÊu i - Hệ số chiết khấu
Trong trường hợp dòng tiền tệ là dòng tiền đơn, phân bố đều ta có các biểu thức t−ơng đ−ơng nh− sau:
P - Present là giá trị của dòng tiền ở thời điểm hiện tại,
F - Future là giá trị qui −ớc của dòng tiền ở thời điểm t−ơng lai,
A n - Annual là chuỗi các giá trị dòng tiền đều nhau ở cuói mỗi thời đoạn ngắn đều nhau trong một chu kỳ là N,
Dòng tiền trước thuế và dòng tiền sau thuế có sự khác biệt rõ rệt, và giá trị của chúng phụ thuộc vào phương thức đầu tư, đặc biệt là trong trường hợp nhà đầu tư không vay vốn Khi không có khoản vay, dòng tiền trước thuế sẽ phản ánh toàn bộ doanh thu mà không bị trừ đi các khoản thuế, trong khi dòng tiền sau thuế sẽ cho thấy số tiền thực tế mà nhà đầu tư nhận được sau khi đã trừ đi các nghĩa vụ thuế Việc hiểu rõ sự khác biệt này giúp nhà đầu tư đưa ra quyết định tài chính chính xác hơn.
* Dòng tiền tr−ớc thuế T 1
Dòng tiền tr−ớc thuế T 1 bằng hiệu giữa doanh thu và chi phí (không kể chi phÝ khÊu hao)
Lợi tức chịu thuế bằng hiệu giữa dòng tiền tr−ớc thuế T 1 và chi phí khấu hao C kh
Thuế lợi tức T lt xác định theo thuế suất s:
Dòng tiền sau thuế T 2 bằng hiệu giữa dòng tiền tr−ớc thuế và thuế lợi tức
T 2 = T 1 -T lt ; (3.79) b Tr−ờng hợp có vay vốn
Lợi tức chịu thuế sẽ là L t = T 1 - C kh - V trl ; (3.80) Dòng tiền sau thuế: T 2 = T 1 - T lt - V V+l ; (3.81) Trong đó
3.4.2 Các chỉ tiêu cơ bản của dự án
Các dự án thường được đánh giá theo các chỉ tiêu cơ bản sau
1 Giá trị thuần l\i suất quy về hiện tại
Lợi suất được định nghĩa là hiệu giữa doanh thu và chi phí, trong đó các phương án có doanh thu lớn hơn chi phí sẽ mang lại hiệu quả kinh tế Giá trị tổng lợi suất trong suốt đời sống dự án, được ký hiệu là NPV (Giá trị hiện tại ròng), là một trong những chỉ tiêu cơ bản để đánh giá các dự án.
Trong các dự án, khi doanh thu của các phương án được xem là tương đương, phương án tối ưu sẽ là phương án có chi phí thấp nhất.
2 Tỷ số giữa doanh thu và chi phí
Có thể dựa vào hiệu quả của một đồng vốn chi phí cho dự án mà đ−ợc biểu thị bởi tỷ số [5]
Nếu R < 1, dự án sẽ bị loại bỏ, trong khi R > 1 cho phép chấp nhận dự án Phương án tối ưu là phương án có giá trị R lớn nhất Tuy nhiên, một số dự án có doanh thu thấp nhưng chi phí cũng nhỏ có thể đạt giá trị R cao hơn các phương án khác Do đó, chỉ tiêu này không đảm bảo kết quả xếp hạng chính xác nếu mức đầu tư của các dự án khác nhau.
3 Hệ số hoàn vốn nội tại
Hệ số hoàn vốn nội tại ký hiệu là IRR (Internal Rate of Return) chính là hệ số chiết khấu ứng với giá trị tổng l5i suất hiện tại NPV = 0
Phương trình này có thể giải theo phương pháp gần đúng
Trong đó i 1 , i 2 - các giá trị chiết khấu gần nhau nhất mà giá trị NPV bắt đầu đổi dấu NPV 1 , NPV 2 - các giá trị tổng l5i suất ứng với i 1 và i 2
Nếu giá trị IRR vượt quá mức chiết khấu mong muốn i0, phương án sẽ được chấp nhận; ngược lại, nếu thấp hơn, phương án sẽ bị loại bỏ Trong số các dự án, dự án có IRR cao nhất sẽ được coi là dự án tối ưu.
Thời gian hoàn vốn là khoảng thời gian mà tổng doanh thu của một dự án bằng với tổng chi phí đầu tư, tức là thời gian mà lãi suất thu được đủ để bù đắp các chi phí đã bỏ ra cho dự án.
Ph−ơng án có thời gian thu hồi vốn đầu t− nhỏ nhất sẽ là ph−ơng án tối −u
Phương trình trên có thể giải gần đúng
= ; (3.87) t n - số năm tròn ngay trước khi đạt được giá trị NPV=0;
NPV 1 , NPV 2 - các giá trị ứng với thời gian t n và năm sau đó, tức là năm t n + 1
Doanh thu và chi phí hàng năm thường rất phức tạp và chịu ảnh hưởng bởi nhiều yếu tố, do đó các chỉ tiêu này chỉ mang tính chất so sánh tương đối Để làm rõ hơn, chúng ta sẽ xem xét một số ví dụ minh họa cho những vấn đề đã được đề cập.
Trong phân tích kinh tế và tài chính, việc lập bảng cân bằng tài chính là cần thiết để xác định khả năng hoàn vốn vay cho các công trình Do các dự án này thường kéo dài trong nhiều năm, yếu tố rủi ro và không chắc chắn là điều không thể tránh khỏi Vì vậy, việc phân tích giới hạn khả thi của công trình và sự biến động của các thông số chính của dự án là rất quan trọng; đây chính là nội dung của phân tích độ nhạy.
3.4.3 Cơ cấu vốn đầu t− và khả năng thanh toán
Kết quả phân tích kinh tế tài chính chuyển đổi cấp điện áp của lộ 971
Bài toán áp dụng
Dự án chuyển đổi cấp điện áp lộ 971 Kim Thi tại Hải Dương từ 10 kV lên 22 kV đã được phân tích kinh tế tài chính, với sơ đồ mạng điện được trình bày trong hình 4.1 Sự chuyển đổi này không chỉ nâng cao hiệu quả cung cấp điện mà còn góp phần cải thiện độ tin cậy và giảm tổn thất điện năng trong hệ thống.
Bảng 4.1 Các số liệu về đ−ờng dây Đoạn 0- 1 1- 2 2-3 3-4 1-5 5- 6 2- 7 7- 8 8-9 3-10 10-11 10-12 4-13 l,km 2,2 1,6 2,8 2,5 2,3 1,8 2,1 2,2 1,8 2,1 3,2 2,6 3,7
Bảng 4.2 Công suất đặt và hệ số mang tải của các trạm biến áp tiêu thụ
Dựa trên số liệu thống kê về tiêu thụ điện từ năm 2000 đến năm 2005, chúng tôi đã xác định mô hình dự báo phụ tải tuyến tính A t = A 0 (1 + a(t - t 0)), trong đó suất tăng phụ tải trung bình hàng năm được ước tính là a = 12%.
Cơ cấu sử dụng vốn đầu t− là 55% vốn tự có và 45% vay ngoại tệ với hệ số l5i suÊt vèn vay 7% n¨m
Hình 4.1 Sơ đồ mạng điện phân phối
Giải pháp kỹ thuật và công nghệ
Việc chuyển đổi cấp điện áp 22kV và xây dựng lưới điện mới cần đảm bảo cung cấp điện cho nhu cầu hiện tại và tương lai Trạm biến áp mới được lựa chọn với công suất phù hợp, đảm bảo bán kính lưới hạ áp (0.4kV) không vượt quá 0,5km cho công suất từ 630kVA trở xuống.
Khi thực hiện chuyển đổi sang cấp điện áp phân phối 22kV, cần tính toán xây dựng mới nhằm đáp ứng nhu cầu phụ tải cho đến năm 2015 và đảm bảo hoạt động hiệu quả ở cấp điện áp 22kV.
Căn cứ vào tình hình cụ thể của lộ 971, giải pháp công nghệ cho l−ới điện cô thÓ nh− sau:
Tiết diện dây dẫn đ−ờng trục đ−ợc nâng lên AC-120 và AC-95; Tiết diện đ−ờng nhánh từ AC-35, AC-50 và AC-70; Dây đ−ợc đi nổi trên cột
+ XĐT - 3L: Dùng để đỡ thẳng đường dây 22kV;
+ XĐT - 22K: Dùng để đỡ tại vị trí néo góc đường dây 22kV;
Ngoài ra còn có các loại xà đỡ, xà néo các phụ kiện trên tuyến
Dùng cột bê tông li tâm loại B chế tạo theo tiêu chuẩn trong n−ớc, chiều dài 12ữ14 m Các điểm góc, v−ợt vật cản dùng cột bê tông loại C14 m
Trên các tuyến dây dùng móng bê tông đúc tại chỗ M100, M150 sử dụng loại móng MT2, MT3, MT4
Để đảm bảo an toàn cho đường dây vận hành, tất cả các cột trên tuyến được tiếp đất theo kiểu hỗn hợp cọc tia, với cọc RC-2 cho các cột đỡ và RC-2a cho các vị trí néo Các cọc được làm từ thép L50x50x5, có chiều dài 2,5m và được đóng sâu 0,8m dưới mặt đất Dây tia sử dụng thép tròn với đường kính Φ = 12, và điện trở tiếp địa của các cột được thực hiện theo đúng quy phạm hiện hành.
* Cách điện và phụ kiện Đường dây 22kV dùng sứ treo, các vị trí đỡ thẳng dùng 3 chuỗi, mỗi chuỗi dùng 2 bát sứ;
Các vị trí néo góc, néo cuối cùng 6 chuỗi ( mỗi pha 2 chuỗi, mỗi chuối dùng 3 bát sứ
Máy biến áp và phụ kiện đ−ợc lắp trên hai cột bê tông
Sơ đồ nối điện chính:
Phía cao thế: + Cầu dao liên động có cầu chảy 22kV;
+ Chống sét van 22kV ( đối với máy 250 kVA trở lên)
+ Chống sét sừng 22kV ( đối với máy 250 kVA trở xuống
Xác định các tham số chế độ mạng điện
Quá trình tính toán giải tích mạng điện được thực hiện thông qua bảng lập trình trên Excel, với các bước cụ thể được thể hiện qua các phép tính chi tiết.
Phụ tải của mạng điện có thể được xác định từ số liệu thống kê, trong đó phụ tải qua trạm biến áp được tính bằng công suất định mức nhân với hệ số mang tải Đặc biệt, khi xem xét trạm biến áp 13, việc phân tích này càng trở nên quan trọng để đảm bảo hiệu quả hoạt động.
S pt = P pt = ϕ Nh− vậy công suất phụ tải của trạm biến áp này ở năm 2005 là:
Theo mô hình dự báo phụ tải dạng tuyến tính A t = A 0 ( 1+ a(t-t 0 )) với suất tăng phụ tải trung bình hàng năm là a% do đó ta có bảng sau:
Bảng 4.3 Kết quả dự báo phụ tải lộ 971
4.3.2 Xác định tổn thất trong mạng điện a Tổn thất điện năng trong máy biến áp
Tổn thất điện năng trong các máy biến áp gồm 2 thành phần đ−ợc xác định theo biểu thức (3.59)
Q = dm = ∆ Tính ∆ Q K theo S pt = 241,92 đến năm 2010 ta có:
Tính toán t−ơng tự ta có kết quả tính toán tổn thất trong các máy biến áp 10kV (năm 2005) nh− sau và kết quả chi tiết theo phụ lục 1a
Bảng 4.4 Kết quả tính toán tổn thất trong máy biến áp 10 kV(2005)
Hao tổn công suất, kW Tổn thất điện năng, kWh TBA S, kVA
Tổng 2900 19,83 47,8 43491,79 173710,8 b Tổn thất điện năng trên đ−ờng dây
Hao tổn công suất trên các đoạn dây xác định theo biểu thức[8]
Sản l−ợng điện trên các nhánh
A 4-13 = P.T max = 133,12.3124,4 = 415920,1 Tổn thất điện năng trên đoạn 4-13
Tính toán t−ơng tự cho các đoạn dây khác, kết quả ghi trong bảng sau
Bảng 4.5 Kết quả tính toán tổn thất trên đ−ờng dây 10 kV (năm 2005)
Ch.dài Điện trở, Ω Phụ tải Tổn thất Đoạn l, km R X P, kW Q, kVAr ∆P, kW
Bảng 4.6 Tổn thất điện năng trên đ−ờng dây 10kV(năm 2005) Đoạn ∆ A A ∆ A %
Bảng 4.7 Số liệu đ−ờng dây 22kV Đoạn Loại dây r 0 x 0 L R X
Bảng 4.8 Công suất đặt và hệ số mang tải của trạm biến áp 22kV
TBA Công suất đặt (kVA) Cosϕ K mt ∆ P 0,(kW) ∆ P K , ( kW ) U K % I 0 %
Bảng 4.9 Kết quả tính toán tổn thất trong máy biến áp 22kV
Công suất, kVA Hao tổn công suất, kW Tổn thất điện năng, kWh
TBA Sn Spt ∆P 0 ∆P k ∆A cu ∆A fe
Tính toán t−ơng tự cho các đoạn đ−ờng dây khác ta có bảng tổng hợp tổn thất trên đ−ờng dây nh− sau và chi tiết ở phần phụ lục 2
Bảng 4.10 Kết quả tính toán tổn thất đ−ờng dây 22 kV (năm 2005)
Ch dài Điện trở, Ω Phụ tải Tổn thất l R X P Q ∆P ∆A ∆U ∆U%
Bảng 4.11 Tổn thất điện năng trên đ−ờng dây 22kV Đoạn l ∆ A A ∆ A %
Bảng 4.12 Kết quả tính toán tổn thất trong máy biến áp U" kV (2006)
Công suất, kVA Hao tổn công suất, kW Tổn thất , kWh
Bảng 4.13 Kết quả tính toán tổn thất trên đ−ờng dây 22 kV (năm 2006)
Ch dài Điện trở, Ω Phụ tải Tổn thất l R X P Q ∆ P ∆ A ∆ U ∆ U%
Bảng 4.14 Tổn thất điện năng trên đ−ờng dây 22kV Đoạn ∆ A A ∆ A %
Tính toán t−ơng tự cho các năm khác, kết quả ghi trong bảng
Bảng 4.15 Tổng hợp tính toán tổn thất, kWh
Phân tích kết quả tính toán chế độ xác lập của mạng điện với cấp điện áp 10 kV và 22 kV cho thấy, mặc dù có sự gia tăng phụ tải, chất lượng điện áp đã được cải thiện đáng kể Cụ thể, hao tổn điện áp lớn nhất ở lưới 10 kV là 4,52%, trong khi đó, hao tổn điện áp lớn nhất ở lưới 22 kV dưới cùng mức phụ tải lại thấp hơn.
4.3.3 Xác định chi phí cải tạo, chuyển đổi điện áp
Chi phí cải tạo, nâng cấp và chuyển đổi điện áp được xác định dựa trên vốn đầu tư xây dựng mới và vốn còn lại của mạng điện cũ Theo thống kê, vốn đầu tư cho trạm biến áp và đường dây ở các cấp điện áp 10 và 22 kV được trình bày trong các bảng 4.16 và 4.17 Vốn thu hồi từ đường dây cũ được thể hiện trong bảng 4.18 Để đơn giản hóa trong tính toán và phân tích, đề án áp dụng phương pháp xác định giá trị còn lại của mạng điện cũ theo tỷ lệ khấu hao, với giá trị còn lại được coi là 30% giá trị ban đầu.
Bảng 4.16 Vốn đầu t− cho trạm biến áp 10 và 22 kV [2]
Bảng 4.17 Vốn đầu t− đ−ờng dây, 10 6 VND [1]
10 kV 22 kV Đoạn dây l, km v 0, 10 6 VND/km V,10 6 VND v 0, 10 6 VND/km V,10 6 VND
Bảng 4.18 Vốn thu hồi đ−ờng dây và trạm biến áp 10kV cũ [3]
Giá trị thu hồi Đơn vị Khối l−ợng Đơn giá
Vốn đầu t− cho đ−ờng dây và trạm biến áp 22kV là:
Vậy giá trị đầu t− cho nâng cấp l−ới từ 10kV lên 22kV là:
6017,64.10 6 - 1445,64.10 6 = 4572.10 6 ( đồng) Vốn đầu t− này đ−ợc rải đều trong các năm, tức là chi phí cho mỗi năm sẽ là 762 triệu đồng
4.3.4 Phân tích kinh tế tài chính l−ới 22kV
Dựa trên lý thuyết đã trình bày ở mục 3.4, chúng tôi đã lập trình bài toán phân tích kinh tế tài chính cho việc chuyển đổi cấp điện áp phân phối trên nền tảng Excel, như thể hiện trong bảng 4.19.
* Xác định cơ cấu vốn đầu t−
Qua tính toán l−ới 22kV( 2005) ta xác đinh đ−ợc vốn đầu t− 55% là vốn tự có và 45% vay ngoại tệ với hệ số l5i suất vốn vay là 7% năm
Phân tích kinh tế tài chính sử dụng mô hình dự báo phụ tải tuyến tính cho thấy suất phụ tải tăng a%, trong khi sản lượng điện thương phẩm của năm gốc được xác định rõ ràng.
A t =A 0 (1+a(t-t 0 )) A 0 , A t - điện năng năm gốc (t 0 ) và năm thứ t a – suất tăng phụ tải trung bình hàng năm
A 2006 = 4,504.10 6 ( 1+0,12)=5,044.10 6 (kWh) Nhu cầu điện tăng thêm ở năm 2006
A ta.t = A t -A 0 = 5,044.10 6 - 4,504.10 6 = 0,54.10 6 ( kWh) Doanh thu tăng thêm ở năm 2006 xác định theo biểu thức
B t = A ta.t g b = 0,54.10 6 385 = 208.10 6 ( đồng) g b – giá bán điện năng, đồng/kWh;
Bảng 4.19 Ch−ơng trình tính toán kinh tế tài chính nâng cấp từ l−ới 10kV lên 22kV trên nền Excel
Giảm chi phí tổn thất ở năm 2006
Giảm tổn thất vì sự cố ở năm 2006
B Sct = (Sc 0 -Sc t )A ta.t g sc = (0,012- 0,01).5,044.10 6 5750 = 58.10 6
Sc 0, Sc t – xác suất sự cố ở năm gốc và năm 2006; g sc – giá thiệt hại do sự cố;
Hiệu quả tăng thêm do chất l−ợng điện tốt hơn
Tổn thất điện áp được xác định tại năm gốc và năm 2006 với ký hiệu ∆U 0 và ∆U t Xác suất chất lượng điện năng được ký hiệu là p cl, trong khi giá thành điện năng chất lượng được ký hiệu là g cl, có thể được lấy giá trị khoảng 000 đồng/kWh trong các tính toán.
Tổng doanh thu tăng thêm ởnăm 2006
Tổng chi phí tăng thêm
Ngoại tệ: 2058.10 6 ( đồng) Nội tệ: 2515.10 6 ( đồng) Chi phí mua điện tăng thêm ở năm 2006
C A ( đồng) g m – giá mua điện , đ/kWh;
Chi phí bảo d−ỡng và vận hành năm 2006
C O&Mt =k O&M V t = 0,02.762.10 6 = 15.10 6 ( đồng) k O&M – hệ số vận hành và bảo d−ỡng l−ới điện ThuÕ VAT
C VAT =(B t - C m.t )s t = (208.10 6 - 156.10 6 ).0,1= 5.10 6 ( đồng) s t – thuết suất giá trị gia tăng, lấy bằng 10%;
L5i dòng quy về hiện tại năm 2005 = 0 6
L5i ròng quy về hiện tại năm 2006 = 1 6
NPV 2005 = -389.10 6 ( đồng) NPV 2006 = NPV 2005 + L5i ròng quy về hiện tại năm 2006 = -389.10 6 + (- 553.10 6 )= - 942.10 6 ( đồng)
Tương tự như các năm trước, toàn bộ công thức và dữ liệu đã được nhập vào phần mềm Excel để tính toán Kết quả thu được được trình bày trong bảng 4.20 dưới đây.
Bảng 4.20 Kết quả phân tích kinh tế tài chính chuyển cấp điện áp 10 lên 22 kV
Các chỉ tiêu Điện th−ơng phÈm(tr,kWh) 4.50 5.044 5.584 6.124 6.665 7.205 7.746 8.286 8.826 9.367 79 Nhu cÇu t¨ng thêm(tr,kWh) 0.00 0.54 1.08 1.62 2.16 2.70 3.24 3.78 4.32 4.86 30
Gía thiệt hại do Sự cè(®/kWh) 5000 5750 6000 6250 6500 6700 6900 7100 7300 7500
Giảm hao tổn điện áp 3.57% 3.47% 3.37% 3.27% 3.17% 3.06% 3.02% 3.02% 3.02% 3.02%
Các hiệu quả tăng thêm(Tr,đồng)
Giảm xác suất sự cố 0 58 101 153 217 290 321 353 387 422 2757
Hiệu quả nâng cao cld 0.00 50.61 98.30 143.03 184.79 223.56 264.56 308.66 352.75 396.84 2464 Tổng hiệu quả tăng thêm 0.00 329.37 653.73 1005.54 1386.51 1796.38 2186.31 2602.24 3041.09 3502.85 20492 Các chi phí tăng thêm(Tr,đồng) §Çu t− 762 762 762 762 762 762 0 0 0 0 4572
L5i ròng quy về hiện tại -389 -553 -447 -266 -63 123 1028 1174 1320 1466 5005
Kết quả của dự án:
- Giá trị NPV = 5005 triệu VNĐ
- Thời gian thu hồi vốn T = 6,483 năm
Nh− vậy ta thấy dự án chuyển cấp điện áp đ−ờng dây lộ 971 Kim thi từ 10 lên 22 kV là có hiệu quả kinh tế cao
4.3.5 Đánh giá các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế – tài chínhcủa quá trình chuyển đổi cấp điện áp phân phối
Dự án chuyển đổi cấp điện áp phân phối bị ảnh hưởng bởi nhiều yếu tố, đặc biệt là sự phát triển của phụ tải và tình hình sử dụng vốn đầu tư Trong nghiên cứu này, chúng tôi đã tiến hành tính toán và phân tích tác động của hai yếu tố này đối với các chỉ tiêu kinh tế – tài chính của dự án.
1) Phân tích ảnh h−ởng của tỷ lệ tăng tr−ởng phụ tải
Tăng trưởng phụ tải có ảnh hưởng lớn đến các tham số kinh tế của mạng điện, vì vậy nghiên cứu tỷ lệ tăng trưởng phụ tải từ 0 đến 20% là cần thiết Việc này được thực hiện thông qua chương trình Excel để quan sát sự biến thiên của các chỉ tiêu NPV, IRR, B/C và T Kết quả tính toán được trình bày trong bảng 4.21 và biểu đồ hình 4.2.
Bảng 4.21 Bảng tổng hợp các chỉ tiêu a,% T, năm NPV Triệu VND IRR B/C
Biểu đồ phụ thuộc giữa các chỉ tiêu kinh tế - tài chính với suất tăng phụ tải
T, nam NPV, 10^3 trieu VND IRR
Hình 4.2 Chỉ tiêu kinh tế tài chính với suất tăng phụ tải
Phân tích từ bảng 4.21 và biểu đồ 4.2 cho thấy tỷ lệ tăng phụ tải có ảnh hưởng lớn đến các chỉ tiêu kinh tế-tài chính của dự án, đặc biệt là IRR và NPV, cả hai đều tăng nhanh khi a% tăng Mối quan hệ giữa IRR và a% là phi tuyến, trong khi NPV có mức độ phi tuyến thấp hơn và có thể coi là tuyến tính trong một số trường hợp Thời gian thu hồi vốn đầu tư giảm khi tỷ lệ tăng trưởng phụ tải a% tăng, và ở mức tăng trưởng a% thấp, tốc độ thay đổi của các chỉ tiêu này cũng đáng chú ý.
T cao và giảm dần khi a% có giá trị lớn Điều đó cho thấy hiệu quả chuyển đổi sẽ cao khi sự tăng tr−ởng phụ tải lớn
2) Phân tích ảnh h−ởng của tỷ lệ sử dụng vốn còn lại
Chúng ta sẽ phân tích sự biến đổi của các chỉ tiêu kinh tế-tài chính của dự án liên quan đến tỷ lệ sử dụng vốn đầu tư còn lại của mạng điện cũ V_cu% Tỷ lệ thu hồi vốn đầu tư còn lại sẽ được xem xét trong khoảng từ 0 đến 100%, tương ứng với việc xây dựng một mạng điện 22 kV hoàn toàn mới và việc sử dụng toàn bộ vốn đầu tư của lưới cũ Kết quả tính toán được trình bày chi tiết trong bảng 4.22 và biểu đồ hình 4.3.
Kết quả khảo sát cho thấy sự thay đổi của các chỉ tiêu kinh tế tài chính trong dự án chuyển đổi điện áp ảnh hưởng đến tỷ lệ thu hồi vốn còn lại của mạng điện cũ Cụ thể, tỷ lệ thu hồi vốn (Vcu) được thể hiện dưới dạng phần trăm (%), trong khi giá trị hiện tại ròng (NPV) được tính bằng triệu đồng (Tr) Những thông số này đóng vai trò quan trọng trong việc đánh giá hiệu quả của dự án.
Phân tích số liệu từ bảng 4.22 và biểu đồ 4.3 cho thấy tỷ lệ thu hồi vốn đầu tư của mạng điện cũ có ảnh hưởng rõ rệt đến các chỉ tiêu kinh tế-tài chính trong dự án chuyển đổi cấp điện áp Cụ thể, khi tỷ lệ thu hồi vốn cũ tăng, các chỉ tiêu NPV, IRR và B/C cũng gia tăng, trong đó IRR tăng phi tuyến, còn NPV và B/C tăng gần như tuyến tính Ngoài ra, quy luật giảm của thời gian thu hồi vốn đầu tư khi Vcu% tăng được thể hiện dưới dạng phi tuyến.
Các phân tích cho thấy rằng việc tối ưu hóa giá trị của mạng điện cũ có thể nâng cao hiệu quả kinh tế của dự án chuyển đổi cấp điện áp.
Biểu đồ phụ thuộc của các chỉ tiêu kinh tế-tài chính vào tỷ lệ thu hồi vốn cũ
Hình 4.3 Chỉ tiêu kinh tế tài chính vào tỷ lệ thu hồi vốn cũ