Báo cáo nghiên cứu khoa học NGHIÊN cứu ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN lưới điện TRUNG áp MIỀN bắc VIỆT NAM TRÊN cơ sở SO SÁNH các CHỈ TIÊU KINH tế kỹ THUẬT

NGHIấN CU NH HNG PHT TRIN LI IN
TRUNG P MIN BC VIT NAM TRấN C S
SO SNH CC CH TIấU KINH T-K THUT
AN ORIENTATION STUDY FOR DEVELOPING OF MEDIUM VOLTAGE
POWER NETWORK IN NORTHERN VIETNAM BASED ON COMPARED
ECONOMICAL AND TECHNICAL NETWORK PARAMETERS

NGUYN C HNH
Vin Nng lng
L VN T
Trng i hc Bỏch khoa H Ni
TRNH TRNG CHNG
Trng i hc Cụng nghip H Ni

TểM TT
Bi bỏo gii thiu phng phỏp nghiờn cu phỏt trin li in trung ỏp min Bc Vit Nam
n nm 2020, da trờn c s so sỏnh cỏc ch tiờu kinh t k thut. T ú xõy dng v la
chn phng ỏn phỏt trin li in hp lý phự hp vi mt ph ti ca tng khu vc.
ABSTRACT
Each determined area has its own power load density. Renovation and development rate of
an electrical power system depends on its actual state. Investigation to determine a technically
and economically optimal restructure rate for each area is regarded as an important part of
electrical power system development planning in the Northern provinces of Viet Nam, which
have a very structurally complicated and technically backward electrical power system. This
paper introduces approaches applied for development of MV power networks in Northern
Vietnam based on a comparison of economical and technical network parameters so as to
choose an optimal plan for MV network development in accordance with each area's power
load density.

1. Đặt vấn đề
Mạng điện trung áp chiếm một tỷ trọng khá lớn trong hệ thống điện (HTĐ) nước ta. Vốn

đầu tư cho mạng điện trung áp chiếm tới gần 1/3 tổng vốn đầu tư toàn HTĐ, tuy nhiên kèm với
đó tỷ lệ tổn thất trung bình trong mạng điện này vẫn còn khá cao (8-10) %.
Cũng như đa số các nước trên thế giới, do lịch sử để lại mạng điện trung áp nước ta hiện
đang tồn tại nhiều cấp điện áp khác nhau: 6, 10, 15, 22, 35 kV. Sự tồn tại nhiều cấp điện áp
buộc phải sử dụng nhiều loại thiết bị với xuất sứ khác nhau, điều đó gây trở ngại trong vận
hành và khó có thể thiết lập được chế độ làm việc kinh tế; thêm vào đó quá trình cải tạo và quy
hoạch cũng gặp nhiều trở ngại do thiếu các chỉ tiêu, định mức hợp lý dẫn đến thiếu chính
xác trong dự báo, lựa chọn thiết bị và lãng phí vốn đầu tư, kèm theo là quá trình gia tăng tổn
thất, giảm chất lượng điện.
Năm 2004 - 2005 tỷ số đường dây/điện năng tiêu thụ và tỷ số công suất đặt/điện năng tiêu
thụ tương ứng là 2,8 km/GWh và 0,55 MVA/GWh, còn thấp hơn nhiều so với chỉ tiêu hợp lý
là 4,0 km/GWh và 0,85 MVA/GWh, điều này chứng tỏ nhu cầu phát triển mạng trung áp ở
nước ta còn rất lớn.
Mặc dù đã có quyết định chuyển đổi các cấp điện áp phân phối khác nhau sang cấp 22 kV
nhưng quá trình chuyển đổi diễn ra rất chậm và chưa mang lại hiệu quả kinh tế một cách rõ


ràng. Vì vậy việc nghiên cứu giải pháp cải tạo phát triển và đồng nhất cấp điện áp của mạng
điện trung áp nhằm tối ưu hoá mạng điện này là hết sức cần thiết. Bài báo này giới thiệu
phương pháp nghiên cứu phát triển lưới trung áp miền Bắc Việt Nam tới năm 2020 trên cơ sở
so sánh các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật giữa các phương án phát triển lưới điện để lựa chọn
phương án phát triển lưới điện hợp lý.
2. Cơ sở phương pháp đánh giá hiệu quả kinh tế kỹ thuật trong việc cải tạo phát triển lưới
trung áp
Xem xét việc xây dựng lưới điện trung áp dựa trên 2 tiêu chuẩn về kinh tế và kỹ thuật.
- Tiêu chuẩn về kỹ thuật: đối với tất cả các phương án phát triển lưới điện đều phải thoả
mãn tiêu chuẩn như: đáp ứng như cầu phát triển kinh tế-xã hội; yêu cầu về mỹ quan; tổn hao
điện áp trên đường dây; công suất truyền tải trên các tuyến dây; tính linh hoạt trong việc sửa
chữa vận hành.
- Tiêu chuẩn về kinh tế: hiện nay có nhiều chỉ tiêu đánh giá hiệu quả của dự án đầu tư như:

tỷ số hiệu quả so với chi phí B/C; thời gian hoàn vốn Tp; hệ số hoàn vốn nội tại IRR; chỉ tiêu
giá trị quy đổi về hiện tại của lãi ròng NPV; chi phí biên dài hạn LRMC. Phù hợp với bài toán
đánh giá hiệu quả kinh tế trong việc xây dựng và cải tạo lưới trung áp, phương pháp tìm chi
phí biên dài hạn nhỏ nhất được lựa chọn làm cơ sở để quyết định phương án phát triển lưới
điện cho khu vực tính toán.
- Phương pháp nghiên cứu: dựa trên việc lựa chọn khu vực điển hình có diện tích không
lớn, đưa ra các phương án phát triển lưới điện, tìm mô hình phù hợp rồi nhân rộng.
Bài toán phát triển lưới điện phải gắn liền yếu tố thời gian, do vậy phải đưa ra được khối
lượng xây dựng, vốn đầu tư, giá trị thu hồi, tổn thất điện năng giữa các phương án, để tính toán
chi phí biên dài hạn, phương án nào có chi phí biên dài hạn nhỏ nhất được lựa chọn là phương
án phát triển lưới điện.
- Chi phí biên là chi phí để sản xuất thêm một đơn vị sản phẩm. Công thức xác định chi phí
biên như sau:
d (CT )
LRMC =
(1)
dq
trong đó:
LRMC là chi phí biên; CT là tổng chi phí; q là số lượng 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 phương pháp xác định chi phí biên dài hạn được sử dụng rộng rãi trên thế giới hiện
nay là:

Phương pháp tiếp cận hệ thống theo việc phát triển mở rộng hệ thống (Expansion
Approach).
Phương 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 ưu hệ thống.
Theo phương pháp phát triển mở rộng hệ thống, chi phí biên dài hạn được xác định trên cơ
sở chi phí tăng thêm để đáp ứng nhu cầu phụ tải dự báo tăng thêm hàng năm. Phụ tải và chi

phí tăng thêm có thể được tính toán bằng chênh lệch so với năm cơ sở hoặc so với gia tăng
hàng năm, được xác định theo:


n

LRMC =

C t

(1 i)

t

t 1
n

E t

t
t 1 (1 i )

(2)

trong đó:
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.
Xây dựng hàm chi phí tính toán hàng năm cho lưới trung áp
Ci = C1i + C2i + C3i
(3)

trong đó:
C1i là tổng vốn đầu tư để xây dựng trạm biến áp và đường dây năm thứ i; C2i là chi phí
vận hành bảo dưỡng lưới điện năm thứ i; C3i là chi phí tổn thất điện năng đường dây và trạm
biến áp năm thứ i.
3. Kết quả tính toán các phương án cải tạo lưới điện trung áp cho một số khu vực điển hình.
Dựa vào việc phân tích đặc điểm lưới điện, lựa chọn 3 khu vực điển hình ở khu vực miền
Bắc để nghiên cứu.
a. Khu vực 1: Quận Hoàn Kiếm TP.Hà Nội có mật độ phụ tải cao, yêu cầu về độ tin cậy
cung cấp điện cũng như mỹ quan đô thị ở mức cao.
b. Khu vực I1: huyện Đông Hưng tỉnh Thái Bình có mật độ phụ tải trung bình, yêu cầu
về độ tin cậy cung cấp điện ở mức độ trung bình.
c. Khu vực II1: 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, lưới trung áp chủ yếu là lưới 35kV.
Đối với 2 khu vực I, II, nghiên cứu tốc độ cải tạo, so sánh rút ra kết luận giữa mật độ phụ
tải cao và trung bình, tốc độ cải tạo nhanh, trung bình và kéo dài tốc độ nào phù hợp với từng
mật độ phụ tải.
Đối với khu vực III, nghiên cứu các phương án chuyển đổi lưới điện thành lưới 22kV;
phương án chuyển đổi thành lưới 35kV; phương án tồn tại cả lưới 35 kV, 22kV, xem xét từng
khu vực nhỏ chỉ phát triển một cấp điện áp; phương án nào đem lại hiệu quả kinh tế lớn nhất.
Đối với các khu vực nghiên cứu, tương ứng với việc xem xét các phương án phát triển lưới
điện ta có các phương án phát triển nguồn cấp điện, khối lượng xây dựng cải tạo lưới trung
áp, tổn thất điện năng và chi phí biên dài hạn tới năm 2020 tương ứng.

3.1. Tính toán đối với quận Hoàn Kiếm
Quận Hoàn Kiếm hiện có 207km đường dây trung áp (100% là cáp ngầm), trong đó lưới
6kV chiếm 30%, lưới 10kV chiếm 8%, lưới 22kV chiếm 62%. Quận được cấp điện từ trạm
Trần Hưng Đạo (4 lộ 10kV); Yên Phụ (2 lộ 6kV, 3 lộ 22kV); Giám (5 lộ 6kV); Bờ Hồ (3 lộ
6kV, 5 lộ 22kV). Hiện có 2 lộ 6 kV không đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật.
Các phương án phát triển lưới điện quận Hoàn Kiếm như sau:
Phương án 1: dựa trên ý tưởng sớm hoàn thành việc chuyển lưới 6 kV và 10 kV thành 22

kV (tới 2010 hoàn thành).
Phương án 2: tới năm 2010 cải tạo lưới 6kV thành 22kV, năm 2015 cải tạo lưới 10kV
thành 22kV.


Phương án 3: tới năm 2015 cải tạo lưới 6kV thành 22kV, năm 2020 cải tạo lưới 10kV
thành 22 kV.
Bảng 1. Tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật các phương án phát triển lưới điện
Q.Hoàn Kiếm- Hà Nội
TT
1
a
b
c
2
a
b
c
3

Hạng mục
Vốn đầu tư
Giai đoạn 2006-2010
Giai đoạn 2011-2015
Giai đoạn 2016-2020
Tổn thất điện năng
Giai đoạn 2006-2010
Giai đoạn 2011-2015
Giai đoạn 2016-2020
LRMC

Đơn vị
Tỷ đồng
Tỷ đồng
Tỷ đồng
Tỷ đồng
Triệu kWh
Triệu kWh
Triệu kWh
đồng/kWh

P. án I
399,45
152,7
94,14
152,62
13,181
14,386
15,992
795,2

P.án II
405,89
149,81
103,46
152,62
13,421
14,386
15,992
795,9

P.án III
415,87
144,88
107,94
163,05
16,637
15,118
15,992
798,7

Như vậy sau khi tính toán các phương án phát triển lưới điện quận Hoàn Kiếm thấy rằng
việc sớm đồng nhất lưới điện sẽ đem lại hiệu quả kinh tế lớn nhất.

3.2. Tính toán đối với huyện Đông Hưng tỉnh Thái Bình
Huyện Đông Hưng có 226km đường dây trung áp. Trong đó lưới 10kV chiếm tỷ trọng
84%, lưới 35kV chiếm tỷ trọng 16% tổng chiều dài đường dây trung thế toàn huyện. Huyện
Đông Hưng được cấp điện từ trạm 110 kV Long Bối (4 lộ 35kV, 4 lộ 10kV), trạm trung gian
Thăng Long (3 lộ 10kV). Hiện tại có 4 lộ 10kV không đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật.
Các phương án phát triển lưới điện huyện Đông Hưng như sau:
Phương án 1: dựa trên ý tưởng sớm hoàn thành việc chuyển lưới 10 kV thành 22 kV (tới
2010 hoàn thành).
Phương án 2: dựa trên ý tưởng tận dụng tối đa lưới điện hiện có, trên cơ sở xác định những
khu vực không đảm bảo chỉ tiêu kỹ thuật chuyển thành lưới 22 kV, từng bước chuyển đổi lưới
10 kV thành 22 kV.
Phương án 3: không thực hiện việc cải tạo lưới 10 kV và35 kV thành 22 kV.
Bảng 2. Tổng hợp kết quả tính toán các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật các phương án
huyện Đông Hưng- Thái Bình
TT
1

a
b
c
2
a
b
c
3

Hạng mục
Vốn đầu tư
Giai đoạn 2006-2010
Giai đoạn 2011-2015
Giai đoạn 2016-2020
Tổn thất điện năng
Giai đoạn 2006-2010
Giai đoạn 2011-2015
Giai đoạn 2016-2020
LRMC

Đơn vị
Tỷ đồng
Tỷ đồng
Tỷ đồng
Tỷ đồng
Triệu kWh
Triệu kWh
Triệu kWh
đồng/kWh

P.án I
270,73
92,76
55,97
122,01
2,245
3,962
5,4
857,5

P. án II
259,03
55,52
70,96
132,54
2,451
4,093
5,335
838

P.án III
315,24
75,34
95
144,9
2,575
4,5
6,699
871,5

Như vậy đối với huyện Đông Hưng, việc từng bước cải tạo lưới 10kV thành lưới 22kV sẽ
mang lại hiệu quả kinh tế lớn nhất.


3.3. Tính toán đối với huyện Vị Xuyên tỉnh Hà Giang
Huyện Vị Xuyên có 243km đường dây trung áp. Trong đó lưới 10kV chiếm tỷ trọng
33,2%, lưới 35kV chiếm tỷ trọng 66,8%. Huyện được cấp điện từ trạm 110kV Vị Xuyên (3 lộ
35kV, 3 lộ 10kV), trạm trung gian Vị Xuyên (1 lộ 10kV). Hiện tại có 3 lộ 10kV không đảm
bảo các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật. Các phương án phát triển lưới điện huyện Vị Xuyên như
sau:
Phương án 1: chuyển lưới 10 kV và 35kV thành lưới 22 kV.
Phương án 2: chuyển lưới 10 kV thành lưới 35 kV.
Phương án 3: xem xét lưới trung áp tồn tại cả 35 kV và 22kV, trong đó khu công nghiệp,
đô thị phát triển lưới 22 kV, khu vực vùng sâu vùng xa phát triển lưới 35 kV.
Bảng 3. Tổng hợp kết quả tính toán các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật các phương án
huyện Vị Xuyên - Hà Giang
TT
1
a
b
c
2
a
b
c
3

Hạng mục
Vốn đầu tư
Giai đoạn 2006-2010

Giai đoạn 2011-2015
Giai đoạn 2016-2020
Tổn thất điện năng
Giai đoạn 2006-2010
Giai đoạn 2011-2015
Giai đoạn 2016-2020
LRMC

Đơn vị
Tỷ đồng
Tỷ đồng
Tỷ đồng
Triệu kWh
Triệu kWh
Triệu kWh
đồng/kWh

P. án I
222,56
72,29
64,25
86,03
2,291
4,238
4,877
969,4

P.án II
232,83
79,47

66,67
86,69
1,579
2,883
3,447
975,3

P.án III
218,1
67,49
58,8
91,82
1,831
3,268
4,637
958

Như vậy đối với huyện Vị Xuyên, phương án tồn tại đồng thời cả lưới 35 kV, 22kV, tuy
nhiên mỗi một khu vực nhỏ chỉ nên phát triển một cấp điện áp lưới trung áp, trong đó khu vực
phụ tải tập trung như khu công nghiệp, khu đô thị phát triển lưới 22 kV, khu vực mật độ phụ
tải thấp như làng xóm, thôn bản phát triển lưới 35kV đem lại hiệu quả kinh tế lớn nhất.
4. Kết luận
1. Đối với những khu vực mật độ phụ tải cao, cần đẩy mạnh cải tạo lưới điện hiện tại thành
lưới 22kV. Việc sớm đồng nhất lưới trung áp khu vực này thành lưới 22kV không những đem
lại lợi ích lớn nhất về kinh tế mà còn tạo điều kiện thuận lợi cho công tác xây dựng, quản lý
vận hành, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
2. Đối với những khu vực mật độ phụ tải trung bình, việc cải tạo và phát triển lưới 22kV
cần có lộ trình cải tạo cụ thể để giảm áp lực vốn đầu tư, trên cơ sở vẫn đáp ứng đầy đủ các
điều kiện kinh tế kỹ thuật của lưới điện, tận dụng tối đa năng lực thiết bị để tránh lãng phí
vốn đầu tư. Trên cơ sở nghiên cứu đánh giá hiện trạng lưới điện, kết hợp với phương hướng

phát triển kinh tế xã hội của địa phương để vạnh ra chiến lược cải tạo phát triển lưới điện
hợp lý, đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế-xã hội, khắc phục được những nhược điểm của lưới
điện hiện tại theo định hướng đồng nhất cấp điện áp lưới trung áp.
3. Khu vực mật độ phụ tải thấp, lưới trung áp chủ yếu là lưới 35kV, trong giai đoạn từ nay
tới năm 2020 cần tồn tại đồng thời cả lưới 35, 22kV, tuy nhiên mỗi một khu vực nhỏ chỉ nên
phát triển một cấp điện áp. Trong đó khu vực phụ tải tập trung như thị xã, khu công nghiệp,
khu đô thị phát triển lưới 22kV và cải tạo lưới hiện trạng thành lưới 22kV; khu vực mật độ phụ
tải thấp như: làng xóm, thôn bản phát triển lưới 35kV và cải tạo lưới hiện trạng thành lưới


35kV sẽ mang lại hiệu quả kinh tế tài chính lớn nhất và phù hợp với điều kiện địa lý, mật
độ phụ tải và nguồn cung cấp điện của các tỉnh miền núi phía Bắc nước ta.
TI LIU THAM KHO
[1]

Nguyn c Hnh, Trnh Trng Chng... , ỏnh giỏ hin trng li in trung ỏp
min Bc Vit Nam, gii phỏp v l trỡnh gim thiu s cp in ỏp li trung ỏp min
Bc Vit Nam, ti khoa hc cp B Cụng nghip, mó s I 108, H Ni, 2005.

[2]

Hng dn ỏp dng tiờu chun mng in phõn phi 22 kV, Bỏo cỏo nghiờn cu khoa
hc ti ECD-02-01, Trung tõm t vn v phỏt trin in, Thnh ph H Chớ Minh,
2004.

[3]

Nghiờm S Thng, C s ca qun lý ti chớnh doanh nghip, túm tt ni dung bi
ging, H Ni, 1997.

[4]

E. Lakervi, E. J. Holmes, Electricity distribution network design, 2nd Edition; IEE,
VK, 1996.