Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trường

Header Page 1 of 126.

2

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN
TRƢỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP
-----------------------------------------

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
NGÀNH: THIẾT BỊ MẠNG & NHÀ MÁY ĐIỆN

LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN THEO ĐIỀU KIỆN
KINH TẾ THỊ TRƢỜNG

Học viên:

Phạm Ngọc Tuấn

Ngƣời hƣớng dẫn khoa học:

PGS.TS. Trần Bách

THÁI NGUYÊN 2008

Footer Page 1Sốofhóa
126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Header Page 2 of 126.

3

LỜI CAM ĐOAN
Tôi cam đoan công trình nghiên cứu này là của tôi. Các số liệu và kết quả
nghiên cứu đƣợc nêu trong luận văn là trung thực và chƣa đƣợc công bố trong các
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 nghiên cứu mà tôi đã trích dẫn và tham khảo để
hoàn thành luận văn này. Đặc biệt, tôi vô cùng cảm ơn PGS.TS Trần Bách đã tận
tình hƣớng dẫn tôi trong quá trình thực hiện nghiên cứu.
Hà Nội, tháng 5/2008

Footer Page 2Sốofhóa
126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 3 of 126.

4

MỤC LỤC
Trang
Mục lục ........................................................................................................

3

Danh mục các chữ viết tắt ………………………………………………...

7

Danh mục các bảng ……………………………………………………….

8

Danh mục các hình vẽ, đồ thị ……………………………………………..

10

Chƣơng mở đầu .........................................................................................

11

Chƣơng 1: TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN VIỆT NAM, HIỆN TRẠNG,

14

ĐỊNH HƢỚNG PHÁT TRIỂN ĐẾN 2015 VÀ ĐÔI NÉT VỀ QUY
HOẠCH PHÁT TRIỂN LƢỚI ĐIỆN HÀ TÂY GIAI ĐOẠN 2006-2015.
1.1. TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN VIỆT NAM, HIỆN TRẠNG,

14

ĐỊNH HƢỚNG PHÁT TRIỂN ĐẾN 2015.
1.1. 1 Nguồn điện …………………………………………………….

14

1.1.2. Hệ thống truyền tải …………………………………………...

16

1.1.3. Hệ thống phân phối …………………………………………..

18

1.1.4. Hoạt động kinh doanh và dịch vụ khách hàng ……………..

19

1.2. ĐÔI NÉT VỀ QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN LƢỚI ĐIỆN HÀ

21

TÂY GIAI ĐOẠN 2006-2015.
1.2.1. Nhận xét chung về hiện trạng lƣới điện và tình hình cung

21

cấp điện.
1.2.2. Đánh giá tình hình thực hiện quy hoạch phát triển điện lực

25

từ 2005-2007.
1.2.3. Đánh giá về thực hiện chƣơng trình phát triển nguồn và

25

lƣới điện.
1.2.4. Đặc điểm chung và phƣơng hƣớng phát triển Kinh tế -Xã

27

hội tỉnh Hà Tây.
1.2.5 Dự báo nhu cầu điện tỉnh Hà Tây đến 2015. ………………...

28

Chƣơng 2. NGHIÊN CỨU PHÂN TÍCH KINH TẾ TÀI CHÍNH DỰ

31

ÁN ĐẦU TƢ.

Footer Page 3Sốofhóa
126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 4 of 126.

5

2.1. KHÁI NIỆM CHUNG. ……………………………………………...

31

2.1.1 Một số vấn đề chung về đầu tƣ và dự án đầu tƣ……………..

31

2.1.2 Đặc điểm dự án đầu tƣ ngành điện…………………………...

32

2.2. MỤC ĐÍCH VÀ TÁC DỤNG CỦA NGHIÊN CỨU TÀI CHÍNH

33

DỰ ÁN ĐẦU TƢ.
2.2.1 Mục đích nghiên cứu tài chính. ………………………………

33

2.2.2. Tác dụng của nghiên cứu tài chính dự án đầu tƣ. ………….

33

2.3. XÁC ĐỊNH TỶ SUẤT TÍNH TOÁN VÀ THỜI ĐIỂM TÍNH TOÁN.

34

2.3.1 Giá trị thời gian của tiền. ……………………………………..

34

2.3.1.1 Biểu đồ dòng tiền. ……………………………………….

34

2.3.1.2 Công thức tính chuyển các khoản tiền phát sinh trong

35

các thời đoạn của thời kỳ phân tích về cùng một mặt bằng
thời gian ở hiện tại hoặc tƣơng lai .
2.3.2 Xác định tỷ suất tính toán. ……………………………………

36

2.3.3 Chọn thời điểm tính toán. …………………………………….

39

2.4 NỘI DUNG NGHIÊN CỨU TÀI CHÍNH DỰ ÁN ĐẦU TƢ.

40

2.4.1 Xác định tổng mức vốn đầu tƣ. ………………………………

40

2.4.2 Lập các báo cáo tài chính dự kiến cho từng năm hoặc từng

41

giai đoạn của đời dự án.
2.4.3. Tính các chỉ tiêu phản ánh mặt tài chính của dự án đầu tƣ.

43

2.4.3.1 Chỉ tiêu đánh giá tiềm lực tài chính của doanh nghiệp.

43

2.4.3.2 Chỉ tiêu đánh giá hiệu quả tài chính của dự án. ………

44

2.4.4. So sánh đánh giá và lựa chọn dự án đầu tƣ. ………………..

54

2.4.4.1 Phƣơng pháp giá trị hiện tại.

54

2.4.4.2. Phƣơng pháp giá trị đều hàng năm.

55

2.4.4.3 Phƣơng pháp tỷ số lợi ích trên chi phí. ………………..

56

2.4.4.4 So sánh lựa chọn dự án theo tỷ lệ thu nội tại IRR. …...

57

2.4.4.5 Phƣơng pháp thời gian hoàn vốn. ……………………...

60

2.5. TÓM TẮT NỘI DUNG CỦA CHƢƠNG.

Footer Page 4Sốofhóa
126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

61




Header Page 5 of 126.

6

Chƣơng 3. CHI PHÍ CHO LƢỚI ĐIỆN VÀ CÁC CHỈ TIÊU KINH

63

TẾ KỸ THUẬT LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN TRONG HTĐ.

3.1. CÁC LOẠI CHI PHÍ CHO LƢỚI ĐIỆN. …………………………

63

3.1.1. Chi phí vốn đầu tƣ ban đầu V0 [đ]. …………………………..

63

3.1.2. Chi phí hoạt động và bảo dƣỡng HB t[đ]. ……………………

64

3.1.3. Chi phí cho tổn thất công suất và tổn thất điện năng. ……...

65

3.1.4. Chi phí cho độ tin cậy. ………………………………………..

67

3.2. CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ – KỸ THUẬT LỰA CHỌN DÂY DẪN.

68

3.2.1. Tiết diện tối ƣu và các điều kiện kỹ thuật. ………………….

68

3.2.2. Chỉ tiêu kinh tế chọn tiết diện dây dẫn . …………………….

69

3.2.2.1 Mật độ kinh tế dòng điện . ……………………………...

69

3.2.2.2 Mật độ kinh tế dòng điện tính theo chi phí vòng đời. ...

69

3.2.2.3 Mật độ kinh tế dòng điện tính theo chi phí tính toán Z.

73

3.2.2.4 Khoảng chia kinh tế. ……………………………………

76

3.2.3. Các điều kiện kỹ thuật. ……………………………………….

77

3.2.3.1 Phát nóng lâu dài dây dẫn ………………………………

77

3.2.3.2 Phát nóng dây dẫn cáp khi ngắn mạch …………………

79

3.2.3.3 Tổn thất vầng quang …………………………………….

81

3.2.3.4. Độ bền cơ học của dây trên không ……………………..

81

3.2.3.5 Tổn thất điện áp ………………………………………….

82

Chƣơng 4. XÂY DỰNG PHƢƠNG PHÁP LỰA CHỌN TIẾT DIỆN

83

DÂY DẪN THEO ĐIỀU KIỆN KINH TẾ THỊ TRƢỜNG VÀ ỨNG
DỤNG TÍNH TOÁN.
4.1. NỘI DUNG. ………………………………………………………….

83

4.2. XÂY DỰNG PHƢƠNG PHÁP LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN.

83

4.2.1. Lựa chọn dây dẫn mới theo điều kiện kinh tế . …………….

83

4.2.1.1. Xây dựng đồ thị lựa chọn tiết diện dây dẫn. ………….

83

4.2.1.2 Xây dựng công thức hiện thời hóa chi phí tổn thất

89

điện năng.

Footer Page 5Sốofhóa
126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 6 of 126.

7

4.2.2. Lựa chọn kích thƣớc dây dẫn mới để thay thế một dây dẫn cũ

94

4.2.3. Phân tích tài chính dự án xây dựng đƣờng dây mới và thay

96

dây dẫn.

4.2.3.1. Chỉ têu giá trị hiện tại thuần NPV …………………...

96

4.2.3.2 Chỉ tiêu tỷ suất hoàn vốn nội bộ ………………………

98

4.2.3.3 Chỉ tiêu tỷ số lợi ích - chi phí (B/C) …………………...

98

4.3. XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN. …………………..

105

4.4. ỨNG DỤNG LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN CHO MỘT LƢỚI

106

ĐIỆN 35KV ĐIỂN HÌNH HUYỆN CHƢƠNG MỸ - TỈNH HÀ TÂY.
4.4.1 Khái quát lƣới điện huyện Chƣơng Mỹ tỉnh Hà Tây………..

106

4.4.2 Ứng dụng chƣơng trình tính toán xây dựng 01 ĐDK mới

108

35kV Ba La – Xuân Mai.

4.4.3 Ứng dụng chƣơng trình tính toán nâng tiết diện ĐDK 378

113

Ba La – Chƣơng Mỹ.
Chƣơng 5. KẾT LUẬN CHUNG VỀ LUẬN VĂN.

118

5.1 ĐÁNH GIÁ VÀ NHẬN XÉT KẾT QUẢ ĐẠT ĐƢỢC CỦA

118

LUẬN VĂN.
6.2. KẾT LUẬN CHUNG VÀ HƢỚNG NGHIÊN CỨU TIẾP THEO.

119

Tài liệu tham khảo ................................................................ ...................

120

Phụ lục .....................................................................................................

121

Footer Page 6Sốofhóa
126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Header Page 7 of 126.

8

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
Chữ viết tắt

Nội dung

AV

Annual Value (giá trị hiện tại hàng năm)

AVB

Annual Value Benefit (giá trị hiện tại lợi ích hàng năm)

AVC

Annual Value Cost (giá trị hiện tại chi phí hàng năm)

B

Benefit (Lợi ích của dự án)

BOT

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

C

Cost (chi phí của dự án)

CF

Cash-flows (lợi nhuận thực tế thu đƣợc)

D

Depriciation (Mức khấu hao hàng năm)

ĐDK

Đƣờng dây trên không

EVN

Tập đoàn Điện lực Việt Nam

HTĐ

Hệ thống điện

IPP

Nhà máy điện độc lập

IRR

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

LPP

Lƣới điện phân phối

MBA

Máy biến áp

NFV

Net Future Value (giá trị tƣơng lai thuần)

NPV

Net Present Value (giá trị hiện tại thuần)

PVB

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

PVC

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

QL&TDDC

Quản lý và tiêu dùng dân cƣ

SV

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

TBK

Nhà máy điện tua bin khí, dầu

TSCĐ

Tài sản cố định

TTCS

Tổn thất công suất

TTĐA

Tổn thất điện áp

TTĐN

Tổn thất điện năng

TTG

Trạm trung gian

Footer Page 7Sốofhóa
126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 8 of 126.

9

DANH MỤC CÁC BẢNG
Tên bảng

Trang

Bảng 1.1 Công suất thiết kế các nhà máy điện tính tới 31/12/2005.

14

Bảng 1.2 Cơ cấu sản lƣợng điện theo nguồn.

16

Bảng 1.3 Sự phát triển của hệ thống truyền tải năm 2005 so với năm 2004.

17

Bảng 1.4 Kế hoạch phát triển hệ thống truyền tải trong giai đoạn 2005-2015.

18

Bảng 1.5 Lƣới điện phân phối hệ thống điện Việt Nam.

18

Bảng 1.6 Điện năng tiêu thụ qua các năm tỉnh Hà Tây.

24

Bảng 1.7 So sánh điện năng tiêu thụ giữa dự báo trong QH2005 và thực hiện.

25

Bảng 1.8 Khối lƣợng thực hiện xây dựng cơ bản lƣới điện Tỉnh Hà Tây.

26

Bảng 1.9 Kết quả dự báo nhu cầu điện tỉnh Hà Tây (PP gián tiếp) .

28

Bảng 1.10 Kết quả dự báo nhu cầu điện theo phân vùng tỉnh Hà Tây (PP cơ sở).

28

Bảng 1.11 Kết quả dự báo nhu cầu điện theo phân vùng tỉnh Hà Tây (PP cơ sở).

28

Bảng 1.12 Đánh giá tăng trƣởng điện năng và công suất đến năm 2015.

29

Bảng 3.1 cho ví dụ về hệ số hoạt động- bảo dƣỡng, khấu hao và vận hành.

64

Bảng 3.2 Hệ số tham gia vào đỉnh ktd.

65

Bảng 3.3 JKT của Liên xô cũ .

75

Bảng 3.4 Nhiệt độ cho phép của dây dẫn – θcp , (oC).

77

Bảng 3.5 Giá trị kqt trong 5 ngày đêm của c áp cách điện giấy Uđm≤10kV.

79

Bảng 3.6 Hệ số xác định bởi nhiệt lƣợng làm nóng dây khi ngắn mạch và

80

loại dây cáp.
Bảng 3.7 Dòng ngắn mạch cho phép theo điều kiện ổn định nhiệt của cáp Ik- max.

80

Bảng 3.8. Tiết diện tối thiểu theo điều kiện vầng quang.

81

Bảng 3.9. Tiết diện nhỏ nhất (mm2) cho dây trần nhiều sợi.

81

Bảng 4.1: Dòng điện lâu dài cho phép theo độ phát nóng của dây trần

84

bằng đồng, nhôm hoặc nhôm ruột thép .
Bảng 4.2 Bảng công suất cho phép ĐDK 35 KV quy về hiện tại tƣơng ứng

85

với mức tăng phụ tải % và vòng đời 20 năm.
Bảng 4.3 Bảng công suất cho phép ĐDK 22 kV quy về hiện tại tƣơng ứng

Footer Page 8Sốofhóa
126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

86

Header Page 9 of 126.

10

với mức tăng phụ tải % và vòng đời 20 năm.
Bảng 4.4 Bảng công suất cho phép ĐDK 10 kV quy về hiện tại tƣơng ứng

87

với mức tăng phụ tải % và vòng đời 20 năm.
Bảng 4.5. Bảng giá thành 1km đƣờng dây ĐDK 35kV mới.

88

Bảng 4.6. Dòng điện và công suất với mức tăng phụ tải α=từ (1-6)% và

88

vòng đời n = 20 năm.
Bảng 4.7 Chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho thay đổi vòng

91

đời tính toán.
Bảng 4.8 Kết quả kiểm tra về yêu cầu công suất mang tải max năm đầu tiên,

93

lợi ích tiết kiệm chi phí cho tổn thất so với vốn đầu tƣ, và tổn thất điện áp.
Bảng 4.9 Những mức tải tối ƣu để thay thế đƣờng dây theo Ví dụ 4.4.

95

Bảng 4.10 Bảng phân tích các hệ số hiện tại hóa β, ε,

99

ứng với sự thay

đổi n, r, và α.
Bảng 4.11 Kết quả tính NPV theo năm tính toán từ 1-20 năm ví dụ 4.5

102

Bảng 4.12 Kết quả phân tích tài chính cí dụ 4.5.

104

Bảng 4.13. Mức tăng I1 với

= (1-6)%/năm và sau 20 năm của ĐDK

108

Bảng 4.14 Kết quả tính chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng của ĐDK

109

35kV Ba La – Xuân Mai
35kV Ba La – Xuân Mai
Bảng 4.15 Chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho thay đổi vòng

109

đời của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai.
Bảng 4.16 Điều kiện về công suất mang tải năm đầu và điều kiện vốn đầu

111

tƣ so với chi phí giảm tổ n thất của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai.
Bảng 4.17 Kết quả phân tích tài chính của dự án sử dụng dây AC 95 của

111

ĐDK mới 35kV Ba La – Xuân Mai
Bảng 4.18 Chi phí tổn thất điện năng từ năm thứ (1-20) ĐDK 378 Ba la.

114

Bảng 4.19 Kết quả xác định công suất tối ƣu để t hay dây và tổn thất điện

119

áp với dây chọn là AC150 của ĐDK 378 Ba La.

Footer Page 9Sốofhóa
126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Header Page 10 of 126.

11

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Trang

Hình 1.1 Đồ thị cơ cấu nguồn theo công suất đặt của EVN.

15

Hình 1.2 Đồ thị cơ cấu sản lƣợng điện sản suất theo nguồn.

16

Hình 1.3 Đồ thị tổn thất điện năng toàn EVN từ 1995 đến 2005.

19

Hình 1.4 Đồ thị tăng trƣởng điện thƣơng phẩm toàn EVN từ 1997 đến 2005.

20

Hình 1.5 Đồ thị tỷ lệ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm toàn EVN từ 1997-2005.

20

Hình 1.6 Đồ thị tỷ cơ cấu tiêu thụ điện năng năm 2005.

21

Hình 2.1 Biểu đồ dòng quan hệ mặt băng tiền tệ.

34

Hình 2.2 Biểu đồ dòng tiền tệ trong trƣờng hợp tổng quát.

35

Hình 2.3 Đồ thị xác định lỗ lãi.

50

Hình 3.1 Quan hệ vốn tổn thất .

67

Hình 3.2. Đồ thị khoảng chi kinh tế.

76

Hình 3.3 Sơ đồ lƣới điện có dự phòng và không dự phòng.

78

Hình 3.4 Đồ thị đặc tính thời gian cắt.

80

Hình 4.1 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 35 kV mới.

85

Hình 4.2 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 22 kV mới.

86

Hình 4.3 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 10 kV mới.

87

Hình 4.4 Đồ thị biểu diễn chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho

92

thay đổi vòng đời từ (1-20)năm của ví dụ 4.3.
Hình 4.5 Đồ thị xác định công suất tối ƣu khi so sánh lựa chọn tiết diện dây

95

dẫn thay thế.
Hình 4.6 Đồ thị biến đổi NPV theo vòng đời của ĐDK 35kV của ví dụ 4.5.

104

Hình 4.7 Đồ thị biểu diễn chi phí tổn thất điện năng so với chi phí xây dựng của

104

ví dụ 4.5.
Hình 4.8 Sơ đồ khối chƣơng trình tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn.

105

Hình 4.9 Sơ đồ lƣới điện trung thế huyện Chƣơng Mỹ - Hà Tây.

78

Hình 4.10 Đặc tính chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng theo vòng đời

110

của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai.
Hình 4.11 Đồ thị đƣờng cong chi phí tổn thất ĐDK 378 Ba La với n= 20 năm.

Footer Page 10
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

115

Header Page 11 of 126.

12

CHƢƠNG MỞ ĐẦU
1. Sự cần thiết của đề tài
Trong điều kiện kinh tế thị trƣờng hiện nay, khi mà Việt Nam tham gia hội
nhập kinh tế quốc tế (WTO). Đối với tất cả các ngành Kinh tế nói chung và ngành
Điện nói riêng thì việc quy hoạch phát triển hệ thống điện sao cho phù hợp với yêu
cầu phát triển hiện nay là vấn đề cấp thiết.
Trong hệ thống điện, lƣới điện đóng vai trò rất quan trọng, nó đảm nhận chức
năng truyền tải và phân phối điện năng từ nguồn đến các phụ tải, bao gồm các
đƣờng dây truyền tải, phân phối... Có nhiều tiêu chí để đánh giá lƣới điện, nhƣng cơ
bản có 4 tiêu chí sau:
- Đảm bảo cung cấp điện đủ cho các nhu cầu phụ tải, đảm bảo chất lƣợng.
- Cung cấp điện liên tục và an toàn.
- Giảm tổn thất trong truyền tải, phân phối, giảm giá thành xây dựng, giảm
giá bán điện.
- Hạn chế đến mức thấp nhất ảnh hƣởng của lƣới điện đối với môi trƣờng
sinh thái, cảnh quan.
Dây dẫn góp phần chi phối không nhỏ vào tất cả các mục tiêu trên. Đối với
Hệ thống điện, dây dẫn chiếm một thành phần không nhỏ. Với ngành Điện hiện nay
việc lựa chọn tối ƣu tiết diện dây dẫn nói riêng hay các thiết bị điện trong hệ thống
điện nói chung còn là vấn đề tài chính ảnh hƣởng chi phí kinh doanh bán điện trong
điều kiện kinh tế thị trƣờng. Do vậy vấn đề tính toán lựa chọn dây dẫn sao cho đảm
bảo phù hợp với yêu cầu của nền kinh tế thị trƣờng ngày nay đóng vai trò rất quan
trọng và cần thiết.
Vì vậy Đề tài “Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trường”
đƣợc lựa chọn nhằm giải quyết các yêu cầu trên.
2. Mục đích nghiên cứu của đề tài

Đề tài nhằm nghiên cứu áp dụng các phƣơng pháp lựa chọn tiết diện dây dẫn
theo các chỉ tiêu kỹ thuật có tính đến các điều kiện kinh tế: dây dẫn chọn đảm bảo các

Footer Page 11
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 12 of 126.

13

tiêu trí về mặt kỹ thuật và phù hợp với các điều kiện về tài chính, kinh tế thị trƣờng
trong điều kiện hội nhập và phát triển, nêu lên đƣợc sự ƣu việt của phƣơng pháp.
3. Đối tƣợng và phạm vi của đề tài
Đề tài này nghiên cứu lựa chọn dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trƣờng vào
việc thiết kế đƣờng dây tải điện và tính toán quy hoạch phát triển lƣới điện ở Việt Nam.
Đề tài có thể áp dụng trực tiếp vào các công trình thực tế.
Luận văn bao gồm phần lý thuyết về phân tích tài chính trong quản lý dự án,
lý thuyết tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn, xây dựng phƣơng pháp phƣơng pháp
lựa chọn tiết diện tập trung vào chỉ tiêu kinh tế và định hƣớng quy hoạch cụ thể về
lựa chọn dây dẫn cho một công trình thực tế.
4. ý nghĩa khoa học của đề tài
Việc lựa chọn tối ƣu tiết diện dây dẫn là làm sao cho chi phí vòng đời của
đƣờng dây nhỏ nhất. Chi phí này bao gồm chi phí vốn đầu tƣ xây dựng đƣờng dây
và chi phí vận hành trong suốt thời gian sống của nó. Lựa chọn dây dẫn sao cho có
các chi phí nhỏ nhất nhƣng vẫn đảm bảo các điều kiện kỹ thuật vận hành toàn trong

một chu kỳ sửa chữa, thay thế. Việc lựa chọn dây dẫn nhƣ thế nào phụ thuộc vào
điều kiện kinh tế của từng quốc gia và trong từng giai đoạn phát triển kinh tế của
nƣớc đó. Đối với nƣớc ta khi mà nền kinh tế đang hội nhập và có mức tăng trƣởng
mạnh về kinh tế, các khu công nghiệp, khu kinh tế, đô thị mới đƣợc phát triển và
quy hoạch tổng thể theo từng vùng. Đóng góp ý nghĩa của việc lựa chọn tối ƣu tiết
diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trƣờng sao cho đảm bảo đƣợc về các điều
kiện kinh tế, kỹ thuật và phù hợp với từng khu vực, vùng miền của nƣớc ta trong
giai đoạn hiện nay và trong những năm tới là ý nghĩa khoa học thực tiễn của đề tài.
5. Ý nghĩa thực tiễn
Với sự phát triển vƣợt bậc trong điều kiện kinh tế thị trƣờng hiện nay, thị
trƣờng Điện lực mang tính cạnh tranh cao thì việc nâng cao hiệu quả trong việc
cung cấp điện, đồng thời với việc đề ra các giải pháp nhằm giảm thiểu các chi phí
đầu tƣ xây dựng để giảm giá thành bán điện mở ra xu hƣớng mới trong việc cung
ứng và phát triển của ngành điện Việt Nam hiện nay và tƣơng lai. Việc đề ra giải

Footer Page 12
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 13 of 126.

14

pháp lựa chọn dây dẫn trong điều kiện kinh tế thị trƣờng đóng góp một phần không
nhỏ để giải quyết các vấn đề nêu trên.
6. Kết cấu của đề tài

Tên đề tài: “Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trƣờng”.
Luận văn đƣợc lập bao gồm 5 chƣơng chia rõ làm hai phần: Lý thuyết và
thực hành. Nội dung của các chƣơng thể hiện rõ ràng, dễ xem.
Nội dung cụ thể của luận văn nhƣ sau:
Chƣơng 1: Tổng quan về lƣới điện việt nam, hiện trạng, định hƣớng phát
triển đến 2015 và đôi nét về quy hoạch phát triển lƣới điện Hà Tây giai đoạn
2006-20010.
Chƣơng 2: Nghiên cứu phân tích kinh tế tài chính dự án đầu tƣ.
Chƣơng 3: Tổng quan lý thuyết lựa chọn tiết diện dây dẫn trong hệ thống
điện.
Chƣơng 4: Xây dựng phƣơng pháp lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều
kiện kinh tế thị trƣờng và ứng dụng tính toán chọn dây dẫn mới và thay thế
cho lƣới điện trung áp điển hình (chọn lƣới điện huyện Chƣơng Mỹ - Hà Tây
làm ví dụ tính toán).
Chƣơng 5: Kết luận.

Footer Page 13
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 14 of 126.

15

Chƣơng 1
TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN VIỆT NAM, HIỆN TRẠNG, ĐỊNH HƢỚNG

PHÁT TRIỂN ĐẾN 2015 VÀ ĐÔI NÉT VỀ QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN
LƢỚI ĐIỆN HÀ TÂY GIAI ĐOẠN 2006-2015
1.1. TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN VIỆT NAM, HIỆN TRẠNG, ĐỊNH
HƢỚNG PHÁT TRIỂN ĐẾN 2015. [Theo nguồn web EVN]
1.1. 1 NGUỒN ĐIỆN
Để đáp ứng nhu cầu điện năng của nền kinh tế quốc dân trong thời gian tới.
Tổng công ty điện lực Việt Nam có kế hoạch: (I) đầu tƣ phát triển các nguồn điện
kinh tế nhƣ thuỷ điện, khí đồng hành, than khai thác tại chỗ; (II) phát triển hợp lý
các nguồn năng lƣợng mới để cấp điện cho các vùng không có điện lƣới; và (III)
nâng cấp các nhà máy điện cũ, cải tiến công tác quản lý, áp dụng công nghệ tiên
tiến để nâng cao hiệu suất của các nhà máy, đảm bảo tính ổn định vận hành nhà
máy.
Bảng 1.1 Công suất thiết kế các nhà máy điện tính tới 31/12/2005
Tên nhà máy

Công s uất đặt (MW)

Tổng công suất phát của toàn bộ hệ thống điện Việt Nam

11340

Công s uất lắp đặt của các nhà máy điện thuộc EVN

8822

Nhà máy thuỷ điện

4155

Hoà Bình

1920

Thác Bà

120

Trị An

420

Đa Nhim - Sông Pha

167

Thác Mơ

150

Vĩnh Sơn

66

Ialy

720

Sông Hinh

70

Footer Page 14
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 15 of 126.

16

Hàm Thuận - Đa Mi

476

Thuỷ điện nhỏ

46

Nhà máy nhiệt điện than

1245

Phả Lại 1

440

Phả Lại 2

600

Uông Bí

105

Ninh Bình

100

Nhà máy nhiệt điện dầu (FO)

198

Thủ Đức

165

Cần Thơ

33

Tua bin khí (khí + dầu)

2939

Bà Rịa

389

Phú Mỹ 2-1

732

Phú Mỹ 1

1090

Phú Mỹ 4

450

Thủ Đức

128

Cần Thơ

150

Diezen

285

Công s uất lắp đặt của các IPP

2518

Hình 1.1 Đồ thị biểu thị cơ cấu nguồn theo công suất đặt của EVN

Footer Page 15
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 16 of 126.

17

Bảng 1.2 Cơ cấu sản lƣợng điện theo nguồn
Nguồn

S.lƣợng điện sản xuất (tr. kWh)

Tổng điện phát và mua

52 050

Sản lƣợng điện của các nhà máy thuộc EVN

52 050

Thuỷ điện

16 130

Nhiệt điện than

8 125

Nhiệt điện dầu (FO)
Tua bin khí (khí+dầu)
Diesel

678
16 207
43

Sản lƣợng điện của các IPP

10 867

Hình 1.2 Đồ thị biểu thị cơ cấu sản lƣợng điện sản suất theo nguồn

1.1.2. HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI.
Hiện nay, hệ thống truyền tải Việt Nam bao gồm ba cấp điện áp: 500kV,
220kV và 110kV.

Footer Page 16
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Header Page 17 of 126.

18

Bảng 1.3: Sự phát triển của hệ thống truyền tải năm 2005 so với năm 2004
Khối lƣợng

TT

2004

2005

Tăng

1

Tổng chiều dài đƣờng dây 500 kV (km)

2.469

3.232

31%

2

Tổng chiều dài đƣờng dây 220 kV (km)

4.795

5.203

9%

3

Tổng chiều dài đƣờng dây 110 kV (km)

9.819

10.961

12%

4

Tổng số trạm BA 500 kV

7

11

57%

5

Tổng dung lƣợng lắp đặt TBA 500 kV (MVA)

4.050

7.014

73%

6

Tổng số trạm BA 220 kV

44

45

2%

7

Tổng dung lƣợng lắp đặt TBA 220 kV (MVA)

11.190

13.502

21%

8

Tổng số trạm biến áp 110 kV

293

316

8%

9

Tổng dung lƣợng lắp đặt TBA 110 kV (MVA)

14.997

16.219

8%

Lƣới điện 500kV, 220kV và một số lƣới điện 110kV quan trọng do bốn
Công ty Truyền tải điện 1, 2, 3 và 4 quản lý và vận hành. Hầu hết lƣới điện 110kV
do các Công ty Điện lực tự quản lý trên địa bàn của mình. Khối lƣợng lƣới điện
truyền tải phân theo từng cấp công ty đƣợc tổng hợp trong bảng 2.
Trong năm 2004-2005, trục xƣơng sống 500kV liên kết lƣới điện miền Bắc,
Trung Nam sẽ đƣợc nâng cấp và bổ sung mạch 500kV Bắc Nam thứ hai từ Phú Lâm
ra Thƣờng Tín, là tiền đề vô cùng quan trọng để vận hành kinh tế và tối ƣu hoá hệ
thống điện Việt Nam.
Định hƣớng phát triển lƣới điện truyền tải của EVN trong giai đoạn 2005 2015 là xây dựng lƣới điện truyền tải mạnh có khả năng truyền tải một lƣợng công
suất lớn từ các nhà máy điện và các trung tâm điện lực lớn đến các trung tâm phụ tải
lớn. Với việc áp dụng các tiêu chuẩn và công nghệ truyền tải điện tiên tiến, lƣới
điện truyền tải phải đảm bảo cung cấp điện đầy đủ, an toàn và tin cậy cho các trung
tâm công nghiệp và đô thị lớn trong cả ba miền, từng bƣớc kết nối hệ thống truyền
tải điện Việt Nam với các nƣớc trong khu vực.

Footer Page 17
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 18 of 126.

19

Bảng 1.4: Kế hoạch phát triển hệ thống truyền tải trong giai đoạn 2005-2015
Đơn vị

2005-2010

2011-2015

Đƣờng dây 500 kV

km

800

1.150

Đƣờng dây 220 kV

km

2.644

1.850

Đƣờng dây 110 kV

km

2.202

2.546

Trạm 500 kV

MVA

3.750

2.550

Trạm 220 kV

MVA

8.189

12.575

Trạm 110 kV

MVA

11.379

16.875

1. Đƣờng dây

2. Trạm

1.1.3. HỆ THỐNG PHÂN PHỐI.
Do điều kiện lịch sử để lại, hiện nay, hệ thống lƣới điện phân phối của Việt
Nam bao gồm nhiều cấp điện áp khác nhau, cả ở thành thị và nông thôn, do tám
công ty điện lực thuộc Tổng công ty Điện lực Việt Nam quản lý. Nhằm nâng cao độ
tin cậy trong việc cung cấp điện, đáp ứng yêu cầu ngày càng cao về chất lƣợng của
khách hàng và giảm tổn thất điện năng của toàn hệ thống tới khoảng 10% vào năm
2010, Tổng công ty thƣờng xuyên đầu tƣ mở rộng, nâng cấp và cải tạo lƣới điện
phân phối trên phạm vi cả nƣớc. Theo kế hoạch phát triển, từ nay đến năm 2010,
lƣới điện phân phối của Tổng công ty sẽ đƣợc xây dựng thêm 282.714 km đƣờng
dây trung và hạ áp (tăng 183% so với khối lƣợng hiện nay) và 19.010 MVA công
suất máy biến áp phân phối (tăng 78,9% so với hiện nay).
Bảng 1.5: Lƣới điện phân phối hệ thống điện Việt Nam
Khối lƣợng
Tổng chiều dài đƣờng dây trung áp (km)

Footer Page 18
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

2004

2005

Tăng

112.555

121.746

8%




Header Page 19 of 126.

20

Tổng chiều dài đƣờng dây hạ áp (km)

109.199

181.063

66%

714

735

3%

3.663

3.792

4%

Tổng số Trạm biến áp phân phối

134.668

148.976

11%

Tổng dung lƣợng các TBA phân phối (MVA)

24.941

29.555

18%

Tổng số Trạm biến áp trung gian
Tổng dung lƣợng các TBA trung gian (MVA)

1.1.4. HOẠT ĐỘNG KINH DOANH VÀ DỊCH VỤ KHÁCH HÀNG

Số liệu kinh doanh
Tính đến tháng 10 năm 2006
Sản lƣợng điện cung cấp cho nền KTQD đạt
Trong đó: Công nghiệp-Xây dựng chiếm: 46,91%
Khách hàng trực tiếp mua điện

42,44 tỷ kWh
Quản lý-tiêu dùng dân cƣ chiếm:
43,29%
9.268.908

Hình 1.3 Đồ thị biểu thị tổn thất điện năng toàn EVN từ 1995 đến 2005

Footer Page 19
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 20 of 126.

21

Hình 1.4 Đồ thị biểu thị tăng trƣởng điện thƣơng phẩm toàn EVN từ 1997 đến 2005

Hình 1.5 Đồ thị biểu thị tỷ lệ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm toàn EVN từ 1997 - 2005

Footer Page 20

Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 21 of 126.

22

Hình 1.6 Đồ thị biểu thị tỷ cơ cấu tiêu thụ điện năng năm 2005
1.2. ĐÔI NÉT VỀ QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN LƢỚI ĐIỆN HÀ TÂY GIAI
ĐOẠN 2006-2015. [theo 16]
1.2.1. Nhận xét chung về hiện trạng lƣới điện và tình hình cung cấp điện:
a. Lƣới điện 220KV.
Cấp điện chính cho Hà Tây là các trạm 220KV Hà Đông và Xuân Mai. Công
suất max toàn tỉnh là 277MW, trong đó trạm 220KV Hà Đông cấp khoảng 214MW,
trạm Xuân Mai cấp 63MW. Các trạm 220KV khác nhƣ Mai Động, Chèm là nguồn
dự phòng cấp cho Hà Tây khi sự cố hoặc chuyển đổi phƣơng thức. Trừ trạm 220KV
Xuân Mai hiện mang tải 65%, các trạm 220KV khác đều đầy tải (mang tải từ 90 95%) do vậy khả năng cấp điện cho phụ tải tăng thêm là rất hạn chế.
Các đƣờng dây 220KV hiện có trên địa bàn Hà Tây, cấp điện cho Hà Nội, Hà
Tây và các tỉnh lân cận còn đủ khả năng tải, chiều công suất tải chính là từ thủy
điện Hòa Bình đi Hà Đông, Chèm, Xuân Mai.
b. Lƣới điện 110KV
Với 9 trạm nguồn 110KV (trong đó có 8 trạm nằm trên đất Hà Tây và 1 trạm
của Hà Nội) với tổng công suất lắp đặt là 511MVA, về cơ bản đã có đủ công suất
các trạm nguồn thỏa mãn nhu cầu điện hiện tại. Hiện nay chỉ còn máy biến áp T2
của trạm 110KV Tía còn đầy tải ở mức 94%.

Footer Page 21
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 22 of 126.

23

Các đƣờng dây 110KV của tỉnh Hà Tây hầu hết đều đƣợc nối mạch vòng, độ
tin cậy cấp điện cho phụ tải là khá cao, tuy nhiên một số đƣờng dây còn bị vi phạm
hành lang an toàn lƣới điện nên vẫn còn có khả năng xảy ra sự cố làm giảm độ an
toàn cung cấp điện.
c. Lƣới điện trung thế
Tổng hợp chung toàn tỉnh mức mang tải còn thấp, mức tải bình quân các
trạm phân phối đạt gần 62%.
* Lƣới điện 35KV
Lƣới 35KV có ở tất cả 14 huyện thị của tỉnh Hà Tây. Tới tháng 9/2007 toàn
tỉnh có 1279km đƣờng dây 35KV chiếm khoảng 47,69% khối lƣợng lƣới trung thế.
Các trạm biến áp phân phối 35/0,4KV của tỉnh Hà Tây có công suất trung
bình 1 trạm là 346KVA. Số lƣợng trạm biến áp 35/0,4KV hiện tại là 1461
trạm/506.300KVA chiếm tỉ lệ 48,28% tổng số trạm phân phối.
Trong tổng số 37 tuyến đƣờng trục 35KV có 23 tuyến vận hành non tải, 8
tuyến vừa tải, 5 tuyến đầy và gần đầy tải, chỉ có 1 tuyến quá nhẹ tải. Tổn thất điện
áp trên các tuyến đƣờng trục 35KV đều ở mức ≤ 5%.
*Lƣới điện 22, 10, 6 KV
- Ngoại trừ trạm 110KV Thạch Thất di động, các trạm 110KV trên đ ịa bàn

tỉnh Hà Tây đều có cuộn dây 22KV, tuy nhiên đến nay đƣờng dây 22KV của tỉnh
chƣa phát triển mạnh. Các trạm 22/0,4KV có công suất trung bình 1 trạm là
700KVA. Số lƣợng TBA 22/0,4KV hiện tại là 44 trạm/30.830KVA chiếm tỉ lệ
1,45% tổng số trạm phân phối.
- Đƣờng dây 10KV: Đƣờng dây 10KV sau các trạm 110KV và sau các trạm
trung gian 35/10KV của tỉnh Hà Tây chiếm tỉ lệ rất lớn với khối lƣợng là
1168,22km chiếm 43,56% khối lƣợng đƣờng dây trung áp toàn tỉnh. Các trạm
10/0,4KV có công suất trung bình 1 trạm là 240KVA. Số lƣợng TBA 10/0,4KV
hiện tại là 1251 trạm /299.740 KVA chiếm tỉ lệ 41,34% tổng số trạm phân phối.
- Đƣờng dây 6KV: Đƣợc xây dựng từ lâu, tập trung chủ yếu ở khu vực thành
phố Hà Đông và thị trấn Kim Bài-huyện Thanh Oai. Các trạm 6/0,4KV có công suất

Footer Page 22
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên




Header Page 23 of 126.

24

trung bình 1 trạm là 313KVA. Số lƣợng TBA 6/0,4KV hiện tại là 264 trạm
/82.680KVA chiếm tỉ lệ 8,72% tổng số trạm phân phối. Ngoài ra còn 2 trạm
6/0,2KV – 67KVA, số lƣợng trạm này và công suất nhỏ chiếm tỉ lệ không đáng kể
trong lƣới điện phân phối.
d. Tổn thất điện năng:
Tỉ lệ tổn thất điện năng những năm gần đây từ 2005-2007 tăng cao hơn

những năm trƣớc đây (2003-2004). Năm 2004 tỉ lệ tổn thất là 5,62%, năm 2005 là
6,78%, năm 2006 là 6,69% và 9 tháng đầu năm 2007 là 7,67%. Ƣớc thực hiện năm
2007 khoảng 7%, kế hoạch năm 2008 là 6,5%. Một số nguyên nhân chính làm tăng
tỉ lệ tổn thất là lƣới điện nông thôn phát triển nhiều nhƣng tiêu thụ điện không lớn,
các TBA phụ tải còn rất non tải. Lƣới điện 22KV phát triển chậm, lƣới 6 -10KV cũ
nát, nhiều đƣờng dây có mức tải đầy và một số quá tải nặng.
e. Tình hình sử dụng điện
Tiêu thụ điện trên địa bàn tỉnh giai đoạn 2005-2007 trong bảng 1-6.
Điện thƣơng phẩm giai đoạn 2001-2005 có tốc độ tăng trƣởng trung bình là
11,96%/năm. Giai đoạn 2005-2006 là 11,33%, ƣớc giai đoạn 2005-2007 là 11,37%.
Do hệ thống điện miền Bắc rất thiếu nguồn, Điện lực các tỉnh trong đó có Hà Tây đều
phải cắt giảm sản lƣợng điện. Phát triển kinh tế-xã hội của Hà Tây vẫn có xu hƣớng
tăng mạnh, nếu đủ nguồn điện cấp thì mức tiêu thụ điện của Hà Tây có thể đạt tốc độ
tăng trƣởng điện thƣơng phẩm trên 14%. Diễn biến tiêu thụ điện cho thấy hiện tại nhu
cầu sử dụng điện cho tỉnh Hà Tây phục vụ cho ánh sáng sinh hoạt vẫn là thành phần
chủ yếu (chiếm 70%) tiếp theo là thành phần công nghiệp – xây dựng (chiếm 21%).
f. Cấp điện nông thôn
Toàn bộ 295 xã và 27 phƣờng, thị trấn của Hà Tây đã đƣợc cấp điện, đạt tỉ lệ
100%, số hộ đƣợc dùng điện lƣới quốc gia đạt 100%. Sản lƣợng điện cho tiêu dung dân
cƣ ở nông thôn có tỉ trọng chiếm gần 80% trong tổng số điện tiêu dùng dân cƣ cả tỉnh.
Giá bán điện sinh hoạt đến hộ ở nông thôn không vƣợt quá giá trần Chính
phủ quy định (700đ/kwh).

Footer Page 23
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Header Page 24 of 126.

- 24 –
Bảng 1.6 Điện năng tiêu thụ qua các năm tỉnh Hà Tây
Đơn vị: triệu kWh
TT

Ngành

Năm 2000

2005

9 tháng đầu

2006

năm 2007

Ƣớc năm 2007

Tốc độ tăng
trƣởng

A

A%

A

A%

A

A%

A

A%

A

A%

01-05

06-07

1

Công nghiệp- xây dựng

78,96

14,46

211,29

20,13

251,67

21,25

213,02

21,8

280

21,21

21,8%

15,1%

2

Nông nghiệp

29,78

5,45

54,71

52,21

54,83

4,63

43,35

5,03

61

4,62

12,9%

5,6%

3

Thƣơng mại, dịch vụ

2,84

0,52

10,39

0,99

12,73

1,07

10,08

1,17

14

1,06

29,6%

16,1%

406,24

74,4

735,43

70,07

835,34

70,54

679,15

78,77

930

70,45

12,6%

12,5%

Các nhu cầu khác

28,19

5,16

37,76

3,6

29,65

2,5

31,5

3,65

35

2,65

6%

-3,7%

Tổng thƣơng phẩm

546,01

100

1049,58

100

1184,22

100

977,1

110

1320

100

14%

12,1%

Tổn thất

39,21

6,7

76,34

6,78

84,9

6,69

81,17

7,67

91,76

6,5

Điện nhận

585,22

1125,92

1269,12

1411,76

14%

12%

Pmax

130

250

277

305

14%

10,5%

4
5

6

Quản lý tiêu dùng và
dân cƣ

1058,27

Nguồn: Điện lực Hà Tây

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Footer Page 24 of 126.




Header Page 25 of 126.

- 25 -

1.2.2. Đánh giá tình hình thực hiện quy hoạch phát triển điện lực từ 2005-2007
a. Về điện năng thƣơng phẩm
- Trong 2 năm 2005-2006 điện năng thƣơng phẩm tăng trƣởng bình quân
11,33% /năm, thấp hơn so với tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm dự báo 20062010 trong đề án QH2005 (17,05%/năm).
Bảng 1.7 So sánh điện năng tiêu thụ giữa dự báo trong QH2005 và thực hiện:
TT

Ngành

1

Năm 2005 theo QH

Thực hiện năm 2005

A

A%

A

A%

Công nghiệp-xây dựng

282,6

26,2

211,29

20,13

2

Nông nghiệp

45,7

4,2

54,71

5,21

3

Thƣơng mại, dịch vụ

5,8

0,5

10,39

0,99

4

Quản lý tiêu dùng và dân cƣ

688

63,9

735,43

70,07

5

Các nhu cầu khác

55,3

5,1

37,76

3,6

Tổng thƣơng phẩm

1077,3

100

1049,58

100

Tổn thất

74,9

6,5

76,34

6,78

Điện nhận

1152,2

1125,92

Pmax

267,4

250

6

Năm 2005, điện thƣơng phẩm thực hiện gần đạt giá trị dự báo (thấp hơn
khoảng 2,5%/năm). Năm 2006, điện thƣơng phẩm tăng trƣởng 12,83%, cao hơn
năm 2005 (9,85%), ƣớc tốc độ tăng năm 2007 là 11,5%, tƣơng đối phù hợp với dự
báo trƣớc đây.
1.2.3. Đánh giá về thực hiện chƣơng trình phát triển nguồn và lƣới điện:
Từ 2005 đến nay:
- Các đƣờng dây và TBA 220KVA cung cấp điện cho Hà Tây về khối lƣợng vẫn
chƣa có gì thay đổi. Các trạm 220KVA Hà Đông, Chèm và Mai Động không bị quá tải
bởi đƣợc san bớt cho trạm 220KVA Xuân Mai, trạm này cũng đã mang tải đến 65%.
- Ngoài trạm 110KV Hà Đông đƣợc nâng công suất lên 2x63MVA. So với
quy hoạch, chƣa có thêm đƣờng dây hay trạm 110KV nào đƣợc đƣa vào vận hành.
Tổng hợp các số liệu về khối lƣợng xây dựng đƣờng dây và trạm biến áp đã đƣợc
thực hiện, so sánh với QH2005 đƣợc trình bày trong bảng 1-8
Footer Page 25
Số of
hóa126.
bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên