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
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
3
LỜI CAM ĐOAN
Tơi cam đoan cơng 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 cơng bố trong các
cơng trình khác.
Tơi xin bày tỏ lời cảm ơn sâu sắc tới các tác giả của các cơng trình nghiên
cứu, các tác giả của các tài liệu nghiên cứu mà tơi đã trích dẫn và tham khảo để
hồn thành luận văn này. Đặc biệt, tơi vơ cùng cảm ơn PGS.TS Trần Bách đã tận
tình hƣớng dẫn tơi trong q trình thực hiện nghiên cứu.
Hà Nội, tháng 5/2008
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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.
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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 TỐN VÀ THỜI ĐIỂM TÍNH TỐN.
34
2.3.1 Giá trị thời gian của tiền. ……………………………………..
34
2.3.1.1 Biểu đồ dòng tiền. ……………………………………….
34
2.3.1.2 Cơng 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 tốn. ……………………………………
36
2.3.3 Chọn thời điểm tính tốn. …………………………………….
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 hồn vốn. ……………………...
60
2.5. TĨM TẮT NỘI DUNG CỦA CHƢƠNG.
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
61
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 cơng 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 dịng điện tính theo chi phí vịng đời. ...
69
3.2.2.3 Mật độ kinh tế dịng điện tính theo chi phí tính tốn 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 TỐN.
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 cơng thức hiện thời hóa chi phí tổn thất
89
điện năng.
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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 TỐN. …………………..
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 tốn xây dựng 01 ĐDK mới
108
35kV Ba La – Xn Mai.
4.4.3 Ứng dụng chƣơng trình tính tốn 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
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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 cơng 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
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
86
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 cơng suất với mức tăng phụ tải α=từ (1-6)% và
88
vịng đời n = 20 năm.
Bảng 4.7 Chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho thay đổi vịng
91
đời tính tốn.
Bảng 4.8 Kết quả kiểm tra về u cầu cơng 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 tốn 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 – Xn 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.
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
11
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Trang
Hình 1.1 Đồ thị cơ cấu nguồn theo cơng 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 tồn EVN từ 1995 đến 2005.
19
Hình 1.4 Đồ thị tăng trƣởng điện thƣơng phẩm tồn 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 dịng quan hệ mặt băng tiền tệ.
34
Hình 2.2 Biểu đồ dịng 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 phịng và khơng dự phịng.
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 vịng 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 tốn 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 – Xn Mai.
Hình 4.11 Đồ thị đƣờng cong chi phí tổn thất ĐDK 378 Ba La với n= 20 năm.
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
115
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 trị 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 mơi 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 cịn 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 tốn lựa chọn dây dẫn sao cho đảm
bảo phù hợp với yêu cầu của nền kinh tế thị trƣờng ngày nay đóng vai trị 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
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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 tốn quy hoạch phát triển lƣới điện ở Việt Nam.
Đề tài có thể áp dụng trực tiếp vào các cơng trình thực tế.
Luận văn bao gồm phần lý thuyết về phân tích tài chính trong quản lý dự án,
lý thuyết tính tốn 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 cơng 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 vịng 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
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
14
pháp lựa chọn dây dẫn trong điều kiện kinh tế thị trƣờng đóng góp một phần khơng
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 tốn 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 tốn).
Chƣơng 5: Kết luận.
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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 khơng 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 Cơng 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 tồn bộ hệ thống điện Việt Nam
11340
Cơng s uất lắp đặt của các nhà máy điện thuộc EVN
8822
Nhà máy thuỷ điện
4155
Hồ Bình
1920
Thác Bà
120
Trị An
420
Đa Nhim - Sơng Pha
167
Thác Mơ
150
Vĩnh Sơn
66
Ialy
720
Sơng Hinh
70
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
16
Hàm Thuận - Đa Mi
476
Thuỷ điện nhỏ
46
Nhà máy nhiệt điện than
1245
Phả Lại 1
440
Phả Lại 2
600
ng 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 cơng suất đặt của EVN
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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.
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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 vơ 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.
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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)
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
2004
2005
Tăng
112.555
121.746
8%
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
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
21
Hình 1.4 Đồ thị biểu thị tăng trƣởng điện thƣơng phẩm tồn EVN từ 1997 đến 2005
Hình 1.5 Đồ thị biểu thị tỷ lệ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm toàn EVN từ 1997 - 2005
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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. Cơng
suất max tồn 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 cơng suất tải chính là từ thủy
điện Hịa Bình đi Hà Đơng, Chèm, Xn 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 cơng suất
các trạm nguồn thỏa mãn nhu cầu điện hiện tại. Hiện nay chỉ cịn máy biến áp T2
của trạm 110KV Tía cịn đầy tải ở mức 94%.
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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 cịn bị vi phạm
hành lang an tồn lƣới điện nên vẫn cịn có khả năng xảy ra sự cố làm giảm độ an
toàn cung cấp điện.
c. Lƣới điện trung thế
Tổng hợp chung tồn tỉnh mức mang tải cịn 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 tồn
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 cơng 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 cơng 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 cơng 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 cơng suất
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
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. Ngồi ra cịn 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 nơng 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 nơng thơn
Tồn 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 nơng thơn 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 thơn khơng vƣợt q giá trần Chính
phủ quy định (700đ/kwh).
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên
- 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
- 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 Đơng, 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%.
- Ngồi trạm 110KV Hà Đơng đƣợc nâng cơng 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
Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên