Quy hoạch và cải tạo mạng điện xã Đa Phúc huyện Kiến Thụy Thành Phố Hải Phòng

riển chung của xã. 1.3.1. Dự báo phụ tải sinh hoạt. Để biết được quy luật phát triển của phụ tải chúng tôi tiến hành thu thập các thông tin của năm quá khứ từ năm 1999 đến năm 2003 sau khi thống kê lại chúng tôi có được kết quả trong bảng sau : Qua bảng ...... chúng tôi tiến hành xây dựng đồ thị phụ tải. Chúng tôi thấy phụ tải biến đổi tương đối nhanh và ổn định qua các năm. Ta có thể coi sự biến đổi của phụ tải tuân theo quy luật hàm tuyến tính. Để đưa ra được hàm dự báo chúng tôi tiến hành tính toán phụ tải trung bình của mỗi hộ theo biểu thức sau : Ptb = Nội dung của phương pháp này là nghiên cứu sự biến thiên của phụ tải trong những năm quá khứ tương đối ổn định và tìm ra quy luật biến thiên của phụ tải, từ đó xây dựng mô hình dự báo. Tức là suy diễn toàn bộ quá trình biến đổi của phụ tải trong quá khứ vào tương lai và phụ tải được xác định theo hàm xu thế ở thời điểm tương ứng. Hàm dự báo có dạng như sau : Pt = a + bt Các hệ số a, b được xác định theo phương pháp bình phương cực tiểu, mà từ đó có thể thiết lập hệ phương trình sau : Trong đó : Pi – Giá trị phụ tải quan sát ở năm thứ i ti – năm quan sát Dựa vào kết quả tính toán ở phục lục ta có : a = 0,481 b = 0,0298 Vậy hàm dự báo có dạng như sau : Pt = 0,481 + 0,0298.t 1.3.2. Dự báo phụ tải sản xuất. Theo kế hoạch phát triển kinh tế xã hội của xã đến năm 2010 sẽ phát triển và mở rộng các ngành nghề đã có, nhất là các cơ sở sản xuất hàng mộc và các xưởng cơ khí tư nhân. Bảng 3.1 Bảng kê phụ tải sản xuất của xã Đa Phúc hiện tại và dự báo đến năm 2010 Stt Tên thiết bị Pd(kW) T(h) Số lượng 2004 2010 1 Máy hàn 16 4 2 4 2 Máy xẻ gỗ 3 3 3 4 3 Máy ca 1.1 6 10 12 4 Máy bào 0.67 7 14 16 5 Máy mài 0.65 6 5 8 6 Máy cắt 1.76 6 4 7 7 Máy khoan 0.65 6 26 38 8 Máy xay xát 10 5 9 9 1.3.3. Dự báo phụ tải công cộng. Phụ tải công cộng được dự báo theo kế hoạch phát triển cơ sở hạ tầng của xã trong tương lai. Nên chúng tôi áp dụng dự báo phụ tải theo suất điện năng trên 1 m2. Pđ = Po. S Trong đó : Pđ - Công suất đặt dự kiến. Po - Suất tiêu thụ / 1m2. S - Diện tích. Ta có bảng tính toán sau : Bảng 3.2 Bảng kê dự báo phụ tải công cộng xã Đa Phúc đến năm 2010 Stt Tên cơ sở Diện tíchm2 Suất tiêu thụW/m2 Pni , kW 1 Trường THCS 220 15 3.3 2 Trường Tiểu học 250 15 3.75 3 Uỷ ban nhân dân xã 300 13 3.9 4 Trạm xá 150 20 3 5 Nhà văn hoá 50 12 0.6 1.3.4. Tổng hợp phụ tải dự báo. Tổng hợp phụ tải dự báo tương tự như tổng hợp phụ tải trong phần hiện trạng mạng điện. Ta có kết quả cho trong phục lục. 2. Quy hoạch và cải tạo lưới điện. Quy hoạch và cải tạo mạng điện xã An Lâm phải đảm bảo những yêu cầu sau: - Đảm bảo đúng các tiêu chuẩn kỹ thuật - Đẹp về mỹ quan và đảm bảo các yêu cầu về hành lang an toàn lưới điện - Phải có tính khả thi 2.1. Phân vùng phụ tải *Mục đích Mục đích của việc phân vùng phụ tải cho ta biết những luận cứ xây dựng sơ đồ cung cấp điện hợp lý, chọn dung lượng máy biến áp phù hợp, vị trí trung tâm cung cấp điện thoả mãn bán kính cấp điện của lưới hạ thế. *Cơ sở phân vùng phụ tải - Căn cứ vào đặc điểm, khả năng cấp điện của các trung tâm nguồn hiện tại và khả năng mở rộng của nguồn. - Dựa trên cơ sở của việc quy hoạch khảo sát thực tế lưới điện hiện trạng - Căn cứ vào địa hình, giao thông thực tế và đặc trưng của lưới điện nông thôn - Căn cứ vào các tiêu chuẩn kỹ thuật được ban hành của tổng công ty Điện lực Việt Nam về đảm bảo bán kính cấp điện cho các vùng nông thôn. - Căn cứ vào sự phân bố dân cư trong vùng và phương hướng phát triển kinh tế xã hội hiện tại và tương lai. Chúng tôi đưa ra phương án phân vùng phụ tải cho xã như sau: *Vùng phụ tải 1 Gồm thôn Phúc Hải *Vùng phụ tải 2 Gồm thôn Vân Quan *Vùng phụ tải 3 Gồm thôn Đông Lãm và một phần thôn Phúc Hải *Vùng phụ tải 4 Gồm thôn Đông Lãm Với cách phân vùng phụ tải như trên sẽ cho phép ta có cơ sở tổng quan để giảm bán kính hoạt động của lưới điện hạ áp. 2.2. Tổng hợp nhu cầu phụ tải theo từng vùng phụ tải Từ phần dự báo phụ tải của xã đến năm 2010 Sdbå2010 = 1212,18 kVA; Ta tính được công suất dự báo trong tương lai của xã SM = = = 379,63 kVA; Trong đó: SM-Là tổng công suất của các máy cần được nâng cấp hoặc xây dựng mới S2004-Tổng công suất của các máy hiện có Sdbå2010-Tổng công suất dự báo đến năm 2010 Kpt-Hệ số mang tải của máy biến áp lấy bằng 1. Vậy SM = 379,63 kVA Ta nhận thấy rằng lượng công suất thiếu hụt cần bổ sung trong những năm tới là 379,63 kVA. Để bổ sung lượng công suất thiếu hụt này ta có thể nâng cao công suất của các trạm hoặc xây dựng mới các trạm vào trung tâm tải. Để có phương án cụ thể và tối ưu chúng ta đi tính toán và so sánh công suất hiện có và công suất dự báo của từng vùng phụ tải. Bảng 3.3 Phụ tải dự báo cho từng vùng quy hoạch. Vùng Pn Pđ Stt(kVA) Máy biến áp hiện có 1 189,17 331,304 364,07 400 2 99,245 184,685 180,97 0 3 196,435 325,457 357,65 250 4 140,316 261,63 287,5 180 2.3. Đề xuất phương án cải tạo và xác định phương pháp quy hoạch 2.3.1. Quy hoạch cải tạo lưới điện dựa trên nguyên tắc : - Giữ lại các TBA hiện có nếu còn đáp ứng được các yêu cầu kỹ thuật của công trình kể cả việc tăng công suất của trạm, còn các trường hợp không đảm bảo kỹ thuật như không đáp ứng được nhu cầu gia tăng phụ tải, không đảm bảo bán kính cấp điện thì phải tính đến phương án dịch chuyển trạm hay xây dựng thêm TBA mới. - Các đường dây trung áp hiện có sẽ tiếp tục vận hành ở cấp điện áp hiện có, chỉ cải tạo và chuyển đổi sang cấp điện áp 22 kVvào thời điểm phù hợp. - Các đường dây trung áp, MBA xây dựng mới phải đảm bảo các tiêu chuẩn kĩ thuật với cấp 22kV. Nếu chưa có nguồn 22kV thì vận hành ở cấp điện áp hiện có. - Nếu hiện tại trạm biến nào bị quá tải thì phải tiến hành ngay việc cải tạo. - Việc quy hoạch cải tạo có thể tiến hành xây dựng mới hoàn toàn hoặc quy hoạch cải tạo từng phần theo các giai đoạn khác nhau tuỳ theo điều kiện thực tế của địa phương. *Bán kính hoạt động của các trạm tiêu thụ - Thị trấn từ 0,3-0,6 km - Nông thôn từ 0,6-0,8 km *Vị trí đặt trạm biến áp tiêu thụ thoả mãn điều kiện - Gần tâm phụ tải, gần nguồn cung cấp - Thao tác vận hành hiệu quả quản lý dễ dàng - Tiết kiệm vốn đầu tư, chi phí vận hành nhỏ, ngoài ra tuỳ theo điều kiện cụ thể mà đưa ra phương án đặt trạm thích hợp Vị trí đặt trạm được xác định theo biểu thức X = ; Y = ; (5-6) Trong đó: xi, yi-Là toạ độ của điểm tải thứ i Pi-Là công suất của điểm tải thứ i 2.3.2 Đề xuất phương án quy hoạch cải tạo lưới điện xã Đa Phúc đến năm 2010 Trên cơ sở tính toán và so sánh tải cho từng vùng chúng tôi đề suất một số phương án sau: Phương án 1: *Vùng 1 Do tách phần phụ tải thôn Vân Quan nên trạm biến áp hiện tại vẫn đáp ứng được công suất dự báo phụ tải của thôn Phúc Hải đến năm 2010 và đảm bảo bán kính cung cấp điện nên ta vẫn giữ trạm biến áp cũ. *Vùng 2 Do tách khỏi trạm biến áp Phúc Hải – Vân Quan cũ nên ta xây mới một trạm biến áp để cung cấp điện cho thôn Vân Quan, chiều dài đường dây cao áp kéo mới là *Vùng 3 Do bán kính cung cấp điện của trạm biến áp Đồng Xi – Quảng Luận cũ quá dài nên ta dịch chuyển máy biến áp về trung tâm phụ tải của thôn và chọn lại máy biến áp có công suất lớn hơn. *Vùng 4 Do trạm biến áp cũ vẫn đảm bảo bán kính cung cấp điện nên ta chỉ cần thay máy biến áp có công suất lớn hơn. Phương án 2 *Vùng 1 Phương thức chọn như phương án 1 *Vùng 2 và vùng 3 Qua khảo sát trên địa bàn của xã chúng tôi nhận thấy phụ tải của vùng 2 và vùng 3 tập trung tương đối gần nhau nên chúng tôi chọn một máy biến áp để cung cấp điện cho cả hai vùng mà vẫn đảm bảo bán kính cung cấp điện. *Vùng 4 Phương thức lựa chọn như phương án 1 *Nhận xét các phương án Các phương án chúng tôi đưa ra đều đảm bảo tốt về các yêu cầu về các thông số kỹ thuật như giảm giảm được bán kính cấp điện theo quy chuẩn, dung lượng MBA được lựa chọn đủ cho phụ tải hiện tại và nhu cầu tương lai, Tuy nhiên mỗi phương án có những ưu điểm và nhược điểm riêng. Có phương án phải đầu tư ban đầu lớn nhưng lại giảm được hao tổn, có phương án đầu tư ban đầu nhỏ hơn nhưng hao tổn lại lớn. Để có kết luận rõ ràng chúng ta đi vào so sánh các phương án ở phần sau. 3.Tính toán tiết diện dây dẫn 3.1. Phương pháp tính toán tiết diện dây dẫn Tính toán tiết diện dây dẫn theo hao tổn điện áp cho phép Cơ sở của việc tính toán là do mạng điện của địa phương, các thiết bị điện được mắc trực tiếp vào mạng điện hạ áp, cho nên yêu cầu về chất lượng điện của thụ điện phải được đảm bảo. Mặt khác phần lớn các thiết bị đều không được đặt vào các thiết bị điều chỉnh điện áp làm cho tổn thất thường vượt quá giới hạn cho phép. *Phương pháp tính toán +Đối với đường dây 35 kV tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế và kiểm tra hao tổn điện áp cho phép F = mm2 (6-1) Trong đó: I-Dòng điện truyền tải trên đường dây(A). I = Jkt-Mật độ dòng điện kinh tế, dây AC chúng tôi chọn Jkt = 1,1 A/mm2. S-Công suất truyền tải. Kiểm tra điều kiện: U = Ucp Trong đó: P, Q-Công suất tác dụng và phản kháng trên đường dây. R, X-Điện trở và điện kháng trên đường dây. Utt-Điện áp tính toán của đoạn đường dây. +Đối với đường dây 0,4 kV Khi thiết kế quy hoạch chúng tôi đã cố gắng giảm bán kính lưới điện cung cấp, mặt khác các TBA được đặt vào trung tâm phụ tải nên mật độ phụ tải là tương đối đều nhau trên mỗi đoạn đường dây nên chúng tôi thực hiện việc tính toán tiết diện không đổi trên các đoạn đường trục và tiết diện thay đổi trên các đoạn đường rẽ nhánh. Tính toán tiết diện thay đổi trên đường dây 0,4 kV theo hao tổn điện áp cho phép Tiết diện dây dẫn tính theo hao tổn điện áp cho phép được xác định theo công thức sau : F = Pi-Công suất tác dụng trên các đoạn đường dây thứ i. g-Điện trở suất của vật liệu làm dây dẫn. gAl = 31,7 W/mm2. li-Chiều dài của đoạn thứ i. Un-Điện áp định mức của lưới điện DUcp-Tổn thất điện áp tác dụng cho phép DUacp = DUcp - DUp; DUp-Tổn thất điện áp thành phần phản kháng DUp = = Q-Công suất truyền tải phản kháng, kVAr. X-Điện kháng của đường dây 3.2. Tính toán tiết diện dây dẫn cho 2 phương án Việc lựa chọn tiết diện dây dẫn giữ một vai trò quan trọng trong quá trình cải tạo lưới điện của xã. Nếu ta chọn tiết diện dây dẫn quá lớn có thể đáp ứng tốt về mặt kỹ thuật của đường dây, nhưng chi phí cho kim loại màu lại qúa lớn không đảm bảo chỉ tiêu kinh tế. Nếu ta chọn dây dẫn quá nhỏ dây dẫn bị làm việc trong tình trạng quá tải, dẫn đến hao tổn công suất, hao tổn điện năng, hao tổn điện áp lớn, tuổi thọ của dây dẫn sẽ gảm và không đảm bảo độ tin cạy về mặt cung cấp điện.Vì vậy ta cần lựa chọn tiết diện dây dẫn để đảm cả về mặt kinh tế và kỹ thuật. Tính toán tiết diện dây dẫn cho phương án 1 *Đường dây cao áp 35 kV: đến trạm biến áp Vân Quan. Số liệu tính toán: Ptt = 184,685 kW. Qtt = 82,782 kVAr 1,05 km Sơ đồ tính toán: 35 kV 184,685 + j82,782 Tổn thất điện áp cho phép: DUcp = = = 1162 V. -Dòng điện truyền truyền tải: I6 = = = = 3,34 A. Vậy tiết diện của đường dây 35 kV dùng dây AC là: F6 = = = 3,04 mm2. Để đảm bảo độ bền cơ học ta chọn dây AC 35 Kiểm tra lại tiết diện dây dẫn theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép: DUtt = DUtt = = 5,65 V < DUcp = 1162 V. Vậy tiết diện chọn thoả mãn điều kiện. Tính toán tương tự cho đường dây 35 kV tới trạm biến áp Quảng Luận ta chọn được dây AC35. *Đường dây hạ áp 0,4 kV. Theo phân tích ở trên phụ tải phân bố đều trên các đoạn đường dây nên trong tính toán sẽ tương đương với một phụ tải tập trung ở giữa mỗi đoạn đường dây: Ta tính cho một số lộ của trạm biến áp cụ thể: Trạm Phúc Hải Lộ 2: Sơ đồ tương đương: 3 2 1 0 s3 s1 s2 4 Trong đó : s1 = 62,238 + j30,143 kVA s2 = 51,475+ j23,543 kVA s3 = 55,494 + j26,877 kVA Công suất truyền tải trên từng đoạn : S3 = s3 = 55,494 + j26,877 kVA S2 = s2 + s3 = 106,969 + j50,42 kVA S1 = s1 + s2 + s3 = 169,207 + j80,563 kVA Vậy DUcp0,4 = 9,24 %. Hay DUcp0,4 = = 42,94 V. Tổn thất điện áp phản kháng trên đoạn 0-3 Chọn sơ bộ x0 = 0,1 W/km (dây LV-ABC). DUp = =.10-3 = 6,327 V. Tổn thất điện áp tác dụng cho phép là: DUacp = DUcp - DUp = 42,94 – 6,327 = 36,613 V Tiết diện dây dẫn được xác định theo biểu thức: F = = = 114,79 mm2. Chọn tiết diện quy chuẩn là LV-ABC 120 có r0 = 0,274 W/km, xo = 0,0782 W/km. Kiểm tra lại điều kiện tổn thất điện áp thực tế: DUtt = = 41,452 V < DUcp = 42,94 V. Vậy tiết diện chọn phù hợp. * Tính tiết diện cho đường nhánh. Ta có tổn thất điện áp tại nút 2 là: DU0-2 = = = = 36,169 V. Như vậy để điện áp cuối đoạn 2- 4 nằm trong giới hạn cho phép thì tổn thất điện áp trên đoạn 2-4 phải thoả mãn điều kiện. DU2-4 < DUcp - DU0-2 = 42,94 – 36,169 = 6,771 V. Thực hiện việc tính toán như đường trục ta cũng chọn sơ bộ x0 = 0,1 W/km và có: DUp = = = 0,555 V. Tổn thất điện áp tác dụng cho phép là: DUacp2-5 £ DU2-5 - DUp = 6,771 – 0,555 = 6,216 V. F £ = = 61,871 mm2. Chọn dây dẫn là LV-ABC 70 có r0 = 0,551 W/km , xo = 0,0875 W/km. Kiểm tra lại diều kiện tổn thất điện áp thực tế: DUtt = = =7,194V > 6,216 V Do đó ta chọn tiết diện dây dẫn lên 1 cấp là LV-ABC 95 có r0 = 0,398 W/km , xo = 0,0853 W/km. DUtt = = =5,326 V < 6,216 V Vậy tiết diện chọn đảm bảo. + Hao tổn điện năng trên đường trục: Áp dụng công thức : DAđd = DAtrục = DA0-1+DA1-2+DA2-3 =.10-3 + .10-3 + 10-3 = 3512,512 kWh/tháng Tổn thất trên nhánh đoạn 2 – 4 : DA2-4 = 10-3 = 177,21 kWh. Thực hiện việc tính toán tương tự cho các lộ của các trạm còn lại ta có bảng sau : Bảng 3.4 Bảng tiết diện dây dẫn và tổn thất điện năng trên đường dây hạ áp theo phương án I Đường dây F ( LV-ABC), mm DUkiểm tra DA ,kWh/tháng * Trạm Phúc Hải - Lộ 1 Trục 0-2 95 38.523 2567.539 Nhánh 1-3 70 27.622 1642.654 -Lộ 2 Trục 0-3 120 41.452 3512.521 Nhánh 2-4 70 7.194 245.2821 * Trạm Vân Quan - Lộ 1 Trục 0-4 70 33.663 1571.457 Nhánh 3-5 50 11.473 233.007 Nhánh 2-4 16 12.821 146.8568 -Lộ 2 Trục 0-3 50 30.65 113.032 Nhánh 1-4 16 8.27 152.6597 * Trạm Quảng Luận - Lộ 1 Trục 0-5 95 37.799 3032.884 Nhánh 2-7 50 21.622 768.4317 Nhánh 1-6 16 9.985 161.1408 -Lộ 2 Trục 0-5 120 32.666 2129.201 Nhánh 2-7 16 14.588 158.4625 Nhánh 1-6 25 31.578 1169.498 * Trạm Đông Lãm - Lộ 1 Trục 0-4 120 34.281 2511.073 Nhánh 3-6 16 8.423 189.2623 Nhánh 1-5 16 25.503 392.139 -Lộ 2 Trục 0-2 120 33.664 1478.835 Tổng hao tổn điện năng trên đường dây hạ áp theo phương án 1 là: SAP.A1 = 22107,864 kWh. Tổng số đường dây cần cải tạo nâng cấp: Bảng 3.5 Tổng số loại dây cần cải tạo Mã dây(LV-ABC) 120 95 70 50 25 15 Chiều dài(km) 2,074 0,927 0,57 0,652 0,143 0,67 Tính toán tiết diện dây dẫn cho phương án 2 Đối với phương án này chỉ khác ở phương thức chọn MBA cho các vùng nên tiết diện dây dẫn cho cả mạng cao áp và hạ áp được chọn như phương án 1. Phương án này khác là chúng tôi tiến hành đặt một trạm cung cấp điện cho hai thôn Quảng Luận và Vân Quan nên ta chọn tiết diện dây dẫn cho trạm mới này. *Đường dây cao áp 35 kV: đến trạm T7 (Vùng 6) Số liệu tính toán: Ptt = 510,142 kW. Qtt = 235,776 kVAr. 1 km Sơ đồ tính toán: 35 kV 510,142 + j235,776 Tổn thất điện áp cho phép: DUcp = = = 1162 V. Dòng điện truyền truyền tải: I6 = = = = 9,45 A. Vậy tiết diện của đường dây 35 kV dùng dây AC là: F6 = = = 8,59 mm2. Để đảm bảo độ bền cơ học ta chọn dây AC 35 Kiểm tra lại tiết diện dây dẫn theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép: DUtt = = = 14,95 V < DUcp = 1162 V. Vậy tiết diện chọn đạt yêu cầu. * Đường dây hạ áp như phương án 1. 4. Dự toán vốn đầu tư cho các phương án 4.1.Dự toán vốn đầu tư cho phương án 1. Để dự toán vốn đầu tư cho các phương án chúng tôi được Công ty Xây lắp điện Hải Phòng cung cấp cho một số đơn giá để làm cơ sở tính toán. Sau khi đã tính toán cải tạo chúng tôi tiến hành tính toán tổng số vốn đầu tư cho từng phương án. Bảng 3.6 Đơn giá một số loại dây Stt Mã dây dẫn Đơn vị tính Suất vốn đầu tư (106đ) Mã dây Dẫn Đơn vị tính Suất vốn đầu tư (106đ) 1 A95 km 55,55 LV-ABC 120 km 69,72 2 A70 km 47,55 LV-ABC 95 km 51,7 3 A50 km 41,82 LV-ABC 70 km 36,55 4 A35 km 38,48 LV-ABC 50 km 26,5 5 A25 km 35,8 LV-ABC 35 km 19,75 6 A16 km 32,56 LV-ABC 25 km 15,7 7 AC35 km 85,48 LV-ABC 16 km 11,2 Nguồn : Công ty Xây lắp điện Hải Phòng Bảng 3.7 Đơn giá một số trạm biến áp ĐVT: Triệu đồng Stt Trạm biến áp Xây lắp Thiết bị Tổng số 1 560 kVA – 35/0,4 kV 76,253 102,279 178,532 2 400 kVA – 35/0,4 kV 76,253 80,133 156,386 3 320 kVA – 35/0,4 kV 76,253 71,796 148,049 4 250 kVA – 35/0,4 kV 76,253 63,625 139,878 5 180 kVA – 35/0,4 kV 76,253 55,482 132,005 Nguồn : Công ty Xây lắp điện Hải Phòng Dựa vào số liệu này chúng tôi xác định vốn đầu tư cho công trình điện cải tạo theo phương án 1 Theo như tính toán ở trên đối với phương án 1 ta cải tạo lại đường dây, nâng công suất 2 trạm biến áp Quảng Luận từ 250 kVA lên 400 kVA và trạm biến áp Đông Lãm từ 180 kVA lên 320 kVA, đồng thời xây mới trạm biến áp Vân Quan với công suất 250 kVA ( Chuyển từ trạm biến áp Quảng Luận về). Như vậy vốn đầu tư cho phương án 1 là: - Vốn đầu tư cho cải tạo lại đường dây : Đường dây cao áp : V11 = 1,05.85,48 = 89,754.106 VNĐ Đường dây hạ áp : V12 = 2,074.69,72 + 0,927.51,7 + 0,57.36,55 + 0,625.26,5 + 0,143.15,7 + 0,67.11,2 = 239,67.106 VNĐ - Vốn đầu tư thay thế trạm biến áp : V13 = 152,386 + 148,049 = 302,435.106 VNĐ - Số tiền thanh lý là : Tổng số tiền thanh lý đường dây là : V14 = (1,652.55,55 + 1,011.47,55 + 0,189.41,82 + 0,355.38,48 + 1,102.35,8 + 0,359.32,56).0,3 = 63,764.106 VNĐ Tổng số tiền thanh lý trạm biến áp là : V15 = 55,482.0,2 = 11,096.106 VNĐ Tổng vốn đầu tư cho phương án 1: V1S = V11 + V12 + V13 – V14 – V15 = 89,754 + 239,67 + 302,435 – 63,764 – 11,096 = 557.106 VNĐ 4.2. Dự toán vốn đầu tư cho phương án 2 - Vốn đầu tư cho cải tạo lại đường dây : Đường dây cao áp : V21 = 1.85,48 = 85,48.106 VNĐ Đường dây hạ áp : V22 = 239,67.106 VNĐ - Vốn đầu tư thay thế trạm biến áp : V23 = 178,532 + 148,049 = 326,581.106 VNĐ - Số tiền thanh lý là : Tổng số tiền thanh lý đường dây là : V24 = 63,764.106 VNĐ Tổng số tiền thanh lý trạm biến áp là : V25 = (55,482 + 63,625).0,2 = 23,821.106 VNĐ Tổng vốn đầu tư cho phương án 2: V2S = V21 + V22 + V23 – V24 – V25 = 85,48 + 239,67 + 326,581 – 63,764 – 23,821 = 564,164.106 VNĐ 4.3. So sánh các phương án và lựa chọn phương án cải tạo Có nhiều phươngg án kỹ thuật để tính toán, so sánh các phương án cung cấp điện. Một vấn đề quan trọng so sánh các phương án phải kể đến tính chất xã hội và hiệu quả của nó. Trong các phương án so sánh, phương án nào có vốn đầu tư nhỏ, chi phí vận hành hàng năm nhỏ thì đó là phương án kinh tế nhưng thường phương án có vốn đầu tư lớn lại có chi phí vận hành hao tổn nhỏ và ngược lại. Điều kiện kinh tế của phương án là phương án có chi phí tính toán hàng năm nhỏ thì phương án đó là kinh tế nhất. Z = En.V + CS Trong đó : V – Vốn đầu tư thiết bị. En – Hệ số sử dụng hiệu quả vốn đầu tư: En = Tn – là thời gian thu hồi vốn đầu tư. CS - Tổng chi phí hàng năm CS = Ckh + Cvh + Cht + Ck Ckh – Chi phí khấu hao thiết bị Cvh – Chi phí vận hành : Cvh = g.n G – Chi phí định mức ch một công nhâ giả định n – số công nhân giả định vận hành thiết bị điện Ngoài ra : Cvh = 12.G.m m – số công nhân giả dịnh G – Tiền lương tháng của công nhân vận hành Cht – Chi phí hao tổn điện năng : Cht = DA.CD DA – Tổn thất điện năng CD - Giá thành tổn thất điện năng đ/kWh Ck – Chi phí khác phục vụ cho quản lý. Đối với phương án 1 : Tổng vốn đầu tư là : V1S = 557.106 VNĐ Các chi phí cho phương án 1: - Chi phí cho khấu hao hàng năm ( Ckh) được tính theo phương pháp tỷ lệ bình quân hàng năm trong các giai đoạn thực hiện dự án là: akh = . 100% = .100% = 5%. (tuổi thọ của công trình được lấy là 20 năm) Tiền trích khấu hao bình quân hàng năm là: Ckh = akh.VĐT = 27,85. 106 VNĐ/năm. - Chi phí hao tổn Cht Cht = DA.CD = 39,607.106 VNĐ/năm - Chi phí vận hành Cvh Ban quản lý điện của xã gồm 4 người lương mỗi người là 300.000 đ/ tháng. Vậy Cvh = 4. 300.000. 12 = 14,4.106 VNĐ/năm. *Chi phí khác Ck : Là những chi phí phục vụ cho việc quan hệ quản lý, sổ sách… được lấy bằng 20%Cvh Ck =20%.14,4.106 = 2,88.106 VNĐ/năm. Tổng chi phí : C1S = 84,2.106 VNĐ/năm Chi phí vận hành hàng năm là : Z1 = En .V1S + C1S Với thời gian thu hồi vốn đầu tư là 5 năm ta có: Z1 = 0,2.557 + 84,2 = 195,6.106 VNĐ/năm Đối với phương án 2 : Tổng vốn đầu tư là : V2S = 564,164.106 VNĐ Các chi phí cho phương án 1: Ckh = akh.VĐT = 27,85. 106 đ VNĐ/năm Cht = DA.CD = 47,172.106 VNĐ/năm Cvh = 14,4.106VNĐ/năm. Ck = 2,88.106 VNĐ/năm. Tổng chi phí : C2S = 92,302.106 VNĐ/năm Chi phí vận hành hàng năm là : Z2 = En .V2S + C2S Với thời gian thu hồi vốn đầu tư là 5 năm ta có: Z2 = 0, 2.564,164 + 92,302 = 205,135 .106 VNĐ/năm So sánh chi phí tính toán của hai phương án trên ta thấy Z2 > Z1 Do vậy để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trong những năm tương lai chúng tôi chọn phương án 1. 5. Đánh giá hiệu quả kinh tế của dự án 5.1 Dự toán vốn đầu tư 5.1. Cơ sở tính toán khối lượng - Phần khối lượng tính theo bản đồ quy hoạch, cải tạo lưới điện xã Đa Phúc – huyện Kiến Thụy – thành phố Hải Phòng và tập bản vẽ thiết kế thi công trạm biến áp. - Cự li vận chuyển vật liệu công trình tuỳ thuộc vào từng khu, điều kiện thực tế. 5.1.2 Cơ sở tính toán đơn giá và giá trị dự toán công trình. - Đơn giá thiết bị, phụ kiện điện tính theo định mức của QĐ - 285 và QĐ - 286 ngày 23-2-2004 của Bộ Công nghiệp. - Tổng giá trị thực tế của dự án phụ thuộc vào thời điểm thi công công trình. 5.2. Hạng mục công trình và ước vốn đầu tư. - Hạng mục công trình và ước tính vốn đầu tư cho công trình quy hoạch cải tạo lưới điện phân phối xã An Đa Phúc được cho trong bảng sau: Bảng 3.8 Tổng dự toán công trình STT Tên chi phí Tổng chi phí(106đ) I *Chi phí xây lắp 1442.6168 + Trạm biến áp 302.435 + Đường dây 35 kV 89.754 + Đường dây 0,4 kV 239.67 +Cụm công tơ 729,757 II Chi phí thiết bị 228.198 III Chi phí khác 212.79 + Chi phí chuẩn bị đầu tư + Chi phí thực hiện đầu tư + Chi phí kết thúc xây dựng IV Chi phí dự phòng 10% 144.262 V Tài sản thanh lý 274.86 I + II + III + IV - V Cộng 1753.0068 5.3. Phân tích tài chính dự án công trình điện Mọi dự án công trình điện được xây dựng dựa trên cơ sở tính toán hiệu quả các nguồn vốn khác với những công nghệ khác nhau, việc phân tích kinh tế kỹ thuật cũng như việc đánh giá hiệu quả hoạt động của các phương án trên góc độ hoạch toán kinh tế của đơn vị đầu tư dự án có nên đầu tư không, đầu tư theo cách nào là có lợi nhất. Đối với các dự án năng lượng để đánh giá kinh tế người ta dùng 3 chỉ tiêu sau : 5.3.1. Giá trị hiện tại NPV (Giá trị hiện tại dòng). Chỉ tiêu cho ta biết toàn bộ đầu tư, thu nhập và chi phí của dự án trong một thời gian hoạt động được quy đổi thành một giá trị tương đương ở hiện tại. Trong các phương án lựa chọn, phương án nào có NPV lớn hơn là phương án có lợi hơn. Giá trị NPV được tính theo công thức: NPV = = Trong đó: i-Là lãi suất hay hệ số chiết khấu Ct-Chi phí vận hành của phương án. Bt-Tổng thu nhập của phương án. n-Thời gian hoạt động của phương án. Đối với một phương án độc lập nếu: - NPV > 0 dự án sẽ lãi hoặc hoà vốn. - NPV < 0 dự án được coi là không tối ưu ( hay phương án đó bị lỗ) 5.3.2. Tỷ số hoàn vốn nội tại IRR (Tỷ suất doanh lợi nội bộ) Tỷ suất doanh thu nội bộ là lợi tức của một dự án đầu tư hứa hẹn đạt được trong thời gian tồn tại của nó. Tỷ suất doanh lợi nội bộ đóng vai trò như là một tỷ lệ chiết khấu làm cân bằng tỷ lệ giá trị hiện tại của các khoản chi của một dự án đầu tư. Nói cách khác tỷ suất doanh lợi nội bộ IRR là hệ số chiết khấu ứng với giá trị tổng lãi suất hiện tại NPV = 0, NPV = (1+IRR)-t = 0 (7-9) Nó được xác định theo biểu thức IRR = i1 + (i2-i1) (8-0) Trong đó: i1-Giá trị chiết khấu ứng với giá trị NPV1 ³ 0 i2-Giá trị chiết khấu ứng với giá trị NPV2 £ 0 5.3.3. Thời gian thu hồi vốn đầu tư Là thời gian cần thiết để tổng thu nhập đã quy về giá trị hiện tại bằng vốn đầu tư ban đầu với mức chiết khấu i % nào đó. Có nghĩa là số năm hoạt động để dự án hoàn lại vốn ban đầu. NPV = (1+IRR)-t = 0 Phương án có thời gian thu hồi vốn đầu tư nhỏ nhất sẽ là phương án tối ưu. T = tn + (8-1) Trong đó: tn-Số năm tròn trước khi giá trị NPV = 0 Các số liệu được dùng khi tiến hành phân tích dự án - Hệ số chiết khấu i = 10% - Giá mua điện đầu vào là Cm = 360 đ/kWh - Giá bán điện Cb = 650 đ/kWh - Thời gian hoạt động tính cho công trình t = 5 năm - Tổng số vốn đầu tư ban đầu vào dự án V = 557.106 VNĐ Mô hình dự báo lượng điện năng tiêu thụ cho các năm dự báo: Mô hình dự báo hàm số mũ: A = Ao.(1+a)t-1 A0-Điện năng năm cơ sở, năm 2004: A0 = Pmax. Tmax = 723,45.4522,12 = 3271527,714 kWh. a-Suất gia tăng phụ tải hàng năm. t-Thời gian dự báo phụ tải. At-Điện năng năm thứ t: năm 2010: A2010 = P2010.Tmax =1103,08.4522,12 = 4988260,1