Chương 1 KHÁI NIỆM CHUNG VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 12 VÀ CÁC HÀM CHỈ TIÊU KINH TẾ ĐÁNH GIÁ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.1 Khái niệm chung về LPP. LPP làm nhiệm vụ phân phối điện năng từ các trạm trung gian (hoặc trạm khu vực hay thanh cái nhà máy điện) đến các phụ tải. Theo [2], lưới phân phối điện gồm hai phần: * Lưới phân phối trung áp có điện áp từ 6kV đến 35kV, đưa điện năng từ trạm trung gian (hoặc trạm khu vực) tới trạm phân phối hạ áp hoặc các phụ tải trực tiếp sử dụng điện trung áp. * Lưới phân phối hạ áp có điện áp thấp (220/380V), đưa điện năng ở điện áp hạ áp từ các TBA phân phối tới các thiết bị dùng điện.
Lưới phân phối hạ áp thường có cấu trúc hình tia hoặc là cấu trúc kín vận hành hở. Theo [2], lưới phân phối điện được phân loại theo các nguyên tắc: * Phân loại theo đối tượng và địa bàn phục vụ: lưới phân phối thành phố, lưới phân phối nông thôn, lưới phân phối công nghiệp. * Phân loại theo đường dẫn điện: lưới phân phối trên không, lưới phân phối cáp… * Phân loại theo sơ đồ lưới: lưới phân phối hình tia, lưới phân phối kín vận hành hở. * Phân loại theo điện áp vận hành: lưới 0,4kV, 6kV, 10kV, 22kV và 35kV.
Lưới phân phối có địa bàn rộng, có nhiều chủ thể quản lý sở hữu, vận hành, do vậy trình độ vận hành trong và ngoài lưới phân phối (đặc biệt là đối với lưới điện hạ áp) không đồng đều. Tỷ lệ điện dùng để truyền tải và phân phối (còn gọi là tỷ lệ tổn thất điện năng) trên LPP chiếm tỷ trọng lớn trọng hệ thống điện. Các chỉ tiêu chất lượng của LPP có liên quan trực tiếp đến quyền lợi của khách hàng, của công ty điện lực, của sự phát triển kinh tế - xã hội trong từng địa phương. Tương ứng với các LPP khác nhau, tương quan về các chi phí và lợi ích của các biện pháp nâng cao hiệu quả vào LPP sẽ thay đổi khác nhau, do đó khi áp dụng các biện pháp nâng cao hiệu quả vận hành cho từng loại LPP sẽ cho kết quả khác nhau.2 Chỉ tiêu đánh giá chất lượng LPP.
b) Về ảnh hưởng đối với môi trường: - Ảnh hưởng tới cảnh quan (cột điện, trạm biến áp…). - Rác thải công nghiệp (hiệu ứng nhiệt, chất rắn, chất lỏng…). - Quỹ đất dành cho các công trình điện (hành lang đường dây, TBA…). c) Về hiệu quả kinh tế đối với cơ quan quản lý điện: - Quy mô sử dụng vốn và khả năng huy động vốn.
- Lợi nhuận và các chi phí của lưới điện. Trong các yếu tố trên, một số yếu tố có tính pháp định thường là các tiêu chuẩn mang tính chất đảm bảo an toàn cho lưới điện và người sử dụng, được quy định bởi các 13 thông số đánh giá phải nằm trong giới hạn quy định bởi tiêu chuẩn nhà nước hoặc cơ quan chức năng có thẩm quyền, một số yếu tố nhận giá trị tối ưu (có nghĩa là càng nhỏ càng tốt hoặc càng lớn càng tốt). Các mục đích thường được cố gắng định lượng bằng tiền và thường mâu thuẫn với nhau. Trước tiên, phương án cấp điện phải thoả mãn điều kiện được nêu bởi các tiêu chẩn pháp định, sau đó xét đến các chỉ tiêu tối ưu và phối hợp giữa các chỉ tiêu tối ưu để tìm ra phương án tối ưu toàn cục.
Các tiêu chuẩn chất lượng nêu trên đây được dùng để tổ chức, điều hành và đánh giá hiệu quả của hệ thống quản lý vận hành LPP. Ví dụ như tổ chức sửa chữa định kỳ, bảo dưỡng thiết bị, khắc phục sự cố, dự phòng vật tư… Trong phạm vi của luận văn sẽ trình bày về tiêu chuẩn kinh tế vì đây là tiêu chuẩn chính để đánh giá về mặt hiệu quả của một phương án nâng cao hiệu quả vận hành.1 Hàm chi phí cung cấp điện. Chỉ tiêu kinh tế là chỉ tiêu chính để đánh giá hiệu quả của lưới điện.1-1) Trong đó: K lđ : Vốn đầu tư cho lưới điện (đồng). C vhlđ : Chi phí vận hành bảo dưỡng trong thời gian khấu hao (đồng).
C ttlđ : Chi phí TTCS và TTĐN lưới điện trong thời gian khấu hao (đồng). H : Chi phí độ tin cậy của lưới điện. Còn gọi là chi phí do các thiệt hại kinh tế quốc dân do ngừng cung cấp điện gây nên (đồng). Chi phí K lđ mang tính thiết kế, được xác định theo thiết kế lưới điện, được sử dụng ngay từ khi xây dựng lưới điện, tức là từ thời điểm đầu của thời gian khấu hao.
Chi phí TTCS và TTĐN (C ttlđ) được tính như sau: C ttlđ = ∆Plđ * c p + ∆A lđ * c E (đồng) (1.1-2) Trong đó: ∆Plđ : Tổn thất công suất trong lưới điện (kW). cp : Chi phí biên để cung cấp công suất tại điểm đầu nguồn (đồng/kW). ∆Alđ : Tổn thất điện năng ở lưới điện trong thời gian khấu hao (kWh). cE : Chi phí biên để cung cấp điện năng tại điểm đầu nguồn (đồng/kWh).
Trong vận hành, chi phí TTCS và TTĐN (C ttlđ) được xác định theo các thông số vận hành của lưới điện và gần đúng ở từng thời điểm vận hành của lưới điện. Chi phí này được xác định từ đồ thị phụ tải điển hình và từ các thông số phụ thuộc vào khả năng của hệ thống đo đếm hiện có. Chi phí H phụ thuộc vào cấu trúc lưới điện và cường độ hỏng hóc của từng phần tử trong cấu trúc lưới điện. Chi phí này được đánh giá qua chi phí độ tin cậy hàng năm H0 : H = H 0 * tkh (đồng) (1.1-3) Trong đó: t kh : Thời gian khấu hao (năm).
H0 : Chi phí độ tin cậy hàng năm (đồng/năm). Với H 0 được xác định như sau: H0 = P H * N * T H * c H 14 Trong đó: N : Số lần mất điện hàng năm của lưới điện (lần/năm). P H và TH : Công suất (kW) và thời gian mất điện trung bình (h) của mỗi lần mất điện. cH : Chi phí biên do mất điện đối với hộ tiêu thụ (đồng/kWh).
Chi phí H và H 0 được đánh giá ở phạm vi toàn lưới điện hoặc từng bộ phận cục bộ. Đễ thấy rằng, trong hàm chi phí cung cấp điện vòng đời đã thể hiện các chi phí có liên quan đến các chỉ tiêu tổn thất, chỉ tiêu độ tin cậy. Với giả thiết lượng điện năng bán ra không phụ thuộc vào kết cấu lưới, thì bài toán nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện được đổi thành bài toán cực tiểu hoá hàm chi phí cung cấp điện vòng đời trong khi vẫn thoả mãn được các yêu cầu về kỹ thuật (về chất lượng điện áp, điều kiện vận hành an toàn lưới…).2 Các chỉ tiêu NPV (giá trị lãi ròng quy đổi về hiện tại), B/C (tỷ số lợi nhuận/chi phí). Theo [12], khi xem xét đánh giá bất kỳ một phương án đầu tư nào cần được đánh giá qua các chỉ tiêu NPV, B/C.
a) Công thức tính NPV (giá trị lãi ròng quy đổi về hiện tại - Net interest Present Value): NPV = (∑B j * 1/(1+r)j ) - Wlđ (j = 1÷n) (1.1-4) Với B j là lợi nhuận thu được từ năm j (đồng). n là số năm vòng đời dự án (năm). r là hệ số chiết khấu (cho trước) (%/năm). W lđ là hàm chi phí cung cấp điện đã nêu ở công thức (1.
Đối với lưới điện, B j là tổng lợi nhuận thu được từ điện năng bán ra trong năm j, tính đến cuối năm j.1-5) Trong đó: C Ebánj : Giá bán điện ở năm j (đồng/kWh). C Emuaj : Giá mua điện ở năm j (đồng/kWh). Aj : Điện năng bán ra ở năm j (kWh). Tiêu chuẩn để coi phương án đầu tư (vận hành) là khả thi là NPV>0 b) Công thức tính B/C (Benefit/Cost): B/C = (Giá trị lợi nhuận quy về hiện tại)/(giá trị chi phí quy về hiện tại) B/C = PVB/PVC (1.1-7) PVC = W lđ Trong đó Wlđ và Bj được tính theo (1.1-5) n là vòng đời dự án.
r là hệ số chiết khấu (cho trước). 15 Trong phạm vi của luận văn, các mục 1.2 được áp dụng vào việc lựa chọn biện pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện. Nếu biện pháp được xem xét có tính độc lập với A j , có CEbánj và CEmuaj không đổi trong suốt vòng đời, khi đó B j cũng coi như không đổi, thì chỉ cần xem xét hiệu quả kinh tế lưới điện qua hàm W lđ đã nêu ở mục 1.1 Trong trường hợp còn lại phải tiến hành xem xét hiệu quả kinh tế lưới điện thông qua hàm NPV. Chương 2 16 SƠ LƯỢC VỀ LPP TỈNH QUẢNG BÌNH, NHU CẦU NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH VÀ XÂY DỰNG PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ÁP DỤNG TRONG LPP TỈNH QUẢNG BÌNH 2.1 Giới thiệu sơ lược về LPP tỉnh Quảng Bình.
Tính đến thời điểm 30/6/2010, LPP tỉnh gồm có 4 cấp điện áp (35 kV, 22kV, 10kV và 0,4kV) nhận điện từ 4 TBA 110kV, cụ thể như sau: + TBA 110kV Đồng Hới (E2) - Thành phố Đồng Hới: Gồm 02 MBA (T1 và T2), mỗi MBA có công suất là 25MVA, cấp điện áp định mức 110/35/22kV, có 04 xuất tuyến 35kV và 08 xuất tuyến 22kV. Xuất tuyến 371 cấp điện cho khu vực huyện Quảng Ninh (phía Nam thành phố Đồng Hới). Xuất tuyến 372 cấp điện cho một số khách hàng sử dụng điện qua MBA 35/6kV hoặc 35/0,4kV khu vực thành phố Đồng Hới và khách hàng các xã phía Nam huyện Bố Trạch (phía Bắc thành phố Đồng Hới). Xuất tuyến 373 hiện đang dự phòng, xuất tuyến 374 cấp điện cho riêng khách hàng trạm Phát sóng trung Đồng Hới.
Các xuất tuyến từ 471 đến 476 cấp điện cho tất cả khách hàng khu vực thành phố Đồng Hới. + TBA 110kV Ba Đồn (E3)- Huyện Quảng Trạch: Gồm 01 MBA (T1), có công suất 25MVA, cấp điện áp định mức 110/35/22kV, có 1 xuất tuyến 35kV và 6 xuất tuyến 22kV. Xuất tuyến 371 cấp điện cho một số khách hàng sử dụng điện qua MBA 35/6kV hoặc 35/0,4kV khu vực huyện Bố Trạch và khách hàng các xã phía Bắc huyện Bố Trạch. Các xuất tuyến từ 471 đến 476 cấp điện cho tất cả khách hàng khu vực huyện Quảng Trạch.
+ TBA 110kV Lệ Thuỷ (E72) - Huyện Lệ Thuỷ: Gồm 01 MBA (T2), có công suất 25MVA, cấp điện áp định mức 110/35/22kV, có 1 xuất tuyến 35kV và 6 xuất tuyến 22kV. Xuất tuyến 372 cấp điện cho một số khách hàng sử dụng điện qua MBA 35/6kV hoặc 35/0,4kV khu vực huyện Lệ Thuỷ. Các xuất tuyến từ 471 đến 476 cấp điện cho tất cả khách hàng khu vực huyện Lệ Thuỷ.