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

Tài liệu Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trường: ... Ebook Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trường

pdf120 trang | Chia sẻ: huyen82 | Lượt xem: 1568 | Lượt tải: 1download
Tóm tắt tài liệu Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trường, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
2 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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 3 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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 4 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên MỤC LỤC Mục lục ........................................................................................................ Danh mục các chữ viết tắt ………………………………………………... Danh mục các bảng ………………………………………………………. Danh mục các hình vẽ, đồ thị …………………………………………….. Chƣơng mở đầu ......................................................................................... 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. 1.1. 1 Nguồn điện ……………………………………………………. 1.1.2. Hệ thống truyền tải …………………………………………... 1.1.3. Hệ thống phân phối ………………………………………….. 1.1.4. Hoạt động kinh doanh và dịch vụ khách hàng …………….. 1.2. ĐÔI NÉT VỀ QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN LƢỚI ĐIỆN HÀ TÂY GIAI ĐOẠN 2006-2015. 1.2.1. Nhận xét chung về hiện trạng lƣới điện và tình hình cung cấp điện. 1.2.2. Đánh giá tình hình thực hiện quy hoạch phát triển điện lực từ 2005-2007. 1.2.3. Đánh giá về thực hiện chƣơng trình phát triển nguồn và lƣới điện. 1.2.4. Đặc điểm chung và phƣơng hƣớng phát triển Kinh tế -Xã hội tỉnh Hà Tây. 1.2.5 Dự báo nhu cầu điện tỉnh Hà Tây đến 2015. ………………... Chƣơng 2. NGHIÊN CỨU PHÂN TÍCH KINH TẾ TÀI CHÍNH DỰ ÁN ĐẦU TƢ. Trang 3 7 8 10 11 14 14 14 16 18 19 21 21 25 25 27 28 31 5 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 2.1. KHÁI NIỆM CHUNG. ……………………………………………... 2.1.1 Một số vấn đề chung về đầu tƣ và dự án đầu tƣ…………….. 2.1.2 Đặc điểm dự án đầu tƣ ngành điện…………………………... 2.2. MỤC ĐÍCH VÀ TÁC DỤNG CỦA NGHIÊN CỨU TÀI CHÍNH DỰ ÁN ĐẦU TƢ. 2.2.1 Mục đích nghiên cứu tài chính. ……………………………… 2.2.2. Tác dụng của nghiên cứu tài chính dự án đầu tƣ. …………. 2.3. XÁC ĐỊNH TỶ SUẤT TÍNH TOÁN VÀ THỜI ĐIỂM TÍNH TOÁN. 2.3.1 Giá trị thời gian của tiền. …………………………………….. 2.3.1.1 Biểu đồ dòng tiền. ………………………………………. 2.3.1.2 Công thức tính chuyển các khoản tiền phát sinh trong 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. …………………………………… 2.3.3 Chọn thời điểm tính toán. ……………………………………. 2.4 NỘI DUNG NGHIÊN CỨU TÀI CHÍNH DỰ ÁN ĐẦU TƢ. 2.4.1 Xác định tổng mức vốn đầu tƣ. ……………………………… 2.4.2 Lập các báo cáo tài chính dự kiến cho từng năm hoặc từng giai đoạn của đời dự án. 2.4.3. Tính các chỉ tiêu phản ánh mặt tài chính của dự án đầu tƣ. 2.4.3.1 Chỉ tiêu đánh giá tiềm lực tài chính của doanh nghiệp. 2.4.3.2 Chỉ tiêu đánh giá hiệu quả tài chính của dự án. ……… 2.4.4. So sánh đánh giá và lựa chọn dự án đầu tƣ. ……………….. 2.4.4.1 Phƣơng pháp giá trị hiện tại. 2.4.4.2. Phƣơng pháp giá trị đều hàng năm. 2.4.4.3 Phƣơng pháp tỷ số lợi ích trên chi phí. ……………….. 2.4.4.4 So sánh lựa chọn dự án theo tỷ lệ thu nội tại IRR. …... 2.4.4.5 Phƣơng pháp thời gian hoàn vốn. ……………………... 2.5. TÓM TẮT NỘI DUNG CỦA CHƢƠNG. 31 31 32 33 33 33 34 34 34 35 36 39 40 40 41 43 43 44 54 54 55 56 57 60 61 6 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Chƣơng 3. CHI PHÍ CHO LƢỚI ĐIỆN VÀ CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN TRONG HTĐ. 3.1. CÁC LOẠI CHI PHÍ CHO LƢỚI ĐIỆN. ………………………… 3.1.1. Chi phí vốn đầu tƣ ban đầu V0[đ]. ………………………….. 3.1.2. Chi phí hoạt động và bảo dƣỡng HB t[đ]. …………………… 3.1.3. Chi phí cho tổn thất công suất và tổn thất điện năng. ……... 3.1.4. Chi phí cho độ tin cậy. ……………………………………….. 3.2. CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ – KỸ THUẬT LỰA CHỌN DÂY DẪN. 3.2.1. Tiết diện tối ƣu và các điều kiện kỹ thuật. …………………. 3.2.2. Chỉ tiêu kinh tế chọn tiết diện dây dẫn . ……………………. 3.2.2.1 Mật độ kinh tế dòng điện . ……………………………... 3.2.2.2 Mật độ kinh tế dòng điện tính theo chi phí vòng đời. ... 3.2.2.3 Mật độ kinh tế dòng điện tính theo chi phí tính toán Z. 3.2.2.4 Khoảng chia kinh tế. …………………………………… 3.2.3. Các điều kiện kỹ thuật. ………………………………………. 3.2.3.1 Phát nóng lâu dài dây dẫn ……………………………… 3.2.3.2 Phát nóng dây dẫn cáp khi ngắn mạch ………………… 3.2.3.3 Tổn thất vầng quang ……………………………………. 3.2.3.4. Độ bền cơ học của dây trên không …………………….. 3.2.3.5 Tổn thất điện áp …………………………………………. Chƣơng 4. XÂY DỰNG PHƢƠNG PHÁP LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN THEO ĐIỀU KIỆN KINH TẾ THỊ TRƢỜNG VÀ ỨNG DỤNG TÍNH TOÁN. 4.1. NỘI DUNG. …………………………………………………………. 4.2. XÂY DỰNG PHƢƠNG PHÁP LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN. 4.2.1. Lựa chọn dây dẫn mới theo điều kiện kinh tế . ……………. 4.2.1.1. Xây dựng đồ thị lựa chọn tiết diện dây dẫn. …………. 4.2.1.2 Xây dựng công thức hiện thời hóa chi phí tổn thất điện năng. 63 63 63 64 65 67 68 68 69 69 69 73 76 77 77 79 81 81 82 83 83 83 83 83 89 7 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 4.2.2. Lựa chọn kích thƣớc dây dẫn mới để thay thế một dây dẫn cũ 4.2.3. Phân tích tài chính dự án xây dựng đƣờng dây mới và thay dây dẫn. 4.2.3.1. Chỉ têu giá trị hiện tại thuần NPV …………………... 4.2.3.2 Chỉ tiêu tỷ suất hoàn vốn nội bộ ……………………… 4.2.3.3 Chỉ tiêu tỷ số lợi ích - chi phí (B/C) …………………... 4.3. XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN. ………………….. 4.4. ỨNG DỤNG LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN CHO MỘT LƢỚI ĐIỆN 35KV ĐIỂN HÌNH HUYỆN CHƢƠNG MỸ - TỈNH HÀ TÂY. 4.4.1 Khái quát lƣới điện huyện Chƣơng Mỹ tỉnh Hà Tây……….. 4.4.2 Ứng dụng chƣơng trình tính toán xây dựng 01 ĐDK mới 35kV Ba La – Xuân Mai. 4.4.3 Ứng dụng chƣơng trình tính toán nâng tiết diện ĐDK 378 Ba La – Chƣơng Mỹ. Chƣơng 5. KẾT LUẬN CHUNG VỀ LUẬN VĂN. 5.1 ĐÁNH GIÁ VÀ NHẬN XÉT KẾT QUẢ ĐẠT ĐƢỢC CỦA LUẬN VĂN. 6.2. KẾT LUẬN CHUNG VÀ HƢỚNG NGHIÊN CỨU TIẾP THEO. Tài liệu tham khảo ................................................................ ................... Phụ lục ..................................................................................................... 94 96 96 98 98 105 106 106 108 113 118 118 119 120 121 8 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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 9 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên DANH MỤC CÁC BẢNG Tên bảng Trang Bảng 1.1 Công suất thiết kế các nhà máy điện tính tới 31/12/2005. Bảng 1.2 Cơ cấu sản lƣợng điện theo nguồn. Bảng 1.3 Sự phát triển của hệ thống truyền tải năm 2005 so với năm 2004. Bảng 1.4 Kế hoạch phát triển hệ thống truyền tải trong giai đoạn 2005-2015. Bảng 1.5 Lƣới điện phân phối hệ thống điện Việt Nam. Bảng 1.6 Điện năng tiêu thụ qua các năm tỉnh Hà Tây. Bảng 1.7 So sánh điện năng tiêu thụ giữa dự báo trong QH2005 và thực hiện. Bảng 1.8 Khối lƣợng thực hiện xây dựng cơ bản lƣới điện Tỉnh Hà Tây. Bảng 1.9 Kết quả dự báo nhu cầu điện tỉnh Hà Tây (PP gián tiếp) . Bảng 1.10 Kết quả dự báo nhu cầu điện theo phân vùng tỉnh Hà Tây (PP cơ sở). Bảng 1.11 Kết quả dự báo nhu cầu điện theo phân vùng tỉnh Hà Tây (PP cơ sở). Bảng 1.12 Đánh giá tăng trƣởng điện năng và công suất đến năm 2015. Bảng 3.1 cho ví dụ về hệ số hoạt động- bảo dƣỡng, khấu hao và vận hành. Bảng 3.2 Hệ số tham gia vào đỉnh ktd. Bảng 3.3 JKT của Liên xô cũ . Bảng 3.4 Nhiệt độ cho phép của dây dẫn – θcp , ( o C). Bảng 3.5 Giá trị kqt trong 5 ngày đêm của cáp cách điện giấy Uđm≤10kV. Bảng 3.6 Hệ số xác định bởi nhiệt lƣợng làm nóng dây khi ngắn mạch và loại dây cáp. Bảng 3.7 Dòng ngắn mạch cho phép theo điều kiện ổn định nhiệt của cáp Ik- max. Bảng 3.8. Tiết diện tối thiểu theo điều kiện vầng quang. Bảng 3.9. Tiết diện nhỏ nhất (mm2) cho dây trần nhiều sợi. Bảng 4.1: Dòng điện lâu dài cho phép theo độ phát nóng của dây trần bằng đồng, nhôm hoặc nhôm ruột thép . Bảng 4.2 Bảng công suất cho phép ĐDK 35 KV quy về hiện tại tƣơng ứng 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 14 16 17 18 18 24 25 26 28 28 28 29 64 65 75 77 79 80 80 81 81 84 85 86 10 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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 với mức tăng phụ tải % và vòng đời 20 năm. Bảng 4.5. Bảng giá thành 1km đƣờng dây ĐDK 35kV mới. Bảng 4.6. Dòng điện và công suất với mức tăng phụ tải α=từ (1-6)% và vòng đời n = 20 năm. Bảng 4.7 Chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho thay đổi vòng đời tính toán. Bảng 4.8 Kết quả kiểm tra về yêu cầu công suất mang tải max năm đầu tiên, 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. Bảng 4.10 Bảng phân tích các hệ số hiện tại hóa β, ε, 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 Bảng 4.12 Kết quả phân tích tài chính cí dụ 4.5. Bảng 4.13. Mức tăng I1 với = (1-6)%/năm và sau 20 năm của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai Bảng 4.14 Kết quả tính chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai Bảng 4.15 Chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho thay đổi vòng 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 tƣ so với chi phí giảm tổn 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 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. Bảng 4.19 Kết quả xác định công suất tối ƣu để t hay dây và tổn thất điện áp với dây chọn là AC150 của ĐDK 378 Ba La. 87 88 88 91 93 95 99 102 104 108 109 109 111 111 114 119 11 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ Hình 1.1 Đồ thị cơ cấu nguồn theo công suất đặt của EVN . Hình 1.2 Đồ thị cơ cấu sản lƣợng điện sản suất theo nguồn. Hình 1.3 Đồ thị tổn thất điện năng toàn EVN từ 1995 đến 2005 . Hình 1.4 Đồ thị tăng trƣởng điện thƣơng phẩm toàn EVN từ 1997 đến 2005. Hình 1.5 Đồ thị tỷ lệ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm toàn EVN từ 1997-2005. Hình 1.6 Đồ thị tỷ cơ cấu tiêu thụ điện năng năm 2005 . Hình 2.1 Biểu đồ dòng quan hệ mặt băng tiền tệ. Hình 2.2 Biểu đồ dòng tiền tệ trong trƣờng hợp tổng quát. Hình 2.3 Đồ thị xác định lỗ lãi. Hình 3.1 Quan hệ vốn tổn thất . Hình 3.2. Đồ thị khoảng chi kinh tế. Hình 3.3 Sơ đồ lƣới điện có dự phòng và không dự phòng. Hình 3.4 Đồ thị đặc tính thời gian cắt. Hình 4.1 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 35 kV mới. Hình 4.2 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 22 kV mới. Hình 4.3 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 10 kV mới. Hình 4.4 Đồ thị biểu diễn chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho 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 dẫn thay thế. Hình 4.6 Đồ thị biến đổi NPV theo vòng đời của ĐDK 35kV của ví dụ 4.5 . Hình 4.7 Đồ thị biểu diễn chi phí tổn thất điện năng so với chi phí xây dựng của ví dụ 4.5. Hình 4.8 Sơ đồ khối chƣơng trình tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn. Hình 4.9 Sơ đồ lƣới điện trung thế huyện Chƣơng Mỹ - Hà Tây. Hình 4.10 Đặc tính chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng theo vòng đời 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. Trang 15 16 19 20 20 21 34 35 50 67 76 78 80 85 86 87 92 95 104 104 105 78 110 115 12 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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 13 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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 14 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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. 15 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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 suất đặt (MW) Tổng công suất phát của toàn bộ hệ thống điện Việt Nam 11340 Công suất 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 16 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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 suất lắp đặt của các IPP 2518 Hình 1.1 Đồ thị biểu thị cơ cấu nguồn theo công suất đặt của EVN 17 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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) 678 Tua bin khí (khí+dầu) 16 207 Diesel 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. 18 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Bảng 1.3: Sự phát triển của hệ thống truyền tải năm 2005 so với năm 2004 TT Khối lƣợng 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. 19 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Bảng 1.4: Kế hoạch phát triển hệ thống truyền tải trong giai đoạn 2005-2015 Đơn vị 2005-2010 2011-2015 1. Đƣờng dây 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 2. Trạm Trạm 500 kV MVA 3.750 2.550 Trạm 220 kV MVA 8.189 12.575 Trạm 110 kV MVA 11.379 16.875 1.1.3. 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 2004 2005 Tăng Tổng chiều dài đƣờng dây trung áp (km) 112.555 121.746 8% 20 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Tổng chiều dài đƣờng dây hạ áp (km) 109.199 181.063 66% Tổng số Trạm biến áp trung gian 714 735 3% Tổng dung lƣợng các TBA trung gian (MVA) 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% 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 42,44 tỷ kWh Trong đó: Công nghiệp-Xây dựng chiếm: 46,91% Quản lý-tiêu dùng dân cƣ chiếm: 43,29% Khách hàng trực tiếp mua điện 9.268.908 Hình 1.3 Đồ thị biểu thị tổn thất điện năng toàn EVN từ 1995 đến 2005 21 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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 22 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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%. 23 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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 24 Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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). - 24 – Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Bảng 1.6 Điện năng tiêu thụ qua các năm tỉnh Hà Tây Đơn vị: tr._.iệu kWh TT Ngành Năm 2000 2005 2006 9 tháng đầu 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% 4 Quản lý tiêu dùng và dân cƣ 406,24 74,4 735,43 70,07 835,34 70,54 679,15 78,77 930 70,45 12,6% 12,5% 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% 6 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 1058,27 1411,76 14% 12% Pmax 130 250 277 305 14% 10,5% Nguồn: Điện lực Hà Tây - 25 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 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 2006- 2010 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 Năm 2005 theo QH Thực hiện năm 2005 A A% A A% 1 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 6 Tổn thất 74,9 6,5 76,34 6,78 Điện nhận 1152,2 1125,92 Pmax 267,4 250 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 - 26 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Bảng 1.8 Khối lƣợng thực hiện xây dựng cơ bản lƣới điện Tỉnh Hà Tây. Danh mục Đơn vị Khối lƣợng có tới So sánh tăng BQ/năm tháng 12/2004 tháng 12/2006 I. Đƣờng dây 1. Đƣờng dây 110KV Km 165,4 165,4 0 2. Đƣờng dây 35KV Km 1182 1266,1 42,1 3. Đƣờng dây 22KV Km 44,3 89,2 22,5 4, Đƣờng dây 10-6KV Km 1241,1 1304,1 31,5 II. Trạm biến áp 1. Trạm 110/35/22(6-10)KV Trạm/MVA 8/413 8/452 0/19,5 2. Trạm trung gian 35/3-6-10KV Trạm/MVA 25/173,95 25/181 0/3,5 3. Trạm 35-22-10-6/0,4 Trạm/MVA 2547/744,5 2934/887,5 193/71,5 Trong đó: 35/0,4KV Trạm/MVA 1193/707,2 1410/493,1 108/42,9 10/0,4KV Trạm/MVA 1109/260,2 1232/294,2 61/17 Theo kế hoạch thi công tại các công trƣờng, hiện có 5 trạm biến áp 110KV đang khẩn trƣơng hoàn thành tiến độ dự kiến nhƣ sau: + Trạm 110KV Phùng Xá (1x40)MVA dự kiến quý 1/2008 đóng điện. + Trạm 110KV Bia Tiger (1x16)MVA dự kiến quý 1/2008 đóng điện. + Trạm 110KV Làng Văn hóa (2x16)MVA dự kiến năm 2008 đóng điện. + Trạm 110KV Văn Quán (1x40)MVA dự kiến năm 2008 đóng điện. + Trạm 110KV Trôi (2x40)MVA dự kiến năm 2008 đóng điện. Khi các trạm 110KV trên (có tổng công suất lắp đặt là 208MVA) vào vận hành sẽ đạt đƣợc 34,4% công suất đề ra trong quy hoạch. Tình trạng vận hành của các trạm 110KV hiện có sẽ đƣợc cải thiện, quá tải đƣợc giảm bớt. Đƣờng dây 35KV thêm đƣợc 84km đạt tỉ lệ 16,4% so với quy hoạch, đƣờng dây 22KV và 6-10(22)KV thêm đƣợc 107,9km, đạt 18,8%. Khối lƣợng lƣới điện 6- 10KV cải tạo lƣới 6-10KV sang lƣới 22KV thực hiện không đáng kể. Trong 2 năm 2005-2006 xây dựng thêm đƣợc 387 trạm phân phối 35-22-10- 6/0,4KV với tổng công suất là 143MVA, chiếm tỉ lệ 21,16% công suất dự kiến trong QH2005. - 27 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 1.2.4. Đặc điểm chung và phƣơng hƣớng phát triển Kinh tế-Xã hội tỉnh Hà Tây a. Đặc điểm tự nhiên Tỉnh Hà Tây có tổng diện tích đất tự nhiên là 2193 km 2 . Bao gồm 2 thành phố và 12 huyện (trong đó TP Hà Đông và TP Sơn Tây mới đƣợc thành lập). Hà Tây là tỉnh có nhiều di tích lịch sử quý giá (đứng thứ 3 cả nƣớc sau Hà Nội và TP Hồ Chí Minh), là điểm du lịch có tầm cỡ quốc gia và quốc tế. b. Hiện trạng phát triển kinh tế-xã hội của tỉnh Hà Tây: Trong 5 năm 2001-2005, mặc dù có nhiều khó khăn, song tỉnh Hà Tây đã đạt đƣợc những thành tựu: Tốc độ tăng trƣởng GDP đạt 9,88%, vƣợt kế hoạch 1,88%. Trong đó ngành nông lâm thủy sản đạt 4,7%/năm, ngành công nghiệp – xây dựng đạt 15,63%/năm và ngành dịch vụ đạt 9,49%/năm. Giai đoạn 2005-2006, tốc độ tăng trƣởng kinh tế của tỉnh đạt gần 13%, trong đó: ngành nông lâm thủy sản tăng gần 3%, ngành công nghiệp-xây dựng tăng gần 21%, ngành dịch vụ tăng 12%. c. Định hƣớng phát triển KT-XH tỉnh Hà Tây đến 2020: Hƣớng Phát triển công nghiệp Từ nay đến năm 2020 sẽ có các khu, cụm điểm công nghiệp đi vào hoạt động: - 12 Khu công nghiệp có quy mô diện tích: 6.566,76 ha; - 28 cụm công nghiệp quy mô diện tích: 1.221,21 ha; - 04 điểm công nghiệp quy mô diện tích: 1.342,5 ha; Hƣớng phát triển đô thị: Tốc độ đô thị hóa trên địa bàn tỉnh Hà Tây đến năm 2020 đƣợc dự báo sẽ tăng nhanh. Cụ thể đến 2020 các khu đô thị dự kiến nâng cấp nhƣ sau: - 01 Đô thị loại I: Đô thị Hòa Lạc; - 02 đô thị loại II: Hà Đông và Sơn Tây; - 04 đô thị loại III: Xuân Mai, Thƣờng Tín, Phú Xuyên, Trôi – Phùng; - 11 đô thị loại IV: Chúc Sơn, Kim Bài, Quốc Oai, An Khánh, Đại Nghĩa, Miếu Môn, Tây Đằng, Phú Minh, Phúc Thọ, Liên Quan, Vân Đình; - Và 17 do thị loại V: là các đô thị chuyên ngành (dịch vụ, du lịch, hành chính, văn hóa, công nghiệp đào tạo, khoa học công nghệ, du lịch sinh thái). - 28 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 1.2.5 Dự báo nhu cầu điện tỉnh Hà Tây đến 2015. [Theo nguồn Viện nghiên cứu chiến lƣợc], Nhu cầu điện đến năm 2015 của tỉnh Hà Tây đƣợc dự báo theo phƣơng pháp gián tiếp và dƣợc mô phỏng theo quan hệ đàn hồi với tốc độ tăng trƣởng các thành phần kinh tế. Bảng 1.9 Kết quả dự báo nhu cầu điện tỉnh Hà Tây (PP gián tiếp) Thành phần Đơn vị 2007 2010 2015 Điện thƣơng phẩm (GWh) 1.469,20 2.562,80 4.728,40 Điện nhận (GWh) 1.571,00 2.725,40 5.005,20 Pmax (MW) 344,7 587,3 1.062,60 Tỉnh Hà Tây đƣợc chia thành 2 vùng phụ tải: - Vùng phụ tải I: Bao gồm thành phố Sơn Tây và 6 huyện phía Bắc QL-6: huyện Ba Vì, Phúc Thọ, Đan Phƣợng, Hoài Đức, Thạch Thất, Quốc Oai. Công suất cực đại vùng phụ tải I tính đến năm 2007 là 149,69 MW. - Vùng phụ tải II: Bao gồm thành phố Hà Đông và 6 huyện phía Nam QL-6: huyện Chƣơng Mỹ, Thanh Oai, Thƣờng Tín, Phú Xuyên, Ứng Hòa, Mỹ Đức. Công suất cực đại vùng phụ tải II tính đến năm 2007 là 175,22 MW. Bảng 1.10 Kết quả dự báo nhu cầu điện theo phân vùng tỉnh Hà Tây (PP cơ sở) Thành phần Đơn vị Pmax 2007 2010 2015 1. Vùng I (MW) 149,69 305,09 530,24 2. Vùng II (MW) 175,22 340,63 577,23 Pmax toàn tỉnh (MW) 305,41 606,96 1.049,89 Bảng 1.11 Kết quả dự báo nhu cầu điện theo phân vùng tỉnh Hà Tây (PP cơ sở) TT Các chỉ tiêu Quy hoạch đã duyệt Thực hiện Quy hoạch hiệu chỉnh 2005 2010 2005 2006 2007 2010 1 Điện thƣơng phẩm (GWh) 1.077,3 2.367,2 1.049,6 1.184,2 1.329,3 2.628,7 Tốc độ tăng bình quân 01-05 06-10 05-07 06-10 - 29 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên gia i đoạn (%năm) 15,1% 17,1% 12,5% 20,16% Trong đó: QL&TDDC 688 1.312,4 735,43 835,34 931,74 1.357,7 Tốc độ tăng bình quân 01-05 19,5% 06-10 13,8% 05-07 12,6% 06-10 13% 2 Pmax toàn tỉnh (MW) 253 539 250 277 305 607 Nhu cầu điện đƣợc tính toán trong giai đoạn này cao hơn so với đề án Quy hoạch năm 2005 chủ yếu do sự phát triển mạnh của thành phần phụ tải quản lý & tiêu dùng dân cƣ. Bảng 1.12 Đánh giá tăng trƣởng điện năng và công suất đến năm 2015 TT Danh mục 2007 2005 2010 2005 2015 2010 1 Tỷ số điện TP (GWh) 1.329,31 1.049,6 2.628,7 1.049,6 4.728,4 1.049,6 2 Mức độ tăng (lần) 1,27 2,50 1,8 3 Tốc độ tăng bình quân (%năm) 12,5 20,16 12,5 4 Tỷ số công suất (MW) 305 250 607 250 1050 607 5 Tốc độ tăng bình quân (%năm) 10,45 19,4 11,5 Điện cấp cho quản lý và tiêu dùng dân cƣ (QL&TDDC) chiếm tỷ trọng 70,09% tổng điện thƣơng phẩm năm 007 và ƣớc giảm xuống 51,63% năm 2010. Nhu cầu điện cho công nghiệp – Xây dựng có xu hƣớng tăng mạnh theo chuyển dịch cơ cấu kinh tế và chính sách công nghiệp hóa hiện đại hóa của tỉnh trong những năm tới. Tỷ trọng ƣớc tính năm 2010 là 37,59% tổng điện thƣơng phẩm, cao hơn dự báo trong đề án QH 2005 (QH 2005: 35,6%). Các thành phần tiêu thụ khác chiếm tỷ trọng nhỏ. Kết luận: Nhƣ vậy thông qua nghiên cứu đôi nét về “Tổng quan về lưới điện Việt Nam, hiện trạng, định hướng phát triển đến 2015 và đôi nét về quy hoạch phát triển lưới điện hà tây giai đoạn 2006-2015” Cho thấy với tình hình hoạt động và Quy hoạch phát triển lƣới điện nói chung và lƣới điện Hà Tây nói riêng, khi mà nhu - 30 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên cầu về điện có tốc độ phát triển nhanh chóng, đặc biệt trong tình hình hội nhập kinh tế quốc tế hiện nay và tƣơng lai. Do vậy sự cần thiết phải đầu tƣ phát triển nguồn và lƣới điện để đáp ứng kịp nhu cầu về điện đặt ra những thách thức mới cho ngành Điện hiện nay. Đặc biệt là với khối lƣợng rất lớn về vốn đầu tƣ, và vấn đề công nghê, vấn đề giảm chi phí vận hành, đặc biệt là vấn đề tổn thất điện năng. Đề tài: “Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kện kinh tế thị trường” góp một phần hƣớng đến tìm giải pháp sao cho việc chi phí cho đầu tƣ cho lƣới điện và giảm tổn thất điện năng là có hiệu quả nhất về kinh tế nhƣng vẫn đảm bảo đáp ứng tình hình phát triển lƣới điện trong giai đoạn hiện nay và trong những năm tới. - 31 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Chƣơng 2 NGHIÊN CỨU PHÂN TÍCH KINH TẾ TÀI CHÍNH DỰ ÁN ĐẦU TƢ 2.1. KHÁI NIỆM CHUNG [Theo 5] Đầu tƣ là một hoạt động kinh tế và là một bộ phận hoạt động sản xuất kinh doanh của các đơn vị, doanh nghiệp. Nó có ảnh hƣởng trực tiếp đến việc tăng tiềm lực của nền kinh tế nói chung, tiềm lực sản xuất kinh doanh của các đơn vị nói riêng. Mỗi hoạt động đầu tƣ đƣợc tiến hành với rất nhiều công việc có những đặc điểm kinh tế - kỹ thuật đa dạng. Nguồn lực cần huy động cho hoạt động đó thƣờng rất lớn. Thời gian thực hiện và kết thúc đầu tƣ, nhất là việc thu hồi đầu tƣ vốn đã bỏ ra, hoặc đem lại những lợi ích cho xã hội, là một quá trình có thời gian dài. Do đó, để sử dụng có hiệu quả các nguồn lực đã chi cho công cuộc đầu tƣ, đem lại lợi ích kinh tế xã hội lớn nhất cho đất nƣớc, ngành và các đơn vị, một trong những vấn đề quan trọng có tính chất quyết định của mọi công cuộc đầu tƣ là những ngƣời trực tiếp quản lý điều hành quá trình đầu tƣ và thực hiện đầu tƣ phải đƣợc trang bị đầy đủ các kiến thức về hoạt động đầu tƣ và dự án đầu tƣ. Để đáp ứng yêu cầu quản lý đầu tƣ trong nền kinh tế thị trƣờng nói chung, trong các đơn vị, doanh nghiệp Điện nói riêng. Khi quy hoạch hệ thống điện thƣờng gặp vấn đề cần phải cải tạo, sửa chữa và xây dựng bổ sung các công trình mới cho hệ thống đã có. Muốn đạt đƣợc các mục tiêu đề ra, cần phải đặt vấn đề phân tích, đánh giá đƣợc các dự án xem có nên đƣa vào thực hiện hay không hoặc so sánh giữa các dự án để chọn ra các dự án tối ƣu về mặt kinh tế. 2.1.1 Một số vấn đề chung về đầu tƣ và dự án đầu tƣ 1. Đầu tƣ là hoạt động sử dụng các nguồn lực tài chính, nguồn lực vật chất, nguồn lực lao động và trí tuệ để sản xuất kinh doanh trong một thời gian tƣơng đối dài nhằm thu về lợi nhuận và lợi ích kinh tế xã hội. Đầu tƣ có đặc điểm phải có vốn; thời gian đầu tƣ dài và lợi ích mang lại thể hiện lợi ích tài chí nh và lợi ích kinh tế xã hội. Quá trình đầu tƣ gồm 3 giai đoạn: chuẩn bị đầu tƣ; thực hiện đầu tƣ và kết thúc đƣa dự án vào khai thác sử dụng. 2. Dự án là một tổng thể các hoạt động phụ thuộc lẫn nhau nhằm tạo ra sản phẩm hoặc dịch vụ duy nhất trong khoản thời gian xác định với sự ràng buộc về nguồn lực trong bối cảnh không chắc chắn. - 32 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 3. Dự án đầu tƣ đƣợc xem xét - Về mặt hình thức nó là một tập hợp hồ sơ tài liệu trình bày một cách chi tiết và có hệ thống các hoạt động và chi phí theo một kế hoạch để đạt đƣợc những kết quả và thực hiện đƣợc những mục tiêu nhất định trong tƣơng lai. - Trên góc độ quản lý, dự án đầu tƣ là một công cụ quản lý sử dụng vốn, vật tƣ, lao động để tạo ra các kết quả tài chính, kinh tế - xã hội trong một thời gian dài. - Trên góc độ kế hoạch, dự án đầu tƣ là một công cụ thể hiện kế hoạch chi tiết của một công cuộc đầu tƣ sản xuất kinh doanh, phát triển kinh tế - xã hội, làm tiền đề cho cho các quyết định đầu tƣ và tài trợ. - Về mặt nội dung, dự án đầu tƣ là một tập hợp các hoạt động có liên quan với nhau đƣợc kế hoạch hoá nhằm đạt các mục tiêu đã định bằng việc tạo ra các kết quả cụ thể trong một thời gian nhất định, thông qua việc sử dụng các nguồn lực xác định. 4. Yêu cầu của dự án đầu tƣ - Tính khoa học - Tính thực tiễn - Tính pháp lý - Tính đồng nhất 2.1.2 Đặc điểm dự án đầu tƣ ngành điện Từ các đặc điểm của ngành Điện cho thấy đặc thù của dự án Điện nhƣ sau: Đối với lƣới điện, do chỉ có một sản phẩm đầu ra duy nhất là điện năng, nên phần thu của mọi phƣơng án cấp điện nhƣ nhau. - Dự án đầu tƣ trong ngành Điện thƣờng là các dự án đầu tƣ lớn, có giá trị cao và thời gian thu hồi vốn chậm. Do vậy, không phải bất cứ dự án đầu tƣ nào cũng sinh lời và sinh lời cao mà có những dự án đầu tƣ không sinh lời, thậm chí thua lỗ do mục tiêu của dự án (vì lý do chính trị, xã hội). Vì vậy khi tiến hành đầu tƣ phải so sánh các phƣơng án và lựa chọn phƣơng án hiệu quả nhất, tức là trong tất cả các trƣờng hợp khi có một vài phƣơng án khả thi cần giải quyết vấn đề và lựa chọn một phƣơng án hiệu quả nhất, hƣớng đầu tƣ vốn hiệu quả nhất. Với thời gian hoàn vốn, do đặc điểm kỹ thuật công nghệ dễ bị lạc hậu cần tính toán dự án sao cho thu hồi vốn nhanh. - Ngành Điện là một trong những ngành đòi hỏi trình độ kỹ thuật công nghệ cao, luôn đòi hỏi phải nâng cấp và phát triển về cả nguồn và lƣới điện để đáp ứng - 33 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên nhu cầu ngày một cao của sản xuất và tiêu dùng và giảm đƣợc tổn thất, nâng cao chất lƣợng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện. Do đó khi thực hiện dự án đầu tƣ phải có đầy đủ thông tin về kỹ thuật công nghệ, thiết bị mà dự án sử dụng. Xem xét và lựa chọn thiết bị, kỹ thuật công nghệ phù hợp với đặc điểm của ngành và điều kiện sẽ giúp cho hoạt động kinh doanh có hiệu quả hơn, tạo điều kiện tiết kiệm, cải thiện điều kiện lao động. - Thực chất của dự án đầu tƣ Điện chủ yếu là đầu tƣ xây dựng cơ bản, vì thế yếu tố con ngƣời không chỉ đòi hỏi phải có trình độ về khoa học kỹ thuật, nghiệp vụ cao, công cụ lao động đƣợc trang bị hiện đại mà còn phải am hiểu tính toán phân tích tài chính dự án, về quản lý xây dựng, nắm vững thủ tục về xây dựng cơ bản, các luật, văn bản pháp quy của Nhà nƣớc, của ngành trong công tác xây dựng cơ bản. - Tổng thể một dự án Điện bao gồm các trang thiết bị, kỹ thuật đồng bộ cấu thành các hệ thống và mạng đòi hỏi có sự phối hợp chặt chẽ, thực thi trong một tổng thể các đơn vị, bộ phận chức năng khác nhau. - Các dự án đầu tƣ Điện lực thƣờng là các dự án đòi hỏi vốn đầu tƣ lớn, cho nên ngoài nguồn vốn của Điện lực cần phải huy động các nguồn vốn khác. 2.2. MỤC ĐÍCH VÀ TÁC DỤNG CỦA NGHIÊN CỨU TÀI CHÍNH DỰ ÁN ĐẦU TƢ [theo 6] 2.2.1 Mục đích nghiên cứu tài chính - Nhằm khẳng định tiềm lực tài chính cho việc thực hiện dự án - Phân tích những kết quả hạch toán kinh tế của dự án. Để đạt đƣợc mục đích trên, trong quá trình phân tích tài chính cần áp dụng những phƣơng pháp phân tích phù hợp và sử dụng hệ thống các chỉ tiêu kinh tế tài chính cần thiết. 2.2.2. Tác dụng của nghiên cứu tài chính dự án đầu tƣ - Xác định đƣợc quy mô đầu tƣ, cơ cấu các loại vốn, nguồn tài trợ cho dự án, tính toán thu chi lỗ lãi, những lợi ích thiết thực mang lại cho nhà đầu tƣ và cho cả cộng đồng. - Đánh giá đƣợc hiệu quả về mặt tài chính của việc đầu tƣ nhằm quyết định có nên đầu tƣ hay không. - Nghiên cứu tài chính là cơ sở để tiến hành nghiên cứu kinh tế - xã hội. - 34 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 2.3. XÁC ĐỊNH TỶ SUẤT TÍNH TOÁN VÀ THỜI ĐIỂM TÍNH TOÁN 2.3.1 Giá trị thời gian của tiền [Theo 5] Tiền có giá tri về mặt thời gian do ảnh hƣởng của các yếu tố : - Do ảnh hƣởng của yếu tố lạm phát nên cùng mọt lƣợng tiền nhƣng lƣợng hàng hóa cùng loại mua đƣợc ở giai đoạn sau nhỏ hơn giai đoạn trƣớc.. Điều này biểu thị sự thay đổi giá trị của tiền theo thời gian. - Do ảnh hƣởng của các yếu tố ngẫu nhiên (ví dụ do thiên tai, thời tiết ….) . - Do thuộc tính vận động và khả năng sinh lợi của tiền. Trong nền kinh tế thị trƣờng đồng vốn luôn đƣợc sử dụng dƣới mọi hình thức để sinh lợi cho ngƣời sở hữu nó và không để vốn nằm chết. Ngay cả khi tạm thời nhàn rỗi thì tiền của nhà đầu tƣ cũng đƣợc gửi vào ngân hàng và vẫn sinh ra lời và đƣợc gọi là lãi. Do tiền có gá trị về mặt thời gian, cho nên khi so sánh, tổng hợp hoặc tính các chỉ tiêu bình quân của các khoản tiền phát sinh trong những khoảng thời gian khác nhau cần phải tính chuyển cúng về cùng một mặt bằng thời gian. Mặt bằng này có thể là đầu thời kỳ phân tích, cuối thời kỳ phân tích hoặc 1 năm, (tháng, quý) nào đó của thời kỳ phân tích. Mối quan hệ này dƣợc biểu thị bằng biểu đồ nhƣ sau: Hình 2.1. Biểu đồ dòng quan hệ mặt băng tiền tệ P: Thời điểm hiện tại; F: Thời điểm tƣơng lai; Fi: 1 năm nào đó trong thời kỳ phân tích so với năm đầu hoặc những năm trƣớc đó; Pi: 1 năm nào đó trong thời kỳ phân tích so với năm cuối hoặc những năm sau đó; 2.3.1.1 Biểu đồ dòng tiền: Quá trình thực hiện dự án đầu tƣ thƣờng kéo dài trong nhiều thời đoạn (năm, quý, tháng) và có thể phát sinh các khoản thu chi. Các khoản này xuất hiện ở các thời đoạn khác nhau tạo thành dòng tiền của dự án (Cash-Flows: CF) và đƣợc mô tả P P F F Pi Fi Thời kỳ phân tích Năm thứ i - 35 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên bằng Biểu đồ dòng tiền tệ. Tại mỗi mốc thời gian vẽ một mũi tên. Các khoản thu biểu diễn bằng các mũi tên chỉ lên, các khoản chi biểu diễn bằng mũi tên chỉ xuống, (hình 2.2) Hình 2.2. Biểu đồ dòng tiền tệ trong trƣờng hợp tổng quát 2.3.1.2 Công thức tính chuyển các khoản tiền phát sinh trong các thời đoạn của thời kỳ phân tích về cùng một mặt bằng thời gian ở hiện tại hoặc tƣơng lai (đầu thời kỳ phân tích hoặc cuối thời kỳ phân tích): - Khoản tiền phát sinh trong các thời đoạn của thời kỳ phân tích về cùng một mặt bằng thời gian ở hiện tại hoặc tƣơng lai. Một số tiền PV đƣợc đầu tƣ với mức tiền lãi r % hàng năm sẽ sinh ra số tiền FV ở cuối của n năm theo công thức [7]: n)r1(PVFV Và (2.1) n)r1( 1 FVPV Trong đó: (1+r) n: Hệ số tính kép hoặc hệ số tƣơng lai hóa giá trị tiền tệ dùng để chuyển 1 khoản tiền từ giá trị ở mặt bằng thời gian hiện tại về mặt bằng thời gian tƣơng lai. n)r1( 1 : Hệ số chiết khấu hoặc hệ số hiện tại hóa giá trị tiền tệ dùng để chuyển 1 khoản tiền từ giá trị ở mặt bằng thời gian tƣơng lai về mặt bằng thời gian hiện tại. - Trong trƣờng hợp dòng tiền đƣợc phân bố đều, lợi nhuận thực tế thu đƣợc hàng năm có thể thƣờng đƣợc giả thiết để tạo ra những thành phần mà có thể đƣợc coi là nhƣ hằng số trong một số năm, mỗi năm tăng dần lên một phần trăm cố định, A3 P F A4 A1 A2 0 1 2 3 4 n-1 n An-1 An - 36 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên hay nhƣ là các khoản tiền phát sinh đều đặn trong từng thời đoạn của thời kỳ phân tích (nhƣ các khoản khấu hao theo cùng một tỷ lệ phần trăm với giá trị tài sản cố định ban đầu, chi phí bộ máy quản lý, chi phí bảo dƣỡng, tổn thất kỹ thuật). Những hệ số này sau đây sửa đổi phƣơng trình 2.1 nhƣ sau: Nếu lợi nhuận thực tế thu đƣợc hàng năm là một hằng số A đƣợc quy về mặt bằng thời gian ở tƣơng lai hoặc hiện tại theo công thức sau: Đặt: ε = n n )r1(r 1)r1( (2.3) Trong đó: - ε: gọi là hệ số giá trị hiện tại chuỗi phân bố đều (hay còn gọi là hệ số hoàn trả vốn hàng năm); - r: lãi suất, [%]; - n : thời đoạn tính toán trong năm. Đối với lƣới điện khi phụ tải và những chi phí tăng lên bởi một phần trăm cố định % mỗi năm [13], S0 = S1. γ. (γ t – 1)/(γ -1) (2.4) Trong đó: S1 chi phí trong 1 năm và γ = (1 + α)/(1+r) (2.5) Công thức (2.2) đƣợc thành lập từ tổng của một cấp số nhân với một hệ số cho tỷ lệ của những giá trị liên tiếp của 1/(1+r), và trong công thức (2.4) hệ số đƣợc dùng là γ. Công thức (2.4) đặc biệt hữu ích để tính toán những dạng chi phí tổn thất. Với trạng thái mà những chi phí có mối quan hệ bình phƣơng với sự tăng trƣởng phụ tải hàng năm r, biến số γ, sẽ đƣợc đổi thành γ1, khi đó: γ1= (1+α) 2 / (1+r) (2.6) Sự biến đổi này thích hợp để tính toán tổn thất, đặc biệt khi nghiên cứu các chi phí của thiết bị, đƣờng dây, những tổn thất có mối quan hệ bình phƣơng với dòng tải . 2.3.2 Xác định tỷ suất tính toán. [theo 6] 1. Trường hợp đầu tư hoàn toàn bằng nguồn vốn tự có Trong trƣờng hợp này, mục đích đầu tƣ là nhằm thu lời lớn hơn việc gửi vốn trên thị trƣờng vốn. Do vậy tỷ suất tính toán của dự án theo nguồn vốn tự có (rvtc) phải đƣợc xác định cao hơn mức lãi suất tiền gửi (rgửi) ở thị trƣờng vốn. Tức là rvtc > rgửi. - 37 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Tỷ suất tính toán của nguồn vốn tự có có thể đƣợc lấy bằng lãi suất tiền vay của ngân hàng thƣơng mại. 2. Trường hợp đầu tư hoàn toàn bằng nguồn vốn đi vay Để đảm bảo độ tin cậy của tính toán và an toàn về vốn, chủ đầu tƣ cần chọn tỷ suất tính toán của dự án theo vốn đi vay (rvđv) không nhỏ hơn mức lãi suất tiền vay (rvay) , tức là rvđv > rvay. 3. Trường hợp đầu tư vừa bằng nguồn vốn tự có vừa bằng nguồn vốn đi vay Trong trƣờng hợp này tỷ suất tính toán lấy theo mức trung bình chung lãi suất của cả 2 nguồn vốn và đƣợc xác định theo công thức: vđđvtc vđđvđđvtcvtc c K K r .K r .K R (2.7) Trong đó: Kvtc – Vốn tự có rvtc – Mức lãi suất xác định cho vốn tự có Kvđv – Vốn đi vay rvđv – Mức lãi suất xác định cho vốn đi vay 4. Trường hợp đầu tư bằng nhiều nguồn vốn khác nhau Trong trƣờng hợp này tỷ suất tính toán của dự án đƣợc xác định theo trung bình chung lãi suất của tất cả các nguồn vốn. i ii c K r .K R (2.8) Trong đó: Ki – Giá trị nguồn vốn i ri – Mức lãi suất xác định cho nguồn vốn i Chú ý: Khi xác định tỷ suất tính toán của dự án đầu tƣ thƣờng gặp phải các trƣờng hợp sau: a. Các nguồn vốn vay có các kỳ hạn khác nhau: Trong trƣờng hợp này, trƣớc khi áp dụng công thức tính tỷ suất tính toán chung (mục 4) phải tính chuyển các mức lãi suất đi vay về cùng kỳ hạn là năm: rn = (1 + rt) m – 1 (2.9) Trong đó: - 38 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên rn - Mức lãi suất năm rt - Mức lãi suất theo kỳ hạn t (tháng, quý, 6 tháng) m – Số kỳ hạn t trong năm b. Lãi suất danh nghĩa và lãi suất thực Lãi suất danh nghĩa là lãi suất mà thời đoạn phát biểu mức lãi suất không trùng với thời đoạn ghép lãi kỳ hạn. Lãi suất thực là lãi suất mà thời đoạn phát biểu mức lãi suất trùng với thời đoạn lãi ghép. Trong thực tế nếu lãi suất không ghi thời hạn ghép lãi kèm theo thì lãi suất đó đƣợc hiểu là lãi suất thực và thời đoạn ghép lãi trùng với thời đoạn phát biểu mức lãi. Khi xác định tỷ suất tính toán của dự án, nếu lãi suất của một nguồn vốn nào đó là lãi suất danh nghĩa thì phải chuyển về lãi suất thực theo công thức: 1 m r 1r 2m 1 dn thuc (2.10) Trong đó: rthực - Lãi suất thực rdn - Lãi suất danh nghĩa m1 – Số thời đoạn ghép lãi trong thời đoạn phát biểu mức lãi suất danh nghĩa m2 – Số thời đoạn ghép lãi trong thời đoạn xác định lãi suất thực 5. Tỷ suất chiết khấu điều chỉnh theo sự rủi ro Công thức tính nhƣ sau: p1 r R (2.11) Trong đó: R – Tỷ suất chiết khấu đƣợc điều chỉnh theo sự rủi ro; r – Tỷ suất chiết khấu trƣớc khi điều chỉnh theo sự rủi ro ; p – Xác suất rủi ro. 6. Tỷ lệ chiết khấu điều chỉnh theo lạm phát Lạm phát cũng đƣợc coi là một yếu tố rủi ro khi đầu tƣ. Vì vậy khi lập dự án đầu tƣ cần tính đến yếu tố lạm phát, trên cơ sở đó xác định lại hiệu quả của dự án đầu tƣ. Có thể sử dụng tỷ lệ chiết khấu điều chỉnh theo lạm phát làm cơ sở cho việc - 39 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên xác định lại hiệu quả dự án. Công thức xác định tỷ lệ chiết khấu đƣợc điều chỉnh theo lạm phát nhƣ sau: Rl = (1 + r) (1 + L) – 1 (2.12) Trong đó: Rl - Tỷ lệ chiết khấu đƣợc điều chỉnh theo lạm phát r - Tỷ lệ chiết khấu đƣợc chọn để tính toán L – Tỷ lệ lạm phát 2.3.3 Chọn thời điểm tính toán Thời điểm tính toán có ảnh hƣởng tới kết quả tính toán tài chính – kinh tế trong lập dự án đầu tƣ. Do vậy cần phải xác định thời điểm tính toán hợp lý. Thời điểm tính toán xác định theo năm và thƣờng đƣợc gọi là năm gốc. Đối với các dự án đầu tƣ có quy mô không lớn (nhƣ các dự án thay thế, cải tạo lƣới điện, xây dựng đƣờng dây…), thời gian chuẩn bị để đƣa công trình đầu tƣ vào sản xuất kinh doanh không dài thì thời điểm tính toán không dài thì thời điểm tính toán thƣờng đƣợc xác định là thời điểm hiện tại hay thời điểm bắt đầu thực hiện dự án. Trong trƣờng hợp này, mọi chi phí và thu nhập của dự án đều đƣợc đƣa về năm gốc theo cách tính giá trị hiện tại và đƣợc so sánh tại năm gốc. Đối với các dự án có quy mô lớn, thời gian chuẩn bị để đƣa công trình vào sử dụng dài thì tuỳ theo từng trƣờng hợp cụ thể có thể chọn thời điểm nhƣ sau: - Nếu chu kỳ dự án, tỷ lệ lạm phát và mức lãi suất của các nguồn vốn theo dự đoán biến động không đáng kể và tỷ suất tính toán đƣợc xác định đúng với phƣơng pháp khoa học, có tính đến các yếu tố rủi ro đối với sản xuất thì thời điểm tính toán có thể lấy là thời điểm hiện tại (thời điểm lập dự án) hoặc thời điểm bắt đầu thực hiện dự án nhƣ đối với dự án có quy mô đầu tƣ không lớn và thời gian chuẩn bị đƣa công trình đầu tƣ vào khai thác không dài. - Thời điểm tính toán là năm kết thúc giai đoạn thi công xây dựng công trình và đƣa công trình đầu tƣ vào hoạt động sản xuất kinh doanh. Trong trƣờng hợp này, các chi phí trong giai đoạn thi công xây dựng công trình đƣợc tính chuyển về năm gốc thông qua việc tính giá trị tƣơng lai. Các thu nhập và chi phí khai thác trong gia đoạn khai thác công trình đƣợc tính chuyển về năm gốc thông qua việc tính giá trị hiện tại. Các thu nhập và chi phí của dự án đƣợc so sánh tại thời điểm tính toán. - 40 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Cách chọn thời điểm tính toán này là có căn cứ và đảm bảo độ tin cậy cao vì tổng khoảng cách tính hiện giá của các dòng chi phí và thu nhập của dự án là nhỏ nhất. Tuy nhiên trong thực tế, để thuận tiện cho tính toán, nhiều dự án thời điểm tính toán thƣờng đƣợc chọn là thời điểm hiện tại (thời điểm lập dự án) hay thời điểm bắt đầu thực hiện dự án. 2.4 NỘI DUNG NGHIÊN CỨU TÀI CHÍNH DỰ ÁN ĐẦU TƢ 2.4.1 Xác định tổng mức vốn đầu tƣ [theo 6]: Xác định vốn đầu tƣ cần thực hiện từng năm và toàn bộ dự án trên cơ sở kế hoạch tiến độ thực hiện đầu tƣ dự kiến. Trong tổng số vốn đầu tƣ trên cần tách riêng các nhóm: - Theo nguồn vốn: vốn góp, vốn vay (ngắn hạn, trung hạn, dài hạn với lãi xuất theo từng nguồn). - Theo hình thức vốn: bằng tiền, bằng hiện vật, bằng tài sản khác. Tổng mức vốn đầu tƣ của dự án bao gồm toàn bộ số vốn cần thiết để thiết lập và đƣa dự án vào hoạt động. Tổng mức vốn này đƣợc chia ra thành hai loại: Vốn cố định bao gồm: Chi phí chuẩn bị; chi phí cho xây lắp và mua sắm thiết bị gồm các khoản chi phí ban đầu về đất, chuẩn bị mặt bằng xây dựng, chi phí về máy móc thiết bị, phƣơng tiện vận tải… Vốn lƣu động ban đầu gồm các chi phi phí để tạo ra các tài sản lƣu động ban đầu nhằm đảm bảo cho dự án có thể đi vào hoạt động bình thƣờng theo các điều kiện kinh tế, kỹ thuật đã dự tính. Tổng mức vốn đầu tƣ dự tính của dự án cần đƣợc xem xét theo từng giai đoạn của quá trình thực hiện đầu tƣ và đƣợc xác định bằng tiền Việt Nam, ngoại tệ, bằng hiện vật hoặc bằng tài sản khác. Xác định các nguồn tài trợ cho dự án, khả năng đảm bảo vốn từ mỗi nguồn về mặt số lƣợng và tiến độ: Xem xét các nguồn tài trợ cho dự án, khả năng đảm bảo vốn từ mỗi nguồn về mặt số lƣợng và tiến độ. Các nguồn tài trợ cho dự án có thể là ngân sách cấp phát, ngân hàng cho vay, vốn góp cổ phần, vốn liên doanh do các bên liên doanh góp, vốn tự có hoặc vốn huy động từ các nguồn khác. - 41 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Vì vốn đầu tƣ phải đƣợc thực hiện theo tiến độ ghi trong dự án, để đảm bảo tiến độ thực hiện các công việc chung của dự án và để tránh ứ đọng vốn, nên các nguồn tài trợ đƣợc xem xét không chỉ về mặt số lƣợng mà cả thời điểm nhận đƣợc tài trợ. Sự đảm bảo này phải có cơ sở pháp lý và cơ sở thực tế. Tiếp đó phải so sánh nhu cầu với khả năng đảm bảo vốn cho dự án từ các vốn về số lƣợng và tiến độ. Nếu khả năng lớn hơn hoặc bằng nhu cầu thì dự án đƣợc chấp nhận. Nếu khả năng nhỏ hơn nhu cầu thì phải giảm quy mô của dự án, xem xét lại khía cạnh kỹ thuật lao ._. 180 Kim Khí H?ng Hà 400 AC -70 1.3 0 M? Đá 630 19 Vai Làng 180 112 Vu?n Trúc 100 H?c Vi?n KTQS 320 HLKTQS 320 104 AC-70 Phú cát 2 320 AC-70 0.225 Chè C.Long 3 250 B?ch Th?ch 320 AC-70 30B AC-70 0.08 PH.Ch?c nang 400 AC -70 1.1 96 AC-70 0.07 23 C? th? 2 250 Thiên b?o 250 Cá p 2 4kV 0.1 1 May H.Th?nh 400 C.Th?ng 2 180 AC-70 0.025 Tr?i ngô 75 2 AC-70 0.747 Son tri?u 100 H. V¨n Thô 2 180 V¨n vâ 4 180 30 32 AC -70 0.6 65 §ång Phó 2 180 21 M.Luong 2 320 AC -70 0.3 AC -70 0.2 07 Nhân An 4MBA 3650 Thu? Huong 5 250 AC-70 0.15 56 K.Đ?nh 50 PCCC 100 XD phú nghia 180 Thang long 320 159B T.Tru?ng 180 147 S300 3x180+1x250 VL S.Đáy 320 AC -70 AC -70 M. Thành 250 17 Đ.K?t 250 AC -70 0.0 2 AC -70 0.0 2 Tigely 250 H.Linh 250 AC -70 0.0 2 AC -70 0.0 1 N. Th?ng 250 79 AC-70 0.025 Vinh Thành 180 DÖt TrÝ nh©n 2x560 AC -70 0.1 1 3 AC -70 0.0 7 Ti?n Đ?t 250 CDPT 59 AC -70 0.0 25 Ru?u Bia 250 B.H.Minh 320 AC -35 0.0 07 Phúc Thành 320 3 AC-70 0.092 Ti?n L?i 320 3 AC-70 0.6 T.Ninh Son 320 Lê T H?i 630 Do L? 2 320 Nghia l? 2 320 20AC-70 0.53 Khê Than 2 100 22B AC -50 0.0 3 Phú vinh 2 100 16 §«ng S¬n 180 AC-50 0.584 H?u Van 4 250 18 AC -70 0.3 5 B¬m tø¬i h¹ dôc 320 AC -70 0.0 54 4 Cty MT ®« thÞ 2 37.5 34 AC -35 0.0 2 Cty MT ®« thÞ 1 37.5 AC -70 0.0 4 Cty C¸t Thµnh 250 AC-35 0.015 42B Má ®¸ Hoµ Th¹ch 1250 AC -70 0.3 28 21B AC -35 0.2 4 BQLDA huyÖn C.Mü 320 Xu©n mai 11 250 AC-70 0.747 2A 6AAC-70 0.1 Xu©n Mai 10 250 AC -70 0.1 52 4b Cty s÷a quèc tÕ 2 750 Cty s÷a quèc tÕ 1 320 AC-70 0.46 5 AC-70 0.21 Cty CP sinh häc thó y 250 3 Cty TiÕn §¹t 320 AC -70 0.0 17 14 AC -70 0.0 17 Cty M©y tre C.S¬n 100 Cty TNHH §¹i C¦êng 180 AC -70 0.1 2 28 Cty TNHH M¹nh Th¾ng 100 AC-70 0.05 72b 1.31 AC-35 3.45 AC-70+50 5.0 AC-50 8.2 AC -70 +35 5.78 AC-70+35 21 3x100 3x100 Recloser (MC Hîp ®ång) (CËp nhËt ®Õn th¸ng 10 n¨m 2007) AC -70 0.0 2 BitÝt 250 12 AC -70 1.1 64 Thuîng vuc 3 250 22 §ång l¹c 250 AC-70 0.630 12 AC -70 0.6 76 §ång L¹c 250 Hung Thinh 250 AC -70 0.0 2 18 S¬n mµi 180 AC -70 0.2 1 15b V¨n Vâ 180 AC -70 0.0 1 Vâ Lao 250 AC-35 0.91 16 H.V.Thô 180 Cña chïa 250 CÇu T©y 180 13 AC-70 0.66 Yªn Lé2 250 14b Yªn Lé 3 250 AC-70 0.82 Hßa B×nh 2 250 AC-70 0.920 AC70 2.120 96 KiÒu T.Trinh 400 AC-70 9.5 7b 3 AC-70 0.183 An Hung 100 1b S• 308 180 AC-70 0.01 12b AC -70 0.5 8 VL X©y dùng 630 102 Tr. SQPB 50 AC-70 0.44 153 AC-70 0.02 Tân Tru?ng 100 AC-70 0.38 10 ThÞnh C•êng 250 Biªn Giang 2 180 12 AC -70 0.4 5 40 AC -70 1.1 TiÓu ®oµn 22 160 6 AC-70 3.91 Gµ bè mÑ 500 169b AC -70 0.0 5 T©n Xu©n 320 XN 216 320 AC -35 0.0 3 170 Chî gèt 320 26 AC -70 0.9 9 AC-70 0.09 12 E10-9 375 §µi CK2 2x1000 373-7 §i 375 E10.7 373 373-2 373 CD373-1 NM. Z119 560 B. Tiªn ¢n 320 §åi H•¬ng 180 TT. Xu©n Mai 400 Tr. Qu©n sù 100 AC-70 0.15 5 §åi Kh•¬ng 32010 AC-35 1.56 67 AC -70 0.3 332-2 372-7 379 332 331-1 300-2300-1 177 CD371-7 331 T2 §i 374 EHB Xu©n MaiT1 35/10kv (6.300+4.000)kvaL÷ 201 180 Trung gian 165b 166165 156 AC -70 1.0 AC-35 0.39 §«ng S¬n 320 AC-35 1.4 65 §«ng H¹ 180 148 AC-70 0.05 NM. Gµ Êp 560 137 AC-70 0.31 40 AC-50 0.15 Thanh B×nh 2 180 Tr¹m Thu PhÝ 50 AC -35 0.3 5 AC -35 0.7 5 CD 1 H.Th¹ch 371300 Nh©n Lý 180 HTX. Hång Phong 320 3 13 B. Nh©n lý 250 AC-70 0.87 Kho T©n tiÕn 50 AC-70 0.6 7 AC-70 1.12 2 B. Chî sÏ 250 Hoµng DiÖu 3 320 CD Hång Phong §i 375 E10.2 AC-70 1.2 B. §ång L¹c 180 AC -50 1.9 9 AC -70 1.6 5 25 20 T©n TiÕn 1 180 36 6 74 6 22 CD 3 PCCD 7 PC AC -70 0.8 Hoµng DiÖu 4 180 AC-50 0.5 8 AC-50 1.34 16 H¹nh C«n 100 B. Hoµng DiÖu 180 T©n TiÕn 2 320 AC-70 1.12 Qu¶ng bÞ 5 100 70 67 Qu¶ng BÞ 2 180 AC-35 0.42 AC -50 1.2 8 AC -70 0.0 1 AC -50 0.0 3 AC -70 0.5 2322B. Phô ChÝnh 560+320 AC -35 4.5 2 11 B. Th•îng Phóc 250Th•îng Vùc 2 250 AC-35 0.42 AC -70 0.0 4 13 §ång Phó 320 B. H¹ Dôc 1000+560B. Hång Phong 250 B. Tö Lª 560+320 Trung Hoµ 3 100 Nam Hµi 180 S¬ ®å l•íi ®iÖn chi nh¸nh ®iÖn Ch•¬ng Mü ChÌ Cöu long 100 Gia ViÖt 180 Cè thæ 180 Tr¹i phong 100 ChÌ L.phó 2 180 E-102 180 TB-4 180 976 974 AC-35 1.0 16 973971AC -35 1.8 AC -12 0 3.8 Bª t«ng XM 2000+750 §H. L©m nghiÖp 2 180 AC -18 5 2.813 4 20 NM. ChÕ biÕn TAGS 2000+1000 Tr. NghiÖp vô 180 AC-70 0.2 L÷ 134 100 126 125 AC-95 2.98 N¨m H•êng 320 AC-70 0.14 11 3 B. An S¬n 2x750+180 14 AC -70 0.2 1 AC -35 0.2 5 AC-35 0.5 §Þa chÊt 301 50 AC-70 0.15 Tr•êng 590 100 Trung gian 5600kva-35/10KV AC-35 0.61 10 973 Tr•êng Yªn 17b AC-70 0.04 1 1 2 AC -35 0.5 AC-70 0.04 AC-35 0.36 Contresim 400 AC -70 0.0 1 22b Xu©n Linh 100 C§. S• ph¹m 100 TH. Xu©n mai 50 2 AC-70 0.39 18 S• 308 50 AC-70 0.3 10 §H. L.nghiÖp 1 400+630 13 AC-35 0.5 B. MiÕu «ng 180 AC-70 0.55 23 7 AC-35 0.8 J-106 180 T©n Mai 180 AC-70 0.28 121 AC-70 0.24 SI-35 Tr•êng Yªn 2 250 CDPT 1 Tr.Yªn 119 Tr. Mü nghÖ 100 AC-70 0.1 931 931-3 Tù dïng 50 T1 971-1 971 Xu©n Thuû 180 AC-35 0.01118 AC-70 0.24 Tr•êng Yªn 4 320 Tr¹i cam 100 AC-35 0.5 117 AC-70 0.08 3 AC-70 0.22 BHP 250 Trõ¬ng Yªn 3 250 AC -70 6.3 2 24 21 973-1 AC-50 0.14 14 AC-35 1.2 44 Trung Hoµ 2 160 9 AC-50 0.51 38 Hoµng DiÖu 2 50 6 Th•îng Vùc 1 320 Qu¶ng BÞ 3 320 AC-35 0.45 Qu¶ng BÞ 1 320 AC -35 0.2 4 59 AC -35 2.0 35 AC-50 0.3 26 AC-70 0.8 B. An Väng 750+50 51 Hoµng DiÖu 1 320 20 AC-70 0.51 Qu¶ng BÞ 4 180 50 AC-35 2.39 16 AC-35 1.2 37 9 AC-35 0.91 V¨n vâ 2 250 38 V¨n Vâ 3 180 AC-70 0.44 8 AC-70 0.55 AC -50 0.9 Mü L•¬ng 320 Ph. Nam an 1 320 Ph. Nam an 3 250 AC-35 0.43 8 AC -35 4.9 B. Chi L¨ng 2 560 Thanh B×nh 1 320 Lam §iÒm 2 320 42 36 Hîp §ång 2 180 AC-70 0.27 Hîp §ång 1 320 AC-35 0.5 B. Chi L¨ng 1 18032 34 39 Phó Vinh 320 AC -50 0.3 AC-70+35 4.3 8 H÷u V¨n 2 180 28 AC -70 0.0 1 AC -35 0.0 2 Ph. Nam an 2 180 H. V¨n Thô 320 B. Mü Th•îng 180 AC -70 0.1 7 23 AC -70 2.1 9 H÷u V¨n3 180 46 AC-70 0.39 Hîp §ång 3 100 V¨n Vâ 1 180 NghÜa H¶o 250 Trung Hoµ 1 250 S• 308 180 13a K-12 180 28 AC-50 0.4 12 AC -70 1.0 20 AC-70 0.06 AC-70 0.34 32 Tr¹i mµu 100 16 AC -70 0.0 1§¸ èp l¸t180 AC-35 0.8 HiÖp H¹nh 100 AC-35 0.5 33 B•u ®iÖn 50 14AC -70 0.0 4 9 AC-70 0.01 Cæ rïa 100 Th¾ng §Çu 180 15 AC -70 0.4 5 14b Tr. C§NN 2 180 36 N¨m H•êng 100AC -70 0.0 1 41 Th¸i B×nh D•¬ng 100 AC-70 0.99 13b TT. Xu©n Mai 3 320 AC-70 0.9 94 S«ng ®µ 9 25034 AC -70 0.2 4 CT. Giai §øc560 §ång Tr÷ 180 AC-70 6.0 AC-35 0.059 AC-35 0.3 Kho vËt t• 100 AC-35 0.8 Tr. C§NN 1 10090 AC-35 0.05 G¹ch Ngäc s¬n 180 4b 43 Chóc Lý 250 AC-70 0.37 TT. Y TÕ 180 5 AC-35 0.8 50 Long Ch©u 180 93 SeC«in 400 AC-70 0.4 AC-70 0.36 V¨n §¹o 180 35 40 8 AC-70 3.0210 45 3 2 44 AC -70 0.7 1 Nói bÐ 100 Liªn S¬n 2 200 Phó M·n 1 180 63 AC-50 0.15AC -35 2.8 74b AC-35 0.06 15 AC-35 0.3 E-58 100 K-689 180 AC-50 0.3 66 5 AC -70 1 57 AC-50 1.44 13 AC -70 0.4 6 12 63 Liªn S¬n 1 180 §ång L¹c 320 §åi MiÔu 100 6 AC-70 0.76 ChÌ Long phó 1 315 AC-35 0.5 §i Q. oai 81 MC Céng HoµCD 1 M.kÐo AC-35 0.23 NhuËn Tr¹ch 100 AC -35 1.9AC-70 0.04 57 AC -50 0.3 7270 §i TG.TS cò Chî c¸ 400 AC-50 0.3 XLPE-70 0.09 76 70b AC-35 0.7 71 Phè míi 180 CDPT 1 C.S¬n §H. ThÓ dôc 1 750 B•u ®iÖn 100 G.Sø V¨n Minh 560 UBND HuyÖn 180 58 AC-35 0.9 E 88 100 AC-35 0.06Tr. SQ§C A 160AC -70 0.0 3 AC -70 0.5 42 AC -35 0.0 3 1235 AC -70 0.1 5 AC -35 1.5 B. §«ng S¬n 560+100 18§¹i Yªn 1 180 T©n Long 180 Khª Than 100 AC-50 0.07 §«ng S¬n 3 100 7 15 AC-70 3.46 15 21 8 AC-50 0.02 §¹i Yªn 4 250 AC -35 0.0 2 AC -70 0.0 3 AC -70 0.5 8 B. Mü H¹ 250 AC -50 2.0 27 31 B. Yªn DuyÖt 2x560+320 AC -70 0.4AC -50 0.8 K-97 180 7 AC -70 0.4 4 MC H¹ Dôc AC-70+35 1.3 75 B.b× §øc ThÞnh 250 Hoµ B×nh 180 AC -35 1.5 Tr•êng Yªn 5 320 AC-70 0.66 13 AC-70 0.8 3 Xãm BÕn 180 P. Gi¸o dôc 100 Ngäc Hoµ 4 180 Tèt §éng 4 320 AC -70 1.2 Tèt §éng 5 250 Ngäc Hoµ 4 180 §¹i ¬n 180 Cao S¬n 180 AC -70 0.0 8 115 Tr•êng Yªn 1 320 AC-35 0.25 TT. Xu©n Mai 2 560 AC-70 0.02 AC-35 2.3 H÷u V¨n 1 320 9 Lam §iÒm 1 100 §¹i Yªn 3 100 17 931 932 129b AC-70 0.01 §.Ph.Yªn 4 320 §«ng Ph.Yªn 2 180 §«ng Ph.Yªn 1 400 Phó C¸t 250 Kho QKT§ 320 K-37 100 XN. Gµ ®Î 250 84 B.T. Nhùa 250K-680 160 AC-35 0.25 91 2 D-16 100 AC-95 1.3AC -70 0.0 5 6 AC-70 0.05 2 A31-2 250 §«ng Nam 100 A 31-1 250 65 T©n TiÕn 3 100 AC-70 0.03 AC-70 0.21 D•¬ng KÖ 180 A31-3 250 §. ThÞ §iÓm 320 101b AC-70 0.54 23 AC -70 1.0 2 TrÇn Phó 1 32021 16 73 AC -35 0.2 AC-70 0.03 XN. ChÕ biÕn 180 30 AC-70 1.3 2 AC-70 0.27 94 AC -70 0.7 6 AC -70 0.6 1 AC-35 1.6 70 2 AC-35 0.3 XN. 4-1 10069 AC-35 0.25 §Þa chÊt 904 180 TT. Chóc S¬n 180 4 13 AC-70 0.05 9 AC-70 0.35 11 Bao b× BG 250 Tr. SQ§C 2 180 AC-35 0.03 M©y tre Ng. S¬n 100 8 AC-70 0.14 H¹nh Tr•êng 250 B. Biªn Giang 180 AC-70 0.28 6 M©y tre Ng. S¬n 100 AC -70 0.0 3 X¨ng Ninh S¬n 50 AC-70 0.06 64 69 74 ChÌ L.Mü 3/2 100 5 AC-70 0.93 B. §Çm buém 250 TrÇn Phó 2 50 ChÌ L.Mü 2 100 77 AC -50 0.1 6 15 AC-70 0.46 §.13 ChÌ L.Mü 63 CÇu T©y 100 XN. Gµ 3 180 XN. Gµ Êp 2502 §.vÞ 30054 250 AC -50 0.0 8 AC -50 0.0 1 AC -50 1.6 4 AC -70 0.5 2 G¹ch Tuynen 400 AC-70 0.2 AC -35 4.2 2 81 B§. V¨n s¬n 50 AC-70 0.06 AC -50 0.1 5 AC-50 0.3 ChÌ L.Mü 1 100 AC-70 0.64 §ång X•¬ng 100 3 DÖt TrÝ nh©n 2 3202 TiÕn §éng 400+750 60 AC-35 0.7 V¨n S¬n 250 AC-50 0.2 AC -70 0.1 7 Thuþ H•¬ng 3 100 5 Ngäc S¬n 2 180 AC-35 0.02 2 AC -35 1.6 AC -35 0.5A C-3 5 2.5 Tr. An ninh Q§ 50 AC-70 0.37 Thuþ H•¬ng 1 180 2057 7 10 19 AC -70 0.1 2 AC -50 0.2 1 Thu?n Luong 180 AC -50 0.4 2 AC-70 0.01 52 AC -35 0.0 3 5549 AC -70 0.4 5 6 AC-70 0.01 Minh Ngäc 250 51 53 AC -70 0.0 8 79 Bao b× Ng. Thuý 320 2 AC-70 0.06 61 N«ng tr•êng 1A 180 Ph•îng b·i 2 180 AC-70 0.05 4b AC-70 0.19 Quang Lang 160 27AC -70 0.1 1 15 16 AC -70 0.0 6 28 TT§D Th.B×nh 180 §H. ThÓ dôc 2 180 AC-70 0.09 May H•ng ThÞnh 320 AC-50 0.63 74 B. Phông Ch©u 2x320 T»m M. LÜnh 100 AC-70 0.04 2 D 74 100 2 AC -35 0.1AC-70 0.19 5 CD 42 Cæ B¶n 180 11 Yªn NghÜa 400 AC -70 0.0 2 §ång Mai 1 320 Quang Ho¹t 100 2 Thuþ H•¬ng 320 AC -35 0.6 1 7 AC -70 0.5 3 Bao b× S«ng ®µ 560 XN. ¤ t« 3 180 Nh©n HuÖ 180 AC -35 0.2 AC -35 0.0 4 AC -70 0.0 1A C-3 5 1.2 ¸ Ch©u 320 S«ng C«ng 1 560 QL. §•êng bé 100 AC -70 0.0 6 AC -35 1.5 AC -70 0.0 8CD 89 AC -70 0.0 7 AC -70 0.0 6443932 AC -35 0.1 8 AC -35 0.0 2 AC -70 0.4 2316 AC -70 0.0 71310 AC -70 0.0 5 AC -70 0.0 8 9b 12 15XL PE -70 0.0 2 19 25 4235 45 CD 40 379 Sungeiway 180 378 E1-4 0 76 CD 23 XL PE -70 0.0 2 2 DÖt TrÝ Nh©n 1 320 AC-35 0.21 TrÇn ThÞ Dung 180 Biªn Giang 1 320 Hoµng Ph•¬ng 180 S«ng C«ng 2 560 Tr. Tµi chÝnh 100 E 692 180 XN. CÇu ®•êng 100 Do Lé 400 X¨ng §. Mai 100 XN. 116 250 Ph•îng b·i 1 180 B¸ Th•ëng 180 Ngäc S¬n 1 250 TTND TrÎ tµn tËt 50 Ngäc S¬n 3 250 87 89 93 98Thuþ H•¬ng 2 250§i 376 E1.4 85a AC -70 0.1 5AC -70 0.1 AC -35 0.2 T©n TiÕn 4 180 AC-35 0.1AC-70 0.3 Chi nh¸nh §iÖn 100 2 AC -70 0.0 1 AC -50 6.1 - 108 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 4.4.2 Ứng dụng chƣơng trình tính toán xây dựng 01 ĐDK mới 35kV Ba La – Xuân Mai. Đƣờng dây có chiều dài 18km, dự kiến dòng điện mang tải lớn nhất năm đầu I1max = 180 A; mức tăng trƣởng phụ tải bình quân hàng năm sau khi đi vào hoạt động là 6%/năm, vòng đời tính toán cho đƣờng dây là 20 năm; dự kiến vay vốn ngân hàng với lãi suất là 12%/năm; Giá mua điện giờ bình thƣờng hiện tại của Công ty Điện lực 1 tại đầu nguồn (các TBA TG 110kV) là 454,29đ/kWh; Giá bán điện bình quân ƣớc đạt 710 đ/kWh, Tmax = 4000h. Giá thành xây dựng đƣờng dây đƣợc tính tại thời điểm tháng 3 năm 2008 (theo định mức 285 bộ xây dựng và đơn giá vật tƣ theo thông báo giá của liên sở Tài chính – Xây dựng Hà Tây). Kết quả tính toán: CTrinh chon dd moi.xls 1. Xây dựng đồ thị tiết diện dây dẫn Tính I1 với mức tăng trƣởng phụ tải từ 1-6% với vòng đời 20 năm: I1-1 = S1.(1+α1%) 20 = 180.(1+1%) 20 = 220, [A]; S1-1 = 1,732.U.I1-1.10 -3 = 13,31 [MVA] Tƣơng tự ta xác định đƣợc I và S với mức tăng trƣởng phụ tải đến 6%, kết quả đƣợc đƣa vào bảng 1. Bảng 4.13. Mức tăng I1 với = (1-6)%/năm và sau 20 năm của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai I1 I1-a, [A] tƣơng ứng với mức tăng phụ tải a% [A] 1 2 3 4 5 6 180 220 267 325 394 478 577 S1 S1-a, [MVA] tƣơng ứng với mức tăng phụ tải a% [MVA] 1 2 3 4 5 6 10,91 13,31 16,21 19,71 23,91 28,95 34,99 Hiện tại hóa khả năng mang tải của từng loại dây ta xây dựng đƣợc đồ thị dây dẫn. Sα-1 = Scp.1/(1+αi%) 20 = S6-1 = 10,91.1/(1+1%) 20 = 8,45 [MVA] Kết quả tính toán tƣơng tự dƣợc đƣa vào bảng 2 và xây dựng đƣợc đồ thị hƣớng - 109 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên dẫn lựa chọn dây dẫn hình 4.4. Tra đồ thị, tạm xác định đƣợc dây chọn là AC 240. 2. Tính chi phí hiện thời hóa chi phí tổn thất, kiểm tra điều kiện yêu cầu công suất mang tải năm đầu tiên và giảm chi phí cho tổn thất. Ứng với mức mang tải hiện tại ta chọn đƣợc dây cơ sở dây a là AC 50 và tra đồ thị ta tìm đƣợc dây chọn là AC 240. Nhập số liệu đã cho với các thông số của dây, giá thành xây dựng cùng với số liệu đã cho ban đầu chạy chƣơng trình tính với vòng đời tính toán n = 20 năm ta có kết quả tính toán chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng cho trong bảng 4.14. Kết quả tính toán cho thấy dây b là AC 240 có chi phí tổn thất điện năng nhỏ hơn nhiều, nhƣng cũng có chi phí xây dựng cao hơn đáng kể so với dây a. Bảng 4.14 Kết quả tính chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai max Dây Ro, [Ω/km] Xo, [Ω/km] Chi phí tổn thất điện năng ( C ), [tr.đ] Giá XD (Vo), [tr.đ] 2.479 AC50 0,65 0,43 20,69 26.483 4.482 AC240 0,13 0,38 20,69 5.378 9.378 Cho vòng đời tính toán biến đổi từ năm thứ 1 đến năm thứ 20, xác định đƣợc chi phí tổn thất điện năng cho từng năm tƣơng ứng với từng mức dây đƣợc chọn tăng lên. Kết quả tính toán trong bảng 4.15 cho thấy đến năm thứ 10, chi phí cho tổn thất điện năng cho giá trị cao nhất và cân bằng với chi phí đầu tƣ xây dựng. Nhƣ vậy có thể xác định đƣợc vòng đời của đƣờng dây này cho vận hành đến năm thứ 10 là đạt hiệu quả nhất về kinh tế, và dây chọn là AC 95. Bảng 4.15 Chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho thay đổi vòng đời của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai. Vòng đời n S , [MVA] Dây chọn Ro, [Ω/km] Chi phí tổn thất điện năng ( C ), [tr.đ] Giá XD (Vo), [tr.đ] 1 11,56 AC50 0,65 1.284 4.482 2 12,26 AC50 0,65 2.572 4.482 3 12,99 AC50 0,65 3.865 4.482 - 110 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 4 13,77 AC70 0,46 3.653 4.716 5 14,60 AC70 0,46 4.573 4.716 6 15,48 AC70 0,46 5.497 4.716 7 16,40 AC70 0,46 6.423 4.716 8 17,39 AC95 0,33 5.275 5.310 9 18,43 AC95 0,33 5.944 5.310 10 19,54 AC95 0,33 6.615 5.310 11 20,71 AC120 0,27 5.963 6.210 12 21,95 AC120 0,27 6.515 6.210 13 23,27 AC150 0,21 5.499 7.146 14 24,67 AC150 0,21 5.931 7.146 15 26,15 AC150 0,21 6.365 7.146 16 27,72 AC185 0,17 5.505 8.208 17 29,38 AC185 0,17 5.859 8.208 18 31,14 AC185 0,17 6.213 8.208 19 33,01 AC240 0,13 5.101 9.378 20 34,99 AC240 0,13 5.378 9.378 Đồ thị chi phí TT ĐN - Vốn XD theo vòng đời 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 2 3 4 6 7 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1.000 2.00 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 n, năm C , t r.đ Đƣờng biểu thị CP TTĐN Đƣờng biểu thị chi phí XD Hình 4.10 Đặc tính chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng theo vòng đời của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai - 111 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Chọn vòng đời cho đƣờng dây là 10 năm để tính toán kiểm tra điều kiện về tổn thất điện áp. Kết quả tính cho vào bảng 4.16. Bảng 4.16 Điều kiện về công suất mang tải năm đầu và điều kiện vốn đầu tƣ so với chi phí giảm tổn thất của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai. Yêu cầu CS mang tải năm đầu (SI), [MVA] S1-SI, [MVA] Ca-Cb, [tr.đ] (Vob(95)-Voa(35)), [tr.đ] TKtt, [tr.đ] U, % 6,17 4,74 6.414 828 5.586 7,06 Xem kết quả bảng 4.16 ta thấy (Ca-Cb) > (cib-cia).L thì dây lớn hơn đƣợc chọn là hợp lý (do giảm đƣợc chi phí tổn thất lớn hơn vốn đầu tƣ thêm) và S1 > SI, thì dây lớn sẽ kinh tế hơn. Vậy chọn dây AC 95 đảm bảo điều kiện về kinh tế. Kết quả trong bảng 4.16 cũng cho thấy tổn thất điện áp U = 7,06% nhỏ hơn Ucp =8%. Vậy dây chọn đạt điều kiện tổn thất điện áp. Vậy chọn dây AC 95 là kinh tế với vòng đời vận hành là 10 năm. Từ đây thực hiện phân tích tài chính cho dự án. 3. Tính toán phân tích tài chính đánh giá hiệu quả thực sự của dự án sử dụng dây đã chọn. - Chạy chƣơng trình tính NPV, B/C, IRR với n = 10 và kết quả tính toán đƣợc cho trong bảng (4.17). Bảng 4.17 Kết quả phân tích tài chính của dự án sử dụng dây AC 95 của ĐDK mới 35kV Ba La – Xuân Mai Dòng tiền Giá trị [tr.đ] 1. Tổng vốn đầu tƣ ban đầu (tr.đ) 5.310 2. Doanh thu bán điện hàng năm (tr.đ) 142.856 3. Chi phí hàng năm (tr.đ) 121.917 Mua diện năng 95.214 Khấu hao 2.700 Hoạt dộng bảo dƣỡng 24.002 - 112 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 4. CP Tổn thất điện năng (tr.đ) 6.615 5. Giá trị còn lại (tr.đ) 171 NPV 9.186 IRR 51,62% B/C 1,07 Kết luận: Nhƣ vậy việc sử dụng dây AC 95 cho dự án này là hợp lý, đảm bảo điều kiện về tài chính. Xét trƣờng hợp rủi ro: 1. Khi giá bán điện bình quân thấp hơn 5% và 10%; 2. Khi chi phí xây dựng tăng lên 5%. (Không xét trƣờng hợp lãi suất vay tăng lên vì kết quả IRR cho thấy nếu lãi suất vay có tăng đến 51% thì dự án vẫn có hiệu quả với NPV>0). Kết quả phân tích rủi ro của dự án cho thấy, nếu giá bán điện giảm 5% và chi phí xây dựng tăng lên 5% thì dự án vẫn đạt hiệu quả đầu tƣ vì NPV>0. Nếu giá bán điện giảm 10% thì dự án không đáng giá về mặt tài chính vì NPV<0. Kết quả tính toán chi tiết đƣợc đƣa vào phần Phụ lục của luận văn. Sau đây là bảng kết quả tính toán đƣợc chạy trên chƣơng trình. Số liệu đầu vào Điện áp mạng U 35 [kV] Dòng mang tải max I1 180 [A] Thời gian sử dụng công suất max Tmax 4.000 [h] Hệ số góc cos 0,85 Chiều dài đƣờng dây L 15,00 [km] Lãi suất vay (r) r% 12 [%] Thời đoạn tính toán (vòng đời) n 10 [năm] Mức tăng trƣởng phụ tải % 6 [%/năm] Giá tiền mua điện đầu nguồn ca 454,29 [đ/kWh] - 113 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Giá tiền bán điện bình quân ce 710,00 [đ/kWh] Lãi suất vay giả định tính IRR: - r1 - r1% 51 % - r2 - r2% 53 % Kết quả Đánh giá Công suất đỉnh mang tải năm đầu S1, [MVA] 10,91 Công suất đỉnh mang tải năm cuối Sa, [MVA] 19,54 Dây "a" chọn AC50 Dây "b" chọn AC95 U% ∆U≤8% 7,06 không đạt, nâng tiết diện dây Dây chọn lại AC95 U'% ∆U≤8% 7,06 đạt Tiền tiết kiệm do giảm tổn thất TKt t, [tr.đ] 5.586 đạt Giới hạn công suất đỉnh năm đầu S1 S1>SI, [MVA] 4,74 đạt Lợi nhuận thuần NPV 9.186 đạt Lợi nhuận thuần theo r1 NPV1 56 Lợi nhuận thuần theo r2 NPV2 -124 Tỷ suất hoàn vốn nội bộ IRR 51,62% đạt Tỷ số lợi ích/chi phí B/C 1,07 đạt Dây chọn AC95 Nhƣ vậy từ số liệu đầu vào và kết quả của chƣơng trình ta thấy việc lựa chọn tiết diện dây dẫn phụ thuộc rất nhiều vào vòng đời hoạt động của đƣờng dây, vào mức tăng trƣởng phụ tải hàng năm, lãi suất ngân hàng, giá thành xây dựng, giá mua và bán điện. 4.4.3 Ứng dụng trƣơng trình tính toán nâng tiết diện ĐDK 378 Ba La – Chƣơng Mỹ. Đƣờng dây có chiều dài 19,7km, Dây sử dụng hiện tại AC 70 dòng điện mang tải lớn nhất I1max = 220 A; mức tăng trƣởng phụ tải bình quân hàng năm là 12%/năm, dự kiến vay vốn ngân hàng với lãi suất là 12%/năm; Giá mua điện giờ - 114 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên bình thƣờng hiện tại của Công ty Điện lực 1 tại đầu nguồn (TBA TG 110kV Ba La) là 454,29đ/kWh; Giá bán điện bình quân ƣớc đạt 730 đ/kWh, Tmax = 4000h. Chạy chƣơng trình tính toán với n = 20 năm kết quả đƣa vào bảng (4.18) và đồ thị đƣờng cong chi phí tổn thất điện năng hình (4.11). Đồ thị cho thấy chi phí tổn thất điện năng tăng lên đến năm thứ 6 thì giảm xuống và đến năm thứ 10 thì tăng vọt lên. Điều này cho thấy công suất max của đƣờng dây từ năm thứ 11 trở đi là vƣợt ngƣỡng mang tải của dây là AC 400 (Scp = 48,50 MVA). Do vậy nếu vẫn duy chì mức tăng trƣởng phụ tải là 12%/năm thì đến năm thứ 10 trở đi ta phải san tải, xây dựng đƣờng dây mới, hay môt hình thức truyền tải khác. Từ đồ thị hình 4.11 cho thấy với đƣờng dây 378 Ba La thời gian tính toán 6 năm và dây chọn là AC150. Bảng 4.18 Chi phí tổn thất điện năng từ năm thứ 1 đến 20 đƣờng dây 378 Ba la Vòng đời n S , [MVA] Dây chọn Ro, [Ω/km] Chi phí tổn thất điện năng ( C ), [tr.đ] Giá XD (Vo), [tr.đ] 1 14,94 AC70 0,46 1.660 2.364 2 16,73 AC95 0,33 2.525 2.817 3 18,74 AC95 0,33 4.019 2.817 4 20,99 AC120 0,27 4.657 3.662 5 23,51 AC150 0,21 4.815 4.761 6 26,33 AC150 0,21 6.150 4.761 7 29,49 AC185 0,17 6.190 6.665 8 33,03 AC240 0,13 5.859 8.665 9 36,99 AC300 0,11 5.706 12.131 10 41,43 AC300 0,11 6.777 12.131 11 46,40 AC400 0,08 5.963 17.590 12 51,97 AC400 0,08 6.968 17.590 13 58,21 AC400 0,08 8.093 17.590 14 65,19 AC400 0,08 9.352 17.590 15 73,02 AC400 0,08 10.763 17.590 16 81,78 AC400 0,08 12.344 17.590 17 91,59 AC400 0,08 14.114 17.590 18 102,58 AC400 0,08 16.096 17.590 - 115 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 19 114,89 AC400 0,08 18.316 17.590 20 128,68 AC400 0,08 20.803 17.590 Đồ thị chi phí TT ĐN - Vốn XD theo vòng đời 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 3 4 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 n, năm C , t r.đ Đƣờng biểu thị CP TTĐN Đƣờng biểu thị chi phí XD Hình 4.11 Đồ thị đƣờng cong chi phí tổn thất ĐDK 378 Ba La với n= 20 năm Theo công thức 4.14, xác định công suất tối ƣu để thay dây và công thức 4.5 kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp. Kết quả đƣợc đƣa vào bảng 4.20. Bảng 4.19 Kết quả xác định công suất tối ƣu để thay dây và tổn thất điện áp với dây chọn là AC150 của ĐDK 378 Ba La. Tỷ lệ giảm chi phí tổn thất R=RoAC70- RoAC150 Hệ số hoàn vốn hàng năm Giá XD St.ƣ U [Ω/km] = r/[{1-1/(1+r)n}] [tr.đ] [MVA] [%] 63,04% 0,29 0,24 6.665 27,66 8,10 Kết quả trong bảng cho thấy Stu = 27,66MVA, trùng với công suất mang của đƣờng dây có đƣợc đến năm thứ 6. Vậy sau năm thứ 6 thì phải nâng tiết diện dây dẫn. Kết quả trong bảng cũng cho thấy U% = 8,1% vƣợt Ucp . Do vậy để dảm bảo điều kiện tổn thất điện áp ta phải nâng thêm 1 cấp dây, và dây chọn cuối cùng là AC 185. - 116 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Vậy chọn tiết diện dây mới cho ĐDK 378 Ba La là AC 185 và đi đến phân tích tài chính của dự án. Sau đây là bảng kết quả tính toán đƣợc chạy trên chƣơng trình Số liệu vào Điện áp mạng U 35 [kV] Dòng mang tải max I1 220 [A] Thời gian sử dụng công suất max Tmax 4.000 [h] Hệ số góc cos 0,85 Chiều dài đƣờng dây L 19,70 [km] Lãi suất vay (r) r% 12 [%] Thời đoạn tính toán (vòng đời) N 6 [năm] Mức tăng trƣởng phụ tải % 12 [%/năm] Giá tiền mua điện đầu nguồn ca 454,29 [đ/kWh] Giá tiền bán điện bình quân ce 730,00 [đ/kWh] Chủng loại dây hiện tại AC70 Lãi suất vay giả định tính IRR: - r1 - r1% 75 % - r2 - r2% 78 % Kết quả Đánh giá Công suất đỉnh mang tải năm đầu S1, [MVA] 13,34 Công suất đỉnh mang tải năm cuối Sa, [MVA] 26,33 Dây cũ AC70 Dây chọn mới AC150 U% ∆U≤8% 8,10 không đạt, nâng tiết diện dây Dây chọn lại AC185 U'% ∆U≤8% 7,31 đạt Tiền tiết kiệm do giảm tổn thất TKtt, [tr.đ] 4.925 đạt Công suất tối ƣu để thay dây Stƣ, [MVA] 27,66 - 117 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Lợi nhuận thuần NPV 9.362 đạt Lợi nhuận thuần theo r1 NPV1 22 Lợi nhuận thuần theo r2 NPV2 -136 Tỷ suất hoàn vốn nội bộ IRR 75,41% đạt Tỷ số lợi ích/chi phí B/C 1,08 đạt Dây chọn AC185 - 118 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Chƣơng 5 KẾT LUẬN CHUNG VỀ LUẬN VĂN 5.1 ĐÁNH GIÁ VÀ NHẬN XÉT KẾT QUẢ ĐẠT ĐƢỢC CỦA LUẬN VĂN . 1. Từ lý thuyết phân tích tài chính dự án đầu tƣ, Luận văn đã xây dựng đƣợc ảnh hƣởng của việc phân tích tài chính cho các dự án ngành điện trong nền kinh tế thị trƣờng. 2. Dây dựng đƣợc đồ thị tiết diện dây dẫn bằng cách hiện thời hóa giới hạn nhiệt cho phép. Với công suất mang tải ứng với mức tăng trƣởng phụ tải hàng năm tra đồ thị tìm đƣợc tiết diện dây dẫn tƣơng ứng. Từ đó đi đến kiểm tra các điều kiện về lợi ích giảm chi phí tổn thất điện năng so với vốn đầu tƣ và điều về giới hạn công suất mang tải từ dây dẫn đƣợc lựa chọn so với công suất mang tải năm đầu tiên để xác định đƣợc tiết diện kinh tế. 3. Sử dụng các hệ số hiện thời hóa chuỗi phân bố đều dòng tiền “β” trong phân tích tài chính để xây dựng công thức hiện thời hóa chi phí tổn thất điện năng. Từ đó xác định đƣợc ảnh hƣởng giữa lợi ích giảm chi phí tổn thất so với vốn đầu tƣ trong việc lựa chọn tiết diện dây dẫn. 4. Xác định đƣợc ảnh hƣởng của vòng đời hoạt động của đƣờng dây tới việc lựa chọn tiết diện dây dẫn, từ đây đƣa ra đƣợc vòng đời tối ƣu để lựa chọn tiết diện dây dẫn có giá trị kinh tế nhất. 5. Ứng dụng các công cụ phân tích tài chính NPV, IRR, B/C để xây dựng đƣợc công thức đánh giá tính khả thi của các dự án lựa chọn tiết diện dây dẫn trong hệ thống điện. Từ đây có thể ứng dụng vào việc lựa chọn quyết định các dự án đầu tƣ cho lƣới điện sao cho đảm bảo hiệu quả kinh tế. 6. Luận văn đã xây dựng đƣợc chƣơng trình tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn bằng phần mềm Microsof Excel. Đã đƣợc ứng dụng để lựa chọn tiết diện trong các ví dụ ứng dụng thực tế của luận văn. Chƣơng trình tính toán có thể ứng dụng để lựa chọn tiết diện dây dẫn trong thực tế, đặc biệt trong các dự án quy hoạch lƣới - 119 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên điện hay các dự án cải tạo nâng tiết diện dây dẫn cho các lƣới điện trung, hạ áp ở các Điện lực. 6.2. KẾT LUẬN CHUNG VÀ HƢỚNG NGHIÊN CỨU TIẾP THEO. Luận văn đã sử dụng các tài liệu của các thầy cô giáo, Viện sỹ, Giáo sƣ, Tiến sỹ, và của các cơ quan chuyên ngành cung cấp đƣợc ghi trong phần phụ lục. Qua các kết quả đƣợc trình bày trong luận văn trong một chừng mực nào đó đã mở hƣớng nghiên cứu tiếp: Nghiên cứu sâu hơn hơn về phân tích tài chính, và quản lý dự án để ứng dụng vào việc lập và quản lý các dự án công trình điện trong điều kiện kinh tế thị trƣờng. Sau cùng, mặc dù đã nỗ lực làm việc hết sức dƣới sự hƣớng dẫn chỉ bảo tận tình của thầy giáo nhƣng luận văn không tránh khỏi những thiếu sót. Kính mong hội đồng giám khảo, các thầy cô, bạn bè đồng nghiệp đóng góp ý kiến để luận văn tăng thêm giá trị khoa học và thực tiễn. Xin chân thành cảm ơn. Hà Nội, tháng 5 năm 2008 - 120 - Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên Tài liệu tham khảo 1. Trần Bách (2002), Lưới điện và hệ thống điện - tập 1, NXBKH&KT, Hà Nội. 2. Trần Bách (2004), Lưới điện và hệ thống điện - tập 2, NXBKH&KT, Hà Nội. 3. Nguyễn Văn Đạm (2002), Mạng lưới điện1, 2, 3, NXB KH&KT, Hà Nội. 4. Trần Đình Long (1999), Quy hoạch phát triển năng lượng và điện lực, NXB KH &KT. Hà Nội. 5. Nguyễn Bạch Nguyệt (2005), Giáo trình lập dự án đầu tư, NXBTK, Hà Nội. 6. Bùi Xuân Phong (2006), Giáo trình quản trị dự án đầu tư, Học viện công nghệ bƣu chính viễn thông, Hà Nội. 7. Nguyễn Lân Tráng (2005), Quy hoạch phát triển hệ thống điện , NXBKH&KT, Hà Nội. 8. Nguyễn Văn Đạm, Phan Đăng Khải (1992), Mạng điện và hệ thống điện, ĐHBK HN. 9. Nguyễn Bạch Nguyệt, Từ Quang Phƣơng (2004), Giáo trình Kinh tế đầu tư, NXB Thống kê, Hà Nội. 10. Berrie, T.W (1983), Power system economics, Peter peregrinus Ltd, London. 11. Berrie, T.W (1992), Electricity economics and planning , Peter peregrinus Ltd. 12. Binns, D.F (1986), Economics of electrical power engineering , Electricial logic power Ltd., PO Box 14, Manchester M16 7QA. 13. E.Lakervi and E.J.Holmes (1995), Electricity Distribution Network Design , Peter peregrinus Ltd. 14. Nimrihter, M.D (1994), Comparative analysis of security concepts for urban medium voltage cable distribution networks, Elect. Power syst. Res. 15. Guldseth, O.J., Bjornstad, R. and Paulsen, H.M. (1983), Totan system design of overhead line netwoks, 7 th International conference on Electriccity distribution cired. 16. Viện nghiên cứu chiến lƣợc, chính sách công nghiệp (2008), Rà soát bổ sung Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh Hà Tây giai đoạn 2006-2010 có xét đến 2015, Sở CN Hà Tây, Hà Đông. 17. Điện lực Hà Tây (2007), Báo cáo công tác kinh doanh bán điện năm 2007 của Điện lực Hà Tây, Phòng KH-VT ĐLHT. ._.

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • pdfLA9132.pdf
Tài liệu liên quan