Thiết kế hệ thống cung cấp điện cho thị xã Hà Giang

địa lí tỉnh Hà giang, là vùng thấp trong tỉnh, vùng đồi thung lũng sông Lô, độ cao trung bình của vùng từ 50m đến 100m. Vùng này chủ yếu là đồi núi thấp, rất hiếm những đỉnh cao trên 1000m. Nhiệt độ trung bình trong năm từ 210C đến 230C, lượng mưa trung bình từ 2.500mm đến 3.200mm. Điều kiện tư nhiên trong vùng thích hợp trồng các loại cây nhiệt đới, cây ăn quả có múi, dâu tằm, trẩu, chè cà phê, nguyên liệu giấy. Đây là vùng trung tâm chính trị ,văn hoá,kinh tế, xã hội của tỉnh, có cửa khẩu quốc gia Thanh thuỷ thuận lợi cho giao lưu kinh tế và xã hội . 1.1.2.Hành chính - Thị xã Hà giang có tổng cộng 4 phường , 4 xã với dân số là :39.262 người, Mật độ dân số 23,65 người/ km2 ,với diện tích tự nhiên là 165,97km2. Sự phân bố Dân cư không đồng đều chủ yếu tập trung ở 4 phường nội thị. 1.2.Đặc điểm kinh tế- xã hội thị xã Hà giang . - Năm 2002 là năm thứ 2 thực hiện kế hoạch 5 năm (2001-2005) theo nội dung nghị quết đại hội đảng bộ thị xã khoá XIV và các nghị quyết của đảng bộ HĐND Thị xã Hà giang khoá XIX Về nhiệm vụ phát triển kinh tế- xã hội , củng cố đảm bảo quốc phòng- An ninh trên địa bàn. - Qua một năm thực hiện, nhìn chung các chỉ tiêu, nhiệm vụ đều cơ bản hoàn thành.Có những chỉ tiêu vượt mức kế hoạch đã đề ra. Kinh tế thị xã đã có bước phát triển khá theo hướng phát triển hàng hoá, với cơ cấu: Dịch vụ , thương mại du lịch; Công nghiệp, tiểu thủ công nghiệp và Nông nghiệp . Tốc độ tăng trưởng kinh tế khá cao và ổn định. Cụ thể như sau: 1.2.1.Công nghiệp- Tiểu thủ công nghiệp. + Giá trị sản xuất công nghiệp nhỏ- TTCN cả năm ước đạt 10,667 tỷ đồng (theo giá cố định ). Đạt 108%so với kế hoạch và bằng 131% so với năm 2001. Trong đó: - Kinh tế tập thể: 731 triệu, đạt 75% kế hoạch và bằng 160%so với năm 2001.Tỷ trọng chiếm 7,0%. - Kinh tế cá thể: 9.954 triệu, đạt 111% so với kế hoạch và bằng 129%so với năm 2001. Tỷ trọng chiếm 93%. -Tốc độ và giá trị một số ngành khai thác đá, cát sỏi, thực phẩm (đồ uống), côngnghiệp chế biến gỗ và sản phẩm từ gỗ... Tiếp tục tăng cao do công nghệ, thiết bị sản xuất được đầu tư, nhu cầu sử dụng lớn, thời tiết thuận lợi... ngoài ra UBND Thị xã đã chủ động và thực hiện tốt các quy định và dự kiến quy hoạch, kế hoạch phát triển CN- TTCN. Trong năm Sở Công nghiệp đã khảo sát, dự kiến kế hoạch phát triển CN nhỏ- TTCN, làng nghề... từ nay đến năm 2010, đồng thời thường xuyên tăng cường công tác quản lý đối với các cơ sở đảm bảo cho phát triển sản xuất , đáp ứng nhu cầu và cảnh quan, vệ sinh đô thị... 1.2.2.Thương mại – Dịch vụ: Tổng giá trị thương mại dịch vụ cả năm đạt 60 tỷ đồng, tỷ trọng chiếm 51,74%.Tăng 7,5% so với năm 2001. + Thường xuyên tăng cường công tác vận động tuyên truyền và quản lý, cấp giấy phép kinh doanh dịch vụ đảm bảo yêu cầu, nhiệm vụ. Tính đến 31/12/2002 đã vận động và phát triển thêm được 295 hộ mới tham gia kinh doanh, đạt 99,8% so với kế hoạch. Hiện nay trên toàn địa bàn có 2.066 hộ đang kinh doanh và được quản lý theo quy định, với tổng số số vốn tham gia kinh doanh trên 35,3 tỷ đồng, với 2.504 lao động. + Về giá cả thị trường: trong năm giá cả thị trường tương đối ổn định, vật tư hàng hoá phong phú, đa dạng, đáp ứng nhu cầu sản xuất và tiêu dùng của nhân dân trên địa bàn ( kể cả bán buôn, luân chuyển sang địa phương khác trong và ngoài Tỉnh). Qua nắm bắt các nguồn, ngành hàng phục vụ nhu cầu tiêu dùng có mặt trên thị trường tại địa bàn, đa số nhập từ các vùng lân cận trong Tỉnh và Tỉnh khác đến ( kể cả nhập khẩu qua biên giới Trung Quốc). Những sản phẩm hàng hoá sản xuất tại địa phương còn hạn chế. 1.2.3. Nông Lâm nghiệp – Phát triển nông thôn + Trồng trọt: Tổng diện tích gieo trồng cả năm là 2.042,8 ha,đạt 103,33% kế họach và bằng 104,38% so với năm 2001 ( tăng 4,38% - tương đương 65,8 ha).Là năm thứ 2 đạt diện tích gieo trồng cao từ trước tới nay. Do chủ trương và sự chỉ đạo tốt về tăng vụ, đối với những diện tích trước đây chỉ thực hiện được 1 vụ, đồng thời tích cực khai hoang, khai thác tốt và sử có hiệu quả đầu tư về thuỷ lợi, kênh mương, các chương trình trọng tâm khác... Tổng sản phẩm lương thực có hạt: 5.986 tấn, đạt 107,26% kế hoạch.Tăng 22%, so với năm 2001 (tương đương với 1.083 tấn). + Chăn nuôi thú y- thuỷ sản: Tính đến thời điểm 01/10/2002 toàn Thị xã có 17.732 con gia súc các loại và trên 63.389 con gia cầm các loại. Trong đó: -Trâu: 4.149 con, đạt 41% kế hoạch -Lợn: 12.502 con, đạt 96% kế hoạch. -Dê: 697 con, đạt 56% kế hoạch. Nhìn chung trong năm đàn gia súc, gia cầm phát triển ổn định, không có dịch bệnh lớn xẩy ra. Tuy nhiên các chỉ tiêu phát triển đàn gia súc chưa đạt kế hoạch do nhiều nguyên nhân như diện tích chăn thả hạn chế, nông dân chưa có thói quen nuôi nhốt, khó khăn về vốn... - Công tác Thú y: trong năm đã tiêm phòng được 11.005 liềuVacxin các loại, thường xuyên tăng cường công tác kiểm tra, kiểm soát giết mổ động vật và kiểm dịch vận chuyển... +Thuỷ lợi: trong năm2002 đã hoàn thành 8/8 công trình và đưa vào khai thác. Nhìn chung các công trình thuỷ lợi trên địa bàn hiện nay được quản lý khai thách đảm bảo yêu cầu phục vụ sản xuất. + Kinh tế hợp tác và kinh tế trang trại: Kinh tế hợp tác: toàn Thị xã có 17 HT, trong đó: 8 HTX dịch vụ Nông nghiệp và 2 HTX Thuỷ sản, còn lại là HTX Tiểu thủ công nghiệp và vận tải. Nhìn chung các HTX chỉ hoạt động mang tính hình thức và chưa thực sự hiệu quả . Kinh tế trang trại: Chủ yếu mang tính chất kinh tế hộ gia đình, quy mô nhỏ. Các sản phẩm chưa thực sự trở thành hàng hoá. Tuy nhiên kinh tế trang trại trên địa bàn đã góp phần ổn định nâng cao thu nhập cho một số hộ gia đình. Hiện toàn Thị xã có 36 trang trại, Trong đó có 26 trang trại đạt diện tích từ 2 ha trở lên, còn lại là dưới 2 ha. 1.2.4. Quản lý đô thị và dịch vụ công ích + Quản lý đô thị: Nhiệm vụ: Quản lý đô thị gắn liền với toàn bộ các nhiệm vụ phát triển KT - XH, An ninh – Quốc phòng trên địa bàn như quản lý trật tự xây dựng, ATGT, xây dựng đời sống văn hoá ở khu dân cư... Lực lượng quy tắc hoạt động có hiệu quả.Tuy nhiên chưa thường xuyên và phạm vi chưa đảm bảo. Vẫn còn hiện tượng lấn chiếm lòng, lề đường, vỉa hè để kinh doanh. Sự phối hợp giữa các lực lượng chính quyền xã, phường chưa chặt chẽ, triệt để. + Dịch vụ công cộng: Trong năm UBND Thị xã đã chỉ đạo các ngành duy trì tốt công tác duy tu bảo dưỡng các công trình phúc lợi công cộng, công tác vệ sinh môi trường được tăng cường, nề nếp , việc quản lý trồng mới cây xanh được bảo đảm, công tác thu gom, sử lý rác thải đúng quy trình. Hệ thống chiếu sáng công cộng thường xuyên bảo đảm .Lắp đặt , duy tu, quản lý hệ thống biển báo an toàn giao thông. Trên địa bàn nội thị hiện có 11,4 ha đường bê tông được vệ sinh thường xuyên, tổ chức thu gom cho 24 km đường ngõ, xóm: 18 điểm vệ sinh công cộng. Tổng số rác thải trong phạm vi có thể thu gom trên 55m3/ ngày. Duy trì thường xuyên 3 điểm rửa xe. Thường xuyên nạo vét trên 36,5 km lề đường, quản lý vận hành 18 km đường dây của hệ thống chiếu sáng công cộng. Trồng mới 1.045 cây xanh... 1.3. Phương hướng phát triển kinh tế – Xã hội Thị xã Hà giang đến năm 2010: 1.3.1. Nhiệm vụ tổng quát: + Phát huy lợi thế của 2 vùng nội và ngoại thị, đẩy mạnh phát triển kinh tế, giải quyết việc làm, khuyến khích làm giàu chính đáng. Cơ cấu kinh tế của thị xã đến 2010 là: Thương mại – Dịch vụ – Du lịch: 60%. Công nghiệp – Tiểu thủ công nghiệp – Xây dựng 21%. Nông – Lâm nghiệp: 19%. Vùng nội thị phát triển thương mại, dịch vụ Du lịch, đáp ứng nhu cầu trung chuyển hàng hoá của tỉnh, đáp ứng yêu cầu Du lịch, nghỉ ngơi, của du khách và nhân dân, đồng thời đẩy mạnh sản xuất công nghiệp – Tiểu thủ công nghiệp nhất là công nghiệp chế biến nông lâm sản. Đảm bảo đủ việc làm cho người lao động... Vùng ngoại thị ( 4 xã ): Tập trung làm chuyển biến cơ bản nhận thức sản xuất hàng hoá, suy nghĩ làm giầu của người dân, xây dựng khu vực này thành vành đai cung cấp thực phẩm của thị xã: bằng cách đẩy mạnh thâm cây lương thực, phát triển cây thực phẩm, hoa cây cảnh, chăn nuôi gia súc, gia cầm để có sản phẩm hàng hoá có chất lượng và giá trị cao, phát triển mạnh cây công nghiệp, cây ăn quả, phát triển kinh tế lâm nghiệp và các ngành nghề sản xuất tiểu thủ công nghiệp – Xây dựng nông thôn mới phát triển toàn diện và tiến bộ. + Phát huy nội lực và sử có hiệu quả sự đầu tư của Tỉnh và Trung ương để xây dựng kết cấu hạ tầng phục vụ dân sinh, kinh tế ngày một khang trang: Hoàn chỉnh hệ thống đường giao thông nội thị, đường liên xã, liên thôn bản; Kiên cố hoá các công trình thuỷ lợi; Đảm bảo nước sạch, đưa điện lưới về thôn bản, kiên cố hoá và ngói hoá tất cả các phòng học, trạm y tế, truyền thanh và truyền hình. + Phát huy bản sắc dân tộc , xây dưng nếp sống văn hoá đoàn kết thân ái, tự quản cao, hiếu khách và văn minh. Xây dưng 100% tổ dân phố an toàn, 70% số làng văn hoá.Đẩy mạnh các phong trào văn hoá, văn nghệ, thể dục thể thao. Duy trì xã hội có trật tự, kỷ cương, có lối sống lành mạnh và tiến bộ, không hủ tục lạc hậu... + Tăng cường công tác xây dựng thuỷ lợi, mở rộng Thị xã, thu hút dân cư phát triển Kinh tế – Văn hoá và đảm bảo yếu tố vệ sinh môi trường. 1.3.2. Nhiệm vụ cụ thể: + Về phát triển kinh tế : - Thương mại dịch vụ du lịch: Khuyến khích các thành phần kinh tế đầu tư, kinh doanh vào các lĩnh vựcThương mại- Dịch vụ, Du lịch nhất là nhà hàng khách sạn có chất lượng cao. Khuyến khích và tạo điều kiện thuận lợi cho các thành phần kinh tế đầu tư mở rộng dịch vụ lưu thông hàng hoá, xây dựng các cơ vui chơi, giải trí, thể dục thể thao, thăm quan du lịch... Trên cơ sở Nhà nước đầu tư cơ sở hạ tầng và có chính sách ưu tiên cho vay vốn, miễn giảm thuế... - Công nghiệp - Tiểu thủ công nghiệp: Phát huy tốt công suất thiết bị của các cơ sở sản xuất công nghiệp hiện có,đổi mới thiết bị công nghiệp, cải tiến quản lý sản xuất, huy động vốn để hạ giá thành, nâng cao chất lượng sản phẩm, sản xuất kinh doanh có hiệu quả, chiếm lĩnh thị trường, thị phần và mở rộng sản xuất, đa dạng hoá sản phẩm tạo thêm việc làm. Khuyến khích các thành phần kinh tế đầu tư phát triển các ngành nghề, đặc biệt là công nghiệp sản xuất vật liệu xây dựng: Gạch, Ngói không nung, tấm lợp, chế biến gỗ, tre, sản xuất chế biến hàng tiêu dùng nhất là lương thực, đồ uống và thức ăn gia súc... +Về Nông nghiệp - thuỷ lợi: -Tăng cường công tác xây dựng thuỷ lợi, phối hợp lồng ghép các chương trình, các dự án, các nguồn vốn và huy động đóng góp của nhân dân để kiên cố hoá công trình đầu mối và kênh mương, đảm bảo tưới tiêu chủ động, tích cực khai hoang, phục hoá để mở rộng diện tích. -Tăng cường công tác khuyến nông, khuyến lâm, khuyến khích phát triển kinh tế trang trại, tích cực cải tạo vườn tạp, kinh doanh vườn rừng, tiếp thu giống mới để tạo được các sản phẩm rau, quả, nấm, mộc nhĩ, hoa, cây cảnh, chú trọng phát triển chăn nuôi gia súc,gia cầm, thuỷ sản... Có giá trị và chất lượng đáp ứng yêu cầu ngày càng cao của Thị trường. Phấn đấu đến năm 2010 thâm canh 100% diện tích lúa và ngô, đẩy mạnh xen canh, gối vụ để tăng hệ số sử dụng đất từ 1,8 lên 2,5 lần. -Khuyến khích và tạo điều kiện thuận lợi để phát triển vùng chè tập trung ở các xã Kim Linh, Kim Thạch, Phú Linh từ 250- 300 ha, Thâm canh tốt và mở rộng diện tích cây ăn quả (Na dai, Nhãn, Vải...), cây Cà phê. Khuyến khích phát triển tre lấy Măng, Thuốc lá... -Tiếp tục triển khai chương trình trồng rừng 661,thiết kế rừng trồng nhiều tầng, nhiều tán, kết hợp giữa cây lấy gỗ và cây ăn quả nhất là Trám và cây dược liệu để tăng cường độ che phủ rừng, chống sói mòn, ổn định nguồn nước tự nhiên, bảo vệ môi trường sinh thái nhất là thảm thực vật, rừng cảnh quan và phòng hộ. + Về Giao thông – vận tải: Tiếp tục mở mới, cải tạo, nâng cấp đường giao thông kể cả nội thị và ngoại thị theo quy hoạch được duyệt. Phấn đấu đến năm 2010 Bê tông và xi măng 100% đường nội thị, mở đường ô tô đến 100% thôn bản ( các đường chính được nhựa hoá). Cải tạo và làm mới các tuyến đường vào các vùng sản xuất tập trung. + Phát triển mạng lưới điện dân dụng và thông tin liên lạc: Phối hợp với ngành điện xây dựng mạng lưới cấp điện dân dụng đến các thôn bản bao gồm: Trạm hạ thế và đường dây 0,4KV nhằm đảm bảo 100% số hộ sử dụng điện lưới và thuỷ điện nhỏ (Đường dây 0,4 KV Nhà nước hỗ trợ đến thôn bản); 100% đường nội thị có hệ thống chiếu sáng. - Phối hợp với Bưu điện tỉnh, xây dựng điểm Bưu điện Văn hoá ở tất cả các xã để đảm bảo 100% các xã phường có điện thoại, đảm bảo liên lạc thông suốt từ tỉnh đến xã một cách nhanh chóng kịp thời. + Hệ thống cấp thoát nước: Tiêp tục phối hợp với các ngành triển khai dự án cấp nước sạch cho sinh hoạt của nhân dân nội thị đảm bảo 100% số hộ dân nội thị được cấp nước sạch, đồng thời xây dưng dự án cấp nước sinh hoạt cho nhân dân trong vùng tập trung của các xã. + Giáo dục – y tế – văn hoá - thể dục thể thao: - Giáo dục: Năng cao và phát huy có hiệu quả hoạt động của các trung tâm kỹ thuật –Hướng nghiệp dậy nghề; Đưa tin học, ngoại ngữ vào các trường THCS và PTTH. Đẩy mạnh việc xoá mù chữ và phổ cập giáo dục tiểu học, đảm bảo huy động 100% số học sinh trong độ tuổi ( 6-14) đến trường. - Y tế: tiếp tục củng cố kiện toàn mạng lưới y tế xã phường đảm bảo các trạm y tế được xây dựng kiên cố, đủ trang thiết bị cơ bản, có Bác sỹ phục vụ công tác khám chữa bệnh gắn Tây y với Đông y, khuyến khích phát triển y học cổ truyền để bảo vệ chăm sóc sức khoẻ cho nhân dân. - Văn hoá thể thao: Củng cố hệ thống phát thanh truyền hình. Nâng cao chất lượng hoạt động văn hoá nghệ thuật . Củng cố kiện toàn các đội ngũ thông tin. Thực hiện phong trào quần chúng. CHƯƠNG II. Hiện TRạNG Lưới ĐIệN thị xã hà giang. 2.1. Nguồn Điện. Nguồn điện cấp cho các phụ tải của toàn thị xã Hà giang từ trạm 110/35/22-10kV Hà giang, công suất đặt: 16 MVA, rẽ nhánh từ đường dây 110kV mạch kép AC185 thuỷ điện Thác bà- Tàng loỏng tại trạm cắt ngã ba Khánh hoà (Yên bái). Ngoài ra nguồn điện của thị xã còn được cung cấp bởi 2 trạm thuỷ điện nhỏ 302, 304 và 2 máy diesel ( chủ yếu để dự phòng). 2.2. Lưới điện trung áp và các trạm biến áp. Lưới điện trung áp cấp điện cho các trạm biến áp phụ tải của Thị xã Hà giang chủ yếu là lưới 10kV. Tại thanh cái 10kV có các xuất tuyến cung cấp chủ yếu cho Thị xã Hà giang như sau: - Tuyến 971, cấp điện từ trạm 110 đến trạm thuỷ điện 304, nhánh Cao bồ và nhánh đến Phong quang. Tổng chiều dài L= 26 km; AC 95 - Tuyến 973, cấp điện từ trạm 110 đến cầu Phong quang , đến DCL Mã tim2, Chợ thị xã, đến DCL cấp thoát nước. Tổng chiều dài L= 12 km; AC 95 - Tuyến 975, cấp điện từ trạm 110 đến Tà vải( Ngọc đường), nhánh đến xã Kim linh, đến xã Linh hồ. Tổng chiều dài L= 46km; AC 95. 2.2.1.Sơ đồ nguyên lý của các đường dây trung áp. Ghi chú: -Ký hiệu phân loại trạm biến áp : Trạm biến áp của điện lực Trạm biến áp của khách hàng Bảng 2.1 : Số lượng và các loại máy biến STT Loại máy biến áp Số lượng Dung lượng kVA 1 Máy có dung lượng 50 kVA 5 6 300 2 Máy có dung lượng 75 kVA 3 3 225 3 Máy có dung lượng 100 kVA 20 19 19 190 99 4 Máy có dung lượng 160 kVA 11 1760 5 Máy có dung lượng 180 kVA 18 3240 6 Máy có dung lượng 240 kVA 8 1920 7 Máy có dung lượng 250 kVA 7 1750 8 Máy có dung lượng 320 kVA 7 2240 9 Máy có dung lượng 400 kVA 2 800 10 Máy có dung lượng 560 kVA 1 560 11 Máy có dung lượng 630 kVA 2 1260 12 Máy có dung lượng 750 kVA 1 750 13 Máy có dung lượng 1000 kVA 1 1000 Tổng số 86 15904 2.2.2. Hiện trạng tải của các máy biến áp. Tuyến 971 STT Tên trạm Điện áp S đặt Kt Tmax Cosw 1 Lũng Tạo 10/0,4 75 0,2 3500 0,85 2 Xưởng Chè 10/0,4 100 0,37 3500 0,85 3 UBX Cao Bồ 10/0,4 160 0,3 3500 0,85 4 Thôn Trang 10/0,4 160 0,25 3500 0,85 5 Phương Thiện 10/0,4 160 0,35 3500 0,85 6 Mã Tim 10/0,4 250 0,45 3500 0,85 7 Hà Yên 10/0,4 180 0,33 3500 0,85 8 Trường KT tổng hợp 10/0,4 180 0,3 3500 0,85 9 Hà Phương 10/0,4 630 0,5 3500 0,85 10 D6 10/0,4 160 0,5 3500 0,85 11 Viba 942 10/0,4 50 0,11 3500 0,85 12 km 8 10/0,4 100 0,6 3500 0,85 13 km 9 10/0,4 50 0,5 3500 0,85 14 km 10 10/0,4 50 0,55 3500 0,85 15 Vi ba Thanh thuỷ 10/0,4 50 0,11 3500 0,85 16 Thanh Thuỷ 10/0,4 100 0,5 3500 0,85 17 Ngoại thương 10/0,4 250 0,35 3500 0,85 18 Cửa khẩu 10/0,4 50 0,3 3500 0,85 19 Biên phòng 10/0,4 180 0,46 3500 0,85 20 Cơ khí 10/0,4 100 0,95 3500 0,85 21 Rượu 10/0,4 160 0,62 3500 0,85 22 Bơm S-miện 10/0,4 160 0,44 3500 0,85 23 Nhà máy nước 10/0,4 320 0,57 3500 0,85 24 Quang trung 10/0,4 180 0,72 3500 0,85 Tuyến 973 STT Tên trạm Điện áp S đặt Kt Tmax Cosw 1 Hà Dương 10/0,4 180 0,53 3500 0,85 2 Bệnh Viện 10/0,4 240 0,25 3500 0,85 3 Chè 10/0,4 180 0,73 3500 0,85 4 Cổng thành 10/0,4 400 0,82 3500 0,85 5 KS Huy Toàn 10/0,4 160 0,8 3500 0,85 6 Sở Giao thông 10/0,4 100 0,45 3500 0,85 7 Đền Mẫu 10/0,4 320 0,11 3500 0,85 8 Liên Đoàn 10/0,4 100 0,37 3500 0,85 9 Bưu Điện 10/0,4 100 0,92 3500 0,85 10 UBND tỉnh 10/0,4 320 0,9 3500 0,85 11 Kiểm lâm 10/0,4 160 0,73 3500 0,85 12 Nông Lâm 10/0,4 50 0,13 3500 0,85 13 Tài Chính 10/0,4 180 0,67 3500 0,85 14 KS Yên Biên 10/0,4 240 0,24 3500 0,85 15 Bảo Việt 10/0,4 400 0,66 3500 0,85 16 T,T Thị Xã 10/0,4 630 0,68 3500 0,85 17 N,hàng Đầu tư 10/0,4 100 0,4 3500 0,85 18 N,H Nhà Nước 10/0,4 100 0,31 3500 0,85 19 Tỉnh đội 10/0,4 180 0,36 3500 0,85 20 Cầu Phong Quang 10/0,4  180  0.41 3500 0,85 21 Xăng Minh Khai 10/0,4 180 0,64 3500 0,85 22 Kế hoạch 10/0,4 240 0,72 3500 0,85 23 Truyền hình 10/0,4 250 0,91 3500 0,85 24 Tổ 20 Trần Phú 10/0,4 250 0,75 3500 0,85 25 Chợ thị xã 10/0,4 160 0,7 3500 0,85 Tuyến 975 STT Tên trạm  Điện áp S đặt Kt Tmax Cosw 1 Vật tư 10/0,4 180 0,48 3500 0,85 2 Sư phạm 10/0,4 240 0,64 3500 0,85 3 Khí tượng 10/0,4 240 0,48 3500 0,85 4 Công an 10/0,4 180 0,12 3500 0,85 5 Cầu phát 10/0,4 320 0,8 3500 0,85 6 Sao mai 10/0,4 180 0,95 3500 0,85 7 Lê Hồng Phong 10/0,4 180 0,85 3500 0,85 8 Bảo hiểm 10/0,4 180 0,51 3500 0,85 9 C10 10/0,4 240 0,8 3500 0,85 10 Yên Biên 10/0,4 320 0,8 3500 0,85 11 Lắp ghép 10/0,4 320 0,7 3500 0,85 12 Trường Đảng 10/0,4 180 0,93 3500 0,85 13 Vi Sinh 10/0,4 250 0,82 3500 0,85 14 Bãi rác 10/0,4 250 0,2 3500 0,85 15 Trại giam 10/0,4 100 0,46 3500 0,85 16 Hậu Cần 10/0,4 100 0,89 3500 0,85 17 Ngọc Đường 10/0,4 240 0,47 3500 0,85 18 UBND Ngọc Đường 10/0,4 250 0,77 3500 0,85 19 Bãi dá 10/0,4 100 0,11 3500 0,85 20 Tà vải 10/0,4 180 0,28 3500 0,85 21 Xi măng I 10/0,4 1000 3500 0,85 22 Xi măng II 10/0,4 750 3500 0,85 23 Gạcn Tuy nen 10/0,4 560 0,5 3500 0,85 24 Tùng tạo 10/0,4 240 0,49 3500 0,85 25 Bảo trợ 10/0,4 180 0,48 3500 0,85 26 Cầu 3-2 10/0,4 320 0,75 3500 0,85 27 UB xã Kim Thạch 10/0,4 160 0,4 3500 0,85 28 Thống nhất 10/0,4 100 0,29 3500 0,85 29 Phú linh 10/0,4 100 0,11 3500 0,85 30 Tân trào 10/0,4 100 0,14 3500 0,85 31 Nà Pù 10/0,4 100 0,2 3500 0,85 32 Rẽ Bản Vai 10/0,4 75 0,11 3500 0,85 33 UB Xã Linh Hồ 10/0,4 100 0,39 3500 0,85 34 Bản Luả 10/0,4 75 0,2 3500 0,85 35 Nà Lách 10/0,4 100 0,2 3500 0,85 36 UB Xã Kim Linh 10/0,4 100 0,2 3500 0,85 37 Thái Hà 10/0,4 160 0,3 3500 0,85 Bảng 2.2 : Hiện trạng tải của máy biến áp 2.2.3 Thông số kỹ thuật và hiện trạng tải của các đường dây trung áp. Tuyến 971 STT Tên đường dây Loại dây L (km) r0 (/km) x0 (/km) R () X () ST(kVA) Itải (kVA) 1 Xuất tuyến_ Thôn trang AC_95 1,87 0,33 0,385 0,62 0,730 40 2,31 2 Phương Thiện AC_95 1,2 0,33 0,385 0,40 0,470 48 2,77 3 UBX Cao Bồ AC_95 0,75 0,33 0,385 0,25 0,293 48 2,77 4 Xưởng chè AC_95 0,83 0,33 0,385 0,30 0,324 37 2,14 5 Lùng tạo AC_95 1,52 0,33 0,385 0,502 0,593 15 0,87 6 Xuất tuyến _ Mã tim AC_95 2,1 0,33 0,385 0,693 0,82 112,5 6,49 7 Hà yên AC_95 1,32 0,33 0,385 0,44 0,515 59,4 3,43 8 KT tổng hợp AC_95 0,86 0,33 0,385 0,284 0,3354 54 3,12 9 Hà phương AC_95 1,1 0,33 0,385 0,363 0,429 325 18,764 10 D6 AC_95 2,2 0,33 0,385 0,726 0,858 80 4,62 11 Vi ba AC_95 3,2 0,33 0,385 1,056 1,248 5,5 0,32 12 Km 8 AC_95 1 0,33 0,385 0,33 0,39 60 3,64 13 Km 9 AC_95 1 0,33 0,385 0,33 0,39 25 1,44 14 Km 10 AC_95 1 0,33 0,385 0,33 0,39 27,5 1,59 15 Vi ba Thanh Thuỷ AC_95 2,5 0,33 0,385 0,825 0,97 5,5 0,32 16 Thanh Thuỷ AC_95 2,8 0,33 0,385 0,924 1,092 50 2,89 17 Ngoại thương AC_95 3,2 0,33 0,385 1,056 1,248 87,5 5,02 18 Cửa khẩu AC_95 0,85 0,33 0,385 0,281 0,332 15 0,87 19 Biên phòng AC_95 0,92 0,33 0,385 0,304 0,36 82,8 4,78 20 Cơ khí AC_95 1,7 0,33 0,385 0,561 0,663 95 5,42 21 Rượu AC_95 1,43 0,33 0,385 0,472 0,558 99,2 5,73 22 Bơm sông Miện AC_95 0,86 0,33 0,385 0,284 0,335 70,4 4,06 23 Nhà máy nước AC_95 0,57 0,33 0,385 1,90 0,222 182,4 10,54 24 Quang Trung AC_95 0,85 0,33 0,385 0,281 0,332 129,6 7,48 Tuyến 973 STT Tên đường dây Loại dây L(km) r0 (/km) x0 (/km) R () X () ST(kVA) Itải (kVA) 1 Xuất tuyến_ Hà dương AC_70 0,52 0,27 0,396 0,14 0,11 95,4 5,51 2 Bệnh Viện AC_70 0,87 0,27 0,396 0,235 0,35 60 3,46 3 Chè AC_70 0,46 0,27 0,396 0,214 0,148 131 7,59 4 Cổng Thành AC_70 0,37 0,27 0,396 0,01 0,15 328 18,94 5 KS Huy Hoàn AC_70 0,35 0,27 0,396 0,094 0,14 128 7,93 6 Sở giao thông AC_70 0,3 0,27 0,396 0,081 0,12 45 2,6 7 UBND Tỉnh AC_70 0,58 0,27 0,396 0,16 0,231 288 16,63 8 Bưu Điện AC_70 0,12 0,27 0,396 0,054 0,0798 92 5,31 9 Liên Đoàn AC_70 0,35 0,27 0,396 0,094 0,14 37 2,14 10 Đền Mẫu AC_70 0,37 0,27 0,396 0,1 0,15 35,2 2,03 11 Kiểm Lâm AC_70 0,35 0,27 0,396 0,095 0,14 116,8 6,743 12 Nông Lâm AC_70 0,35 0,27 0,396 0,095 0,14 6,5 0,375 13 Khách sạn YB AC_70 0,62 0,27 0,396 0,17 0,247 57,6 3,33 14 Tài chính AC_70 0,4 0,27 0,396 0,108 0,16 107,2 6,963 15 Bảo việt AC_70 0,45 0,27 0,396 0,122 0,18 246 15,24 16 TT Thị xã AC_70 0,65 0,27 0,396 0,176 0,26 428,4 24,734 17 Ngân hàng Thị xã AC_70 0,35 0,27 0,396 0,095 0,14 40 2,31 18 Ngân hàng Nhà nước AC_70 0,12 0,27 0,396 0,032 0,048 31 1,79 19 Tỉnh Đội AC_70 0,45 0,27 0,396 0,122 0,18 64,8 3,74 20 Cầu phong Quang AC_70 0,82 0,27 0,396 0,221 0,33 21 Kế Hoạch AC_70 0,75 0,27 0,396 0,203 0,3 172,8 9,98 22 Xăng Minh Khai AC_70 0,45 0,27 0,396 0,122 0,18 115,2 6,65 23 Truyền Hình AC_70 0,76 0,27 0,396 0,21 0,303 227,5 13,14 24 Tổ 20 Trần phú AC_70 0,65 0,27 0,396 0,176 0,26 187,5 18,83 25 Chợ AC_70 0,45 0,27 0,396 0,122 0,18 112 6,47 Tuyến 975 STT Tên dường dây Loại dây L(km) r0 (/km) x0 (/km) R () X () ST(kVA) Itải (kVA) 1 Xuât tuyến- Vật tư AC_70 0,75 0,27 0,396 0,203 0,3 86,4 4,99 2 Sư Phạm AC_70 0,5 0,27 0,396 0,135 0,2 153,6 8,87 3 Khí Tượng AC_70 0,45 0,27 0,396 0,122 0,18 115,2 6,65 4 Công An AC_70 0,85 0,27 0,396 0,23 0,34 21,6 1,25 5 Cầu Phát AC_70 0,42 0,27 0,396 0,113 0,168 256 14,78 6 Sao Mai AC_70 0,4 0,27 0,396 0,108 0,16 171 9,873 7 Lê Hồng Phong AC_70 0,52 0,27 0,396 0,14 0,21 153 8,83 8 Bảo Hiểm AC_70 0,87 0,27 0,396 0,235 0,347 91,8 5,3 9 C_10 AC_70 0,56 0,27 0,396 0,151 0,223 192 8,49 10 Yên Biên AC_70 0,68 0,27 0,396 0,184 0,271 256 11,32 11 Lắp Ghép AC_70 0,4 0,27 0,396 0,108 0,16 224 9,902 12 Trường Đảng AC_70 0,85 0,27 0,396 0,23 0,34 167,4 7,4 13 Vi Sinh AC_70 1,5 0,27 0,396 0,405 0,6 105 9,06 14 Bãi Rác AC_70 0,7 0,27 0,396 0,19 0,28 50 2,21 15 Trại giam AC_70 0,58 0,27 0,396 0,157 0,231 46 2,03 16 Phú Linh AC_70 3,2 0,27 0,396 0,864 1,277 11 0,49 17 Tân trào AC_70 2,8 0,27 0,396 0,76 1,117 14 0,62 18 Rẽ Thống Nhất AC_70 2,0 0,27 0,396 0,54 0,798 29 1,28 19 UB Xã Kim Thạch AC_70 1,2 0,27 0,396 0,324 0,479 64 2,83 20 UB Xã Kim Linh AC_70 2,5 0,27 0,396 0,675 0,998 20 1,15 21 Nà Pù AC_70 1,58 0,27 0,396 0,427 0,630 25 1,44 22 Rẽ_Bản Vai AC_70 2,8 0,27 0,396 0,756 1,117 8,25 0,48 23 UB. Xã Ninh Hồ AC_70 1,75 0,27 0,396 0,473 0,698 39 2,25 24 Bản Lủa AC_70 2,7 0,27 0,396 0,73 1,078 15 0,87 25 Nà Lách AC_70 2,8 0,27 0,396 0,756 1,17 20 1,15 26 Hậu cần AC_70 0,87 0,27 0,396 0,235 0,347 89 2,27 27 Ngọc Đường AC_70 1,35 0,27 0,396 0,365 0,539 112,8 2,88 28 Bãi Đá AC_70 0,75 0,27 0,396 0,203 0,3 11 0,49 29 Xi MăngI AC_70 0,8 0,27 0,396 0,216 0,319 700 40,4 30 Xi MăngII AC_70 0,25 0,27 0,396 0,068 0,1 375 21,7 31 Xã Ngọc Đường AC_70 0,95 0,27 0,399 0,257 0,38 192,5 8,51 32 Tà Vải AC_70 1,8 0,27 0,399 0,486 0,72 50,4 2,23 33 Rẽ Tuy Nen AC_70 0,97 0,27 0,399 0,262 0,387 280 12,38 34 Tùng Tạo AC_70 0,6 0,27 0,399 0,162 0,239 117,6 5,2 35 Trạm 3/ 2 AC_70 0,7 0,27 0,399 0,189 0,28 240 10,61 36 Bảo Trợ AC_70 0,58 0,27 0,399 0,157 0,231 86,4 3,81 37 Thái Hà AC_70 1,35 0,27 0,399 0,365 0,539 48 2,78 Bảng 2.3 : Thông số kỹ thuật và hiện trạng tải của các đoạn đường dây trung áp 2..3. Lưới hạ thế 0,4kV. Tổng chiều dài lưới điện hạ thế của thị xã Hà Giang đang quản lý để bán điện cho các hộ phụ tải là 173 km. Tổng số công tơ 1 pha 9417 chiếc, tổng số công tơ 3pha là 500 chiếc. 2. 4. Tình hình sử dụng điện của thị xã Hà Giang. Năm Nông nghiệp (kWh) Công nghiệp (103kWh) D.V Công Cộng (.103kWh) A.S Sinh Hoạt (103kWh) Tổng (103kW) 1991 214,02 1182,49 2548,63 7108,86 11054 1992 289,84 1316,45 2845,14 8004.57 12456 1993 550,44 1665,47 3606,42 9835,67 15658 1994 579,30 1700,36 3842,64 10130,74 16253 1995 621,30 1798,98 4225,21 10991,85 17638 1996 684,68 2003,21 4689,98 13321,61 20097 1997 768,12 2075,62 4951,94 14857,32 22553 1998 800,23 2102,34 6313,07 16014,39 25309 1999 874,38 3006,41 6916,72 17608,49 28406 2000 973,34 3346,68 7699,15 19601,42 31621 2001 1023,53 3554,26 9251,43 21874,78 35704 2002 1425,06 3924,74 10897,05 23225,15 39472 Bảng 2.4. Thống kê điện năng tiêu thụ trong giai đoạn 1992 – 2002 CHƯƠNG III ĐáNH GIá HIệN TRạNG Hệ THốNG CUNG CấP ĐIệN THị Xã Hà GIANG. 3.1. Nguồn điện. Hà giang là một tỉnh có nguồn điện đa dạng :Từ lưới quốc gia,thuỷ điện và Diesel đến các dạng năng lượng tái tạo khác như năng lượng mặt trời,thuỷ điện nhỏ… Hiện tại nguồn điện cấp cho các phụ tải của toàn Thị xã Hà giang chủ yếu từ điện lưới quốc gia, từ trạm 110/35/22-10KV Hà giang, công suất đặt : 16MVA, rẽ nhánh từ đường dây 110KV mạch kép AC185 thuỷ điện Thác bà - Tàng loỏng tại trạm cắt ngã ba Khánh hoà (Yên bái). 3.2. Lưới điện. Trước năm 1994 lưới của thị xã Hà giang chủ yếu là lưới 10KV, vận hành thành những khu vực độc lập do vậy chỉ đáp ứng được một phần nhu cầu của Thị xã cũng như của toàn Tỉnh Hà giang . Năm 1994, với sự hỗ trợ của Trung ương và nỗ lực của Tỉnh, đường điện quốc gia 110KV Khánh hoà- Hà giang đã dược xây dựng, tiếp theo là một loạt các tuyến 35KV từ Hà giang đi Vị xuyên, Bắc quang, Bắc hà - Xín mần, Hà giang – Quản bạ, Yên minh,Hà giang- Bắc mê, Hà giang- Cửa khẩu Thanh thuỷ… Lần lượt khởi công, hoàn thành đưa vào vận hành. Hiện nay lưới 10kV ở khu vực thị xã đã cũ,tiết diện nhỏ, sự cố nhiều, tổn thất điện áp lớn không đảm bảo, cần phải đại tu, thay thế và nâng cấp. Lưới chủ yếu là hình tia, không có liên hệ dự phòng, độ tin cậy cung cấp điện chưa đảm bảo. Do vậy việc cải tạo lưới 10kV thị xã thành 22kV cần phải tiến hành triển khai sớm để đảm bảo an toàn cấp điện cho khu vực thị xã khi phụ tải tăng trong những năm tới. 3.3. Đánh giá các chỉ tiêu kỹ thuật của lưới điện . Để đánh giá chất lượng lưới điện ,ta phải tính toán tổn thất điện năng và tổn thất điện áp trong hệ thống cung cấp điện. 3.3.1. Cơ sở lý thuyết. a) Tổn thất trên các đường dây + Xét đoạn đường dây có chiều dài L(km) L(km) + Sơ đồ thay thế của đoạn đường dây R X Với R, X, L là điện trở, điện kháng là chiều dài của đoạn đường dây, Điện trở R=r0.L trongđó r0 tra ở trong sổ tay kỹ thuật với điều kiện nhiệt độ là 200C. Điện kháng X=x0.L Với x0 được tra trong sổ tay kỹ thuật . + Tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng trên đoạn đường dây được xác định bằng công thức sau : DP = (kW) DQ = (kVAR) Trong đó: P, Q là công suất tác dụng và công suất phản kháng của phụ tải (kW,kVAR). R, X là điện trở và điện kháng tính bằng (W) Uđm là điện áp định mức của lưới điện (kV) +Tổn thất điện năng: Tổn thất điện năng trên đoạn đường dây được xác định bởi công thức sau: DA = DP.t (kWh) Trong đó: DP là tổn thất công suất lớn nhất trên đoạn đường dây. t là thời gian tổn thất công suất cực đại (h), t = f(Tmax , cosj ) tra trong sổ tay kỹ thuật hoặc tính gần đúng bằng công thức sau: t =(0,124 + 10-4.Tmax)2.8760 (h) + Tổn thất điện áp: Tổn thất điện áp trên đường dây được xác định bởi biểu thức sau: DU = (kV) DU% = (%) b) Tổn thất trong các máy biến áp: + Sơ đồ thay thế của máy biến áp: Trong hệ thống cung cấp điện thường dùng các máy biến áp hai cuộn dây và máy biến áp tự ngẫu, máy biến áp hai cuộn dây có sơ đồ thay thế như sau: RB XB GB BB Theo kết cấu ta có: ZB = RB + j.XB YB = GB + jBB Với RB = XB = GB = BB = Trong tính toán gần đúng, ta có thể dùng sơ đồ thay thế máy biến áp hai cuộn dây như sau: RB XB DS0 = DP0 + jDQB (với DS là tổn thất không tải của MBA) + Tổn thất công suất trong máy biến áp được xác định bởi công thức sau: DSB = DPB + jDQB (k._.VA) DPB = DP0 + DPN ()2 (kW) DQB = DQ0 + DQN ()2 (kVAR) DQN = (kVAR) DQ0 = (kVAR) Trong đó: DP0 và DPN là tổn thất công suất tác dụng của máy biến áp khi không tải và khi ngắn mạch (kW) DQ0 và DQN là tổn thất công suất phản kháng của máy biến áp khi không tải và khi ngắn mạch (kVAR) Spt là công suất của phụ tải điện (kVAR) Sđm là công suất định mức của máy biến áp (kVA) i0 % là giá trị phần trăm của dòng điện không tải của máy biến áp. UN% là giá trị phần trăm của điện áp ngắn mạch của máy biến áp +Tổn thất điện năng trong máy biến áp được xác định bởi biểu thức: DAB = DP0.t + DPN()2. t (kWh). +Trong trạm biến áp có n MBA, tổn thất được tính theo biểu thức: DPB = n. DP0 + ()2 (kW). DQB = n. DQ0 + (kVAR). DAB = n. DP0.t + ()2. t (kWh) c) Tổn thất công suất trong hệ thống cung cấp điện. Trong hệ thống cung cấp điện tổn thất công suất chủ yếu xảy ra trên đường dây và trong máy biến áp, còn trong các phần tử khác tổn thất không đáng kể nên ta thường bỏ qua + xét sơ đồ mạng điện sau: L2 Bi L1 Li L11 L12 Lii B2 B1 SPt1 SPt2 SPti SD1 DSD1 SD2 DSD2 SDi DSDi S’’Di 1 S’’D1 S’’D2 n 2 S’1 DSCu B1 S’’1 DS0 B1 DSD11 S’2 DSCu B2 S’’2 DS0 B2 DSD12 S’i S’’i DS0 Bi DSDii + Sơ đồ thay thế tính toán: DSpt1 DSpt2 DSpti DSCu Bi + Tính toán dòng công suất chạy trong mạng điện: Ta có: Si”= Spti + DSBi Với DSBi = S0-Bi +DSCu-Bi Si’ = S1” + DSDi1 S’Di = S”Di + DSDi S”D1 = S’D2 + S’1 S = S”D1 + DSD1 Với: S = P +jQ DS = DP + jDQ PPti = SPti.cosj QPti = SPti.sinj SPti = Kt.SđmBi Kt : là hệ số tải của máy biến áp thứ i. Trong đó: +SPti là công suất của phụ tải thứ i. +DSBi là tổn thất công suẩt trong máy biến áp thứ i. +DSBi , DSDi1 là tổn thất công suất trên máy biến áp thứ i và trên đoạn đường dây rẽ nhánh Dil +S”ilà công suất chạy vào (ở đầu) các máy biến áp Bi +S”Di là công suất ở cuối đoạn đường dây thứ i. + S’Di là công suất ở đầu đoạn đường dây thứ i. + S là công suất đầu nguồn. 3.3.2. Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới điện trung áp và hạ áp. 3.3.2.1. Lưới điện trung áp 10kV. Xét tuyến 971: a)Sơ đồ nguyên lý (sơ đồ tại hình 2.1. Chương 2). b)Sơ đồ thay thế tính toán : c) Tính toán các dòng cồng suất chạy trên các phần tử: Đây là lưới điện địa phương với cấp điện áp là 10kV nên khi tính toán ta lấy điện áp ở trên các phần tử U = Uđm = 10kV. Tính toán công suất của các phụ tải và tổn thất công suất, tổn thất điện năng trong các máy biến áp. + Phụ tải. Ta có: SPt = PPt+ jQPt SPti = Kt.SđmB(i) với Kt (i) là hệ số tải của máy biến áp thứ i. PPti = SPti.cosj QPti = SPti.sin j Máy biến áp. DSB = DPB + jDQB (kVA). DPB = DP0 + DPN()2 (kW). DQB = DQ0 + DQN()2 (kVAR). DQN = (kVAR). DQ0 = (kVAR). DAB = DP0.t + DPN()2 .t (kWh). Ví dụ: Xét trạm Hà Yên, ta có: Sđm= 180 (kVA) Kt= 0,33 cosj = 0,85 DP0= 0,45 (kW). DPN = 2,1 (kW) i0% = 1,7 UN% = 4% ị PPt =Kt. SđmB(i). cosj = 0,33.180.0,85 = 50,49 (kW). QPt=Kt.SđmB(i). sin j = 0,33.180.0,53 = 31,5 (kW). DPB = DP0 + DPN()2 = 0,45 + 2,1.(0.33)2 = 0,68 (kW). DQN = = = 7,2 (kVAR) DQ0 = = = 3,06 (kVAR). DQB = DQ0 + DQN()2 = 3,06 + 7,2.(0,33)2 = 3,85 (kVAR) DSB = DPB + jDQB = 0,68+ j3,85 (kVA). t = (0,142 + 10-4.Tmax)2.8760 = (0,142 + 10-4.3500)2.8760 = 1968,2(h) DAB = DP0.t + DPN.()2 .t = 0,45.8760 + 2,1.(0,33)2.1968,2 =4315,23 (kWh). Tính toán tương tự ta có kết quả trong bảng sau: Tuyến 971 Số TT Tên trạm Điện áp S đặt (kVA) Kt Cosw PPt (kW) QPt (kVAR) DPB (kW) DQB (kVAR) DAB (kWh) 1 Lũng Tạo 10/0,4 75 0,2 0,85 12,75 7,95 0,254 1,38 2129,44 2 Xưởng Chè 10/0,4 100 0,37 0,85 31,45 19,61 0,67 3,22 3419,96 3 UBX Cao Bồ 10/0,4 160 0,3 0,85 40,8 25,44 0,64 4,5 3975,01 4 Thôn Trang 10/0,4 160 0,25 0,85 34 21,2 0,57 4,29 3831,03 5 Phương Thiện 10/0,4 160 0,35 0,85 47,6 29,68 0,73 4,73 4145,12 6 Mã Tim 10/0,4 250 0,45 0,85 95,63 59,63 1,9 11,6 10879,4 7 Hà Yên 10/0,4 180 0,33 0,85 50,49 31,5 0,68 3,58 4394,84 8 Trường KT tổng hợp 10/0,4 180 0,3 0,85 45,9 28,62 0,64 3,71 4315,23 9 Hà Phương 10/0,4 630 0,5 0,85 267,75 166,95 2,61 15,93 12602,7 10 D6 10/0,4 160 0,5 0,85 68 29,68 0,37 4,73 4145,12 11 Viba 942 10/0,4 50 0,11 0,85 4,68 2,92 0,2 0,924 1640,96 12 km 8 10/0,4 100 0,6 0,85 51 31,8 1,25 4,25 3426,52 13 km 9 10/0,4 50 0,5 0,85 21,25 13,25 0,4 1,4 2040,2 14 km 10 10/0,4 50 0,55 0,85 23,4 14,6 0,44 1,51 2130,4 15 Vi ba Thanh thuỷ 10/0,4 50 0,11 0,85 4,68 2,92 0,2 0,924 1640,96 16 Thanh Thuỷ 10/0,4 100 0,5 0,85 42,5 26,5 0,96 3,37 3999,3 17 Ngoại thương 10/0,4 250 0,35 0,85 74,4 46,4 1,6 10,65 10216,43 18 Cửa khẩu 10/0,4 50 0,3 0,85 12,75 7,95 0,262 1,08 1771,67 19 Biên phòng 10/0,4 180 0,46 0,85 70,38 43,9 0,9 4,6 4820,4 20 Cơ khí 10/0,4 100 0,95 0,85 80,75 50,35 2,67 6,68 7353,45 21 Rượu 10/0,4 160 0,62 0,85 84,32 52,6 1,42 6,62 5515,4 22 Bơm S-miện 10/0,4 160 0,44 0,85 59,84 37,31 0,92 5,24 4518,36 23 Nhà máy nước 10/0,4 320 0,57 0,85 115,04 96,67 1,264 9,815 8487,1 24 Quang trung 10/0,4 180 0,72 0,85 110,16 68,7 1,54 6,8 6090,62 Bảng 3.1. Thông số vận hành của các phụ tải và MBA tuyến 971. d) Tính toán các dòng công suất, tổn thất công suất và tổn thất điện áp trên đường dây + Xét nút 13, ta có : S”13= SPT13 + DSB13= (17,4 + j46,4) + (1,6 + j10,6) = 76 +j57,05 (kVA) S”14= SPT 14+ DSB14= (12,75 + j7,95) + (0,262 +j1,08) = 13,012 + j9,03 (kVA) S’14= DSD13-1+ S”14 = (13,012 + j9,03) + = (13,012 + j9,03) + = (13,012 + j9,03) +(0,0008 +j 0,0009) = 13,0123 +j 9,0309 (kVA) DUD13-1%== = 0,0077% S”D13 = S”13 + S’14 = (76 + j57,05) + (13,012 + j9,0309) = (89,012 + 66,0809) (kVA) S’D13 =S”D13+ DSD13= (89,012 + j66,0809) + = (89,012 + j66,0809) + = (89,012 + j66,0809) + (0,0405 + j0,0473) = 89,053 + j66,128 (kVA) DUD13% = = = 0.055% + Xét đoạn 12-13, ta có: S’’D12 = S”12 + S’D13= (Spt12 + DSB12) + S’D13 = (42,5 +j26,5) +(0,96 + j3,73) + (89,053 + j66,128) = 132,513 + j96,412 (kVA) S’D12= S”D12 + DSD12 = S”D12 + = (132,513 + j96,412) + = (132,513 + j96,412) + (0,0886 + j0,103) = 132.601 + j96,515 (kVA) DUD12% = = = 0,081% + Xét đoạn 11-12, ta có: S”D11= S”11 + S’D12= (SPt11 + DSB11 ) + S’D12 = (4,68 + j2,92) + (0,2 +j0,924) + (132,601 + j96,515) = 137,163 + j98,312 S’D11= S”D11 + DSD11 = S”D11 + = (137,163 + j98,312) + = (137,163 + j98,312) + (0,094 + j0,11) = 137,257 + 98,422 (kVA) DUD11% = = = 0,083% + Xét đoạn 10-11, ta có: S”D10 = S”10 + S’D11= (SPt10 + DSB10 ) + S’D11 = (23,4 + j14,6) + (0,44 +j1,51) + (137,257+ j98,422) = 161,097 + j114,532 S’D10 = S”D10 + DSD10= S”D10+ = (161,097 + j114,532) + = (161,097 + j114,532) + (0,129 + j0,1504) = 161,226 + j114,682 (kVA) DUD10% = = = 0.097% + Xét đoạn 9-10, ta có: S”D9= S”9 + S’D10= (SPt9 + DSB9 ) + S’D10 = (21,25 +j13,25) + (0,4 + j1,4) + (161,226+ j114,682) = 182,876 + j129,332 S’D9 = S”D9 + DSD9= S”D9+ = (182,867 + j129,332) + = (182,867 + j129,332) + (0,166 + j0,1932) = 183,042 + j129,525 (kVA) DUD9% = = = 0,11% + Xét đoạn 8-9, ta có: S”D8= S”8 + S’D9= (SPt8 + DSB8 ) + S’D9 = (51 + j 31,8) + (1,25 + j4,25) + (183,042 + j129,525) = 235,292 + j165,575 S’D8= S”D8 + DSD8= S”D8+ = (235,292 + j165,575) + = (235,292 + j165,575) + (0,2732 + j0,3187) = 235,565 + j165,894 (kVA) DUD8% = = = 0,142% + Xét đoạn 7-8, ta có: S”D7= S”7 + S’D8= (SPt7 + DSB7 ) + S’D8 = (4,68 + j2,92) + (0,2 +j0,924) + (132,283 + j96,468) = 137,163 + j98,312 S’D7= S”D7 + DSD7 = S”D7 + = (137,163 + j98,312) + = (137,163 + j98,312) + (0,094 + j0,11) = 137,257 + 98,422 (kVA) DUD7% = = = 0,083% + Xét đoạn 6-7, ta có: S”D6= S”6+ S’D7= (SPt6 + DSB6 ) + S’D7 = (68 + j42,4) + (1,06 + j5,65) + (137,257 + j98,422) = 206,317 + j146,472 S’D6 = S”D6 + DSD6 = S”D6 + = (206,317 + j146,472) + = (206,317 + j 146,472) + (0,212 + j0,347) = 206,529 + j146,472 (kVA) DUD6% = = = 0,124% + Xét đoạn 5-6, ta có: S”D5= S”5+ S’D6= (SPt5 + DSB5 ) + S’D6 = (267,75 + j166,95) + (2,61 + j15,93) + (206,529 + j146,719) = 476,9 + j329,6 S’D5= S”D5+ DSD5 = S”D5 + = (476,9 + j329,6) + = (476,9 + j329,6) + (1,109 + j1,294) = 478,009 + j330,894 (kVA) DUD5% = = = 0,003% + Xét đoạn 4-5, ta có: S”D4= S”4+ S’D5= (SPt4 + DSB4 ) + S’D5 = (45,9 + j28,62) + (0,64 + j3,71) + (478,009 + j330,894) = 524,549 + j363,224 S’D4 = S”D4+ DSD4 = S”D4+ = (542,549 + j363,224) + = (542,549 + j 363,224) +(1,343 + j1,567) = 525,885 + j364,79 (kVA) DUD4% = = = 0,0032% + Xét đoạn 3-4, ta có: S”D3 = S”3+ S’D4= (SPt3 + DSB3 ) + S’D4 = (50,49 + j31,5) + (0,68 + j3,85) + (524,885 + j364,79) = 576,055 + j400,14 S’D3= S”D3+ DSD3 = S”D3+ = (576,055 + j400,14) + = (577,055 + j400,14) + (1,623 + j1,894) = 577,678 + j402,034 (kVA) DUD3% = = = 0,345% + Xét nút 20, ta có: S”21 = SPt21 + DSB21 = (155,04 + j96,67 ) +(1,268 +j9,815) = 156,304 + j106,485 S’21 = S”21 + DSD20-1 = S”21 + = (156,304 + j106,485) + = (156,304 + j106,485) + (0,118 + j0,1377) = 156,422 +j106,623 (kVA) DUD20-1% == = 0,093% S”D20 = S”20 + S’21 =SPt20 + DSB20 + S’21 = (59,84 + j37,3132) + (0,92 + j5,24) (156,422 + j106,623) = 217,182 + j149,175 S’D20 = S”D20 + DSD20= S”D20 + = (217,182 + j149,175) + = (217,182 + j149,175) + (0,2291 + j0,2673) = 217,411 + j149,442 (kVA) DUD20% = = = 0,13% + Xét nút 18, ta có: S”19 = SPt19 + DSB19= (110,16 +68,7) (1,54 +j6,8) = 111,7 + j75,5 S’D19= S”D19+ DSD19 = S”D19+ = (111,7 + j75,5) + = (111,7 + j75,5) + (0,06 + j0,082) = 111,76 + j75,582 (kVA) DUD19% = = = 0,066 % ị S”D18 = S”D19+ S’D20= (111,76 + j75,582) + (217,411 + j149,442) = 329,171 + j225,024 S’D18 = S”D18+ DSD18 = S”D18 + = (329,171 + j225,024) + = (329,171 + j225,024) +(0,525 + j0,6121) = 329,695 + j225,636 (kVA) DUD18% = = = 0,195% + Xét đoạn 17-18, ta có: S”D17 = S”18+ S’D18 = (SPt18 + DUB18 ) + S’D18 = (84,32 + j52,6) + (1,42 + j6,62) +(329,696 + j225,636) = 415,436 + j284,856 S’D17 = S”D17+ DSD17 = S”D17 + = (415,436 + j284,856) + = (415,436 + j284,856) + (0,8373 + j0,977) = 416,2733 + j285,833 (kVA) DUD17% = = = 0,247% + Xét đoạn 16-17, ta có: S”D16 = S”17+ S’D17 = (SPt17 + DUB17 ) + S’D17 = (80,75 + j50,35) + (2,67 +j6,68) + (416,2733 + j285,833) = 499,693 + j342,863 S’D16 = S”D16+ DSD16 = S”D16 + = (499,693 + j342,863) + = (499,693 + j342,863) + (1,212 + j1,414) = 500,905 + j344,276 (kVA) DUD16% = = = 0,297% + Xét đoạn 15-16, ta có: S”D15 = S”16+ S’D16 = (SPt16 + DSB16 ) + S’D16 = (70,48 + j43,9) + (0,64 + j3,71) +(500,925 + j344,276) = 571,925 + j391,886 S’D15= S”D15+ DSD15 = S”D15 + = (571,925 + j391,886) + = (571,925 + j391,886) + (1,5862 + j1,8506) = (573,511 + j393,7366) (kVA) DUD15% = = = 0,34% + Xét đoạn 14-15, ta có: S”D14 = S”15+ S’D15 = (SPt15 + DSB15 ) + S’D15 = (95,63 + j59,63) + (1,9 + j1,6) + (573,511 + j393,7366) = 671,041 + j454,967 S’D14 = S”D14+ DSD14 = S”D14 + = (671,041 + j454,967) + = (671,041 + j454,967) + (2,169 + j2,503) = 673,678 + j457,47 DUD14% = = = 0,4% + Xét nút 2, ta có: S”D2 = S’D3+ S’D14 = (577,678 + j402,034) + (673,21 +j457,47) = 1250,888 + j859,504 S’D2= S’D2+ DSD2 = S”D2+ = (1250,888 + j859,504) + = (1250,888 + j859,504) + (7,6014 + j8,8684) = 1258,5 + j868,372 (kVA) DUD2% = = = 0,749% + Xét tại nút 24, ta có: S”D26 = S”Pt26+DSPt26 = (12,45 + j7,95) + (0,245 + 1,38j) = 12,704 + j9,33 S’D25 = S”D26+ DSD24-1 = S”D26+ = (12,704 + j9,33) + = (12,704 + j9,33) + (0,0025 + j0,0038) = 12,705 + j9,3338 (kVA) DUD24-1% = = = 0,0089% ị S”D24 = S”25+ S’D25 = SPt25 + DSB25 + S’D25 = (31,43 + j19,61) + (0,67 + j3,22) + (12,7065 + j9,3338) = 44,8065 + j32,163 S’D24= S”D24+ DSD24= S”D24+ = (44,8065 + j32,163) + = (44,8065 + j32,163) + (0,01 + j0,012) = 44,8165 + j 32,175 (kVA) DUD24% = = = 0,027% + Xét đoạn 23-24, ta có: S”D23 = S”24+ S’D24 = SPt24 + DSB24 + S’D24 = (40,8 + j25,44) + (0,64 + j4,5) + (44,8165 + j32,175) = 86,256 + j62,115 S’D23 = S”D23+ DSD23= S”D23+ = (86,256 + j62,115) + = (86,256 + j62,115) + (0,0373 + j0,044) = 86,2933 + j62,159 (kVA) DUD23% = = = 0,0524% + Xét đoạn 22-23, ta có: S”D22 = S”23+ S’D23 = SPt23 + DSB23 + S’D23 = (47,6 + j29,68) + (0,37 + j4,73) + (86,2933 + j62,159) = 134,2633 + j96,569 S’D22 = S”D22+ DSD22= S”D22+ = (134,2633 + j96,569) + = (134,2633 + j96,569) + (0,09 + j0,105) = 134,3533 + j96,674 (kVA) DUD22% = = = 0,082% + Xét đoạn 22-21, ta có: S”D21 = S”22+ S’D22 = SPt22 + DSB22 + S’D22 = (34 + j21,2) + (0,57 + j4,29) + (134,3533 + j96,674) = 168,923 + j122,164 S’D21 = S”D21+ DSD21= S”D21+ = (168,923 + j122,164) + = (168,923 + j122,164) + (0,435 + j0,507) = 169,358 + j122,671 (kVA) DUD21% = = = 0,103% + Xét tại nút 1, ta có: S”D1 = S’D21+ S’D2 = (169,358 + j122,671) + (1258,5 + j868,327) = 1427,858 + j990,998 S’D1 = S”D1+ DSD1 = S”D1+ = (1427,858 + j990,998) + = (1427,858 + j990,998) + (9,969 + j11,631) = 1437,872 + j1002,63 (kVA) DUD1% = = = 0,861% + Xét tại nút 0, ta có: S0 = S’D1 = S971= 1437,872 + j1002,63 (kVA) = 30,062 + j34,907 (kVA) 30,062 + 23,09 = 53,152 (kW) = = = = (0,124 + 10-4.Tmax)2.8760 = (0,124 + 10-4.3500)2.8760 = .1968,2 = = 30. 1968,2 = 59046 (kWh) = + = 59046 + 117489,66 = 176535,66 (kWh) A= P.T= 1437,872 . 3500 = 5032552 (kWh) = % ; (kV) Tính toán tương tự cho các tuyến 973 và 975 ta có bảng tổn thất công suất, tổn thất điện năng và tổn thất điện áp trên các tuyến. Bảng 3-2. Bảng chỉ tiêu kỹ thuật lưới điện trung áp Tuyến Tổn thất công suất Tổn thất điện năng Tổng thất điện áp (kW) (kWh) (kV) 971 53,152 3,696 176535,66 3,51 0,478 4,78 973 64,863 4,372 345634,58 4,25 0,511 5,11 975 97,576 5,163 785409,87 4,75 0,647 6,47 c) Kết luận: Ta nhận thấy lưới điện trung áp (10kV) cấp điện cho khu vực Thị xã Hà giang còn nhiều vấn đề, tổn thất công suất ở một số đoạn đường dây còn rất lớn, đặc biệt là các đoạn đầu của các xuất tuyến, tổn thất điện năng và tổn thất điện áp cao do đường dây cũ nát , chắp vá. lưới chủ yếu là hình tia, không có liên hệ dự phòng, độ tin cậy cung cấp điện chưa đảm bảo. Các trạm biến áp biến áp phân phối thường xuyên vận hành non tải nên hiệu quả kinh tế chưa cao. Do đó việc cải tạo lưới 10kV của Thị xã Hà giang thành 22kV cần phải tiến hành triển khai sớm để đảm bảo an toàn cung cấp điện cho khu vực thị xã khi phụ tải tăng trong những năm tới. 3.3.2.2. Lưới hạ áp 0,4kV. Ta nhận thấy hệ thống lưới điện hạ áp của Thị xã Hà giang rất phức tạp, với một khối lượng lớn. Để tính toán, đánh giá toàn bộ lưới điện hạ áp là một việc hết sức nặng nề. Trong phạm vi đồ án tốt nghiệp này chỉ trình bày phương pháp tính toán và tính toán cụ thể lưới điện hạ áp thuộc 3 trạm biến áp. Từ đó khái quát được những chỉ tiêu cơ bản của hệ thống lưới điện hạ áp. Chọn 3 trạm biến áp sau: + Trạm biến áp Yên Biên, TBA Lê Hồng Phong thộc tuyến 975 + Trạm biến áp Hà yên thuộc tuyến 971 * Xét trạm biến áp Hà yên . + Ta có sơ đồ nguyên lý sau: Sn1 0 1 S’n1 Sn1 3 S’2-3 S2-3 4 S’3-4 S3-4 6 S’4-6 S4-6 2 S’1-2 S1-2 S’4-5 S4-5 5 S5 S3 S2 Sn2 1 S’n2 Sn2 Z0-1 2 S’1-2 S1-2 Z0-12 4 S’2-4 S2-4 Z0-24 10 S’4-10 S4-10 Z4-10 11 S’10-11 S10-11 Z10-11 12 S’11-12 S11-12 Z11-12 14 S’13-14 S13-14 Z13-14 15 S’14-15 S14-15 Z14-15 16 S’15-16 S15-16 Z15-16 6 S’5-6 S5 Z5-6 7 S’6-7 S67 Z6-7 8 S’7-8 S78 Z7-8 Z0-23 3 Z4-13 13 Z4-5 5 Z8-9 9 S1 S2 S4-13 S’2-3 S3 S2-3 S’4-13 S13 S4 S14 S15 S16 S5 S4-5 S’4-5 S10 S12 S11 S8 S6 S7 S’8-9 S8-9 Z0-1 Z1-2 Z2-3 Z3-4 S1 S9 Sơ đồ thay thế tính toán trạm Hà Yên Ta có: Sn = n.m.Sc.tơ Trong đó: - n là số công tơ tại mỗi nút. - m là hệ số sử dụng đồng thời của các công tơ, m= 0,8. - Sc.tơ là công suất của mỗi công tơ Sc.tơ= 4,48(kVA) ta lấy Sc.tơ= 4,48(kVA). Tra sổ tay kỹ thuật và tiến hành tính toán ta có bảng kết quả thông số của các nút phụ tải và thông số kỹ thuật của các đoạn đường dây lưới hạ áp thộc trạm biến áp Hà Yên như sau: Nhánh 1 Thông số nút phụ tải Thông số đường dây Nút Số công tơ Tổng c.suất Đoạn đ.dây Loại dây C.dài (km) r0 (km) x0 (km) R () X () 1pha 3pha P(kW) Q(kVA) 1 0 0 0 0 0-1 ALUS 4´95 0,011 0,35 0,06 0,0039 0,0007 2 1 0 3,893 2,413 1-2 ALUS 4´95 0,014 0,35 0,06 0,0049 0,0008 3 1 0 3,893 2,413 2-3 ALUS 4´95 0,019 0,35 0,06 0,0067 0,0011 4 1 0 3,893 2,413 3-4 ALUS 4´95 0,031 0,35 0,06 0,0109 0,0019 5 3 0 11,679 7,239 4-5 ALUS 4´95 0,028 0,35 0,06 0,0098 0,0017 6 1 0 3,893 2.413 4-6 ALUS 4´95 0,040 0,35 0,06 0,0140 0,0024 Nhánh 2 1 2 0 7,786 4,826 0-1 ALUS 4´95 0,022 0,35 0,06 0,0077 0,0013 2 1 0 3,893 2,413 1-2 ALUS 4´95 0,032 0,35 0,06 0,0112 0,0019 3 1 0 3,893 2,413 2-3 ALUS 4´95 0,008 0,35 0,06 0,0028 0,0005 4 3 0 11,697 7,239 3-4 ALUS 4´95 0,025 0,35 0,06 0,0088 0,0015 5 1 0 3,893 2,413 4-5 ALUS 4´95 0,018 0,35 0,06 0,0063 0,0011 6 1 0 3,893 2,413 5-6 ALUS 4´95 0,044 0,35 0,06 0,0154 0,0026 7 5 0 19,465 12,065 6-7 ALUS 4´95 0,038 0,35 0,06 0,0133 0,0023 8 4 0 15,572 9,652 7-8 ALUS 4´95 0,039 0,35 0,06 0,0137 0,0023 9 1 0 3,893 2,413 8-9 ALUS 4´95 0,041 0,35 0,06 0,0144 0,0025 10 2 0 7,786 4,826 4-10 ALUS 4´95 0,017 0,35 0,06 0,0060 0,0010 11 6 0 23,898 14,478 10-11 ALUS 4´95 0,015 0,35 0,06 0,0053 0,0009 12 3 0 11,679 7,239 11-12 ALUS 4´95 0,020 0,35 0,06 0,0070 0,0012 13 1 0 3,893 2,413 4-13 ALUS 4´95 0,039 0,35 0,06 0,0137 0,0023 14 2 0 7,786 4,826 13-14 ALUS 4´95 0,041 0,35 0,06 0,0144 0,0025 15 1 0 3,893 2,413 14-15 ALUS 4´95 0,039 0,35 0,06 0,0137 0,0023 16 1 0 3,893 2,413 15-16 ALUS 4´95 0,042 0,35 0,06 0,0147 0,0025 Bảng 3.3. Thông số phụ tải của các nút và thông số kỹ thuật của các đoạn đườngdây. * Tính toán các dòng công suất, tổn thất công suất, tổn thất điện năng và tổn thất điện áp. * Xét nhánh 1, ta có: + Xét đoạn 4-6, ta có: S’4-6= S6 = 3,893 + j2,413 (kVA) S4- 6 = S’4-6+ = S’4-6+ S4-6= S’4-6+ = (3,893 + j2,413) + = (3,893 + j2,413) + (0,0018 +j0,0004) =(3,8951 +j2,4134) (kVA) = 0,0377% + Xét đoạn 4-5, ta có: S’4-5= S5=(11,679 + j7,239) (kVA) S4-5= S’4-5+ = S’4-5+ (kVA) = (11,679 + j7,239) + = (11,679 + j7,239) + (0,0116 +j0,0020) =11,6906 + j7,241 (kVA) = 0,0792% + Xét đoạn 3-4, ta có: S’3-4= S4+ S4-6 + S4-5= (3,893 + j2,413) + (3,8951 +j2,4134) + (11,6906 + j7,241) = 19,4784 + j12,0673 (kVA) S3-4 = S’3-4+ = S’3-4+ (kVA) = (19,4784 + j12,0673) + = (19,4784 + j12,0673) + (0,0356 + j0,0061) =19,5140 + j12,0734 (kVA) = 0,146% + Xét đoạn 2-3, ta có: S’2-3= S3 + jS3-4 = (3,893 + j2,413) + (19,5140 + j12,0734) = 23,4070 + j14,4864 (kVA) S2-3 = S’2-3+ = S’2-3+ (kVA) = (23,4070 + j14,4864) + = (23,4070 + j14,4864) + (0,0315+ j0,0054) = 23,4385+ j14,4918 (kVA) = 0,067% + Xét đoạn 1-2, ta có: S’1-2= S2 + S2-3= (3,893 + j2,413) + (23,4385+ j14,4918) (kVA) = 27,3315+ j16,9048 (kVA) S1-2 = S’1-2+ = S’1-2+ (kVA) = (27,3315+ j16,9048) + = (27,3315+ j16,9048) + (0,0316 + j0,0054) = 27,3631 + j16,9102(kVA) = 0,093% + Xét đoạn 0-1, ta có: S’0-1= S1 + S1-2= 0 + (27,3631 + j16,9102) (kVA) = 27,3631 + j16,9102 (kVA) Sn1= S’0-1+ = S’0-1+ (kVA) = (27,3631 + j16,9102) + = (27,3631 + j16,9102) + (0,02494 + j0,0043) = 27,3880 + j16,9145 (kVA) = 0,073% + Xét nhánh 2, ta có: + Xét nhánh có phụ tải từ 4đ9 + Xét đoạn 8-9, ta có: S’8-9= S9= (3,893 + j2,413) (kVA) S8-9 = S’8-9 + = S’8-9+ = (3,893 + j2,413) + = (3,893 + j2,413) + (0,0447 + j0,0003) = 3,8949 + j2,4133 (kVA) = 0,037% + Xét đoạn 7-8, ta có: S’7-8= S8 + S8-9 =(15,572 +j9,652) + (3,8949 + j2,4133) = 19,4669 + j12,0653 (kVA) S7-8= S’7-8+ = S’1-2+ (kVA) = (19,4669 + j12,0653) + = (19,4669 + j12,0653) + (0,0447 + j0,0077) = 19,5116 + j12,073 (kVA) = 0,184% + Xét đoạn 6-7, ta có: S’6-7 = S/ + S7-8 = (19,465 + j12,065) + (19,5116 + j12,073) = 38,9766 + j24,138 (kVA) S6-7 = S’6-7+ = S’6-7+ (kVA) = (38,9766 + j24,138) + = (38,9766 + j24,138) + (0,01747 + j0,03) = 39,1513 + j24,1679 (kVA) = 0,36% + Xét đoạn 5-6, ta có: S’5-6 = S6 + S5-6= (3,893 +j2,413) + (39,1513 + j24,1679) = 43,0443 + j26,5809 (kVA) S5-6 = S’5-6+ = S’5-6+ (kVA) = (43,0443 + j26,5809) + = (43,0443 + j26,5809) + (0,1354 + j0,0421) = 43,2907 + j26,6232 (kVA) = 0,4606% + Xét đoạn 4-5, ta có: S’4-5= S5 + S5-6=(3,893 +j2,413) + (43,2907 + j26,6232) (kVA) = 47,1837 + j29,0362 (kVA) S4-5 = S’4-5+ = S’4-5+ (kVA) = (47,1837 + j29,0362) + = (47,1837 + j29,0362) + (0,1209 +j0,0422) = 47,3045 + j29,0569 (kVA) = 0,206% (kVA) + Xét nhánh có các phụ tải từ 4đ12 + Xét đoạn 11-12, ta có: S’11-12= S12 =(11,679 +j7,239) (kVA) S11-12 = S’11-12+ = S’11-12+ (kVA) = (11,679 +j7,239) + = (11,679 +j7,239) + (0,0083 + j0,0014) = (11,6873 + j7,2404) (kVA) = 0,057% + Xét đoạn 10-11, ta có: S’10-11= S11 + S11-12 = (23,898 + j14,478) + (11,6873 + j7,2404) = 35,5853 + j 21,7184 (kVA) S10-11 = S’10-11+ = S’10-11+ (kVA) = (35,5853 + j 21,7184) + = (35,5853 + j 21,7184) + (0,0570 + j0,00098) = (35,6423 + j21,7282) (kVA) = 0,129% + Xét đoạn 4-10, ta có: S’4-10 = S10 + S10-11= (23,898 +j14,478) + (35,6423 + j21,7282) (kVA) = 59,55403 + j36,2062 (kVA) S4-10 = S’4-10+ = S’4-10+ (kVA) = (59,55403 + j36,2062) + = (59,55403 + j36,2062) + (0,1806 + j0,031) = (59,7209+ j36,2371) (kVA) = 0,245% + Xét nhánh có các phụ tải từ 4đ16 + Xét đoạn 15-16, ta có: S’15-16 = S16 =(11,679 +j7,239) (kVA) S15-16 = S’15-16+ = S’15-16+ (kVA) = (11,679 +j7,239) + = (11,679 +j7,239) + (0,0173 + j0,003) = (11,6963 + j7,242) (kVA) = 0,119% + Xét đoạn 14-15, ta có: S’14-15 = S14 + S15-16=(3,893 +j2,413) + (11,6963 + j7,242) (kVA) = 15,5893 + j9,6550 (kVA) S14-15 = S’14-15+ = S’14-15+ (kVA) = (15,5893 + j9,6550) + = (15,5893 + j9,6550) + (0,0287 + j0,0049) = 15,618 + j9,6599 (kVA) = 0,147% + Xét đoạn 13-14, ta có: S’13-14= S14 +S 14-15= (7,768 +j4,826) +(15,618 + j9,6599 ) (kVA) = 23,40 + j16,9105 (kVA) S13-14 = S’13-14+ = S’13-14+ (kVA) = (23,40 + j16,9105 ) + = (23,40 + j16,9105) + (0,0679+ j0,0116) = 23,472+ j14,4975 (kVA) = 0, 233% + Xét đoạn 4-13, ta có: S’4-13= S13 +S 13-14 =(3,893 + j2,413) + (23,472+ j14,4975) (kVA) = 27,365 + j16,9105 (kVA) S4-13 = S’4-13+ = S’4-13+ (kVA) = (27,365 + j16,9105) + = (27,365 + j16,9105) + (0,0883+ j0,0151) = (27,4533 + j16,9257) (kVA) = 0, 259% + Xét đoạn 2-4, ta có: S’2-4 = S4 + S4-5 + S4-10 + S4-13 = (11,679 + j7,239) + (47,3045 + j29,00569) + (59,7209 + j36,2371) + (27,4533 + j16,9257) = 146,158 + j89,459 (kVA) S2-4 = S’2-4+ = S’2-4+ (kVA) = (146,158 + j89,459) + = (146,158 + j89,459) + (1,6059 + j0,2753) = (147,7636+ j89,7340) (kVA) = 0, 892% + Xét đoạn 2-3, ta có: S’2-3= S1 = 3,893 + j2,413 (kVA) S2-3= S’2-3+ = S’2-3+ (kVA) = (3,893 + j2,413) + = (3,893 + j2,413) + (0,0002+ j0,0001) = (3,8932 + j2,4131) (kVA) = 0, 008% + Xét đoạn 1-2, ta có: S’12= S2+ S2-3+S2-4 = (3,893 + j2,413) + (3,9834+ j2,4131) + (147,7636 + j89,7340) (kVA) = 155,5499 + j94,5601 (kVA) S1-2 = S’1-2+ = S’1-2+ (kVA) = (155,5499 + j94,5601) + = (155,5499 + j94,5601) + (2,3196 + j0,3976) = (157,8695+ j94,9577) (kVA) = 1,219 + Xét đoạn 0-1, ta có: S’0-1= S1+ S1-2 = (7,786 + j4,826) + (157,8695 + j99,7837) = 165,6555 + j99,7837 (kVA) Sn-2= S0-1= S’0-1+ = S’0-1+ = (165,6555 + j99,7837) + = (165,6555 + j99,7837) + (1,7998 + j0,3085) = (167,455+ j100,0923) (kVA) = 0,889% Ta có công suất tổng của mạng hạ áp của trạm biến áp Lê Hồng Phong: S = Sn1 + Sn2 = (27,3880 + j16,9145 + j26,9117) + (167,4554+ j100,0923) = 194,8434 + j117,0068 (kVA) (kVA) = 6,8994 (kW) = = 6,8994.1968,2 =13578,61 (kWh) A== 194,8434.3500 = 681951,9 (kWh) ==.100 = 1,991% Tổn thất ta lấy trên nhánh 2 đoạn đường dây từ 0-9. 4,248% 0,017 (kV) Tính toán tương tự ta có bảng tổn thất công suất, tổn thất điện năng và tổn thất điện áp của các lưới hạ áp của các trạm như sau: Trạm Tổn thất công suất Tổn thất điện năng Tổn thất điện áp (kW) % (kWh) Lê Hồng Phong 6,899 3,541 13578,61 1,991 0,017 4,248 Xã Ngọc Đường 11,729 6,258 23058,02 3,519 0,028 6,686 Hà Yên 7,927 3,701 15601,91 2,081 0,018 4,413 Bảng 3.3 . Bảng kết quả tổn thất công suất, điện năng và điện áp của lưới điện hạ áp + Kết luận: Qua kết quả tính toán chỉ tiêu kỹ thuật lưới điện hạ áp thuộc 3 trạm biến áp của tuyến 971 và 975. Ta thấy lưới điện hạ áp của thị xã còn nhiều vấn đề cần khắc phục. Đó là tổn thất công suất , tổn thất điện năng và tổn thất điện áp còn cao. Lưới điện hạ thế phát triển không theo qui hoạch, đường dây kéo dài, tiết diện nhỏ, lắp đặt chắp vá gây tổn thất lớn. Một số nơi công tơ được đặt trong hộp tôn hoặc hộp gỗ, cột điện là cột gỗ không đảm bảo an toàn, dễ xảy ra sự cố. Xuất phát từ những lý do trên, cần có dự án quy hoạch, cải tạo lưới điện trung áp và hạ áp của Thị xã Hà giang để đảm bảo chất lượng điện năng. CHƯƠNG 4 Dự BáO PHụ TảI 4.1. Đặt vấn đề Dự báo sự phát triển của phụ tải điện trong tương lai là một nhiệm vụ rất quan trọng của người lập quy hoạch và thiết kế cung cấp điện. Cùng sự tăng trưởng cà sự phát của nền kinh tế quốc dân thì nhu cầu điện năng ngày càng tăng cao. Vì vậy dự báo phụ tải là một bộ phận của dự báo phát triển nền kinh tế và khoa học kỹ thuật Nếu dự báo phụ tải điện quá thừa so với nhu cầu thì dẫn đến việc huy động vốn đầu tư lớn để xây dựng nhiều nguồn phát điện, nhưng thực tế không dùng hết công suất của chúng do đó gây ra lãng phí. Nếu dự báo phụ tải điện quá nhỏ so với nhu cầu thực tế thì dẫn đến tình trạng thiếu nguồn điện, ảnh hưởng đến tốc độ phát triển của nền kinh tế quốc dân. Thông thườngcó ba loại dự báo chủ yếu: Dự báo tầm ngắn khoảng 1 - 2 năm, dựbáo tầm vừa khoảng 3 – 10 năm, dự báo tầm xa khoảng 10 – 20 năm hoặc có thể dài hơn. Các dự báo tầm ngắn sai số cho phép khoảng 5 – 10%, tầm vừa sai số cho phép khoảng 10 – 20%. 4.2. Giới thiệu sơ lược một số phương pháp dự báo phụ tải điện 4.2.1. Phương pháp tính trực tiếp. Phương pháp này dựa trên kế hoạch của nền kinh tế quốc dân để tính nhu cầu điện năng. Nhu cầu điện năng được xác định theo biểu thức sau: A = Ang.DS (kWh) Hoặc A = Ahộ.H (kWh) Trong đó: + A là nhu cầu điện năng của khu vực cần tính toán (kWh) + Ang là điện năng tiêu thụ tính theo đầu người (kWh) + Ahộ là điện năng tiêu thụ tính theo hộ dân cư (kWh) + DS là dân số của khu vực phụ tải điện (người) + H là số hộ dân có trong khu vực dự báo phụ tải điện (hộ) Ang và Ahộ có thể tra trong sổ tay thiết kế hoặ tính trực tiép từ các số liệu điều tra và thống kê tình hình sử dụng điện năng của khu vực. Ang= Ahộ= Trong đó: Aồ = Với Ai là điện năng sử dụng của loại hộ phụ tải thứ i. Aồ = Với Aịj là điện năng sử dung của hộ phụ tải thứ j thuộc loại hộ phụ tải thứ i. Đối với phương pháp này đòi hỏi phải có một quá trình điều tra tỉ mỉ, số lượng phiếu điều tra phải đủ lớn để giảm bớt sai số khi tính toán. 4.2.2. Phương Pháp ngoại suy theo chuỗi thời gian Phương pháp này dựa vào sự diễn biến của phụ tải trong những năm quá khứ tương đối ổn định, tìm ra quy luật phát triển cuả nó, từ đó làm cơ sở cho việc dư báo trong tương lai. Ta nhận thấy phương pháp này cho kết quả chính xác khi các điều kiện quá khứ phát triển ổn định và không có những biến động lớn trong tương lai. Trong thực tế thường sử dụng mô hình hàm mũ và hàm đa thức để xác định nhu cầu điện năng. Mô hình hàm mũ: At = A0.(1 + a)t (kWh) Trong đó: + A0 đặc trưng cho lượng điện năng tiêu thụ của năm được chọn lam mốc. + a đặc trưng cho tốc độ tăng trưởng bình quân năm. + t là thời gian dự báo tính từ năm gốc. Để xác định được các hệ số, dặt (1 + a) = C. Ta có thể viết biểu thức (4.1) dưới dạng: At = A0.Ct (4.2) LogAt = lgA0 + t.logC Đặt y = logAt a = logA0 b = logC Khi đó biểu thức (4.2) được viết lại là: Y = a + b.t (4.3) Các hệ số a, b trong (4.3) được xác định bằng phương pháp bình phương cực tiểu, từ đó tìm được A0 và a. Mô hình dạng tuyến tính: At = a0 + at.t (kWh) (4.4) Trong đó: + At là điện năng tiêu thụ ở năm thứ t. + a0, at là các hệ số (có thể xác định băng phương pháp bình phương cực tiểu) *Mô hình dạng Parabol: At = a.t2 + b.t + c (kWh) (4.5) Trong đó: + At là điện năng tiêu thụ của năm thứ t. + a, b, c là các số (có thể xác định bằng phương pháp bình phương cực tiểu). Bằng kinh nghiệm, người làm công tác dự báo có thể chọn mô hình thích hợp với đối tượng dự báo trên cơ sở quan sát đã có. Khi chọn sai mô hình sẽ ảnh hưởng tới mức độ sai số ở kết quả dự báo. Để nhận được kết quả khách quan có thể càn thiết phải tiến hành dự báo theo tất cả các mô hình đã trình bầy, qua đánh giá sai số sẽ cho phép lưạ chọn mô hình hợp lý nhất. 4.2.3. Phương pháp tương quan Phương pháp này thực chất là xác định mối tương quan giữa nhu cầu điện năng với các tham số kinh tế của nền kinh tế quốc dân như: tổng giá trị sản lượng công nghiệp, tổng giá trị sản lượng kinh tế quốc dân v.v.. Dựa trên mối tương quan đã được xác định và dự báo về phát triển kinh tế mà chúng dự báo về nhu cầu điện năng. 4.2.4. Phương pháp so sánh đối chiếu. Nội dung của phương pháp này là so sánh đối chiếu nhu cầu phát triển điện năng của các nước có hoàn cảnh tương._. đó ta phân chia khu vực phụ tải (thay đổi cấu trúc lưới hạ áp) và đặt thêm một hoặc nhiều máy biến áp có dung lượng là 180 kVA. Căn cứ vào thời điểm và dung lượng công suất bị quá tải ta có bảng dung lượng công suất cải tạo và thời điểm cải tạo như sau : TT Tên trạm Công suất của các phụ tải giai đoạn 2003á2010 Sđặt kVA Năm 2003 Năm 2004 Năm 2005 Năm 2006 Năm 2007 Năm 2008 Năm 2009 Năm 2010 Tuyến –971 1 Mã Tim 250 2x180 2 Hà Phương 630 (+630) 3 D6 160 2x180 4 km 8 100 180 5 km 9 50 180 6 km 10 50 180 7 Thanh Thuỷ 100 180 8 Biên phòng 180 2x180 9 Cơ khí 160 2x180 10 Rượu 160 2x180 11 Bơm S-miện 160 2x180 12 Nhà máynước 320 2x180 13 Quang trung 180 180 180 Tuyến -973 1 Hà Dương 180 2x180 2 Cổngthành 250 2x180 180 3 Sở Giao thông 100 180 4 Đên mẫu 320 3x180 5 Bưu Điện 320 2x180 180 6 UBND tỉnh 180 2x180 7 Kiểm lâm 160 2x180 8 Tài Chính 180 2x180 9 Bảo Việt 400 2x180 Bảo việt 2 2x180 10 T T Thị Xã 630 (+630) 11 Xăng Minh Khai 180 2x180 12 Kế hoạch 240 3x180 13 Truyền hình 250 2x180 14 Tổ 20 Trần Phú 250 2x180 15 Chợ thị xã 160 2x180 Tuyến – 975 1 Vật tư 180 2x180 2 Sư phạm 240 3x180 3 Khí tượng 240 2x180 4 Cầu phát 320 2x180 Cầu phát 2 180 5 Sao mai 180 2x180 6 Lê Hồng Phong 180 2x180 7 Bảo hiểm 180 2x180 8 C10 240 2x180 9 Yên Biên 320 2x180 10 Lắp ghép 320 3x180 11 Trường Đảng 180 2x180 12 Vi Sinh 250 2x180 13 Trại giam 180 2x180 14 Hậu Cần 100 180 15 Ngọc Đường 180 2x180 16 Xi măng I 1000 (+1000) 17 Xi măng II 750 (+800) 18 Gạcn Tuy nen 560 (+560) 19 Tùng tạo 240 2x180 Bảng 6.9.Dung lượng công suất và thời điểm cải tạo các máy biến áp. Ghi chú : Những số trong ngoặc đơn là những trạm chỉ cung cấp cho một hộ phụ tải. Sau khi cải tạo ta có hệ số tải của các máy biến áp như sau : TT Tên trạm Hệ số tải của các TBA giai đoạn 2003á2010 Sđặt-2002 kVA Năm 2003 Năm 2004 Năm 2005 Năm 2006 Năm 2007 Năm 2008 Năm 2009 Năm 2010 Tuyến- 971 1 Mã Tim 250 0,501 0,558 0,621 0,691 0,769 0,856 0,468 0,502 2 Hà Phương 630 0,557 0,620 0,690 0,768 0,855 0,453 0,532 0,602 3 D6 160 0,557 0,620 0,690 0,768 0,855 0, 529 0,575 0,64 4 km 8 100 0,668 0,744 0,828 0,602 0,634 0,71 0,802 0,842 5 km 9 50 0,557 0,620 0,690 0,768 0,855 0,486 0,576 0,614 6 km 10 50 0,612 0,682 0,759 0,845 0,940 0,489 0,563 0,654 7 Thanh Thuỷ 100 0,557 0,620 0,690 0,768 0,855 0,602 0,662 0,736 8 Biên phòng 180 0,512 0,570 0,635 0,706 0,786 0,875 0,533 0,598 9 Cơ khí 180 0,058 0,177 0,311 0,459 0,462 0,50 0,572 0,612 10 Rượu 160 0,690 0,768 0,855 0,609 0,678 0,725 0,784 0,854 11 Bơm S-miện 160 0,490 0,545 0,607 0,676 0,752 0,837 0,573 0,604 12 Nhà máy nước 320 0,635 0,706 0,786 0,875 0,571 0,614 0,702 0,79 13 Quang trung 180 0,802 0,892 0,527 0,602 0,692 0,741 0,807 0,915 Tuyến – 973 1 Hà Dương 180 0,590 0,657 0,731 0,814 0,476 0,517 0,584 0,665 2 Cổng thành 250 0,746 0,830 0,924 0,426 0,482 0,565 0,684 0,703 3 Sở Giao thông 320 0,501 0,558 0,621 0,691 0,769 0,856 0,595 0,663 4 Đên mẫu 250 0,568 0,632 0,704 0,783 0,872 0,621 0,691 0,769 5 Bưu Điện 320 0,646 0,719 0,800 0,891 0,661 0,735 0,819 0,911 6 UBND tỉnh 320 0,501 0,558 0,621 0,691 0,769 0,856 0,536 0,596 7 Kiểm lâm 180 0,623 0,694 0,773 0,860 0,478 0,532 0,593 0,660 8 Tài Chính 320 0,512 0,570 0,635 0,706 0,786 0,875 0,548 0,610 9 Bảo Việt 100 0,690 0,768 0,855 0,528 0,588 0,655 0,729 0,812 10 TT Thị Xã 180 0,735 0,818 0,455 0,506 0,564 0,627 0,699 0,778 11 Xăng Minh Khai 180 0,712 0,793 0,883 0,552 0,615 0,685 0,763 0,848 12 Kế hoạch 240 0,802 0,892 0,442 0,491 0,546 0,601 0,674 0,731 13 Truyền hình 250 0,646 0,719 0,8 0,891 0,453 0,502 0,584 0,743 14 Tổ 20 Trần Phú 250 0,579 0,644 0,717 0,799 0,889 0,673 0,741 0,858 15 Chợ thị xã 160 0,534 0,595 0,662 0,737 0,821 0,584 0,651 0,724 Tuyến –975 1 Vật tư 180 0,534 0,595 0,662 0,737 0,821 0,426 0,592 0,642 2 Sư phạm 240 0,712 0,793 0,883 0,402 0,466 0,501 0,572 0,607 3 Khí tượng 240 0,662 0,737 0,832 0,425 0,531 0,584 0,653 0,701 4 Cầu phát 320 0,6679 0,743 0,827 0,412 0,455 0,532 0,579 0,647 5 Sao mai 180 0,656 0,731 0,813 0,541 0,586 0,642 0,703 0,762 6 Lê Hồng Phong 180 0,534 0,594 0,662 0,737 0,820 0,461 0,576 0,661 7 Bảo hiểm 180 0,568 0,632 0,704 0,783 0,872 0,501 0,591 0,652 8 C10 240 0,690 0,768 0,855 0,465 0,542 0,586 0,634 0,705 9 Yên Biên 320 0,646 0,719 0,800 0,891 0,642 0,687 0,724 0,785 10 Lắp ghép 320 0,779 0,867 0,543 0,588 0,635 0,686 0,764 0,802 11 Trường Đảng 180 0,634 0,706 0,786 0,875 0,569 0,601 0,692 0,754 12 Vi Sinh 250 0,534 0,595 0,662 0,737 0,821 0,582 0,624 0,692 13 Trại giam 180 0,512 0,57 0,635 0,706 0,786 0,875 0,573 0,606 14 Hậu Cần 100 0,512 0,570 0,635 0,706 0,786 0,875 0,563 0,603 15 NgọcĐường 240 0,601 0,669 0,745 0,829 0,561 0,632 0,681 0,752 16 Xi măng I 1000 0,868 0,967 0,495 0,537 0,639 0,701 0,783 0,814 17 Xi măng II 750 0,779 0,867 0,4 0,462 0,573 0,632 0,768 0,825 18 Gạcn Tuy nen 560 0,545 0,607 0,676 0,752 0,838 0,593 0,642 0,7 19 Tùng tạo 240 0,534 0,595 0,662 0,737 0,821 0,481 0,503 0,587 Bảng 6.10. Hệ số tải của các Máy biến áp sau cải tạo. 6.3.2.2. Cải tạo đường dây trung áp. Cho đến năm 2010 ta tiến hành nâng cấp điện áp lưới trung áp của Thị xã Hà Giang lên 22/0,4 kV. Sau khi cải tạo ta có sơ đồ nguyên lý của các lộ như sau : Ghi chú : TBA sau cải tạo TBA trước cải tạo TBA xây dựng mới 6.3.2.3. Đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật lưới điện trung áp theo phương án II. d) Tính toán các dòng công suất, tổn thất công suất và tổn thất điện áp trên đường dây + Xét nút 13, ta có : S”13= SPT13 + DSB13= (17,4 + j46,4) + (1,6 + j10,6) = 76 +j57,05 (kVA) S”14= SPT 14+ DSB14= (12,75 + j7,95) + (0,262 +j1,08) = 13,012 + j9,03 (kVA) S’14= DSD13-1+ S”14 = (13,012 + j9,03) + = (13,012 + j9,03) + = (13,012 + j9,03) +(0,0002 +j0,0002) = 13,0123 +j9,0309 (kVA) DUD13-1% = == 0,0017% S”D13= S”13 + S’14 = (76 + j57,05) + (13,012 + j9,0309) = (89,012 + 66,0809) (kVA) S’D13 = S”D13 + DSD13 = (89,012 + j66,081) + = (89,012 + j66,0809) + = (89,012 + j66,0809) + (0,0405 + j0,0473) = 89,053 + j66,128 (kVA) DUD13% = = = 0,011% + Xét đoạn 12-13, ta có: S”12 + S’D13= (Spt12 + DSB12) + S’D13 = (70,64 +j43,884) +(0,972 + j5,430) + (89,053 + j66,128) = 161, 006+ j115,451 S’D12= S”D12 + DSD12 = S”D12 + = (161, 006+ j115,451) + = (161, 006+ j115,451) + (0,066 + j0,081) = 161,072+ j115,532 (kVA) DUD12% = = = 0,051% + Xét đoạn 11-12, ta có : S”D11= S”11 + S’D12= (SPt11 + DSB11 ) + S’D12 = (4,68 + j2,92) + (0,2 +j0,924) + (161,072+ j115,532) = 165,952+ j119,376 S’D11 = S”D11 + DSD11 = S”D11 + = (165,952+ j119,376) + = (165,952+ j119,376) + (0,075 + j0,087) = 166,027+ 119,463 (kVA) DUD11% = = = 0,052% + Xét đoạn 10-11, ta có: S”D10 = S”10 + S’D11= (SPt10 + DSB10 ) + S’D11 = (42,671+ j26,291) + (2,308 +j7,026) + (166,027+ 119,463) = 211,006 + j152,78 S’D10 = S”D10 + DSD10= S”D10+ = (211,006 + j152,78) + = (211,006 + j152,78) + (0,05 + j0,053) = 211,056 + j152,833 (kVA) DUD10% = = = 0,025% + Xét đoạn 9-10, ta có:(km9) S”D9 = S”9 + S’D10= (SPt9 + DSB9 ) + S’D10 = (29,55 +j18,04) + (0,72 + j1,61) + (211,056 + j152,833) = 241,326 + j172,483 S’D9 = S”D9 + DSD9= S”D9+ = (241,326 + j172,483) + = (241,326 + j172,483) + (0,052 + j0,07) = 241,378 + j172,553 (kVA) DUD9% = = = 0,029% + Xét đoạn 8-9, ta có : S”D8 = S”8 + S’D9= (SPt8 + DSB8 ) + S’D9 = (79,165+ j 49,371) + (2,41+ j7,54) + (241,378 + j172,553) = 322,953 + j229,464 S’D8 = S”D8 + DSD8= S”D8+ = (322,953 + j229,464) + = (322,953 + j229,464) + (0,107+ j0,125) = 323,06 + j229,589 (kVA) DUD8% = = = 0,04% + Xét đoạn 7-8, ta có: S”D7 = S”7 + S’D8= (SPt7 + DSB7 ) + S’D8 = (4,68 + j2,92) + (0,2 +j0,924) + (323,06 + j229,589) = 327,94+ j233,433 S’D7 = S”D7 + DSD7 = S”D7 + = (327,94+ j233,433) + = (327,94+ j233,433) + (0,353 + j0,465) = 328,293 + 233,898 (kVA) DUD7% = = = 0,131% + Xét đoạn 6-7, ta có: S”D6 = S”6+ S’D7= (SPt6 + DSB6 ) + S’D7 = (162,42 + j50,566) + (9,915 + j14,22) + (328,293 + 233,898) = 500,628 + j298,684 S’D6 = S”D6 + DSD6 = S”D6 + = (500,628 + j298,684) + = (500,628 + j298,684) + (0,508+ j0,601) = 501,136 + j299,285 (kVA) DUD6% = = = 0,128% + Xét đoạn 5-6, ta có: S”D5= S”5+ S’D6= (SPt5 + DSB5 ) + S’D6 = (286,085 + j217,733) + (7,184 + j24,652) + (501,136 + j299,285) = 794,405 + j541,604 S’D5 = S”D5+ DSD5 = S”D5 + = (794,405 + j541,604) + = (794,405 + j541,604) + (0,692 + j0,804) = 795,095 + j542,408 (kVA) DUD5% = = = 0,106% + Xét đoạn 4-5, ta có: S”D4= S”4+ S’D5= (SPt4 + DSB4 ) + S’D5 = (33,297 + j12,684) + (1,36 + j3,71) + (795,095 + j542,408) = 829,752 + j558,802 S’D4= S”D4+ DSD4 = S”D4+ = (829,752 + j558,802) + = (829,752 + j558,802) +(0,582 + j0,691) = 830,28 + j559,493 (kVA) DUD4% = = = 0,087% + Xét đoạn 3-4, ta có: S”D3 = S”3+ S’D4= (SPt3 + DSB3 ) + S’D4 = (64,12 + j36,42) + (0,42 + j2,85) + (830,28 + j559,493) = 894,82 + j598,763 S’D3 = S”D3+ DSD3 = S”D3+ = (894,82 + j598,763) + = (894,82 + j598,763) + (0,801 + j1,203) = 895,621 + j599,966 (kVA) DUD3% = = = 0,12% + Xét nút 20, ta có: S”21 = SPt21 + DSB21 = (253,724 + j158,205) +(2,657 +j14,955) = 256,381 + j173,16 S’21 = S”21 + DSD20-1 = S”21 + = (256,381 + j173,16) + = (256,904 + j174,43) + (0,375+ j0,041) = 257,279 +j174,471 (kVA) DUD20-1% == = 0,12% S”D20 = S”20 + S’21 =SPt20 + DSB20 + S’21 = (96,472 + j60,155) + (1,29 + j6,31) + (257,282 +j174,474 ) = 354,762 + j240,94 S’D20 = S”D20 + DSD20= S”D20 + = (354,762 + j240,94) + = (354,762 + j240,94) + (0,112 + j0,146) = 354,872 + j241,086 (kVA) DUD20% = = = 0,03% + Xét nút 18, ta có: S”19 = SPt19 + DSB19= (158,34 + j100,27) + (1,273 +j10,24) = 159,682 + j110,24 S”27 = SPt27 + DSB27 = (79,170 + j50,135) + (0,6365 + j2,06) =79,682 + j55,255 S’D27 = S”D27+ DSD27 = S”D27+ = (79,682 + j55,255) + = (79,682 + j55,255) + (0,0027 + j0,0032) = 79,841 + j55,275 (kVA) DUD27% = = = 0,004% ị S”D18= S’27+S”D19+ S’D20 = (79,841 + j55,275 ) + (159,682 + j110,51) +(354,872 + j241,086) = 594,395 + j406,871 S’D18= S”D18+ DSD18 = S”D18 + = (594,395 + j406,871) + = (594,395 + j406,871) +(0,348 + j0,44) = 594,743 + j407,311 (kVA) DUD18% = = = 0,1% + Xét đoạn 17-18, ta có: S”D17 = S”18+ S’D18 = (SPt18 + DSB18 ) + S’D18 = (95,63 + j59,63) + (1,9 + j11,6) +(594,743 + j407,311) = 672,273 + j458,154 S’D17 = S”D17+ DSD17 = S”D17 + = (672,273 + j458,154) + = (672,273 + j458,154) + (0,233 + j 0,415) = 672,506 + j458,569 (kVA) DUD17% = = = 0,128% + Xét đoạn 16-17, ta có: S”D16 = S”17+ S’D17 = (SPt17 + DSB17 ) + S’D17 = (97,319+ j62,442) + (0,683 +j7,506) + (672,506 + j458,569) = 770,508 + j528,517 S’D16 = S”D16+ DSD16 = S”D16 + = (770,508 + j528,517) + = (770,508 + j528,517) + (0,542 + j0,642) = 771,048 + j529,159 DUD16% = = = 0,082 + Xét đoạn 15-16, ta có: S”D15 = S”16+ S’D16 = (SPt16 + DSB16 ) + S’D16 = (120,76+ j92,945) + (1,543 + j6,825) +(771,048 + j529,159) = 893,351+ j628,929 S’D15 = S”D15+ DSD15 = S”D15 + = (893,351+ j628,929) + = (893,351+ j628,929) + (1,504 + j1,931) = 894,855 + j630,86 (kVA) DUD15% = = = 0,235% + Xét đoạn 14-15, ta có: S”D14 = S”15+ S’D15 = (SPt15 + DSB15 ) + S’D15 = (311,322 + j151,032) + (1,652 + j15,105) + (894,855 + j630,86) = 1207,829 + j796,997 S’D14 = S”D14+ DSD14 = S”D14 + = (1207,829 + j796,997) + = (1207,829 + j796,997) + (1,427 + j1,664) = 1209,256 + j798,661 DUD14% = = = 0,142% + Xét nút 2, ta có: S”D2 = S’D3+ S’D14 = (895,621 + j599,966) + (1209,256 + j798,661) = 2104,877 + j1398,627 S’D2= S’D2+ DSD2 = S”D2+ = (2104,877 + j1398,627) + = (2104,877 + j1398,627) + (1,387 + j1,618) = 2106,264 + j1400,254(kVA) DUD2% = = = 0,225% + Xét tại nút 24, ta có: S”D26 = S”Pt26+DSPt26 = (15,02 + j8,122) + (0,245 + 1,38j) = 15,265 + j9,502 S’D25= S”D26+ DSD24-1 = S”D26+ = (15,265 + j9,502) + = (15,265 + j9,502) + (0,0003+ j0,0004) = 15,2653 + j9,5024 (kVA) DUD24-1% = = = 0,002% ị S”D24 = S”25+ S’D25 = SPt25 + DSB25 + S’D25 = (26,431 + j17,61) + (0,37 + j3,02) + (15,2653 + j5,5024) = 42,066+ j27,1324 S’D24 = S”D24+ DSD24= S”D24+ = (42,066+ j27,1324) + = (42,066+ j27,1324) + (0,001 + j0,002) = 42,8175 + j 27,1344 (kVA) DUD24% = = = 0,004% + Xét đoạn 23-24, ta có: S”D23 = S”24+ S’D24 = SPt24 + DSB24 + S’D24 = (43,021+ j29,44) + (0,254 + j4,75) + (42,8175 + j 27,1344) = 86,092 + j61,354 S’D23 = S”D23+ DSD23= S”D23+ = (86,092 + j61,354) + = (86,092 + j61,354) + (0,005 + j0,007) = 86,095 + j61,358 (kVA) DUD23% = = = 0,008% + Xét đoạn 22-23, ta có: S”D22 = S”23+ S’D23 = SPt23 + DSB23 + S’D23 = (47,6 + j29,68) + (0,37 + j4,73) + (86,095 + j61,358) = 134,065 + j95,768 S’D22 = S”D22+ DSD22= S”D22+ = (134,065 + j95,768) + = (134,065 + j95,768) + (0,022 + j0,022) = 134,086 + j95,789 (kVA) DUD22% = = = 0,012% + Xét đoạn 22-21, ta có: S”D21 = S”22+ S’D22 = SPt22 + DSB22 + S’D22 = (36,12 + j24,21) + (0,420 + j5,381) + (134,086 + j95,789) = 170,206 + j125,38 S’D21 = S”D21+ DSD21= S”D21+ = (170,206 + j125,38) + = (170,206 + j125,38) + (0,005 + j0,01) = 170,211 + j125,39 (kVA) DUD21% = = = 0, 04% + Xét tại nút 1, ta có: S”D1 = S’D21+ S’D2 = (170,211 + j125,39) + (2106,264 + j1400,254) = 2276,475 + j1525,64 S’D1 = S”D1+ DSD1= S”D1+ = (2276,475 + j1525,64) + = (2276,475 + j1525,644) + (5,120 + j5,974) = 2281,595 + j1531,618 (kVA) DUD1% = = = 0,277% + Xét tại nút 0, ta có: S0 = S’D1 = S971= 2281,595 + j1531,618 (kVA) = 14,388 + j17,854(kVA) 14,388 + 27,654 = 42,042 (kW) = = = = (0,124 + 10-4.Tmax)2.8760 = (0,124 + 10-4.3500)2.8760 = .1968,2 = = 14,388. 1968,2 = 28318,461 (kWh) = + = 28318,461 + 139535,379 = 167853,84 (kWh) A= P.T= 2281,595 . 3500 = 7985582,5 (kWh) = % ; (kV) Tính toán tương tự cho các tuyến 973 và 975 ta có bảng tổn thất công suất, tổn thất điện năng và tổn thất điện áp trên các tuyến. Tuyến Tổn thất công suất Tổn thất điện năng Tổng thất điện áp (kW) (kWh) (kV) 971 42,042 1,84 167853,84 2,102 0,2422 1,104 973 53,572 2,204 310470,74 2,31 0,269 1,227 975 84,726 2,731 985271,82 2,61 0,278 1,269 Bảng 6 Bảng chỉ tiêu kỹ thuật của phương án 2 Kết luận. Ta nhận thấy cả 2 phương án đưa ra đều đảm bảo các chỉ tiêu kỹ thuật, để lựa chọn phương án thiết kế cải tạo hệ thống cung cấp điện cho Thị xã Hà Giang ta tiến hành đánh giá về phương diện kinh tế để lựa chọn phương án cải tạo hợp lý nhất. CHƯƠNG VII Phân tích kinh tế và lựa chọn phương án thiết kế cải tạo hệ thống cung cấp điện 7.1. Đặt vấn đề. Để lựa chọn được phương án đầu tư hợp lý cho một dự án kỹ thuật cần thiết phải tiến hành phân tích kinh tế - kỹ thuật nhằm : Xem xét nhu cầu và khả năng huy động các nguồn tài chính để thực hiện và đánh giá hiệu quả hoạt động của các phương án trên góc độ hoạch toán kinh tế của đơn vị đầu tư thực hiện dự án. Có 3 phương pháp đánh giá kinh tế thường được sử dụng : 1- Phương pháp đánh giá tĩnh. 2- Phương pháp đánh giá động. 3- Phương pháp đánh giá xác suất. Hiện nay phương pháp đánh giá động thường được sử dụng để lựa chọn phương án quy hoạch nguồn và lưới của nhiều nước, bởi nó tính đến sự thay đổi theo thời gian của vốn. Nhờ vậy việc đánh giá kinh tế tin cậy. Phương pháp đánh giá động bao gồm : Phương pháp Giá trị tương đương. Phương pháp Hệ số hoàn vốn nội tại. Phương pháp Thời gian thu hồi vốn đầu tư. 7.1.1. Phương pháp giá trị tương đương. Theo phương pháp này dòng tiền tệ của dự án trong suốt thời gian thực hiện dự án có thể được biến đổi tương đương thành : Giá trị hiện tại, Giá trị tương lai hoặc Giá trị quy đổi hàng năm. a. Phương pháp tính giá trị hiện tại : Phương pháp giá trị hiện tại (Net Present Value - NPV) là phương pháp đơn giản về phương diện toán học và được sử dụng khá phổ biến. “Giá trị hiện tại’’ có nghĩa là toàn bộ thu nhập và chi phí của phương án trong suốt thời gian hoạt động được quy đổi thành một giá trị tương đương ở hiện tại. Trong các phương án loại trừ nhau, phương án nào có NPV lớn nhất là phương án có lợi nhất. Như vậy tiêu chuẩn lựa chọn là cực đại “Giá trị hiện tại”. (7-1) Trong đó : i- lãi suất hoặc hệ số chiết khấu. Bjt- Thu nhập của phương án j trong năm t. Cjt- Chi phí vận hành của phương án j trong năm t. Kjt- Vốn đầu tư của phương án j trong năm t. n- Thời gian hoạt động (tuổi thọ) của phương án j. Biểu thức (7-1) cũng có thể được viết dưới dạng : (7-2) Khi dùng giá trị hiện tại NPV để tiến hành đánh giá kinh tế của một dự án độc lập thì dự án sẽ được chấp nhận khi NPV>0 và ngược lại. b. Phương pháp giá trị tương lai NFV : Trong phương pháp này ta thực hiện việc tính đổi mọi khoản thu chi của dự án về một mốc thời gian nào đó trong tương lai, thường là cuối thời kỳ phân tích. Phương án tốt nhất sẽ là phương án có NFV lớn nhất. (7-3) và NFV>0. c. Phương pháp giá trị quy đổi hàng năm : Phương pháp giá trị quy đổi hàng năm là biến đổi tổng thu, tổng chi trong suốt thời gian phân tích dự án thành chuỗi dòng tiền tệ phân bố đều hàng năm. Tiêu chuẩn để lựa chọn phương án tối ưu theo phương pháp này : (7-4) Khi các phương án có thu nhập giống nhau thì tiêu chuẩn cực đại giá trị hiện tại có thể chuyển thành cực tiểu giá trị hiện tại của chi phí. (7-5) Đây là phương án rất thích hợp để giải quyết các phương án có tuổi thọ khác nhau. 7.1.2. Phương pháp tỉ số hoàn vốn nội tại IRR. Tỉ số hoàn vốn nội tại IRR ( Internal Rate of Return) là một chỉ số được dùng phổ biến nhất hiện nay. Đó làb mức lãi suất i* nếu dùng nó làm hệ số chiết khấu để quy đổi dòng tiền tệ của phương án thì giá trị hiện tại của thu nhập BPV sẽ cân bằng với giá trị hiện tại của chi phí CPV (hoà vốn), nghĩa là NPVj = 0, có thể tìm được i* từ phương trình sau : (7-6) IRR được tìm ra một cách gần đúng theo biểu thức : (7-7) Trong đó : i1 là hệ số chiết khấu ứng với NPV1 lớn hơn và gần bằng 0. i2 là hệ số chiết khấu ứng với NPV2 nhỏ hơn và gần bằng 0. Ưu điểm của phương pháp này là hệ số hoàn vốn nội tại tính toán i* có thể được dùng trực tiếp để so sánh giữa các phương án với nhau và hệ số hoàn vốn nội tại chuẩn đã được biết trước. Các dự án độc lập sẽ được chấp nhận về mặt kinh tế khi hệ số hoàn vốn nội tại IRR lớn hơn hệ số hoàn vốn nội tại chuẩn i0 và ngược lại. IRR > i0 (7-8). Khi so sánh phương án cần tuân theo các nguyên tắc sau : 1. Chỉ so sánh các phương án đã được chấp nhận về mặt kinh tế (nghĩa là IRR>0). 2. Tiêu chuẩn để lựa chọn phương án là : Chọn phương án có vốn đầu tư lớn hơn nếu gia số vốn đầu tư được chấp nhận ( nghĩa là IRR(D)>i0). Cần lưu ý rằng trong thủ tục phân tích gia số, mỗi lần chỉ so sánh hai phương án. 7.1.3. Phương pháp thời gian thu hồi vốn đầu tư TP. Thời gian thu hồi vốn đầu tư TP là một chỉ số hiệu quả kinh tế đơn giản và được sử dụng tương đối phổ biến khi phân tích dự án đầu tư. Có thể hiểu TP là số năm cần thiết để tổng thu nhập dòng hàng năm có thể đủ hoàn lại vốn đầu tư ban đầu với mức thu lợi i0% nào đó. TP được xác định theo biểu thức : (7-9) Trong đó : K- Vốn đầu tư ban đầu. CFt- Dòng tiền tệ dòng ở năm thứ t. Theo chỉ số TP, phương án nào có TP nhỏ nhất được gọi là phương án tốt nhất. Nhưng lợi ích các dự án sau thời kỳ TP chưa được xem xét. Cho nên TP chưa phải là một chỉ số kinh tế chủ yếu để có thể dùng như là một tiêu chuẩn so sánh. Nó chỉ được xem như là một thông tin bố sung về dự án, liên quan đến vấn đề rủi ro trong đầu tư. Để lựa chọn phương án tối ưu trong bài toán này ta tiến hành đánh giá chỉ tiêu NPV của 2 phương án. Ta chọn : + Hệ số chiết khấu i% = 8%/năm. + Thời gian hoạt động của dự án n =25 năm. + Ct là tổng chi phí, bao gồm : Vốn đầu tư (KS), tổn thất điện năng trong lưới điện trung áp và chi phí vận hành hàng năm (Znăm). + Chi phí vận hành hàng năm lấy bằng 2% vốn đầu tư ban đầu. + Bt là doanh thu bán điện. Ta có : Bt = Sản lượng điện năng tiêu thụ * (Giá bán điện - Giá mua điện) Sản lượng điện năng của cả 2 phương án được coi là như nhau. Dựa vào hệ số tăng trưởng của khu vực là 11,32% để xác định lượng điện năng tiêu thụ Lượng điện năng tiêu thụ trong các năm như sau : Năm Lượng điện năng tiêu thụ (103kWh) Năm Lượng điện năng tiêu thụ (103kWh) 2003 12554 2015 29606 2004 13975 2016 29606 2005 15557 2017 29606 2006 17318 2018 29606 2007 19278 2019 29606 2008 21461 2020 29606 2009 23891 2021 29606 2010 26595 2022 29606 2011 29606 2023 29606 2012 29606 2024 29606 2013 29606 2025 29606 2014 29606 2026 29606 Bảng 7.1. Sản lượng điện năng tiêu thụ giai đoạn 2003á2010. + Giá mua điện : 815 đồng/kWh. + Giá bán điện : 1250 đồng/kWh. Trong quá trình phân tích kinh tế ta giả thiết giá bán điện và giá mua điện không thay đổi, chỉ xét tới năm 2010 vì vậy ta xem như lượng điện năng tiêu thụ không thay đổi từ năm 2010á2026. 7.2. Đánh giá chỉ tiêu kinh tế phương án 1. 7.2.1. Tính vốn đầu tư và chi phí vận hành. a).Vốn đầu tư cải tạo nâng cấp trạm biến áp phân phối. Theo tính toán ở chương 6 ta có vốn đầu tư cải tạo TBA phân phối như sau : Năm Dung lượng kVA Thành tiền(106 đồng) 2004 250 1029 2005 160 748 2006 710 3479 2007 720 3528 2008 640 3136 2009 700 3430 Vốn nâng cấp điện áp trạm biến áp phân phối . Năm Dung lượng kVA Thành tiền(106 đồng) 2010 5360 38177.3 Trong đó : + Vốn đầu tư cải tạo là : 4,9.106 đồng/1kVA. + Vốn đầu tư nâng cấp là : 2,1.106 đồng/1kVA. b). Chi phí vận hành. Ta có : =52779,3.106 đồng. = 42,223.106 đồng. c). Tổn thất điện năng. Ta chỉ tính toán ở lưới trung áp mà không tính cho lưới hạ áp. Theo kết quả tính toán ở chương 6 ta có DAS% = 2,24% 7.2.3. Tính NPV. n Sản lượng Doanh thu Ct Bt-Ct (1+i)-t NPV Tổn thất Ki Znăm (106đ) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 12554 5460,99 234,3016 0 0 5226,6884 0,9259 4839,526 2 13975 6079,13 260,8224 1026 0,8208 4791,4818 0,8573 4107,923 3 15557 6767,3 290,3481 748 0,5984 5728,3485 0,7938 4547,348 4 17318 7533,33 323,2145 3479 2,7832 3728,3323 0,735 2740,436 5 19278 8385,93 359,795 3528 2,8224 4495,3126 0,6806 3059,434 6 21461 9335,54 400,5374 3136 2,5088 5796,4888 0,6302 3652,771 7 23891 10392,6 445,8897 3430 2,744 6513,9513 0,5835 3800,828 8 26595 11568,8 496,3558 38177,3 30,542 -27135,37 0,5403 -14660,4 9 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,5002 6166,098 10 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,4632 5709,35 11 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,4289 5286,435 12 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,3971 4894,847 13 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,3677 4532,266 14 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,3405 4196,543 15 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,3152 3885,688 16 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,2919 3597,859 17 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,2703 3331,351 18 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,2502 3084,584 19 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,2317 2856,096 20 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,2145 2644,534 21 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,1987 2448,642 22 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,1839 2267,261 23 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,1703 2099,316 24 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,1577 1943,811 25 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,146 1799,825 72832,38 Bảng 7.2. Bảng tính toán NPV phương án 1. Trong đó : + Doanh thu bán điện :(3) = (2)Sản lượng điện năng tiêu thụ*(1250đ-815đ). + Tổn thất (4) = (2) Sản lượng điện năng tiêu thụ*(DAS% )*815đ. + (9) = (7) * (8) Kết quả thu được : NPVS1 = 72832,38.106đồng >0. Như vậy phương án này khả thi. 7.3. Đánh giá chỉ tiêu kinh tế phương án 2. 7.3.1. Tính vốn đầu tư và chi phí vận hành. a.Vốn đầu tư cải tạo nâng cấp trạm biến áp phân phối. Theo tính toán ở chương 6, ta có vốn đầu tư cải tạo trạm biến áp phân phối như sau : Năm Dung lượng kVA Thành tiền(106 đồng) 2004 80 320 2005 560 2744 2006 1290 6321 2007 1190 5831 2008 1280 6272 2009 1190 5831 Vốn nâng cấp điện áp trạm biến áp phân phối . Năm Dung lượng kVA Thành tiền(106 đồng) 2010 3620 29651,3 Vốn xây mới trạm biến áp phân phối . Năm Dung lượng kVA Thành tiền(106 đồng) 2004 360 2520 2006 360 2520 2007 180 1260 Trong đó : + Vốn đầu tư xây mới là : 7.106 đồng/1kVA. + Vốn đầu tư cải tạo là : 4,9.106 đồng/1kVA. + Vốn đầu tư nâng cấp là : 2,1.106 đồng/1kVA. b.Vốn đầu tư cải tạo đường dây trung áp. Vốn đầu tư xây dựng mới : Năm Loại dây Chiều dài (km) Thành tiền(106 đồng) 2004 AC95 0,7 20,5 2006 AC35 0,7 17,5 2007 AC35 0,25 6,25 Trong đó : + Vốn đầu tư cải tạo dây AC95 là : 35.106 đồng/1km. + Vốn đầu tư xây mới dây AC70 là : 25.106 đồng/1km. c. Chi phí vận hành. Ta có : =63313,55.106 đồng. = 50,651 đồng. d. Tổn thất điện năng. Ta chỉ tính toán ở lưới trung áp mà không tính cho lưới hạ áp. Theo kết quả tính toán ở chương 6 ta có DAS% = 2,29% 7.3.2. Tính NPV. n Sản lượng Doanh thu Ct Bt-Ct (1+i)-t NPV Tổn thất Ki Znăm (106đ) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 12554 5460,99 234,3016 0 0 5226,6884 0,9259 4839,526 2 13975 6079,13 260,8224 2860,5 2,2884 2955,5142 0,8573 2533,877 3 15557 6767,3 290,3481 2744 2,1952 3730,7517 0,7938 2961,591 4 17318 7533,33 323,2145 8858,5 7,0868 -1655,471 0,735 -1216,82 5 19278 8385,93 359,795 7097,25 5,6778 923,20725 0,6806 628,3193 6 21461 9335,54 400,5374 6272 5,0176 2657,98 0,6302 1674,978 7 23891 10392,6 445,8897 5831 4,6648 4111,0305 0,5835 2398,747 8 26595 11568,8 496,3558 29651,3 23,721 -18602,55 0,5403 -10050,4 9 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,5002 6166,098 10 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,4632 5709,35 11 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,4289 5286,435 12 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,3971 4894,847 13 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,3677 4532,266 14 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,3405 4196,543 15 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,3152 3885,688 16 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,2919 3597,859 17 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,2703 3331,351 18 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,2502 3084,584 19 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,2317 2856,096 20 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,2145 2644,534 21 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,1987 2448,642 22 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,1839 2267,261 23 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,1703 2099,316 24 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,1577 1943,811 25 29606 12878,6 552,5516 12326,058 0,146 1799,825 64514,35 Bảng 7.3. Bảng tính toán NPV phương án 2. Kết quả thu được : NPVS2 = 64514,35.106đồng >0. Như vậy phương án này khả thi. 7.4. Lựa chọn phương án. Từ kết quả tính toán ở các chương trước ta có bảng chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án như sau : 7.4.1. Bảng chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của phương án 1. TT Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị Ghi chú 1 Tổng độ dài các đường dây Cải tạo km 0 Xây mới km 0 2 Tổng dung lượng công suất cải tạo MBA Nâng cấp kVA 5590 Xây mới kVA 0 Nâng cấp ĐA kVA 5360 3 Vốn đầu tư Đường dây 106đ 0 MBA 106đ 53527,3 4 Tổng vốn đầu tư 106đ 53527,3 Đã trừ vốn thu hồi 5 Tổng tổn thất công suất DPS kW 40,413 Lưới trung áp 6 Tổng tổn thất công suất DPS% % 1,774 Lưới trung áp 7 Tổng tổn thất điện năng DAS kWh 169384,96 Lưới trung áp 8 Tổng tổn thất điện năng DAS% % 2,12 Lưới trung áp 9 Tổn thất điện áp DU kV 1,106 Lộ 971 10 Tổn thất điện áp DU% % 0,243 Lộ 971 11 NPVS1 106đ 72832.38 Lưới trung áp Bảng 7.4. Bảng chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của phương án 1. 7.4.2. Bảng chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của phương án 2. TT Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị Ghi chú 1 Tổng độ dài các đường dây Cải tạo km 0 Xây mới km 1.65 2 Tổng dung lượng công suất cải tạo MBA Nâng cấp kVA 5831 Xây mới kVA 900 Nâng cấp ĐA kVA 3620 3 Vốn đầu tư Đường dây 106đ 44,25 MBA 106đ 63270,3 4 Tổng vốn đầu tư 106đ 64514,35 Đã trừ vốn thuhồi 5 Tổng tổn thất công suất DPS kW 42,042 Lưới trung áp 6 Tổng tổn thất công suất DPS% % 1,84 Lưới trung áp 7 Tổng tổn thất điện năng DAS kWh 167853,84 Lưới trung áp 8 Tổng tổn thất điện năng DAS% % 2,102 Lưới trung áp 9 Tổn thất điện áp DU kV 1,104 Lộ 971 10 Tổn thất điện áp DU% % 0,2422 Lộ 971 11 NPVS2 106đ 64514.35 Lưới trung áp Bảng 7.4.2. Bảng chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của phương án 2. Nhận xét : Sau khi đưa ra 2 phương án cải tạo hệ thống cung cấp điện cho Thị xã Hà Giang ta nhận thấy : Về phương diện kỹ thuật thì cả 2 phương án là tương đương nhau. Đối với phương án 1 sau khi cải tạo thì còn tồn tại nhiều chủng loại máy biến áp trong lưới, ảnh hưởng đến công tác quản lý và vận hành. Còn đối với phương án 2, sau khi cải tạo thì lưới điện trở nên đồng nhất hơn về chủng loại thiết bị cho nên công tác quản lý và vận hành đơn giản hơn. Về phương diện kinh tế, phương án 2 có vốn đầu tư lớn hơn cho nên NPVS2 nhỏ hơn NPVS1. Xuất phát từ những lý do trên, ta chọn phương án 1 để thiết kế cải tạo hệ thống cung cấp điện cho Thị xã Hà Giang. ._.