3.1.4.1 Dự báo nhu cầu phụ tải:
Nhu cầu điện năng và đồ thị phụ tải là những thông số đầu vào quan trọng cần phải đƣợc xác định đúng khi quy hoạch, thiết kế, cải tạo cũng nhƣ vận hành hệ thống cung cấp điện. Độ chính xác khi xác định nhu cầu điện năng và đồ thị phụ tải ảnh hƣởng rất lớn đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống cung cấp điện đƣợc xem xét khảo sát, nhiều phƣơng pháp đã đƣợc đề xuất và áp dụng một cách hiệu quả. Tuy nhiên mỗi phƣơng pháp đều tồn tại những ƣu nhƣợc điểm nhất định và chỉ thích hợp với những đối tƣợng nghiên cứu cụ thể.
3.1.4.2 Tóm tắt nội dung một vài phƣơng pháp dự báo nhu cầu điện:
a. Phƣơng pháp hệ số đàn hồi theo nhịp tăng GDP.
Phƣơng pháp này thích hợp với các dự báo trung và dài hạn. Phƣơng pháp luận của phƣơng pháp dự báo này là trên cơ sở dự báo các kịch bản phát triển kinh tế- xã hội, nhu cầu điện năng đƣợc mô phỏng theo quan hệ đàn hồi với tốc độ tăng trƣởng kinh tế.
Tốc độ tăng nhu cầu điện (%) Hệ số đàn hồi điện =
Tốc độ tăng trƣởng GDP (%)
Các hệ số đàn hồi đƣợc xác định theo từng ngành theo chuỗi phân tích quá khứ.
b. Phƣơng pháp ngoại suy theo thời gian.
Nội dung của phƣơng pháp là nghiên cứu sự diễn biến của điện năng, trong quá khứ tƣơng đối ổn định để tìm ra một quy luật nào đó, rồi kéo thời gian dài quy luật ấy ra để dự đoán cho tƣơng lai.
Phƣơng pháp này chỉ sử dụng khi thiếu thông tin về tốc độ phát triển của các ngành kinh tế, các phụ tải dự kiến, mức độ công nghiệp hoá, hiện đại hoá trong tƣơng lai để làm cơ sở dự báo.
Mô hình này thƣờng có dạng At = A0 (1 + )t
Trong đó: At - điện năng dự báo năm thứ t A0 - điện năng ở năm chọn làm gốc
Tốc độ phát triển bình quân hàng năm t - thời gian dự báo
Nhƣợc điểm của phƣơng pháp này là chỉ cho ta kết quả chính xác nếu tƣơng lai không có nhiễu và quá khứ phải tuân theo một quy luật.
c. Phƣơng pháp so sánh đối chiếu:
Nội dung phƣơng pháp là so sánh đối chiếu nhu cầu phát triển điện năng của các nƣớc có hoàn cảnh tƣơng tự. Phƣơng pháp này tƣơng đối đơn giản thƣờng đƣợc dùng mang tính tham khảo, kiểm chứng.
d. Phƣơng pháp chuyên gia:
Nội dung chính là dựa trên sự hiểu biết sâu sắc của các chuyên gia giỏi, các chuyên gia sẽ đƣa ra các dự báo của mình.
e. Phƣơng pháp tính trực tiếp:
Nội dung của phƣơng pháp này là xác định nhu cầu điện năng của dự báo dựa trên tổng sản phẩm kinh tế của các ngành trong năm và xuất tiêu hao điện năng
của từng loại sản phẩm hoặc xuất tiêu hao trung bình cho một hộ gia đình, bệnh viện, trƣờng học, khách sạn…vv phƣơng pháp này tỏ ra khá chính xác khi đối tƣợng có đầy đủ thông tin về tốc độ phát triển kinh tế xã hội, các phụ tải dự kiến mới và phát triển mở rộng của các ngành kinh tế, mức độ áp dụng khoa học kỹ thuật …vv. và cho ta biết đƣợc tỷ lệ sử dụng điện năng trong các ngành kinh tế nhƣ trong công nghiệp, nông nghiệp, quản lý tiêu dùng dân cƣ..vv… Với các ƣu điểm và độ chính xác bám sát thực tế phát triển của khu vực dự báo, không quá phức tạp nên phƣơng pháp này đƣợc dùng phổ biến cho các dự báo tầm ngắn (1-2 năm ) và tầm vừa (3-10 năm) trong các đề án quy hoạch tỉnh , thành phố vv…
Tóm tại:
Lựa chọn phƣơng pháp dự báo nhu cầu điện năng là phù hợp với hoàn cảnh thực tế của các địa phƣơng và số liệu điều tra thu thập nhu cầu cần điện của các tỉnh đã đƣợc khảo sát quy hoạch đƣợc tính toán dự báo theo hai phƣơng pháp là:
- Phƣơng pháp tính trực tiếp đƣợc sử dụng tính toán cho giai đoạn 2008 -2010 trong giai đoạn này đề tài đề cập kết quả dự báo theo quy hoạch phát triển điện lực của một số tỉnh thành đã đƣợc Bộ công nghiệp phê duyệt.
- Phƣơng pháp hệ số đàn hồi đƣợc sử dụng tính toán cho giai đoạn 2011- 2015- 2020
3.1.5 Xây dựng hàm chi phí tính toán hàng năm cho lƣới điện trung áp:
Ci = C1i + C2i + C3i Trong đó :
C1i là tổng vốn đầu tƣ để xây dựng hệ thống cung cấp điện năng thứ i (5.1) C2i Chi phí vận hành bảo dƣỡng (0+M) lƣới điện năm thứ i (5.2)
C3i chi phí tổn thất điện năng năm thứ i (5.3)
3.1.5.1 Một vài giả thiết khi tính toán: (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Để đơn giản và giảm khối lƣợng tính toán cho các phƣơng án cải tạo phát triển lƣới điện mà không ảnh hƣởng nhiều đến kết quả ta đƣa ra các giả thiết sau:
- Số lƣợng, dung lƣợng trạm biến áp phân phối xây mới để đáp ứng yêu cầu phát triển của phụ tải trong các phƣơng án là nhƣ nhau.
- Chi phí tổn thất điện năng của trạm biến áp trong các phƣơng án là nhƣ nhau. - Chi phí đầu tƣ cho các thiết bị bảo vệ, đóng cắt, thiết bị bù…. giữa các phƣơng án là nhƣ nhau.
3.1.5.2 Tổng vốn đầu tƣ để xây dựng hệ thống cung cấp điện:
Hàm chi phí (5.1) có thể phân tích chi tiết dƣới dạng C1i = C1tbacci + C1tbappi + C1đdi (5.4)
Trong đó: C1tbacci -vốn đầu năm thứ i cho TBA cung cấp
C1tbappi- Vốn đầu tƣ cho năm thứ i cho TBA phân phối C1đdi -Vốn đầu tƣ năm thứ i cho đƣờng dây trung áp
3.1.5.3 Chi phí vận hành bảo dƣỡng:
C2i chi phí vận hành bảo dƣỡng (0+M) lƣới điện năm thứ i và lấy bình quân là 2% C1i.
3.1.5.4 Chi phí tổn thất điện năng:
C3i = C3tbappi + C3đdi (5.5) Trong đó :
C3tbappi- là chi phí tổn thất điện năng thứ i cho TBA cung cấp, TBA phân phối C3đdi- chi phí tổn thất điện năng năm thứ i cho ĐDK trung áp.
C3tbappi Pn C Bdm S S C T Po. . 2max . . 2 C3đdi = 3I2 max.R.τ .C Trong đó:
∆ P0, Pn tổn thất không tải và tổn thất ngắn mạch của MBA R: Điện trở đƣờng dây
T: Thời gian vận hành MBA lấy bằng 8.760h C: Giá tiền tổn thất điện năng đ/KWh
: thời gian tổn thất công suất lớn nhất.
Smax, SBđm công suất cực đại và công suất định mức của MBA.
3.1.6 Các điều kiện đƣa vào sử dụng đánh giá:
3.1.6.1 Đơn giá xây dựng:
Áp dụng đơn giá xây dựng đƣờng dây trung áp và biến áp phân phối của Bộ Công Nghiệp.
Vốn cải tạo nâng tiết diện dây dẫn, điện áp đƣợc tính theo tiết diện dây dẫn đã lựa chọn và hiện trạng lƣới điện trƣớc khi cải tạo.
Vốn xây dựng trạm biến áp phân phối phía sơ cấp có hai đầu phân áp bằng 1,1 lần trạm biến áp phân phối phía sơ cấp có một cấp điện áp.
Vốn cải tạo trạm biến áp hiện hữu thành trạm biến áp 22/0,4kV bằng 30% đơn giá xây dựng mới.
3.1.6.2 Giá điện:
Giá bán điện bình quân dự kiến lên 7Cent/kWh vào năm 2010.
Giá mua điện đƣợc tính bằng 70% giá bán điện tại thanh cái 110kV của trạm biến áp 110kV.
3.1.6.3 Hệ số chiết khấu, năm gốc quy đổi:
- Hệ số chiết khấu i = 10%
- Năm gốc quy đổi đƣợc tính từ 2007
3.1.6.4 Thời gian sử dụng công suất lớn nhất và thời gian tổn thất công suất lớn nhất: (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
- Thời gian sử dụng công suất lớn nhất đƣợc lấy trên cơ sở dự báo nhu cầu điện năng của khu vực tính toán.
- Thời gian tổn thất công suất lớn nhất nhìn chung τ không thể tính một cách chính xác, ta sử dụng công thức kinh nghiệm.
) ( 8760 max . 87 , 0 8760 max 13 , 0 . 8760 2 h T T
3.2 Tính toán hiệu quả các phƣơng án cải tạo lƣới trung áp giai đoạn đến 2020 cho một số khu vực điển hình:
Phƣơng pháp nghiên cứu của đề tài dựa trên việc lựa chọn khu vực điển hình có diện tích không lớn tính toán các phƣơng án phát triển lƣới điện, tìm mô hình phù hợp rồi nhân rộng.
Dựa vào việc phân tích đặc điểm lƣới điện, đề tài lựa chọn các khu vực điển hình để nghiên cứu.
a. Khu vực có mật độ phụ tải cao:
Khu vực có mật độ phụ tải cao bao gồm những khu vực đô thị và ven đô thị. Nhƣ trình bày ở trên đối với khu vực đô thị và ven đô thị của nƣớc ta hiện tỷ trọng lƣới 22kV bao gồm cả vận hành và lƣới đã đƣợc xây dựng theo quy chuẩn 22KV, chiếm tỷ trọng 60 80%.
Đối với khu vực này đề tài xem xét những khu vực điển hì nh nhƣ mật độ phụ tải cao, tốc độ gia tăng không lớn và khu vực đô thị nơi có tốc độ đô thị hoá cao với tốc độ gia tăng phụ tải lớn. Đề tài xem xét một số khu vực sau:
- Quận Hoàn Kiếm – Thành phố Hà Nội:
Quận Hoàn Kiếm – Thành phố Hà Nội có mật độ phụ tải cao, tốc độ gia tăng phụ tải thấp, yêu cầu và độ tin cậy cung cấp điện cũng nhƣ mỹ quan đô thị ở mức độ cao, tính toán xem xét việc cải tạo lƣới điện để chuyển các cấp điện áp 6kV,10kV thành 22kV.
Trong các phƣơng pháp cải tạo đề tài tính toán việc cải tạo với tốc độ nào thì hợp lý nhƣ tốc độ cải tạo nhanh, trung bình và kéo dài.
- Quận Phú Nhuận – Thành phố Hồ Chí Minh:
Quận Phú Nhuận – Thành phố Hồ Chí Minh có mật độ phụ tải cao, tốc độ gia tăng nhu cầu phụ tải thấp, yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cũng nhƣ mỹ quan đô thị ở mức độ cao, tính toán việc cải tạo lƣới điện để chuyển các cấp điện áp 15kV thành điện áp 22kV.
Trong các phƣơng án cải tạo, đề tài tính toán việc cải tạo với tốc độ nào thì hợp lý nhƣ tốc độ nhanh, trung bình và phƣơng án không chuyển đổi lƣới 15kV thành 22kV.
b. Khu vực có mật độ phụ tải trung bình:
Khu vực có mật độ phụ tải trung bình, lƣới điện trung áp có những khu vực điển hình nhƣ :
+ Đồng bằng miền Trung và miền Nam: Hiện tỷ trọng lƣới 22kV bao gồm cả lƣới đang vận hành và lƣới đã đƣợc xây dựng theo quy chuẩn 22kV chiếm tỷ trọng lớn. Khu vực đồng bằng miền Nam lƣới trung áp về cơ bản đã đƣợc xây dựng và vận hành ở cấp điện áp 22kV, trong một vài năm tới cơ bản sẽ chuyển thành lƣới 22kV (hiện lƣới 22kV chiếm tỷ trọng 80 90%). Khu vực đồng bằng miền Trung lƣới trung áp xây dựng và vận hành ở cấp 22kV chiếm tỷ trọng 60 80%. Do vậy đối với khu vực này đề tài chỉ tính toán cho khu vực đồng bằng miền Trung.
+ Đồng bằng Bắc Bộ: Đối với khu vực này hiện tỷ trọng lƣới 10(6) kV chiếm tỷ trọng áp đảo (70 80%), lƣới 35kV là cấp trung gian cấp điện cho các trạm trung gian 35/10kV hoặc 35/6kV, trong thời gian gần đây do tốc độ phát triển phụ tải nhanh, lƣới 10(6) kV không đáp ứng đƣợc nhu cầu phát triển phụ tải lƣới 35kV chuyển dần thành lƣới phân phối.
Đối với khu vực này đề tài xem xét hai khu vực huyện Đông Hƣng – tỉnh Thái Bình và huyện Diên Khánh - tỉnh Khánh Hoà là hai khu vực có mật độ phụ tải trung bình, yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện ở mức độ trung bình, đề tài nghiên cứu tốc độ cải tạo so sánh với khu vực có mật độ phụ tải cao rút ra kết luận giữa mật độ phụ tải cao và trung bình, để xem xét tốc độ cải tạo nhanh, trung bình và kéo dài, tốc độ nào phù hợp với từng mật độ phụ tải cũng nhƣ hiện trạng lƣới điện khu vực đó.
c. Khu vực miền núi nơi có phụ tải thấp.
- Khu vực miền núi miền Trung và Tây Nguyên; hiện tỷ trọng lƣới 22kV bao gồm cả lƣới vận hành và lƣới đã đƣợc xây dựng theo tiêu chuẩn 22kV, chiếm tỷ trọng
cao từ (60 80%). Hiện nay, khu vực này lƣới 35kV cấp điện cho các trạm trung gian 35/10-15-22kV, lƣới phân phối là các cấp điện áp 10,15,22kV.
- Khu vực miền Núi phía Bắc; đối với khu vực này hiện tỷ trọng lƣới 35kV chiếm tỷ trọng áp đảo (70 80%), lƣới 35kV là cấp trung gian cấp điện cho các trạm trung gian 35/10kV hoặc 35/6kV cấp điện cho các khu vực thị trấn (thị tứ), việc cấp điện cho các thôn bản vùng sâu, vùng xa chủ yếu dùng lƣới 35kV, lƣới 10(6)kV chỉ tồn tại các khu vực thị trấn huyện.
Đối với khu vực này đề tài đề cập xem xét hai khu vực:
+ Huyện Vị Xuyên - Tỉnh Hà Giang có mật độ phụ tải nhỏ, bán kính cấp điện lớn, yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện ở mức thấp, đề tài nghiên cứu các phƣơng án nhƣ phƣơng án xây mới, cải tạo lƣới điện hữu thành lƣới điện 22kV; phƣơng án xây mới, cảo tạo lƣới điện hiện hữu thành lƣới 35kV; phƣơng án tồn tại cả lƣới 35, 22kV, khi xét từng khu vực nhỏ chỉ tồn tại một cấp điện áp trong đó khu vực đô thị, khu công nghiệp phát triển lƣới 22kV, khu vực vùng sâu, vùng xa phát triển lƣới 35kV.
+ Huyện Krông Nô - Tỉnh Đak Nông có mật độ phụ tải nhỏ, bán kính cung cấp điện lớn, đề tài nghiên cứu các phƣơng án nhƣ tốc độ cải tạo nhanh, trung bình và phƣơng án không chuyển đổi cấp điện áp. Đề tài xem xét phƣơng án nào phù hợp với từng mật độ phụ tải cũng nhƣ hiện trạng lƣới điện khu vực xét.
3.2.1 Tính toán cho khu vực mật độ phụ tải cao: 3.2.1.1 Tính toán cho khu vực quận Hoàn Kiếm:
Quận Hoàn Kiếm là quận đặc trƣng cho lƣới điện Thành phố Hà Nội với mật độ phụ tải cao, lƣới trung áp tồn tại cả 3 cấp điện áp, trong đó là lƣới 6,10,22kV trong gian đọan tới định hƣớng phát triển lƣới trung áp thành phố có ý nghĩa đặc biệt quan trọng.
a) Hiện trạng lƣới điện quận Hoàn Kiếm: (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Hiện tại công suất cực đại Pmax = 89MW.
Quận Hoàn Kiếm đƣợc cung cấp bởi nguồn điện từ trạm Bờ Hồ, Trần Hƣng Đạo, Yên Phụ và trạm Giám.
- Trạm 110kV Yên Phụ công suất 2 x 40 MVA – 110/22/6kV, cấp điện cho các phụ tải phía bắc quận Hoàn Kiếm (2 lộ 6kV và 3lộ 22kV).
- Trạm 110kV Trần Hƣng Đạo công suất (2x 63MVA – 110/22/10kV cấp điện cho các hộ phụ tải phía Nam Quận (4 lộ 10kV)).
- Trạm 110 kV Bờ Hồ công suất 2 x 63MVA – 110/22/6kV cấp điện cho trung tâm quận và phụ tải phía Đông của Quận (3 lộ 6kV và 5lộ 22kV).
- Trạm 110kV Giám công suất 2 x 63MVA – 110/22/6kV cấp điện cho các hộ phía Tây Quận (5 lộ 6kV).
Bảng 3.1. Tổng hợp khối lƣợng lƣới trung áp Quận Hoàn Kiếm.
Hạng mục Khối lƣợng lƣới điện
Đƣờng dây (km) Trạm biến áp (trạm/MVA)
1. Lƣới 6kV 61,7 161/75,475
Tỷ trọng % 8 31 (theo dung lƣợng) a. Lƣới thiết kế tiêu chuẩn 22kV 52,52 67/35,385 b. Lƣới thiết kế tiêu chuẩn 6kV 9,18 94/40,09
2. Lƣới 10kV 17,7 90/41,64
Tỷ trọng (%) 8 17
a. Lƣới thiết kế tiêu chuẩn 22kV 12,83 41/19,01 b. Lƣới thiết kế tiêu chuẩn 10kV 4,87 49/22,63
3. Lƣới 22kV 128 200/127,73
Tỷ trọng % 62 52 (theo dung lƣợng)
Tổng cộng: 207,4 451/244,845
Bảng 3.2. Hiện trạng tải và tổn thất điện áp các tuyến đƣờng dây.
TT Tên đƣờng dây Tiết diện/chiềudài đƣờng trục (km) Pmax(KW) ∆U (%)
I Tr.Trần Hƣng Đạo
1 Lộ 971 XLPE-300,240,150,120/6,2 3.400 1,39
3 Lộ 985 XLPE-300,240,150,120/3,2 4.400 0,93 4 Lộ 991 XLPE-300,240,150,120/4,3 5.800 1,65 II. Trạm Yên phụ 1 Lộ 671 XLPE-300,240,150,120/8,6 2.700 4,27 2 Lộ 672 XLPE-300,240,150,120/13,7 4.200 10,57 3 Lộ 481 XLPE- -240/8 6.800 0,74 4 Lộ 482 XLPE-240,70/8,3 3.700 0,42 5 Lộ 479 XLPE-240/8,5 2.600 0,3