Luận văn: LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN THEO ĐIỀU KIỆN KINH TẾ THỊ TRƯỜNG

2

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƢỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP -----------------------------------------

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGÀNH: THIẾT BỊ MẠNG & NHÀ MÁY ĐIỆN

LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN THEO ĐIỀU KIỆN KINH TẾ THỊ TRƢỜNG

Học viên:

Phạm Ngọc Tuấn

Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: PGS.TS. Trần Bách

THÁI NGUYÊN 2008

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

3

LỜI CAM ĐOAN

Tôi cam đoan công trình nghiên cứu này là của tôi. Các số liệu và kết quả

nghiên cứu đƣợc nêu trong luận văn là trung thực và chƣa đƣợc công bố trong các

công trình khác.

Tôi xin bày tỏ lời cảm ơn sâu sắc tới các tác giả của các công trình nghiên

cứu, các tác giả của các tài liệu nghiên cứu mà tôi đã trích dẫn và tham khảo để

hoàn thành luận văn này. Đặc biệt, tôi vô cùng cảm ơn PGS.TS Trần Bách đã tận

tình hƣớng dẫn tôi trong quá trình thực hiện nghiên cứu.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Hà Nội, tháng 5/2008

4

MỤC LỤC

Trang

Mục lục ........................................................................................................ 3

Danh mục các chữ viết tắt ………………………………………………... 7

Danh mục các bảng ………………………………………………………. 8

Danh mục các hình vẽ, đồ thị …………………………………………….. 10

Chƣơng mở đầu ......................................................................................... 11

Chƣơng 1: TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN VIỆT NAM, HIỆN TRẠNG, 14

ĐỊNH HƢỚNG PHÁT TRIỂN ĐẾN 2015 VÀ ĐÔI NÉT VỀ QUY

HOẠCH PHÁT TRIỂN LƢỚI ĐIỆN HÀ TÂY GIAI ĐOẠN 2006-2015.

1.1. TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN VIỆT NAM, HIỆN TRẠNG, 14

ĐỊNH HƢỚNG PHÁT TRIỂN ĐẾN 2015.

1.1. 1 Nguồn điện ……………………………………………………. 14

1.1.2. Hệ thống truyền tải …………………………………………... 16

1.1.3. Hệ thống phân phối ………………………………………….. 18

1.1.4. Hoạt động kinh doanh và dịch vụ khách hàng …………….. 19

1.2. ĐÔI NÉT VỀ QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN LƢỚI ĐIỆN HÀ 21

TÂY GIAI ĐOẠN 2006-2015.

1.2.1. Nhận xét chung về hiện trạng lƣới điện và tình hình cung 21

cấp điện.

1.2.2. Đánh giá tình hình thực hiện quy hoạch phát triển điện lực 25

từ 2005-2007.

1.2.3. Đánh giá về thực hiện chƣơng trình phát triển nguồn và 25

lƣới điện.

1.2.4. Đặc điểm chung và phƣơng hƣớng phát triển Kinh tế -Xã 27

hội tỉnh Hà Tây.

1.2.5 Dự báo nhu cầu điện tỉnh Hà Tây đến 2015. ………………... 28

Chƣơng 2. NGHIÊN CỨU PHÂN TÍCH KINH TẾ TÀI CHÍNH DỰ 31

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

ÁN ĐẦU TƢ.

5

2.1. KHÁI NIỆM CHUNG. ……………………………………………... 31

2.1.1 Một số vấn đề chung về đầu tƣ và dự án đầu tƣ…………….. 31

2.1.2 Đặc điểm dự án đầu tƣ ngành điện…………………………... 32

2.2. MỤC ĐÍCH VÀ TÁC DỤNG CỦA NGHIÊN CỨU TÀI CHÍNH 33

DỰ ÁN ĐẦU TƢ.

2.2.1 Mục đích nghiên cứu tài chính. ……………………………… 33

2.2.2. Tác dụng của nghiên cứu tài chính dự án đầu tƣ. …………. 33

2.3. XÁC ĐỊNH TỶ SUẤT TÍNH TOÁN VÀ THỜI ĐIỂM TÍNH TOÁN. 34

2.3.1 Giá trị thời gian của tiền. …………………………………….. 34

2.3.1.1 Biểu đồ dòng tiền. ………………………………………. 34

2.3.1.2 Công thức tính chuyển các khoản tiền phát sinh trong 35

các thời đoạn của thời kỳ phân tích về cùng một mặt bằng

thời gian ở hiện tại hoặc tƣơng lai .

2.3.2 Xác định tỷ suất tính toán. …………………………………… 36

2.3.3 Chọn thời điểm tính toán. ……………………………………. 39

2.4 NỘI DUNG NGHIÊN CỨU TÀI CHÍNH DỰ ÁN ĐẦU TƢ. 40

2.4.1 Xác định tổng mức vốn đầu tƣ. ……………………………… 40

2.4.2 Lập các báo cáo tài chính dự kiến cho từng năm hoặc từng 41

giai đoạn của đời dự án.

2.4.3. Tính các chỉ tiêu phản ánh mặt tài chính của dự án đầu tƣ. 43

2.4.3.1 Chỉ tiêu đánh giá tiềm lực tài chính của doanh nghiệp. 43

2.4.3.2 Chỉ tiêu đánh giá hiệu quả tài chính của dự án. ……… 44

2.4.4. So sánh đánh giá và lựa chọn dự án đầu tƣ. ……………….. 54

2.4.4.1 Phƣơng pháp giá trị hiện tại. 54

2.4.4.2. Phƣơng pháp giá trị đều hàng năm. 55

2.4.4.3 Phƣơng pháp tỷ số lợi ích trên chi phí. ……………….. 56

2.4.4.4 So sánh lựa chọn dự án theo tỷ lệ thu nội tại IRR. …... 57

2.4.4.5 Phƣơng pháp thời gian hoàn vốn. ……………………... 60

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

2.5. TÓM TẮT NỘI DUNG CỦA CHƢƠNG. 61

6

Chƣơng 3. CHI PHÍ CHO LƢỚI ĐIỆN VÀ CÁC CHỈ TIÊU KINH 63

TẾ KỸ THUẬT LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN TRONG HTĐ.

3.1. CÁC LOẠI CHI PHÍ CHO LƢỚI ĐIỆN. ………………………… 63

63 3.1.1. Chi phí vốn đầu tƣ ban đầu V0[đ]. …………………………..

64 3.1.2. Chi phí hoạt động và bảo dƣỡng HB t[đ]. ……………………

3.1.3. Chi phí cho tổn thất công suất và tổn thất điện năng. ……... 65

3.1.4. Chi phí cho độ tin cậy. ……………………………………….. 67

3.2. CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ – KỸ THUẬT LỰA CHỌN DÂY DẪN. 68

3.2.1. Tiết diện tối ƣu và các điều kiện kỹ thuật. …………………. 68

3.2.2. Chỉ tiêu kinh tế chọn tiết diện dây dẫn . ……………………. 69

3.2.2.1 Mật độ kinh tế dòng điện . ……………………………... 69

3.2.2.2 Mật độ kinh tế dòng điện tính theo chi phí vòng đời. ... 69

3.2.2.3 Mật độ kinh tế dòng điện tính theo chi phí tính toán Z. 73

3.2.2.4 Khoảng chia kinh tế. …………………………………… 76

3.2.3. Các điều kiện kỹ thuật. ………………………………………. 77

3.2.3.1 Phát nóng lâu dài dây dẫn ……………………………… 77

3.2.3.2 Phát nóng dây dẫn cáp khi ngắn mạch ………………… 79

3.2.3.3 Tổn thất vầng quang ……………………………………. 81

3.2.3.4. Độ bền cơ học của dây trên không …………………….. 81

82 3.2.3.5 Tổn thất điện áp ………………………………………….

Chƣơng 4. XÂY DỰNG PHƢƠNG PHÁP LỰA CHỌN TIẾT DIỆN 83

DÂY DẪN THEO ĐIỀU KIỆN KINH TẾ THỊ TRƢỜNG VÀ ỨNG

DỤNG TÍNH TOÁN.

4.1. NỘI DUNG. …………………………………………………………. 83

4.2. XÂY DỰNG PHƢƠNG PHÁP LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN. 83

4.2.1. Lựa chọn dây dẫn mới theo điều kiện kinh tế . ……………. 83

4.2.1.1. Xây dựng đồ thị lựa chọn tiết diện dây dẫn. …………. 83

4.2.1.2 Xây dựng công thức hiện thời hóa chi phí tổn thất 89

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

điện năng.

7

4.2.2. Lựa chọn kích thƣớc dây dẫn mới để thay thế một dây dẫn cũ 94

4.2.3. Phân tích tài chính dự án xây dựng đƣờng dây mới và thay 96

dây dẫn.

4.2.3.1. Chỉ têu giá trị hiện tại thuần NPV …………………... 96

4.2.3.2 Chỉ tiêu tỷ suất hoàn vốn nội bộ ……………………… 98

4.2.3.3 Chỉ tiêu tỷ số lợi ích - chi phí (B/C) …………………... 98

4.3. XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN. ………………….. 105

4.4. ỨNG DỤNG LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN CHO MỘT LƢỚI 106

ĐIỆN 35KV ĐIỂN HÌNH HUYỆN CHƢƠNG MỸ - TỈNH HÀ TÂY.

4.4.1 Khái quát lƣới điện huyện Chƣơng Mỹ tỉnh Hà Tây……….. 106

4.4.2 Ứng dụng chƣơng trình tính toán xây dựng 01 ĐDK mới 108

35kV Ba La – Xuân Mai.

4.4.3 Ứng dụng chƣơng trình tính toán nâng tiết diện ĐDK 378 113

Ba La – Chƣơng Mỹ.

Chƣơng 5. KẾT LUẬN CHUNG VỀ LUẬN VĂN. 118

5.1 ĐÁNH GIÁ VÀ NHẬN XÉT KẾT QUẢ ĐẠT ĐƢỢC CỦA 118

LUẬN VĂN.

6.2. KẾT LUẬN CHUNG VÀ HƢỚNG NGHIÊN CỨU TIẾP THEO. 119

Tài liệu tham khảo ................................................................ ................... 120

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Phụ lục ..................................................................................................... 121

8

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

Chữ viết tắt Nội dung

AV Annual Value (giá trị hiện tại hàng năm)

AVB Annual Value Benefit (giá trị hiện tại lợi ích hàng năm)

AVC Annual Value Cost (giá trị hiện tại chi phí hàng năm)

B Benefit (Lợi ích của dự án)

BOT Nhà máy điện “Xây dựng – Điều hành – Chuyển giao”

C Cost (chi phí của dự án)

CF Cash-flows (lợi nhuận thực tế thu đƣợc)

D Depriciation (Mức khấu hao hàng năm)

ĐDK Đƣờng dây trên không

EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam

HTĐ Hệ thống điện

IPP Nhà máy điện độc lập

IRR Internal Rate of Return (tỷ suất hoàn vốn nội bộ)

LPP Lƣới điện phân phối

MBA Máy biến áp

NFV Net Future Value (giá trị tƣơng lai thuần)

NPV Net Present Value (giá trị hiện tại thuần)

PVB Present Value Benefits (giá trị hiện tại của lợi ích)

PVC Present Value Costs (giá trị hiện tại của chi phí)

QL&TDDC Quản lý và tiêu dùng dân cƣ

SV Salvage Value (giá trị còn lại của tài sản cố định)

TBK Nhà máy điện tua bin khí, dầu

TSCĐ Tài sản cố định

TTCS Tổn thất công suất

TTĐA Tổn thất điện áp

TTĐN Tổn thất điện năng

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

TTG Trạm trung gian

9

DANH MỤC CÁC BẢNG

Tên bảng Trang

Bảng 1.1 Công suất thiết kế các nhà máy điện tính tới 31/12/2005. 14

Bảng 1.2 Cơ cấu sản lƣợng điện theo nguồn. 16

Bảng 1.3 Sự phát triển của hệ thống truyền tải năm 2005 so với năm 2004. 17

Bảng 1.4 Kế hoạch phát triển hệ thống truyền tải trong giai đoạn 2005-2015. 18

Bảng 1.5 Lƣới điện phân phối hệ thống điện Việt Nam. 18

Bảng 1.6 Điện năng tiêu thụ qua các năm tỉnh Hà Tây. 24

Bảng 1.7 So sánh điện năng tiêu thụ giữa dự báo trong QH2005 và thực hiện. 25

Bảng 1.8 Khối lƣợng thực hiện xây dựng cơ bản lƣới điện Tỉnh Hà Tây. 26

Bảng 1.9 Kết quả dự báo nhu cầu điện tỉnh Hà Tây (PP gián tiếp) . 28

Bảng 1.10 Kết quả dự báo nhu cầu điện theo phân vùng tỉnh Hà Tây (PP cơ sở). 28

Bảng 1.11 Kết quả dự báo nhu cầu điện theo phân vùng tỉnh Hà Tây (PP cơ sở). 28

Bảng 1.12 Đánh giá tăng trƣởng điện năng và công suất đến năm 2015. 29

Bảng 3.1 cho ví dụ về hệ số hoạt động- bảo dƣỡng, khấu hao và vận hành. 64

Bảng 3.2 Hệ số tham gia vào đỉnh ktd. 65

77 Bảng 3.3 JKT của Liên xô cũ . Bảng 3.4 Nhiệt độ cho phép của dây dẫn – θcp , (oC).

79 Bảng 3.5 Giá trị kqt trong 5 ngày đêm của c áp cách điện giấy Uđm≤10kV.

Bảng 3.6 Hệ số xác định bởi nhiệt lƣợng làm nóng dây khi ngắn mạch và 80

loại dây cáp.

80 Bảng 3.7 Dòng ngắn mạch cho phép theo điều kiện ổn định nhiệt của cáp Ik- max.

Bảng 3.8. Tiết diện tối thiểu theo điều kiện vầng quang. 81

Bảng 3.9. Tiết diện nhỏ nhất (mm2) cho dây trần nhiều sợi. 81

Bảng 4.1: Dòng điện lâu dài cho phép theo độ phát nóng của dây trần 84

bằng đồng, nhôm hoặc nhôm ruột thép .

Bảng 4.2 Bảng công suất cho phép ĐDK 35 KV quy về hiện tại tƣơng ứng 85

với mức tăng phụ tải % và vòng đời 20 năm.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

86 Bảng 4.3 Bảng công suất cho phép ĐDK 22 kV quy về hiện tại tƣơng ứng

10

với mức tăng phụ tải % và vòng đời 20 năm.

Bảng 4.4 Bảng công suất cho phép ĐDK 10 kV quy về hiện tại tƣơng ứng 87

với mức tăng phụ tải % và vòng đời 20 năm.

Bảng 4.5. Bảng giá thành 1km đƣờng dây ĐDK 35kV mới. 88

Bảng 4.6. Dòng điện và công suất với mức tăng phụ tải α=từ (1-6)% và 88

vòng đời n = 20 năm.

Bảng 4.7 Chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho thay đổi vòng 91

đời tính toán.

Bảng 4.8 Kết quả kiểm tra về yêu cầu công suất mang tải max năm đầu tiên, 93

lợi ích tiết kiệm chi phí cho tổn thất so với vốn đầu tƣ, và tổn thất điện áp.

Bảng 4.9 Những mức tải tối ƣu để thay thế đƣờng dây theo Ví dụ 4.4. 95

99 Bảng 4.10 Bảng phân tích các hệ số hiện tại hóa β, ε, ứng với sự thay

đổi n, r, và α.

Bảng 4.11 Kết quả tính NPV theo năm tính toán từ 1-20 năm ví dụ 4.5 102

Bảng 4.12 Kết quả phân tích tài chính cí dụ 4.5. 104

= (1-6)%/năm và sau 20 năm của ĐDK 108 Bảng 4.13. Mức tăng I1 với

35kV Ba La – Xuân Mai

109 Bảng 4.14 Kết quả tính chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng của ĐDK

35kV Ba La – Xuân Mai

Bảng 4.15 Chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho thay đổi vòng 109

đời của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai.

Bảng 4.16 Điều kiện về công suất mang tải năm đầu và điều kiện vốn đầu 111

tƣ so với chi phí giảm tổ n thất của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai.

Bảng 4.17 Kết quả phân tích tài chính của dự án sử dụng dây AC 95 của 111

ĐDK mới 35kV Ba La – Xuân Mai

Bảng 4.18 Chi phí tổn thất điện năng từ năm thứ (1-20) ĐDK 378 Ba la. 114

Bảng 4.19 Kết quả xác định công suất tối ƣu để t hay dây và tổn thất điện 119

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

áp với dây chọn là AC150 của ĐDK 378 Ba La.

11

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ Trang

Hình 1.1 Đồ thị cơ cấu nguồn theo công suất đặt của EVN. 15

Hình 1.2 Đồ thị cơ cấu sản lƣợng điện sản suất theo nguồn. 16

Hình 1.3 Đồ thị tổn thất điện năng toàn EVN từ 1995 đến 2005. 19

Hình 1.4 Đồ thị tăng trƣởng điện thƣơng phẩm toàn EVN từ 1997 đến 2005. 20

Hình 1.5 Đồ thị tỷ lệ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm toàn EVN từ 1997-2005. 20

Hình 1.6 Đồ thị tỷ cơ cấu tiêu thụ điện năng năm 2005. 21

Hình 2.1 Biểu đồ dòng quan hệ mặt băng tiền tệ. 34

Hình 2.2 Biểu đồ dòng tiền tệ trong trƣờng hợp tổng quát. 35

Hình 2.3 Đồ thị xác định lỗ lãi. 50

Hình 3.1 Quan hệ vốn tổn thất . 67

Hình 3.2. Đồ thị khoảng chi kinh tế. 76

Hình 3.3 Sơ đồ lƣới điện có dự phòng và không dự phòng. 78

Hình 3.4 Đồ thị đặc tính thời gian cắt. 80

Hình 4.1 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 35 kV mới. 85

Hình 4.2 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 22 kV mới. 86

Hình 4.3 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 10 kV mới. 87

Hình 4.4 Đồ thị biểu diễn chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho 92

thay đổi vòng đời từ (1-20)năm của ví dụ 4.3.

Hình 4.5 Đồ thị xác định công suất tối ƣu khi so sánh lựa chọn tiết diện dây 95

dẫn thay thế.

Hình 4.6 Đồ thị biến đổi NPV theo vòng đời của ĐDK 35kV của ví dụ 4.5. 104

Hình 4.7 Đồ thị biểu diễn chi phí tổn thất điện năng so với chi phí xây dựng của 104

ví dụ 4.5.

Hình 4.8 Sơ đồ khối chƣơng trình tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn. 105

Hình 4.9 Sơ đồ lƣới điện trung thế huyện Chƣơng Mỹ - Hà Tây. 78

Hình 4.10 Đặc tính chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng theo vòng đời 110

của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

115 Hình 4.11 Đồ thị đƣờng cong chi phí tổn thất ĐDK 378 Ba La với n= 20 năm.

12

CHƢƠNG MỞ ĐẦU

1. Sự cần thiết của đề tài

Trong điều kiện kinh tế thị trƣờng hiện nay, khi mà Việt Nam tham gia hội

nhập kinh tế quốc tế (WTO). Đối với tất cả các ngành Kinh tế nói chung và ngành

Điện nói riêng thì việc quy hoạch phát triển hệ thống điện sao cho phù hợp với yêu

cầu phát triển hiện nay là vấn đề cấp thiết.

Trong hệ thống điện, lƣới điện đóng vai trò rất quan trọng, nó đảm nhận chức

năng truyền tải và phân phối điện năng từ nguồn đến các phụ tải, bao gồm các

đƣờng dây truyền tải, phân phối... Có nhiều tiêu chí để đánh giá lƣới điện, nhƣng cơ

bản có 4 tiêu chí sau:

- Đảm bảo cung cấp điện đủ cho các nhu cầu phụ tải, đảm bảo chất lƣợng.

- Cung cấp điện liên tục và an toàn.

- Giảm tổn thất trong truyền tải, phân phối, giảm giá thành xây dựng, giảm

giá bán điện.

- Hạn chế đến mức thấp nhất ảnh hƣởng của lƣới điện đối với môi trƣờng

sinh thái, cảnh quan.

Dây dẫn góp phần chi phối không nhỏ vào tất cả các mục tiêu trên. Đối với

Hệ thống điện, dây dẫn chiếm một thành phần không nhỏ. Với ngành Điện hiện nay

việc lựa chọn tối ƣu tiết diện dây dẫn nói riêng hay các thiết bị điện trong hệ thống

điện nói chung còn là vấn đề tài chính ảnh hƣởng chi phí kinh doanh bán điện trong

điều kiện kinh tế thị trƣờng. Do vậy vấn đề tính toán lựa chọn dây dẫn sao cho đảm

bảo phù hợp với yêu cầu của nền kinh tế thị trƣờng ngày nay đóng vai trò rất quan

trọng và cần thiết.

Vì vậy Đề tài “Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trường”

đƣợc lựa chọn nhằm giải quyết các yêu cầu trên.

2. Mục đích nghiên cứu của đề tài

Đề tài nhằm nghiên cứu áp dụng các phƣơng pháp lựa chọn tiết diện dây dẫn

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

theo các chỉ tiêu kỹ thuật có tính đến các điều kiện kinh tế: dây dẫn chọn đảm bảo các

13

tiêu trí về mặt kỹ thuật và phù hợp với các điều kiện về tài chính, kinh tế thị trƣờng

trong điều kiện hội nhập và phát triển, nêu lên đƣợc sự ƣu việt của phƣơng pháp.

3. Đối tƣợng và phạm vi của đề tài

Đề tài này nghiên cứu lựa chọn dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trƣờng vào

việc thiết kế đƣờng dây tải điện và tính toán quy hoạch phát triển lƣới điện ở Việt Nam.

Đề tài có thể áp dụng trực tiếp vào các công trình thực tế.

Luận văn bao gồm phần lý thuyết về phân tích tài chính trong quản lý dự án,

lý thuyết tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn, xây dựng phƣơng pháp phƣơng pháp

lựa chọn tiết diện tập trung vào chỉ tiêu kinh tế và định hƣớng quy hoạch cụ thể về

lựa chọn dây dẫn cho một công trình thực tế.

4. ý nghĩa khoa học của đề tài Việc lựa chọn tối ƣu tiết diện dây dẫn là làm sao cho chi phí vòng đời của

đƣờng dây nhỏ nhất. Chi phí này bao gồm chi phí vốn đầu tƣ xây dựng đƣờng dây

và chi phí vận hành trong suốt thời gian sống của nó. Lựa chọn dây dẫn sao cho có

các chi phí nhỏ nhất nhƣng vẫn đảm bảo các điều kiện kỹ thuật vận hành toàn trong

một chu kỳ sửa chữa, thay thế. Việc lựa chọn dây dẫn nhƣ thế nào phụ thuộc vào

điều kiện kinh tế của từng quốc gia và trong từng giai đoạn phát triển kinh tế của

nƣớc đó. Đối với nƣớc ta khi mà nền kinh tế đang hội nhập và có mức tăng trƣởng

mạnh về kinh tế, các khu công nghiệp, khu kinh tế, đô thị mới đƣợc phát triển và

quy hoạch tổng thể theo từng vùng. Đóng góp ý nghĩa của việc lựa chọn tối ƣu tiết

diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trƣờng sao cho đảm bảo đƣợc về các điều

kiện kinh tế, kỹ thuật và phù hợp với từng khu vực, vùng miền của nƣớc ta trong

giai đoạn hiện nay và trong những năm tới là ý nghĩa khoa học thực tiễn của đề tài.

5. Ý nghĩa thực tiễn

Với sự phát triển vƣợt bậc trong điều kiện kinh tế thị trƣờng hiện nay, thị

trƣờng Điện lực mang tính cạnh tranh cao thì việc nâng cao hiệu quả trong việc

cung cấp điện, đồng thời với việc đề ra các giải pháp nhằm giảm thiểu các chi phí

đầu tƣ xây dựng để giảm giá thành bán điện mở ra xu hƣớng mới trong việc cung

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

ứng và phát triển của ngành điện Việt Nam hiện nay và tƣơng lai. Việc đề ra giải

14

pháp lựa chọn dây dẫn trong điều kiện kinh tế thị trƣờng đóng góp một phần không nhỏ để giải quyết các vấn đề nêu trên.

6. Kết cấu của đề tài

Tên đề tài: “Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trƣờng”.

Luận văn đƣợc lập bao gồm 5 chƣơng chia rõ làm hai phần: Lý thuyết và

thực hành. Nội dung của các chƣơng thể hiện rõ ràng, dễ xem.

Nội dung cụ thể của luận văn nhƣ sau:

Chƣơng 1: Tổng quan về lƣới điện việt nam, hiện trạng, định hƣớng phát

triển đến 2015 và đôi nét về quy hoạch phát triển lƣới điện Hà Tây giai đoạn

2006-20010.

Chƣơng 2: Nghiên cứu phân tích kinh tế tài chính dự án đầu tƣ.

Chƣơng 3: Tổng quan lý thuyết lựa chọn tiết diện dây dẫn trong hệ thống

điện.

Chƣơng 4: Xây dựng phƣơng pháp lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều

kiện kinh tế thị trƣờng và ứng dụng tính toán chọn dây dẫn mới và thay thế

cho lƣới điện trung áp điển hình (chọn lƣới điện huyện Chƣơng Mỹ - Hà Tây

làm ví dụ tính toán).

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Chƣơng 5: Kết luận.

15

Chƣơng 1

TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN VIỆT NAM, HIỆN TRẠNG, ĐỊNH HƢỚNG

PHÁT TRIỂN ĐẾN 2015 VÀ ĐÔI NÉT VỀ QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN

LƢỚI ĐIỆN HÀ TÂY GIAI ĐOẠN 2006-2015

1.1. TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN VIỆT NAM, HIỆN TRẠNG, ĐỊNH

HƢỚNG PHÁT TRIỂN ĐẾN 2015. [Theo nguồn web EVN]

1.1. 1 NGUỒN ĐIỆN

Để đáp ứng nhu cầu điện năng của nền kinh tế quốc dân trong thời gian tới.

Tổng công ty điện lực Việt Nam có kế hoạch: (I) đầu tƣ phát triển các nguồn điện

kinh tế nhƣ thuỷ điện, khí đồng hành, than khai thác tại chỗ; (II) phát triển hợp lý

các nguồn năng lƣợng mới để cấp điện cho các vùng không có điện lƣới; và (III)

nâng cấp các nhà máy điện cũ, cải tiến công tác quản lý, áp dụng công nghệ tiên

tiến để nâng cao hiệu suất của các nhà máy, đảm bảo tính ổn định vận hành nhà

máy.

Bảng 1.1 Công suất thiết kế các nhà máy điện tính tới 31/12/2005

Tên nhà máy

Công s uất đặt (MW)

Tổng công suất phát của toàn bộ hệ thống điện Việt Nam

11340

Công s uất lắp đặt của các nhà máy điện thuộc EVN

8822

Nhà máy thuỷ điện

4155

Hoà Bình

1920

Thác Bà

120

Trị An

420

Đa Nhim - Sông Pha

167

Thác Mơ

150

Vĩnh Sơn

Ialy

720

Sông Hinh

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

16

Hàm Thuận - Đa Mi

476

Thuỷ điện nhỏ

Nhà máy nhiệt điện than

1245

Phả Lại 1

440

Phả Lại 2

600

Uông Bí

105

Ninh Bình

100

Nhà máy nhiệt điện dầu (FO)

198 Thủ Đức

165

Cần Thơ

Tua bin khí (khí + dầu)

2939

Bà Rịa

389

Phú Mỹ 2-1

732

Phú Mỹ 1

1090

Phú Mỹ 4

450

Thủ Đức

128

Cần Thơ

150

Diezen

285 Công s uất lắp đặt của các IPP

2518

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Hình 1.1 Đồ thị biểu thị cơ cấu nguồn theo công suất đặt của EVN

17

Bảng 1.2 Cơ cấu sản lƣợng điện theo nguồn

Nguồn

S.lƣợng điện sản xuất (tr. kWh)

Tổng điện phát và mua

52 050

Sản lƣợng điện của các nhà máy thuộc EVN

52 050

Thuỷ điện

16 130

Nhiệt điện than

8 125

Nhiệt điện dầu (FO)

678

Tua bin khí (khí+dầu)

16 207

Diesel

Sản lƣợng điện của các IPP

10 867

Hình 1.2 Đồ thị biểu thị cơ cấu sản lƣợng điện sản suất theo nguồn

1.1.2. HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI.

Hiện nay, hệ thống truyền tải Việt Nam bao gồm ba cấp điện áp: 500kV,

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

220kV và 110kV.

18

Bảng 1.3: Sự phát triển của hệ thống truyền tải năm 2005 so với năm 2004

TT

Khối lƣợng

2004

2005 Tăng

1

Tổng chiều dài đƣờng dây 500 kV (km)

31%

2.469

3.232

2

Tổng chiều dài đƣờng dây 220 kV (km)

4.795

5.203

3

Tổng chiều dài đƣờng dây 110 kV (km)

12%

9.819

10.961

4

Tổng số trạm BA 500 kV

57%

5

Tổng dung lƣợng lắp đặt TBA 500 kV (MVA)

73%

4.050

7.014

6

Tổng số trạm BA 220 kV

7

Tổng dung lƣợng lắp đặt TBA 220 kV (MVA)

21%

11.190

13.502

8

Tổng số trạm biến áp 110 kV

293

316

9

Tổng dung lƣợng lắp đặt TBA 110 kV (MVA)

14.997

16.219

Lƣới điện 500kV, 220kV và một số lƣới điện 110kV quan trọng do bốn

Công ty Truyền tải điện 1, 2, 3 và 4 quản lý và vận hành. Hầu hết lƣới điện 110kV

do các Công ty Điện lực tự quản lý trên địa bàn của mình. Khối lƣợng lƣới điện

truyền tải phân theo từng cấp công ty đƣợc tổng hợp trong bảng 2.

Trong năm 2004-2005, trục xƣơng sống 500kV liên kết lƣới điện miền Bắc,

Trung Nam sẽ đƣợc nâng cấp và bổ sung mạch 500kV Bắc Nam thứ hai từ Phú Lâm

ra Thƣờng Tín, là tiền đề vô cùng quan trọng để vận hành kinh tế và tối ƣu hoá hệ

thống điện Việt Nam.

Định hƣớng phát triển lƣới điện truyền tải của EVN trong giai đoạn 2005 -

2015 là xây dựng lƣới điện truyền tải mạnh có khả năng truyền tải một lƣợng công

suất lớn từ các nhà máy điện và các trung tâm điện lực lớn đến các trung tâm phụ tải

lớn. Với việc áp dụng các tiêu chuẩn và công nghệ truyền tải điện tiên tiến, lƣới

điện truyền tải phải đảm bảo cung cấp điện đầy đủ, an toàn và tin cậy cho các trung

tâm công nghiệp và đô thị lớn trong cả ba miền, từng bƣớc kết nối hệ thống truyền

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

tải điện Việt Nam với các nƣớc trong khu vực.

19

Bảng 1.4: Kế hoạch phát triển hệ thống truyền tải trong giai đoạn 2005-2015

Đơn vị

2005-2010

2011-2015

1. Đƣờng dây

Đƣờng dây 500 kV

800

1.150

Đƣờng dây 220 kV

2.644

1.850

Đƣờng dây 110 kV

2.202

2.546

2. Trạm

Trạm 500 kV

MVA

3.750

2.550

Trạm 220 kV

MVA

8.189

12.575

Trạm 110 kV

MVA

11.379

16.875

1.1.3. HỆ THỐNG PHÂN PHỐI.

Do điều kiện lịch sử để lại, hiện nay, hệ thống lƣới điện phân phối của Việt

Nam bao gồm nhiều cấp điện áp khác nhau, cả ở thành thị và nông thôn, do tám

công ty điện lực thuộc Tổng công ty Điện lực Việt Nam quản lý. Nhằm nâng cao độ

tin cậy trong việc cung cấp điện, đáp ứng yêu cầu ngày càng cao về chất lƣợng của

khách hàng và giảm tổn thất điện năng của toàn hệ thống tới khoảng 10% vào năm

2010, Tổng công ty thƣờng xuyên đầu tƣ mở rộng, nâng cấp và cải tạo lƣới điện

phân phối trên phạm vi cả nƣớc. Theo kế hoạch phát triển, từ nay đến năm 2010,

lƣới điện phân phối của Tổng công ty sẽ đƣợc xây dựng thêm 282.714 km đƣờng

dây trung và hạ áp (tăng 183% so với khối lƣợng hiện nay) và 19.010 MVA công

suất máy biến áp phân phối (tăng 78,9% so với hiện nay).

Bảng 1.5: Lƣới điện phân phối hệ thống điện Việt Nam

Khối lƣợng

2004

2005

Tăng

Tổng chiều dài đƣờng dây trung áp (km)

112.555

121.746

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

20

Tổng chiều dài đƣờng dây hạ áp (km)

109.199

181.063

66%

Tổng số Trạm biến áp trung gian

714

735

Tổng dung lƣợng các TBA trung gian (MVA)

3.663

3.792

Tổng số Trạm biến áp phân phối

134.668

148.976

11%

Tổng dung lƣợng các TBA phân phối (MVA)

24.941

29.555

18%

1.1.4. HOẠT ĐỘNG KINH DOANH VÀ DỊCH VỤ KHÁCH HÀNG

Số liệu kinh doanh

Tính đến tháng 10 năm 2006

Sản lƣợng điện cung cấp cho nền KTQD đạt 42,44 tỷ kWh

Quản lý-tiêu dùng dân cƣ chiếm: Trong đó: Công nghiệp-Xây dựng chiếm: 46,91% 43,29%

Khách hàng trực tiếp mua điện 9.268.908

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Hình 1.3 Đồ thị biểu thị tổn thất điện năng toàn EVN từ 1995 đến 2005

21

Hình 1.4 Đồ thị biểu thị tăng trƣởng điện thƣơng phẩm toàn EVN từ 1997 đến 2005

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Hình 1.5 Đồ thị biểu thị tỷ lệ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm toàn EVN từ 1997 - 2005

22

Hình 1.6 Đồ thị biểu thị tỷ cơ cấu tiêu thụ điện năng năm 2005

1.2. ĐÔI NÉT VỀ QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN LƢỚI ĐIỆN HÀ TÂY GIAI

ĐOẠN 2006-2015. [theo 16]

1.2.1. Nhận xét chung về hiện trạng lƣới điện và tình hình cung cấp điện:

a. Lƣới điện 220KV.

Cấp điện chính cho Hà Tây là các trạm 220KV Hà Đông và Xuân Mai. Công

suất max toàn tỉnh là 277MW, trong đó trạm 220KV Hà Đông cấp khoảng 214MW,

trạm Xuân Mai cấp 63MW. Các trạm 220KV khác nhƣ Mai Động, Chèm là nguồn

dự phòng cấp cho Hà Tây khi sự cố hoặc chuyển đổi phƣơng thức. Trừ trạm 220KV

Xuân Mai hiện mang tải 65%, các trạm 220KV khác đều đầy tải (mang tải từ 90 -

95%) do vậy khả năng cấp điện cho phụ tải tăng thêm là rất hạn chế.

Các đƣờng dây 220KV hiện có trên địa bàn Hà Tây, cấp điện cho Hà Nội, Hà

Tây và các tỉnh lân cận còn đủ khả năng tải, chiều công suất tải chính là từ thủy

điện Hòa Bình đi Hà Đông, Chèm, Xuân Mai.

b. Lƣới điện 110KV

Với 9 trạm nguồn 110KV (trong đó có 8 trạm nằm trên đất Hà Tây và 1 trạm

của Hà Nội) với tổng công suất lắp đặt là 511MVA, về cơ bản đã có đủ công suất

các trạm nguồn thỏa mãn nhu cầu điện hiện tại. Hiện nay chỉ còn máy biến áp T2

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

của trạm 110KV Tía còn đầy tải ở mức 94%.

23

Các đƣờng dây 110KV của tỉnh Hà Tây hầu hết đều đƣợc nối mạch vòng, độ

tin cậy cấp điện cho phụ tải là khá cao, tuy nhiên một số đƣờng dây còn bị vi phạm

hành lang an toàn lƣới điện nên vẫn còn có khả năng xảy ra sự cố làm giảm độ an

toàn cung cấp điện.

c. Lƣới điện trung thế

Tổng hợp chung toàn tỉnh mức mang tải còn thấp, mức tải bình quân các

trạm phân phối đạt gần 62%.

* Lƣới điện 35KV

Lƣới 35KV có ở tất cả 14 huyện thị của tỉnh Hà Tây. Tới tháng 9/2007 toàn

tỉnh có 1279km đƣờng dây 35KV chiếm khoảng 47,69% khối lƣợng lƣới trung thế.

Các trạm biến áp phân phối 35/0,4KV của tỉnh Hà Tây có công suất trung

bình 1 trạm là 346KVA. Số lƣợng trạm biến áp 35/0,4KV hiện tại là 1461

trạm/506.300KVA chiếm tỉ lệ 48,28% tổng số trạm phân phối.

Trong tổng số 37 tuyến đƣờng trục 35KV có 23 tuyến vận hành non tải, 8

tuyến vừa tải, 5 tuyến đầy và gần đầy tải, chỉ có 1 tuyến quá nhẹ tải. Tổn thất điện

áp trên các tuyến đƣờng trục 35KV đều ở mức ≤ 5%.

*Lƣới điện 22, 10, 6 KV

- Ngoại trừ trạm 110KV Thạch Thất di động, các trạm 110KV trên đ ịa bàn

tỉnh Hà Tây đều có cuộn dây 22KV, tuy nhiên đến nay đƣờng dây 22KV của tỉnh

chƣa phát triển mạnh. Các trạm 22/0,4KV có công suất trung bình 1 trạm là

700KVA. Số lƣợng TBA 22/0,4KV hiện tại là 44 trạm/30.830KVA chiếm tỉ lệ

1,45% tổng số trạm phân phối.

- Đƣờng dây 10KV: Đƣờng dây 10KV sau các trạm 110KV và sau các trạm

trung gian 35/10KV của tỉnh Hà Tây chiếm tỉ lệ rất lớn với khối lƣợng là

1168,22km chiếm 43,56% khối lƣợng đƣờng dây trung áp toàn tỉnh. Các trạm

10/0,4KV có công suất trung bình 1 trạm là 240KVA. Số lƣợng TBA 10/0,4KV

hiện tại là 1251 trạm /299.740 KVA chiếm tỉ lệ 41,34% tổng số trạm phân phối.

- Đƣờng dây 6KV: Đƣợc xây dựng từ lâu, tập trung chủ yếu ở khu vực thành

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

phố Hà Đông và thị trấn Kim Bài-huyện Thanh Oai. Các trạm 6/0,4KV có công suất

24

trung bình 1 trạm là 313KVA. Số lƣợng TBA 6/0,4KV hiện tại là 264 trạm

/82.680KVA chiếm tỉ lệ 8,72% tổng số trạm phân phối. Ngoài ra còn 2 trạm

6/0,2KV – 67KVA, số lƣợng trạm này và công suất nhỏ chiếm tỉ lệ không đáng kể

trong lƣới điện phân phối.

d. Tổn thất điện năng:

Tỉ lệ tổn thất điện năng những năm gần đây từ 2005-2007 tăng cao hơn

những năm trƣớc đây (2003-2004). Năm 2004 tỉ lệ tổn thất là 5,62%, năm 2005 là

6,78%, năm 2006 là 6,69% và 9 tháng đầu năm 2007 là 7,67%. Ƣớc thực hiện năm

2007 khoảng 7%, kế hoạch năm 2008 là 6,5%. Một số nguyên nhân chính làm tăng

tỉ lệ tổn thất là lƣới điện nông thôn phát triển nhiều nhƣng tiêu thụ điện không lớn,

các TBA phụ tải còn rất non tải. Lƣới điện 22KV phát triển chậm, lƣới 6 -10KV cũ

nát, nhiều đƣờng dây có mức tải đầy và một số quá tải nặng.

e. Tình hình sử dụng điện

Tiêu thụ điện trên địa bàn tỉnh giai đoạn 2005-2007 trong bảng 1-6.

Điện thƣơng phẩm giai đoạn 2001-2005 có tốc độ tăng trƣởng trung bình là

11,96%/năm. Giai đoạn 2005-2006 là 11,33%, ƣớc giai đoạn 2005-2007 là 11,37%.

Do hệ thống điện miền Bắc rất thiếu nguồn, Điện lực các tỉnh trong đó có Hà Tây đều

phải cắt giảm sản lƣợng điện. Phát triển kinh tế-xã hội của Hà Tây vẫn có xu hƣớng

tăng mạnh, nếu đủ nguồn điện cấp thì mức tiêu thụ điện của Hà Tây có thể đạt tốc độ

tăng trƣởng điện thƣơng phẩm trên 14%. Diễn biến tiêu thụ điện cho thấy hiện tại nhu

cầu sử dụng điện cho tỉnh Hà Tây phục vụ cho ánh sáng sinh hoạt vẫn là thành phần

chủ yếu (chiếm 70%) tiếp theo là thành phần công nghiệp – xây dựng (chiếm 21%).

f. Cấp điện nông thôn

Toàn bộ 295 xã và 27 phƣờng, thị trấn của Hà Tây đã đƣợc cấp điện, đạt tỉ lệ

100%, số hộ đƣợc dùng điện lƣới quốc gia đạt 100%. Sản lƣợng điện cho tiêu dung dân

cƣ ở nông thôn có tỉ trọng chiếm gần 80% trong tổng số điện tiêu dùng dân cƣ cả tỉnh.

Giá bán điện sinh hoạt đến hộ ở nông thôn không vƣợt quá giá trần Chính

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

phủ quy định (700đ/kwh).

- 24 – Bảng 1.6 Điện năng tiêu thụ qua các năm tỉnh Hà Tây

Đơn vị: triệu kWh

9 tháng đầu

Tốc độ tăng

TT

Ngành

Năm 2000

2005

2006

Ƣớc năm 2007

năm 2007

trƣởng

A

A%

A

A%

A

A%

A

A%

A

A%

01-05

06-07

Công nghiệp- xây dựng

78,96

14,46

211,29

20,13

251,67

21,25

213,02

21,8

280

21,21

21,8%

15,1%

Nông nghiệp

29,78

5,45

54,71

52,21

54,83

4,63

43,35

5,03

4,62

12,9%

5,6%

Thƣơng mại, dịch vụ

2,84

0,52

10,39

0,99

12,73

1,07

10,08

1,17

1,06

29,6%

16,1%

Quản lý tiêu dùng và

406,24

74,4

735,43

70,07

835,34

70,54

679,15

78,77

930

70,45

12,6%

12,5%

dân cƣ

Các nhu cầu khác

28,19

5,16

37,76

3,6

29,65

2,5

31,5

3,65

2,65

-3,7%

Tổng thƣơng phẩm

546,01

100

1049,58

100

1184,22

100

977,1

110

1320

100

14%

12,1%

Tổn thất

39,21

6,7

76,34

6,78

84,9

6,69

81,17

7,67

91,76

6,5

Điện nhận

585,22

1125,92

1269,12

1058,27

1411,76

14%

12%

Pmax

130

250

277

305

14%

10,5%

Nguồn: Điện lực Hà Tây

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 25 -

1.2.2. Đánh giá tình hình thực hiện quy hoạch phát triển điện lực từ 2005-2007

a. Về điện năng thƣơng phẩm

- Trong 2 năm 2005-2006 điện năng thƣơng phẩm tăng trƣởng bình quân

11,33% /năm, thấp hơn so với tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm dự báo 2006-

2010 trong đề án QH2005 (17,05%/năm).

Bảng 1.7 So sánh điện năng tiêu thụ giữa dự báo trong QH2005 và thực hiện:

Năm 2005 theo QH Thực hiện năm 2005 TT Ngành A A% A A%

Công nghiệp-xây dựng 282,6 211,29 20,13 26,2 1

Nông nghiệp 45,7 4,2 54,71 5,21 2

Thƣơng mại, dịch vụ 5,8 0,5 10,39 0,99 3

688 4 Quản lý tiêu dùng và dân cƣ 63,9 735,43 70,07

Các nhu cầu khác 55,3 5,1 37,76 3,6 5

Tổng thƣơng phẩm 1077,3 100 1049,58 100

Tổn thất 74,9 6,5 76,34 6,78 6

Điện nhận 1152,2 1125,92

Pmax 267,4 250

Năm 2005, điện thƣơng phẩm thực hiện gần đạt giá trị dự báo (thấp hơn

khoảng 2,5%/năm). Năm 2006, điện thƣơng phẩm tăng trƣởng 12,83%, cao hơn

năm 2005 (9,85%), ƣớc tốc độ tăng năm 2007 là 11,5%, tƣơng đối phù hợp với dự

báo trƣớc đây.

1.2.3. Đánh giá về thực hiện chƣơng trình phát triển nguồn và lƣới điện:

Từ 2005 đến nay:

- Các đƣờng dây và TBA 220KVA cung cấp điện cho Hà Tây về khối lƣợng vẫn

chƣa có gì thay đổi. Các trạm 220KVA Hà Đông, Chèm và Mai Động không bị quá tải

bởi đƣợc san bớt cho trạm 220KVA Xuân Mai, trạm này cũng đã mang tải đến 65%.

- Ngoài trạm 110KV Hà Đông đƣợc nâng công suất lên 2x63MVA. So với

quy hoạch, chƣa có thêm đƣờng dây hay trạm 110KV nào đƣợc đƣa vào vận hành.

Tổng hợp các số liệu về khối lƣợng xây dựng đƣờng dây và trạm biến áp đã đƣợc

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

thực hiện, so sánh với QH2005 đƣợc trình bày trong bảng 1-8

- 26 -

Khối lƣợng có tới

So sánh

Danh mục

Đơn vị

tháng

tăng

12/2004

12/2006

BQ/năm

Bảng 1.8 Khối lƣợng thực hiện xây dựng cơ bản lƣới điện Tỉnh Hà Tây.

I. Đƣờng dây

1. Đƣờng dây 110KV

165,4

42,1

2. Đƣờng dây 35KV

1182

1266,1

22,5

3. Đƣờng dây 22KV

44,3

89,2

31,5

4, Đƣờng dây 10-6KV

1241,1

1304,1

II. Trạm biến áp

0/19,5

1. Trạm 110/35/22(6-10)KV

Trạm/MVA

8/413

8/452

0/3,5

2. Trạm trung gian 35/3-6-10KV Trạm/MVA

25/173,95

25/181

3. Trạm 35-22-10-6/0,4

Trạm/MVA

2547/744,5

2934/887,5

193/71,5

Trong đó: 35/0,4KV

Trạm/MVA

1193/707,2

1410/493,1

108/42,9

10/0,4KV

Trạm/MVA

1109/260,2

1232/294,2

61/17

Theo kế hoạch thi công tại các công trƣờng, hiện có 5 trạm biến áp 110KV

đang khẩn trƣơng hoàn thành tiến độ dự kiến nhƣ sau:

+ Trạm 110KV Phùng Xá (1x40)MVA dự kiến quý 1/2008 đóng điện.

+ Trạm 110KV Bia Tiger (1x16)MVA dự kiến quý 1/2008 đóng điện.

+ Trạm 110KV Làng Văn hóa (2x16)MVA dự kiến năm 2008 đóng điện.

+ Trạm 110KV Văn Quán (1x40)MVA dự kiến năm 2008 đóng điện.

+ Trạm 110KV Trôi (2x40)MVA dự kiến năm 2008 đóng điện.

Khi các trạm 110KV trên (có tổng công suất lắp đặt là 208MVA) vào vận

hành sẽ đạt đƣợc 34,4% công suất đề ra trong quy hoạch. Tình trạng vận hành của

các trạm 110KV hiện có sẽ đƣợc cải thiện, quá tải đƣợc giảm bớt.

Đƣờng dây 35KV thêm đƣợc 84km đạt tỉ lệ 16,4% so với quy hoạch, đƣờng

dây 22KV và 6-10(22)KV thêm đƣợc 107,9km, đạt 18,8%. Khối lƣợng lƣới điện 6-

10KV cải tạo lƣới 6-10KV sang lƣới 22KV thực hiện không đáng kể.

Trong 2 năm 2005-2006 xây dựng thêm đƣợc 387 trạm phân phối 35-22-10-

6/0,4KV với tổng công suất là 143MVA, chiếm tỉ lệ 21,16% công suất dự kiến

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

trong QH2005.

- 27 -

1.2.4. Đặc điểm chung và phƣơng hƣớng phát triển Kinh tế-Xã hội tỉnh Hà Tây

a. Đặc điểm tự nhiên

Tỉnh Hà Tây có tổng diện tích đất tự nhiên là 2193 km2. Bao gồm 2 thành

phố và 12 huyện (trong đó TP Hà Đông và TP Sơn Tây mới đƣợc thành lập).

Hà Tây là tỉnh có nhiều di tích lịch sử quý giá (đứng thứ 3 cả nƣớc sau Hà Nội và

TP Hồ Chí Minh), là điểm du lịch có tầm cỡ quốc gia và quốc tế.

b. Hiện trạng phát triển kinh tế-xã hội của tỉnh Hà Tây:

Trong 5 năm 2001-2005, mặc dù có nhiều khó khăn, song tỉnh Hà Tây đã đạt

đƣợc những thành tựu:

Tốc độ tăng trƣởng GDP đạt 9,88%, vƣợt kế hoạch 1,88%. Trong đó ngành

nông lâm thủy sản đạt 4,7%/năm, ngành công nghiệp – xây dựng đạt 15,63%/năm

và ngành dịch vụ đạt 9,49%/năm.

Giai đoạn 2005-2006, tốc độ tăng trƣởng kinh tế của tỉnh đạt gần 13%, trong

đó: ngành nông lâm thủy sản tăng gần 3%, ngành công nghiệp-xây dựng tăng gần

21%, ngành dịch vụ tăng 12%.

c. Định hƣớng phát triển KT-XH tỉnh Hà Tây đến 2020:

Hƣớng Phát triển công nghiệp

Từ nay đến năm 2020 sẽ có các khu, cụm điểm công nghiệp đi vào hoạt động:

- 12 Khu công nghiệp có quy mô diện tích: 6.566,76 ha;

- 28 cụm công nghiệp quy mô diện tích: 1.221,21 ha;

- 04 điểm công nghiệp quy mô diện tích: 1.342,5 ha;

Hƣớng phát triển đô thị:

Tốc độ đô thị hóa trên địa bàn tỉnh Hà Tây đến năm 2020 đƣợc dự báo sẽ

tăng nhanh. Cụ thể đến 2020 các khu đô thị dự kiến nâng cấp nhƣ sau:

- 01 Đô thị loại I: Đô thị Hòa Lạc;

- 02 đô thị loại II: Hà Đông và Sơn Tây;

- 04 đô thị loại III: Xuân Mai, Thƣờng Tín, Phú Xuyên, Trôi – Phùng;

- 11 đô thị loại IV: Chúc Sơn, Kim Bài, Quốc Oai, An Khánh, Đại Nghĩa,

Miếu Môn, Tây Đằng, Phú Minh, Phúc Thọ, Liên Quan, Vân Đình;

- Và 17 do thị loại V: là các đô thị chuyên ngành (dịch vụ, du lịch, hành

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

chính, văn hóa, công nghiệp đào tạo, khoa học công nghệ, du lịch sinh thái).

- 28 -

1.2.5 Dự báo nhu cầu điện tỉnh Hà Tây đến 2015.

[Theo nguồn Viện nghiên cứu chiến lƣợc], Nhu cầu điện đến năm 2015 của

tỉnh Hà Tây đƣợc dự báo theo phƣơng pháp gián tiếp và dƣợc mô phỏng theo quan

hệ đàn hồi với tốc độ tăng trƣởng các thành phần kinh tế.

Bảng 1.9 Kết quả dự báo nhu cầu điện tỉnh Hà Tây (PP gián tiếp)

Thành phần

Đơn vị

2007

2010

2015

Điện thƣơng phẩm

(GWh)

1.469,20

2.562,80

4.728,40

Điện nhận

(GWh)

1.571,00

2.725,40

5.005,20

Pmax

(MW)

344,7

587,3

1.062,60

Tỉnh Hà Tây đƣợc chia thành 2 vùng phụ tải:

- Vùng phụ tải I: Bao gồm thành phố Sơn Tây và 6 huyện phía Bắc QL-6:

huyện Ba Vì, Phúc Thọ, Đan Phƣợng, Hoài Đức, Thạch Thất, Quốc Oai.

Công suất cực đại vùng phụ tải I tính đến năm 2007 là 149,69 MW.

- Vùng phụ tải II: Bao gồm thành phố Hà Đông và 6 huyện phía Nam QL-6:

huyện Chƣơng Mỹ, Thanh Oai, Thƣờng Tín, Phú Xuyên, Ứng Hòa, Mỹ Đức.

Công suất cực đại vùng phụ tải II tính đến năm 2007 là 175,22 MW.

Bảng 1.10 Kết quả dự báo nhu cầu điện theo phân vùng tỉnh Hà Tây (PP cơ sở)

Pmax

Thành phần

Đơn vị

2007

2010

2015

1. Vùng I

(MW)

149,69

305,09

530,24

2. Vùng II

(MW)

175,22

340,63

577,23

Pmax toàn tỉnh

(M W)

305,41

606,96

1.049,89

Bảng 1.11 Kết quả dự báo nhu cầu điện theo phân vùng tỉnh Hà Tây (PP cơ sở)

Quy hoạch đã

Quy hoạch hiệ u

Thực hiệ n

duyệt

chỉnh

TT

Các chỉ tiê u

2005

2010

2005

2006

2007

2010

Điệ n thƣơng phẩm

1.077,3 2.367,2 1.049,6 1.184,2 1.329,3 2.628,7

(GWh)

Tốc độ tăng bình quân

01-05

06-10

05-07

06-10

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 29 -

gia i đoạn (%năm)

15,1%

17,1%

12,5% 20,16%

Trong đó: QL&TDDC

688

1.312,4 735,43

835,34

931,74 1.357,7

01-05

06-10

05-07

06-10

Tốc độ tăng bình quân

19,5%

13,8%

12,6%

13%

253

539

250

277

305

607

Pmax toàn tỉnh (MW)

Nhu cầu điện đƣợc tính toán trong giai đoạn này cao hơn so với đề án Quy

hoạch năm 2005 chủ yếu do sự phát triển mạnh của thành phần phụ tải quản lý &

tiêu dùng dân cƣ.

Bảng 1.12 Đánh giá tăng trƣởng điện năng và công suất đến năm 2015

TT Danh mục

Tỷ số điện TP (GWh) 1 2007 2005 1.329,31 1.049,6 2010 2005 2.628,7 1.049,6 2015 2010 4.728,4 1.049,6

Mức độ tăng (lần) 2 1,27 2,50 1,8

3 Tốc độ tăng bình quân (%năm) 12,5 20,16 12,5

Tỷ số công suất (MW) 4 305 250 607 250 1050 607

19,4 11,5 5 Tốc độ tăng bình quân (%năm) 10,45

Điện cấp cho quản lý và tiêu dùng dân cƣ (QL&TDDC) chiếm tỷ trọng

70,09% tổng điện thƣơng phẩm năm 007 và ƣớc giảm xuống 51,63% năm 2010.

Nhu cầu điện cho công nghiệp – Xây dựng có xu hƣớng tăng mạnh theo

chuyển dịch cơ cấu kinh tế và chính sách công nghiệp hóa hiện đại hóa của tỉnh

trong những năm tới. Tỷ trọng ƣớc tính năm 2010 là 37,59% tổng điện thƣơng

phẩm, cao hơn dự báo trong đề án QH 2005 (QH 2005: 35,6%). Các thành phần tiêu

thụ khác chiếm tỷ trọng nhỏ.

Kết luận:

Nhƣ vậy thông qua nghiên cứu đôi nét về “Tổng quan về lưới điện Việt

Nam, hiện trạng, định hướng phát triển đến 2015 và đôi nét về quy hoạch phát

triển lưới điện hà tây giai đoạn 2006-2015” Cho thấy với tình hình hoạt động và

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Quy hoạch phát triển lƣới điện nói chung và lƣới điện Hà Tây nói riêng, khi mà nhu

- 30 -

cầu về điện có tốc độ phát triển nhanh chóng, đặc biệt trong tình hình hội nhập kinh

tế quốc tế hiện nay và tƣơng lai. Do vậy sự cần thiết phải đầu tƣ phát triển nguồn và

lƣới điện để đáp ứng kịp nhu cầu về điện đặt ra những thách thức mới cho ngành

Điện hiện nay. Đặc biệt là với khối lƣợng rất lớn về vốn đầu tƣ, và vấn đề công

nghê, vấn đề giảm chi phí vận hành, đặc biệt là vấn đề tổn thất điện năng. Đề tài:

“Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kện kinh tế thị trường” góp một phần hƣớng

đến tìm giải pháp sao cho việc chi phí cho đầu tƣ cho lƣới điện và giảm tổn thất

điện năng là có hiệu quả nhất về kinh tế nhƣng vẫn đảm bảo đáp ứng tình hình phát

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

triển lƣới điện trong giai đoạn hiện nay và trong những năm tới.

- 31 -

Chƣơng 2

NGHIÊN CỨU PHÂN TÍCH KINH TẾ TÀI CHÍNH DỰ ÁN ĐẦU TƢ

2.1. KHÁI NIỆM CHUNG

[Theo 5] Đầu tƣ là một hoạt động kinh tế và là một bộ phận hoạt động sản xuất

kinh doanh của các đơn vị, doanh nghiệp. Nó có ảnh hƣởng trực tiếp đến việc tăng tiềm

lực của nền kinh tế nói chung, tiềm lực sản xuất kinh doanh của các đơn vị nói riêng.

Mỗi hoạt động đầu tƣ đƣợc tiến hành với rất nhiều công việc có những đặc

điểm kinh tế - kỹ thuật đa dạng. Nguồn lực cần huy động cho hoạt động đó thƣờng

rất lớn. Thời gian thực hiện và kết thúc đầu tƣ, nhất là việc thu hồi đầu tƣ vốn đã bỏ

ra, hoặc đem lại những lợi ích cho xã hội, là một quá trình có thời gian dài. Do đó,

để sử dụng có hiệu quả các nguồn lực đã chi cho công cuộc đầu tƣ, đem lại lợi ích

kinh tế xã hội lớn nhất cho đất nƣớc, ngành và các đơn vị, một trong những vấn đề

quan trọng có tính chất quyết định của mọi công cuộc đầu tƣ là những ngƣời trực

tiếp quản lý điều hành quá trình đầu tƣ và thực hiện đầu tƣ phải đƣợc trang bị đầy

đủ các kiến thức về hoạt động đầu tƣ và dự án đầu tƣ.

Để đáp ứng yêu cầu quản lý đầu tƣ trong nền ki nh tế thị trƣờng nói chung,

trong các đơn vị, doanh nghiệp Điện nói riêng.

Khi quy hoạch hệ thống điện thƣờng gặp vấn đề cần phải cải tạo, sửa chữa và

xây dựng bổ sung các công trình mới cho hệ thống đã có. Muốn đạt đƣợc các mục tiêu

đề ra, cần phải đặt vấn đề phân tích, đánh giá đƣợc các dự án xem có nên đƣa vào thực

hiện hay không hoặc so sánh giữa các dự án để chọn ra các dự án tối ƣu về mặt kinh tế.

2.1.1 Một số vấn đề chung về đầu tƣ và dự án đầu tƣ

1. Đầu tƣ là hoạt động sử dụng các nguồn lực tài chính, nguồn lực vật chất,

nguồn lực lao động và trí tuệ để sản xuất kinh doanh trong một thời gian tƣơng đối

dài nhằm thu về lợi nhuận và lợi ích kinh tế xã hội. Đầu tƣ có đặc điểm phải có vốn;

thời gian đầu tƣ dài và lợi ích mang lại thể hiện lợi ích tài chí nh và lợi ích kinh tế xã

hội. Quá trình đầu tƣ gồm 3 giai đoạn: chuẩn bị đầu tƣ; thực hiện đầu tƣ và kết thúc

đƣa dự án vào khai thác sử dụng.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

2. Dự án là một tổng thể các hoạt động phụ thuộc lẫn nhau nhằm tạo ra sản phẩm hoặc dịch vụ duy nhất trong khoản thời gian xác định với sự ràng buộc về nguồn lực trong bối cảnh không chắc chắn.

- 32 -

3. Dự án đầu tƣ đƣợc xem xét

- Về mặt hình thức nó là một tập hợp hồ sơ tài liệu trình bày một cách chi tiết

và có hệ thống các hoạt động và chi phí theo một kế hoạch để đạt đƣợc những kết quả

và thực hiện đƣợc những mục tiêu nhất định trong tƣơng lai.

- Trên góc độ quản lý, dự án đầu tƣ là một công cụ quản lý sử dụng vốn, vật

tƣ, lao động để tạo ra các kết quả tài chính, kinh tế - xã hội trong một thời gian dài.

- Trên góc độ kế hoạch, dự án đầu tƣ là một công cụ thể hiện kế hoạch chi

tiết của một công cuộc đầu tƣ sản xuất kinh doanh, phát triển kinh tế - xã hội, làm

tiền đề cho cho các quyết định đầu tƣ và tài trợ.

- Về mặt nội dung, dự án đầu tƣ là một tập hợp các hoạt động có liên quan với

nhau đƣợc kế hoạch hoá nhằm đạt các mục tiêu đã định bằng việc tạo ra các kết quả

cụ thể trong một thời gian nhất định, thông qua việc sử dụng các nguồn lực xác định.

4. Yêu cầu của dự án đầu tƣ

- Tính khoa học

- Tính thực tiễn

- Tính pháp lý

- Tính đồng nhất

2.1.2 Đặc điểm dự án đầu tƣ ngành điện

Từ các đặc điểm của ngành Điện cho thấy đặc thù của dự án Điện nhƣ sau:

Đối với lƣới điện, do chỉ có một sản phẩm đầu ra duy nhất là điện năng, nên

phần thu của mọi phƣơng án cấp điện nhƣ nhau.

- Dự án đầu tƣ trong ngành Điện thƣờng là các dự án đầu tƣ lớn, có giá trị cao

và thời gian thu hồi vốn chậm. Do vậy, không phải bất cứ dự án đầu tƣ nào cũng sinh

lời và sinh lời cao mà có những dự án đầu tƣ không sinh lời, thậm chí thua lỗ do mục

tiêu của dự án (vì lý do chính trị, xã hội). Vì vậy khi tiến hành đầu tƣ phải so sánh các

phƣơng án và lựa chọn phƣơng án hiệu quả nhất, tức là trong tất cả các trƣờng hợp khi

có một vài phƣơng án khả thi cần giải quyết vấn đề và lựa chọn một phƣơng án hiệu

quả nhất, hƣớng đầu tƣ vốn hiệu quả nhất. Với thời gian hoàn vốn, do đặc điểm kỹ

thuật công nghệ dễ bị lạc hậu cần tính toán dự án sao cho thu hồi vốn nhanh.

- Ngành Điện là một trong những ngành đòi hỏi trình độ kỹ thuật công nghệ

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

cao, luôn đòi hỏi phải nâng cấp và phát triển về cả nguồn và lƣới điện để đáp ứng

- 33 -

nhu cầu ngày một cao của sản xuất và tiêu dùng và giảm đƣợc tổn thất, nâng cao

chất lƣợng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện. Do đó khi thực hiện dự án đầu tƣ

phải có đầy đủ thông tin về kỹ thuật công nghệ, thiết bị mà dự án sử dụng. Xem xét

và lựa chọn thiết bị, kỹ thuật công nghệ phù hợp với đặc điểm của ngành và điều

kiện sẽ giúp cho hoạt động kinh doanh có hiệu quả hơn, tạo điều kiện tiết kiệm, cải

thiện điều kiện lao động.

- Thực chất của dự án đầu tƣ Điện chủ yếu là đầu tƣ xây dựng cơ bản, vì thế

yếu tố con ngƣời không chỉ đòi hỏi phải có trình độ về khoa học kỹ thuật, nghiệp vụ

cao, công cụ lao động đƣợc trang bị hiện đại mà còn phải am hiểu tính toán phân tích

tài chính dự án, về quản lý xây dựng, nắm vững thủ tục về xây dựng cơ bản, các luật,

văn bản pháp quy của Nhà nƣớc, của ngành trong công tác xây dựng cơ bản.

- Tổng thể một dự án Điện bao gồm các trang thiết bị, kỹ thuật đồng bộ cấu

thành các hệ thống và mạng đòi hỏi có sự phối hợp chặt chẽ, thực thi trong một tổng

thể các đơn vị, bộ phận chức năng khác nhau.

- Các dự án đầu tƣ Điện lực thƣờng là các dự án đòi hỏi vốn đầu tƣ lớn, cho

nên ngoài nguồn vốn của Điện lực cần phải huy động các nguồn vốn khác.

2.2. MỤC ĐÍCH VÀ TÁC DỤNG CỦA NGHIÊN CỨU TÀI CHÍNH DỰ ÁN

ĐẦU TƢ [theo 6]

2.2.1 Mục đích nghiên cứu tài chính

- Nhằm khẳng định tiềm lực tài chính cho việc thực hiện dự án

- Phân tích những kết quả hạch toán kinh tế của dự án.

Để đạt đƣợc mục đích trên, trong quá trình phân tích tài chính cần áp dụng

những phƣơng pháp phân tích phù hợp và sử dụng hệ thống các chỉ tiêu kinh tế tài

chính cần thiết.

2.2.2. Tác dụng của nghiên cứu tài chính dự án đầu tƣ

- Xác định đƣợc quy mô đầu tƣ, cơ cấu các loại vốn, nguồn tài trợ cho dự án, tính

toán thu chi lỗ lãi, những lợi ích thiết thực mang lại cho nhà đầu tƣ và cho cả cộng đồng.

- Đánh giá đƣợc hiệu quả về mặt tài chính của việc đầu tƣ nhằm quyết định

có nên đầu tƣ hay không.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- Nghiên cứu tài chính là cơ sở để tiến hành nghiên cứu kinh tế - xã hội.

- 34 -

2.3. XÁC ĐỊNH TỶ SUẤT TÍNH TOÁN VÀ THỜI ĐIỂM TÍNH TOÁN

2.3.1 Giá trị thời gian của tiền

[Theo 5] Tiền có giá tri về mặt thời gian do ảnh hƣởng của các yếu tố :

- Do ảnh hƣởng của yếu tố lạm phát nên cùng mọt lƣợng tiền nhƣng lƣợng

hàng hóa cùng loại mua đƣợc ở giai đoạn sau nhỏ hơn giai đoạn trƣớc.. Điều này

biểu thị sự thay đổi giá trị của tiền theo thời gian.

- Do ảnh hƣởng của các yếu tố ngẫu nhiên (ví dụ do thiên tai, thời tiết ….) .

- Do thuộc tính vận động và khả năng sinh lợi của tiền. Trong nền kinh tế thị

trƣờng đồng vốn luôn đƣợc sử dụng dƣới mọi hình thức để sinh lợi cho ngƣời sở

hữu nó và không để vốn nằm chết. Ngay cả khi tạm thời nhàn rỗi thì tiền của nhà

đầu tƣ cũng đƣợc gửi vào ngân hàng và vẫn sinh ra lời và đƣợc gọi là lãi.

Do tiền có gá trị về mặt thời gian, cho nên khi so sánh, tổng hợp hoặc tính

các chỉ tiêu bình quân của các khoản tiền phát sinh trong những khoảng thời gian

khác nhau cần phải tính chuyển cúng về cùng một mặt bằng thời gian. Mặt bằng này

có thể là đầu thời kỳ phân tích, cuối thời kỳ phân tích hoặc 1 năm, (tháng, quý) nào

đó của thời kỳ phân tích. Mối quan hệ này dƣợc biểu thị bằng biểu đồ nhƣ sau:

Thời kỳ phân tích

F

P

Năm thứ i

Fi

P

F

Pi

Hình 2.1. Biểu đồ dòng quan hệ mặt băng tiền tệ

P: Thời điểm hiện tại;

F: Thời điểm tƣơng lai;

Fi: 1 năm nào đó trong thời kỳ phân tích so với năm đầu hoặc những năm trƣớc đó;

Pi: 1 năm nào đó trong thời kỳ phân tích so với năm cuối hoặc những năm sau đó;

2.3.1.1 Biểu đồ dòng tiền:

Quá trình thực hiện dự án đầu tƣ thƣờng kéo dài trong nhiều thời đoạn (năm,

quý, tháng) và có thể phát sinh các khoản thu chi. Các khoản này xuất hiện ở các

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

thời đoạn khác nhau tạo thành dòng tiền của dự án (Cash-Flows: CF) và đƣợc mô tả

- 35 -

bằng Biểu đồ dòng tiền tệ. Tại mỗi mốc thời gian vẽ một mũi tên. Các khoản thu

biểu diễn bằng các mũi tên chỉ lên, các khoản chi biểu diễn bằng mũi tên chỉ xuống,

(hình 2.2)

P

F

A3

A4

An-1

An

0 n-1

n

1

2

3

4 A1 A2

Hình 2.2. Biểu đồ dòng tiền tệ trong trƣờng hợp tổng quát

2.3.1.2 Công thức tính chuyển các khoản tiền phát sinh trong các thời đoạn của

thời kỳ phân tích về cùng một mặt bằng thời gian ở hiện tại hoặc tƣơng lai

(đầu thời kỳ phân tích hoặc cuối thời kỳ phân tích):

- Khoản tiền phát sinh trong các thời đoạn của thời kỳ phân tích về cùng một

mặt bằng thời gian ở hiện tại hoặc tƣơng lai. Một số tiền PV đƣợc đầu tƣ với mức

tiền lãi r % hàng năm sẽ sinh ra số tiền FV ở cuối của n năm theo công thức [7]:

Và (2.1)

Trong đó: (1+r)n: Hệ số tính kép hoặc hệ số tƣơng lai hóa giá trị tiền tệ dùng để chuyển

1 khoản tiền từ giá trị ở mặt bằng thời gian hiện tại về mặt bằng thời gian tƣơng lai.

: Hệ số chiết khấu hoặc hệ số hiện tại hóa giá trị tiền tệ dùng để

chuyển 1 khoản tiền từ giá trị ở mặt bằng thời gian tƣơng lai về mặt bằng thời gian

hiện tại.

- Trong trƣờng hợp dòng tiền đƣợc phân bố đều, lợi nhuận thực tế thu đƣợc

hàng năm có thể thƣờng đƣợc giả thiết để tạo ra những thành phần mà có thể đƣợc

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

coi là nhƣ hằng số trong một số năm, mỗi năm tăng dần lên một phần trăm cố định,

- 36 -

hay nhƣ là các khoản tiền phát sinh đều đặn trong từng thời đoạn của thời kỳ phân

tích (nhƣ các khoản khấu hao theo cùng một tỷ lệ phần trăm với giá trị tài sản cố

định ban đầu, chi phí bộ máy quản lý, chi phí bảo dƣỡng, tổn thất kỹ thuật). Những

hệ số này sau đây sửa đổi phƣơng trình 2.1 nhƣ sau:

Nếu lợi nhuận thực tế thu đƣợc hàng năm là một hằng số A đƣợc quy về mặt

bằng thời gian ở tƣơng lai hoặc hiện tại theo công thức sau:

Đặt: ε = (2.3)

Trong đó:

- ε: gọi là hệ số giá trị hiện tại chuỗi phân bố đều (hay còn gọi là hệ số hoàn

trả vốn hàng năm);

- r: lãi suất, [%];

- n : thời đoạn tính toán trong năm.

Đối với lƣới điện khi phụ tải và những chi phí tăng lên bởi một phần trăm cố

định % mỗi năm [13],

(2.4) S0 = S1. γ. (γ t – 1)/(γ -1)

Trong đó: S1 chi phí trong 1 năm và

γ = (1 + α)/(1+r) (2.5)

Công thức (2.2) đƣợc thành lập từ tổng của một cấp số nhân với một hệ số

cho tỷ lệ của những giá trị liên tiếp của 1/(1+r), và trong công thức (2.4) hệ số đƣợc

dùng là γ. Công thức (2.4) đặc biệt hữu ích để tính toán những dạng chi phí tổn thất.

Với trạng thái mà những chi phí có mối quan hệ bình phƣơng với sự tăng

trƣởng phụ tải hàng năm r, biến số γ, sẽ đƣợc đổi thành γ1, khi đó:

(2.6) γ1= (1+α)2 / (1+r)

Sự biến đổi này thích hợp để tính toán tổn thất, đặc biệt khi nghiên cứu các chi phí

của thiết bị, đƣờng dây, những tổn thất có mối quan hệ bình phƣơng với dòng tải .

2.3.2 Xác định tỷ suất tính toán. [theo 6]

1. Trường hợp đầu tư hoàn toàn bằng nguồn vốn tự có

Trong trƣờng hợp này, mục đích đầu tƣ là nhằm thu lời lớn hơn việc gửi vốn

trên thị trƣờng vốn. Do vậy tỷ suất tính toán của dự án theo nguồn vốn tự có (r vtc) phải

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

đƣợc xác định cao hơn mức lãi suất tiền gửi (rgửi) ở thị trƣờng vốn. Tức là rvtc > rgửi.

- 37 -

Tỷ suất tính toán của nguồn vốn tự có có thể đƣợc lấy bằng lãi suất tiền vay

của ngân hàng thƣơng mại.

2. Trường hợp đầu tư hoàn toàn bằng nguồn vốn đi vay

Để đảm bảo độ tin cậy của tính toán và an toàn về vốn, chủ đầu tƣ cần chọn

tỷ suất tính toán của dự án theo vốn đi vay (r vđv) không nhỏ hơn mức lãi suất tiền

vay (rvay) , tức là rvđv > rvay.

3. Trường hợp đầu tư vừa bằng nguồn vốn tự có vừa bằng nguồn vốn đi vay

Trong trƣờng hợp này tỷ suất tính toán lấy theo mức trung bình chung lãi

suất của cả 2 nguồn vốn và đƣợc xác định theo công thức:

(2.7)

Trong đó:

Kvtc – Vốn tự có

rvtc – Mức lãi suất xác định cho vốn tự có

Kvđv – Vốn đi vay

rvđv – Mức lãi suất xác định cho vốn đi vay

4. Trường hợp đầu tư bằng nhiều nguồn vốn khác nhau

Trong trƣờng hợp này tỷ suất tính toán của dự án đƣợc xác định theo trung

bình chung lãi suất của tất cả các nguồn vốn.

(2.8)

Trong đó:

Ki – Giá trị nguồn vốn i

ri – Mức lãi suất xác định cho nguồn vốn i

Chú ý: Khi xác định tỷ suất tính toán của dự án đầu tƣ thƣờng gặp phải các trƣờng

hợp sau:

a. Các nguồn vốn vay có các kỳ hạn khác nhau:

Trong trƣờng hợp này, trƣớc khi áp dụng công thức tính tỷ suất tính toán

chung (mục 4) phải tính chuyển các mức lãi suất đi vay về cùng kỳ hạn là năm:

(2.9) rn = (1 + rt)m – 1

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Trong đó:

- 38 -

rn - Mức lãi suất năm

rt - Mức lãi suất theo kỳ hạn t (tháng, quý, 6 tháng)

m – Số kỳ hạn t trong năm

b. Lãi suất danh nghĩa và lãi suất thực

Lãi suất danh nghĩa là lãi suất mà thời đoạn phát biểu mức lãi suất không

trùng với thời đoạn ghép lãi kỳ hạn.

Lãi suất thực là lãi suất mà thời đoạn phát biểu mức lãi suất trùng với thời

đoạn lãi ghép. Trong thực tế nếu lãi suất không ghi thời hạn ghép lãi kèm theo thì

lãi suất đó đƣợc hiểu là lãi suất thực và thời đoạn ghép lãi trùng với thời đoạn phát

biểu mức lãi.

Khi xác định tỷ suất tính toán của dự án, nếu lãi suất của một nguồn vốn nào

đó là lãi suất danh nghĩa thì phải chuyển về lãi suất thực theo công thức:

(2.10)

Trong đó:

rthực - Lãi suất thực

rdn - Lãi suất danh nghĩa

m1 – Số thời đoạn ghép lãi trong thời đoạn phát biểu mức lãi suất danh nghĩa

m2 – Số thời đoạn ghép lãi trong thời đoạn xác định lãi suất thực

5. Tỷ suất chiết khấu điều chỉnh theo sự rủi ro

Công thức tính nhƣ sau: (2.11)

Trong đó:

R – Tỷ suất chiết khấu đƣợc điều chỉnh theo sự rủi ro;

r – Tỷ suất chiết khấu trƣớc khi điều chỉnh theo sự rủi ro;

p – Xác suất rủi ro.

6. Tỷ lệ chiết khấu điều chỉnh theo lạm phát

Lạm phát cũng đƣợc coi là một yếu tố rủi ro khi đầu tƣ. Vì vậy khi lập dự án

đầu tƣ cần tính đến yếu tố lạm phát, trên cơ sở đó xác định lại hiệu quả của dự án

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

đầu tƣ. Có thể sử dụng tỷ lệ chiết khấu điều chỉnh theo lạm phát làm cơ sở cho việc

- 39 -

xác định lại hiệu quả dự án. Công thức xác định tỷ lệ chiết khấu đƣợc điều chỉnh

theo lạm phát nhƣ sau:

(2.12) Rl = (1 + r) (1 + L) – 1

Trong đó:

Rl - Tỷ lệ chiết khấu đƣợc điều chỉnh theo lạm phát

r - Tỷ lệ chiết khấu đƣợc chọn để tính toán

L – Tỷ lệ lạm phát

2.3.3 Chọn thời điểm tính toán

Thời điểm tính toán có ảnh hƣởng tới kết quả tính toán tài chính – kinh tế

trong lập dự án đầu tƣ. Do vậy cần phải xác định thời điểm tính toán hợp lý. Thời

điểm tính toán xác định theo năm và thƣờng đƣợc gọi là năm gốc. Đối với các dự án đầu tƣ có quy mô không lớn (nhƣ các dự án thay thế, cải tạo

lƣới điện, xây dựng đƣờng dây…), thời gian chuẩn bị để đƣa công trình đầu tƣ vào

sản xuất kinh doanh không dài thì thời điểm tính toán không dài thì thời đ iểm tính

toán thƣờng đƣợc xác định là thời điểm hiện tại hay thời điểm b ắt đầu thực hiện dự

án. Trong trƣờng hợp này, mọi chi phí và thu nhập của dự án đều đƣợc đƣa về năm

gốc theo cách tính giá trị hiện tại và đƣợc so sánh tại năm gốc.

Đối với các dự án có quy mô lớn, thời gian chuẩn bị để đƣa công trình vào sử

dụng dài thì tuỳ theo từng trƣờng hợp cụ thể có thể chọn thời điểm nhƣ sau:

- Nếu chu kỳ dự án, tỷ lệ lạm phát và mức lãi suất của các nguồn vốn theo dự

đoán biến động không đáng kể và tỷ suất tính toán đƣợc xác định đúng với phƣơng

pháp khoa học, có tính đến các yếu tố rủi ro đối với sản xuất thì thời điểm tính toán

có thể lấy là thời điểm hiện tại (thời điểm lập dự án) hoặc thời điểm bắt đầu thực hiện

dự án nhƣ đối với dự án có quy mô đầu tƣ không lớn và thời gian chuẩn bị đƣa công

trình đầu tƣ vào khai thác không dài.

- Thời điểm tính toán là năm kết thúc giai đoạn thi công xây dựng công trình

và đƣa công trình đầu tƣ vào hoạt động sản xuất kinh doanh. Trong trƣờng hợp này,

các chi phí trong giai đoạn thi công xây dựng công trình đƣợc tính chuyển về năm

gốc thông qua việc tính giá trị tƣơng lai. Các thu nhập và chi phí khai thác trong gia

đoạn khai thác công trình đƣợc tính chuyển về năm gốc thông qua việc tính giá trị

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

hiện tại. Các thu nhập và chi phí của dự án đƣợc so sánh tại thời điểm tính toán.

- 40 -

Cách chọn thời điểm tính toán này là có căn cứ và đảm bảo độ tin cậy cao vì tổng

khoảng cách tính hiện giá của các dòng chi phí và thu nhập của dự án là nhỏ nhất.

Tuy nhiên trong thực tế, để thuận tiện cho tính toán, nhiều dự án thời điểm

tính toán thƣờng đƣợc chọn là thời điểm hiện tại (thời điểm lập dự án) hay thời

điểm bắt đầu thực hiện dự án.

2.4 NỘI DUNG NGHIÊN CỨU TÀI CHÍNH DỰ ÁN ĐẦU TƢ

2.4.1 Xác định tổng mức vốn đầu tƣ [theo 6]:

Xác định vốn đầu tƣ cần thực hiện từng năm và toàn bộ dự án trên cơ sở kế

hoạch tiến độ thực hiện đầu tƣ dự kiến. Trong tổng số vốn đầu tƣ trên cần tách riêng

các nhóm:

- Theo nguồn vốn: vốn góp, vốn vay (ngắn hạn, trung hạn, dài hạn với lãi

xuất theo từng nguồn).

- Theo hình thức vốn: bằng tiền, bằng hiện vật, bằng tài sản khác.

Tổng mức vốn đầu tƣ của dự án bao gồm toàn bộ số vốn cần thiết để thiết lập

và đƣa dự án vào hoạt động. Tổng mức vốn này đƣợc chia ra thành hai loại:

Vốn cố định bao gồm: Chi phí chuẩn bị; chi phí cho xây lắp và mua sắm thiết

bị gồm các khoản chi phí ban đầu về đất, chuẩn bị mặt bằng xây dựng, chi phí về

máy móc thiết bị, phƣơng tiện vận tải…

Vốn lƣu động ban đầu gồm các chi phi phí để tạo ra các tài sản lƣu động ban

đầu nhằm đảm bảo cho dự án có thể đi vào hoạt động bình thƣờng theo các điều

kiện kinh tế, kỹ thuật đã dự tính.

Tổng mức vốn đầu tƣ dự tính của dự án cần đƣợc xem xét theo từng giai

đoạn của quá trình thực hiện đầu tƣ và đƣợc xác định bằng tiền Việt Nam, ngoại tệ,

bằng hiện vật hoặc bằng tài sản khác.

Xác định các nguồn tài trợ cho dự án, khả năng đảm bảo vốn từ mỗi

nguồn về mặt số lƣợng và tiến độ:

Xem xét các nguồn tài trợ cho dự án, khả năng đảm bảo vốn từ mỗi nguồn về

mặt số lƣợng và tiến độ. Các nguồn tài trợ cho dự án có thể là ngân sách cấp phát,

ngân hàng cho vay, vốn góp cổ phần, vốn liên doanh do các bên liên doanh góp,

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

vốn tự có hoặc vốn huy động từ các nguồn khác.

- 41 -

Vì vốn đầu tƣ phải đƣợc thực hiện theo tiến độ ghi trong dự án, để đảm bảo

tiến độ thực hiện các công việc chung của dự án và để tránh ứ đọng vốn, nên các

nguồn tài trợ đƣợc xem xét không chỉ về mặt số lƣợng mà cả thời điểm nhận đƣợc

tài trợ. Sự đảm bảo này phải có cơ sở pháp lý và cơ sở thực tế. Tiếp đó phải so sánh

nhu cầu với khả năng đảm bảo vốn cho dự án từ các vốn về số lƣợng và tiến độ.

Nếu khả năng lớn hơn hoặc bằng nhu cầu thì dự án đƣợc chấp nhận. Nếu khả năng

nhỏ hơn nhu cầu thì phải giảm quy mô của dự án, xem xét lại khía cạnh kỹ thuật lao

động để đảm bảo tính đồng bộ trong việc giảm quy mô của dự án.

2.4.2 Lập các báo cáo tài chính dự kiến cho từng năm hoặc từng giai đoạn của

đời dự án:

Cần lập bảng chi phí sản xuất hoặc dịch vụ, doanh thu, bảng dự tính mức lỗ

lãi, bảng dự trù cân đối kế toán, bảng dự tính cân đối thu chi. Các báo cáo tài chính

giúp cho chủ đầu tƣ thấy đƣợc tình hình hoạt động tài chính của dự án và nó là

nguồn số liệu giúp cho việc tính toán phân tích các chỉ tiêu phản ánh mặt tài chính

của dự án.

Dự tính doanh thu từ hoạt động của dự án: gồm doanh thu bán sản phẩm

chính, sản phẩm phụ.. và từ dịch vụ cung cấp cho bên ngoài. Doanh thu này đƣợc

tính cho từng năm hoạt động và dựa vào kế hoạch sản xuất và tiêu thụ hàng năm

của dự án để xác định.

Tổng doanh thu cho dự án

- Tổng tiền điện : Dtd = Σ Di (i = 1,2,3..)

Di – Doanh thu tiền điện năm thứ i đƣợc xác định căn cứ vào số điện năng

đếm đƣợc qua công tơ đếm điện có vào cuối năm thứ i.

Doanh thu tiền điện năm đầu = số sản lƣợng điện x giá điện 1kWh bình quân

trong 1 năm.

Doanh thu tiền điện năm thứ hai = (số sản lƣợng điện năm thứ i + 1/2 số điện

năng phát triển thêm trong năm i) x giá điện 1kWh bình quân trong 1 năm.

- Tổng doanh thu thuộc dự án trong 1 năm = Di x k

k – Hệ số phụ thuộc vào loại công trình

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Hệ số này quy định riêng cho các dự án Thành phố, Thị xã, khu công nghiệp.

- 42 -

Dự tính chi phí sản xuất: Chi phí này cũng đƣợc tính cho từng năm trong suốt cả

đời dự án. Việc dự tính dựa trên kế hoạch sản xuất hàng năm, kế hoạch khấu hao và

kế hoạch trả nợ của dự án. Cần chú ý chi phí khấu hao là một yếu tố của chi phí sản

xuất. Bởi vậy mức khấu hao có ảnh hƣởng đến lợi nhuận, đến mức thuế thu nhập

hàng năm phải nộp. Nếu khấu hao tăng, lợi nhuận giảm và do đó thuế thu nhập

doanh nghiệp giảm và ngƣợc lại.Việc xác định chính xác mức khấu hao có ý nghĩa

quan trọng trong phân tích tài chính dự án đầu tƣ.

Mức khấu hao hàng năm lại phụ thuộc vào phƣơng pháp tính khấu hao, chính

vì vậy cần lựa chọn phƣơng pháp khấu hao nhƣ thế nào để tiền nộp thuế càng nộp

về sau càng nhiều càng tốt. Thông thƣờng phải chọn phƣơng pháp tính khấu hao

nhiều ở những năm đầu và về sau càng ít dần. Tuy nhiên việc áp dụng tính khấu hao

theo phƣơng pháp nào phải đƣợc các cơ quan có thẩm quyền của Nhà nƣớc cho

phép nhằm vừa khuyến khích đầu tƣ, tạo thuận lợi cho việc tính thuế, đảm bảo thu

hồi đủ vốn để tái đầu tƣ.

Xác định chi phí hàng năm của dự án đầu tƣ cải tạo lƣới điện 35kV

- Chi phí đầu tƣ cho tài sản cố định:

+ Chi phí đất đai.

+ Chi phí mua cột, xà sứ, cáp điện,.. và trang thiết bị máy móc.

+ Chi phí xây dựng các hạng mục công trình

+ Giá trị quyền sử dụng đất..

- Vốn lƣu động

- Trả vốn vay Ngân hàng: áp dụng hình thức trả đều vốn gốc trong thời gian

trả nợ.

- Chi phí vận hành hàng năm

CPvh = avh.Vo (2.13)

Trong đó:

avh – Hệ số vận hành = hệ số hoạt động bảo dƣỡng + khấu hao

(2.14) avh = ahb + akh

Vo – Giá trị ban đầu của tài sản (tr.đ);

- Chi phí khấu hao TSCĐ: Theo quy định tất cả các thiết bị trên đƣờng dây của

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Điện lực đƣợc tính khấu hao theo phƣơng pháp tuyến tính (khấu hao đều).

- 43 -

(2.15)

Trong đó:

D (Depriciation) – Mức khấu hao hàng năm;

SV (Salvage value) – Giá trị còn lại của TSCĐ;

n - thời kỳ tính khấu hao hay tuổi thọ của TSCĐ theo quy định (năm)

Với mức khấu hao tính toán, ta xác định đƣợc tỷ lệ khấu hao (%):

(2.16)

Trong đó: rD – Tỷ lệ khấu hao hàng năm.

- Chi phí thuế vốn đầu tƣ: tính bằng % tổng vốn đầu tƣ (tính bằng 2,4%).

Dự tính mức lỗ lãi của dự án: Trên cơ sở số liệu dự tính về tổng doanh thu,

chi phí từng năm tiến hành dự tính mức lãi lỗ hàng năm của dự án. Đây là chỉ tiêu

phản ánh kết quả hoạt động sản xuất trong từng năm của đời dự án.

Dự trù cân đối kế toán của dự án: Đƣợc tính cho từng năm hoạt động của

dự án. Nó mô tả tình trạng tài chính hoạt động kinh doanh của dự án thông qua việc

cân đối giữa tài sản và nguồn vốn trong từng năm hoạt động của dự án. Đây là

nguồn tài liệu giúp cho chủ đầu tƣ phân tích đánh giá đƣợc khả năng cân bằng tài

chính của dự án.

2.4.3. Tính các chỉ tiêu phản ánh mặt tài chính của dự án đầu tƣ

2.4.3.1 Chỉ tiêu đánh giá tiềm lực tài chính của doanh nghiệp. [6]

- Hệ số vốn tự có so với vốn vay: Hệ số này phải lớn hơn hoặc bằng 1. Đối

với dự án có triển vọng, hiệu quả thu đƣợc là rõ ràng thì hệ số này có thể nhỏ hơn 1,

vào khoảng 2/3 thì dự án thuận lợi.

- Tỷ trọng vốn tự có trong vốn đầu tƣ phải lớn hơn hoặc bằng 50%. Đối với

các dự án có triển vọng, hiệu quả rõ ràng thì tỷ trọng này có thể là 40%, thì dự án

thuận lợi.

- Tỷ lệ giữa tài sản lƣu động có so với tài sản lƣu động nợ.

- Tỷ lệ giữa vốn lƣu động và nợ ngắn hạn.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- Tỷ lệ giữa tổng thu từ lợi nhuận thuần và khấu hao so với nợ đến hạn phải trả.

- 44 -

Trong năm chỉ tiêu trên thì chỉ tiêu thứ 3 chỉ áp dụng cho các dƣ án của các

doanh nghiệp đang hoạt động, bốn chỉ tiêu còn lại áp dụng cho mọi dự án. Hai chỉ

tiêu đầu nói nên tiềm lực tài chính đảm bảo cho mọi dự án thực hiện đƣợc thuận lợi, 3

chỉ tiêu sau nói lên khả năng đảm bảo thanh toán các nghĩa vụ tài chính.

2.4.3.2 Chỉ tiêu đánh giá hiệu quả tài chính của dự án.

Trƣờng hợp dự án đầu tƣ hoạt động trong điều kiện an toàn

1.Chỉ tiêu giá trị hiện tại thuần (Net Present Value – NPV)

* Khái niệm: Giá trị hiện tại thuần là tổng lãi ròng của cả đời dự án đƣợc

chiết khấu về năm hiện tại theo tỷ lệ chiết khấu nhất định.

hay (2.17)

Trong đó:

Bi (Benefit) - Lợi ích của dự án, tức là bao gồm tất cả những gì mà dự án thu

đƣợc (nhƣ doanh thƣ bán hàng, lệ phí thu hồi, giá trị thanh lý thu hồi..)

Ci (Cost) - Chi phí của dự án, tức là bao gồm tất cả những gì mà dự án bỏ ra

(nhƣ chi đầu tƣ, chi bảo dƣỡng, sửa chữa, chi trả thuế và trả lãi vay…)

r – Tỷ lệ chiết khấu.

n – Số năm hoạt động kinh tế của dự án (tuổi thọ kinh tế của dự án)

i – Thời gian (i = 0,1…n)

* Đánh giá chỉ tiêu NPV

- Nếu dự án có NPV lớn hơn 0 thì dự án đó đáng giá về mặt tài chính

- Nếu dự án có nhiều phƣơng án loại bỏ nhau thì phƣơng án có NPV lớn nhất

là phƣơng án đáng giá nhất về mặt tài chính.

- Nếu các phƣơng án của dự án có lợi ích nhƣ nhau thì phƣơng án có giá trị

hiện tại của chi phí nhỏ nhất thì phƣơng án đó đáng giá nhất về tài chính.

* Ƣu nhƣợc điểm của chỉ tiêu:

Ƣu điểm: Cho biết quy mô tiền lãi thu đƣợc của cả đời dự án

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Nhƣợc điểm:

- 45 -

- NPV phụ thuộc nhiều vào tỷ suất chiết khấu dùng để tính toán. Việc xác

định tỷ lệ chiết khấu là rất khó khăn trong thị trƣờng vốn đầy biến động.

- Sử dụng chỉ tiêu này đòi hỏi xác định rõ ràng dòng thu và dòng chi của cả đời

dự án. Đây là một công việc khó khăn, không phải lúc nào cũng dự kiến đƣợc.

- Chỉ tiêu này chƣa nói lên hiệu quả sử dụng một đồng vốn.

- Chỉ tiêu này chỉ sử dụng để lựa chọn các dự án loại bỏ nhau trong trƣờng

hợp tuổi thọ nhƣ nhau. Nếu tuổi thọ khác nhau, việc lựa chọn căn cứ vào chỉ tiêu

này sẽ không có ý nghĩa.

2. Chỉ tiêu giá trị tương lai thuần (Net Future Value – NFV)

Giá trị tƣơng lai thuần là tổng lãi ròng của cả đời dự án đƣợc tích luỹ về năm

tƣơng lai (năm cuối cùng) theo tỷ lệ tích luỹ nhất định.

(2.18)

Cách xác định NPV và NFV nhƣ trên đƣợc thực hiện với tình huống bất kì.

Trong trƣờng hợp Pi = Bi - Ci đều hàng năm hoặc tăng giảm đều hàng năm cách tính

sẽ đơn giản hơn.

Nếu dự án có NFV lớn hơn không thì dự án đó đáng giá về mặt tài chính.

Trƣờng hợp có nhiều dự án loại bỏ nhau thì dự án nào có NFV lớn nhất thì dự án đó

đáng giá nhất về mặt tài chính. Nếu các dự án có lợi ích nhƣ nhau thì dự án nào có

giá trị tƣơng lai của chi phí nhỏ nhất là dự án tốt nhất về mặt tài chính.

Giữa chỉ tiêu NFV và chỉ tiêu NPV có quan hệ với nhau:

(2.19)

Ƣu nhƣợc điểm của chỉ tiêu NFV cũng tƣơng tự nhƣ chỉ tiêu NPV. Trong thực tế,

ngƣời ta thƣờng dùng chỉ tiêu NPV nhiều hơn so với NFV.

3. Chỉ tiêu giá trị hiện tại hàng năm (Annual Value – AV)

* Khái niệm: Giá trị hiện tại hàng năm là giá trị hiện tại thuần đƣợc phân phối đều

trong thời kỳ phân tích từ 1 đến n năm.

(2.20)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

* Đánh giá:

- 46 -

- Dự án nào có AV lớn hơn là dự án đáng giá về mặt tài chính.

- Trong trƣờng hợp có các dự án loại bỏ nhau, thì dự án nào có AV lớn nhất

là dự án tốt nhất về mặt tài chính.

- Nếu các dự án có thu nhập nhƣ nhau thì dự án nào có chi phí hiện tại hàng

năm (AVC) nhỏ nhất là dự án đáng giá nhất về tài chính.

* Ƣu nhƣợc điểm của chỉ tiêu AV:

- Ƣu điểm: Có thể so sánh giữa các dự án có tuổi thọ khác nhau, có nhiều lần

đầu tƣ bổ sung không giống nhau.

- Nhƣợc điểm: Kết quả tính toán phụ thuộc nhiều vào tỷ suất chiết khấu đƣợc

lựa chọn để tính toán và cũng không cho biết hiệu quả sử dụng một đồng vốn.

4. Tỷ số lợi ích /chi phí (B/C)

* Tỷ số lợi ích /chi phí: Là tỷ số giữa giá trị hiện tại của lợi ích thu đƣợc với giá trị

hiện tại của chi phí bỏ ra

(2.21)

Nếu dự án có B/C lớn hơn hoặc bằng 1 thì dự án đó có hiệu quả về mặt tài

chính. Trong trƣờng hợp có nhiều dự án loại bỏ nhau thì B/C là một tiêu chuẩn để xếp

hạng theo nguyên tắc xếp vị trí cao hơn cho dự án có B/C lớn hơn.

B/C có ƣu điểm nổi bật là cho biết hiệu quả của một đồng vốn bỏ ra. Nhƣng

nó cũng có hạn chế là phụ thuộc vào tỷ lệ chiết khấu lựa chọn để tính toán. Hơn nữa

đây là chỉ tiêu đánh giá tƣơng đối nên dễ dẫn đến sai lầm khi lựa chọn các dự án loại

bỏ nhau, có thể bỏ qua dự án có NPV lớn (vì thông thƣờng phƣơng án có NPV lớn thì

có B/C nhỏ). Chính vì vậy khi sử dụng chỉ tiêu B/C phải kết hợp với chỉ tiêu NPV và

các chỉ tiêu khác nữa. Mặt khác B/C lớn hay nhỏ còn tuỳ thuộc vào quan niệm về lợi

ích và chi phí của ngƣời đánh giá. Cho nên khi sử dụng chỉ tiêu B/C để lựa chọn dự

án phải biết rõ quan niệm của ngƣời đánh giá về lợi ích và chi phí tài chính.

5. Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (Internal Rate of Return - IRR)

* Khái niệm và cách tính: Tỷ lệ này đƣợc biểu hiện bằng mức lãi suất mà nếu dùng

nó để quy đổi dòng tiền tệ của dự án thì giá trị hiện tại thực thu nhập bằng giá trị

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

hiện tại thực chi phí, tức là:

- 47 -

(2.22)

Hay:

(2.23)

Trong đó: Bi - Giá trị thu nhập (Benefits) năm i

Ci - Giá trị chi phí (Cost) năm i

n- thời gian hoạt động của dự án

IRR cho biết tỷ lệ lãi vay tối đa mà dự án có thể chịu đựng đƣợc. Nếu phải vay

với lãi suất lớn hơn IRR thì dự án có NPV nhỏ hơn không, tức thua lỗ.

Khác với các chỉ tiêu khác, không có một công thức toán học nào cho phép

tính trực tiếp. Trong thực tế, IRR đƣợc tính thông qua phƣơng pháp nội suy, tức là

phƣơng pháp xác định một giá trị gần đúng giữa 2 giá trị đã chọn.

Theo phƣơng pháp này, cần chọn tỷ suất chiết khấu nhỏ hơn (r1) sao cho ứng

với nó có NPV dƣơng nhƣng gần 0, còn tỷ lệ chiết khấu lớn hơn (r2) sao cho ứng

với nó có NPV âm nhƣng sát 0, r1 và r2 phải sát nhau, cách nhau không quá 0,05%,

IRR cần tính (ứng với NPV = 0) sẽ nằm trong khoảng giữa hai tỷ suất r1 và r2. Việc

nội suy IRR đƣợc thể hiện theo công thức sau:

(2.24)

Trong đó: r1 là tỷ suất chiết khấu nhỏ hơn.

r2 là tỷ suất chiết khấu lớn hơn.

NPV1 là giá trị hiện tại thuần là số dƣơng nhƣng gần 0 đƣợc tính theo r1.

NPV2 là giá trị hiện tại thuần là số âm nhƣng gần 0 đƣợc tính theo r2

Cách xác định r1 và r2: sau khi có NPV, tìm một giá trị của r bất kỳ. Thay giá

trị đó vào tính NPV. Nếu giá trị NPV > 0 thì tăng dần r. Nếu giá trị NPV < 0 thì

giảm dần r; Cho đến khi chọn đƣợc giá trị ri và r i+1 thoả mãn điều kiện ri+1 - ri = 0,01

hoặc – 0,01 mà NPVri > 0; NPVri+1 < 0 hoặc NPVri < 0 ; NPVri+1 > 0 thì sẽ chọn

trong 2 giá trị ri và ri+1 đó. Giá trị nào nhỏ hơn làm r1, giá trị nào lớn hơn làm r2.

Tức là: r2 > r1 và r2 – r1 ≤ 5%

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

* Đánh giá:

- 48 -

- Dự án có IRR lớn hơn tỷ lệ lãi giới hạn định mức đã quy định sẽ khả thi về

tài chính.

- Trong trƣờng hợp nhiều dự án loại bỏ nhau, dự án nào có IRR cao nhất sẽ

đƣợc chọn vì có khả năng sinh lời lớn hơn.

* Ƣu nhƣợc điểm của chỉ tiêu IRR:

- Ƣu điểm: Nó cho biết lãi suất tối đa mà dự án có thể chấp nhận đƣợc, nhờ

vậy có thể xác định và lựa chọn lãi suất tính toán cho dự án.

- Nhƣợc điểm:

+ Tính IRR tốn nhiều thời gian.

+ Trƣờng hợp có các dự án loại bỏ nhau, việc sử dụng IRR để chọn sẽ dễ dàng đƣa

đến bỏ qua dự án có quy mô lãi ròng lớn (thông thƣờng dự án có NPV lớn thì IRR nhỏ).

+ Dự án có đầu tƣ bổ sung lớn làm cho NPV thay đổi dấu nhiều lần, khi đó

khó xácđịnh đƣợc IRR.

6. Thời gian thu hồi vốn đầu tư (Payback method - T)

* Thời gian thu hồi vốn chƣa xét đến yếu tố thời gian: Thời gian thu hồi vốn chƣa

xét đến yếu tố thời gian là khoảng thời gian đến khi hoàn trả toàn bộ vốn đầu tƣ với

giả định tỷ lệ lãi suất 0%. Nó đƣợc tính bằng công thức:

(2.25)

Trong đó: T- Thời gian thu hồi vốn chƣa xét yếu tố thời gian.

K - Tổng vốn đầu tƣ của phƣơng án.

P- Lợi nhuận và khấu hao hàng năm.

Chỉ tiêu này đơn giản, dễ tính toán. Song nó bị bỏ qua yếu tố thời gian của

tiền tệ, nghĩa là không quan tâm đến thời điểm bỏ vốn và phát sinh lãi.

* Thời gian thu hồi vốn có xét yếu tố thời gian.

- Phƣơng pháp cộng dồn: Tính gần đúng thời hạn thu hồi vốn đầu tƣ có tính

đến yếu tố thời gian thông qua thời hạn thu hồi vốn giản đơn và hệ số tăng lãi suất

. Nếu (2.26) thì x ≈ Thv

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- Phƣơng pháp tính chính xác thông qua phƣơng trình logarit:

- 49 -

(2.27)

* Đánh giá:

- Dự án có T càng nhỏ càng tốt

- Nếu dự án loại bỏ nhau, thì dự án nào có T nhỏ hơn đƣợc xếp hạng cao hơn.

* Ưu nhược điểm:

Ƣu điểm: Chỉ tiêu thời gian thu hồi vốn cho biết lúc nào thì vốn đƣợc thu

hồi, từ đó có giải pháp rút ngắn thời gian đó.

Nhƣợc điểm:

- Không đề cập đến sự diễn biến của chi phí và lợi ích của dự án sau khi hoàn

vốn. Một dự án tuy có thời gian hoàn vốn dài hơn song lợi ích tăng nhanh hơn thì

vẫn là một dự án tốt.

- Dễ ngộ nhận phải chọn dự án có T nhỏ nhất, do đó có thể bỏ qua các dự án

có NPV lớn.

- Phụ thuộc nhiều vào lãi suất tính toán r

- Trƣờng hợp đầu tƣ hoạt động trong điều kiện không an toàn.

Trong thực tế, các kết quả dự tính thu đƣợc trong tƣơng lai là không chắc

chắn vì có thể xảy ra nhiều điều bất thƣờng, không lƣờng hết đƣợc. Trong điều kiện

đó, phải sử dụng các chỉ tiêu đánh giá phù hợp hơn

7. Chỉ tiêu điểm hoà vốn

Điểm hoà vốn là điểm có mức sản lƣợng hoặc mức doanh thu đảm bảo cho

dự án đầu tƣ không bị thua lỗ trong năm hoạt động bình thƣờng.

Điểm hoà vốn có thể đƣợc thể hiện bằng mức sản lƣợng hoặc mức doanh thu.

Điểm hoà vốn tính bằng mức sản lƣợng Q0 đƣợc xác định nhƣ sau:

Nếu gọi: F là tổng chi phí cố định (định phí) của dự án, v là chi phí biến đổi

(biến phí) tính cho một đơn vị sản phẩm dịch vụ, p là giá đơn vị sản phẩm dịch vụ,

Q0 là sản lƣợng hoà vốn.

Ta có: p. Q0 = v.Q0 + F

(2.28)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Điểm hoà vốn tính bằng mức doanh thu D0 đƣợc xác định nhƣ sau:

- 50 -

(2.29)

Công thức trên tính cho trƣờng hợp sản xuất cung cấp một loại sản phẩm dịch

vụ. Nếu sản xuất cung cấp nhiều loại sản phẩm dịch vụ cần tính thêm trọng số của

Tổng doanh thu

Chi phí (doanh thu)

Tổng chi phí

Biến phí

Định phí

x Sản lƣợng

từng loại sản phẩm dịch vụ. Có thể minh hoạ điểm hoà vốn bằng đồ thị sau:

Hình 2.3 Đồ thị xác định lỗ lãi

Đồ thị cho thấy nếu sản lƣợng nhỏ hơn Qo thì doanh thu nhỏ hơn chi phí nên

bị lỗ; nếu sản lƣợng lớn hơn Q0 thì doanh thu lớn hơn chi phí nên có lãi. Tại sản

lƣợng Q0 có doanh thu băng chi phí, tức là hoà vốn.

Đánh giá dự án đầu tƣ:

- Dự án có điểm hoà vốn càng nhỏ càng tốt, khả năng thua lỗ càng nhỏ.

- Nếu dự án có nhiều phƣơng án thì phƣơng án nào có điểm hoà vốn nhỏ hơn

đƣợc đánh giá cao hơn.

Trong thực tế, dự án thuộc các ngành khác nhau có cơ cấu đầu tƣ vốn khác

nhau nên điểm hoà vốn rất khác nhau. Do đó, điểm hoà vốn chỉ xét riêng cho từng

dự án cụ thể.

Ƣu điểm: Cho biết sản lƣợng hoà vốn, từ đó có các biện pháp rút ngắn thời

gian để đạt đƣợc sản lƣợng hoà vốn. Điều này rất có ý nghĩa khi thị trƣờng có nhiều

biến động.

Nhƣợc điểm: Chỉ tiêu này không nói lên đƣợc quy mô lợi nhuận cũng nhƣ

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

hiệu quả của một đồng vốn bỏ ra.

- 51 -

8. Phân tích độ nhạy và rủi ro của dự án đầu tư

Phân tích độ nhạy: Một dự án đầu tƣ thƣờng có tuổi thọ lâu dài. Nhƣng các

tính toán lại dựa trên giả định. Thực tế diễn ra không đúng nhƣ giả định, do đó dự

án có thể không đứng vững. Vì vậy, cần phải phân tích để biết dự án có chắc chắn

không khi có những thay đổi bất lợi so với các giả định ban đầu. Đó là phân tích độ

nhạy của dự án.

Vậy, phân tích độ nhạy là phân tích mối quan hệ giữa các đại lƣợng đầu vào

không an toàn và đại lƣợng đầu ra.

Các đại lƣợng đầu vào không an toàn thƣờng là:

- Mức lãi suất tính toán trong dự án

- Sản lƣợng sản phẩm dịch vụ tiêu thụ

- Giá cả đơn vị sản phẩm dịch vụ

- Chi phí khả biến

- Thời kỳ hoạt động của dự án..

Các đại lƣợng đầu ra bị ảnh hƣởng là:

- Giá trị hiện tại thuần (NPV)

- Tỷ lệ thu hồi nội tại (IRR)

- Thời gian thu hồi vốn có xét yếu tố thời gian của tiền tệ (Thv)

- Điểm hoà vốn…

Nếu kết quả phân tích cho thấy: Sự thay đổi bất lợi của các đại lƣợng đầu

vào mà dự án vẫn có hiệu quả thì đó là một dự án chắc chắn, có thể triển khai đƣợc.

Còn trong trƣờng hợp ngƣợc lại, phải có biện pháp đề phòng hoặc khƣớc từ dự án.

Phân tích độ nhạy của dự án gồm các bƣớc sau:

- Xác định các đại lƣợng đầu vào không an toàn chủ yếu của dự án.

- Ƣớc tính những thay đổi dễ xảy ra nhất trong giá trị của các đại lƣợng này.

- Xác định sự ảnh hƣởng của mỗi sự thay đổi đến chi phí và lợi ích và tính

toán chỉ tiêu hiệu quả tƣơng ứng với sự thay đổi đó.

- Giải thích kết quả thu đƣợc và ý nghĩa của chúng.

Một số phƣơng pháp phân tích độ nhạy của dự án:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

* Chỉ số nhạy cảm của dự án

- 52 -

Chỉ số nhạy cảm của dự án đƣợc xác định bằng tỷ số giữa phần trăm thay đổi

của đại lƣợng hiệu quả đầu ra với phần trăm thay đổi của đại lƣợng đầu vào gây nên

sự thay đổi của đại lƣợng hiệu quả đầu ra đó .

Chỉ số nhạy cảm nói lên mức độ nhạy cảm của dự án đối với đại lƣợng đầu

vào đang đƣợc xem xét. Chỉ tiêu này thƣờng có dấu âm. Trị tuyệt đối của chỉ tiêu

nhạy cảm càng lớn phản ánh dự án nhạy cảm lớn đối với đại lƣợng đầu vào đó.

* Chỉ số an toàn của dự án

Chỉ số an toàn là phần trăm an toàn tính từ điểm an toàn. Điểm an toàn là

điểm tại đó dự án đầu tƣ hoạt động có thể chấp nhận đƣợc.

Chỉ số an toàn nói lên dự án đầu tƣ có an toàn, chắc chắn không khi có sự thay

đổi của đại lƣợng đầu vào. Chỉ số này thƣờng có dấu âm. Trị tuyệt đối của chỉ số an

toàn càng lớn thì dự án càng không an toàn, tức là càng không chắc chắn.

Phân tích rủi ro: Phân tích rủi ro của dự án đầu tƣ nên phân biệt hai trƣờng

hợp sau:

* Trƣờng hợp dự án đầu tƣ với lợi ích định lƣợng đƣợc Khi phân tích dự án đầu tƣ nếu không đề cập đến những rủi ro trong quá trình

thực hiện dự án thì sẽ không hoàn chỉnh. Những rủi ro này sẽ đƣợc phát hiện qua phân tích độ nhạy và sắp xếp theo thứ tự tác động đến chỉ tiêu hiệu quả dầu ra. Độ rủi ro của dự án đầu tƣ trực tiếp liên quan đến độ lớn của chỉ số độ nhạy

các biến số chủ chốt. Khi các biến số đƣợc kiểm định có chỉ số độ nhạy lớn hơn 1

thì chúng cần đƣợc phân nhỏ ra nữa để tìm nguyên nhân chính gây ra độ nhạy cao

nhƣ vậy. Tác dụng của phân tích độ nhạy chủ yếu là ở chỗ nó đã tách biệt đƣợc các

thông số với nhau, chỉ ra đƣợc nguồn rủi ro chính của dự án và nếu những rủi ro đó

là do những nguyên nhân có thể giám sát hoặc điều chỉnh đƣợc thì cho ta cơ sở đề

xuất các giải pháp cần thiết. Ngay cả khi những rủi ro đó nằm ngoài tầm kiểm soát

của dự án đầu tƣ, thì ít nhất nó cũng báo trƣớc về bản chất và mức độ rủi ro tiềm ẩn

của dự án dể có thể ra những quyết định có ý thức về việc thực hiện dự án đầu tƣ.

Trong các loại rủi ro cần hết sức chú ý đến những loại rủi ro làm giảm mạnh

IRR của dự án, hoặc đẩy dự án đến ngƣỡng không khả thi do IRR nhỏ hơn chi phí cơ

hội của vốn. Rủi ro chứa đựng trong trƣờng hợp thứ 2 này cần phải đƣợc đặc biệt lƣu

ý, vì nếu IRR của dự án rất nhạy cảm với rủi ro đó thì chỉ cần một thay đổi nhỏ trong

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

biến số ấy cũng có thể biến dự án trở thành không khả thi. Ngay cả khi IRR của dự án

- 53 -

không nhạy cảm với rủi ro này, nhƣng nếu những thay đổi bất lợi diễn ra cùng một

lúc thì cũng có thể dễ dàng làm phƣơng hại đến khả năng đứng vững của dự án.

Trong trƣờng hợp này, các giải pháp đƣợc đề xuất và áp dụng để đảm bảo tính khả thi

của dự án phải đƣợc giải thích thật cụ thể.

Phân tích rủi ro dự án đầu tƣ nêu trên chỉ mới dựa vào các giá trị đơn lẻ của

biến số mà độ nhạy cảm với chúng đƣợc kiểm định dựa trên giả định về mức độ

thay đổi theo nhiều biến số khác nhau và mỗi phƣơng án đều có xác suất xuất hiện

nào đó. Để có thể đánh giá đƣợc một chuỗi các tình huống có thể xảy ra ứng với

từng khả năng biến động của biến số, có thể áp dụng một phƣơng pháp phân tích rủi

ro tinh vi hơn, đó là phƣơng pháp phân tích xác suất. Phân tích xác suất có thể đƣợc

tiến hành tách biệt hoặc kết hợp với phân tích độ nhạy và nó đặc biệt cần thiết với

những dự án nào mà mức độ bất định của các kết cục xảy ra rất cao.

Trong trƣờng hợp biến cố xảy ra là có điều kiện của những biến cố khác thì

công thức chung để tính EV là

(2.30)

Trong đó: pj – Xác suất của biến cố j, biến cố j là biến cố có điều kiện của biến cố i.

xj – Giá trị của biến cố j.

m – Số biến cố có điều kiện của biến cố i.

pi – Xác suất của biến cố i.

n – Số biến cố i.

Ví dụ: Một đơn vị Điện lực dự định đầu tƣ xóa bán tổng một xã làng nghề.

Sau khi phân tích thị trƣờng cho thấy xác suất thuận lợi là 70% và bình thƣờng

30%. Trong trƣờng hợp thị trƣờng thuận lợi xác suất kinh doanh bán điện có hiệu

quả là 60% và đem lại cho đơn vị một lƣợng NPV = 4 tỷ đồng, nếu kinh doanh

không có hiệu quả NPV chỉ đạt 3 tỷ đồng. Trƣờng hợp thị trƣờng bình thƣờng NPV

chỉ có thể đạt là 1,5 tỷ đồng.

Cho biết đơn vị Điện lực đó có nên đầu tƣ hay không, nếu thực hiện một

phƣơng án đầu tƣ khác cho NPV chắc chắn là 2,5 tỷ đồng?

Giải: Tính EV của NPV theo công thức (2.29)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

EV(NPV) = 0,7 x (0,6 x 4tỷ đ + 0,4 x 3tỷ) + 0,3 x 1,5tỷ = 2,97 tỷ đồng

- 54 -

Nhƣ vậy EV(NPV) = 2,97 tỷ đồng > 2,5 tỷ đồng, đơn vị Điện lực đó nên

thực hiện dự định đầu tƣ xóa bán tổng cho xã đó.

Mặc dù không thể loại bỏ hết rủi ro, nhƣng vẫn có thể cố gắng giảm thiểu

đƣợc. Vì thế những rủi ro cần đƣợc làm rõ, các giải pháp khắc phục phải đƣợc đề

xuất và giải thích cụ thể.

2.4.4. So sánh đánh giá và lựa chọn dự án đầu tƣ

2.4.4.1 Phƣơng pháp giá trị hiện tại:

Khi sử dụng phƣơng pháp này, toàn bộ thu nhập và chi phí của các dự án

trong suốt thời kỳ so sánh đƣợc quy đổi thành một giá trị tƣơng đƣơng ở hiện tại

(đầu thời kỳ). Trong các dự án đó dự án nào có giá trị hiện tại PV lớn nhất sẽ là dự

án có lợi nhất. Cần chú ý là toàn bộ lợi ích và chi phí của các dự án đều đƣợc quy

đổi lại theo thời kỳ so sánh, chứ không phải theo thời gian hoạt động của từng dự

án. Thời kỳ so sánh đƣợc tính bằng bội số chung nhỏ nhất của các thời gian hoạt

động các dự án.

Ví dụ: Sử dụng phƣơng pháp giá trị hiện tại để xác định trong 2 dự án xây

dựng đƣờng dây điện trên không 35kV sau đây thì dự án nào là có lợi hơn, biết

rằng r = 0,1.

Các thông số Dự án I Dự án II

1. Tổng vốn đầu tƣ ban đầu (triệu USD) 1 1,2

2. Doanh thu bán điện hàng năm 0,8 1

3. Chi phí hàng năm 0,3 0,6

4. Giá trị còn lại 0,4 0,7

5. Thời gian hoạt động (năm) 4 6

Bài giải

- Xác định thời kỳ so sánh : Bội số chung nhỏ nhất (4,6) = 12

- Tính NPV của các dự án

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

= 1,8446 triệu USD

- 55 -

= 1,785 triệu USD

- Đánh giá và lựa chọn dự án

+ Đánh giá: Cả hai dự án đều có NPV >0 do đó đều đáng giá.

+ Lựa chọn: Dự án I có NPV = 1,8446 triệu USD > dự án II có NPV = 1,785

triệu USD, do đó dự án I sẽ đƣợc chọn.

2.4.4.2. Phƣơng pháp giá trị đều hàng năm:

Khi sử dụng phƣơng pháp này, toàn bộ thu nhập và chi phí đƣợc quy đổi

thành một chuỗi dòng tiền tệ đều hàng năm tƣơng đƣơng với dòng tiền tệ ban đầu,

trong các dự án, dự án nào có giá trị đều hàng năm AV lớn nhất đƣợc sẽ chọn. Sử

Lợi ích đều hàng năm

Thu nhập hàng

Phần rải đều các năm

năm

của giá trị còn lại

(AVB)

Chi phí đều hàng năm

Chi phí hàng

Phần rải đều các năm

năm

của đầu tƣ ban đầu

(AVC)

Giá trị đều hàng năm

Lợi ích đều hàng năm

Chí phí đều hàng năm

(AVB)

(AVC)

(AV)

dụng phƣơng pháp này không cần xác định thời kỳ so sánh.

Ví dụ: Sử dụng số liệu mục 1

- Xác định giá trị lợi ích đều hàng năm của các dự án

- Xác định giá trị chi phí đều hàng năm của các dự án

- Xác định giá trị đều hàng năm

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

AV(I) = AVB(I) - AVC(I) = 0,8862 - 0,6155 = 0,2707 triệu USD

- 56 -

AV(II) = AVB(II) - AVC(II) = 1,0907 - 0,8755 = 0,2152 triệu USD

- Đánh giá và lựa chọn dự án

+ Đánh giá : Cả 2 dự án đều có AV > 0 do đó đều đáng giá

+ Lựa chọn: Dự án I có AV = 0,2707 triệu USD lớn hơn dự án II có AV =

0,2152 triệu USD, do đó dự án I đƣợc chọn.

2.4.4.3 Phƣơng pháp tỷ số lợi ích trên chi phí:

Để so sánh lựa chọn dự án theo tỷ số lợi ích trên chi phí (B/C) sử dụng

phƣơng pháp phân tích theo gia số và đƣợc tiến hành theo các bƣớc:

Bước 1: Xác định tỷ số B/C định mức tức là tỷ số khi ngành tiến hành đầu tƣ

phải đem lại kết quả ít nhất bằng nhƣ vậy. Giả sử tỷ số định mức đó bằng k (k ≥1)

Bước 2: Xác định giá trị lợi ích đều hàng năm AVB và giá trị chi phí đều

hàng năm AVC cho từng dự án.

Bước 3: Sắp xếp thứ tự các dự án theo trật tự giá trị AVB và AVC tăng dần.

Bước 4: Bắt đầu xác định tỷ số B/C từ các dự án có giá trị AVB và AVC nhỏ

nhất. Nếu dự án i nào đó có kết quả tỷ số (B/C ≥k)thì lấy nó làm nền để so sánh với

dự án tiếp theo xem có hiệu quả hơn không.

Bước 5: Xác định tỷ số B/C theo gia số của dự án i +1 so với dự án i bằng

Nếu tỷ số này lớn hơn hoặc bằng k có nghĩa là dự án i+1 có lợi hơn dự án i

và lúc đó sẽ lấy dự án i+1 làm nền để so sánh dự án i+2. Còn t ỷ số này nhỏ hơn k có

nghĩa là dự án i có lợi ích hơn dự án i+1 lúc đó sẽ lấy dự án i làm nền để so ánh với

dự án i+2. Việc so sánh cứ tiếp tục cho đến khi tìm đƣợc một dự án tối ƣu nào đó

thoả mãn điều kiện tìm đƣợc tỷ số B/C theo gia số của nó với bất kỳ dự án nền nào

trƣớc nó.

Ví dụ: Số liệu ở mục 1

- Xác định giá trị lợi ích đều và giá trị chi phí đều hàng năm của các dự án

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

+ Xác định đƣợc tỉ lệ B/C của dự án:

- 57 -

- Chọn dự án I làm nền vì có AVB(I); AVC(I) nhỏ nhất và tỷ lệ B/C > k = 1

- So sánh dự án II với dự án I: Tính tỷ lệ B/C theo gia số

Tỷ lệ này nhỏ hơn k = 1 nên dự án I có lợi hơn dự án II và dự án I đƣợc chọn.

2.4.4.4 So sánh lựa chọn dự án theo tỷ lệ thu nội tại IRR:

Khi so sánh lựa chọn dự án theo tỷ lệ thu hồi nội tại cũng tiến hành các bƣớc

tƣơng tự nhƣ khi so sánh các dự án theo gia số của dự án có vốn đầu tƣ nhỏ. Nếu IRR

của gia số lớn hơn tỷ lệ thu hồi định mức (MARR - Minimum attractive rate of

return) thì dự án có vốn đầu tƣ lớn hơn đƣợc chọn; còn trong trƣờng hợp ngƣợc lại thì

dự án có vốn đầu tƣ nhỏ hơn đƣợc chọn. Tỷ lệ thu hồi định mức là tỷ lệ lãi mà ngành

ít nhất phải đạt đƣợc khi thực hiện dự án để đạt đƣợc mục tiêu sản xuất kinh doanh.

Tỷ lệ này ít nhất phải bằng tỷ lệ lãi vay.

- So sánh hai dự án đầu tƣ với nhau:

+ Nếu hai dự án có vốn đầu tƣ bằng nhau, dự án đƣợc chọn là dự án có giá trị

IRR lớnnhất. Lẽ dĩ nhiên là dự án đó phải đáng giá (IRR ≥ r giới hạn)

+ Nếu hai dự án có vốn đầu tƣ khác nhau thì trình tự tiến hành nh sau: Giả sử

vốn đầu tƣ của dự án A < dự án B

- Bƣớc 1: Tính IRR của dự án có vốn đầu tƣ nhỏ (IRRA)

Nếu IRRA < r giới hạn, loại bỏ dự án A

Nếu IRRA ≥ r giới hạn, chuyển sang bớc 2

- Bƣớc 2: Tính IRR của gia số đầu tƣ giữa dự án có vốn đầu tƣ lớn và dự án

có vốn đầu tƣ nhỏ (IRRΔ = B – A).

Nếu IRRΔ < r giới hạn, chọn dự án có vốn đầu tƣ nhỏ (dự án A)

Nếu IRRΔ ≥ r giới hạn, chọn dự án có vốn đầu tƣ lớn (dự án B)

Việc so sánh dự án có vốn đầu tƣ lớn hơn với dự án có vốn đầu tƣ bé hơn chỉ

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

tiến hành nếu dự án có vốn đầu tƣ bé hơn là đáng giá. Với phƣơng pháp so sánh theo

- 58 -

gia số đầu tƣ thì dự án đƣợc chọn (dự án tốt nhất) chƣa chắc là dự án có IRR là lớn

nhất. Nếu dự án đƣợc chọn vừa có chỉ tiêu hiệu quả tuyệt đối (NPV), vừa có chỉ tiêu

hiệu quả tƣơng đối (IRR) là lớn nhất thì đó là trƣờng hợp tối ƣu nhất. Nhƣng nếu hai

chỉ tiêu này của một dự án nào đó không đồng thời đạt đƣợc là lớn nhất, thì dự án

đƣợc chọn là dự án có NPV lớn nhất, còn chỉ tiêu IRR chỉ cần bằng hoặc lớn hơn một

ngƣỡng hiệu quả cho phép (IRR ≥ r giới hạn)

- So sánh nhiều dự án với nhau:

+ Nếu các dự án đƣa ra so sánh có vốn đầu tƣ bằng nhau thì dự án tốt nhất là

dự án có giá trị IRR lớn nhát và tất nhiên dự án đó phải đáng giá (thoả mãn điều

kiện IRR ≥ r giới hạn).

+ Nếu các dự án đƣa ra so sánh có số vốn đầu tƣ khác nhau, quá trình so sánh

đƣợc tiến hành

Bƣớc 1: Sắp xếp các phƣơng án theo thứ tự tăng dần về vốn đầu tƣ ban đầu.

Bƣớc 2: So sánh từng cặp dự án. Cụ thể tính IRR của dự án có vốn đầu tƣ

nhỏ nhất.

- Nếu IRRΔ < r giới hạn, loại bỏ dự án này và tính tiếp IRR của dự án có vốn

đầu tƣ kế tiếp cho đến khi chọn đƣợc dự án làm cơ sở so sánh.

- Nếu IRR (Δ) ≥ r giới hạn, dự án này đƣợc chọn làm cơ sở để so sánh.

Bƣớc 3: Tính IRR của gia số đầu tƣ giữa dự án so sánh (dự án có vốn đầu tƣ lớn

hơn kế tiếp) và dự án làm cơ sở so sánh.

- Nếu IRR (Δ) ≥ r giới hạn, loại bỏ dự án làm cơ sở so sánh và lấy dự án so sánh

làm dự án cơ sở so sánh; tiến hành so sánh với dự án có vốn đầu tƣ lớn hơn kế tiếp.

- Nếu IRR (Δ) < r giới hạn, loại bỏ dự án so sánh, dự án làm cơ sở so sánh

vẫn đƣợc giữ lại để so sánh với dự án tiếp sau. Cứ tiếp tục cho đến khi chỉ còn lại

một dự án. Đó là dự án đƣợc chọn.

Ví dụ: Bằng phƣơng pháp so sánh theo tỷ lệ thu hồi nội tại IRR hãy chọn một

trong 2 phƣơng án đầu tƣ cải tạo đƣờng dây điện 110kV. Biết IRRđịnh mức = 0,11.

Các thông số khác trong bảng

Các thông số Dự án I Dự án II

1. Tổng vốn đầu tƣ ban đầu (triệu USD) 1,4 3

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

2. Doanh thu bán điện hàng năm 0,8 1,2

- 59 -

3. Chi phí hàng năm 0,3 0,5

4. Giá trị còn lại 0,4 0,7

5. Thời gian hoạt động (năm) 4 8

Bài giải

- Xác định tỷ lệ thu hồi nội tại IRR của các phƣơng án

+ Với phƣơng án I

Chọn r1 = 0,22 có NPV(1) = 0,0273798

Chọn r2 = 0,23 có NPV(2) = - 0,0011053

= 0,2296 hay 22,96%

+ Với phƣơng án II

Chọn r1 = 0,18 có NPV(1) = 0,0405225

Chọn r2 = 0,19 có NPV(2) = - 0,057875

= 0,1841 hay 18,41%

Nếu sử dụng kết quả tính IRR của các phƣơng án sẽ chọn phƣơng án I vì

phƣơng án này có IRR lớn hơn. Tuy nhiên cần phải so sánh theo gia số cho cả thời

kỳ so sánh.

Thời kỳ so sánh bằng bội số chung nhỏ nhất của thời gian hoạt động (4 và 8

năm) = 8 năm. Tính các thông số theo gia số của phƣơng án II so với phƣơng án I

Năm

Thông số

1,6

-1

Đầu tƣ ban đầu (triệu USD)

0,4

Thu nhập hàng năm

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

cho cả thời kỳ so sánh ghi vào bảng:

- 60 -

0,2

Chi phí hàng năm

0,3

Giá trị còn lại

Qua bảng trên có phƣơng trình theo gia số của phƣơng án II so với phƣơng án I

Khi r1 = 0,14 có NPV1 = 0,0250205

Khi r2 = 0,15 có NPV2 = - 0,0325343

= 0,1443 hay 14,43%

Nhƣ vậy IRR theo gia số của phƣơng án II so với phƣơng án I lớn hơn IRR định

mức và chọn phƣơng án II.

2.4.4.5 Phƣơng pháp thời gian hoàn vốn (có xét yếu tố thời gian của tiền tệ):

Việc so sánh các dự án đƣợc tiến hành tƣơng tự nhƣ khi so sánh lựa chọn theo

tỷ số B/C và tỷ lệ thu hồi nội tại IRR, nghĩa là so sánh theo gia số của dự án có vốn

đầu tƣ lớn hơn so với dự án có vốn đầu tƣ nhỏ hơn. Nếu thời gian hoàn vốn của gia số

nhỏ hơn thời gian hoàn vốn định mức thì dự án có vốn đầu tƣ lớn hơn đƣợc chọn ,

còn trong trƣờng hợp ngƣợc lại thì dự án có vốn đầu tƣ nhỏ hơn đƣợc chọn. Thời gian

hoàn vốn định mức là giới hạn thời gian nhiều nhất để ngành phải hoàn trả vốn, vƣợt

qua giới hạn đó có nghĩa là việc đầu tƣ không đạt hiệu quả.

Ví dụ: Sử dụng phƣơng pháp so sánh các phƣơng án đầu tƣ mở rộng hệ thống

chuyển mạch theo thời gian hoàn vốn có xét yếu tố thời gian để chọn một trong hai

phƣơng án sau, biết rằng thời gian hoàn vốn định mức 9 năm, tỷ lệ chiết khấu r =

0,1. Các thông số khác trong bảng

Phƣơng án I II Thông số

1. Tổng vốn đầu tƣ (triệu USD) 1 2

2. Lãi và khấu hao hàng năm 0,25 0,4

Bài giải:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- Tính thời gian hoàn vốn của các phƣơng án

- 61 -

+ Với phƣơng án I. Theo công thức (2.23) ta có

=5,3 năm

+ Với phƣơng án II

= 7,273 năm

Phƣơng án I có Thv < Thv đm nên đƣợc sử dụng làm nền để xét chọn.

- Tính thời gian hoàn vốn theo gia số của phƣơng án II so với phƣơng án I

Vốn đầu tƣ Δ = 2 - 1 = 1 triệu USD

Lãi và khấu hao hàng năm Δ = 0,4 - 0,25 = 0,15 triệu USD

Tính thời gian hoàn vốn theo gia số

= 11,5 năm

- Lựa chọn phƣơng án: Thời gian hoàn vốn theo gia số lớn hơn thời gian

hoàn vốn định mức nên chọn phƣơng án I (phƣơng án có vốn đầu tƣ nhỏ)

2.5 TÓM TẮT NỘI DUNG CỦA CHƢƠNG

1. Mục đích nghiên cứu tài chính nhằm khẳng định tiềm lực tài chính cho

việc thực hiện các dự án điện; Phân tích những kết quả hạch toán kinh tế của dự án

điện. Nghiên cứu tài chính dự án đầu tƣ có tác dụng:

- Xác định đƣợc quy mô đầu tƣ, cơ cấu các loại vốn, nguồn tài trợ cho các dự

án của ngành điện, tính toán thu chi lỗ lãi, những lợi ích thiết thực mang lại cho

ngành điện và cho cả cộng đồng.

- Đánh giá đƣợc hiệu quả về mặt tài chính của việc đầu tƣ nhằm quyết định

có nên đầu tƣ hay không? Nhà nƣớc cũng căn cứ vào đây để xem xét lợi ích tài

chính có hợp lý hay không? Dự án có đạt đƣợc các lợi ích tài chính hay không và dự

án có an toàn về mặt tài chính hay không?

- Là cơ sở để tiến hành phân tích kinh tế - xã hội.

2. Tỷ suất tính toán trong nghiên cứu tài chính dự án đầu tƣ đƣợc xác định

tuỳ thuộc vào nguồn vốn đầu tƣ.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

3. Thời điểm tính toán đƣợc lựa chọn:

- 62 -

- Đối với các dự án đầu tƣ có quy mô không lớn, thời gian chuẩn bị để đƣa

công trình đầu tƣ vào sản xuất kinh doanh không dài thời điểm tính toán không dài

thì thời điểm tính toán thƣờng đƣợc xác định là thời điểm hiện tại hay thời điểm bát

đầu thực hiện dự án.

- Đối với các dự án có quy mô lớn, thời gian chuẩn bị để đƣa công trình vào

sử dụng dài thì tuỳ theo từng trƣờng hợp cụ thể có thể chọn:

+ Nếu chu kỳ dự án, tỷ lệ lạm phát và mức lãi suất của các nguồn vốn theo dự

đoán biến động không đáng kể và tỷ suất tính toán đƣợc xác định đúng với phƣơng

pháp khoa học, có tính đến các yếu tố rủi ro thì thời điểm tính toán có thể lấy là thời

điểm hiện tại (thời điểm lập dự án) hoặc thời điểm bắt đầu thực hiện dự án.

+ Thời điểm tính toán là năm kết thúc giai đoạn thi công xây dựng công trình

và đƣa công trình đầu tƣ vào hoạt động sản xuất kinh doanh.

4. Để đánh giá dự án đầu tƣ về mặt tài chính, thƣờng sử dụng các chỉ tiêu:

- Giá trị hiện tại thuần (NPV)

- Giá trị tƣơng lai thuần (NFV)

- Giá trị đều hàng năm (AV)

- Tỷ số lợi ích trên chi phí (B/C)

- Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR)

- Thời gian thu hồi vốn (Thv)

Mỗi chỉ tiêu có ƣu nhƣợc điểm và phạm vi sử dụng nhất định, cho nên khi sử

dụng phải tuỳ theo điều kiện cụ thể. Tuy nhiên theo thông lệ quốc tế hiện nay

thƣờng sử dụng chỉ tiêu NPV và IRR. ở nƣớc ta còn sử dụng bổ sung chỉ tiêu thời

gian thu hồi vốn.

5. Để so sánh lựa chọn dự án đầu tƣ, có thể sử dụng các phƣơng pháp sau:

- Phƣơng pháp Giá trị hiện tại thuần (NPV)

- Phƣơng pháp Giá trị tƣơng lai thuần (NFV)

- Phƣơng pháp Giá trị đều hàng năm (AV)

- Phƣơng pháp Tỷ số lợi ích trên chi phí (B/C)

- Phƣơng pháp Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- Phƣơng pháp Thời gian hoàn vốn (Thv)

- 63 -

Chƣơng 3

CHI PHÍ CHO LƢỚI ĐIỆN VÀ CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT LỰA

CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

3.1. CÁC LOẠI CHI PHÍ CHO LƢỚI ĐIỆN

Để lƣới điện ra đời và làm việc tốt đến khi hỏng (hết tuổi thọ n năm) cần phải

có các chi phí:

1. Vốn đầu tƣ ban đầu

2. Chi phí hoạt động và bảo dƣỡng hàng năm.

Đó là 2 chi phí trực tiếp bắt buộc cho lƣới điện.

Ngoài ra doanh nghiệp điện và xã hội còn phải chịu các chi phí kéo theo:

3. Chi phí cho tổn thất công suất và tổn thất điện năng

4. Chi phí do điện năng không đƣợc cấp cho phụ tải vì lý do sự cố hay ngừng

điện kế hoạch đƣờng dây điện, gọi là chi phí do độ tin cậy cung cấp điện.

Chi phí 3 cho tổn thất công suất và điện năng là chi phí khá lớn, phải tính đến

cho mọi tính toán lƣới điện.

Chi phí 4 có thể tính đến, cũng có thể không tính tuỳ trƣờng hợp cụ thể.

3.1.1. Chi phí vốn đầu tƣ ban đầu V0 [đ]

[theo 1], Vốn đầu tƣ ban đầu để xây dựng đƣờng dây:

(3.1)

Trong đó K[đ] là thành phần không phụ thuộc, K' [đ/km] phụ thuộc độ dài đƣờng dây còn K'' [đ/km.mm2] phụ thuộc độ dài và tiết diện dây. L[km] là độ dài

đƣờng dây.

Trong quá trình hoạt động, đƣờng dây bị hao mòn dần cho đến khi hỏng hoàn

toàn, hết tuổi thọ đƣờng dây điện bị phá bỏ. Để bảo toàn vốn ban đầu nay ngƣời ta

phải để ra mỗi năm một số tiền sao cho khi đƣờng dây điện hết tuổi thọ có đủ tiền

làm đƣờng dây điện mới. Nhƣ vậy là vốn ban đầu đƣợc bảo toàn. Công việc này gọi

là khấu hao đƣờng dây điện (ký hiệu KH). Có nhiều cách khấu hao nhƣng hay dùng

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

nhất là khấu hao đều, số tiền để ra hàng năm nhƣ nhau và có thể tính bằng cách:

- 64 -

(theo công thức 2.7a, 2.7b)

(3.2)

Trong đó:

D (Depriciation) – Mức khấu hao hàng năm;

Vo – Giá trị ban đầu của tài sản;

SV (Salvage value) – Giá trị còn lại của TSCĐ;

n - thời kỳ tính khấu hao hay tuổi thọ của TSCĐ theo quy định (năm)

3.1.2. Chi phí hoạt động và bảo dƣỡng HB t[đ]

Chi phí cho hoạt động và bảo dƣỡng, bao gồm trả lƣơng, vật tƣ, thiết bị thay

thế, nhiên liệu, không gian... Chi phí này phụ thuộc vào lƣợng và chất của thiết bị

công trình. Chất lƣợng thiết bị cao thì chi phí vốn cao và chi phí bảo quản sẽ nhỏ.

Nếu không có số liệu cụ thể thì chi phí HB có thể tính theo % của vốn đầu tƣ:

(3.3) HBt = ah b.V0

Chi phí HB là chi phí tối thiểu bắt buộc để lƣới điện làm việc bình thƣờng.

Chi phí cho hoạt động - bảo dƣỡng và chi phí khấu hao gộp lại gọi là chi phí

vận hành.

Với: (3.4) avh= ahb+akh

Chi phí vận hành hàng năm CPvh

(3.5) CPvh= avh.V0

Bảng 3.1 cho ví dụ về hệ số hoạt động- bảo dƣỡng, khấu hao và vận hành [1].

Khấu hao

Tổng

ahb

Vật liệu- thiết bị

(%)

akh(%)

avh= akh+ahb

Cáp 10kV

1,8

3,8

Bọc chì

2,0

1,8

5,8

Bọc nhôm

4,0

1,8

6,8

Bọc chất dẻo

5,0

2,5

4,5

Cáp 22- 35kV bọc chì

2,0

2,5

4,5

Cáp dầu 110- 220kV

2,0

Đƣờng dây trên không đến 22kV cột

0,9

3,9

thép và bê tông cốt thép:

3,0

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 65 -

Đƣờng dây trên không 35- 220kV cột

thép và bê tông cốt thép

2,0

0,8

2,8

Trạm biến áp:

- đến 22kV

6,4

10,4

- 35- 150kV

6,4

9,4

- = 220kV

6,4

8,4

3.1.3. Chi phí cho tổn thất công suất và tổn thất điện năng

1. Chi phí cho tổn thất công suất tác dụng

Tổn thất công suất tác dụng trên đƣờng dây điện, trong máy biến áp sẽ gây ra

tổn thất kinh tế:

- Làm giảm khả năng tải của bản thân và các phần tử trên nó về phía nguồn,

khiến cho phải cải tạo sớm hơn.

- Gây nguy cơ thiếu công suất nguồn trong giờ cao điểm, làm giảm độ tin cậy

cung cấp điện do giảm dự trữ công suất.

Do đó tổn thất công suất tác dụng là một chỉ tiêu kinh tế quan trọng.

Chỉ có tổn thất công suất ở thời điểm phụ tải max của các phần tử lƣới điện phía

trên mới gây ra tổn thất kinh tế. Do đó phải tính tổn thất công suất ở thời điểm đỉnh

của các phần tử trên phần tử đƣợc xét.

Công thức tính nhƣ sau:

(3.6)

Trong đó: Pmax là tổn thất công suất max của phần tử đƣợc xét.

Ptr là tổn thất công suất của phần tử phía trƣớc.

ktđ là hệ số tham gia vào đỉnh, hệ số này cho trong bảng sau:

Bảng 3.2. Hệ số tham gia vào đỉnh ktd

Nhà máy điện Sơ cấp TG thứ cấp Hệ số tham gia vào đỉnh ktd của phụ tải trung hạ áp khi tổn thất

~

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

max xảy ra ở: MBA Sơ cấp Thứ cấp Đối với phụ tải đỉnh của luới điện phía trƣớc: TTG TG TTG

- 66 -

- Nhà máy điện 0,58 0,56 0,56

- Trạm biến áp khu vực và lƣới truyền tải 0,60 0,58 0,58

- Phần sơ cấp trạm trung gian (TTG) 1 0,85 0,85

- Máy biến áp trung gian - 1.00 1.00

- Thứ cấp TTG - - 1.00

Chi phí cho tổn thất công suất đƣợc tính nhƣ sau:

(3.7) C P = cP. P

P đƣợc tính theo (3.6).

cP là chi phí biên cho tổn thất công suất .

2. Chi phí cho tổn thất điện năng

a) Cho đƣờng dây điện:

Chi phí cho tổn thất điện năng trên đƣờng dây điện là:

(3.8) C A = cA. A

cA là chi phí biên cho tổn thất điện năng [đ/kWh], chi phí này phụ thuộc thời

gian tổn thất công suất lớn nhất.

A là tổn thất điện năng trên đƣờng dây điện.

Tổn thất điện năng này bao gồm tổn thất trong điện trở và tổn thất do vầng quang

điện. Tổn thất điện năng do vầng quang phải tính đến ở lƣới điện 220kV trở lên. Nếu

là lƣới điện cáp 110kV trở lên phải tính thêm tổn thất điện năng trong cách điện.

Khi tính tổn thất điện năng của lƣới điện ở một cấp điện áp nào đó, phải tính

đến tổn thất điện năng kéo theo ở lƣới điện phía trên nó.

b) Cho máy biến áp

Chi phí cho tổn thất điện năng trong máy biến áp gồm 2 phần: chi phí cho tổn

thất không tải và cho tổn thất đồng với đơn giá khác nhau.

Tổng chi phí cho tổn thất điện năng trong máy biến áp là:

(3.9) C AB= cAkt. ABkt+ cAcu. ABcu

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

cAcu - Đơn giá tổn thất điện năng trong cuộn dây- đ/kWh

- 67 -

cAkt - Đơn giá tổn thất điện năng không tải - đ/kWh

Chi phí cho tổn thất công suất và cho tổn thất điện năng có thể đƣợc quy về

tổn thất công suất.

3.1.4. Chi phí cho độ tin cậy

[theo 1] Khi mất điện doanh nghiệp phải chịu tổn thất kinh tế, có 2 loại tổn

thất: - Tổn thất không phụ thuộc thời gian, cứ mất điện là gây tổn thất, ví dụ lò

luyện kim hồ quang, máy ép sợi tổng hợp, lò nƣớng bánh kẹo… tổn thất phụ thuộc

thời gian, đó là các sản xuất bằng các loại máy công cụ dùng điện, chi phí này phụ

thuộc lƣợng điện năng mất.

Tăng độ tin cậy lên thì chi phí do mất điện sẽ giảm nhƣng phải tăng chi phí

đầu tƣ. Các quan hệ này cho trên hình 3.1.

Ta thấy có mức tin cậy hợp lý, ở đó tổng chi phí cho nâng cao độ tin cậy và tổn

thất do mất điện nhỏ nhất.

Để đạt đƣợc độ tin cậy hợp lý, hệ thống điện lập ra đơn giá tổn thất kinh tế

do mất điện cmđ[đ/kWh], đơn giá này đƣợc tính toán từ tổn thất thực, từ hoàn cảnh

cụ thể của cơ cấu kinh tế - xã hội. Sau đó đơn giá này trong các quy hoạch lƣới điện

sẽ có đƣợc lƣới điện hợp lý về mặt độ tin cậy.

Hình 3.1 Quan hệ vốn tổn thất

Chi phí do độ tin cậy đƣợc tính nhƣ sau:

(3.10) C Am = cm. Am , (đ)

Am là điện năng không đƣợc cung cấp cho phụ tải (điện năng mất)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Chi phí này đựơc tính đến trong các bài toán nâng cao độ tin cậy, để so sánh

- 68 -

các phƣơng án lƣới điện có độ tin cậy khác nhau. Nếu các phƣơng án lƣới điện có

độ tin cậy nhƣ nhau thì không cần tính đến.

3.2. CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ – KỸ THUẬT LỰA CHỌN DÂY DẪN

3.2.1. Tiết diện tối ƣu và các điều kiện kỹ thuật

[theo 1], Trong bài toán quy hoạch thiết kế lƣới điện, chọn tiết diện dây dẫn

là bài toán cơ bản nhất.

Chọn dây dẫn bao gồm chọn loại dây dẫn và chọn tiết diện dây dẫn. Sau khi

đã chọn loại dây: dây nhôm, dây nhôm lõi thép, cáp nhôm, cáp đồng…thì bài toán

là chọn tiết diện dây dẫn tối ưu về kinh tế. Bản chất vấn đề nhƣ sau:

Nếu dây có tiết diện dây dẫn nhỏ thì chi phi vốn và vận hành nhỏ nhƣng chi

phí cho tổn thất công suất và điện năng lớn. Nếu tăng dần tiết diện dây dẫn thì tổn

thất sẽ giảm đi nhƣng chi phí vốn và vận hành sẽ tăng lên nhƣ trên hình 3.1.

Lấy tổng 2 chi phí, ta đƣợc chi phí vòng đời của đƣờng dây. Ta thấy có một

tiết diện dây cho chi phí tổng này nhỏ nhất, đó chính là tiết diện kinh tế.

Nhƣ vậy tiết diện kinh tế Fkt là tiết diện cho chi phí vòng đời của đƣờng dây

nhỏ nhất.

Tuy nhiên trong thực tế không phải bao giờ cũng đƣợc phép sử dụng tiết diện

tối ƣu cho đƣờng dây. Có những hạn chế kỹ thuật phải tuân theo khi lựa chọn dây

dẫn, nếu không lƣới điện sẽ không hoạt động đƣợc.

Các hạn chế kỹ thuật đó là:

1) Phát nóng dây dẫn do dòng điện.

2) Độ bền cơ học của đƣờng dây (chỉ cho đƣờng dây trên không).

3) Tổn thất điện năng do vầng quang điện (chỉ cho đƣờng dây trên không).

4) Điều kiện phát nóng khi ngắn mạch (chỉ cho lƣới cáp).

5) Tổn thất điện áp lớn nhất cho phép trong lƣới điện.

Các hạn chế trên làm cho không phải lúc nào cũng có thể dùng đƣợc tiết diện

tối ƣu cho lƣới điện, trong nhiều trƣờng hợp phải căn cứ vào các điều kiện kỹ thuật để

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

chọn tiết diện dây dẫn. Do đó có các phƣơng pháp chọn tiết diện dây dẫn khác nhau.

- 69 -

3.2.2. Chỉ tiêu kinh tế chọn tiết diện dây dẫn

3.2.2.1 Mật độ kinh tế dòng điện

Trong trƣờng hơp phụ tải điện không tăng theo thời gian, lấy tiết diện kinh tế

chia cho giá trị max của dòng điện ta đƣợc mật độ kinh tế dòng điện [1]:

[A/mm2, mm2, A] (3.11)

Trong đó: [A,kW,kVAr,kV] (3.12)

P, Q, cosφ là công suất tính toán của phụ tải.

3.2.2.2 Mật độ kinh tế dòng điện tính theo chi phí vòng đời

a) Chi phí vòng đời: chi phí vòng đời của đƣờng dây điện bao gồm chi phí

vốn ban đầu để xây dựng đƣờng dây và chi phí hàng năm cho đƣờng dây điện hoạt

động và để bảo dƣỡng, ngoài ra doanh nghiệp điện phải chi trả cho tổn thất điện

năng và tổn thất công suất trên đƣờng dây điện, cho độ tin cậy cung cấp đ iện, chi

phí hàng năm đƣợc thực hiện trong suốt vòng đời n năm của đƣờng dây điện, từ lúc

bắt đầu đƣa vào vận hành cho đến khi đƣờng dây điện ngừng họat động:

(3.13)

Trong đó:

a) V0 - vốn đầu tƣ ban đầu để xây dựng đƣờng dây, (đồng);

b) HBt - Chi phí cho hoạt động và bảo dƣỡng, (đồng); HBt = ahb.V0

c) cAt. At - chi phí do tổn thất điện năng; và cPt. Pt - chi phí cho tổn thất

công suất;

d) cm. Am là chi phí cho điện năng không đƣợc cấp cho phụ tải.

Chi phí vòng đời theo (3.12) là chi phí thực ban đầu và hàng năm cho đƣờng

dây điện.

Tuy nhiên để tính toán kinh tế đƣờng dây điện nhƣ là tính mật độ dòng điện

kinh tế ta cần quy đổi về chi phí vòng đời hiện tại.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

(3.14)

- 70 -

Là hệ số hiện tại hóa

Trong đó:

- r: Hệ số chiết khấu =8%..12%, đó là lợi nhuận đầu tƣ trung bình trong kinh

doanh.

- t: thời đoạn tính toán, [năm].

Nếu vốn ban đầu đƣợc thực hiện nhiều năm trƣớc năm không thì cũng đƣợc

quy đổi về năm không (gọi là tƣơng lai hoá) bằng công thức:

(3.15)

(1+r)t là hệ số tƣơng lai hoá.

b) Tính mật độ kinh tế

Mật độ kinh tế tính cho dòng điện Imax không đổi, do đó các tổn thất công

suất và tổn thất điện năng là hằng số, giả thiết thêm là: - chi phí biên cho tổn thất

không đổi; - chế độ max của đƣờng dây điện trùng với chế độ max hệ thống;- không

xét chi phí hoạt động - bảo dƣỡng vì rất nhỏ và không xét đến chi phí cho độ tin cậy

vì tiết diện dây không ảnh hƣởng đến chi phí này.

Trƣớc hết ta gộp chung chi phí cho tổn thất công suất và tổn thất điện năng:

(3.16) c = cP. Pmax + cA. A = cP. Pmax + cA. Pmax .

Có thể tính từ (3.16) chi phí cho 1 kW tổn thất công suất và điện năng:

(3. 17) c P0 =

Trong đó:

- cP: giá thành tổn thất công suất, [đ/kW];

- cA: giá thành tổn thất điện năng, [đ/kWh];

2 .8760 , [h]

- τ: Thời gian tổn thất công suất lớn nhất:

)

τ = (0,124 + Tmax.10-4

Nhƣ vậy tổn thất công suất và tổn thất điện năng đều quy về tổn thất công suất.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

(3. 18) c = c p0. Pmax

- 71 -

Tổn thất công suất tính theo công thức:

[A, kW] (3.19)

Trong đó: - ρ: điện trở suất[Ω.mm2/km];

- L:chiều dài đƣờng dây [km];

- F: tiết diện dây[mm2];

Thay Pmax theo (3.19) vào (3.18) đƣợc chi phí cả năm của tổn thất:

, [đ/kW] (3.20)

, điện trở dây dẫn, [Ω/km]; Trong đó: Ro =

Ở đây mục tiêu sẽ lựa chọn dây dẫn sao cho tổng chi phí tối thiểu. Vì vậy, khi

So sánh hai phƣơng án, kích thƣớc lớn đƣợc lựa chọn nếu những chi phí của nó trong

thời gian thời thời gian sống đủ thấp để bù lại những chi phí xây dựng tăng lên.

Giá trị hiện thời hóa của tổn thất công suất qua một thời gian đã cho có thể

đƣợc xác định đã đƣợc giới thiệu trong mục 2.3. Ở đây giả thiết hằng số tăng trƣởng

hàng năm của phụ tải là α%. [10]

(3.21)

Trong đó:

C : giá trị hiện tại hóa của tổn thất

C∆1 : Chi phí cả năm của tổn thất trong năm 1.

- hệ số hiện thời hóa tổn thất công suất;

r : lãi suất, %

t : thời thời đoạn tính toán, [năm]

(3.22)

Trong đó:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

S1 : công suất đỉnh ở năm thứ nhất

- 72 -

Ro : điện trở của dây dẫn , [Ω/km]

L : chiều dài đƣờng dây, [km]

V= điện áp pha, [kV]

ρ : điện trở suất của dây dẫn, [Ω.mm2/km]. F: Tiết diện dây dẫn, [mm2].

Ta có chi phí vòng đời hiện tại:

(3.23)

Trong đó: -

- Vo =

Trong đó:

Vo : Chi phí vốn đầu tƣ xây dựng đƣờng dây

K : Giá thành đƣờng dây, không phụ thuộc vào tiết diện và độ dài đƣờng dây

(chi phí khảo sát, thăm dò, thiết kế, ….)

K’: giá thành đƣờng dây phụ thuộc vào chiều dài, điện áp, số mạch đƣờng

dây (chi phí dựng cột, xà, sứ, hầm cáp,…).

K” : giá tiền dây dẫn phụ thuộc vào tiết diện, chiều dài đƣờng dây (chi phí lắp

đặt dây: giá thành mét dây đồng hoặc nhôm và vật liệu + nhân công lắp đặt).

Tiết diện dây dẫn ứng với giá trị nhỏ nhất của CP vđ0 theo (3.23) là tiết diện

kinh tế của dây dẫn (điện năng mất không phụ thuộc tiết diện dây):

Đạo hàm hai vế của (3.23) ta đƣợc Điều kiện chọn tiết diện kinh tế là:

(3.24)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Từ đây ta rút ra tiết diện kinh tế của dây dẫn:

- 73 -

= (3.25)

Ta có mật độ kinh tế:

(3.26)

, , nghiã là phụ thuộc giá tiền dây dẫn, vật Ta thấy jkt chỉ phụ thuộc, K'',

liệu dây, Tmax, giá tiền tổn thất công suất và tổn thất điện năng, hệ số chiết khấ u r và

tuổi thọ đƣờng dây.

3.2.2.3 Mật độ kinh tế dòng điện tính theo chi phí tính toán Z

Phƣơng pháp tính kinh tế lƣới điện của Liên xô cũ là phƣơng pháp thời gian

thu hồi vốn đầu tƣ phụ [2].

Nội dung phƣơng pháp nhƣ sau:

Có 2 phƣơng án lƣới điện:- Phƣơng án 1 có chi phí vốn đầu tƣ là K1, chi phí

vận hành hàng năm là Y1;

- Phƣơng án 2 có chi phí vốn đầu tƣ là K2, chi phí vận hành hàng năm là Y2;

Trong đó Yi là chi phí vận hành:

(3.27)

avhi: chi phí vận hành gồm chi phí khấu hao và chi phí hoạt động- bảo dƣỡng

cho phƣơng án i (bảng 3.2).

Chi phí khấu hao là chi phí để bù vào hao mòn của công trình điện trong vận

hành. Sau khi công trình điện hết hạn sử dụng, chi phí này đủ để làm lại công trình

điện mới. Nói cách khác vốn đầu tƣ ban đầu đƣợc bảo toàn.

Giả thiết K1> K2 và Y2>Y1 nghĩa là phƣơng án có vốn đầu tƣ đắt hơn thì chi

phí vận hành sẽ nhỏ hơn (nếu 1 phƣơng án vừa có vốn cao hơn vừa có chi phí vận

hành lớn hơn, thì gọi là phƣơng án bất hợp lý, không cần đem so sánh).

Ta có thể tính đƣợc độ chênh lệch vốn giữa 2 phƣơng án: K=K1- K2 và độ

chênh lệch chi phí vận hành: Y=Y2- Y1. Nhƣ vậy về vốn đầu tƣ phƣơng án 1 đắt

hơn phƣơng án 2 là K nhƣng mỗi năm giảm đƣợc chi phí vận hành Y, ta tính

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

đƣợc số năm độ chênh lệch vốn đầu tƣ (gọi là vốn đầu tƣ phụ) đƣợc hoàn lại bởi chi

- 74 -

phí vận hành thấp:

(3.28)

Đem so sánh thời gian này với thời gian tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tƣ phụ giữa

2 phƣơng án TT C năm, nếu T >TT C thì chọn phƣơng án 2 là phƣơng án rẻ hơn, còn nếu

T< TT C thì chọn phƣơng án 1 là phƣơng án đắt. Nếu bằng thì tuỳ ý ngƣời thiết kế.

Để có thể áp dụng cho nhiều phƣơng án, có thể tổng quát hoá cách tính nhƣ sau:

Đặt:

đó là tiêu chuẩn bằng nhau của 2 phƣơng án, ta biến đổi nhƣ sau:

K1 –K2 = TT C(Y2- Y1)

Đặt aT C = 1/Ttc gọi là hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tƣ phụ giữa 2 pha.

atc K1 + Y1 = atc K2 + Y2

Đây là điều kiện 2 phƣơng án ngang nhau về kinh tế.

Đặt: Zi = atc Ki + Yi

Zi đƣợc gọi tên là chi phí tính toán của phƣơng án i.

Để so sánh kinh tế nhiều phƣơng án ta tính chi phí tính toán cho từng phƣơng án

rồi so với nhau. Phƣơng án nào cố chi phí tính toán nhỏ nhất là phƣơng án tối ƣu. Nếu

Z của 2 phƣơng án chênh nhau dƣới 5% thì xem nhƣ tƣơng đƣơng nhau về kinh tế.

Thay Y theo (3.27) vào (3.28) ta đƣợc công thức tổng quát tính chi phí tính

toán của một phƣơng án lƣới điện là:

(3.29) Z = (atc + avh).K + cA. A

TT C đƣợc lấy là 8 năm, do đó atc =0,125.

Tính Z cho các phƣơng án lƣới điện, sau đó phƣơng án nào có Z nhỏ nhất là

phƣơng án tối ƣu. Phƣơng án tính theo Z không phải là phƣơng án có chi phí vòng

đời nhỏ nhất mà nằm trong khu vực các phƣơng án có chí phí vòng đời nhỏ nhất.

Tiết diện kinh tế tính theo hàm Z nhƣ sau:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Ta có hàm chi phí tính toán phụ thuộc tiết diện dây:

- 75 -

(3.30)

Lấy đạo hàm của Z theo F, đặt =0 ta đƣợc tiết diện kinh tế:

Xuy ra (3.31)

lấy dòng điện max Imax chia cho Fkt ta đƣợc mật độ kinh tế:

(3.32)

Trong đó avh là hệ số chi phí vận hành đƣờng dây cho 1 năm, atc là hệ số tiêu

chuẩn thu hồi vốn đầu tƣ phụ tiêu chuẩn, cA là giá tiền 1 kWh tổn thất điện năng.

Loại dây dẫn

Tmax [h]

1000- 3000

3000- 5000

> 5000

2,1

2,5

Đồng trần

1,8

1,3

1,1

A và AC

1,0

Cáp bọc giấy và dây bọc cao su

2,5

- Lõi đồng

3,5

2,0

1,4

- Lõi nhôm

1,6

1,2

3,1

Cáp cao su lõi đồng

3,5

2,7

Bảng 3.3. JKT của Liên xô cũ [1]

Nếu trong công thức tính jkt (3.26): coi hệ số hiện tại hoá = 1, không tính đến

tổn thất công suất, còn trong jkt theo (3.32) không tính đến chi phí HB, không tính

atc, thì 2 công thức sẽ giống nhau. Ta thấy j kt tính theo (3.26) phù hợp hơn với nền

kinh tế thị trƣờng.

jkt biến đồi theo thời gian nên thƣờng xuyên phải tính lại khi giá cả thay đổi.

Mật độ dòng điện kinh tế dòng điện dùng để chọn tiết diện dây dẫn. Đối với

đƣờng dây điện có phụ tải tĩnh, chon trựcc tiếp theo phụ tải tính toán. Đối với

đƣờng dây điện có phụ tải tăng trƣởng, trƣớc hết phải tính phụ tải tƣơng đƣơng rồi

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

tính chọn tiết diện dây.

- 76 -

3.2.2.4 Khoảng chia kinh tế

Khi đƣờng dây có phụ tải phát triển có thể có 2 cách chọn dây dẫn:

1. Chọn theo khoảng chia kinh tế.

2. Tính chuyển phụ tải phát triển thành phụ tải tĩnh rồi chọn theo j kt

Chọn theo jkt có sai số lớn do tính chuyển đổi phụ tải, do bậc của dây dẫn

tiêu chuẩn rất rộng..., cho nên tính theo khoảng chia kinh tế tốt hơn, hoặc là phân

tích kinh tế để so sánh trực tiếp một số tiết diện dây.

1. Tính khoảng chia kinh tế theo chi phí vòng đời

Nếu biết dòng điện max năm ở năm cuối N của vòng đời của đƣờng dây là

Imax, độ tăng trƣởng phụ tải hàng năm là α%, ta tính đƣợc phụ tải các năm t là Imaxt.

(3.33)

Chi phí vòng đời của đƣờng dây nếu chỉ tính đến chi phí cho tổn thất điện

năng và chi phí họat động- bảo quản, không tính tổn thất công suất, độ tin cậy là

(3.34)

Trong công thức trên, giả thiết cos =hs.

Với mỗi tiết diện dây F, cho N, cho Imax các giá trị khác nhau, ta tính đƣợc

Imaxt, áp dụng (3.23) ta tính đƣợc hàm quan hệ giữa CPVĐ0 và Imax: CP VĐ0 = f(Imax)

Vẽ các đƣờng này lên đồ thị ta đƣợc nhƣ trên hình 3.2.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Hình 3.2. Đồ thị khoảng chi kinh tế

- 77 -

Từ đồ thị ta thấy mỗi dây dẫn có chi phí trong một khoảng phụ tải, do đó đồ

thị này gọi là khoảng chia kinh tế của dây dẫn. Nếu phụ tải năm cuối Imax < Imax1 thì

dây F1 có chi phí vòng đời nhỏ hơn, nếu Imax1< Imax< Imax2 thì dây F2 tốt hơn, còn khi

Imax2< Imax thì dây dẫn F3 tốt hơn.

3.2.3. Các điều kiện kỹ thuật.

3.2.3.1 Phát nóng lâu dài dây dẫn.

a. Phát nóng cho phép của dây dẫn:

[1] Khi có dòng điện đi qua, dây dẫn và cách điện bị nóng lên do hiệu ứng

Joule. Nếu nhiệt độ tăng cao quá sẽ làm giảm độ bền cơ học của dây dẫn hoặc làm

già hoá cách điện của cáp. Để bảo đảm cho dây dẫn và cách điện có thể làm việc lâu

dài mà không bị hƣ hại, nhiệt độ của dây dẫn trong chế độ làm việc bình thƣờng

không đƣợc vƣợt quá nhiệt độ lớn nhất cho phép cho trong bảng.

Nhiệt độ cho

Nhiệt độ cho phép lớn

Dây dẫn

phép lâu dài

phép ngắn hạn

nhất khi ngắn mạch

Thanh dẫn và dây trần

- Đồng

125

300

- Nhôm

125

200

Cáp cách điện giấy

Đồng

Nhôm

- Đến 3kV

125

200

- Đến 6kV

100

200

- Đến 10kV

200

Cáp cách điện cao su

150

100

- Thƣờng

150

110

- Chịu nhiệt

150

Cáp cách điện chất dẻo

150

Bảng 3.4. Nhiệt độ cho phép của dây dẫn – θcp , (oC)

b. Điều kiện chọn hoặc kiểm tra dây dẫn:

[theo1], Mỗi dây dẫn đƣợc cho dòng điện cho phép ICP theo điều kiện nhiệt

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

độ ở điều kiện nhiệt độ môi trƣờng nhất định, thƣờng là: nhiệt độ không khí là 25oC, của đất là 15oC. đối với cáp thì tính cho 1 sợi cáp đặt trong đất hoặc hầm cáp.

- 78 -

Icp đƣợc tính từ nhiệt độ cho phép max trên đây và đƣợc cho trong lý lịch dây

hay trong các bảng tra cứu, sổ tay thiết kế.

Để đạt đến nhiệt độ ổn định trong dây dẫn thì dòng điện phải có giá trị trung

bình không đổi trong 30 phút.

Giả thiết rằng dòng điện max trong dây thoả mãn điều kiện này.

Dây dẫn phải đƣợc chọn sao cho dòng điện lớn nhất đi qua dây Imax phải nhỏ

hơn dòng điện cho phép Icp:

(3.35) I’ max I’CP [A,A]

I’max là dòng điện gây phát nóng lớn nhất cho dây.

Nếu đƣờng dây điện không có dự phòng thì I’max là dòng điện làm việc max Imax

do phụ tải max của đƣờng dây điện gây ra, nếu đƣờng dây điện có dự phòng thì I’max là

Imax

H.3.3a

Kh«ng dù phßng

Imaxsc

H.3.3b

Cã dù phßng

Imaxsc khi sự cố đƣờng dây dự phòng, dòng này đƣợc tính cụ thể theo sơ đồ lƣới điện.

Hình 3.3 Sơ đồ lƣới điện có dự phòng và không dự phòng

Nếu phụ tải đƣợc cấp điện bởi 2 đƣờng dây điện nhƣ trên hình 3.3 thì:

(3.36) Imaxsc = 2. Imax

I’CP là dòng điện cho phép đã đƣợc hiệu chỉnh theo điều kiện thực tế.

(3.37) I’CP = k1.k2ICP [A,A]

k1 là hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trƣờng. Khi nhiệt độ thực tế của môi

trƣờng khác với nhiệt độ sản xuất dây thì phải hiệu chỉnh.

k2 là hệ số hiệu chỉnh theo số sợi cáp và khoảng cách giữa chúng trong 1

hầm cáp hoặc đất (điều kiện lắp đặt - chỉ cho cáp).

Trong chế độ sự cố, đƣờng dây cáp có thể phải gánh thêm phụ tải của đƣờng dây

bị sự cố trong khoảng thời gian ngắn, khi đó đây dẫn có đƣợc phép quá tải ngắn hạn.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Dòng điện cho phép khi sự cố ICP- SC đƣợc tính nhƣ sau:

- 79 -

(3.38) ICP- SC = ICP.kqt

kqt là hệ số quá tải cho phép, phụ thuộc chế độ của cáp trƣớc khi sảy ra sự cố, môi

trƣờng đặt cáp (trong không khí hoặc đất) và thời gian bị quá tải. kqt cho trong bảng.

Điều kiện lắp đặt Hệ số quá tải cho phép k qt trong thởi gian quá tải t, [h]

Hệ số tải Kt = I/Icp 60% 80%

- Trong đất - Trong không khí - Trong đất - Trong không khí

1 1,50 1,30 1,35 1,25

2 1,35 1,25 1,25 1,20

3 1,25 1,15 1,20 1,15

Bảng 3.5. Giá trị kqt trong 5 ngày đêm của cáp cách điện giấy U đm≤10kV.

3.2.3.2 Phát nóng dây dẫn cáp khi ngắn mạch

[theo 1], Đối với dây cáp, khi xảy ra ngắn mạch nếu thời gian cắt ngắn mạch

chậm (vì lí do đẩm bảo độ chọn lọc) thì đây dẫn sẽ bị phát nóng đáng kể, có nguy

cơ vƣợt quá khả năng chịu đựng của cáp. Vì thế sau khi chọn cáp theo các diều kịên

khác phải kiểm tra cáp theo điều kiện ngắn mạch, gọi là kiểm tra ổn định nhiệt, nếu

cáp không chịu nổi thì phải tăng tiết diện cáp hoặc dùng các biện pháp hạn chế dòng

điện ngắn mạch. Nếu thời gian cắt ngắn thì không phải kiểm tra ngắn mạch, ví dụ

cáp đƣợc bảo vệ bằng cầu chảy.

a. Nếu nhà sản xuất cho dòng điện ngắn mạch định mức với thời gian cắt ngắn

mạch cho trƣớc thì kiểm tra theo dòng này:

(3.39) Ik = Ikđm [kA]

Ik –dòng mạch duy trì

b. Kiểm tra bằng tính toán ổn định nhiệt:

Với mỗi trạng thái ngắn mạch bao gồm: dòng ngắn mạch xung kích I'', dòng

ngắn mạch duy trì Ik, thời gian cắt của bảo vệ là t C, và với mỗi loại cáp lõi đồng

hoặc nhôm có tồn tại 1 tiết diện gọi là tiết diện ổn định nhiệt Fôđn, tức là tiết diện tối

thiểu chịu đƣợc phát nóng do ngắn mạch gây ra. Tiết diện này đƣợc tính nhƣ sau:

[mm2,kA,s] (3.40) Fođn = . Ik

Trong đó: - hệ số xác định bởi nhiệt lƣợng làm nóng dây khi ngắn mạch và

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

loại dây cáp.

- 80 -

Bảng 3.6. Hệ số xác định bởi nhiệt lƣợng làm nóng dây khi ngắn mạch và loại dây cáp.

Nguyên liệu cáp - 10kV

Nhiệt độ cho phép

Cáp đồng

2500C

Cáp nhôm

2500C

Ik là dòng ngắn mạch xác lập. ttđ là thời

gian tƣơng đƣơng, trong đó dòng Ik gây phát nóng

giống nhƣ dòng điện thực tế gây ra trong thời gian

tồn tại ngắn mạch bằng thời gian cắt của bảo vệ

tC.. ttđ phụ thuộc tỷ số “ = I''/Ik và thời gian cắt t C

Sau khi tính đƣợc fođn thì chọn dây dẫn tiết

diện bằng hoặc lớn hơn tiết diện này.

c. Kiểm tra theo bảng hoặc đồ thị:

Từ công thức (3.40) ngƣời ta lập ra cho

Hình 3.4 Đồ thị đặc tính thời gian cắt các điều kiện thực tế của lƣới điện bảng giá trị lớn nhất của dòng điện ngắn mạch

xác lập Ik- max mà 1 dây cáp có thể chịu đƣợc, dòng điện này phụ thuộc tiết diện dây

cáp và thời gian cắt ngắn mạch tC của bảo vệ (Bảng 3.7 cho Ik- max của cáp nhôm đặt

trong đất điện áp 6- 10kV).

Bảng 3.7. Dòng ngắn mạch cho phép theo điều kiện ổn định nhiệt của cáp Ik- max

tC [s]

Ik- max [kA] cho tiết diện dây dẫn là [mm2]

120

150

185

240

0,50

3,45

4,80

6,90

9,65

13,00

16,50

20,00

25,45

34,25

0,75

2,80

3,95

5,60

7,90

10,65

13,50

16,90

20,50

27,20

1,00

2,44

3,40

4,85

6,80

9,25

11,80

14,60

18,00

23,50

1,50

2,00

2,80

4,00

5,55

7,55

9,55

11,90

14,75

19,30

4,00

1,72

2,40

3,45

4,80

6,55

8,25

10,30

12,75

16,65

Nếu thời gian cắt ngắn mạch rất ngắn (cỡ 0,01s) thì không cần kiểm tra ổn định

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

nhiệt.

- 81 -

3.2.3.3 Tổn thất vầng quang

[Theo 1] Khi cƣờng độ điện trƣờng trên bề mặt dây dẫn cao hơn 16kV thì

xảy ra vầng quang điện: lớp không khí xung quanh dây dẫn bị ion hoá, tạo ra vầng

quang điện và tiéng nổ lach tách, điện năng phóng ra không khí gây tổn thất. Tổn

thất vầng quang còn phụ thuộc thời tiết, không khí ẩm làm tăng hồ quang. Để giảm

tổn thất vầng quang đến mức chấp nhận đƣợc về kinh tế, tiết diện dây dẫn 110kV

trở lên phải nhỏ hơn tiết diện tối thiểu cho trong bảng:

Bảng 3.8. Tiết diện tối thiểu theo điều kiện vầng quang

Điện áp

Đƣờng kính tối thiểu ( mm)

Tiết diện tối thiểu ( mm2)

11,3

110

AC70

15,2

150

AC120

21,6

220

AC240

33,1

330

ACO600

2x21,6

2xACO240

2x37,1

500

2xACO700

3x27,2

3xACO400

3.2.3.4 Độ bền cơ học của dây trên không

Tiết diện tối thiểu theo độ bền cơ học của đƣờng dây cho trong bảng: Bảng 3.9. Tiết diện nhỏ nhất (mm2) cho dây trần nhiều sợi

Dây

Loại

Nơi không dân cƣ

Nơi đông dân

trần

dây

1- 22KV

1- 22kV

35kV

1kV

35kV

1kV

Đồng

Nhiều

sợi

Đối với lƣới điện 110kV trở lên tiết diện tối thiểu theo điều kiện cơ học nhỏ

hơn tiết diện tối thiểu theo điều kiện vần quang nên không phải kiểm tra điều kiện

này, lƣới điện trung áp phải kiểm tra theo bảng 3.9.

3.2.3.5 Tổn thất điện áp

[theo 1] Để đảm bảo chất lƣợng điện áp ở hộ tiêu thụ điện, điện áp trên lƣới

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

điện phải luôn lớn hơn hoặc bằng giá trị nhất định. Để đạt đƣợc các giá trị này tổn

- 82 -

thất điện áp từ đầu nguồn đến mọi điểm trên lƣới điện phải nhỏ hơn hoặc bằng giá

trị cho phép trong chế độ bình thƣờng và chế độ sự cố.

Các giá trị cho phép đó là:

- Lƣới điện 110- 220kV: bình thƣờng Ucp bt=10%... 15% so với giá trị định

mức, sự cố Ucpsc=20%.... 25%

Các giá trị này phụ thuộc vào hệ thống điều áp của máy biến áp trung gian:

nếu dùng đầu phân áp cố định thì dùng giá trị thấp, nếu điều áp dƣới tải thì dùng giá

trị cao. Nếu tổn thất điện áp cao hơn thì cần phân tích, tính toán cụ thể xem có điều

áp đƣợc không trƣớc khi chọn giải pháp khắc phục khác.

- Lƣới điện trung áp: Ucpbt=6%- 8%

Ucpsc=10%- 12%

- Lƣới hạ áp: Ucpbt=5% phần ngoài trời

Ucpsc=10%

Phần trong nhà cho phép tổn thất đến 5%.

Các giá trị này phụ thuộc vào điện áp nguồn trong chế độ max và sự cố, vào

cấu tạo hệ thống điều áp của máy biến áp phân phối và tiêu chuẩn chất lƣợng điện áp.

Để thoả mãn các điều kiện trên với mỗi lƣới điện cao áp, trung áp hay hạ áp

chỉ cần tính tổn thất điện áp từ nguồn đến điểm có điện áp thấp nhất. Nếu lƣới điện

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

có nhiều điểm điện áp thấp thì phải tính đến tất cả các điểm.

- 83 -

Chƣơng 4.

XÂY DỰNG PHƢƠNG PHÁP LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN THEO ĐIỀU

KIỆN KINH TẾ THỊ TRƢỜNG VÀ ỨNG DỤNG TÍNH TOÁN

4.1 NỘI DUNG:

Vấn đề lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế thị trƣờng có tính

chất không nhỏ trong việc nâng cao hiệu quả kinh tế lƣới điện, đặc biệt trong điều

kiện kinh tế thị trƣờng nhƣ hiện nay. Trong Chƣơng 1, luận văn đã giới thiệu tổng

quan về lƣới điện của Việt Nam và quy hoạch phát triển lƣới điện Hà Tây đến năm

2020. Trong Chƣơng 2 và 3 trình bày tóm tắt những nội dung lý thuyết để xây dựng

phƣơng pháp tính. Trong Chƣơng này luận văn sẽ đi vào các vấn đề:

- Xây dựng phƣơng pháp lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện kinh tế và

phân tích tài chính đánh giá dự án.

- Ứng dụng chƣơng trình EXCEL để tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn và

phân tích tài chính lựa chọn tiết diện dây dẫn.

- Ví dụ tính toán lựa chọn dây dẫn mới và thay thế dây dẫn cũ một lƣới điện

trung áp điển hình của Hà Tây.

4.2. XÂY DỰNG PHƢƠNG PHÁP LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN.

4.2.1. Lựa chọn dây dẫn mới theo điều kiện kinh tế (chi phí hiện tại hóa tổn

thất điện năng là Min)

Ở đây mục tiêu sẽ lựa chọn dây dẫn sao cho tổng chi phí tối thiểu. Vì vậy,

khi so sánh hai phƣơng án, kích thƣớc lớn đƣợc lựa chọn nếu những chi phí của nó

trong thời gian thời thời gian sống đủ thấp để bù lại những chi phí xây dựng t ăng

lên. Tuy nhiên các ràng buộc về mặt kỹ thuật nhƣ phát nóng, tổn thất điện áp cho

phép cần đƣợc xem xét kỹ khi nghiên cứu chọn tiết diện dây dẫn. Các hạn chế về độ

bền cơ học, vầng quang điện đƣơng nhiên phải đảm bảo. Kích thƣớc kinh tế nhất

đƣợc lựa chọn là kích thƣớc phải đảm bảo đƣợc các ràng buộc trên.

4.2.1.1. Xây dựng đồ thị lựa chọn tiết diện dây dẫn

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

a. Xác định tiết diện dây dẫn theo giới hạn nhiệt cho phép.

- 84 -

Công suất cho phép tính theo ICP:

(4.1) , [MVA]

Hiện thời hóa công suất Scp để xây dựng đồ thị tiết diện dây theo công thức:

(4.2a) Scp Scp.(1+ %)n, [MVA]

Tƣơng lai hóa công suất mang tải để xác định tiết diện dây dẫn theo Scp.

(4.2b) S1- S1.(1+ %)n, [MVA]

Trong đó: - Scpα : Giá trị hiện thời hóa công suất cho phép;

- S1α : Giá trị tƣơng lai hóa công suất mang tải;

- α%: Hệ số tăng trƣởng phụ tải hàng năm;

- n: thời đoạn tính toán, [năm].

Công thức (4.2b) cho thấy khi mức tăng trƣởng phụ tải α% tăng lên hay thời

đoạn tính toán n tăng lên thì công suất mang tải sẽ tăng lên.

Bảng 4.1. Tiết diện dây dẫn tìm đƣợc qua việc xác định giá trị của dòng điện cho

phép Icp quy về Scp. Hiện thời hóa Scp ứng với từng mức tăng trƣởng phụ tải hàng năm

và số năm tính toán ta xây dựng đƣợc đồ thị hƣớng dẫn lựa chọn tiết diện dây dẫn mới.

Bảng 4.1: Dòng điện lâu dài cho phép theo độ phát nóng của dây trần bằng đồng, nhôm hoặc nhôm ruột thép (độ phát nóng cho phép là +70oC, khi nhiệt độ không khí là 25oC)

Tiết diện nhôm/thép,

Dòng điện cho

Khối lƣợng tính toán

Điện trở Ro,

[ mm2]

[Ω/km]

của dây dẫn, [kg/km]

phép Icp, [A]

35/6,2

170

0,85

150

50/8

220

0,65

196

70/11

275

0,46

275

95/16

335

0,33

386

120/19

380

0,27

492

150/27

445

0,21

617

185/34

515

0,17

771

240/43

610

0,132

997

300/56

700

0,107

1257

400/22

800

0,08

1660

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 85 -

Ví dụ 4.1: Gá trị Icp cho trong bảng 4.1, mức tăng trƣởng phụ tải α = (1-6)%

năm, và với vòng đời đƣờng dây 20 năm. Theo công thức (4.2a) có thể xây dựng đồ

thị tiết diện dây dẫn. Với điện áp vận hành của mạng 35 kV có hình (4.1); mạng 22

kV có hình (4.2) và mạng 10 kV có hình (4.3). Đồ thị này có thể đƣợc dùng để chọn

tiết diện dây dẫn khi thiết kế một đƣờng dây dẫn trên không 35, 22,10,.. kV mới .

Bảng 4.2 Công suất cho phép ĐDK 35kV quy về hiện tại tƣơng ứng với mức tăng

phụ tải a% và vòng đời 20 năm.

Scp

[MVA] quy về hiện tại tƣơng ứng với mức tăng phụ tải

Dây

Ro,

Scp,

[A]

AC

[Ω/km]

0,85

10,31

8,45

6,94

5,71

4,70

3,88

3,21

0,65

13,34

10,93

8,98

7,38

6,09

5,03

4,16

0,46

16,67

13,66

11,22

9,23

7,61

6,28

5,20

0,33

20,31

16,64

13,67

11,24

9,27

7,65

6,33

120

0,27

23,04

18,88

15,50

12,75

10,51

8,68

7,18

150

0,21

26,98

22,11

18,15

14,94

12,31

10,17

8,41

185

0,17

31,22

25,59

21,01

17,29

14,25

11,77

9,73

240

0,13

36,98

30,31

24,89

20,47

16,88

13,94

11,53

300

0,107

42,43

34,78

28,56

23,49

19,37

15,99

13,23

400

0,08

48,50

39,74

32,64

26,85

22,13

18,28

15,12

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Hình 4.1 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 35 kV mới

- 86 -

Bảng 4.3 Bảng công suất cho phép ĐDK 22 kV quy về hiện tại tƣơng ứng với mức

tăng phụ tải a% và vòng đời 20 năm.

Scp [MVA] quy về hiện tại tƣơng ứng với mức tăng phụ

Dây

Ro,

Scp,

tải

AC

[Ω/km]

[A]

35/6,2

0,85

6,48

5,31

4,36

3,59

2,96

2,44

2,02

50/8

0,65

8,38

6,87

5,64

4,64

3,83

3,16

2,61

70/11

0,46

10,48 10,48

8,59

7,05

5,80

4,78

3,95

3,27

95/16

0,33

12,76 12,76

10,46

8,59

7,07

5,83

4,81

3,98

120/19

0,27

14,48 14,48

11,87

9,74

8,02

6,61

5,46

4,51

150/27

0,21

7,74

16,96 16,96

13,90

11,41

9,39

6,39

5,29

185/34

0,17

19,62 19,62

16,08

13,21

10,87

8,96

7,40

6,12

240/43

0,13

23,24 23,24

19,05

15,64

12,87

10,61

8,76

7,25

300/56

0,107

26,67 26,67

21,86

17,95

14,77

12,17

10,05

8,32

400/22

0,08

30,48 30,48

24,98

20,51

16,88

13,91

11,49

9,50

Hình 4.2 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 22 kV mới

Tƣơng tự ta cũng xây dựng đƣợc đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

cho đƣờng dây 22 và 10 kV mới (hình 4.2 và 4.3)

- 87 -

Bảng 4.4 Bảng công suất cho phép ĐDK 10 kV quy về hiện tại tƣơng ứng với mức

tăng phụ tải a% và vòng đời 20 năm.

Scp [MVA] quy về hiện tại tƣơng ứng với mức tăng phụ

Dây

Ro,

Scp,

tải

AC

[Ω/km]

[A]

35/6,2

0,85

2,94

2,41

1,98

1,63

1,34

1,11

0,92

50/8

0,65

3,81

3,12

2,56

2,11

1,74

1,44

1,19

70/11

0,46

4,76

3,90

3,21

2,64

2,17

1,80

1,49

95/16

0,33

5,80

4,76

3,90

3,21

2,65

2,19

1,81

120/19

0,27

6,58

5,39

4,43

3,64

3,00

2,48

2,05

150/27

0,21

7,71

6,32

5,19

4,27

3,52

2,90

2,40

185/34

0,17

8,92

7,31

6,00

4,94

4,07

3,36

2,78

240/43

0,13

10,57 10,57

8,66

7,11

5,85

4,82

3,98

3,29

300/56

0,107

12,12 12,12

9,94

8,16

6,71

5,53

4,57

3,78

400/22

0,08

13,86 13,86

11,36

9,32

7,67

6,32

5,22

4,32

Hình 4.3 Đồ thị hƣớng dẫn xác định tiết diện dây dẫn cho ĐDK 10 kV mới

Vốn đầu tƣ cho dây dẫn bao gồm vật liệu và những chi phí lắp đặt của cột, xà,

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

sứ và dây dẫn. Ví dụ vốn đầu tƣ xây dựng đƣờng dây 35 kV điển hình ở khu vực đồng

- 88 -

bằng (lấy theo thông báo giá Hà Tây tháng 3 năm 2008 và sử dụng đơn giá xây lắp

285 BXD quy đổi về nền lƣơng năm 2008: 540.000đ/tháng) đƣợc đƣa vào bảng (4.5)

Bảng 4.5. Bảng giá thành 1km đƣờng dây ĐDK 35kV mới.

Tiết diện

Dòng điện cho

Điện trở

Giá thành

Công s uất Scp,

nhôm/thép, [mm2]

[MVA]

XD, [đ/km]

phép Icp, [A]

Ro, [Ω/km]

0,85

35/6,2

170

10,31

241

0,65

50/8

220

13,34

249

0,46

70/11

275

16,67

262

0,33

95/16

335

20,31

295

0,27

120/19

380

23,04

345

0,21

150/27

445

26,98

397

0,17

185/34

515

31,22

456

0,132

240/43

610

36,98

521

0,107

300/56

700

42,43

677

0,08

400/22

800

48,50

948

Bảng giá thành xây dựng đƣờng dây 22kV, 10kV tính đƣợc đƣa vào phụ lục

3 và 4.

Ví dụ 4.2: Đƣờng dây 35kV, dòng điện mang tải max Imax = 180 A, mức tăng

trƣởng phụ tải α = (1-6)% năm, và với vòng đời đƣờng dây 20 năm có thể xây dựng

đồ thị lựa chọn tiết diện dây dẫn hình (4.1). Số liệu tăng trƣởng phụ tải tính đƣợc

theo công thức (4.2b) cho trong bảng (4.6).

I1-a, tƣơng ứng với mức tăng phụ tải a%

[A]

267,47

325,10

394,40

477,59

577,28

180

S1-a, tƣơng ứng với mức tăng phụ tải a%

[MVA]

13,31

16,21

19,71

23,91

28,95

34,99

10,91

Bảng 4.6. Dòng điện và công suất với mức tăng phụ tải α=từ (1-6)% và vòng đời 20 năm .

Nếu năm đầu tiên nhu cầu I1 là 180 A tính đƣợc S1 là 10,91 MVA và sự tăng

trƣởng tải hàng năm ƣớc tính là 6%, tra đồ thị hình (4.1) thì dây dẫn AC 240 là kinh

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

tế nhất, nhƣng nếu sự tăng trƣởng phụ tải là chỉ có 4% hàng năm thì dây AC 150

- 89 -

cần phải đƣợc lựa chọn. So sánh Hình (4.1) với Bảng (4.5) cho thấy sự khác nhau

đáng kể giữa những giới hạn nhiệt và chênh lệch khá nhiều về vốn đầu tƣ xây dựng.

Đối với một đƣờng dây tải điện thì khả năng tải chỉ có một giới hạn nhất định

theo cấp điện áp truyền tải, dây dẫn chọn cũng có giới hạn do đó mức tăng công suất

vƣợt quá khả năng tải của dây dẫn thì cần phải chọn biện pháp chuyền tải khác , san

bớt tải trên đƣờng dây hay giảm thời gian vận hành của đƣờng dây.v.v… Với ĐDK

10kV giới hạn nhiệt cho phép là 13,86 MVA; ĐDK 22kV giới hạn nhiệt cho phép là

30,48 MVA và với ĐDK 35kV giới hạn nhiệt cho phép là 48,50 MVA.

b. Kiểm tra tiết diện dây dẫn theo tổn thất điện áp cho phép

Đối với đƣờng dây trên không trung thế và hạ thế phần ngoài trời cần đƣợc

xem xét đến.

Lƣới trung áp ∆Ucp =8%; lƣới hạ áp trên không ∆Ucp =5%;

Lƣới trung áp ∆Ucp =7,5%; lƣới hạ áp trên không∆Ucp =11%;

, [kV, kW, kVA, Ω, kV] (4.3)

Trƣờng hợp phụ tải phân bố đều:

, [kV, kW, kVA, Ω, kV] (4.4)

Tính theo %

, [%] (4.5)

- Lƣới điện trên không trung áp: Ucp bt=6%- 8%; Ucpsc=10%- 12%

- Lƣới trên không hạ áp: Ucp bt=5% phần ngoài trời; Ucp sc=10%

4.2.1.2 Xây dựng công thức hiện thời hóa chi phí tổn thất điện năng chọn tiết

diện dây dẫn mới.

Giá trị hiện thời hóa của tổn thất công suất qua một thời gian đã cho đƣợc

nêu trong phần 2 mục 2.3.1. Với hệ số tăng trƣởng phụ tải hàng năm α% cho trƣớc.

(4.6)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Trong đó: C : Giá trị hiện tại hóa của tổn thất, [tr.đ]

- 90 -

C∆1: Chi phí hàng năm của tổn thất điện năng trong năm thứ nhất, [đ/kWh];

α% : hằng số tăng trƣởng hàng năm của phụ tải;

(4.7)

(4.8)

Gọi là hệ số hoàn trả vốn do tổn thất (hệ số giá trị hiện tại chuỗi phân bố đều

(đã đƣợc giới thiệu chi tiết trong phần 2 mục (2.3.1).

r : lãi suất, [%]. Với công trình điện lấy = 10-12%;

n : thời thời đoạn tính toán, [năm]. Với đƣờng dây lấy = 20 năm;

(4.9)

Trong đó:

S1 : công suất đỉnh vào năm thứ nhất , [kVA];

Ro : điện trở của dây dẫn, [Ω/km];

L : chiều dài đƣờng dây, [km];

V= điện áp pha, [kV];

ce : Giá tƣơng đƣơng cho tổn thất điện năng. Ở đây ce lấy bằng giá mua điện

năng đầu nguồn vì nó đã đƣợc xây dựng giá thành đã bao gồm các chi phí tổn thất

điện năng, [đ/kWh].

Nếu những dây dẫn chọn là a và b, với b lớn, thì b sẽ là sự lựa chọn kinh tế

nếu tiền tiết kiệm do giảm chi phí tổn thất là lớn hơn vốn đầu tƣ thêm, nếu:

(4.10) Ca – Cb > (Vo b – Voa).L

Trong đó:

Ca : giá tiền tổn thất hiện tại của dây dẫn a, [tr.đ];

Cb : giá tiền tổn thất hiện tại của dây dẫn b, [tr.đ];

Voa : vốn đầu tƣ cho dây dẫn a, [tr.đ/km];

Vo b : vốn đầu tƣ cho dây b, [tr.đ/km];

L : chiều dài đƣờng dây, [km].

Từ công thức (4.9) và (4.10), Ta xác định đƣợc giới hạn công suất đỉnh S1

mang tải năm đầu tiên. Nếu giới hạn này lớn hơn yêu cầu về công suất năm đầu tiên

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

thì dây dẫn lớn “b” sẽ kinh tế hơn.

- 91 -

Vì vậy: , [MVA] (4.11)

Ví dụ 4.3: Tính giá trị hiện thời hóa chi phí tổn thất điện năng một lƣới điện

35kV, Công suất S1max= 10,91MVA, chiều dài đƣờng dây L = 22km, Tmax = 4000h với

vòng đời từ (20) năm, mức tăng trƣởng phụ tải hàng năm α = 8%, lãi suất r =12%, giá

tiền mua điện năng đầu nguồn ce = 454,29đ/kWh. Giá bán điện bình quân 800đ/kWh.

Áp dụng công thức (4.6), Tính chi phí hiện thời hóa tổn thất công suất từng

năm từ 1 đến 20 ứng với từng cấp dây đƣợc chọn (tiết diện dây đƣợc chọn đã giới

thiệu trong mục 4.1. Theo công thức (4.2b), khi vòng đời tăng hay mức tăng trƣởng

phụ tải α%/năm tăng lên thì công suất tăng, tƣơng ứng với dây chọn tăng lên). Ta có

kết quả đƣa vào bảng 4.7 và biểu đồ hình 4.4.

Bảng 4.7 Chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho thay đổi vòng đời tính toán.

Vòng đời

S 

,

Chi phí tổn thất điện

Giá XD toàn bộ

Dây

n, [năm]

[MVA]

Ro, [Ω/km]

năng ( C ), [tr.đ]

ĐD(Vo), [tr.đ]

chọn

AC50

0,65

11,78

1.629

5.478

AC50

0,65

12,73

3.326

5.478

AC70

0,46

13,74

3.604

5.764

AC70

0,46

14,84

4.907

5.764

AC70

0,46

16,03

6.263

5.764

AC95

0,33

17,31

5.506

6.490

AC95

0,33

18,70

6.562

6.490

AC95

0,33

20,19

7.661

6.490

AC120

0,27

21,81

7.204

7.590

AC150

0,21

23,55

6.362

8.734

AC150

0,21

25,44

7.152

8.734

AC185

0,17

27,47

6.456

10.032

AC185

0,17

29,67

7.149

10.032

AC240

0,13

32,04

6.112

11.462

AC240

0,13

34,61

6.696

11.462

AC300

0,11

37,38

5.921

14.901

AC300

0,11

40,37

6.435

14.901

AC400

0,08

43,60

5.211

20.861

AC400

0,08

47,08

5.627

20.861

AC400

0,08

50,85

6.061

20.861

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 92 -

Hình 4.4 Đồ thị biểu diễn chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho thay đổi

vòng đời từ (1-20) năm của ví dụ 4.3.

Chi phí tổn thất điện năng phụ thuộc vào công suất và điện trở, khi tăng vòng

đời thì công suất tăng lên, tƣơng ứng với tiết diện dây đƣợc chọn tăng lên (dây càng

lớn thì điện trở của dây càng nhỏ). Do điện trở dây lớn sẽ bé hơn dây nhỏ cho nên

tổn thất điện năng trên đƣờng dây đạt giá trị cao nhất rồi giảm từ từ xuống, càng

tăng công suất thì dây chọn càng lớn hơn và tổn thất càng giảm xuống

Bảng số 4.7 và biểu đồ hinh 4.4 cho thấy. Chi phí tổn thất điện năng đạt mức

cao nhất ở năm thứ 8 cuối thời kỳ mang tải của dây AC 95 sau đó giảm dần, ngƣợc

lại chi phí chi phí xây dựng tăng lên tƣơng ứng với tiết diện dây tăng lên. Tức chi

phí cho tổn thất giảm không đáng kể so với chi phí xây dựng tăng lên nhiều do tiết

diện dây chọn tăng lên. Công thức 4.10 cho thấy để việc chọn dây lớn hơn là kinh tế

“nếu tiền tiết kiệm do giảm chi phí tổn thất là lớn h ơn vốn đầu tư thêm”. Mặt khác

trong thực tế, khả năng tăng trƣởng phụ tải hàng năm chỉ đến một năm nào đó sẽ

giảm xuống hoặc không tăng nữa, thì việc chọn tiết diện dây quá lớn sẽ làm ảnh

hƣởng đến vấn đề kinh tế (tăng vốn đầu tƣ trong khi lợi ích do giảm chi phí tổn thất

giảm xuống). Do vậy cần xác định vòng đời tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn chỉ

nên xem xét đến năm vận hành nào đó, khi mà chi phí cho tổn thất công suất cân

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

bằng với vốn đầu tƣ. Lúc này tiết diện dây lựa chọn là đủ lớn (có khả năng mang tải

- 93 -

đến chu kỳ sửa chữa, theo quy chế EVN là từ 5-6 năm), không nhất thiết phải quá

lớn vì lợi ích giảm chi phí do tổn thất không tƣơng xứng với chi phí do tăng tiết

diện dây dẫn. Ở ví dụ trên chỉ cần chọn vòng đời cho đƣờng dây là 8 năm và dây

đƣợc chọn là AC 95. Nếu chọn tiết diện cao hơn thì hiệu quả về kinh tế giảm xuống

hoặc không hiệu quả.

Kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp cho phép với dây đã chọn (Lƣới điện trên

không trung áp: Ucp= 8%; U ≤ UcpÁp dụng công thức (4.5) ta có:

Tính theo %

, [%]

Dây AC 95 có R0 = 0,33 [Ω/km]; X 0 = 0,401 [Ω/km]; cosφ = 0,85 tanφ = 0,62.

Kết quả cho thấy ∆U = 8,92%, không đạt điều kiện tổn thất điện áp cho

phép. Để đảm bảo điều kiện Ucp ta phải nâng lên 1 cấp dây, dây chọn mới là

AC120, tính lại có ∆U = 7,92%.

Bảng 4.8 Kết quả kiểm tra về yêu cầu công suất mang tải max năm đầu tiên, lợi ích

tiết kiệm chi phí cho tổn thất so với vốn đầu tƣ, và tổn thất điện áp.

Yê u cầu CS mang

S1,[MV

Ca-Cb,

(Vob(95)-Voa(35)),

TKtt,

tải năm đầu (SIgh),

[tr.đ]

[%]

[kV]

[MVA]

8,40

10,91

8.822

2.112

6.710

7,92

2,77

Bảng 4.7 cho thấy khi thay đổi từ dây AC95 lên AC 120 để đảm bảo điều

kiện tổn thất điện áp cho phép thì theo (4.10) lợi ích lợi ích tiết kiệm chi phí cho tổn

thất so với vốn đầu tƣ đạt và còn theo (4.11) thì yêu cầu về công suất năm đầu tiên

S1 lớn hơn giới hạn công suất đỉnh SIgh mang tải năm đầu tiên cũng đạt. Nhƣ vậy

dây dẫn chọn là “AC120” là hiệu quả về kinh tế. Để có kết luận chính xác hơn về

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

hiệu quả kinh tế, cần phân tích tài chính.

- 94 -

Các nghiên cứu và những quy tắc tính tiết diện dây dẫn cho thấy có thể áp

dụng phƣơng pháp trên cho việc lựa chọn tiết diện cáp ngầm hay các loại cáp treo,

những đƣờng dây điện hạ thế và kích thƣớc dây dẫn cho các máy biến thế.

4.2.2 Lựa chọn kích thƣớc dây dẫn mới để thay thế một dây dẫn cũ

Trong mục này yêu cầu xác định tối ƣu cho việc thay thế nâng tiết diện dây

dẫn. Chứng minh việc thay thế một dây dẫn hiện thời bởi một dây dẫn kích thƣớc

lớn hơn sẽ giảm bớt chi phí do tổn thất nhiều hơn so với vốn đầu tƣ do thay thế dây

dẫn. Hình 4.5 minh họa khả năng tiết kiệm chi phí do tổn thất tính cho cả năm nếu

dây dẫn hiện tại đƣợc thay thế bởi một dây dẫn mới lớn hơn. Đƣờng dây lớn mang

tải lớn sẽ tiết kiệm chi phí do tổn thất, nó tƣơng ứng với bình phƣơng của dòng

điện. Chi phí vốn đầu tƣ hàng năm cũng đƣợc thể hiện trong hình 4.5. Điều kiện tối

ƣu để thay thế dây dẫn là khi chi phí do tổn thất công suất bằng chi phí vốn đầu tƣ

hàng năm, nghĩa là khi:

(4.12)

Trong đó:

VI : Giá thành vốn đầu tƣ của việc thay thế dây a bằng dây b, đ/km.

: Hệ số hoàn trả vốn hàng năm, (hay còn gọi là hệ số giá trị hiện tại chuỗi

phân bố đều đƣợc giới thiệu chi tiết trong phần 2 mục 2.3.1)

(4.13) =

= Ra - Rb

/km Ra : Tổng trở của dây a,

/km Rb : Tổng trở của dây b,

Từ công thức 4.12 rút ra điều kiện tối ƣu để thay thế dây dẫn đƣợc thể hiện

bởi công thức:

(4.14)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Nếu Stu ≤ Scp dây chọn là đạt điều kiện về kinh tế.

- 95 -

Chi phí do tổn thất công suất

Chi phí vốn đầu tƣ hàng năm

Stu

Hình 4.5 Đồ thị xác định công suất tối ƣu khi so sánh lựa chọn tiết diện dây dẫn

thay thế.

Ví dụ 4.4: Đƣờng dây 35kV, Dây dẫn hiện tại là AC 50 và trƣờng hợp dây

hiện tại là AC 70 lãi suất r = 12%. Vốn đầu tƣ cho việc thay thế dây dẫn và điều

kiện tải tốt nhất để thay thế dây dẫn đã tính đƣợc cho trong Bảng 4.9. Vốn đầu tƣ

cho việc thay thế dây dẫn bao gồm vật liệu và những chi phí lắp đặt dây dẫn mới và

những chi phí của việc tháo dỡ dây dẫn cũ. Giá trị còn lại của dây dẫn cũ cũng đã

đƣợc tính đến khi xác định vốn đầu tƣ cho sự thay thế dây dẫn.

Bảng 4.9 cho thấy rằng, với trƣờng hợp đầu nếu sự tăng trƣởng phụ tải vƣợt quá

9MVA có thể thay thế dây dẫn AC50 bằng dây AC95 hay cũng có thể thay bằng dây

dẫn AC 120. Cả hai giải pháp có giá trị kinh tế bằng nhau. Cũng nhƣ vậy với trƣờng hợp

thứ 2 nếu sự tăng trƣởng phụ tải vƣợt quá 10MVA có thể thay thế dây dẫn AC70 bằng

dây AC150 hay cũng có thể thay bằng dây dẫn AC 185. Nếu lý do thay thế không thuần

túy mang tính chất kinh tế, ta có thể nói rằng vì kích thƣớc dây dẫn hiện tại không đủ để

chịu đƣợc dòng điện hiện tại, có thể là dây dẫn thay thế nhỏ hơn có thể kinh tế hơn.

Thay đổi dây dẫn

Giá thành

Mức tải

Mức tải đỉnh

Mức tải tính

Tiền tiết kiệm

vốn đầu tƣ

hiện tại,

năm cuối,

toán tối ƣu,

do giảm tổn

Hiện tại Mới

[tr.đ/km]

[MVA]

thất, [tr.đ/km]

AC 50

AC 95

133

9,70

19,52

12,88

370

AC 50 AC 120

166

9,70

21,93

12,77

514

AC 70 AC 150

216

13,94

25,80

20,74

470

AC 70 AC 185

281

13,94

30,10

20,59

711

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Bảng 4.9 Những mức tải tối ƣu để thay thế đƣờng dây theo Ví dụ 4.4

- 96 -

4.2.3. Phân tích tài chính dự án xây dựng đƣờng dây mới và thay dây dẫn

Kết hợp với việc lựa chọn dây dẫn bằng phƣơng pháp chi phí tổn thất nhỏ

nhất ta kết hợp sử dụng việc phân tích tài chính để việc lựa chọn dây dẫn hay thay

thế nâng tiết diện đảm bảo điệu kiện về kinh tế.

4.2.3.1 Chỉ têu giá trị hiện tại thuần NPV(net present value).

Đối với việc xây dựng đƣờng dây điện mới hay việc thay thế nâng tiết diện

dây dẫn, ta hiện tại hoá dòng tiền tệ ta đƣợc NPV cho một công trình điện tĩnh:

- Bi /(1+r)i: Giá trị hiện thời hóa lợi ích của dự án, bao gồm (doanh thu bán

điện, giá trị còn lại của công trình…)

- Ci /(1+r)i : Giá trị hiện thời hóa chi phí của dự án, bao gồm (Chi phí tổn thất,

chi phí đầu tƣ, chi bảo dƣỡng, sửa chữa, chi phí khấu hao, chi trả thuế và trả lãi vay…)

,[tr.đ] (4.15)

, [tr.đ]

- β: Gọi là hệ số hoàn trả vốn do tổn thất (hệ số giá trị hiện tại chuỗi phân bố

đều tổn thất);

(4.16)

- ε: hệ số hoàn trả vốn hàng năm (hay còn gọi là hệ số giá trị hiện tại chuỗi

phân bố đều chi phí vận hành);

ε = (4.17)

- Hệ số chiết khấu hoặc hệ số hiện tại hóa giá trị tài sản còn lại (thanh lý)

ở mặt bằng thời gian tƣơng lai về mặt bằng thời gian hiện tại.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

(4.18)

- 97 -

Trong đó:

- α : hằng số tăng trưởng hàng năm của phụ tải, [%];

- r : lãi suất, [%]. Với công trình điện lấy = 10-12%;

- n : thời thời đoạn tính toán, [năm]. Lấy n = 20 năm;

- Vo: Vốn đầu tƣ xây dựng đƣờng dây, [tr.đ]; Lấy theo phụ luc 2.

- C∆A1: Chi phí tổn thất điện năng (công thức 4.3):

, [tr.đ] (4.19)

Trong đó:

- S1 : công suất đỉnh vào năm thứ nhất , [MVA];

- Ro : điện trở của dây dẫn, [Ω/km];

- L : chiều dài đường dây, [km];

- V= điện áp pha, [kV];

- ce : giá mua điện năng đầu nguồn, [đ/kWh].

- CPVH: Giá trị hiện thời hóa chi phí vận hành

- CPA: Chi phí mua điện năng, [tr.đ]

(4.20)

Trong đó:

- Ae: Điện năng đo được tại đầu nguồn, [kWh];

- ce: giá mua điện năng [đ/kWh];

- HBt: chi phí hoạt động và bảo dƣỡng năm t, [tr.đ];

(4.21) HBt = ah b.Vo

Trong đó:

- ahb: hệ số hoạt động bảo dưỡng, lấy theo bảng (3.1)

- D: Mức khấu hao hàng năm (công thức 2.13), [tr.đ]

(4.22)

Trong đó:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

-Vo : Giá trị ban đầu của tài sản;

- 98 -

- SV: (Salvage value) – Giá trị còn lại của TSCĐ; Ước giá trị

còn lại là 30% GT ban đầu.

- n : thời kỳ tính khấu hao hay tuổi thọ của TSCĐ (năm).

- TNA: Thu nhập do bán điện năng, [tr.đ]

(4.23) TNA = cA.At

Trong đó:

- cA: giá bán điện năng [đ/kWh];

- At: điện năng bán năm t, [kWh];

Nếu NPV của công trình > 0 thì công trình có hiệu quả kinh tế. Để chắc

chắn, ngoài NPV còn phải tính thêm một số chỉ tiêu nữa để phân tích tài chính nhƣ

chỉ tiêu IRR và B/C.

4.2.3.2 Chỉ tiêu tỷ suất hoàn vốn nội bộ (Internal Rate of Return - IRR)

Sử dụng phƣơng pháp nội suy IRR đƣợc thể hiện theo công thức sau:

, [%] (4.24)

Trong đó: r2 > r1 và r2 - r1 ≤ 5%

- r1 là tỷ suất chiết khấu nhỏ hơn.

- r2 là tỷ suất chiết khấu lớn hơn.

NPV1 > 0 gần 0 đƣợc tính theo r1.

NPV2 < 0 gần 0 đƣợc tính theo r2

Suất hoàn vốn nội bộ (IRR), tức là suất chiết khấu r’ ứng với NPV = 0, nếu r’

> r là suất chiết khấu thị trƣờng thì công trình có hiệu quả.

4.2.3.3 Chỉ tiêu tỷ số lợi ích - chi phí (B/C):

Tỷ số này càng cao thi hiệu quả đầu tƣ càng lớn.

, (4.25)

Nếu dự án có B/C ≥ 1 thì dự án có hiệu quả về mặt tài chính. Trong trƣờng hợp

có nhiều dự án loại bỏ nhau thì B/C là một tiêu chuẩn để xếp hạng theo nguyên tắc xếp

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

vị trí cao hơn cho dự án có B/C lớn hơn.

- 99 -

Lập bảng phân tích sự thay đổi các hệ số lãi vay r%, tăng trƣởng phụ tải hàng

năm α%, và thời đoạn tính toán n năm ảnh hƣởng đến các hệ số hiện thời hóa chi

phí β, ε, .

Bảng 4.10 Bảng phân tích các hệ số hiện tại hóa β, ε, ứng với sự thay đổi n, r, và α

Bảng 4.10-1: cho r = 12%;

Bảng 4.10-2: cho n = 20

Bảng 4.10-3: cho n = 20

α = 6%, biến đổi n

năm, α = 6%, biến đổi r

năm; r = 12%, biến đổi α

Vòn

Lãi

Tăng

g đời

suất

PT α

n

r

1,00

0,89

73,49

18,05 0,82

8,64

7,47

0,10

2,01

1,69

0,80

64,23

16,35 0,67

10,08

7,47

0,10

3,02

2,40

0,71

56,36

14,88 0,55

11,88

7,47

0,10

4,03

3,04

0,64

49,65

13,59 0,46

14,15

7,47

0,10

5,05

3,60

0,57

43,91

12,46 0,38

17,02

7,47

0,10

6,07

4,11

0,51

38,99

11,47 0,31

20,69

7,47

0,10

7,09

4,56

0,45

34,76

10,59 0,26

25,40

7,47

0,10

8,12

4,97

0,40

31,10

9,82

0,21

31,48

7,47

0,10

9,15

5,33

0,36

27,93

9,13

0,18

39,36

7,47

0,10

10,18

5,65

0,32

25,18

8,51

0,15

49,64

7,47

0,10

11,21

5,94

0,29

22,78

7,96

0,12

63,07

7,47

0,10

12,25

6,19

0,26

20,69

7,47

0,10

80,70

7,47

0,10

13,30

6,42

0,23

18,85

7,02

0,09

103,89 7,47

0,10

14,34

6,63

0,20

17,24

6,62

0,07

134,45 7,47

0,10

15,39

6,81

0,18

15,81

6,26

0,06

174,82 7,47

0,10

16,44

6,97

0,16

14,55

5,93

0,05

228,21 7,47

0,10

17,50

7,12

0,15

13,44

5,63

0,04

298,88 7,47

0,10

18,56

7,25

0,13

12,44

5,35

0,04

392,52 7,47

0,10

19,62

7,37

0,12

11,55

5,10

0,03

516,62 7,47

0,10

20,69

7,47

0,10

10,76

4,87

0,03

681,15 7,47

0,10

Kết quả trong bảng cho thấy:

+ Nếu cho thay đổi vòng đời tính toán tăng lên thì hệ số giá trị hiện tại chuỗi

phân bố đều tổn thất và hệ số giá trị hiện tại chuỗi phân bố đều chi phí vận hành

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

tăng lên, còn hệ số hiện tại hóa giá trị tài sản còn lại thì giảm xuống. Tức là năm

- 100 -

vận hành càng kéo dài thì chi phí cho tổn thất và vận hành càng tăng còn giá trị tài

sản còn lại (giá trị thanh lý) càng thấp.

+ Nếu cho thay đổi lãi suất vay tăng lên thì các chi phí cho tổn thất, vận hành

và giá trị tài sản còn lại (giá trị thanh lý) đều giảm xuống.

+ Nếu cho thay đổi mức tăng trƣởng phụ tải tăng lên thì chỉ ảnh hƣởng hệ số

giá trị hiện tại chuỗi phân bố đều tổn thất tức chi phí cho tổn thất sẽ tăng lên.

Ví dụ 4.5: Tính NPV cho lƣới điện 35 kV, số liệu nhƣ theo ví dụ 4.3. Công suất

S1max= 10,91MVA, chiều dài đƣờng dây L = 22km, Tmax = 4000h với vòng đời từ

(20) năm, mức tăng trƣởng phụ tải hàng năm α = 8%, lãi suất r =12%, giá tiền mua

điện năng đầu nguồn ce = 454,29đ/kWh. Giá bán điện bình quân 800đ/kWh.

Áp dụng công thức (4.15) tính đƣợc NPV theo vòng đời thay đổi n = 1-20 năm

kết quả đƣa vào bảng (4.11), hình 4.6, và hình 4.7.

Số liệu tính toán đƣợc trong bảng (4.5) và Đƣờng biểu thị mức NPV trên hình

(4.6) cho thấy: NPV đạt giá trị cao nhất ở năm thứ 8 sau đó giảm xuống. Điều này khẳng

định ảnh hƣởng của vòng đời tính toán đến tiết diện dây dẫn đƣợc lựa chọn và tổn thất

điện năng trong phần 2 mục 4.2.1.

Số liệu tính toán cho thấy, khi năm vận hành tăng lên thì công suất tăng lên do

tăng trƣởng phụ tải, nhƣ vậy tiết diện dây chọn phải tăng lên, đồng nghĩa là vốn đầu tƣ

phải tăng thêm. Các chi phí vận hành, khấu hao hàng năm phụ thuộc vào vốn đầu tƣ do

vậy cũng tăng lên. Trong khi đó chi phí cho tổn thất điện năng lại giảm xuống không

đáng kể.

Hình 4.7 biểu diễn chi phí tổn thất – vốn đầu tƣ cho thấy, Chi phí do tổn thất cân

bằng với chi phí xây dựng ở năm thứ 8, các năm tiếp theo chi phí Xây dựng tăng lên

nhiều nhƣng chi phí cho tổn thất giảm không đáng kể. Nhƣ vậy lợi ích giảm đƣợc chi phí

do tổn thất sau năm thứ 8 không đáng kể so với chi phí vốn đầu tƣ xây dựng tăng thêm.

Nếu chi phí cho vốn đầu tƣ lớn hơn nhiều so với lợi ích thu đƣợc từ việc giảm tổn thất thì

không có hiệu quả về kinh tế. Do vậy kết quả tính NPV cho cho ví dụ 4.5 thì chọn vòng

đời cho đƣờng dây là 8 năm là tối ƣu, chọn từ 4 đến 7 năm và 9 đến 11 kém hiệu quả

hơn, từ năm thứ 12 trở đi thì dự án không hiệu quả (từ 4 năm trở xuống không xét vì chu

kỳ thay dây tối thiểu phải từ 4 năm trở lên).

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Vậy có thể nhận xét:

- 101 -

- Việc xác định vòng đời sống của đƣờng dây để lựa chọn tiết diện dây dẫn

chỉ nên xem xét đến năm vận hành nào đó, mà có tỷ lệ vốn và tổn thất là cân bằng

nhau, lúc này tiết diện dây lựa chọn là kinh tế. Không nhất thiết phải chọn tiết diện

quá lớn vì lợi ích giảm chi phí do tổn thất không tƣơng xứng với chi phí do tăng tiết

diện dây dẫn.

- Ở lƣới điện trung áp, đối với đƣờng dây cáp hoặc lƣới điện trên không có

chiều dài đƣờng dây ngắn thì có thể lựa chọn tiết diện dây dẫn đến Icp, không phải kiểm

tra điều kiện tổn thất điện áp và tổn thất điện áp là rất nhỏ. Do vậy theo phƣơng pháp

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

đã nêu trên tiết diện dây đƣợc lựa chọn luôn là kinh tế.

- 102 -

Bảng 4.11 Kết quả tính NPV theo năm tính toán từ 1-20 năm ví dụ 4.5

Chi phí vận hành, [tr.đ]

Giá trị

Thu

Chi phí

CP hoạt

còn lại

nhập bán

CP cho

Vốn đầu

mua điện

động,

của

điện

NPV,

S ,

GT khấu

tổn thất

Dây

tƣ ban

năng, -

công

bảo

[năm]

năng -

hao-D,

Điện

[tr.đ]

MVA

đầu

dƣỡng -

trình -

CPA,

[tr.đ]

năng C,

TNt,

[tr.đ]

SV,

HBt

[tr.đ]

11,78 AC50

1,04

0,89

3.324

30.324

18.397

2.671

2.374

2.334

297

1.520

12,73 AC50

2,13

1,69

0,80

3.961

57.398

34.823

3.013

5.356

3.550

316

7.012

13,74 AC70

3,26

2,40

0,71

3.961

81.572

49.489

2.854

7.611

5.651

282

12.288

14,84 AC70

4,43

3,04

0,64

5.149

103.156

62.584

3.519

12.512

6.548

327

13.170

16,03 AC70

5,66

3,60

0,57

6.694

122.427

74.275

4.344

19.305

6.770

380

11.419

17,31 AC95

6,93

4,11

0,51

6.694

139.634

84.714

4.128

22.018

8.648

339

13.770

18,70 AC95

8,26

4,56

0,45

9.372

154.997

94.035

5.499

34.217

8.704

424

3.594

20,19 AC95

9,64

4,97

0,40

12.184

168.714

102.357

6.809

48.419

8.239

492

-8.801

21,81 AC120 11,09

5,33

0,36

17.057

180.961

109.787

9.088

72.707

8.023

615

-35.086

23,55 AC150 12,59

5,65

0,32

17.057

191.896

116.421

8.674

77.101

9.529

549

-36.336

25,44 AC150 14,15

5,94

0,29

24.733

201.660

122.345

12.015

117.484

8.385

711

-82.591

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 103 -

27,47 AC185 15,78

6,19

0,26

24.733

210.377

127.633

11.490

122.562

9.797

635

-85.204

29,67 AC185 17,47

6,42

0,23

24.733

218.160

132.355

10.999

127.097

11.379

567

-87.836

32,04 AC240 19,24

6,63

0,20

24.733

225.110

136.572

10.538

131.146

13.150

506

-90.523

34,61 AC240 21,08

6,81

0,18

24.733

231.314

140.336

10.107

134.760

15.134

452

-93.304

37,38 AC300 22,99

6,97

0,16

24.733

236.855

143.697

9.702

137.988

17.356

403

-96.218

40,37 AC300 24,98

7,12

0,15

24.733

241.801

146.698

9.322

140.870

19.845

360

-99.307

43,60 AC400 27,06

7,25

0,13

24.733

246.217

149.378

8.965

143.443

22.633

322

-102.611

47,08 AC400 29,22

7,37

0,12

24.733

250.161

151.770

8.629

145.740

25.754

287

-106.178

50,85 AC400 31,48

7,47

0,10

24.733

253.682

153.906

8.313

147.791

29.251

256

-110.056

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 104 -

Hình 4.6 Đồ thị biến đổi NPV theo vòng đời của ĐDK 35kV ví dụ 4.5

Hình 4.7 Đồ thị biểu diễn chi phí tổn thất điện năng so với chi phí xây dựng của Ví dụ 4.5

Với vòng đời chọn lại là 8 năm và dây chọn tăng lên 2 cấp AC120 để đảm

bảo điều kiện tổn thất điện áp thì NPV, IRR và B/C tính đƣợc sẽ giảm xuống, kết

quả cho trong bảng 4.12.

Bảng 4.12 Kết quả phân tích tài chính cí dụ 4.5

Dòng tiền

Giá trị

NPV

8.458 tr.đ

IRR

42,72%

B/C

1,06

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 105 -

4.3 XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN

Ứng dụng chƣơng trình EXCEL xây dựng chƣơng trình tính toán lựa chọn

Vào số liệu

Tính Sα với mức tăng phụ tải α% và vòng đời n

Vẽ đồ thị dây

Tính Scp các loại dây với mức tăng phụ tải α% và vòng đời n

Chọn dây mới ứng với S1-α (dây a nhỏ và dây b to )

Tính hiện tại hóa chi phí tổn thất điện năng C

Vẽ đồ thị CPTTĐN xác định vòng đời tính toán, chọn n ở Cma x trƣớc khi giảm xuống

Xác định lại vòng đời Tính toán n, (năm)

Nhập n mới

Tính công suất Y/C mang tải năm đầu S1>SI; Kiểm tra ĐK CPXD với giảm CP TT (Ca-Cb)>(Vob-Voa)L

Kiểm tra ∆U≤∆Ucp (8%)

Nâng tiết diện lên từng cấp cho đến khi ∆U≤∆Ucp

Tết diện dây mới

Tính phân tính tài chính NPV>0, B/C>1, IRR>r

Xác định lại số liệu r1, r2, n

Chọn dây “b”

Kết thúc

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

tiết diện dây dẫn mới và thay thế nâng tiết diện dây. Xây dựng sơ đồ khối: Hình 4.8

- 106 -

4.4 ỨNG DỤNG LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY DẪN CHO MỘT LƢỚI ĐIỆN

35KV ĐIỂN HÌNH HUYỆN CHƢƠNG MỸ - TỈNH HÀ TÂY.

4.4.1 Khái quát lƣới điện huyện Chƣơng Mỹ tỉnh Hà Tây.

Theo nguồn Điện lực Hà Tây. Hiện tại, huyện Chƣơng Mỹ đƣợc cấp điện từ

hai nguồn chính là TBA TG 110kV Ba La và TBA TG 110kV Xuân Mai. Bên cạnh

đó khi có sự cố sẽ đƣợc cấp hỗ trợ từ TBA TG 110kV E10.9 Vân Đình và lộ 374 Hòa

Bình. Hệ thống điện Chƣơng Mỹ bao gồm các cấp điện áp 35 và 10 kV. Lƣới điện

35kV có 2 nguồn đƣợc cấp điện từ các TBA TG 110kV Ba La (lộ 378 và 379). Lƣới

điện 10kV từ các TBA TG 35/10KV- 5600kVA Trƣờng Yên thuộc lộ 378 Ba La có

02 lộ ĐDK 10kV, TBA TG 35/10kV – (6300+4000)kVA Xuân Mai có 04 lộ ĐDK

10kV và TBA TG 35/10kV – 2500kVA Miếu Môn thuộc lộ 375 E Vân Đình.

Đƣờng dây 378 Ba La có tổng chiều dài 19,7 km dây AC 70; ĐDK 379 có

chiều dài 8km dây AC 70; Các đƣờng dây 10kV có tổng chiều dài 30km chƣa kể

các đƣờng nhánh bao gồm các loại dây từ AC 35 đến 95.

Tổng sản lƣợng toàn huyện Chƣơng Mỹ năm 2007 là: 225.000.000 kWh; Mức

tổn thất toàn lƣới là 6,4%; Giá bán điện bình quân 660đ/kWh; mức tăng trƣởng phụ

tải bình quân tính từ năm 2001 đến 2005 là 14%/năm, từ 2005-2007 là 12%/năm.

Theo quy hoạch từ nay đến 2010 huyện Chƣơng Mỹ có 02 khu công nghiệp

là Phú Nghĩa và Miếu Môn và 10 điểm công nghiệp đi vào hoạt động. Nâng 01 khu

đô thị lên loại 3 (Xuân Mai) và 02 lên đô thị loại 4 (Chúc Sơn và Miếu Môn). Do

vậy dự kiến nhu cầu điện toàn huyện tăng bình quân từ 15 đến 20%/năm.

Để đảm bảo khả năng truyền tải và cung cấp điện cho huyện Chƣơng Mỹ dự

kiến phải nâng tiết diện dây dẫn cho 2 đƣờng dây 378 Ba La (dây AC 70 đã đầy tải)

và 379 Ba La (đến 2010 sẽ quá tải); xây dựng mới 01 ĐDK 35kV có chiều dài

15km chạy từ Hà Đông lên Xuân Mai cấp điện Cho Khu công nghiệp Phú Nghĩa, 05

điểm công nghiệp từ Hà Đông lên Xuân Mai và 02 khu đô thị Chúc Sơn và Xuân

Mai, bên cạnh đó làm mạch vòng với lộ 378 Ba La để khi có nhu cầu cấp hỗ trợ

tăng độ tin cậy cung cấp điện. Các phụ tải trên đƣờng dây 378 Ba la chiếm 60% là

các phụ tải nông nghiệp. Theo quy hoạch từ năm 2007 đến 2010 sản lƣợng điện cấp

cho công nghiệp và đô thị sẽ chiếm 50-60% tổng sản lƣợng của đƣờng dây và mức

tăng trƣởng phụ tải một năm bình quân là 13%/năm. Điều này góp phần làm tăng

giá bán điện bình quân trong khu vực. Theo tính toán của phòng Kinh doanh Điện

lực Hà Tây thì giá bán điện bình quân của đƣờng dây 378 Ba La lên đến 730 đ/kWh

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

(năm 2007 là 660đ/kWh).

- 107 -

Hình 4.9 Sơ đồ lƣới điện trung thế huyện Chƣơng Mỹ - Hà Tây

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 108 -

4.4.2 Ứng dụng chƣơng trình tính toán xây dựng 01 ĐDK mới 35kV Ba La –

Xuân Mai.

Đƣờng dây có chiều dài 18km, dự kiến dòng điện mang tải lớn nhất năm đầu

I1max = 180 A; mức tăng trƣởng phụ tải bình quân hàng năm sau khi đi vào hoạt

động là 6%/năm, vòng đời tính toán cho đƣờng dây là 20 năm; dự kiến vay vốn

ngân hàng với lãi suất là 12%/năm; Giá mua điện giờ bình thƣờng hiện tại của Công

ty Điện lực 1 tại đầu nguồn (các TBA TG 110kV) là 454,29đ/kWh; Giá bán điện

bình quân ƣớc đạt 710 đ/kWh, Tmax = 4000h. Giá thành xây dựng đƣờng dây đƣợc

tính tại thời điểm tháng 3 năm 2008 (theo định mức 285 bộ xây dựng và đơn giá vật

tƣ theo thông báo giá của liên sở Tài chính – Xây dựng Hà Tây).

Kết quả tính toán: CTrinh chon dd moi.xls

1. Xây dựng đồ thị tiết diện dây dẫn

Tính I1 với mức tăng trƣởng phụ tải từ 1-6% với vòng đời 20 năm: I1-1 = S1.(1+α1%)20 = 180.(1+1%)20 = 220, [A]; S1-1 = 1,732.U.I1-1.10-3 = 13,31 [MVA]

Tƣơng tự ta xác định đƣợc I và S với mức tăng trƣởng phụ tải đến 6%, kết

quả đƣợc đƣa vào bảng 1.

= (1-6)%/năm và sau 20 năm của ĐDK 35kV Ba La – Bảng 4.13. Mức tăng I1 với

Xuân Mai

I1-a, [A] tƣơng ứng với mức tăng phụ tải a%

I1 [A]

220

267

325

394

478

577

180

S1-a, [MVA] tƣơng ứng với mức tăng phụ tải a%

S1 [MVA]

13,31

16,21

19,71

23,91

28,95

34,99

10,91

Hiện tại hóa khả năng mang tải của từng loại dây ta xây dựng đƣợc đồ thị

dây dẫn.

Sα-1 = Scp.1/(1+αi%)20 = S6-1 = 10,91.1/(1+1%)20 = 8,45 [MVA]

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Kết quả tính toán tƣơng tự dƣợc đƣa vào bảng 2 và xây dựng đƣợc đồ thị hƣớng

- 109 -

dẫn lựa chọn dây dẫn hình 4.4. Tra đồ thị, tạm xác định đƣợc dây chọn là AC 240.

2. Tính chi phí hiện thời hóa chi phí tổn thất, kiểm tra điều kiện yêu cầu công

suất mang tải năm đầu tiên và giảm chi phí cho tổn thất.

Ứng với mức mang tải hiện tại ta chọn đƣợc dây cơ sở dây a là AC 50 và tra

đồ thị ta tìm đƣợc dây chọn là AC 240.

Nhập số liệu đã cho với các thông số của dây, giá thành xây dựng cùng với

số liệu đã cho ban đầu chạy chƣơng trình tính với vòng đời tính toán n = 20 năm ta

có kết quả tính toán chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng cho trong bảng 4.14.

Kết quả tính toán cho thấy dây b là AC 240 có chi phí tổn thất điện năng nhỏ hơn

nhiều, nhƣng cũng có chi phí xây dựng cao hơn đáng kể so với dây a.

Bảng 4.14 Kết quả tính chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng của ĐDK 35kV Ba

La – Xuân Mai

Dây

max

Ro, [Ω/km]

Xo, [Ω/km]

Giá XD (Vo), [tr.đ]

Chi phí tổn thất điện năng ( C ), [tr.đ]

AC50

0,65

0,43

20,69

26.483

4.482

2.479

AC240

0,13

0,38

20,69

5.378

9.378

Cho vòng đời tính toán biến đổi từ năm thứ 1 đến năm thứ 20, xác định đƣợc

chi phí tổn thất điện năng cho từng năm tƣơng ứng với từng mức dây đƣợc chọn

tăng lên. Kết quả tính toán trong bảng 4.15 cho thấy đến năm thứ 10, chi phí cho tổn

thất điện năng cho giá trị cao nhất và cân bằng với chi phí đầu tƣ xây dựng. Nhƣ

vậy có thể xác định đƣợc vòng đời của đƣờng dây này cho vận hành đến năm thứ 10

là đạt hiệu quả nhất về kinh tế, và dây chọn là AC 95.

Bảng 4.15 Chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng khi cho thay đổi vòng đời của

ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai.

Vòng đời

S 

,

Chi phí tổn thất điện

Giá XD

Ro,

Dây chọn

[Ω/km]

năng ( C ), [tr.đ]

(Vo), [tr.đ]

n

[MVA]

11,56

AC50

0,65

1.284

4.482

12,26

AC50

0,65

2.572

4.482

12,99

AC50

0,65

3.865

4.482

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 110 -

0,46

3.653

13,77

AC70

4.716

0,46

4.573

14,60

AC70

4.716

0,46

5.497

15,48

AC70

4.716

0,46

6.423

16,40

AC70

4.716

0,33

5.275

17,39

AC95

5.310

0,33

5.944

18,43

AC95

5.310

0,33

6.615

19,54

AC95

5.310

0,27

5.963

20,71

AC120

6.210

0,27

6.515

21,95

AC120

6.210

0,21

5.499

23,27

AC150

7.146

0,21

5.931

24,67

AC150

7.146

0,21

6.365

26,15

AC150

7.146

0,17

5.505

27,72

AC185

8.208

0,17

5.859

29,38

AC185

8.208

0,17

6.213

31,14

AC185

8.208

0,13

5.101

33,01

AC240

9.378

0,13

5.378

34,99

AC240

9.378

Hình 4.10 Đặc tính chi phí hiện thời hóa tổn thất điện năng theo vòng đời của ĐDK

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

35kV Ba La – Xuân Mai

- 111 -

Chọn vòng đời cho đƣờng dây là 10 năm để tính toán kiểm tra điều kiện về

tổn thất điện áp. Kết quả tính cho vào bảng 4.16.

Bảng 4.16 Điều kiện về công suất mang tải năm đầu và điều kiện vốn đầu tƣ so với

chi phí giảm tổn thất của ĐDK 35kV Ba La – Xuân Mai.

Yê u cầu CS

S1-SI,

Ca-Cb,

(Vob(95)-Voa(35)),

TKtt,

mang tải năm

U, %

[MVA]

[tr.đ]

đầu (SI), [MVA]

6,17

4,74

6.414

828

5.586

7,06

Xem kết quả bảng 4.16 ta thấy (Ca-Cb) > (cib-cia).L thì dây lớn hơn đƣợc

chọn là hợp lý (do giảm đƣợc chi phí tổn thất lớn hơn vốn đầu tƣ thêm) và S1 > SI,

thì dây lớn sẽ kinh tế hơn. Vậy chọn dây AC 95 đảm bảo điều kiện về kinh tế.

Kết quả trong bảng 4.16 cũng cho thấy tổn thất điện áp U = 7,06% nhỏ hơn

Ucp =8%. Vậy dây chọn đạt điều kiện tổn thất điện áp.

Vậy chọn dây AC 95 là kinh tế với vòng đời vận hành là 10 năm. Từ đây

thực hiện phân tích tài chính cho dự án.

3. Tính toán phân tích tài chính đánh giá hiệu quả thực sự của dự án sử dụng

dây đã chọn.

- Chạy chƣơng trình tính NPV, B/C, IRR với n = 10 và kết quả tính toán

đƣợc cho trong bảng (4.17).

Bảng 4.17 Kết quả phân tích tài chính của dự án sử dụng dây AC 95 của ĐDK mới

35kV Ba La – Xuân Mai

Dòng tiền

Giá trị [tr.đ]

1. Tổng vốn đầu tƣ ban đầu (tr.đ)

5.310

2. Doanh thu bán điện hàng năm (tr.đ)

142.856

3. Chi phí hàng năm (tr.đ)

121.917

Mua diện năng

95.214

Khấu hao

2.700

Hoạt dộng bảo dƣỡng

24.002

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 112 -

6.615

4. CP Tổn thất điện năng (tr.đ)

171

5. Giá trị còn lại (tr.đ)

9.186 NPV

51,62%

IRR

1,07

B/C

Kết luận: Nhƣ vậy việc sử dụng dây AC 95 cho dự án này là hợp lý, đảm bảo

điều kiện về tài chính.

Xét trƣờng hợp rủi ro:

1. Khi giá bán điện bình quân thấp hơn 5% và 10%;

2. Khi chi phí xây dựng tăng lên 5%.

(Không xét trƣờng hợp lãi suất vay tăng lên vì kết quả IRR cho thấy nếu lãi

suất vay có tăng đến 51% thì dự án vẫn có hiệu quả với NPV>0).

Kết quả phân tích rủi ro của dự án cho thấy, nếu giá bán điện giảm 5% và

chi phí xây dựng tăng lên 5% thì dự án vẫn đạt hiệu quả đầu tƣ vì NPV>0. Nếu giá

bán điện giảm 10% thì dự án không đáng giá về mặt tài chính vì NPV<0. Kết quả

tính toán chi tiết đƣợc đƣa vào phần Phụ lục của luận văn.

Sau đây là bảng kết quả tính toán đƣợc chạy trên chƣơng trình.

Số liệu đầu vào

Điện áp mạng [kV] U 35

Dòng mang tải max [A] 180 I1

Thời gian sử dụng công suất max [h] 4.000 Tmax

Hệ số góc 0,85 cos

Chiều dài đƣờng dây [km] L 15,00

Lãi suất vay (r) [%] r% 12

Thời đoạn tính toán (vòng đời) [năm] n 10

Mức tăng trƣởng phụ tải [%/năm] 6 %

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Giá tiền mua điện đầu nguồn [đ/kWh] 454,29 ca

- 113 -

Giá tiền bán điện bình quân [đ/kWh] 710,00 ce

Lãi suất vay giả định tính IRR:

% 51 - r1 - r1%

53 % - r2% - r2

10,91

Kết quả Đánh giá

19,54

Công suất đỉnh mang tải năm đầu

AC50

Công suất đỉnh mang tải năm cuối

AC95

Dây "a" chọn S1, [MVA] Sa, [MVA]

7,06

Dây "b" chọn

AC95

∆U≤8% U%

7,06

Dây chọn lại không đạt, nâng tiết diện dây

5.586

∆U≤8% đạt U'%

4,74

Tiền tiết kiệm do giảm tổn thất đạt

9.186

đạt Giới hạn công suất đỉnh năm đầu S1

-124

51,62%

Lợi nhuận thuần TKtt, [tr.đ] S1>SI, [MVA] NPV đạt

1,07

Lợi nhuận thuần theo r1 Lợi nhuận thuần theo r2 Tỷ suất hoàn vốn nội bộ NPV1 NPV2 IRR đạt

Tỷ số lợi ích/chi phí B/C đạt

Dây chọn AC95

Nhƣ vậy từ số liệu đầu vào và kết quả của chƣơng trình ta thấy việc lựa chọn

tiết diện dây dẫn phụ thuộc rất nhiều vào vòng đời hoạt động của đƣờng dây, vào

mức tăng trƣởng phụ tải hàng năm, lãi suất ngân hàng, giá thành xây dựng, giá mua

và bán điện.

4.4.3 Ứng dụng trƣơng trình tính toán nâng tiết diện ĐDK 378 Ba La –

Chƣơng Mỹ.

Đƣờng dây có chiều dài 19,7km, Dây sử dụng hiện tại AC 70 dòng điện

mang tải lớn nhất I1max = 220 A; mức tăng trƣởng phụ tải bình quân hàng năm là

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

12%/năm, dự kiến vay vốn ngân hàng với lãi suất là 12%/năm; Giá mua điện giờ

- 114 -

bình thƣờng hiện tại của Công ty Điện lực 1 tại đầu nguồ n (TBA TG 110kV Ba La)

là 454,29đ/kWh; Giá bán điện bình quân ƣớc đạt 730 đ/kWh, Tmax = 4000h.

Chạy chƣơng trình tính toán với n = 20 năm kết quả đƣa vào bảng (4.1 8) và

đồ thị đƣờng cong chi phí tổn thất điện năng hình (4.11). Đồ thị cho thấy chi phí tổn

thất điện năng tăng lên đến năm thứ 6 thì giảm xuống và đến năm thứ 10 thì tăng

vọt lên. Điều này cho thấy công suất max của đƣờng dây từ năm thứ 11 trở đi là

vƣợt ngƣỡng mang tải của dây là AC 400 (Scp = 48,50 MVA). Do vậy nếu vẫn duy

chì mức tăng trƣởng phụ tải là 12%/năm thì đến năm thứ 10 trở đi ta phải san tải,

xây dựng đƣờng dây mới, hay môt hình thức truyền tải khác.

Từ đồ thị hình 4.11 cho thấy với đƣờng dây 378 Ba La thời gian tính toán 6

năm và dây chọn là AC150.

Bảng 4.18 Chi phí tổn thất điện năng từ năm thứ 1 đến 20 đƣờng dây 378 Ba la

S 

, [MVA] Dây chọn Ro, [Ω/km]

Chi phí tổn thất điện năng ( C ), [tr.đ] 1.660

Giá XD (Vo), [tr.đ] 2.364

Vòng đời n 1

14,94

AC70

0,46

16,73

AC95

0,33

2.525

2.817

18,74

AC95

0,33

4.019

2.817

20,99

AC120

0,27

4.657

3.662

23,51

AC150

0,21

4.815

4.761

26,33

AC150

0,21

6.150

4.761

29,49

AC185

0,17

6.190

6.665

33,03

AC240

0,13

5.859

8.665

36,99

AC300

0,11

5.706

12.131

41,43

AC300

0,11

6.777

12.131

46,40

AC400

0,08

5.963

17.590

51,97

AC400

0,08

6.968

17.590

58,21

AC400

0,08

8.093

17.590

65,19

AC400

0,08

9.352

17.590

73,02

AC400

0,08

10.763

17.590

81,78

AC400

0,08

12.344

17.590

91,59

AC400

0,08

14.114

17.590

102,58

AC400

0,08

16.096

17.590

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 115 -

114,89

AC400

0,08

18.316

17.590

128,68

AC400

0,08

20.803

17.590

Hình 4.11 Đồ thị đƣờng cong chi phí tổn thất ĐDK 378 Ba La với n= 20 năm

Theo công thức 4.14, xác định công suất tối ƣu để thay dây và công thức 4.5

kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp. Kết quả đƣợc đƣa vào bảng 4.20.

Bảng 4.19 Kết quả xác định công suất tối ƣu để thay dây và tổn thất điện áp với dây

chọn là AC150 của ĐDK 378 Ba La.

Giá XD

U

St.ƣ

Hệ số hoàn vốn hàng năm

R=RoAC70- RoAC150

[Ω/km]

= r/[{1-1/(1+r)n}]

[tr.đ]

[MVA]

[%]

Tỷ lệ giảm chi phí tổn thất

0,29

0,24

6.665

27,66

8,10

63,04%

Kết quả trong bảng cho thấy Stu = 27,66MVA, trùng với công suất mang của

đƣờng dây có đƣợc đến năm thứ 6. Vậy sau năm thứ 6 thì phải nâng tiết diện dây dẫn.

Kết quả trong bảng cũng cho thấy U% = 8,1% vƣợt Ucp . Do vậy để dảm bảo điều

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

kiện tổn thất điện áp ta phải nâng thêm 1 cấp dây, và dây chọn cuối cùng là AC 185.

- 116 -

Vậy chọn tiết diện dây mới cho ĐDK 378 Ba La là AC 185 và đi đến phân

tích tài chính của dự án.

Sau đây là bảng kết quả tính toán đƣợc chạy trên chƣơng trình

Số liệu vào

Điện áp mạng U [kV]

220

Dòng mang tải max [A] I1

4.000

Thời gian sử dụng công suất max [h] Tmax

0,85

Hệ số góc cos

19,70

Chiều dài đƣờng dây L [km]

Lãi suất vay (r) r% [%]

Thời đoạn tính toán (vòng đời) N [năm]

Mức tăng trƣởng phụ tải % [%/năm]

454,29

Giá tiền mua điện đầu nguồn [đ/kWh] ca

730,00

Giá tiền bán điện bình quân [đ/kWh] ce

AC70

Chủng loại dây hiện tại

Lãi suất vay giả định tính IRR:

% - r1 - r1%

% - r2% - r2

13,34

Công suất đỉnh mang tải năm đầu

S1, [MVA]

26,33

Công suất đỉnh mang tải năm cuối

Sa, [MVA]

Dây cũ

AC70

Dây chọn mới

AC150

∆U≤8%

8,10

Dây chọn lại

AC185

không đạt, nâng tiết diện dây

∆U≤8%

7,31

đạt

U'%

Tiền tiết kiệm do giảm tổn thất

4.925

đạt

TKtt, [tr.đ]

Công suất tối ƣu để thay dây

27,66

Stƣ, [MVA]

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Kết quả Đánh giá

- 117 -

Lợi nhuận thuần

9.362

đạt

NPV

Lợi nhuận thuần theo r1

NPV1

-136

Lợi nhuận thuần theo r2

NPV2

Tỷ suất hoàn vốn nội bộ

75,41%

đạt

IRR

Tỷ số lợi ích/chi phí

1,08

đạt

B/C

Dây chọn

AC185

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

- 118 -

Chƣơng 5

KẾT LUẬN CHUNG VỀ LUẬN VĂN

5.1 ĐÁNH G IÁ VÀ NHẬN XÉT KẾT QUẢ ĐẠT ĐƢỢC CỦA LUẬN VĂN .

1. Từ lý thuyết phân tích tài chính dự án đầu tƣ, Luận văn đã xây dựng đƣợc

ảnh hƣởng của việc phân tích tài chính cho các dự án ngành điện trong nền kinh tế

thị trƣờng.

2. Dây dựng đƣợc đồ thị tiết diện dây dẫn bằng cách hiện thời hóa giới hạn

nhiệt cho phép. Với công suất mang tải ứng với mức tăng trƣởng phụ tải hàng năm

tra đồ thị tìm đƣợc tiết diện dây dẫn tƣơng ứng. Từ đó đi đến kiểm tra các điều kiện

về lợi ích giảm chi phí tổn thất điện năng so với vốn đầu tƣ và điều về giới hạn công

suất mang tải từ dây dẫn đƣợc lựa chọn so với công suất mang tải năm đầu tiên để

xác định đƣợc tiết diện kinh tế.

3. Sử dụng các hệ số hiện thời hóa chuỗi phân bố đều dòng tiền “β” trong

phân tích tài chính để xây dựng công thức hiện thời hóa chi phí tổn thất điện năng.

Từ đó xác định đƣợc ảnh hƣởng giữa lợi ích giảm chi phí tổn thất so với vốn đầu tƣ

trong việc lựa chọn tiết diện dây dẫn.

4. Xác định đƣợc ảnh hƣởng của vòng đời hoạt động của đƣờng dây tới việc

lựa chọn tiết diện dây dẫn, từ đây đƣa ra đƣợc vòng đời tối ƣu để lựa chọn tiết diện

dây dẫn có giá trị kinh tế nhất.

5. Ứng dụng các công cụ phân tích tài chính NPV, IRR, B/C để xây dựng

đƣợc công thức đánh giá tính khả thi của các dự án lựa chọn tiết diện dây dẫn trong

hệ thống điện. Từ đây có thể ứng dụng vào việc lựa chọn quyết định các dự án đầu

tƣ cho lƣới điện sao cho đảm bảo hiệu quả kinh tế.

6. Luận văn đã xây dựng đƣợc chƣơng trình tính toán lựa chọn tiết diện dây

dẫn bằng phần mềm Microsof Excel. Đã đƣợc ứng dụng để lựa chọn tiết diện trong

các ví dụ ứng dụng thực tế của luận văn. Chƣơng trình tính toán có thể ứng dụng để

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

lựa chọn tiết diện dây dẫn trong thực tế, đặc biệt trong các dự án quy hoạch lƣới

- 119 -

điện hay các dự án cải tạo nâng tiết diện dây dẫn cho các lƣới điện trung, hạ áp ở

các Điện lực.

6.2. KẾT LUẬN CHUNG VÀ HƢỚNG NGHIÊN CỨU TIẾP THEO.

Luận văn đã sử dụng các tài liệu của các thầy cô giáo, Viện sỹ, Giáo sƣ, Tiến

sỹ, và của các cơ quan chuyên ngành cung cấp đƣợc ghi trong phần phụ lục.

Qua các kết quả đƣợc trình bày trong luận văn trong một chừng mực nào đó

đã mở hƣớng nghiên cứu tiếp: Nghiên cứu sâu hơn hơn về phân tích tài chính, và

quản lý dự án để ứng dụng vào việc lập và quản lý các dự án công trình điện trong

điều kiện kinh tế thị trƣờng.

Sau cùng, mặc dù đã nỗ lực làm việc hết sức dƣới sự hƣớng dẫn chỉ bảo tận

tình của thầy giáo nhƣng luận văn không tránh khỏi những thiếu sót. Kính mong hội

đồng giám khảo, các thầy cô, bạn bè đồng nghiệp đóng góp ý kiến để luận văn tăng

thêm giá trị khoa học và thực tiễn. Xin chân thành cảm ơn.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Hà Nội, tháng 5 năm 2008

- 120 -

Tài liệu tham khảo

1. Trần Bách (2002), Lưới điện và hệ thống điện - tập 1, NXBKH&KT, Hà Nội.

2. Trần Bách (2004), Lưới điện và hệ thống điện - tập 2, NXBKH&KT, Hà Nội.

3. Nguyễn Văn Đạm (2002), Mạng lưới điện1, 2, 3, NXB KH&KT, Hà Nội.

4. Trần Đình Long (1999), Quy hoạch phát triển năng lượng và điện lực, NXB KH

&KT. Hà Nội.

5. Nguyễn Bạch Nguyệt (2005), Giáo trình lập dự án đầu tư, NXBTK, Hà Nội.

6. Bùi Xuân Phong (2006), Giáo trình quản trị dự án đầu tư, Học viện công nghệ

bƣu chính viễn thông, Hà Nội. 7. Nguyễn Lân Tráng (2005), Quy hoạch phát triển hệ thống điện, NXBKH&KT,

Hà Nội.

8. Nguyễn Văn Đạm, Phan Đăng Khải (1992), Mạng điện và hệ thống điện, ĐHBK HN.

9. Nguyễn Bạch Nguyệt, Từ Quang Phƣơng (2004), Giáo trình Kinh tế đầu tư,

NXB Thống kê, Hà Nội.

10. Berrie, T.W (1983), Power system economics, Peter peregrinus Ltd, London.

11. Berrie, T.W (1992), Electricity economics and planning, Peter peregrinus Ltd.

12. Binns, D.F (1986), Economics of electrical power engineering, Electricial logic

power Ltd., PO Box 14, Manchester M16 7QA.

13. E.Lakervi and E.J.Holmes (1995), Electricity Distribution Network Design,

Peter peregrinus Ltd.

14. Nimrihter, M.D (1994), Comparative analysis of security concepts for urban

medium voltage cable distribution networks, Elect. Power syst. Res.

15. Guldseth, O.J., Bjornstad, R. and Paulsen, H.M. (1983), Totan system design of overhead line netwoks, 7th International conference on Electriccity distribution cired.

16. Viện nghiên cứu chiến lƣợc, chính sách công nghiệp (2008), Rà soát bổ sung

Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh Hà Tây giai đoạn 2006-2010 có xét đến 2015,

Sở CN Hà Tây, Hà Đông.

17. Điện lực Hà Tây (2007), Báo cáo công tác kinh doanh bán điện năm 2007 của

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Điện lực Hà Tây, Phòng KH-VT ĐLHT.