PHÂN TÍCH KINH TẾ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO TỐI ƯU

5.1.2. Tỉ số hoàn vốn nội tại IRR (internal rate return).

IRR là mức lãi suất mà dùng nó làm hệ số triết khấu để quy đổi chi phí

và thu nhập trong các năm khác nhau của toàn bộ thời gian hoạt động dự án.

Về giá trị hiện tại thì NPV của dự án sẽ bằng không.

Nghĩa là:



( Bt − Ct )

t = 0

t = 0 (1 + IRR )

n



NPV = ∑



IRR được tìm ra một cách gần đúng theo biểu thức sau:

IRR = i 1 + ( i 2 − i 1 ) .



NPV1

NPV1 + [ NPV2 ]



Trong đó:

i1: Hệ số triết khấu ứng với NPV1 lớn hơn và gần bằng 0.

i2: Hệ số triết khấu ứng với NPV2 nhỏ hơn và gần bằng 0.

5.1.3. Thời gian hoàn vốn T.

Là thời gian cần thiết để tổng thu nhập đã quy đổi về giá trị hiện tại

bằng vốn đầu tư ban đầu với mức triết khấu i% nào đó. Có nghĩa là số năm

hoạt động của dự án để hoàn lại được vốn đầu tư ban đầu.

t



( Bt − C t )



∑ (1 + i )

t =0



t



=0



Để lựa chọn phương án tối ưu cho bài toán này ta tiến hành đánh giá

chỉ tiêu NPV của hai phương án .

Ta chọn :

• Hệ triết khấu i=10%.

• Thời gian hoạt động của dự án n= 25 năm.

•



Ct là tổng chi phí , bao gồm: vốn đầu tư (K Σ), tổn thất điện năng

trong lưới trung áp và chi phí hàng năm (Znăm).



• Phí tổn vận hành, bảo dưỡng bằng 2,5% tổng vốn ban đầu.

• Bt là doanh thu bán điện.

Ta có :

Bt = Sản lượng điện năng tiêu thụ *( Giá bán điện – Giá mua điện ).

Dựa vào khả năng tải của các trạm , các lộ dây và hệ số tăng trưởng của

khu vực là 9,31% để xác định lượng điện năng tiêu thụ .

Ta có bảng lượng điện năng tiêu thụ như sau:

Bảng 5.1. Sản lượng điện năng tiêu thụ của phường giai đoạn 2010-2033

Năm



Lượng điện năng tiêu thụ



Năm



106



(KWh)

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021



106

51.63

56.44

61.69

67.43

73.71

80.58

88.08

96.28

105.24

115.04

115.04

115.04



Lượng điện năng tiêu thụ (KWh)



2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033



115.04

115.04

115.04

115.04

115.04

115.04

115.04

115.04

115.04

115.04

115.04

115.04



Để dễ dàng hơn trong công tác tính toán cũng như không làm giảm tính

tổng quát, ta giả thiết đến thời điểm 2018 lộ dây trong phường bắt đầu đầy tải,

do vậy ta lấy sản lượng điện năng của các năm là 115,04.106 KWh.

Giá mua điện là 550 đồng/1KWh

Giá bán điện là 750 đồng/1KWh

(Giá điện sinh hoạt thực tế phường Phương Đông ,số liệu theo Điện Lực

Quảng Ninh)



Trong quá trình tính toán ta luôn giả thiết giá bán điện là không đổi bởi

nếu thay đổi sẽ gây khó khăn cho công việc tính toán và không thể xác định

chính xác các giai đoạn biến đổi.

5.2.ĐÁNH GIÁ CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ THEO PHƯƠNG ÁN 1:

5.2.1. Tính vốn đầu tư và chi phí vận hành.

Riêng các trạm biến áp trung gian hay các trạm nguồn ta không xét bởi

việc nâng cấp trạm là thuộc quy hoạch tổng thể và hơn nữa vốn đầu tư cho cả

hai phương án trong công tác này đều là như nhau nên ta không xét tới vấn đề

đánh giá hay so sánh kinh tế .

a) Vốn đầu tư cải tạo nâng cấp các trạm biến áp phân phối:

Theo tính toán ở chương trước ta có vốn đầu tư cải tạo nâng cấp như sau.

- Vốn đầu tư xây mới là 7000000 đồng/1KVA

- Vốn đầu tư cải tạo là 4900000 đồng/1KVA\

(Theo số liệu Điện lực Quảng Ninh)

Bảng 5.2. Vốn đầu tư cải tạo , nâng cấp MBA phân phối

Năm



Dung lượng cải tạo (KVA)



Dung lượng xây mới



Thành tiền .106



(KVA)

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Cộng



80

590



392

880

2120



b) Vốn đầu tư cải tạo nâng cấp đường dây trung áp

- Vốn xây mới đường dây AC-120 là 312.106 đ/1km

- Vốn xây mới đường dây AC-70 là 208.106 đ/1km

(Theo số liệu của Điện lực Quảng Ninh)

Bảng 5.3. Vốn đầu tư cải tạo đường dây trung áp



2891

14840

18123



Năm



AC-120

1(km)

Σ Tiền . (106 đồng)

1691,04

5,842

2906,17.106



1(km)

5,42



2014

Tổng



AC-70

Σ Tiền . (106 đồng)

1215,13



Trong phương án trên có vốn thu lại từ các lộ dây trung áp cũ với giá

thành thu hồi bằng 30% so với vốn đầu tư mới.

Bảng 5.4. Vốn thu hồi từ đường dây trung áp cũ

Năm



AC-70

Σ Tiền .(106 đồng)

507.312

871.8



1(km)

5.42



2014

Tổng



AC-50

Σ Tiền .(106 đồng)

364.5



1(km)

5.842



Như vậy qua các bảng tổng kết ta có thể nhận được tổng vốn đầu tư

trong phương án 1 như sau.

Bảng 5.5. Vốn đầu tư cho cải tạo theo phương án 1

Năm

Đầu tư đ. dây

Vốn thu hồi

Đầu tư MBA

Tổng vốn đ. tư



2011



2012



392

392



2013

2891.0

2891



2014

2906.17

871.8

14840

18618



2015



c) Chi phí vận hành:

Theo bảng trên ta có được :

2015



KΣ =



∑K



i



= 21901.106 (đồng)



2010



Znăm =



2,5.K



∑

25.100



= 21,9 .106 (đồng)



d)Tổn thất điện năng .

Vì tổn thất của MBA trung gian của 2 phương án là như nhau nên ta

không tính đến. Ta chỉ tính cho lưới trung áp vì tổn thất trên có thường chiếm

phần lớn. Kết quả của tổn thất này ta có :∆A% = 4,1%

5.2.2. Tính NPV :

Bảng 5.6. Tính toán NPV cho phương án 1

Năm



Ct (106)



Bt- Ct



(1+i )-t



NPV



2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033



Sản

lượng(103)

51,63

56,44

61,69

67,43

73,71

80,58

88,08

96,28

105,24

115,04

115,04

115,04

115,04

115,04

115,04

115,04

115,04

115,04

115,04

115,04

115,04

115,04

115,04

115,04



Doanh

thu

10326

11288

12338

13486

14742

16116

17616

19256

21048

23008

23008

23008

23008

23008

23008

23008

23008

23008

23008

23008

23008

23008

23008

23008



Tổn

Ki

thất

1164,3

0

1272,7

392

1391,1

0

1520,5

2891

1662,2

18618

1817,1

0

1986,2

0

2171,1

0

2373,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

2594,2

0

NPVS



Znăm



(106 đ)



21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9



9139,8

9601,4

10925

9052,6

-5560,1

14277

15607,9

17063

18652,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9

20391,9



0,909

0,826

0,751

0,683

0,621

0,564

0,513

0,467

0,424

0,386

0,35

0,319

0,29

0,263

0,239

0,218

0,198

0,18

0,164

0,149

0,135

0,123

0,112

0,102



8308,08

7930,76

8204,68

6182,93

-3452,82

8052,23

8006,85

7968,42

7908,83

7871,27

7137,17

6505,02

5913,65

5363,07

4873,66

4445,43

4037,60

3670,54

3344,27

3038,39

2752,91

2508,20

2283,89

2079,97

124935



Vậy kết quả thu được là NPVΣ 1 = 124935 > 0 ⇒ phương án là khả thi.

5.3.ĐÁNH GIÁ CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ THEO PHƯƠNG ÁN 2:

5.3.1. Tính vốn đầu tư và chi phí vận hành.

a)Vốn đầu tư cải tạo nâng cấp các trạm biến áp phân phối:

Theo tính toán ở chương trước ta có vốn đầu tư cải tạo nâng cấp như sau.

- Vốn đầu tư xây mới là 7000000 đồng/1KVA

- Vốn đầu tư cải tạo là 4900000 đồng/1KVA

Bảng 5.7. Vốn đầu tư cải tạo , nâng cấp MBA phân phối



Năm

2009

2010

2011

2012

2013

2014



Cải tạo



Tổng tiền



150



Xây mới



Tổng tiền



Thành tiền (106)



735



735



2000

250

1225

1500

Tổng vốn đầu tư trong các năm



14000

10500



14000

11725

26460



b)Vốn đầu tư cải tạo nâng cấp đường dây trung áp

Theo cách đánh giá ban đầu,ta tập trung vào cải tạo trong năm đầu tiên.

- Vốn xây mới đường dây AC-120 là 312.106 đ/1km

- Vốn xây mới đường dây AC-70 là 208.106 đ/1km

Bảng 5.8. Vốn đầu tư cải tạo đường dây trung áp

Loại dây

Chiều dài (km)

Vốn đầu tư (106)



AC-70

5.842

1215.1



AC-120

5.42

1691.04



Tổng

2906.2



Trong phương án trên có vốn thu lại từ các lộ dây trung áp cũ với giá

thành thu hồi bằng 30% so với vốn đầu tư mới.



Bảng 5.9. Vốn thu hồi từ đường dây trung áp cũ

Loại dây

Chiều dài (km)

Vốn đầu tư (106)



AC-70

5.842

364.5



AC-120

5.42

507.312



Tổng

871.9



c) Chi phí vận hành:

Năm

Đầu tư đ. dây

Vốn thu hồi

Đầu tư MBA

Tổng vốn đ. tư



2011



735

735



2012



2013



14000

14000



Theo bảng trên ta có được :

2015



KΣ =



∑K



2010



i



= 30238.106 (đồng)



2014

2906.17

871.8

11725

15503



2015



Znăm =



2,5.K



∑

25.100



= 30,23 .106 (đồng)



d)Tổn thất điện năng .

Vì tổn thất của MBA trung gian của 2 phương án là như nhau nên ta

không tính đến. Ta chỉ tính cho lưới trung áp vì tổn thất trên có thường chiếm

phần lớn . Kết quả của tổn thất tại chương 4.∆A% = 4,36%

5.3.2. Tính NPV :

Bảng 5.10. Tính toán NPV cho phương án 2



Năm

2010

2011

2012



Sản

Doanh

3

lượng(10 KWh)

thu

51,63

10326

56,44

11288

61,69

12338



Tổn

thất

1238,1

1353,4

1479,3



Ct (106)

Ki



Znăm



0

735

0



30,23

30,23

30,23



2013

2014

2015



67,43

73,71

80,58



13486

14742

16116



1617

1767,6

1932,3



14000

11725

0



30,23

30,23

30,23



2016



88,08



17616



2112,2



0



30,23



2017



96,28



19256



2308,8



0



30,23



2018



105,24



21048



2523,7



0



30,23



2019



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2020



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2021



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2022



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2023



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2024



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2025



115,04



23008



2758,7



0



30,23



Bt- Ct

(106 đ)

9057,67

9169,37

10093,4

7

-2161,23

1219,17

14153,4

7

15473,5

7

16916,9

7

18494,0

7

20219,0

7

20219,0

7

20219,0

7

20219,0

7

20219,0

7

20219,0

7

20219,0

7



(1+i )-t

0,909

0,826

0,751



NPV

8233,42203

7573,89962

7580,19597



0,683

0,621

0,564



-1476,12009

757,10457

7982,55708



0,513



7937,94141



0,467



7900,22499



0,424



7841,48568



0,386



7804,56102



0,35



7076,6745



0,319



6449,88333



0,29



5863,5303



0,263



5317,61541



0,239



4832,35773



0,218



4407,75726



2026



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2027



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2028



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2029



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2030



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2031



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2032



115,04



23008



2758,7



0



30,23



2033



115,04



23008



2758,7



0



30,23



20219,0

7

20219,0

7

20219,0

7

20219,0

7

20219,0

7

20219,0

7

20219,0

7

20219,0

7



0,198



4003,37586



0,18



3639,4326



0,164



3315,92748



0,149



3012,64143



0,135



2729,57445



0,123



2486,94561



0,112



2264,53584



0,102



2062,34514



NPV



Vậy kết quả thu được là NPVΣ 2 = 119598 > 0 ⇒ phương án là khả thi.



119597,869



Qua quá trình tính toán thống kê ở trên ta thấy:





Về mặt kỹ thuật: Cả hai phương án cải tạo đều đảm bảo các



chỉ tiêu kỹ thuật trong phạm vi cho phép. Cả hai phương án đều cố gắng đi đến

mục đích giảm thiểu số chủng loại máy biến áp phân phối để tạo thuận lợi cho

quá trình vận hành cũng như bảo dưỡng dự phòng nâng cao độ tin cậy cung cấp

điện.





Về mặt kinh tế: Cả hai phương án cải tạo đều có tính khả thi



cao. Với phương án 2, sau một thời gian cải tạo thì lưới điện trở lên đồng nhất

hơn về chủng loại thiết bị, công suất các máy được chọn là tối ưu cho phụ tải,

công tác quản lý và vận hành đơn giản hơn.

Tuy nhiên so với phương án 2, phương án 1 có nhiều ưu điểm hơn như

đòi hỏi vốn đầu tư ít hơn, tổn thất điện năng ít hơn, đồng thời lại có NPV, B/C

cao hơn và chi phí vận hành hàng năm Znăm ít hơn.

Kết luận

Qua phân tích trên, luận văn lựa chọn phương án 1 làm phương án để

tiến hành quy hoạch cải tạo lưới điện trung áp cho thị xã Uông Bí giai đoạn

2010 – 2015.



CHƯƠNG 6:

CHỐNG TỔN THẤT KINH DOANH TRONG MẠNG ĐIỆN HẠ ÁP

THỊ XÃ UÔNG BÍ

6.1.



NHỮNG NGUYÊN NHÂN CƠ BẢN DẪN ĐẾN TỔN THẤT



KINH DOANH.

6.1.1. Tổn thất điện năng do hành lang bảo vệ đường dây bị vi phạm.

Đường dây điện của thị xã Uông Bí chạy dài dọc theo hai đường quốc

lộ, do vậy có rất nhiều cây cối um tùm. Do tổ chức quản lý của địa phương,

trình độ chuyên môn nghiệp vụ của công nhân vận hành lưới điện còn yếu

không hiểu biết nhiều về điện, nên chưa chú ý đến hành lang bảo vệ đường

dây. Do vậy khi giông bão sẽ làm cây cối chạm vào đường dây sẽ gây nên tổn

thất điện năng. Hành lang bảo vệ đường dây bị vi phạm không những gây nên

tổn thất điện năng mà còn ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp của lưới điện.

6.1.2. Tổn thất điện năng do hiện tượng ăn cắp điện.

Do giá bán điện tới hộ tiêu thụ còn cao (950 đồng/KWh –giá điện sinh

hoạt), cho nên trong thị xã và các cơ quan có thể thường xảy ra những vụ ăn

cắp điện ( dùng điện không qua đồng hồ đo đếm). Theo thống kê xử lý các vụ

ăn cắp điện thì từ đầu năm đến tháng 9/2010 đã có 20 vụ ăn cắp điện được

phát hiện và xử lý. Các hộ ăn cắp điện thường sử dụng hết công suất của thiết

bị vì không phải trả tiền điện. Ngoài các hộ bị ban quản lý điện của thị xã phát

hiện xử lý, cũng có nhiều hộ ăn cắp điện mà Ban quản lý chưa bắt được.



Bảng 6.1. Các vụ ăn cắp điện từ đầu năm đến tháng 9/2010

Tháng



1



2



3



4



5



6



7



8



9



Số vụ ăn cắp điện



1



1



2



3



5



3



2



2



1



Hiện tượng ăn cắp điện, thường chúng chỉ câu móc điện vào ban đêm,

ban ngày thường ít sử dụng, do vậy để điều tra phát hiện thì Ban quản lý điện

phải theo dõi và quản lý chặt chẽ hơn.

6.1.3. Tổn thất do tính chính xác của công tơ và độ tịn cậy của các công

tơ.

Qua điều tra tính toán theo sổ sách, thống kê của thị xã chúng tôi thấy

có sự chênh lệch không nhỏ giữa điện năng công tơ tổng so với tổng số điện

năng của các công tơ gây lên. Để chứng minh điều này, chúng ta hãy xem xét

kiểm định độ chính xác của các công tơ bằng phương pháp công suất thời

gian. Nội dung phương pháp này như sau:

-



Dụng cụ: Đồng hồ bấm giây, vôn mét, tải thuần trở, biến áp tự ngẫu



-



Tiến hành: Lắp tải vào công tơ để quy ổn định, đo điện áp trên tải, đếm



thời gian đĩa quay được một vòng. Sai số của công tơ kiểm định tính theo thời

gian biểu bằng %. Được xác định theo công thức sau:



Trong đó:

δ% - là sai số của công tơ tính theo phần tram;