NGHỊ QUYẾT
THÔNG QUA QUY HOẠCH
PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC TỈNH SƠN LA GIAI ĐOẠN 2011 - 2015 VÀ CÓ XÉT ĐẾN NĂM 2020
HỘI ĐỒNG NHÂN DÂN TỈNH SƠN LA
KHÓA XII, KỲ HỌP THỨ 15
Căn cứ Luật Tổ chức Hội đồng nhân dân và Uỷ ban
nhân dân số 11/2003/QH11 ngày 26 tháng 11 năm 2003;
Căn cứ Luật Điện lực số 28/2004/QH11 ngày 03
tháng 12 năm 2004;
Căn cứ Nghị định số 105/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng
8 năm 2005 của Chính phủ Quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều
của Luật Điện lực;
Căn cứ Nghị định số 92/2006/NĐ-CP ngày 07 tháng
9 năm 2006 của Chính phủ về lập, phê duyệt và quản lý quy hoạch tổng thể phát
triển kinh tế - xã hội;
Căn cứ Nghị định số 04/2008/NĐ-CP ngày 11 tháng
01 năm 2008 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 92/2006/NĐ-CP ngày
ngày 07 tháng 9 năm 2006 của Chính phủ về lập, phê duyệt và quản lý quy hoạch
tổng thể phát triển kinh tế - xã hội;
Căn cứ Quyết định số 384/QĐ-TTg ngày 09 tháng
3 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt Quy hoạch tổng thể phát triển
kinh tế - xã hội tỉnh Sơn La thời kỳ 2006 - 2020;
Căn cứ Quyết định số 42/2005/QĐ-BCN ngày 30 tháng
12 năm 2005 của Bộ Công nghiệp về việc ban hành Quy định nội dung, trình tự và
thủ tục lập và thẩm định quy hoạch phát triển điện lực;
Xét đề nghị của Ủy ban nhân dân tỉnh tại Tờ trình
số 208/TTr-UBND ngày 19 tháng 11 năm 2010; Báo cáo thẩm tra số 614/BC-KTNS ngày
06 tháng 12 năm 2010 của Ban Kinh tế - Ngân sách HĐND tỉnh; tổng hợp ý kiến
thảo luận của các vị đại biểu HĐND tỉnh tại kỳ họp,
QUYẾT NGHỊ:
Điều 1. Thông qua Quy hoạch phát triển điện
lực tỉnh Sơn La giai đoạn 2011 - 2015 và có xét đến năm 2020 với những nội dung
chủ yếu sau:
1. Các quan điểm và tiêu
chuẩn thiết kế
1.1. Hệ thống truyền tải điện cao thế
- Lưới điện 220kV, 110kv được thiết kế mạch vòng, mỗi trạm được cấp điện ít nhất từ 2 đường dây.
- Đảm bảo độ dự phòng, các trạm 220kV
đều được thiết kế có quy mô từ 2 máy biến thế trở lên, trong chế độ vận hành
bình thường mang tải tối đa 75% công suất đặt.
- Các trạm 110kV, quy mô trạm từ 2
máy biến thế trở lên, dùng các máy biến thế có công suất ≥ 16MVA phù hợp với mật
độ phụ tải của từng khu vực, đảm bảo vận hành bình thường ở mức 65-70% công suất
đặt.
- Đối với lưới 220 kV sử dụng dây dẫn
có tiết diện tương đương dây dẫn ≥ AC-400mm2, XLPE-1200 mm2
hoặc dây phân pha AC-2x330mm2.
- Đối với lưới 110 kV sử dụng dây nhôm
lõi thép (AC) có tiết diện tương đương dây dẫn ≥ AC-185 mm2.
1.2. Hệ thống truyền tải điện trung
thế
- Đưa toàn bộ lưới điện tại các địa
bàn thành phố, các khu đô thị, các khu công nghiệp, cụm công nghiệp về điện áp
quy chuẩn 22kV; Cải tạo lưới 6, 10 kV sang 22 kV; Các khu vực còn lại cho phép
tồn tại cấp điện áp 35kV, 22kV, nhưng lưới điện phải được xây dựng theo quy
chuẩn để chuyển thành lưới 22kV trong giai đoạn 2011 - 2015.
- Lưới điện trung thế ở các thị xã,
thị trấn huyện, các khu đô thị mới và các khu công nghiệp được thiết kế mạch
vòng vận hành hở. Riêng khu vực nông thôn có thể cho phép kết cấu lưới theo
kiểu hình tia.
- Các đường trục trung thế mạch vòng
(vận hành hở) ở chế độ làm việc bình thường chỉ mang tải từ 60 - 70% công suất
so với công suất mang tải cực đại để đảm bảo an toàn cấp điện khi có sự cố.
- Đường dây trung áp đi qua rừng đặc
dụng, các khu vực nông trường trồng cây công nghiệp dùng dây nhôm bọc.
- Tiết diện dây dẫn: Đường dây 35kV
sử dụng đường trục, dùng dây có tiết diện ≥ 95mm2; đường nhánh có
tiết diện ≥ 50mm2. Đường dây 22kV, Khu vực thành phố, đường trục dùng
dây có tiết diện ≥ 120mm2, đường nhánh có tiết diện ≥ 70mm2.
Khu vực các huyện đường trục có tiết diện ≥ 95mm2, đường nhánh có tiết
diện ≥ 50mm2.
- Gam máy biến áp phân phối: Chọn phổ
biến loại ≥ 31,5 kVA cho vùng nông thôn và ≥ 100kVA cho khu vực đô thị. Đối với
các khu đô thị mới, nhà cao tầng có thể dùng trạm biến áp với 2 máy biến áp công
suất 250, 400, 630, 750, 1000kVA với hệ số mang tải từ 65% trở lên. Các trạm
chuyên dùng của khách hàng theo quy mô phụ tải sẽ được thiết kế với gam máy
thích hợp.
- Tổn thất điện áp lưới trung thế cho
phép: Đối với các đường dây trung thế mạch vòng, khi vận hành hở, tổn thất điện
áp tại hộ xa nhất £ 5% ở chế độ vận hành bình thường và không
quá 10% ở chế độ sau sự cố. Đối với các đường dây trung thế hình tia, tổn thất
điện áp cuối đường dây £ 5%.
1.3. Lưới điện hạ thế: Áp dụng hệ
thống hạ áp 220/380V ba pha 4 dây có trung tính nối đất trực tiếp:
- Khu vực thành phố, khu đô thị mới:
Đường trục dùng cáp vặn xoắn ABC với tiết diện ³ 4x95mm2.
Đường nhánh: dùng cáp vặn xoắn ABC với tiết diện ³ 4x70mm2.
- Khu vực các huyện: Đường trục:
dùng dây nhôm với tiết diện ³ 70mm2. Đường
nhánh: dùng dây nhôm với tiết diện ³ 50mm2.
- Bán kính lưới hạ thế: Thành phố,
thị xã, thị trấn từ 300 - 500m; Nông thôn từ 500 - 800m.
Tùy theo tình hình thực tế có thể cho
phép bán kính cấp điện lớn hơn nhưng phải đảm bảo các tiêu chuẩn cho phép theo
quy định.
2. Thiết kế sơ đồ
phát triển điện lực
2.1. Nguồn điện: Các
nguồn điện lớn trong khu vực dự kiến sẽ đưa vào vận hành trong giai đoạn này bao
gồm: Thủy điện Sơn La, Nậm Chiến, Bản Chát, Huội Quảng. Hiện đã có 9 nhà máy
thủy điện vừa và nhỏ, tổng công suất đặt là 106,3 MW. Ngoài ra, trong giai đoạn
này trên địa bàn tỉnh dự kiến sẽ đưa vào vận hành khoảng 29 thủy điện vừa và
nhỏ khác, với tổng công suất đặt khoảng 412,5MW.
2.2. Lưới điện 500kV
Hiện tại, trạm 500/220kV - Công suất
(2x450)MVA về cơ bản đã xây dựng xong và được đưa vào vận hành cùng tiến độ với
Thuỷ điện Sơn La. Đến 2015, trên địa
bàn tỉnh Sơn La sẽ có các công trình 500kV sau: Trạm 500kV Sơn La (Pitoong),
Công suất 2x450MVA; Đường dây mạch đơn 500kV Sơn La - Nho Quan dài 240Km; Đường
dây mạch đơn 500kV nhà máy Thuỷ điện Sơn La - Hòa Bình dài
180Km; Đường dây mạch kép 500kV nhà máy Thuỷ điện Sơn La -
trạm 500kV Sơn La dài 5Km; Đường dây mạch kép 500kV Sơn La - Sóc Sơn dài 260Km.
Giai đoạn đến 2020, trên địa bàn tỉnh
Sơn La sẽ có thêm đường dây 500kV mạch kép từ trạm 500kV Sơn La - Lai Châu dài
2x180Km (địa phận Sơn La - 2x60Km) làm nhiệm vụ kết nối thuỷ điện Lai Châu vào
hệ thống 500kV quốc gia.
2.3. Lưới điện 220kV
a) Giai đoạn đến
2015
- Những năm đầu của giai đoạn 2011
- 2015, trạm 220kV Sơn La sẽ nhận điện chủ yếu từ trạm 500kV Sơn La, đồng thời có
liên hệ truyền tải với trạm 220kV Việt Trì thông qua lộ đường dây mạch đơn Sơn
La - Việt Trì. Những năm tiếp theo của giai đoạn 2011 - 2015, khi các nhà máy
thuỷ điện Huội Quảng, Nậm Chiến... đi vào hoạt động sẽ là nguồn bổ sung cho trạm
220kV cũng như hệ thống lưới 220kV của tỉnh và khu vực.
- Giai đoạn đến 2015: Đưa vào vận hành
đường dây 220kV đi chung cột với đường dây 110kV từ trạm 220kV Sơn La đến vị
trí cột 444 đường dây Việt Trì - Mường La dài 28Km; Treo dây mạch 2 từ vị trí
cột 444 đến cột 470 đường dây Việt Trì - Mường La dài 10Km; Đưa vào vận hành
đường dây 220kV mạch đơn từ cột 470 đường dây Việt Trì - Mường La đến trạm 500kV
Sơn La dài 7km; Đẩy nhanh tiến độ xây dựng đường dây 220kV mạch kép Nhà máy Thủy điện Nậm Chiến - trạm 500kV Sơn La dài 2x15Km; Xây dựng đường dây
220kV mạch kép nhà máy Thuỷ điện Huội Quảng đến trạm 500kV
Sơn La dài 2x16,5Km; Xây dựng đường dây 220kV mạch kép nhà máy Thuỷ điện Bản Chát - Thuỷ điện Huội Quảng dài
2x27Km.
b) Giai đoạn 2016
- 2020: Xây dựng đường dây mạch đơn 220kV Điện Biên - Sơn La đồng bộ với trạm
220kV Điện Biên dài 107km (địa phận Sơn La 60km); Tiến hành thay máy T1- 125MVA
bằng máy 250MVA.
2.4. Lưới điện 110kV
a) Giai đoạn đến
2015
* Vùng 1: Đến năm 2015, công suất trạm nguồn 110kV cho các phụ tải vùng 1 là
147,3MVA. Phương án thiết kế lưới cho vùng 1 như sau:
- Trạm 110kV:
+ Xây dựng mới trạm 110kV Mai Sơn,
vị trí đặt tại khu vực lân cận của trạm trung gian Mai Sơn. Trạm có quy mô 2 máy,
trước mắt lắp đặt 1 máy 25MVA - 110/35/22kV.
+ Trạm 110kV Thuận Châu (chưa tính
bổ máy cho thuỷ điện Nậm Giôn), đến năm 2015 phụ tải max của
trạm là 11 MW, nhu cầu công suất nguồn trạm 110kV là 15,7 MVA. Như vậy trạm Thuận
Châu - 1x16MVA vẫn đảm bảo được nguồn cấp điện.
+ Trạm 110kV thành phố Sơn La, đến
2015 phụ tải max của trạm là 33MW, công suất nguồn khoảng 49,8
MVA. Do đó cần lắp thêm máy T2-25MVA ngay trong giai đoạn đầu của 2011 - 2015,
nâng tổng công suất của trạm lên thành 2x25MVA.
+ Trạm 110kV Mường La, đến 2015 phụ
tải là 33MW, công suất trạm 110kV vào khoảng 49,8 MVA, đề nghị giữ nguyên công
suất của trạm 110kV Mường La.
- Đường dây 110kV:
+ Xây dựng đường dây 110kV mạch 2 từ
trạm 220kV Sơn La - Mường La dài 38km đi chung cột với đường dây 220kV Sơn La -
trạm 500kV Sơn La.
+ Xây dựng đường dây 110kV mạch kép
từ trạm 220kV Sơn La - Mai Sơn dài 9km, lấy nguồn từ trạm
220kV Sơn La cấp cho trạm 110kV Mai Sơn.
+ Hoàn thành và đưa vào vận hành đường
dây mạch đơn từ nhà máy thuỷ điện Nậm Giôn - trạm 110kV Thuận Châu dài 28km để
đấu nối nhà máy Thuỷ điện Nậm Giôn (công suất 20MW).
+ Treo dây mạch 2 đường dây 110kV từ
110kV Sơn La - Tuần Giáo dài 74Km đảm bảo an toàn cấp điện phục vụ thi công Thủy điện Lai Châu.
+ Xây dựng nhánh rẽ 110kV mạch kép
từ lộ đường dây 110kV Sơn La - Mường La vào nhà máy Thuỷ điện
Nậm La dài 8km để đấu nối nhà máy Thuỷ điện Nậm La.
+ Xây dựng đường dây 110kV mạch 2 từ
nhà máy Thuỷ điện Nậm Pia tới lộ đường dây 110kV Sơn La -
Mường La (mạch 1) dài 11Km.
+ Xây dựng nhánh rẽ 110kV mạch 2 từ
trạm 110kV Thuận Châu tới lộ đường dây mạch 2 từ Sơn La - Tuần Giáo (Điện Biên)
dài 2x1Km.
* Vùng 2: Dự kiến nguồn trạm 110kV cấp điện cho vùng 2 gồm:
- Trạm 110kV: Xây dựng mới trạm 110kV
Yên Châu - công suất 2x16MVA, (trước mắt lắp đặt 1 máy); Trạm 110kV Phù Yên
tiến hành lắp đặt máy 2 cho trạm ngay trong giai đoạn đầu của 2011 - 2015, nâng
tổng công suất đặt của trạm lên 2x16MVA; Trạm 110kV Mộc Châu: nâng công suất
trạm 110kV Mộc Châu bằng cách thay máy T1 -16MVA bằng máy 25MVA vào đầu năm
2011 và lắp máy 2 vào giai đoạn 2013 - 2015. Nâng tổng công suất của trạm lên
thành 2x25MVA.
- Đường dây 110kV:
- Xây dựng mới đường dây 110kV Mộc
Châu - Lào cấp điện cho Lào qua cửa khẩu Lóng Sập.
- Xây dựng mới đường dây 110kV mạch
đơn từ cụm thuỷ điện Suối Sập - thanh cái 110kV trạm 220kV Sơn La dài 56Km để
truyền tải điện từ cụm Thuỷ điện Suối Sập.
- Xây dựng mới đường dây 110kV mạch
đơn Cụm Thuỷ điện Suối Sập - Phù Yên dài 14Km, tạo mạch
vòng cung cấp điện cho hệ thống lưới 110kV của tỉnh Sơn La.
- Xây dựng mới đường dây 110kVtừ thuỷ
điện Sập Việt đến đường dây 110kV Mộc Châu - Sơn La dài 12Km.
- Xây dựng đường dây 110kV mạch đơn
đấu rẽ nhánh từ đường dây 110kV Sơn La - Mường La đến cụm thuỷ điện Suối Lừm
dài 7Km.
- Xây dựng nhánh rẽ 110kV mạch kép
từ lộ đường dây 110kV Mộc Châu - Sơn La vào trạm 110kV Yên Châu dài 2x 0,5Km để
cấp điện cho trạm 110kV Yên Châu.
* Vùng 3: Năm 2015, Pmax của
vùng 3 là 20,0MW, tương ứng với nhu cầu nguồn 110kV cấp là 29,6MVA. Dự kiến nguồn
cấp điện cho vùng 2 gồm:
- Trạm 110kV: Dự kiến đầu năm 2011 sẽ hoàn thành trạm 110kV Sông Mã - công suất 1x25MVA.
Ngoài nguồn trạm 110kV Sông Mã, phụ tải của vùng 3 cũng sẽ được cấp hỗ trợ từ
các thủy điện vừa và nhỏ trong vùng (8,3MVA). Do đó với các nguồn kể trên, nhu
cầu phụ tải của vùng 3 trong giai đoạn này hoàn toàn được đảm bảo.
- Đường dây 110kV: Hoàn thành đường
dây 110kV Sông Mã - Sơn La dài 70Km; Xây dựng mới đường dây 110kV mạch đơn nhà
máy Thuỷ điện Tà Cọ - Sông Mã chiều dài 18Km.
b) Giai đoạn
2016 - 2020
* Vùng 1: Dự báo Pmax vùng 1 đến năm 2020 là 130MW (không tính đến phụ tải xi măng Mai Sơn 14,5MW và khu công
nghiệp Tà Sa - 16MW), nhu cầu công suất trạm 110kV là 193MVA. Trong giai đoạn
này, phụ tải khu công nghiệp Tà Sa dự kiến sẽ vào khoảng 80% và đạt Pmax khoảng
16MW, do vậy tiến hành xây dựng trạm biến áp 110kV chuyên dùng khu công nghiệp
Tà Sa - công suất 2x16 MVA; xây dựng lộ đường dây 110kV rẽ nhánh từ lộ đường
dây 110kV Sơn La - Mai Sơn; Nâng công suất trạm 110kV Thuận Châu lên thành 2x16
MVA, đáp ứng cho các phụ tải của khu vực Thuận Châu và Quỳnh Nhai.
Riêng đối với khu vực thành Phố Sơn La, Mai Sơn và
Mường La, hiện tại, trạm biến áp 110kV Sơn La đang nằm ở vị trí mặt đường Quốc
lộ 6, và khu vực đông dân cư. Do đó, đầu tư xây dựng mới trạm biến áp 110/35/22kV
- Chiềng Ngần công suất 2x25MVA ngay trong năm 2016; Tiến hành dỡ bỏ trạm 110kV
Sơn La và điều chuyển máy biến áp 25 MVA của trạm sang lắp bổ sung cho trạm
110kV Mai Sơn (nâng tổng công suất trạm lên thành 2x25MVA) ngay sau khi trạm
110kV Chiềng Ngần đi vào vận hành; Tiến hành di chuyển đường dây cũ và xây dựng
mới 7Km đường dây mạch kép để đấu nối lộ đường dây mạch kép từ Thuận Châu vào
thanh cái 110kV của trạm Chiềng Ngần; Tiến hành di chuyển đường dây cũ và xây
dựng mới 7Km đường dây mạch kép để đấu nối lộ đường dây mạch kép từ thanh cái
110kV trạm 220kV Sơn La vào thanh cái 110kV của trạm Chiềng Ngần.
* Vùng 2: Nhu cầu công suất trạm nguồn 110kV còn thiếu là 46,1MVA, Tiến hành xây dựng
lộ đường dây mạch kép 110kV rẽ nhánh từ lộ đường dây 110kV Thuỷ điện Suối Sập - trạm 220kV Sơn La vào trạm 110kV Bắc Yên dài
2x0,5Km.
* Vùng 3: Dự báo đến năm 2020, Pmax của vùng đạt 38,3MW, tương
ứng với công suất nguồn trạm 110kV là 57 MVA. Qua cân đối nguồn và phụ tải, nhu
cầu công suất trạm nguồn 110kV còn thiếu là 20,6MVA. Đề án kiến nghị trong giai
đoạn này tiến hành nâng công suất trạm 110kV Sông Mã lên thành 2x25MVA.
2.5. Lưới điện trung thế
* Vùng 1: Gồm thành phố
Sơn La, các huyện Mai Sơn, Mường La, Thuận Châu và Quỳnh Nhai. Nguồn cấp điện
là các trạm 110kV thành phố Sơn La, Mường La, Thuận Châu.
- Thành phố Sơn La: Pmax thành phố
Sơn La đến năm 2015 là 29,5MW, phụ tải được cấp điện chủ yếu từ trạm 110kV thành
Phố Sơn La 2x25MVA - 110/35/22kV và được hỗ trợ cấp điện từ các trạm 110kV Mai
Sơn, Mường La, Thuận Châu và Sông Mã. Giai đoạn này, tiến hành cải tạo lộ 376,
toàn bộ lưới 10kV sau trung gian 2/9 sang 22kV, trạm TG 2/9 được dỡ bỏ. Có 7
xuất tuyến trung thế, đó là:
+ Lưới 35kV: Lộ 372, Lộ 374 và liên
hệ công suất với các lộ 371 trạm Mường La, 375 Thuận Châu; Lộ 378 và liên hệ
cấp điện với lộ 371 Mai Sơn; Lộ 382 và liên hệ cấp điện với lộ 373 trạm 110kV
Sông Mã.
+ Lưới 22kV: Lộ 471 được hình thành
từ việc chuyển đổi lộ 376 và cải tạo lộ 971 TG 2/9 sang vận hành 22kV, có liên
hệ mạch vòng với lộ 473 Thành phố Sơn La; Lộ 473 được hình
thành từ việc cải tạo lộ 972 TG 2/9 sang vận hành 22kV đấu nối vào thanh cái
22kV trạm 110kV thành phố Sơn La. Lộ này có liên hệ mạch vòng với lộ 471 thành
phố Sơn La.
- Huyện Mai Sơn: Pmax huyện Mai Sơn
đến năm 2015 là 29,75MW, nguồn cấp điện chủ yếu cho huyện giai đoạn này là trạm
110kV Mai Sơn xây dựng mới với công suất 1x25MVA - 110/35/22kV đặt tại khu vực
lân cận trạm trung gian Mai Sơn. Nhà máy xi măng Mai Sơn vẫn được cấp điện từ
trạm 110kV chuyên dùng xi măng Mai Sơn. Trạm 110kV xây dựng mới có 5 xuất tuyến
(3 lộ 35kV và 2 lộ 22kV), cụ thể như sau:
+ Lưới 35kV: Lộ 371 Mai Sơn và có liên
hệ cấp điện với các lộ 378 Thành phố
Sơn La; Lộ 373 Mai Sơn và liên hệ cấp điện với lộ 372 trạm 110kV Phù Yên; Lộ 375
Mai Sơn và có liên hệ cấp điện với lộ 373 trạm 110kV Yên Châu.
+ Lưới 22kV: 2 lộ 671 và 672 sau trạm
trung gian Mai Sơn sẽ được cải tạo sang vận hành ở cấp điện áp 22kV và lần lượt
đấu vào 2 lộ 471 và 472 trạm 110kV Mai Sơn.
- Huyện Mường La: Pmax huyện Mường
La đến năm 2015 là 26,1MW, nguồn cấp điện chủ yếu cho huyện vẫn là trạm 110kV Mường
La.
+ Lưới 35kV: Lộ 371 Mường La và có
liên hệ cấp điện với lộ 374 trạm 110kV TP Sơn La; Lộ 373 và lộ 375 là 2 lộ cấp điện
cho 2 trạm trung gian 35/6kV (TG 1 Mường La và TG 2 Mường La); Lộ 374, 376 Mường
La. Xây dựng mới 17km đường dây 35 kV mạch kép từ thanh cái 35kV trạm Mường La
đấu nối với Thuỷ điện Nậm Trại 3 và Nậm Trại 4; Lộ 377
Mường La sẽ XDM 5km từ lộ 377 Mường La đến lộ 371 Thuận Châu; xây dựng mới
nhánh rẽ 35kV dài 2km, đấu nối với Thuỷ điện Nậm Khốt.
+ Lưới 6kV: Sau khi thi công xong nhà
máy thuỷ điện Sơn La, tiếp tục duy trì 2 trạm TG 35/6kV (TG 1 Mường La và TG 2
Mường La) cấp điện cho phụ tải chuyên dùng khu vực cụm công nghiệp Mường La,
Nhà máy gang thép Mường La.
- Huyện
Thuận Châu: Pmax huyện Thuận Châu đến năm 2015 là 10,62MW, nguồn cấp điện là trạm 110/35/22kV Thuận Châu công suất 1x16MVA
Trạm 110 Thuận Châu có 3 xuất tuyến
35kV: Lộ 371 Thuận Châu có liên hệ cấp điện với lộ 375 Thuận Châu; Lộ 373 Thuận
Châu có liên hệ cấp điện với lộ 375 Thuận Châu và lộ 371 Sông Mã; Lộ 375 Thuận
Châu có liên hệ cấp điện với các lộ 371, 373. Trên lộ này xây dựng mới 4,5km
đường dây 35kV từ nhánh rẽ thuỷ điện Chiềng Ngàm đến lộ 371 Mường La và liên
kết với lộ 371 Mường La;
- Huyện Quỳnh Nhai: Pmax của huyện
Quỳnh Nhai đến năm 2015 là 9MW, nguồn cấp điện là lộ 375 Thuận Châu và được liên
hệ hỗ trợ từ lộ 377 Mường La.
* Vùng II: Gồm các huyện Mộc Châu, Yên Châu, Phù Yên, Bắc Yên.
- Huyện Mộc Châu: Pmax của huyện Mộc
Châu (năm 2011) và nâng công suất lên 2x25MVA (năm 2013).
+ Lưới 35kV: Lộ 372 cấp điện cho các
xã phía Đông và phía Nam huyện và đi cấp điện cho Lào. Thuỷ điện Mường Sang 2
sẽ được đấu nối vào lộ 372; Lộ 374 đi Yên Châu và liên với lộ 371 trạm 110kV Yên
Châu; Lộ 376 cấp điện cho các xã phía Đông và Đông Bắc huyện có liên hệ lộ 371
Phù Yên.
+ Lưới 22kV: Lộ 472; Lộ 474; Lộ 476
và Lộ 478.
- Huyện Yên Châu: Pmax của huyện đến
năm 2015 là 5,74MW, được cấp điện từ trạm 110kV Yên Châu công suất. Có 02 lộ
35KV là Lộ 371 và Lộ 373 có liên hệ cấp điện với lộ 375 Mai Sơn.
- Huyện
Phù Yên: Pmax của huyện đến năm 2015 là 13,8MW, được cấp điện từ trạm 110kV Phù
Yên công suất 2x16MVA. Giai đoạn này, tiến hành cải tạo toàn bộ lưới 10kV sau
trạm trung gian Phù Yên đồng thời xóa bỏ trạm trung gian này. Trạm 110kV Phù
Yên có 5 xuất tuyến trung thế (4 lộ 35kV và 1 lộ 22kV).
+ Lưới 35kV: Lộ 371 Phù Yên có liên
hệ với lộ 376 Mộc Châu; Lộ 373 Phù Yên cấp có liên hệ cấp điện với lộ 373 Mai
Sơn; Lộ 375 Phù Yên có liên hệ với lưới 35kV trạm 110kV Nghĩa lộ tỉnh Yên Bái;
Lộ 377 đấu nối với Thủy điện Suối Sập 2.
+ Lưới 22kV: Lộ 471 được hình thành
từ việc cải tạo lộ 971 trạm trung gian Phù Yên đấu nối vào thanh cái 22kV trạm
110kV Phù Yên.
- Huyện Bắc Yên: Pmax của huyện đến
năm 2015 là 11,17MW, được cấp điện từ trạm 110kV Phù Yên công suất 2x16MVA và
trạm 110kV Mai Sơn. Có 13 lộ: Lộ 373 từ Mai Sơn ; Lộ 373 từ Phù Yên và Lộ 371
từ Phù Yên.
* Vùng III: Gồm 2 huyện Sông Mã và Sốp Cộp.
- Huyện Sông Mã: Đến năm 2015: Pmax
của huyện đạt 16,8MW.
Trạm 110/35kV Sông Mã có 5 lộ 35kV
như sau: Lộ 371 có liên hệ mạch vòng với lộ 372 Sơn La; Lộ 372 đi huyện Sốp Cộp;
Lộ 373 có liên hệ mạch vòng với lộ 382 Sơn La; Lộ 374 đấu nối với thuỷ điện Nậm
Mằn; Lộ 375 đấu nối Thuỷ điện Nậm Công 3.
- Huyện Sốp Cộp: Đến năm 2015, Pmax
của huyện đạt 4,4MW. Tiếp tục phát triển lưới 35kV cấp điện cho các phụ tải
trong huyện. Nguồn cấp chính giai đoạn 2011 - 2015 là trạm 110kV Sông Mã.
2.6. Lưới hạ thế
Nhìn chung thiết kế vận hành hình tia,
trừ các phụ tải có yêu cầu đặc biệt phải thiết kế mạch vòng có liên kết dự phòng.
Bán kính lưới 0,4kV cho các phụ tải dân sinh phù hợp với tiêu chuẩn đã nêu ở
trên.
Về kết cấu lưới hạ thế: Dây dẫn sử
dụng hệ thống hạ áp 3 pha 4 dây, nối đất trung tính trực tiếp; Cột hạ thế ở khu
vực đô thị, dùng cột bê tông li tâm 8,5m và 10m để có thể kết hợp lắp đặt đèn đường.
Đối với khu vực nông thôn, dùng phổ biến
loại cột bê tông vuông 8,5m cho các đường trục. Sử dụng các hòm công tơ nhựa
(loại cho 1,2 hoặc 4 công tơ) chuyên dùng kín, khóa và có gông.
Dự kiến đến năm 2015, khối lượng xây
dựng mới đường dây hạ thế khoảng 3.350 km, công tơ 67.000 cái.
3. Vốn đầu tư xây
dựng, cải tạo lưới điện đến năm 2015:
Tổng vốn đầu tư cho
lưới điện tỉnh Sơn La theo quy hoạch giai đoạn 2011 - 2015 là 1.493.226 tỷ đồng.
Cụ thể như sau:
3.1. Lưới điện 110
KV : 278.250 triệu đồng
- Đường dây 110kV : 194.750 triệu đồng
- Trạm biến áp 110 : 83.500 triệu đồng
3.2. Lưới điện trung thế :
491.376 triệu đồng
- Đường dây trung thế : 292.896 triệu
đồng
- Trạm biến áp phân phối : 198.481
triệu đồng
3.3. Lưới điện hạ thế :
723.600 triệu đồng
- Đường dây hạ thế : 670.000 triệu
đồng
- Công tơ : 53.600 triệu đồng.
4. Quy hoạch thuỷ điện nhỏ và năng
lượng tái tạo
4.1. Tiềm năng phát triển năng lượng
gió, năng lượng mặt trời, thuỷ điện nhỏ và cực nhỏ trên địa bàn tỉnh Sơn La
a) Tiềm năng
phát triển năng lượng mặt trời: Qua số liệu thống kê cho thấy Sơn La có
điều kiện thiên nhiên thuận lợi cho việc ứng dụng năng lượng mặt trời. Hầu hết
các tháng đều có nắng, trừ tháng 12 và tháng 01 là bức xạ
mặt trời hơi yếu. Sơn La hiện có khoảng 50 dàn 55Wp, 8 dàn 80Wp, 5 dàn 110Wp 3
dàn 220Wp và 1 dàn 300Wp phục vụ cấp điện
cho các hộ gia đình, trạm xá và uỷ ban nhân dân xã.
b) Tiềm năng phát
triển thuỷ điện và cực nhỏ:
- Lưu vực Sông Đà: Chiều dài Sông Đà nằm trong địa phận tỉnh Sơn La dài 239km, có diện tích
lưu vực là 9844km2, gồm 32 hạ lưu. Trong đó có các phụ lưu chủ yếu là:
Nậm Giôn, Nậm Mu, Nậm Ban, Nậm Chiến, Nậm Muội, Sập Việt, Nậm Chim, Suối Sập,
Suối Tấc…
- Lưu vực Sông
Mã gồm: Đoạn chảy qua Sơn La dài 93km, diện tích lưu vực là 2320km2 gồm
17 phụ lưu. Các phụ lưu chính là: Nậm Li, Nậm Công, Nậm Sọi…
Với đặc điểm các sông suối lớn, trắc
địa hẹp, nhưng hiện nay dòng chảy có biến động lớn giữa hai mùa kiệt và mùa lũ,
lượng dòng chảy chủ yếu tập trung vào mùa mưa,mùa khô lượng dòng chảy lại rất
nhỏ, điều này gây nên nhiều khó khăn cho việc xây dựng và khai thác các trạm
thủy điện nhỏ.
4.2.
Quy hoạch phát triển năng lượng mặt trời, thủy điện nhỏ
và cực nhỏ
a) Quy
hoạch thuỷ điện nhỏ và cực nhỏ: Sơn La có tiềm năng rất
lớn để phát triển thủy điện. Tỉnh đã tổ chức Quy hoạch phát triển thuỷ điện nhỏ
có quy mô công suất từ 1 - 30MW/công trình. Tính đến tháng 6/2010 Sơn La có 61
công trình thuỷ điện vừa và nhỏ với tổng công suất dự kiến là 624,26 MW (Trong
đó có 09 công trình đã hoàn thành với tổng công suất là 106,3 MW) còn lại đang
được triển khai thi công. Chi tiết đã được Bộ Công thương và Ủy ban nhân dân
tỉnh Sơn La phê duyệt chi tiết về Quy hoạch thủy điện vừa và nhỏ trên địa bàn.
b) Định
hướng phát triển dàn pin mặt trời: Đối với các gia đình
tại các khu vực không có lợi thế về nguồn nước để lắp đặt thuỷ điện cực nhỏ đề
nghị lắp đặt các dàn pin mặt trời. Mỗi hộ gia đình lắp một dàn pin mặt trời có
công suất 70 ÷ 75Wp, phục vụ thắp sáng, chạy đài, ti vi…
Trong giai đoạn từ năm 2010 tỉnh Sơn
La sẽ triển khai dự án “Ứng dụng điện mặt trời cho khu vực miền núi và dân tộc
ở Việt Nam” theo Quyết định số 175/QĐ-UBDT của Bộ trưởng, Chủ nhiệm Uỷ ban Dân tộc. Tại tỉnh Sơn La dự án được triển khai ở 3 huyện
với 5 xã đó là: huyện Mộc Châu gồm xã Tân Xuân, Chiềng
Xuân; Huyện Bắc Yên gồm xã Háng Đồng, Hua Nhàn; huyện Mai
Sơn gồm xã Chiềng Nơi.
Nội dung và quy mô đầu tư xây dựng:
Mỗi xã thuộc dự án được đầu tư đồng bộ thuộc hệ điện mặt trời như sau: Trụ sở
Ủy ban nhân dân xã công suất 600W; Trạm y tế xã công suất 400W; Tủ bảo quản
Vaccine công suất 200W; Nhà văn hoá công suất 400W; Trạm nạp ắc quy công suất
800W; Trạm thu phát tín hiệu truyền hình qua vệ tinh công suất 600 W
c) Định
hướng phát triển sử dụng năng lượng mặt trời: Trong những
năm qua do áp dụng tiến bộ khoa học kỹ thuật và nhu cầu phát triển của xã hội
ngày càng tăng, do đặc thù của 1 tỉnh miền núi có mùa đông giá lạnh nên nhu cầu
sử dụng bình nóng lạnh rất lớn vì vậy việc ứng dụng triển khai sử dụng bình nóng
lạnh sử dụng năng lượng mặt trời là rất khả thi.
5. Phân tích kinh tế - tài
chính
- Tổng vốn đầu tư : 1.489,6 tỷ đồng
- Tổng vốn đầu tư nhà nước : 800,0
tỷ đồng
- Tổng doanh thu : 15,2 tỷ đồng
- Tổng chi phí : 12.703 tỷ đồng
- Tỷ suất
thu hồi nội bộ 0,86% (hiệu quả tài chính) và 0,89% (hiệu quả kinh tế).
- Thu nhập/chi phí: Điều kiện vay vốn
cho dự án dự kiến: Vay trong nước lãi suất 13%/năm, thời gian ân hạn 5 năm, thời
gian trả vốn 8 năm.
6. Một số giải pháp thực hiện quy
hoạch
6.1. Giải pháp về vốn: Do vốn đầu tư cho lưới điện tỉnh Sơn La theo quy hoạch giai đoạn 2011 -
2015 dự tính theo giá năm 2010 là 1.489,22 tỷ đồng, bình quân 298 tỷ đồng/năm là
một lượng vốn lớn nên cần có giải pháp để huy động nguồn vốn đảm bảo thực hiện
tốt quy hoạch. Cụ thể như sau:
- Lưới điện 110KV: 278,25 tỷ đồng,
huy động vốn của các đơn vị truyền tải điện, các nhà đầu tư thủy điện.
- Lưới điện trung thế và hạ thế: 1.211
tỷ đồng. Sử dụng nguồn vốn trung ương hỗ trợ theo dự án điện nông thôn tỉnh Sơn
La đã được Chính phủ chấp thuận chủ trương (Vốn ngân sách 85% của 800 tỷ = 680
tỷ; Vốn tập đoàn điện lực 15% khoảng 120 tỷ đồng). Vốn ngân sách địa phương và
lồng ghép các chương trình tại địa phương 200 tỷ đồng; Vốn khác khoảng 211 tỷ
đồng.
- Nguồn vốn từ các tổ chức trong nước
và quốc tế: Hỗ trợ cho từng dự án, chủ yếu là dự án thủy
điện cực nhỏ ngoài lưới, năng lượng mặt trời...
6.2. Giải pháp về hạn chế tác động
đối với môi trường
- Đối với các công trình thủy điện
nhỏ: Việc xây dựng các thủy điện cần phải có đánh giá môi trường chiến lược (ĐMC)
một cách chi tiết và toàn diện trên nghiên cứu những tác động cộng hưởng của
các công trình này về mặt kinh tế - xã hội - môi trường nhằm tìm ra phương án
tối ưu, khắc phục giảm nhẹ hoặc phòng ngừa những hạn chế những mặt bất cập của
hồ thủy điện trong tương lai ngay từ mặt chính sách đến triển khai và vận hành.
Tổ chức tốt công tác đền bù, tái định
cư, tạo công ăn việc làm cho người lao động sở tại; Thực hiện tốt công tác giảm
thiểu môi trường trong thi công; Vận hành hồ chứa thủy điện (nếu có hồ chứa)
đảm bảo nước cho sản xuất nông nghiệp và chống lũ. Đầu tư trồng rừng đầu nguồn
để đảm bảo nguồn sinh thủy, đảm bảo tính bền vững cho vận hành các nhà máy thủy
điện, đảm bảo đời sống tiến đến tăng thu nhập cho người
dân vùng rừng đầu nguồn.
- Đối với các công trình đường dây
tải điện và trạm biến áp 110kV: Các đường dây truyền tải cần đảm bảo hành lang bảo
vệ an toàn theo Nghị định số 106/2005/NĐ-CP ngày 17
tháng 8 năm 2005 của Chính phủ. (Đường dây 500KV không cho phép
tồn tại nhà và các công trình bên trong hành lang bảo vệ an toàn, cần lựa chọn
các thông số về kết cấu của đường dây trên không sao cho cường độ điện trường
ngoài biên của hành lang bảo vệ đường dây nhỏ hơn 5kV/m). Sử dụng các công nghệ
về kết cấu cột, các thiết bị hiện đại trên đường dây và trong trạm biến áp nhằm
giảm thiểu diện tích chiếm đất và các tác động của điện từ trường đối với sức
khỏe con người.
6.3.
Các giải pháp thực hiện các xuất tuyến qua khu vực khó khăn: Để hạn chế ảnh hưởng
đến khu vực đông dân cư, hoặc quy hoạch các đô thị, khi tiến hành xây dựng báo
cáo nghiên cứu khả thi và thiết kế cụ thể các công trình, chủ dự án cần phối
hợp với các ngành quản lý đô thị, xây dựng, giao thông… xác định địa điểm, vạch
tuyến đường dây phù hợp với định hướng phát triển bền vững của địa phương.
6.4. Giải pháp về công nghệ:
Áp dụng các quy trình, quy phạm, tiêu chuẩn trong lĩnh vực khảo sát, thiết
kế, thi công, nghiệm thu, bảo trì... trong đầu tư xây dựng các công trình điện.
Khuyến khích sử dụng các thiết kế mới đảm bảo đạt chất lượng, tiêu chuẩn, giá
thành hạ - nhất là trong đầu tư lưới điện hạ thế nông thôn; Áp dụng công nghệ
mới trong tiêu thụ điện, sử dụng nguồn năng lượng thay thế để tiết kiệm điện.
6.5. Giải pháp về đào tạo nguồn nhân
lực
- Mở rộng hợp tác với các cơ sở đào
tạo có trang bị hiện đại trong và ngoài tỉnh để đào tạo lao động kỹ thuật lành
nghề trong vận hành lưới điện, các nhà máy thủy điện.
- Thu hút lao động có trình độ, được
đào tạo sâu về chuyên đề quản lý, phát triển nguồn và lưới
điện thông qua tiền lương, các ưu đãi về môi trường làm việc và ưu tiên được
hưởng các chính sách ưu đãi khác của nhà nước.
6.6. Giải pháp quản lý: Hình
thành cơ chế quản lý và phối hợp giữa các sở, ban, ngành để thực hiện Quy hoạch.
- Quản lý Quy hoạch: Sau khi đề án được phê duyệt, tỉnh quản lý việc thực hiện Quy hoạch này trên
địa bàn theo các Nghị định số 12/2009/NĐ-CP ngày 12
tháng 02 năm 2009 của Chính phủ, Quyết định số 42/2005/QĐ-BCN ngày 30 tháng 12
năm 2005 của Bộ Công Nghiệp (nay là Bộ Công thương) và Luật Điện
lực đã được Quốc hội thông qua để đảm bảo việc cải tạo và phát triển lưới điện
theo hướng phát triển bền vững.
- Căn cứ Quy hoạch được phê duyệt,
các cơ quan quản lý xây dựng cập nhật vào quy hoạch ngành cho phù hợp. Các thủ tục
đầu tư tiếp theo sau quy hoạch đề nghị các cơ quan tỉnh sớm cho các thỏa thuận
như thỏa thuận tuyến, địa điểm và những văn bản khác liên quan đến xây dựng,
có thông báo cho địa phương để nhân dân được biết, nhằm giảm tối
đa các chi phí của nhân dân và đảm bảo việc thi công công trình thuận lợi sau
này. Ủy ban nhân dân tỉnh chỉ đạo phối hợp giữa các ban ngành để đảm bảo việc
thực hiện các dự án không bị chồng chéo, hoặc làm chậm tiến độ do các thủ tục
hành chính như thỏa thuận tuyến và địa điểm, cấp phép xây dựng, đền bù giải
phóng mặt bằng…
- Để tránh lãng phí trong đầu tư: Ủy
ban nhân dân tỉnh chỉ đạo ban ngành như Ban quản lý khu công nghiệp, Công ty Điện
lực, Sở Xây dựng khi có yêu cầu đầu tư (hoặc rút bỏ đầu tư) đối với các phụ tải
lớn tập trung như các khu công nghiệp, khu đô thị lớn để tránh đầu tư không
hiệu quả, công tác này cần lập kế hoạch rà soát định kì hàng năm để đầu tư kịp
thời cho các phụ tải lớn tập trung hoặc hoãn đầu tư nếu cần thiết.
Điều 2. Hiệu lực thi
hành: Nghị quyết này có hiệu lực thi hành sau 10 ngày,
kể từ ngày HĐND tỉnh khoá XII thông qua.
Điều 3. Tổ chức thực hiện
1. Hội
đồng nhân dân tỉnh giao Ủy ban nhân dân tỉnh trình Bộ Công thương phê duyệt, công bố công khai quy hoạch và chỉ đạo tổ chức triển khai thực
hiện có hiệu quả Quy hoạch này.
2. Hội đồng nhân dân tỉnh giao Thường
trực Hội đồng nhân dân tỉnh, các Ban của Hội đồng nhân dân tỉnh và các vị đại
biểu Hội đồng nhân dân tỉnh phối hợp chặt chẽ với Uỷ ban Mặt trận Tổ quốc Việt
Nam tỉnh tăng cường tuyên truyền và giám sát việc triển khai thực hiện Nghị
quyết này.
Nghị quyết này được HĐND tỉnh khoá
XII, kỳ họp thứ 15 thông qua./.