QUYẾT ĐỊNH

VỀ VIỆC PHÊ DUYỆT “QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN ĐIỆN LỰC TỈNH VĨNH PHÚC GIAI ĐOẠN 2011- 2015 CÓ XÉT ĐẾN 2020”

BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG THƯƠNG

Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-Cp ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công thương;

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004;

Căn cứ Nghị định số 105/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2006 của Chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực;

Căn cứ Quyết định số 42/2005/QĐ-BCN ngày 30 tháng 12 năm 2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp về việc ban hành Quy định nội dung, trình tự, thủ tục lập và thẩm định quy hoạch phát triển điện lực;

Xét đề nghị của Ủy ban nhân dân tỉnh Vĩnh Phúc tại Tờ trình số 179/TTr-UBND ngày 17 tháng 11 năm 2010 đề nghị phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Vĩnh Phúc giai đoạn 2011- 2015, có xét đến 2020; Văn bản góp ý cho đề án số 4400/EVN-KH, ngày 27 tháng 10 năm 2010 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam; Hồ sơ bổ sung, hiệu chỉnh đề án do Viện Năng lượng lập tháng 12 năm 2010;

Theo đề nghị của Cục Trưởng Cục Điều tiết điện lực,

QUYẾT ĐỊNH

Điều 1. Phê duyệt đề án “Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Vĩnh Phúc giai đoạn 2011- 2015 có xét đến 2020” do Viện Năng lượng lập với các nội dung chính như sau:

1. Nhu cầu điện

Phê duyệt phương án cơ sở của dự báo nhu cầu điện đáp ứng mục tiêu phát triển kinh tế xã hội của địa phương với tốc độ tăng trưởng GDP trong giai đoạn 2011- 2015 là 15%/măm và giai đoạn 2016- 2020 là 14%/năm. Cụ thể như sau:

a) Năm 2015:

Công suất cực đại P­max=410 MW, điện thương phẩm 2.049 triệu kWh. Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm bình quân hàng năm giai đoạn 2011- 2015 là 17,4% năm, trong đó: công nghiệp- xây dựng tăng 22,2%/năm; nông- lâm- thủy sản tăng 3,1%/năm; thương mại- dịch vụ tăng 15,3%/năm; quản lý và tiêu dùng dân cư tăng 10,2%/năm; hoạt động khác tăng 10,8%/năm. Điện năng thương phẩm bình quân đầu người là 1.813 kWh/người/năm.

b) Năm 2020:

Công suất cực đại Pmax= 780 MW, điện thương phẩm 4.130 triệu kWh. Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm bình quân hàng năm giai đoạn 2016- 2020 là 15%/năm. Điện năng thương phẩm bình quân đầu người là 3.278 kWh/người/năm.

Tổng hợp nhu cầu điện của các thành phần phụ tải được trình bày chi tiết trong Phụ lục 1 kèm theo.

2. Quy hoạch phát triển lưới điện

2.1. Quan điểm thiết kế

2.1.1 Lưới điện 220, 110 kV

- Cấu trúc lưới điện: Lưới điện 220-110kV được thiết kế mạch vòng hoặc mạch kép, mỗi trạm biến áp sẽ được cấp điện bằng hai đường dây đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện và chất lượng điện năng trong chế độ làm việc bình thường và sự cố đơn lẻ theo các quy định hiện hành. Lưới điện 220- 110kV phải đảm bảo độ dự phòng cho phát triển ở giai đoạn kế tiếp.

- Đường dây 220-110kV: Ưu tiên sử dụng loại cột nhiều mạch để giảm hành lang tuyến các đường dây tải điện.

- Trạm biến áp 220-110kV: Được thiết kế với cấu hình đầy đủ tối thiểu là hai máy biến áp.

- Tiết kiệm dây dẫn:

+ Các đường dây 220kV: Sử dụng dây dẫn phân pha có tiết diện ≥ 400mm2, có dự phòng cho phát triển ở giai đoạn kế tiếp;

+ Các đường dây 110kV: Sử dụng dây dẫn tiết diện ≥ 240mm2.

- Gam máy biến thế: Sử dụng gam máy biến áp công xuất 125, 250 MVA cho cấp điện áp 220kV; 25,40,63MVA cho cấp điện áp 110kV; đối với các trạm phụ tải của khách hàng, gam máy đặt tùy theo quy mô công suất sử dụng. Công suất cụ thể từng trạm được chọn phù hợp với nhu cầu công suất và đảm bảo chế độ vận hành bình thường mang tải 70- 75% công suất định mức.

- Hỗ trợ cấp điện giữa các trạm 110kV được thực hiện bằng các đường dây mạch vòng trung thế liên lạc giữa các trạm.

2.1.2 Lưới điện trung thế

a) Định hướng xây dựng và cải tạo lưới điện:

Lưới điện trung thế tỉnh Vĩnh Phúc về lâu dài sử dụng cấp điện áp 35, 22kV. Định hướng xây dựng và cải tạo lưới điện trung thế như sau:

- Cấp điện áp 22kV được chuẩn hóa cho phát triển lưới điện trung thế trên địa bàn tỉnh. Phát triển lưới điện 22kV tại các khu vực đã có và chuẩn bị có nguồn 22kV: Thành phố Vĩnh Yên, thị xã Phúc Yên; khu vực huyện Bình Xuyên, Sông Lô, Vĩnh Tường, Tam Dương và Yên Lạc lưới 10kV, 6kV được cải tạo dần lên 22kV.

- Lưới điện 35kV: Phát triển lưới 35kV ở những khu vực các huyện có mật độ phụ tải thấp và khu vực miền núi.

- Các vùng còn chưa cải tạo lưới điện trung thế sang 22kV, duy trì lưới điện hiện trạng 35, 10kV và các trạm trung gian 35/10(6)kV. Đường dây trung thế xây dựng mới ở khu vực này theo tiêu chuẩn 22kV vận hành tạm ở điện áp 10kV.

b) Cấu trúc lưới điện:

- Khu vực thành phố, đô thị mới, thị xã, thị trấn và các hộ phụ tải quan trọng, lưới điện được thiết kế mạch vòng, vận hành hở; khu vực nông thôn, lưới điện được thiết kế hình tia.

- Các đường trục tung thế mạch vòng ở chế độ làm việc bình thường chỉ mang tải từ 60- 70% công suất so với công suất mang tải cực đại cho phép của đường dây.

- Sử dụng đường dây trên không 22kV, 35kV cho đường trục và các nhánh rẽ. Tại khu vực thành phố, thị xã, thị trấn và khu vực đông dân cư, các nhánh rẽ cấp điện cho trạm biến áp chuyên dùng có thể sử dụng cáp ngầm hoặc cáp bọc cách điện, cáp vặn xoắn trên không nhằm tiết kiệm vốn đầu tư để đảm bảo an toàn và mỹ quan đô thị.

c) Tiết kiệm dây dẫn

- Khu vực nội thành, nội thị, khu đô thị mới, khu du lịch, khu công nghiệp:

+ Đường trục: Sử dụng cáp ngầm tiết diện ≥ 240mm2 hoặc dây nhôm lõi thép bọc cách điện có tiết diện ≥ 150mm2;

+ Các nhánh rẽ: Sử dụng cáp ngầm hoặc dây nhôm lõi thép bọc cách điện có tiết diện ≥ 95mm2.

- Khu vực ngoại thành, ngoại thị và nông thôn:

+ Đường trực: dùng dây nhôm lõi thép có tiết diện đường trục ≥ 95mm2.

+ Đường nhánh: Dùng dây dẫn có tiết diện ≥ 70mm2.

d) Gam máy biến áp phân phối:

- Khu vực thành phố, thị xã, đô thị mới, thị trấn sử dụng các máy biến áp ba pha có gam công suất từ 75kVA÷ 160kVA;

- Các trạm biến áp chuyên dùng của khách hàng được thiết kế phù hợp với quy mô phụ tải.

2.1.3 Lưới điện hạ thế

- Khu vực thành phố, thị xã, khu đô thị mới và các hộ phụ tải quan trọng: Sử dụng cáp vặn xoắn ruột nhôm (ABC), loại 4 ruột chịu lực, tiết diện đường trục ≥ 95mm2, bán kính cấp điện ≤ 300m.

- Khu vực ngoại thành, ngoại thị và nông thôn: Sử dụng đường dây trên không, có tiết diện đường trục ≥ 70mm2, bán kính cấp điện ≤ 800m.

2.2 Khối lượng xây dựng

Phê duyệt quy mô, tiến độ xây dựng các hạng mục công trình đường dây và trạm biến áp theo các giai đoạn quy hoạch như sau:

2.2.1 Lưới điện 220, 110kV

a) Giai đoạn 2011- 2015

Lưới điện 220kV

Trạm biến áp:

- Xây dựng mới trạm biến áp 220kV Bá Thiện, điện áp 220/110/22kV quy mô công xuất 2x250MVA, lắp trước máy T1, vận hành năm 2013;

- Nâng công suất trạm biến áp 220kV Vĩnh Yên từ quy mô (2x125)MVA lên quy mô (125+ 205)MVA, vận hành năm 2012.

Đường dây:

- Xây dựng mới đường dây mạch kép trạm biến áp 220kV Bá Thiện- trạm biến áp 220kV Sóc Sơn, chiều dài 28km, tiết diện ACK500, vận hành năm 2013.

Lưới điện 110kV

Trạm biến áp:

- Xây dựng mới 6 trạm biến áp với tổng công suất 332MVA, bao gồm:

+ Trạm biến áp 110/35/22kV Hội Hợp quy mô công suất 2x63MVA, lắp trước máy T1, vận hành năm 2011.

+ Trạm biến áp 110/35/22kV Vĩnh Yên 2 quy mô công suất 2x63MVA, lắp trước máy T1, vận hành năm 2012;

+ Trạm biến áp 110/35/22kV Tam Dương quy mô công suất 2x63MVA, lắp trước máy T1, vận hành năm 2013;

+ Trạm biến áp 110/22kV Yên Lạc quy mô công suất 2x40MVA, lắp trước máy T1, vận hành năm 2013;

+ Trạm biến áp 110/22kV Sông Lô quy mô công suất 1x40MVA, vận hành năm 2014;

+ Trạm biến áp 110/22kV Bá Thiện quy mô công suất 2x63MVA, lắp trước máy T1, vận hành năm 2015.

- Cải tạo, mở rộng nâng quy mô công suất 02 trạm biến áp với tổng công suất tăng thêm 88MVA, bao gồm:

+ Trạm biến áp Lập Thạch, lắp máy biến áp T2 công suất 25MVA, điện áp 110/35/22kV, nâng tổng quy mô công suất trạm lên (40+ 63)MVA, đưa vào vận hành năm 2014.

Đường dây:

- Xây dựng mới 71km đường dây 110kV, bao gồm:

+ Đường dây mạch kép đấu nối trạm biến áp 110kV Hội Hợp, chuyển tiếp trên đường dây 110kV Vĩnh Tường- trạm biến áp 220kv Vĩnh Yên, chiều dài 1km, tiết diện AC240, vận hành năm 2011;

+ Đường dây mạch kép đấu nối trạm biến áp 110kV Vĩnh Yên 2, chuyển tiếp trên đường dây 110kV Thiện Kế- Phúc Yên, chiều dài 0,5km, tiết diện AC240, vận hành năm 2012;

+ Đường dây mạch đơn Trạm biến áp 220kV Vĩnh Yên- Vĩnh Yên 2, chiều dài 2km, tiết diện AC400, vận hành năm 2013;

+ Đường dây mạch kép Trạm biến áp 220kV Bá Thiện- Tam Dương, chiều dài 12km, tiết diện AC240, vận hành năm 2013;

+ Đường dây mạch kép Trạm biến áp 220kV Bá Thiện- Thiện Kế, chiều dài 5km, tiết diện AC400, vận hành năm 2013;

+ Đường dây mạch kép đấu nối trạm biến áp 110kV Sông Lô, chuyển tiếp trên đường dây 110kV Lập Thạch- Việt Trì, chiều dài 0,5km, tiết diện AC240, vận hành năm 2014;

+ Đường dây mạch đơn Lập Thạch- Tam Dương, chiều dài 12km, tiết diện AC240, vận hành năm 2015.

Danh mục các công trình đường dây, trạm biến áp và sơ đồ đấu nối được đưa vào vận hành giai đoạn 2011- 2015 chi tiết trong Phụ lục 2 và hồ sơ đề án quy hoạch.

b) Giai đoạn 2016- 2020

Lưới điện 220kV

Trạm biến áp:

- Xây dựng mới trạm biến áp Vĩnh Tường, điện áp 220/110kV, quy mô công suất 2x250MVA, lắp trước máy T1 công suất 250MVA.

- Mở rộng, nâng quy mô 02 trạm biến áp với tổng số công suất tăng thêm là 375MVA, cụ thể như sau:

+ Trạm Bá Thiện, lắp máy biến áp T2 công suất 250MVA, nâng quy mô công suất trạm từ 250MVA lên 2x250MVA;

+ Trạm biến áp Vĩnh Yên, thay máy biến áp T1 công suất 125MVA thành 250MVA; nâng tổng quy mô công suất trạm lên 2x250MVA.

Đường dây:

- Xây dựng mới đường dây bốn mạch đấu nối trạm biến áp 220kV Vĩnh Tường, chiều dài 3km, tiết diện ACSR520, chuyển tiếp trên 2 đường dây 220kV Việt Trì- Hòa Bình và Việt Trì- Vĩnh Yên.

Lưới điện 110kV

Trạm biến áp:

- Xây dựng mới 2 trạm biến áp với tổng dung lượng 80MVA, bao gồm:

+ Trạm biến áp 110/22kV Vĩnh Tường 2, quy mô công suất 1x40MVA;

+ Trạm biến áp 110/22kV Tam Đảo, quy mô công suất 1x40MVA;

- Cải tạo, mở rộng nâng quy mô công suất 7 trạm biến áp với tổng dung lượng tăng thêm 378MVA, bao gồm:

+ Trạm biến áp Thiện Kế, lắp máy biến áp T2 công suất 63MVA, điện áp 110/35/22kV, nâng tổng quy mô công suất trạm lên 2x63MVA;

+ Trạm biến áp Vĩnh Yên 2, lắp máy biến áp T2 công suất 63MVA, điện áp 110/35/22kV, nâng tổng quy mô công suất trạm lên 2x63MVA;

+ Trạm biến áp Bá Thiện, lắp máy biến áp T2 công suất 63MVA, điện áp 110/35/22kV, nâng tổng quy mô công suất trạm lên 2x63MVA;

+ Trạm biến áp Hội Hợp., lắp máy biến áp T2 công suất 63MVA, điện áp 110/35/22kV, nâng tổng quy mô công suất trạm lên 2x63MVA;

+ Trạm biến áp Vĩnh Tường, thay máy biến áp T1 công suất 40MVA, điện áp 110/35/22kV, nâng tổng quy mô công suất trạm lên 2x40MVA;

+ Trạm biến áp Tam Dương, lắp máy biến áp T2 công suất 63MVA, điện áp 110/35/22kV, nâng tổng quy mô công suất trạm lên 2x63MVA;

Đường dây:

- Xây dựng mới 20,5km đường dây 110kV, bao gồm:

+ Đường dây mạch kép đấu nối trạm biến áp 110kV Tam Đảo, rẽ nhánh trên đường dây 110kV Tam Dương- trạm biến áp 220kV Bá Thiện, chiều dài 5km, tiết diện AC240;

+ Đường dây mạch đơn Vĩnh Tường 2- trạm biến áp 220kv Vĩnh Tường, chiều dài 7,5km, tiết diện AC240;

+ Đường dây mạch đơn Vĩnh Tường 2- Yên Lạc, chiều dài 3km, tiết diện AC240.

Danh mục công trình đường dây và trạm biến áp vận hành giai đoạn 2016- 2020.

2.2.2 Lưới điện trung thế giai đoạn 2011- 2015

Đường dây:

- Xây dựng mới 64,3km đường dây trung thế 35kV.

- Xây dựng mới 329,4 km đường dây trung thế 22kV.

- Cải tạo nâng tiết diện và điện áp sang 22kV: 372km đường dây.

Trạm biến áp:

- Xây dựng mới 122 trạm biến áp phân phối 35/0,4kV với tổng dung lượng 47.050kVA.

- Xây dựng mới 536 trạm biến áp phân phối 22/0,4kV với tổng dung lượng 181.370kVA.

- Xây dựng mới 1 trạm biến áp 35/6kV.

- Cải tạo 283 trạm biến áp 10/0,4kV sang 22/0,4kV với tổng dung lượng 63.173kVA.

2.2.3 Lưới điện hạ thế giai đoạn 2011- 2015

- Đường dây: Xây dựng mới 1316 km và cải tạo 700km;

- Công tơ: Lắp đặt mới 50000 công tơ hạ thế.

Khối lượng xây dựng lưới điện hạ thế sẽ được chuẩn xác trong quy hoạch phát triển điện lực cấp huyện.

3. Vốn đầu tư thực hiện quy hoạch:

Giai đoạn 2011- 2015 tổng vốn đầu tư xây mới, cải tạo các công trình lưới điện có điện áp từ 220kV trở xuống ước tính là 1618,8 tỷ đồng.

Trong đó: + Lưới 220kV: 387,2 tỷ đồng

+ Lưới 110kV: 511,7 tỷ đồng

+ Lưới trung thế: 477,1 tỷ đồng

+ Lưới hạ thế: 242,8 tỷ đồng

Vốn đã có trong kế hoạch là 148,2 tỷ đồng và vốn cần bổ sung là 1470,6 tỷ đồng.

Điều 2. Tổ chức thực hiện

1. Ủy ban nhân dân tỉnh Vĩnh Phúc tổ chức công bố công khai quy hoạch, giành quỹ đất cho các công trình trong quy hoạch đã được phê duyệt, giao Sở Công thương Vĩnh Phúc tổ chức triển khai lập quy hoạch phát triển điện lực các huyện, thị xã để chuẩn xác lưới điện phân phối đến từng thôn, xã, xác định rõ quy mô, tiến độ cải tạo lưới điện trung thê nhằm tiết kiệm vốn đầu tư và giảm tổn thất điện năng.

2. Giao Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, Tổng công ty Điện lực miền Bắc phối hợp với Ủy ban nhân dân tỉnh Vĩnh Phúc để thực hiện quy hoạch. Trong quá trình đầu tư xây dựng các công trình lưới điện truyền tải và phân phối, các đơn vị điện lực cần tuân thủ đúng cấu trúc lưới điện, quy mô và cấp điện áp được phê duyệt; tuân thủ các Quy định về hệ thống điện truyền tải và Quy định về hệ thống điện phân phối đã được Bộ Công Thương ban hành.

3. Sở Công thương Vĩnh Phúc chỉ đạo Viện Năng lượng hoàn thiện đề án quy hoạch theo đúng các nội dung được phê duyệt trong Quyết định này và gửi đề án đã hoàn thiện cho Bộ Công thương, Cục Điều tiết điện lực, Ủy ban nhân dân tỉnh Vĩnh Phúc, Sở Công thương Vĩnh Phúc, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, Tổng công ty Điện lực miền Bắc, Công ty điện lực Vĩnh Phúc để quản lý và thực hiện quy hoạch. Sở Công thương Vĩnh Phúc có trách nhiệm theo dõi, kiểm tra, quản lý thực hiện Quy hoạch đã được Bộ Công thương phê duyệt.

Điều 3. Chánh văn phòng Bộ, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Tổng giám đốc Tập đoàn điện lực Việt Nam, Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh Vĩnh Phúc có trách nhiệm thực hiện Quyết định này./.