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./.