thuyet minh

Dự án: 20.2008

TRẠM BIẾN ÁP 500KV VIỆT TRÌVÀ ĐẤU NỐI

DỰ ÁN ĐẦU TƯ

PHẦN 1

THUYẾT MINH – TỔNG MỨC ĐẦU TƯ

Chủ trì thiết kế : Phạm Phú Tú

Chủ nhiệm thiết kế : Nguyễn Văn An

Trưởng phòng : Nguyễn Văn An

Hà Nội, ngày tháng 1 năm 2013

TỔNG GIÁM ĐỐC

Nguyễn Tài Sơn

Tập đoàn Điện lực Việt nam Dự án đầu tư Công ty cổ phần Tư vấn Xây dựng điện 1 Trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối

GIỚI THIỆU TỔ CHỨC VÀ BIÊN CHẾ ĐỀ ÁN

Hồ sơ dự án đầu tư xây dựng công trình : “Trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối” ban hành tháng 01/2013 này thay thế cho hồ sơ dự án đầu tư xây dựng công trình: “Trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối” do Công ty Cổ phần Tư vấn Xây dựng Điện 1 đã ban hành tháng 01/2009.

Dự án đầu tư xây dựng công trình: “Trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối” được biên chế thành 2 phần bao gồm:

Phần 1: Thuyết minh – Tổng mức đầu tư.

Phần 2: Thiết kế cơ sở

Tập 2.1: Trạm biến áp 500kV Việt Trì.

Tập 2.2: Đường dây 500kV, 220kV, 35kV đấu nối vào trạm.

Tập 2.3: Phụ lục tính toán

Tập 2.4: Các bản vẽ

Phần 1: Thuyết minh – Tổng mức đầu tư 1


Phần 1: Thuyết minh – Tổng mức đầu tư được biên chế thành 01 tập với các nội dung như sau:

Contents

TRẠM BIẾN ÁP 500KV VIỆT TRÌ.............................................................................0

VÀ ĐẤU NỐI...................................................................................................................0

PHẦN 1 0

THUYẾT MINH – TỔNG MỨC ĐẦU TƯ 0

CHƯƠNG 1 5

TỔNG QUÁT...................................................................................................................5

1.1. Các cơ sở pháp lý của dự án 5

1.2. Mục tiêu của dự án6

1.3. Phạm vi của đề án 6

CHƯƠNG 2 7

HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA VÀ KHU VỰC....................................7

2.1. Hiện trạng tiêu thụ điện toàn quốc giai đoạn 2002-2010 7

Tăng trưởng sản lượng điện thương phẩm giai đoạn 2002-2010.......................7Tăng trưởng công suất cực đại giai đoạn 2002-2010........................................8Hiện trạng nguồn điện toàn quốc giai đoạn 2002-2010 9

Hiện trạng vận hành lưới điện toàn quốc 10

Lưới truyền tải 500kV.......................................................................................10Lưới truyền tải 220kV, 110kV...........................................................................12Hiện trạng hệ thống điện khu vực 12

QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA VÀ KHU VỰC..........14

Dự báo nhu cầu tiêu thụ điện toàn quốc 14

Chương trình phát triển nguồn điện 15

Chương trình phát triển lưới điện 16

Quy hoạch phát triển hệ thống điện khu vực 16



SỰ CẦN THIẾT VÀ QUY MÔ DỰ ÁN TRẠM BIẾN ÁP 500KV VIỆT TRÌ VÀ ĐẤU NỐI 19

Tính toán trào lưu công suất 19

Nội dung tính toán............................................................................................19Kết quả tính toán...............................................................................................20Sự cần thiết đầu tư xây dựng trạm 500kV Việt Trì 33

Quy mô đầu tư xây dựng công trình 37

Lựa chọn công suất trạm..................................................................................37Lựa chọn phương án đấu nối phía 500KV........................................................404.1.1. Lựa chọn công suất trạm 45

CHƯƠNG 5 47

ĐỊA ĐIỂM, QUI MÔ VÀ KẾ HOẠCH TRIỂN KHAI DỰ ÁN....................................47

5.1. Địa điểm xây dựng47

5.1.1. Trạm biến áp.........................................................................................475.1.2. Đường dây đấu nối...............................................................................505.2. Qui mô dự án 51

5.2.1. Trạm biến áp 500kV Việt Trì................................................................515.3. Kế hoạch triển khai dự án: 52

CHƯƠNG 6 54

ĐÁNH GIÁ TÁC ĐỘNG MÔI TRƯỜNG VÀ TÁI ĐỊNH CƯ.....................................54

6.1. Đánh giá tác động môi trường 54

6.1.1. Ảnh hưởng đối với các công trình thông tin.........................................546.1.2. Ảnh hưởng đối với môi trường.............................................................556.1.3. Ảnh hưởng đối với con người...............................................................556.1.4. Biện pháp phòng tránh.........................................................................566.2. Vấn đề di dân, đền bù 56

CHƯƠNG 7 58

TỔ CHỨC QUẢN LÝ VẬN HÀNH..............................................................................58

7.1. Cơ cấu quản lý hệ thống 58

7.2. Quản lý vận hành trạm 58

7.3. Trang thiết bị phục vụ công tác quản lý vận hành trạm 58

CHƯƠNG 8 60Phần 1: Thuyết minh – Tổng mức đầu tư

3


TỔNG MỨC ĐẦU TƯ...................................................................................................60

CHƯƠNG 9 61

PHÂN TÍCH KINH TẾ TÀI CHÍNH.............................................................................61

CHƯƠNG 1062

KẾT LUẬN 62

1. Các Văn bản pháp lý:

Văn bản số 2236/UBND-CN ngày 8/8/2008 của UBND tỉnh Phú Thọ về việc "Thỏa thuận vị trí trạm 500kV Việt Trì và hướng tuyến các đường dây đấu nối".

Văn bản ngày 09/11/2012 của Ban Quản lý đầu tư – Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia về việc lập Báo cáo bổ sung Dự án đầu tư trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối.

Công văn số 5545/AMT-TĐ ngày 12/11/2012 của Ban QLDA các công trình điện Miền trung v/v"Lập báo cáo về sự cần thiết đầu tư, quy mô dự án TBA 500kV Việt Trì và đấu nối".



CHƯƠNG 1

TỔNG QUÁT

1.1. Các cơ sở pháp lý của dự án

Dự án đầu tư công trình: “Trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối” được lập trên cơ sở:

Văn bản giao nhiệm vụ lập dự án đầu tư công trình "Trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối" của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Hợp đồng kinh tế lập dự án đầu tư "Trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối" giữa Công ty Tư vấn Xây dựng Điện 1 và Ban quản lý dự án Công trình Điện miền Trung.

Văn bản số 2236/UBND-CN ngày 8/8/2008 của UBND tỉnh Phú Thọ về việc "Thỏa thuận vị trí trạm 500kV Việt Trì và hướng tuyến các đường dây đấu nối".

Hồ sơ Dự án đầu tư xây dựng công trình: “Trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối” do Công ty Cổ phần Tư vấn Xây dựng Điện 1 lập tháng 01/2009 và hiệu chỉnh tháng 11/2009 theo ý kiến thẩm tra tại Văn bản số 2979 ngày 16/11/2009 của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia.

Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến 2030 (Quy hoạch điện VII) đã được Thủ tướng chính phủ phê duyệt tại quyết định số: 1208/QĐ-TTg ngày 21/07/2011.

Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Phú Thọ giai đoạn 2011-2015, có xét đến 2020 đã được Bộ Công thương phê duyệt tại quyết định số: 6416/QĐ-BCT ngày 07/12/2011.

Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Vĩnh Phúc giai đoạn 2011-2015, có xét đến 2020 đã được Bộ Công thương phê duyệt tại quyết định số: 0361/QĐ-BCT ngày 20/01/2011.

Quy hoạch phát triển điện lực vùng Trung du và Miền núi Bắc Bộ giai đoạn 2011-2020, có xét đến 2025 đã được Bộ Công thương phê duyệt tại quyết định số: 6798/QĐ-BCT ngày 23/12/2011.



Văn bản ngày 09/11/2012 của Ban Quản lý đầu tư – Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia về việc lập Báo cáo bổ sung Dự án đầu tư trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối.

Công văn số 5545/AMT-TĐ ngày 12/11/2012 của Ban QLDA các công trình điện Miền trung v/v"Lập báo cáo về sự cần thiết đầu tư, quy mô dự án TBA 500kV Việt Trì và đấu nối".

Cuộc họp ngày 25/12/2012 về việc phương án triển khai dự án : “Trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối” tại Công ty Truyền Tải Điện Tây Bắc, Phú Thọ do Tổng Công ty Truyền tải Điện Quốc Gia chủ trì.

Hiện trạng Hệ thống điện Việt Nam.

1.2. Mục tiêu của dự án

Đáp ứng nhu cầu tăng trưởng phụ tải của hệ thống điện miền Bắc đặc biệt là các tỉnh Phú Thọ và Vĩnh Phúc.

Tiếp nhận nguồn điện năng từ nhà máy thuỷ điện Sơn La.

Tạo ra mối liên kết mạnh giữa các khu vực trong hệ thống điện, tăng khả năng vận hành an toàn và ổn định cho hệ thống điện quốc gia.

Giảm tổn thất điện năng trong lưới truyền tải, tăng hiệu quả sản xuất kinh doanh điện của EVN và NPT.

1.3. Phạm vi của đề án

Nội dung của dự án đầu tư đề cập đến các vấn đề sau:

Sự cần thiết và thời điểm xuất hiện công trình

Các giải pháp kỹ thuật cho trạm, các tuyến đường dây đấu nối và hệ thống thông tin

Kiểm tra các ảnh hưởng môi trường và xã hội

Dự kiến tiến độ và lập phương án tổ chức xây dựng công trình

Xác định tổng mức đầu tư

Đánh giá các chỉ tiêu kinh tế tài chính của dự án



CHƯƠNG 2

HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA VÀ KHU VỰC

2.1.Hiện trạng tiêu thụ điện toàn quốc giai đoạn 2002-2010

Tăng trưởng sản lượng điện thương phẩm giai đoạn 2002-2010

Trong những năm qua sản lượng điện thương phẩm cung cấp cho các ngành kinh tế và sinh hoạt của nhân dân không ngừng tăng lên, tốc độ tăng trưởng bình quân trong giai đoạn 2002-2010 là 13,93%/năm. Trong 4 năm đầu của giai đoạn, điện thương phẩm có tốc độ tăng trưởng cao hơn (14,58%/năm).

Bảng 1: Sản lượng điện thương phẩm toàn quốc giai đoạn 2002 – 2010

Năm 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Sản lượng điện thương phẩm toàn quốc (GWh)

T.Quốc 36410 41275 46790 53647 60623 69071 76593 86667 100605

Bắc 13913 15811 17603 20074 22528 25570 28516 33275 38499

Trung 3500 3977 4435 4979 5665 6410 7223 8377 9536

Nam 18692 21261 24407 27946 31716 36053 39493 44039 50073

Tăng trưởng sản lượng điện thương phẩm toàn quốc [%]

T.Quốc 16.93 13.36 13.36 14.65 13.00 13.94 10.89 13.15 16.08

Bắc 15.14 13.64 11.33 14.04 12.22 13.50 11.52 16.69 15.70

Trung 15.06 13.63 11.52 12.27 13.78 13.15 12.68 15.98 13.84

Nam 18.35 13.74 14.80 14.50 13.49 13.67 9.54 11.51 13.70



Hình 1: Sản lượng điện thương phẩm HTĐ Quốc gia giai đoạn 2002-2010

Tăng trưởng công suất cực đại giai đoạn 2002-2010

Từ năm 2002 đến 2010, công suất cực đại qua các năm tăng với tốc độ thấp hơn nhu cầu điện thương phẩm. Công suất cực đại toàn hệ thống năm 2002 là 6552MW, năm 2010 đạt 15416 MW, tăng bình quân 12,3%/năm. Tuy từng năm mỗi miền có tốc độ tăng trưởng cao thấp khác nhau, nhưng xét tốc độ tăng trung bình cho cả giai đoạn 2002-2010 thì miền Nam là cao nhất, đạt 13,51%, miền Bắc và miền Trung đạt 12,37% và 11,82%/năm.

Bảng 2: Công suất cực đại trong HTĐ Quốc Gia giai đoạn 2002 – 2010

Năm 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Công suất cực đại trong HTĐ Quốc Gia (MW)

T.Quốc 6552 7408 8283 9255 10187 11286 12636 13867 15416

Bắc 2880 3221 3494 3886 4233 4480 5066 6207 6547

Trung 684 773 853 979 1056 1167 1259 1482 1648

Nam 3112 3529 4073 4539 5007 5794 6258 7001 7566

Tăng trưởng công suất cực đại trong HTĐ Quốc Gia [%]

T.Quốc 15.86 13.06 11.81 11.73 10.07 10.79 11.96 9.74 11.17

Bắc 17.03 11.84 8.48 11.22 8.93 5.84 13.08 22.52 5.48

Trung 11.58 13.01 10.35 14.77 7.87 10.51 7.88 17.71 11.20



Nam 17.17 13.40 15.42 11.44 10.31 15.72 8.01 11.87 8.07

Hình 2: Công suất cực đại HTĐ Quốc Gia giai đoạn 2002-2010

Hiện trạng nguồn điện toàn quốc giai đoạn 2002-2010

Tổng công suất nguồn mới vào vận hành tính đến hết năm 2010 là 2546 MW. Tổng công suất đặt các nguồn điện năm 2010 là 19734MW tăng 17,38% so với năm 2009 (16813MW). Đến cuối năm 2010, tổng công suất đặt các nguồn điện trong HTĐ là hơn 21500MW, công suất khả dụng là 19713MW.

Hình 3: Cơ cấu công suất đặt nguồn năm 2010

Điện sản xuất tăng từ 36,41 tỷ kWh (năm 2002) lên đến 100,071 tỷ kWh năm 2010, tốc độ tăng bình quân là 19,4%/ năm, trong đó: thủy điện chiếm 27,53 %; nhiệt điện than 17,55% , nhiệt điện chạy khí 0,55%, nhiệt điện dầu 3,7%, TBK chạy khí & dầu diesel chiếm 45%, nhập khẩu 5,6% .



Hình 4: Cơ cấu sản lượng điện sản xuất năm 2010

Hiện trạng vận hành lưới điện toàn quốc

Về lưới điện, nhiều công trình đường dây và trạm đã chính thức đưa vào vận hành góp phần đáng kể trong việc đảm bảo cung cấp điện, cải thiện chất lượng điện áp, giảm tổn thất, chống quá tải và nâng cao độ ổn định vận hành của hệ thống.

Lưới truyền tải 500kV

Danh mục đường dây và trạm biến áp 500kV đến cuối năm 2011 được trình bày trong bảng sau :

Bảng 3: Danh mục đường dây 500kV đến cuối năm 2011

STT Tên công trình Số mạch x km Chiều dài Ghi chú

Khu vực Miền Bắc

1 Hòa Bình - Nho Quan 1 x 89 89

2 Nho Quan - Hà Tĩnh 1 1 x 307 307

3 Nho Quan - Hà Tĩnh 2 1 x 289 289

4 Nho Quan - Thường Tín 1 x 75 75

5 Quảng Ninh- Thường Tín 1 x 152 152

6 Nho Quan – TĐ.Sơn La 1 x 258 258

7 TĐ.Sơn La – Sơn La 2 x 5 10

8 Sơn La – Hoà Bình 1 x 208 208



STT Tên công trình Số mạch x km Chiều dài Ghi chú

9 Sơn La – Hiệp Hòa 2 x 268 536

Khu vực Miền Trung

1 Hà Tĩnh - Đà Nẵng (mạch 1) 1 x 390 390

2 Hà Tĩnh - Đà Nẵng (mạch 2) 1 x 392 392

3 Đà Nẵng - Pleiku 1 x 259 259

4 Đà Nẵng - Dốc Sỏi - Pleiku 1 x 297 297

5 Yaly - Pleiku 2 x 23 46

Khu vực Miền Nam

1 Pleiku - Đăk Nông - Phú Lâm 1 x 496 496

2 Pleiku – Di Linh 1 x 312 312

3 Di Linh – Tân Định 1 x 175 175

4 Tân Định – Phú Lâm 1 x 49 49

5 Phú Mỹ - Nhà Bè 2 x 43 86

6 Nhà Bè - Phú Lâm 1 x 16 16

7 Nhà Bè – Ô Môn 1 x 142 142

Tổng 4584

Hiện nay toàn bộ 2 mạch đường dây 500kV đã được vận hành, tạo liên kết hệ thống Bắc - Trung - Nam từ Hòa Bình tới Phú Lâm với công suất trao đổi khoảng trên 1500MW. Đường dây 500kV mạch 2 vào vận hành đã nâng cao truyền tải công suất và trao đổi điện năng giữa các HTĐ Bắc - Trung - Nam, tạo điều kiện thuận lợi cho việc khai thác hợp lý các nguồn điện trong HTĐ Việt Nam, giảm khả năng thiếu điện cục bộ, nâng cao ổn định toàn hệ thống điện.

Bảng 4: Danh mục trạm biến áp 500kV đến cuối năm 2011

STT Tên công trình Số máy x MVACông suất -

MVAGhi chú

Khu vực Miền Bắc 6300

1 Hòa Bình 2 x 450 900

2 Nho Quan 2 x 450 900

3 Thường Tín 2 x 450 900

4 Hà Tĩnh 1 x 450 450

5 Quảng Ninh 1 x 450 450



6 Sơn La 2 x 450 900

7 Hiệp Hòa 2 x 900 1800

Khu vực Miền Trung 2700

1 Dốc Sỏi 1 x 450 450

2 Pleiku 3 x 450 1350

3 Đà Nẵng 2 x 450 900

Khu vực Miền Nam 5400

1 Đăk Nông 2 x 450 900

2 Di Linh 1 x 450 450

3 Tân Định 2 x 450 900

4 Phú Lâm 2 x 450 900

5 Nhà Bè 2 x 600 1200

6 Phú Mỹ 1 x 450 450

7 Ô Môn 1 x 600 600

Tổng 14400

Nhìn chung, lưới điện 500kV vận hành tương đối ổn định và đóng vai trò rất quan trọng trong việc đảm bảo an toàn cung cấp điện. Tuy nhiên do hiện nay truyền tải cao từ Bắc vào Nam nên xuất hiện điện áp thấp và quá tải một số MBA 500/220kV tại Nho Quan, Hà Tĩnh trong giờ cao điểm.

Lưới truyền tải 220kV, 110kV

Tổng hợp khối lượng đường dây và TBA 220kV ba miền Bắc, Trung, Nam đến cuối năm 2010 được trình bày trong bảng như sau:

Bảng 5: Tổng hợp khối lượng đường dây và trạm biến áp 220kV năm 2011

Phần tử Thông số Miền BắcMiền Trung

Miền Nam Tổng cộng

Đường dây km 3332 1925 3241 8497

TBASố máy 49 17 53 119

Tổng MVA 7439 1939 9716 19094

Hiện trạng hệ thống điện khu vực

Hệ thống điện khu vực gồm các tỉnh Phú Thọ, Vĩnh Phúc hiện nay có một

số đặc điểm sau:



Toàn bộ lưới điện khu vực hiện đang được tách khỏi lưới điện Quốc gia để đấu nối mua điện Trung Quốc qua tuyến đường dây 220kV Lào Cai - Yên Bái – Việt Trì – Vĩnh Yên.

Công suất mua điện Trung Quốc qua trạm 220kV Lào Cai lớn (có lúc tới 400MW) cộng với việc được đấu nối thêm các thủy điện của Tỉnh Lào Cai và Yên Bái (vì chưa có tuyến truyền tải riêng), do đó phạm vi tách lưới rộng,

Tuyến đường dây 220kV Lào Cai - Yên Bái – Việt Trì – Vĩnh Yên được phân bố dọc theo địa hình với chiều dài lớn (≈ 300km) vì vậy để nâng cao khả năng truyền tải và hạn chế các vấn đề về điện áp, tại các trạm 220kV dọc tuyến có đặt các thiết bị bù sau:

2 bộ tụ bù dọc 2x40Ω tại trạm 220kV Lào Cai để nâng cao khả năng truyền tải.

2 bộ tụ bù ngang 2x25,2MVAr tại trạm 220kV Vĩnh Yên và 1 bộ tụ bù ngang 62,5MVAr tại trạm 220kV Việt Trì để nâng cao điện áp.

1 bộ SVC ±50MVAr tại trạm 220kV Việt Trì để điều chỉnh điện áp.

Trong khu vực hiện nay không có một tổ máy phát điện nào, ngoại trừ 2 tổ máy phát tự dùng của Giấy Bãi Bằng. Để cấp điện cho lưới điện 110kV khu vưc, hiện có 2 trạm 220kV. Tổng hợp công suất các TBA 220kV trong khu vực tính đến hết năm 2011 được trình bày trong bảng sau:

Bảng 6: Tổng hợp khối lượng trạm biến áp 220kV năm 2011

STT Tên công trình Số máy x MVA Công suất - MVA Ghi chú

1 Việt Trì1 x 125

3751 x 250

2 Vĩnh Yên1 x 125

3751 x 250

Tổng 750



QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA VÀ

KHU VỰC

Dự báo nhu cầu tiêu thụ điện toàn quốc

Căn cứ dự báo phụ tải của “Quy hoạch phát triển điện lực giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030”, nhu cầu điện được tính theo các phương án: thấp, cơ sở và cao. Mô tả các phương án phụ tải như hình sau:

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

800000

2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029

MWh

Ph ¬ng n cao Ph ¬ng n c¬ së Ph ¬ng n thÊp

Hình 5: Các phương án nhu cầu điện giai đoạn 2010 – 2030

Phương án (PA) phụ tải thấp dự báo theo tốc độ tăng trưởng GDP của kịch bản thấp: 6,96%/năm (2011-2015); 7,0%/năm (2016-2020) và 7,22%/năm (2021-2030). Tăng trưởng điện sản xuất bình quân 12,8%/năm giai đoạn 2011-2015, tăng 8,9%/năm giai đoạn 2016-2020, giai đoạn 2021-2030 tăng bình quân 7,0%/năm .

PA phụ tải cơ sở dự báo theo tốc độ tăng trưởng GDP phương án cơ sở: 7,5%/năm (2011-2015), 8,0%/năm (2016-2020) và 7,83%/năm (2021-2030). Tăng trưởng điện sản xuất bình quân 14,0%/năm giai đoạn 2011-2015, giảm xuống 11,1%/năm giai đoạn 2016-2020, giai đoạn 2021-2030 tăng bình quân 7,8%/năm.



PA phụ tải cao dự báo theo tốc độ tăng GDP cao 7,96%/năm (2011-2015), 8,44%/năm (2016-2020) và 8,64%/năm (2021-2030) và tương ứng điện sản xuất tăng trưởng theo các giai đoạn là : 15,9%-11,4%-8,7%/năm.

Chương trình phát triển nguồn và lưới sẽ được thiết kế trên cơ sở đáp ứng phương án phụ tải cơ sở và có cả dự phòng cho phương án phụ tải cao.

Bảng 7: Kết quả dự báo nhu cầu điện toàn quốc đến năm 2030-PA cơ sở

Đơn vị 2010 2015 2020 2025 2030

Điện thương phẩm

GWh 87665 169821 289882 430867 615205

Điện sản xuất GWh 108880 194304 329412 489621 695147

Pmax MW 16048 30803 52040 77084 110215

Chương trình phát triển nguồn điện

Theo “Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030”, để đáp ứng nhu cầu phụ tải phương án cơ sở, phương án phát triển nguồn sẽ như sau:

Bảng 8: Quy hoạch công suất đặt các thành phần nguồn điện

Thành phần Đơn vị Năm 2020 Năm 2025 Năm 2030

Điện sản xuất GWh 329.412 489.621 695.147

Pmax toàn quốc MW 52.040 77.084 110.215

Tổng công suất đặt MW 66.979 96.814 137.000

Thủy điện và TĐTN MW 17.701 20.401 22.500

NĐ dầu và khí MW 12.545 17.285 17.300

NĐ Than MW 30.765 44.790 76.300

Nhập khẩu MW 1.839 3.509 5.300

TĐN & NLTT MW 3.129 4.829 4.900

Điện hạt nhân MW 1.000 6.000 10.700

Dự phòng HTĐ tháng cực đại % 28,7 25,6 24,3



Nhận thấy rằng, theo quy hoạch, thành phần Nhiệt điện than ngày càng chiếm một tỷ trọng lớn, trong khi thành phần thủy điện ít dần, Đặc biệt đến năm 2020, dự kiến sẽ có thêm sự tham gia của thành phần điện hạt nhân (1,5%).

Chương trình phát triển lưới điện

Theo “Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030”, Quy hoạch phát triển lưới điện Quốc gia đến năm 2030 có một số đặc điểm sau:

Lưới điện truyền tải được đầu tư đạt tiêu chuẩn độ tin cậy N-1 cho các thiết bị chính và đáp ứng các tiêu chuẩn chất lượng quy định tại Quy định lưới điện truyền tải.

Điện áp 500kV là cấp điện áp truyền tải siêu cao áp chủ yếu của Việt Nam. Tuy nhiên sẽ nghiên cứu khả năng xây dựng cấp điện áp 750kV, 1000kV hoặc truyền tải điện một chiều.

Khối lượng lưới điện truyền tải dự kiến xây dựng theo từng giai đoạn được trình bày trong bảng sau:

Bảng 9: Quy hoạch phát triển lưới điện Quốc gia

Hạng mục Đơn vị 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030

TBA 500kV MVA 17.100 26.750 24.400 20.400

TBA 220kV MVA 35.863 39.063 42.775 53.250

ĐD 500kV Km 3.833 4.539 2.234 2.724

ĐD 220kV Km 10.637 5.305 5.552 5.020

Quy hoạch phát triển hệ thống điện khu vực

Căn cứ Quy hoạch phát triển điện lực các tỉnh giai đoạn 2011-2015 có xét đến 2020, tổng nhu cầu điện tỉnh Phú Thọ và Vĩnh Phúc được tổng hợp trong bảng sau:

Bảng 10: Nhu cầu phụ tải khu vực

STT TỉnhNăm2010

Năm2015

Tăng BQ(%)

Năm2020

Tăng BQ(%)

1 Phú ThọĐiện TP (GWh) 1224 2345 13,9 4192 12,3

Pmax (MW) 263 480 12,8 799 10,7



2 Vinh PhúcĐiện TP (GWh) 918,7 2049 17,4 4130 15,0

Pmax (MW) 200 410 15,4 780 13,7

Tổng Điện TP (GWh) 4399 8322

Pmax (MW) 890 1579

Theo quy hoạch, trong khu vực sẽ không xuất hiện thêm một tổ máy phát điện nào. Phụ tải khu vực hoàn toàn được cấp điện bằng các nguồn trạm 500kV và các đường dây 220kV. Tuy nhiên, theo Kế hoạch sản xuất kinh doanh và đầu tư phát triển 5 năm 2011-2015 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (QĐ 854/QĐ-TTg ngày 10/07/2012), đến năm 2015, khu vực sẽ không xuất hiện bất kỳ trạm 500kV nào.

Quy hoạch phát triển lưới điện 500kV giai đoạn 2016-2020:

Xây dựng TBA 500kV Việt Trì và nhánh rẽ đường dây đến cắt đường dây 500kV Sơn La – Hiệp Hòa.

Quy hoạch phát triển lưới điện 500kV giai đoạn 2021-2025:

Xây dựng TBA 500kV Vĩnh Yên và nhánh rẽ đường dây đến cắt đường dây 500kV Việt Trì – Hiệp Hòa.

Quy hoạch phát triển lưới điện 220kV khu vực:

Theo quy hoạch, phát triển lưới điện 220kV khu vực có một số đặc điểm sau:

Hợp đồng mua điện Trung Quốc qua trạm 220kV Lào Cai kéo dài đến năm 2016 (qua Hà Giang đến năm 2017), theo thông tin ban đầu, hai phía Việt Nam – Trung Quốc chưa có cam kết nào về việc Trung Quốc sẽ chắc chắn cung cấp điện 220kV dài hạn cho Việt Nam.

Các thủy điện vừa và nhỏ thuộc tỉnh Lào Cai và Yên Bái sẽ được gom lại và truyền tải vào hệ thống điện Quốc gia theo ĐZ 220kV Bảo Thắng – Yên Bái (dự kiến vận hành năm 2015).

ĐZ 220kV Yên Bái – trạm 500kV Việt Trì được phê duyệt trong “Quy hoạch phát triển điện lực vùng Trung du và Miền núi Bắc Bộ” (giai đoạn 2011÷2015, không có trong TSĐ VII) chủ yếu phục vụ chuyển tiếp công suất của ĐZ 220kV Bảo Thắng – Yên Bái vào mùa mưa. Tuy nhiên, trong trường hợp dừng mua điện Trung Quốc qua trạm 220kV Lào Cai, đường dây này sẽ ít phát huy tác dụng, do ĐZ 220kV Yên Bái – Việt Trì (2 mạch) đủ khả năng truyền tải công suất. Mặt khác, theo quyết định số 854/QĐ-



TTg, và Dự thảo đề án “Kế hoạch đầu tư phát triển lưới điện truyền tải 5 năm giai đoạn 2013-2017” do Viện năng lượng lập (tháng 09/2012) không có ĐZ 220kV Yên Bái – trạm 500kV Việt Trì. Vì vậy, phương án kết lưới có đường dây này sẽ được đề cập như là phương án đi kèm với giả thiết tiếp tục mua điện Trung Quốc qua trạm 220kV Lào Cai sau năm 2016 (được xem xét trong mục đấu nối ĐZ 220kV Yên Bái – Việt Trì – Bá Thiện).

Danh mục các trạm biến áp 500/220kV trong khu vực theo Quy hoạch được tổng hợp trong bảng sau:

Bảng 11: Công suất các Trạm 500/220kV khu vực (MVA)

TT Tên trạm Hiện trạng 2011-2015 2016-2020 2021-2025 Ghi chú

I Trạm biến áp 500kV

1 Việt Trì 450 450+900 450+900

TSĐVII2 Vĩnh Yên 2x900

Tổng 450 1350 3150

II Trạm biến áp 220kV

1 Vĩnh Yên 125+250 125+250 2x250 2x250

TSĐVII, QH tỉnh

2 Vĩnh Tường 250 2x250

3 Bá Thiện 250 2x250 2x250

4 Việt Trì 125+250 125+250 2x250 2x250

5 Phú Thọ 250 250 250

6Nối cấp Việt Trì

250 250QH

TDMNBB

7 Phố Vàng 250 250QH tỉnh và

QH TDMNBB

8 Tam Dương 250 TSĐVII

Tổng 750 1250 2250 3000



SỰ CẦN THIẾT VÀ QUY MÔ DỰ ÁN TRẠM BIẾN ÁP 500KV

VIỆT TRÌ VÀ ĐẤU NỐI

Tính toán trào lưu công suất

Nội dung tính toán

Các so sánh, phân tích và đánh giá trong báo cáo dựa trên kết quả tính toán

trào lưu công suất được thực hiện bằng phần mềm PSS/E ver 29 (Power System

Simulator for Engineering) của hãng PTI (Mỹ).

Trên cơ sở hiện trạng, quy hoạch phát triển hệ thống điện khu vực, để phân

tích và đánh giá sự cần thiết đầu tư xây dựng, quy mô trạm 500kV Việt Trì, tính

toán trào lưu công suất thực hiện như sau:

Các năm liên quan đến thời điểm dự kiến vận hành trạm 500kV Việt Trì, có xem xét trường hợp mua hoặc không mua điện Trung Quốc qua Lào Cai ở cấp điện áp 220kV sau năm 2016:

Năm 2016: vẫn tiếp tục mua điện Trung Quốc.

Năm 2017 và 2018: dừng mua điện Trung Quốc.

Trường hợp tiếp tục mua điện Trung Quốc năm 2017, 2018 sẽ được tính toán như một trường hợp phụ để kiểm tra.

Các năm quy hoạch 2020 và 2025.

Trong đó các năm 2016, 2017, 2018 tính toán được thực hiện với phụ tải

cực đại mùa khô, mùa nước, các năm 2020 và 2025 tính toán với phụ tải cực đại

mùa khô, do lúc này công suất của thủy điện vừa và nhỏ của Lào Cai, Yên Bái

không còn ảnh hưởng nhiều đến trào lưu công suất trên lưới điện khu vực và

mùa khô cũng là mùa lưới điện khu vực truyền tải cao hơn.

Các chế độ tính toán gồm có:

Chế độ vận hành bình thường.

Chế độ sự cố N-1.

Để luận chứng sự cần thiết đầu tư xây dựng, thời điểm xuất hiện trạm

500kV Việt Trì, việc đánh giá, phân tích sẽ dựa trên kết quả tính toán trào lưu



công suất trên hệ thống điện: mức mang tải của các MBA 500 và các ĐZ 220kV

cấp điện cho khu vực, điện áp các nút 220kV, tổn thất công suất tác dụng các

năm 2016, 2017 và 2018 trong các trường hợp sau:

Trường hợp 1: chưa xuất hiện trạm 500kV Việt Trì.

Trường hợp 2: xuất hiện trạm 500kV Việt Trì.

Do tình hình phát triển kinh tế xã hội của đất nước nói chung và 2 tỉnh Phú Thọ, Vĩnh Phúc nói riêng hiện nay không cao như dự báo, vì vậy để kiểm tra lại thời điểm xuất hiện và quy mô công suất trạm 500kV Việt Trì, báo cáo thực hiện tính toán thêm trường hợp công suất phụ tải cực đại khu vực thấp hơn dự báo 10% (trường hợp 3).

Kết quả tính toán

Kết quả tính toán trào lưu công suất các năm được tổng hợp trong các bảng

sau:



Bảng 12: Trào lưu công suất năm 2016

STT Phần tửTrường hợp 1 Trường hợp 2 Trường hợp 3

MVA % MVA % MVA %

Vận hành bình thường - mùa khô

1 MBA 500kV Việt Trì - - 309.7+j.152.3 76.7 302.9+j.141.4 74.3

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 562.9+j.183.4 65.8 500.8+j.148.4 58 495.4+j.142.2 57.3


4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 162.6+j.23.7 48.3 128.9+j.0.3 37.6 127.3-j.3.2 37.1

5 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 250.7+j.107.3 74.4 174.3+j.63.2 50.3 159.1+j.51 45.2

6 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 227.1+j.100.3 65.8 171.8+j.62.5 48.3 157+j.56.3 44

Vận hành bình thường - mùa nước

1 MBA 500kV Việt Trì - - 297.4+j.105.9 70.2 290.8+j.95.3 68

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 463.3+j.200 56.1 394.6+j.180 48.2 389.4+j.175.9 47.5

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 463.3+j.200 56.1 394.6+j.180 48.2 389.4+j.175.9 47.5

4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 310.7+j.46.9 92.2 290.1+j.21.2 84.9 289.1+j.17.2 84.5

5 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 203.6+j.126.6 65.2 148.7+j.83.5 46.2 133.2+j.71.2 40.8

6 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 221.3+j.115.5 65.9 182.3+j.79.1 52.3 167.9+j.73 48.1

CĐ sự cố đường dây 220kV Sơn La - Việt Trì

1 MBA 500kV Việt Trì - - 352.9+j.160 86.1 345.7+j.147.8 83.6

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 585+j.189.5 68.3 511.8+j.148.8 59.2 506.4+j.142.3 58.4

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 585+j.189.5 68.3 511.8+j.148.8 59.2 506.4+j.142.3 58.4

4 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 307.2+j.119.8 90.3 191+j.64.9 54.8 175.6+j.52.1 49.6



5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 269.9+j.113 77.7 185.9+j.64.6 52.1 170.8+j.57.8 47.6

CĐ sự cố đường dây 220kV TĐ.Hòa Bình - Sơn Tây

1 MBA 500kV Việt Trì - - 342.5+j.173.4 85.3 332.8+j.160.7 82.1

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 574.6+j.196.2 67.5 505.5+j.152.3 58.7 499.8+j.145.6 57.8

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 574.6+j.196.2 67.5 505.5+j.152.3 58.7 499.8+j.145.6 57.8

4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 186.7+j.42.6 56.5 136.8+j.5.3 40 134.5+j.1.3 39.3

5 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 306+j.140.6 92.4 190.9+j.71 55.4 174.2+j.58.1 49.8

CĐ sự cố đường dây 220kV Sóc Sơn - Vĩnh Yên

1 MBA 500kV Việt Trì - - 322.9+j.134.2 77.7 313.8+j.119.5 74.6

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 447.6+j.194.2 54.2 381.9+j.172.8 46.6 377.9+j.169.6 46

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 447.6+j.194.2 54.2 381.9+j.172.8 46.6 377.9+j.169.6 46

4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 324.2+j.74.2 98.2 294+j.28.3 86.4 292.7+j.23.3 85.8

5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 256.9+j.152.7 79.1 192.4+j.88.4 55.8 176.9+j.80.8 51.2

CĐ sự cố MBA 500kV Hiệp Hòa

1 MBA 500kV Việt Trì - - 353.4+j.168.7 87 346.3+j.156.9 84.5


3 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 170.9+j.27.2 50.8 133.8+j.1.9 39.1 132.1-j.1.7 38.6

4 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 233.5+j.105.1 70.4 156.1+j.60.5 45.7 141+j.48.6 40.5

5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 235.2+j.105.2 68.4 175.9+j.64.8 49.6 160.9+j.58.4 45.2

Bảng 13: Trào lưu công suất các năm 2017

STT Phần tử Trường hợp 1 Trường hợp 2 Trường hợp 3



MVA % MVA % MVA %


1 MBA 500kV Việt Trì - - 443.5+j.86.6 100 425.3+j.65.2 95.6

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 638.6+j.215.1 74.9 560+j.185.1 66 550.4+j.175.5 64.2


4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 184.4+j.17.9 54.1 154.3+j.2.1 45 150.9-j.3.6 43.6

5 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 365.4+j.55 100.9 248.7+j.21.7 68 232.7+j.5.9 62.7

6 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 380.8+j.126.5 104.7 313.8+j.96.7 85 285+j.82.4 77


1 MBA 500kV Việt Trì - - 322+j.78.7 74 303.8+j.64.6 69

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 612.2+j.165 70.4 542.9+j.151.6 63 533.4+j.145.6 61.4


4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 329.8+j.46.6 97 314.9+j.28 92 312.3+j.22.8 90.8

5 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 144.3+j.82.5 45.3 117.6+j.50.8 35 101.1+j.38.6 29.3

6 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 324.8+j.132.5 91.4 304.6+j.110.3 84 276.6+j.99.1 76.4

CĐ sự cố đường dây 220kV Sơn La - Việt Trì – mùa khô

1 MBA 500kV Việt Trì - - 482.6+j.96.8 109 463.9+j.73.4 104.4



4 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 405+j.68.8 112.6 263.7+j.24.7 72 247.4+j.8 66.8

5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 408.7+j.139.9 113 326.9+j.100.8 89 297.7+j.85.5 80.4

CĐ sự cố đường dây 220kV TĐ.Hòa Bình - Sơn Tây – mùa khô

1 MBA 500kV Việt Trì - - 483.5+j.112.9 110 461.8+j.88 104.5



2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 664.4+j.237.2 78.4 576.1+j.195.1 68 565+j.183.9 66

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 664.4+j.237.2 78.4 576.1+j.195.1 68 565+j.183.9 66

4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 204.9+j.33.4 61 164+j.8.6 48 159.7+j.1.9 46.2

5 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 446+j.98.6 125.8 298.9+j.42.7 82 278.2+j.24.2 75.6

CĐ sự cố đường dây 220kV Sóc Sơn - Vĩnh Yên – mùa nước

1 MBA 500kV Việt Trì - - 337.7+j.95 78 317.4+j.77.5 72.6



4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 334.7+j.59 99.3 317+j.32.2 93 314.2+j.26 91.5

5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 347.3+j.158.2 99.6 318+j.122.1 89 288.3+j.108.2 80.1


1 MBA 500kV Việt Trì - - 488.4+j.107.2 111 469.7+j.84.4 106


3 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 192.8+j.22.4 56.8 159.5+j.4.5 46 156-j.1.5 45.1



Bảng 14: Trào lưu công suất các năm 2018


MVA % MVA % MVA %


1 MBA 500kV Việt Trì - - 493.8+j.136.2 114 475.6+j.112.8 108.6



2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 739.5+j.260.1 87.1 648.5+j.257.7 78 638.1+j.246.7 76

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 739.5+j.260.1 87.1 648.5+j.257.7 78 638.1+j.246.7 76


5 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 396.4+j.93.4 113 268.7+j.37 74 252.3+j.19.1 68.5



1 MBA 500kV Việt Trì - - 391.4+j.115.4 91 372.5+j.98.7 85.6




5 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 191+j.98.8 59 143.5+j.59.6 42 126.1+j.45.2 36.2

6 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 368+j.152.4 104.2 345.1+j.116.1 95 315.3+j.103.2 86.4


1 MBA 500kV Việt Trì - - 531.8+j.148.8 123 513.1+j.122.8 117.2




5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 442+j.180.3 126.2 378.5+j.113 103 348.1+j.95.3 94.2


1 MBA 500kV Việt Trì - - 540.6+j.166.6 126 519+j.138.3 119.4



4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 221.9+j.55.4 67.8 162.4+j.14.9 48 158+j.7.2 45.9



5 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 482.6+j.149.5 141.9 327.2+j.60.2 91 305.9+j.38.8 84


1 MBA 500kV Việt Trì - - 410.3+j.135.8 96 389.4+j.115 90.2




5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 397.8+j.186.9 115.2 361.4+j.130.9 100 329.7+j.114.7 91

CĐ sự cố MBA 500kV Hiệp Hòa – mùa khô

1 MBA 500kV Việt Trì - - 546.2+j.165.3 127 527.5+j.139.4 121.3

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 1020.4+j.399.1 121.7 880.9+j.377.3 107 867+j.360.6 104.3

3 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 209.5+j.41.5 63.1 157+j.10.8 46 153.4+j.4.1 44.5


5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 429.1+j.174.8 122.4 377+j.115.4 103 346.8+j.98 94.1

Kiểm tra trường hợp tiếp tục mua điện Trung Quốc năm 2017, 2018

Bảng 15: Trào lưu công suất năm 2017– tiếp tục mua điện Trung Quốc


MVA % MVA % MVA %


1 MBA 500kV Việt Trì - - 354.4+j.77.9 81 345.1+j.63.7 78

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 610+j.215.4 71.9 525.8+j.179.7 62 517.5+j.171.9 60.6

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 610+j.215.4 71.9 525.8+j.179.7 62 517.5+j.171.9 60.6

4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 165.2+j.23.1 48.8 130.6-j.0.4 38 129.1-j.4.5 37.5




6 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 323.3+j.127.1 90.9 299.6+j.95.4 82 277.5+j.84 75.4


1 MBA 500kV Việt Trì - - 380.6+j.81 87 371.7+j.67.2 83.9

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 584+j.187.6 68.2 510.1+j.161.6 60 502+j.156.9 58.4

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 584+j.187.6 68.2 510.1+j.161.6 60 502+j.156.9 58.4





1 MBA 500kV Việt Trì - - 395.6+j.86.7 90 386+j.70.9 87.2



4 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 374+j.89.3 105.3 230.9+j.27 63 218.4+j.12.8 59.1



1 MBA 500kV Việt Trì - - 397.2+j.105.3 91 384.8+j.88.2 87.7






1 MBA 500kV Việt Trì - - 405.2+j.101.4 93 394.8+j.83.4 89.7



2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 565.2+j.181.8 66 495.5+j.157 58 488.4+j.153.5 56.9

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 565.2+j.181.8 66 495.5+j.157 58 488.4+j.153.5 56.9

4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 388+j.98.9 117.8 353.9+j.45.4 104 353.1+j.39.3 103

5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 428.7+j.206 124.5 363.3+j.130.5 101 340.7+j.116.1 93.5


1 MBA 500kV Việt Trì - - 395.1+j.96.3 90 385.2+j.81.1 87.5

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 843+j.323 100.3 714.6+j.262.2 85 703.3+j.250.9 83


4 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 298.5+j.69 84.3 191.9+j.20.3 53 180+j.7.1 48.9

5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 336.7+j.134.9 95.1 308.3+j.100.2 84 286+j.88.4 77.9

Bảng 16: Trào lưu công suất năm 2018– tiếp tục mua điện Trung Quốc


MVA % MVA % MVA %


1 MBA 500kV Việt Trì - - 410.5+j.130.1 96 395.5+j.112.8 91.4

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 669.1+j.240.5 79 567.3+j.202.2 67 558.7+j.193 65.7

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 669.1+j.240.5 79 567.3+j.202.2 67 558.7+j.193 65.7



6 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 376.2+j.146.2 105.6 337.5+j.109.6 93 311.3+j.95.7 85


1 MBA 500kV Việt Trì - - 305.7+j.138 75 291.1+j.126.1 70.5





4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 373.2+j.78.8 111.3 326.4+j.33.1 95 324.4+j.28 93.8

5 ĐD 220kV Sóc Sơn- Vĩnh Yên 248.3+j.121.9 76.1 115+j.45.6 34 98+j.31.7 28



1 MBA 500kV Việt Trì - - 447.4+j.139.4 104 431.9+j.120.3 99.6

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 689.4+j.250 81.5 578.9+j.204.2 68 570+j.194.5 66.9

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 689.4+j.250 81.5 578.9+j.204.2 68 570+j.194.5 66.9




1 MBA 500kV Việt Trì - - 454.3+j.156.8 107 436.1+j.136.1 101.5



4 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 203.8+j.52.7 61.7 147.2+j.10.8 43 143.5+j.5 41.7



1 MBA 500kV Việt Trì - - 320.9+j.153.3 79 304.3+j.137.6 74.2

2 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 612.9+j.216.4 72.2 580.8+j.162.7 67 573.5+j.157 66.1

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 612.9+j.216.4 72.2 580.8+j.162.7 67 573.5+j.157 66.1


5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 443.4+j.226.5 131 338.9+j.124.3 94 311.6+j.109.8 86.2




1 MBA 500kV Việt Trì - - 457+j.151.9 107 441.5+j.133.1 102.5


3 ĐD 220kV TX Sơn La- trạm 220kV Việt Trì 185.1+j.36.6 55 141.7+j.6.6 41 138.8+j.1.5 40.3


5 ĐD 220kV Hòa Bình- Sơn Tây 390.9+j.156.1 110.3 347.4+j.115.4 96 321.1+j.101 87.9




STT Phần tử MVA %

Chế độ vận hành bình thường

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 357.5+j.158.6 86.9

2 MBA 500kV Việt Trì (M2) 713.5+j.319.4 86.9

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 674.9+j.245.7 79.8

4 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 674.9+j.245.7 79.8

5 MBA 500kV Tây Hà Nội (M1) 756.8+j.351.6 92.7

Chế độ sự cố 1 MBA 500kV Hiệp Hòa

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 383.5+j.171.7 93.4

2 MBA 500kV Việt Trì (M2) 765.4+j.345.9 93.3

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 880.1+j.347.8 105.1


Chế độ sự cố 1 MBA 500kV Tây Hà Nội

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 378.1+j.172.2 92.3

2 MBA 500kV Việt Trì (M2) 754.6+j.346.9 92.3

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 717.7+j.271.8 85.3

4 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 717.7+j.271.8 85.3

Chế độ sự cố ĐZ 500kV Sơn La - Việt Trì

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 264.2+j.106.5 63.3

2 MBA 500kV Việt Trì (M2) 527.4+j.214.4 63.3

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 670+j.242.3 79.2

4 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 670+j.242.3 79.2





STT Phần tử MVA %

Chế độ vận hành bình thường

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 331.1+j.138.7 79.8

2 MBA 500kV Việt Trì (M2) 661+j.279.4 79.7

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 545.1+j.244.3 66.4

4 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 545.1+j.244.3 66.4

5 MBA 500kV Vĩnh Yên (M1) 693.6+j.293.9 83.7

6 MBA 500kV Vĩnh Yên (M2) 694.6+j.291.5 83.7



Chế độ sự cố 1 MBA 500kV Hiệp Hòa

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 339.6+j.142.4 81.8

2 MBA 500kV Việt Trì (M2) 677.9+j.286.9 81.8

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 689.3+j.325.5 84.7

4 MBA 500kV Vĩnh Yên (M1) 735.6+j.318.4 89.1

5 MBA 500kV Vĩnh Yên (M2) 736.7+j.315.8 89.1



Chế độ sự cố 1 MBA 500kV Vĩnh Yên

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 364.8+j.153 87.9

2 MBA 500kV Việt Trì (M2) 728.3+j.308.4 87.9

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 610+j.272.8 74.2

4 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 610+j.272.8 74.2

5 MBA 500kV Vĩnh Yên (M1) 883.7+j.398.7 107.7



Chế độ sự cố 1 MBA 500kV Tây Hà Nội

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 340.4+j.142.1 82

2 MBA 500kV Việt Trì (M2) 679.6+j.286.3 81.9

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 557.5+j.249.1 67.8

4 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 557.5+j.249.1 67.8



5 MBA 500kV Vĩnh Yên (M1) 716.7+j.304.6 86.5

6 MBA 500kV Vĩnh Yên (M2) 717.7+j.302 86.5


Chế độ sự cố ĐZ 500kV Sơn La - Việt Trì

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 282.3+j.102.8 66.8

2 MBA 500kV Việt Trì (M2) 563.8+j.207.2 66.7

3 MBA 500kV Hiệp Hòa (M1) 548.9+j.247 66.9

4 MBA 500kV Hiệp Hòa (M2) 548.9+j.247 66.9

5 MBA 500kV Vĩnh Yên (M1) 700.8+j.296.8 84.6

6 MBA 500kV Vĩnh Yên (M2) 701.8+j.294.3 84.6



Sự cần thiết đầu tư xây dựng trạm 500kV Việt Trì

Tăng cường khả năng truyền tải, cấp điện cho phụ tải khu vực

Qua kết quả tính toán trào lưu công suất các năm 2016 nhận thấy rằng:

Trong chế độ vận hành bình thường cũng như sự cố N-1 không phần tử nào quá tải.

Khi đưa vào vận hành trạm 500kV Việt Trì, MBA 500kV-450MVA mang tải 70-77% khi vận hành bình thường và 78-87% khi sự cố N-1.

Trong trường hợp phụ tải thấp hơn dự báo, MBA 500kV-450MVA mang tải 68-75% khi vận hành bình thường và 75-85% khi sự cố N-1



PHó THä VÜNH PHóC

®d 220kV T§ .Hßa b×nh - S¥N T¢Y

TBA 220kV S¥N T¢Y

®d 220kV s .s¬n - vÜnh yª n

®d 220kV s .l a - v.t r ×

p=544mw p=484mw

TBA 220kV b¸ t hiÖn

®d 220kV yª n b¸ i - phó t hä(Mua ®iÖn t r ung quèc )

Hình 1: Tình hình cấp điện khu vực năm 2016

Qua kết quả tính toán trào lưu công suất các năm 2017, nhận thấy rằng:

Khi chưa đưa trạm 500kV Việt Trì vào vận hành, các ĐZ 220kV Sóc Sơn – Vĩnh Yên, Hoà Bình – Sơn Tây bị quá tải:

Trong chế độ vận hành bình thường mùa khô quá tải 101% và 104%.

Trong chế độ sự cố N-1 quá tải lớn nhất là 126% và 113%.

Ngoài ra, khi chưa đưa trạm 500kV Việt Trì vào vận hành, trong chế độ sự cố 1 MBA 500kV Hiệp Hoà, MBA còn lại quá tải 104%

Khi đưa vào vận hành trạm 500kV Việt Trì – 450MVA, không phần tử nào quá tải, ngoại trừ MBA 500kV Việt Trì mang tải:

Trong chế độ vận hành bình thường 74-100%. Trường hợp phụ tải thấp hơn dự báo 10%, mức mang tải là 69-96%.

Khi sự cố N-1, mức mang tải lớn nhất là 111%, trường hợp phụ tải thấp hơn dự báo 10%, mức mang tải lớn nhất là 106%.

Qua kết quả tính toán trào lưu công suất các năm 2018, nhận thấy rằng:

Khi chưa đưa trạm 500kV Việt Trì vào vận hành, các ĐZ 220kV cấp điện cho khu vực đều bị quá tải:

Trong chế độ vận hành bình thường mức quá tải lớn nhất là 117%.

Trong chế độ sự cố N-1 quá tải lớn nhất là 142%.



Ngoài ra, khi chưa đưa trạm 500kV Việt Trì vào vận hành, trong chế độ sự cố 1 MBA 500kV Hiệp Hoà, MBA còn lại quá tải 122%

Khi đưa vào vận hành trạm 500kV Việt Trì – 450MVA, trong chế độ vận hành bình thường không phần tử nào quá tải (ngoại trừ MBA 500kV Việt Trì quá tải vào mùa khô-114%). Khi sự cố N-1, ĐZ 220kV Hoà Bình – Sơn Tây quá tải 103%. Khi sự cố 1 MBA 500kV Hiệp Hoà, MBA còn lại quá tải 107%.

Trong trường hợp phụ tải thấp hơn dự báo 10%, trong chế độ vận hành bình thường không phần tử nào quá tải, MBA 500kV Việt Trì quá tải vào mùa khô-109%. Khi sự cố 1 MBA 500kV Hiệp Hoà, MBA còn lại quá tải 104%.

Nâng cao chất lượng điện áp

Điện áp thấp nhất tại các nút 220kV khu vực được trình bày trong bảng

dưới đây:

Bảng 19:Điện áp các nút 220kV khu vực

Năm Chế độ vận hànhTrường hợp 1 Trường hợp 2

kV pu kV pu

2016 – vận hành bình thường

Nút 220kV Việt Trì 213,6 0,97 220,6 1,00

Nút 220kV Vĩnh Yên 215,7 0,98 220 1,00

2016- sự cố N-1Nút 220kV Việt Trì 205,8 0,94 218,5 0,99

Nút 220kV Vĩnh Yên 203,5 0,93 212,4 0,97


Nút 220kV Việt Trì 216,3 0,98 222,0 1,01

Nút 220kV Vĩnh Tường 216,6 0,98 219,1 1,00

Nút 220kV Vĩnh Yên 217,8 0,99 219,3 1,00

2017- sự cố N-1 Nút 220kV Việt Trì 212,8 0,97 220,1 1,00

Nút 220kV Vĩnh Tường 211,8 0,96 218,2 0,99



Nút 220kV Vĩnh Yên 211,5 0,96 216,8 0,99


Nút 220kV Việt Trì 211,8 0,96 221,2 1,01

Nút 220kV Vĩnh Tường 211,4 0,96 219,6 1,00

Nút 220kV Vĩnh Yên 212,0 0,96 219,7 1,00

2018- sự cố N-1

Nút 220kV Việt Trì 208,8 0,95 219,8 1,00

Nút 220kV Vĩnh Tường 208,4 0,95 217,2 0,99

Nút 220kV Vĩnh Yên 207,0 0,94 215,4 0,98

Khi chưa đưa trạm 500kV Việt Trì vào vận hành, phụ tải khu vực chủ yếu được cấp điện qua 3 tuyến đường dây 220kV mạch đơn, trong đó có 2 tuyến có chiều dài lớn là : Sơn La- Việt Trì (192km) và Hoà Bình – Việt Trì (97,5km), cùng với việc công suất truyền tải quá lớn trên các tuyến đường dây này làm điện áp tại các nút thanh cái 220kV Việt Trì, Vĩnh Yên, Vĩnh Tường giảm mạnh. Điều này ảnh hưởng rất lớn đến độ an toàn, tin cậy và ổn định của hệ thống trong chế độ vận hành bình thường, đặc biệt khi sự cố N-1.

Khi đưa trạm 500kV Việt Trì vào vận hành, công suất truyền tải trên các ĐZ 220kV sẽ giảm bớt, điện áp tại các nút 220kV khu vực sẽ được điều chỉnh linh hoạt hơn dựa vào MBA 500kV Việt Trì, liên kết lưới khu vực được tăng cường. Do đó, nâng cao chất lượng điện áp, tăng cường độ an toàn, tin cậy và ổn định của hệ thống.

Hạn chế tổn thất điện năng

Kết quả so sánh tổn thất công suất tác dụng giữa các trường hợp chưa có và

có trạm 500kV Việt Trì (lấy trường hợp có trạm 500kV Việt Trì làm cơ sở) được

trình bày trong bảng sau:

Bảng 20:So sánh tổn thất công suất tác dụng (MW) giữa các trường hợp

Năm Chế độ vận hành Trường hợp 1 Trường hợp 2

2016 Bình thường – mùa khô 13 0

Bình thường – mùa nước 10 0



sự cố ĐZ 220kV Sơn La - Việt Trì – mùa khô 18 0

sự cố ĐZ 220kV TĐ.Hòa Bình - Sơn Tây 21 0

sự cố ĐZ 220kV Sóc Sơn - Vĩnh Yên 20 0

Sự cố MBA 500kV Hiệp Hòa 15 0

2017

Bình thường – mùa khô 30 0






2018

Bình thường – mùa khô 49 0






Qua so sánh nhận thấy rằng, việc chậm trễ đưa trạm 500kV Việt Trì vào

vận hành sẽ làm gia tăng tổn thất công suất tác dụng cho lưới điện truyền tải.

Lượng tổn thất công suất tác dụng hạn chế được trong chế độ vận hành bình

thường, khi đưa trạm 500kV Việt Trì vào vận hành các năm như sau:

Năm 2016 là từ 10-13MW.

Năm 2017 là từ 11-30MW.

Năm 2018 là từ 20-49MW.

Do đó, việc sớm đưa vào vận hành trạm 500kV Việt Trì sẽ tăng hiệu quả

khai thác của trạm nói riêng và tăng hiệu quả sản xuất kinh hoanh điện năng nói

chung.

Như vậy, việc đầu tư xây dựng trạm biến áp 500kV Việt Trì là thực sự cần

thiết nhằm đáp ứng các mục tiêu sau:

Tăng cường khả năng truyền tải, đáp ứng nhu cầu tăng trưởng phụ tải của hệ thống điện miền Bắc đặc biệt là khu vực các tỉnh Phú Thọ, Vĩnh Phúc.



Hỗ trợ, giảm tải cho các máy biến áp tại trạm 500kV Hiệp Hoà.

Tăng cường liên kết hệ thống điện khu vực, nâng cao chất lượng điện áp.

Nâng cao độ an toàn, tin cậy và ổn định khi vận hành hệ thống điện khu vực và quốc gia.

Hạn chế đáng kể tổn thất điện năng trong lưới truyền tải, do đó tăng hiệu quả sản xuất kinh doanh chung.

Qua kết quả phân tích, kiến nghị đưa trạm 500kV Việt Trì vào vận hành

năm 2016.

Quy mô đầu tư xây dựng công trình

Lựa chọn công suất trạm

Công suất truyền tải qua các máy biến áp 500kV Việt Trì các năm 2016,

2017, 2018, 2020 và 2025 – với các trường hợp công suất lắp đặt máy biến áp

khác nhau trong các chế độ vận hành bình thường và sự cố N-1 được tổng hợp

trong bảng sau:



Bảng 21: Dòng công suất qua các MBA 500kV Việt Trì

Năm Chế độ vận hành

Công suất MBA 500kV Việt Trì450MVA

450+900MVAPhụ tải dự báo

Phụ tải thấp hơn dự báo 10%

MVA % MVA % MVA %

2016

Bình thường – mùa khô 309.7+j.152.3 76.7 302.9+j.141.4 74.3Bình thường – mùa nước 297.4+j.105.9 70.2 290.8+j.95.3 68sự cố ĐZ 220kV Sơn La - Việt Trì – mùa khô 352.9+j.160 86.1 345.7+j.147.8 83.6sự cố ĐZ 220kV TĐ.Hòa Bình - Sơn Tây 342.5+j.173.4 85.3 332.8+j.160.7 82.1sự cố ĐZ 220kV Sóc Sơn - Vĩnh Yên 322.9+j.134.2 77.7 313.8+j.119.5 74.6sự cố MBA 500kV Hiệp Hòa 353.4+j.168.7 87 346.3+j.156.9 84.5

2017

Bình thường – mùa khô 443.5+j.86.6 100.4 425.3+j.65.2 95.6Bình thường – mùa nước 322+j.78.7 73.7 303.8+j.64.6 69sự cố ĐZ 220kV Sơn La - Việt Trì – mùa khô 482.6+j.96.8 109.4 463.9+j.73.4 104.4sự cố ĐZ 220kV TĐ.Hòa Bình - Sơn Tây 483.5+j.112.9 110.3 461.8+j.88 104.5sự cố ĐZ 220kV Sóc Sơn - Vĩnh Yên 337.7+j.95 78 317.4+j.77.5 72.6sự cố MBA 500kV Hiệp Hòa 488.4+j.107.2 111.1 469.7+j.84.4 106

2018

Bình thường – mùa khô 493.8+j.136.2 113.8 475.6+j.112.8 108.6Bình thường – mùa nước 391.4+j.115.4 90.7 372.5+j.98.7 85.6sự cố ĐZ 220kV Sơn La - Việt Trì – mùa khô 531.8+j.148.8 122.7 513.1+j.122.8 117.2sự cố ĐZ 220kV TĐ.Hòa Bình - Sơn Tây 540.6+j.166.6 125.7 519+j.138.3 119.4sự cố ĐZ 220kV Sóc Sơn - Vĩnh Yên 410.3+j.135.8 96 389.4+j.115 90.2sự cố MBA 500kV Hiệp Hòa 546.2+j.165.3 126.8 527.5+j.139.4 121.3

2017 tiếp tục mua điện TQ

Bình thường – mùa khô 354.4+j.77.9 80.6 345.1+j.63.7 78Bình thường – mùa nước 380.6+j.81 86.5 371.7+j.67.2 83.9sự cố ĐZ 220kV Sơn La - Việt Trì – mùa khô 395.6+j.86.7 90 386+j.70.9 87.2



sự cố ĐZ 220kV TĐ.Hòa Bình - Sơn Tây 397.2+j.105.3 91.3 384.8+j.88.2 87.7sự cố ĐZ 220kV Sóc Sơn - Vĩnh Yên 405.2+j.101.4 92.8 394.8+j.83.4 89.7sự cố MBA 500kV Hiệp Hòa 395.1+j.96.3 90.4 385.2+j.81.1 87.5

2018 tiếp tục mua điện TQ

Bình thường – mùa khô 410.5+j.130.1 95.7 395.5+j.112.8 91.4

Bình thường – mùa nước 305.7+j.138 74.5 291.1+j.126.1 70.5

sự cố ĐZ 220kV Sơn La - Việt Trì – mùa khô 447.4+j.139.4 104.1 431.9+j.120.3 99.6

sự cố ĐZ 220kV TĐ.Hòa Bình - Sơn Tây 454.3+j.156.8 106.8 436.1+j.136.1 101.5

sự cố ĐZ 220kV Sóc Sơn - Vĩnh Yên 320.9+j.153.3 79 304.3+j.137.6 74.2

sự cố MBA 500kV Hiệp Hòa 457+j.151.9 107 441.5+j.133.1 102.5

2020

Bình thường357.5+j.158.6 86.9

713.5+j.319.4 86.9

Sự cố MBA 500kV Hiệp Hòa383.5+j.171.7 93.4

765.4+j.345.9 93.3

Sự cố MBA 500kV Tây Hà Nội378.1+j.172.2 92.3

754.6+j.346.9 92.3

2025

Bình thường331.1+j.138.7 79.8661+j.279.4 79.7

Sự cố MBA 500kV Hiệp Hòa339.6+j.142.4 81.8

677.9+j.286.9 81.8

Sự cố MBA 500kV Vĩnh Yên364.8+j.153 87.9

728.3+j.308.4 87.9

Sự cố MBA 500kV Tây Hà Nội340.4+j.142.1 82

679.6+j.286.3 81.9



Nhận xét:

Trạm 500kV-450MVA Việt Trì đảm bảo truyền tải trong các chế độ vận hành bình thường cũng như sự cố N-1 năm 2016.

Trạm 500kV-450MVA Việt Trì đảm bảo truyền tải trong các chế độ vận hành bình thường năm 2017, trong chế độ sự cố N-1 năm 2017 mức mang tải lớn nhất là 111%.

Trong chế độ vận hành bình thường mùa khô-năm 2018, MBA 500kV-450MVA Việt Trì quá tải 114%, khi phụ tải thấp hơn dự báo 10%, mức quả tải sẽ nhẹ hơn (109%).

Trong chế độ sự cố N-1 năm 2018, MBA 500kV-450MVA Việt Trì quá tải lớn nhất là 127%.

Trong trường hợp tiếp tục mua điện Trung Quốc qua trạm 220kV Lào Cai sau năm 2016, trạm 500kV-450MVA Việt Trì đảm bảo truyền tải trong các chế độ vận hành bình thường, sự cố N-1 năm 2017 và vận hành bình thường năm 2018. Trong chế độ sự cố N-1 năm 2018, mức quả tải lớn nhất là 107%.

Trạm 500kV Việt Trì với công suất 450+900MVA đảm bảo tryền tải công suất các năm 2020 và 2025 trong các chế độ vận hành bình thường và sự cố N-1.

Từ kết quả tính toán, kiến nghị đầu tư xây dựng trạm biến áp 500kV Việt

Trì với quy mô 450+900MVA. Tiến độ lắp đặt các máy dự kiến như sau:

Máy biến áp thứ nhất công suất 450MVA – năm 2016.

Máy biến áp thứ hai công suất 900MVA – năm 2020.

Bảng 22: So sánh KQ tính toán và Quy hoạch TSĐ VII

2011-2015 2016-2020 2021-2025

TSĐ VII 450MVA 450+900MVA 450+900MVA

KQ tính toán450+900MVA

(450MVA-2016)(900MVA-2020)

450+900MVA

Lựa chọn phương án đấu nối phía 500KV

Công suất truyền tải trên các đường dây 500kV tương ứng với các phương

án đấu nối trạm 500kV Việt Trì với 1 mạch (phương án 1) và 2 mạch (phương



án 2) của đường dây 500kV Sơn La – Hiệp Hòa các năm 2016, 2017, 2018,

2020 và 2025 được thể hiện trong các bảng sau:

Bảng 23: Dòng công suất trên các ĐZ 500kV khu vực – năm 2016

STT Phần tửđấu nối 1 mạch đấu nối 2 mạch

MVA % MVA %

Năm 2016-Chế độ vận hành bình thường - mùa khô

1 MBA 500kV Việt Trì 309.7+j.152.3 76.7 323.8+j.160.8 80.4

2 ĐD 500kV Sơn La - Việt Trì 367.4+j.174.2 17.5 303.9+j.124.8 14.1

3 ĐD 500kV Sơn La - Việt Trì (M2) - - 303.9+j.124.8 14.1

4 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa 56.6-j.16.4 2.6 141.3+j.9.6 6.2

5 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa - - 141.3+j.9.6 6.2

6 ĐD 500kV Sơn La – Hiệp Hòa 245.2+j.72.8 11 - -

Năm 2016-Chế độ vận hành bình thường - mùa nước

1 MBA 500kV Việt Trì 297.4+j.105.9 70.2 314.2+j.111.7 74.1

2 ĐD 500kV Sơn La - Việt Trì 832.6+j.92.9 36 810+j.51.2 34.8

3 ĐD 500kV Sơn La - Việt Trì (M2) - - 810+j.51.2 34.8

4 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa 530.7-j.86 23.4 648.7-j.75 28.3

5 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa - - 648.7-j.75 28.3

6 ĐD 500kV Sơn La – Hiệp Hòa 809.6-j.0.1 34.7 - -

Năm 2016-sự cố ĐZ 500kV Sơn La - Việt Trì - mùa nước

1 MBA 500kV Việt Trì 138.9+j.94.2 37.3 241.4+j.103.2 58.3

2 ĐD 500kV Sơn La - Việt Trì - - 1176.4-j.1.6 51.1

3 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa -138.9-j.94.2 7.4 463-j.111.8 20.8

4 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa - - 463-j.111.8 20.8

ĐD 500kV Sơn La – Hiệp Hòa 1119.8-j.4 48.5 - -



MVA % MVA %


1 MBA 500kV Việt Trì 443.5+j.86.6 100.4 460.1+j.94.5 104.4



4 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa -39.9+j.12.6 1.8 52.3+j.23.4 2.5

5 ĐD 500kV Việt Trì - Vĩnh Yên - - 266.6+j.54.3 11.7

6 ĐD 500kV Sơn La - Vĩnh Yên 398.9+j.122.5 17.8 - -




1 MBA 500kV Việt Trì 322+j.78.7 73.7 351.1+j.84.4 80.2



4 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa 645.6-j.101.4 28.6 829.7-j.109.5 36.6

5 ĐD 500kV Việt Trì - Vĩnh Yên - - 910.3-j.55.8 39.9



1 MBA 500kV Việt Trì 120.6+j.77.2 31.8 254.8+j.76 59.1

2 ĐD 500kV Sơn La - Việt Trì - - 1501.2-j.15.4 66.2

3 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa -120.6-j.77.2 6.3 579.2-j.162.3 26.7

4 ĐD 500kV Việt Trì - Vĩnh Yên - - 652.1-j.109 29.3

5 ĐD 500kV Sơn La - Vĩnh Yên 1490.1-j.13.2 65.6 - -



MVA % MVA %


1 MBA 500kV Việt Trì 493.8+j.136.2 113.8 512.9+j.147.6 118.6



4 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa -79+j.9.1 3.5 21.5+j.33.6 1.7

5 ĐD 500kV Việt Trì - Vĩnh Yên - - 232.3+j.64.6 10.5

6 ĐD 500kV Sơn La - Vĩnh Yên 373.2+j.150 17.3 - -

7 ĐD 500kV Vĩnh Yên - Hiệp Hòa -56.9+j.85.3 4.5 -169.3+j.2.5 7.4


1 MBA 500kV Việt Trì 391.4+j.115.4 90.7 422.4+j.123.8 97.8

2 ĐD 500kV Sơn La - Việt Trì 980.5+j.94.6 42.7 1045.9+j.80 45.5

3 ĐD 500kV Sơn La - Việt Trì (M2) - - 1045.9+j.80 45.5

4 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa 582.8-j.111.8 26.1 773.4-j.112.2 34.3



7 ĐD 500kV Vĩnh Yên - Hiệp Hòa 582-j.70.8 25.7 348.6-j.123.4 16.3


1 MBA 500kV Việt Trì 186.9+j.104.9 47.6 325.4+j.111.7 76.5



2 ĐD 500kV Sơn La - Việt Trì - - 1490.5+j.10.7 65.8

3 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa -186.9-j.104.9 9.6 524.6-j.170.3 24.5



6 ĐD 500kV Vĩnh Yên - Hiệp Hòa 905.9-j.151.3 40.8 212.4-j.150.2 11.6

Bảng 26: Dòng công suất trên các ĐZ 500kV khu vực – năm 2020, 2025


MVA % MVA %

Năm 2020-Chế độ vận hành bình thường

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 357.5+j.158.6 86.9 402.1+j.184.9 98.4


3 ĐD 500kV Phù Yên Đông - Việt Trì 882.1+j.402 41.5 449.5+j.198 21

4 ĐD 500kV Phù Yên Đông - Việt Trì(M2) - - 449.5+j.198 21

5 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa -195-j.73 9.2 127.4+j.69.8 6.3

6 ĐD 500kV Việt Trì - Vĩnh Yên - - -436.4-j.131.6 19.8

7 ĐD 500kV Phù Yên Đông - Vĩnh Yên 32.4+j.50.1 2.6 - -

8 ĐD 500kV Vĩnh Yên - Hiệp Hòa 841.6+j.366.6 39.5 561.4+j.234.6 26.3

Năm 2020-sự cố ĐZ 500kV Sơn La - Việt Trì

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 264.2+j.106.5 63.3 390.1+j.175.2 95

2 MBA 500kV Việt Trì (M2) 527.4+j.214.4 63.3 778.6+j.353 95

3 ĐD 500kV Phù Yên Đông - Việt Trì - - 709+j.324.3 33.3

4 ĐD 500kV Việt Trì - Hiệp Hòa -791.6-j.320.9 39.3 69.9+j.21.6 3.2

5 ĐD 500kV Việt Trì - Vĩnh Yên - - -533.5-j.200 25


7 ĐD 500kV Vĩnh Yên - Hiệp Hòa 1229.6+j.537.9 58 563.8+j.227.1 26.4

Năm 2025-Chế độ vận hành bình thường

1 MBA 500kV Việt Trì (M1) 331.1+j.138.7 79.8 356+j.156.4 86.4

2 MBA 500kV Việt Trì (M2) 661+j.279.4 79.7 710.5+j.315.1 86.4

3 ĐD 500kV Phù Yên Đông - Việt Trì 649.6+j.320.3 31.4 509+j.263.6 24.8

4 ĐD 500kV Phù Yên Đông - Việt Trì(M2) - - 509+j.263.6 24.8

5 ĐD 500kV Việt Trì - Vĩnh Yên -346-j.70.1 15.7 -26.5+j.69.5 3.3

6 ĐD 500kV Việt Trì - Vĩnh Yên - - -26.5+j.69.5 3.3





9 ĐD 500kV Vĩnh Yên - Hiệp Hòa (M2) 719.4-j.30.8 31.9 698.7-j.40.6 31.1

Năm 2025-sự cố ĐZ 500kV Sơn La - Việt Trì



3 ĐD 500kV Phù Yên Đông - Việt Trì - - 799+j.417.6 38.9

4 ĐD 500kV Việt Trì - Vĩnh Yên -846.1-j.309.9 41 -117.8-j.1.3 5.3

5 ĐD 500kV Việt Trì - Vĩnh Yên - - -117.8-j.1.3 5.3



8 ĐD 500kV Vĩnh Yên - Hiệp Hòa (M2) 700.4-j.52.1 31.4 674.5-j.62.1 30.2

Nhận xét

Đối với cả 2 phương án đấu nối trạm 500kV Việt Trì với 1 mạch và 2 mạch ĐZ 500kV Sơn La – Hiệp Hòa, trong chế độ vận hành bình thường mức mang tải lớn nhất của các đường dây 500kV khoảng 1200MVA (≈ 50% dung lượng tải của đường dây).

Việc đấu nối trạm 500kV Việt Trì với 2 mạch có xu hướng làm tăng công suất truyền tải qua các MBA 500kV Việt Trì và phân bố đều hơn công suất truyền tải trên 2 mạch đường dây 500kV Việt Trì –Vĩnh Yên – Hiệp Hòa.

Phương án 2 tạo ra cấu trục lưới đều 2 mạch, nâng cao độ tin cậy cho toàn tuyến, tuy nhiên đầu tư tốn kém hơn cho 2 ngăn lộ và đường dây đấu nối với mạch 2.

So với phương án 1, phương án 2 có xu hướng tăng tổn thất trong các năm 2016, 2017, 2018, giảm tổn thất công suất tác dụng năm 2020, 2025 trong chế độ vận hành bình thường.

Với phương án 2, khi sự cố 1 mạch ĐZ 500kV Sơn La – Việt Trì, công suất sẽ được truyền tải trên 1 mạch còn lại tới trạm 500kV Việt Trì, tránh được hiện tượng tổn thất do công suất chạy vòng như trong phương án 1.

So sánh tổn thất công suất tác dụng giữa 2 phương án (lấy phương án 1 làm

cơ sở) được thể hiện trong bảng sau:

Bảng 27:So sánh tổn thất công suất tác dụng (MW) giữa các phương án

Năm Chế độ vận hànhPhương án

1Phương án

2



2016Bình thường – mùa khô 0 1Bình thường – mùa nước 0 2sự cố ĐZ 500kV Sơn La - Việt Trì 0 -7



2020Bình thường 0 -13sự cố ĐZ 500kV Sơn La - Việt Trì 0 -43

2025Bình thường 0 -2sự cố ĐZ 500kV Sơn La - Việt Trì 0 -9

Từ phân tích, kiến nghị phương án đấu nối phía 500kV trạm 500kV Việt

Trì theo 2 giai đoạn như sau:

Trước mắt đấu nối với 1 mạch ĐZ 500kV Sơn La – Hiệp Hòa

Thời điểm đấu nối mạch 2 – năm 2020.

4.1.1. Lựa chọn công suất trạm

Theo kết quả tính toán trào lưu công suất trên lưới điện khu vực và dòng công suất truyền tải qua trạm biến áp 500kV Việt Trì tại thời điểm các năm 2016, 2017, 2018, 2020 và 2025 và 2030 trong các chế độ vận hành bình thường và sự cố kiến nghị lựa chọn công suất trạm biến áp 500kV Việt Trì là (450+900)MVA. Thời điểm đưa từng máy vào vận hành kiến nghị như sau:

Máy 1: Đưa vào vận hành năm 2016.

Máy 2: Đưa vào vận hành năm 2020.

(*) Nội dung tính toán lựa chọn công suất trạm và các giải pháp kỹ thuật phần công nghệ, phần xây dựng trạm biến áp 500kV Việt Trì và đấu nối được trình bày chi tiết tại phần 2: Thiết kế cơ sở của đề án này.



CHƯƠNG 5

ĐỊA ĐIỂM, QUI MÔ VÀ KẾ HOẠCH TRIỂN KHAI DỰ ÁN

5.1. Địa điểm xây dựng

5.1.1. Trạm biến áp

5.1.1.1. Phương án vị trí trạm

1. Ph ươ ng án 1

Trạm được đặt trên khu đồi bạch đàn thuộc địa phận 2 xã Gia Thanh và Bảo Thanh huyện Phù Ninh, tỉnh Phú Thọ. Vị trí địa lý khu đất như sau :

Phía Đông Bắc giáp đường liên tỉnh từ Gia Thanh đi Trung Giáp và các dãy đồi trồng bạch đàn của xã Gia Thanh và Hạ Giáp.

Phía Tây Nam là khu đồi bạch đàn, xa hơn nữa là các khu vực dân cư và đường liên huyện đi Bảo Thanh.

Phía Tây Bắc là khu đồi bạch đàn, suối nước, xa hơn nữa là các khu vực dân cư và đường liên huyện đi Bảo Thanh.

Phía Đông Nam là khu đồi, xa hơn nữa là các khu vực dân cư và đường liên huyện từ Phú Nham đi Gia Thanh.

Đường vào trạm được rẽ từ tỉnh lộ 313, điểm rẽ gần UBND xã Gia Thanh với chiều dài khoảng 2,5km

Địa điểm đặt trạm cách trung tâm thành phố Việt Trì khoảng 20km.

Nhận xét

Thuận lợi:

Khu đất đồi trồng bạch đàn rộng, thoáng đãng cho phép bố trí mặt bằng theo phương án tối ưu

Cho phép mở rộng và phát triển sau này.

Đấu nối 220kV và 500kV thuận lợi.

Khối lượng san, đắp nền trạm ít.

Chi phí đền bù thấp.

Ảnh hưởng đến đến môi trường ít.



Không ảnh hưởng đến qui hoạch của địa phương.

Khó kh ă n:

Đường vào trạm dài 1.3km.

2. Ph ươ ng án 2

Trạm được đặt trên cánh đồng lúa thuộc địa phận xã Từ Đà huyện Phù Ninh tỉnh Phú Thọ. Vị trí địa lý khu đất như sau:

Phía Đông: Ruộng lúa của xã Từ Đà huyện Phù Ninh.

Phía Tây: Đường ranh giới giữa xóm Gai và xóm Hạ xã Từ Đà.

Phía Nam: Ruộng lúa của xã Từ Đà, xa hơn nữa là đường liên tỉnh đi ra bến phà Then.

Phía Bắc: Ruộng lúa của xã Từ Đà xa hơn nữa là khu dân cư của xóm Trung xã Từ Đà.

Địa điểm đặt trạm cách trung tâm thành phố Việt Trì khoảng 8km và trung tâm thị trấn Phong Châu khoảng 9km, cách bến phà Then khoảng 1km.

Nhận xét

Thuận lợi:

Vị trí trạm đặt trên ruộng lúa, địa hình bằng phẳng

Trạm đặt gần trung tâm phụ tải, đấu nối đường dây trong giai đoạn trước mắt có qui mô nhỏ, vào ra trạm thuận lợi.

Khối lượng san, đắp nền trạm ít

Ảnh hưởng đến đến môi trường ít.

Khó kh ă n:

Khả năng mở rộng trạm khó khăn do đặt gần khu dân cư

Đấu nối với đường dây Yên Bái - Việt Trì gặp khó khăn

Ảnh hưởng đến qui hoạch của địa phương.

Trạm và đường dây đi qua nhiều ruộng lúa nên ảnh hưởng đến đời sống dân cư khu vực.

5.1.1.2. So sánh lựa chọn phương án vị trí trạm

Phân tích các chỉ tiêu kỹ thuật:



Bảng 5.1. Bảng đánh giá so sánh kỹ thuật các phương án

TT Nội dung so sánh Phương án 1 Phương án 2

Về mặt qui hoạch địa phương

1 Ảnh hưởng đến qui hoạch của địa phương không ít

Về điều kiện kỹ thuật

2 Đáp ứng được vai trò trong hệ thống điện Tốt Tốt

3Đấu nối các đường dây ra vào trạm (trong giai đoạn trước mắt)

Thuận lợi Thuận lợi

4Đấu nối các đường dây ra vào trạm (trong giai đoạn sau này)

Thuận lợi không thuận lợi

5Mặt bằng thoáng rộng, giải toả nhanh, đền bù thấp


6Thuận lợi cho các lộ xuất tuyến và bố trí vị trí trạm


7Khả năng mở rộng và phát triển trạm sau này

Thuận lợi Ít thuận lợi

Thi công và quản lý vận hành trạm

8 Thuận lợi cho thi công trạm Thuận lợi Ít thuận lợi

9 Thuận lợi cho quản lý vận hành trạm Thuận lợi Thuận lợi

Về điều kiện tự nhiên

10 Địa hình cao ráo, khối lượng san gạt ít Thuận lợi Thuận lợi

Tổng hợp

Thuận lợi hoặc tốt 10 6

Không thuận lợi hoặc không tốt 0 1

ít thuận lợi, ít ảnh hưởng, khá 0 3



Phân tích chỉ tiêu kinh tế:

Qua tính toán phân tích kinh tế các phương án (trình bày chi tiết ở tập 2.1), phương án 1 có nhiều ưu điểm về kỹ thuật đồng thời thấp hơn phương án 2 là 45 tỷ đồng.

Kiến nghị lựa chọn phương án 1 là phương án địa điểm xây dựng trạm biến áp 500kV Việt Trì

5.1.1.3. Sơ bộ tổng mặt bằng phương án lựa chọn

Trạm được đặt trên khu đồi bạch đàn thuộc địa phận 2 xã Gia Thanh và Bảo Thanh huyện Phù Ninh, tỉnh Phú Thọ, cụ thể như sau:

Trạm được thiết kế theo hình chữ nhật khuyết góc.

Các thiết bị phân phối 500kV, kháng 500kV được bố trí ở phía Tây Nam của trạm.

Các thiết bị phân phối 220kV được bố trí ở phía phía Đông Bắc của trạm.

Máy biến áp 500kV được bố trí giữa trạm.

Nhà điều khiển được bố trí giữa trạm gần khu vực MBA, nhà điều kiển được bố trí theo hướng Đông Nam, nhà có kết cấu 2 tầng, kích thước là (25,9 x 12,3) mét

Nhà quản lý vận hành và nghỉ ca được bố trí phía Đông Nam trạm, gần cổng trạm.

Khu trạm bơm và bể nước cứu hỏa được bố trí ở góc phía Đông Bắc, gần nhà điều khiển.

Đường vào trạm được cải tạo từ đường đất thành đường bê tông nhựa thấm nhập được rẽ từ tỉnh lộ 313, điểm rẽ gần UBND xã Gia Thanh với chiều dài khoảng 2,5km

Địa điểm đặt trạm cách trung tâm thành phố Việt Trì khoảng 20km.

5.1.2. Đường dây đấu nối

Đường dây đấu nối 500kV từ cột cổng trạm đến vị trí cột G85 của đường dây 500kV Sơn La - Hiệp Hòa, chiều dài khoảng 2.5km, đi qua địa bàn xã Phú Lộc, xã Gia Thanh huyện Phù Ninh.

Đường dây 220kV từ cột cổng của trạm đến vị trí giữa cột số 8 và số 9 của đường dây 220kV mạch kép Việt Trì - Vĩnh Yên, chiều dài khoảng 16km, đi qua địa bàn các xã Vĩnh Phú, Kim Đức, An Đạo, Phù Ninh,



Tiên Du, Phú Nham, Gia Thanh của huyện Phù Ninh và các xã Phượng Lâu, Hùng Lô của Thành phố Việt Trì.

5.2. Qui mô dự án

5.2.1. Trạm biến áp 500kV Việt Trì

5.2.1.1. Phần công nghệ:

Công suất trạm: Trạm biến áp 500kV Việt Trì được thiết kế với quy mô 2 máy biến áp tự ngẫu 500kV – 450MVA và 500kV – 900MVA. Giai đoạn này lắp đặt máy biến áp thứ nhất với công suất (3x150MVA) đưa vào vận hành cuối năm 2016. Máy biến áp còn lại được đưa vào vận hành trong giai đoạn 2020 tùy thuộc vào tốc độ tăng trưởng phụ tải khu vực Việt Trì, Vĩnh Phúc và các vùng lân cận.

Phía 500kV:

Lắp đặt thiết bị đóng cắt, điều khiển và bảo vệ tại các ngăn lộ:

02 ngăn máy biến áp 500kV-450MVA và 500kV-900MVA (trong đề án này lắp đặt trước máy biến áp AT2 450MVA).

01 ngăn lộ đi TBA 500kV Hiệp Hòa.

01 ngăn lộ đi TBA 500kV Sơn La.

Phía 500kV trạm giai đoạn này được vận hành theo sơ đồ tam giác. Trong tương lai, khi máy biến áp 500kV – 900MVA AT1 được lắp đặt, sơ đồ phía 500kV trạm sẽ được hoàn thiện thành sơ đồ lục giác.

Phía 220kV:

Phía 220kV trạm vận hành theo sơ đồ 02 thanh cái có thanh cái vòng.

5.2.1.2 Phần xây dựng:

Thực hiện công tác san nền, xây dựng tường rào trạm, đường trong trạm cho sân phân phối 500kV:

+ Khối lượng bóc đất thực vật: 5.870m3

+ Khối lượng đắp cát nền trạm: 65.700 m3

+ Diện tích kiến trúc: 60,48 m2

+ Diện tích đường bê tông át phan trong trạm: 2.080 m2

+ Khối lượng rải đá nền trạm dày 10cm: 2.650 m3

+ Chiều dài tường rào gạch cao 2,5m: 490 m



Xây dựng móng cột thép, móng trụ đỡ thiết bị, cột xà thép cho sân phân phối 500kV; 7 ngăn 220kV và móng máy biến áp 500kV.

Xây dựng các nhà chức năng

Xây dựng hệ thống mương cáp điện ngoài trời

Lắp đặt hệ thống phòng cháy chữa cháy, hệ thống cấp thoát nước

5.2.2. Đường dây 500kV đấu nối vào trạm

Đường dây 500kV đấu nối vào trạm được rẽ nhánh từ tuyến đường dây 500kV Sơn La - Hiệp Hòa hiện có. Tuyến đường dây chủ yếu đi trên đồi trồng bạch đàn thuộc địa phận xã Phú Lộc, huyện Phù Ninh, tỉnh Phú Thọ.

Đặc điểm chính của tuyến đường dây:

+ Cấp điện áp: 500 kV.

+ Số mạch: 02 mạch.

+ Điểm đầu : Cột góc số 386 (G85) thuộc ĐDK 500kV Sơn La - Hiệp Hoà.

+ Điểm cuối : Thanh cái 500kV TBA 500kV Việt Trì.

+ Chiều dài tuyến: 2,459 km.

+ Dây dẫn: 4xACSR 400/52.

+ Dây chống sét : PHLOX116,2 và dây cáp quang OPGW-81.

+ Cách điện treo.

+ Cột thép mạ kẽm, lắp ghép bằng bu lông.

+ Móng bê tông cốt thép đúc tại chỗ.

5.2.3. Đường dây 220kV đấu nối vào trạm

- Đường dây 220kV đấu nối vào trạm được rẽ nhánh từ tuyến đường dây 220kV Việt Trì - Vĩnh Yên hiện có. Tuyến đường dây chủ yếu đi trên đồi trồng bạch đàn, ruộng lúa, bãi trồng màu thuộc địa phận xã Vĩnh Phú, Kim Đức, An Đạo, Phù Ninh, Tiên Du, Phú Nham, Gia Thanh của huyện Phù Ninh và các xã Phượng Lâu, Hùng Lô của Thành phố Việt Trì.

- Đặc điểm chính của tuyến đường dây:

+ Cấp điện áp : 220kV.

+ Số mạch: 04 mạch.



+ Điểm đầu: Nằm trong khoảng cột 8 - 9 của đường dây 220kV Việt Trì - Vĩnh Yên hiện có.

+ Điểm cuối: Thanh cái 220kV TBA 500kV Việt Trì.

+ Chiều dài tuyến: 16 km.

+ Dây dẫn: ACSR520/67.

+ Dây chống sét: PHLOX 147,1 và dây cáp quang OPGW-155.

+ Cách điện treo.

+ Cột thép mạ kẽm, lắp ghép bằng bu lông.

+ Móng bê tông cốt thép đúc tại chỗ.

5.3. Kế hoạch triển khai dự án:

Thẩm tra và phê duyệt DAĐT : Tháng 03/2013÷04/2013

Lập TKKT và các báo cáo chuyên ngành : Tháng 05/2013÷08/2013

Thỏa thuận các báo cáo chuyên ngành : Tháng 09/2013÷10/2013

Thẩm tra và phê duyệt TKKT : Tháng 11/2013÷01/2014

Lập HSMT : Tháng 02/2014÷03/2014

Lập BVTC phần không liên quan thiết bị : Tháng 04/2014÷05/2014

Khởi công công trình : Tháng 06/2014

Lập BVTC phần liên quan thiết bị : Tháng 03/2015÷06/2015

Lắp đặt và thí nghiệm : Tháng 07/2015÷09/2016

Đóng điện, vận hành : Quý IV/2016



CHƯƠNG 6

ĐÁNH GIÁ TÁC ĐỘNG MÔI TRƯỜNG VÀ TÁI ĐỊNH CƯ

6.1. Đánh giá tác động môi trường

Khi xây dựng các công trình điện siêu cao áp nói chung và trạm biến áp 500kV Việt Trì nói riêng, bên cạnh những tác dụng to lớn của nó đem lại việc truyền tải điện công suất lớn đi xa và thống nhất hệ thống điện giữa các vùng rộng lớn nó còn gây ra những ảnh hưởng tiêu cực đến đời sống, môi sinh và các công trình khác trong khu vực.

Vì vậy khi thiết kế và xây dựng trạm biến áp 500kV Việt Trì cần phải nghiên cứu kỹ lưỡng những tác dụng tiêu cực do việc xây dựng trạm gây ra để đề ra các giải pháp nhằm giảm thiểu và ngăn ngừa những tác dụng đó. Nội dung nghiên cứu gồm những phần chủ yếu sau :

Ảnh hưởng đối với các công trình thông tin.

Ảnh hưởng đối với môi trường.

Ảnh hưởng đối với con người.

Các biện pháp phòng tránh.

6.1.1. Ảnh hưởng đối với các công trình thông tin

Tại các thanh cái của trạm biến áp siêu cao áp thường xuất hiện hiện tượng phóng điện vầng quang khi cường độ điện trường trên bề mặt dây dẫn, khí cụ điện vượt quá trị số tới hạn. Sự phóng điện vầng quang đặc biệt gia tăng khi thời tiết xấu (sương mù, mưa phùn). Trường điện từ do vầng quang điện sinh ra có tần phổ rất rộng và đây chính là nguyên nhân gây nhiễu loạn cho các thiết bị như thiết bị đài, vô tuyến truyền hình, các mạch đo lường, tín hiệu điều khiển nằm trong vùng ảnh hưởng của nó. Đối với các đường dây thông tin đi gần còn chịu một điện áp cảm ứng gây nhiễu làm ảnh hưởng đến chất lượng thông tin hoặc có thể làm sai lạc các tín hiệu điều khiển. Mặt khác khi đường dây xảy ra sự cố ngắn mạch một pha, điện áp cảm ứng trên đường dây thông tin có thể đạt tới trị số khá cao gây nguy hiểm cho người vận hành và cho thiết bị. Ngoài ra khi có ngắn mạch chạm đất còn phải quan tâm đến điện thế tác dụng lên vỏ cáp thông tin, cáp điều khiển, cáp hạ thế vì mức cách điện của các loại cáp này rất thấp (cỡ 1kV - 2kV). Nếu điện thế tác dụng lên vỏ cáp



quá lớn sẽ phá hủy cách điện gây sự cố trong mạng thông tin, mạng tín hiệu hay mạng điện hạ thế.

Kết quả khảo sát sơ bộ cho thấy gần khu vực xây dựng trạm 500kV Việt Trì không có đường dây thông tin. Do vậy trạm 500kV Việt Trì không làm ảnh hưởng đến các công trình thông tin của khu vực.

6.1.2. Ảnh hưởng đối với môi trường

Vấn đề môi sinh, môi trường hiện nay đang được Nhà nước ta cũng như cả thế giới rất quan tâm bảo vệ. Song do việc xây dựng các công trình mới đi đôi với việc phát triển nền kinh tế quốc dân đều ít nhiều làm tổn hại tới môi trường sống và là điều không thể tránh khỏi.

Trạm 500kV Việt Trì được xây dựng hoàn toàn trên đồi cây bạch đàn nên không phá dỡ các công trình quan trọng để giải phóng mặt bằng. Việc xây dựng trạm biến áp không gây ảnh hưởng nhiều đến môi trường sinh thái của khu vực song cũng không tránh khỏi những tác động đến môi trường xung quanh:

Quá trình thi công không thể tránh khỏi gây tiếng ồn ảnh hưởng tới khu vực dân cư lân cận.

Trong thời gian thi công sẽ có một số tác động lên môi trường như bụi bặm, rơi vãi vật liệu xây dựng và chất thải do quá trình vận chuyển song có thể khắc phục và hạn chế được.

6.1.3. Ảnh hưởng đối với con người

Các kết quả nghiên cứu đã đưa ra các định mức sau đối với điện trường tần số công nghiệp:

Cường độ điện trường (kV/m) 5 10 15 20 25

Thời gian làm việc cho phép 8h 3h 1,5h10 5

Bảng trên cho thấy con người muốn làm việc liên tục 8h trong TBA hoặc trên ĐDK 500kV thì cường độ điện trường tại nơi làm việc phải 5 kV/m.

Để đảm bảo an toàn cho con người, qui định khoảng cách tối thiểu từ dây dẫn tới mặt đất là 8m đối với nơi ít người qua lại không canh tác trồng trọt, khoảng cách 10m đối với những vùng đất trồng trọt và khoảng cách 14m đối với khu vực gần khu dân cư thường xuyên có người qua lại.



Trạm biến áp 500kV Việt Trì là khu xây dựng riêng biệt, trong trạm chỉ có cán bộ công nhân viên vận hành, các cán bộ vận hành chủ yếu làm việc trong nhà điều khiển cách xa khu phân phối 500kV và chỉ đi kiểm tra thao tác trong khu vực phân phối 500kV trong thời gian ngắn và có đội mũ bảo hiểm.

Trạm biến áp được thiết kế với chiều cao từ dây dẫn xuống đất là 9m, từ thanh cái xuống đất là 20m và từ các dây dẫn vượt xuống đất là 28m, với khoảng cách này đảm bảo cho người vận hành ở trong khu phân phối với thời gian khoảng 1,5 h.

6.1.4. Biện pháp phòng tránh

Để hạn chế và ngăn ngừa ảnh hưởng của trạm 500kV Việt Trì đến con người và môi trường, cần áp dụng một số biện pháp sau khi thi công, thiết kế, lắp đặt và vận hành.

Trong quá trình thiết kế: trạm được lựa chọn đặt tại nơi dân cư thưa thớt, các thiết bị được đặt hàng sẽ phải thoả mãn yêu cầu như độ ồn nằm trong phạm vi cho phép, xác suất sự cố nhỏ và không gây ảnh hưởng nhiều đến môi trường sinh thái, các chất thải gây hại sẽ được xử lý trước khi thải ra môi trường bên ngoài để đảm bảo không gây ô nhiễm...

Trong quá trình thi công: Việc vận chuyển thiết bị, vật liệu xây dựng phải được thực hiện bởi các đơn vị thi công có kinh nghiệm, các xe chuyên dụng khi vận chuyển phải được bao bọc kỹ sao cho không gây bụi bặm do rơi vãi vật liệu. Các thiết bị thi công tiên tiến không gây tiếng ồn lớn ...

Trong quá trình vận hành: Các cán bộ vận hành phải tuân thủ theo các qui trình vận hành đối với các trạm biến áp 500kV của Tập đoàn Điện lực Việt Nam nói chung và Tổng công ty Truyền tải Điện Quốc gia nói riêng.

6.2. Vấn đề di dân, đền bù

Khi xây dựng trạm biến áp 500kV Việt Trì và tuyến đường dây 500kV đấu nối cần thu hồi một diện tích đất khoảng 8,5ha. Diện tích đất thu hồi chủ yếu là đất đồi bạch đàn, việc đền bù cho dân phải tuân thủ các chính sách, qui định của Nhà nước:

Luật Đất đai số 13/2003/QH11 ngày 26 tháng 11 năm 2003;

Luật sửa đổi, bổ sung điều 126 của Luật Nhà ở và điều 121 của Luật đất đai số 34/2009/QH12 ngày 18 tháng 06 năm 2009;



Nghị định số 12/2009/NĐ-CP ngày 12 tháng 02 năm 2009 của Chính phủ về quản lý dự án đầu tư xây dựng công trình;

Nghị định 197/2004/NĐ-CP ngày 03/12/2004 của Chính phủ về bồi thường, hỗ trợ và tái định cư khi Nhà nước thu hồi đất;

Nghị định 69/2009/NĐ-CP ngày 13 tháng 8 năm 2009 của Chính phủ quy định bổ sung về quy hoạch sử dụng đất, giá đất, thu hồi đất, bồi thường, hỗ trợ và tái định cư;

Nghị định 181/2004/NĐ-CP ngày 29/10/2004 của Chính phủ hướng dẫn thi hành luật đất đai;

Nghị định 84/2007/NĐ-CP ngày 25 tháng 5 năm 2007 của Chính phủ quy định bổ sung về việc cấp Giấy chứng nhận quyền sử dụng đất, thu hồi đất, thực hiện quyền sử dụng đất, trình tự, thủ tục bồi thường, hỗ trợ, tái định cư khi Nhà nước thu hồi đất và giải quyết khiếu nại về đất đai;

Nghị định 106/2005/NĐ-CP ngày 17/8/2005 của Chính phủ Quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực về bảo vệ an toàn công trình lưới điện cao áp;

Nghị định số 81/2009/NĐ-CP ngày 12 tháng 10 năm 2009 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 106/2005/NĐ-CP ngày 17/8/2005 của Chính phủ Quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực về bảo vệ an toàn công trình lưới điện cao áp;

Thông tư 06/2006/TT-BCN ngày 26/9/2006 của Bộ Công nghiệp Hướng dẫn thực hiện một số nội dung quy định tại Nghị định 106/2005/NĐ-CP ngày 17/8/2005 của Chính phủ Quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực về bảo vệ an toàn công trình lưới điện cao;

Thông tư 116/2004/TT-BTC ngày 07/12/2004 của Bộ Tài chính Hướng dẫn thực hiện Nghị định 197/2004/NĐ-CP ngày 03/12/2004 của Chính phủ Về bồi thường, hỗ trợ và tái định cư khi Nhà nước thu hồi đất;


http://thongtinphapluatdansu.wordpress.com/2009/08/15/363/




CHƯƠNG 7

TỔ CHỨC QUẢN LÝ VẬN HÀNH

7.1. Cơ cấu quản lý hệ thống

Hệ thống lưới điện truyền tải dưới sự quản lý của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT).

Cơ cấu tổ chức của NPT từ khi thành lập đến nay bao gồm: Hội đồng quản trị, Tổng Giám đốc và các Phó Tổng Giám đốc, các ban chức năng, các Công ty Truyền tải điện 1, 2, 3, 4, các ban quản lý dự án công trình điện Miền Bắc, Miền Trung, Miền Nam và một số đơn vị thành viên.

Hoạt động của hệ thống điện Việt Nam vẫn dưới sự chỉ đạo thống nhất từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam, thông qua Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia và các Trung tâm điều độ.

7.2. Quản lý vận hành trạm

Phương thức vận hành trạm thường xuyên có người trực. Công tác vận hành của cán bộ trạm sẽ được thực hiện khi có chỉ thị từ trung tâm điều độ quốc gia qua hệ thống thông tin viễn thông Điện lực.

Công nhân viên vận hành trạm theo quy định của Tổng Công ty dự kiến có 38 người. Công tác vận hành trạm được chia làm 3 ca 5 kíp vận hành thường xuyên trong trạm. Biên chế cụ thể như sau:

Trạm trưởng : 1 người

Trạm phó : 1 người

Nhân viên kinh tế : 1 người

Trực vận hành chính : 5 người

Trực vận hành phụ : 15 người

Công nhân sửa chữa thường xuyên : 10 người

Bảo vệ : 9 người

Tạp vụ, thủ kho, hành chính : 1 người



Khu quản lý vận hành trạm sẽ được bố trí kề ngay trạm tạo thuận lợi cho công tác vận hành và sửa chữa.

7.3. Trang thiết bị phục vụ công tác quản lý vận hành trạm

Trạm sẽ được trang bị các thiết bị chuyên dùng, trang thiết bị văn phòng và thiết bị thông tin liên lạc theo đúng qui định của EVN và NPT cho các trạm biến áp 500kV.



CHƯƠNG 8

TỔNG MỨC ĐẦU TƯ



CHƯƠNG 9

PHÂN TÍCH KINH TẾ TÀI CHÍNH



CHƯƠNG 10

KẾT LUẬN

Dự án: Trạm biến áp 500kV Việt Trì nằm trong kế hoạch phát triển lưới điện Việt Nam (Quy hoạch điện VII), đáp ứng quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Phú Thọ, Vĩnh Phúc nói riêng và các tỉnh khu vực Tây Bắc nói chung.

Khi đưa vào vận hành, Trạm biến áp 500kV Việt Trì sẽ giải quyết được các vấn đề sau:

- Đáp ứng nhu cầu tăng trưởng phụ tải của hệ thống điện miền Bắc đặc biệt là các tỉnh Phú Thọ và Vĩnh Phúc.

- Giảm tổn thất công suất, cải thiện chất lượng điện năng và nâng cao hệ số an toàn cung cấp điện cho lưới điện khu vực.

- Phân bố lại dòng công suất tránh việc quá tải các nguồn hiện có.

- Nâng cao được độ tin cậy cung cấp điện và khả năng linh hoạt trong cung cấp điện.

Để đáp ứng được các định hướng và mục tiêu phát triển kinh tế, xã hội đã đề ra của khu vực Tây Bắc trong giai đoạn từ nay đến năm 2020 thì việc đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện là một nhiệm vụ rất quan trọng của toàn ngành điện. Do đó, việc đầu tư xây dựng trạm biến áp 500kV Việt Trì và các đấu nối là hết sức cần thiết.

Từ các phân tích ở trên, dự án Trạm biến áp 500kV Việt Trì và các đấu nối hoàn toàn khả thi về mặt kỹ thuật và tài chính.

Trạm biến áp 500kV Việt Trì dự kiến được đưa vào vận hành năm 2016 nhằm đáp ứng nhu cầu tiêu thụ công suất của các phụ tải tỉnh Phú Thọ, Vĩnh Phúc và các tỉnh lân cận.



PHỤ LỤC


thuyet minh

Documents