Tài liệu Qhdvi_chapviii_luoi

Ch−¬ng VIII Ch−¬ng tr×nh ph¸t triÓn l−íi ®iÖn 8.1 Môc tiªu vµ yªu cÇu ®èi víi ch−¬ng tr×nh ph¸t triÓn l−íi ®iÖn Mục tiêu đặc trưng của quy hoạch lưới truyền tải là đảm bảo sự phát triển hài hoà của một hệ thống điện, đảm bảo tính đồng bộ giữa phát triển nguồn và khả năng truyền tải điện tới các trung tâm phụ tải một cách tin cậy, hiệu quả, đáp ứng lợi ích lâu dài của người sử dụng. Quy hoạch đòi hỏi phải áp dụng các tiêu chuẩn kỹ thuật về độ tin cậy, kinh tế trong công tác vận hành, bảo vệ, bảo dưỡng hệ thống, phù hợp với quy hoạch nguồn, lưới phân phối, công nghệ thông tin, chiến lược phát triển và các giảm thiểu tác động đến môi trường. Các yêu cầu đối với chương trình phát triển lưới điện bao gồm: 1. Thừa kế và phát triển những nghiên cứu quy hoạch trong TSĐV, trên cơ sở nhu cầu phụ tải cao hơn trước đây dự kiến. 2. Phát triển mạng lưới chuyên tải nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng trong lưới chuyên tải, bảo đảm huy động thuận lợi các nguồn điện trong 2 chế độ vận hành đặc trưng trong mùa kiệt và mùa tích nước. 3. Phát triển lưới 220kV và 110kV, hoàn thiện mạng lưới điện khu vực nhằm nâng cao độ ổn định, tin cậy cung cấp điện, giảm thiểu tổn thất điện năng, tạo điều kiện thuận lợi cho việc cải tạo lưới trung áp sang điện áp 22kV và điện khí hoá nông thôn. 4. Sơ đồ lưới điện phải có độ dự trữ và tính linh hoạt cao cung cấp điện an toàn, ổn định, bảo đảm chất lượng điện năng (điện áp và tần số) cho phát triển kinh tế xã hội của đất nước, đặc biệt là đối với các trung tâm kinh tế trọng điểm phía Nam và phía Bắc như: thành phố Hồ Chí Minh- Đồng Nai- Bình Dương- Bà Rịa Vũng Tầu, Hà Nội- Hải Dương-Bắc Ninh-Hải Phòng- Quảng Ninh, trục phát triển Đà Nẵng-Chu Lai-Dung Quất và các khu chế xuất, khu công nghiệp. 8.2 Ph−¬ng ph¸p luËn sö dông khi x©y dùng ch−¬ng tr×nh ph¸t triÓn l−íi ®iÖn. Trong quá trình xây dựng chương trình phát triển lưới điện, đề án đã sử dụng phần mềm chương trình phân tích hệ thống PSS/E (Power System Simulator for Engineering) của Mỹ. VIII-1 Chương trình PSS/E dùng để nghiên cứu mô phỏng, tính toán các chế độ của hệ thống điện trong chế độ xác lập và phân tích chế độ ổn định động. Chương trình PSS/E còn cho phép xác định dòng ngắn mạch 1và 3 pha của các nút trong hệ thống và cho phép quy hoạch tối ưu hoá vô công hệ thống. Hình 8.1 Quá trình phân tích Quy hoạch hệ thống lưới điện truyền tải Dù b¸o nhu cÇu phô t¶i KÐ ho¹ch PT nguån Phô t¶i tr¹m BA Yªu cÇu kü thuËt thiÕt bÞ. Tiªu chuÈn ®é tin cËy S¬ ®å cung cÊp ®iÖn toµn quèc ThiÕt kÕ s¬ bé l−íi truyÒn t¶i Ph©n tÝch hÖ thèng NO YES NO §é tin cËy §iÒu kiÖn sµng läc Yªu cÇu kü thuËt YES L−íi truyÒn t¶i thay thÕ Dù kiÕn L−íi truyÒn t¶i So s¸nh kinh tÕ X¸c ®Þnh quy ho¹ch l−íi TrruyÒn t¶i 8.3 Ch−¬ng tr×nh ph¸t triÓn l−íi ®iÖn Chương trình phát triển Hệ thống lưới điện chuyên tải trong QHĐVI bao gồm dự kiến phát triển lưới điện (đường dây tải điện và trạm biến áp) ở các cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV trong giai đoạn đến năm 2010-2015, định hướng phát triển lưới điện chuyên tải 220kV và 500kV trong giai đoạn đến năm 2020 và 2025. Căn cứ vào đặc điểm địa lý tự nhiên và hạ tầng kỹ thuật của nước ta, có thể chia hệ thống điện toàn quốc thành 3 hệ thống điện miền: VIII-2 - Hệ Thống Điện miền Bắc: bao gồm các tỉnh miền Bắc từ Hà Tĩnh trở ra. - Hệ Thống Điện miền Nam: bao gồm các tỉnh Nam Bộ và các tỉnh Bình Thuận, Ninh Thuận, Lâm Đồng. - Hệ Thống Điện miền Trung: bao gồm các tỉnh duyên hải miền Trung từ Quảng Bình đến Khánh Hoà và bốn tỉnh Tây Nguyên Kon Tum, Gia Lai, Đắc Lắc, Đắc Nông. 8.3.1 Chương trình phát triển lưới điện 500kV 8.3.1.1 Cơ sở kinh tế kỹ thuật của việc lựa chọn điện áp 500kV Hiện nay lưới điện siêu cao áp 500kV phát triển tương đối phổ biến trên thế giới. Cấp điện áp này đã được chứng minh về tính kinh tế trong việc chuyên tải công suất cực đại đến 1200 MW với khoảng cách dưới 800km và phù hợp với hệ thống lưới điện cao áp 110(115)-220(230)-500kV. Tại các nước ASEAN cho đến thời điểm này, ngoài Việt Nam ra, lưới điện siêu cao áp 500kV mới chỉ có ở Thái Lan (với hệ thống điện áp 115-230-500kV). Tuy nhiên, trong định hướng liên kết lưới điện khu vực giai đoạn tới các nước thành viên về cơ bản đã thống nhất sẽ phát triển hệ thống lưới điện siêu cao áp 500kV. Đối với nước ta, hiện nay và trong giai đoạn tới lưới điện 500kV sẽ thực hiện chức năng chủ yếu là chuyên tải công suất từ các nhà máy điện lớn (như Hoà Bình, Quảng Ninh, Mông Dương, Sơn La, Lai Châu ở miền Bắc, Yaly ở miền Trung và Phú Mỹ ,Ô Môn, điện hạt nhân... ở miền Nam) đến các trung tâm tiêu thụ điện lớn trong từng khu vực, đồng thời tạo lập hệ thống liên kết các nhà máy điện này thành một đối tượng điện điều khiển thống nhất. Trên cơ sở đó, kết hợp với xu thế hội nhập Quốc tế - buôn bán trao đổi điện năng giữa các nước tiểu vùng Mê Kông (GMS) và các nước ASEAN thông qua lưới điện liên kết, kiến nghị tiếp tục chọn cấp điện áp siêu cao của nước ta là 500kV như hiện nay cho giai đoạn phát triển sau này, tạo thành hệ thống lưới điện cao áp 110-220-500kV. Lưới điện siêu cao áp có thể được phát triển dưới dạng xoay chiều (AC) hoặc một chiều (DC). Lưới điện một chiều có một số đặc điểm ưu việt so với lưới điện xoay chiều như khả năng tải cao hơn, khoảng cách chuyên tải xa hơn và không gây ảnh hưởng đến độ ổn định của hệ thống. Tuy nhiên, lưới điện một chiều đòi hỏi phải lắp đặt các trạm biến đổi với một khối lượng khổng lồ các linh kiện điện tử (Thyristor và mạch IC) rất nhạy cảm với nhiệt độ và độ ẩm không khí, phải bổ sung thêm các thiết bị bù công suất phản kháng và do hoạt động của các bộ biến đổi sinh ra các thành phần sóng hài bậc cao nên dòng điện xoay chiều nhận được thường bị méo (không sin). Ngoài ra, hệ thống điện một chiều thường chỉ tải công suất từ nguồn đến nơi tiêu thụ chính, còn việc rút công suất dọc đường rất ít khi được thực hiện vì VIII-3 hết sức phức tạp và tốn kém. Các yếu tố này làm giảm độ tin cậy và tính linh hoạt cung cấp điện, tăng chi phí vận hành hệ thống điện. Trên cơ sở những phân tích trên đây, kết hợp với điều kiện thực tế của nước ta - các nhà máy điện lớn dự kiến xây dựng trong tương lai cách các trung tâm tiêu thụ điện lớn không xa (dưới 500km), còn trường hợp đường dây dài (gần 1500km) như đường dây hiện có thì lại phải rút công suất tại một số điểm dọc tuyến, có thể nhận thấy rằng, việc phát triển lưới điện siêu cao áp một chiều trong Hệ thống điện Việt Nam là không hiệu quả. Riêng đối với lưới điện liên kết giữa Việt Nam và các nước trong khu vực, do đặc điểm không gây ảnh hưởng tới ổn định hệ thống điện nên đường dây siêu cao áp một chiều đã được xem xét. Việc lắp đặt các trạm biến đổi (từ dòng điện xoay sang một chiều rồi lại thành xoay chiều) tại các nút đầu mối đảm bảo cho hệ thống điện của các nước tham gia liên kết không bị ảnh hưởng lẫn nhau trong quá trình vận hành. Hiện nay, phía Nam Thái Lan và phần bán đảo của Malaisia có đường dây DC 300kV liên kết, với chiều dài khoảng 300km và quy mô công suất liên kết tối đa cũng là 300MW. 8.3.1.2 Tiªu chuÈn thiÕt kÕ l−íi ®iÖn 500kV Phần này mô tả những định hướng chung cho lưới điện Việt Nam, kiểm tra cân bằng nguồn và tải khu vực và các kịch bản phát triển lưới 500kV giai đoạn 2020 và 2025 dựa trên việc phân tích trào lưu công suất và đánh giá sơ bộ về ổn định hệ thống. a. Độ tin cậy của hệ thống truyền tải Lưới điện cần thiết kế sao cho đảm bảo sự truyền tải công suất liên tục và ổn định từ đầu cực máy phát đến các trạm biến áp. Sự truyền tải liên tục và ổn định được đòi hỏi ngay cả khi hệ thống điện bị thiếu một phần tử do sự cố bất thường hoặc sửa chữa định kỳ (như một đường dây hay một trạm biến áp), hệ thống điện vẫn luôn đảm bảo truyền tải công suất liên tục và ổn định (tiêu chí N-1) Trường hợp thiếu một phần tử vào thời gian phụ tải đỉnh, quá tải thường được cho phép. Tiêu chí độ tin cậy hệ thống truyền tải trong QHĐVI được xem xét như sau1: - Dòng công suất trên đường dây truyền tải phải nhỏ hơn dòng định mức của dây dẫn trên mạch còn lại trong trường hợp sự cố một mạch. 1 Tham kh¶o tiªu chuÈn l−íi truyÒn t¶i cña Cty điện lực Tokyo-NhËt B¶n hiÖn nay qua t− vÊn JICA VIII-4 - Trường hợp sự cố một máy biến áp, các máy biến áp còn lại phải tải được 120% công suất tải bình thường của mỗi máy, có thể chuyển một số trạm 220kV sang cho các trạm 500kV khác cấp điện. - Để đánh giá ổn định động, với các đoạn đường dây 2 mạch trở lên cần được đảm bảo ổn định trong trường hợp một đường dây bị ngắn mạch 3 pha. Tuy nhiên nếu cần thiết, sự cố chạm đất trên cả hai dây cùng pha của đường dây mạch kép, sự cố tuyến hoặc cắt máy ngắt không thành công cũng nên được xem xét để tránh lan rộng sự cố. b. Điều kiện nghiên cứu - Phụ tải sử dụng để thiết kế lưới điện là phụ tải đỉnh (Pmax). Tuy nhiên nếu tình huống nghiêm trọng phát sinh ở thời điểm không phải phụ tải đỉnh thì cũng cần tiến hành nghiên cứu ở thời gian không phải phụ tải đỉnh. - Các mốc thời điểm nghiên cứu là 2015, 2020 và 2025. Đề án tập trung vào kế hoạch phát triển lưới 500kV trong giai đoạn 2020 và 2025. - Trong thiết kế, cần xem xét khoảng cách truyền tải và công suất mang tải để so sánh chọn cấp truyền tải giữa 500kV và 220kV với xu thế giảm bớt tỷ trọng khối lượng lưới 500kV. - Dây dẫn loại ACSR 330mm2 sử dụng cho đường dây 500kV hiện nay có công suất giới hạn nhiệt khoảng 2500MW/ mạch. Khoảng cách giữa các trạm phụ tải khoảng vài trăm km. Dự kiến cỡ dây dẫn này phù hợp trong thiết kế ĐZ 500kV tương lai. Trong trường hợp khoảng cách truyền tải ngắn hơn, có thể tính toán chọn cỡ dây lớn hơn (400mm2 hoặc 600mm2) tuỳ thuộc mức mang tải và so sánh kinh tế giữa các phương án đạt điều kiện kỹ thuật Lưới truyền tải trong và xung quanh các thành phố lớn: Các máy biến áp 500/220kV sử dụng cho Hà Nội và TP Hồ Chí Minh được thiết kế là 450MVA và số máy tối đa trong mỗi trạm là 2 máy có vẻ hơi nhỏ. Tiết diện dây dẫn của các đường dây 220kV và công suất trạm 220kV được thiết kế theo tiêu chuẩn của Nga do đó đặt quá nhiều vị trí, điều này có thể dẫn đến không kinh tế cho Hà Nội và TP Hồ Chí Minh vì trong tương lai khu vực này cũng được dự báo với nhu cầu phụ tải lớn như các thành phố lớn hiện tại ở Đông nam châu Á. Ví dụ, trạm 500/275kV quanh Tokyo có tải từ 2000-4000MW/ trạm. Trong khi đó, từ TSĐ5 của Việt Nam, trạm 500/220kV chỉ tải từ 900-1800MVA. Đường dây 275kV quanh Tokyo đôi khi có công suất hơn 1000MW/1 mạch, nhưng các đường dây truyền tải 220kV dự kiến ở Việt Nam luôn tải thấp hơn một nửa lượng công suất này. Kể cả khi xem xét đến cấp điện áp khác nhau (275 và 230kV), các chỉ tiêu kỹ thuật của hệ thống dường như hơi nhỏ cho hệ thống điện của Việt Nam trong tương lai. VIII-5 Các tiêu chuẩn hiện hữu là phù hợp và kinh tế cho việc truyền tải công suất khoảng cách lớn và mật độ phụ tải nhỏ. Tuy nhiên đối với hệ thống điện của Hà Nội và TP Hồ Chí Minh trong tương lai với mật độ phụ tải cao và quỹ đất có hạn thì các tiêu chuẩn này cần phải nâng lên. Hệ thống lưới 500kV xung quanh các thành phố lớn ở khu vực đông nam châu Á thường được thiết kế theo cấu hình hệ thống đa mạch vòng như Tokyo và Thượng Hải. Hệ thống mạch vòng 500kV cấp điện cho trung tâm phụ tải bằng hệ thống điện áp thấp hơn Đối với Hà Nội và TP Hồ Chí Minh, mục tiêu thiết kế cũng là cấu hình hệ thống đa mạch vòng. Dung lượng trạm biến áp 500kV khu vực này được thiết kế mới và cải tạo mở rộng với công suất 2(3)x600, 2(3)x900MVA hoặc 2x1200MVA. Lưới truyền tải liên kết giữa các miền: + Trào lưu công suất từ miền Bắc vào miền Trung. Giai đoạn năm đến 2020, miền Bắc sẽ có khá nhiều nhà máy thủy điện và nhiệt điện than. Dòng công suất từ Hà Tĩnh vào miền Trung và miền Nam có xu hướng tăng lên, dòng công suất truyền tải giữa Hà Tĩnh và Đà Nẵng đôi khi cũng vượt quá giới hạn theo tiêu chuẩn N-1. Trong trường hợp này cần xem xét các phương án sau: - Tăng cường đường dây truyền tải giữa Hà Tĩnh và Đà Nẵng. - Giới hạn lượng công suất phát ở miền Bắc và miền Nam để dòng công suất không vượt quá giới hạn từ Bắc vào Trung hoặc mở rộng lưới 220kV liên kết khu vực giữa 3 miền - Xem xét lại vị trí của các nhà máy điện dự kiến Trong kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải, dự kiến duy trì dòng công suất truyền tải giữa miền Bắc và miền Trung khoảng trên 1000MW để đảm bảo tiêu chí N-1 trong mọi chế độ bình thường và sự cố. Ngoài ra, tiếp tục xem xét các biện pháp đề cập ở trên cho kế hoạch phát triển tối ưu hệ thống điện. + Trào lưu công suất từ Miền trung vào miền Nam Từ Duyên hải Trung bộ đến miền Nam, sẽ có các nhà máy điện hạt nhân (tại Phước Dinh và Vĩnh Hải – Ninh Thuận), có các nhà máy nhiệt điện than lớn (dự kiến tại Phú Yên, Bình Thuận). Hơn nữa, nhập khẩu điện từ các nhà máy thủy điện của Lào sẽ đi qua trạm 50kV PlêiKu. Dòng công suất truyền tải giữa miền Trung và miền Nam sẽ vượt quá giới hạn công suất theo tiêu chí N-1. Vì vậy cần thiết phải tăng cường đường dây truyền tải 500kV giữa miền trung và miền Nam. VIII-6 8.3.1.3 Chương trình phát triển lưới điện 500kV giai đoạn 2006 - 2025 Chương trình phát triển lưới điện đặc biệt là lưới điện cao áp và siêu cao áp bao giờ cũng gắn liền với chương trình phát triển nguồn. Trong chương VII của đề án đã sử dụng chương trình tính toán tối ưu việc phát triển và huy động nguồn điện, có tính đến khả năng và giới hạn truyền tải qua lưới điện siêu cao áp giữa các miền trong hệ thống điện Việt Nam. Theo kết quả tính toán nhận thấy rằng, giai đoạn 2006- 2008 công suất được truyền tải theo hướng Nam - Bắc do miền Bắc thiếu nguồn. Từ năm 2009 – 2010 và cả giai đoạn 2011- 2020 công suất chủ yếu được truyền tải theo hướng Bắc - Nam vào cả mùa khô lẫn mùa nước để tận dụng các nguồn thuỷ điện ở miền Bắc, miền Trung và nhập khẩu, trong khi các nguồn nhiệt điện khí, than phụ thuộc vào khả năng cung cấp nhiêu liệu đã phát huy hết năng lực. Đến giai đoạn 2021 - 2025, sẽ chủ yếu phát triển các nhà máy nhiệt điện chạy than nhập theo nhu cầu của từng miền, đồng thời phát triển điện hạt nhân, qui mô lên đến 8000MW tại Nam Trung Bộ. Theo tính toán cân bằng công suất liên vùng, công suất truyền tải trên đường dây 500kV BắcTrung giới hạn khoảng 1000MW, công suất từ Nam Trung Bộ và Tây Nguyên về khu vực thành phố Hồ Chí Minh sẽ trên 10.000MW. Các tính toán phân tích cân bằng công suất và điện năng giữa các miền trong hệ thống điện Việt Nam là điều kiện cơ sở để xác định phương án phát triển lưới điện Việt Nam trong các giai đoạn 2010, 2015 và 2025. a. Giai đoạn 2006-2010: Đến cuối năm 2005, đã hoàn thành việc phát triển lưới 500KV đấu nối cụm nhiệt điện Phú Mỹ vào lưới Hệ thống (đường dây 500KV Phú Mỹ- Nhà BèPhú Lâm), đồng thời đưa đường dây 500KV Bắc- Nam mạch 2, đoạn Thường Tín- Nho Quan- Hà Tĩnh vào vận hành tháng 9/2005 để đảm bảo truyền tải công suất từ Nam ra Bắc giai đoạn 2006 - 2010. Các công trình 500kV đưa vào vận hành bao gồm: 1. Hệ thống truyền tải điện 500kV Phú Mỹ-Nhà Bè-Phú Lâm, bao gồm các công trình điện sau: + Đường dây mạch kép 500kV Phú Mỹ-Nhà Bè dài 46km (1/2004). + Đường dây mạch đơn 500kV Nhà Bè-Phú Lâm dài 16km (1/2004). + Trạm biến áp 500/220kV Nhà Bè 2x600MVA (8/2005) + Trạm biến áp 500/220kV Phú Mỹ 1x450MVA (8/2005) 2. Đường dây 500kV Pleiku-Phú Lâm (mạch 2) dài 547km, đóng điện tháng 5/2004. VIII-7 3. Trạm Tân Định 450MVA tháng 8/2005. 4. Đường dây 500kV Pleiku- Dốc Sỏi- Đà Nẵng (mạch 2), 297km, đóng điện tháng 11/2004. 5. Đường dây 500kV Đà Nẵng- Hà Tĩnh (mạch 2), 390km, đóng điện tháng 5/2005. 6. Đường dây 500kV Hà Tĩnh - Nho Quan dài 295km, nhánh rẽ 2x30km từ đường dây mạch 1 Hoà Bình - Hà Tĩnh và trạm 500kV Nho Quan công suất 450MVA đã vào vận hành tháng 8/2005. 7. Trạm 500kV Thường Tín với công suất ban đầu là 450MVA (3x150MVA) vào vận hành tháng 9/2005. 8. Đường dây 500kV Nhà Bè-Ô Môn dài 152km là công trình liên kết giữa khu vực miền Đông và miền Tây Nam Bộ, hiện đang thi công đoạn Cai Lậy - Ô Môn, dự kiến hoàn thành trong tháng 12/2005, tạm thời vận hành ở cấp điện áp 220kV để bổ sung đường dây 220kV cấp điện cho miền Tây (do nhà máy nhiệt điện Ô Môn 1 chậm so với tiến độ). Giai đoạn đến năm 2010, phát triển lưới điện 500KV đấu nối các nhà máy điện than miền Bắc (đường dây 500KV Quảng Ninh- Thường Tín, Quảng Ninh - Sóc Sơn, đường dây 500KV Quảng Ninh- Mông Dương), đấu nối các nhà máy thuỷ điện trên sông Đà, trong đó có thuỷ điện Sơn La 2400MW (đường dây 500KV Sơn LaHoà Bình, Sơn La- Nho Quan, Sơn La - Sóc Sơn), cụm nhiệt điện chạy khí ở Ô Môn (đoạn Cai Lậy - Nhà Bè trên đường dây 500KV Ô Môn- Nhà Bè, Ô Môn- Phú Lâm). Với dự báo trong QHĐ VI, để đáp ứng nhu cầu điện phương án cơ sở và có dự phòng phương án cao, tiến độ một số nhà máy điện dự kiến đẩy sớm hơn so với TSĐV ở miền Bắc như: nhà máy thuỷ điện Sơn La, tổ máy 1 vào năm 2010 (so với 2012 trong TSĐ V), NĐ Quảng Ninh II 2x300MW vào năm 2009 – 2010; NĐ Hải Phòng II 2x300MW vào năm 2010; NĐ Cẩm Phả II 300MW vào năm 2010. Hiện nay, BCNCKT Dự án truyền tải điện miền Bắc mở rộng, vay vốn ADB, trong đó bao gồm việc xây dựng đường dây 500kV để đấu nối nguồn thuỷ điện Sơn La ở Tây Bắc và nhiệt điện than Quảng Ninh- Mông Dương ở Đông Bắc vào Hệ thống điện quốc gia đã được hoàn thành. Các công trình 500kV dự kiến vào vận hành giai đoạn 2006-2010 bao gồm: 1. Đường dây Sơn La- Hoà Bình, dài 180km và Sơn La- Nho Quan dài 240km, năm 2010 2. Đường dây Sơn La- Sóc Sơn, dài 200km, năm 2010 VIII-8 3. Trạm 500kV Pitoong Sơn La, 2x450MVA năm 2010 4. Trạm 500kV Sóc Sơn, 1x900MVA năm 2010 5. Đường dây mạch kép Quảng Ninh- Mông Dương, dài 25km, năm 2010 6. Đường dây mạch kép Quảng Ninh- Thường Tín, dài 152km, năm 2009 7. Trạm Quảng Ninh, 450MVA, đồng bộ với NĐ Quảng Ninh I (tổ máy 2 và 3), năm 2009 8. Đường dây 500kV Quảng Ninh- Sóc Sơn, dài 180km, năm 2010 9. Trạm Dốc Sỏi, 450MVA, năm 2006 - 2007 10. Trạm Đăk Nông, 2x450MVA, năm 2009 11. Đường dây Phú Mỹ- Song Mây- Tân Định, dài 103km, năm 2007 12. Trạm Tân Định (máy 2 - 450MVA), vận hành năm 2007 13. Trạm Song Mây, 600MVA, năm 2008. 14. Trạm 500kV Di Linh 1x450MVA, khoảng 40km đường dây 500kV được xây dựng và được đưa vào vận hành đồng bộ với nhà máy thủy điện Đại Ninh (cuối năm 2007). 15. Đường dây 500kV Ô Môn – Nhà Bè (152km) và Ô Môn - Phú Lâm (155km) để tạo mối liên hệ mạnh giữa Trung tâm nhiệt điện khí Ô Môn (dự kiến công suất của ba nhà máy Ô Môn 1, 2 và 3 lên tới 2000MW) với khu vực trung tâm của HTĐ miền Nam, và trạm biến áp 500/220kV Ô Môn (450MVA). b. Giai đoạn 2011-2015: Giai đoạn này các cụm nhà máy phát huy hết quy mô công suất là: Sơn La 2400MW, Mông Dương II 1000MW, Ô Môn 3400MW. Đồng thời, nhập khẩu điện từ Lào và Trung Quốc (với tổng công suất gần 2700MW). Các công trình lưới điện 500kV xây dựng trong giai đoạn này bao gồm: 1. Đường dây 500kV mạch kép Lai Châu -Sơn La, dài 180km, để đấu nối NMTĐ Lai Châu vào Hệ thống (2013). 2. Tại trung tâm nhiệt điện khí Ô Môn, TBKHH Ô Môn 4 (720MW) vào vận hành. Ô Môn 1 và 3 phát vào thanh cái 220kV, Còn Ô Môn 2 và 4 phát lên 500kV. Các tổ máy phát và các xuất tuyến đường dây 500kV, 220kV được đấu nối vào các thanh góp theo sơ đồ 3/2. Giữa hệ thống 500kV và 220kV là 2 máy biến áp liên lạc 500/220kV (2x450MVA). VIII-9 3. Liên kết với lưới điện của Lào qua đường dây 500kV Bản Sok- Pleiku dài khoảng 180km, và nối lưới Trung Quốc bằng đường dây HVDC Honghe (Vân Nam, Trung Quốc)- Sóc Sơn dài 400 - 450km với khả năng tải từ 2000-2500MW Đến 2015, ở hệ thống điện miền Bắc sẽ có mạch vòng 500kV Sơn La - Hoà Bình Nho Quan - Thường Tín- Quảng Ninh- Sóc Sơn - Sơn La. Ở hệ thống điện miền Nam sẽ xuất hiện mạch vòng 500kV Phú Lâm - Nhà Bè - Phú Mỹ - Song Mây- Tân Định - Hóc Môn - Phú Lâm đảm bảo cung cấp điện an toàn tin cậy cho trung tâm tiêu thụ lớn nhất của cả nước bao gồm thành phố Hồ Chí Minh, khu công nghiệp Biên Hoà - Đồng Nai và các khu công nghiệp thuộc tỉnh Bình Dương. c. Giai đoạn 2016-2025: Cần xác định hướng công suất truyền tải giữa các vùng khi xem xét thiết kế lưới truyền tải giai đoạn đến 2020 và 2025. Theo địa lý, nhu cầu phụ tải và các trung tâm nguồn điện, có thể chia HTĐ thành 13 tiểu vùng: Đông Bắc, Tây Bắc, Hà Nội và phụ cận, Nam Hà Nội, Bắc Trung Bộ, Trung Trung Bộ, Nam Trung Bộ 1 và 2, Tây Nguyên, TP Hồ Chí Minh - Đồng Nai - Bà Rịa Vũng Tàu, Tây bắc TP Hồ Chí Minh, Nam TP Hồ Chí Minh và miền Tây Nam Bộ. Cân đối tổng công suất nguồn phát và phụ tải của từng vùng đến năm 2025 như sau: 1. Vùng Đông Bắc Vùng Đông Bắc bao gồm các tỉnh Quảng Ninh, Hải Phòng, Bắc Giang, Lạng sơn, Cao Bàng, Bắc Kạn. Ở đây có nhà máy nhiệt điện than Mông Dương và Quảng Ninh phát lên lưới 500kV, nhiệt điện than Hải Phòng và Uông Bí II sẽ phát lên lưới 220kV. Giai đoạn đến 2020, tổng công suất nguồn vùng Đông Bắc là 6700MW. Dự kiến đến 2025 sẽ phát triển thêm 5000MW nhiệt điện chạy than ở khu vực này. Tổng phụ tải trong vùng là nhỏ hơn tổng công suất nguồn, do đó sẽ có một lượng công suất lớn 2000- 5000MW được tải về khu vực Hà Nội và phụ cận bằng cấp điện áp 500kV. Dự kiến sẽ có 3 mạch vào năm 2020 (Quảng Ninh – Thường Tín mạch kép; Quảng Ninh - Sóc Sơn mạch đơn) và 4 mạch vào năm 2025 (Quảng Ninh - Sóc Sơn treo mạch thứ 2). Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 6700 4300 +2400 Năm 2025 11700 6200 +5500 2. Vùng Tây Bắc: Vùng Tây Bắc có các nhà máy thủy điện lớn như Sơn La, Lai Châu, Huội Quảng, Bản Chát, Nậm Chiến và nhà máy thủy điện tích năng. Công suất dư thừa của vùng này là trên 4000MW năm 2020 và 3000MW năm 2025 sẽ được truyền về Hà Nội. VIII-10 Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 7000 2800 +4200 Năm 2025 7000 4000 +3000 3. Khu vực Hà Nội và lân cận Vùng này gồm Hà Nội, Hà Tây, Hà Nam, Hưng yên, Hải Dương, Bắc Ninh, Vĩnh Phúc và Phú Thọ, có nhà máy thủy điện Hòa Bình và nhiệt điện than Phả Lại, tuy nhiên công suất phụ tải ở đây lớn hơn rất nhiều công suất nguồn, nên công suất sẽ được truyền tải từ nơi khác về. Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 4400 9900 -5500 Năm 2025 4900 14500 -9600 4. Khu vực Nam Hà Nội Vùng này gồm Nam Định, Thái Bình, Ninh Bình, dự kiến đặt nhà máy nhiệt điện khu vực Thái Bình – Nam Định vào năm 2025, công suất nguồn và tải khu vực này đến năm 2025 là khá cân bằng. Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 400 1800 -1400 Năm 2025 2200 2600 -400 5. Khu vực Bắc Trung Bộ Gồm các tỉnh Thanh hoá, nghệ An, Hà Tĩnh, vùng này có 2 nhà máy nhiệt điện than lớn là Nghi Sơn và Vũng Áng. Tổng công suất dự kiến đấu nối lên hệ thống 500kV của 2 nhà máy này là 6000MW. Trong khi đó nhu cầu phụ tải của vùng rất nhỏ hơn so với tổng công suất phát, vì vậy sẽ có lượng lớn công suất truyền tải từ Bắc Trung Bộ ra vùng Hà Nội. Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 7700 2800 +4900 Năm 2025 7700 4100 +3600 Hình 8.2 mô tả cân bằng nguồn tải của 5 vùng đề cập ở trên và dòng công suất giữa các vùng xung quanh Hà Nội vào Hà Nội năm 2025. VIII-11 Hình 8.2 Cân bằng nguồn và phụ tải miền Bắc năm 2025 6. Khu vực Trung Trung Bộ Vùng này gồm các tỉnh từ quảng Bình đến Quảng ngãi. Nhà máy nhiệt điện than khu vực Quảng Trị, công suất 2000-3000MW dự kiến được xây dựng năm 2020. Nhà máy này cấp một phần cho phụ tải khu vực bằng cấp điện áp 220kV, còn chủ yếu qua hệ thống 500kV sẽ truyền tải công suất và dự phòng cho HTĐ miền Bắc.Ngoài ra đến 2025 sẽ xây dựng thêm 3000MW nhiệt điện than tại khu vực Đà Nẵng - Quảng Nam (dự kiến tại khu vực Chu Lai và Liên Chiểu). Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 4700 3800 +900 Năm 2025 7700 5800 +1900 7. Vùng Nam Trung Bộ 1 Gồm các tỉnh Bình Định, Phú Yên và Khánh Hoà, phụ tải vùng này chủ yếu được cấp điện bằng các NMTĐ xây dựng trong giai đoạn 2010-2015 và trạm 500/220kV khu vực. Giai đoạn sau 2020 dự kiến xây dựng nhà máy nhiệt điện than Tuy Hoà công suất 3000MW. Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 500 2000 -1500 VIII-12 Năm 2025 3500 3000 +500 8. Vùng Nam Trung Bộ 2 Vùng này (gồm Ninh Thuận, Bình Thuận và lâm Đồng) sẽ trở thành vùng phát công suất lớn với các nhà máy thủy điện trên sông Đồng Nai, nhà máy điện TBKHH Bình Thuận - 1400MW, nhà máy điện hạt nhân và nhà máy thủy điện tích năng. Hơn 6000 MW năm 2020 và hơn 10.000MW năm 2025 sẽ chuyển về khu vực TP Hồ Chí Minh. Ngoài 2 đường dây 500kV hiện có, cần phải xây dựng thêm 6 mạch đường dây để truyền tải công suất từ khu vực này về TP Hồ Chí Minh. Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 8300 1600 +6700 Năm 2025 12300 2300 +10000 9. Vùng Tây Nguyên Vùng này bao gồm trạm Pleiku và thủy điện Yaly. Lượng công suất từ đây (bao gồm cả công suất từ các NMTĐ ở Lào) sẽ được truyền tải vào miền Nam thông qua đường dây 500kV PleiKu – Đak Nông, PleiKu – Nha trang Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 4600 1100 +3500 Năm 2025 4600 1700 +2900 10. Khu vực TP Hồ Chí Minh và Đồng Nai, Vũng Tàu. Khu vực này có thủy điện Trị An, nhiệt điện khí Phú Mỹ và Nhơn Trạch. Tuy nhiên tổng phụ tải khu vực này khá lớn, do đó cần lượng công suất đáng kể từ các vùng khác đưa về. Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 11900 13100 -1200 Năm 2025 11900 19200 -7300 11. Khu vực Tây Bắc TP Hồ Chí Minh Khu vực này (gồm Tây Ninh, Bình Dương và Bình Phước) chỉ có một vài nhà máy thuỷ điện nhỏ. Tổng phụ tải khu vực này lớn hơn nhiều so với công suất nguồn Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 600 4300 -3700 Năm 2025 600 6300 -5700 12. Khu vực Nam TP Hồ Chí Minh Gồm các tỉnh Tiền giang và Long An. Dự kiến xây dựng nhiệt điện than tại Tiền Giang, công suất 1200MW vào năm 2020. Công suất nguồn tải khu vực này khá cân bằng Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 1200 1600 -400 VIII-13 Năm 2025 1200 2300 -1100 13. Khu vực Tây Nam Bộ Khu vực này gồm 11 tỉnh dồng Bằng sông Cửu Long, có nhà máy nhiệt điện Cà Mau, Ô Môn, Sóc Trăng và Trà Vinh, khoảng 4000- 5000MW sẽ chuyển từ khu vực này đến TP Hồ Chí Minh giai đoạn 2020-2025. Tổng nguồn (MW) Tổng phụ tải (MW) Cân bằng, thừa (+), thiếu (-) Năm 2020 10600 6000 +4600 Năm 2025 14100 8700 +5500 Hình 8.3 mô tả cân bằng nguồn tải của 8 vùng đề cập ở trên và dòng công suất giữa các vùng về thành phố Hồ Chí Minh H×nh 8.3 C©n b»ng nguån vµ t¶i miÒn Trung vµ Nam n¨m 2025 VIII-14 Thiết kế lưới truyền tải 500kV giai đoạn đến năm 2020 Giai đoạn này tại khu vực Bắc Trung Bộ sẽ xây dựng thêm 2400MW tại Trung tâm nhiệt điện Nghi Sơn cũng như Vũng áng. Tổng công suất của 2 trung tâm này là 6600MW. Trong khi đó phụ tải khu vực Bắc Trung Bộ nhỏ hơn nhiều so với tổng công suất phát, vì vậy sẽ có một lượng lớn công suất truyền tải từ Bắc Trung Bộ ra vùng Hà Nội. Kết cấu lưới 500kV giai đoạn này chủ yếu là đấu nối Trung tâm nhiệt điện Nghi Sơn cũng như Vũng áng vào Hệ thống 500kV và hình thành mạch 500kV thứ 3 từ Nghi Sơn- Thái Bình. NĐ Nghi Sơn 2, Nghi Sơn 3 sẽ phát lên 500kV và đấu transit trên đường dây 500kV Hà Tĩnh- Nho Quan2. Trung tâm nhiệt điện Vũng Áng sẽ có 5 tổ máy 600MW (3000MW), phát lên 500kV và đấu transit trên 2 mạch đường dây 500kV Hà Tĩnh- Đà Nẵng. Khu vực Nam Trung Bộ, lưới điện 500kV được phát triển chủ yếu nhằm giải phóng công suất từ nhà máy điện hạt nhân, 4000MW đến khu vực thành phố Hồ Chí Minh với chiều dài gần 300km. Để đảm bảo tiêu chí (N-1), cần thiết phải xây dựng 2 đường dây 500kV mạch kép với tiết diện 4x330mm2 từ NMĐ nguyên tử 1 về trạm 500kV Tân Định và Song Mây, đồng thời xây dựng đường dây 500kV nối Di LinhNMĐ nguyên tử 1, dài 95km. Nhà máy thuỷ điện tích năng (TĐTN) với quy mô công suất 600MW năm 2020 sẽ được đấu transit trên đường dây 500kV Điện hạt nhân- Nha Trang. Để đảm bảo cấp điện an toàn cho khu vực Bình Định- Khánh Hoà và nâng cao độ tin cậy vận hành Hệ thống 500kV Trung-Nam, sẽ khép mạch 500kV thứ 3 (Dốc Sỏi- Nha Trang- PSPP miền Nam- Điện hạt nhân 1) Tại miền Nam, sẽ xây dựng 2 cụm nhiệt điện than tại Trà Vinh (3000MW) và Sóc Trăng (1200MW). Căn cứ theo phụ tải khu vực, mỗi cụm nhiệt điện chỉ để 1 tổ 600MW phát lên 220kV, còn lại toàn bộ các tổ máy sẽ phát lên 500kV. Để đấu nối các cụm nhiệt điện than này cần xây dựng đường dây 500kV Trà Vinh- Mỹ Tho (2 mạch), và Sóc Trăng- Ô Môn. Lượng công suất truyền tải trên 2 mạch đường dây 500kV về trạn 500kV Phú Lâm và Nhà Bè là 2000- 3000MW Lưới điện 500kV liên kết với các nước láng giềng trong tiểu vùng Mê kông như với Vân Nam (Trung Quốc), Lào và với Campuchia cũng đã được xem xét. Dự kiến Việt Nam sẽ liên kết với Hệ thống điện Vân Nam (Trung Quốc) bằng đường dây 500kV Honghe-Sóc Sơn , dài 450km với khả năng tải từ 2000-2500MW 2 Theo Quy hoạch cụm trung tâm nhiệt điện Nghi Sơn do Tư Vấn Xây Dựng Điện 2 lập,2004 VIII-15 Thiết kế lưới truyền tải 500kV giai đoạn đến năm 2025 Công suất tăng cường cho HTĐ miền Bắc chủ yếu là nguồn nhiệt điện chạy than nhập, khoảng 7000MW xây dựng tại các địa điểm: Quảng Ninh, Thái Bình, Nam Định. Để truyền tải hết công suất dư thừa (khoảng 5000MW) từ khu vực Đông Bắc về khu vực Hà Nội và phụ cận, cần tăng cường thêm 1 mạch đường dây 500kV Quảng Ninh - Sóc Sơn. Hình thành các mạch vòng nhỏ giữa các trạm 500kV Sóc Sơn và Thường Tín (Sóc Sơn - Đông Anh- Thường Tín, Sóc Sơn - Bắc Giang - Bắc Ninh- Phố Nối - Thường Tín) Khu vực TrungTrung Bộ sẽ xây dựng thêm 5000MW tại Đà Nẵng và Quảng Trị. Phụ tải khu vực Quảng Trị nhỏ nên chủ yếu công suất NMĐ Quảng Trị phát lên 500kV, đấu transit vào đường dây 500kV Vũng Áng- Đà Nẵng. Khu vực Nam Trung Bộ, xuất hiện nhà máy điện hạt nhân 2, công suất 4000MW. Để đảm bảo tiêu chí (N-1), cần thiết phải xây dựng thêm 2 đường dây 500kV mạch kép với tiết diện 4x330mm2 từ NMĐ nguyên tử 2 về trạm 500kV Mỹ Phước (tỉnh Bình Dương) và trạm 500kV tây bắc TP Hồ Chí Minh mới được xây dựng tại Củ Chi. Để tăng cường ổn định khi vận hành hệ thống và phân tải đều giữa các xuất tuyến 500kV từ NMĐ nguyên tử 1 và NMĐ nguyên tử 2 dự kiến chuyển đấu nối với trạm 500kV Di Linh sang NMĐ nguyên tử 2. Hình thành mạch vòng 500kV thứ 2 bao quanh khu vực TP Hồ Chí Minh (Điện hạt nhân 2- Củ Chi- Bình Chánh - Mỹ Tho- Phú Lâm, Nhà Bè) Tại miền Nam, cụm nhiệt điện than tại Sóc Trăng vào hết qui mô công suất (3000MW). Với 4 mạch 500kV từ Mỹ Tho về đảm bảo sẽ tải hết công suất dư thừa từ khu vực miền tây Nam Bộ về TP Hồ Chí Minh Sơ đồ lưới 500kV toàn quốc giai đoạn đến 2025 xem hình 8.4 Trào lưu công suất trên lưới 500kV năm 2025 thể hiện trong hình 8.5 VIII-16 Hình 8.4: Hệ thống điện Việt Nam năm 2025 Trung Quốc Thái Nguyên Lai Châu VYên Việt Trì Sóc Sơn BG Quảng Ninh Mông Dương Sơn La Tây HN PSPP G 4900 China P 14530 BN Phố Nối Thường Tín Hòa Bình G 11700 P 6130 ĐA Hải Phòng G 7000 P 4060 Thái Bình G 2200 P 2660 Nho Quan Thanh Hóa Nghi Sơn Vinh G 7700 P 4100 Từ Lào Hà Tĩnh Vũng Áng Quảng Trị 2005 G 7700 P 5830 2020 2025 1000 Huế Đà Nẵng G Nguồn MW P Phụ tải MW Dốc Sỏi G 4600 P 1740 Plei Ku Từ Lào G 3500 P 3090 YaLy Tây Ninh Củ Chi Thốt Nốt G 12650 P 8760 Bình Chánh G 2940 P 2340 Ô Môn Mỹ Tho Sóc Trăng Trà Vinh Tuy Hoà Nha Trang G 600 Mỹ Phước P 6390 Tân Định Hóc Môn Phú Lâm Song Mây Nhà Bè G 3,200 Nhơn Trạch P 12330 Đồng Nai G 8700 P 6900 Di Linh PSPP G 12300 P 2340 Điện HN LongThành Phú Mỹ Bình Thuận 9000 VIII-17 8.3.2. Chương trình phát triển lưới điện 110-220kV các khu vực 8.3.2.1 Quan điểm và tiêu chuẩn thiết kế lưới điện 220kV Đối với các trung tâm phụ tải lớn như thành phố Hồ Chí Minh, Hà Nội và phụ cận với mật độ phụ tải tập trung rất lớn, dung lượng trạm biến áp 220kV khu vực này được thiết kế mới và cải tạo mở rộng tới công suất 2 (3)x250MVA. Lưới 220kV ở thành phố Hồ Chí Minh, Hà Nội nên tách ra vận hành hở để hạn chế dòng ngắn mạch như hình dưới, một trạm 500/220kV có thể cấp cho 2-3 trạm phân phối 220kV. Tr¹m 500kV Më Tr¹m 220kV Do các trạm 220kV có dung lượng và số lượng máy lớn nên xem xét sử dụng dây dẫn tiết diện lớn với tính kinh tế của hệ thống. Lưới nguồn 220kV từ các trạm 500/220kV được thiết kế với các đường dây kép sử dụng dây dẫn phân pha 2 sợi, tiết diện 610 (810)mm2. Đối với các khu vực khác, dung lượng các trạm 220kV đến 2020-2025 được thiết kế là 1 (2)x125 (250)MVA. Lưới 220kV cấp cho các trạm 220kV được thiết kế với các đường dây kép sử dụng dây dẫn 1(2) sợi, tiết diện 400-610mm2. 8.3.2.2. Lưới điện miền Bắc 1. Khu vực Hà Nội và phụ cận. Khu vực này gồm các tỉnh thành: Hà Nội, Hà Nam, Phú Thọ, Vĩnh Phúc, Bắc Ninh, Hưng Yên, Hà Tây và Hải Dương. Theo dự báo từ nay tới 2025, đây là khu vực có nhu cầu công suất lớn nhất miền bắc. Năm 2025, tổng công suất khu vực này là 14500 MW, chiếm 46,1% công suất yêu cầu toàn miền bắc. Đây là khu vực nằm trong vùng kinh tế trọng điểm phía Bắc, đặc biệt có trung tâm kinh tế, trính trị quốc gia - Thủ đô Hà Nội, vì vậy khi thiết kế lưới điện khu vực này cần đảm bảo độ tin VIII-18 cậy cung cấp điện cao. Nguồn điện cung cấp cho phụ tải khu vực Hà Nội được lấy từ nhà máy thủy điện Hòa Bình, nhiệt điện Phả Lại và hệ thống các trạm biến áp 500kV nhận điện từ lưới siêu cao áp. Tới 2025, hai nhà máy: thủy điện Hòa Bình và nhiệt điện Phả Lại vẫn cung cấp điện cho khu vực thông qua các đường dây truyền tải 220kV Hòa Bình – Tây Hà Nội, Hòa Bình – Hà Đông, Phả Lại – Sóc Sơn, Phả Lại – Phố Nối. Năm 2025 sẽ có 7 trạm biến áp 500kV đóng vai trò là trạm nguồn cung cấp điện cho phụ tải khu vực này. Lưới điện 220kV giai đoạn 2005-2010-2015 được cập nhật theo quy hoạch đã được phê duyệt của các tỉnh thành trong khu vực. Thiết kế lưới điện giai đoạn 2016-20202025 dựa trên cơ sở dự báo phụ tải và định hướng phát triển không gian của các tỉnh, thỏa mãn tiêu chí độ tin cậy cung cấp điện theo tiêu chuẩn n-1. a. Thành phố Hà Nội: - Thành phố Hà Nội hiện nay được cung cấp điện từ 4 trạm biến áp 220/110kV Hà Đông, Chèm, Mai Động và Sóc Sơn với tổng công suất 1500MVA. Đến năm 2010 phụ tải cực đại của thành phố Hà Nội được dự báo là 1400MW, cần xây dựng thêm các trạm 220/110kV: Thành Công 2x250MVA, An Dương 1x250MVA, Vân Trì 1x250MVA và Long Biên 1x250 MVA. Nguồn điện được tăng cường bằng đường dây 220kV mạch 2 Hòa Bình – Tây Hà Nội và trạm 500kV Thường Tín 2x450MVA. - Năm 2015, phụ tải được dự báo đạt 2400 MW, nguồn điện cấp cho thủ đô Hà Nội được tăng cường thêm 2 trạm biến áp 500kV: Sóc Sơn 2x900MVA, Tây Hà Nội 1x600MVA. Ngoài ra, Hà Nội còn được hỗ trợ từ hai trạm biến áp 500kV Phố Nối và 500kV Vĩnh Yên. Cần nâng công suất các trạm Vân Trì 1x250MVA, An Dương 1x250MVA, Long Biên 1x250MVA, xây mới trạm biến áp Đông Anh 1x250MVA và đặt 2 máy biến áp 250 MVA tại trạm cắt Tây Hà Nội. Năm 2015, độ tin cậy cung cấp điện cho thủ đô Hà Nội được tăng cường với hai mạch vòng 220kV Tây Hà Nội – Chèm – An Dương – Mai Động – Thường Tín và Sóc Sơn – Đông Anh – Long Biên – Thường Tín. - Giai đoạn 2016-2025: dự báo phụ tải năm 2025 đạt công suất 5400MW, nguồn điện cấp cho Hà Nội được tăng cường bằng trạm 500kV Đông Anh 2x900MVA. Cùng với sự phát triển các khu CN, khu đô thị mới ở phí Bắc và phía Đông Nam thành phố, cần xây mới 6 trạm biến áp 220kV Đông Anh 2, Đông Anh 3, Sóc Sơn 2, Sóc Sơn 3, Long Biên 2 và Văn Điển. Trạm Mai Động và An Dương sẽ nâng công suất lên 3x250MVA. Tổng dung lượng trạm biến áp VIII-19 220kV cấp cho thủ đô Hà Nội năm 2025 là 8750MVA. b. Các tỉnh phụ cận Hà Nội : Liền kề với thủ đô Hà Nội là các tỉnh Bắc Ninh, Hưng Yên, Hà Tây, Vĩnh Phúc, Hà Nam, Phú Thọ và Hải Dương, các tỉnh có thế mạnh về phát triển công nghiệp và xây dựng. Các thành phố đóng vai trò như những thành phố vệ tinh xung quanh thủ đô. Giai đoạn 2010-2015, các tổ máy thủy điện Sơn La lần lượt hòa lưới với tổng công suất 2400MW, cùng với sự xuất hiện của nhiệt điện Quảng Ninh 1200MW, Cẩm Phả 600MW và Mông Dương 2000MW. Giai đoạn 2016-2020 sẽ đưa vào vận hành các trạm 500kV Việt Trì, Vĩnh Yên cấp điện cho hai tỉnh Vĩnh Phúc, Phú Thọ và khu vực phụ cận; 500kV Phố Nối cấp điện cho khu vực Hưng Yên, Hải Dương và trạm 500kV Bắc Ninh cung cấp cho phụ tải khu vực Bắc Ninh. Các trạm 220kV cũng lần lượt được xây dựng, đáp ứng với nhu cầu tăng trưởng phụ tải từng tỉnh. Giai đoạn 2006-2010-2015, lưới điện khu vực này về cơ bản được thiết kế dựa trên quy hoạch điện lực tỉnh. Đến năm 2010: Phía Tây và Tây bắc Hà Nội sẽ có thêm các trạm: Sơn Tây 1x125MVA, Vĩnh Yên 1x125MVA đáp ứng nhu cầu phụ tải của 2 thị xã. Phía Nam xây mới 3 trạm 220kV Kim Động 1x125MVA đấu giữa đường dây Thường Tín Thái Bình, Phủ Lý 125+250MVA đấu transit trên đường Hà Đông – Nho Quan và đặt 1 máy 125MVA trong trạm 500kV Thường Tín. Phía Đông xây mới trạm 220kV Hải Dương 1: 125+250MVA nhận điện chủ yếu từ nhiệt điện Phả Lại, cung cấp cho phụ tải thành phố Hải Dương. Giai đoạn 2010 – 2015: xây dựng trạm biến áp 220kV Phú Thọ 1x125MVA đấu transit vào đường dây Việt Trì – Yên Bái; xây mới trạm Yên Phong 2x250 MVA nhận điện từ phía Đông Anh, đáp ứng phụ tải các khu công nghiệp nằm giáp ranh thành phố Hà Nội của tỉnh Bắc Ninh. Giai đoạn 2016 - 2020 – 2025: Cần xây mới các trạm biến áp 220kV Phúc Thọ 1x250MVA, Vĩnh Tường 2x250MVA và Xuân Hòa 125+250MVA cấp điện cho các khu công nghiệp và các thành phố vệ tinh phía tây Hà Nội. Các trạm Sông Thao 2x250MVA, Lương Sơn 1x125MVA, Vân Đình 2x250 cũng được xây dựng đáp ứng cho phụ tải tăng trưởng của địa phương. Phía Đông Hà Nội cần xây dựng thêm các trạm Tiên Sơn 2x250MVA, Thứa 2x250MVA đáp ứng cho phụ tải tỉnh Bắc Ninh 1386MW năm 2025. Với sự xuất hiện của 3 trạm biến áp Gia Lộc 2x250MVA, Tứ Kỳ 2x250MVA, Hải Dương 2- 2x250MVA, tỉnh Hải Dương sẽ hình thành mạch vòng 220kV Phố Nối – Gia Lộc – Tứ Kỳ – Hải Phòng và Vật Cách – Hải Dương 2 – Phả Lại – Hải Dương 1 – Phố Nối, cung cấp điện với độ tin cậy VIII-20