M�C L�C LỜI CẢM ƠN Luận văn thạc sĩ chuyên nghành xây dựng công trình thuỷ với đề tài “Nghiên cứu phương thức phối hợp khai thác các nhà máy thủy điện trong hệ thống bậc thang, áp dụng cho hệ thống bậ[.]
ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
Tổng quan về tiềm năng Thủy Điện
Việt Nam, nằm ở trung tâm Đông Nam Á, sở hữu nguồn ẩm phong phú và mạng lưới sông suối dày đặc nhờ vào khí hậu nhiệt đới ẩm và cấu trúc địa hình đa dạng Mật độ sông suối biến đổi giữa các vùng, phản ánh sự phân hóa điều kiện khí hậu và địa chất Lượng mưa không thay đổi nhiều qua các năm, nhưng có sự khác biệt rõ rệt giữa các tháng và mùa Trong mùa lũ, dòng chảy chiếm 70-80% tổng lượng dòng chảy năm, trong khi mùa khô chỉ đạt 20-30% Địa hình hẹp và dài của Việt Nam, cùng với dãy núi Trường Sơn và các dãy núi cao như Hoàng Liên Sơn, tạo độ dốc lớn cho các sông, mang lại tiềm năng quan trọng cho việc xây dựng các nhà máy thủy điện, đặc biệt là các trạm thủy điện nhỏ với cột nước cao.
Mạng lưới sông suối phát triển và phân bố đều khắp Việt Nam tạo điều kiện thuận lợi cho kinh tế, với khả năng sử dụng nguồn nước cho sinh hoạt, sản xuất, giao thông và phát điện Trữ năng lý thuyết của thủy điện nước ta ước tính khoảng 300 tỷ KWh/năm, tương đương công suất lý thuyết 34.251 MW, dựa trên số liệu từ 2.864 sông dài hơn 10km Trữ lượng lý thuyết được phân bố như sau: Miền Bắc 181 tỷ KWh/năm, Miền Trung 89 tỷ KWh/năm và Miền Nam 30 tỷ KWh/năm, với thông tin chi tiết về trữ lượng thủy năng theo khu vực được trình bày trong Bảng 2-1.
4 có 8 hệ thống sông quan trọng nhất trong đó đã tập trung tới trên 85% nguồn trữa lượng thủy năng lý thuyết của đất nước
Tổng kết nghiên cứu quy hoạch thủy điện tại Việt Nam cho thấy tổng trữ năng kinh tế của các con sông ước tính đạt khoảng 75 - 80 tỷ KWh/năm, tương đương với công suất từ 18 đến 20 nghìn MW.
Việt Nam có 11 con sông lớn sản xuất hơn 64 tỷ KWh/năm, trong khi trữ năng kinh tế của thủy điện nhỏ và thủy điện kết hợp thủy lợi có thể đạt khoảng 30 tỷ KWh/năm Nguồn điện năng tái tạo này rất quan trọng để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng của các ngành kinh tế, với ưu điểm nổi bật của các trạm thủy điện nhỏ là tác động môi trường không đáng kể, phù hợp với phát triển bền vững và cung cấp điện năng cho những vùng chưa có lưới điện quốc gia.
Bảng 2 - 1 Phân bố trữ lượng thủy năng lý thuyết theo khu vực
Khu vực Công suất lý thuyết (MW) Điện lượng (GWh/năm) trọngTỷ (%) Đông Bắc 771,12 6760,5 2,25
Sông Hồng và Sông Thái Bình 90960 79689 26,56
Sông Mã, Sông Cả, Sông Nậm U 2717 23814 7,94
Nhu cầu tiêu thụ điện
Đến nay tổng công suất lắp đặt của các nhà máy thủy điện đã tăng 2100 MW từ 6192 MW năm 2000 đến 11298 MW năm 2005, tăng 1,8 lần, trong đó các nguồn
Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) quản lý 78% nguồn điện, trong khi các nguồn điện độc lập chiếm 22% Cơ cấu nguồn điện bao gồm: thủy điện 36%, nhiệt điện đốt than 11%, nhiệt điện đốt dầu 2%, tuabin khí 27% và nguồn diesel 2%.
Từ năm 2001 đến 2005, sản lượng điện năng tại Việt Nam đã tăng từ 27,04 tỷ KWh năm 2000 lên 53,462 tỷ KWh năm 2005, với tốc độ tăng trưởng bình quân đạt 14,6% mỗi năm Bên cạnh đó, cơ cấu sản xuất điện cũng có sự thay đổi rõ rệt, trong đó tỷ lệ thủy điện giảm từ 54,8% năm 2000 xuống còn 30,8% năm 2005.
Từ năm 2000 đến 2005, tỷ trọng điện sản xuất từ tuabin khí, đặc biệt là tuabin khí chạy bằng khí, đã tăng đáng kể, với sản lượng điện từ khí đốt tăng từ 4.356 tỷ KWh lên 16.2 tỷ KWh, tương ứng với tỷ trọng tăng từ 16.4% lên 31% Trong giai đoạn 2004 và 2005, do nhu cầu tiêu thụ điện cao, các nhà máy thủy điện hoạt động với công suất thấp hơn do điều kiện thời tiết không thuận lợi Bên cạnh đó, một số nhà máy điện được xây dựng theo hình thức BOT đã đi vào hoạt động, dẫn đến sự gia tăng đáng kể trong sản lượng điện mua ngoài, từ 1.635 tỷ KWh năm 2000 lên 11.119 tỷ KWh năm 2005.
Trên cơ sở dự báo phát triển của nền kinh tế nước ta trong giai đoạn
Dự báo dân số Việt Nam từ năm 2001 đến 2025 sẽ tăng từ 80 triệu người hiện nay lên 87,77 triệu người vào năm 2010 và 97,85 triệu người vào năm 2020 Mức độ đô thị hóa cũng sẽ có sự gia tăng, với tỷ lệ dân số đô thị dự kiến tăng từ 27% hiện tại lên 32% vào năm 2010, 40% vào năm 2020 và đạt 70,5% vào năm 2025.
2050 trong tổng sơ đổ V hiệu chỉnh đó dự bỏo nhu cẩu điện năng của giai đoạn
Nhu cầu sử dụng điện toàn quốc đã tăng trưởng mạnh mẽ từ năm 2010 với mức tiêu thụ khoảng 112-117 tỷ kWh, dự kiến sẽ đạt khoảng 294-306 tỷ kWh vào năm 2020 và 432-447 tỷ kWh vào năm 2025 Tốc độ tăng trưởng bình quân nhu cầu điện trong giai đoạn 2001-2010 ước tính đạt từ 14.7% đến 15.8%.
Quy hoạch phát triển và cơ cầu nguồn điện
Đến cuối năm 2011, tổng công suất lắp đặt điện tại Việt Nam đạt 23.559MW, trong đó thủy điện chiếm 10.120MW Trong những năm gần đây, tốc độ phát triển nguồn điện tăng nhanh, với mức tăng khoảng 1,86 lần sau mỗi năm.
Bảng 2 - 2 C ông suất lắp đặt của hệ thống qua các năm và dự kiến năm 2015 và
Bảng 2 - 3 Danh mục các thủy điện trên 30MW đã đi vào vận hành tính đến cuối năm 2011
STT Nhà máy Số máy P thiết kế
8 Cửa Đạt 2 97 Cổ phần VINACONEX
32 Nậm Chiến 2 2 32 Cty CPĐT&PT điện Tây Bắc
STT Nhà máy Số máy P thiết kế
33 Bản Cốc 3 18 Cty CPTĐ Quế Phong
36 Bình Điền 2 44 Cty CPTĐ Bình Điền
37 Sông Côn 3 63 Cty CPTĐ Geruco - Sông Côn
40 Za Hưng 2 30 Cty Cổ phần Za Hưng
41 Bắc Bình 2 33 Cty CPPT điện lực Việt Nam
42 Đa Dâng 2 2 34 Cty CPTĐ miền Nam
43 Cần Đơn 2 78 TCty Sông Đà
44 A Lưới 2 85 Cty CP Thuỷ điện Miền Trung
Theo Quy hoạch điện VII, công suất cung cấp điện dự kiến sẽ tăng từ 43.000 MW vào năm 2015 lên 75.000 MW vào năm 2020 và đạt 146.800 MW vào năm 2030 Trong giai đoạn 2011-2015, tổng công suất bổ sung ước tính gần 21.450 MW, trong đó thủy điện chiếm 7.507 MW, tương đương 35%.
Hình 2 - 1 Công suất lắp đặt tăng tăng thêm của toàn nguồn, thủy điện và thủy điện vừa và nhỏ (Theo Quy hoạch điện VII)
Thủy điện Toàn nguồn Thủy điện vừa và nhỏ
Hình 2 - 1 Công suất lắp đặt tăng tăng thêm của toàn nguồn, thủy điện và thủy điện vừa và nhỏ (Theo Quy hoạch điện VII)
Cơ cấu nguồn điện năm 2011 được thể hiện trong Hình 2 - 2 Cơcấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011
Tỷ lệ thủy điện trong tổng năng lượng đã tăng lên 41,2%, so với 38% vào năm 2010, nhờ vào sự vận hành của một số nhà máy lớn như Sơn La, Bản Vẽ, Sông Tranh và An Khê – Ka Năk.
Hình 2 - 2 Cơ cấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011
Vào năm 2020, tổng công suất các nhà máy điện dự kiến đạt khoảng 75.000 MW, trong đó thuỷ điện chiếm 23,1% với công suất khoảng 17.325 MW Cụ thể, thuỷ điện tích năng chiếm 2,4%, nhiệt điện than 48%, nhiệt điện khí đốt 16,5%, nguồn năng lượng tái tạo 5,6%, điện hạt nhân 1,3% và nhập khẩu điện 3,1%.
Đến năm 2020, cơ cấu nguồn điện của Việt Nam cho thấy sản lượng điện năng sản xuất và nhập khẩu đạt khoảng 330 tỷ kWh Trong đó, thủy điện chiếm 19,6%, nhiệt điện than 46,8%, nhiệt điện khí đốt 24%, nguồn điện từ năng lượng tái tạo 4,5%, điện hạt nhân 2,1% và điện nhập khẩu 3%.
Hình 2 - 3 Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2020
Theo quy hoạch, đến năm 2020, Việt Nam sẽ khai thác hầu hết các dự án thủy điện trên các dòng sông chính Do đó, nghiên cứu nâng cao hiệu quả hoạt động của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) là cần thiết để đảm bảo an toàn cung cấp điện và tối ưu hóa lợi ích kinh tế.
Chính sách giá điện và thị trường phát điện cạnh tranh
2.4.1 Sự cần thiết phát triển thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam
Tính đến nay, ngành điện ở Việt Nam vẫn duy trì độc quyền, hoạt động theo mô hình liên kết dọc truyền thống, trong khi hầu hết các ngành khác đã chuyển sang kinh tế thị trường Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nắm giữ phần lớn nhà máy điện và kiểm soát toàn bộ quá trình truyền tải, phân phối và bán lẻ điện Tổng Công ty mua bán điện của EVN là đơn vị duy nhất thực hiện việc mua điện từ tất cả các nhà máy và cung cấp điện cho mọi hộ tiêu thụ trên toàn quốc Cơ chế này tạo ra tình trạng độc quyền cả trong mua lẫn bán, chưa thể hình thành cạnh tranh thực sự Do đó, EVN vẫn là tổ chức duy nhất kinh doanh điện trên toàn quốc, không có sự cạnh tranh trong bất kỳ khâu nào của ngành điện.
Theo Cục Điều tiết Điện lực, đến cuối năm 2010, tổng công suất hệ thống điện đạt 21.542MW Trong đó, EVN quản lý 24 nhà máy điện với công suất 14.233MW, chiếm 65,32% tổng công suất PVN có công suất 2.278MW (10,57%), TKV 1.046MW (4,86%), các nhà đầu tư nước ngoài 2.115MW (9,82%), tư nhân 50MW (2,32%), nhập khẩu 1.000MW (4,64%) và các loại hình khác 370MW (1,72%).
Trong những năm gần đây, hoạt động của EVN đã gặp nhiều khó khăn, dẫn đến thua lỗ và nợ nần, gây thiếu hụt nguồn vốn cho đầu tư phát triển Điều này làm cho việc vay vốn trở nên khó khăn, đồng thời tạo ra sự thiếu minh bạch và giảm lòng tin từ phía khách hàng mỗi khi EVN đề xuất tăng giá điện Nguyên nhân chủ yếu của tình trạng này xuất phát từ quản lý kém của doanh nghiệp và sự quản lý vĩ mô chưa hiệu quả từ Bộ chủ quản và Nhà nước, cùng với sự phát triển chậm chạp của thị trường điện cạnh tranh, khiến EVN duy trì độc quyền kinh doanh điện trong thời gian dài.
Phát triển thị trường điện cạnh tranh là xu hướng toàn cầu, thúc đẩy hiệu quả trong sản xuất điện và phát triển kinh tế xã hội Ngành điện Việt Nam cần đối mặt với thực tế và tìm kiếm giải pháp hiệu quả để nhanh chóng phát triển thị trường điện cạnh tranh Điều này đòi hỏi phải xem xét và sửa đổi nội dung của Luật Điện Lực.
2.4.2 Về thực hiện thị trường điện lực ở Việt nam
Chính phủ Việt Nam đã nhận thức rằng việc hình thành và phát triển thị trường điện cạnh tranh là một chiến lược phát triển dài hạn cho ngành điện Điều này đã được thể hiện trong Luật Điện lực năm 2004 và cụ thể hóa qua Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ, quy định lộ trình và các điều kiện để phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam Theo quyết định này, thị trường điện Việt Nam sẽ được hình thành và phát triển theo ba cấp độ khác nhau.
- Thị trường phát điện cạnh tranh (giai đoạn 2005-2014)
- Thị trường bán buôn cạnh tranh (giai đoạn 2014-2022)
- Thị trường bán lẻ cạnh tranh (giai đoạn sau năm 2022)
Thị trường phát điện cạnh tranh ở Việt Nam là giai đoạn đầu tiên của thị trường điện, tập trung vào việc cạnh tranh trong khâu phát điện mà chưa có sự cạnh tranh trong bán buôn và bán lẻ Trong giai đoạn này, khách hàng chưa có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện, và các đơn vị phát điện chỉ cạnh tranh để bán điện cho một đơn vị mua buôn duy nhất là Công ty mua bán điện thuộc EVN Cục Điều tiết Điện lực hàng năm quy định tỷ lệ sản lượng điện năng giao dịch qua hợp đồng và trên thị trường giao ngay.
Thị trường bán buôn điện cạnh tranh đang hình thành các đơn vị bán buôn mới nhằm nâng cao tính cạnh tranh trong giao dịch điện năng Các khách hàng lớn và công ty phân phối có quyền mua điện trực tiếp từ các đơn vị phát điện qua thị trường hoặc từ các đơn vị bán buôn Các đơn vị bán buôn điện cạnh tranh sẽ mua điện từ các đơn vị phát điện và bán lại cho các đơn vị phân phối cùng khách hàng lớn Tuy nhiên, hiện tại vẫn chưa có sự cạnh tranh trong lĩnh vực bán lẻ điện, khiến cho khách hàng sử dụng điện nhỏ chưa có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện.
Thị trường bán lẻ điện đang diễn ra sự cạnh tranh mạnh mẽ ở ba khâu chính: phát điện, bán buôn và bán lẻ Khách hàng trên toàn quốc có quyền lựa chọn đơn vị bán điện cho mình hoặc có thể mua điện trực tiếp từ thị trường Các đơn vị bán lẻ điện cạnh tranh để mua điện từ các nhà bán buôn, nhà phát điện hoặc từ thị trường nhằm cung cấp dịch vụ tốt nhất cho khách hàng sử dụng điện.
Sau một thời gian dài nghiên cứu và xây dựng, Bộ Công Thương cùng Cục Điều tiết Điện lực đã hoàn thiện hệ thống văn bản pháp lý và cơ sở hạ tầng thông tin Ngày 01 tháng 7 năm 2012, thị trường phát điện cạnh tranh chính thức đi vào hoạt động.
Theo lộ trình phát triển, sau khi hoàn thành cấp độ 1 của thị trường phát điện cạnh tranh vào năm 2014, thị trường sẽ chuyển sang cấp độ 2 của thị trường bán buôn cạnh tranh từ năm 2015 đến 2022, và sau năm 2022 sẽ triển khai thị trường bán lẻ cạnh tranh.
2.4 3 Hiện trạng về giá điện
Giá điện ở Việt Nam, từ năm 2009 đến nay đã điều chỉnh tăng 5 lần
(hình 2-4), năm 2011 điều chỉnh 2 lần: ngày 01/ 3/ 2011 tăng 15,28% so với năm
Từ năm 2010 đến nay, giá điện đã tăng liên tục, với mức tăng 5% vào ngày 20/12/2011 và thêm 5% vào ngày 01/7/2012, hiện tại giá điện bình quân đã đạt 1506 đ/kWh (khoảng 7,2 US cent/kWh) Việc điều chỉnh giá điện chỉ có xu hướng tăng, mặc dù chi phí đầu vào đã giảm Sự tăng giá vào 1/7/2012 được xem là không hợp lý, đặc biệt khi các doanh nghiệp đang gặp khó khăn, vì điều này sẽ làm tăng chi phí sản xuất và gây áp lực lên giá bán sản phẩm Hơn nữa, việc tăng giá điện sẽ chắc chắn dẫn đến sự gia tăng chỉ số giá tiêu dùng (CPI), khiến người dân phải đối mặt với những khó khăn mới Thời điểm tăng giá trùng với ngày chính thức vận hành thị trường điện cạnh tranh, do đó Bộ Công thương và EVN cần cân nhắc kỹ lưỡng trước khi ra quyết định.
Hình 2 - 4 Điều chỉnh giá điện
Giá bán điện chưa có VAT (đ/kWh) 1.242 1.304 1.369
Giá bán điện hiện nay đang gặp nhiều vấn đề, bao gồm sự thiếu thuyết phục trong các kỳ điều chỉnh, cơ chế hành chính nặng nề, và thiếu minh bạch Điều này dẫn đến sự không đồng thuận từ các nhà khoa học, quản lý, nhà đầu tư trong lĩnh vực sản xuất điện và khách hàng sử dụng điện Hệ quả là doanh nghiệp và người dân phải chịu thêm chi phí không có cơ sở, gây áp lực lên sản xuất và đời sống.
Các doanh nghiệp sản xuất điện đang bức xúc về việc không được tăng giá bán điện sau mỗi lần điều chỉnh giá, điều này cho thấy Bộ Công thương và EVN có thể chưa nắm rõ đầy đủ Điều 30 về cơ sở lập và điều chỉnh giá điện Các yếu tố cần xem xét bao gồm chính sách giá điện, điều kiện phát triển kinh tế - xã hội, thu nhập của người dân, quan hệ cung cầu về điện, chi phí sản xuất - kinh doanh điện và lợi nhuận hợp lý của các đơn vị điện lực, cũng như cấp độ phát triển của thị trường điện lực.
Theo Quyết định 28/2014/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ, có hiệu lực từ ngày 1/6/2014, giá bán lẻ điện cho nhóm khách hàng sử dụng điện sinh hoạt được quy định gồm 6 bậc với mức giá tăng dần Quy định này nhằm khuyến khích người tiêu dùng sử dụng điện một cách tiết kiệm và hiệu quả.
Tỷ lệ giá bán lẻ điện sinh hoạt so với giá bán lẻ điện bình quân được quy định cụ thể như sau: Đối với mức tiêu thụ từ 0-50 kWh, tỷ lệ là 92%; từ 51-100 kWh là 95%; mức tiêu thụ từ 101-200 kWh có tỷ lệ 110%, được chia thành hai nấc: từ 101-150 kWh và 151-200 kWh; và từ 201-300 kWh, tỷ lệ là 138%.
CÁC KHẢ NĂNG NÂNG CAO HIỆU QUẢ LÀM VIỆC CỦA CÁC NMTĐ TRONG HỆ THỐNG BẬC THANG THỦY ĐIỆN CỦA HTĐ
Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả làm việc của các NMTĐ trong HTĐ
3 1.1 Phân bố điện năng đảm bảo theo thời gian
Các nhà máy thủy điện đóng vai trò quan trọng trong việc cân bằng công suất của hệ thống điện, thông qua việc cung cấp điện năng đảm bảo (Ebđ) và công suất bảo đảm (Nbđ) hàng tháng theo tần suất thiết kế Tiêu chuẩn để đánh giá sự phân bố Ebđ hợp lý của các nhà máy thủy điện là tối thiểu hóa chi phí quy đổi cho toàn bộ hệ thống điện.
Nghiên cứu các tài liệu thiết kế NMTĐ cho thấy phân bố Ebđ thường được xác định theo nguyên tắc riêng, không liên kết với biểu đồ phụ tải và không phối hợp giữa các nhà máy điện Phân bố này dẫn đến tình trạng khi hệ thống yêu cầu nhiều thì NMTĐ phát ít, ngược lại khi yêu cầu ít thì lại phát nhiều, làm tăng chi phí hệ thống Do đó, phân bố hợp lý Ebđ cần được xác định theo quan điểm hệ thống, phối hợp giữa các NMTĐ và NMNĐ để cân bằng công suất và điện năng Việc này phụ thuộc vào trạng thái của hệ thống điện, bao gồm biểu đồ phụ tải, tương quan nguồn và phụ tải, cơ cấu nguồn, và đặc điểm của các nhà máy điện Tối ưu hóa phân bố Ebđ có ý nghĩa kinh tế lớn nhưng cũng rất phức tạp, đòi hỏi thời gian và sự phối hợp nghiên cứu.
3.1.2 Chế độ thủy văn lệch pha của các NMTĐ
Nbđ của các NMTĐ được xác định dựa trên đường tần suất công suất hoặc tần suất lượng nước riêng biệt của từng nhà máy, coi chúng hoạt động độc lập Khi sử dụng các Nbđ này để cân bằng công suất và điện lượng cho toàn bộ hệ thống điện, chúng ta đang xem xét một trường hợp cực kỳ đặc thù.
Nghiên cứu về 15 đoạn của 19 NMTĐ lớn trên 4 hệ thống sông cho thấy điều kiện thủy văn không đồng thời xuất hiện, ngay cả trong cùng một hệ thống bậc thang, ngoại trừ các NMTĐ trên dòng chính Tần suất dòng chảy năm và dòng chảy mùa kiệt của cùng một NMTĐ cũng không xảy ra trong cùng một năm Do đó, việc phối hợp hoạt động giữa các NMTĐ trong hệ thống điện quốc gia sẽ nâng cao độ tin cậy cung cấp điện an toàn.
3.1.3 Phương pháp tính toán thủy năng
Các phương pháp tính toán thủy năng trong thiết kế NMTĐ thường dựa vào phân bố lưu lượng thiên nhiên, nhưng thực tế dòng chảy trên sông ở Việt Nam rất không ổn định và khả năng dự báo dài hạn chưa đáng tin cậy Điều này dẫn đến việc không thể xác định trước phân bố lưu lượng trong một năm Hơn nữa, để đánh giá sản lượng điện hàng năm của các NMTĐ điều tiết năm, mùa, các thiết kế thường áp dụng phương thức cấp trữ nước và sử dụng hết dung tích hữu ích vào cuối mùa kiệt Tuy nhiên, điều này làm giảm hiệu quả năng lực của các NMTĐ Do đó, cần áp dụng phương pháp tính thủy năng phù hợp để khắc phục những vấn đề này.
Mô hình tối ưu cho bài toán huy động nguồn thủy điện
Trong điều kiện vận hành, hiệu quả kinh tế sử dụng nguồn thuỷ năng của các nhà máy thuỷ điện (NMTĐ) được đánh giá qua chi phí nhiên liệu tiết kiệm cho toàn bộ hệ thống điện (HTĐ) khi nhu cầu của các ngành được đảm bảo Do đó, nâng cao hiệu quả kinh tế trong hệ thống thực chất là xác định chế độ làm việc tối ưu cho các hồ chứa của NMTĐ.
Giả sử HTĐ cần tối ưu có L nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) và K NMTĐ
C n : chi phí nhiên liệu của toàn HTĐ
C nj : chi phí nhiên liệu của NMNĐ thứ j (j = 1÷L)
S j : giá nhiêu liệu ở NMTĐ thứ j
B : đặc tính tiêu thụ nhiên liệu của NMNĐ thứ j
Công suất của các NMTĐ ở thời điểm t được xác định từ điều kiện cân bằng công suất. t
P t : phụ tải của toàn hệ thống tại thời điểm t.
N it : công suất của NMTĐ thứ i tại thời điểm t π t : tổn thất trong lưới điện.
Công suất và lưu lượng của NMTĐ thứ i tại thời điểm t xác định theo công thức:
Q TDit = Q tnit ± Q hit - Q ttit (3.4) Với QTDit : lưu lượng nước của NMTĐ thứ i tại thời điểm t
Hit : cột nước của NMTĐ thứ i tại thời điểm t ηit : hiệu suất của NMTĐ thứ i tại thời điểm t là hàm của QTDit và Hit
Q tnit , Q hit , Q ttit : lưu lượng thiên nhiên, lưu lượng hồ chứa và lưu lượng tổn thất của NMTĐ thứ i tại thời điểm t
Từ (2), (3), (4) hàm mục tiêu sẽ có dạng:
K i it ttit hit tnit it
* Các phương trình ràng buộc:
- Cân bằng công suất (xem (2)).
W hl : lượng nước chảy về hạ lưu NMTĐ
W tn : lượng nước thiên nhiên
- Ràng buộc về công suất thuỷ điện và nhiệt điện
N ≤ ≤ (3.7) Ở đây, N bdit TD : công suất bảo đảm của NMTĐ thứ i ở thời đoạn t
N KDit TD : công suất khả dụng của NMTĐ thứ i ở thời đoạn t
- Ràng buộc về mực nước thượng lưu và hạ lưu max min it it it Z Z
Z ≤ ≤ (3.9) thượng lưu : Zitmin = MNC; Z itmax = MNDBT hoặc MNTL.
- Ràng buộc về lưu lượng chảy về hạ lưu max min hlit hlit hlit Q Q
Q hlitmin , Q hlitmax được xác định từ điều kiện lợi dụng tổng hợp.
- Ràng buộc về khả năng truyền tải của đường dây cao thế max min ct c c P P
3.2.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả sử dụng nguồn thuỷ điện trong hệ thống
Nghiên cứu mô hình tối ưu trên đây ta thấy:
Chế độ làm việc của các NMTĐ cần được xác định từ góc độ hệ thống, điều này yêu cầu sự phối hợp hợp lý giữa các chế độ làm việc của chúng.
Trong điều kiện các nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) sử dụng cùng một loại nhiên liệu và có khả năng thay thế 1 Kwh điện từ các nhà máy thủy điện (NMTĐ) bằng cùng một lượng nhiên liệu, tiêu chuẩn C có thể được thay thế bằng tiêu chuẩn sản lượng điện tối đa của tất cả các NMTĐ Tuy nhiên, giả thiết này không xảy ra trong thực tế, cho thấy việc phân bố hợp lý điện năng của các NMTĐ theo thời gian là rất quan trọng để nâng cao hiệu quả kinh tế của hệ thống điện (HTĐ) Tiêu chuẩn sản lượng điện tối đa có thể áp dụng trong điều kiện hệ thống thiếu điện để giảm thiểu tình trạng thiếu hụt khi các NMNĐ đã huy động toàn bộ công suất.
Dao động cột nước H trong hồ chứa của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) ảnh hưởng đến hiệu quả sử dụng nguồn thủy năng trong hệ thống điện (HTĐ) Mức độ ảnh hưởng này phụ thuộc vào đặc điểm riêng của từng NMTĐ, điều này tạo nên sự khác biệt rõ rệt giữa thủy điện và nhiệt điện.
Phân bố hợp lý công suất bảo đảm Nbdit trong ràng buộc (3.7) rất quan trọng để nâng cao an toàn cung cấp điện và tối ưu hóa hiệu quả kinh tế của hệ thống điện.
Hiệu quả của việc áp dụng mô hình tối ưu chỉ đạt được khi có thông tin chính xác về biểu đồ phụ tải và chế độ thuỷ văn dài hạn cho tất cả các NMTĐ, như đã chỉ ra trong các phương trình (3.2) đến (3.6).
3.2.3 Phạm vi sử dụng mô hình tối ưu
Bài toán xác định chế độ làm việc dài hạn của các nhà máy thủy điện theo mô hình tối ưu là một thách thức lớn trong quy hoạch phi tuyến, do sự phức tạp và nhiều yếu tố cần xem xét.
19 biến, có nhiều đặc tính phi tuyến, có nhiều ràng buộc và phải đồng thời xét đến cả chế độ ngắn hạn
Mô hình tối ưu chỉ phát huy hiệu quả khi có thông tin dài hạn đáng tin cậy về phụ tải và chế độ thủy văn của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) Vì vậy, nó thường được áp dụng trong việc lập kế hoạch và đánh giá ảnh hưởng của chế độ hoạt động trong quy hoạch phát triển nguồn điện cũng như thiết kế các NMTĐ.
Một trong những đặc điểm của việc khai thác hồ chứa NMTĐ là ảnh hưởng
“Hậu tác động” của quyết định khai thác hồ chứa ảnh hưởng đến năng lượng không chỉ trong thời điểm đó mà còn trong toàn bộ chu kỳ điều tiết, ảnh hưởng đến độ an toàn và hiệu quả kinh tế cung cấp điện của các NMTĐ và hệ thống điện Do đó, cần xem xét ảnh hưởng “hậu tác động” khi ra quyết định khai thác Mặc dù có thể sử dụng mô hình tối ưu nếu biết trước phân bố lưu lượng trong năm, nhưng thực tế dự báo dài hạn về phụ tải và chế độ thuỷ văn ở nước ta không đảm bảo độ tin cậy Việc áp dụng mô hình tối ưu trong điều kiện này có thể không đạt hiệu quả kinh tế và gây hậu quả nghiêm trọng Vì vậy, cần nghiên cứu phương pháp điều khiển chế độ làm việc của các NMTĐ không dựa vào dự báo dài hạn nhưng vẫn đạt kết quả gần tối ưu.
Một số phương pháp điều khiển các NMTĐ trong hệ thống
Tùy thuộc vào độ chính xác của dự báo dài hạn về phụ tải và thủy văn, trên thế giới có hai nhóm phương pháp chính được sử dụng để điều khiển chế độ hoạt động của các nhà máy thủy điện trong hệ thống.
Nhóm phương pháp đầu tiên sử dụng mô hình tối ưu để liên tục cải thiện chế độ làm việc của NMTĐ dựa trên tài liệu dự báo ngày càng chính xác Những phương pháp này phù hợp cho các NMTĐ có chế độ thuỷ văn ổn định, với dự báo dài hạn đạt độ chính xác cần thiết.
Phương pháp điều phối, sử dụng biểu đồ và hàm điều khiển, dựa trên phân tích chế độ làm việc của các hồ chứa trong hệ thống điện, cho phép người điều độ đưa ra quyết định hợp lý về công suất mà không cần thông tin chính xác về phụ tải và thủy văn Ưu điểm này làm cho phương pháp điều phối trở nên phổ biến toàn cầu Biểu đồ điều phối không chỉ đơn giản trong xây dựng mà còn giúp người điều độ linh hoạt trong việc khai thác hồ chứa, đồng thời giảm thiểu sai lầm nghiêm trọng cho hệ thống Nghiên cứu quốc tế đã chứng minh rằng điều khiển theo biểu đồ điều phối đạt hiệu quả gần tối ưu hơn so với các phương pháp khác.
Chế độ dòng chảy trên các sông ở Việt Nam rất không ổn định và khả năng dự báo dài hạn chưa đáng tin cậy, điều này cũng phổ biến ở nhiều quốc gia khác Trong bối cảnh đó, phương pháp khai thác hồ chứa hiệu quả nhất và được áp dụng rộng rãi là phương pháp điều phối Do đó, tôi đã chọn phương pháp này để điều khiển các nhà máy thủy điện (NMTĐ) trong hệ thống điện quốc gia Để nâng cao hiệu quả ứng dụng phương pháp này, cần nghiên cứu các vấn đề liên quan đến điều khiển chế độ làm việc của các NMTĐ trong hệ thống.
- Nghiên cứu ảnh hưởng của chế độ cấp và trữ nước đối với sản lượng điện trong mùa, trong năm của từng NMTĐ
- Nghiên cứu phương pháp phân bố hợp lý điện năng bảo đảm của các NMTĐ theo quan điểm hệ thống có xét đặc điểm từng trạm
Để xây dựng biểu đồ điều phối hiệu quả, cần phân bổ hợp lý công suất bảo đảm, đồng thời xem xét yếu tố không ổn định của chế độ thuỷ văn và các yêu cầu lợi dụng tổng hợp khác.
- Nghiên cứu lựa chọn phương thức tăng, giảm công suất (so với Nbd ) cho từng NMTĐ trong HTĐ
- Nghiên cứu lựa chọn phương thức phối hợp chế độ làm việc của các NMTĐ trong mọi tình huống có thể xảy ra trong vận hành hệ thống.
XÂY DỰNG PHƯƠNG THỨC PHỐI HỢP KHAI THÁC CÁC NMTĐ TRONG HỆ THỐNG BẬC THANG THỦY ĐIỆN
Mục đích, ý nghĩa và phương pháp phân bố điện năng bảo đảm
Một trong những nhiệm vụ quan trọng của việc khai thác hợp lý các nhà máy thủy điện (NMTĐ) là xác định chế độ dài hạn các hồ chứa để đảm bảo an toàn cung cấp điện cho toàn hệ thống Tất cả các phương pháp điều khiển hồ chứa NMTĐ đều dựa trên chế độ làm việc trong năm kiệt tính toán, nhằm đảm bảo cung cấp điện an toàn cho hệ thống điện Đặc trưng chế độ làm việc này được xác định qua điện năng bảo đảm hoặc công suất bảo đảm hàng tháng Trong giai đoạn thiết kế, phân bố công suất bảo đảm thường không gắn với biểu đồ phụ tải và có thể dẫn đến tình trạng không hiệu quả trong sản xuất điện Do đó, cần xác định phân bố công suất bảo đảm hợp lý theo từng tháng dựa trên quan điểm hệ thống, phối hợp hoạt động giữa các NMTĐ và các nhà máy nhiệt điện, phù hợp với trạng thái động của hệ thống điện Việc này nhằm tối ưu hóa phân bố công suất bảo đảm cho từng NMTĐ, đảm bảo sự cân bằng công suất và điện năng cho toàn hệ thống điện quốc gia.
23 nghĩa quan trọng đối với vấn đề nâng cao hiệu quả khai thác các hồ chứa thuỷ điện trong HTĐ
4.1.2.Phương pháp phân điện năng bảo đảm của các NMTĐ
Mục tiêu của việc phân điện năng bảo đảm cho các NMTĐ là:
1 Bảo đảm cho hệ thống vận hành an toàn, tin cậy
2 Sử dụng một cách hợp lý công suất khả dụng của các NMTĐ nhằm giảm thiểu căng thẳng cân bằng công suất
3 Tận dụng nguồn thuỷ điện để giảm chi phí nhiên liệu cho hệ thống
4 Nâng cao hiệu quả khai thác hồ chứa và thoả mãn các yêu cầu lợi dụng tổng hợp của các hồ chứa
Việc xác định phân điện năng bảo đảm cho các NMTĐ là một bài toán phức tạp, yêu cầu áp dụng phương pháp điều chỉnh dần để giải quyết hiệu quả Dưới đây là các bước cơ bản của phương pháp này.
Bước đầu tiên trong quy trình phân bố công suất cho các NMTĐ là xác định một phương án ban đầu dựa trên kết quả tính toán thủy năng cho năm kiệt có P% Phương án này cung cấp thông tin về công suất bảo đảm và công suất khả dụng theo cột nước cho từng tháng của từng NMTĐ Trong những tháng có kế hoạch sửa chữa, công suất khả dụng của các NMTĐ cần được điều chỉnh theo công suất sửa chữa, trong khi công suất khả dụng của các NMNĐ được xác định dựa trên kế hoạch sửa chữa.
Bước 2: Phủ biểu đồ phụ tải ngày đêm điển hình cho từng tháng dựa trên số liệu từ bước 1 Mục tiêu của bước này là xác định vị trí hoạt động của các nhà máy điện trong biểu đồ phụ tải của hệ thống điện quốc gia tại ba miền: Bắc, Trung, Nam Chúng ta cần ưu tiên tận dụng tối đa điện năng bảo đảm và sử dụng hiệu quả công suất khả dụng của các nhà máy thủy điện, đồng thời giảm thiểu việc sử dụng công suất phát từ các nguồn điện khác.
24 tự ưu tiên phủ biểu đồ phụ tải của các NMTĐ dựa trên tỷ số Ntb/Nkd Phần tải còn lại được phủ bằng các NMNĐ theo thứ tự ưu tiên chi phí nhiên liệu Trong quá trình này, cần đảm bảo các ràng buộc về công suất kỹ thuật tối thiểu của các nguồn điện khác và khả năng truyền tải của đường dây.
Bước 3: Thiết lập cân bằng công suất và điện năng dựa trên kết quả từ bước 2 Kết quả này sẽ chỉ ra hiệu quả của việc phân bố công suất bảo đảm và hướng điều chỉnh tiếp theo, nhằm giảm áp lực về công suất cho hệ thống điện và tối ưu hóa việc sử dụng công suất của các nhà máy nhiệt điện trong suốt cả năm.
Bước 4: Điều chỉnh phân bố công suất bảo đảm của các NMTĐ cần xem xét đặc điểm từng hồ để giảm căng thẳng trong cân bằng công suất và điện năng Mục tiêu là duy trì công suất làm việc lớn nhất của các nguồn nhiệt điện ổn định trong suốt các tháng trong năm.
Bước 5: Kiểm tra các ràng buộc của hồ chứa bằng cách tính toán thuỷ năng dựa trên công suất trung bình hàng tháng đã xác định ở bước 4 Nếu các ràng buộc không được thoả mãn, cần điều chỉnh phân bố công suất bảo đảm Quá trình điều chỉnh này có thể làm thay đổi điện năng bảo đảm ban đầu do sự thay đổi trong chế độ cấp trữ Đồng thời, bước này cũng cho phép xác định công suất khả dụng của các nhà máy thuỷ điện (NMTĐ) trong từng tháng Sau đó, quy trình điều chỉnh sẽ được lặp lại từ bước 2.
Quá trình điều chỉnh diễn ra liên tục cho đến khi đạt được sự cân bằng ở bước 3, cho thấy công suất tối đa của nguồn nhiệt điện chỉ thay đổi ít hoặc không thể điều chỉnh thêm trong các tháng.
Xây dựng Biểu đồ điều phối cho các NMTĐ
4.2.1.Mục đích xây dựng BĐĐP
Phục vụ cho việc điều khiển chế độ làm việc của các NMTĐ
Nghiên cứu lựa chọn phương thức phối hợp điều khiển chế độ làm việc của các NMTĐ (phương thức huy động nguồn TĐ trong HTĐ)
4.2.2 Phương pháp xây dưng BĐĐP
Để đảm bảo an toàn trong cung cấp điện và nâng cao hiệu quả kinh tế khi sử dụng nguồn thủy điện, biểu đồ điều phối hồ chứa của từng nhà máy thủy điện cần thể hiện rõ các vùng đặc trưng sau đây.
1 Vùng NMTĐ phát Nbd (vùng Nbd)
2 Vùng NMTĐphát N > Nbd (vùng tăng công suất).
3 Vùng NMTĐ phát N < Nbd (vùng hạn chế công suất)
4 Vùng xả (hạn chế) nước thừa
Các vùng trên được giới hạn bởi các đường:
+ Đường cung cấp Nbd - đường giới hạn trên
+ Đường hạn chế công suất - đường giới hạn dưới.
+ Đường phòng ngừa nước thừa
Xây dựng biểu đồ điều phối bao gồm việc tạo ra các đường cung cấp Nbd và đường hạn chế công suất.
Việc phân vùng biểu đồ điều phối là tương đối và phụ thuộc vào đặc điểm cũng như nhiệm vụ của từng hồ Mỗi hồ sẽ có những vùng đặc trưng riêng, chẳng hạn như các hồ phục vụ mục đích tổng hợp còn cần có thêm vùng cung cấp nước để đảm bảo cho các ngành sử dụng nước và phòng chống lũ cho khu vực hạ du.
Đường cung cấp Nbd là giới hạn tối đa cho vùng phát Nbd, xác định điều kiện để tăng công suất của NMTĐ mà vẫn đảm bảo an toàn cung cấp điện trong các thời đoạn tiếp theo.
- Tài liệu cần thiết tính toán thuỷ năng, xây dựng đường cung cấp Nbđ:
-Phân bố Nbđ của các NMTĐ
Để đảm bảo hiệu quả trong việc huy động nguồn thuỷ điện, cần phân tích lưu lượng thiên nhiên của nhiều năm, ký hiệu là P = Ptk Việc lựa chọn một số năm thuỷ văn với phân bố lưu lượng khác nhau là rất quan trọng nhằm tránh những sai lầm do chế độ thuỷ văn không ổn định gây ra.
Năm kiệt P = Ptk tạo ra một nhóm năm thủy văn tương đương về lượng nước, nhưng có sự phân bố lưu lượng khác nhau Khi lựa chọn nhóm năm thủy văn cho các nhà máy thủy điện trên bậc thang, cần xem xét ảnh hưởng lẫn nhau giữa các trạm điện.
Phương pháp xây dựng hồ chứa điều tiết mùa và năm yêu cầu hồ phải trữ đầy vào cuối mùa lũ, với dung tích hữu ích được sử dụng hết vào cuối mùa cấp Tính toán thuỷ năng cần thực hiện theo chiều ngược lại với chiều trữ nước và cấp nước, đảm bảo an toàn cung cấp điện trong các tháng chuyển tiếp từ kiệt sang lũ Để xác định giới hạn mực nước, cần tính toán thuỷ năng theo chiều thuận Nhiệm vụ này dựa vào phân bố lưu lượng hàng năm trong nhóm năm thuỷ văn đã chọn và phân bố công suất đảm bảo, nhằm xác định đường thay đổi mực nước thượng lưu theo thời gian Phương pháp tính thuỷ năng có thể được áp dụng khi đã biết công suất.
Sơ đồ thuật toán tính toán thủy năng theo phương pháp N = h/s
Kết quả tính toán thuỷ năng theo chiều nghịch và thuận cho nhóm năm thuỷ văn đã chọn cho phép vẽ một nhóm đường thay đổi mực nước hồ theo thời gian Việc vẽ đường bao trên của nhóm đường này sẽ thu được đường cung cấp Nbđ (đường I, hình 4-1) Đối với những hồ có yêu cầu lợi dụng tổng hợp, cần xem xét các ràng buộc liên quan khi vẽ đường bao trên.
4.2.2.2 Xây dựng đường hạn chế công suất Đường hạn chế công suất cho biết trong trạng thái nào của hồ thì NMTĐ không thể phát được Nbđ Nhóm đường Ztl(t) đã vẽ được trên đây đều thoả mãn điều kiện cung cấp điện an toàn nên vùng chúng chiếm trên biểu đồ chính là vùng NMTĐ phát Nbđ Đường bao dưới của vùng đó chính là đường hạn chế công suất, hay còn gọi là đường giới hạn dưới (đường II, hình 4-1)
Hình 4 - 1 Minh họa các bước xây dựng BĐĐP
Phương pháp sử dụng Biểu đồ điều phối để điều khiển các NMTĐ
4.3.1 Nguyên tắc chung sử dụng BĐĐP
Biểu đồ điều phối là công cụ thiết yếu giúp người điều độ đưa ra quyết định chính xác về việc điều chỉnh công suất của nhà máy thủy điện (NMTĐ) trong bối cảnh thông tin dài hạn về lưu lượng thiên nhiên không đáng tin cậy Tuy nhiên, biểu đồ này không cung cấp thông tin cụ thể về mức độ tăng hoặc giảm công suất cần thiết.
Lưu lượng thiên nhiên trong năm đối với các công trình thủy điện tại Việt Nam thường không ổn định, do đó, để đảm bảo an toàn và tránh hậu quả nghiêm trọng, cần vận hành các nhà máy thủy điện với công suất bảo đảm vào đầu mùa kiệt và mùa lũ Sau đó, việc so sánh mực nước thực tế trong hồ với mực nước theo biểu đồ điều phối tại cùng thời điểm là cần thiết Kết quả so sánh này giúp người điều độ đưa ra quyết định quan trọng về việc điều chỉnh công suất của nhà máy thủy điện trong giai đoạn tiếp theo.
Để tăng công suất trung bình ngày đêm, cần đảm bảo rằng mực nước thực tế nằm cao hơn đường cung cấp công suất đảm bảo, tức là nằm trong vùng B theo hình 4-2.
Giảm công suất trung bình ngày đêm xuống dưới Nđb khi mực nước thực tế của hồ thấp hơn mức nước tương ứng trên đường hạn chế công suất, tức là đường giới hạn dưới.
- Tiếp tục duy trì công suất đảm bảo nếu mực nước thực tế của hồ vẫn nằm trong vùng A (Hình 4-2)
Điều chỉnh công suất trung bình ngày đêm của nhà máy thủy điện để hoạt động hiệu quả với công suất mới Sau đó, so sánh mực nước thực tế của hồ với mực nước tại cùng thời điểm trên các đường điều phối, từ đó lặp lại quy trình điều chỉnh công suất NMTĐ.
Biểu đồ điều phối chỉ cung cấp thông tin về thời điểm cần điều chỉnh công suất của NMTĐ, tăng hoặc giảm so với công suất đảm bảo, mà không chỉ rõ lý do cụ thể cho những thay đổi này.
Để điều chỉnh công suất (sản lượng điện) của nhà máy thủy điện (NMTĐ), cần xác định công suất trong từng vùng của biểu đồ điều phối Việc này giúp xác định mức tăng hoặc giảm công suất hợp lý, đảm bảo hiệu quả vận hành và tối ưu hóa sản lượng điện.
Hiệu quả của phương thức tăng, giảm công suất của từng NMTĐ phụ thuộc vào nhiều yếu tố như:
- Vai trò của nhà máy thuỷ điện trong hệ thống
- Tương quan giữa lượng nước thiên nhiên với dung tích hữu ích của hồ
- Ảnh hưởng độ sâu làm việc của hồ đến cột nước của nhà máy
- Yêu cầu lợi dụng tổng hợp
4.3.2 Phương pháp tăng, giảm công suất NMTĐ - phương thức sử dụng nước thừa, thiếu
Xác định công suất trung bình ngày đêm N nđ của NMTĐ trong vùng tăng công suất
Vào ngày 1 tháng 3, mực nước thực tế của hồ ZTl1/III cao hơn mực nước của đường cung cấp Nbđ Ztr1/III một đoạn ∆Z Từ mối quan hệ Ztl = Z tl (V), có thể xác định lượng nước dư ∆V d so với lượng nước cần thiết để phát Nđb Lượng nước dư này có thể được sử dụng để tăng công suất NMTĐ thông qua nhiều phương thức khác nhau.
Trong phương thức này lượng nước dư ∆Vd được sử dụng hết để tăng công suất cho
NMTĐ diễn ra ngay sau khoảng thời gian ∆t khi có nước dư, và thời gian này sẽ phụ thuộc vào từng điều kiện cụ thể Ví dụ, nếu sử dụng hết ∆Vd trong tháng 3 (đường T1 trên Hình 4-2), cần thực hiện các phép tính để xác định Nnđ trong khoảng thời gian ∆t đã chọn.
Hình 4 - 2 Minh họa các phương thức tính toán theo BĐĐP
-Xác định lưu lượng sử dụng thêm để tăng công suất: ∆Q d = V du t
∆t tính bằng giây (ví dụ số giây trong tháng 3)
-Xác định lưu lượng phát điện: QTĐ = Q đbtr + ∆Qd
Trong đó: Qđbtr : Lưu lượng cần thiết để phát Nđb ứng với đường giới hạn trên của thời đoạn tương ứng.
-Xác định mực nước hạ lưu: Zhl = Z hl (Q TĐ )
-Xác định dung tích bình quân thời đoạn: V 2 d c
Trong đó: V đ : Dung tích đầu thời đoạn ứng với mực nước thực tế đầu thời đoạn Ztt đ
(trong thí dụ trên Ztt đ
V đb c : Dung tích đảm bảo cuối thời đoạn – Dung tích hồ ứng với mực nước hồ cuối thời đoạn nằm trên đường giới hạn trên Ztr c
Xác định mức nước thượng lưu trung bình thời đoạn Z tl :
Z tl được xác định trên đường đặc tính dung tích hồ ứng với V
Để xác định cột nước trung bình trong một thời đoạn, công thức H = Z tl − Z hl − h w được sử dụng, trong đó h w đại diện cho tổn thất cột nước dựa trên đường tổn thất cột nước ứng với QTĐ Bên cạnh đó, công suất trung bình ngày đêm N nd có thể được xác định qua nhiều phương pháp khác nhau.
Sử dụng đường đặc tính lưu lượng tổ máy Trong cách này trước hết cần xác định:
Q tm : Lưu lượng của 1 tổ máy, Qtm = Q TD
Z: Số tổ máy đang làm việc.
Với H , Q tm và từ đường đặc tính lưu lượng tổ máy sẽ xác định được công suất trung bình ngày đêm của 1 tổ máy Nnđ tm
Công suất trung bình ngày đêm của NMTĐ bằng: N nd = Z N nd tm
Trong trường hợp có đường đặc tính lưu lượng của toàn bộ NMTĐ thì ta tìm ngay được N nd của NMTĐ tương ứng với H và Q TĐ
Sử dụng đường đặc tính lưu lượng tổ máy khi Ztl = Const giúp xác định công suất trung bình ngày đêm, thuận lợi cho người điều độ và đánh giá tổn thất cột nước Phương pháp này không yêu cầu tính toán H mà chỉ cần xác định Z tl Hình 4-4 minh họa sơ đồ xác định N nd tm, từ đó có thể tính N nd = Z.N nd tm.
Việc xây dựng đặc tính lưu lượng tổ máy khi Ztl = const cho các NMTĐ rất phức tạp và tốn thời gian Phương pháp này chỉ hiệu quả trong mùa kiệt, do đó lần này, việc xác định Nnđ chỉ áp dụng cách trên.
Khi xác định được N nd và kiểm tra điều kiện N nd < N KD, chúng ta cho NMTĐ hoạt động với công suất N nd Do đó, trong khoảng thời gian ∆t, việc theo dõi mực nước thực tế là rất quan trọng.
33 hồ vẫn còn cao hơn mực nước cùng thời điểm trên đường giới hạn trên Khi mực nước thực tế nằm trong vùng A NMTĐ lại làm việc với Nđb
Hình 4 - 3 Sơ đồ xác định Nnd
Hình 4 - 4 Sơ đồ xác định Nnd
Trong điều kiện bình thường, việc điều chỉnh công suất NMTĐ chỉ diễn ra trong một thời đoạn cụ thể, tùy thuộc vào chế độ thủy văn lũ kiệt Tuy nhiên, khi xảy ra sự cố, cần phải thực hiện điều chỉnh ngay lập tức để khôi phục hoạt động bình thường của hệ thống điện.
Phương thức sử dụng ngay lượng nước dư có đặc điểm là công suất của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) tăng nhanh, điều này có thể gây khó khăn cho việc vận hành các nhà máy nhiệt điện Mặc dù mực nước hồ giảm nhanh làm giảm hiệu quả năng lượng trong mùa kiệt, phương thức này lại giúp hạn chế xả thừa Do đó, nó thích hợp cho những NMTĐ mà chế độ mực nước hồ không ảnh hưởng đáng kể đến tổng sản lượng điện, đặc biệt khi hệ số điều tiết không lớn và yêu cầu an toàn cung cấp điện cũng như an toàn công trình được đảm bảo.
Giữ ∆Vd lại trong hồ một thời gian và chỉ dùng nó để tăng công suất trong thời đoạn trước mùa lũ (cuối mùa kiệt)
Các phương thức phối hợp khai thác các NMTĐ trên cùng hệ thống bậc thang
Xác định phương thức xử lý nước thừa và thiếu của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) trong hệ thống bậc thang là rất quan trọng cho việc nghiên cứu và xây dựng nguyên tắc vận hành các NMTĐ trong hệ thống điện Việt Nam Việc vận hành các NMTĐ cần được thực hiện một cách thống nhất nhằm mang lại lợi ích cho toàn hệ thống Sự thống nhất trong điều khiển các NMTĐ thể hiện qua việc phối hợp khai thác hợp lý các hồ chứa với chế độ làm việc của các nhà máy nhiệt điện, dựa trên phân tích đặc điểm và khả năng điều tiết của từng hồ Đồng thời, cần tận dụng độ lệch pha và khả năng không đồng thời xuất hiện dòng chảy cùng tần suất trên các sông.
Mục tiêu của việc phối hợp khai thác các hồ chứa NMTĐ trong các năm thuỷ văn khác nhau là nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho các hộ dùng điện và tối ưu hóa hiệu quả sử dụng nguồn thuỷ năng Điều này có thể đạt được thông qua việc phối hợp xử lý nước thừa và thiếu của các nhà máy thuỷ điện, cụ thể là điều chỉnh tăng, giảm công suất so với công suất đảm bảo.
4.4.2 Phương thức phối hợp khai thác các NMTĐ trên cùng hệ thống bậc thang
Các TTĐ có sự khác biệt về tỷ trọng tham gia vào cân bằng hệ thống, khả năng điều tiết và điều kiện làm việc của hồ Bên cạnh đó, dòng chảy trên các sông không đồng nhất về tần suất trong từng năm thủy văn.
Trong bối cảnh hiện nay, việc phối hợp khai thác hợp lý các hồ chứa NMTĐ không chỉ nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ mà còn tối ưu hóa hiệu quả sử dụng nguồn nước, giúp hạn chế xả nước và tăng thời gian sử dụng.
Trong quá trình khai thác hồ chứa thủy điện, nếu mực nước ở tất cả các hồ đều nằm trong vùng A của biểu đồ, các thủy điện sẽ phối hợp chặt chẽ với nhà điều hành để đảm bảo hoạt động hiệu quả.
40 mà không cần xử lý gì thêm Việc phối hợp điều chỉnh chế độ làm việc của các TTĐ chỉ phải tiến hành khi gặp các tình huống sau:
1 Tình huống thứ nhất: khi mực nước của các hồ đều năm trong vùng B của biểu đồ điều phối, tức là khi tất cả các TTĐ đều có khả năng sử dụng nước dư để tăng công suất
2 Tình huống thứ 2: khi mực nước của các hồ đều năm trong vùng C của biểu đồ điều phối, tức là khi tất cả các TTĐ đều thiếu nước
3 Tình huống thứ 3: khi các hồ không có cùng trạng thái làm việc (vùng làm việc khác nhau)
4.4.2.1 Phối hợp chế độ làm việc khi các TTĐ đều có nước dư
Trong tình huống này, việc phối hợp chế độ làm việc nhằm:
- Tận dụng lượng nước dư ở tất cả các TTĐ
- Sử dụng lượng dư đó với cột nước cao
Để tối ưu hóa việc điều khiển toàn bộ hệ thống, việc đầu tiên là lựa chọn phương thức sử dụng nước dư cho từng trạm thủy điện (TTĐ) Sau đó, cần tìm kiếm phương thức phối hợp chế độ làm việc giữa các TTĐ để đạt hiệu quả cao nhất.
* Chọn phương thức sử dụng nước dư cho từng TTĐ
Trong mùa kiệt, việc lựa chọn phương thức sử dụng nước dư nhằm nâng cao hiệu quả và thuận lợi cho việc điều hành hệ thống là rất quan trọng Cần đảm bảo sử dụng hết dung tích hữu ích vào cuối mùa, ngoại trừ khu vực Hòa Bình Các đặc trưng cụ thể có thể được xem xét để đưa ra quyết định phù hợp cho việc sử dụng nước.
Hct/Hmax là chỉ số phản ánh mức độ ảnh hưởng của chế độ mực nước hồ đến H Khi giá trị hct/Hmax càng lớn, cho thấy chế độ mực nước hồ có tác động mạnh mẽ hơn, do đó mực nước hồ cần được duy trì ở mức cao hơn để đảm bảo hiệu quả.
Đại lượng này thể hiện lượng nước thiên nhiên hoặc Vhi, đóng vai trò quan trọng trong Emk của TTĐ Sự lớn của đại lượng này giúp duy trì mực nước hồ ổn định.
41 cao, ngược lại thì không nên tập trung sử dụng nước dư vào cuối mùa kiệt để tránh tình trạng dung tích hồ không dung hết
Tỷ trọng của thủy điện (TTĐ) đóng vai trò quan trọng trong cân bằng hệ thống năng lượng Đối với các thủy điện có tỷ trọng nhỏ, có thể tận dụng lượng nước dư để tăng công suất mà không ảnh hưởng đến việc vận hành Ngược lại, đối với những thủy điện có tỷ trọng lớn, cần sử dụng nước dư một cách dần dần để đảm bảo hiệu quả và ổn định trong quá trình tăng công suất.
Trong mùa lũ, các trạm thủy điện điều tiết mùa như Hòa Bình và Trị An thường xuyên phải xả nước thừa để đảm bảo an toàn phòng chống lũ Do không thể dự đoán chính xác thời điểm bắt đầu và kết thúc của lũ, phương pháp thường được áp dụng là sử dụng ngay lượng nước dư Nếu không có khả năng xuất hiện lũ, lượng nước này có thể được sử dụng dần dần Đối với các trạm thủy điện điều tiết nhiều năm như Thác Bà và Thác Mơ, việc sử dụng lượng nước dư nên được thực hiện từ từ vì không lo về tình trạng xả thừa.
* Phương thức phối hợp sử dụng nước dư giữa các TTĐ
Trong mùa kiệt, các trạm thủy điện (TTĐ) với tỷ trọng nhỏ sẽ chủ động sử dụng nguồn nước dư theo phương thức riêng Quyết định tăng công suất sẽ được người điều độ đưa ra dựa trên nhu cầu của hệ thống, ưu tiên cho các TTĐ có tỷ trọng lớn hơn.
Mùa lũ là thời điểm các trạm thủy điện (TTĐ) điều tiết thường phải xả nước để tránh tình trạng xả thừa Để tối ưu hóa nguồn nước, các TTĐ cần sử dụng ngay lượng nước dư có sẵn Quyết định về thời điểm và cách thức sử dụng nguồn nước dư này phụ thuộc vào khả năng tiếp nhận công suất tăng thêm của hệ thống và khả năng truyền tải của đường dây.
4.4.2.2 Phối hợp chế độ làm việc khi các TTĐ đều thiếu nước
Trong tình huống này, việc phối hợp chế độ làm việc nhằm:
- Giảm công suất thiếu hụt
- Giảm nhỏ điện năng thiếu do thiếu nước, tránh căng thẳng cho hệ thống
* Chọn phương thức giảm công suất cho từng TTĐ Để lựa chọn phương thức giảm công suất cần căn cứ vào:
- mức độ ảnh hưởng của chế độ mực nước hồ đến sản lượng điện (hiệu quả cấp nước)
Các thủy điện lớn như Hòa Bình, Trị An, Sơn La và Yaly đóng vai trò quan trọng trong hệ thống năng lượng Việc thiếu nước ở những thủy điện này có thể gây ra hậu quả nghiêm trọng, vì vậy cần áp dụng phương thức thứ 3 để giảm công suất, nhằm hạn chế tình trạng thiếu điện và giảm thiểu tác động đến hạ du Phương thức này cũng cho phép tăng cao hơn mực nước, từ đó tăng sản lượng điện Đối với thủy điện nhỏ như Thác Bà, nếu điều kiện cho phép, nên sử dụng phương thức 1 để giảm công suất; nếu không, áp dụng phương thức 2 Đối với những thủy điện có sản lượng ít phụ thuộc vào chế độ mực nước như Đa Nhim và Thác Mơ, nên sử dụng phương thức 2 để giảm công suất, nhưng trong điều kiện thuận lợi, có thể áp dụng phương thức 1.
* Phương thức phối hợp giảm công suất giữa các TTĐ
ÁP DỤNG NGHIÊN CỨU CHO CÁC NMTĐ TRONG HỆ THỐNG BẬC THANG TRÊN SÔNG SÊ SAN GIAI ĐOẠN 20 15-2020
Tổng quan về các NMTĐ của hệ thống bậc thang
Sông Sê San, một nhánh lớn của lưu vực hạ du sông Mê Kông, có trữ năng thuỷ điện lớn thứ ba tại Việt Nam, chỉ sau sông Đà và sông Đồng Nai Chảy qua hai tỉnh Gia Lai và Kon Tum, sông Sê San có tổng chiều dài 237 km và diện tích lưu vực đạt 11.450 km², bao gồm hai nhánh chính là Krông Pôkô ở phía hữu ngạn và Đăk Bla ở phía tả ngạn.
Trong nghiên cứu này, chúng tôi tập trung vào 5 trạm thủy điện trên nhánh KrôngPôkô phía hữu ngạn, bao gồm 3 trạm điều tiết năm là Pliekrong, Yaly và Sê san 4, cùng với 2 trạm điều tiết ngày là Sê san 3 và Sê san 3A Việc áp dụng BĐĐP để điều chỉnh chế độ hoạt động của các trạm thủy điện được thực hiện chủ yếu cho các trạm điều tiết dài hạn, đặc biệt khi dòng chảy không ổn định và dự báo dài hạn không đáng tin cậy Do đó, trong nghiên cứu này, chúng tôi chỉ tiến hành tính toán cho 3 trạm Pliekrong, Yaly và Sê san 4.
Hình 5 - 1 Sơ đồ hệ thống bậc thang các nhà máy thủy điện trên sông Sê san
Thủy điện Pleikrông, tọa lạc tại tỉnh KonTum, được xây dựng trên sông Krông Pôkô, một nhánh lớn của sông Sê San Tất cả các hạng mục của công trình thủy điện này nằm trong địa phận xã Sa Bình, huyện Sa Thầy và xã Kroong, thị xã Kontum.
Hồ chứa có thông số chính là MNDBT = 570m và MNC = 537m, với nhiệm vụ chủ yếu là phát điện Công suất lắp máy đạt 100MW, sản lượng điện bình quân hàng năm là 417,2 triệu kWh Dự án này còn góp phần gia tăng sản lượng cho các thủy điện ở hạ lưu thêm 289,8 triệu kWh.
Thủy điện Ialy tọa lạc tại huyện Chư Păh, tỉnh Gia Lai và huyện Sa Thầy, TP Kon Tum, tỉnh Kon Tum Tổng diện tích của thủy điện này lên tới 7.226,55 ha, trong đó huyện Chư Păh chiếm 2.248,5 ha, bao gồm hồ chứa nước 2.000 ha, khu phụ trợ bờ trái và đập 246 ha, cùng với đường dây 500KV và đường vận hành 2,5 ha.
Nhà máy thủy điện Ialy được khởi công năm 1993 và hoàn thành vào năm
2003, Thông số chính hồ chứa: MNDBT = 515m, MNC = 490m., nhà máy có công suất lắp máy là 720MW, với 4 tổ máy, điện lượng trung bình hằng năm là 2,68 tỷ KWh
Thủy điện Sê San 4 được xây dựng từ tháng 12/2004 tại xã IaO, huyện IaGrai, tỉnh Gia Lai và xã Mo Ray, huyện Sa Thầy, tỉnh Kon Tum Công trình tích nước lòng hồ vào tháng 7/2009 và chính thức phát điện toàn bộ 3 tổ máy vào tháng 3/2010.
Công trình thủy điện Sê San 4 có tổng diện tích lên tới 6.403,17 ha, bao gồm hồ chứa với diện tích 5.841 ha, trong đó có 562,17 ha đất sản xuất nông nghiệp Ngoài ra, diện tích đất tái định cư là 69,01 ha và đất tái định canh chiếm 493,16 ha.
Thông số chính hồ chứa: MNDBT = 215m, MNC = 210m Nhà máy có công suất lắp máy là 360 MW, với 3 tổ máy, điện lượng trung bình hàng năm là 1.494, triệu kWh.
Các số liệu sử dụng trong tính toán
Tài liệu thủy văn liệt Qtb tháng từ năm (1960-1961) đến năm (2000-2001) Xem phụ lục bảng I-1:
Tiến hành thu phóng một nhóm năm thủy văn tương đương với năm kiệt P = 90% về lượng nước, nhưng có sự phân bố lưu lượng hoàn toàn khác nhau Kết quả được trình bày trong bảng 5-1.
Bảng 5 - 1 Các năm thủy văn chọn được khi đã tiến hành thu phóng
Tháng Năm 1 Năm 2 Năm 3 Năm 4 Năm 5
Bảng 5 - 2 Số liệu về phân bố công suất bảo đảm
Bảng 5 - 3 Số liệu về đặc tính thiết bị quan hệ Nkd -H-Q và H-K
-Số liệu các quan hệ lòng hồ, quan hệ hạ lưu, quan hệ tổn thất xem phụ lục bảng I-2, I-3, I-4, I-5, I-6
-Tài liệu thủy văn liệt Qtb tháng từ năm (1960-1961) đến năm (2000-2001) Xem phụ lục bảng I-7
Tiến hành thu phóng một nhóm năm thuỷ văn tương đương với năm kiệt P = 90% về lượng nước, mặc dù có sự phân bố lưu lượng hoàn toàn khác nhau Kết quả được trình bày trong bảng 5-4.
Bảng 5 - 4 Các năm thủy văn chọn được khi đã tiến hành thu phóng
Tháng năm 1 năm 2 năm 3 năm 4 năm 5
Bảng 5 - 5 Số liệu về phân bố công suất bảo đảm:
Bảng 5 - 6 Số liệu về đặc tính thiết bị quan hệ Nkd -H-Q và H-K:
-Số liệu các quan hệ lòng hồ, quan hệ hạ lưu, quan hệ tổn thất xem phụ lục
-Tài liệu thủy văn liệt Qtb tháng từ năm (1960-1961) đến năm (2000-2001) Xem phụ lục bảng I-13
Tiến hành thu phóng một nhóm năm thuỷ văn tương đương với năm kiệt P = 90% về lượng nước nhưng có sự phân bố lưu lượng khác nhau Kết quả được trình bày trong bảng 5-7.
Bảng 5 - 7 Các năm thủy văn chọn được khi đã tiến hành thu phóng
Tháng năm 1 năm 2 năm 3 năm 4 năm 5
Bảng 5 - 8 Số liệu về phân bố công suất bảo đảm:
-Số liệu các quan hệ lòng hồ, quan hệ hạ lưu, quan hệ tổn thất xem phụ lục
Bảng 5 - 9 Số liệu về đặc tính thiết bị quan hệ Nkd -H-Q và H-K
Kết quả phân phối điện năng bảo đảm cho các NMTĐ trong hệ thống bậc thang
Phân bố công suất bảo đảm của các NMTĐ được xác định dựa trên cân bằng công suất của hệ thống cho phụ tải năm 2015 và các quy định mực nước của EVN Việc xác định này rất phức tạp, yêu cầu tài liệu đầy đủ về hệ thống điện, dự báo nhu cầu tiêu thụ và đặc điểm của các NMTĐ Trong luận văn này, tôi sử dụng số liệu phân bố công suất bảo đảm từ Viện Năng lượng Việt Nam.
Kết quả xây dựng Biểu đồ điều phối cho các NMTĐ trong hệ thống bậc thang
Phân bố công suất bảo đảm của các NMTĐ được xác định dựa trên cân bằng công suất hệ thống theo phụ tải năm 2015 và các quy định mực nước của EVN Quá trình xác định phân bố công suất bảo đảm rất phức tạp, yêu cầu tài liệu đầy đủ về hệ thống điện, dự báo nhu cầu tiêu thụ và đặc điểm các NMTĐ Trong luận văn này, tôi sử dụng số liệu phân bố công suất bảo đảm từ Viện Năng lượng Việt Nam.
5.4 Kết quả xây dựng Biểu đồ điều phối cho các NMTĐ trong hệ thống bậc thang
5.4.1 Bảng tính xây dựng BĐĐP
Để xây dựng biểu đồ theo phương pháp đã trình bày, người dùng cần sử dụng phần mềm Excel trên máy tính, kết hợp với các hàm tối ưu Quy trình thực hiện sẽ theo phương pháp lập bảng.
Tháng Qtn Ztld Ztlc ∆Z Vd Vc ∆V Vtb Ztb Ftb
Qth hbh Qbh Qfd Zhl hw H N Nbd e ecf k
Cột 1: Các tháng thủy văn sắp xếp từ đầu mùa kiệt đến cuối mùa lũ
Cột 2: Lưu lượng thiên nhiên của năm thủy văn được chọn đã thu phóng
Cột 3: Mực nước thượng lưu đầu thời đoạn tính toán
Cột 4: Mực nước thượng lưu cuối thời đoạn tính toán
Cột 5: Chênh lệch mực nước thượng lưu đầu và cuối thời đoạn tính toán
Cột 6: Dung tích hồ chứa đầu thời doạn tính toán tra quan hệ Z-V ứng với Ztld Cột 7: Dung tích hồ chứa cuối thời doạn tính toán tra quan hệ Z-V ứng với Ztlc Cột 8: Chênh lệch dung tích hồ đầu và cuối thời đoạn tính toán
Cột 9: Dung tích hồ chứa trung bình Vtb 2 d c
Cột 10: Mực nước trung bình của hồ chứa tra quan hệ Z-V ứng với Vtb
Cột 11: Diện tích trung bình của hồ chứa tra quan hệ F-V ứng với Vtb
Cột 12: Lưu lương thấm Q th = Vtb t α
∆ ∆ t = 2.628.10 6 (s) Cột 13: Cột nước bay hơi ứng với từngthời đoạn tính toán
Cột 14: Lưu lượng bay hơi của hồ chứa Q bh = h Ftb bh
Cột 15: Lưu lượng phát điện của TTĐ Qfd = Q tn + V t
∆ - Q bh - Q th Cột 16: Mực nước hạ lưu nhà máy tra quan hệ Q-Zhl ứng với Qfd
Cột 17: Cột nước tổn thất tra quan hệ Q-Hw ứng với Qfd
Cột 18: Cột nước phát điện của TTĐ H = Ztb- Zhl- Hw
Cột 19: Công suất phát của TTĐ N = K.Qfd.H
Cột 20: Công suất bảo đảm của TTĐ
Cột 21: Sai số giữa công suất phát và công suất bảo đảm của TTĐ e = N- Nbd
Cột 22: Sai số cho phép
Cột 23: Hệ số công suất K tra quan hệ H-K ứng với H
5.4.2 Kết quả xây dựng BĐĐP
Kết quả tính toán đã giúp xây dựng BĐĐP cho các TTĐ, chi tiết bảng tính có thể xem trong phụ lục phần II.
Hình 5 - 2 Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới
Hình 5 - 4 Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới
Hình 5 - 6 Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới
- Các BĐĐP đều đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trong điều kiện phân phối lưu lượng thiên nhiên rất không ổn định
Mực nước thượng lưu vào cuối mùa kiệt cao hơn đường giới hạn trên MNC, điều này tạo điều kiện thuận lợi để tăng sản lượng điện và công suất khả dụng của nhà máy thủy điện trong những điều kiện nước dồi dào.
Phân bố Nbđ và lưu lượng thiên nhiên có tác động đến đường giới hạn trên và dưới, tuy nhiên, mức độ ảnh hưởng này còn phụ thuộc vào đặc tính riêng của từng NMTĐ.
BĐĐP được thiết lập dựa trên việc phân bổ suất đảm bảo phù hợp với nhu cầu phụ tải năm 2015 và các quy định về mực nước thượng hạ lưu cho từng hồ Khi có sự thay đổi trong các điều kiện này, BĐĐP cũng cần được điều chỉnh để đảm bảo sự phù hợp.
5.5 Chọn phương thức khai thác từng NMTĐ và phương thức phối hợp khai thác các NMTĐ trong hệ thống bậc thang
5.5.1 Bảng tính sử dụng BĐĐP để khai thác hồ chứa các NMTĐ
Sau khi hoàn thành việc xây dựng BĐĐP cho các trạm thủy điện (TTĐ), chúng tôi sẽ sử dụng BĐĐP để mô phỏng quá trình vận hành của các TTĐ dựa trên các phương thức sử dụng nước đã đề cập Cụ thể, trong mùa kiệt, chúng tôi áp dụng phương thức 1 và 3 để điều chỉnh công suất, trong khi mùa lũ chỉ sử dụng phương thức 1 do không thể dự đoán thời điểm bắt đầu và kết thúc của lũ, cùng với khoảng thời gian giữa hai thời điểm này thường rất ngắn Chỉ những hồ có khả năng điều tiết nhiều năm hoặc không còn khả năng xuất hiện lũ mới có thể áp dụng phương thức 2 hoặc 3.
Quá trình tính toán được thực hiện trên máy tính bằng phần mềm Excel, sử dụng các hàm tối ưu Tính toán được thực hiện cho ba năm điển hình với tần suất 10%, 50% và 90% Trình tự thực hiện theo phương pháp lập bảng tính.
5.5.1.1.Tính lưu lượng bảo đảm ứng với đường giời hạn trên và dưới (Qbđ) Để tính lưu lượng phát điện (Qfđ) cho từng phương thức, đầu tiên cần tính Qbđ ứng với các đường giớihạn Sau đó, việc xác định Qfđ từng thời đoạn sẽ dựa trên lượng nước thừa, thiếu và cách xác định phần lưu lượng tăng, giảm theo từng phương thức
Tháng Q Ztld Ztlc Vtld Vtlc Vtb Ftb Qth Hbh
Qbh Qfd Ztb Zhl Hw H Kn N Nbd
Cột 1: Các tháng thủy văn sắp xếp từ đầu mùa kiệt đến cuối mùa lũ
Cột 2: Lưu lượng bảo đảm
Cột 3: Mực nước thượng lưu đầu thời đoạn tính toán
Cột 4: Mực nước thượng lưu cuối thời đoạn tính toán
Cột 5: Dung tích hồ chứa đầu thời doạn tính toán tra quan hệ Z-V ứng với Ztld Cột 6: Dung tích hồ chứa cuối thời doạn tính toán tra quan hệ Z-V ứng với Ztlc
Cột 7: Dung tích trung bình hồ chứa, Vtb 2
Cột 8: Diện tích trung bình của hồ chứa tra quan hệ F-V ứng với Vtb
Cột 9: Lưu lương thấm Q th = Vtb t α
∆ ∆ t = 2.628.10 6 (s) Cột 10: Cột nước bay hơi ứng với từng thời đoạn tính toán
Cột 11: Lưu lượng bay hơi của hồ chứa Q bh = h Ftb bh
∆ t ∆ t = 2.628.10 6 (s) Cột 12: Lưu lượng phát điện của TTĐ Qfd = Qtn - Qbh- Qth
Cột 13: Mực nước trung bình của hồ chứa tra quan hệ Z-V ứng với Vtb
Cột 14: Mực nước hạ lưu nhà máy tra quan hệ Q-Zhl ứng với Qfd
Cột 15: Cột nước tổn thất tra quan hệ Q-Hw ứng với Qfd
Cột 16: Cột nước phát điện của TTĐ H = Ztb- Zhl- Hw
Cột 17: Hệ số công suất K tra quan hệ H-K ứng với H
Cột 18: Công suất phát của TTĐ N = K.Qfd.H
Cột 19: Công suất bảo đảm của TTĐ
5.5.1.2 Bảng tính công suất và điện lượng theo BĐĐP
Tháng Ztr Zd Ztl Vtl Qtn ∆Q1 ∆Q2 ∆Q Qfd Nbd Ht ∆N Nt Et
(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) Qxa Ztlc dQ dV Vc Vtr Vd Qbdtr Qbdd hw Zhl Kn Vtb Ztb Nkdh
Cột 1: Các tháng sắp xếp theo năm lịch
Cột 2: Mực nước ứng với đường cung cấp Nbd đầu thời đoạn tính toán
Cột 3: Mực nước ứng với đường hạn chế công suất đầu thời đoạn tính toán
Cột 4: Mực nước thượng lưu thực tế của hồ chứa đầu thời đoạn tính toán
Cột 5: Dung tích hồ chứa đầu thời đoạn tính toán tra quan hệ Z-V ứng với Ztl
Cột 6: Lưu lượng thiên nhiên đến hồ chứa
Cột 7: Lưu lượng sử dụng thêm để tăng công suất : ∆Q1 = V du t
∑ : Tổng số giây thời đoạn sử dụng nước dư từ thời điểm điều chỉnh
Cột 8: Lưu lượng sử dụng thêm để giảm công suất : ∆Q2 = V du t
∑ : Tổng số giây thời đoạn sử dụng nước dư từ thời điểm điều chỉnh
Cột 9: Lưu lượng sử dụng thêm để tăng hoặc giảm công suất
Cột 10: Lưu lượng phát điện của TTĐ Qfd = , ( )
Qbdtr Q Ztl Zd Qbdd Q Ztl Zd
Cột 11: Công suất bảo đảm của TTĐ
Cột 12: Cột nước tính toán, Ht = Ztb -Zhl -hw
Cột 13: Tổn thất công suất, ∆N = Kn.Qfd.hw
Cột 14: Công suất tính toán của TTĐ Nt = Kn.Qfd.Ht
Cột 15: Điện lượng tính toán của TTĐ Et = Nt.T , T = 730 (h)
Cột 16: Lưu lượng xả thừa
Cột 17: Mực nước thực tế của hồ chứa cuối thời đoạn, tra quan hệ Z-V, với Vc Cột 18: Cột nước phát điện của TTĐ H = Ztb- Zhl- Hw
Cột 19: Chênh lệch lưu lượng giữa Qfd và Qtn
Cột 20: Dung tích thừa hoặc thiếu ứng với dQ, dV = dQ.t , t = 2,628.10 6 (s)
Cột 21: Dung tích thực tế cuối thời đoạn, Vc = Vtl -dV
Cột 22: Dung tích hồ chứa ứng với Ztr, tra quan hệ Z-V
Cột 23: Dung tích hồ chứa ứng với Zd, tra quan hệ Z-V
Cột 24: Lưu lượng bảo đảm ứng với Ztr
Cột 25: Lưu lượng bảo đảm ứng với Zd
Cột 26: Tổn thất cột nước, tra quan hệ Q-hw
Cột 27: Mực nước há lưu, tra quan hệ Q-Zhl
Côt 28: Hệ số công suất Kn, tra quan hệ H-Kn
Cột 29: Dung tích trung bình của hồ chứa
Cột 30: Mực nước trung bình hồ chứa, tra quan hệ V-Z, với Vtb
Cột 31: Công suất khả dụ ứng với cột nước phát điện, tra quan hệ H-Nkdh
5.5.2 Tổng hợp kết quả khai thác hồ chứa của các NMTĐ
Kết quả tính toán đã giúp xác định phương thức khai thác cho các trung tâm điện, chi tiết có thể tham khảo trong phụ lục bảng tính phần III.
Bảng 5 - 10 Kết quả Qbd TTĐ Pleikrong:
Bảng 5 - 11 Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt TTĐ Pleikrong theo các phương thức
Năm Phương thức 3 Phương thức 1
Bảng 5 - 12 Kết quả sản lượng điện lượng năm TTĐ Pleikrong theo các phương thức
Sử dụng phương thức 3 sẽ tăng sản lượng điện mùa kiệt so với phương thức 1, dẫn đến việc tăng điện lượng hàng năm Cụ thể, điện năng bảo đảm mùa kiệt (ứng với P%) tăng thêm 1460.10³ kWh, trong khi điện lượng bình quân năm tăng thêm 870.10³ kWh Điều này có thể được giải thích bởi tỷ lệ max h ct của TTĐ Pleikrong.
Chế độ mực nước thượng lưu có ảnh hưởng lớn đến cột nước phát điện, từ đó tác động đến sản lượng điện Phương thức khai thác 3 giúp duy trì mực nước hồ cao hơn so với phương thức 1, làm tăng cột nước và điện lượng sản xuất Ngoài ra, phương thức 3 còn linh hoạt điều chỉnh công suất, hỗ trợ vận hành hệ thống hiệu quả hơn Do đó, trong mùa kiệt, TTĐ Pleikrong nên áp dụng phương thức 3 để khai thác hồ chứa, trong khi mùa lũ có thể linh hoạt sử dụng phương thức 1 hoặc 3 tùy theo tình hình.
Bảng 5 - 13 Kết quả Qbd TTĐ Yali:
Bảng 5 - 14 Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt TTĐ Yali theo các phương thức
Bảng 5 - 15 Kết quả sản lượng điện lượng năm TTĐ Yali theo các phương thức
Sử dụng phương thức 3 giúp tăng sản lượng điện trong mùa kiệt so với phương thức 1, mặc dù sản lượng điện hàng năm lại giảm Tuy nhiên, tỷ lệ tối đa h ct vẫn cần được xem xét để đánh giá hiệu quả tổng thể.