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, có nguồn ẩm phong phú và mạng lưới sông ngòi dày đặc nhờ vào điều kiện 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 không gian về khí hậu và địa chất Lượng mưa hàng năm tương đối ổn định nhưng có sự khác biệt lớn giữa các tháng và mùa, với mùa lũ chiếm 70-80% tổng lượng dòng chảy Địa hình hẹp và dài, cùng với dãy núi Trường Sơn và các dãy núi cao như Hoàng Liên Sơn, tạo độ dốc lớn cho các sông suối, 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 tại Việt Nam không chỉ tạo điều kiện thuận lợi cho kinh tế mà còn cung cấp nguồn nước cho sinh hoạt, sản xuất, giao thông và phát điện Trữ năng lý thuyết của thủy điện ước tính khoảng 300 tỷ KWh/năm, tương đương công suất lý thuyết 34.251 MW, dựa trên dữ liệu của 2.864 sông có chiều dài trên 10km Phân bố trữ lượng lý thuyết này gồm: Miền Bắc 181 tỷ KWh/năm, Miền Trung 89 tỷ KWh/năm và Miền Nam 30 tỷ KWh/năm, với chi tiết được trình bày trong Bảng 2-1 Nước ta có tiềm năng thủy điện phong phú, góp phần quan trọng vào phát triển năng lượng bền vững.
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 khoảng 18–20 nghìn MW.
Việt Nam có 11 con sông lớn sản xuất hơn 64 tỷ KWh điện mỗi 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 đóng vai trò quan trọng trong việc đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng của các ngành kinh tế quốc dân Việc xây dựng các trạm thủy điện nhỏ không chỉ có tác động môi trường không đáng kể mà còn hỗ trợ phát triển bền vững và cung cấp điện năng cho những vùng chưa được tiếp cận 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 mạnh 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 đáng kể, trong đó tỷ lệ thủy điện giảm từ 54,8% vào năm 2000 xuống còn 30,8% vào năm 2005.
Từ năm 2000 đến 2005, sản lượng điện sản xuất từ tuabin khí, đặc biệt là tuabin khí chạy bằng khí, đã tăng mạnh, từ 4.356 tỷ KWh lên 16.2 tỷ KWh, tương ứng với tỷ trọng tăng từ 16.4% lên 31% Trong giai đoạn 2004-2005, do nhu cầu phụ tải tăng cao và điều kiện thời tiết không thuận lợi, các nhà máy thủy điện hoạt động với công suất thấp hơn so với các năm trước Đồng thời, một số nhà máy điện theo hình thức BOT đã bắt đầu vận hành, 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 đạt 97,85 triệu người vào năm 2020 Đồng thời, mức độ đô thị hóa cũng sẽ có sự thay đổi đáng kể, với tỷ lệ dân số đô thị tăng từ 27% hiện tại lên 32% vào năm 2010, 40% vào năm 2020 và dự kiến 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 tại Việt Nam đã tăng mạnh trong những năm qua, từ khoảng 112-117 tỷ kWh vào năm 2010, lên 294-306 tỷ kWh vào năm 2020, và dự kiến đạt 432-447 tỷ kWh vào năm 2025 Tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện trung bình giai đoạn 2001-2010 dao động 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 của Việt Nam đạt 23.559MW, trong đó thủy điện chiếm 10.120MW Tốc độ phát triển nguồn điện trong những năm qua tăng nhanh, với tỷ lệ 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 điện cung cấp 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 tăng thêm dự kiến là gần 21.450 MW, trong đó thủy điện đóng góp 7.507 MW, chiếm 35% tổng công suất tăng thêm.
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 công suất điện của Việt Nam đã tăng lên 41,2%, so với 38% vào năm 2010 Sự gia tăng này chủ yếu nhờ vào việc đưa vào vận hành một số nhà máy thủy điện 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
Dự kiến đến năm 2020, tổng công suất các nhà máy điện đạt khoảng 75.000 MW, trong đó thủy điện chiếm 23,1% với khoảng 17.325 MW Cơ cấu nguồn năng lượng bao gồm thủy điện tích năng 2,4%, nhiệt điện than 48%, nhiệt điện khí đốt 16,5%, năng lượng tái tạo 5,6%, điện hạt nhân 1,3% và nhập khẩu điện 3,1%.
Đến năm 2020, cơ cấu nguồn điện Việt Nam ghi nhận tổng sản lượng điện năng sản xuất và nhập khẩu 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 nhập khẩu điện 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 làm việc của các nhà máy thủy điện trở nên cấp bách, nhằm đảm bảo an toàn cung cấp điện và tối ưu hóa hiệu quả 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
Đến nay, hầu hết các ngành trong nền kinh tế Việt Nam đã chuyển sang kinh tế thị trường, nhưng ngành điện vẫn duy trì tình trạng độc quyền với mô hình liên kết dọc truyền thống Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) sở hữu 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 mua điện từ tất cả các nhà máy (cả trong và ngoài EVN) và cung cấp điện cho mọi hộ tiêu thụ trên toàn quốc Cơ chế này tạo ra sự độc quyền cả trong mua và bán, chưa thể hình thành cạnh tranh thực sự Tóm lại, EVN vẫn là tổ chức duy nhất độc quyền kinh doanh điện trên toàn quốc, không có sự cạnh tranh trong bất kỳ hoạt động nào của ngành điện.
Theo Cục Điều tiết Điện lực, tính đến cuối năm 2010, tổng công suất điện toàn hệ thống đạt 21.542MW Trong đó, EVN quản lý 24 nhà máy điện với tổng công suất 14.233MW, chiếm 65,32% 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 hiệu quả sản xuất kinh doanh kém, thua lỗ và nợ nần Điều này đã tạo ra tình trạng thiếu vốn cho đầu tư phát triển, làm cho việc vay vốn trở nên khó khăn hơn Sự thiếu minh bạch và lòng tin từ phía khách hàng khi EVN đề xuất tăng giá điện cũng là một vấn đề nghiêm trọng Nguyên nhân chính của tình trạng này xuất phát từ quản lý yếu kém của doanh nghiệp và sự quản lý vĩ mô không 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 trong lĩnh vực kinh doanh điện quá lâu.
Phát triển thị trường điện cạnh tranh là xu hướng toàn cầu, thúc đẩy hiệu quả sản xuất và phát triển kinh tế xã hội Ngành điện Việt Nam cần thẳng thắn đối diện với thực tế để tìm ra giải pháp hiệu quả nhằm thúc đẩy sự phát triển này Để đạt được mục tiêu này, cần thiết phải 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 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 trong 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.
- 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 tại Việt Nam là giai đoạn đầu tiên của thị trường điện, nơi chỉ có sự cạnh tranh trong khâu phát điện mà chưa có trong khâu bán buôn và bán lẻ Khách hàng chưa thể 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 Sự giao dịch diễn ra trên thị trường giao ngay và qua hợp đồng dài hạn, với tỷ lệ sản lượng điện năng mua bán được quy định hàng năm bởi Cục Điều tiết Điện lực.
Thị trường bán buôn điện cạnh tranh đang hình thành các đơn vị bán buôn mới nhằm tăng cường sự cạnh tranh trong giao dịch điện năng Khách hàng lớn và các 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 nhà sản xuất và cạnh tranh để bán điện cho các đơn vị phân phối và khách hàng lớn Tuy nhiên, hiện tại vẫn chưa có sự cạnh tranh trong khâu bán lẻ điện, khiến cho khách hàng sử dụng nhỏ chưa có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện.
Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh bao gồm ba khâu chính: phát điện, bán buôn và bán lẻ Khách hàng trên toàn quốc có quyền lựa chọn đơn vị bán điện hoặc mua điện trực tiếp từ thị trường Các đơn vị bán lẻ điện cạnh tranh để mua điện từ các đơn vị bán buôn, các đơn vị phát điện hoặc từ thị trường nhằm cung cấp dịch vụ 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 và các tổ chức liên quan 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, 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 - thị trường bán buôn cạnh tranh từ năm 2015 đến 2022, và dự kiến sẽ triển khai thị trường bán lẻ cạnh tranh sau năm 2022.
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 tiếp tục tăng 5% vào ngày 01/7/2012, hiện nay giá điện bình quân đạt 1506 đ/kWh (tương đương 7,2 UScent/kWh) Việc điều chỉnh giá điện chỉ mang tính chất tăng mà không có bất kỳ lần giảm nào, mặc dù chi phí đầu vào đã giảm đáng kể Sự tăng giá điện vào thời điểm 1/7/2012 là không hợp lý, khi mà các doanh nghiệp đang gặp khó khăn, dẫn đến tăng chi phí sản xuất và khó khăn trong việc tăng giá bán sản phẩm Điều này chắc chắn sẽ làm tăng chỉ số giá tiêu dùng (CPI), gây thêm áp lực cho người dân Thời điểm tăng giá điện cũng trùng với ngày chính thức vận hành thị trường điện cạnh tranh, vì vậy Bộ Công thương và EVN cần xem xét 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 chưa thuyết phục do cơ chế hành chính, thiếu cơ sở khoa học và minh bạch, dẫn đến khó khăn trong việc đạt được sự đồng thuận từ các nhà khoa học, quản lý, nhà đầu tư và khách hàng sử dụng điện Hệ quả là doanh nghiệp và người dân phải gánh chịu chi phí không hợp lý, tạo thêm áp lực cho sản xuất và đời sống.
Nhiều doanh nghiệp sản xuất điện bán cho EVN đang phản ánh về việc không được điều chỉnh giá bán điện sau mỗi lần tăng giá Điều này cho thấy Bộ Công thương và EVN có thể chưa thực hiện đầy đủ Điều 30 về việc 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 mức 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 sinh hoạt được quy định thành 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 hơn.
Tỷ lệ giá bán lẻ điện sinh hoạt so với mức giá bán lẻ điện bình quân được quy định như sau: Đối với mức tiêu thụ 0-50 kWh, tỷ lệ là 92%; từ 51-100 kWh là 95%; từ 101-200 kWh, tỷ lệ là 110% và được chia thành hai nấc: 101-150 kWh và 151-200 kWh; đối với mức tiêu thụ 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 hệ thống điện thông qua điện năng đảm bảo (Ebđ) và công suất bảo đảm (Nbđ) theo từng tháng trong năm Tiêu chuẩn để đánh giá sự phân bố Ebđ hợp lý của các NMTĐ là tối thiểu hóa chi phí quy đổi của toàn bộ hệ thống điện.
Nghiên cứu về thiết kế các NMTĐ cho thấy rằng phân bố Ebđ thường được xác định theo nguyên tắc riêng, không gắn với biểu đồ phụ tải và thiếu sự phối hợp giữa các nhà máy điện Điều này dẫn đến tình trạng khi hệ thống yêu cầu nhiều, các NMTĐ lại phát ít, và ngược lại, gây tăng chi phí hệ thống Để phân bố hợp lý Ebđ, cần phải xem xét từ quan điểm hệ thống, phối hợp hoạt động giữa các NMTĐ và NMNĐ nhằm cân bằng công suất và điện năng Việc phân bổ này phụ thuộc vào trạng thái của hệ thống điện, bao gồm biểu đồ phụ tải, tương quan giữa nguồn và phụ tải, cơ cấu nguồn, và đặc điểm của các nhà máy điện Phân bố hợp lý Ebđ không chỉ có ý nghĩa kinh tế lớn mà còn là một thách thức phức tạp, đòi hỏi thời gian và sự hợp tác 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 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 biệt.
Nghiên cứu thủy văn của 19 NMTĐ lớn trên 4 hệ thống sông cho thấy tần suất thiết kế của các NMTĐ này không đồng thời xuất hiện, ngay cả trong cùng một hệ thống bậc thang, ngoại trừ các NMTĐ trên dòng chính Hơn nữa, tần suất dòng chảy năm và dòng chảy mùa kiệt của cùng một NMTĐ cũng không xảy ra trong cùng một năm Điều này cho thấy, khi phối hợp hoạt động giữa các NMTĐ trong hệ thống điện quốc gia, độ tin cậy cung cấp điện an toàn sẽ được nâng cao.
3.1.3 Phương pháp tính toán thủy năng
Các phương pháp tính toán thủy năng trong thiết kế NMTĐ dựa vào phân bố lưu lượng thiên nhiên, nhưng thực tế dòng chảy trên các sông ở nước ta rất không ổn định và khả năng dự báo dài hạn chưa đáng tin cậy Điều này dẫn đến việc không thể xác định chính xác phân bố lưu lượng thiên nhiên trong một năm Để đánh giá sản lượng điện hàng năm của các NMTĐ điều tiết theo mùa, thường sử dụng một phương thức cấp trữ nước với dung tích hữu ích được sử dụng hết vào cuối mùa kiệt, gây giảm hiệu quả năng lực của 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 của nguồn thủy năng tại các nhà máy thủy điện (NMTĐ) được đánh giá dựa trên chi phí nhiên liệu tiết kiệm cho toàn bộ hệ thống điện (HTĐ) Do đó, việc nâng cao hiệu quả kinh tế sử dụng nguồn thủy điện thực chất là xác định chế độ làm việc tối ưu cho các hồ chứa 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 nhà máy thủy điện (NMTĐ) cần được xác định từ góc độ hệ thống, nghĩa là cần có sự phối hợp hợp lý giữa các chế độ làm việc của chúng để đạt hiệu quả tối ưu.
Chỉ khi các nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) sử dụng cùng loại nhiên liệu và trong bất kỳ thời gian nào trong năm, một kilowatt giờ (KWh) của các nhà máy điện tái tạo (NMTĐ) mới có thể thay thế một lượng nhiên liệu tương đương ở NMNĐ Tuy nhiên, giả thiết này hiếm khi xảy ra trong thực tế Do đó, việc phân bố hợp lý điện năng của các NMTĐ theo thời gian trở nên rất quan trọng để nâng cao hiệu quả kinh tế của hệ thống điện (HTĐ) Tiêu chuẩn tối đa của điện tái tạo (ETD => max) có thể áp dụng trong trường hợp hệ thống thiếu điện, nhằm giảm thiểu tình trạng thiếu hụt trong khi các NMNĐ đã hoạt động hết công suất.
Dao động cột nước H trong hồ chứa các nhà máy thủy điện (NMTĐ) ảnh hưởng đến hiệu quả sử dụng nguồn thuỷ năng trong hệ thống điện (HTĐ) Mức độ ảnh hưởng này phụ thuộc vào đặc điểm riêng của từng NMTĐ, tạo nên sự khác biệt giữa thuỷ điện và nhiệt điện.
Phân bố hợp lý công suất bảo đảm Nbdit theo ràng buộc (3.7) là yếu tố quan trọng giúp nâng cao an toàn cung cấp điện và cải thiện 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 của tất cả các NMTĐ, như được chỉ ra từ 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 (NMTĐ) theo mô hình tối ưu là một thách thức quy hoạch phi tuyến phức tạp, do có 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) Do đó, mô hình này thường được áp dụng trong việc lập kế hoạch và đánh giá ảnh hưởng của chế độ vận hành 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" là khái niệm quan trọng trong việc khai thác hồ chứa, ảnh hưởng đến năng lượng không chỉ trong thời gian khai thác mà còn trong toàn bộ chu kỳ điều tiết, tác động đến độ an toàn và hiệu quả kinh tế cung cấp điện của các NMTĐ và hệ thống điện Do đó, quyết định khai thác hồ chứa cần xem xét kỹ lưỡng ảnh hưởng của "hậu tác động" Mặc dù mô hình tối ưu có thể đáp ứng yêu cầu này nếu biết phân bố lưu lượng trong năm, nhưng dự báo dài hạn về phụ tải và chế độ thủy văn ở Việt Nam thường không chính xác Điều này dẫn đến việc sử dụng mô hình tối ưu có thể không đạt hiệu quả kinh tế và gây ra hậu quả nghiêm trọng Vì vậy, cần nghiên cứu phương pháp điều khiển chế độ làm việc của các NMTĐ mà không phụ thuộc 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 vào độ chính xác của dự báo dài hạn về phụ tải và thủy văn, trên thế giới có hai nhóm phương pháp 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 cải thiện liên tục chế độ hoạt động của NMTĐ dựa trên tài liệu dự báo ngày càng chính xác Những phương pháp này chỉ phù hợp với các NMTĐ có chế độ thủy văn ổn định và dự báo dài hạn với độ chính xác đạt yêu cầu.
Phương pháp điều phối là một trong những phương pháp quan trọng trong việc quản lý hoạt động của các hồ chứa trong hệ thống thủy điện (HTĐ) Điều phối có thể thực hiện thông qua biểu đồ (đường điều phối) hoặc các hàm điều khiển, được xây dựng dựa trên phân tích chế độ làm việc của hồ chứa trong các năm có dữ liệu thuỷ văn Phương pháp này cho phép người điều độ đưa ra quyết định hợp lý về việc điều chỉnh công suất của nhà máy thủy điện (NMTĐ) dựa trên thông tin hiện tại và một số quy tắc, mà không cần dự đoán chính xác về phụ tải và tình hình thuỷ văn Ưu điểm này đã khiến phương pháp điều phối trở nên phổ biến trên toàn cầu Trong số các phương pháp điều phối, việc sử dụng biểu đồ điều phối nổi bật với tính đơn giản và tính linh hoạt, giúp người điều độ khai thác hồ chứa một cách hợp lý và sát với thực tế, đồng thời giảm thiểu sai sót nghiêm trọng cho hệ thống Các nghiên cứu quốc tế cũng chứng minh rằng điều khiển theo biểu đồ điều phối gần đạt hiệu quả 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 đạt độ tin cậy cao, điều này cũng xảy ra ở nhiều quốc gia khác, kể cả những nước có nền khoa học tiên tiến Trong bối cảnh này, phương pháp khai thác hồ chứa hiệu quả nhất, được áp dụng rộng rãi trên toàn thế giới, 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 trong thực tiễn, cần nghiên cứu các vấn đề liên quan đến việc 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
Xây dựng biểu đồ điều phối dựa trên công suất bảo đảm được phân bố hợp lý, đồng thời xem xét yếu tố không ổn định của chế độ thuỷ văn và các yêu cầu lợi dụng tổng hợp khác là rất quan trọng.
- 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 của các hồ chứa để đảm bảo cung cấp điện an toàn cho toàn hệ thống Các phương pháp điều khiển hồ chứa đều dựa trên chế độ làm việc của NMTĐ trong năm kiệt tính toán, với mục tiêu cung cấp điện an toàn Điện năng bảo đảm hoặc công suất bảo đảm từng tháng của NMTĐ được lấy làm chuẩn trong giai đoạn thiết kế Tuy nhiên, việc phân bố công suất bảo đảm theo cách áp đặt có thể dẫn đến tình trạng không hợp lý, khi hệ thống cần nhiều thì NMTĐ phát ít và ngược lại Do đó, việc phân bố hợp lý công suất bảo đảm cần phải dựa trên quan điểm hệ thống, phối hợp giữa các NMTĐ và nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) để cân bằng công suất và điện năng Điều này phụ thuộc vào trạng thái động của hệ thống điện, bao gồm biểu đồ phụ tải, tương quan giữa nguồn và phụ tải, và các yếu tố khác Vì vậy, xác định phân bố công suất bảo đảm của NMTĐ cần thực hiện trên cơ sở hệ thống ở trạng thái động, nhằm đảm bảo phân bố công suất hợp lý 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
Xác định phân điện năng bảo đảm cho các NMTĐ là một bài toán phức tạp, cần áp dụng phương pháp điều chỉnh dần để giải quyết Bài viết này sẽ trình bày các bước cơ bản của phương pháp này.
Bước đầu tiên trong việc phân bố công suất cho từng NMTĐ là xác định một phương án ban đầu dựa trên kết quả tính toán thuỷ 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 hàng tháng Trong những tháng có kế hoạch sửa chữa, công suất khả dụng của các NMTĐ cần được điều chỉnh để tính đến công suất sửa chữa, trong khi công suất khả dụng của các NMNĐ sẽ được xác định từ kế hoạch sửa chữa đã đề ra.
Bước 2: Phủ biểu đồ phụ tải ngày đêm điển hình dựa trên số liệu từ bước 1 cho từng tháng Mục tiêu của bước này là xác định vị trí hoạt động của các nhà máy điện trong biểu đồ phụ tải toàn quốc, phân chia theo ba khu vực: miền Bắc, miền Trung và miền Nam Cần ưu tiên tận dụng tối đa điện năng đảm bảo và khai thác 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 theo tỷ số Ntb/Nkd Phần phủ tải còn lại được thực hiện bằng các NMNĐ, ưu tiên theo 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 phản ánh hiệu quả của việc phân bổ công suất bảo đảm, đồng thời chỉ ra hướng điều chỉnh cần thiết để giảm tải 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 nhằm giảm căng thẳng về cân bằng công suất và điện năng Việc này cần xem xét đặc điểm của từng hồ để đảm bảo công suất làm việc lớn nhất của các nguồn nhiệt điện ít thay đổi giữa 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 chưa được thoả mãn, cần điều chỉnh phân bố công suất bảo đảm Quá trình điều chỉnh này có thể ảnh hưởng đến điện năng bảo đảm ban đầu do thay đổi chế độ cấp trữ Đồng thời, bước này cũng cho phép xác định công suất khả dụng của các NMTĐ trong từng tháng Sau đó, quá trình điều chỉnh sẽ được lặp lại từ bước 2.
Quá trình điều chỉnh liên tục diễn ra cho đến khi đạt được kết quả cân bằng ở bước 3, cho thấy công suất làm việc tối đa của nguồn nhiệt điện chỉ thay đổi rất ít giữa các tháng hoặc không thể điều chỉnh thêm.
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 cung cấp điện và nâng cao hiệu quả kinh tế trong việc 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.
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 thiết lập các đường cung cấp Nbd và đường hạn chế công suất, đóng vai trò quan trọng trong việc quản lý và tối ưu hóa nguồn lực.
Việc phân vùng biểu đồ điều phối là tương đối và phụ thuộc vào đặc điểm cũng như nhiệm vụ của từng hồ Mỗi biểu đồ điều phối sẽ có những vùng đặc trưng riêng, chẳng hạn như đối với các hồ lợi dụng tổng hợp, 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 của vùng phát Nbd, cho thấy điều kiện cần thiết để tăng công suất của NMTĐ mà vẫn đảm bảo an toàn trong cung cấp điện cho những thời điểm 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 việc huy động nguồn thuỷ điện hiệu quả, cần phân tích lưu lượng thiên nhiên trong năm kiệt P = Ptk Việc lựa chọn một số năm thuỷ văn với sự phân bố lưu lượng khác nhau là rất quan trọng nhằm tránh sai lầm do chế độ thuỷ văn không ổn định.
Năm kiệt P = Ptk tạo ra một nhóm năm thuỷ văn tương đương về lượng nước, nhưng có sự phân bố lưu lượng khác nhau Đối với các nhà máy thủy điện trên bậc thang, việc lựa chọn nhóm năm thuỷ văn 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 được trữ đầy vào cuối mùa lũ, với dung tích hữu ích được sử dụng hết vào cuối mùa cấp Để đáp ứng điều kiện này, tính toán thuỷ năng cần được thực hiện theo chiều ngược lại với chiều trữ và cấp nước, nhằm đảm bảo an toàn cung cấp điện trong các tháng chuyển tiếp từ kiệt sang lũ với phân bố lưu lượng bất lợi Tuy nhiên, để xác định hợp lý giới hạn mực nước, cần tiến hành tính toán thuỷ năng theo chiều thuận Nhiệm vụ tính toán thuỷ năng 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 Ztl(t) Phương pháp tính thuỷ năng có thể được áp dụng khi đã biết công suất (N).
Sơ đồ thuật toán tính toán thủy năng theo phương pháp N = h/s
Kết quả tính toán thuỷ năng cho nhóm năm thuỷ văn cho phép vẽ đường thay đổi mực nước hồ theo thời gian Việc vẽ đường bao trên của nhóm đường này sẽ tạo ra đường cung cấp Nbđ (đường I, hình 4-1) Đối với các 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 quan trọng giúp người điều độ đưa ra quyết định chính xác về việc điều chỉnh công suất của NMTĐ, đặc biệt trong bối cảnh thông tin dài hạn về phân bố 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 rất không ổn định, do đó cần đảm bảo an toàn để tránh hậu quả nghiêm trọng Trong giai đoạn đầu mùa kiệt và mùa lũ, các nhà máy thủy điện (NMTĐ) nên hoạt động với công suất bảo đảm Sau đó, việc so sánh mực nước thực tế trong hồ với mực nước trên biểu đồ điều phối tại cùng thời điểm sẽ giúp người điều độ đưa ra quyết định quan trọng về điều chỉnh công suất NMTĐ cho 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 như thể hiện trong Hình 4-2.
Giảm công suất trung bình ngày đêm xuống dưới Nđb khi mực nước thực tế của hồ thấp hơn mực nước quy định trên đường hạn chế công suất - 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)
Dựa trên việc điều chỉnh công suất trung bình ngày đêm của nhà máy thủy điện, nhà máy sẽ hoạt động với công suất mới trong thời gian tiếp theo Tiếp theo, cần so sánh mực nước thực tế của hồ với mực nước tại cùng thời điểm trên các đường điều phối, từ đó lặp lại quá trình điều chỉnh công suất của nhà máy thủy điện.
Biểu đồ điều phối chỉ cho phép xác định thời điểm tăng hoặc giảm công suất của NMTĐ so với công suất đảm bảo, mà không cung cấp thông tin chi tiết hơn.
Để điều chỉnh công suất của nhà máy thủy điện (NMTĐ), cần xác định công suất trong từng vùng của biểu đồ điều phối Việc này giúp tối ưu hóa sản lượng điện, từ đó quyết định nên tăng hay giảm bao nhiêu công suất cho phù hợp.
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), ta 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 bằng nhiều phương thức khác nhau.
Trong phương thức này lượng nước dư ∆Vd được sử dụng hết để tăng công suất cho
NMTĐ xảy ra trong khoảng thời gian ∆t sau khi có nước dư, và thời gian này phụ thuộc vào 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.
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 là tổn thất cột nước dựa trên đường tổn thất cột nước ứng với QTĐ Đồng thời, 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 H mà chỉ cần tính Ztl Hình 4-4 minh họa sơ đồ xác định Nnd tm Khi đã có Nnd tm, có thể xác định Nnd = Z.Nnd tm.
Việc xây dựng đặc tính lưu lượng tổ máy khi Ztl = const đối với 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 N nd và kiểm tra điều kiện N nd < N KD, ta cho NMTĐ hoạt động với công suất N nd Do đó, trong khoảng thời gian ∆t, hoạt động này sẽ diễn ra cho đến khi mực nước thực tế đạt yêu cầu.
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 thực hiện trong một thời đoạn nhất định, tùy thuộc vào chế độ thủy văn lũ kiệt Tuy nhiên, trong trường hợp xảy ra sự cố, cần phải điều chỉnh ngay để khôi phục hoạt động bình thường của hệ thống điện.
Phương thức sử dụng ngay lượng nước dư giúp tăng công suất của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) nhanh chóng, nhưng có thể gây khó khăn trong vận hành các nhà máy nhiệt điện Mực nước hồ giảm nhanh có thể làm giảm hiệu quả năng lượng trong mùa kiệt, nhưng lại hạn chế tình trạng xả thừa Do đó, phương thức này phù hợp với các NMTĐ có chế độ mực nước hồ ít ảnh hưởng đến tổng sản lượng điện, hệ số điều tiết không lớn, và đảm bảo an toàn cung cấp điện cũng như an toàn công trình.
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 xây dựng nguyên tắc vận hành các NMTĐ trong hệ thống điện Việt Nam Việc vận hành các NMTĐ cần được thực hiện thống nhất để 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 của dòng chảy trên các sông để tối ưu hóa hiệu quả vận hành.
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 người tiêu dùng và tối ưu hóa hiệu quả sử dụng nguồn thuỷ năng Để đạt được điều này, cần phối hợp các phương thức 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 trạm thủy điện (TTĐ) có sự khác biệt về tỷ lệ đóng góp vào cân bằng hệ thống, cũng như khả năng điều tiết và điều kiện vận hành của hồ Thêm vào đó, dòng chảy trên các sông không diễn ra với tần suất giống nhau qua các năm thủy văn.
Trong bối cảnh hiện tại, việc phối hợp khai thác hợp lý các hồ chứa của nhà máy thủy điện (NMTĐ) sẽ giúp nâng cao độ tin cậy trong cung cấp điện cho người tiêu dùng, đồng thời tăng hiệu quả sử dụng nguồn nước bằng cách hạn chế xả nước và tối ưu hóa 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 hoạt động theo mức nước bình định của mình.
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 điều khiển toàn bộ hệ thống hiệu quả, việc đầu tiên cần thực hiện là lựa chọn phương thức sử dụng nước dư phù hợp cho từng trạm thủy điện Sau đó, cần tìm ra cách phối hợp chế độ làm việc giữa các trạm này để tối ưu hóa hoạt động.
* Chọn phương thức sử dụng nước dư cho từng TTĐ
Mùa kiệt yêu cầu lựa chọn phương thức sử dụng nước dư nhằm nâng cao hiệu quả và thuận lợi cho việc điều hành hệ thống, đồng thời phải đảm bảo sử dụng hết dung tích hữu ích vào cuối mùa, trừ Hòa Bình Việc lựa chọn này có thể dựa trên các đặc trưng cụ thể của mùa kiệt.
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, tức là chế độ mực nước hồ có ảnh hưởng mạnh hơn, thì mực nước hồ cần được duy trì ở mức cao hơn.
Đại lượng này thể hiện vai trò quan trọng của nước thiên nhiên hay Vhi trong Emk của TTĐ Sự lớn của đại lượng này giúp duy trì mực nước hồ.
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 việc cân bằng hệ thống năng lượng Đối với các thủy điện có tỷ trọng nhỏ, có thể tận dụng lượng nước dư ngay lập tức để tăng công suất mà không gây ảnh hưởng đến quá trình vận hành Ngược lại, đối với các thủy điện có tỷ trọng lớn, cần sử dụng nước dư một cách từ từ để đảm bảo tăng công suất một cách an toàn và hiệu quả.
Mùa lũ là thời điểm quan trọng đối với các trạm thủy điện điều tiết mùa như Hòa Bình và Trị An, vì cần phải xả nước thừa để phòng ngừa lũ Thời gian bắt đầu và kết thúc của lũ thường không thể dự đoán, và khoảng thời gian giữa hai thời điểm này thường rất ngắn Do đó, phương pháp thường được áp dụng là sử dụng ngay lượng nước dư Trong khi đó, các trạm thủy điện điều tiết nhiều năm như Thác Bà và Thác Mơ có thể sử dụng lượng nước dư một cách dần dần mà không lo về việc xả thừa.
* Phương thức phối hợp sử dụng nước dư giữa các TTĐ
Trong mùa kiệt, các trạm thủy điện (TTĐ) có tỷ trọng nhỏ sẽ chủ động sử dụng nước dư theo phương thức riêng Quyết định tăng công suất ở những TTĐ có tỷ trọng lớn sẽ phụ thuộc vào nhu cầu của hệ thống, do người điều độ đưa ra.
Mùa lũ là thời điểm các trạm thủy điện (TTĐ) phải xả nước để điều tiết, do đó cần tận dụng ngay lượng nước dư để tránh xả thừa Quyết định sử dụng nguồn nước dư này sẽ phụ thuộc vào khả năng tiếp nhận công suất tăng thêm của hệ thống và khả năng truyền tải của đường dây Người điều độ sẽ xem xét thời điểm và cách thức sử dụng nguồn nước dư ở các TTĐ điều tiết nhiều năm.
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 (TTĐ) lớn như Hòa Bình, Trị An, Sơn La và Yaly đóng vai trò quan trọng trong hệ thống điện, và việc thiếu nước có thể gây ra tác động nghiêm trọng Do đó, nên áp dụng phương thức thứ 3 để giảm công suất, nhằm hạn chế thiếu điện và giảm thiểu tình trạng thiếu nước cho hạ du Phương thức này cũng cho phép tăng H, từ đó nâng cao đáng kể sản lượng điện (E) Đối với TTĐ nhỏ như Thác Bà, nếu điều kiện cho phép, nên áp dụng phương thức 1 để giảm công suất, còn trong trường hợp bắt buộc thì sử dụng phương thức 2 Đối với các TTĐ nhỏ khác như Đa Nhim và Thác Mơ, do sản lượng điện ít phụ thuộc vào mực nước, phương thức 2 là lựa chọn thích hợp Trong điều kiện thuận lợi, việc giảm công suất ngay lập tức có thể thực hiện bằng 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 thủy 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 lên tới 11.450 km², bao gồm hai nhánh chính: Krông Pôkô ở phía hữu ngạn và Đăk Bla ở phía tả ngạn.
Trong nghiên cứu này, chúng tôi tập trung vào các trạm thủy điện trên nhánh KrôngPôkô phía hữu ngạn, bao gồm 5 trạm: Pliekrong, Yaly, Sê san 4 (điều tiết năm) và Sê san 3, Sê san 3A (điều tiết ngày) Việc sử dụng BĐĐP để điều khiển chế độ làm việc của các trạm thủy điện chủ yếu áp dụng cho các trạm điều tiết dài hạn khi dòng chảy không ổn định và dự báo dài hạn không đảm bảo độ tin cậy Do đó, nghiên cứu chỉ tập trung tính toán cho 3 trạm: Pleikrong, 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 Kon Tum, được xây dựng trên sông Krông Pôkô, một nhánh lớn của sông Sê San Tất cả các hạng mục của công trình này đều nằm trong địa phận xã Sa Bình, huyện Sa Thầy và xã Kroong, thị xã Kontum.
Hồ chứa có thông số chính MNDBT = 570m và MNC = 537m, chủ yếu phục vụ cho phát điện với công suất lắp máy 100MW, sản lượng điện bình quân hàng năm đạt 417,2 triệu kWh Công trình này cũng góp phần gia tăng sản lượng cho các dự án thủy điện ở hạ lưu, với tổng cộng 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 rộng 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
Công trình thủy điện Sê San 4 được khởi công xây dựng vào tháng 12 năm 2004, tọa lạc tại xã IaO, huyện IaGrai, tỉnh Gia Lai và xã Mo Ray, huyện Sa Thầy, tỉnh Kon Tum Hồ chứa nước của dự án đã tích nước vào tháng 7 năm 2009 và chính thức phát điện cả 3 tổ máy vào tháng 3 năm 2010.
Dự án thủy điện Sê San 4 có tổng diện tích 6.403,17 ha, bao gồm hồ chứa chiếm 5.841 ha, trong đó có 562,17 ha là đất sản xuất nông nghiệp Ngoài ra, dự án còn có 69,01 ha đất tái định cư và 493,16 ha đất tái định canh.
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 thuỷ 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
Trong nghiên cứu này, chúng tôi đã tiến hành thu phóng để chọn ra một nhóm năm thuỷ văn với năm kiệt P = 90% về lượng nước, nhưng có sự phân bố lưu lượng hoàn toàn khác nhau Kết quả chi tiết 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 hoàn toàn 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 theo 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 các NMTĐ Trong luận văn, 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 của hệ thống cho phụ tải năm 2015 và các quy định mực nước của EVN Quá trình 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 do Viện Năng lượng Việt Nam cung cấp.
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
Biểu đồ được xây dựng theo phương pháp đã nêu có thể thực hiện trên máy tính bằng phần mềm Excel, sử dụng các hàm tối ưu Quy trình thực hiện theo phương pháp lập bảng giúp đảm bảo tính chính xác và hiệu quả trong việc tạo ra biểu đồ.
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 cho phép xây dựng bảng dữ liệu địa điểm (BĐĐP) cho các trung tâm điện (TTĐ), chi tiết bảng tính được trình bày 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 đạt mức cao hơn đường giới hạn trên MNC, tạo điều kiện thuận lợi để tăng sản lượng điện và công suất khả dụng của nhà máy thủy điện trong điều kiện nước dồi dào.
Phân bố Nbđ và lưu lượng thiên nhiên có tác động đến đường giới hạn trên và giới hạn dưới của NMTĐ Tuy nhiên, mức độ ảnh hưởng này lại phụ thuộc vào đặc điểm riêng của từng NMTĐ.
BĐĐP được xây dựng dựa trên phân bố suất đảm bảo theo yêu cầu phụ tải năm 2015 và các quy định về mực nước thượng hạ lưu cho từng hồ Khi có sự thay đổi trong một trong những điều kiện này, BĐĐP cần được điều chỉnh để đảm bảo tính 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 TTĐ, chúng tôi sẽ sử dụng BĐĐP để mô phỏng quy trình hoạt động của các TTĐ dựa trên các phương thức sử dụng nước đã được nêu 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 tính không chắc chắn về thời điểm bắt đầu và kết thúc lũ Thời gian giữa hai thời điểm này thường rất ngắn, vì vậy phương thức 1 là lựa chọn chủ yếu 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 Các phép toán được tiến hành cho ba năm điển hình với tần suất 10%, 50% và 90% Phương pháp thực hiện theo trình tự 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 trạm thủy điện (TTĐ), chi tiết có trong bảng tính ở phụ lục 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 giúp 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 trong mùa kiệt tăng thêm 1460.10^3 (kWh) và điện lượng bình quân năm tăng thêm 870.10^3 (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 và sản lượng điện, với H ≈ 0,7 Việc áp dụng phương thức khai thác 3 giúp duy trì mực nước hồ ở mức cao hơn so với phương thức 1, từ đó tăng cột nước phát điện và điện lượng Phương thức 3 cũng mang lại khả năng linh hoạt trong việc điều chỉnh công suất, hỗ trợ vận hành hệ thống hiệu quả hơn Vì vậy, trong mùa kiệt, nên lựa chọn phương thức 3 để khai thác hồ chứa tại TTĐ Pleikrong, 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
Phương thức 3 cho phép tăng sản lượng điện trong mùa kiệt so với phương thức 1, mặc dù sản lượng điện hàng năm lại giảm Tỷ lệ tối đa h ct cũng cần được xem xét trong bối cảnh này.