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 nhờ khí hậu nhiệt đới ẩm và địa hình đa dạng Sự kết hợp này đã hình thành một mạng lưới sông ngòi dày đặc, với mật độ sông suối biến đổi giữa các vùng, phản ánh điều kiện khí hậu và cấu trúc địa chất Lượng mưa hàng năm không thay đổi nhiều, nhưng có sự chênh lệch lớn giữa các tháng, với mùa lũ chiếm 70-80% tổng dòng chảy năm Địa hình hẹp và dài của Việt Nam, cùng với dãy núi Trường Sơn và các dãy núi cao như Hoàng Liên Sơn, tạo ra 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 mang lại nhiều lợi ích kinh tế, cho phép sử dụng nguồn nước tại chỗ cho sinh hoạt, sản xuất, giao thông và phát điện Theo thống kê, trữ năng lý thuyết của thủy điện nước ta từ 2.864 sông lớn hơn 10km ước tính khoảng 300 tỷ KWh/năm, tương đương công suất lý thuyết 34.251 MW Trữ lượng này được phân bổ ở ba miền: Miền Bắc 181 tỷ KWh/năm, Miền Trung 89 tỷ KWh/năm và Miền Nam 30 tỷ KWh/năm Chi tiết về trữ lượng thủy năng lý thuyết theo các khu vực khác nhau 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 các nghiên cứu về quy hoạch thủy điện tại Việt Nam cho thấy tổng trữ năng kinh tế thủy điện của các con sông ước tính khoảng 75 - 80 tỷ KWh/năm, tương đương với công suất từ 18 đến 20 nghìn MW.
11 con sông lớn đã sản xuất hơn 64 tỷ KWh/năm, trong khi trữ năng kinh tế của thủy điện nhỏ và thủy điện kết hợp thủy lợi trên toàn quốc có thể đạt khoảng 30 tỷ KWh/năm Đây là nguồn điện tái tạo quan trọng, cần được khai thác để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng của các ngành kinh tế Việc xây dựng các trạm thủy điện nhỏ có ưu điểm là tác động môi trường không đáng kể, phù hợp với phát triển bền vững và cung cấp điện năng cho những vùng chưa được kết nối với 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 các nguồn diesel 2%.
Từ năm 2001 đến 2005, sản lượng điện năng của Việt Nam đã tăng từ 27,04 tỷ KWh năm 2000 lên 53,462 tỷ KWh năm 2005, với tốc độ tăng trưởng trung bình đạt 14,6% mỗi năm Cơ cấu sản xuất điện cũng có sự thay đổi đáng kể, 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 Tỷ trọng điện từ khí đốt cũng tăng từ 16,4% lên 31% Trong hai năm 2004 và 2005, do nhu cầu tiêu thụ điện tăng 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 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 tại lên 87.77 triệu vào năm 2010 và 97.85 triệu 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 nay 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 của cả nước đã tăng mạnh từ 112-117 tỷ kWh vào năm 2010 lên khoảng 294-306 tỷ kWh vào năm 2020, và dự kiến sẽ đạt từ 432-447 tỷ kWh vào năm 2025 Tốc độ tăng trưởng bình quân nhu cầu điện trong 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 Trong những năm gần đây, tốc độ phát triển nguồn điện tăng nhanh, với mức tăng khoảng 1,86 lần sau mỗi 5 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, dự kiến công suất cung cấp 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 là 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 chiếm 41,2%, tăng so với 38% vào năm 2010 Sự gia tăng này chủ yếu nhờ vào việc đưa vào vận hành 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
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 Cụ thể, thủy điện tích năng chiếm 2,4%, nhiệt điện than 48%, nhiệt điện khí đốt 16,5%, nguồn điện từ năng lượng tái tạo 5,6%, điện hạt nhân 1,3% và nhập khẩu điện 3,1%.
Đến năm 2020, tổng điện năng sản xuất và nhập khẩu của Việt Nam đạt khoảng 330 tỷ kWh, với cơ cấu nguồn điện như sau: 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 chiếm 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 khả năng nâng cao hiệu quả hoạt động của các nhà máy thủy điện trở nên cần thiết để đảm bảo an toàn cung cấp điện và gia tăng 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
Tính đến nay, ngành điện Việt Nam vẫn đang trong tình trạng độc quyền, với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nắm giữ phần lớn các nhà máy điện và toàn bộ khâu truyền tải, phân phối và bán lẻ điện Tổng Công ty mua bán điện thuộc 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 Mô hình hoạt động này tạo ra tình trạng độc quyền cả trong mua lẫn bán, chưa hình thành sự cạnh tranh thực sự trong ngành điện Do đó, EVN vẫn là tổ chức duy nhất kinh doanh điện tại Việt Nam, không có sự cạnh tranh ở bất kỳ khâu nào.
Theo báo cáo của Cục Điều tiết Điện lực, vào cuối năm 2010, tổng công suất nguồn 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% tổng công suất Các nguồn khác bao gồm PVN với 2.278MW (10,57%), TKV với 1.046MW (4,86%), 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 gặp nhiều khó khăn, dẫn đến thua lỗ và nợ nần, gây thiếu nguồn vốn cho đầu tư phát triển Việc vay vốn trở nên khó khăn, kèm theo thiếu minh bạch và lòng tin từ khách hàng khi đề xuất tăng giá điện Nguyên nhân chủ yếu của tình trạng này là do quản lý kém của doanh nghiệp và sự quản lý vĩ mô 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 kinh doanh điện quá lâu.
Phát triển thị trường điện cạnh tranh là xu hướng toàn cầu, đóng vai trò quan trọng trong việc nâng cao hiệu quả sản xuất và thúc đẩy phát triển kinh tế xã hội Ngành điện Việt Nam cần đối mặt với thực tế và tìm kiếm các giải pháp hiệu quả để thúc đẩy sự phát triển của 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 chiến lược phát triển dài hạn của ngành điện, được thể hiện trong Luật Điện lực năm 2004 Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ đã cụ thể hóa lộ trình và các điều kiện cần thiết 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 là giai đoạn đầu tiên trong quá trình phát triển thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam, nơi chỉ có sự cạnh tranh trong khâu phát điện Trong giai đoạn này, khách hàng chưa có quyền lựa chọn đơn vị 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 Các giao dịch điện năng diễn ra thông qua thị trường giao ngay và hợp đồng dài hạn, với tỷ lệ sản lượng điện mua bán qua hợp đồng và giao dịch trên thị trường giao ngay 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 nâng cao sự cạnh tranh trong hoạt động mua bán điện 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 mua điện từ các đơn vị phát điện và cạnh tranh để bán điện cho các đơn vị phân phối cũng như khách hàng lớn Tuy nhiên, hiện tại vẫn chưa có sự cạnh tranh trong khâu bán lẻ điện, khiến khách hàng sử dụng nhỏ chưa có quyền lựa chọn đơn vị cung cấp điện cho mình.
Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh diễn ra ở ba khâu chính: phát điện, bán buôn và bán lẻ Khách hàng trên toàn quốc có quyền lựa chọn đơn vị bán lẻ điện hoặc 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 điện cho khách hàng sử dụng.
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 phát triển, sau khi hoàn thành cấp độ 1 của thị trường phát điện cạnh tranh vào năm 2014, ngành điện sẽ chuyển sang cấp độ 2 là 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 liên tục tăng, với mức tăng 5% vào ngày 20/12/2011 và thêm 5% vào ngày 01/7/2012, hiện tại giá điện bình quân (bao gồm thuế VAT) đạt 1506 đ/kWh (tương đương 7,2 US cent/kWh) Mặc dù có thời điểm chi phí đầu vào giảm, giá điện vẫn không hề giảm, và việc tăng giá vào ngày 01/7/2012 là không hợp lý, đặc biệt khi các doanh nghiệp đang gặp khó khăn Sự tăng giá này không chỉ làm tăng chi phí sản xuất mà còn ảnh hưởng đến chỉ số giá tiêu dùng (CPI), khiến người dân phải đối mặt với nhiều khó khăn hơn Thời điểm tăng giá trùng với ngày chính thức vận hành thị trường điện cạnh tranh, cho thấy Bộ Công thương và EVN cần rút kinh nghiệm trong việc 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 tại chưa thuyết phục và mang nặng tính chất hành chính, thiếu cơ sở khoa học và minh bạch, điều này gây 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 Hậu quả là doanh nghiệp và người dân phải chi trả thêm một khoản tiền không có cơ sở, tạo thêm áp lực trong sản xuất và đời sống.
Nhiều doanh nghiệp sản xuất điện bán cho EVN đang phàn nàn về việc không được tăng giá bán sau các lần điều chỉnh giá Điều này đặt ra câu hỏi về việc Bộ Công thương và EVN có thực sự nắm vững Điều 30 liên quan đến việc lập và điều chỉnh giá điện hay không 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, nhằm khuyến khích việc sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả.
Tỷ lệ phần trăm 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 điện từ 0-50 kWh, tỷ lệ là 92%; từ 51-100 kWh, tỷ lệ là 95%; từ 101-200 kWh, tỷ lệ là 110%, được chia thành hai nấc là 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 hệ thống điện thông qua điện năng đảm bảo (Ebđ) và công suất bảo đảm (Nbđ) hàng tháng Tiêu chuẩn đánh giá phân bố Ebđ hợp lý của các NMTĐ là tối thiểu hóa chi phí quy đổi toàn hệ thống điện.
Nghiên cứu về thiết kế các NMTĐ cho thấy rằng việc phân bố Ebđ thường được xác định theo nguyên tắc riêng, không liên kết với biểu đồ phụ tải và thiếu sự phối hợp giữa các nhà máy điện Điều này dẫn đến tình trạng khi hệ thống cần nhiều điện, các NMTĐ lại phát ít, và ngược lại, gây tăng chi phí cho hệ thống Để phân bố hợp lý Ebđ, cần có cái nhìn tổng thể, phối hợp hoạt động giữa các NMTĐ và NMNĐ nhằm cân bằng công suất và điện năng Việc phân bổ này phụ thuộc vào nhiều yếu tố như trạng thái của hệ thống điện, biểu đồ phụ tải, tương quan giữa nguồn và phụ tải, và đặc điểm của các nhà máy điện Do đó, 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 trong 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, ta thực chất đang xem xét một trường hợp cực kỳ đặc thù.
Nghiên cứu thủy văn tại 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 Thêm vào đó, 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 cho thấy chế độ 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 trước phân bố lưu lượng trong một năm Hơn nữa, để đánh giá sản lượng điện hàng năm của các NMTĐ điều tiết theo mùa, thường sử dụng phương thức cấp trữ nước và khai thác hết dung tích hữu ích vào cuối mùa kiệt Tuy nhiên, cách làm này có thể làm giảm hiệu quả năng lực của NMTĐ Do đó, cần áp dụng một 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 thuỷ năng tại 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, việc nâng cao hiệu quả kinh tế sử dụng nguồn thuỷ điện 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 nhà máy thủy điện (NMTĐ) cần được xác định từ góc độ hệ thống, điều này đòi hỏi 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 một loại nhiên liệu và trong bất kỳ thời gian nào trong năm, 1 Kwh của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) mới có thể thay thế một lượng nhiên liệu tương đương ở NMNĐ, dẫn đến việc áp dụng tiêu chuẩn C trong hệ thống điện 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 là rất quan trọng để nâng cao hiệu quả kinh tế của hệ thống điện Tiêu chuẩn ETD tối đa có thể được áp dụng trong trường hợp hệ thống thiếu điện, nhằm giảm thiểu tình trạng thiếu hụt điện khi các NMNĐ đã huy động toàn bộ công suất.
Dao động cột nước H trong hồ chứa các nhà máy thủy điện (NMTĐ) ảnh hưởng trực tiếp 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, tạo nên sự khác biệt rõ rệt giữa thủy 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 tối ưu hóa hiệu quả kinh tế của hệ thống điện.
Việc áp dụng mô hình tối ưu đạt hiệu quả cao chỉ khi có thông tin chính xác về biểu đồ phụ tải và chế độ thuỷ văn dài hạn cho tất cả các NMTĐ, như thể hiện qua 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 NMTĐ theo mô hình tối ưu là một thách thức quy hoạch phi tuyến phức tạp, do sự đa dạng trong các yếu tố và biến số 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 có thể áp dụng hiệu quả khi có thông tin dài hạn đáng tin cậy về phụ tải và chế độ thuỷ văn của các nhà máy thuỷ điện Do đó, mô hình này thường được sử dụng để 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 nhà máy thuỷ điện.
Một trong những đặc điểm của việc khai thác hồ chứa NMTĐ là ảnh hưởng
Quyết định khai thác hồ chứa ở một thời điểm không chỉ ảnh hưởng đến năng lượng tại thời điểm đó mà còn tác động đến toàn bộ chu kỳ điều tiết, ảnh hưởng đến độ an toàn và hiệu quả kinh tế cung cấp điện trong năm Do đó, cần xem xét "hậu tác động" khi đưa ra quyết định khai thác Mặc dù mô hình tối ưu có thể đáp ứng yêu cầu này nếu biết trước phân bố lưu lượng, nhưng dự báo dài hạn về phụ tải và chế độ thuỷ văn ở nước ta thường không đảm bảo độ tin cậy Việc sử dụng mô hình tối ưu trong điều kiện này có thể dẫn đến hiệu quả kinh tế kém và hậu quả nghiêm trọng Vì vậy, cần nghiên cứu phương pháp điều khiển chế độ làm việc của các NMTĐ mà không dựa vào dự báo dài hạn để đạt được 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 đầu tiên bao gồm các phương pháp tối ưu hóa liên tục chế độ làm việc của NMTĐ dựa trên mô hình tối ưu, sử dụng 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 đạt độ chính xác cho phép.
Phương pháp điều phối, được thực hiện qua biểu đồ (đường điều phối) hoặc hàm điều khiển, dựa trên phân tích chế độ làm việc của các hồ chứa trong hệ thống điện (HTĐ) dựa trên số liệu thuỷ văn đã quan trắc Việc áp dụng phương pháp này cho phép người điều độ đưa ra quyết định hợp lý về việc điều chỉnh công suất của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) chỉ bằng cách sử dụng thông tin hiện tại và một số quy tắc Ưu điểm nổi bật của phương pháp điều phối là khả năng hoạt động hiệu quả trong điều kiện không nắm rõ thông tin về phụ tải và thuỷ văn, dẫn đến việc nó được áp dụng rộng rãi trên toàn thế giới Trong số các phương pháp điều phối, việc sử dụng 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 cho thấy 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 còn hạn chế, 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 điều phối hồ chứa, được áp dụng rộng rãi trên thế giới, là giải pháp tối ưu Do đó, tôi đã chọn phương pháp này để điều phối các nhà máy thủy điện (NMTĐ) trong hệ thống điện quốc gia Để nâng cao hiệu quả ứng dụng phương pháp này vào thực tế, 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 cần dựa trên công suất bảo đảm đã 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.
- 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 NMTĐ là xác định chế độ dài hạn của hồ chứa để đảm bảo cung cấp điện an toàn cho toàn hệ thống Các phương pháp điều khiển hồ chứa NMTĐ được xây dựng dựa trên chế độ làm việc của các NMTĐ trong năm kiệt tính toán, đảm bảo cung cấp điện an toàn Đặc trưng chế độ làm việc này là điện năng bảo đảm hoặc công suất bảo đảm theo từng tháng Trong giai đoạn thiết kế, phân bố công suất bảo đảm thường được xác định theo nguyên tắc riêng, dẫn đến tình trạng không hiệu quả khi hệ thống cần nhiều thì các nhà máy phát ít và ngược lại Do đó, việc phân bố hợp lý công suất bảo đảm cần phải xem xét từ quan điểm hệ thống, phối hợp hoạt động giữa các NMTĐ và 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 khả năng truyền tải Vì vậy, xác định phân bố công suất bảo đảm của các NMTĐ phải được thực hiện trên cơ sở hệ thống trong trạng thái động, nhằm đảm bảo phân bố công suất hợp lý cho từng NMTĐ trong 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, yêu cầu 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 quy trình phân bố công suất cho các NMTĐ là xác định một phương án ban đầu dựa trên kết quả tính toán thuỷ năng cho năm kiệt với P% theo một thuật toán nhất định Kết quả này cung cấp thông tin về công suất bảo đảm và công suất khả dụng theo cột nước hàng tháng của từng NMTĐ Đặc biệt, trong các 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 dựa trên kế hoạch sửa chữa đã đề ra.
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 toàn quốc tại 3 miền: Bắc, Trung, Nam Cần ưu tiên tận dụng tối đa điện năng đảm bảo, sử dụng hiệu quả công suất khả dụng của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) và giảm thiểu công suất phát từ các nguồn điện khác.
24 tự ưu tiên phủ biểu đồ phụ tải của các NMTĐ được sắp xếp theo tỷ số Ntb/Nkd Phần còn lại của biểu đồ phụ tải được phủ bằng các NMNĐ theo thứ tự ưu tiên dựa trên chi phí nhiên liệu Trong quá trình phủ biểu đồ phụ tải ngày đêm, 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 đảm bảo, đồng thời chỉ ra hướng điều chỉnh cần thiết để giảm áp lực về công suất cho hệ thống điện, cũng như 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 điều chỉnh này cần xem xét đặc điểm của từng hồ để đảm bảo rằng công suất làm việc lớn nhất của các nguồn nhiệt điện duy trì ổn định trong suốt các tháng trong năm.
Bước 5: Kiểm tra các ràng buộc của hồ chứa là quá trình 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 diễn ra liên tục cho đến khi đạt được sự cân bằng ở bước 3, cho thấy công suất làm việc tối đa của nguồn nhiệt điện chỉ thay đổi nhẹ 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 trong cung cấp điện và nâng cao hiệu quả kinh tế từ nguồn thủy điện, biểu đồ điều phối hồ chứa của từng nhà máy thủy điện cần thể hiện rõ các vùng đặc trưng quan trọng.
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 chủ yếu liên quan đến việc tạo ra hai đường chính: Đường cung cấp Nbd và Đường hạn chế công suất.
Việc phân vùng biểu đồ điều phối hồ là tương đối và phụ thuộc vào đặc điểm cũng như nhiệm vụ cụ thể của từng hồ Chẳng hạn, đối với các hồ phục vụ mục đích 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 cho vùng phát Nbd, xác định điều kiện gia tăng công suất của NMTĐ so với Nbd mà vẫn đảm bảo an toàn cung cấp điện trong các khoảng thời gian 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 trong các năm kiệt 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 sự không ổn định của chế độ thuỷ văn gây ra.
Trong nghiên cứu về điều kiện năm kiệt P = Ptk, chúng ta xác định 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 thủy văn cần xem xét đến ảnh hưởng lẫn nhau giữa các trạm thủy điện.
Phương pháp xây dựng hồ chứa điều tiết mùa, năm yêu cầu hồ chứa phải đầy vào cuối mùa lũ và dung tích hữu ích phải được sử dụng hết vào cuối mùa cấp Tính toán thuỷ năng được thực hiện theo chiều ngược lại với chiều trữ nước và cấp nước, giúp đảm bảo an toàn cung cấp điện trong các tháng chuyển tiếp từ kiệt sang lũ với phân bố lưu lượng bất lợi Để xác định giới hạn mực nước, cần tiến hành tính toán thuỷ năng theo chiều thuận Nhiệm vụ này dựa vào phân bố lưu lượng từng 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 biết công suất.
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 xây dựng 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 trong bối cảnh thông tin dài hạn về phân bố lưu lượng thiên nhiên không ổn định Tuy nhiên, biểu đồ này không cung cấp chỉ dẫn 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 ở nước ta rất không ổn định, do đó, để đảm bảo an toàn và tránh hậu quả nghiêm trọng, cần cho các nhà máy thủy điện hoạt động với công suất bảo đảm trong giai đoạn đầu của mùa kiệt và mùa lũ Sau đó, việc so sánh mực nước thực tế trong hồ với mực nước theo biểu đồ điều phối sẽ giúp người điều độ đưa ra quyết định quan trọng về việc điều chỉnh công suất của nhà máy thủy điện trong thời gian tiếp theo.
Để tăng công suất trung bình ngày đêm, cần đảm bảo rằng mực nước thực tế 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 mực nước giới hạn trên đường hạn chế công suất.
- 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 và đêm của nhà máy thủy điện là cần thiết để hoạt động hiệu quả Sau khi điều chỉnh, cần theo dõi và so sánh mực nước thực tế của hồ với mực nước tại cùng thời điểm trên các đường điều phối Quá trình điều chỉnh công suất của nhà máy sẽ được lặp lại để đảm bảo hiệu suất tối ưu.
Biểu đồ điều phối chỉ cung cấp thông tin về thời điểm cần tăng hoặc giảm công suất của NMTĐ so với công suất đảm bảo, mà không thể chỉ ra các yếu tố khác liên quan.
Để điều chỉnh công suất của NMTĐ, việc xác định công suất trong từng vùng của biểu đồ điều phối là rất quan trọng Cần phải biết mức tăng hoặc giảm công suất phù hợp để 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), 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 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 trong khoảng thời gian ∆t sau khi có nước dư, và độ dài của ∆t phụ thuộc vào điều kiện cụ thể Trong ví dụ trên, giả sử sử dụng hết ∆Vd trong tháng 3 (đường T1 trên Hình 4-2) Để xác định Nnđ trong khoảng thời gian ∆t, cần thực hiện các phép tính cần thiết.
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 được sử dụng là H = Z tl − Z hl − h w, trong đó h w là tổn thất cột nước được xác định từ đường tổn thất cột nước ứng với QTĐ Bên cạnh đó, công suất trung bình ngày đêm N nd có thể được xác định thông 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, chỉ cần tính Ztl Hình 4-4 minh họa sơ đồ xác định Nndtm, từ đó có thể tính Nnd = Z.Nndtm.
Việc xây dựng đặc tính lưu lượng tổ máy khi Ztl = const đối với các NMTĐ rất phức tạp và tốn nhiều 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, NMTĐ sẽ hoạt động với công suất N nd Trong khoảng thời gian ∆t, quá trình này sẽ tiếp tục cho đến khi mực nước thực tế đạt được mức 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 cho một thời đoạn, thời gian này phụ thuộc vào chế độ thuỷ văn lũ kiệt Tuy nhiên, trong trường hợp xảy ra sự cố, cần tiến hành điều chỉnh ngay để khôi phục hoạt động bình thường của hệ thống điện.
Phương thức sử dụng ngay lượng nước dư trong các nhà máy thủy điện (NMTĐ) có 34 đặc điểm nổi bật, bao gồm việc tăng nhanh công suất nhưng cũng gây khó khăn cho vận hành các nhà máy nhiệt điện Mực nước hồ giảm nhanh có thể làm giảm hiệu quả năng lượng trong mùa kiệt, mặc dù phương thức này giúp hạn chế xả thừa Do đó, việc áp dụng phương thức này phù hợp với những NMTĐ có chế độ mực nước hồ không ảnh hưởng nhiều đến tổng sản lượng điện, đặc biệt khi hệ số điều tiết không lớn và yêu cầu an toàn trong cung cấp điện cũng như an toàn công trình được đặt lên hàng đầu.
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
Việc 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 các nguyên tắc vận hành NMTĐ tại Việt Nam Cần phải thực hiện vận hành các NMTĐ một cách thống nhất, đảm bảo lợi ích cho toàn hệ thống điện Sự thống nhất trong điều khiển NMTĐ bao gồm việc phối hợp khai thác hợp lý các hồ chứa với hoạt động 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 đích 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 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 trung tâm điều tiết (TTĐ) có sự khác biệt về tỷ lệ đóng góp vào cân bằng hệ thống, đồng thời cũng khác nhau về khả năng điều tiết và điều kiện làm việc của hồ Thêm vào đó, dòng chảy trên các sông không xuất hiện với tần suất giống nhau trong mỗi năm thủy văn.
Trong bối cảnh hiện tại, việc phối hợp khai thác hợp lý các hồ chứa NMTĐ sẽ nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ và tối ưu hóa hiệu quả sử dụng nguồn nước, giúp hạn chế xả nước và tăng cường 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 với mức độ bình thường.
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 cần thực hiện là lựa chọn phương thức sử dụng nước dư phù hợp cho từng trạm thủy điện (TTĐ) Sau đó, cần xác định phương thức phối hợp chế độ làm việc giữa các TTĐ nhằm đạt được hiệu quả tối đa trong quản lý nguồn nước.
* Chọn phương thức sử dụng nước dư cho từng TTĐ
Trong mùa kiệt, việc lựa chọn phương thức sử dụng nước dư chủ yếu nhằm nâng cao hiệu quả và tạo thuận lợi cho việc điều hành hệ thống Cần đảm bảo sử dụng hết dung tích hữu ích vào cuối mùa, trừ trường hợp Hòa Bình Quyết định này có thể dựa trên các đặc trưng cụ thể của từng tình huống.
Hct/Hmax là chỉ số thể hiện 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 càng mạnh, thì mực nước hồ cần được duy trì ở mức cao hơn.
Đại lượng này thể hiện lượng nước thiên nhiên hay Vhi, đóng vai trò quan trọng trong Emk của TTĐ Việc duy trì mực nước hồ được đảm bảo nhờ vào giá trị lớn của đại lượng này.
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 duy trì cân bằng hệ thống năng lượng Đối với các thủy điện có tỷ trọng nhỏ, việc sử dụng ngay lượng nước dư có thể giúp tăng công suất mà không ảnh hưởng đến hoạt động của tổ máy Ngược lại, đối với thủy điện có tỷ trọng lớn, cần sử dụng nước dư một cách dần dần để đảm bảo tăng công suất một cách an toàn.
Trong mùa lũ, các trạm thủy điện điều tiết mùa như Hòa Bình và Trị An thường phải xả nước thừa để phòng ngừa lũ Do không thể dự đoán chính xác thời gian bắt đầu và kết thúc của lũ, cũng như khoảng thời gian giữa hai thời điểm này thường rất ngắn, nên các trạm thường sử dụng ngay lượng nước dư Nếu không còn khả năng xuất hiện lũ, lượng nước dư 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 lắng về việc 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 nước dư theo phương thức riêng Quyết định tăng công suất sẽ được người điều độ thực hiện ở những TTĐ có tỷ trọng lớn hơn, tùy thuộc vào nhu cầu của hệ thống.
Mùa lũ là thời điểm các trạm thủy điện (TTĐ) điều tiết phải xả nước, do đó cần tận dụng lượng nước dư để tránh xả thừa Việc 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 Người điều độ sẽ quyết định thời điểm và cách thức sử dụng nguồn nước dư tại 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 lớn như Hòa Bình, Trị An, Sơn La và Yaly đóng vai trò quan trọng trong hệ thống năng lượng Việc thiếu nước tại các thủy điện này có thể gây ra những ảnh hưởng nghiêm trọng, do đó nên áp dụng phương thức thứ 3 để giảm công suất, hạn chế tình trạng thiếu điện và giảm thiểu tác động đến hạ du Phương thức này cũng cho phép tăng H và nâng cao sản lượng điện Đối với thủy điện nhỏ như Thác Bà, nên sử dụng phương thức 1 để giảm công suất nếu điều kiện cho phép, còn nếu không thì áp dụng phương thức 2 Đối với các thủy điện có sản lượng điện ít phụ thuộc vào mực nước như Đa Nhim và Thác Mơ, phương thức 2 là lựa chọn hợp lý để giảm công suất, nhưng trong điều kiện thuận lợi, phương thức 1 sẽ được ưu tiên.
* 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 lên tới 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: Pliekrong, Yaly, Sê san 4 và 2 trạm điều tiết ngày: Sê san 3, Sê san 3A Việc áp dụng BĐĐP để điều khiển chế độ hoạt động của các trạm thủy điện được thực hiện chủ yếu cho các trạm điều tiết dài hạn 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: 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, ven sông Krông Pôkô, một nhánh lớn của sông Sê San Các hạng mục của công trình này nằm chủ yếu trong địa phận xã Sa Bình, huyện Sa Thầy và xã Kroong, thị xã Kon Tum.
Hồ chứa có thông số chính là MNDBT = 570m và MNC = 537m, với nhiệm vụ chính là phát điện Công suất lắp máy đạt 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 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 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 tại xã IaO, huyện IaGrai, tỉnh Gia Lai và xã Mo Ray, huyện Sa Thầy, tỉnh Kon Tum Hồ chứa nước của thủy điện này bắt đầu tích nước vào tháng 7 năm 2009, và đến tháng 3 năm 2010, cả 3 tổ máy đã chính thức phát điện.
Dự án thủy điện Sê San 4 có tổng diện tích 6.403,17 ha, bao gồm hồ chứa rộng 5.841 ha, trong đó có 562,17 ha đất nông nghiệp Ngoài ra, diện tích đất tái định cư chiếm 69,01 ha và đất tái định canh là 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 để chọn 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, mặc dù 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 cho phụ tải năm 2015 và các giới hạn mực nước theo quy định của EVN Quá trình 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 về phân bố công suất bảo đảm do Viện Năng lượng Việt Nam cung cấp.
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 giới hạn mực nước của từng hồ theo quy định của EVN Quy trình xác định phân bố công suất 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.
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
Xây dựng biểu đồ theo phương pháp đã trình bày 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 tổ chức dữ liệu một cách hiệu quả.
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 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 cao hơn đường giới hạn trên của MNC, tạo điều kiện cho việc 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 ảnh hưởng đến giới hạn trên và dưới của các NMTĐ Tuy nhiên, mức độ ảnh hưởng này lại phụ thuộc vào đặc tính 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 về một trong những điều kiện này, BĐĐP cần được điều chỉnh cho 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 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 Thời gian giữa hai thời điểm này thường rất ngắn, nên phương thức 1 là lựa chọn phổ biến Chỉ những hồ có khả năng điều tiết nhiều năm hoặc không còn khả năng xảy ra 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 với các hàm tối ưu Các phép tính được tiến hành cho ba năm điển hình tương ứng với các 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 trạm thủy điện (TTĐ), chi tiết có trong bảng tính ở phần phụ lục 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 giúp tăng sản lượng điện mùa kiệt so với phương thức 1, từ đó nâng cao tổng điện lượng hàng năm Cụ thể, điện năng bảo đảm trong mùa kiệt (ứng với P%) tăng thêm 1460.10^3 (kWh) và điện lượng bình quân năm cũng tăng thêm 870.10^3 (kWh) Điều này có thể được giải thích bởi tỷ lệ max h ct tại 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 Việc áp dụng phương thức khai thác 3 giúp duy trì mực nước hồ ở mức cao hơn so với phương thức 1, tăng cột nước phát điện và sản lượng điện Phương thức 3 còn cho phép điều chỉnh công suất linh hoạt, giúp vận hành hệ thống dễ dàng hơn Do đó, trong mùa kiệt, nên chọn phương thức 3 để khai thác hồ chứa 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
Sử dụng phương thức 3 có thể 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.