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 vào khí hậu nhiệt đới ẩm và địa hình đa dạng Điều này tạo điều kiện thuận lợi cho việc hình thành mạng lưới sông ngòi dày đặc Mật độ sông suối thay đổi giữa các vùng, phản ánh sự phân hóa khí hậu và cấu trúc địa chất Lượng mưa hàng năm tương đối ổn định, nhưng có sự biến động lớn giữa các tháng và mùa Trong mùa lũ, dòng chảy chiếm 70-80% tổng lượng dòng chảy năm, trong khi mùa khô chỉ chiếm 20-30% Với địa hình hẹp và dài cùng dãy núi Trường Sơn, các sông suối có độ dốc lớn, đặc biệt ở đầu nguồn, tạo tiềm năng quan trọng cho việc xây dựng nhà máy thủy điện, bao gồm nhiều trạm thủy điện nhỏ với cột nước cao.
Mạng lưới sông suối phát triển trên lãnh thổ Việt Nam tạo điều kiện thuận lợi cho kinh tế, 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 số liệu của 2.864 sông suối dài hơn 10 km Trữ lượng này được phân bổ theo ba vùng: 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 khu vực được trình bày trong Bảng 2-1.
4 có 8 hệ thống sông quan trọng nhất trong đó đã tập trung tới trên 85% nguồn trữa lượng thủy năng lý thuyết của đất nước
Tổng kết các nghiên cứu về quy hoạch thủy điện ở Việt Nam cho thấy tổng trữ năng kinh tế thủy điện 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 với tổng sản lượng điện đạt hơn 64 tỷ KWh/năm Trữ năng kinh tế của thủy điện nhỏ và thủy điện kết hợp thủy lợi trên toàn quốc có thể lên tới khoảng 30 tỷ KWh/năm Nguồn điện năng tái tạo này rất quan trọng để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng của các ngành kinh tế Việc xây dựng các trạm thủy điện nhỏ mang lại lợi ích môi trường không đáng kể, hỗ trợ phát triển bền vững và cung cấp điện năng tại chỗ cho những khu vực 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 đã tăng mạnh từ 27,04 tỷ KWh năm 2000 lên 53,462 tỷ KWh vào 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, khi tỷ lệ thủy điện giảm từ 54,8% năm 2000 xuống còn 30,8% năm 2005.
Từ năm 2000 đến 2005, tỷ trọng điện sản xuất từ tuabin khí, đặc biệt là tuabin khí chạy bằng khí, đã tăng đáng kể, với sản lượng điện từ khí đốt tăng từ 4.356 tỷ KWh lên 16.2 tỷ KWh, tương ứng với tỷ trọng tăng từ 16.4% lên 31% Trong các năm 2004 và 2005, do nhu cầu điện tăng cao, các nhà máy thủy điện hoạt động với sản lượng thấp hơn do điều kiện thời tiết không thuận lợi Bên cạnh đó, một số nhà máy điện theo hình thức BOT đã đi vào vận hành, dẫn đến sản lượng điện mua ngoài tăng mạnh 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
Từ năm 2001 đến 2025, dự báo dân số Việt Nam sẽ tăng từ 80 triệu người hiện tại lên 87,77 triệu người vào năm 2010 và 97,85 triệu người vào năm 2020 Mức độ đô thị hóa cũng sẽ có sự gia tăng, với tỷ lệ dân số đô thị dự kiến tăng từ 27% hiện 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 tiêu thụ điện năng tại Việt Nam đã có sự gia tăng đáng kể trong những năm qua Cụ thể, vào năm 2010, nhu cầu điện toàn quốc đạt khoảng 112-117 tỷ kWh, trong khi đến năm 2020, con số này đã tăng lên khoảng 294-306 tỷ kWh Dự báo đến năm 2025, nhu cầu điện sẽ tiếp tục tăng, đạt khoảng 432-447 tỷ kWh Tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện trung bình 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 Tốc độ phát triển nguồn điện trong những năm gần đây tăng nhanh, với mức tăng khoảng 1,86 lần sau mỗi năm.
Bảng 2 - 2 C ông suất lắp đặt của hệ thống qua các năm và dự kiến năm 2015 và
Bảng 2 - 3 Danh mục các thủy điện trên 30MW đã đi vào vận hành tính đến cuối năm 2011
STT Nhà máy Số máy P thiết kế
8 Cửa Đạt 2 97 Cổ phần VINACONEX
32 Nậm Chiến 2 2 32 Cty CPĐT&PT điện Tây Bắc
STT Nhà máy Số máy P thiết kế
33 Bản Cốc 3 18 Cty CPTĐ Quế Phong
36 Bình Điền 2 44 Cty CPTĐ Bình Điền
37 Sông Côn 3 63 Cty CPTĐ Geruco - Sông Côn
40 Za Hưng 2 30 Cty Cổ phần Za Hưng
41 Bắc Bình 2 33 Cty CPPT điện lực Việt Nam
42 Đa Dâng 2 2 34 Cty CPTĐ miền Nam
43 Cần Đơn 2 78 TCty Sông Đà
44 A Lưới 2 85 Cty CP Thuỷ điện Miền Trung
Theo Quy hoạch điện VII, công suất cung cấp điện dự kiến sẽ tăng từ 43.000 MW vào năm 2015 lên 75.000 MW vào năm 2020 và đạt 146.800 MW vào năm 2030 Trong giai đoạn 2011-2015, tổng công suất bổ sung 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 công suất điện đạt 41,2%, tăng từ 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, An Khê và Ka Năk.
Hình 2 - 2 Cơ cấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011
Năm 2020, tổng công suất các nhà máy điện dự kiến đạt khoảng 75.000 MW Trong đó, thủy điện chiếm 23,1% với công suất khoảng 17.325 MW, thủy điện tích năng 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, cơ cấu nguồn điện Việt Nam bao gồm khoảng 330 tỷ kWh điện năng sản xuất và nhập khẩu, 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 hoạt động của các nhà máy thủy điện là cấp bách, nhằm tăng cường độ an toàn cung cấp điện và nâng cao 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 ở Việt Nam vẫn duy trì thế độc quyền, vận hành theo mô hình liên kết dọc truyền thống, trong khi hầu hết các ngành khác đã chuyển sang kinh tế thị trường Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) hiện nắm giữ phần lớn các nhà máy điện và kiểm soát toàn bộ khâu truyền tải, phân phối và bán lẻ điện Tổng Công ty mua bán điện thuộc EVN là đơn vị duy nhất mua điện từ tất cả các nhà máy và cung cấp điện cho toàn bộ hộ tiêu thụ trên cả nước, tạo ra tình trạng độc quyền trong cả khâu mua và bán Do đó, EVN vẫn là tổ chức độc quyền kinh doanh điện duy nhất tại Việt Nam, chưa có sự cạnh tranh trong bất kỳ hoạt động nào của ngành điện.
Theo báo cáo của Cục Điều tiết Điện lực, đến cuối năm 2010, tổng công suất nguồn điện toàn hệ thống đạt 21.542MW Trong đó, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) quản lý 24 nhà máy với tổng công suất 14.233MW, chiếm 65,32% tổng công suất Các nguồn khác bao gồm Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) với 2.278MW (10,57%), Tập đoàn Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) 1.046MW (4,86%), nhà đầu tư nước ngoài 2.115MW (9,82%), khu vực tư nhân 50MW (2,32%), nhập khẩu 1.000MW (4,64%) và các nguồn khác 370MW (1,72%).
Trong những năm gần đây, hoạt động của EVN đã gặp nhiều khó khăn, thể hiện qua việc sản xuất kinh doanh thua lỗ và nợ nần, dẫn đến thiếu vốn cho đầu tư phát triển Điều này cũng khiến EVN gặp khó khăn trong việc vay vốn và tạo ra sự thiếu minh bạch, kém lòng tin từ phía khách hàng khi đề xuất tăng giá điện Nguyên nhân chính cho tình trạng này là do quản lý yếu kém của doanh nghiệp, cũng như sự quản lý vĩ mô chưa hiệu quả từ Bộ chủ quản và Nhà nước, cùng với sự phát triển chậm chạp của thị trường điện cạnh tranh, dẫn đến việc EVN giữ độc quyền 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 điện 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 nhanh chóng phát triển thị trường điện cạnh tranh Để đạt được mục tiêu này, việc sửa đổi nội dung Luật Điện Lực là điều cần thiết.
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 dài hạn cho ngành điện Điều này đã được thể hiện trong Luật Điện lực năm 2004 và cụ thể hóa qua Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ, nêu rõ lộ trình và 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 qua 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 là giai đoạn đầu tiên của thị trường điện ở Việt Nam, nơi chỉ có sự cạnh tranh trong khâu phát điện mà chưa có trong khâu bán buôn và bán lẻ Khách hàng chưa có quyền lựa chọn đơn vị cung cấp điện, và các nhà máy điện chỉ cạnh tranh để bán điện cho một đơn vị mua buôn duy nhất, đó là Công ty mua bán điện thuộc EVN Sản lượng điện được giao dịch qua hợp đồng và 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 tăng cường sự cạnh tranh trong mua bán điện Khách hàng lớn và các công ty phân phối có quyền mua điện trực tiếp từ các đơn vị phát điện thông qua thị trường hoặc từ các đơn vị bán buôn Các đơn vị bán buôn điện cạnh tranh sẽ mua điện từ các đơn vị phát điện và 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 không có quyền lựa chọn đơn vị cung cấp điện.
Thị trường bán lẻ điện đang diễn ra sự cạnh tranh mạnh mẽ ở ba khâu chính: phát điện, bán buôn và bán lẻ Khách hàng trên toàn quốc có quyền lựa chọn đơn vị cung cấp điện (đơn vị bán lẻ điện) hoặc mua điện trực tiếp từ thị trường Các đơn vị bán lẻ điện cũng cạnh tranh để mua điện từ các nhà bán buôn, nhà phát điện hoặc từ thị trường nhằm cung cấp dịch vụ tốt nhất cho khách hàng sử dụng điện.
Sau một thời gian dài nghiên cứu và xây dựng, Bộ Công Thương và Cục Điều tiết Điện lực đã hoàn thiện hệ thống văn bản pháp lý và cơ sở hạ tầng thông tin cho thị trường điện Ngày 01 tháng 7 năm 2012, thị trường phát điện cạnh tranh chính thức đi vào vận hành.
Theo lộ trình phát triển, thị trường điện sẽ tiến hành các giai đoạn từ cấp độ 1 sang cấp độ 2 Cụ thể, 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, tức thị trường bán buôn cạnh tranh, từ năm 2015 đến năm 2022 Sau giai đoạn này, vào 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 tiếp tục tăng 5% vào ngày 01/7/2012, hiện tại giá điện bình quân đã đạt 1506 đ/kWh (khoảng 7,2 US cent/kWh) Việc điều chỉnh giá điện chỉ diễn ra theo chiều hướng tăng, bất chấp việc chi phí đầu vào có lúc giảm Sự tăng giá điện vào ngày 01/7/2012 là không hợp lý, đặc biệt khi các doanh nghiệp đang gặp khó khăn, điều này sẽ làm tăng chi phí sản xuất và ảnh hưởng đến khả năng tăng giá bán sản phẩm Hơn nữa, việc tăng giá điện chắc chắn sẽ dẫn đến việc tăng chỉ số giá tiêu dùng (CPI), khiến người dân phải đối mặt với nhiều khó khăn hơn Thời điểm tăng giá điện trùng với ngày chính thức vận hành thị trường điện cạnh tranh, vì vậy 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 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 sản xuất điện và khách hàng sử dụng điện Hệ quả là doanh nghiệp và người dân phải chi trả thêm một khoản tiền không có cơ sở, gây áp lực lên sản xuất và đời sống.
Nhiều doanh nghiệp sản xuất điện bán cho EVN đang bày tỏ sự bất bình vì không được tăng giá bán điện sau mỗi 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 chia thành 6 bậc với mức giá tăng dần Quy định này nhằm khuyến khích người tiêu dùng sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả.
Tỷ lệ phần trăm 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 điện từ 0-50 kWh, tỷ lệ là 92%; từ 51-100 kWh, tỷ lệ là 95%; đối với mức tiêu thụ từ 101-200 kWh, tỷ lệ là 110%, trong đó khoảng này được chia thành hai nấc là từ 101-150 kWh và 151-200 kWh; cuối cùng, từ 201-300 kWh, tỷ lệ là 138%.
CÁC KHẢ NĂNG NÂNG CAO HIỆU QUẢ LÀM VIỆC CỦA CÁC NMTĐ TRONG HỆ THỐNG BẬC THANG THỦY ĐIỆN CỦA HTĐ
Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả làm việc của các NMTĐ trong HTĐ
3 1.1 Phân bố điện năng đảm bảo theo thời gian
Các nhà máy thủy điện đóng vai trò quan trọng trong việc cân bằng công suất của hệ thống điện thông qua điện năng đảm bảo (Ebđ) và công suất bảo đảm (Nbđ) hàng tháng Để đánh giá sự phân bố Ebđ hợp lý, tiêu chuẩn đặt ra là tối thiểu hóa chi phí quy đổi của toàn hệ thống điện.
Nghiên cứu cho thấy phân bố Ebđ của các NMTĐ hiện nay không gắn với biểu đồ phụ tải và thiếu sự phối hợp giữa các nhà máy điện, dẫn đến tình trạng phát điện không hiệu quả Khi hệ thống yêu cầu nhiều, các NMTĐ lại phát ít, và ngược lại, làm tăng chi phí hệ thống Do đó, việc phân bố hợp lý Ebđ cần dựa trên quan điểm hệ thống, phối hợp hoạt động giữa các NMTĐ và NMNĐ để cân bằng công suất và điện năng 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, và đặc điểm của các nhà máy điện Việc 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 phối hợp trong nghiên cứu.
3.1.2 Chế độ thủy văn lệch pha của các NMTĐ
Năng suất của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) được xác định dựa trên tần suất công suất hoặc tần suất lượng nước riêng lẻ, coi mỗi nhà máy hoạt động độc lập Khi sử dụng các thông số này để cân bằng công suất và điện lượng cho toàn bộ hệ thống điện, chúng ta đang xem xét một trường hợp cực đoan.
Nghiên cứu thủy văn của 19 NMTĐ lớn trên 4 hệ thống sông cho thấy tần suất thiết kế 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 việc phối hợp hoạt động giữa các NMTĐ trong hệ thống điện quốc gia có thể 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 dựa vào phân bố lưu lượng thiên nhiên, tuy nhiên, dòng chảy trên các sông ở Việt Nam thường không ổn định và khả năng dự báo dài hạn chưa đủ tin cậy Điều này dẫn đến việc khó xác định chính xác 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 áp dụng phương thức cấp trữ nước sử dụng hết dung tích hữu ích vào cuối mùa kiệt, làm giảm hiệu quả năng lực của NMTĐ Do đó, cần thiết phải 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 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 có nghĩa là cần 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 mọi thời điểm trong năm, một kilowatt-giờ (KWh) từ các nhà máy thủy điện (NMTĐ) có thể thay thế một lượng nhiên liệu tương đương tại NMNĐ, mới có thể đạt tiêu chuẩn C trong hệ thống điện (HTĐ) Tuy nhiên, giả thiết này không 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 HTĐ 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 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 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 đảm bảo Nbdit theo ràng buộc (3.7) đóng vai trò quan trọng trong việc nâng cao an toàn cung cấp điện và tối ưu hóa hiệu quả kinh tế của hệ thống điện.
Hiệu quả của việc áp dụng mô hình tối ưu chỉ có thể 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 đã 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 NMTĐ theo mô hình tối ưu là một thách thức quy hoạch phi tuyến phức tạp, do sự đa dạng và tính chất phức tạp của các yếu tố liên quan.
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 thủy văn của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) Do đó, mô hình này thường được sử dụng trong lập kế hoạch và đánh giá ảnh hưởng của chế độ làm việc đối với quy hoạch phát triển nguồn điện và thiết kế NMTĐ.
Một trong những đặc điểm của việc khai thác hồ chứa NMTĐ là ảnh hưởng
"Hậu tác động" đề cập đến việc quyết định khai thác hồ chứa tại một thời điểm sẽ ảnh hưởng đến chỉ tiêu năng lượng không chỉ trong thời gian đó mà còn trong các giai đoạn tiếp theo, tác động đến độ an toàn và hiệu quả kinh tế cung cấp điện của các NMTĐ và toàn bộ hệ thống điện Do đó, khi đưa ra quyết định khai thác hồ chứa, cần xem xét ảnh hưởng "hậu tác động" Mặc dù có thể sử dụng mô hình tối ưu nếu biết trước phân bố lưu lượng trong năm, nhưng dự báo dài hạn về phụ tải và chế độ thuỷ văn tại các NMTĐ ở nước ta thường không đáng tin cậy Việc áp dụng mô hình tối ưu trong điều kiện này có thể không chỉ không mang lại hiệu quả kinh tế mà còn dẫn đến những 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 nhưng vẫn 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 áp 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 tối ưu hóa liên tiếp 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 thuỷ văn tương đối ổn định và đảm bảo độ chính xác cho dự báo dài hạn.
Các phương pháp điều phối, sử dụng biểu đồ và hàm điều khiển, được xây dựng dựa trên phân tích chế độ làm việc của các hồ chứa trong hệ thống thủy điện (HTĐ) theo tình hình thủy văn đã quan trắc 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) dựa trên thông tin hiện tại và một số quy tắc, mà không cần biết trước thông tin về phụ tải và thủy văn Nhờ vào tính linh hoạt và đơn giản trong việc xây dựng, phương pháp điều phối bằng biểu đồ giúp người điều độ khai thác hồ chứa hiệu quả, hạn chế sai sót nghiêm trọng trong hệ thống Nghiên cứu quốc tế đã chỉ ra rằng hiệu quả của việc điều khiển theo biểu đồ điều phối gần đạt tối ưu hơn so với các phương pháp khác.
Chế độ dòng chảy trên các sông ở Việt Nam rất không ổn định và khả năng dự báo dài hạn chưa đáng tin cậy, điều này cũng xảy ra ở nhiều quốc gia khác, kể cả những nước có nền khoa học hiện đại Trong bối cảnh này, phương pháp khai thác hồ chứa hiệu quả nhất và phổ biến trên toàn cầu 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 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 được phân bố hợp lý, đồng thời phải 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 trong khai thác hợp lý các nhà máy thủy điện (NMTĐ) là xác định chế độ dài hạn của các hồ chứa để đảm bảo an toàn cung cấp điện 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, nhằm đảm bảo cung cấp điện an toàn cho hệ thống điện 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 hợp lý khi hệ thống cần nhiều mà các nhà máy lại phát ít Do đó, việc phân bố công suất bảo đảm cần được xác định theo quan điểm hệ thống, phối hợp giữa các NMTĐ và các nhà máy nhiệt điện 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 của đường dây liên kết Mục tiêu cuối cùng là xác định phân bố công suất bảo đảm theo tháng cho từng NMTĐ một cách hợp lý đối với hệ thống điện toàn quốc.
23 nghĩa quan trọng đối với vấn đề nâng cao hiệu quả khai thác các hồ chứa thuỷ điện trong HTĐ
4.1.2.Phương pháp phân điện năng bảo đảm của các NMTĐ
Mục tiêu của việc phân điện năng bảo đảm cho các NMTĐ là:
1 Bảo đảm cho hệ thống vận hành an toàn, tin cậy
2 Sử dụng một cách hợp lý công suất khả dụng của các NMTĐ nhằm giảm thiểu căng thẳng cân bằng công suất
3 Tận dụng nguồn thuỷ điện để giảm chi phí nhiên liệu cho hệ thống
4 Nâng cao hiệu quả khai thác hồ chứa và thoả mãn các yêu cầu lợi dụng tổng hợp của các hồ chứa
Việc xác định phân điện năng bảo đảm cho các nhà máy thủy điện (NMTĐ) là một bài toán phức tạp, cần áp dụng phương pháp điều chỉnh dần để giải quyết hiệu quả Bài viết này sẽ trình bày các bước cơ bản của phương pháp này.
Bước đầu tiên trong việc phân bố công suất cho các NMTĐ là xác định một phương án ban đầu dựa trên kết quả tính toán thủy năng cho năm kiệt 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 từng tháng của từng NMTĐ Trong những tháng có kế hoạch sửa chữa, cần xem xét công suất sửa chữa để điều chỉnh công suất khả dụng của các NMTĐ, trong khi công suất khả dụng của các NMNĐ sẽ được xác định dựa trên kế hoạch sửa chữa.
Bước 2: Phủ biểu đồ phụ tải ngày đêm điển hình cho từng tháng dựa trên số liệu từ bước 1 Mục tiêu của bước này là xác định vị trí hoạt động của các nhà máy điện trong biểu đồ phụ tải toàn quốc tại ba khu vực miền Bắc, miền Trung và miền Nam Điều này nhằm tối ưu hóa việc sử dụng điện năng, tận dụng tối đa công suất khả dụng của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) và giảm thiểu việc sử dụng công suất phát từ các nguồn điện khác.
24 nguồn năng lượng tái tạo được ưu tiên phân bổ theo tỷ số Ntb/Nkd Phần còn lại của biểu đồ phụ tải sẽ được bổ sung bởi các nhà máy nhiệt điện, sắp xếp theo thứ tự chi phí nhiên liệu Trong quá trình này, biểu đồ phụ tải ngày và đêm cần tuân thủ các ràng buộc về công suất tối thiểu của các nguồn điện khác và khả năng truyền tải của hệ thống lưới điện.
Bước 3: Thiết lập cân bằng công suất và điện năng dựa trên kết quả từ bước 2 Kết quả này phản ánh hiệu quả của việc phân bổ công suất đảm bảo và định hướng điều chỉnh tiếp theo, nhằm giảm áp lực công suất cho hệ thống điện và tối ưu hóa việc sử dụng công suất của các nhà máy nhiệt điện trong suốt cả năm.
Bước 4: Điều chỉnh phân bố công suất bảo đảm nhằm tối ưu hóa hoạt động của các NMTĐ Việc này cần xem xét đặc điểm của từng hồ để giảm căng thẳng trong cân bằng công suất và điện năng, đồng thời giữ cho công suất làm việc lớn nhất của các nguồn nhiệt điện ổn định qua 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 từng tháng đã xác định ở bước 4 Nếu các ràng buộc không được thoả mãn, cần điều chỉnh phân bố công suất bảo đảm, điều 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 theo từng tháng Quá trình điều chỉnh sẽ được lặp lại từ bước 2.
Quá trình điều chỉnh diễn ra liên tục cho đến khi đạt được trạng thái 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 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.
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 thực chất là tạo ra các đường biểu diễn, trong đó tập trung vào hai đường chính: Đường cung cấp Nbd và Đường hạn chế công suất.
Việc phân vùng biểu đồ điều phối là tương đối và phụ thuộc vào đặc điểm cũng như nhiệm vụ của từng hồ Mỗi hồ sẽ có những vùng đặc trưng riêng, ví dụ như các hồ phục vụ mục đích tổng hợp còn có thêm vùng cung cấp nước để đảm bảo cho các ngành sử dụng nước và phòng chống lũ lụt cho khu vực hạ du.
Đường cung cấp Nbd là giới hạn tối đa của vùng phát Nbd, cho biết điều kiện cần thiết để tăng công suất của NMTĐ so với Nbd, đồng thời đảm bảo an toàn trong cung cấp điện trong các thời đoạn tiếp theo.
- Tài liệu cần thiết tính toán thuỷ năng, xây dựng đường cung cấp Nbđ:
-Phân bố Nbđ của các NMTĐ
Để tránh sai lầm trong việc huy động nguồn thuỷ điện do sự không ổn định của chế độ thuỷ văn, cần phân tích lưu lượng thiên nhiên của năm kiệt P = Ptk Việc lựa chọn một số năm thuỷ văn với phân bố lưu lượng khác nhau là rất quan trọng.
Trong nghiên cứu về điều kiện năm kiệt P = Ptk, ta thu được một nhóm năm thủy văn tương đương về lượng nước, nhưng có sự phân bố lưu lượng khác nhau Đối với các nhà máy thủy điện bậc thang, việc lựa chọn nhóm năm thủy văn cần phải xem xét sự 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 phải thực hiện theo chiều ngược lại với việc trữ nước và cấp nước, đảm bảo an toàn cung cấp điện trong giai đoạn chuyển tiếp từ kiệt sang lũ với lưu lượng bất lợi Tuy nhiên, để xác định hợp lý giới hạn mực nước, cần thực hiện tính toán thuỷ năng theo chiều thuận Nhiệm vụ tính toán thuỷ năng dựa vào phân bố lưu lượng của từng năm trong nhóm năm thuỷ văn đã chọn, kết hợp với phân bố công suất đảm bảo để xác định đường thay đổi mực nước thượng lưu theo thời gian Phương pháp này có thể áp dụng khi đã biết công suất.
Sơ đồ thuật toán tính toán thủy năng theo phương pháp N = h/s
Kết quả tính toán thuỷ năng theo chiều nghịch và thuận cho nhóm năm thuỷ văn cho phép xây dựng một biểu đồ thể hiện sự thay đổi mực nước hồ theo thời gian Việc vẽ đường bao trên của biểu đồ 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 phải 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 lưu lượng thiên nhiên không đáng tin cậy Tuy nhiên, biểu đồ này không cung cấp hướng 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 thường không ổn định, do đó, để đảm bảo an toàn và tránh hậu quả nghiêm trọng, cần vận hành các nhà máy thủy điện (NMTĐ) với công suất tối ưu 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 tại cùng thời điểm là cần thiết Kết quả so sánh này giúp người điều độ đưa ra quyết định quan trọng về việc điều chỉnh công suất NMTĐ trong các giai đoạn 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 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 tại thời điểm tương ứng 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 và 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, và quá trình điều chỉnh công suất sẽ được lặp lại như đã mô tả.
Biểu đồ điều phối chỉ cung cấp thông tin về thời điểm cần điều chỉnh công suất của NMTĐ, bao gồm việc tăng hoặc giảm so với công suất đảm bảo, mà không thể chỉ ra các yếu tố khác liên quan.
Để điều chỉnh công suất (sản lượng điện) của nhà máy thủy điện (NMTĐ), cần xác định chính xác công suất của nó trong từng vùng của biểu đồ điều phối Việc này giúp tối ưu hóa hiệu suất hoạt động và đảm bảo cung cấp điện ổn định.
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 của NMTĐ thông qua các phương thức khác nhau.
Trong phương thức này lượng nước dư ∆Vd được sử dụng hết để tăng công suất cho
NMTĐ diễn ra ngay sau thời gian có nước dư, và thời gian ∆t được chọn tùy thuộc vào điều kiện cụ thể Ví dụ, nếu sử dụng hết ∆Vd trong tháng 3 (đường T1 trên Hình 4-2), cần tiến hành tính toán 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 thời đoạn, công thức H = Z tl − Z hl − h w được sử dụng, trong đó h w là tổn thất cột nước theo đường tổn thất 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
Việc sử dụng đường đặc tính lưu lượng tổ máy khi Ztl = Const giúp xác định công suất trung bình ngày đêm một cách thuận lợi cho người điều độ và đánh giá tổn thất cột nước Phương pháp này không yêu cầu tính toán H, chỉ cần tính Ztl Sơ đồ xác định Nnd tm được thể hiện trong hình 4-4, từ đó có thể xác định Nnd = Z.Nnd tm.
Việc xây dựng đặc tính lưu lượng tổ máy khi Ztl = const cho các NMTĐ rất phức tạp và tốn nhiều thời gian Phương pháp này chỉ hiệu quả trong mùa kiệt, vì vậy lần này, việc xác định Nnđ chỉ áp dụng cách trên.
Khi xác định được N nd và kiểm tra điều kiện N nd < N KD, ta cho NMTĐ hoạt động với công suất N nd Do đó, 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 được 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 phải điều chỉnh ngay để khôi phục hoạt động bình thường của hệ thống điện.
Phương thức sử dụng lượng nước dư trong các nhà máy thủy điện (NMTĐ) có 34 đặc điểm quan trọng, trong đó công suất tăng nhanh có thể gây khó khăn cho vận hành các nhà máy nhiệt điện Mực nước hồ giảm nhanh làm giảm hiệu quả năng lượng trong mùa kiệt, nhưng phương thức này lại hạn chế xả thừa Do đó, nó thích hợp cho những NMTĐ có chế độ mực nước hồ ảnh hưởng không đáng kể đến tổng sản lượng điện, khi 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
Việc xác định phương thức xử lý nước thừa và thiếu của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) trong hệ thống bậc thang có vai trò quan trọng trong việc nghiên cứu và xây dựng các nguyên tắc vận hành NMTĐ tại Việt Nam Để đảm bảo hiệu quả, việc vận hành các NMTĐ cần được thực hiện một cách thống nhất, mang lại lợi ích cho toàn bộ hệ thống điện Sự thống nhất trong điều khiển các NMTĐ chủ yếu là phối hợp khai thác hợp lý các hồ chứa với chế độ hoạt động của các nhà máy nhiệt điện, dựa trên việc phân tích đặc điểm và khả năng điều tiết của từng hồ, đồng thời tận dụng độ lệch pha và khả năng không đồng thời của dòng chảy 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 và sử dụng hiệu quả nguồn thuỷ năng Điều này có thể đạt được thông qua việc phối hợp xử lý nước thừa và thiếu của các nhà máy thuỷ điện, cụ thể là điều chỉnh tăng, giảm công suất so với công suất đảm bảo.
4.4.2 Phương thức phối hợp khai thác các NMTĐ trên cùng hệ thống bậc thang
Các trạm thủy điện (TTĐ) có sự khác biệt đáng kể về tỷ trọng tham gia vào cân bằng hệ thống, cũng như khả năng điều tiết và điều kiện làm việc của hồ Thêm vào đó, dòng chảy trên các sông không đồng nhất về tần suất trong từng năm thủy văn.
Trong bối cảnh hiện tại, việc phối hợp khai thác hợp lý các hồ chứa của nhà máy thủy điện sẽ nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho người tiêu dùng và tối ưu hóa hiệu quả sử dụng nguồn nước, giảm thiểu việc xả nước và tăng cường thời gian sử dụng.
Trong quá trình khai thác hồ chứa thủy điện, nếu mực nước tại tất cả các hồ đều nằm trong vùng A của biểu đồ, các thủy điện sẽ phối hợp làm việc với nhà điều hành 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 tối ưu hóa việc điều khiển toàn bộ hệ thống, trước tiên cần lựa chọn phương thức sử dụng nước dư cho từng trạm thủy điện (TTĐ) Sau đó, cần tìm kiếm phương pháp phối hợp chế độ làm việc giữa các TTĐ nhằm đạt được hiệu quả cao nhất.
* Chọn phương thức sử dụng nước dư cho từng TTĐ
Trong mùa kiệt, việc lựa chọn phương thức sử dụng nước dư chủ yếu nhằm nâng cao hiệu quả và 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 Có thể căn cứ vào các đặc trưng cụ thể để đưa ra quyết định phù hợp.
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 cần duy trì mực nước hồ ở mức cao hơn.
Đại lượng này thể hiện lượng nước thiên nhiên hoặc Vhi, đóng vai trò quan trọng trong Emk của TTĐ Với giá trị lớn, đại lượng này giúp duy trì mực nước hồ ổn định.
41 cao, ngược lại thì không nên tập trung sử dụng nước dư vào cuối mùa kiệt để tránh tình trạng dung tích hồ không dung hết
Tỷ trọng của thủy điện (TTĐ) đóng vai trò quan trọng trong việc duy trì cân bằng hệ thống năng lượng Đối với các thủy điện có tỷ trọng nhỏ, việc sử dụng lượng nước dư để tăng công suất có thể thực hiện ngay mà không ảnh hưởng đến hoạt động của trạm năng lượng Ngược lại, với các thủy điện có tỷ trọng lớn, cần phải sử dụng nước dư một cách từ từ để đảm bảo tăng công suất một cách hiệu quả.
Trong mùa lũ, các trạm thủy điện điều tiết mùa như Hòa Bình và Trị An thường xuyên phải xả nước thừa để đảm bảo an toàn phòng chống lũ Do không thể dự đoán chính xác thời điểm bắt đầu và kết thúc của lũ, cũng như khoảng thời gian giữa hai thời điểm này thường rất ngắn, nên phương pháp thường được áp dụng là sử dụng ngay lượng nước dư Nếu không còn khả năng xuất hiện lũ, 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 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 nguồn nước dư theo phương thức riêng Quyết định tăng công suất sẽ được người điều độ đưa ra dựa trên nhu cầu của hệ thống, ưu tiên cho các TTĐ có tỷ trọng lớn hơn.
Trong mùa lũ, các trạm thủy điện (TTĐ) thường phải xả nước để điều tiết lưu lượng Để tránh tình trạng xả thừa, các TTĐ cần tận dụng ngay lượng nước dư có sẵn Quyết định về việc sử dụng nguồn nước dư này sẽ phụ thuộc vào khả năng tiếp nhận công suất của hệ thống và khả năng truyền tải của đường dây Người điều độ sẽ xem xét thời điểm và cách thức sử dụng nước dư từ 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 nhà máy thủy điện lớn như Hòa Bình, Trị An, Sơn La và Yaly đóng vai trò quan trọng trong hệ thống điện Khi thiếu nước, chúng có thể gây ra hậu quả nghiêm trọng cho hệ thống Do đó, nên áp dụng phương thức thứ 3 để giảm công suất, hạn chế tình trạng thiếu điện và giảm thiểu thiếu nước cho hạ du Phương thức này cũng cho phép tăng H, từ đó tăng đáng kể sản lượng điện Đối với nhà máy thủy điện nhỏ như Thác Bà, nếu điều kiện cho phép, nên sử dụng phương thức 1 để giảm công suất; nếu không, áp dụng phương thức 2 Trong trường hợp các nhà máy như Đa Nhim và Thác Mơ, có sản lượng điện ít phụ thuộc vào mực nước, nên sử dụng phương thức 2 để giảm công suất, nhưng trong điều kiện thuận lợi, có thể áp dụng phương thức 1 ngay lập tức.
* 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 trong những 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 dài 237 km với diện tích lưu vực đạt 11.450 km², bao gồm hai nhánh chính là Krông Pôkô ở phía hữu ngạn và Đăk Bla ở phía tả ngạn.
Trong nghiên cứu này, chúng tôi tập trung vào 5 trạm thủy điện trên nhánh KrôngPôkô phía hữu ngạn, bao gồm 3 trạm điều tiết năm (Pleikrong, Yaly, Sê san 4) và 2 trạm điều tiết ngày (Sê san 3, Sê san 3A) Việc sử dụng BĐĐP để điều khiển chế độ làm việc của các trạm thủy điện sẽ được thực hiện chủ yếu 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, 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, trên dòng sông Krông Pôkô, một nhánh lớn của sông Sê San Các hạng mục xây dựng 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 MNDBT = 570m và MNC = 537m, chủ yếu phục vụ mục đích phát điện với công suất lắp máy 100MW Sản lượng điện bình quân hàng năm đạt 417,2 triệu kWh, đồng thời công trình cũng góp phần tăng cường cho các dự án thủy điện ở hạ lưu với sản lượng 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, với tổng diện tích 7.226,55 ha Trong đó, huyện Chư Păh chiếm 2.248,5 ha, bao gồm hồ chứa nước 2.000 ha, khu phụ trợ bờ trái và đập 246 ha, cùng với đường dây 500KV và đường vận hành 2,5 ha.
Nhà máy thủy điện Ialy được khởi công năm 1993 và hoàn thành vào năm
2003, Thông số chính hồ chứa: MNDBT = 515m, MNC = 490m., nhà máy có công suất lắp máy là 720MW, với 4 tổ máy, điện lượng trung bình hằng năm là 2,68 tỷ KWh
Công trình thủy điện Sê San 4 được khởi công xây dựng vào tháng 12/2004 tại xã IaO, huyện IaGrai, tỉnh Gia Lai và xã Mo Ray, huyện Sa Thầy, tỉnh Kon Tum Hồ chứa nước bắt đầu tích vào tháng 7/2009, và nhà máy chính thức phát điện cả 3 tổ máy vào tháng 3/2010.
Công trình thủy điện Sê San 4 có tổng diện tích lên tới 6.403,17 ha, bao gồm hồ chứa chiếm 5.841 ha, trong đó có 562,17 ha là đất sản xuất nông nghiệp Ngoài ra, diện tích đất tái định cư là 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 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
Tiến hành thu phóng một nhóm năm thủy văn có lượng nước tương đương với năm kiệt P = 90%, nhưng với sự phân bố lưu lượng khác nhau hoàn toàn Kết quả được trình bày trong bảng 5-4.
Bảng 5 - 4 Các năm thủy văn chọn được khi đã tiến hành thu phóng
Tháng năm 1 năm 2 năm 3 năm 4 năm 5
Bảng 5 - 5 Số liệu về phân bố công suất bảo đảm:
Bảng 5 - 6 Số liệu về đặc tính thiết bị quan hệ Nkd -H-Q và H-K:
-Số liệu các quan hệ lòng hồ, quan hệ hạ lưu, quan hệ tổn thất xem phụ lục
-Tài liệu thủy văn liệt Qtb tháng từ năm (1960-1961) đến năm (2000-2001) Xem phụ lục bảng I-13
Tiến hành thu phóng một nhóm năm thuỷ văn tương đương với năm kiệt P = 90% về lượng nước, nhưng có sự phân bố lưu lượng 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 quy định về mực nước của EVN Quy 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 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 trong trường hợp phụ tải năm 2015 và các giới hạn mực nước của từng hồ theo quy định của EVN Quá trình xác định phân bố công suất bảo đảm này rất phức tạp và yêu cầu đầy đủ tài liệu về hệ thống điện, dự báo nhu cầu tiêu thụ, cũng như đặc điểm của các NMTĐ trong hệ thống 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
Việc xây dựng biểu đồ theo phương pháp đã trình bày được thực hiện trên máy tính bằng phần mềm Excel, sử dụng các hàm tối ưu Trình tự thực hiện theo phương pháp lập bảng.
Tháng Qtn Ztld Ztlc ∆Z Vd Vc ∆V Vtb Ztb Ftb
Qth hbh Qbh Qfd Zhl hw H N Nbd e ecf k
Cột 1: Các tháng thủy văn sắp xếp từ đầu mùa kiệt đến cuối mùa lũ
Cột 2: Lưu lượng thiên nhiên của năm thủy văn được chọn đã thu phóng
Cột 3: Mực nước thượng lưu đầu thời đoạn tính toán
Cột 4: Mực nước thượng lưu cuối thời đoạn tính toán
Cột 5: Chênh lệch mực nước thượng lưu đầu và cuối thời đoạn tính toán
Cột 6: Dung tích hồ chứa đầu thời doạn tính toán tra quan hệ Z-V ứng với Ztld Cột 7: Dung tích hồ chứa cuối thời doạn tính toán tra quan hệ Z-V ứng với Ztlc Cột 8: Chênh lệch dung tích hồ đầu và cuối thời đoạn tính toán
Cột 9: Dung tích hồ chứa trung bình Vtb 2 d c
Cột 10: Mực nước trung bình của hồ chứa tra quan hệ Z-V ứng với Vtb
Cột 11: Diện tích trung bình của hồ chứa tra quan hệ F-V ứng với Vtb
Cột 12: Lưu lương thấm Q th = Vtb t α
∆ ∆ t = 2.628.10 6 (s) Cột 13: Cột nước bay hơi ứng với từngthời đoạn tính toán
Cột 14: Lưu lượng bay hơi của hồ chứa Q bh = h Ftb bh
Cột 15: Lưu lượng phát điện của TTĐ Qfd = Q tn + V t
∆ - Q bh - Q th Cột 16: Mực nước hạ lưu nhà máy tra quan hệ Q-Zhl ứng với Qfd
Cột 17: Cột nước tổn thất tra quan hệ Q-Hw ứng với Qfd
Cột 18: Cột nước phát điện của TTĐ H = Ztb- Zhl- Hw
Cột 19: Công suất phát của TTĐ N = K.Qfd.H
Cột 20: Công suất bảo đảm của TTĐ
Cột 21: Sai số giữa công suất phát và công suất bảo đảm của TTĐ e = N- Nbd
Cột 22: Sai số cho phép
Cột 23: Hệ số công suất K tra quan hệ H-K ứng với H
5.4.2 Kết quả xây dựng BĐĐP
Kết quả tính toán đã cho phép xây dựng BĐĐP cho các TTĐ, chi tiết bảng tính có thể xem trong phụ lục phần II.
Hình 5 - 2 Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới
Hình 5 - 4 Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới
Hình 5 - 6 Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới
- Các BĐĐP đều đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trong điều kiện phân phối lưu lượng thiên nhiên rất không ổn định
Mực nước thượng lưu vào cuối mùa kiệt đạt mức cao hơn đường giới hạn trên MNC, tạo điều kiện thuận lợi cho việc 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, nhưng mức độ ảnh hưởng này lại phụ thuộc vào đặc tính của từng NMTĐ.
BĐĐP được thiết lập dựa trên việc phân bố suất đảm bảo phù hợp với yêu cầu phụ tải năm 2015 và các quy định về mực nước thượng hạ lưu cho từng hồ Nếu có sự thay đổi trong các 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 xây dựng BĐĐP cho các TTĐ, chúng tôi sẽ sử dụng nó để mô phỏng quá trình hoạt động dựa trên các phương thức sử dụng nước đã 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 sự không chắc chắn về thời điểm bắt đầu và kết thúc lũ Thời gian giữa hai thời điểm này thường ngắn, vì vậy phương thức 1 trở thành lựa chọn chính 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 sử dụng phần mềm Excel với các hàm tối ưu, được thực hiện trong 3 năm điển hình với tần suất 10%, 50% và 90% Trình tự thực hiện theo phương pháp lập bảng tính.
5.5.1.1.Tính lưu lượng bảo đảm ứng với đường giời hạn trên và dưới (Qbđ) Để tính lưu lượng phát điện (Qfđ) cho từng phương thức, đầu tiên cần tính Qbđ ứng với các đường giớihạn Sau đó, việc xác định Qfđ từng thời đoạn sẽ dựa trên lượng nước thừa, thiếu và cách xác định phần lưu lượng tăng, giảm theo từng phương thức
Tháng Q Ztld Ztlc Vtld Vtlc Vtb Ftb Qth Hbh
Qbh Qfd Ztb Zhl Hw H Kn N Nbd
Cột 1: Các tháng thủy văn sắp xếp từ đầu mùa kiệt đến cuối mùa lũ
Cột 2: Lưu lượng bảo đảm
Cột 3: Mực nước thượng lưu đầu thời đoạn tính toán
Cột 4: Mực nước thượng lưu cuối thời đoạn tính toán
Cột 5: Dung tích hồ chứa đầu thời doạn tính toán tra quan hệ Z-V ứng với Ztld Cột 6: Dung tích hồ chứa cuối thời doạn tính toán tra quan hệ Z-V ứng với Ztlc
Cột 7: Dung tích trung bình hồ chứa, Vtb 2
Cột 8: Diện tích trung bình của hồ chứa tra quan hệ F-V ứng với Vtb
Cột 9: Lưu lương thấm Q th = Vtb t α
∆ ∆ t = 2.628.10 6 (s) Cột 10: Cột nước bay hơi ứng với từng thời đoạn tính toán
Cột 11: Lưu lượng bay hơi của hồ chứa Q bh = h Ftb bh
∆ t ∆ t = 2.628.10 6 (s) Cột 12: Lưu lượng phát điện của TTĐ Qfd = Qtn - Qbh- Qth
Cột 13: Mực nước trung bình của hồ chứa tra quan hệ Z-V ứng với Vtb
Cột 14: Mực nước hạ lưu nhà máy tra quan hệ Q-Zhl ứng với Qfd
Cột 15: Cột nước tổn thất tra quan hệ Q-Hw ứng với Qfd
Cột 16: Cột nước phát điện của TTĐ H = Ztb- Zhl- Hw
Cột 17: Hệ số công suất K tra quan hệ H-K ứng với H
Cột 18: Công suất phát của TTĐ N = K.Qfd.H
Cột 19: Công suất bảo đảm của TTĐ
5.5.1.2 Bảng tính công suất và điện lượng theo BĐĐP
Tháng Ztr Zd Ztl Vtl Qtn ∆Q1 ∆Q2 ∆Q Qfd Nbd Ht ∆N Nt Et
(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) Qxa Ztlc dQ dV Vc Vtr Vd Qbdtr Qbdd hw Zhl Kn Vtb Ztb Nkdh
Cột 1: Các tháng sắp xếp theo năm lịch
Cột 2: Mực nước ứng với đường cung cấp Nbd đầu thời đoạn tính toán
Cột 3: Mực nước ứng với đường hạn chế công suất đầu thời đoạn tính toán
Cột 4: Mực nước thượng lưu thực tế của hồ chứa đầu thời đoạn tính toán
Cột 5: Dung tích hồ chứa đầu thời đoạn tính toán tra quan hệ Z-V ứng với Ztl
Cột 6: Lưu lượng thiên nhiên đến hồ chứa
Cột 7: Lưu lượng sử dụng thêm để tăng công suất : ∆Q1 = V du t
∑ : Tổng số giây thời đoạn sử dụng nước dư từ thời điểm điều chỉnh
Cột 8: Lưu lượng sử dụng thêm để giảm công suất : ∆Q2 = V du t
∑ : Tổng số giây thời đoạn sử dụng nước dư từ thời điểm điều chỉnh
Cột 9: Lưu lượng sử dụng thêm để tăng hoặc giảm công suất
Cột 10: Lưu lượng phát điện của TTĐ Qfd = , ( )
Qbdtr Q Ztl Zd Qbdd Q Ztl Zd
Cột 11: Công suất bảo đảm của TTĐ
Cột 12: Cột nước tính toán, Ht = Ztb -Zhl -hw
Cột 13: Tổn thất công suất, ∆N = Kn.Qfd.hw
Cột 14: Công suất tính toán của TTĐ Nt = Kn.Qfd.Ht
Cột 15: Điện lượng tính toán của TTĐ Et = Nt.T , T = 730 (h)
Cột 16: Lưu lượng xả thừa
Cột 17: Mực nước thực tế của hồ chứa cuối thời đoạn, tra quan hệ Z-V, với Vc Cột 18: Cột nước phát điện của TTĐ H = Ztb- Zhl- Hw
Cột 19: Chênh lệch lưu lượng giữa Qfd và Qtn
Cột 20: Dung tích thừa hoặc thiếu ứng với dQ, dV = dQ.t , t = 2,628.10 6 (s)
Cột 21: Dung tích thực tế cuối thời đoạn, Vc = Vtl -dV
Cột 22: Dung tích hồ chứa ứng với Ztr, tra quan hệ Z-V
Cột 23: Dung tích hồ chứa ứng với Zd, tra quan hệ Z-V
Cột 24: Lưu lượng bảo đảm ứng với Ztr
Cột 25: Lưu lượng bảo đảm ứng với Zd
Cột 26: Tổn thất cột nước, tra quan hệ Q-hw
Cột 27: Mực nước há lưu, tra quan hệ Q-Zhl
Côt 28: Hệ số công suất Kn, tra quan hệ H-Kn
Cột 29: Dung tích trung bình của hồ chứa
Cột 30: Mực nước trung bình hồ chứa, tra quan hệ V-Z, với Vtb
Cột 31: Công suất khả dụ ứng với cột nước phát điện, tra quan hệ H-Nkdh
5.5.2 Tổng hợp kết quả khai thác hồ chứa của các NMTĐ
Kết quả tính toán đã giúp xác định phương thức khai thác cho các trạm điện, chi tiết có thể tham khảo trong phụ lục bảng tính phần III.
Bảng 5 - 10 Kết quả Qbd TTĐ Pleikrong:
Bảng 5 - 11 Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt TTĐ Pleikrong theo các phương thức
Năm Phương thức 3 Phương thức 1
Bảng 5 - 12 Kết quả sản lượng điện lượng năm TTĐ Pleikrong theo các phương thức
Sử dụng phương thức 3 sẽ làm tăng sản lượng điện mùa kiệt so với phương thức 1, dẫn đến tăng điện lượng năm Cụ thể, điện năng bảo đảm mùa kiệt tăng thêm 1460.10^3 kWh và điện lượng bình quân năm tăng thêm 870.10^3 kWh Điều này liên quan đến tỷ lệ max h ct tại TTĐ Pleikrong.
Chế độ mực nước thượng lưu 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 cao hơn so với phương thức 1, dẫn đến tăng cột nước và sản lượng điện Phương thức 3 cũng mang lại tính linh hoạt trong điều chỉnh công suất, giúp vận hành hệ thống dễ dàng 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
Sử dụng phương thức 3 có thể tăng sản lượng điện trong mùa kiệt so với phương thức 1, nhưng tổng sản lượng điện hàng năm lại giảm Mặc dù vậy, tỷ lệ tối đa h ct vẫn được duy trì.