0

53 4 0

Tài liệu hạn chế xem trước, để xem đầy đủ mời bạn chọn Tải xuống

Tài liệu liên quan

Thông tin tài liệu

Ngày đăng: 19/01/2021, 09:58

Develop the long time operation method of step resevoirs of hydropower they regulate different reservoir in the power system with hai stage: Review the group of operation deep reservoi[r] (1)Bộ giáo dục v đo tạo Bé n«ng nghiƯp vμ PTNT Tr−ờng đại học thuỷ lợi - PhouKhong SENGVILAY NghiÊn cứu nâng cao hiệu quản lý vËn hμnh c¸c nhμ m¸y thủ ®IƯn hƯ thèng ®iƯn miỊn trung I nớc chdcnd lo Chuyên ngành: Xây dựng công trình thuỷ Mà số: 62 - 58 - 40 - 01 TãM T¾T LUËN ¸N TIÕN SÜ Kü THUËT (2)Công trình đợc hoàn thành tại: Bộ môn Thuỷ điện & NLTT Trờng Đại học Thuỷ Lỵi Ng−êi h−íng dÉn khoa häc: 1 PGS.TS Ngun Duy Liªu 2 GS.TS l văn út Phản biện 1: PGS TS Nguyễn Đình Thắng Phản biện 2: PGS TS Hoàng Đình Dũng Phản biện 3: PGS TS Lê Văn Doanh Luận án đ−ợc bảo vệ tr−ớc Hội đồng chấm luận án cấp nhà n−ớc họp tại: Tr−ờng Đại học Thuỷ Lợi -175 Tây Sơn, Đống Đa, Hà Nội Vào hồi ngày tháng năm 2010 Cã thĨ t×m hiĨu ln ¸n t¹i th− viƯn : Th− viƯn Qc gia (3)Phần mở đầu 1 Mở đầu N−ớc Cộng Hoà Dân Chủ Nhân Dân Lào” CHDCND Lào “ nằm địa lục Châu thái bình D−ơng, có tổng diện tích 236.800 Km2 , có dân số triệu ng−ời với nguồn tài nguyên thiên nhiên phong phú đa dạng, có tiềm thuỷ điện khổng lồ 26.000 MW Hiện trạng kinh tế đặc tr−ng Lào nông nghiệp, thuỷ điện khống sản Trong nguồn thuỷ điện đóng vai trị quan trọng phát triển kinh tế quốc dân Lào ở Lào nguồn cung cấp điện chủ yếu thuỷ điện Hiện nay, hệ thống điện chia thành miền: Miền Trung I, Miền Trung II, Miền Bắc Miền Nam hệ thống điện Miền Trung I lớn nhất, nhu cầu dùng điện chiếm khoảng 70% điện n−ớc có NMTĐ thuộc EDL cung cấp điện cho hệ thống với tổng công suất lắp máy 255MW Hệ thống điện Lào nối kết với hệ thống điện n−ớc để trao đổi điện với nhau, có khả xuất nhập điện, nh−ng giá điện xuất-nhập có chênh lệch (giá điện nhập cao giá điện xuất xét thời điểm tính tốn) Trong t−ơng lai hệ thống điện Lào trở thành hệ thống điện Quốc gia nối từ Miền Bắc đến Miền Nam Lào có trung tâm điều độ để phối hợp điều khiển chế độ làm việc NMTĐ nhằm tận dụng nguồn thuỷ điện hoạt động có hiệu cao kinh tế Khi hệ thống điện thay đổi đồng nghĩa với hệ thống hồ chứa thuỷ điện thay đổi theo, từ hệ thống nhỏ trở thành khu vực, miền, quốc gia Nhu cầu dùng điện n−ớc có mức tăng tr−ởng năm khoảng 8-10% với mức tăng tr−ởng nh− nhà n−ớc Lào chuẩn bị kế hoạch phát triển nguồn l−ợng đến năm 2020 xây dựng 30 NMTĐ với tổng công suất lắp máy 2,366 MW có tổng điện 4,668 GWh để phục vụ thị tr−ờng điện n−ớc khoảng 36 NMTĐ với tổng cơng suất lắp máy 18,150 MW có tổng điện bình quân nhiều năm 27,077 GWh để xuất điện sang n−ớc láng giềng thuộc khu vực Sông Mêkong (4)cùng hệ thống nh−ng chế độ làm việc chúng hoàn toàn độc lập với nhau, hệ thống hồ chứa thuỷ điện thay đổi b−ớc phát triển theo nhu cầu phụ tải Nh− vậy, ph−ơng pháp điều khiển nh− tr−ớc khơng cịn hợp lý việc khai thác hồ chứa Cho nên, năm gần quy trình vận hành hồ chứa gặp nhiều khó khăn hay xảy lúc cần điện nhiều phát lúc cần điện phát nhiều tức mùa nhiều n−ớc xả n−ớc, mùa n−ớc thiếu điện nghiêm trọng Trong lúc phủ Lào lại khơng có chun gia, khơng có quan tâm trung nghiên cứu ph−ơng pháp điều khiển chế độ làm việc chung có lợi ích chung tồn hệ thống Từ điều nói tác giả chọn đề tài “Nghiên cứu nâng cao hiệu quản lý vận hành nhà máy thủ ®iƯn hƯ thèng ®iƯn MiỊn Trung I cđa n−íc CHDCND Lµo” hoµn toµn phï hỵp víi tÝnh cÊp thiÕt cđa ln ¸n cã ý nghÜa khoa häc vµ kinh tÕ 2 ý nghÜa khoa häc vµ thùc tiƠn cđa ln ¸n - Theo phân tích hệ thống sở liệu thu đ−ợc hệ thống điện Lào nên chọn tiêu chuẩn thu nhập kinh tế lớn Bmax tức kà chênh lệch xuất nhập điện - Xây dựng phần mềm ứng dụng ph−ơng pháp chọn để nghiên cứu xác định chế độ làm việc NMTĐ hệ thống điện miền trung I Lào - Xây dựng ph−ơng pháp xác định tổ hợp độ sâu cơng tác theo b−ớc tính sơ sử dụng phần mềm “Solver” xác định chế độ làm việc tối −u cho bậc thang thuỷ điện theo tiêu chuẩn Bmax - Xây dựng ph−ơng pháp xác định chế độ làm việc ngày đêm NMTĐ làm việc tr−ờng hợp giá xuất-nhập điện khác theo tiờu chun Bmax - Xây dựng phơng pháp chọn tổ hợp phơng thức điều khiển cho bậc thang hồ chứa thuỷ điện theo tiêu chuẩn Bmax 3 Mục đích luận án - Xây dựng sở khoa học điều khiển tập trung thống chế độ làm việc NMTĐ hệ thống điện nhằm phục vụ cho việc hình thành trung tâm điều độ kể trung tâm điều độ Quốc gia t−ơng lai; (5)- B−ớc đầu xây dựng số phần mềm phục vụ cho việc điều khiển chế độ làm việc NMTĐ HTĐ Miền Trung I Lào 4 Phơng pháp nghiên cứu - Phơng pháp phân tích hệ thống - ứng dụng kết hợp mô hình tối u mô hình mô - Kết hợp nghiên cứu lý thuyết thực nghiệm máy tính 5 Phạm vị nghiện cứu Tập trung nghiên cứu quản lý vận hành NMTĐ thuộc Tổng Công ty Điện lực Lào hồ chứa nằm không bậc thang làm việc hƯ thèng ®iƯn, nhiƯm vơ cđa hå chøa sư dụng lợi dụng tổng hợp, có khả xuất-nhập điện theo hai loại giá trờng hợp trùng hợp với hệ thống điện miền trung I Lào 6 CÊu tróc cđa ln ¸n Më ®Çu Ch−ơng 1: Tổng quan thị tr−ờng điện Lào, kế hoạch phát triển hệ thống điện đặt vấn đề nghiên cứu Ch−ơng 2: Xác định ph−ơng pháp điều khiển chế độ làm việc tối −u NMTĐ hệ thống điện lực thuỷ lợi Ch−ơng 3: Điều khiển chế độ làm việc NMTĐ điều kiện thông tin dài hạn thuỷ văn không đủ tin cậy Ch−ơng 4: Nghiên cứu ph−ơng thức huy động NMTĐ thuộc HTĐ miền Trung I giai đoạn 2015 đánh giỏ hiu qu Kết luận kiến nghị Ch−ơng 1: Tổng quan thị tr−ờng điện Lào, kế hoạch phát triển hệ thống điện đặt vấn đề nghiên cứu 1.1 Tỉng quan vỊ trị trờng điện Lào (6)trong n−ớc thừa bán n−ớc ngoài, khoảng 52% thuộc Công ty t− nhân (IPP) điện phát phần lớn xuất n−ớc ngồi cịn phần nhỏ bán n−ớc khoảng 3% Deisel, thủy điện nhỏ l−ợng mặt trời thuộc a phng qun lý - Nhu cầu dùng điện miền có khác nhng nói chung năm vừa qua mức tăng trởng năm tăng khoảng 10%, từ năm 2010-2020 theo dự báo mức tăng trởng phụ tải tăng năm khoảng 7-8% 1.2 Tỉng quan vỊ xu h−íng ph¸t triĨn hƯ thống điện Lào Nhm ỏp ng kp thời nhu cầu dùng điện hộ dùng điện n−ớc xuất điện n−ớc láng giềng khu vực sông Mêkong Nhà n−ớc Lào xếp nhà máy điện theo hai nhóm, nhóm thứ nhà máy có cơng suất lắp máy nhỏ 100MW xây dựng để phục vụ n−ớc nhóm thứ hai nhà máy có cơng suất lắp máy lớn 100MW xây dựng để xuất n−ớc Đồng thời hệ thống điện mở rộng liên tục trở thành hệ thống điện quốc gia, liền khu vực xây dựng trung tâm điều độ để phân phối điều khiển chế độ làm việc NMTĐ hoạt động có hiệu cao kinh tế 1.3 Tổng quan ph−ơng pháp điều khiển chế độ làm việc NMTĐ vấn đề còn tồn 1.3.1 Ph−ơng pháp điều khiển chế độ làm việc NMTĐ Lào Đến bay giờ, quy trình vận hành hồ chứa thuỷ điện Lào hồn tồn độc lập với có phần mềm điều khiển riêng trạm thuỷ điện, phần mềm phần lớn cơng ty n−ớc ngồi cung cấp từ lúc thiết kế xây dựng ban đầu Nh− hồ chứa Nam Ngum sử dụng phần mềm LITHO (Lahmeyer International Hydro Thermal Operation), phần mềm thiết kế tr−ớc 30 năm hồ chứa khác vận hành phần mềm thiết kế từ lúc thiết kế ban đầu 1.3.2 Các vấn đề tồn (7)bảo đảm điều kiện lợi dụng tổng bảo vệ môi tr−ờng Muốn làm đ−ợc nh− vậy, phải tiến hành nghiên cứu ph−ơng pháp điều khiển ch−ơng sau * Những nghiên cứu có liên quan đến đề tài - Năm 1991, Đề tài cấp nhà n−ớc “ Những vấn đề chống lũ phát điện cơng trình Hồ Bình” cơng ty điện lực làm chủ nhiệm - Năm 2000, Đề tài cấp nhà n−ớc “ Nghiên cứu quy trình cấp n−ớc hồ chứa Hồ Bình chế độ cấp n−ớc mùa kiệt l−u vực sông Hồng” GS TS Hà Văn Khối, Tr−ờng đại học thuỷ lợi làm chủ nhiệm - Dự án đánh giá yếu tố ảnh h−ởng đến nhu cầu dùng n−ớc lợi dụng tổng hợp mơ hình tốn khu lực sơng Nam Ngum, Nam Lik, Nam măng, Nam Song thuộc hệ thống điện miền trung I Dự án bắt đầu thực từ năm 2005 kết thúc năm 2009, công ty F Leveque(EDF) Pháp thực - Năm 2006, đề tài cấp nhà n−ớc “ Quy trình vận hành liên hồ chứa Sơng Đà Sơng Lơ, đảm bảo an tồn chống lũ đồng có hồ chứa Hồ Bình, Thác Bà, Tuyên Quang” GS.TS Nguyễn Tuấn ánh, GS.TS Vũ Tất Uyên, TS Nguyên Văn Hạnh viện khoa học thuỷ lợi GS TS Trịnh Quang Hoà tr−ờng đại hc Thu li lm ch nhim - Năm 2007, Đề tài cấp nhà nớc Nghiên cứu xây dựng quy trình vận hành hệ thống liên hồ chứa Hoà Bình, Thác Bà, Tuyên Quang phục vụ cấp nớc mùa khô cho hạ du lu vực sông Hồng-Thai Bình TS Tô Trung Nghĩa, TS Lê Hùng Nam, Viện quy hoạch Thuỷ Lợi làm chủ nhiệm Chng 2: Xác định ph−ơng pháp điều khiển chế độ làm việc tối −u NMTĐ trong hệ thống điện lực thuỷ lợi 2.1 Quan ®iĨm hƯ thèng (8)Hệ thống thuỷ lợi, thuỷ điện thuộc nhóm hệ thống lớn, tồn tập hợp nhiều tham số, đầu vào mang tính chất ngẫu ngun, hoạt động có mục đích điều kiện khác nhau; có tổ chức; tồn nhiều tiêu chuẩn đánh giá, Với hệ thống lớn nh− điều khiển trực tiếp chế độ làm việc thành phần chúng đ−ợc luồng thơng tin khơng q lớn, mà cịn mang tính chất bất định Phân cấp công cụ cho phép giảm độ bất định cho hệ thống HƯ thèng ph©n cÊp hệ thống bao gồm nhiều thành phần có liên quan với đợc tổ chức theo nguyên lý phân cÊp võa cã mơc tiªu riªng võa cã mơc tiªu chung (toàn bộ) Để thuận lợi việc điều khiển hệ thống điện Lào tác giả phân cấp chúng thành cấp cụ thể xem hình 2-1 - Cấp thứ có trách nhiệm phân phối ®iỊu khiĨn toµn hƯ thèng; - Cấp thứ hai cấp miền có trách nhiệm phân phối điều khiển NMTĐ thuộc d−ới để bảo đảm an tồn cung cấp điện bảo đảm lợi ích kinh tế - Cấp thứ ba cấp nhà máy có trách nhiệm phân phối tối −u tổ máy làm việc theo tiêu chuẩn đề 2.2 Chän tiªu chuÈn tèi −u Đới với n−ớc có hệ thống điện hỗn hợp (thuỷ-nhiệt điện) nguồn phát điện ln bảo đảm cung cấp điện an tồn hệ thống tiêu chuẩn chung chi phí sản xuất điện tồn hệ thống Cmin Trung tâm điều độ cấp Quốc gia Qu¶n lý l−u vùc Trung tâm điều độ hệ thng in N Phòng điều khiển NMTĐ n-1 Phòng điều khiển của NMTĐ Trung tâm điều độ hệ thống điện miền I Quản lý lu vực IPP Phòng điều khiển NMTĐ Phòng điều khiển NMTĐ n Tổ máy Tổ máy Tổ máy Tổ máy Tổ máy Tổ máy HTĐ nứơc HTĐ nứơc IPP Tổ máy Tổ máy Tổ m¸y Tỉ m¸y Tỉ m¸y Tỉ m¸y Hình 2-1: Hệ thống điều khiển chế độ làm việc (9)Hệ thống điện Lào có đặc thù riêng khác với hệ thống điện n−ớc giới: (i) Nguồn cung cấp điện hoàn toàn gần nh− thuỷ điện (ii) Nối liền với hệ thống điện n−ớc ngồi để trao đổi điện (iii) Gía xuất nhập điện có chênh lệch Đây yếu tố có ý nghĩa định việc lựa chọn tiêu chuẩn tối −u Do chi phí sản xuất điện hàng năm gần nh− khơng thay đổi hay nói cách khác khơng phụ thuộc vào chế độ làm việc chúng, sản l−ợng điện sản xuất hàng năm hệ thống hoàn toàn phụ thuộc vào điều kiện thuỷ văn Từ lâu hệ thống điện Lào đ−ợc nối với hệ thống điện n−ớc láng giềng Nhờ thế, mà thời gian NMTĐ n−ớc không đáp ứng đ−ợc nhu cầu dùng điện nhập điện từ hệ thống điện n−ớc để bù vào; cịn lúc nhiều n−ớc tận dụng nguồn thuỷ điện rẻ tiền để xuất điện n−ớc Xuất-nhập điện Lào đ−ợc thực theo hai mức giá cụ thể xem bảng 2-1 Bảng -1 Gía điện giao dịch ngày đêm áp dùng năm 2005-2008 GÝa ®iƯn: GÝa cao: (18.00-21.30 giê) GÝa thÊp: (21.30-18.00 giê) NhËp khÈu 0,0347 USD 0,328 USD XuÊt khÈu 0,0301 USD 0,0281 USD * Việc nhập điện Lào xảy số nguyên nhân sau đây: - Do thiếu điện nớc; - Do chế độ làm việc NMTĐ không hợp lý với nhu cầu phụ tải - Thiếu công suất cột n−ớc thấp Từ điều trình bày nêu cho thấy chế độ làm việc NMTĐ hệ thống không ảnh h−ởng đến chi phí sản xuất chúng, mà xuất-nhập điện ảnh h−ởng đến hiệu kinh tế toàn hệ thống Cho nên, để đánh giá hiệu kinh tế tồn hệ thống điện Lào chúng tơi chọn tiêu chí max thu nhập từ xuất sau trừ chi phí nhập sở bảo đảm an toàn cung cấp điện thoả mãn yêu cầu lợi dụng tổng hợp khác Hàm mục tiêu t−ơng ứng viết d−ới dạng sau: max ) ( 1 B C B B tNK m t XK t HT =∑ − ⇒ = (2-1) Trong đó: BHT: tổng lợi ích tồn hệ thống điện; BtXK: thu nhập từ xuất điện thời đoạn t; CtNK: chi phí nhập điện thời đoạn t; m: số thời đoạn tính tốn 2.3 Xác định chế độ làm việc ngày đêm NMTĐ thuộc hệ thống điện Lào trong điều kiện xuất-nhập điện theo hai mức giá (10)Từ tiêu chuẩn (2-1) phát triển xác định chế độ làm việc ngày đêm NMTĐ làm việc hệ thống điện Lào đ−ợc viết d−ới dạng tổng quát sau: BHT=(g1xk.ΔE1xk+ g2xk.ΔE2xk+ + gnxk.ΔEnxk) - (g1nk.ΔE1nk+g2nk.ΔE2nk+ + gnnk.ΔEnnk) ⇒ max (2-2) Trong đó: g1xk, g2xk, , gnxk : giá xuất điện loại 1, loại 2, ,loại n; g1nk, g2nk, , gnnk : gi¸ nhËp khÈu điện loại 1,loại 2, ,loại n E1xk,E 2 xk, , E n xk: điện xuất khÈu lo¹i 1, lo¹i 2, , lo¹i n; ΔE1nk,ΔE nk, , ΔE n nk: ®iƯn nhập loại 1,loại 2, , loại n 2.3.2 Ph−ơng pháp xác định Hệ thống điện Lào giá xuất nhập điện đ−ợc thực theo hợp đồng, ngày đêm từ mực n−ớc thực tế hồ với ph−ơng thức điều khiển chọn xác định đ−ợc thông số chúng Để thuận tiện cho việc xác định thành phần điện hàm mục tiêu (2-2) nên phân chia đ−ờng biểu đồ phụ tải ngày đêm theo giá điện thi hành cụ thể thành phần: Phụ tải loại một(giá điện cao) phụ tải loại hai(giá điện thấp) xây dựng đ−ờng trình phụ tải t−ơng ứng cho phần Điện yêu cầu loại E1yc loại hai E 2yc xem hình 2-2 Đối với hệ thống điện Lào nhập điện xảy thiếu điện phát mà xảy thừa điện nh thiếu công suất cột nớc NMTĐ thấp Vì vậy, việc xác định chế độ làm việc ngày đêm NMTĐ hệ thống điện Lào cần xem xét số tr−ờng hợp sau: + Trờng hợp 1: Khi tổng công suất khả dùng NKD lớn phụ tải lớn PImax , NKD PI max và tổng điện phát lớn tổng điện yêu cầu phụ tải EP Eyc ; Eyc=E 1yc+E2yc (xem hình 2-2, b c); + Trờng hợp 2: Khi tổng công suất khả dùng NKD lớn phụ tải lớn PI max , NKD > PI max và tổng điện phát nhỏ tổng điện yêu cầu phụ tải EP< Eyc ; điện nhập Enk=Eyc+EP (xem hình 2-2, d); + Trờng hợp 3: Khi tổng công suất khả dùng NKD nhỏ phơ t¶i lín nhÊt PImax , N∑KD <PI max và tổng điện phát lớn tổng điện yêu cầu phụ tải EP > Eyc (xem hình 2-2, e); + Trờng hợp 4: Khi tổng công suất khả dùng NKD nhỏ phụ tải lín nhÊt PImax , N∑KD <PI max vµ tổng điện phát nhỏ tổng điện yêu cầu phụ tải EP< Eyc (11)a.) c.) e.) b.) d.) f.) P(MW) 1 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 180 160 140 120 100 80 60 40 20 hI PII max PI max PImax: phơ t¶i lớn cao điểm PIImax: phụ tải lớn cao điểm §−êng PI max N*ct1 hI hII §−êng 2 ΔE1maxXK EI yc P (MW) PII max EII yc §−êng PImax N∑KD Đờng trình phụ tải loại PI(h) Đờng trình phụ tải loại hai PII(h) hI hII Nct2,1max Nct2,2max Nct2,j-1max Nct2,j max = Nj KD ΔE2jXK §−êng 2 ΔE1max XK NMT§1 NMT§2 a h b g i k f c e P (MW) PIImax §−êng 1 PI max N*ct1 hI hII §−êng 2 ΔEIImax XK EI yc P (MW) PII max EII yc §−êng PImax N*ct1 hI hII §−êng 2 ΔE1max XK EI yc P (MW) PII max EII yc ΔE1max NK ΔE2maxXK §−êng 1 PI max N*ct1 hI hII §−êng 2 EI yc P (MW) PII max EII yc ΔE1max NK ΔE2max NK EIyc, EIIyc: điện nhu cầu loại I loại II Đờng 1,2: đờng điện loại loại EI XK , EII XK : điện xuất loại loại hai EI NK, E II Nk: điện nhập loại loại hai , : điện xuất điện nhập (12)2.4 Xỏc nh ch độ làm việc tối −u bậc thang hồ chứa thuỷ điện hệ thống điện Đối với NMTĐ việc phân phối tối −u công suất điện bảo đảm để tránh thiếu điện nghiêm trọng, hay chọn lấy năm thuỷ văn tính tốn t−ơng ứng với năm kiệt thiết kế có tần suất P=95% để bảo đảm an toàn cung cấp điện Đối với hệ thống điện Lào từ tiêu chuẩn (2-1) viết d−ới dạng sau: ( ) [ ] max 1 2 1 2 1 Δ + Δ + + Δ − Δ + Δ + + Δ Δ ⇒ =∑ = m t t NK ntT NK n NK tT NK NK tT NK XK ntT XK n XK tT XK XK tT XK HT g E g E g E g E g E g E n B (2-6) Trong đó:gXK1, gXK2, gXKn : giá xuất điện loại loại hai loại thứ n; gNK1, gNK2 , gNKn: giá nhập điện loại loại hai loại thứ n; ΔEXK 1tT, ΔE XK 2tT,ΔE XK ntT: điện xuất loại một, loại hai, loại n, thời điểm t thời gian T ENK1tT , ENK2tT , ENKntT : điện nhập loại một, loại hai, loại n thời điểm t thời gian T; nt : số ngày thời đoạn t; m : số thời đoạn chu kỳ điều tiết a./ Mô hình toán Ga s hệ thống điện có L NMTĐ gồm nhà máy nằm không bậc thang Chế độ làm việc NMTĐ thứ j thời đoạn t đ−ợc xác định thông số chế độ Các thông số chế độ là: mực n−ớc th−ợng l−u Ztljt dung tích hồ chứa Vjt, l−u l−ợng hồ bình quân thời đoạn Qhjt l−u l−ợng chảy hạ l−u bình qn thời đoạn Qhljt; cơng suất bình qn thời đoạn Njt, TTĐ nằm bậc thang (2-3) hoạt động chúng có ảnh h−ởng trực tiếp với chặt chẽ với Hình 2-3: Sơ đồ bc thang h cha thu in b./ Các phơng trình ràng buộc + Về mực nớc thợng lu cđa tõng NMT§ thø j Ztljtmin ≤ Ztljt ≤ Ztljtmax ……… ……… TT§L QhlL-1 QkgL QthL QhlL QhL TT§1 Qtn1 Qkg1 Qth1 Qhl1 Qh1 TT§2 Qkg2 Qth2 Qhl2 Qh2 TT§J Qbhj , Qycsdntltj Qkgj Qthj Qhlj Qhj Qkgj-1 QbhL , QycsdntltL Qbh2 , Qycsdntlt2 (13)+ VÒ mực nớc hạ lu NMTĐ thứ j Zhljtmin ≤ Zhljt ≤ Zhljtmax + VỊ c©n b»ng l−u lợng hạ lu NMTĐ thứ j bËc thang Qhljt=Qhlj-1t+Qhljt+Qkgjt-ΔQjt - Qycsdntljt + VỊ l−u l−ỵng chảy hạ lu NMTĐ thứ j Qhljtmin Qhljt Qhljtmax + Về công suất phát cđa tõng NMT§ thø j Njtmin≤ Njt ≤ NKD jt Trong đó: Ztljt min, Ztljt max: mực n−ớc th−ợng l−u nhỏ lớn NMTĐ thứ j thời đoạn t; Qhlj-1, Qhlj, Qkgjt, ΔQjt, Qldthtljt: lần l−ợt l−u l−ợng chảy hạ l−u NMTĐ phía thời đoạn t; l−u l−ợng hồ thứ j thời đoạn t; l−u l−ợng khu NMTĐ thứ j thời đoạn t; tổng tổn thất l−u l−ợng NMTĐ thứ j thời đoạn t; yêu cầu sử dụng n−ớc th−ợng l−u hồ thứ j thời đoạn t; Qhljt min, Qhljt max: l−u l−ợng nhỏ lớn chảy hạ l−u NMTĐ thứ j thời đoạn t; Njtmin, NKD jt: công suất tối thiểu có thể phát công suất khả dụng tức công suất tối đa có khả phát thời đoạn t NMTĐ thứ j c./ Phơng pháp gi¶i Bài tốn tối −u hố chế độ dài hạn bậc thang NMTĐ làm việc hệ thống điện đ−ợc thể qua mơ hình nêu dạng toán quy hoạch phi tuyến với ràng buộc đẳng thức bất đẳng thức Hàm mục tiêu (2-6) không đ−ợc cho d−ới dạng công thức Để giải toán tối −u loại tác giả chọn ph−ơng pháp Gradient rút gọn tổng quát (Generalized Reduced Gradient) tìm nghiệm cực đại cực tiêu đ−ờng quỹ đạo Phần mềm “Solver” cài đặt sẵn Microsoft Excel Frontline System, Inc (USA) phát triển Đặc biệt “Solver” nhanh chóng tìm đ−ợc nghiệm tối −u kết đ−ợc đ−a d−ới dạng bảng Excel-Solver dễ theo dõi kiểm tra Thuật toán xác định hàm mục tiêu (2-6) bao gồm hai b−ớc chủ yếu: B−ớc 1: Xác định điện phát P jt L J P t E E ∑ = = 1 công suất kh¶ dơng KD jt L J KD t N N ∑ = = 1 của tất NMTĐ thời đoạn t Việc xác định Ep jt vµ Njt KD đợc thực hiện thuật toán tính thuỷ biết mực nớc thợng lu đầu Zd tljt vµ mùc n−íc (14)cđa tõng NMTĐ tơng ứng với lu lợng qua NMTĐ QDTjtvà cột nớc Hjt Kết tính đợc P jt L J P t E E ∑ = = 1 vµ KD jt L J KD t N N ∑ = = 1 B−ớc 2: Xác định thành phần điện hàm mục tiêu (2-6) Các thành phần điện xuất nh− nhập (2-6) phụ thuộc vào t−ơng quan tổng điện phát NMTĐ với điện yêu cầu Eyc mà cịn tổng cơng suất khả dụng chúng NtKD phụ tải lớn Ptmax Cụ thể tác giả áp dụng với tiêu chuẩn áp dụng cho hệ thống điện miền trung I Lào để lựa chọn ph−ơng pháp điều khiển tối −u cho hệ thống, kết ghi bảng 2-2, từ kết bảng cho ta nhận thấy ph−ơng pháp điều khiển tối −u chênh lệch thu nhập xuất-nhập điện có kết tốt kinh tế Nh− vậy, tiêu chuẩn hoàn toàn hợp lý hệ thống điện Lào B¶ng 2-2 KÕt qu¶ tính toán theo tiêu chí Tiêu chuẩn Chỉ tiêu so sánh chênh lệch thu nhập Bmax điện Emax toàn hệ thống điện Emax NMTĐ Công suất N=hằng số Tổng điện bậc thang EHT(GWh) 1,080.53 1,080.97 1,015.24 985.36 Tỉng lỵi Ých BHT(triÖu USD) 2.525 2.1569 2.062 1.212 2.5 Xác định tổ hợp độ sâu công tác hồ chứa thuỷ điện không bậc thang thuỷ điện 2.5.1 Tiªu chuÈn Hiệu làm việc NMTĐ hệ thống điện phụ thuộc nhiều vào tổ hợp độ sâu công tác chúng bậc thang hồ chứa thuỷ điện chế độ làm việc chúng có ảnh h−ởng lẫn chặt chẽ từ hồ đến hồ d−ới Cho nên, việc xác định tổ hợp độ sâu cơng tác có ý nghĩa quan trọng Bởi vậy, việc chọn tiêu chuẩn xác định độ sâu công tác tối −u toàn bậc thang hồ chứa hệ thống điện lực, cần phải chọn cho công suất bảo đảm toàn hệ thống bậc thang NBTbđ lớn tổng điện bảo đảm EBTbđ toàn hệ thống bậc thang lớn Tiêu chuẩn viết d−ới dạng sau: NBTb® = f(h1, h2, h3, , hL) max (2-7) 2.5.2 Mô hình toán (15)a/ Hàm mục tiêu F(h) = NBTbđ = f(h1, h2, h3, , hL) ⇒ max (2-8) Trong đó: hj : Độ sâu công tác tối −u hồ thứ j bậc thang hồ chứa thuỷ điện đ−ợc lựa chọn cho tổng công suất bảo đảm hệ thống lớn tổng điện toàn hệ thống bậc thang lớn J=1,2, n Các ph−ơng trình ràng buộc: Sẽ đ−ợc xác định cụ thể t−ơng ứng với toỏn nghiờn cu b./ Phơng pháp giải to¸n Hàm mục tiêu (2-8) hàm phi tuyến có nhiều ph−ơng pháp giải nh− ph−ơng pháp tối −u dạng gradien, ph−ơng pháp quy hoạch động, ph−ơng pháp tối −u không sử dụng gradien, ph−ơng pháp thực nghiệm, ph−ơng pháp Hooke-Jevec vectơ h=(h1,h2, ,hn), ph−ơng pháp lặp trực tiếp Cụ thể áp dụng cho hồ chứa thuỷ điện thuộc hệ thống điện miền Trung I Lào bảng 2-3 Bảng 2-3 Tổ hợp độ sâu công tác tối −u NMTĐ vận hành 1971-1995 1996-1999 2000-2009 2010-2015 STT Tên dự án Hct(m) Hct(m) Hct(m) Hct(m) 1 Nam Ngum 16 14 12 2 Nam Leuk 15 15 15 3 Nam Mang 8 Ch−ơng 3: Xác định ph−ơng pháp điều khiển chế độ làm việc NMTĐ điều kiện thông tin dài hạn thuỷ văn không đủ tin cậy 3.1 Nghiên cứu ph−ơng pháp điều khiển chế độ làm việc dài hạn hồ chứa thuỷ điện điều kiện dự báo thuỷ văn dài hạn không đủ tin cậy lựa chọn ph−ơng pháp (16)Đến bay giờ, nói đ−ợc tồn ph−ơng pháp điều khiển hồ chứa ngắn hạn dài hạn; hồ chứa điều tiết dài hạn ph−ơng pháp đ−ợc sử dụng rộng rãi giới ph−ơng pháp điều phối Ph−ơng pháp điều phối chia dung tích hữu ích hồ chứa thành ba vùng rõ ràng, vùng có ph−ơng thức vận hành riêng phụ thuộc vào hồ chứa cụ thể Đối với hồ chứa điều tiết dài hạn Lào tác giả chọn ph−ơng pháp điều phối để nhgiên cứu 3.2 Ph−ơng pháp xây dựng biểu đồ điều phối cho hồ chứa di hn 3.2.1 Đối với hồ chứa điều tiết năm (mùa) Khi bit cụng sut bo m phân cho NMTĐ xây dựng đ−ợc BĐĐP Để tránh sai lầm huy động nguồn thuỷ điện chế độ thuỷ văn không ổn định gây cần chọn năm thuỷ văn thiết kế t−ơng ứng với tần suất P=95% làm chuẩn chọn lấy số năm có l−ợng n−ớc trung bình năm gần nh− năm kiệt thiết kế sau quy chúng năm thiết kế nh−ng chúng phân bố l−u l−ợng khác Đ−a nhóm thuỷ văn chọn vào ch−ơng trình tính tốn, theo chiều thuận chiều nghịch cuối vẽ đ−ợc biểu đồ điều phối 3.2.2 §èi với hồ chứa điều tiết nhiều năm Chỳng ta biết công suất bảo đảm phân cho NMTĐ nh−ng việc tiến hành xây dựng đ−ờng BĐĐP hoàn toàn khác với hồ chứa điều tiết năm(mùa) đây, đ−a chuỗi năm thuỷ văn có đ−a vào ch−ơng trình phần mềm, cuối đ−a file kết chọn lấy số nhóm năm có cơng suất phát cơng suất bảo đảm mực n−ớc đầu xuất phát từ MNDBT mực n−ớc cuối gần MNDBT MNDBT Tóm lại: xây dựng BĐĐP phải thể đ−ợc vùng đặc tr−ng sau đây: - Vùng NMTĐ phát cơng suất đảm bảo Nđb(vùng A hình 3-1) MNC B C C A A 10 11 12 t (tháng) Hình 3-1: Biểu đồ điều phối 1: Phơng thức thứ nhất, 2: Phơng thức thứ hai : Ph−¬ng thøc thø ba Z(m) MNDBT Δz Δz 1 3 1 (17)- Vùng NMTĐ phát công suất lớn công suất đảm bảo (vùng B hình 3-1) - Vùng NMTĐ phát cơng suất nhỏ cơng suất đảm bảo (vùng C hình 3-1) 3.3 Ph−ơng pháp xác định tổ hợp ph−ơng thức điều khiển chế độ làm việc tối −u bậc thang thuỷ điện 3.3.1 Đặt vấn đề Gỉa thiết hệ thống bậc thang hồ chứa thuỷ điện xét gồm L bậc thang hồ chứa thuỷ điện (hình 2-3) chắn chế độ làm việc bậc thang hồ chứa có liên quan với chặt chẽ từ hồ chứa thuỷ điện đến hồ chứa thuỷ điện d−ới theo thời gian t viết đ−ợc ph−ơng trình cân l−u l−ợng Qtđj = Qhlj-1+ Qhj ± Qtnkgj - Qbhj - Qthj - Qldththj Trong đó: Qtđj l−u l−ợng phát điện hồ thứ j , Qhlj-1 l−u l−ợng chảy xuống hạ l−u hồ thứ j-1, Qhj l−u l−ợng hồ thứ j, Qtnkgj l−u l−ợng thiên nhiên khu hồ thứ j, Qbhj l−ợng n−ớc bốc hồ thứ j Qthj l−ợng n−ớc thấm hồ thứ j 3.3.2 Lùa chän tiªu chuÈn Tiêu chuẩn dùng để đánh giá tổ hợp ph−ơng thức điều khiển tối −u max thu nhập bình quan nhiều năm max kỳ vọng thu nhập bình quan nhiều năm Nh−ng sử dụng tiêu chuẩn thu nhập max Bmax trực tiếp phức tạp đồng thời phải xem xét tất TTĐ toàn hệ thống, để thuận tiện phải tiến hành tính tốn theo b−ớc, b−ớc thứ tính điện trung bình năm trung bình nhiều năm Hàm mục tiêu viết d−ới dạng EX(B)⇒max (3-1) Trong đó: EX : ký hiệu hàm kỳ vọng, B : thu nhập bình quan nhiều năm max ) (EBTEX (3-2) Trong đó: EX : ký hiệu hàm kỳ vọng BT E : Tæng điện bình quân năm bậc thang ứng với tổ hợp phơng thức Hoặc: max 1 1 ⇒ = =∑ ∑∑ = = = m j m j n k jk j BT n E E E (3-3) Víi ∑ = Δ = T t jkt jk N ht E 1 Trong đó: Ej : điện năm bình qn nhiều năm NMTĐ thứ j tổ hợp (18)jkt N : c«ng suÊt bình quân thời đoạn t thuộc năm thứ k NMTĐ thứ j ht: số thời đoạn t, T số thời đoạn tính toán năm 3.3.3 Sử dụng mô hình mô Bc 1: Xác định tổ hợp ph−ơng thức điều khiển tối −u cho bậc thang thuỷ điện từ trạm đến trạm d−ới cùng, chắn có nhiều ph−ơng thức tăng nh− có nhiều ph−ơng thức giảm công suất Việc định tổ hợp ph−ơng thức điều khiển phải vào sơ đồ bậc thang NMTĐ cụ thể phải dựa vào nguyên tắc sau đây: Mỗi ph−ơng thức điều khiển (tăng, giảm công suất) hồ phối hợp với số ph−ơng thức điều khiển hồ d−ới với số l−ợng số l−ợng ph−ơng thức điều khiển hồ thứ Thể sơ đồ tổ hợp ph−ơng thức điều khiển cho tr−ờng hợp n bậc thang hồ chứa thuỷ điện (xem hình 3-1) B−ớc 2: Tiến hành tính tốn theo tổ hợp ph−ơng thức định từ b−ớc đ−ợc điện trung bình năm trung bình nhiều năm tiến hành lần l−ợt từ hồ đến hồ d−ới bậc thang theo tổ hợp ph−ơng thức dạng hình 3-1 đồng thời phải thoả mãn ràng buộc mực n−ớc, công suất, l−u l−ợng Bớc 3: Tiến hành chọn chiều tổ hợp phơng thức ®iỊu khiĨn tèi −u, néi dung cđa b−ớc tìm tổ hợp ph−ơng thức điều khiển hồ bậc thang cho hàm mục tiêu (3-2) (3-2) đạt giá trị max Qúa trình lựa chọn tổ hợp ph−ơng thức đ−ợc thực theo chiều ng−ợc với chiều tính tốn, có nghĩa hồ cuối hồ bậc thang thuỷ điện Cách chọn nh− sau: Đối với hồ thứ m(hồ cuối cùng) ta chọn nhóm ph−ơng thức hồ thứ L phối hợp với ph−ơng thức hồ L-1 ph−ơng thức cho tổng điện bình qn hai trạm có giá trị lớn Tiếp theo tìm ph−ơng thức hồ thứ L-1(thực chất tổ hợp ph−ơng thức hồ thứ L hồ thứ L-1) phối hợp tốt với ph−ơng thức hồ thứ L-2 Bằng cách truy tìm nh− hồ thứ ta chọn đ−ợc tổ hợp ph−ơng thức điều khiển tối −u theo tiêu chuẩn điện Emax cho hồ nằm bậc thang hồ chứa thuỷ điện (19)Hình 3-2: Sơ đồ tổng quát xác định tổ hợp ph−ơng thức điều khiển tối −u bậc thang thu in 3.5 Các phơng thức tăng giảm công suất NMTĐ có sử dụng dự báo không sử dụng dự báo ngắn hạn 3.5.1 Phơng thức tăng giảm công suất NMTĐ không sử dụng dự báo ngắn hạn Trong tr−ờng hợp l−u l−ợng thiên nhiên Qtn không thể sử dụng trực tiếp đ−ợc, gỉa sử mực mớc thực tế ΔZ nằm vùng tăng giảm công suất so với đ−ờng điều khiển, lúc xác định đ−ợc l−u l−ợng n−ớc ΔQd− ΔQthiếu l−u l−ợng dự l−u l−ợng thiếu đ−ợc sử dụng theo ph−ơng thức chọn trạm thuỷ điện lúc cơng thức tính l−u l−ợng phát điện hồn tồn tính nh− mục 3.4 ch−ơng 3.5.2 Ph−ơng thức tăng giảm cơng suất NMTĐ có sử dụng dự báo ngắn hạn Trong tr−ờng hợp l−u l−ợng thiên nhiên Qtn đ−ợc sử dụng trực tiếp Gỉa sử mực mớc thực tế ΔZ nằm vùng tăng giảm công suất với đ−ờng điều khiển, lúc xác định đ−ợc l−u l−ợng n−ớc ΔQd− ΔQthiếu l−u l−ợng dự l−u l−ợng thiếu đ−ợc sử dụng theo ph−ơng thức chọn trạm thuỷ điện lúc cơng thức tính l−u l−ợng phát điện Qfđ=ΔQd+Qtn Qfđ=ΔQth+Qtn , cịn b−ớc tính tốn hồn tồn giống mục 3.4 ch−ơng Cuối xác định đ−ợc mực n−ớc cuối thời đoạn Ztlc hồ chứa 0 NMT§ NMT§ NMT§ 1 2 1 2 2 1 3 2 1 1 3 3 3 31 ChiỊu tÝnh to¸n Ch ä n c h iÒ u t ỉ hỵ p ph − ơn g th ức Ịu k h iĨ n t è i − (20)Ch−ơng 4: Nghiên cứu ph−ơng thức huy động NMTĐ thuộc HTĐ miền Trung I đến giai đoạn 2015 đánh giá hiệu 4.1 Tæng quan hệ thống điện miền trung I Lào Đến cuối năm 2008 nguồn cung cấp điện chủ yếu hệ thống điện miền trung I Lào chủ yếu thuỷ điện, bao gồm trạm thuỷ điện có tổng cơng suất lắp máy 255MW, khơng bảo đảm nhu cầu dùng điện n−ớc mà cịn xuất điện n−ớc ngồi Hệ thống điện miền trung I nối kết với hệ thống điện Tháilan với mục đích trao đổi điện với nhau, nh−ng giá điện xuất điện thấp giá nhập điện xét thời điểm tính tốn 4.2 Chọn tiêu chuẩn đánh giá Đới với đề tài nghiên cứu quản lý vận hành nhà máy thuỷ điện hệ thống điện Lào nói chung hệ thống điện miền trung I Lào nói riêng tác giả đề nghị chọn tiêu chuẩn thu nhập lớn xuất nhập điện Từ tiêu chuẩn tác giả khai thác mở rộng viết cho tốn xác định thơng số cụ thể mục để đánh giá hiệu theo tiêu chuẩn đề 4.3 Xây dựng số phần mềm điều khiển chế độ làm việc NMTĐ làm việc trong hệ thống điện Mục đích việc xây dựng số phần mềm phục vụ cho việc nghiên cứu, phần mềm cơng cụ tiện ích giúp cho tìm đ−ợc kết nhanh chóng, xem xét kiểm tra đ−ợc tình xảy thực tế, tiến hành thực nghiệm máy tính đốn đ−ợc tình Cho nên, tác giả phải xây dựng số phần mềm để nhanh chóng đ−a kết Trong luận án tác giả xây dựng đ−ợc ch−ơng trình nh− xác định độ sâu cơng tác, điều khiển tối −u, xây dựng biểu đồ điều phối vận hành hồ chứa thuỷ điện theo biểu đồ điều phối Cụ thể xin xem sơ đồ khối sau Hình 4-1: Sơ đồ tổng quát sử dụng phần mềm điều khiển NMTĐ Nhập liệu cần thiết Ch−ơng trình xác định độ sâu cơng tác theo Nbđ BT max, dung tÝch hiÖu ích phân loại điều tiết hồ Chng trỡnh xây dựng biểu đồ điều phối Ch−ơng trình xác định chế độ làm việc dài hạn tối −u, phân phối Nbđ theo phụ tải hệ thống (21)4.4 Đánh giá lại tổ hợp độ sâu công tác hồ chứa thuỷ điện thuộc hệ thống điện miền trung I đến giai đoạn 2015 Hệ thống điện luôn biến đổi theo nhu cầu phụ tải từ hệ thống nhỏ lớn dần, đồng thời hệ thống hồ chứa thuỷ điện thay đổi theo nhằm cung cấp điện kịp thời theo nguyên tắc hệ thống hồ chứa biến đổi phải xác định lại thông số chúng cho hợp lý để bảo đảm an toàn cung cấp điện bảo đảm hiệu kinh tế cao Theo kết tính tốn ghi bảng 4-1 cho ta thấy công suất bảo đảm theo thiết kế ban đầu thấp cơng suất bảo đảm tính lại điều chứng tỏ giảm đ−ợc nhập chí tăng đ−ợc xuất điện cho tồn hệ thống cụ thể xem hình 4-1 Bảng 4-1: Tổ hợp độ sâu công tác tối −u tính đến giai đoạn 2015 1971-1995 1996-2000 2000-2009 2010-2015 STT Tên dự án hct(m) hct(m) hct(m) hct(m) 1 Nam Ngum 16 14 12 2 Nam Leuk 15 15 15 3 Nam Mang 8 4 Nam Ngum 30 5 Nam Ngum 60 6 Nb® theo thiết kế ban đầu(MW) 74 84 94 94 7 Nbđ xác định lại HTĐ thay đổi (MW) 74 98.74 109.80 116.59 0 20 40 60 80 100 120 140 160 1 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 24 P(MW) giê (t) Hình 4-2: Phụ tải nhu cầu điện phát ngày đêm tháng 5/2004 4.5 Đánh giá phơng pháp chọn Thực chất việc đánh giá ph−ơng pháp chọn phải so sánh kết đ−a với nhiều ph−ơng pháp điều khiển hồ chứa nh− ph−ơng pháp điều khiển vận hành hồ chứa Phụ tải nhu cầu Điện phát bảo đảm theo tính tốn (22)thực tế, phơng pháp điều khiển vận hành tối u dần, phơng pháp điều khiển tối u vân v©n Trong luận án để đơn giản tác giả tiến hành tính tốn theo hai ph−ơng pháp điều khiển tối −u ph−ơng pháp điều khiển theo biểu đồ điều phối theo thu nhập lớn Bmax Theo nguyên tắc ph−ơng pháp cho kết tốt ph−ơng pháp ph−ơng pháp chọn Nh−ng điều kiện nghiên cứu có hạn, thu thập tài liệu khó khăn luận án tác giả tiến hành so sánh hai ph−ơng pháp với ph−ơng pháp điều khiển tối −u ph−ơng pháp vận hành theo biểu đồ điều phối Kết bảng cho thấy ph−ơng thức điều khiển tốt ph−ơng pháp có kết gần tối −u ph−ơng thức 1-3, 1-1 2-3 Bảng 4-2: Kết tính toán thu nhập (với phụ tải 2006) Đơn vị tính(triệu USD) Tần suÊt (P%) 5% 25% 50% 75% 95% BTB max Tiªu chuÈn Bmax: 16.519 13.953 11.157 10.443 2.525 10.92 Các phơng thức 1-3,1-1,2-3 16.134 13.650 11.047 10.280 2.525 10.71 Các phơng thức 1-3,1-2,2-3 15.692 13.406 10.585 10.241 2.525 10.49 Các phơng thức 1-3,1-3,2-3 15.783 13.551 10.487 10.240 2.525 10.52 Các phơng thức 1-3,2-1,2-3 15.831 13.550 10.542 10.211 2.525 10.53 Các phơng thức 1-3,2-2,2-3 14.960 13.000 11.047 10.121 2.525 10.33 Các phơng thức 1-3,2-3,2-3 15.282 13.441 10.948 10.251 2.525 10.49 Các phơng thức 1-3,3-1,2-3 15.855 13.581 10.454 10.218 2.525 10.53 Các phơng thức 1-3,3-2,2-3 15.513 13.241 10.601 10.218 2.525 10.42 Các phơng thức 1-3,3-3,2-3 15.607 12.425 10.453 10.218 2.525 10.25 Bảng 4-3: Gía trị chênh lệch thu nhập (Triệu USD)giữa tổ hợp phơng thức tốt (với phụ tải năm 2006) Tần suất (P%) 5% 25% 50% 75% 95% Phơng thøc tèt nhÊt: 16.034 13.650 11.047 10.280 2.525 Ph−¬ng thøc kÐm nhÊt: 14.960 13.000 10.454 10.121 2.525 Chªnh lÖch thu nhËp B: 1.074 0.650 0.593 0.159 0.00 Δ%: 6.70 4.76 5.37 1.55 0.00 B¶ng 4-4: KÕt tính toán thu nhập với phụ tải năm 2006 Đơn vị tính (triệu USD) Tần suất (P%) 5% 25% 50% 75% 95% Tiªu chuÈn tèi −u Bmax 16.519 13.953 11.157 10.443 2.525 VHTTHPTC 16.134 13.650 11.047 10.280 2.525 ΔB=BBmax-EVHTTHPTC 0.38 0.30 0.11 0.16 0.00 (23)2 10 12 14 16 18 5% 25% 50% 75% 95% B(million USD) P% TÝnh thu nhËp øng víi phụ tải năm 2006 TCBma x 131123 131223 131323 132123 132223 132323 133123 133223 133323 H×nh 4-3: Thu nhËp với phụ tải năm 2006 Bảng 4-5: Kết tính toán thu nhập(với phụ tải 2008) Đơn vị tÝnh(triƯu USD) TÇn st (P%) 5% 25% 50% 75% 95% BTBmax Tiªu chuÈn Bmax: 10.543 8.065 5.739 4.701 -3.4018 5.13 Các phơng thức 1-3,1-1,2-3 10.320 8.031 5.713 4.681 -3.4018 5.07 Các phơng thức 1-3,1-2,2-3 10.000 7.559 5.243 4.530 -3.4018 4.79 Các phơng thức 1-3,1-3,2-3 10.045 6.607 5.102 4.530 -3.4018 4.58 Các phơng thức 1-3,2-1,2-3 10.090 6.540 5.096 4.502 -3.4018 4.57 Các phơng thức 1-3,2-2,2-3 9.309 7.205 5.713 4.465 -3.4018 4.66 Các phơng thức 1-3,2-3,2-3 9.586 7.691 5.627 4.614 -3.4018 4.82 Các phơng thức 1-3,3-1,2-3 10.132 7.753 5.069 4.509 -3.4018 4.81 Các phơng thức 1-3,3-2,2-3 9.812 7.363 5.216 4.509 -3.4018 4.70 Các phơng thøc 1-3,3-3,2-3 9.860 7.530 5.067 4.509 -3.4018 4.71 B¶ng 4-6: Gía trị chênh lệch thu nhập (Triệu USD)giữa tổ hợp phơng thức tốt (với phụ tải năm 2008) Tần suất (P%) 5% 25% 50% 75% 95% Ph−¬ng thøc tèt nhÊt: 10.320 8.031 5.713 4.681 -3.4018 Ph−¬ng thøc kÐm nhÊt: 9.309 6.540 5.067 4.502 -3.4018 Chªnh lƯch thu nhËp B: 1.011 1.491 0.646 0.079 0.00 Δ%: 9.80 18.57 11.31 1.69 0.00 B¶ng 4-7: Kết tính toán điện với phụ tải năm 2008 Đơn vị tính (GWh) Tần suất (P%) 5% 25% 50% 75% 95% Tiªu chuÈn tèi −u Emax 1,507.35 1,420.35 1,341.98 1,322.22 1,080.01 VHTTHPTC 1,491.84 1,413.21 1,337.35 1,321.81 1,080.01 ΔE=EEmax-EVHTTHPTC 8.541 2.314 0.453 0.031 0.00 (24)Bảng 4-8: Kết tính toán thu nhập với phụ tải năm 2008 Đơn vị tÝnh (triƯu USD) TÇn st (P%) 5% 25% 50% 75% 95% Tiªu chuÈn tèi −u Bmax 10.543 8.065 5.739 4.701 -3.4018 VHTTHPTC 10.320 8.031 5.713 4.681 -3.4018 ΔB=BBmax-EVHTTHPTC 0.22 0.03 0.03 0.02 0.00 ΔB% 2.12 0.42 0.45 0.43 0.00 -4.00 -2.00 0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 5% 25% 50% 75% 95% B(million USD) P% TÝnh thu nhập ứng với phụ tải năm 2008 TCBmax 131123 131223 131323 132123 132223 132323 133123 133223 133323 H×nh 4-4: Thu nhập với phụ tải năm 2008 4.6 Nghiên cứu ảnh hởng phụ tải Ph tải hệ thống thay đổi theo h−ớng tăng lên, năm thời đoạn có mức tăng tr−ởng khác mức phát triển kinh tế xã hội b−ớc khác Mức tăng tr−ởng phụ tải ảnh h−ởng đến ph−ơng pháp huy động nguồn cung cấp điện, ph−ơng thức điều khiển vận hành Để đơn giản tác giả xét đến phụ tải năm điển hình năm 2006 phụ tải năm 2008 Kết tính ghi bảng 4-2,4-3 Bảng 4-2: Kết chọn tổ hợp phơng thức điều khiĨn tèi −u bËc thang thủ ®iƯn thc hƯ thèng điện Miền trung I Lào (với phụ tải năm 2006) Nhà máy điện Nam Mang Nam Leuk Nam Ngum Phơng thức điều khiển tối −u theo Emax 1-3 1- 2-3 B (triÖu USD) 10.49 Phơng thức điều khiển tối u theo Bmax 1-3 1- 2-3 (25)B¶ng 4-3: Kết chọn tổ hợp phơng thức điều khiển tèi −u bËc thang thủ ®iƯn thc hƯ thèng ®iƯn Miền trung I Lào (với phụ tải năm 2008) Nhà máy điện Nam Mang Nam Leuk Nam Ngum Phơng thức điều khiển tối u theo Emax 1-3 1- 2-3 B (triÖu USD) 4.79 Phơng thức điều khiển tối u theo Bmax 1-3 1- 2-3 B (triÖu USD) 5.07 Từ kết tính tốn cho thấy với phụ tải tính tốn khác nh−ng tổ hợp ph−ơng thức điều khiển tối −u không thay đổi chứng tỏ ph−ơng pháp chọn ứng với mức biến đổi phụ tải hệ thống điện hợp lý 4.7 Nghiên cứu tr−ờng hợp chế độ thuỷ văn lệch pha Chế độ thuỷ văn Lào nh− n−ớc giới hay xảy thời điểm, có nghĩa mùa lũ nh− mùa kiệt, Lào mùa kiệt từ tháng X đến tháng V năm sau mùa lũ từ tháng VI đến tháng IX Nh−ng sông xuất xảy tần suất Việc nghiên cứu chế độ thuỷ văn lệch pha nh− khả không đồng thời xuất điều kiện thuỷ văn tần suất dịng chảy sơng nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho hộ dùng điện tác giả nghiên cứu theo hai tr−ờng hợp tr−ờng hợp chung tr−ờng hợp riêng cụ thể nh− sau: 1./ Tr−ờng hợp riêng: Việc xác định công suất đảm bảo cho NMTĐ tính tốn l−ợng riêng biệt nhà máy với quan điểm xem nh− chúng làm việc riêng rẻ Coi nh− tất hồ chứa thuỷ điện đồng thời xuất điều kiện thuỷ văn có tần suất 95% 2./ Tr−ờng hợp chung: Trong thực tế, hồ chứa thuỷ điện Lào trải khắp l−u vực sông, l−u vực sông có vị trí khác nhau, khác miền, khác khu vực, Điều chứng tỏ khơng có sơng xuất xảy đồng thời tần suất Do NMTĐ làm việc chung hệ thống điện mức bảo đảm an tồn cung cấp điện cao so với tr−ờng hợp riêng So sánh sản lợng điện năm NMTĐ ứng với P=95% hai trờng hợp ta tính toán đợc trờng hợp riêng 1029.51 GWh trờng hợp chung 1094.50 GWh 4.8 Nghiên cứu ph−ơng pháp huy động nguồn cung cấp điện tối −u (26)KÕt luËn vμ kiÕn nghÞ I KÕt luËn 1 Trên sở phân tích đặc điểm hệ thống điện thị tr−ờng điện Lào, tác giả đề xuất sử dụng max thu nhập (Bmax) từ xuất sau trừ chi phí nhập điện làm tiêu chuẩn đánh giá chế độ làm việc NMTĐ hệ thống điện Lào 2 Xây dựng ph−ơng pháp xác định chế độ làm việc ngày đêm NMTĐ làm việc hệ thống điện theo điều kiện xuất-nhập điện với hai mức giá 3 Xây dựng ph−ơng pháp tối −u hoá chế độ làm việc dài hạn bậc thang hồ chứa thuỷ điện có khả điều tiết khác hệ thống điện với hai b−ớc: Đánh giá lại tổ hợp độ sâu công tác theo tiêu chuẩn max điện bảo đảm Ebđmax xác định chế độ làm việc tối −u theo tiêu chuẩn max thu nhập Bmax 4 Ph¸t triển phơng pháp xây dựng BĐĐP cho trờng hợp hồ chứa thuỷ điện có khả điều tiết khác n»m cïng bËc thang hå chøa thủ ®iƯn 5 Xây dựng ph−ơng pháp xác định tổ hợp ph−ơng thức điều khiển cho bậc thang hồ chứa thuỷ điện theo tiêu chuẩn thu nhập lớn Bmax sở sử dụng mơ hình mơ mơ hình tối −u 6 Xây dựng đ−ợc số phần mềm phục vụ cho việc nghiên cứu ph−ơng pháp điều khiển chế độ làm việc tối −u NMTĐ làm việc hệ thống điện lực II Kiến nghị 1 Đề nghị phủ Lào sớm đa NMTĐ làm việc chung với lợi ích chung toµn hƯ thèng 2 Đề nghị EDL sớm đầu t− xây dựng trung tâm điều độ, nhằm phối hợp điều khiển chế độ làm việc NMTĐ hệ thống kể HTĐ quốc gia (27)Danh mục công trình tác giả 1 Phou Khong SENGVILAY, Ph−ơng pháp xác định chế độ làm việc tối −u trạm thủy điện hệ thống điện Lào Tạp chí khoa học công nghệ Tr−ờng đại học kỹ thuật, số 66/ 2008 (28)Ministry of Education and Training Ministry of Agriculture and Rural Development Water resources university -Phoukhong SENGVILAY study on efficiency enhance of operation hydropower plants in the Center I POWER SYSTEM OF LAO PEOPLE’S DEMOCRACY REPUBLIC Special Subject: Hydraulic construction No.: 62 58 40 01 Executive Summary of Ph.D thesis (29)Thesis completes at: Hydropower and Renewable Energy subject Water Resources University Science advisor: 1 Ass Prof dr Nguyen Duy Lieu 2 Prof dr la van ut Opposer 1: Ass Prof.Dr Nguyen Dinh Thang Opposer 2: Ass Prof.Dr Hoang Dinh Dung Opposer 3: Ass Prof.Dr TS Le Van Doanh Thesis will be presented in front of exam paper committee of goverment level Presented at: Water Resources University-175 Tay Son Dong Da Ha Noi Time day month year 2010 We can found this thesis at Libralies: National Libraly (30)PREFACE 1 Background Lao people’s Democratic Republic “Lao PDR” lies on the South-East Asia Pacific Region has a total land area of 236.800 Km2, According to the latest census the population of the Lao PDR is about 5.6 millions, is richly endowed with natural resources The country boasts beautiful forests, mines and many rivers represent tremendous hydropower potential about 26.000MW At present, the basic economy of Laos is agriculture and Hydropower, in order to promote the purpose of national economy development In Laos the main source supply was from hydropower At Present in Laos there is no national grid system it has divided into area separated is delivered electricity such as Northern, Center I, Center II and Southern region The Center I is the largest system, Electricity demand was approximate 70% of whole energy and consist of three hydropower plants like Nam Ngum 1, Nam Leuk, Nam Mang belongs EDL and supplies energy for Central region besides supplies energy to small part of northern region and the surplus enegy of this system is exported to Thailand the total capacity was 255MW Transmission line system of Laos is interconnected foreign to exchange energy each other, the exchange power energy by two way it is meaning we can export-import energy But the tariff export is higher than the tariff import In the future Laos power system will become a national grid system through from Northern part to Southern part of Laos and will have the control center to combine operating between each hydropower with maximum economy efficiency When the power system change the hydropwer reservoir change too, from small system become region, national grid, i e An average growth rate of energy demand each year is 8-10%, the growth rate memtion Lao government have development planning the energy source until 2020 will be constructed more than 30 hydropower projects with total capacity 2,366 MW and total energy per year 4,668 GWh to supplies power domestic and approximate 36 hydropower projects with total capacity 18,150 MW and total energy per year 27,077 GWh to export electricity to the neighbour countries in the Mekong region The generation source is developing simultaneously the Laos power system (31)each hydropower is following the particular principle, particular benefit and particular criteria Event they are support the control software reservoirs At present, the hydropower are working in the power system but they are separate operation reservoir, one more the reservoir system change following consumption of social-economy development therefore, operation method before here is not suitable more Recent years reservoir operation is difficult to supply enough energy for consummer, when the system demand a lot energy the hydropowe generation is not enough requirement and opposite direction, it is mean during wet season release to downsteam a lot and during dry season lack water through turebineto Government of Laos is not yes expert, is not yes company to study on operation method hydropower plants working in the power system with general income the mention about author have choose topic “Study on efficiency enhance of operation hydropower plants in the Center I power system of Laos people’s democracy republic” suitable with the Laos power system on the science and economy 2 Sciencetific and practical thesis - System analysis on the basis available data for laos power system therefore the selection of the maximum income criteria Bmax is difference between export and import electricity - Develop the use programme and selection method to study operation for hydropower plants in the Laos center I power system - The development method define working deep combination following two stage is draft calculation and use software “Solver” to define the optimum operation all reservoirs step with maximum income criteria Bmax - The development method define operation night and day for hydropower plants is working in the system in the case export-import price is difference following the maximum income criteria Bmax - The development method choose controllable combination for all hydropower step following maximum income criteria Bmax 3 Objective thesis (32)- The method establishment permits evaluation many factors affect operation and selected the mobilization method the hydropower plants is very quick and suitable in the lack of information; - The beginning develop some programme to serve to operate hydropower plants in the Laos center I power system 4 Studies Method - System analysis method - To apply a combinative model and simulation - Combinate studying theory and perform on the computer 5 Scope of study Concentrate on the operation and maintenance study for the hydropower plants belong Electric du Laos, reservoir on the step and not step is working in the power system, the mission of reservoir integrate water, they are able export-import electricity following two price in the case as the Laos Center I power system 6 Structure of thesis Introduction Charpter 1: Overview of the market energy of Laos, power system planing and study issues Charpter 2: Define the optimum operation method of hydropower plants in the power and irrigation system Charpter 3: Operation control of the hydropower plants in the long term condition of incredible hydrology Charpter 4: Study the mobilization method of hydropower plants in the center I power system until 2015 and evaluate efficiency Conclusion and Propose Charpter 1: Overview of the market energy of Laos, power system planing and study issues 1.1 Overview of market energy of Laos (33)2008 expliot generation source is about 3% of available hydropower potential At present, the installed capacity was 692 MW of which 97% was from hydropower of the hydropower plant 45% are owned by EDL, another 52% are IPP projects and remaining 3% from diesel and other sources - Electricity demand of each region is difference general recent years the growth rate of energy demand each year is 10%, the following forecast from 2010 to 2020 growth rate of each year is around 7-8% 1.2 Overview of development trend the Laos power system To supply electricity on time following consumption in the domestic and export power to other neighbour country in the Mekong region Lao government has arrange the hydropower project groups, the first group install capacity less than 100 MW construction to serve in the domestic and the second group install capacity more than 100MW construction to export to foreign country At the same time the power system is also expanding continue to be become nation grid system, interconnection region and will be constructioned the control center to operative combination hydropower plants working in the power system to have a maximum economic effect 1.3 Overview of operation method hydropower plants and existant problems 1.3.1 Operation method for hydropower plants in the Laos Up to now, the operative process of reservoir hydropower in Laos is separate each other, the software operate reservoirs is foreign company support from beginning design such as Nam Ngum reservoir is useing LITHO software (Lahmeyer International Hydro Thermal Operation), this LITHO software was design before here 30 year and other reservoir is also operating by the software beginning design 1.3.2 Existant problems (34)* The studies relation topic - Year 1991, the topic of government “ The prevention of flood and generation of Hoa Binh project” the chairman is Electricity I company - Year 2000, the topic of government “ Study on the supply rule curve of Hoa Binh reservoir and supply water in the dry season in the river Hong basin” Chairman is Prof.dr Ha Van Khoi, Water resources university - The project evaluate affection factors to demand water use by mathematic model in the Nam Ngum, Nam Lik, Nam Mang, Nam Song river basin in the Center I area The project start to perform from 2005 and the end year 2009, the head is F Leveque(EDF) company - Year 2006, the topic of government “ The operative combination of reservoir such as Song Da and Song Lo river, prevent flood safety rule for plain if have Hoa Binh, Thac Ba and Tuyen Quang resrevoirs” Chairman are Prof Dr Nguyen Tuan Anh, Prof Dr Vu Tat Uyen, Dr Nguyen Van Hanh Irrigation science Institute and Prof Dr Trinh Quang Hoa Water Resources University - Year 2007, the topic of government “ Study on construction the operation rule curve for combination reservoir such as Hoa Binh, Thac Ba, Tuyen Quang to supply water in the dry season to downsteam Hong-Thai Binh river basin” Chairman are Dr To Trung Nghia, Dr Le Hung Nam, irrigation planning institute Charpter 2: Define the optimum operation method of hydropower plants in the power and irrigation system 2.1 System viewpoint The irrigation and power system is charateristic story and related socia-economy development, The Laos power system more and more expansion from small system to grow up become the region system, area and ultimate national grid system The Lao power system maybe call hydropower system when power system change and the reservoir hydropower system is change too, use water and electricity demand more and more therefore, to use water in the reservoir should have efficiency, multipurpose such as prevent flood, river traffic, supply water, i.e if we want to a satisfying condition above the reservoir hydropower shuold integrate water (35)information is very large and random therefore, must various level system to discrease parameters of system Various level system have many components to relate together according to principle various level and particular aim and general aim it is convenient operation author also varios level their become level detail see figure 2-1 - First level are responsibe for coordination all system; - Second level is region level are responsible for coordination hydropower plants under it to supply energy safety and ensure economic efficiency - Third level is hydropower level are responsible for optimal operation following criteria 2.2 Choos the optimum criteria For other country has combined system (hydropower-thermal) and the 6565generation source should supply electricity ensure and continue with general criteria is low production cost all system Cmin The Laos power system is characteristic specific it is different other system in the world: (i) the generation source in the Laos system most hydropower plants; (ii) Interconnect foreign system to exchange energy; (iii) The power price of export-import is different Three cause mention above is meaningful decision for choose the optimal criteria Because the production power cost every year is nearly change or it is not belong Control center National level Region manager Control center center n region Control room of Hydropower n-1 Control room of Hydropower Control center center I region Region manager IPP Control room of Hydropower Control room of Hydropower n T& G T& G T& G T& G T& G T& G Foreign system Foreign system IPP T& G T& G T& G T& G T& G T& G Figure 2-1: Control system chart (36)operation of hydropower plants, the electricity products every year belongs hydrology A long ago the Laos power system interconnected with neighbour power system therefore, when the hydropower is not enough capacity for domestic we should import energy form outside and when they have a lot water we maybe use water to product electricity for domestic and export it to the neighbour country export-import electricity in the Laos is performed two price level detail see in the table 2-1 Table 2-1 The price of electricity for night and day in the year 2005-2008 Electricity price: Peak load: (18.00-21.30 hours) off peak load: (21.30-18.00 hours) Export 0,0347 USD 0,328 USD Import 0,0301 USD 0,0281 USD * Import power in Laos maybe occurs three reason as following: - Energy shortage because of little water; - Hydropower plants working is not suitable with system load - Lack of capacity because of low head From the mention above hydropower working is not affect prodution cost, is only export-import energy is affect economic efficiency of all system evaluate the economic efficiency the Laos power system we must choose the maximum income from export minus import cost on the basis supply energy safety and satisfy multipurpose the function of target maybe written here: max ) ( B C B B NK t m t XK t HT =∑ − ⇒ = (2-1) Where: BHT: Total benefit of all power system; B tXK: Incom from export energy in the stage t; CtNK: Import cost in the stage t; m: Time of calculation 2.3 Define the short term operation of hydropower plants in the Laos power system in the condition export-import energy following two price level 2.3.1 Criteria From criteria (2-1) we can develop definite operation of hydropower in Laos and has written as following: BHT=(g xk.ΔE xk+ g xk.ΔE xk+ + g n xk.ΔE n xk) - (g nk.ΔE nk+g nk.ΔE nk+ + g n nk.ΔE n nk) ⇒ max (2-2) Where: g1xk, g2xk, , gnxk : export price of catergory 1, 2, , n; g1nk, g2nk, , gnnk : import price of catergory 1, 2, , n; ΔE1xk,ΔE 2 xk, , ΔE n xk: export energy of catergory 1, 2, , n; ΔE1nk,ΔE nk, , ΔE n (37)2.3.2 Definite method Export-import price in Laos has performed to contract, Anywhere or anytime on night and day in the fact we can know water level in reservoir and combine choose the operation will be define all parameter their it is convenient definition energy in the critria (2-2) author divide the line load of night and day is separated parts: Catergory one load (hight price) and Catergory two load (low price) after that drawing each part of the load process line demand energy of catergory one E1yc and catergory E 2yc detail see figure 2-2 For the Laos power system import electricity when the hydropower lack energy and event in the case have enough water but the head of their is low + The case 1: When total output N∑KD more than or equal maximum load system PImax , N∑KD≥ PI max and total output energy more than or equal energy demand of system EP ≥ Eyc ; Eyc=E yc+E yc (see figure 2-2, b and c); + The case 2: When total output N∑KD more than maximum load system PI max , N∑KD > PI max and output energy less than total demad of system EP< Eyc; import energy ΔEnk=Eyc+EP (see figure 2-2, d); + The case 3: When total output N∑KD less than maximum load of system PI max , N∑KD <PI max and total output more than total energy demand of system EP > Eyc (see figure 2-2, e); + The case 4: When total output N∑KD less than maximum load of system PImax , N∑KD <PI max and total output less than total energy demand of system EP< Eyc (see figure (38)a.) c.) e.) b.) d.) f.) P(MW) 1 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 180 160 140 120 100 80 60 40 20 hI PII max PI max PImax: Maximum load on peak time PIImax: Maximum load on off peak time Load PI max N*ct1 hI hII Load 2 ΔE1maxXK EI yc P (MW) PII max EII yc Looad1 PImax N∑KD Process load line catergory one PI(h) Process load line catergory two PII(h) hI hII Nct2,1max Nct2,2max Nct2,j-1max Nct2,j max = Nj KD ΔE2jXK Load 2 ΔE1max XK NMT§1 NMT§2 a h b g i k f c e P (MW) PIImax Load 1 PI max N*ct1 hI hII Load 2 ΔEIImax XK EI yc P (MW) PII max EII yc Load PImax N*ct1 hI hII Load ΔE1max XK EI yc P (MW) PII max EII yc ΔE1max NK ΔE2maxXK Load 1 PI max N*ct1 hI hII Load 2 EI yc P (MW) PII max EII yc ΔE1max NK ΔE2max NK EIyc, EIIyc: Energy demand catergory I and II Load 1,2: The energy line catergory and ΔEI XK , ΔEII XK : Export energy of catergory one and two ΔEI NK, ΔE II Nk: Import energy of catergory one and two , : eport energy and import energy (39)2.4 To define optimum operation all reservoir step in the power system For hydropower distribute optimal capacity and firm energy to avoid a serious lack energy therefore auther choose hyrdology year to calculate as design year with frequency P=95% to ensure and safety for supply energy Laos power system begining criteria (2-1) maybe written under form: ( ) [ ] max 1 2 1 2 1 Δ + Δ + + Δ − Δ + Δ + + Δ Δ ⇒ =∑ = m t t NK ntT NK n NK tT NK NK tT NK XK ntT XK n XK tT XK XK tT XK HT n E g E g E g E g E g E g B (2-6) Where:gXK 1, gXK2, gXKn : Export price of catergory 1, 2, ,n; gNK 1, g NK , g NK n: Import price of catergory 1, 2, ,n; ΔEXK 1tT, ΔE XK 2tT,ΔE XK ntT: Export energy of catergory 1, 2, ,n; stage t ΔENK 1tT , ΔE NK 2tT , ΔE NK ntT : Import energy of catergory 1, 2, ,n; stage t Δnt : Number of day in the stage t; m : Number stage in the period of use water a./ Description thesis Suppose that in the power system has L hydropower among the hydropower on the step reservoir and not step reservoir system Each hydropower are working on time j in the anystage t should define the parameter their The parameter there is : Water level of reservoir Ztljt or storage volume Vjt, Average discharge of reservoir at the stage t Qhjt or average outflow to downsteam at the stage t Qhljt; Average capacity at the stage t Njt, the hydropower on the step see figure 2-3 all action of their is affect directe together closely Figure 2-3: Hydropower reservoir step chart b./ Constraints equation + Reservoir elevation of each hydropower j Ztljtmin ≤ Ztljt ≤ Ztljtmax + Tailrace elevation of each hydropower j Zhljtmin ≤ Zhljt ≤ Zhljtmax + Outflow Balance to downsteam of each hydropower j all step Qhljt=Qhlj-1t+Qhljt+Qkgjt-ΔQjt - Qycsdntljt ……… ……… TT§L QhlL-1 QkgL QthL QhlL QhL TT§1 Qtn1 Qkg1 Qth1 Qhl1 Qh1 TT§2 Qkg2 Qth2 Qhl2 Qh2 TT§J Qbhj , Qycsdntltj Qkgj Qthj Qhlj Qhj Qkgj-1 QbhL , QycsdntltL Qbh2 , Qycsdntlt2 (40)+ Discharge to downsteam of each hydropower j Qhljtmin ≤ Qhljt ≤ Qhljtmax + Generation output of each hydropower j Njtmin≤ Njt ≤ NKDjt Where: Ztljt min, Ztljt max: Maximum and minimum reservoir water level of sequence hydropower j at the stage t; Qhlj-1, Qhlj, Qkgjt, ΔQjt, Qldthtljt: The sequence is outflow to downteam of hydropower above it at the stage t; outflow of reservoir of sequence j at the stage t; inflow at the middle area of sequence hydropower j at the stage t; total loss of flow of sequence hydropower j at the stage t; require use water in the reservoir j at the stage t; Qhljt min, Qhljt max: maximum and minimum outflow to downsteam of sequence hydropower j at the stage t; Njtmin, NKDjt: is minimum output and able generaate capacity of sequence hydropower j at the stage t c./ Solution method The optimality of long term of all step hydropower working in the system has decribled above is problem nonlinear scheme with Constraints equation Function (2-6) is not form formula The solution of this optimal problem auther choose Generalized Reduced Gradient to found max or solution in the curved line The Solver software has installed available in the Microsoft Excel Frontline System, Inc (USA) developed Specially Solver found the solution quickly and output result form table Excel-Solver and easy to watch a calculating result Criteria function (2-6) consists of two major stage: Stage 1: Define generation output P jt L J P t E E ∑ = = and able use capacity KD jt L J KD t N N ∑ = = of all hydropower plants at the stage t The work of define Epjt vµ NjtKD to perform by the hydraulic formula when knowedge beginning of the reservoir water level Zd tljt and the end of reservoir water level Zctljt on the basis flow and head balance Hjt of each hydropower In this equation Njt and NjtKD define from curved line of each Turbine is correlated flow QDTjtand head Hjt the result obtain P jt L J P t E E ∑ = = vµ KD jt L J KD t N N ∑ = = Stage 2: Define component energy parts in the criteria (2-6) Componet export (41)choose the optimal operation method, the result record in the table 2-2, From result record in the table let us realize optimal operation method difference income between export-import energy given economic efficiency better therefore, this critria complete suit for Laos power system Table 2-2 The result of calculation following critria Critria Comparison Defference incom Bmax Maximum Energy Emax all system Maximum energy Emax each hydroelectricity Constant cipacity N=constant Total energy all step EHT(GWh) 1,080.53 1,080.97 1,015.24 985.36 Total benefit BHT(triÖu USD) 2.525 2.1569 2.062 1.212 2.5 Define the operation deep combination of hydropower plants in the step and not in the step 2.5.1 Criteria The effect of working of hydropower is belonged many depth combination their Specially, the step hydroopwer any action their is related together from upper hydropower to lower hydopower Therefore, define the working depth of reservoir is play role important because, to choose the definite critria for the optimal working depth all reservoir in the power system, need to selection the maximum firm capacity all system NBTb® or total maximum firm energy EBTb® all system The critria maybe write under form: NBTb® = f(h1, h2, h3, , hL) ⇒ max (2-7) 2.5.2 Description Suppose step reservoir system have L (figure 2-3) reservoirs is working in the power system Define combination of working depth (h1, h2, h3, , hL): a/ Criteria function F(h) = NBTb® = f(h1, h2, h3, , hL) ⇒ max (2-8) Where: hj : Optimal woring depth of sequence reservoir j in the step hydropower to choose total maximum capacity for all system J=1,2, n Constraints equation: will be definited actual correlation b./ Solution method (42)vector h=(h1,h2, ,hn), repetitive direct method In the fact, apply for reservoir hydoepower belongs Laos center I power system see table 2-3 Table 2-3 Optimum working deep combination for hydropower operating 1971-1995 1996-1999 2000-2009 2010-2015 No Projects Hct(m) Hct(m) Hct(m) Hct(m) 1 Nam Ngum 16 14 12 2 Nam Leuk 15 15 15 3 Nam Mang 8 Charpter 3: Operation control of the hydropower plants in the long term condition of incredible hydrology 3.1 Study the long term operation of hydropower reservoir in the case the long term incredible hydrology and choose method This problem is complex and defficult a long ago the scientists concentrate study through many century and is also many control method such as operate reservoir following frequency line, optimal operate method, rule curve method, Despite, to obtain a over progress of study on operation reservoir, but up to nowaday is not a general solution for all system because each system have characteristic particular The matter set up, nobody know before the inflow of next year will be come how much, when it will come therefore the work of operating reservoir maybe make an error and can not exploit optimal reaservoir, even the long term forecast of hydrology is not sure Up to now, we can say that existent operation method of reservoirs such as long term and short term reservoirs; for long term reservoir has used the best popular method in the world is Rule Curve Line The rule curve has divided effect stage volume of reservoir to be come three area, each area will be particular operation it is belongs actual reservoir for long term reservoir in Laos author also choose the rule curve line method to study on 3.2 Rule curves establicshment for long term reservoir 3.2.1 Reservoir operates one year (Season) (43)P=95% and choose more hydrology years has average inflow year is near design year after that convert their back design year but their difference inflow the group hydrology has selected enter programme for run following directory and indirectory finally, will be drawed rule curve lines 3.2.2 Reservior operates many years We are also know firm capacity distributable each hydropower but rule curve established is difference the year reservoir In this thesis, we input data 46 years of hydrology available, final result in the file and we will be selected somr group year have firm capacity the water level starts from full water level and the end back full water level Summary: Rule curve estiblishment should describable many area as following: - The area generate firm capacity N®b(area see figure 3-1) - The area generate capacity more than firm ouput (area B see figure 3-1) - The area generate capacity less than firm output (area C see figure 3-1) 3.3 Definite method the optimal operation combination of hydropower step 3.3.1 Issue of study Auther suppose the step reservoir hydropower is studying including L step reservoir (figure 2-3) it is sure the operation all step is related together from the upper reservoir to lowwer reservoir following the time t the banlance equation of flow is Qt®j = Qhlj-1+ Qhj ± Qtnkgj - Qbhj - Qthj - Qldththj Where: Qt®j discharge through turbine of sequence reservoir j , Qhlj-1 Outflow to downsteam of sequence reservoir j-1, Qhj outflow of sequence reservoir j, Qtnkgj inflow of midde area of sequen reservoir j, Qbhj evaporation of sequence reservoir j and Qthj the loss of flow of sequence reservoir j MNC B C C A A 10 11 12 t (month) Figure 3-1: Hill Rule curve 1: First method, 2: Second method and : Third method Z(m) MNDBT Δz Δz 1 3 1 (44)3.3.2 Select the criteria The criteria has used evaluation the optimal operation method is maximum average income many years or maximum average expectation many years But sue maximum income criteria Bmax directory is complex at the same time we should consider all hydropower system, conveniently we must perform calculated stages, first stage computed the year average energy or many year average The function maybe write under form EX(B)⇒max (3-1) Where: EX : Remark of expectation function, B : Average income of many years max ) (EBTEX (3-2) Where: EX : Remark of expectation function BT E : Total year average energy of all step reservoir correlative combinaton method or: max 1 1 ⇒ = =∑ ∑∑ = = = m j m j n k jk j BT n E E E (3-3) Víi ∑ = Δ = T t jkt jk N ht E 1 Where: Ej : many year average energy of sequence hydropower j in the combination method Ejk : The energy of sequence hydropower j at the year k n : Number year calculation Njkt : Average capacity in the stage t belongs year k of sequence hydropower j Δht: Number hour at the stage t, T Number stage in the year 3.3.3 Use simulation method Stage 1: Define the method combination to operate hydropower in the step from (45)Stage 2: To carry out of calculation following method operation has proposed from stage will be average energy of year or average many year of energy to perform in turn form upper reservoir to lower reservoir of step of operation combination see figure 3-1 and at the time is suitable every constraint such as water level, capacity and outflow Stage 3: To carry out choose the direction of optimal operation combination, the contend of this stage has found operation combination for the step reservoir given maximal criteria (3-2) or (3-2) The process of selection method combination has performed following indirection with directed calculation, it is mean beginning from lower reservoir up to upper reservoir of step hydropower In this manner: for sequence reservoir m(late reservoir) we choose in each method combinationta of sequence reservoir L combine with one method of reservoir L-1 one method has given total average energy of great value for two hydropower found continue the method of reservoir L-1(in the fact found method combination between reservoir L and L-1) the best combination with one method of reservoir L-2 Inthe manner look for the same until the reservoir number one ultimate we get selected optimal operation combination following maximum energy criteria Emax Stage 4: We want to carry out the criteria (3-1) from stage we have defined the best operation combination for each method group simple solution we must choose year hydrology correlated with 95%, 75%, 50%, 25% and 5% then get in maximum income critria will be operation combination following income critria Bmax 0 NMT§ NMT§ NMT§ 1 2 1 2 2 1 3 2 1 1 3 3 3 31 Calculating trend Choose the t re n d of o p timal o p aration co mbi n (46)Figure 3-2: General chart to define the optimal operation combination all the hydropower step 3.5 Increase and discrease generation output of hydroelectricity plants to use forecast and not use the short term forecast 3.5.1 Increase and discrease generation output of hydroelectricity plants not use the short term forecast In this case inflow Qtn can not use directly we suppose water level in the reservoir ΔZ in the area increase or discrease capacity compare the rule curve lines, at this time we can determine discharge surplus ΔQd− or discharge lack ΔQthiÕu they will be used corretion each method of each reservoir hydropower, this time the formula calculate outflow through Turebine is the stage compute complete in the article 3.4 in charpter 3.5.2 Increase and discrease generation output of hydroelectricity plants to use the short term forecast In this case inflow Qtn use directly suppose water level in the reservoir ΔZ in the area increase or discrease capacity compare the rule curve lines, at this time we can determine discharge surplus ΔQd− or discharge lack ΔQthiÕu they will be used corretion each method of each reservoir hydropower, this time the formula calculate outflow through Turebine is Qfđ=Qd+Qtn Qfđ=Qth+Qtn , the stage compute complete in the article 3.4 in charpter finally, found the end of water level Ztlc of reservoir Charpter 4: Study the mobilization method of hydropower plants in the center I power system until 2015 and evaluate efficiency 4.1 Overview of the Center I power system of Laos Up to the en of 2008 year the main supply sources to Laos center I power system is hydropower including three hydropower plants has total capacity 255MW to ensure supply energy in the domestic remaining export to foreign country The center I power system is interconnecting with Thailan system to exchange energy together, the tariff export less than tariff import at the same time of calculating 4.2 Selection the criterion to evaluate (47)maximum income between export and import electricity From this criteria author expliot and expand written each criteria to define the actual parameter and evaluate efficiency of proposition criteria 4.3 Develop some programme to operate hydropower plants in the power system The objective develop some software to serve study on, because of software is tools conveniently and help us found the result quickly, inspection all even in the fact, we can perform and compute in the computer and can judge at all events Therefore, author must develop some software to calculate to found the result fast In the thesis author have developed programmes such as found working deep, optimum operation, rule curve establishment and reservoir operation following rule curve see the figure bellow Figure 4-1: General chart to apply the control programme hydropower plants 4.4 To Evaluate the review of working deep of hydropower reservoirs in the center I power system until 2015 The power system change following the load system demand form small system to grow up, at the same time the reservoir hydropower system is also change too to supply energy on time According to power system change we should define agian the basic parameter of hydropower reservoir to suitable, ensure and high economic effeciency According to the result in the table 4-1 let us know that firm capacity in the beginning design less than firm capacity recalculated therefore let us know that we will be discrease import energy and even increase export power the actaul data see figure 4-1 Table 4-1: Optimum working deep combination until stage 2015 1971-1995 1996-2000 2000-2009 2010-2015 No Projects hct(m) hct(m) hct(m) hct(m) 1 Nam Ngum 16 14 12 Input Data The programme define the working deep following Nb®BTmax, effect volume and type of reservoirs The programme develops the rule curves The programme define the optimum long time operation, to distribute Nb® following lthe system load (48)2 Nam Leuk 15 15 15 3 Nam Mang 8 4 Nam Ngum 30 5 Nam Ngum 60 6 Nb® beginning of design (MW) 74 84 94 94 7 Nb® Define review when the system change (MW) 74 98.74 109.80 116.59 0 20 40 60 80 100 120 140 160 1 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 24 P(MW) giê (t) Fi gure 4-2: Demand load and generation output night and day of month 5/2004 4.5 Evaluate a selective method Evaluate the choose method we should compare the calculation result with other result such as the actual operation reservoir method, the optimal reservoir performance, i.e In this thesis to simple doing author perform calculation in the computer according to two methods such as the optimal operation method and the operation method following rule curve with maximum income Bmax According to the principle if which method give a the best result we will choose that method Study condition is limited, it is difficult collect data in the thesis author is only compared two methods such as the optimum operation method and operation method following rule curve The result in the table let us know that the best operation is 1-3, 1-1 vµ 2-3 methods Table 4-2: The result of income (with the load 2006) Unit(Million USD) Frequency (P%) 5% 25% 50% 75% 95% BTB max Criteria Bmax: 16.519 13.953 11.157 10.443 2.525 10.92 Operations 1-3,1-1,2-3 16.134 13.650 11.047 10.280 2.525 10.71 Operations 1-3,1-2,2-3 15.692 13.406 10.585 10.241 2.525 10.49 Operations 1-3,1-3,2-3 15.783 13.551 10.487 10.240 2.525 10.52 load system Compute firm energy (49)Operations 1-3,2-1,2-3 15.831 13.550 10.542 10.211 2.525 10.53 Operations 1-3,2-2,2-3 14.960 13.000 11.047 10.121 2.525 10.33 Operations 1-3,2-3,2-3 15.282 13.441 10.948 10.251 2.525 10.49 Operations 1-3,3-1,2-3 15.855 13.581 10.454 10.218 2.525 10.53 Operations 1-3,3-2,2-3 15.513 13.241 10.601 10.218 2.525 10.42 Operations 1-3,3-3,2-3 15.607 12.425 10.453 10.218 2.525 10.25 Table 4-3: The price of differential income (million USD) between the best operation combination and the worse operation combination (with load 2006) Frequency (P%) 5% 25% 50% 75% 95% The best operation: 16.034 13.650 11.047 10.280 2.525 The worse operation: 14.960 13.000 10.454 10.121 2.525 Differential income B: 1.074 0.650 0.593 0.159 0.00 Δ%: 6.70 4.76 5.37 1.55 0.00 Table 4-4: The income result with the load 2006 Unit (million USD) Frequency (P%) 5% 25% 50% 75% 95% Optimal criteria Bmax 16.519 13.953 11.157 10.443 2.525 VHTTHPTC 16.134 13.650 11.047 10.280 2.525 ΔB=BBmax-EVHTTHPTC 0.38 0.30 0.11 0.16 0.00 ΔB% 2.34 2.17 0.99 1.56 0.00 2 10 12 14 16 18 5% 25% 50% 75% 95% B(m illi on USD) P% Inco me with lo ad 2006 TCBmax 131123 131223 131323 132123 132223 132323 133123 133223 133323 Figure 4-3: Income with load year 2006 Table 4-5: the income result (with the load 2008) Unit (million USD) Frequency (P%) 5% 25% 50% 75% 95% BTBmax Criteria Bmax: 10.543 8.065 5.739 4.701 -3.4018 5.13 (50)Operations 1-3,1-2,2-3 10.000 7.559 5.243 4.530 -3.4018 4.79 Operations 1-3,1-3,2-3 10.045 6.607 5.102 4.530 -3.4018 4.58 Operations 1-3,2-1,2-3 10.090 6.540 5.096 4.502 -3.4018 4.57 Operations 1-3,2-2,2-3 9.309 7.205 5.713 4.465 -3.4018 4.66 Operations 1-3,2-3,2-3 9.586 7.691 5.627 4.614 -3.4018 4.82 Operations 1-3,3-1,2-3 10.132 7.753 5.069 4.509 -3.4018 4.81 Operations 1-3,3-2,2-3 9.812 7.363 5.216 4.509 -3.4018 4.70 Operations 1-3,3-3,2-3 9.860 7.530 5.067 4.509 -3.4018 4.71 Table 4-6: The price of differential income (million USD) between the best operation combination and the worse operation combination (with load 2008) Frequency (P%) 5% 25% 50% 75% 95% The best operation: 10.320 8.031 5.713 4.681 -3.4018 The worse operation: 9.309 6.540 5.067 4.502 -3.4018 Differential income B: 1.011 1.491 0.646 0.079 0.00 Δ%: 9.80 18.57 11.31 1.69 0.00 Table 4-7: The Energy result with the load 2008 Unit (GWh) TÇn suÊt (P%) 5% 25% 50% 75% 95% Tiªu chuÈn tèi −u Emax 1,507.35 1,420.35 1,341.98 1,322.22 1,080.01 VHTTHPTC 1,491.84 1,413.21 1,337.35 1,321.81 1,080.01 ΔE=EEmax-EVHTTHPTC 8.541 2.314 0.453 0.031 0.00 ΔE% 0.566 0.162 0.033 0.002 0.00 Table 4-8: The income result with the load 2008 Unit (million USD) Frrequency (P%) 5% 25% 50% 75% 95% Optimal criteria Bmax 10.543 8.065 5.739 4.701 -3.4018 VHTTHPTC 10.320 8.031 5.713 4.681 -3.4018 ΔB=BBmax-EVHTTHPTC 0.22 0.03 0.03 0.02 0.00 ΔB% 2.12 0.42 0.45 0.43 0.00 (51)-4.00 -2.00 0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 5% 25% 50% 75% 95% B(million USD) P% Income with load 2008 TCBmax 131123 131223 131323 132123 132223 132323 133123 133223 133323 Figure 4-4: Income with load year 2008 4.6 Study when the load changing Load system change continue to grow up, each year each stage is different of grow rate it is belong the socia-economy development level of each stage The grow level of load is also affect to the mobilizition method of generation source, operation method it is simple author only considered to th load demand year 2006 and load demand year 2008 Result in the table 4-2,4-3 Table 4-2: Choose the optimum combination operation in the step of hydropower reservoir in the Center I power system of Laos (with load year 2006) Hydroelectric power projects Nam Mang Nam Leuk Nam Ngum The optimum operation following Emax 1-3 1- 2-3 B (million USD) 10.49 The optimum operation following Bmax 1-3 1- 2-3 B (million USD) 10.71 Table 4-3: Choose the optimum combination operation in the step of hydropower reservoir in the Center I power system of Laos (with load year 2008) Hydroelectric power projects Nam Mang Nam Leuk Nam Ngum The optimum operation following Emax 1-3 1- 2-3 B (million USD) 4.79 The optimum operation following Bmax 1-3 1- 2-3 (52)The result show in the table let us know that input data of year load is difference but the group of optimum operation is not change 4.7 Study in the case the differential hydrology The hydrology in Lao PDR is same other country in the world it is mean to happening the sam time the wet season or the dry season, In Lao PDR the dry season from month X to month V next year and the wet season from month VI to month IX but many river is not same appearence the frequency The study of work is different hydrology or able appear frequency in the river is not same time in this thesis auther study two case such as general case and particular case: 1./ Particular case: Define firm capacity of hydropower plants it is mean separate calculation each hydropower and we suppose it separate working Suppose all hydropower appear the same hydrology or same frequency 95% 2./ General case: In the fact, the river in Laos lies in the other area, each river basin is different point, different region, i.e therefore, we can say that noriver appear frequency because hydropower plants work in the power system the firm capacity is highest the particular Compare year energy of hydropower with frequency P=95% in two case the particular case is 1029.51 GWh and the general case is 1094.50 GWh 4.8 Study the mobilization method of the optimal generation source Each power system have characteristic difference therefore the mobilization method is also different too For the Lao power system follow author should mobilize supply source that: (i) firstly mobilize all hydropower plants belongs Electic du Laos generation enough capacity; (ii) if lack energy or lack capacity we must mobilize energy from private company (IPP) product in Laos; (iii) if still lack power we should import electricity form other country (neighbour country) Conclusion and Propose I Conclusion 1 On the basis of the power system and market energy analysis of Laos, I propose use maximum income (Bmax) from export energy minus import energy cost is a estimation criteria for operating hydropower plants in the Lao power system (53)3 Develop the long time operation method of step resevoirs of hydropower they regulate different reservoir in the power system with hai stage: Review the group of operation deep reservoirs following the maximum firm energy Eb®max and define the optimum operation following the maximum norm income Bmax 4 Develop construction method the rule curve in the reservoir case on the step or not step reservoirs of hydropower 5 Develop the definition method the operation combination all reserviors system following the maximum norm income on the basis use simulation and optimal model Develop some software to apply the research optimum operation of hydropower supply energy in the power system II Propose 1 Propose Laos government early give hydroelectricity plants working in the power system with the general benefit all system 2 Propose EDL early invest construction the control center to combine operation hydropower plants working in the system including the national grid system 3 Propose to study the suitability operation method with the present development, following the system development stage on time to supply power safety, to ensure economic and discrease water through the spillway to downsteam Shortlist of author’s products 3 Phou Khong SENGVILAY, Definition method of optimum operation of the hydropower plants in the Laos power system Journal of Science & Technology, No 66/ 2008
- Xem thêm -

Xem thêm: ,

Hình ảnh liên quan

Hình 2-1: Hệ thống điều khiển chế độ làm việc -

Hình 2.

1: Hệ thống điều khiển chế độ làm việc Xem tại trang 8 của tài liệu.
Hình 2-2: Phụ tải ngày đêm và vẽ đ−ờng điện năng -

Hình 2.

2: Phụ tải ngày đêm và vẽ đ−ờng điện năng Xem tại trang 11 của tài liệu.
a./ Mô hình bài toán -

a..

Mô hình bài toán Xem tại trang 12 của tài liệu.
Bảng 2-3 Tổ hợp độ sâu công tác tối −u của các NMTĐ đang vận hành -

Bảng 2.

3 Tổ hợp độ sâu công tác tối −u của các NMTĐ đang vận hành Xem tại trang 15 của tài liệu.
Hình 3-2: Sơ đồ tổng quát xác định tổ hợp ph−ơng thức điều khiển tối −u cả bậc thang thuỷ điện  -

Hình 3.

2: Sơ đồ tổng quát xác định tổ hợp ph−ơng thức điều khiển tối −u cả bậc thang thuỷ điện Xem tại trang 19 của tài liệu.
Bảng 4-1: Tổ hợp độ sâu công tác tối −u tính đến giai đoạn 2015 -

Bảng 4.

1: Tổ hợp độ sâu công tác tối −u tính đến giai đoạn 2015 Xem tại trang 21 của tài liệu.
Bảng 4-2: Kết quả tính toán thu nhập(với phụ tải 2006) Đơn vị tính(triệu USD) -

Bảng 4.

2: Kết quả tính toán thu nhập(với phụ tải 2006) Đơn vị tính(triệu USD) Xem tại trang 22 của tài liệu.
−u và ph−ơng pháp vận hành theo biểu đồ điều phối. Kết quả trong bảng cho thấy ph−ơng thức điều khiển tốt nhất đó là ph−ơng pháp có kết quả gần tối −u nhất đó là ph− ơng thức  1-3, 1-1 và 2-3 -

u.

và ph−ơng pháp vận hành theo biểu đồ điều phối. Kết quả trong bảng cho thấy ph−ơng thức điều khiển tốt nhất đó là ph−ơng pháp có kết quả gần tối −u nhất đó là ph− ơng thức 1-3, 1-1 và 2-3 Xem tại trang 22 của tài liệu.
Hình 4-3: Thu nhập với phụ tải năm 2006 -

Hình 4.

3: Thu nhập với phụ tải năm 2006 Xem tại trang 23 của tài liệu.
Bảng 4-5: Kết quả tính toán thu nhập(với phụ tải 2008) Đơn vị tính(triệu USD) -

Bảng 4.

5: Kết quả tính toán thu nhập(với phụ tải 2008) Đơn vị tính(triệu USD) Xem tại trang 23 của tài liệu.
Bảng 4-8: Kết quả tính toán thu nhập với phụ tải năm 2008 Đơn vị tính(triệu USD) -

Bảng 4.

8: Kết quả tính toán thu nhập với phụ tải năm 2008 Đơn vị tính(triệu USD) Xem tại trang 24 của tài liệu.