2. 4 Những căn cứ lựa chọn tuabin gió của nhà máy
3.1. Sơ bộ về đặc điểm tự nhiên khu vực
3.1.1. Vị trí địa lý
Miền Trung Việt Nam (Trung Bộ) có phía Bắc giáp khu vực đồng bằng Sông Hồng và Trung du miền núi vùng Bắc Bộ; phía Nam giáp các tỉnh Bình Phƣớc,Đồng Nai và Bà Rịa-Khánh Hòa vùng Nam Bộ; phía Đông giáp Biển Đông; phía Tây giáp 2 nƣớc Lào và Campuchia. Dải đất miền Trung đƣợc bao bọc bởi những dãy núi chạy dọc bờ phía Tây và sƣờn bờ biển phía Đông, vùng có chiều ngang theo hƣớng Đông - Tây hẹp nhất Việt Nam (khoảng 50km) và nằm trên địa bàn tỉnh Quảng Bình. Địa hình miền Trung gồm 3 khu vực cơ bản là Bắc Trung Bộ, Tây Nguyên và Nam Trung Bộ.
Bắc Trung Bộ bao gồm các dãy núi phía Tây. Nơi giáp Lào có độ cao trung bình và thấp. Riêng miền núi phía Tây tỉnh Thanh Hoá có độ cao từ 1000 - 1500m. Khu vực miền núi Nghệ An - Hà Tĩnh là đầu nguồn của dãy Trƣờng Sơn có địa hình rất hiểm trở, phần lớn các núi cao nằm dải dác ở đây. Các miền đồng bằng có tổng diện tích khoảng 6.200km2, trong đó đồng bằng Thanh Hoá do nguồn phù sa từ sông Mã và sông Chu bồi đắp, chiếm gần một nửa diện tích và là đồng bằng rộng nhất của Trung Bộ.
Tây Nguyên có diện tích khoảng 544737km2, nằm về vị trí phía Tây và Tây Nam Trung Bộ (phía Tây dãy Trƣờng Sơn). Tây Nguyên có phía Tây giáp 2 nƣớc Lào và Campuchia, phía Đông giáp khu vực kinh tế Nam Trung Bộ và phía Nam giáp khu vực Đông Nam Bộ. Địa hình Tây Nguyên đa dạng, phức tạp, chủ yếu là
cao nguyên với núi cao ở độ cao từ 250 - 2500m. [3]
Nam Trung Bộ thuộc khu vực cận giáp biển. Địa hình ở đây bao gồm đồng bằng ven biển và núi thấp, có chiều ngang theo hƣờng Đông - Tây (trung bình 40 - 50km), hạn hẹp hơn so với Bắc Trung Bộ và Tây Nguyên. Có hệ thống sông ngòi ngắn và dốc, bờ biển sâu với nhiều đoạn khúc khuỷu, thềm lục địa hẹp. Các miền
30
đồng bằng có diện tích không lớn do các dãy núi phía Tây trải dọc theo hƣớng Nam tiến dần ra sát biển và có hƣớng thu hẹp dần diện tích lại. Đồng bằng chủ yếu do sông và biển bồi đắp, khi hình thành nên thƣờng bám sát theo các chân núi.
Xét chung, địa hình Trung Bộ có độ cao thấp dần từ khu vực miền núi xuống đồi gò trung du, xuôi xuống các đồng bằng phía trong dải cồn cát ven biển rồi ra đến các đảo ven bờ.
3.1.2. Đặc điểm khí hậu thời tiết
Khí hậu Trung Bộ đƣợc chia ra làm hai khu vực chính là Bắc Trung Bộ và Duyên Hải Nam Trung Bộ.
Khu vực Bắc Trung Bộ (bao gồm toàn bộ phía Bắc đèo Hải Vân). Vào mùa đông, do gió mùa thổi theo hƣớng Đông Bắc mang theo hơi nƣớc từ biển vào nên toàn khu vực chịu ảnh hƣởng của thời tiết lạnh kèm theo mƣa. Đây là điểm khác biệt với thời tiết khô hanh vào mùa Đông vùng Bắc Bộ. Đến mùa Hè không còn hơi nƣớc từ biển vào nhƣng có thêm gió mùa Tây Nam (còn gọi là gió Lào) thổi ngƣợc lên gây nên thời tiết khô nóng, vào thời điểm này nhiệt độ ngày có thể lên tới trên 40độC, trong khi đó độ ẩm không khí lại rất thấp.
Vùng Duyên hải Nam Trung Bộ (bao gồm khu vực đồng bằng ven biển Nam Trung Bộ thuộc phía Nam đèo Hải Vân). Gió mùa Đông Bắc khi thổi đến đây thƣờng suy yếu đi do bị chặn lại bởi dãy Bạch Mã. Vì vậy khi về mùa hè khi xuất hiện gió mùa Tây Nam thổi mạnh từ vịnh Thái Lanvà tràn qua dãy núi Trƣờng Sơn sẽ gây ra thời tiết khô nóng cho toàn bộ khu vực
Đặc điểm nổi bật của khí hậu Trung Bộ là có mùa mƣa và mùa khô không cùng xảy ra vào một thời kỳ trong năm của hai vùng khí hậu Bắc Bộ và Nam Bộ.
3.1.3. Đánh giá các vùng gió tiềm năng
Theo đánh giá sơ bộ về tiềm năng năng lƣợng gió của Việt Nam trong “Bản đồ năng lƣợng gió khu vực Đông Nam Á” do World Bank phát hành, khu vực duyên hải miền Trung và khu vực duyên hải miền Nam là khu vực gió tiềm năng có
31
khả năng xây dựng các nhà máy điện gió với quy mô công nghiệp (khoảng 30MW trở lên) và có khả năng đấu nối vào lƣới điện quốc gia.
Các tỉnh duyên hải miền Trung Việt Nam có khả năng phát điện gió có quy mô công nghiệp và đạt hiệu quả về kinh tế bao gồm các tỉnh: Khánh Hoà, Bình Định, Quảng Ngãi, Quảng Trị, Quảng Bình.
Để đánh giá cụ thể tiềm năng năng lƣợng gió của một vị trí với mục đích phát triển các nhà máy điện gió, cần thiết phải thực hiện đo gió. Theo tính toán, tốc độ gió có thể thay đổi tới 25% theo từng năm, tuy nhiên, việc thực hiện đo gió trong 1 khoảng thời gian dài là không thực tế. Thông thƣờng khoảng thời gian đo gió diễn ra trong khoảng từ 1-2 năm với từng địa điểm cụ thể.
Từ năm 2004, Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã thực hiện đo gió trong vòng 1 năm tại 8 vị trí tiềm năng của khu vực duyên hải miền Trung và miền Nam Việt Nam.
Khu vực đƣợc lựa chọn để đo gió là các khu vực đƣợc đánh giá là có tiềm
năng gió ở độ cao 65m, tốc độ gió và mật độ gió tƣơng ứng là 7m/s và 400W/1m2
( những khu vực có khả năng phát điện quy mô công nghiệp)
Cột đo gió đƣợc đặt tại các vị trí có tiềm năng gió nhất, có khả năng xây dựng các nhà máy điện trong tƣơng lai và vị trí mô phỏng toàn bộ khu vực gió tiềm năng trong phạm vi khu vực lân cận với bán kính khoảng 20km.
Cột đo gió đƣợc thiết kế cao 60m. Trên cột lắp các cảm biến đo tốc độ, hƣớng gió, nhiệt độ, áp suất để thu thập số liệu gió tại các độ cao 60m, 40m và 12m
Việc đo gió thực hiện kết hợp với việc thu thập số liệu đo gió dài hạn tại các trạm khí tƣợng thuỷ văn ở gần để điều chỉnh số liệu gió 1 năm tại các trạm đo.
Tiềm năng gió đƣợc tính toán xác định tại các vùng có khả năng xây dựng nhà máy điện gió có diện tích từ 100ha trở lên.
Các địa điểm có tiềm năng gió quy mô công nghiệp là những vùng có thể xây dựng đƣợc các trang trại gió ngoài những quy mô trên 30MW, mật độ năng
lƣợng cao từ 400W/1m2
còn có điều kiện địa hình, khả năng vận chuyển lắp đặt thiết bị thuận lợi, không bị giới hạn về lƣu thông hàng không, các dự án xây dựng khác.
32
Dựa vào kết quả tính toán phân bố mật độ năng lƣợng gió ở độ cao 65m, hiện trạng và quy hoạch sử dụng đất, địa hình tại các khu vực, vùng gió tiềm năng tại các tỉnh trong khu vực đƣợc chia nhỏ thành các vùng nhỏ.
Các thông số đánh giá chủ yếu trình bày trong bảng 3.8
Bảng 3.8 Thông số đánh giá tiềm năng năng lƣợng gió Tiêu chí xếp hạng Điểm đánh giá
1 2 3 4 5
Mật độ năng lƣợng
(W/m2) <400 400-500 500-600
600-
800 >800
Khoảng cách đấu nối
(Km) >20 10-20 5-10 1-5 <1
Địa hình (độ dốc) >IV III-IV II-III I-II <I
Vận chuyển lắp đặt Khó khăn ít K.khăn Trung bình Thuận
lợi Rất thuận lợi Hƣớng gió-địa hình Rất Kém Kém Trung bình Tốt Rất tốt Chấp nhận của xã hội Kém đồng tình ít đồng tình Có thể chấp nhận đồng tình Rất đồng tình
Chi phí đất (đền bù) Rất cao Cao Vừa phải ít Không
Cây, bụi cao trên 10m Rất nhiều Nhiều Vừa phải ít Không
Vấn đề môi trƣờng (ăn
mòn, ẩm ƣớt) Rất cao Cao Vừa phải ít Không
Ảnh hƣởng đến hàng
không, viễn thông Rất gần Gần Xa Rất xa
Không ảnh hƣởng
Qui mô lắp đặt (MW) <25 25-50 >50
Nguồn: Báo cáo Kết quả đo gió tại miền Trung và miền Nam, Cty CPTVXD điện 4
Tính điểm đánh giá tính khả thi 1 vị trí tiềm năng: dựa vào kết quả chấm điểm cho từng tiêu chí của từng vị trí, tính tổng cộng điểm các tiêu chí, riêng đối với tiêu chí thứ nhất “mật độ năng lƣợng” nhân với hệ số 4. Các vị trí từ 49 điểm trở lên đƣợc đánh giá là vị trí có tiềm năng phát triển điện gió quy mô công nghiệp.
Kết quả đo gió tại 8 trạm đo gió của Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã thực hiện tại các tỉnh duyên hải miền Trung và miền Nam Việt Nam, kết hợp với số liệu
33
gió dài hạn tại các trạm khí tƣợng thuỷ văn ở gần để điều chỉnh thành số liệu gió của năm trung bình tại từng vùng và nhập liệu khác nhƣ: bản đồ địa hình, độ nhám, chƣớng ngại vật… đƣợc số hoá, sử dụng phần mềm WasP và WindPro, xác định đƣợc các vùng gió tiềm năng của các tỉnh miền Trung cho thấy:
Khu vực duyên hải miền Trung Việt Nam có thể khai thác phát triển điện gió quy mô lớn là khoảng 77.500 ha (có tốc độ gió 6-7m/s), trong đó có 4 vị trí tiềm năng có tốc độ gió trên 7m/s khoảng 15.000 ha, tập trung tại 3 tỉnh Quảng Bình, Quảng Trị và Bình Định.
Khu vực có thể khai thác phát triển điện gió quy mô lớn là khoảng 17.300ha (có tốc độ gió 6-7m/s), trong đó có 3 vị trí có tốc độ gió trên 7m/s khoảng 4.700 ha, tập trung tại tỉnh Ninh Thuận.
Bảng 3.9 Vị trí tiềm năng tốt để phát triển điện gió quy mô công nghiệp tại duyên hải miền Trung Việt Nam
Số TT TÊN ĐỊA ĐIỂM Công suất
(MW)
Điểm đánh giá Tỉnh Bình Định
1 Xã Cát Chánh, huyện Phù Cát (Phƣơng Mai) 29 49
Tỉnh Quảng Trị
2 Xã Gio Thành, Gio Hải, huyện Gio Linh 99 50
Tỉnh Quảng Bình
3 Xã Lƣơng Ninh-Hải Ninh, huyện Quảng Ninh 101 51
Tỉnh Khánh Hoà
4 Huyện Tu Bông 36 50
Tỉnh Ninh Thuận
5
Xã Phƣớc Nam và một phần tại xã Phƣớc Minh,
huyện Ninh Phƣớc, 70 50
6
Xã Phƣớc Hữu và Phƣớc Nam, huyện Ninh
Phƣớc 65 50
7
Xã Phƣớc Hải, một phần thuộc xã Phƣớc Nam
và Phƣớc Dân, huyện Ninh Phƣớc 100 51,8
Tổng công suất MW 620
34
3.2. Hiện trạng nguồn và lƣới điện khu vực
3.2.1. Cơ cấu phụ tải của HTĐ miền Trung
Do ảnh hƣởng của khí hậu cũng nhƣ tình hình phát triển của nền kinh tế trong giai đoạn hiện nay nên phụ tải miền Trung có những điểm khác biệt so với phụ tải của miền Bắc và Nam. Phụ tải HTĐ miền Trung chiếm khoảng 10% công suất cũng nhƣ sản lƣợng trong HTĐ Quốc Gia.
Bảng 3.1: Cơ cấu phụ tải của HTĐ miền Trung
Các thành phần phụ tải Tỉ lệ
Nông,Lâm nghiệp & Thuỷ sản 1,14%
Công nghiệp & Xây dựng 35,78%
Thƣơng nghiệp & K.Sạn NH 4,53%
Quản lý & Tiêu dùng dân cƣ 54,46%
Các hoạt động khác 4,11%
Bảng 3.2: Tình hình phụ tải HTĐ miền Trung (tháng 9/2007)
HTĐ Trung CTĐL III CTTNHH MTV ĐL Đà Nẵng CTCP ĐL Khánh Hòa Tổng SL tháng nhận, 103 kWh 565.522 384.893 85.660 73.812 Amax ngày, 103 kWh 20140 14830 14251 2637 Amin ngày, 103 kWh 15200 10841 6834 2104 Atb ngày, 103 kWh 18749 12835 12196 2461 Pmax, MW 1066 759 162 138 Pmin, MW 436 320 77 73
35
Bảng 3.3: Hệ số phụ tải HTĐ miền Trung năm 2006
Tháng T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 T12 Năm K1 0,57 0,60 0,68 0,65 0,64 0,68 0,67 0,68 0,67 0,62 0,64 0,62 0,64 K2 0,20 0,28 0,35 0,35 0,29 0,42 0,40 0,39 0,37 0,22 0,35 0,34 0,33 K3 0,38 0,43 0,47 0,49 0,49 0,55 0,55 0,52 0,49 0,44 0,46 0,43 0,48
* Ghi chú: - K1 = Ptb/Pmax; K2=Pmin/Pmax; K3=Pmintb/Pmaxtb
Đồ thị phụ tải của HTĐ miền Trung chia làm hai dạng biểu đồ phụ tải điển hình mùa khô (tháng 2 đến tháng 8) ví dụ ngày 29/03/2007, mùa mƣa (tháng 9 đến tháng 1 năm sau) ví dụ ngày 29/10/2007 đƣợc thể hiện:
Phụ tải miền Trung
0 200 400 600 800 1000 1200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 29/03 29/10
Hình 3-1 Đồ thị phụ tải của HTĐ miền Trung điển hình trong 2 mùa
Trong các năm gần đây, phụ tải miền Trung có sự phát triển khá nhanh, mức độ tăng trƣởng về công suất dao động trong khoảng 11%-15%, mức độ tăng trƣởng sản lƣợng 11%-16%.
3.2.2. Hiện trạng nguồn của HTĐ miền Trung
Các nguồn cung cấp điện cho HTĐ miền Trung bao gồm: 5 nhà máy điện thuộc EVN, 8 nhà máy điện ngoài ngành. Ngoài ra có thể kể đến các nguồn cung cấp điện từ trạm 500kV Đà Nẵng, trạm 500kV Pleiku, HTĐ miền Bắc qua đƣờng
36
dây 220kV Hà Tĩnh – Đồng Hới và HTĐ miền Nam qua đƣờng dây 220kV Đa Nhim – Nha Trang và 2 đƣờng dây 110kV Đa Nhim – Cam Ranh, 110kV Ninh Hải – Cam Ranh, ngoài ra HTĐ miền Nam còn cấp điện độc lập cho trạm 110kV Đăk Nông qua đƣờng dây 110kV Thác Mơ – Bù Đăng – Đắk Nông.
Bảng 3.4: Thông số các nhà máy thuộc EVN
Nhà máy Số TM Giá P to(tk) P to(kd) Pnm(tk) Pnm(kd)
Thủy điện 1148 1128 Vĩnh Sơn 2 580/476 33 (5-33) 66 66 Sông Hinh 2 35 20-35 70 70 Se San 3 2 130 110-130 260 240 Ialy 4 180 130-180 720 720 Quảng Trị 1 32 32
Bảng 3.5: Thông số các nhà máy ngoài ngành
Nhà máy Số TM Giá P to(tk) P to(kd) Pnm(tk) Pnm(kd) Ngoài ngành 203.6 203 Se San 3A (TĐ-TCT SĐà) 2 650/496 54 27-54 108 108 Khe Diên
(TĐ-Cty Sông Ba) 2 580/500 4,5 2,1-4,9 9 9
Dray-HLinh 2 (TĐ-Cty ĐL3) 2 525/465 8 6,5-8 16,6 16 Ea Krong Rou (TĐ- ĐTƣ&PT điện MTrung) 2 610 14 4-14 28 28 H'Chan 3 564 (3,55cent) 4 1-4 12 12 Krông Hin (TĐ-MêKông) 2 585 2,5 5 5 IaGrai 3 3 609 2,5 7,5 7,5 ĐăKơSa 3 680/455 2,5 7,5 7,5 Diezel 50 40 Thuỷ điện nhỏ 40 38
37
Bảng 3.6: Cơ cấu nguồn của HTĐ miền Trung hiện tại
Loại nhà máy Công suất đặt MW
Công suất KD MW
Tỉ lệ theo công suất đặt (%)
Thủy điện 1148 1128 79,63%
Ngoài ngành 203,6 203 14,12%
Diezel và TĐN 90 78 6,24%
Tổng 1441,6 1409
Sắp tới sẽ có nhiều nhà máy thuỷ điện đƣa vào vận hành sẽ giảm phụ thuộc của miền Trung vào HTĐ 500kV trong giai đoạn mùa mƣa. Tuy nhiên, vào mùa khô, miền Trung vẫn cần nhận một lƣợng điện năng lớn từ HTĐ 500kV.
- Thuỷ điện A Vƣơng 2x105 MW đấu vào trạm 220kV Hoà Khánh.
- Thuỷ điện Quảng Trị 2x32 MW đấu vào đƣờng dây 110kV Đông Hà -
Quảng Trị. Hiện nay đã đƣa vào vận hành một tổ máy.
- Thuỷ điện Sông Ba Hạ 2x110 MW đấu vào trạm 220kV Tuy Hoà.
- Thuỷ điện Buôn Kuốp 2x140 MW đấu vào trạm 220kV KrongBuk.
- Thủy điện Thƣợng Kon Tum: 2x110MW
- Thủy điện Pleikrong: 110MW
- Thủy điện SeSan 4: 330MW
3.2.3. Hiện trạng lưới của HTĐ miền Trung
-Sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện miền Trung: Bao gồm các nhà máy
điện, các trạm biến áp 220kV, 110kV, các đƣờng dây 220kV, 110kV đƣợc liên kết với nhau. Lƣới 220kV của hệ thống điện miền Trung liên kết lƣới điện hệ thống điện Quốc gia qua các trạm 500kV Đà Nẵng, 500kV Pleiku.
Kết dây 220 kV
-Kết dây 220kV hình tia, liên kết với hệ thống điện miền Nam qua đƣờng dây
220kV Đa Nhim - Nha Trang. Liên kết với hệ thống điện miền Bắc qua đƣờng dây 220kV Hà Tĩnh – Đồng Hới.
38
Kết dây 110 kV
-Trong chế độ vận hành bình thƣờng mở tại máy cắt 112 Vĩnh Linh, 112 Mộ
Đức, 172+174 Sông Hinh, 172 Cam Ranh;
-Ngoài ra còn nhận của nhà máy thủy điện Thác Mơ qua đƣờng dây 110kV
Thác Mơ – Bù Đăng – Đăk Nông cấp điện cho trạm 110kV Đăk Nông thuộc địa phận của tỉnh Đăk Nông.
Các mạch vòng quan trọng trong HTĐ miền Trung:
-Đƣờng dây 220kV Đà Năng – 220 Ngự Bình – 110 Hòa Khánh – 220 Đà
Nẵng
- Đƣờng dây 220kV Đà Nẵng – 220 Dốc Sỏi – 110 Tam kỳ - 110kV Đà Nẵng
Thông số các đƣờng dây trong hệ thống điện miền Trung