Hệ thống điện Việt Nam được chia thành 3 miền và liên kết bởi hệ thống truyền tải điện 500 KV.
DUT.LRCC
Hình 1.9: Cơ chế tổ chức ngành điện Việt Nam (Nguồn A0) 1.4.1.1. Nguồn điện
Tổng công suất đ t nguồn điện trong toàn hệ thống năm 2018 là 48838 MW, bao gồm các loại hình nguồn như ảng 1.5.
Bảng 1.5: Công suất đ t nguồn điện trong toàn hệ thống năm 2018 Stt Loại hình nguồn Công suất đặt (MW) Tỷ lệ (%)
1 Thủy điện 16848 34,50
2 Nhiệt điện than 18945 38,79
3 Tuabin khí 7446 15,25
4 Thủy điện nhỏ 3322 6,80
5 Điện gió 243 0,50
6 Điện m t trời 86 0,18
7 Điện sinh khối 325 0,67
8 Nhiệt điện dầu 1579 3,23
9 Nhiệt điện khí 21 0,04
10 Diesel 24 0,05
Tổng cộng 48838 100
DUT.LRCC
Cơ cấu nguồn điện theo chủ sở hữu tính đến hết năm 2018
Hình 1.10: Tỷ trọng sở hữu nguồn điện trong HTĐ Việt Nam (Nguồn: A0 2019) 1.4.1.2. Phụ tải
- Việt Nam nằm trong khu vực nhiệt đới gió m a, khí hậu được chia thành 2 m a rõ rệt là m a hè (từ tháng 4 đến tháng 9 và m a đông (thời gian còn lại . Do ảnh hưởng của đ c điểm khí hậu c ng như tình hình phát triển của nền kinh tế trong giai đoạn hiện nay, iểu đồ phụ tải HTĐ Việt Nam chia thành 2 dạng điển hình: m a hè và m a đông.
- Nguyên tắc phủ iểu đồ phủ tải HTĐ Quốc gia trong giai đoạn hiện nay được sắp xếp theo thứ tự ưu tiên sau:
Huy đ ng theo các yêu cầu kỹ thuật ( điện áp, chống quá tải...
Huy đ ng theo các yêu cầu khách quan khác(tưới tiêu, giao thông vận tải...
Huy đ ng theo các rang u c trong hợp đồng mua án điện
Huy đ ng theo tính toán tối ưu và tính toán thị trường điện - Đánh giá tổng quan về phụ tải:
Tốc đ tăng trưởng phụ tải: tiếp tục ở mức cao
Phân ố phụ tải: không đều, tập trung chủ yếu tại miền Nam và miền Bắc
Biểu đồ phụ tải: khác iệt lớn giữa cao điểm và thấp điểm, theo mùa - Tốc đ tăng trưởng phụ tải qua các năm được thể hiện trong đồ thị sau:
DUT.LRCC
Hình 1.11: Đồ thị tăng trưởng phụ tải qua các năm (Nguồn: A0 2019) 1.4.1.3. Lư i điện
Hệ thống truyền tải điện bao gồm các cấp điện áp 500kV, 220kV và 110kV. Hệ thống truyền tải điện 500kV với tổng chiều dài 4670 km từ Bắc tới Nam tạo điều kiện truyền tải trao đổi điện năng giữa các miền Bắc, Trung và Nam.
Hình 1.12: Mô hình lưới điện truyền tải Việt Nam (Nguồn: A0 2019)
Hệ thống phân phối điện m c d trong điều kiện tương đối tốt vẫn còn có tổn thất điện năng cao. Đường dây bị quá tải, máy biến áp vận hành với hiệu suất chưa cao, cáp điện có chất lượng kém là nhưng nguyên nhân chính gây ra tổn thất cao. EVN đã có m t số biện pháp quan trọng để giải quyết những vấn đề này và hiện nay đã giảm đáng kể những tổn thất trên lưới truyền tải và phân phối.
DUT.LRCC
1.4.2. T ng quan về hệ thống điện miền Trung 1.4.2.1. Tổng quan
Khu vực miền Trung bao gồm 13 tỉnh, thành phố là: Quảng Bình, Quảng Trị, Huế, Đà Nẵng, Quảng Nam, Quảng Ngãi, Bình Định, Phú Yên, Khánh Hoà và 4 tỉnh Tây Nguyên là Kon Tum, Gia ai, Đắk Lắk và Đắk Nông.
Hệ thống điện miền Trung cấp điện cho 13 tỉnh, thành phố nói trên và liên kết với HTĐ Quốc gia qua các đường dây và trạm biến áp sau:
- Nhận điện từ 6 TBA 500kV gồm: T500 Đà Nẵng, T500 Dốc Sỏi, T500 Thạnh Mỹ, T500 Pleiku, T500 Pleiku 2 và T500 Đắk Nông.
- iên kết với Hệ thống điện miền Bắc qua 2 đường dây 220kV:
Đường dây 220 kV NMĐ V ng Áng - T220 Đồng Hới (E1 .
Đường dây 220 kV NMĐ Formusa - T220 Ba Đồn.
- iên kết với Hệ thống điện miền Nam qua các đường dây 220kV, 110kV:
Đường dây 220 kV T220 Nha Trang (E29 - Tháp Chàm 2.
Đường dây 220 kV mạch kép T500 Đăk Nông - Bình Long.
Đường dây 110 kV T110 Nam Cam Ranh - Ninh Hải.
Đường dây 110 kV T110 Cam Ranh (E28 - Tháp Chàm 2.
Đường dây 110 kV T110 ĐăkR’ ấp - B Đăng.
1.4.2.2. Nguồn điện
Tính đến thời điểm hiện tại HTĐ miền Trung có 01 nhà máy nối lưới 500kV (NM Ialy với tổng c ng suất 720 MW và có tổng c ng 87 NMĐ nối lên lưới 110kV, 220kV với tổng công suất là 6433 MW, ao gồm:
- 29 NMĐ nối vào lưới điện 220kV với tổng công suất 4514 MW.
- 19 NMĐ nối vào lưới điện 110kV có công suất đ t trên 30 MW với tổng công suất 1088 MW.
- 39 NMĐ thu c quyền điều khiển của A3 với tổng công suất 831 MW.
- Ngoài ra còn có m t số NMTĐ, NMNĐ nối vào lưới điện phân phối với tổng công suất 588 MW.
- Với các nhà máy trong HTĐ miền Trung có 4 loại nhà máy:
Nhà máy thủy điện chiếm tỷ lệ cao nhất với 92,35%
Nhà máy nhiệt điện chiếm tỷ lệ 4,64%
Nhà máy điện m t trời chiếm tỷ lệ 2,54%
Nhà máy điện gió chiếm tỷ lệ 0,47%
1.4.2.3. Phụ tải
Phụ tải của HTĐ miền Trung chiếm tỷ lệ khoảng 9% so với phụ tải của HTĐ Quốc gia. Theo thống kê phụ tải của HTĐ miền Trung thường đạt công suất cực đại vào khoảng tháng 7, tháng 8 hàng năm. Tính đến thời điểm hiện tại phụ tải max của miền Trung là 3037 MW (ngày 05/7/2018) và min là 1058,3 MW (ngày 14/02/2018)
DUT.LRCC
với sản lượng ình quân ngày khoảng 52,3 triệu kWh; sản lượng ngày cao nhất đạt 61,67 triệu kWh (05/7/2018).
Trong quá khứ hệ số điền kín đồ thị phụ tải của HTĐ miền Trung tương đối thấp do phần lớn là phụ tải sinh hoạt. Tuy nhiên trong những năm gần đây khi các khu công nghiệp tại khu vực miền Trung đưa vào vận hành thì tỷ trọng phụ tải công nghiệp tăng tương đối nhanh, góp phần san ằng iểu đồ phụ tải HTĐ miền Trung. Ta xét ảng thống kê phụ tải các tỉnh và thành phố để thấy sự phân ố phụ tải c ng như của từng khu vực như ảng 1.6.
Bảng 1.6: Phụ tải các tỉnh và thành phố của HTĐ miền Trung năm 2018 Tỉnh/Thành Phố Pmax
(MW)
Pmin (MW)
Atbngày (KWh)
Quảng Bình 154 51 2427767
Quảng Trị 130 39 1827035
Huế 257 76 4464599
Đà Nẵng 473 121 7917413
Quảng Nam 295 105 4749206
Quảng Ngãi 237 101 3809837
Bình Định 297 93 4806945
Phú Yên 150 51 2197593
Khánh Hòa 343 135 5749751
Gia Lai 238 70 3685023
Đăklăk 356 62 4327257
KonTum 101 16 1140092
ĐăkNông 200 45 2284328
Từ bảng phân bố phụ tải các tỉnh thành của HTĐ miền Trung rất d dàng nhận thấy nổi bật là dạng nhấp nhô; có đ dốc rất lớn và thấp điểm ngày của HTĐ miền Trung thường rơi vào khoảng từ 2 - 4h, cao điểm sáng từ 09 - 11h và cao điểm tối từ 18 - 21h hàng ngày, nhìn chung phụ tải của HTĐ miền Trung phân bố không đồng đều ở các tỉnh thành.
1.4.2.4. Lư i Điện
Hệ thống truyền tải của lưới điện miền Trung thường là mạch vòng và chủ yếu là các đường dây và trạm biến áp 220kV, 110kV:
- Có tổng c ng 81 mạch đường dây 220 kV với tổng chiều dài 3991 km và 247 mạch đường dây 110 kV với tổng chiều dài 4476 km.
- Có 149 trạm biến áp ở khu vực miền Trung, trong đó:
06 trạm 500kV: Tổng dung lượng là 5400 MVA.
21 trạm 220kV: Tổng dung lượng là 5125 MVA.
122 trạm 110kV: Tổng dung lượng là 6485 MVA.
DUT.LRCC
1.4.3. Vị trí vai trò của Nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 trong khu vực và cơ hội trong thị trường phát điện cạnh tranh
- Nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 có vị trí kết lưới vào HTĐ Miền Trung qua trạm iến áp 220kV Tam Kỳ, trong những năm gần đây và những năm tiếp theo nhu cầu phụ tải điện tăng cao (sản lượng tăng hàng năm từ 8-13% . Do đó, Nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 có vai trò hết sức quan trọng trong việc đảm ảo an ninh năng lượng của HTĐ Việt Nam nói chung và HTĐ Miền Trung nói riêng.
- Nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 ắt đầu tham gia thị trường phát diện cạnh tranh từ ngày 01/02/2016. Qua hơn 03 năm tham gia thị trường phát điện đã nhận ra m t số vấn đề như sau:
Hồ chứa thủy điện Sông Tranh 2 nằm trong hệ thống sông Vu Gia – Thu Bồn với hình thái thời tiết di n iến khá phức tạp và ít tuân theo quy luật. ưu lượng nước về hồ chứa Sông Tranh 2 thay đổi tương đối lớn giữa các m a nhưng không ổn định giữa các năm và các m a trong năm. Vào m a l , lưu lượng l về hồ lớn và thay đổi rất nhanh trong thời gian ngắn. Vào m a khô, lưu lượng về hồ giảm nhưng có nhiều iến đ ng trong khoảng thời gian ngắn. Hệ thống sông ngòi trong lưu vực hồ chứa Sông Tranh 2 có đ dốc cao nên lưu lượng nước về hồ rất khó dự áo. Vì vậy, Công ty thủy điện Sông Tranh g p nhiều khó khăn trong công tác xây dựng kế hoạch sản xuất điện năng và điều tiết tối ưu hồ chứa hàng năm.
Việc tính toán vận hành các tổ máy do yêu cầu cấp nước hạ du tuân thủ các yêu cầu của Quy trình vận hành liên hồ chứa do Thủ tướng chính phủ an hành và yêu cầu của địa phương được đ t lên hàng đầu. Do đó, doanh thu của nhà máy khi tham gia thị trường phát điện cạnh tranh ị ảnh hưởng rất lớn, có những thời điểm, giá thị trường rất thấp (đ c iệt là các ngày Tết, các ngày thứ 7, chủ nhật nhưng nhà máy vẫn ắt u c phải vận hành các tổ máy án điện trên thị trường để đảm ảo yêu cầu cấp nước hạ du.