Nghiên cứu và tính toán điều tiết dòng chảy của nhà máy thủy điện trung sơn
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (2.48 MB, 107 trang )
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
---------------------------------------
Trần Anh Toàn
NGHIÊN CỨU VÀ TÍNH TOÁN ĐIỀU TIẾT DÒNG CHẢY CỦA
NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN TRUNG SƠN
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
KỸ THUẬT ĐIỆN
Hà Nội – 2014
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
---------------------------------------
Trần Anh Toàn
NGHIÊN CỨU VÀ TÍNH TOÁN ĐIỀU TIẾT DÒNG CHẢY CỦA
NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN TRUNG SƠN
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
KỸ THUẬT ĐIỆN
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC
TS. Nguyễn Thị Nguyệt Hạnh
Hà Nội – 2014
MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ....................................................................................................... 3
LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................ 4
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT .................................................... 5
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU .............................................................................. 6
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ ................................................................... 7
MỞ ĐẦU ..................................................................................................................... 8
1.
Tính cấp thiết của đề tài .................................................................................... 8
2.
Mục đích nghiên cứu ...................................................................................... 10
3.
Đối tượng, phạm vi nghiên cứu ...................................................................... 10
4.
Phương pháp nghiên cứu ................................................................................ 11
5.
Nội dung của đề tài ......................................................................................... 11
CHƯƠNG 1. TIỀM NĂNG THỦY ĐIỆN TRÊN SÔNG MÃ TRONG HỆ
THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM .................................................................................... 12
1.1
Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam ........................................................... 12
1.1.1 Nguồn điện và hệ thống điện Việt Nam ........................................................ 12
1.1.2 Hệ thống truyền tải điện, lưới truyền tải 500kV Bắc – Nam ......................... 18
1.2
Hệ thống thủy điện Việt Nam và các công trình thủy điện trên sông Mã ...... 23
1.2.1 Đánh giá trữ năng kinh tế nguồn thủy điện Việt Nam ................................... 23
1.2.2 Các nhà máy thủy điện trên sông Mã ............................................................ 27
CHƯƠNG 2. LÝ THUYẾT ĐIỀU TIẾT DÒNG CHẢY CỦA NHÀ MÁY
THỦY ĐIỆN ............................................................................................................. 34
2.1
Ý nghĩa và phân loại điều tiết ........................................................................ 34
2.1.1 Điều tiết dòng chảy theo nhu cầu điều chỉnh công suất NMTĐ.................... 34
2.1.2 Phân loại điều tiết dòng chảy ......................................................................... 35
2.2
Biểu đồ điều phối hồ chứa .............................................................................. 39
2.3
Điều tiết dài hạn các NMTĐ bậc thang .......................................................... 42
2.4
Chế độ làm việc ngày của NMTĐ trong HTĐ (điều tiết ngắn hạn) ............... 43
2.4.1 Khái niệm chung ............................................................................................ 43
2.4.2 Đường cong năng lượng ................................................................................ 45
1
2.4.3 Tổn thất do điều tiết ngày .............................................................................. 46
2.4.4 Dao động mức nước thượng hạ lưu ............................................................... 47
CHƯƠNG 3. BÀI TOÁN TỐI ƯU VẬN HÀNH NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ...... 49
3.1
Lý thuyết phân phối tối ưu .............................................................................. 49
3.1.1 Cơ sở lý thuyết phân phối tối ưu.................................................................... 49
3.1.2 Các phương pháp giải bài toán tối ưu ............................................................ 52
3.1.3 Mô hình bài toán quy hoạch động (QHĐ) ..................................................... 53
3.2
Xây dựng mô hình bài toán tối ưu vận hành nhà máy thủy điện Trung Sơn,
tỉnh Thanh Hóa ............................................................................................... 56
3.2.1 Đặc điểm chung của nguồn thủy điện trong bài toán tối ưu vận hành .......... 56
3.2.2 Xây dựng bài toán tối ưu vận hành NMTĐ Trung Sơn ................................. 60
CHƯƠNG 4. TÍNH TOÁN THỦY NĂNG CHO NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN
TRUNG SƠN BẰNG PHƯƠNG PHÁP QUY HOẠCH ĐỘNG ......................... 72
4.1
Giới thiệu về nhà máy thủy điện Trung Sơn ................................................... 72
4.1.1 Vị trí địa lý ..................................................................................................... 72
4.1.2 Thông số chính dự án thủy điện Trung Sơn giai đoạn dự án đầu tư ............. 73
4.2
Số liệu đầu vào tính toán thủy năng ................................................................ 78
4.2.1 Tài liệu dòng chảy.......................................................................................... 78
4.2.2 Tài liệu quan hệ lưu lượng ~ mực nước hạ lưu nhà máy: Q=f(H)................. 79
4.2.3 Tài liệu bùn cát .............................................................................................. 79
4.2.4 Tài liệu địa hình ............................................................................................. 79
4.2.5 Tài liệu tổn thất cột nước, bốc hơi và thấm ................................................... 80
4.3
Tính toán thủy năng cho máy thủy điện Trung Sơn bằng phương pháp QHĐ84
4.3.1 Xây dựng bài toán .......................................................................................... 84
4.3.2 Sơ đồ thuật toán ............................................................................................. 86
4.3.3 Kết quả tính toán và nhận xét ......................................................................... 91
KẾT LUẬN............................................................................................................... 94
TÀI LIỆU THAM KHẢO ....................................................................................... 96
2
LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan, những vấn đề được trình bày trong luận văn này là những nghiên
cứu của riêng cá nhân tôi, có tham khảo một số tài liệu và bài báo của các tác giả
trong và ngoài nước đã được xuất bản. Tôi xin chịu hoàn toàn trách nhiệm nếu có sử
dụng kết quả của người khác.
Tác giả
Trần Anh Toàn
3
LỜI CẢM ƠN
Luận văn thạc sỹ kỹ thuật chuyên ngành Kỹ thuật Điện với tên đề tài là
“Nghiên cứu và điều tiết dòng chảy của nhà máy thủy điện Trung Sơn” được
hoàn thành vào tháng 9 năm 2014.
Tôi xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ nhiệt tình của các thầy giáo, cô giáo
trong Viện Điện trường Đại học Bách Khoa, Khoa Sau đại học trường ĐHBK, Ban
lãnh đạo Công ty TNHH MTV Thủy điện Trung Sơn và toàn thể bạn bè, đồng
nghiệp.
Đặc biệt tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới cô giáo TS Nguyễn Thị
Nguyệt Hạnh, người đã dành nhiều thời gian công sức trực tiếp hướng dẫn, giúp đỡ
tác giả hoàn thành luận văn này.
Tác giả cũng xin bày tỏ lòng biết ơn tới các thầy cô trong trường ĐHBK đã
giúp đỡ, cung cấp tài liệu, số liệu liên quan trong quá trình thực hiện nghiên cứu đề
tài.
Qua đây tác giả cũng xin gửi lời cảm ơn tới những người thân trong gia đình
của tác giả đã luôn quan tâm, động viên và khích lệ trong suốt quá trình học tập và
nghiên cứu.
Do thời gian có hạn, chắc chắn luận văn không tránh khỏi những thiếu sót.
Tác giả kính mong các thầy cô chỉ bảo, mong các đồng nghiệp và bạn bè đóng góp
ý kiến để tác giả có thể hoàn thiện, tiếp tục nghiên cứu và phát triển đề tài.
Xin chân thành cảm ơn.
Hà Nội, tháng 9 năm 2014
Trần Anh Toàn
4
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT
Kí hiệu, chữ viết tắt
Nội dung
HTĐ
Hệ thống điện
EVN
Tập đoàn điện lực Việt Nam
DATĐTS
Dự án thủy điện Trung Sơn
IBRD
Ngân hàng tái thiết và phát triển quốc tế
GHGs
Khí nhà kính
NĐ
Nhiệt điện
TĐ
Thủy điện
NMTĐ
Nhà máy thủy điện
TĐTN
Thủy điện tích năng
MNDBT
Mức nước dâng bình thường
MNC
Mức nước chết
Nlm
Công suất lắp máy
QHĐ
Quy hoạch động
HTTL
Hệ thống thủy lợi
TVTKDA
Tư vấn thiết kế dự án
5
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Bảng 1.1: Danh sách các nguồn điện tính đến cuối năm 2009 ............................... 12
Bảng 1.2: Cơ cấu sản xuất điện giai đoạn 1995-2008 ............................................ 15
Bảng 1.3: Sản lượng điện của các nhà máy thủy điện lớn...................................... 16
Bảng 1.4: Khối lượng đường dây và trạm biến áp ................................................. 20
Bảng 1.5: Tổng hợp khối lượng đường dây và trạm 500kV .................................. 20
Bảng 1.6: Dự báo công suất và điện năng các nguồn điện ..................................... 22
Bảng 1.7: Tổng hợp trữ năng kinh tế các lưu vực sông Việt Nam ......................... 25
Bảng 4.1: Đặc trưng lưu vực tính đến tuyến công trình Trung Sơn ....................... 73
Bảng 4.2: Thông số chính công trình thuỷ điện Trung Sơn- giai đoạn DAĐT ...... 76
Bảng 4.3: Phân phối dòng chảy thiết kế tại tuyến đập Trung Sơn ......................... 78
Bảng 4.4: Phân phối tổng lượng dòng chảy thiết kế tại tuyến đập Trung Sơn ....... 78
Bảng 4.5: Dung tích bồi lắng hồ chứa Trung Sơn sau các năm vận hành .............. 79
Bảng 4.6: Phân phối bốc hơi phụ thêm hồ chứa thủy điện Trung Sơn................... 80
Bảng 4.7: So sánh kết quả tính toán của luận văn với TVTKDA .......................... 91
6
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình 1.1: Cơ cấu công suất đặt và điện năng năm 2009 ........................................ 16
Hình 1.2: Phân loại nguồn điện theo chủ sở hữu .................................................... 17
Hình 2.1. Sự biến đổi của lượng nước và công suất phụ tải ................................... 34
Hình 2.2. Biểu đồ điều tiết năm của NMTĐ .......................................................... 37
Hình 2.3. Điều tiết nhiều năm NMTĐ có hồ dung tích lớn .................................... 38
Hình 2.4. Biểu đồ điều phối .................................................................................... 40
Hình 2.5. Đường cong năng lượng ......................................................................... 46
Hình 3.1: Thành phần của bài toán QHĐ ............................................................... 53
Hình 3.2: Sơ đồ hệ thống thủy lợi nghiên cứu........................................................ 60
Hình 3.3: Minh họa bài toán tối ưu quy hoạch động .............................................. 67
Hình 3.4: Lý thuyết tối ưu quy hoạch động của Bellman....................................... 68
Hình 4.1: Phối cảnh 3D dự án thủy điện Trung Sơn .............................................. 72
Hình 4.2: Phó Thủ tướng Chính phủ Hoàng Trung Hải và các đại biểu thực hiện
nghi lễ ngăn sông công trình thủy điện Trung Sơn ................................................ 74
Hình 4.3: Ngày 27/3/2014, ông Thái Phụng Nê, nguyên Phái viên của Thủ tướng
Chính phủ và Lãnh đạo Ban quản lý xây dựng,Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN)
kiểm tra công tác chuẩn bị đổ bên tông RCC ......................................................... 75
Hình 4.4: Đường đặc tính lòng hồ thuỷ điện Trung Sơn ........................................ 81
Hình 4.5: Quan hệ tổn thất cột nước ~ lưu lượng- phương án 4 tổ máy, đường ống
áp lực cong .............................................................................................................. 82
Hình 4.6: Quan hệ lưu lượng ~ mực nước nhà máy thuỷ điện Trung Sơn ............. 83
Hình 4.7a: Sơ đồ thuật toán giải bài toán tối ưu bằng PP Quy hoạch động ........... 89
Hình 4.7b: Sơ đồ thuật toán module tính toán thủy năng TTTN(k) ....................... 90
Hình 4.8: Quỹ đạo MN thượng lưu Z tối ưu theo kết quả của luận văn – TH1 ..... 91
Hình 4.9: Quỹ đạo MN thượng lưu Z tối ưu theo kết quả của luận văn – TH2 ..... 92
Hình 4.10: Quỹ đạo MN thượng lưu Z tối ưu theo kết quả của luận văn – TH3 ... 92
Hình 4.11: Quỹ đạo MN thượng lưu Z tối ưu theo kết quả của luận văn – TH4 ... 92
7
MỞ ĐẦU
1.
Tính cấp thiết của đề tài
Hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam đang ngày càng phát triển và hầu như tất cả
các nguồn tài nguyên năng lượng của đất nước đã được nghiên cứu khai thác để
đảm bảo nhu cầu sử dụng điện năng phục vụ phát triển kinh tế - xã hội. Theo Quy
hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030 (gọi
tắt là Tổng sơ đồ VII), nước ta sẽ ưu tiên phát triển nhiệt điện than, thủy điện tích
năng, điện hạt nhân và nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo, song song với việc
giảm dần tỷ trọng của thủy điện trong cơ cấu nguồn điện từ 38% (năm 2010) xuống
còn 23% (năm 2020) và đến năm 2030 thì thủy điện chỉ còn chiếm 12% tổng công
suất toàn hệ thống.
Tốc độ tăng trưởng của Việt Nam đạt 7 - 8 % trong 10 năm qua đã dẫn đến
sự gia tăng về nhu cầu điện năng. Tình trạng thiếu điện thường xuyên đang ngày
càng ảnh hưởng tới các ngành công nghiệp, nông nghiệp và dịch vụ trong khi còn
nhiều hộ gia đình chưa được dùng điện. Để đáp ứng nhu cầu năng lượng, ước tính
công suất lắp đặt là 39GW vào năm 2020 so với mức 15,8 GW vào cuối năm 2008,
Chính phủ Việt Nam đang tập trung vào phát triển các nguồn năng lượng điện trong
đó có thủy điện.
Theo thống kê, diện tích núi rừng chiếm 4/5 diện tích tự nhiên của Việt Nam.
Cùng với đường bờ biển dài hơn 3.000 km bờ biển, trên phạm vi cả nước có tới hơn
2.860 sông có độ dài lớn hơn hoặc bằng 10 km (không kể kênh, rạch ở đồng bằng)
với 134 sông chính và 2.726 sông nhánh các cấp, trong đó có 106 hệ thống sông
chính có tiềm năng thuỷ điện đáng kể.
Hệ thống sông Mã gồm dòng chính là sông Mã và 2 phụ lưu lớn là sông Chu,
sông Bưởi. Hệ thống sông này có tổng chiều dài là 881 km, tổng diện tích lưu vực
là 39.756 km², trong đó có 17.520 km² nằm trong lãnh thổ Việt Nam. Tổng lượng
8
nước trung bình hàng năm của toàn bộ hệ thống sông là 19,52 tỉ m³.
Tiềm năng thủy điện lý thuyết của hệ thống sông Mã là 12 tỷ kW, tiềm năng
có thể khai thác là 4.732 triệu kW và tiềm năng kinh tế là 2,43 tỷ kW. Cùng với
nhiệm vụ phát điện, hệ thống này còn có nhiệm vụ thủy lợi: cấp nước cho nông
nghiệp, chống lũ hạ du. Theo quy hoạch, các dự án thủy điện trên địa bàn tỉnh có
tổng công suất gần 800 MW, việc thực hiện đầu tư các dự án thủy điện góp phần
đóng góp một nguồn điện đáng kể cho hệ thống điện quốc gia.
Trong tương lai, tỷ trọng của thủy điện trong HTĐ sẽ ngày càng giảm, do
vậy vấn đề đặt ra là phải tìm cách phát huy hiệu quả của các bậc thang thủy điện
trên dòng sông Mã, với quan điểm tối ưu vận hành khai thác hợp lý công suất phát
của các nhà máy thủy điện trong HTĐ Việt Nam.
Nhà đầu tư nguồn điện chính của Việt Nam là Tập đoàn điện lực Việt Nam
(EVN) sẽ xây dựng Nhà máy Thủy điện Trung Sơn (DATĐTS) trị giá khoảng 386
triệu USD với sự hỗ trợ về tài chính và kỹ thuật của Ngân hàng Thế giới. Đây là dự
án thủy điện đầu tiên của Ngân hàng thế giới tại Việt Nam và cũng là khoản vay đầu
tiên của Việt Nam từ Ngân hàng Tái thiết và Phát triển Quốc tế (IBRD).
Vì tác động của biến đổi khí hậu làm gia tăng mối quan tâm của Việt Nam
nên hàng loạt các dự án thủy điện cung cấp năng lượng sạch, tái tạo và chi phi thấp
đã được lên kế hoạch. Việt Nam mong muốn cải thiện các tác động xã hội và môi
trường của những dự án thủy điện này và Trung Sơn là một cơ hội để chứng tỏ
những tiến bộ mà Việt Nam đã đạt được trong việc triển khai các khung pháp lý và
chính sách tuân thủ theo các chính sách về an toàn của Ngân hàng Thế giới.
Dự án thủy điện Trung Sơn trên dòng chính Sông Mã thuộc Tây bắc Việt
Nam, đuôi hồ các biên giới Việt Lào khoảng 9,5Km. Đây là một dự án hồ chứa và
đập đa mục tiêu vừa cung cấp điện vừa giúp kiểm soát lũ. Dự án đã được chuẩn bị
hơn 2 năm và có 4 phương án địa điểm được nghiên cứu trước khi lựa chọn Trung
Sơn vì đây là phương án gây ra ít tác động về môi trường và xã hội nhất.
Đập sẽ được xây trên sông Mã thuộc địa phận xã Trung Sơn, huyện Quan
9
Hóa, tỉnh Thanh Hóa. Nhà máy điện có công suất lắp đặt 260 MW, sản lượng điện
hàng năm 1,55 GWh là nguồn bổ sung đáng kể cho lưới điện quốc gia. Dự án cũng
sẽ giúp kiểm soát lũ cho vùng hạ lưu với dung tích phòng lũ thường xuyên 112 triệu
m3. Dự án còn mang lại những lợi ích về môi trường đáng kể vì nó giúp giảm phát
thải lượng khí nhà kính (GHGs) so với các nhà máy điện có cùng qui mô hoạt động
bằng nhiên liệu hóa thạch.
Ngoài công trình đập còn có các công trình dân sinh khác gồm 20.4 km
đường từ Co Lương, huyện Mai Châu, tỉnh Hòa Bình đến vị trí đập ở bản Co Me,
huyện Quan Hóa, tỉnh Thanh Hóa, đường dây truyền tải điện 220kV dài 65km và
một khu lán trại tạm tại công trường thi công cho 4000 công nhân.
Với các lý do nêu trên, việc nghiên cứu và tính toán thủy năng của nhà máy
thủy điện Trung Sơn (huyện Quan Hóa, tỉnh Thanh Hóa) trên cơ sở khai thác hợp lý
nguồn thủy năng, cụ thể là tối ưu quá trình vận hành điều tiết hồ chứa là một vấn đề
cấp thiết mang tính vĩ mô, có ý nghĩa thực tế trong công tác khai thác và vận hành
HTĐ ở nước ta.
2.
Mục đích nghiên cứu
Nhằm giải quyết vấn đề còn tồn đọng và chưa được đi sâu nghiên cứu trong
bài toán tính toán thủy năng của nhà máy thủy điện, luận văn sẽ đi sâu nghiên cứu
việc tối ưu công suất phát điện của nhà máy thủy điện bằng việc xây dựng đề xuất
áp dụng phương pháp và thuật giải bài toán tối ưu điều tiết hồ chứa sử dụng phương
pháp quy hoạch động (Dynamic programming) với ví dụ cụ thể là nhà máy thủy
điện Trung Sơn, huyện Quan Hóa, tỉnh Thanh Hóa.
3.
Đối tượng, phạm vi nghiên cứu
Trong phạm vi nghiên cứu của luận văn, tác giả chỉ tập trung nghiên cứu tối
ưu tính toán thủy năng của nhà máy thủy điện Trung Sơn, huyện Quan Hóa, tỉnh
Thanh Hóa trong hệ thống điện Việt Nam.
10
4.
Phương pháp nghiên cứu
Phương pháp nghiên cứu chủ yếu được tác giả áp dụng trong quá trình thực
hiện luận văn là nghiên cứu lý luận kết hợp với thực nghiệm khoa học, tổng kết và
phân tích các số liệu thu thập được từ thực tế.
5.
Nội dung của đề tài
Nội dung chính của đề tài bao gồm:
-
Đánh giá tổng quan về hệ thống điện Việt Nam và tiềm năng thủy điện trên
sông Mã. Thu thập tài liệu điều kiện tự nhiên, kinh tế xã hội, thông số công trình
của các nhà máy thủy điện trên sông Mã, giới thiệu chi tiết về nhà máy thủy điện
Trung Sơn, huyện Quan Hóa, tỉnh Thanh Hóa.
-
Trình bày lý thuyết điều tiết dòng chảy của nhà máy thủy điện.
-
Nghiên cứu lý thuyết quy hoạch động.
-
Nghiên cứu xây dựng mô hình, phương pháp giải và thuật giải bài toán vận
hành khai thác hợp lý nhà máy thủy điện Trung Sơn, trong đó đề cập đến giải pháp
tối ưu quy luật điều tiết của nhà máy thủy điện Trung Sơn áp dụng lý thuyết quy
hoạch động trong hệ thống điện Việt Nam nhằm đáp ứng yêu cầu phát triển của hệ
thống điện.
-
Chạy chương trình tính toán để đưa ra kết quả, phân tích, đánh giá kết quả
thu được và so sánh số liệu của đơn vị tư vấn thiết kế
-
Rút ra những nhận xét, kết luận và kiến nghị.
11
CHƯƠNG 1. TIỀM NĂNG THỦY ĐIỆN TRÊN SÔNG MÃ
TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
1.1
Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam
1.1.1 Nguồn điện và hệ thống điện Việt Nam
Hệ thống điện Việt Nam hiện nay đã phát triển với quy mô lớn. Đến cuối
2009, tổng công suất đặt các nhà máy điện của nước ta là 18.282 MW, trong đó
thủy điện 34,53%, nhiệt điện than 10,09%, tua bin khí và dầu 30,16%, các nhà máy
điện ngoài EVN chiếm 17,65%, còn lại diesel, thủy điện nhỏ và nhiệt điện (NĐ) dầu
và nhập khẩu chiếm 7,57%. Danh mục các nhà máy điện tính đến cuối năm 2009
theo [TL-3] được trình bày trong bảng 1.1
Bảng 1.1: Danh sách nguồn điện tính đến cuối năm 2009
STT Tên nhà máy điện
I
II
1
Tổng công suất
Nhà máy thuộc EVN
Thuỷ điện
Hoà Bình
Công suất lắp đặt (MW) Công suất khả dụng (MW)
18282
14583
6312
1920
17960
14291
6404
1960
Thác Bà
108
120
Quảng Trị
64
64
Vĩnh Sơn
66
66
Ialy
720
720
Sê San 3
260
260
Sông Hinh
70
70
Trị An
400
440
Thác Mơ
150
150
Đa Nhim
160
160
Hàm Thuận
300
300
Đa Mi
175
175
Tuyên Quang
342
342
Đại Ninh
300
300
12
STT Tên nhà máy điện
2
3
4
Công suất lắp đặt (MW) Công suất khả dụng (MW)
A Vương
210
210
Plei Krông
100
100
Sê San 4#1,2
240
240
Sông Ba Hạ
220
220
Buôn Kuôp
280
280
Buôn Tua Srah
86
86
Sông Côn 2
63
63
Cần Đơn
78
78
Nhiệt điện than
1845
1805
Phả Lại 1
440
400
Phả Lại 2
600
600
Uông Bí
105
105
Uông Bí mở rộng 1
300
300
Ninh Bình
Cẩm Phả I
100
300
100
300
Nhiệt điện dầu(FO)
200
186
Thủ Đức
165
153
Cần Thơ
35
33
Tua Bin Khí+dầu
5513
5183
Bà Rịa
399
322
Phú Mỹ 2.1
982
880
Phú Mỹ 1
1138
1065
Phú Mỹ 4
468
440
Thủ Đức
126
90
Cần Thơ
150
136
TBKHH Cà Mau 1
750
750
TBKHH Cà Mau 2
750
750
TBKHH Nhơn Trạch I
300
300
NĐ Ô Môn I#1
300
300
13
STT Tên nhà máy điện
Công suất lắp đặt (MW) Công suất khả dụng (MW)
TBKHH Nhơn Trạch I
150
150
5
Diesel
322
322
6
Thuỷ điện nhỏ
391
391
III Ngoài EVN
3677
3647
Cà Mau
500
500
Cái Lân
39
39
Cần Đơn
78
78
Cao Ngạn
115
110
Đạm Phú Mỹ
Formosa
18
150
18
150
Hiệp Phước
375
375
Na Dương
110
110
Phú Mỹ 2.2
733
715
Phú Mỹ 3
733
726
Sê San 3A
108
108
Srokphumieng
51
51
Vê Đan
72
72
Amata
13
13
Bourbon
24
24
NĐ Lọc dầu Dung Quất
108
108
550
550
IV Mua Trung Quốc
Theo thông cáo báo chí của EVN về tình hình đầu tư xây dựng và sản xuất
kinh doanh, trong tháng 01/2012, các dự án nguồn điện đang bám sát tiến độ, trong
đó tổ máy 1 thuỷ điện Kanak đã khởi động không tải ngày 13/1, tổ máy 1 thuỷ điện
Đồng Nai 4 quay cơ tổ máy từ ngày 31/1, thuỷ điện Sông Bung 4 đã chặn dòng
ngăn sông ngày 16/1. Trong tháng 02/2012, tiếp tục đôn đốc hoàn thiện tổ hợp rotor
và stator, đảm bảo thả rotor TM5 thủy điện Sơn La vào cuối tháng; chạy không tải
14
TM1 thuỷ điện Đồng Nai 4; phát điện TM1 và 2 thuỷ điện Kanak.
Về nguồn điện, các dự án nguồn điện quan trọng cơ bản đã bám sát tiến độ
yêu cầu. Luỹ kế 8 tháng, EVN đưa vào vận hành 5 tổ máy/753 MW, gồm TM5 Sơn
La (400MW), TM1&2 - TĐ Đồng Nai 4 (2x170MW), TM1&2 - TĐ Kanak
(2x6,5MW). Đặc biệt, ngày 26/9/2012, EVN đã đưa vào vận hành TM6 - 400 MW
(tổ máy cuối cùng) của Nhà máy Thuỷ điện Sơn La - công trình trọng điểm quốc
gia. Sau khi phát điện tổ máy số 6, các đơn vị thi công cũng đã hoàn thành những
công đoạn cuối để chuẩn bị khánh thành toàn bộ nhà máy vào tháng 12 năm nay.
Cơ cấu sản xuất điện giai đoạn 1995-2008 theo [TL-3] được tổng hợp trong
bảng 1.2
Bảng 1.2: Cơ cấu sản xuất điện giai đoạn 1995 – 2008
Đơn vị: GWh
STT
C.cấu
s.xuất điện
1995
Điện năng
sản xuất
14325 27039 31138 36411 41275 47136 53411 60534 68700 75956
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Tăng trưởng
(%)
19.2
13.9
15.2
16.9
13.4
14.2
13.3
13.3
13.5
10.5
BQĐN
(kWh/người)
198
341
390
448
500
574
647
739
825
880
1
Thủy điện 10414 14537 18170 18205 19004 17968 16432 19573 22438 25984
Tỷ trọng (%) 72.7
53.8
58.4
50.0
46.0
38.4
30.6
32.3
32.7
34.2
2
Nhiệt điện
Tỷ trọng (%)
2908
20.3
4272
15.8
4335
13.9
5889
16.2
3
TBK+Diesel
Tỷ trọng (%)
1003
7.0
7852
29
8029
25.8
11497 13516 20353 25806 27847 30770 34039
31.6
32.7
43.5
48.1
46
44.8
44.8
4
Nguồn khác
Tỷ trọng (%)
378
1.4
604
1.9
5
6
9982
18.6
11268 12015 12082
18.6
17.5
15.9
808
1.5
850
1.4
847
1.2
631
0.8
Mua Trung
Quốc
39
383
996
2630
3220
Tỷ trọng (%)
0.1
0.7
1.6
3.8
4.2
3.05
2.30
2.80
-
-
2.31
2.15
2
2.5
15
672
1.6
7875
16.8
901
1.9
Điện tự
dùng (%)
820
2.3
8083
19.6
2.55
Hình 1.1: Cơ cấu công suất đặt và điện năng năm 2009
Đến cuối 2008, tổng cộng có 18 NMTĐ vừa và lớn trong hệ thống điện.
Tổng công suất khả dụng các NMTĐ là 5.337 MW. Sản lượng điện của các nhà
máy thủy điện trong những năm qua theo [TL-3] được thống kê trong bảng 1.3.
Bảng 1.3: Sản lượng điện của các nhà máy thủy điện lớn
Đơn vị: GWh
STT
Nhà máy
1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
1
Thác Bà
455
2
Hòa Bình
6860 8082 8446 8170 8612 8405 8165 7701 9100 10140
3
Đa Nhim
936
4
Trị An
1440 2232 2179 1847 1983 1742 1504 1946 2038 1661
5
Thác Mơ
511
932
926
832
830
637
581
896
899
762
6
Vĩnh Sơn
239
351
215
218
267
217
184
331
260
361
7
Sông Hinh
-
207
441
368
398
359
289
397
398
498
8
Yaly
-
908
2975 3734 3397 3321 3034 3755 3413 3337
9
Hàm Thuận
-
-
923
1112 1225 1054
838
1183 1186
824
-
-
401
468
494
682
497
10 Đa Mi
345
401
1343 1096
401
842
16
370
980
720
380
766
558
335
525
322
324
475
1033 1187 1244
630
11 Cần Đơn
-
-
-
-
-
256
259
327
361
12 Sê San 3
-
-
-
-
-
-
-
612
1130 1131
13 Sê San 3A
-
-
-
-
-
-
-
-
345
400
14 Srokphumiêng
-
-
-
-
-
-
-
-
252
241
15 Quảng Trị
-
-
-
-
-
-
-
-
64
254
16 Tuyên Quang
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1132
17 Đại Ninh
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1145
18 A Vương
-
-
-
-
-
-
-
-
-
168
Tổng
346
10441 14400 18003 17992 18775 17695 16208 16208 21587 24616
Theo [TL-6], phân loại nguồn điện theo chủ sở hữu như hình 1.2
Hình 1.2: Phân loại nguồn điện theo chủ sở hữu
Theo thông cáo báo chí của EVN về tình hình đầu tư xây dựng và sản xuất kinh
doanh, tháng 01 năm 2012 hệ thống điện quốc gia vận hành, cung cấp điện ổn định,
đáp ứng nhu cầu sử dụng điện, đặc biệt là cấp điện an toàn phục vụ các hoạt động
chính trị, văn hoá, giải trí trong dịp Tết Nguyên đán Nhâm Thìn 2012. Sản lượng
điện toàn hệ thống đạt 8,217 tỷ kWh, trung bình đạt 265,05 triệu kWh/ngày, giảm
5,1% so cùng kỳ năm trước. Sản lượng cao nhất là 220,58 triệu kWh/ngày, công
suất cao nhất là 13.093 MW vào ngày 22/01 (29 Tết). Sản lượng điện sản xuất và
17
mua của EVN ước đạt 8,131 tỷ kWh, giảm 3,64% so với cùng kỳ năm trước, trong
đó điện sản xuất 3,375 tỷ kWh, điện mua ngoài 4,756 tỷ kWh. Điện thương phẩm
ước đạt 7,379 tỷ kWh (kể cả bán cho Lào, Campuchia) giảm 1,02% so với cùng kỳ
năm trước. Điện thương phẩm nội địa giảm 1,19%, trong đó điện cấp cho CN-XD
giảm 2,56%, thương mại - dịch vụ tăng 6,26%, quản lý và tiêu dùng dân cư tăng
0,37%. Tỷ lệ tổn thất điện năng tháng 01/2012 ước thực hiện là 9,42%, giảm 0,17%
so với cùng kỳ năm trước. Tháng 02/2012, dự kiến phụ tải của hệ thống điện là 306
triệu kWh/ngày, công suất lớn nhất dao động từ 15.800-16.100 MW. Mục tiêu vận
hành HTĐ tháng 02/2012 là khai thác theo kế hoạch điều tiết các nhà máy thuỷ điện
để đảm bảo cấp điện mùa khô 2012, các nguồn nhiệt điện than, tua bin khí khai
thác theo yêu cầu thực tế. Các Công ty Điện lực đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn
định, đặc biệt là cấp điện cho các trạm bơm điện trong thời gian lấy nước tập trung
phục vụ đổ ải.
Trong tháng 8/2012, các nhà máy thuỷ điện được tập trung huy động ở mức
cao nhất từ đầu năm. Các nhà máy thuỷ điện Sơn La, Hoà Bình, Tuyên Quang đã
phải xả lũ (Sơn La đóng cửa xả đáy từ ngày 13/8, Hoà Bình đóng cửa xả đáy từ
ngày 18/8 và Tuyên Quang đóng cửa xả đáy từ ngày 5/8). Sản lượng điện toàn hệ
thống đạt 10,743 tỷ kWh, sản lượng điện trung bình đạt 346,5 triệu kWh/ngày. Sản
lượng cao nhất đạt 366,7 triệu kWh (ngày 16/8), công suất cao nhất đạt 17.554 MW
(ngày 16/8). Sản lượng điện sản xuất và mua của EVN ước đạt 10,5 tỷ kWh, trong
đó điện sản xuất 5,914 tỷ kWh, chiếm 56,3%. Lũy kế 8 tháng năm 2012, sản lượng
điện sản xuất và mua của EVN ước đạt 77,637 tỷ kWh, tăng 10,79% so với cùng kỳ
năm 2011. Điện thương phẩm ước đạt 9,263 tỷ kWh. Lũy kế 8 tháng năm 2012,
điện thương phẩm ước đạt 69,183 tỷ kWh, tăng 11,9% so với cùng kỳ năm 2011.
Điện thương phẩm nội địa tăng 11,93%, trong đó điện cho công nghiệp và xây dựng
tăng 10,98%, thương mại - dịch vụ tăng 16,9%, quản lý và tiêu dùng dân cư tăng
12,52%.
1.1.2 Hệ thống truyền tải điện, lưới truyền tải 500kV Bắc – Nam
Hệ thống điện 500 kV bắt đầu xuất hiện từ giữa năm 1994, với việc đưa vào
18
vận hành đường dây 500 kV Bắc-Nam dài khoảng 1500 km và các trạm 500 kV
Hòa Bình, Pleiku và Phú Lâm công suất mỗi trạm là 900 MVA, trạm Đà Nẵng 450
MVA. Hệ thống hiện đang vận hành với các cấp điện áp cao áp 500kV, 220kV,
110kV và các cấp điện áp trung ấp từ 35kV tới 6kV. Phần lưới điện truyền tải
500kV và 220kV do Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia quản lý, phần lưới điện
phân phối ở cấp điện áp 110kV và lưới điện trung áp ở các cấp điện áp từ 6kV tới
35kV do các công ty điện lực miền quản lý.
Đến cuối năm 2008, hệ thống tải điện 500 kV Bắc-Nam bao gồm đường dây
hai mạch phân pha 4x330 mm2. Ngoài ra, năm 2007 đã đưa vào trạm biến áp 500
kV Di Linh 450 MVA. Tổng công suất đặt các trạm 500 kV là 7050 MVA. Tổng
chiều dài đường dây 500 kV là 3286 km.
Khối lượng lưới điện 220 kV được xây dựng nhìn chung đã đáp ứng được
yêu cầu chuyên tải công suất từ các nhà máy điện lớn đến các trung tâm phụ tải.
Tổng chiều dài đường dây 220kV đến hết năm 2009 là 8.497km (suốt chiều dài theo
công suất 0,61 km/MW), và công suất trạm biến áp là 19.094MVA (suất công suất
trạm theo công suất phụ tải là 1,38 MVA/MW). Đối với lưới điện 110kV, chiều dài
đường dây là 12.145 km (suất chiều dài theo công suất là 0,88 km/MW) và công
suất trạm biến áp là 25.862 MVA (suất công suất trạm theo công suất phụ tải là 1,87
MVA/MW).
Tuy nhiên, do phụ tải phân bố không đều dẫn đến tình trạng ở một số khu
vực (Hà Nội, TP Hồ Chí Minh, Đà Nẵng...) hiện có một số trạm biến áp quá tải,
trong khi đó ở một số khu vực khác (Hòa Bình, Đồng Hới, Pleiku...) lại non tải.
Theo [TL-6], khối lượng đường dây và trạm biến áp tính đến cuối năm 2009 được
tổng hợp trong bảng 1.5 và bảng 1.6
19
Bảng 1.4: Khối lượng đường dây và trạm biến áp
Năm
TT
1995
Khối
lượng
2000
2005
2009
Km
MVA
Km
MVA
Km
MVA
Km
MVA
1
500kV
1487
2850
1532
2850
3286
6150
3438
7500
2
220kV
2272
3038
3519
6726
5747
14890
8497
19094
3
66÷110kV
6069
3466
7909
8193
10874 18609 12145 25900
4
6÷35kV
39539
8400
59533 12728
Bảng 1.5: Tổng hợp khối lượng đường dây và trạm 500kV
Trạm biến áp (MVA)
Miền
Khối lượng
đường dây
(km)
Số trạm
Số máy
Tổng dung
lượng
Bắc
1039
4
5
2250
Trung
1802
2
4
1800
Nam
597
5
7
3450
Tổng cộng
3438
11
16
7500
Cũng theo thông cáo báo chí của EVN về tình hình đầu tư xây dựng và sản
xuất kinh doanh, trong tháng 01/2012, đã đóng điện công trình đường dây 220kV
Bạc Liêu - Sóc Trăng và dự án thay dây dẫn đường dây 110kV Hà Đông - Vân
Đình, khởi công công trình đường dây đấu nối với Nhà máy nhiệt điện Nghi Sơn 1
và công trình nâng dung lượng tụ bù dọc đường dây 500kV Hà Tĩnh - Đà Nẵng;
hoàn thành đóng điện cho hơn 4.000 hộ đồng bào Khmer thuộc Dự án đưa điện về
các hộ đồng bào Khmer chưa có điện ở các tỉnh Sóc Trăng, Trà Vinh, để bà con có
điện vui Tết Nguyên đán.
Đến tháng 08/2012 đã đóng điện 02 công trình: Lắp đặt kháng bù ngang tại
TBA 220kV Cao Bằng và nâng công suất TBA 220kV Thái Bình. Đặc biệt, ngày
31/8/2012 NPT đã hoàn thành đóng điện các xuất tuyến 220kV còn lại sau trạm
500kV Hiệp Hoà. Lũy kế 8 tháng đóng điện được 18 công trình và khởi công được
20
16 công trình lưới điện 220-500kV.
Tháng 9/2012, dự kiến phụ tải của hệ thống điện có thể đạt 341 triệu
kWh/ngày, công suất lớn nhất dao động từ 18.500 - 18.800 MW. Hệ thống có thể
đáp ứng được công suất phụ tải cực đại và có dự phòng nếu không xảy ra sự cố bất
thường các tổ máy. Mục tiêu vận hành HTĐ tháng 9/2012 là khai thác hợp lý các
nhà máy thuỷ điện để tận dụng các đợt nước về cuối mùa lũ chính vụ và đảm bảo
mục tiêu tích nước cuối năm; điều tiết các hồ thuỷ điện miền Trung đáp ứng nhu
cầu nông nghiệp và sinh hoạt của các địa phương. Các nguồn nhiệt điện than khai
thác theo kế hoạch tích nước các hồ thuỷ điện; các nguồn tua bin khí khai thác theo
khả năng cấp khí…; các Công ty Truyền tải điện bảo đảm vận hành an toàn lưới
điện 220 - 500kV, nhất là đường dây 500kV Bắc - Nam.
Theo Tổng sơ đồ VII, quan điểm phát triển được chỉ ra với các nội dung
chính sau:
+
Phát triển ngành điện phải gắn liền với chiến lược phát triển kinh tế - xã hội
của đất nước, bảo đảm cung cấp đủ điện cho nền kinh tế quốc dân và đời
sống xã hội.
+
Sử dụng có hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng trong nước cho phát triển
điện, kết hợp với việc nhập khẩu điện, nhập khẩu nhiên liệu hợp lý, đa dạng
hóa các nguồn năng lượng sơ cấp cho sản xuất điện, bảo tồn nhiên liệu và
bảo đảm an ninh năng lượng cho tương lai.
+
Từng bước nâng cao chất lượng điện năng để cung cấp dịch vụ điện với chất
lượng ngày càng cao. Thực hiện giá bán điện theo cơ chế thị trường nhằm
khuyến khích đầu tư phát triển ngành điện; khuyến khích sử dụng điện tiết
kiệm và có hiệu quả.
+
Phát triển điện đi đôi với bảo vệ tài nguyên, bảo vệ môi trường sinh thái; bảo
đảm phát triển bền vững đất nước.
+
Từng bước hình thành, phát triển thị trường điện cạnh tranh, đa dạng hóa
21
phương thức đầu tư và kinh doanh điện. Nhà nước chỉ giữ độc quyền lưới
điện truyền tải để đảm bảo an ninh hệ thống năng lượng quốc gia.
+
Phát triển ngành điện dựa trên cơ sở sử dụng hợp lý, có hiệu quả nguồn tài
nguyên năng lượng sơ cấp của mỗi miền; tiếp tục đẩy mạnh công tác điện khí
hóa nông thôn, đảm bảo cung cấp đầy đủ, liên tục, an toàn cho nhu cầu điện
tất cả các vùng trong toàn quốc.
Dự báo đến năm 2015 hệ thống điện Việt Nam sẽ cung cấp đủ nhu cầu điện
trong nước, sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu vảo khoảng 194 - 210 tỷ kWh;
năm 2020 là khoảng 330 - 362 tỷ kWh; năm 2030 là khoảng 695 - 834 tỷ kWh.
Trong đó ưu tiên phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt
trời, điện sinh khối...), thủy điện có lợi dụng tổng hợp nguồn nước, thủy điện tích
năng, điện nguyên tử...
Về cơ cấu nguồn điện, dự báo công suất và điện năng các nguồn điện đến
năm 2020 và định hướng 2030 như bảng 1.7:
Bảng 1.6: Dự báo công suất và điện năng các nguồn điện
Năm
2020
2030
75.000
146.800
Thủy điện + TĐTN
25,5%
15,7%
Nhiệt điện than
48,0%
51,6%
Nhiệt điện khí đốt
16,5%
11,8%
Năng lượng tái tạo
5,6%
9,4%
Điện hạt nhân
1,3%
6,6%
Nhập khẩu điện
3,1%
4,9%
330.000
695.000
Thủy điện + TĐTN
19,6%
9,3%
Nhiệt điện than
46,8%
56,4%
Nhiệt điện khí đốt
24,0%
14,4%
Năng lượng tái tạo
4,5%
6,0%
Điện hạt nhân
2,1%
10,1%
Công suất (MW)
Điện năng (triệu kWh)
22
Nhập khẩu điện
3,0%
3,8%
Từ bảng trên có thể nhận thấy tỷ lệ thủy điện (kể cả thủy điện tích năng)
trong hệ thống điện ngày một giảm, từ 25,5% năm 2020 xuống 15,7% vào năm
2030 (về công suất) và từ 19,6% năm 2020 xuống chỉ còn 9,3% năm 2030 (về điện
năng). Sự giảm về lượng dẫn đến sự thay đổi về chất trong vai trò của thủy điện trên
biểu đồ phụ tải. Vì vậy, việc nghiên cứu lựa chọn giải pháp nâng cao hiệu quả khai
thác và sử dụng thủy điện trong hệ thống điện ngày càng trở nên cấp thiết, có ý
nghĩa khoa học và thực tế, mang lại hiệu quả kinh tế cao.
1.2
Hệ thống thủy điện Việt Nam và các công trình thủy điện trên sông Mã
1.2.1 Đánh giá trữ năng kinh tế nguồn thủy điện Việt Nam
Nước ta có một nguồn thủy năng rất phong phú và phân bố tương đối đều
trên các vùng lãnh thổ cả nước. Đến nay, đã có sự đánh giá tiềm năng năng lượng
của các con sông theo 3 mức độ: Lý thuyết, kỹ thuật và kinh tế.
-
Trữ năng lý thuyết là nguồn năng lượng tiềm tàng của dòng nước chảy từ
thượng nguồn (được tính trong lãnh thổ Việt Nam) đến cửa sông. Chúng được đánh
giá theo điện năng trung bình nhiều năm (kWh/năm) và phụ thuộc vào mức độ chi
tiết của phương pháp tính thuỷ năng. Với 11 lưu vực sông chính trên toàn quốc, trữ
năng này, trước đây, đã được đánh giá vào khoảng 250-260 tỷ kWh/năm; trong đó,
trữ năng lý thuyết của các hệ thống sông miền Bắc là 120 tỷ kWh và miền Nam là
140 tỷ kWh.
-
Trữ năng kỹ thuật là nguồn điện năng mà với trình độ kỹ thuật chung, như
hiện nay, cho phép khai thác được. Trữ năng kỹ thuật thường được đánh giá bằng
khoảng 60 % trữ năng lý thuyết.
-
Trữ năng kinh tế là nguồn năng lượng thủy điện, có khả năng khai thác một
cách chắc chắn và kinh tế, trên cơ sở trình độ và khả năng thiết kế, xây dựng và thi
công hiện có.
Trên thực tế, để sử dụng nguồn thủy năng vào phát triển HTĐ trong thời gian 15-
23
