Nghiên cứu phương thức phối hợp khai thác các nhà máy thủy điện trong hệ thống bậc thang

LỜI CẢM ƠN
Luận văn thạc sĩ chuyên nghành xây dựng công trình thuỷ với đề tài
“Nghiên cứu phương thức phối hợp khai thác các nhà máy thủy điện trong hệ
thống bậc thang, áp dụng cho hệ thống bậc thang trên sông Sê San” được hoàn
thành với sự cố gắng nỗ lực của bản thân cùng với sự giúp đỡ nhiệt tình của Khoa
Năng Lượng, các thầy cô giáo trường Đại học Thuỷ Lợi đã tạo mọi điều kiện và
động viên giúp đỡ về mọi mặt. Tác giả xin chân thành cảm ơn các cơ quan, đơn vị
và cá nhân nói trên.
Đặc biệt, tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo hướng dẫn
chính : TS. Hoàng Công Tuấn đã trực tiếp hướng dẫn và tận tình giúp đỡ trong thời
gian thực hiện luận văn.
Sự thành công của luận văn gắn liền với quá trình giúp đỡ, động viên cổ vũ
của gia đình, bạn bè và đồng nghiệp. Tác giả xin chân thành cảm ơn.
Trong khuôn khổ luận văn thạc sĩ, do điều kiện thời gian có hạn nên không
thể tránh khỏi những khiếm khuyết, rất mong nhận được ý kiến đóng góp quý báu
của các thầy cô giáo, các anh chị và bạn bè đồng nghiệp.
Hà Nội, ngày 27 tháng 02 năm 2015
Tác giả

Cao Văn Quỳnh


LỜI CAM ĐOAN
Tên tôi là Cao Văn Quỳnh, tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu
của riêng tôi. Những nội dung và kết quả trình bày trong luận văn là trung thực và
chưa được ai công bố trong bất kỳ công trình khoa học nào.
Tác giả

Cao Văn Quỳnh

MỤC LỤC
CHƯƠNG I. MỞ ĐẦU ............................................................................................. 1
1.1. Tính cấp thiết của đề tài ....................................................................................... 1
1.2. Mục đích của đề tài .............................................................................................. 2
1.3. Phương pháp nghiên cứu...................................................................................... 2
1.4. Các kết quả đạt được trong luận văn .................................................................... 2
CHƯƠNG II. ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM................................. 3
2.1. Tổng quan về tiềm năng Thủy Điện..................................................................... 3
2.2. Nhu cầu tiêu thụ điện ........................................................................................... 4
2.3. Quy hoạch phát triển và cơ cầu nguồn điện ......................................................... 5
2.4. Chính sách giá điện và thị trường phát điện cạnh tranh ....................................... 9
2.4.1. Sự cần thiết phát triển thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam ....................... 9
2.4.2. Về thực hiện thị trường điện lực ở Việt nam ................................................... 10
2.4.3. Hiện trạng về giá điện ..................................................................................... 12
CHƯƠNG III. CÁC KHẢ NĂNG NÂNG CAO HIỆU QUẢ LÀM VIỆC CỦA
CÁC NMTĐ TRONG HỆ THỐNG BẬC THANG THỦY ĐIỆN CỦA HTĐ .. 14
3.1. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả làm việc của các NMTĐ trong HTĐ ....... 14
3.1.1. Phân bố điện năng đảm bảo theo thời gian .................................................... 14
3.1.2 Chế độ thủy văn lệch pha của các NMTĐ ....................................................... 14
3.1.3. Phương pháp tính toán thủy năng. .................................................................. 15
3.2. Mô hình tối ưu cho bài toán huy động nguồn thủy điện .................................... 15
3.2.1. Mô hình tối ưu. ................................................................................................ 16
3.2.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả sử dụng nguồn thuỷ điện trong hệ thống.
................................................................................................................................... 18
3.2.3. Phạm vi sử dụng mô hình tối ưu. .................................................................... 18
3.3. Một số phương pháp điều khiển các NMTĐ trong hệ thống ............................. 19
CHƯƠNG IV. XÂY DỰNG PHƯƠNG THỨC PHỐI HỢP KHAI THÁC CÁC
NMTĐ TRONG HỆ THỐNG BẬC THANG THỦY ĐIỆN ............................... 22
4.1. Mục đích, ý nghĩa và phương pháp phân bố điện năng bảo đảm ...................... 22

4.1.1 Mục đích và ý nghĩa ......................................................................................... 22
4.1.2.Phương pháp phân điện năng bảo đảm của các NMTĐ.................................. 23
4.2. Xây dựng Biểu đồ điều phối cho các NMTĐ .................................................... 24
4.2.1.Mục đích xây dựng BĐĐP ............................................................................... 24
4.2.2. Phương pháp xây dưng BĐĐP. ...................................................................... 25
4.3. Phương pháp sử dụng Biểu đồ điều phối để điều khiển các NMTĐ ................. 29
4.3.1. Nguyên tắc chung sử dụng BĐĐP .................................................................. 29
4.3.2. Phương pháp tăng, giảm công suất NMTĐ - phương thức sử dụng nước thừa,
thiếu. .......................................................................................................................... 30
4.4. Các phương thức phối hợp khai thác các NMTĐ trên cùng hệ thống bậc thang
................................................................................................................................... 39
4.4.1.Mục đích ........................................................................................................... 39
4.4.2. Phương thức phối hợp khai thác các NMTĐ trên cùng hệ thống bậc thang .. 39
CHƯƠNG V. ÁP DỤNG NGHIÊN CỨU CHO CÁC NMTĐ TRONG HỆ
THỐNG BẬC THANG TRÊN SÔNG SÊ SAN GIAI ĐOẠN 2015-2020 ..........44
5.1. Tổng quan về các NMTĐ của hệ thống bậc thang............................................. 44
5.1.1. TTĐ Pleikrong................................................................................................. 46
5.1.2. TTĐ Yali .......................................................................................................... 46
5.1.3. TTĐ Sê san 4 ................................................................................................... 46
5.2. Các số liệu sử dụng trong tính toán.................................................................... 47
5.2.1.TTĐ Pleikrong: ................................................................................................ 47
5.2.2.TTĐ Yali:.......................................................................................................... 48
5.2.3.TTĐ Sê San 4: .................................................................................................. 49
5.3. Kết quả phân phối điện năng bảo đảm cho các NMTĐ trong hệ thống bậc thang
................................................................................................................................... 50
5.4. Kết quả xây dựng Biểu đồ điều phối cho các NMTĐ trong hệ thống bậc thang
................................................................................................................................... 50
5.4.1 Bảng tính xây dựng BĐĐP. .............................................................................. 50
5.4.2. Kết quả xây dựng BĐĐP. ................................................................................ 51

5.5. Chọn phương thức khai thác từng NMTĐ và phương thức phối hợp khai thác
các NMTĐ trong hệ thống bậc thang . ...................................................................... 56
5.5.1. Bảng tính sử dụng BĐĐP để khai thác hồ chứa các NMTĐ. ......................... 56
5.5.2. Tổng hợp kết quả khai thác hồ chứa của các NMTĐ ..................................... 59
5.5.3. Phương thức phối hợp khai thác các NMTĐ trong hệ thống bậc thang. ....... 63
CHƯƠNG VI. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ...................................................... 67
TÀI LIỆU THAM KHẢO ...................................................................................... 69


DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 2 - 1. Phân bố trữ lượng thủy năng lý thuyết theo khu vực .............................. 4
Bảng 2 - 2. Công suất lắp đặt của hệ thống qua các năm và dự kiến năm 2015 và
2020 .............................................................................................................................6
Bảng 2 - 3. Danh mục các thủy điện trên 30MW đã đi vào vận hành tính đến cuối
năm 2011 .....................................................................................................................6
Bảng 5 - 1. Các năm thủy văn chọn được khi đã tiến hành thu phóng. ................... 47
Bảng 5 - 2. Số liệu về phân bố công suất bảo đảm ................................................... 47
Bảng 5 - 3. Số liệu về đặc tính thiết bị quan hệ Nkd-H-Q và H-K .......................... 47
Bảng 5 - 4. Các năm thủy văn chọn được khi đã tiến hành thu phóng .................... 48
Bảng 5 - 5. Số liệu về phân bố công suất bảo đảm: ................................................. 48
Bảng 5 - 6. Số liệu về đặc tính thiết bị quan hệ Nkd-H-Q và H-K: ......................... 48
Bảng 5 - 7. Các năm thủy văn chọn được khi đã tiến hành thu phóng. ................... 49
Bảng 5 - 8. Số liệu về phân bố công suất bảo đảm: ................................................. 49
Bảng 5 - 9. Số liệu về đặc tính thiết bị quan hệ Nkd-H-Q và H-K .......................... 50
Bảng 5 - 10. Kết quả Qbd TTĐ Pleikrong: ............................................................. 59
Bảng 5 - 11. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt TTĐ Pleikrong theo các
phương thức ..............................................................................................................59
Bảng 5 - 12. Kết quả sản lượng điện lượng năm TTĐ Pleikrong theo các phương

thức ............................................................................................................................59
Bảng 5 - 13. Kết quả Qbd TTĐ Yali: ...................................................................... 60
Bảng 5 - 14. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt TTĐ Yali theo các phương
thức ............................................................................................................................60
Bảng 5 - 15. Kết quả sản lượng điện lượng năm TTĐ Yali theo các phương thức . 61
Bảng 5 - 16. Kết quả Qbd TTĐ Sê San 4: .............................................................. 61
Bảng 5 - 17. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt TTĐ Sê San 4 theo các ........ 62
Bảng 5 - 18. Kết quả sản lượng điện lượng năm TTĐ Sê San 4 theo các phương
thức ............................................................................................................................62


Bảng 5 - 19. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt theo phương án 1 ................. 64
Bảng 5 - 20. Kết quả sản lượng điện năm theo phương án 1 ................................... 64
Bảng 5 - 21. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt theo phương án 2 ................. 64
Bảng 5 - 22. Kết quả sản lượng điện năm theo phương án 2 ................................... 65
Bảng 5 - 23. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt theo phương án 3 ................. 65
Bảng 5 - 24. Kết quả sản lượng điện năm theo phương án 3 ................................... 65
Bảng 5 - 25. Kết quả sản lượng điện lượng mùa kiệt theo phương án 4 ................. 66
Bảng 5 - 26. Kết quả sản lượng điện năm theo phương án 4 ................................... 66


DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 2 - 1. Công suất lắp đặt tăng tăng thêm của toàn nguồn, thủy điện và thủy
điện vừa và nhỏ (Theo Quy hoạch điện VII) ..............................................................7
Hình 2 - 2. Cơ cấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011.......................................... 8
Hình 2 - 3. Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2020 ........................................... 9
Hình 2 - 4. Điều chỉnh giá điện ................................................................................ 12
Hình 4 - 1. Minh họa các bước xây dựng BĐĐP ..................................................... 28
Hình 4 - 2. Minh họa các phương thức tính toán theo BĐĐP ................................ 31

Hình 4 - 3. Sơ đồ xác định Nnd ............................................................................... 33
Hình 4 - 4. Sơ đồ xác định Nnd ............................................................................... 33
Hình 5 - 1. Sơ đồ hệ thống bậc thang các nhà máy thủy điện trên sông Sê san ...... 45
Hình 5 - 2. Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới ... 52
Hình 5 - 3. Kết quả BĐĐP ....................................................................................... 52
Hình 5 - 4. Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới ... 53
Hình 5 - 5. Kết quả BĐĐP ....................................................................................... 53
Hình 5 - 6. Kết quả nhóm các đường Ztl(t), đường bao trên và đường bao dưới ... 54
Hình 5 - 7. Kết quả BĐĐP ....................................................................................... 54


1

CHƯƠNG I.
MỞ ĐẦU
1.1. Tính cấp thiết của đề tài
Cùng với sự phát triển của nền kinh tế nhu cầu sử dụng năng lượng ngày
càng đòi hỏi cao về số lượng và chất lượng. Theo Quy hoạch điện VII trong giai
đoạn từ năm 2011 đến 2020 hàng năm nhu cầu điện tăng cao, khoảng 17%. Nước ta
lại có nguồn thuỷ năng lớn với trữ năng kinh tế khoảng từ 75 - 80 tỷ KWh/năm.
Trong cơ cấu nguồn điện của hệ thống điện Việt Nam thì tỷ trọng thủy điện vẫn
đang chiếm một tỷ trọng cao, khoảng 40%. Dự kiến đến năm 2020, Việt Nam sẽ
khai thác hầu hết các dự án thuỷ điện trên các dòng sông chính. Hơn nữa, khi mà
nguồn nhiên liệu cho phát điện ngày càng cạn kiệt thì vấn đề khai thác và sử dụng
có hiệu quả nguồn thuỷ điện càng trở lên cấp thiết.
Chế độ làm việc của các nhà máy thủy điện (NMTĐ) lại thay đổi tùy thuộc
vào điều kiện thủy văn, khả năng điều tiết của hồ và do đó làm cho chế độ làm việc
của các nguồn điện khác (nhiệt điện, nhập khẩu…) cũng thay đổi theo. Hơn nữa,
hầu hết các dòng sông lớn ở nước ta thường khai thác thủy điện theo dạng bậc
thang, chế độ làm việc của các NMTĐ trên cùng hệ thống bậc thang lại có ảnh

hưởng lẫn nhau, do đó ảnh hưởng đến hệ thống. Trong khi đó, chế độ dòng chảy
trên tất cả các sông ở nước ta không ổn định và khả năng dự báo dài hạn chưa đáp
ứng độ tin cậy. Chính vì vậy làm cho việc huy động nguồn thuỷ điện trong hệ thống
gặp rất nhiều khó khăn và gây ảnh hưởng lớn đến độ tin cậy và hiệu quả cung cấp
điện của toàn hệ thống. Điều này đòi hỏi việc vận hành các NMTĐ phải được tiến
hành một cách thống nhất trên quan điểm có lợi cho toàn hệ thống trên cơ sở phân
tích đặc điểm, khả năng điều tiết của từng hồ, đồng thời tính đến đặc điểm của chế
độ dòng chảy và khả năng dự báo dài hạn thủy văn.
Xuất phát từ những lý do trên, việc nghiên cứu phương thức phối hợp khác
thác các hồ chứa thủy điện trên cùng hệ thống bậc thang nhằm nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện và sử dụng với hiệu quả cao nguồn thuỷ năng, đồng thời thoả mãn
các yêu cầu lợi dụng tổng hợp là thực tế và cấp thiết. Hệ thống bậc thang thủy điện
trên sông Sê San là một trong ba hệ thống bậc thang lớn nhất của Việt Nam. Việc
nghiên cứu đưa ra phương thức phối hợp chế độ làm việc các NMTĐ trên hệ thống
bậc thang này sẽ góp phần đem lại lợi ích kinh tế và an ninh năng lượng.


2

1.2. Mục đích của đề tài
Nghiên cứu chọn phương thức phối hợp khai thác các hồ chứa NMTĐ trong
hệ thống bậc thang trên sông Sê San theo quan điểm hệ thống trên cơ sở phân tích
đặc điểm, khả năng điều tiết của từng hồ, có xét đến sự không ổn định của dòng
chảy và dự báo dài hạn không đảm bảo độ tin cậy nhằm nâng cao độ mức độ an
toàn cung cấp điện và hiệu quả sử dụng nguồn thủy năng đồng thời thỏa mãn các
yêu cầu lợi dụng tổng hợp.
1.3. Phương pháp nghiên cứu
Phương pháp nghiên cứu bằng lí luận kết hợp với thực nghiệm:
- Nghiên cứu lí luận sử dụng mô hình tối ưu và mô hình mô phỏng
-

Nghiên cứu thực nghiệm thực hiện trên máy tính

1.4. Các kết quả đạt được trong luận văn
- Xây dựng Biểu đồ điều phối cho 3 NMTĐ trên bậc thang sông Sê san gồm:
NMTĐ Pleikrông, NMTĐ Yali, NMTĐ Sê san4
- Chọn được phương thức sử dụng nước cho từng NMTĐ.
- Chọn phương thức phối hợp chế độ làm việc các NMTĐ trong hệ thống bậc
thang Sê san.
- Lập được chương trình xây dựng biểu đồ điều phối và điều khiển hồ chứa
thủy điện bằng phần mềm Excel.
- Đưa ra một số nhận xét và kết luận về xây dựng Biểu đồ điều phối và
phương thức phối hợp vận hành các NMTĐ trong cùng hệ thống bậc thang.


3

CHƯƠNG II
ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
2.1. Tổng quan về tiềm năng Thủy Điện
Vị trí nước ta nằm ở trung tâm vùng Đông Nam Á, có nguồn ẩm tương đối
phong phú trên phần lớn lãnh thổ. Hệ quả của sự tác động tổng hợp giữa các điều
kiện khí hậu nhiệt đới ẩm mưa nhiều và cấu trúc địa chất địa hình nên dòng chảy
sông ngòi Việt Nam được hình thành rất thuận lợi là nguyên nhân khách quan cơ
bản nhất tạo nên một mạng lưới sông suối dày đặc trên lãnh thổ nước ta. Mật độ
sông suối có sự dao động khá lớn giữa các vùng, tương đối phù hợp với sự phân hóa
không gian của điều kiện khí hiệu và cấu trúc địa chất địa hình. Lượng mưa thay đổi
giữa các năm không lớn nhưng giữa các tháng và mùa trong năm lại khá lớn. Vào
mùa lũ, dòng chảy chiếm 70-80% tổng lượng dòng chảy cả năm và vì vậy lượng
dòng chảy ở các tháng mùa khô chỉ chiếm 20-30%. Lãnh thổ nước ta hẹp và dài, có

dãy núi Trường Sơn hầu như chạy dọc suốt chiều dài đất nước và các dãy núi cao
như Hoàng Liên Sơn, Tây Côn Lĩnh…tạo nên độ dốc khá lớn cho các sông suối,
nhất là những đoạn đầu nguồn. Đây chính là thế năng quan trọng có thể tận dụng để
xây dựng các NMTĐ, trong đó có thể xây dựng được nhiều TTĐ nhỏ có cột nước
cao.
Nhờ có mạng lưới sông suối phát triển và phân bố tương đối đều khắp trên
lãnh thổ nên rất thuận lợi về mặt kinh tế, đó là có thể dùng nguồn nước tại chỗ vào
mục đích cấp

nước cho sinh hoạt, sản xuất, hoạt động giao thông và phát

điện…Trữ năng lý thuyết của thủy điện nước ta được tính toán theo số liệu thống kê
của 2.864 sông suối có chiều dài sông lơn hơn 10km nằm vào khoảng 300 tỷ
KWh/năm, tương đương với công suất lý thuyết là 34.251 MW. Trữ lượng lý thuyết
được phân bố trên 3 vùng của đất nước như sau: Miền Bắc 181 tỷ KWh/năm; Miền
Trung 89 tỷ KWh/năm và Miền Nam 30 tỷ KWh/năm. Phân bố chi tiết hơn của trữ
lượng thủy năng lý thuyết theo các khu vực khác nhau trên lãnh thổ Việt Nam được
giới thiệu trong Bảng 2-1. Xét theo mức độ tập trung năng lượng thủy điện, nước ta


4

có 8 hệ thống sông quan trọng nhất trong đó đã tập trung tới trên 85% nguồn trữa
lượng thủy năng lý thuyết của đất nước.
Tổng kết các nghiên cứu về quy hoạch thủy điện ở nước ta cho thấy tổng trữ
năng kinh tế thủy điện của các con sông được đánh giá khoảng từ 75 - 80 tỷ
KWh/năm, tương đương với công suất khoảng từ 18–20 nghìn MW, trong đó trên
11 con sông lớn đã đạt hơn 64 tỷ KWh/năm. Trữ năng kinh tế của thủy điện nhỏ,
thủy điện kết hợp thủy lợi trên toàn quốc có thể đạt tới con số khoảng 30 tỉ
KWh/năm. Đây là nguồn điện năng tái tạo rất quan trọng cần khai thác triệt để

nhàm đáp ứng nhu cầu phụ tải ngày càng tăng của các ngành kinh tế quốc dân,
trong đó ưu điểm nổi bật của việc xây dựng các TTĐ nhỏ là tác động đến môi
trường không đáng kể, thỏa mãn điều kiện phát triển bền vững và cung cấp điện
năng tại chỗ cho những vùng mà hiện nay lưới điện quốc gia chưa vươn tới được.
Bảng 2 - 1. Phân bố trữ lượng thủy năng lý thuyết theo khu vực
Tỷ
Công suất lý
Điện lượng
trọng
Khu vực
thuyết
(GWh/năm)
(%)
(MW)
Đông Bắc
771,12
6760,5
2,25
Sông Hồng và Sông Thái Bình

90960

79689

26,56

Sông Đà

8100

70882

23,62

Sông Mã, Sông Cả, Sông Nậm U

2717

23814

7,94

Giữa Miền Trung

3228

28283

9,43

Duyên hải miền Trung

2903

25433

8,48

Tây Nguyên

4024

35298

11,76

Sông Đồng Nai

3410

29872

9,96

Tổng cộng

34251

300040

100

2.2. Nhu cầu tiêu thụ điện
Đến nay tổng công suất lắp đặt của các nhà máy thủy điện đã tăng 2100 MW
từ 6192 MW năm 2000 đến 11298 MW năm 2005, tăng 1,8 lần, trong đó các nguồn


5

điện thuộc Tổng công ty điện lực việt nam (EVN) quản lý chiếm 78%;các nguồn

điện độc lập ngoài chiếm 22%. Cơ cấu nguồn điện, gồm : thủy điện 36%; nhiệt điện
đốt than 11%, nhiệt điện đốt dầu 2%; tuabin khí 27% và các nguồn diesel 2%.
Trong giai đoạn 2001-2005, điện năng tăng từ 27.04 tỷ KWh năm 2000 lên
53,462 tỷ KWh năm 2005, tốc độ tăng bình quân 14,6%/năm. Trong cơ cấu sản xuất
điện cũng có sự thay đổi, thủy điện giảm từ 54,8% năm 2000 xuống còn 30,8% năm
2005, tỷ trọng điện sản xuất từ tuabin khí, đắc biệt là TBK chạy bằng khí ngày một
tăng, sản lượng điện sản xuất từ khí đốt tăng từ 4356 tỷ KWh năm 2000 lên đến
16.2 tỷ KWh năm 2005 ứng với tỷ trọng tăng từ 16.4% lên 31%. Năm 2004 và 2005
do phụ tải tăng cao, các nhà máy thủy điện phát thấp hơn các năm trước do điều
kiện thời tiết ko thuận lợi, ngoài ra một số nhà máy điện được xây dựng theo hình
thức BOT đã bắt đầu vào vận hành làm cho sản lượng điện mua ngoài tăng đáng kể
từ 1.635 tỷ KWh năm 2000 lên 11.119 tỷ KWh năm 2005.
Trên cơ sở dự báo phát triển của nền kinh tế nước ta trong giai đoạn
2001-2025, dự báo dân số của VN tăng từ 80 triệu người hiện nay lên 87.77 triệu
người năm 2010; 97.85 triệu năm 2020. Mức độ đô thị hoá cũng có sự thay đổi, dan
số đồ thị từ 27% như hiện nay lên 32% năm 2010, 40% năm 2020 và 70.5% năm
2050 trong tổng sơ đổ V hiệu chỉnh đó dự bỏo nhu cẩu điện năng của giai đoạn
2001 đến năm 2025 như sau:
Nhu cầu dùng điện toàn quốc từ 2010 khoảng 112-117 tỷ kWh, năm 2020
khoảng 294-306 tỷ kWh và năm 2025 khoảng 432-447 tỷ kWh. Tốc độ tăng nhu
cầu dùng điện bỡnh quõn giai đoạn 2001-2010 khoảng 14.7%-15.8%,
2.3. Quy hoạch phát triển và cơ cầu nguồn điện
Tính đến cuối năm 2011, tổng công suất lắp đặt của các nguồn điện Việt
Nam là 23.559MW, trong đó công suất lắp đặt của thủy điện là 10.120MW. Tốc độ
phát triển nguồn điện trong những năm vừa qua tăng nhanh (bảng 2-2), cứ sau năm
năm tốc độ tăng khoảng 1,86 lần.


6

Bảng 2 - 2. Công suất lắp đặt của hệ thống qua các năm và dự kiến năm 2015 và
2020
Năm
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Nlm (MW)
4461
6233
11576
21542
43000
75000
Bảng 2 - 3. Danh mục các thủy điện trên 30MW đã đi vào vận hành tính đến
cuối năm 2011
P thiết kế
STT
Nhà máy
Số máy
Chủ sở hữu
(MW)
Tổng cộng
10120
1
Sơn La
4
1600

EVN
2
Hoà Bình
8
1920
EVN
3
Thác Bà
3
120
Cổ phần
4
Tuyên Quang
3
342
EVN
5
Bản Vẽ
2
320
EVN
6
Quảng Trị
2
64
EVN
7
A Vương
2
210

EVN
8
Cửa Đạt
2
97
Cổ phần VINACONEX
9
Vĩnh Sơn
2
66
Cổ phần
10
Sông Hinh
2
70
Cổ phần
11
Pleikrong
2
100
EVN
12
Ialy
4
720
EVN
13
Sê San 3
2
260

EVN
14
Sê San 4
3
360
EVN
15
Sê San 4A
3
63
EVN
16
Krong H'nang
2
64
Cổ phần
17
Buôn Tua Srah
2
86
EVN
18
Sông Tranh 2
2
190
EVN
19
An Khê - Kanak
2+2
173

EVN
20
Srepok 3
2
220
EVN
21
Srepok 4
2
80
Cổ phần
22
Buôn Kuôp
2
280
EVN
23
Hương Điền
3
81
Cổ phần
24
Sông Ba Hạ
2
220
EVN
25
Đồng Nai 3
2
180

EVN
26
Trị An
4
400
EVN
27
Đa Nhim
4
160
EVN
28
Thác Mơ
2
150
Cổ phần
29
Hàm Thuận
2
300
EVN
30
Đa Mi
2
175
EVN
31
Đại Ninh
2
300

EVN
32
Nậm Chiến 2
2
32
Cty CPĐT&PT điện Tây Bắc


7

P thiết kế
Chủ sở hữu
(MW)
33
Bản Cốc
3
18
Cty CPTĐ Quế Phong
34
Hương Sơn
2
32
Cổ phần
35
Thái An
2
82
Cổ phần
36
Bình Điền

2
44
Cty CPTĐ Bình Điền
37
Sông Côn
3
63
Cty CPTĐ Geruco - Sông Côn
38
Sê San 3A
2
108
Cổ phần
39
Đak Tih
4
144
Cổ phần
40
Za Hưng
2
30
Cty Cổ phần Za Hưng
41
Bắc Bình
2
33
Cty CPPT điện lực Việt Nam
42
Đa Dâng 2

2
34
Cty CPTĐ miền Nam
43
Cần Đơn
2
78
TCty Sông Đà
44
A Lưới
2
85
Cty CP Thuỷ điện Miền Trung
44
Srokphumieng
2
51
TCty IDICO
Theo Quy hoạch điện VII, công suất cung cấp dự kiến từ 43000 MW năm 2015, lên
STT

Số máy

Nhà máy

75000MW năm 2020 và lên 146800MW năm 2030. Theo Quy hoạch này, giai đoạn
2011-2015, tổng công suất tăng thêm là gần 21450 MW, trong đó thủy điện tăng
thêm là 7507 MW (chiếm 35%)(hình 2-1)
Hình 2 - 1. Công suất lắp đặt tăng tăng thêm của toàn nguồn, thủy điện và thủy điện vừa
và nhỏ (Theo Quy hoạch điện VII)

7000
6000

Toàn nguồn
Thủy điện vừa và nhỏ

5000

Nlm (MW)

6540

Thủy điện

4279

4187

4000
3087.5

3000

2805
2562

2105

2000

1474

1184

1000

657

656.5

401.5

280.5

655

384

0
2011

2012

2013
Năm

2014

2015

Hình 2 - 1. Công suất lắp đặt tăng tăng thêm của toàn nguồn, thủy điện và thủy
điện vừa và nhỏ (Theo Quy hoạch điện VII)


8

Cơ cấu nguồn điện năm 2011 được thể hiện trong Hình 2 - 2. Cơ cấu nguồn điện Việt

Nam cuối năm 2011

. Trong đó Thủy điện chiếm cao 41,2%. So với năm 2010 (thủy điện chiếm 38%) tỉ
lệ thủy điện tăng là do một số nhà máy lớn như Sơn La, Bản Vẽ, Sông Tranh, An
Khê – Ka Năk… đi vào vận hành.

Hình 2 - 2. Cơ cấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011
Năm 2020, dự kiến tổng công suất các nhà máy điện khoảng 75.000 MW, trong đó
thuỷ điện chiếm 23,1% với tổng công suất vào khoảng 17.325 MW ; thủy điện tích
năng 2,4%; nhiệt điện than 48%; nhiệt điện khí đốt 16,5%; nguồn điện sử dụng
năng lượng tái tạo 5,6%; điện hạt nhân 1,3% và nhập khẩu điện 3,1% (
Hình 2 - 3. Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2020
Điện năng sản xuất và nhập khẩu năm 2020 khoảng 330 tỷ kWh, trong đó: Thủy
điện chiếm 19,6%; nhiệt điện than 46,8%; nhiệt điện khí đốt 24%; nguồn điện sử
dụng năng lượng tái tạo 4,5%; điện hạt nhân 2,1% và nhập khẩu điện 3%.


9

Hình 2 - 3. Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2020
Theo quy hoạch thì đến năm 2020 Việt Nam sẽ khai thác hầu hết các dự án
thuỷ điện trên các dòng sông chính. Như vậy, việc nghiên cứu các khả năng nâng

cao hiệu quả làm việc của các NMTĐ nhằm nâng cao mức độ an toàn cung cấp điện
và đem lại hiệu quả cao cho nền kinh tế càng trở nên cấp bách.
2.4. Chính sách giá điện và thị trường phát điện cạnh tranh
2.4.1. Sự cần thiết phát triển thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam
Tính đến nay, trong đa số các ngành trong nền kinh tế Việt Nam đã chuyển
đổi sang kinh tế thị trường, còn ngành điện vẫn ở thế độc quyền, đang vận hành
theo mô hình liên kết dọc truyền thống. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) hiện
đang sở hữu phần lớn các nhà máy điện, nắm giữ toàn bộ khâu truyền tải, phân phối
và kinh doanh bán lẻ điện. Tổng Công ty mua bán điện thuộc EVN là đơn vị duy
nhất, mua điện của tất cả các nhà máy điện ( trong và ngoài EVN ) và bán điện cho
tất cả các hộ tiêu thụ điện trên toàn quốc. Cơ chế hoạt động như vậy vừa là độc
quyền mua vừa độc quyền bán, chưa thể gọi là cạnh tranh được. Tóm lại, cho đến
nay EVN vẫn là tổ chức duy nhất độc quyền kinh doanh điện trong toàn quốc, chưa
có sự cạnh tranh ở bất cứ hoạt động nào trong các khâu của ngành điện.


10

Theo tài liệu của Cục Điều tiết Điện lực, tính đến cuối năm 2010, tổng công
suất các nguồn điện toàn hệ thống là 21.542MW. Trong đó, EVN đang quản lý vận
hành 24 nhà máy điện với tổng công suất là 14.233MW (chiếm 65,32%), PVN là
2.278MW (chiếm 10,57%, TKV là 1.046MW (chiếm 4,86%), các nhà đầu tư nước
ngoài là 2.115MW (chiếm 9,82%), tư nhân là 50MW (chiếm 2,32%), nhập khẩu là
1.000MW (chiếm 4,64%), các loại hình khác là 370MW (chiếm 1,72%).
Một đặc điểm đáng quan tâm, trong những năm gần đây hoạt động của
EVN kém hiệu quả, sản xuất kinh doanh thua lỗ, nợ nần, dẫn tới thiếu nguồn vốn
cho đầu tư phát triển, vay vốn rất khó khăn, thiếu minh bạch và kém lòng tin với
khách hàng mỗi khi đề xuất việc tăng giá điện. EVN hoạt động yếu kém, do nguyên
nhân về quản lý của doanh nghiệp và quản lý vĩ mô của Bộ chủ quản và Nhà nước,
sự phát triển chậm chạp thị trường điện cạnh tranh, để EVN nắm giữ độc quyền

kinh doanh điện quá lâu.
Phát triển thị trường điện cạnh tranh là xu hướng phát triển chung của các
nước trên thế giới, là động lực cho hoạt động hiệu quả trong sản xuất kinh doanh
điện và phát triển kinh tế xã hội. Ngành điện Việt Nam không có con đường nào
khác, phải nhìn thẳng vào sự thật để tìm mọi giải pháp hữu hiệu đẩy nhanh phát
triển thị trường điện canh tranh. Yêu cầu này cần quán triệt vào sửa đổi nội dung
Luật Điện Lực.
2.4.2. Về thực hiện thị trường điện lực ở Việt nam
Chính phủ Việt Nam đã nhận thức được: Hình thành và phát triển thị trường
điện cạnh tranh là chiến lược phát triển dài hạn của ngành điện Việt Nam, đã thể
hiện trong Luật Điện lực năm 2004 và được cụ thể hóa trong Quyết định
26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về lộ trình
và các điều kiện hình thành phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam.
Theo quyết định trên, thị trường điện Việt Nam sẽ hình thành và phát triển theo 3
cấp độ:
-

Thị trường phát điện cạnh tranh (giai đoạn 2005-2014)

-

Thị trường bán buôn cạnh tranh (giai đoạn 2014-2022)


11

-

Thị trường bán lẻ cạnh tranh (giai đoạn sau năm 2022)

Thị trường phát điện cạnh tranh: Là cấp độ đầu tiên của thị trường điện
cạnh tranh ở Việt Nam. Trong giai đoạn này, chỉ có cạnh tranh trong khâu phát
điện, chưa có cạnh tranh trong khâu bán buôn và bán lẻ điện. Khách hàng sử dụng
điện chưa có cơ hội lựa chọn đơn vị bán điện cho mình. Các đơn vị phát điện sẽ
cạnh tranh bán điện cho một đơn vị mua buôn duy nhất (Công ty mua bán điện trực
thuộc EVN ) trên thị trường giao ngay và qua hợp đồng mua bán điện dài hạn. Cục
Điều tiết Điện lực quy định hàng năm tỷ lệ sản lượng điện năng mua bán qua hợp
đồng và điện năng giao dịch trên thị trường giao ngay.
Thị trường bán buôn điện cạnh tranh: Hình thành các đơn vị bán buôn mới
để tăng cường cạnh tranh trong khâu mua bán điện. Khách hàng lớn và các công ty
phân phối được quyền mua điện trực tiếp từ các đơn vị phát điện thông qua thị
trường hoặc từ các đơn vị bán buôn. Các đơn vị bán buôn điện cạnh tranh mua điện
từ các đơn vị phát điện và cạnh tranh bán điện cho các đơn vị phân phối và khách
hàng lớn. Chưa có cạnh tranh trong khâu bán lẻ điện, khách hàng sử dụng nhỏ chưa
có quyền lựa chọn đơn vị cung cấp điện.
Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh: Sự cạnh tranh diễn ra ở cả 3 khâu: phát
điện, bán buôn và bán lẻ điện. Khách hàng trên cả nước được lựa chọn đơn vị bán
điện cho mình (đơn vị bán lẻ điện) hoặc mua điện trực tiếp từ thị trường. Các đơn vị
bán lẻ điện cũng cạnh tranh mua điện từ các đơn vị bán buôn, các đơn vị phát điện
hoặc từ thị trường để bán lẻ cho khách hàng sử dụng điện.
Sau một thời gian dài Bộ Công Thương, Cục Điều tiết Điện lực và các tổ
chức liên quan đã nghiên cứu, xây dựng hệ thống các văn bản pháp lý, xây dựng cơ
sở hạ tầng thông tin cũng như đào tạo, tập huấn cho các đơn vị tham gia thị trường.
Ngày 01 tháng 7 năm 2012 thị trường phát điện cạnh tranh đã bắt đầu vận hành.
Theo lộ trình, sau khi kết thúc cấp độ 1 thị trường phát điện cạnh tranh vào
năm 2014, mới chuyển sang cấp độ 2 thị trường bán buôn cạnh tranh (2015- 2022)
và sau năm 2022 sẽ thực hiện thị trường bán lẻ cạnh tranh.


12

2.4.3. Hiện trạng về giá điện
Giá điện ở Việt Nam, từ năm 2009 đến nay đã điều chỉnh tăng 5 lần
(hình 2-4), năm 2011 điều chỉnh 2 lần: ngày 01/ 3/ 2011 tăng 15,28% so với năm
2010, ngày 20 / 12/ 2011 tăng 5%, ngày 01/7/ 2012 tăng tiếp 5%. Tính đến nay giá
điện bình quân (kể cả thuế VAT) là 1506 đ/kWh (tương đương 7,2UScent/kWh).
Giá điện sau mỗi lần điều chỉnh chỉ có tăng, chưa hề giảm ( tuy có thời điểm chi
phí đầu vào giảm đáng kể). Việc tăng giá điện vào thời điểm 1/7/2012 là không hợp
lý. Trong lúc các DN đang khó khăn, tăng giá điện sẽ tăng chi phí, khó có thể tăng
giá bán sản phẩm; tăng giá điện chắc chắn CPI tăng, người dân lại phải đối mặt với
những khó khăn mới. Thời điểm tăng giá điện đúng vào ngày chính thức vận hành
thị trường điện cạnh tranh. Bộ Công thương và EVN nên rút kinh khi ra quyết định.
Hình 2 - 4. Điều chỉnh giá điện

Giá bán điện chưa có VAT (đ/kWh)

1.242

1.304

1.369

Giá bán điện ban hành qua các kỳ điều chỉnh còng chưa thuyết phục, mang
nặng cơ chế hành chính, thiếu cơ sở khoa häc, thiÕu minh b¹ch, khã thuyÕt phôc
®­îc sự đồng thuận của các nhà khoa học, quản lý, các nhà đầu tư tham gia sản xuất
điện, các khách hàng sử dụng điện. Hậu quả, các doanh nghiệp và người dân phải
chi trả thêm một số tiền không có cơ sở, gây thêm áp lực trong sản xuất và đời sống,


13

ngay cả các doanh nghiệp sản xuất điện bán cho EVN cũng phàn nàn không được
tăng giá bán sau mỗi lần điều chỉnh giá. Phải chăng, Bộ Công thương và EVN chưa
quán triệt đầy đủ Điều 30. Căn cứ lập và điều chỉnh giá điện: i/ Chính sách giá điện
ii/ Điều kiện phát triển KT-XH của đất nước, thu nhập của người dân trong từng
thời kỳ.iii/ Quan hệ cung cầu về điện. iv/ Các chi phí SX-KD điện và lợi nhuận hợp
lý của đơn vị điện lực.v/ Cấp độ phát triển của thị trường điện lực.
Theo Quyết định 28/2014/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ, có hiệu lực
từ 1/6/2014 thì giá bán lẻ điện cho nhóm khách hàng sử dụng điện sinh hoạt chỉ
gồm 6 bậc có mức giá tăng dần nhằm khuyến khích sử dụng điện tiết kiệm, hiệu
quả.
Tỷ lệ % giá bán lẻ điện sinh hoạt so với mức giá bán lẻ điện bình quân được quy
định cụ thể như sau: Điện sinh hoạt từ 0-50 kWh tỷ lệ là 92%; từ 51 - 100 kWh tỷ lệ
này là 95%; từ 101 – 200 kWh là 110% (hiện khoảng này được chia thành hai nấc,
từ 101 - 150 kWh và 151-200 kWh); từ 201-300 kWh là 138%.
Ngoài ra, trong bảng giá cho điện sinh hoạt, khi khách hàng sử dụng từ 301
– 400 kWh thì mức tính từ 1/6 chỉ bằng 154% giá điện bình quân, giảm so với tỉ lệ
155% như hiện nay. Từ trên 401 kWh trở lên, giá điện sinh hoạt vẫn là 159%.
Giá bán lẻ điện cho sản xuất cũng được điều chỉnh. Nếu hiện nay nhóm giá
bán lẻ điện cho sản xuất được tách thành 2 nhóm: các ngành sản xuất và bơm nước
tưới tiêu thì Quyết định 28/2014/QĐ-TTg chỉ quy định chung một nhóm giá bán lẻ
điện cho các ngành sản xuất với mức giá bán tăng 1% đối với giờ thấp điểm.
Bên cạnh đó, Quyết định mới cũng quy định giá bán điện cho chiếu sáng
công cộng và đơn vị hành chính sự nghiệp chung một mức giá. Cụ thể, đối với cấp
điện áp từ 6kV trở lên là 99% giá điện bình quân; cấp điện áp dưới 6kV là 103% giá
điện bình quân.
Giá bán lẻ điện cho kinh doanh cũng giảm 5% so với hiện nay đối với giờ
bình thường, giảm 3% đối với giờ thấp điểm và 8% đối với giờ cao điểm cho cấp
điện áp từ 6-22 kV còn 9% đối với giờ cao điểm cho cấp điện áp dưới 6 kV.

14

CHƯƠNG III
CÁC KHẢ NĂNG NÂNG CAO HIỆU QUẢ LÀM VIỆC CỦA CÁC NMTĐ
TRONG HỆ THỐNG BẬC THANG THỦY ĐIỆN CỦA HTĐ
3.1. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả làm việc của các NMTĐ trong HTĐ
3.1.1. Phân bố điện năng đảm bảo theo thời gian
Các nhà máy thủy điện tham gia vào cân bằng công suất của hệ thống điện
thông qua điện năng đảm bảo (Ebđ) (hay công suất bảo đảm (Nbđ)) của từng tháng
trong năm ứng với tần suất thiết kế. Tiêu chuẩn đánh giá phân bố Ebđ hợp lý của
các NMTĐ là cực tiểu chi phí quy đổi của toàn hệ thống điện.
Nghiên cứu các tài liệu thiết kế các NMTĐ trước đây cũng như hiện nay cho thấy
phân bố Ebđ được xác định theo nguyên tắc riêng không gắn với biểu đồ phụ tải,
không phối hợp giữa các nhà máy điện như lưu lượng phát điện bằng hằng số hoặc
công suất bằng hằng số v.v… Việc phân bố Ebđ theo cách áp đặt như thế sẽ dẫn đến
tình trạng là khi hệ thống đòi hỏi nhiều thì các NMTĐ lại phát ít mà khi hệ thống
đòi hỏi ít thì lại phát nhiều làm cho chi phí của hệ thống tăng lên. Rõ ràng, phân bố
hợp lý Ebđ theo các tháng của các NMTĐ phải được xác định theo quan điểm hệ
thống trên cơ sở phối hợp sự làm việc giữa các NMTĐ và các NMNĐ trong cân
bằng công suất và điện năng của toàn hệ thống. Do đó việc phân bổ phụ thuộc rất
nhiều vào trạng thái của hệ thống điện (biểu đồ phụ tải, tương quan giữa nguồn và
phụ tải, cơ cấu nguồn, phát triển các bậc thang thủy điện, đặc điểm của các nhà máy
điện v.v…). Vấn đề phân bố hợp lý Ebđ của các NMTĐ có ý nghĩa lớn về mặt kinh
tế nhưng lại là một vấn đề hết sức phức tạp đòi hỏi phải có thời gian và phối hợp
nghiên cứu..
3.1.2 Chế độ thủy văn lệch pha của các NMTĐ
Nbđ của các NMTĐ được xác định theo đường tần suất công suất hoặc tần
suất lượng nước riêng biệt của từng nhà máy với quan điểm xem như chúng làm
việc riêng lẻ. Do đó khi dùng các Nbđ này để cân bằng công suất, điện lượng cho

toàn bộ hệ thống điện hoàn chỉnh là ta đã xem xét một trường hợp hoàn toàn cực


15

đoan, coi như ở tất cả các NMTĐ đồng thời xuất hiện điều kiện thủy văn có cùng
tần suất. Nghiên cứu tài liệu thủy văn của 19 NMTĐ lớn trên 4 hệ thống sông cho
thấy tần suất thiết kế của chúng không đồng thời xuất hiện thậm chí đối với các
NMTĐ trên cùng một hệ thống bậc thang (trừ các NMTĐ nằm trên dòng chính).
Cần nói thêm rằng tần suất của dòng chảy năm và dòng chảy mùa kiệt của cùng một
NMTĐ cũng không xuất hiện trong cùng một năm. Do đó khi phối hợp làm việc
giữa các NMTĐ trong hệ thống điện quốc gia thì độ tin cậy cung cấp điện an toàn
sẽ được nâng cao.
3.1.3. Phương pháp tính toán thủy năng.
Các phương pháp tính toán thủy năng sử dụng trong thiết kế để xác định
điện năng của các NMTĐ đều dựa trên cơ sở biết trước phân bố lưu lượng thiên
nhiên. Nhưng trong thực tế chế độ dòng chảy trên tất cả các sông ở nước ta rất
không ổn định và khả năng dự báo dài hạn lại chưa đáp ứng độ tin cậy, có nghĩa là
trong điều kiện vận hành chúng ta không biết trước được phân bố lưu lượng thiên
nhiên trong vòng một năm. Thêm vào đó để đánh giá sản lượng điện hàng năm của
các NMTĐ điều tiết năm, mùa (đại bộ phận các NMTĐ của nước ta thuộc loại này).
Trong thiết kế thường được sử dụng cùng 1 phương thức cấp trữ nước và sử dụng
hết dung tích hữu ích vào cuối mùa kiệt đối với bất kỳ năm thủy văn nào. Điều này
sẽ làm giảm hiệu quả năng lực của các NMTĐ.
Để khắc phục những điều nói trên cần sử dụng một phương pháp tính thủy
năng thích hợp.
3.2. Mô hình tối ưu cho bài toán huy động nguồn thủy điện
Trong điều kiện vận hành, khi nhu cầu của các ngành tham gia lợi dụng
tổng hợp nguồn nước được bảo đảm thì hiệu quả kinh tế sử dụng nguồn thuỷ năng
của các NMTĐ được đánh giá bởi chi phí nhiên liệu tiết kiệm được đối với toàn bộ

HTĐ. Cho nên, vấn đề nâng cao hiệu quả kinh tế sử dụng nguồn thuỷ điện trong hệ
thống thực chất là việc xác định chế độ làm việc của các hồ chứa NMTĐ theo mô
hình tối ưu sau đây:


16

Giả sử HTĐ cần tối ưu có L nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) và K NMTĐ.
3.2.1. Mô hình tối ưu.
Hàm mục tiêu :
L

L

T

j =1

j =1

t =to

C nHT = ∑ C nj = ∑ S j ∑ B j ( N jtND )∆t => min

(3.1)

Ở đây:
C nHT : chi phí nhiên liệu của toàn HTĐ.
C nj : chi phí nhiên liệu của NMNĐ thứ j (j = 1÷L).

Sj : giá nhiêu liệu ở NMTĐ thứ j.
B j ( N jtND ) : đặc tính tiêu thụ nhiên liệu của NMNĐ thứ j.

Công suất của các NMTĐ ở thời điểm t được xác định từ điều kiện cân
bằng công suất.
L

∑N
j =1

K

ND
jt

= Pt HT − ∑ N itTD + π t

(3.2)

i =1

Ở đây:
Pt HT : phụ tải của toàn hệ thống tại thời điểm t.
N itTD : công suất của NMTĐ thứ i tại thời điểm t.

π t : tổn thất trong lưới điện.

Công suất và lưu lượng của NMTĐ thứ i tại thời điểm t xác định theo công
thức:
N itTD =9,81.ηit.QTDit.Hit

(3.3)

QTDit = Qtnit ± Qhit - Qttit

(3.4)

Với QTDit : lưu lượng nước của NMTĐ thứ i tại thời điểm t.
Hit : cột nước của NMTĐ thứ i tại thời điểm t.
ηit : hiệu suất của NMTĐ thứ i tại thời điểm t là hàm của QTDit và Hit.
Qtnit , Qhit, Qttit : lưu lượng thiên nhiên, lưu lượng hồ chứa và lưu lượng
tổn thất của NMTĐ thứ i tại thời điểm t.


17

Từ (2), (3), (4) hàm mục tiêu sẽ có dạng:
T
K
L


C nHT = ∑ S j ∑ B j  Pt HT − ∑ 9,81.η it .(Qtnit ± Qhit − Qttit ).H it + π  => min
j =1
t =to
i =1



(3.5)

* Các phương trình ràng buộc:
- Cân bằng công suất (xem (2)).
- Cân bằng lượng nước
T
T
 T

W
W
W
−
±
−
∆Wit  = 0

∑
∑
∑
∑
hlit
tnit
hit
t =to
t =to
t =to
 t =to

T

(3.6)

Ở đây:
T

∑W
t =to

hl

: lượng nước chảy về hạ lưu NMTĐ.

Wtn : lượng nước thiên nhiên.
Wh : dung tích hồ.
∆W : lượng nước tổn thất
- Ràng buộc về công suất thuỷ điện và nhiệt điện
TD
TD
≤ N itTD ≤ N KDit
N bdit

(3.7)

TD
Ở đây, N bdit
: công suất bảo đảm của NMTĐ thứ i ở thời đoạn t
TD
: công suất khả dụng của NMTĐ thứ i ở thời đoạn t
N KDit

N jtNDmin ≤ N jtND ≤ N jtNDmax

(3.8)

- Ràng buộc về mực nước thượng lưu và hạ lưu
Z it min ≤ Z it ≤ Z it max

(3.9)

thượng lưu : Zitmin = MNC; Zitmax = MNDBT hoặc MNTL.
- Ràng buộc về lưu lượng chảy về hạ lưu.
Qhlit min ≤ Qhlit ≤ Qhlit max

Qhlitmin, Qhlitmax được xác định từ điều kiện lợi dụng tổng hợp.
- Ràng buộc về khả năng truyền tải của đường dây cao thế
Pc min ≤ Pct ≤ Pc max

(3.10)