Đặc tính làm việc của thuỷ điện tích năng là làm việc ở chế độ tiêu thụ điện (chế độ bơm nước) vào giờ thấp điểm và chế độ phát điện vào giờ cao điểm, nên khi xác định vai trò vị trí và thời điểm xuất hiện của nhà máy, cần phải xem xét đến nhiều yếu tố có ảnh hưởng đến tính hiệu quả của nhà máy.
Trên cơ sở phân tích phân bố các loại nguồn điện dự kiến phát triển, chế độ làm việc của các nhà máy trong hệ thống điện, khả năng liên kết giữa hệ thống điện các miền, sẽ đưa ra một số nhận xét về vị trí, địa điểm ưu tiên nghiên cứu phát triển nhà máy thuỷ điện tích năng tại Việt Nam.
Tiềm năng phát triển các loại nguồn điện
Nguồn thuỷ điện: Việt Nam có tiềm năng thủy điện dồi dào và phân bố trên hầu khắp các vùng lãnh thổ. Với trên 2200 sông suối lớn nhỏ có chiều dài từ 10km trở lên, tổng tiềm năng kỹ thuật được đánh giá vào khoảng 120 tỷ kWh, với công suất tương ứng khoảng 30.000 MW. Nếu xem xét thêm các yếu tố về xã hội và tác động đến môi trường thì tiềm năng kinh tế - kỹ thuật của thuỷ điện khoảng 83 tỷ kWh. Đến nay, tổng công suất các nhà máy thủy điện đã được xây dựng ở nước ta là 4200 MW (điện năng sản xuất năm 2003 là 19 tỷ kWh, bằng 23% tổng tiềm năng kinh tế kỹ thuật).
Ngoài những công trình thủy điện vừa và lớn, Việt Nam còn có tiềm năng khá lớn nguồn thủy điện nhỏ và cực nhỏ tại các tỉnh miền núi phía Bắc, miền Trung, Tây Nguyên và miền Đông Nam Bộ...
Phân bố nguồn thuỷ điện theo khu vực, miền Bắc chiếm tỷ trọng lớn nhất, chiếm khoảng 55% tiềm năng thuỷ điện toàn quốc; tiếp đến là miền Trung khoảng 28% và miền Nam khoảng 17%.
Thuỷ điện tích năng: Quy hoạch thuỷ điện tích năng do Công ty Tư vấn xây dựng Điện 1 lập đã nghiên cứu 13 địa điểm phân bố trên cả 3 miền đất nước có thể phát triển thuỷ điện tích năng với tổng công suất khoảng 9500 MW.
Nguồn nhiệt điện: Giai đoạn tới dự kiến sẽ phát triển các nhà máy nhiệt điện đốt khí, đốt than và điện hạt nhân với tỷ lệ thích hợp, phù hợp với khả năng cung cấp và phân bố của các nguồn nhiên liệu.
Các nguồn điện đốt than phát triển chủ yếu ở khu vực miền Bắc. nguồn điện đốt khí chủ yếu phát triển tại khu vực miền Nam.
Hợp tác mua bán điện với các nước trong khu vực: Theo các Hiệp định đã ký kết, dự kiến Việt Nam sẽ hợp tác mua bán điện với các nước trong khu vực.
Định hướng phát triển nguồn điện đến năm 2020:
Theo Chiến lược phát triển ngành Điện Việt Nam giai đoạn 2004 - 2010, định hướng đến năm 2020 đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, định hướng phát triển các công trình nguồn điện như sau:
- Ưu tiên phát triển thuỷ điện, nhất là các công trình có lợi ích tổng hợp (cấp nước, chống lũ, chống hạn...). Trong khoảng 20 năm tới sẽ xây dựng hầu hết các nhà máy thuỷ điện tại những nơi có khả năng xây dựng. Dự kiến đến năm 2020, tổng công suất các nhà máy thủy điện khoảng 13.000 - 15.000 MW.
- Phát triển các nhà máy nhiệt điện với tỷ lệ thích hợp, phù hợp với khả năng cung cấp và phân bố của các nguồn nhiên liệu:
+ Nhiệt điện than: Dự kiến đến năm 2010 có tổng công suất khoảng 4.400 MW. Giai đoạn 2011 - 2020 cần xây dựng thêm khoảng 4.500 - 5.500 MW (phụ tải cơ sở), 8.000 - 10.000 MW (phụ tải cao).
+ Nhiệt điện khí: Đến năm 2010, tổng công suất khoảng 7.000 MW, giai đoạn 2011 - 2020 cần xây dựng thêm khoảng 3.500 MW (phương án cấp khí cơ sở), trong trường hợp nguồn khí phát hiện được nhiều hơn cần xây dựng thêm khoảng 7.000 MW.
+ Đầu tư khảo sát, nghiên cứu, chuẩn bị các điều kiện cần thiết để có thể xây dựng nhà máy điện nguyên tử đầu tiên ở Việt Nam với quy mô công suất khoảng 2.000 MW, dự kiến đưa vào vận hành giai đoạn sau năm 2015.
- Nhập khẩu điện: Theo Hiệp định hợp tác năng lượng đã ký kết, Việt Nam sẽ nhập khẩu khoảng 2.000 MW công suất từ Lào. Tiếp theo sẽ xem xét nhập khẩu điện từ Campuchia và Trung Quốc.
- Phát triển các nhà máy sử dụng năng lượng mới và tái tạo: Tận dụng các nguồn năng lượng mới tại chỗ để phát điện cho các khu vực mà lưới điện quốc gia không thể cung cấp được hoặc cung cấp kém hiệu quả, đặc biệt đối với các hải đảo, vùng sâu, vùng xa.
Lưới điện liên kết giữa các miền:
Đường dây 500 kV mạch 1 đã đưa vào vận hành năm 1994; đường dây mạch 2 đã đóng điện một số đoạn: đoạn Phú Lâm - Pleiku, dài khoảng 547km, đã được đưa vào vận hành đầu năm 2004; đoạn Pleiku - Dốc Sỏi - Đà Nẵng có chiều dài khoảng 290 km, công trình đã đưa vào vận hành tháng 8/2004; đoạn Đà Nẵng - Hà Tĩnh với chiều dài khoảng 390km, đã đưa vào vận hành tháng 5/2005; hiện nay đang xây dựng đoạn Hà Tĩnh - Nho Quan - Thường Tín với chiều dài khoảng 335km, dự kiến đưa vào vận hành tháng 9/2005, khi đó các hệ thống Bắc - Trung - Nam sẽ được liên hệ bằng hai mạch 500kV với công suất khoảng 1600 - 2000 MW.
Biểu đồ phụ tải và đặc tính làm việc của các loại nhà máy điện.
Nhu cầu điện thay đổi liên tục theo thời gian, nhưng nếu xét sự thay đổi nhu cầu điện theo các giờ trong biểu đồ phụ tải ngày, thì có thể chia biểu đồ phụ tải thành 3 phần: vùng phụ tải đỉnh, tại đó nhu cầu điện năng nhỏ nhất và sự thay đổi công suất là lớn nhất; phụ tải đáy là vùng có nhu cầu điện năng lớn nhất và công suất gần như không đổi và phụ tải bán đỉnh (phụ tải lưng), nằm giữa vùng đỉnh và đáy của biểu đồ phụ tải.
Để đảm bảo cung cấp điện ổn định, đáp ứng đầy đủ nhu cầu của phụ tải, điều quan trọng là các nguồn điện có đặc tính sử dụng khác nhau được phân phối phù hợp với đặc điểm của mỗi vùng của biểu đồ phụ tải.
- Nguồn phủ đỉnh có các đặc điểm: Hệ số nhà máy (Plant Factor) trong năm thấp; có khả năng thay đổi công suất nhanh để có thể đáp ứng tức thời và thường xuyên những thay đổi về nhu cầu phụ tải. Có thể khởi động và ngừng hoạt động trong thời gian ngắn.
- Nguồn điện làm việc ở chế độ lưng có đặc điểm: Hệ số nhà máy trong năm ở mức trung bình, có thể sử dụng hết khả năng công suất vào những giờ cao điểm của biểu đồ phụ tải, giảm công suất vào những giờ thấp điểm của biểu đồ phụ tải. Tổ máy có khả năng khởi động và ngừng hoạt động hàng ngày.
- Nguồn điện chạy đáy có hệ số nhà máy nằm ở mức cao và có khả năng hoạt động liên tục trong thời gian dài.
Căn cứ vào đặc tính kỹ thuật của các nhà máy điện có thể thấy:
- Các nhà máy thuỷ điện (thuỷ điện hồ chứa điều tiết, thuỷ điện tích năng), tuabin khí thích hợp chạy ở chế độ đỉnh và là nguồn điều tần. Tuy nhiên trong các tháng mùa lũ, để sử dụng hết điện năng có thể phát, các nhà máy thuỷ điện sẽ làm việc ở chế độ đáy, khi đó các nhà máy nhiệt điện sẽ phải tham gia điều tần một phần.
- Các nhà máy nhiệt điện sử dụng dầu và khí đốt thường làm việc ở chế độ lưng của biểu đồ phụ tải.
- Nguồn chạy đáy bao gồm các loại nguồn: Nhà máy điện hạt nhân, nhiệt điện than, các nguồn điện không điều chỉnh được (thuỷ điện không có hồ chứa, điện gió, mặt trời…).
Phân vùng phụ tải điện của Hệ thống điện Việt Nam
Căn cứ theo đặc điểm phân bố của phụ tải, các công trình nguồn điện và các đường dây liên kết, có thể chia hệ thống điện Việt Nam thành 4 vùng (bốn hệ thống điện con):
Hệ thống điện miền Bắc: Gồm các tỉnh miền Bắc tính đến tỉnh Hà Tĩnh, hệ thống trao đổi với các hệ thống khác qua hai mạch đường dây 500 kV Hà Tĩnh - Đà Nẵng;
Hệ thống điện miền Trung và Tây Nguyên: Bao gồm các tỉnh duyên hải miền Trung từ Quảng Bình đến Khánh Hoà và khu vực Tây Nguyên; hệ thống trao đổi với HTĐ miền Bắc qua hai mạch 500kV Hà Tĩnh - Đà Nẵng; với HTĐ miền Nam qua hai mạch 500kV Pleiku - Phú Lâm;
Hệ thống điện miền Nam: Gồm các tỉnh miền Nam; hệ thống trao đổi với hệ thống điện miền Trung qua hai mạch 500 kV Phú Lâm - Pleiku.
Phủ biểu đồ xác định chế độ làm việc các nhà máy và đường dây truyền tải:
Để xác định chế độ làm việc của các nhà máy điện, trong đó có nhà máy thuỷ điện tích năng, nhằm xác định địa điểm phân bố hợp lý của nguồn điện này đã tiến hành phủ biểu đồ phụ tải ngày điển hình hệ thống điện các miền có tính đến khả năng liên kết của các đường dây 500 kV.
Việc phủ biểu đồ phụ tải được thực hiện trên cơ sở tối ưu chế độ làm việc của các nhà máy điện theo tiêu chuẩn là cực tiểu hoá chi phí biến đổi (gần đúng là cực tiểu hoá chi phí nhiên liệu) và đảm bảo trong vùng đặc tính làm việc của các nhà máy điện, nhất là phải quan tâm đến hệ số min kỹ thuật của các nhà máy nhiệt điện (tỷ lệ Pmin/Pmax của các nhà máy nhiệt điện). Các nhà máy nhiệt điện than, hệ số min kỹ thuật khoảng 70%; các nhà máy nhiệt điện dầu, khí hệ số này khoảng 50%.
Chế độ làm việc của các nhà máy điện trong Hệ thống điện toàn quốc xem hình vẽ dưới đây:
Qua đó có thể rút ra một số nhận xét sau:
- Phần đỉnh của biểu đồ phụ tải chủ yếu do các nhà máy thuỷ điện đảm nhiệm, nhập khẩu điện làm việc ở phần đỉnh và lưng.
- Các nhà máy nhiệt điện: điện nguyên tử, nhiệt điện than và khí làm việc ở phần đáy biểu đồ phụ tải.
- Thuỷ điện tích năng hàng ngày làm việc khoảng 8 - 10 giờ ở chế độ bơm với công suất khoảng 1500 MW và 10-12 làm việc ở chế độ phát với công suất phát vào giờ cao điểm khoảng 1200 MW.
Hệ thống điện miền Bắc: Chế độ làm việc của các nhà máy trong biểu đồ bên.
Giai đoạn từ nay đến năm 2020 khu vực miền Bắc xây dựng nhiều nhà máy thuỷ điện trên s.Đà, s.Lô - Gâm, s.Cả và s.Mã… Ngoài thuỷ điện Hoà Bình (1920 MW) đang vận hành, nhiều công trình lớn như Sơn La (2400 MW), Lai Châu (1100 MW) sẽ được xây dựng,… các nhà máy thuỷ điện đảm bảo phủ hết phần đỉnh của biểu đồ phụ tải; nguồn điện nhập khẩu làm việc ở phần lưng, nhiệt điện làm việc ở phần đáy. Công suất trao đổi giữa miền Bắc với miền Trung thấp.
Thuỷ điện tích năng nếu phát triển ở miền Bắc chỉ có hiệu ích tiết kiệm nhiên liệu trong các nhà máy nhiệt điện vào các tháng mùa mưa, không giảm được công suất đặt của các nguồn điện khác.
Hệ thống điện miền Trung & Tây Nguyên:
Qua biểu đồ phủ chế độ làm việc của các nhà máy trong biểu đồ phụ tải ngày điển hình trong khu vực, có thể thấy:
Giai đoạn đến năm 2020, khu vực này chủ yếu phát triển các nhà máy thuỷ điện trên các dòng sông chính: Sê San, Srepốk, Vũ Gia, Thu Bồn, sông Ba… tổng công suất các nguồn thuỷ điện dự kiến phát trển có thể lên đến 5000 MW. Khu vực này cũng dự kiến nhập khẩu điện từ các nhà máy thuỷ điện của Lào và Campuchia qua trạm 500 kV Pleiku với tổng công suất 1000 - 1500 MW. Trong khu vực dự kiến sẽ phát triển nguồn nhiệt điện khí (nếu có khí) hoặc than. Tổng công suất nguồn điện trong khu vực khoảng 7500 - 8000 MW.
Phụ tải cực đại của khu vực năm 2020 khoảng 4300 - 4500 MW, như vậy nguồn điện trong khu vực không chỉ đủ đáp ứng cho nhu cầu tại chỗ mà có thể tải cho các miền khác qua đường dây liên kết 500 kV, hướng truyền tải chủ yếu cho miền Nam. Công suất truyền tải khoảng 1500 - 2000MW.
Như vậy nếu phát triển thuỷ điện tích năng tại khu vực này cần phải xây dựng đường dây chuyên tải từ khu vực đến miền Nam (thêm 2 mạch 500 kV nếu phát triển 2000 MW tại đây). Như vậy tính kinh tế khi phát triển thuỷ điện tích năng tại miền Trung sẽ giảm đi rất nhiều nếu tính đến cả đầu tư đường dây.
Hệ thống điện miền Nam: Phát triển nguồn điện trong khu vực dự kiến như sau:
- Các nhà máy nhiệt điện sử dụng khí đốt, công suất khoảng 11.000 - 14.000 tuỳ thuộc vào khả năng cấp khí.
- Xây dựng nhà máy điện hạt nhân công suất 2000 MW.
- Xây dựng các nhà máy thuỷ điện trên dòng chính và các sông nhánh của sông Đồng Nai, tổng công suất các nguồn thuỷ điện khoảng gần 3000 MW.
Nhu cầu điện năng của khu vực miền Nam chiếm khoảng 50% tổng nhu cầu toàn quốc, Pmax năm 2020 khoảng 15.500 - 16.000 MW.
Qua phủ biểu đồ phụ tải HTĐ miền Nam có thể rút ra một số nhận xét:
- Điện hạt nhân và nhiệt điện khí làm việc ở phần đáy biểu đồ phụ tải.
- Nhận điện từ miền Trung vào chủ yếu phần lưng và đáy của biểu đồ phụ tải.
- Các nhà máy thuỷ điện làm nhiệm vụ phủ đỉnh. Do công suất thuỷ điện thấp, nên một phần đỉnh sẽ do thuỷ điện tích năng đảm nhiệm. Thuỷ điện tích năng làm việc theo chế độ bơm vào giờ thấp điểm với công suất khoảng 1500 MW và làm việc ở chế độ phát với công suất phát vào giờ cao điểm với công suất khoảng 1200 MW.
- Ngoài ra, việc xây dựng thuỷ điện tích năng tại khu vực miền Nam sẽ không phải tải điện đi xa.
Kết luận: Từ các phân tích trên có thể thấy, việc xem xét phát triển thuỷ điện tích năng tại khu vực miền Nam là hợp lý. Việc xây dựng công trình tại đây sẽ có các hiệu ích:
- Nhà máy sẽ phải làm việc đúng tính chất của công nghệ tích năng.
- Không phái tải điện đi xa.
