Công nghệ Nhật Bản trong vận hành thuỷ điện [kỳ 3]: Gợi ý của chuyên gia Việt Nam

Thứ hai, 20/05/2024 | 07:40 GMT +7

| 024.221.47474

Nghiên cứu đào tạo

Công nghệ Nhật Bản trong vận hành thuỷ điện [kỳ 3]: Gợi ý của chuyên gia Việt Nam

28/07/2023

Vấn đề các nhà máy thủy điện cần vận hành tối ưu, tiết kiệm nước trong mùa kiệt và xả nước thừa ít nhất trong mùa lũ, nhưng vẫn đảm bảo được vai trò cắt lũ, cung cấp điện ổn định cho hệ thống luôn luôn là mối quan tâm hàng đầu của các chủ nhà máy thủy điện và các nhà quản lý. Vậy để tránh trường hợp các hồ cạn nước như nửa đầu năm 2023, chúng ta cần phải làm gì? Phân tích, gợi ý của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Các nhà máy thủy điện đóng vai trò hết sức quan trọng trong hệ thống điện quốc gia, ngoài việc sản xuất điện năng, còn tham gia chống lũ, cấp nước cho hạ du, phục vụ phát triển kinh tế, xã hội.

Đến cuối năm 2022 cả nước đã có 387 nhà máy thủy điện lớn, nhỏ. Trong đó, EVN sở hữu 30 nhà máy quy mô vừa và lớn, còn lại 357 nhà máy do các tổ chức và cá nhân đầu tư, với tổng công suất đạt 22.544 MW. Trong 387 nhà máy thủy điện đang vận hành, có 41 nhà máy thủy điện lớn, với quy mô công suất từ 100 MW trở lên. Trong đó, lớn nhất là công trình Thủy điện Sơn La, công suất lắp máy là 2.400MW.

Riêng tổng công suất của 41 nhà máy thủy điện này là 14.330 MW (chiếm tỷ lệ 63,5% công suất của toàn bộ của 387 công trình).

Dung tích chống lũ của các hồ thủy điện trên cả nước đạt 15,8 tỷ m3. Trong đó, phía Bắc là 15 tỷ m3 - điều này có nghĩa là nhiệm vụ chống lũ của các hồ chứa thủy điện ở miền Bắc đóng vai trò quan trọng.

Công suất lắp máy của nhà máy thủy điện phụ thuộc vào chiều cao cột nước H (m) và lưu lượng nước qua tua bin Q (m3/s). Việc xác định công suất của nhà máy thủy điện được tính toán theo công thức: N=AxQxH [1]. Trong đó:

N - công suất đặt (hay công suất lắp máy) của nhà máy thủy điện.

A - hệ số phụ thuộc vào công suất của máy phát, tua bin và một số thông số khác...

Q - lưu lượng nước chảy qua tua bin, m3/s.

H - cột nước tính toán, m. Cột nước tính toán bằng cột nước địa hình trừ đi tổn thất cột nước. (Htt=Hđh-Htonthat).

Điều này có nghĩa là khi nhà máy thủy điện vận hành với cột nước tính toán và lưu lượng tính toán, thì tổ máy đạt được công suất lắp máy. Và để tổ máy vận hành ổn định, công suất định mức không thay đổi khi cột nước làm việc giảm xuống, không đạt cột nước tính toán, thì lưu lượng nước qua tua bin phải tăng lên. Khi mực nước trong hồ dao động từ mực nước dâng bình thường xuống mực nước chết, thì lưu lượng chảy qua tua bin tăng từ lưu lượng tính toán (Qtt) đến lưu lượng lớn nhất (Qmax).

Như vậy, khi mực nước trong hồ càng thấp, thì lưu lượng chảy qua tua bin càng lớn, càng làm cho dung tích hồ chứa chóng cạn kiệt.

Đặc điểm các nhà máy thủy điện lớn đều có hồ chứa điều tiết năm, hoặc điều tiết nhiều năm. Hồ chứa điều tiết nhiều năm là hồ chứa có nhiệm vụ tích lượng nước dư thừa của các năm nhiều nước để cấp bổ sung cho các năm ít nước (chu kỳ hoạt động là một nhóm năm). Hồ chứa điều tiết năm (mùa) là hồ chứa có nhiệm vụ tích lượng nước thừa của các thời kỳ thừa nước trong năm để cấp bổ sung cho các thời kỳ thiếu nước (chu kỳ hoạt động là một năm). Các nhà máy thủy điện trên các lưu vực sông đều phải thực hiện theo Quy trình vận hành liên hồ chứa đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

Bảng dưới đây thống kê mực nước tại các hồ thủy điện trong ngày 1/6/2023:

TT	Nhà máy thủy điện	Công suất lắp máy (MW)	Điện lượng, 106 kWh	Mực nước dâng bình thường (m)	Mực nước chết (m)	Mực nước trong hồ, (m) (ngày 1/6/2023)	Mực nước thấp hơn mực nước dâng bình thường (m)
1	Hòa Bình	1.920	8.160	215	175	175.78	39,2
2	Sơn La	2.400	9.424	117	80	105.21	11,79
3	Lai Châu	1.200	4.670	295	265	263.6	31,4
4	Thác Bà	120	400	58	46	45.62	12,38
5	Tuyên Quang	342	1.295	120	90	90.28	29,72
6	Bản Vẽ	320	1.084	200	155	156.14	43,86
7	Quảng Trị	64	217,4	480	450	464,76	15,24
8	Trung Sơn	260	1018	160	150	153,63	6,37
9	Bản Chát	220	770	475	431	449,82	25,18
10	Huổi Quảng	520	1.904	370	368	369,55	0,45
11	Sông Ba Hạ	220	835	105	101	102,48	2,52
12	A Vương	210	815	380	340	358,25	21,75
13	Sông Tranh 2	190	680	175	140	156,1	18,9
14	Sông Hinh	70	370	209	196	202,64	6,36
15	Sông Bung 2	100	420	605	565	583,83	21,17
16	Sông Bung 4	156	586	222,5	205	217,74	4,76
17	Buôn Tua Shar	86	750	487,5	465	469,95	17,55
18	Buôn Kướp	280	1.105	412	409	410,02	1,98
19	Sêrêpôk 3	220	1.060	272	268	269,39	2,61
20	An Khê	160	694	429	427	428,68	0,32
21	Ka Nắk	13	694	515	485	500,23	14,77
22	Pleikrông	100	417	570	537	543,57	26,43
23	Yaly	720	3.680	515	490	497,68	17,32
24	Sê San 3	260	1.131	304,5	303,2	303,23	1,27
25	Sê San 3A	108	479	239	238,5	238,9	0,1
26	Đại Ninh	300	1.178	880	860	868,04	8,04
27	Đa Nhim	160	1.000	1042	1018	1031,18	10,82
28	Đồng Nai 3	180	607	590	570	574,05	15,95
29	Hàm Thuận	300	1.555	605	575	583,1	21,9
30	Đa Mi	175	1.555	325	323	324,19	0,81
31	Đồng Nai 4	340	1.100	476	474	475,3	0,7
32	Thượng Kon Tum	220	1.094	1160	1138	1149,06	10,94
33	Thác Mơ (kể cả mở rộng)	225	662	218	198	202,01	15,99
34	Trị An	400	1.700	62	50	54,69	7,31
Tổng cộng		12.559	50.050,4

Mực nước tại các hồ thủy điện trong ngày 1/6/2023. (Nguồn: EVN).

Thống kê mực nước về trong hồ các nhà máy thủy điện vào thời điểm ngày 1/6/2023 (bảng trên) cho thấy: 20/34 hồ chứa có mực nước trong hồ thấp hơn từ 10 - 39,2 m so với mực nước dâng bình thường, đặc biệt tại hồ chứa Thủy điện Hòa Bình, mực nước chỉ cao hơn mực nước chết 0,8m.

Như vậy, với các hồ chứa có mực nước thấp hơn mực nước dâng bình thường nếu tiếp tục vận hành, thì lưu lượng qua tua bin càng tăng lên, dẫn đến dung tích của hồ chứa càng giảm mạnh. Và khi dung tích hồ chứa giảm, cột nước làm việc của tổ máy càng giảm, dẫn đến lưu lượng qua tua bin càng phải tăng cho đến Qmax. Vận hành trong điều kiện như vậy là không tiết kiệm được nguồn nước.

Nguyên nhân các hồ thủy điện thiếu nước:

Việc các hồ thủy điện trong 6 tháng đầu năm 2023 có lượng nước ít hơn trung bình nhiều năm xuất phát từ nguyên nhân khách quan và nguyên nhân chủ quan.

Nguyên nhân khách quan:

Do thời tiết diễn biến phức tạp, lưu lượng nước về các hồ thủy điện trong vài tháng đầu mùa hè 2023 có nhiều diễn biến bất lợi, thấp hơn đáng kể so với trung bình nhiều năm, làm suy giảm công suất và sản lượng của các nhà máy thủy điện trên toàn hệ thống, nhất là tháng 3 và tháng 4/2023 với lượng thiếu hụt đến 20 - 50% so với trung bình nhiều năm. Đặc biệt năm nay không có lũ tiểu mãn (thông thường lũ tiểu mãn xuất hiện vào tháng 4 đến tháng 5 hàng năm) nên nguồn nước về các hồ chứa lại càng thiếu trầm trọng. Nguồn cung cấp nước đã ít, lại do nắng nóng kéo dài khiến độ bốc hơi lớn (tổn thất từ bốc hơi cũng làm giảm một lượng lớn nước ở trong hồ).

Theo Trung tâm Dự báo Khí tượng Thủy văn Quốc gia cho biết: Xác suất 70 - 80% El Nino phát triển từ giữa hè 2023 và kéo dài sang năm 2024. Như vậy, vấn đề thiếu nước sẽ còn kéo dài.

Nguyên nhân chủ quan:

Theo thống kê cơ cấu nguồn điện, tốc độ tăng trưởng công suất nguồn so với công suất Pmax phụ tải cho thấy: Ngay từ giai đoạn 2016 - 2020, nguy cơ thiếu điện khu vực miền Bắc đã được chỉ rõ khi tăng trưởng công suất cực đại Pmax đạt 9,3% trong khi tăng trưởng nguồn điện chỉ đạt ở mức 4,7%. Trong đó, một loạt nhà máy điện đã không được triển khai xây dựng đúng tiến độ [2]. Cụ thể là các dự án nguồn điện sau:

1/ Nhiệt điện Na Dương 2 (110 MW), dự kiến đưa vào vận hành năm 2019, nhưng đến nay vẫn chưa triển khai xây dựng.

2/ Nhiệt điện An Khánh - Bắc Giang (650 MW), dự kiến đưa vào vận hành năm 2022 - 2023, nhưng hiện nay dự kiến lùi sang 2026.

3/ Nhiệt điện Công Thanh (600 MW), dự kiến đưa vào vận hành năm 2020, hiện đã dừng đầu tư và trong Quy hoạch điện VIII đã chuyển sang nguồn điện LNG.

4/ Nhiệt điện Nam Định 1 BOT (1.200 MW), dự kiến đưa vào vận hành từ năm 2021 - 2022, nhưng hiện nay cũng ở tình trạng không đủ nguồn vốn, chưa thể khởi công.

5/ Nhiệt điện Cẩm Phả 3 (440 MW), dự kiến đưa vào năm 2020, nhưng hiện đã bị loại bỏ, do tỉnh Quảng Ninh không thể bố trí địa điểm phù hợp.

6/ Nhiệt điện Quỳnh Lập 1 (1.200 MW), dự kiến đưa vào năm 2022 - 2023 và Quỳnh Lập 2 (2026 - 2027) đều đã bị loại bỏ, chuyển sang dự án điện LNG.

Còn các dự án đồng phát Đức Giang (100 MW) và Formosa (710 MW) đều chưa triển khai.

Ngoài ra, các dự án đồng phát nhiệt điện Hải Hà (Quảng Ninh) từ 1 đến 4, đầu tư dưới dạng IPP, với tổng công suất 2.100 MW, tới thời điểm hiện chỉ có dự án Hải Hà 1 đã xin điều chỉnh lên 300 MW và lùi tiến độ đến 2024, còn lại các dự án Hải Hà 2, 3 và 4 đã xin giãn tiếp tiến độ và Quy hoạch điện VIII đã đưa 1.800 MW công suất các dự án này vào vận hành sau năm 2030.

Cũng tại thời điểm này, việc truyền tải điện từ miền Trung ra phía Bắc gặp khó. Hiện khả năng truyền tải điện từ miền Trung ra miền Bắc qua đường dây 500 kV Bắc - Trung luôn ở ngưỡng giới hạn cao (giới hạn tối đa từ 2.500 MW đến 2.700 MW). Nếu vượt quá mức giới hạn này, sẽ dẫn đến nguy cơ rã lưới, ảnh hưởng đến việc cấp điện cho toàn hệ thống.

Vì vậy, với việc huy động tối đa nguồn thủy điện từ đầu năm 2023 là giải pháp nhằm đảm bảo cung cấp điện cho miền Bắc và là nguyên nhân gây ra việc mực nước các hồ thủy điện giảm sâu, nhất là các hồ thủy điện phía Bắc tiệm cận mực nước chết, hoặc bằng mực nước chết như hồ Thủy điện Hòa Bình, Huội Quảng vào thời điểm ngày 1/6/2023.

Áp dụng công nghệ Nhật Bản trong vận hành thuỷ điện:

Để vận hành các nhà máy thủy điện tối ưu, tiết kiệm nước trong mùa khô và giảm xả nước thừa quá nhiều trong mùa lũ, cung cấp điện ổn định cho hệ thống - đây là bài toán giữa an ninh năng lượng và cân bằng nguồn nước cần được giải quyết thấu đáo. Vì vậy, áp dụng tiến bộ khoa học, kỹ thuật vào công tác vận hành tối ưu các nhà máy thủy điện rất cần thiết trong điều kiện thực tế của nước ta.

Hệ thống hỗ trợ ra quyết định vận hành (DSS) là hệ thống các công cụ điện toán có 4 năng lực cơ bản, bao gồm: Biểu diễn trực quan, khả năng tính toán theo thời gian thực, dự báo và mô phỏng vận hành để giải quyết tối ưu hóa các mục tiêu cụ thể, hay hỗ trợ tìm kiếm các giải pháp cho các vấn đề quản lý dựa trên số liệu thu thập được trong quá trình vận hành.

Sau 30 năm áp dụng thành công tại Nhật Bản, năm 2016, công nghệ hỗ trợ vận hành tối ưu và an toàn cho thuỷ điện của quốc gia này đã được thử nghiệm tại Việt Nam. Kết quả ứng dụng tại một số nhà máy thủy điện nhỏ vận hành độc lập cho thấy: Hệ thống hỗ trợ ra quyết định vận hành từ công nghệ này đã chứng minh hiệu quả vượt trội về kinh tế và nâng cao tính an toàn trong vận hành. Đó là tối ưu hóa vận hành trong điều kiện kiệt nước và vận hành phát điện đón lũ trong mùa mưa để giảm xả thừa và hỗ trợ vận hành an toàn trong quá trình điều tiết lũ.

Từ thực tế này cho thấy: Phương pháp vận hành thủ công tại các nhà máy thủy điện hiện nay đã không còn phù hợp, thay vào đó là cần các giải pháp kỹ thuật hiện đại, nhằm hỗ trợ vận hành một cách linh hoạt, năng động để thích nghi với biến đổi khí hậu cực đoan đang và sẽ diễn ra trên khắp thế giới, trong đó nước ta là một trong những nước bị ảnh hưởng lớn nhất [3]. Tuy nhiên, để áp dụng phương pháp này cho các nhà máy thủy điện có hồ chứa lớn trong hệ thống bậc thang thủy điện trên từng lưu vực sông, chúng ta cần song song tiến hành các nghiên cứu tối ưu hóa dài hạn nhờ các chính sách và biện pháp điều phối cho mùa và năm.

Ngoài ra, hệ thống bậc thang thủy điện trên các lưu vực sông nước ta không phải chỉ có một chủ sở hữu duy nhất (trừ hệ thống bậc thang thủy điện trên sông Đà do EVN là chủ sở hữu), thì vấn đề vận hành tối ưu liên hồ chứa cũng là thách thức không nhỏ. Hiện tại hệ thống thủy điện bậc thang trên các lưu vực sông đã có Quy trình vận hành liên hồ chứa do Chính phủ ban hành, các chủ sở hữu nhà máy thủy điện trên từng lưu vực sông đều phải tuân thủ vận hành đúng quy định trong phòng lũ và duy trì mực nước hạ lưu trong mùa cạn. Nhưng với mục tiêu vận hành tối ưu, tiết kiệm nước trong mùa kiệt và xả nước thừa ít nhất trong mùa lũ cho cả hệ thống bậc thang sẽ dẫn đến trường hợp lợi nhuận tối đa không phải lúc nào cũng phù hợp cho từng chủ đầu tư, do giá điện bán lên lưới theo khung giờ khác nhau sẽ có giá trị khác nhau.

Vậy làm cách nào dung hòa được lợi nhuận khi áp dụng phương pháp này cho hệ thống bậc thang thủy điện trên từng lưu vực sông cũng cần được nghiên cứu và đánh giá thấu đáo. Hy vọng rằng, số liệu từ hệ thống DSS sẽ đóng góp cho các nghiên cứu quan trọng này, cũng như hỗ trợ các hồ chứa lớn trong hệ thống bậc thang thủy điện vận hành lũ an toàn.

Thay lời kết:

Việc lượng nước về các hồ thủy điện trong nửa đầu năm nay thiếu hụt, ngoài nguyên nhân khách quan và chủ quan đã nêu ở trên cho thấy: Đã đến lúc cần thiết phải áp dụng các tiến bộ khoa học, kỹ thuật để tăng hiệu quả vận hành các nhà máy thủy điện, nhằm ứng phó với tác động tiêu cực của thời tiết, bảo đảm việc cung cấp điện ổn định cho sản xuất và sinh hoạt.

Trong ngắn hạn, cần nhanh chóng áp dụng các giải pháp kỹ thuật tối ưu hóa vận hành để tiết kiệm nước cho các nhà máy thủy điện. Trong dài hạn, cần nghiên cứu các giải pháp điều tiết phân phối nước sử dụng hợp lý, năng động ứng với tình hình biến động của thời tiết cho thủy điện bằng các kế hoạch điều phối đàn hồi theo mùa, hay cả năm, hoặc nhiều năm cho các hồ chứa lớn. Đồng thời, tăng cường đầu tư cho hệ thống quan trắc hiện đại để lúc nào cũng có thể cập nhật được tình hình thủy văn, thời tiết, nguồn nước trên các sông, hồ chứa, hiện trạng khai thác sử dụng nước của các công trình ở thượng nguồn nhằm phân bổ hợp lý, cân đối giữa nguồn nước để phát điện và cấp nước cho sản xuất, sinh hoạt. Và một trong những giải pháp kỹ thuật có thể giúp tối ưu hóa vận hành, tiết kiệm nước cho các nhà máy thủy điện là áp dụng hệ thống hỗ trợ ra quyết định vận hành cho hoạt động điều tiết thường nhật - Hệ thống DSS.

Hy vọng rằng, công nghệ trên nền tảng số và một hệ thống DSS sẽ đóng góp tích cực cho việc nâng cao năng lực, cũng như đảm bảo vận hành an toàn, tiết kiệm cho hệ thống thủy điện của nước ta.

Đón đọc kỳ tới...

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH
TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

[1] Thủy điện thiếu nước - Nguyên nhân và giải pháp khắc phục (TS. Nguyễn Huy Hoạch - NangluongVietNam online 05:47 | 03/07/2023).

[2] Phát triển nguồn điện trong điều chỉnh Quy hoạch điện VII, bài học cho Quy hoạch điện VIII - (Nguyễn Anh Tuấn (A) - Chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam - NangluongVietNam online 06:15 | 19/07/2023).

[3] Công nghệ Nhật Bản trong vận hành thuỷ điện - Kết quả thử nghiệm tại Việt Nam (TS. Hà Ngọc Tuấn và nnk - NangluongVietNam online 10/7/2023 và 14/7/2023).

Mức sử dụng trong tháng	Giá (đồng/kWh)
Bậc 1: Cho kWh từ 0 - 50	1.806
Bậc 2: Cho kWh từ 51 - 100	1.866
Bậc 3: Cho kWh từ 101 - 200	2.167
Bậc 4: Cho kWh từ 201 - 300	2.729
Bậc 5 Cho kWh từ 301 - 400	3.050
Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên	3.151

Đọc nhiều

Công ty TNHH New Wing Interconnect Technology thực hiện tối đa các giải pháp tiết kiệm năng lượng

14/08/2023

Xem thêm

Nghiên cứu đào tạo

Công nghệ Nhật Bản trong vận hành thuỷ điện [kỳ 3]: Gợi ý của chuyên gia Việt Nam

Cùng chuyên mục

Trường Đại học Điện lực đẩy mạnh hoạt động khoa học và công nghệ

giá điện sinh hoạt