< g £ ri11 § I bkhcn3 Q ềắ > VKHTL

BỘ KHOA HỌC CÔNG NGHỆVIỆN KHOA HỌC THUỶ LỢI 171 Tây Sơn - Đống Đa - Hà Nội

Báo cáo chuyên đề Đề tài:HỢP TÁC NGHIÊN cứu PHÁT TRIỂN Tổ MÁY THỦY ĐIỆN NHỎ

VÀ HỆ THỐNG Tự ĐỘNG HÓA CHO TRẠM THỦY ĐIỆN

Nội dung: KẾT QUẢ ĐIỀU TRA ĐÁNH GIÁ TÌNH HÌNH PHÁT TRIỂN

THUỶ ĐIỆN VỪA VÀ NHỎ, ĐÊ XUẤT CÁC sơ Đồ CÔNG NGHỆ

Ths. Nguyễn Vũ Việt

Hà Nội, 12-2004

MỤC LỤC

I. Tiềm năng thủy điện Việt nam........................................................................1

1.1. Tiềm năng nước mặt.................................................................................1

1.1.1. Sơ lược đặc trưng khí hậu và địa hình.............................................1

1.1.2. Tổng lượng dòng chảy mặt............................................................ 2

1.1.3. Đặc ưưng hình thái của sông ngòi Việt Nam..................................4

L2. Đặc trưng phân phối dòng chảy ưong năm trên các vùng lãnh thổ...........5

1.3. Trữ năng lý thuyết thuỷ điện Việt Nam....................................................7

1.3.1. Trữ năng lý thuyết thủy điện trên các sông chính........................... 9

1.3.2. Trữ năng lý thuyết thuỷ điện nhỏ Việt Nam.................................. 12

1.4. Trữ năng kinh tế, kỹ thuật thủy điện Việt Nam...................................... 13

1.4.1 Mở đầu............................................................................................13

1.4.2 Tiềm nãng kinh tế-kỹ thuật thủy điện vừa và nhỏ....................... 14

1.5. Nhận xét............................................................... 19

II. Tình hình phát triển thuỷ điện vừa và nhỏ Việt Nam.................................. 21

III. Phân tích lựa chọn công nghệ.................................................................... 24

L TIỀM NÀNG THỦY ĐIỆN VIỆT NAM

1.1. Tiềm năng nước mặt

1.1.1. Sơ lược đặc trưng khí hậu và địa hình

Lãnh thổ Việt Nam có phần diện tích ưên đất liền khoảng 332.600 km2

kéo dài trên 15 vĩ tuyêh nằm trong vùng khí hậu nhiệt đới gió mùa có chế độ

mưa ẩm cao với hai mùa trong nãm rõ rệt, ở phía Bắc là sự thay đổi cả về mưa

và nhiệt độ còn ở phía Nam là lượng mưa và độ ẩm.

Việt Nam là dải đất dài và hẹp tiếp giáp với biển Đông, trong đó 3/4

diện tích lãnh thổ là vùng đồi núi và bờ biển dài trên 3.200 km. Trong điều

kiện khí hâu nhiệt đới gió mùa, yếu tố địa hình có vai trò ảnh hưởng lớn đối

với khí hậu nước ta. Đặc điểm địa hình nổi bật nhất là sự phân bố của các dãy núi

trên lãnh thổ.

Dãy Hoàng Liên Sơn, cao 3.140 m như một bức tường chắn gió mùa

Đông Bắc và Tây Nam. Hoàng Liên Sơn trở thành một ranh giới khí hậu, tách phần Tây Bắc ra khỏi phía Đông của Bắc Bộ. Lượng mưa của hai phía sườn

núi đều khá cao dẫn tới tiềm năng lớn về thuỷ điện vừa và nhỏ.

Dãy Trường Sơn có thế dốc đứng về phía biển và phía Tây thoải dần về thung lũng sồng Mê Kông, phân chia rõ rệt khí hậu vùng duyên hải miền trung và lưu vực sông Mê Kông. Phần phía Nam dãy Trường Sơn lại chuyển hướng Đông Bắc - Tây Nam, mở rộng thành cao nguyên Trung Bộ. Về mùa đông, gió mùa Đông Bắc đối lập với hướng núi mang lại lượng mưa lớn trên toàn duyên hải Trung Bộ, làm cho mùa mưa lũ dịch chuyển vào các tháng cuối năm dương lịch trong khi ở phía Bắc đã bước vào mùa khô, tạo thuận lợi cho cân bằng điện lượng trên toàn quốc. Khi vượt qua dãy Trường Sơn, gió mùa đã mất hết hơi ẩm trở thành khô và nóng làm cho mùa đông ở Tây nguyên trở nên khô hạn. Ngược lại, vào mùa hạ, gió Tây Nam từ vịnh Bengan thổi vào khiến sườn Tây Trường Sơn trở thành vùng mưa lớn, phù hợp với quy luật gió mùa. Dãy Trường Sơn trở thành ranh giới phân chia khí hậu rất đậm nét giữa đổng bằng ven biển Trung Bộ với Tây nguyên, ảnh hưởng trực tiếp đến tiểm năng thuỷ điện của các sông lớn như sông Vụ Gia - Thu Bồn, sông Sê San, Sêrêpok, Đồng Nai và các sông khác. Địa hình và khí hậu thuận lợi đã tạo cho khu vực này tiềm năng thuỷ điện vừa và nhỏ lớn nhất Việt Nam.

1

Bờ biển kéo dài trên 3.000km cũng ảnh hưởng tới sự hình thành các vùng khí hậu khác nhau.

Lượng mưa bình quân trên toàn lãnh thổ khoảng 1.960 mm/nãm. Tuy nhiên lượng mưa phân bố không đều theo không gian và thời gian, nơi ít nhất chỉ khoảng 800mm/năm (vùng ven biển Ninh Thuận , Bình Thuận). Nhiều nơi lượng mưa đến 3.000^-4.000mm/nam như Bắc Quang - Hà Giang, Đông Bắc dãy Hoàng Liên Sơn, Mường Tè (Lai Châu), Móng Cái (Quảng Ninh), Tây Bảo Lộc, Trà Mi, Ba Tơ (Quảng Ngãi)... Vùng Bắc Bộ, Tây Nguyên và Nam Bộ mùa mưa xuất hiện từ tháng 5 đến tháng 10, ở ven biển Trung Bộ từ tháng 8 đến tháng 12 có khi sang cả tháng 1. Lượng mưa mùa mưa chiếm (70 -ỉ- 80)% tổng lượng mưa năm. Điều đó tạo thuận lợi cho điểu hoà điện lượng giữa các mùa nhưng lại bất lợi cho các ưạm thuỷ điện không có điều tiết dài ngày trong tính toán điện lượng cho 1 trạm.

1.1.2, Tổng lượng dòng chảy mặt

Tổng lượng dòng chảy trung bình của toàn bộ sông suối trên lãnh thổ nước ta vào khoảng 880 tỷ m3/năm , ưong đó có 555 tỷ m3 chảy từ nước ngoài qua các sông lớn (sông Hồng, sông Mê Kông) và 325 tỷ m3 được sinh ra do lượng mưa trên lãnh thổ Việt Nam. Hệ thống sông Mê Kông có nguồn nước chảy vào nước ta chiếm tới 61,9% tổng lượng dòng chảy. 8 hệ thống sông lớn nhất ở Việt Nam là: Mê Kông, Hồng-Thái Bình, Kỳ Cùng - Bằng Giang, Mã, Cả, Thu Bồn, Ba, Đồng Nai có tổng lượng dòng chảy năm bình quân đạt 92% tổng lượng dòng chảy năm của cả nước. [5], [10]. Tài nguyên nước mặt của Việt Nam được thống kê ở bảng 1.1

Bảng 1.1. Tài nguyên nước mặt của Việt Nam

Hạng mục Toàn bộ Ở Việt Nam %

Tổng diện tích hứng nước của sông ngòi

(km2)

1.167.000 331.000 28.4

• Tài nguyên nước mạt (tỉ m3/năm) 835 313 37.5

• Mật độ tài nguyên nước (m3/km2) 715.510 941.000 132

• Độ sâu dòng chảy (mm) 716 946 132

• Lượng nước bình quân đầu người tích

theo mức dân số 80 triệu (m3/người)

10.438 3.913 37.5

2

Hình 1.1. Bản đồ các ỉưu vực sông chính ỏ Việt Nam

Phân bố dòng chảy trong các hệ thống sông chính được tổng hợp trong

bảng 1.2. [4], [6], [32].

3

Bảng 1.2. Dòng chảy các lưu. vực sông chính của Việt Nam

Lưu vực sông

Diện tích (km2)Lượng dòng chảy (tỉ

m3/nàm)

Toàn bộ

Phần ở

Việt Nam%

Toàn

bộ

Phần ở

Việt Nam%

Kỳ Cùng - Bằng 13.260 11.280 85,1 9 7,3 81,1S.Hồng-Thái Bình 169.000 86.660 51 136 91 66,9Sông Mã 28.400 17.600 62 20,1 15,8 79Sông Cả 27.200 17.730 65 24,2 19,5 81Sông Thu Bồn 10.350 10.350 100 20,1 20,1 100Sông Ba 13.900 13.900 100 9,5 9,5 100Sông Đồng Nai 44.100 37.400 84,8 36,3 32,8 90,4Mê Kông (toàn bộ) 795.000 68.820 8,7 521 23 4,6Các sông khác 56,8 58,8 100

Tổng cộng 835

Nguồn - Chương trình KT - 02, Viện khí tượng Thuỷ Vân.

- Tài nguyên nước Việt Nam, GS Nguyên Đức Phổ và NNK.

- NHS/HP (1992) và MWR! Nippon Koei (1992).

Lượng dòng chảy trong sông ngòi của nước ta phân bố không đồng đều

trên lãnh thổ. Mô đuyn dòng chảy năm trung bình nhiều năm Mo biến đổi trong phạm vi dưới 10 1/s km2 ở vùng ven biển Nam Trung Bộ và hơn 100

1/s.km2 ở vùng Bắc Quang (Hà Giang) hoặc bắc đèo Hải Vân.1.13. Đặc trưng hình thái của sông ngòi Việt Nam

Nhiều công trình khoa học, đề tài, dự án nghiên cứu trong và ngoài nước

đã tiến hành đo đạc, khảo sát và tính toán về hệ thống sông ngòi Việt Nam.

Điển hình là các kết quả nghiên cứu của Viện Qui hoạch thuỷ lợi, Viện Năng lượng, Chương trình KC12, JICA, Nippon KOEI Co. LTD, Ngân hàng thế giới

WB [5],[10], [4], [6], [32].

Các nghiên cứu trên đã phân tích, thống kê trên 2.800 sông suối cấp 1,2,

3, 4, 5, 6 có chiều dài từ 10 km trở lên trên toàn lãnh thổ. Kết quả tổng hợp

được trình bày trong bảng 1.3 và bảng 1.4 [2].

4

Bảng 1.3. Thông kê tổng hợp mạng lưới sông trên lãnh thổ Việt Nam

1 Tổng số sông có chiều dài L>10 km đã khảo sát 2.864

2 Tổng chiều dài các sông đã khảo sát (km) 63.144,5

3 Tổng diện tích lưu vực các sông đã khảo sát (km2) 292.483,0

4 Tỉ lệ so với tổng diện tích lãnh thổ (%) 88,1

5 Mật độ lưới sồng trung bình của khu vực khảo sát

(km/km2)

0,6

6 Độ dốc trung bình cùa dòng chảy 0,022

Bảng 1.4. Tổng hợp phân bố cấc sông

TT Cấp Sông Số Sông Tỷ lệ (%)

1 Dòng chính 134 4,7

2 Cấpl 794 27,7

3 Cấp 2 1.039 36,3

4 Cấp 3 661 23,1

5 Cấp 4 196 6,8

6 Cấp 5 33 1,2

7 Cấp 6 7 0,2

Tổng cộng 2.864 100

Nguồn Viện Qui hoạch và quản ỉỷ nước, Trường Đại học Thuỷ ỉợỉ -

1983.

1.2. Đặc trưng phân phối dòng chảy trong năm trên các vùng lãnh thổ

Nghiên cứu tập trung vào các đặc điểm nổi bật của phân phối dòng chảy phục vụ cho việc khai thác thuỷ điện, do vây đặc biẹt quan tâm đến các vùng

miền núi.

Theo đặc điểm phân phối dòng chảy năm có thể phân chia thành một số

vùng như sau:

- Vùng Đông bắc bao gồm khu vực Cao Lạng và duyên hải Quảng Ninh.

- Vùng núi Việt bắc - Hoàng Liên Sơn.

- Vùng núi Tây bắc.

- Vùng Bấc Trung Bộ.

5

- Vùng Đông Trường Sơn (Bắc và Trung Trung Bộ).

- Vùng Nam Trung Bộ.

- Vùng Bắc Tây Nguyên.

- Vùng Nam Tây Nguyên.Một số dạng phân phối dòng chảy điển hình của các khu vực trình bày

trên hình 1.2

DẠNG PHÂN PHỐI DÒNG CHẲY TRUNG BÌNH CỦA MỘT số VÙNG (THEO XẮP XẾP)

Phần trăm

------Sông kỳ cùng------Sững Hà Khổi------Sông Thao

35 — sỏng Nậm Chiến------Sông Chu ------Sững Tả Trạch

30

43

20

------Sông Luỹ------Sông Xrepok------Sông La Ngà

15

5

AV0 1 2

Hình 1.2. Dạng phân phối đòng chảy điển hình của một số sông suối

được sắp xếp theo thứ tự tháng có dòng chảy ỉớn nhất đến tháng có dong chảy

nhỏ nhất.

Đạc điểm và dạng phân phối dòng chảy trung bình của các sông thuộc

tiểu vùng trên có thể xem ở phụ lục ỉ. Tổng hợp đặc trưng phân phối dòng

chảy của các khu vực thống kê trong bảng 1.5.

6

Bảng ĩ .5. Tổng hợp đặc trưng phân phối dòng chảy của các phân khu

TT Phân khuMùa lũ Tháng lớn

nhất Ba tháng Min Mô đuyn dòng

chảy min 1/s.km2Tháng % Thán

ẽ% Tháng %

I

Đông Bắc

- Cao Lạng VMX 70-5-76 VIII 20-2 5

I-III 4-8 0,59 - 2,6

- Quảng Ninh

VI-IX 754-85 VII 19-2 4

XII-II 3-5 3-5 tới 13

II Việt Bắc HLS VI-IX 71-75 VIII 20-2 3

I-III 7-9 4-7 tới 10

III Tây Bắc VI+IX 67-77 VII 21-2 6

I-III 4-6 6-10

IV Bấc Trung Bộ VII-XI 61-72 IX 21-2 2

II-IV 7,6-10 4,8-9,9

V Đông Trường Sơn IX-XII 63-74 X,XI 26-34

II-IV 6,2-9,4 2-3 tới 13

VI Nam Trung Bộ IX4-XI 68 X 42 i-m 3,6 0,39

VII Bắc Tây Nguyên VHI-XI I

67-74 X 16-2 0

II-IV 6,4-9,8 2,74-4,4

VII I

Nam Tây Nguyên

VH-XI 75-85 IX 20-2 5

II-IV 2-5 1,5-2,5

Nguồn GSTS. Đỗ Cao Đàm

Do tính ngẫu nhiên của dòng chảy, quy luật phân phối dòng chảy chỉ có

thể xét cho trường hợp trung bình nhiều nãm, những nãm cụ thể sẽ có thể có

những dao động rất lớn, nhất là trên những sông suối nhỏ do tác dụng điều tiết

của lưu vực kém hơn so với lưu vực lớn. [8]

1.3. Trữ năng lý thuyết thuỷ điện Việt Nam

Theo đề tài 06.02.06.01, trữ năng lý thuyết của thuỷ điện nước ta tính

toán theo số liệu thống kê của 2.864 sông suối có chiều dài sông L > 10 km

nằm trong khoảng 271.000 Gwh/năm và 318.000 Gwh/năm. Tuỳ theo kết quả

tính toán có thể hiệu chỉnh bằng một hệ số gọi là hệ số đầu nguồn và trị số

trung bình là 294.500 Gwh/năm.

Theo kết quả nghiên cứu của Trung tâm nghiên cứu và thiết kế thuỷ

điện thuộc Bộ Điện lực (cũ) trên 2.171 sông suối từ cấp 1 đến cấp 6 có chiều

dài sông từ 10 km trở lên trong phạm vi toàn quốc thì trữ năng lỹ thuyết của

7

thuỷ điện nước ta được đánh giá là 300.044 Gwh/nãm, tương đương với công

suất lý thuyết là 34.251MW.

Với kết quả như trên, có thể làm tròn trữ nâng lý thuyết của thuỷ điện

nước ta là 300.000 Gwh/năm tương đương với công suất lý thuyết là 34.247

MW (với độ khác biệt giữa các kết quả tính toán xấp xỉ 10%). Đây cũng là

con số được nhiều cơ quan nghiên cứu khác chấp nhận và đã được công bố

trên nhiều tài liệu chính thức.

Trữ lượng thuỷ nãng được phân bố trên 3 vùng như sau:

- Miền Bắc: 181.000 Gwh/năm.

- Miền Trung: 89.000 Gwh.nam

- Miền Nam: 30.000 Gwh/năm.

Phân bố chi tiết của trữ lượng thuỷ năng lý thuyết theo các khu vực khác

nhau trên lãnh thổ Việt Nam được giới thiệu trong bảng 1.6.

Bảng ỉ.6. Phân bố trữ lượng thuỷ năng lý thuyết theo khu vực.

Khu vựcCông suất lý

thuyết (MW)Điện lượng

(Gwh/năm)

Tỷ trọng

(%)Đông Bắc 771,12 6760,50 2,25

Sông Hồng và Sông Thái Bình 90960,00 79689,00 26,56

Sông Đà 8100,00 70.882,80 23,62

Sông Mã, Sông Cả, Sông Nậm Ư 2717,63 23.814,70 7,94

Giữa miền Trung 3228,70 28.283,19 9,43

Duyên hải miền Trung 2903,42 25.433,96 8,48

Tây Nguyên 4024,50 35.298,71 11,76

Sông Đồng Nai 3410,00 29.872,4 9,96

Tổng cộng 34.251 300.040 100

Nguồn Trung tâm thông tin và dịch vụ KHKT, Bộ Năng lượng, 1990.

Xét theo mức độ tập trung năng lượng thuỷ điện, nước ta có 8 hệ thống

sông quan trọng nhất, trong đó tập trung tới trên 85% nguồn trữ lượng thuỷ

năng lý thuyết của đất nước.

8

1.3.1. Trữ năng lý thuyết thủy điện trên các sông chính

Ỉ.3J .1. Hệ thống sông Hồng

Với ưu thế về diện tích hứng nước, lượng nước phong phú và độ dốc địa

hình vào loại cao nhất, nguồn năng lượng thuỷ điện của nước ta đã tập trung

tới 44% tại đây. Nguồn năng lượng này phân bố rất không đều, tập trung chủ

yếu trong các dòng nhánh.

Trong hệ thống sông Hồng, sông Đà là phụ lưu cấp 1 lớn nhất, đồng thời

cũng là sông có tiềm năng thuỷ điện và mật độ năng lượng cao nhất của nước

ta (chiếm tới 24% của tổng trữ năng thuỷ điện). Việc khai thác sông Đà không

những cung cấp một nguổn điện năng quan trọng mà còn tạo ra khả nãng chống lũ có hiệu quả đối với đồng bằng Bắc Bộ, trong đó có thủ đô Hà Nội.

Các phụ lưu của sông Đà cũng có nguồn thuỷ năng dồi dào, đặc biệt phải kể

đến sông Nậm Mu có trữ năng 10.800 Gwh/năm, chiếm ưên 15% trữ nàng

thuỷ điện của sông Đà, và sông Nậm Na có trữ năng 6000 Gwh/năm chiếm

9% trữ năng của sông Đà.

Sông Lô là phụ lưu cấp 1 có vị trí quan trọng thứ hai của hệ thống sông

Hồng với trữ năng thuỷ điện chiếm 21% trữ năng của hệ thống và trên 9% trữ

năng lý thuyết của toàn quốc. Sông Lô có hai nhánh chính là sông Gâm, trữ

nãng lý thuyết 6.100 Gwh/năm và sông Chảy trữ năng lý thuyết 5.800

Gwh/năm.

Dòng chính của sông Hồng là sông Thao. Do địa hình tương đối bằng phẳng, độ dốc đáy sông nhỏ nên nguồn thuỷ năng của sông Thao không dồi

dào như trên các phụ lưu sông Đà và sông Lô. Trữ năng lý thuyết của sông

Thao chiếm xấp xỉ 23% trữ năng của hệ thống sông Hồng và 10% tổng trữ

năng thuỷ điện của cả nước.

ỉ .3.ỉ .2. Hệ thống sông Mã

Hệ thống này có mật độ thuỷ điện vào loại trung bình. Do độ dốc dòng

chính sông Mã tương đối nhỏ nên năng lượng chủ yếu tập trung trên sông

nhánh cấp 1 là sông Chu. Sông Chu có trữ năng lý thuyết khoảng 3.150

Gwh/năm, chiếm 24% trữ năng lý thuyết của hệ thống sông Mã. Nguồn thuỷ

9

năng của sông Mã chiếm tới 97% trữ năng lý thuyết của toàn bộ các sông

thuộc tỉnh Thanh Hoá và có tỉ trọng trên 5% tổng trữ năng lý thuyết toàn

quốc.

ỉ.3.ỉ.3. Hệ thống sông cả

Nguồn thuỷ năng của hệ thống sông Cả chiếm khoảng 5% trữ năng lý

thuyết của toàn quốcvới mật độ năng lượng thuộc loại trung bình. Trong các

phụ lưu, đáng chú ý nhất là sông Hiếu với trữ năng lý thuyết xấp xỉ

3.600Gwh/năm, chiếm 25% trữ năng lý thuyết của hệ thống sông cả.

ỉ .3.1.4. Hệ thống sông Vu Gia - Thu Bồn

Hệ thôhg sông này cố diện tích hứng nước tương đối nhỏ so với các hệ

thống khác nhưng có mật độ năng lượng thuỷ điện khá cao, lớn hơn khoảng

1,6 lần mật độ nãng lượng trung bình của cả nước. Trữ năng thuỷ điện lý

thuyết của hệ thống chiếm xấp xỉ 6% trữ năng chung. Trên hệ thống có nhiều

khả nâng xây dựng được các ưạm thuỷ điện vừa và nhỏ.

ỉ .3.1.5. Hệ thống sông Sê San

Nhờ ưu thế về địa hình, độ dốc dòng chảy lớn nên hệ thống sông Sê San

có mật độ năng lượng thủy điện cao gấp rưỡi mật độ trung bình của cả nước

với trữ năng lý thuyết chiếm xấp xỉ 6% trữ năng chung. Phân bố năng lượng

trong hệ thống tập trung đáng kể trên các sông nhánh cấp 2. Hệ thống Sê San

có nhiều thuận lợi để xây dựng các công trình thuỷ điện lớn như công trình

thuỷ điện Yaly hiện đang vận hành.

1.3.1.6. Hệ thống sông Sêrêpok

Hệ thống này có mật độ năng lượng vào loại trung bình, nguồn năng lượng chiếm xấp xỉ 4% trữ năng lý thuyết toàn quốc và chiếm 73% trữ lượng

thuỷ nãng các sông thuộc tỉnh Đắk Lắc. Phần dòng chảy ở nước ta là thượng

nguồn nên có lợi thế độ dốc địa hình và có điều kiện thuận lợi để xây dựng

các công trình thuỷ điện loại vừa.

1.3.1.7. Hệ thống sông Ba

Là một hệ thống sông nội địa, nguồn trữ năng thuỷ điện của hệ thống

chiếm xấp xỉ 3% trữ năng thuỷ điện lý thuyết toàn quốc và có mật độ năng

lượng thuộc loại trung bình.

10

ỉ 3.1.8. Hệ thống sông Đồng Nai

Là hệ thống sông có trữ năng thuỷ điện lớn thứ 2 của nước ta sau hệ thống

sông Hồng. Trữ năng lý thuyết của hệ thống sông Đồng Nai chiếm khoảng

10% trữ năng lý thuyết toàn quốc. Nguồn năng lượng này phân bố khá đồng

đều trên dòng chính và các phụ lưu. Trong hệ thống sông Đồng Nai có hai

sông nhánh cấp 1 quan trọng là sông La Ngà với trữ năng lý thuyết xấp xỉ

14% trữ năng thuỷ điện sông Đồng Nai, và sông Bé có trữ năng lý thuyết

3.800Gwh/năm.

Hệ thống sông Đồng Nai đã được nghiên cứu khá nhiều. Hiện nay đang

có một số công trình thuỹ điện lớn đang hoạt động như: Đa Nhim, Trị An,

Hàm Thuận-Đa Mi.

Đặc trưng phân bố trữ năng thuỷ điện lý thuyết của 8 hệ thống sông nêu

trên trong tổng trữ năng chung của cả nước và sự phân bố của năng lượng các

cấp sông khác nhau được trình bày trong bảng 1.7.

Bảng ỉ .7. Phân bố của trữ lượng thuỷ nâng ìý thuyết trong các hệ thống

sông chính và trong các cấp sông [2]

Hệ thống sông

Tỉ trọng ưong

trữ năng toàn quốc (%)

Tỉ lệ phân bố năng lượng trên các cấp sông (%)

Dòng chính Sông cấp 1 Sông cấp 2 Sông cấp 3 Sông cấp >3% trữ năng

hệ thốn

g

% cả nước

% trữ năng

hệ thốn

g

% cả nước

% trữ năng hê

thống

% cả nưóc

% trữ năng hệ

thống

% cả nước

% trữ nâng hệ

thống

% cả nước

•HT Sông Hồng

44,9 6,9 3,1 93,1 41,8 51,6 23,2 29,9 13,4 11,6 5,2

+ Sông Đà 25,3 53,0 47,0 13,5 7,7 25,8

+ Sông Lô 9,3 13,8 86,2 40,8 12,9 32,5

+ Sông Thao

10,3

• Sông Mã 5,4 38,7 2,1 61,3 3,3 22,9 1,2 5,7 0,3 32,7 1,8

• Sông Cả 5,2 20,3 1,1 79,7 4,1 41,3 2,1 11,3 0,6 27,1 1,4

11

•VuGia-Thu Bồn

5,4 19,0 1,0 81,0 4,4 29,1 1,6 5,1 0,3 46,8 2,5

• Sông Sê San

6,1 12,1 0,7 87,9 5,4 21,7 1,3 4,5 0,3 61,7 3,8

• S.Sê rêPok

4,5 51,1 2,3 48,9 2,2 28,6 1,3 9,6 0,4 10,7 0,5

• Sông Ba 3,4 46,0 1,6 54,0 1,8 16,4 0,6 1,3 0,0 36,3 1,3•HT. s.Đồng Nai

10,1 46,8 4,7 53,2 5,4 17,6 1,8 4,8 0,4 30,8 3,1

Cộng 85,0 16,6 68,4 33,1 15,7 19,6

Nguồn - Viện Qui hoạch và quản ỉỷ nước, Bộ Thuỷ lợi (cũ).

- Trường Đại họcThuỷ lợi, 1983.

1.3.2. Trữ năng lý thuyết thuỷ điện nhỏ Việt Nam

Mạng lưới sông ngòi của nước ta được cấu tạo chủ yếu bởi các con sông

ngắn, diện tích lưu vực nhỏ, độ dốc đáy sông lớn với mật độ lưới sông tương

đối đồng đều trên các vùng. Điều kiện thuận lợi này đã tạo ra tiềm năng to lớn

phát triển thuỷ điện nhỏ trên toàn vùng miền núi.

Dựa theo kết quả tính toán trữ năng thuỷ điện lý thuyết trên toàn mạng

sông suối, có thể thống kê được phân bố trữ năng lý thuyết theo cấp của công

suất ưong các sông như giới thiệu ở bảng 1.8.

Bảng 1.8. Thống kê trữ lượng thuỷ năng ỉỷ thuyết của thủy điện [2], [3]

Khu vực

100 KW<N<1MW 1MW<N<1OMW

Số

sông

Công suatMW

Điện

lượng Gwh/nă

m

*

% cả

nướcSố

sông

Công suất

MW

Điện

lượng Gwh/nă

m

% cả

nước

Miền Bắc 216 108 987 0,33 812 2538 25736 8,58

Miền

Nam

314 162 1437 0,48 681 2477 21696 7,23

Toàn

quốc530 270 2424 0,81 1493 5015 47432 15,8

12

Theo kết quả nghiên cứu trên, trữ lượng thuỷ năng lý thuyết của các

sông nằm trong phạm vi công suất 100 KW - 10 MW chiếm tỉ trọng 17%

trong tổng trữ năng lý thuyết. Nếu xét tới thêm phần trữ nàng của các sông

suối nhỏ có công suất lý thuyết dưới 100 Kw, các cơ quan nghiên cứu thuỷ

điện nước ta đã kết luận tỉ trọng trữ lượng thuỷ năng lý thuyết của Thuỷ điện

nhỏ đạt khoảng 20% tổng trữ năng lý thuyết của thuỷ điện nói chung với các

giá trị ước tính như bảng 1.9.

Bảng ỉ .9. ước tính giá trị thủy năng

• Trữ lượng thuỷ năng lý thuyết của TĐN: 60.000 GWh/năm

• Công suất lý thuyết: 6.849 MW

1.4. Trữ năng kinh tế, kỹ thuật thủy điện Việt Nam

L4.1Mởđầu

Việc đánh giá trữ năng kinh tế - kỹ thuật thuỷ điện Việt Nam đã được

thực hiện vào năm 1980 [6]. về trữ năng kinh tế - kỹ thuật các công trình lớn,

đã tính toán lựa chọn 81 công trình của 13 sông lớn, có thể khai thác 14 triệu

kW với điện lượng 69,1 tỷ Kwh/năm, cụ thể như bảng 1.10 sau.

Bảng 1.10 Trữ năng kinh tế, kỹ thuật của các sồng lớn [1]

Lưu vực sông Số công trình

Công suất

bảo đảm (MW)

Công suất lắp máy

(MW)

Điện lượng

hàng năm

(106kWh)

1 Lô - Gâm - Chảy 5 376,5 1068 4852

2 Đà 11 2685,0 6258 31175

3 Thao 4 62,6 177 757

4 Mã, Chu 3 91,5 320 1256

5 Cả 2 179,0 560 2556

6 Vũ Gia - Thu

Bổn12 323,1 945 4575

7 Trà Khúc 6 173,8 360 1688

8 Ba 7 93,1 242 1238

13

9 Srepok 11 212,9 496 2636

10 Se San 6 669,5 1485 7948

11 Đồng Nai 9 581,5 1670 8001

12 La Ngà 3 159,7 345 1631

13 Sông Bé 2 55,7 155 799Tổng cộng: 81 5.663,9 14.081 69.113

Trong báo cáo nghiên cứu [1] đã lựa chọn và tính toán cho 175 công

ưình thủy điện vừa và nhỏ tổng điện lượng là 11,5 tỷ Kwh/năm. Nghĩa là, đã

sơ bộ xác định tổng trữ năng kinh tế-kỹ thuật của sông ngòi Việt Nam khoảng

80,417 tỷ Kwh/năm. Những năm gần đây, các cơ quan trong và ngoài nước đã

nghiên cứu, đánh giá lại trữ năng kinh tế-kỹ thuật của thủy điện Việt Nam, kết

quả cho thấy trữ năng trên 80 tỷ kwh/năm là phù hợp, tuy nhiên, về cơ cấu và

số lượng có thể thay đổi, bởi các nguyên nhân:

- Các qui hoạch trước đây thường xem nhẹ việc ngập lụt đất và di dân,

hiện nay vâh đề di dân và đền bù đất đai trở nên quan trọng và phải chi

phí rất lớn, khiến cho nhiều trạm dự kiến ưước đây nay không còn khả

thi nữa.

- Cùng với sự tiến bộ của khoa học và công nghệ, đã giải quyết được

nhiều vấn đề mà trước đây cho là khó khăn, đã đề xuất được nhiều

điểm mới để xây dựng thủy điện.

Trữ năng kinh tế - kỹ thuật của thuỷ điên sau khi rà soát lại các quy hoạch như

sau:1 .4.2 Tiềm năng kinh tế- kỹ thuật thủy điện vừa và nhỏ

Như đã trình bày ở trên, tiềm năng kinh tế - kỹ thuật của thủy điên vừa và nhỏ có nhiều thay đổi so với kết quả đánh giá trước đây. Từ năm 2000, nhờ

chủ trương của Chính phủ cho các nhà đầu tư ngoài EVN, xây dựng các dựa

án thủy điện vừa và nhỏ. Chỉ trong vòng 4 năm, có ưên 100 dự án thủy điện

được đưa vào kế hoạch đầu tư với tổng công suất hơn 2000 MW. Để đáp ứng

nhu cầu trên, nhiệm vụ qui hoạch thủy điện đã được nhiều cơ quan trung ương và địa phương phối hợp thực hiện đạt kết quả tốt (cồng ty Tư vấn Xây

dựng Điện I, Viện Khoa học Thủy lợi, Viện Năng lượng,..

14

Các số liệu của các dự án qui hoạch nêu trên đã từng bước làm sáng tỏ

bức tranh thủy điện Việt Nam. Tuy nhiên, quy hoạch trên chưa phản ánh được

hết toàn bộ tiềm năng thủy điện vừa và nhỏ Việt Nam:

- Các qui hoạch trên mới đánh giá tiềm năng các trạm thủy điện có qui

mô lớn hơn 1MW. Một số lượng lớn các TTĐ có công suất < 1MW

chưa được xem xét.

- Mới chú ý khai thác các TTĐ có cột nước cao, chưa chú ý hết các

TTĐ cột nước thấp.

- Mới nghiên cứu các TTĐ phát điện, mà chưa xét tới các TTĐ sử dụng

đa mục tiêu như: tưới, phòng chống lũ, cải thiện môi trường.

- Tính khả thi của TTĐ được xem xét với giá mua điện hiện tại, mà

chưa xét tới giá điện cao hơn, do vậy cũng làm giảm tiềm năng kinh

tế-kỹ thuật. .

Do vậy, trong tương lai, khi xem xét một cách toàn diện, đầy đủ hơn,

chắc chắn kết quả đánh giá về tiềm năng thủy điện sẽ lớn hơn. Lấy ví dụ 3 hệ

thống tưới có phát điện đang được xem xét là thủy lợi Bản Mòng, thủy lợi

Thác Muối, thủy lợi Tả Trạch đã có công suất «100 MW.

Về các 1'1 Đ cực nhỏ (N<100 Kw) đã có một số nghiên cứu như:

- Nghiên cứu của PECCI, HPC và MERITEC nãm 2001, lập về cơ sở dữ liêu cho điện khí hóa nông thôn.

- Nghiên cứu của JICA (tổ chức hợp tác quốc tế Nhật Bản) và HPC

năm 2001-2002. Lập cơ sở dữ liệu cho điện khí hóa nông thôn.

Các nghiên cứu trên mới chỉ đánh giá tiềm năng thủy điện cực nhỏ ở một số vùng đã khảo sát, chưa có thể xem là tiềm năng tổng thể của thủy điện

cực nhỏ của cả nước. Do vậy, ưong báo cáo chỉ căn cứ vào một số nghiên cứu

điển hình và đánh giá tiềm năng theo tỷ lệ của các công trình thủy điện cỡ lớn

hơn. Tuy nhiên, số liệu về phạm vi sử dụng là tương đối phù hợp để xây dựng

gam thủy điện ở Việt Nam. Tiềm năng kinh tế - kỹ thuật của thuỷ điện loại 1-

50MW đã được TS. Nguyên Đình Tranh đánh giá trong bảng 1.13 đến bảng

1.16.

15

Bảng LI3. Tổng hợp tiềm năng TĐ vừa và nhỏ cả nước (qui mô ĩ-50 MW)[9]

TT TỉnhSố công

trình

Tổng công suất

(kW)

Điện lượng năm

(106kWh)

1 Tây Bắc 153 1.003.920 4.015,70

2 Đông Bắc 24 220.000 884,00

3 Bắc Trung bộ 34 319.360 1.277,50

4 Duyên hải Nam Trung bộ 60 446.180 1.784,72

5 Tây Nguyên 59 537.980 2.151,90

6 Sông Đồng Nai 25 218.000 872,00

Cộng: 355 2.745.440 10.995,82

Bảng ĩ. 14. Vị trí từng vùng trong cả nước

1’1' VùngTỷ lệ số công trình (%)

Tỷ lệ về công suất (%)

1 Tây Bắc 43,1 36,62 Tây Nguyên 16,6 19,63 Duyên hải Nam Trung

bộ17,0 16,3

4 Bắc Trung bộ 9,6 11,65 Đông Bắc 6,7 8,06 Sông Đồng Nai 7,0 7,9

Cộng: 100,0 100,0

Bảng LỈ5. Phân theo cột nước thuỷ điện [9]

II' VùngHnhỏ nhất (m)

H lớn nhất (m)

H bình quân (m)

1 Tây Bắc 35 1.030 5422 Đông Bắc 44 420 2323 Bắc Trung bộ 30 600 3154 Duyên hải Nam Trung bộ 30 480 2555 Tây Nguyên 34 700 3676 Sông Đồng Nai 30 700 365

16

Bảng ỉ.16. Phân theo công suất bình quân của trạmTT Vùng Công suất bình quân

(kW)

1 Tây Bắc 6.561,6

2 Đông Bắc 9.166,7

3 Bắc Trung bộ 9.392,9

4 Duyên hải Nam Trung bộ 7.436,3

5 Tây Nguyên 9.118,3

6 Sông Đồng Nai 8.720,0

Chung: 7.733,6

Nếu tính thêm các thuỷ điện đang vận hành (chỉ tính công trình từ

lOOOkw trở ĩên) bao gồm 11 công trình với tổng công suất 45.250kW, điện

lượng bình quân hàng năm 204.106Kwh thì tổng tiềm năng thuỷ điện vừa và

nhỏ bao gồm 366 công trình, 2.790MW, điện lượng hàng năm

11.200.106Kwh.

Khi tính thuỷ điện nhỏ xấp xỉ bằng 1/4 thuỷ điện vừa và tính dự phòng 10% thì tổng tiềm năng các loại thuỷ điện được phân bố như bảng 1.17.

Bảng 1.17. Tổng tiềm nâng thủy điện theo các loại [9]

Nghĩa là xác định trữ năng kinh tế về thuỷ điện nước ta là 80 tỷ kwh là

tương đối phù hợp.

Kết quả khảo sát, quy hoạch một số trạm thuỷ điện nhỏ được thể hiện

qua phụ lục ỈI và các biểu đồ phân bố như trong hình 1.3 với số tổ máy giả

thiết là 2 và 3

Công suất Tổng công suất (kW)

Tổng điện

lượng

(106kWh)

Cộng dự

phòng 10%Tỷ lệ %

1 > 50MW 14.701 57.802 63.6 80,3

2 50-1MW 2.790 11.200 12.3 15,5

3 < 1MW 700 3.000 3.3 4,2

Cộng: 18.191 72.002 79.2 100

17

Hình 13. Phân bố vùng làm việc của tua bin thủy điện cực nhỏ

18

N(Kw)

ỉ

20000 - >8000 ...>6000 --14000

12000

10000 -- 9000 —8000 ■-7000

6000 ■■■■■

5000 ■■

4000

3000

2000

1500 •-

1000900 800700

600 ..-

500 -

400 -

THỐNG KÊ 350 ĐlỂM thủy điện nhỏ

0 0 0 o □

: ■

: • ■■ 1

Ị :

■ ■ i i

Ị ị ■ ■ ■ Ị

....Ị.

. ỉ..

Ị..j.,

.í .

Ị ...!

:.

..1..

1..ị. ..

ị ..Ị. ......

1 ....=

....1.i

....;

......

..... ỉ.

......

ì. . ..4

.! ...:.

.....-

..1...

..>

: ... í..

.!...ị.

.. .ỉ.1 ...í.

4 ....ị .

: ...Lj ...Ị

5...Ị...

i..ị...

.i ■ ỉ...

.t !

í...ị í !

Ị :..[..

!....í i

......

..:...

.....

.....

.... ■■■

■.....

......

......

.....

......

.....

......

.... ........

......

...1..

.." - -

- *....

......

' ! ; ...

.ỉ..

Ị..■..

í .■.1

...ỉ...

...:...

.ĩ....

..;...

.;...

‘...1..

1.i ...

ị, i..

; „J.:.

L.

....‘.

. i..

1..ị ..

.! '■+ ■■

'■• —ỉ

—“i ...

..

-...í.

..Ị....

J. 1..ọ

Ị Ị Ị -1

....1-

—■ ồ..

i..J .

:.i -1...

....1 .

...í..

... o

......

....;..

■..1.ỉ

. ...í. -1

..> .

..;

...<

■....ÌỔ

Ị : ỉ........

..." 1 °..

......

!......

..'...

..... .

9....

......

.... ọ....

......

......

......

..... ....

.....

!.....

..o ■

-' ■ ■......

.■....

.....■

■■■■

■’.....

. ....’ ■■

■■■ -

ị -

ị ; ị ị

!...;..

Ị....ị.

......

ị ị ị ị

; Ị ị...

......

; ■■■■ á...

..ố ...

ì ó ?Q

Q o ■■

■! □

......

.Ố

■ ■ ... -...

....1

......

......í -4

. ...í. .ị

......

. .. .1 0

...ỉ ■■■■

ị..Ị ị ■

ị ; ị...

.! ;

: ọ ị j ị ị.

......

......

.ị Ị ị• ị

! ■

■ ■ ■ i

Ố i

■ ỉ ■...

......

..

0 ■ ■

! ©...

......

.••••” O

j ...<It>

......

. o OO

3 0(9 oo

......

......

.o G.

.....í..r

.Ị. -Ị.

-Ị..i

. .i.

■ ■ ...

. i... o

í..

i .■. 'Ọ "

’•/’• o...

."’Ị.o.

: .....

. ..

0..‘ì..

...í.

í' ...

t . .

.j ■■■'

......

......

o ốod.

..ố ỉ- -

ọ...

o....

..-ẹ

o....

...9-

00 o o

...0

ồ...o

......

oó 4

ọ.....

Ố--.

......

.. ■■■ ■...

....: •.

......

1....o

......

......

.....i...

.QO

°...

.1...0

......t..

o ...ịeọ

......

....o

oị...

...O

i......

......

... Oí

......

07...

...ĩ-.

ị-0.Ị. -Ị"

“1..ị.

...:..

.ị -

■■■ -.‘.

. I.O

-4..í

.;....

; ..ỏ -O-

.....-

-ỏ ..

o....í..

...ó.

......

..o...

.....

Ị....0

. ...ị. O i. -ỉ-

.1...

;....

1.í ...

......

.....

.........

......

...; .

0....

....,

ộ....

......

......

9....

......

......

......

......

.0...

....0

......

....0;

-,.

......

....?

......

?.....

.■....

..1 ...

......

< "O o.....GD

ỉ...

._ o.... ..

.o- ....

......

ỉ í..

....

Ị' '’ỷ' 4

■ ......

......

...■ ■■■

0....

......

......

......

......

......

......

tì o....

......

O...

......

._...

......

■ ...

....0

4....-...

......

......

.... ....

.....

...a>

......

..4 ..ô

o...

....o

i......

.. ®.o

.......

.a....

......

.a...

....Ể

k.....

......

..h..j. ...L

J .

......

.. Ị ..o..

.j ....o

Ỉ G...

...9.

.. 0E>

...Đ

OỌ

......

......

..ị..

0'4.

....f

O0 'Ị-....ị

.. ..

ị.. ..

ộ ó...........

.....o

:..........

......

..j...

......

...., ộ

'.....

.., o

, ....

....j

....’

......

4 - 4

..4 ...4

-ò -o

......

..:.....

..cd

.-- A..

.é...

......

.1....

.ì...

..í...

í .4.

ỏo -4

..• J

--

......

. ’...

.. .....! —• o

......

......

..- oo.

.....:

.o ...

......

.•....

. O;.... o

- ......

... ..

Ị ộ o_

Ị C

D

o o

o o 1

Ọ ax»

Ị ị-..

....;.

... ....

. .. ...

...Ị ....o .

..ỏ...

......

.’ -- O..

■.....

. ...4.... “...

.1. 4

......

. .. ..■

.......

....:.

....ị..

.......

.ị..■:

..= 4

ị......

.ị...&

......

......

......

.....

'.......í......44

.16.

...1.

.1..'

0.4.

...

....í.

......

....•

<..ó-

í -O 00

......

..i ồ

-.....

......

..oo

. ..........

......

•■•0

1.....

......

...í..

..1. ■■+■

....Ị ..ị

....J

.....

. ...

......

......

......

......

..•=..

.- \ ...

.....'V

Ị.... ° O °; ° 4

4 Ị 4

--.: Ị ■

’ .Ị

- ...

......

. ■ ■■■■ ■ ■■ •>

■■■■;

Ị o...

....©

-.....

......

.. ■ ■ 8..

.....Ọ

-ị ị. ■ .ị.

-ị -ị..

....-O

ý O

’. ...i -:......

......

.: ••..' ....

!.....

......

-o Ọ ị. 4

-í 4 4 :

; :! Ị.... J

; Ị >

1 .....

.i . Ị L.

. • J J4.

.Ỉ L . .. ..’

■

ị ; ■■

ì ị i

ị Ị í ị :o

; : M__

___

____

____

____

L -í-

i.-i__

____

__i__

___

____

____

i____

_.

ị ị ị Ị i

Ị I

3

H(m)

IU 12

--

1B 18

...20 22 30

...

40

...

50

"

60 70 80 90

100 ...

120

140

■

160

180 ...

200

240 ...

260 ■

320

360 ..

400

450 ..

500 ..

600 ...

700 ..

800 ■

1000

Hình 1.4. Phân bố vùng làm việc của tổ máy cấc trạm thủy điện nhỏ

1.5. Nhận xét

Từ các số liệu trên, có thể đưa ra một số nhận xét về đặc trưng của mạng

sông suối nước ta liên quan đến phát triển thủy điện:

- Việt nam có một mạng lưới sồng rất phát triển, phân bố khá đồng đều

trên cả ba miền đất nước, mật độ sông suối trung bình trên lãnh thổ là 0,60

km/km2. Ở miền núi, mật độ lưới sông dày hơn và có độ dốc lớn, là nơi có

nhiều trung tâm mưa quan trọng nên có nhiều điều kiện thuận lợi để phát triển

thủy điện.

19

- Sông ngòi nước ta chủ yếu là các sông nhỏ và ngắn, loại này chiếm tới

trên 90% tổng số sông. Chỉ có 8 hộ thống sông lớn có diện tích hứng nước

>10.000 km2. Đó là hệ thống sông Bằng - Kỳ Cùng, sông Hồng - Thái Bình,

sông Mã, sông Cả, sông Thu Bổn, sông Ba, Đồng Nai và Mê Kông. Gần 76%

diện tích đất liền của nước ta thuộc lưu vực của các hệ thống sông này. Hầu

hết sông ngòi đều đổ ra biển Đông, dọc bờ biển cứ khoảng 23km lại có một

cửa sông.

- Sông suối nước ta có độ đốc địa hình khá cao, độ dốc trung bình thay

đổi ưong phạm vi từ 10m/km đêh 30m/km, trong đó, hệ thống sông Hồng có

độ dốc địa hình lớn nhất 42'm/km.

- Xét theo lưu lượng thường xuyên tại cửa ra của lưu vực, đại bộ phận

sông suối có lưu lượng trung bình nhiều năm không nhỏ hơn 50m3/s. Các sông

suối này chiếm tới 98% số sông khảo sát.

- Mạng lưới sông suối Việt Nam khá đa dạng, có cấu trúc khác nhau tuỳ

theo từng khu vực tự nhiên, tương ứng với sự phân hoá của khí hậu và cấu trúc

địa chất, địa hình.

- Khảo sát cụ thể các TTĐ nhỏ cho thấy các trạm có cột nước khoảng 50-ỉ-400m chiếm tỷ lệ lớn, phù hợp với loại tua bin tâm trục và bin bin xung kích. Tuy nhiên, ưong nghiên cứu quy hoạch, chưa đánh giá hết tiềm năng các TTD cột nước thấp cũng như các trạm sử dụng đa mục tiêu (chống lũ, phát điện, tưới tiêu, điều hoà nước, ...). Trong tương lai, chắc chắn tiềm năng này sẽ được xem xét đầy đủ hơn.

- Chế độ dòng chảy sông ngòi Việt Nam rất khắc nghiệt, lượng dòng chảy vào 4 tháng mùa lũ chiếm 604-85% lượng dòng chảy cả năm, trong khi 3 tháng dòng chảy nhỏ nhất chỉ chiếm 44-10%, thậm chí có nơi chỉ chiếm 2% lượng dòng chảy cả nãm. Điều này cho thấy với các TTĐ nhỏ, không có hồ chứa điều tiết nước thì các tua bin được lựa chọn có phạm vi làm việc (theo lưu lượng) càng rộng càng tốt.

- Việc khảo sát trữ năng của thuỷ điện theo phạm vi công suất không hoàn toàn trùng với quy mô theo định nghĩa thuỷ điện lớn, vừa và nhỏ, các TTĐ có quy mô công suất N<1MW chưa được đánh giá đầy đủ. Căn cứ vào tính đa dạng của địa hình Việt Nam, có thể khẳng định vùng làm việc của các trạm rất khác nhau. Cần đưa ra một gam thủy điện tương đối rộng và đầy đủ nhằm tạo thuận lợi cho nghiên cứu, thiết kế chế tạo và lựa chọn thiết bị.

20

II. TÌNH HÌNH PHÁT TRIEN THUỶ điện vừa và nhỏ việt nam.Tiêu thụ năng lượng trên thế giới hầu như đã tăng rất nhiều lần trong

những nãm gần đây, khoảng 90% năng lượng tiêu thụ này là nhiên liệu hoá

thạch như dầu lửa, than đá v.v... Tổng nhiên liệu này đã tìm thấy ước tính

khoảng 1200 tỷ tấn (quy ra dầu). Tổng lượng khai thác và tiêu thụ hàng năm

là 6,7 tỷ tấn. Như vậy với tốc độ tiêu thụ như hiện nay thì trong hai hoặc ba

thế kỷ nữa sẽ tiêu hết tất cả các nguyên liệu hoá thạch đã phát hiện. Hơn nữa,

việc phá huỷ môi trường và những ảnh hưởng phản lại về khí tượng do việc

tiêu thụ nhiên liệu hoá thạch gây ra những vấn đề xã hội nghiêm trọng. Do

việc sử dụng một cách ổn định năng lượng hạt nhân cũng như sự tiến bộ của

công nghệ tiết kiệm nãng lượng phát triển chậm nên nguồn thuỷ nãng là

nguồn năng lượng sạch, tái tạo được có tầm quan trọng đặc biệt.

Vì những lý do trên, nhiều nước phát triển bắt đầu xem xét việc phát

triển thuỷ điện, nhưng hiện nay rất khó tìm ra các vị ưí tốt để xây dựng các

nhà máy cỡ lớn bởi hầu hết các địa điểm tốt để xây dựng các đập lớn đã được

sử dụng và những quy định pháp luật nghiêm khắc được áp dụng để bảo vệ

môi trường thiên nhiên. Do đó, thuỷ điện nhỏ sử dụng nước hiện tại của các

công trình như đập hoặc kênh dẫn được thực hiện cùng các công trình mới.

Đứng về quan điểm kinh tế, trong nhiều trường hợp việc tiến hành xây dựng

thuỷ điện nhỏ như các dự án mới, hoàn toàn độc lập là bất lợi. Tuy nhiên trong

nhiều trường hợp nhiều nước đã đưa ra các biện pháp cụ thể để thúc đẩy việc phát triển thuỷ điện nhỏ.

Thuỷ điện nhỏ cũng có thể sử dụng tiềm năng của dòng chảy hiện có và có thể là nguồn nãng lượng bổ sung cho địa phương khi thiếu điện cung cấp

bởi các nhà máy điện hiện có hoặc do việc cung cấp điện không ổn định.

Việt Nam nằm ở vùng nhiệt đới ẩm, có gió mùa, lượng mưa tương đối

lớn. Cùng với điều kiện địa hình có nhiều dãy núi cao, tạo ra cho nước ta một

nguồn thuỷ nãng dồi dào. Kết quả nghiên cứu, tính toán khảo sát của trên

2.170 sông suối có độ dài trên 10km cho thấy trữ năng kinh tế kỹ thuật vào

21

khoảng 80 4- 100 tỷ kWh/năm. Nguồn thuỷ năng trên được khai thác chưa

đáng kể.

Theo quyết định của Thủ tướng Chính phủ về hiệu chỉnh quy hoạch

phát triển điện lực Việt Nam giai đoạn 2001 -ỉ- 2010, có xét triển vọng tới năm

2020 (ngày 21/3/2003) thì nhu cầu phụ tải năm 2005 là 48,5 -ỉ- 53,8 tỷ kWh,

năm 2010 là 88,5 4- 93 tỷ kWh. Như vậy, yêu cầu phát triển điện lực là rất lớn.

Theo dự kiến ngành điện từ năm 2003 4- 2010 đầu tư cho xây dựng nguồn và

lưới điện, phải cần tới 22,5tỷ USD. Để đáp ứng nhu cầu về nguồn điện, giai

đoạn 2001 4- 2010, dự kiến xây dựng 20 trạm công trình thuỷ điện lớn, ngoài

ra các doanh nghiệp ngoài EVN đã đang ký và đầu tư khoảng 100 công ưình

thuỷ điện vừa và nhỏ (công suất 1MW 4- 100MW). Tổng công suất lên tới trên

2.000MW tổng mức đầu tư > 2,5tỷ USD. Chỉ trong vòng 2 năm (2002 4

2003), công suất các dự án thuỷ điện vừa và nhỏ được đăng ký để đầu tư gấp

10 lần tổng công suất các trạm thuỷ điện (TTĐ) vừa và nhỏ đã xây dựng từ

năm 1960 4- 2000.

Ngoài hệ thống nguồn điện nối lưới Quốc gia, điện cho vùng sâu, vùng

xa, vùng không có khả năng nối lưới Quốc gia (theo quy hoạch là gần 300 xã)

cũng được chú ý với mục tiêu phát triển năng lượng sạch để bảo vệ môi trường

và cấp điện cho khu vực nghèo. Chính phủ và các tổ chức Quốc tế như WB,

ADB, JICA... đang tài trợ cho các dự án năng lượng tái tạo như: "Chương

trình hành động năng lượng tái tạo Việt Nam" (REAP) do WB tài trợ. Các dự

án điện, gió, pin mặt trời, thuỷ điện nhỏ do các tổ chức JICA, ECF (điện lực Pháp) tài trợ...

Các công trình thuỷ điện được xây dựng trong giai đoạn tới có mức đầu

tư lớn, đòi hỏi rất cao về khoa học, công nghệ. Theo điều tra, đánh giá số

lượng các ưạm thủy điện phân loại theo công suất tại Việt Nam như sau:

- Loại trạm có công suất lắp đặt từ 0,1 MW 4- 10MW có khoảng 500

trạm với tổng cồng suất từ 1.400MW đến 1.500 MW.

22

- Loại trạm có công suất dưới O,1MW có khoảng 2.500 ưạm với tổng

công suất từ 160MW 4- 200MW.

Phát triển thuỷ điện vừa và nhỏ là một động lực quan trọng góp phần

phát triển kinh tế, xã hội miền núi vùng sâu, vùng xa. Khi có nhà máy thuỷ

điện sẽ có đường giao thông tới tận công trình, kéo theo các công trình là hàng

loạt các dịch vụ đi kèm, nhờ vào dịch vụ này người dân có thể buôn bán do đó

tăng cao thu nhập, ổn định cuộc sống, không phải phá rừng làm nương rẫy.

Các nhà máy thủy điện cũng thu hút nhiều lao động vào làm việc, giải quyết

công ăn việc làm cho nhân dân, cung cấp điện sinh hoạt cho nhân dân phục vụ

sinh hoạt và sản xuất chế biêh.

Tính trong 3 năm trở lại thì Thuỷ điện là nguồn đầu tư lớn nhất vào khu

vực miền núi với hơn 40.000 tỷ đồng đã được đăng ký. Phần lớn các dự án

nằm ở vùng sâu, vùng xa, vùng đồng bào dân tộc. Chỉ riêng tỉnh Lào Cai,

trong vòng 3 năm đã thu hút được nguồn vốn đầu tư gần 7.000 tỷ đồng. Phát

triển thuỷ điện đã kéo theo phát triển giao thông, điện, và các hạ tầng cơ sở

khác, thúc đẩy phát triển du lịch, dịch vụ cho khu vực miền núi.

- Đây là nguồn nâng lượng tái tạo, góp phần bảo vệ môi trường, các dự

án thuỷ điện vừa và nhỏ nói chung không gây ngập lụt lớn, ít phải di dân.

- Nguồn thuỷ điện vừa và nhỏ ở Việt Nam được đánh giá vào khoảng 20

25 tỷ kwh, được khai thác chưa đáng kể. Dự kiêh thủy điện vừa và nhỏ ưong

giai đoạn tới sẽ phát triển rất mạnh.

- Nguổn thuỷ điện có vốn đầu tư ban đầu không cao, nhưng chi phí khai

thác sử dụng rất thấp, sử dụng nguồn năng lượng sẵn có từ thiên nhiên, chi phí

quản lý cho lkwh thấp.

Trong những năm tới, để giải quyết vấn đề năng lượng của đất nước thì

đầu tư cho thuỷ điện là hiệu quả nhất, vì thời gian hoàn vốn nhanh, suất đâu tư

thấp.

Phát triển thuỷ điện vừa và nhỏ có thể thu hút được đầu tư vào vùng sâu,

vùng xa miền núi trên một địa bàn rất rộng, vì thuỷ điện vừa và nhỏ của nước

ta phân bố rộng trên khắp các tỉnh miền núi, từ miền núi phía Bắc đêh miền23

Trung, Tây Nguyên, Đông Nam Bộ. Đặc biệt càng những vùng sâu heo hút

khó khãn lại có tiềm năng thuỷ điện như vùng sâu các tỉnh Lào Cai, Yên Bái,

Sơn La, tới Kon Turn, vùng núi Quảng Nam... có thể nói đây là cơ hội rất quý

báu cho miền núi vùng sâu, vùng xa. Viện Khoa học Thuỷ lợi qua quy hoạch,

đánh giá chỉ riêng 2 tỉnh Lào Cai và Lâm Đồng đã có thể xây dựng trên 100

trạm thuỷ điện vừa và nhỏ có cồng suất mỗi trạm từ 1MW 50MW.

Trong các ưạm thủy điện để vận hành an toàn cho hổ chứa và máy móc

thiết bị, rất cần đo đạc các thông số về cơ, điên của nhà máy, từ các thông số

cơ, điện này người vận hành sẽ điều khiển công suất phát của nhà máy, điều

khiển vận hành nhà máy đúng theo yêu cầu của điều độ và đảm bảo an toàn

cho công trình.

Hệ thống đo lường điều khiển tự động hoá (ĐL-ĐK-TĐH) không thể

thiếu được trong bất kỳ một trạm thủy điện nào, ngày nay với sự phát triển rất

nhanh của khoa học công nghệ, công nghệ đo lường điều khiển ngày càng

hiện đại, thiết bị ngày càng nhỏ gọn và có độ chính xác cao, thời gian sử lý

nhanh. Độ tin cậy ngày càng cao.

III. PHÂN TÍCH LỰA CHỌN CÔNG NGHỆ.

ở các nước công nghiệp phát triển, hệ thống này rất phát triển, được

tiêu chuẩn hoá thành các mô đun. Khách hàng chỉ việc lựa chọn mua về và lắp

đặt theo hướng dẫn, tiêu biểu như hệ thống Power base (Canada), Alstom

(Pháp). Thiết bị hiển thị lấy tín hiệu từ các sensor, biến đổi các tín hiệu áp

suất, vòng quay thành các tín hiệu điện và được thể hiên trên thiết bị hoặc ưên

màn hình máy tính của phòng điều khiển trung tâm. Các thiết bị đo được chế

tạo rất nhỏ gọn có nhiều chức năng, dùng các phím chuyển mạch để chọn lựa

thông số cần thể hiện có giao tiếp truyền thông RS323 hoặc 485 để truyền tín

hiệu tới máy tính.

Với sự phát triển rất nhanh của công nghệ tự động hoá cho phép trạm

thuỷ điện nối PLC (Programmable Logic Controller), DCS (Distributed

Control System PLC + PC = DCS), NCS (Process Control System), các dụng

24

cụ 10 (in, out) tại thiết bi (field device) và các PC của nó với nhau. Thậm chí

nối hệ thống điều khiển của nhiều nhà máy với nhau. Lợi ích có thể được thấy

rõ: Điều khiển tập trung, đưa các hệ thống quan trọng của nhà máy vào data

base để báo cáo cho lãnh đạo phân tích quản lý, nâng cao hiệu suất vận hành

trạm. Các thiết bị và hệ thống có thể được nối mạng và thông tin với nhau là

nhờ các chuẩn (standard) và các nghi thức (protocol). Các nghi thức nối mạng

theo kỹ thuật số như Foundation Fieldbus và Proflbus vẫn còn tiếp tục phát triển.

Với các trạm có nhiều thiết bị kết nối với máy tính, đòi hỏi đường truyền

rộng, người ta sử dụng nghi thức Foundation Fieldbus. Sự nối mạng của

Foundation Fieldbus có hai lớp. Lớp HI nối mạng các field devices với nhau,

nối các nhóm field devices vcti DCS hay PLC, hay các DCS, PLC với nhau.

Hl dùng 2 sợi dây, H2 dùng chuẩn HPE (High speed Ethernet).

Hình ỉỉĩ.l Nghi thức nối mạng Foundation Fieldbus.

RS232 là tiêu chuẩn nối mạng serial thường dùng nhất. Mỗi PC có cổng

serial dùng chuẩn RS-232. Vì chuẩn RS 232 là chuẩn không cân bằng, chiều

dài giữa hai thiết bị dùng chuẩn này bị hạn chế tối đa 15 mét. RS485 cũng là

chuẩn serial nhưng cân bằng. Nhờ thế tốc độ thông tin cao hơn RS323 và có

25

khoảng cách tối đa là 1200m, 32 thiết bị có thể thông tin với nhau dùng 1 đôi

dây dưới hình thức multidrop này với nhau.

Trong các TTĐ có nhiều hệ thống khác nhau, phục vụ cho 01 tổ máy là

01 hệ thống đo lường, điều khiển, bảo vệ đi kèm. Toàn bổ các thiết bị này được lắp vào trong một hệ thống tủ gồm các tủ sau:

- Tủ điều khiển nội bộ tổ máy (LCU).

- Tủ kích từ

- Tủ điều tốc

- Tủ đo lường

- Tủ bảo vệ

- Tủ cấp nguồn 1 chiều

Tuỳ theo kết cấu tua bin, quy mô nhà máy mà các tủ này có thể thay đổi

và làm các chức năng khác nhau. Để liên kết giữa tủ điều khiển tổ máy với các

hệ thống khác trong trạm, cần có đường truyền thông tốc độ cao, băng thông rộng phục vụ việc giao tiếp giữa PC với các LCU.

DK, BV TỔ MÁY 1CONTROL. PROTECTIVE UNIT NOI

DK.BV TỔ MÀY 2CONTROL. PROTECTIVE UNIT NŨ2

TRUNG TÂM O.ĐỘMODERATION CENTRAL

Hình ỈỈỈ.2. Sơ đồ kết nối các hệ thống trong trạm thuỷ điện.

26

Với cách kết nối này, toàn bộ dữ liệu hoạt động của ưạm có thể được

truyền về mạng điều độ Quốc gia, các nhà quản lý sẽ sử dụng dữ liệu này để

vận hành trạm với hiệu suất cao nhất.

Trong các tủ LCU toàn bộ các module đo lường, điều khiển tự động hoá

được nối với nhau thông qua mạng truyền RS485, được kết nối với máy tính.

Trên máy tính ta có thể giám sát và điều khiển toàn bộ hoạt động cùa nhà

máy.;

Tủ đo lường không có nghĩa là chỉ thể hiện và chứa toàn bộ thiết bị đo

không nữa. Nhờ thiết bị nhỏ gọn ta có thể có 1 tủ với nhiều chức năng khác

nhau: thể hiện các thông số, bảo vệ máy phát, điều khiển kích từ...

Hình ỈỈỈ.3. Sơ đồ kết nối các thiết bị trong tủ (LCU).

Với sự phát triển rất nhanh của công nghệ kỹ thuật số, các module được chế tạo rất hoàn chỉnh và nhiều chức năng, các module đều có chức năng

truyền thông.

27