Nghiên cứu giải pháp nâng cao hiệu ích phát điện cho các trạm thủy điện trong bối cảnh phụ tải và thị trường điện Việt Nam

KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018) 107 
BÀI BÁO KHOA HỌC 
NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU ÍCH PHÁT ĐIỆN 
CHO CÁC TRẠM THỦY ĐIỆN TRONG BỐI CẢNH PHỤ TẢI 
VÀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM 
Hoàng Công Tuấn1 
Tóm tắt: Tỷ trọng nguồn thủy điện hiện chiếm tỷ trọng cao nhưng xu hướng sẽ giảm dần dẫn đến vị 
trí làm việc của trạm thủy điện cũng thay đổi. Biểu đồ phụ tải điện cũng có sự thay đổi theo hướng 
bất lợi cho thủy điện. Nhu cầu sử dụng điện cao lại xảy ra vào những tháng mà công suất phát của 
trạm thủy điện bị hạn chế. Hơn nữa, thị trường điện chuyển sang thị trường điện cạnh tranh đòi hỏi 
các trạm thủy điện, trong thiết kế cũng như trong vận hành, cần có những thay đổi phù hợp. Bài 
báo trình bày cơ sở khoa học, từ đó đưa ra giải pháp có xét đến phụ tải điện và thị trường điện 
nhằm tăng công suất khả dụng, do đó làm nâng cao hiệu ích phát điện cho trạm thủy điện, đồng 
thời làm giảm chi phí cho toàn hệ thống. Những kết quả thu được từ việc áp dụng tính toán cho hai 
trạm thủy điện trên sông Sê San cho thấy hiệu quả của phương pháp nghiên cứu. 
Từ khóa: Thủy điện; Hệ thống điện; Thị trường điện; Điều tiết dài hạn 
1. MỞ ĐẦU1 
Trong cơ cấu hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam 
thì nguồn thủy điện chiếm tỷ trọng cao (Chính 
phủ, 2016). Hầu hết các trạm thủy điện (TTĐ) 
vừa và lớn trên các dòng sông đã được xây dựng 
và đi vào vận hành. Các TTĐ này thường có hồ 
điều tiết dài hạn. Việc phát triển thêm các TTĐ, 
nhất là các trạm ở bậc thang phía trên sẽ có ảnh 
hưởng lớn đến chế độ làm việc của các TTĐ 
trên cùng hệ thống bậc thang. Do đó, hướng 
nghiên cứu sẽ tập trung sang nghiên cứu chế độ 
vận hành nhằm nâng cao hiệu ích phát điện 
đồng thời đảm bảo các yêu cầu lợi dụng tổng 
hợp. Mặc khác, phụ tải điện cũng có sự thay đổi 
đáng kể theo hướng bất lợi hơn đối với thủy 
điện. Theo đó, nhu cầu sử dụng điện ngày càng 
cao vào những tháng giao mùa từ mùa kiệt sang 
mùa lũ (Cục điều tiết điện lực, 2017b), khoảng 
thời gian mà các TTĐ không thể huy động được 
công suất lớn do cột nước giảm. Sự thay đổi 
theo hướng bất lợi này của phụ tải điện càng gây 
lên sự căng thẳng trong cân bằng năng lượng 
của hệ thống và khó khăn trong việc huy động 
nguồn điện. Hơn nữa, Chính phủ đã ban hành lộ 
1 Khoa Công trình, Trường Đại học Thủy lợi 
trình phát triển các cấp độ thị trường điện cạnh 
tranh ở Việt Nam (Chính phủ, 2013) đòi hỏi các 
TTĐ cũng phải có những thay đổi phù hợp về 
chế độ và tiêu chí vận hành. 
Từ đó cho thấy, việc nghiên cứu giải pháp 
cho các trạm thuỷ điện nhằm nâng cao hiệu ích 
phát điện cho TTĐ, đồng thời tăng khả năng 
thay thế của thủy điện góp phần làm giảm căng 
thẳng trong cân bằng công suất cho hệ thống, do 
đó làm giảm chi phí vận hành và đầu tư cho 
toàn hệ thống là rất thiết thực. Giải pháp đưa ra 
được áp dụng tính toán cho hai TTĐ điều tiết 
dài hạn trên sông Sê San. 
2. CƠ SỞ KHOA HỌC ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP 
2.1. Quan điểm tính toán xác định chế độ 
vận hành các TTĐ 
Chế độ vận hành của các TTĐ, nhất là các 
TTĐ có hồ điều tiết dài hạn phụ thuộc rất nhiều 
vào khả năng dự báo thủy văn, cơ cấu nguồn 
điện, đặc điểm của phụ tải điện và thị trường 
điện. Đa số các TTĐ lớn trên thế giới đều có hồ 
điều tiết dài hạn. Việc nghiên cứu tính toán các 
thông số của TTĐ cũng như xác định chế độ vận 
hành cho các hồ chứa loại này sẽ tùy thuộc vào 
từng nước. Vì mỗi nước đều có đặc thù riêng về 
chính sách giá điện, cơ cấu nguồn thủy điện 
 KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018) 108 
trong hệ thống, đặc điểm phụ tải điện, mức độ 
tin cậy của dự báo thủy văn và phụ tải (P. 
Sengvilay, 2009; Pan Liu et al., 2012). 
HTĐ của nước ta càng ngày càng hoàn chỉnh 
làm cho việc trao đổi công suất, điện năng giữa 
các vùng không còn bị hạn chế. Hầu hết các 
TTĐ đều làm việc trong HTĐ quốc gia và 
chiếm một tỷ trọng cao (năm 2017 chiếm 
38,3%). Nhưng chế độ làm việc của các TTĐ 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. Cho nên chế 
độ làm việc của các TTĐ ảnh hưởng rất lớn đến 
hiệu quả từng trạm, độ tin cậy cung cấp điện và 
hiệu quả kinh tế của toàn bộ HTĐ. Điều này đòi 
hỏi phải xác định chế độ làm việc của các TTĐ 
trên quan điểm có lợi cho toàn bộ hệ thống chứ 
không phải có lợi cho từng TTĐ. 
2.2. Các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu ích 
phát điện của TTĐ 
2.2.1. Phân bố điện năng đảm bảo theo 
thời gian 
Các TTĐ tham gia vào cân bằng công suất 
của HTĐ thông qua điện năng đảm bảo (Ebđ) 
hay công suất bảo đảm (Nbđ) từng tháng trong 
năm ứng với mức bảo đảm tính toán. Tiêu 
chuẩn đánh giá phân bố Ebđ hợp lý của các TTĐ 
là cực tiểu chi phí quy đổi của toàn HTĐ. 
Nghiên cứu các tài liệu thiết kế các TTĐ 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 TTĐ 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 TTĐ phải được xác 
định theo quan điểm hệ thống trên cơ sở phối hợp 
sự làm việc giữa các TTĐ và các trạm nhiệt điện 
(TNĐ) trong cân bằng năng lượng của toàn hệ 
thống. Do đó việc phân bổ phụ thuộc rất nhiều vào 
trạng thái của HTĐ (biểu đồ phụ tải, tương quan 
giữa nguồn và phụ tải, cơ cấu nguồn, thị trường 
điện, sự 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 TTĐ 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. 
2.2.2. Phương pháp xác định chế độ làm 
việc cho TTĐ 
Các phương pháp tính toán thủy năng sử 
dụng trong thiết kế để xác định điện năng của 
các TTĐ đều dựa trên cơ sở biết trước phân bố 
lưu lượng thiên nhiên. 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 TTĐ điều tiết năm, mùa (hầu 
hết các TTĐ lớn của nước ta thuộc loại này), 
thường được sử dụng cùng một 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 Nkd, do đó làm giảm 
hiệu quả năng lực của các TTĐ. Nhiều TTĐ khi 
tính toán thủy năng thường dựa trên các phương 
pháp và tiêu chí riêng mà chưa gắn với phụ tải 
dẫn đến những bất cập khi các trạm đi vào vận 
hành. Đối với các TTĐ có vai trò quan trọng 
trong hệ thống, khi tính toán thủy năng xác định 
các thông số đã xét đến sự tham gia của chúng 
trong cân bằng năng lượng của hệ thống. Tuy 
nhiên, khi phụ tải cũng như cơ cấu nguồn thay 
đổi cần có những điều chỉnh trong tính toán cho 
phù hợp (Hồ Ngọc Dung, 2017; Hoàng Công 
Tuấn, 2017b). Hơn nữa, thực tế sử dụng các 
phương pháp tính toán khác nhau cũng cho kết 
quả khác nhau đáng kể (Hoàng Công Tuấn, 
2017a), dẫn đến không đánh giá chính xác được 
khả năng của các TTĐ. Để khắc phục những 
điều nói trên cần sử dụng một phương pháp tính 
thủy năng thích hợp có xét đến phụ tải với điều 
kiện thông tin dài hạn dài hạn về thủy văn 
không đủ độ tin cậy. 
2.2.3. Sự phát triển của Thủy điện và thay 
đổi cơ cấu nguồn điện 
Theo Quy hoạch sơ đồ điện VII điều chỉnh 
KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018) 109 
(Chính phủ, 2016), tỷ trọng nguồn nhiệt điện 
ngày càng tăng và tỷ trọng của nguồn thủy điện 
ngày càng giảm (năm 2017 chiếm 38,3%, nhưng 
dự kiến đến năm 2020 thủy điện chỉ chiếm 25% 
và năm 2030 chỉ còn 15%). Điều này dẫn đến 
các TTĐ trước đây chạy đáy sẽ có xu hướng 
chuyển dần lên chạy đỉnh đòi hỏi phạm vi thay 
đổi công suất lớn hơn. Mặt khác, với sự phát 
triển thêm các TTĐ, nhất là các trạm ở bậc 
thang phía trên sẽ dẫn đến nhiều thông số thiết 
kế trước đây của các TTĐ phía dưới không còn 
phù hợp và có ảnh hưởng lớn đến chế độ làm 
việc của các TTĐ trên cùng hệ thống bậc thang. 
Đó cũng là một phần lý do cộng với do nhu cầu 
phụ tải cao ở những tháng 6, 7 mà hiện đang có 
nhiều dự án mở rộng các TTĐ đang vận hành 
như Hòa Bình, Ialy, Trị An, Thác Mơ. Điều này 
cho thấy, nếu có biện pháp nâng cao công suất 
khả dụng của các TTĐ đang vận hành vào thời 
đoạn này sẽ rất có lợi cho bản thân trạm đó cũng 
như làm giảm chi phí cho toàn hệ thống. 
2.2.4. Đặc điểm của phụ tải điện và phát 
triển thị trường điện cạnh tranh 
Đặc điểm phụ tải điện của Việt Nam có sự 
thay đổi đáng kể theo thời gian. Trước đây, phụ 
tải của những tháng giao mùa (các tháng 6, 7, 8) 
thường nhỏ hơn nhiều những tháng cuối năm. 
Phụ tải điện lớn nhất thường rơi vào tháng 11 và 
12 là những tháng đầu mùa kiệt nên mực nước 
hồ đang ở mức cao. Trong những năm gần đây 
và dự báo trong những năm tới, nhu cầu sử dụng 
điện trong những tháng này lại là những tháng 
lớn nhất trong năm (Hình 1). Khoảng thời gian 
này các TTĐ không thể huy động được công 
suất lớn do cột nước giảm. Hơn nữa, do đại bộ 
phận các TTĐ vừa và lớn ở nước ta đều lắp 
Tuabin Tâm trục (Thủy điện Sơn La, Hòa Bình, 
Lai Châu, Ialy, Trị An, ). Đặc điểm của loại 
Tuabin này là công suất khả dụng (Nkd) giảm 
nhanh khi cột nước giảm (nhỏ hơn cột nước tính 
toán), nhất là các TTĐ có cột nước cao và có 
nhiệm vụ phòng lũ. 
Hình 1. Biểu đồ phụ tải nhất lớn nhất năm HTĐ toàn quốc năm 2004 và 2017 
Trong điều kiện đó, ở các tháng giao mùa các 
TTĐ phải làm việc rất căng thẳng không thể 
đảm bảo sửa chữa đầy đủ. Do đó, hệ thống phải 
lắp thêm công suất dự trữ sửa chữa ở các TNĐ. 
Điều này làm giảm công suất thay thế của TTĐ. 
Sự thay đổi theo hướng bất lợi này của phụ tải 
điện làm khó khăn trong việc huy động nguồn 
điện và gây lên sự căng thẳng trong cân bằng 
năng lượng của toàn hệ thống. Như vậy, nếu có 
giải pháp làm tăng được Nkd của TTĐ ở những 
tháng này sẽ mang lại lợi ích rất lớn. 
Về thị trường điện, từ cơ chế độc quyền kinh 
doanh điện chuyển sang thị trường điện cạnh 
tranh với lộ trình phát triển các cấp độ thị 
trường điện lực đã được phê duyệt (Chính phủ, 
2013; Bộ Công thương, 2017). Theo đó, thị 
trường điện gồm 3 cấp độ: thị trường phát điện 
cạnh tranh (2005-2014), thị trường bán buôn 
 KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018) 110 
điện cạnh tranh (2015-2021) và thị trường bán 
lẻ điện cạnh tranh (từ sau 2021). Hiện nay đang 
ở trong giai đoạn thí điểm của thị trường bán 
buôn điện cạnh tranh (2017-2018). Giai đoạn thị 
trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh sẽ 
vận hành từ năm 2019. 
Trong phương pháp tính giá điện theo cơ chế 
của thị trường điện cạnh tranh thì thành phần giá 
điện bao gồm giá điện năng và giá công suất 
(Cục điều tiết điện lực, 2016, 2017a), và có tính 
đến đặc điểm của phụ tải điện. Theo đó, giá 
công suất cao tập trung vào những giờ phụ tải 
cao trong ngày và những tháng phụ tải cao trong 
năm. Điểm đáng lưu ý là trong những tháng phụ 
tải cao thì khả năng phát công suất (hay Nkd) 
của thủy điện lại bị hạn chế do cột nước giảm. 
Điều này không chỉ ảnh hưởng đến hiệu ích của 
thủy điện mà còn gây khó khăn trong việc huy 
động nguồn, làm căng thẳng trong cân bằng 
công suất và dẫn đến tăng chi phí cho toàn hệ 
thống.Vì thế, giải pháp trong thiết kế cũng như 
vận hành nhằm làm tăng công suất của thủy 
điện trong giai đoạn này phải được tính đến. 
2.3. Phương pháp đánh giá khả năng nâng 
cao hiệu ích làm việc của các TTĐ 
Việc lựa chọn các thông số trong thiết kế 
cũng như việc xác định chế độ làm việc trong 
vận hành của TTĐ, nhất là với các TTĐ lớn cần 
đứng trên quan điểm hệ thống thông qua phân 
tích kinh tế trên cơ sở đánh giá hiệu quả thay thế 
của nó. Trong phân tích kinh tế thì những gì làm 
giảm thu nhập quốc dân được gọi là chi phí, còn 
những gì làm tăng thu nhập quốc dân được gọi 
là lợi ích. Với quan điểm đó thì thu nhập dòng 
(NPV) quy về thời điểm hiện tại của một dự án 
thủy điện được xác định như công thức (1). 
 (1) 
Trong đó, : Chi phí thay thế đối với các 
ngành lợi dụng tổng hợp thứ i. Đây chính là 
toàn bộ chi phí mà ta tiết kiệm được do có dự án 
thủy điện mà ta không phải xây dựng một công 
trình có lợi ích tương đương đối với ngành i; n: 
là số ngành tham gia lợi dụng tổng hợp; : 
Toàn bộ chi phí vào dự án thủy điện. Nếu chỉ 
xét đến hiệu quả kinh tế về mặt năng lượng và 
dự án thay thế là nhiệt điện, trong trường hợp 
này công thức (1) có dạng. 
 (2) 
Trong đó, : Chi phí đầu tư vào TNĐ thay 
thế; : Chi phí hàng năm mà chủ yếu là chi 
phí nhiên liệu tiết kiệm được ở TNĐ; : Chi 
phí vào TTĐ nghiên cứu. 
Để đánh giá đúng hiệu quả thay thế về mặt 
năng lượng của TTĐ theo công thức (2) cần xác 
định chính xác công suất thay thế của nó. Công 
suất thay thế của TTĐ nghiên cứu được xác 
định theo công thức (3). 
 (3) 
Trong đó, : Công suất thay thế của TTĐ; 
: Tổng công suất lắp máy của các TNĐ 
khi chưa có TTĐ; : Tổng công suất lắp 
máy của các TNĐ khi có TTĐ. 
Các giá trị và được xác 
định từ cân bằng công suất của toàn bộ hệ thống 
khi không có và khí có TTĐ nghiên cứu tham 
gia. Như vậy, để tăng hiệu quả kinh tế của TTĐ 
cần nâng cao được công suất thay thế của nó. 
Nghiên cứu giải pháp làm tăng được Nkd của 
TTĐ vào những thời gian phụ tải cao và cột 
nước của thủy điện thấp sẽ làm giảm được công 
suất của TNĐ, nhất là phần công suất dự trữ sửa 
chữa ở TNĐ, do đó sẽ tăng được công suất thay 
thế. Điều này không chỉ cho phép làm giảm chi 
phí đầu tư vào nhiệt điện mà còn làm giảm chi 
phí nhiên liệu của nhiệt điện. 
Nghiên cứu số liệu vận hành thực tế và kết 
quả tính toán vận hành theo các phương thức 
trước đây (Nguyễn Duy Liêu, 2005) cho thấy 
cột nước phát điện ở những tháng 6, 7 thường 
rất thấp, gần với Hmin làm cho công suất giảm 
nhỏ dẫn đến khả năng tham gia làm việc trong 
hệ thống của TTĐ bị giảm đáng kể. Điều này, 
một phần là do sử dụng cùng một phương thức 
cấp trữ nước và dung tích hữu ích thường được 
sử dụng hết vào cuối mùa kiệt đối với tất cả các 
năm thủy văn. Tiếp đến, là do hình dáng của 
biểu đồ điều phối được xây dựng dựa trên phân 
bố công suất bảo đảm theo phụ tải điện và thị 
KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018) 111 
trường điện trước đây nên không còn phù hợp. 
Ngoài ra, với sự phát triển nhanh của nhiệt điện 
cũng làm giảm đi sự quan tâm đúng mức đến 
những ưu thế và vai trò của thủy điện trong cân 
bằng năng lượng của hệ thống. Đối với thủy 
điện, sự điều chỉnh phương thức vận hành và 
lựa chọn thông số phù hợp có xét đến phụ tải có 
thể làm giảm đáng kể chi phí cho toàn hệ thống. 
Trong phạm vi nghiên cứu này sẽ đưa ra một 
số khả năng cho phép làm tăng Nkd của TTĐ. 
Với TTĐ trong giai đoạn thiết kế có thể nghiên 
cứu lựa chọn hợp lý cột nước tính toán (Hoàng 
Công Tuấn, 2017b) hoặc thông số hồ chứa. Với 
TTĐ đang vận hành, tùy vào đặc điểm từng 
trạm cần xác định chế độ vận hành hợp lý trên 
cơ sở phụ tải điện và cơ chế giá điện cạnh tranh. 
Nghiên cứu được áp dụng tính cho hai TTĐ 
điều tiết dài hạn trên bậc thang thủy điện của 
sông Sê San. 
3. ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 
Sông Sê San có trữ năng thủy điện đứng thứ 3 
sau sông Đà và sông Đồng Nai. Trên sông Sê 
San hiện có 07 TTĐ đang vận hành, gồm 
Thượng Kontum vận hành năm 2009; Pleikrông 
năm 2007; Ialy năm 2000; Sê San 3 và Sê San 
3A năm 2006; Sê San 4 năm 2009; Sê San 4A 
năm 2011. Các TTĐ này có nhiệm vụ phát điện 
là chính. Phạm vị áp dụng tính toán trong nghiên 
cứu này là 02 TTĐ Pleikrông bậc trên và Ialy bậc 
dưới. Đây là 2 trạm có hồ điều tiết dài hạn, có 
ảnh hưởng lớn đến cả bậc thang và cùng thuộc 
quản lý vận hành của Công ty thủy điện Ialy. 
TTĐ Ialy được nghiên cứu thiết kế cách đây 
hơn 20 năm. Khi đó, thủy điện Ialy là nguồn 
điện có công suất lớn thứ 2 trong HTĐ, sau thủy 
điện Hòa Bình. Do có tỷ trọng lớn trong hệ 
thống nên TTĐ Ialy ngoài nhiệm vụ chạy đỉnh 
còn làm việc ở cả phần thân của biểu đồ phụ tải. 
Với sự phát triển nhanh của quy mô HTĐ Việt 
Nam thì tỷ trọng của thủy điện dần chiếm tỷ lệ 
nhỏ hơn trong hệ thống. Do đặc điểm có thể 
điều chỉnh công suất phát rất nhanh nên các 
TTĐ được giao nhiệm vụ phủ đỉnh cho biểu đồ 
phụ tải, càng về sau ý nghĩa của việc huy động 
được công suất lớn vào giờ cao điểm và những 
tháng cao đểm sẽ càng trở nên quan trọng. 
TTĐ Pleikrông là bậc thang phía trên của 
TTĐ Ialy nhưng lại được xây dựng và đi vào 
vận hành sau. TTĐ Pleikrông có dung tích điều 
tiết lớn sẽ làm dòng chảy đến hồ thủy điện Ialy 
được điều hòa hơn. Lưu lượng phát điện của 
TTĐ Ialy sẽ được điều tiết bởi hồ chứa Ialy và 
của hồ Pleikrông, làm tăng khả năng phát trong 
mùa kiệt, do đó nếu không có biện pháp tăng 
Nkd thì đây sẽ là sự lãng phí lớn. Một số thông 
số thiết kế của TTĐ Ialy trước đây không còn 
phù hợp. Đó cũng là một phần lý do mà hiện 
đang có dự án mở rộng thủy điện Ialy thêm 2 tổ 
máy với công suất 180 MW/tổ máy. 
TTĐ Ialy, theo thiết kế có hct = 25,0 m, các 
cột nước Hmax = 204,3 m; Htb = 188,2 m; Htt = 
190,0 m; Hmin = 171,9 m. Đây là TTĐ cột nước 
cao, chế độ mực nước hồ ảnh hưởng ít đến cột 
nước (do hct/Hmax = 0,12 nhỏ). Tuy nhiên, chênh 
lệch giữa Htt và Hmin lại khá lớn (18,1 m), lớn 
hơn nhiều sự chênh lệch giữa Hmax và Htt (14,3 
m), thậm chí Htt lớn hơn Htb. Nếu chế độ vận 
hành làm cho mực nước hồ giảm dẫn đến cột 
nước giảm nhỏ hơn Htt sẽ làm cho Nkd giảm 
nhanh. Điều này cần được lưu ý trong bối cảnh 
phụ tải điện yêu cầu cao ở những tháng mà mực 
nước hồ nhỏ. 
Theo thiết kế TTĐ Pleikrông có độ sâu công 
tác của hồ chứa hct = 33 m, các cột nước đặc 
trưng: Hmax = 57,5 m; Htb = 45,0 m; Htt = 34,0 
m; Hmin = 22,2 m. Đây là dạng TTĐ có cột nước 
trung bình thấp, với đại lượng đặc trưng cho 
mức độ ảnh hưởng của chế độ mực nước hồ đến 
cột nước hct/Hmax = 0,57 lại cao. Cho nên dao 
động mực nước hồ có ảnh hưởng rất lớn đến cột 
nước phát điện, để tăng công suất đòi hỏi có 
phương thức vận hành sao cho mực nước hồ có 
thể được duy trì ở mức cao. 
Từ phương pháp luận nêu trên, để đánh giá 
hiệu ích của TTĐ, tác giả áp dụng tính toán cho 
cả trường hợp trong giai đoạn thiết kế và trong 
giai đoạn vận hành. Trường hợp thiết kế, theo tư 
vấn thiết kế thì các tổ máy mở rộng của thủy điện 
Ialy có cột nước phát điện tương tự như các tổ 
máy hiện có. Nghiên cứu cơ sở khoa học, đánh 
giá sự ảnh hưởng của việc lựa chọn Htt đến hiệu 
quả kinh tế của TTĐ đã được tác giả trình bày 
 KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018) 112 
trong một báo cáo khoa học khác (Hoàng Công 
Tuấn, 2017b). Ở đây sẽ giới thiệu kết quả áp 
dụng phương pháp nghiên cứu để tính toán, qua 
đó đánh giá ảnh hưởng của việc lựa chọn Htt cho 
TTĐ Ialy mở rộng. Bảng 1 thể hiện kết quả tính 
toán Nkd cho 2 phương án Htt: Htt =190 m và Htt 
=180 m. Phương án Htt =190 m chính là Htt của 
TTĐ Ialy đang vận hành. Htt =180 m là phương 
án đưa ra dựa trên phân tích sơ bộ về mực nước 
hồ Ialy có xét ảnh hưởng của hồ Pleikrông. 
Bảng 1. Kết quả tính chênh lệch Nkd của 2 phương áp Htt TTĐ Ialy mở rộng 
Tháng 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 
Nkd (Htt = 190 
m) 360 360 360 360 338 325,7 324,5 335,8 360 360 360 360 
Nkd (Htt = 180 
m) 360 360 360 360 360 355,7 353,8 360,0 360 360 360 360 
DNkd (MW) 0 0 0 0 22 30 29,3 24,2 0 0 0 0 
Từ kết quả Bảng 1 cho thấy, việc giảm Htt (từ 
Htt = 190 m xuống Htt = 180 m) cho phép tăng 
được Nkd ở các tháng 5, 6, 7 và 8. Với kết quả thu 
được kết hợp với đặc điểm của biểu đồ phụ tải có 
thể sơ bộ xác định được công suất thay thế của 
TTĐ Ialy mở rộng (tính ở tháng 6) là = 30 
MW. Ngoài ra, việc giảm Htt sẽ làm tăng khả năng 
qua nước của Tuabin, dẫn đến làm hạn chế xả 
thừa, tăng sản lượng điện của thủy điện và do đó 
giảm được nhiên liệu cho nhiệt điện. Tuy nhiên, 
việc quyết định Htt hợp lý nhất cần được nghiên 
cứu đầy đủ hơn. Dựa trên cơ sở lý luận trên cho 
thấy việc tăng Nkd đặc biệt vào tháng 6 và 7 là rất 
quan trọng và có ý nghĩa. 
Với TTĐ đang vận hành, tiến hành tính toán 
thủy năng cho năm kiệt thiết kế theo hai trường 
hợp: tính toán thủy năng theo phương pháp công 
suất không đổi dựa trên công suất bảo đảm đã 
được phân bố (gọi là PA 1) như các TTĐ đang sử 
dụng trong vận hành và theo tiêu chí hiệu ích 
phát điện lớn nhất (PA 2) dựa trên cơ chế giá của 
thị trường điện cạnh tranh có xét đến phụ tải điện 
(Cục điều tiết điện lực, 2016). Trong tính toán có 
xét đến các nhu cầu lợi dụng tổng hợp, đặc tính 
thiết bị và liên hệ về thủy lực, thủy văn của bậc 
thang. Việc tính toán thủy năng cho năm kiệt 
thiết kế nhằm đánh giá được năng lực của mỗi 
TTĐ khi tham gia làm việc trong HTĐ trong điều 
kiện bảo đảm an toàn cung cấp điện và là cơ sở 
để xây dựng biểu đồ điều phối cho vận hành hồ 
chứa trong bối cảnh chế độ thủy văn không ổn 
định và dự báo dài hạn về thủy văn không đảm 
bảo tin cậy. Vận hành TTĐ theo biểu đồ điều 
phối là phương pháp được sử dụng rộng rãi trên 
thế giới và đặc biệt đang sử dụng trong vận hành 
các TTĐ ở Việt Nam vì sự phù hợp và tin cậy 
của nó với điều kiện dự báo thủy văn của Việt 
Nam. Điều này đã được phân tích và chỉ ra trong 
nhiều nghiên cứu (Nguyễn Duy Liêu, 2005). 
Bảng 2. Các thông số chính của các TTĐ trên sông Sê San 
TTĐ Pleikrông TTĐ Ialy 
PA 1 PA 2 PA 1 PA 2 
H Nkd H Nkd H Nkd H Nkd 
Tổng 
DNkd 
tăng Tháng 
(m) (MW) (m) (MW) (m) (MW) (m) (MW) (MW) 
1 56,97 100,0 57,50 100,0 204,30 720,0 204,30 720,0 0,0 
2 54,45 100,0 56,75 100,0 203,12 720,0 203,03 720,0 0,0 
3 50,96 100,0 54,09 100,0 198,44 720,0 199,64 720,0 0,0 
4 46,40 100,0 50,58 100,0 192,23 720,0 194,97 720,0 0,0 
5 40,49 100,0 46,42 100,0 184,60 684,0 189,63 717,5 33,5 
KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018) 113 
TTĐ Pleikrông TTĐ Ialy 
PA 1 PA 2 PA 1 PA 2 
H Nkd H Nkd H Nkd H Nkd 
Tổng 
DNkd 
tăng Tháng 
(m) (MW) (m) (MW) (m) (MW) (m) (MW) (MW) 
6 31,98 91,9 42,34 100,0 181,84 667,6 185,97 693,1 33,5 
7 25,87 66,9 40,68 100,0 179,87 656,4 185,51 690,0 66,7 
8 36,07 100,0 47,83 100,0 177,53 643,0 188,65 711,0 68,0 
9 48,42 100,0 55,30 100,0 188,36 709,1 199,97 720,0 10,9 
10 55,43 100,0 57,08 100,0 195,69 720,0 204,30 720,0 0,0 
11 57,50 100,0 57,50 100,0 198,49 720,0 204,30 720,0 0,0 
12 57,50 100,0 57,50 100,0 204,30 720,0 204,30 720,0 0,0 
Kết quả thu được (Bảng 2) cho thấy tính toán 
thủy năng theo PA 2 cho phép tăng cột nước 
phát từ đó làm tăng Nkd ở những tháng có yêu 
cầu phụ tải lớn. Việc tăng Nkd của thủy điện vào 
những thời gian phụ tải cao ngoài làm tăng đáng 
kể doanh thu của TTĐ khi tham gia thị trường 
điện còn làm tăng công suất thay thế của TTĐ, 
giảm được công suất của TNĐ, do đó làm giảm 
vốn đầu tư thêm vào nhiệt điện. Đặc biệt khi mà 
nguồn nhiên liệu ngày càng cạn kiệt, giá nhiên 
liệu nhập khẩu ngày càng tăng và sự phát triển 
nóng của nhiệt điện hiện nay thì điều này lại 
càng có ý nghĩa và thiết thực. 
4. KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG NGHIÊN 
CỨU TIẾP THEO 
Trong bối cảnh phụ tải thay đổi theo hướng 
bất lợi đối với thủy điện và hệ thống điện, việc 
nghiên cứu giải pháp cho phép giảm bớt khó 
khăn và căng thẳng trong huy động công suất 
của hệ thống điện, đồng thời tăng hiệu ích cho 
trạm thủy điện là rất thiết thực và có ý nghĩa 
quan trọng. Bài báo đưa ra phương pháp luận 
trên cơ sở khoa học và từ đó đề xuất giải pháp 
làm tăng công suất khả dụng trong thiết kế cũng 
như trong vận hành cho trạm thủy điện từ đó 
cho phép tăng hiệu ích phát điện của thủy điện 
và giảm chi phí cho hệ thống. Từ kết quả tính 
toán cho hai TTĐ điều tiết dài hạn trên sông Sê 
san cho thấy hiệu quả của phương pháp đưa ra. 
Từ đó cũng cho thấy, trong tính toán huy động 
nguồn thủy điện phải đứng trên quan điểm hệ 
thống và ở trạng thái động. Kết quả ở đây chỉ là 
một phần nằm trong Đề tài nghiên cứu của tác 
giả. Tuy nhiên, nó cũng là cơ sở quan trọng cho 
hướng nghiên cứu tiếp theo. Hướng tiếp theo 
của Đề tài là: 
- Xét sự ảnh hưởng của chế độ dòng chảy 
không xuất hiện cùng tần suất đối với mỗi năm 
thủy văn trên các sông đến hiệu quả vận hành 
của HTĐ. 
- Nghiên cứu xây dựng biểu đồ vận hành cho 
các TTĐ điều tiết dài hạn có xét đến phụ tải 
điện và theo tiêu chí gắn với thị trường điện 
cạnh tranh. 
- Nghiên cứu các phương thức sử dụng nước 
theo biểu đồ vận hành của các TTĐ, phối hợp khai 
thác các hồ chứa thủy điện một các hợp lý nhằm 
nâng cao tăng hiệu quả sử dụng nguồn nước. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
Hồ Ngọc Dung (2017). Nghiên cứu cơ sở khoa học vận hành tối ưu hệ thống bậc thang hồ chứa 
thủy điện trên sông đà trong mùa cạn. Luận án Tiến sĩ, Hà Nội, p 221. 
Nguyễn Duy Liêu (2005). Nghiên cứu một số khả năng nâng cao hiệu quả làm việc của các Nhà 
máy Thủy điện trong hệ thống điện. Viện Năng lượng. 
Cục điều tiết điện lực (2016). Quyết định 86/QĐ-ĐTĐL Về việc phê duyệt Kế hoạch vận hành Thị 
trường phát điện cạnh tranh (VCGM) năm 2017. 
 KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018) 114 
Cục điều tiết điện lực (2017a). Quyết định 77 /QĐ-ĐTĐL Quy trình tính toán giá trị nước. 
Cục điều tiết điện lực (2017b). Số liệu giám sát vận hành hệ thống điện, 
he-thong-dien/He-thong-dien-8.aspx. 
Chính phủ (2013). Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, Quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu 
ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại VN. 
Chính phủ (2016). Quyết định số 428/QĐ-TTg Phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực 
quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030. 
P. Sengvilay (2009). Nghiên cứu nâng cao hiệu quả quản lý vận hành các nhà máy thủy điện trong 
hệ thống điện miền Trung I của nước CHDCND Lào. Luận án Tiến sĩ. 
Bộ Công thương (2017). Quyết định 4804 /QĐ-BCT Phê duyệt phương án vận hành Thị trường bán 
buôn điện cạnh tranh thí điểm năm 2018 
Hoàng Công Tuấn (2017a). Nghiên cứu chế độ huy động nguồn thủy điện dài hạn trong hệ thống 
điện Việt Nam. Tạp chí Khoa học kỹ thuật Thủy lợi và Môi trường, số 57. 
Hoàng Công Tuấn (2017b). Sử dụng phương pháp đánh giá hiệu quả kinh tế để nghiên cứu cột nước 
tính toán cho thủy điện Hòa Bình mở rộng. Tuyển tập Hội nghị khoa học thường niên, 2017. 
Pan Liu, Jingfei Zhao, Liping Li and Yan Shen (2012). Optimal Reservoir Operation Using 
Stochastic Dynamic Programming. Journal of Water Resource and Protection. 
Abstract: 
RESEARCHING SOLUTIONS IMPROVING THE OPERATIONNAL EFFICIENCY OF 
HYDROPOWER IN THE CONTEXT OF VIETNAM POWER DEMAND AND MARKET 
Hydropower has a high proportion in the composition of Vietnam power system. This proportion 
tends to decrease, leading to a change in the working position of hydropower station. The diagram 
of power demand also changes in the direction of the disadvantage for hydropower. High demand 
for power occurs in the months when the capacity of the hydropower station is limited. In addition, 
the power market is moving to a competitive market that requires hydropower stations, in design as 
well as in operation, to make appropriate changes. This article presents the scientific basis, which 
provides solution considering the power demand and the power market in order to increase the 
available capacity, thereby improving the operational efficiency of hydropower and at the same 
time reducing system costs. The obtained results from application for two hydropower stations in 
Sesan rivers show the effectiveness of the methodology. 
Keywords: Hydropower; Power System; Power market; Long-term scheduled 
Ngày nhận bài: 07/5/2018 
Ngày chấp nhận đăng: 13/6/2018