Báo cáo Khoa học Đánh giá tiềm năng, hiện trạng, nhu cầu năng lượng tái tạo và phương hướng phát triển công nghệ NLTT tại Việt Nam

bộ nông nghiệp và phát triển nông thôn viện khoa học thủy lợi báo cáo tổng kết chuyên đề đánh giá tiềm năng, hiện trạng, nhu cầu năng l−ợng tái tạo và ph−ơng h−ớng phát triển công nghệ nLTT tại việt nam thuộc đề tài kc 07.04: “nghiên cứu, lựa chọn công nghệ và thiết bị để khai thác và sử dụng các loại năng l−ợng tái tạo trong chế biến nông, lâm, thủy sản, sinh hoạt nông thôn và bảo vệ môi tr−ờng” Chủ nhiệm chuyên đề: ks đỗ văn toản 5817-8 16/5/2006 hà nội – 5/2006 Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 1 Phần 1. Tiềm năng thuỷ điện việt nam 1. Vai trò của thuỷ điện trong hệ thống điện lực Quốc Gia. N−ớc ta có tài nguyên năng l−ợng dồi dào và đa dạng, tạo cơ hội cung cấp điện năng với giá rẻ cho các ngành công nghiệp, nông nghiệp và hộ gia đình. Tài nguyên năng l−ợng của Việt Nam bao gồm đầy đủ các nguồn cơ bản nh− nguồn năng l−ợng từ nhiên liệu hoá thạch (than, dầu, khí đốt), nguồn năng l−ợng tái tạo, các nguồn phóng xạ, địa nhiệt. Tuy nhiên, trong vòng hai chục năm tới, ít nhất cũng đến năm 2020, sản xuất điện của n−ớc ta vẫn chủ yếu dựa vào nguồn điện từ năng l−ợng hoá thạch và nguồn thuỷ điện trên lãnh thổ. Trong những năm qua nền kinh tế n−ớc ta đã đạt đ−ợc nhiều thành tựu quan trọng. Công cuộc cải cách kinh tế vĩ mô và điều chỉnh cơ cấu đ−ợc tiến hành trong thời kỳ đổi mới không những đã ổn định đ−ợc nền kinh tế vốn bị phá hoại nặng nề trong chiến tranh và mang nặng tính trì trệ của một thời kỳ bao cấp kéo dài mà còn đạt đ−ợc mức tăng tr−ởng trung bình hàng năm trên 7%, một tốc độ phát triển vào loại cao trong khu vực Châu á. Thu nhập bình quân đầu ng−ời ở mức rất thấp 200 USD năm 1990 đã tăng gấp trên 2 lần vào cuối năm 2003 (480 USD), đồng thời đã giảm đ−ợc đáng kể tỉ lệ đói nghèo trong phạm vi cả n−ớc. Cùng với đà phát triển kinh tế, ngành Điện Lực n−ớc ta đã có những b−ớc tăng tr−ởng v−ợt bậc đ−ợc thể hiện qua thống kê của bảng 1 về tình hình sản xuất điện giai đoạn 1990 - 2002. Bảng 1. Sản l−ợng điện và cơ cấu sản xuất điện giai đoạn 1990 - 2002 Đơn vị : Gwh Cơ cấu sản xuất điện 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1999 2000 2001 2002 Tổng điện năng sản xuất 8.678 9.152 9.654 10.665 12.284 14.636 23.739 26.594 30.603 35.179 Tăng tr−ởng (%) 11,4 5,5 5,5 10,4 15,2 19,2 9,6 12,0 15,1 15,0 Bình quân đầu ng−ời (Kwh) 131 135 139 150 169 198 309 341 390 437 Thuỷ điện 5374 6317 7228 7946 9239 10582 13937 14547 18215 16839 Tỷ trọng (%) 61,9 69,0 74,9 74,5 75,2 72,3 58,7 54,7 59,5 47,9 Nguồn : Điện lực Việt Nam, 2002, [4]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 2 Nh− vậy, sản l−ợng điện từ năm 1990 đến năm 2002 đã tăng 4,1 lần, tốc độ tăng trung bình là 23,5 % hàng năm. Theo dự báo của Điện lực Việt Nam, tốc độ tăng tr−ởng cao vẫn sẽ đ−ợc duy trì trong nhiều năm tới, dự kiến đến năm 2005 sản l−ợng điện sẽ đạt 53.438 Gwh (1 Gwh = 1 triệu Kwh), bình quân đầu ng−ời là 636 Kwh/ ng−ời, và đến năm 2010 sản l−ợng điện sẽ tăng lên 1,8 lần, đạt mức 96.125 Gwh, bình quân đầu ng−ời lên tới 1.064 Kwh/ng−ời. [4]. Về mặt công suất, tính đến năm 2003 tổng công suất đặt các nhà máy điện của n−ớc ta là 8.750 MW, trong đó thuỷ điện khoảng 48,8%, nhiệt điện (chạy than) 20,4%, tua bin khí 26,6% và diesel 4,2%. Tổng công suất nguồn đến năm 2005 sẽ đạt 11.994 MW, thuỷ điện chiếm khoảng 36,7% và đến năm 2010 là 20.090 MW trong đó tỷ trọng của thuỷ điện là 39,2%, [4]. Trong cơ cấu sản xuất điện của n−ớc ta, thành phần thuỷ điện luôn giữ một vị trí rất quan trọng. Sự đóng góp của thuỷ điện trong cân bằng điện l−ợng quốc gia luôn chiếm tỉ trọng cao trên 70% trong những năm từ 1991 đến năm 1996, sau đó đã có xu thế giảm dần ở mức d−ới 50% vào năm 2002, và có thể đạt tới tỉ trọng hợp lý là trên d−ới 30% vào các năm 2010, năm 2020. Nằm trong khu vực khí hậu nhiệt đới gió mùa, nguồn tài nguyên n−ớc mặt phong phú và 3/4 lãnh thổ là vùng đồi núi, phát triển thủy điện ở n−ớc ta có đ−ợc những thuận lợi rất cơ bản và đem lại nhiều lợi ích: - Đa số các nhà máy thuỷ điện có chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật tốt, chi phí xây dựng không đắt hơn so với nhà máy nhiệt điện. - Các công trình thuỷ điện có khả năng sử dụng tổng hợp cao, ngoài phát điện còn phục vụ nhiều mục tiêu khai thác khác nh− phòng lũ, t−ới n−ớc cho nông nghiệp, cấp n−ớc cho công nghiệp và sinh hoạt, giao thông thuỷ, phát triển thuỷ sản, giải trí du lịch, và góp phần cải thiện môi tr−ờng sinh thái. - Giá thành sản xuất điện năng của thuỷ điện rất rẻ chỉ bằng10 - 20% giá thành sản xuất của nhiệt điện, góp phần tiết kiệm chi phí năng l−ợng đầu vào của các ngành kinh tế. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 3 - Đầu t− ngoại tệ cho thuỷ điện thấp hơn nhiệt điện vì tỉ lệ vốn thiết bị th−ờng phải nhập từ n−ớc ngoài chỉ chiếm 20 - 30% tổng vốn đầu t−, hơn nữa nhiều thiết bị cho thuỷ điện vừa và nhỏ có thể đ−ợc chế tạo ở trong n−ớc. Điều này rất có lợi cho n−ớc ta khi nguồn ngoại tệ còn ch−a dồi dào. - N−ớc ta có tiềm năng thuỷ điện phân bố khá đều trên các vùng lãnh thổ nên thuỷ điện có thể phục vụ tốt cho các ch−ơng trình phát triển kinh tế xã hội của khu vực. - Các vị trí xây dựng thuỷ điện loại vừa và nhỏ đều nằm ở các vùng núi xa xôi hẻo lánh, nhờ địa hình dốc, cột n−ớc địa hình lớn, các trạm thuỷ điện đ−ợc chủ yếu xây dựng theo kiểu kênh dẫn nên có thể giảm thiểu đ−ợc tổn thất đất đai và tài nguyên khác, đồng thời có điều kiện thuận lợi trong việc điện khí hoá nông thôn miền núi, góp phần thực hiện mục tiêu công bằng xã hội trong phân phối năng l−ợng. Vì vậy, phát triển thuỷ điện kể cả thuỷ điện nhỏ luôn đ−ợc coi là h−ớng cơ bản và lâu dài trong chiến l−ợc năng l−ợng chung của n−ớc ta. Sử dụng năng l−ợng tái tạo cũng là một xu h−ớng mang tính toàn cầu. B−ớc sang thế kỷ 21, cùng với nhịp độ phát triển kinh tế xã hội ngày một gia tăng trong khuôn khổ nguồn tài nguyên thiên nhiên bị hạn chế, các quốc gia đang đứng tr−ớc nguy cơ cạn kiệt của các nguồn tài nguyên năng l−ợng cổ điển và phải đ−ơng đầu với vấn đề ô nhiễm môi tr−ờng sống đã ở mức báo động trên phạm vi toàn cầu gây ra bởi l−ợng khí thải độc hại trong quá trình sử dụng năng l−ợng. Vì vậy, tìm kiếm các nguồn năng l−ợng bổ sung đặc biệt là nghiên cứu sử dụng các nguồn năng l−ợng tái tạo, đồng thời kiểm soát chặt chẽ việc xuất khẩu tài nguyên năng l−ợng và thực hiện ch−ơng trình tiết kiệm năng l−ợng đang đ−ợc nhiều quốc gia quan tâm trong chính sách năng l−ợng của mình. Trong số các nguồn năng l−ợng tái tạo, thuỷ điện đ−ợc coi là một nguồn năng l−ợng sạch, trữ l−ợng lớn, có khả năng tái tạo hầu nh− vô tận, giá thành rẻ có thể cạnh tranh đ−ợc về hiệu quả kinh tế so với các nguồn năng l−ợng khác. Tuy nhiên, cũng nh− mọi nguồn tài nguyên, trữ năng thuỷ điện trong phạm vi một lãnh thổ quốc gia không phải là vô hạn. Bên cạnh các lợi ích kinh tế, xã hội, các công trình thủy điện loại lớn có Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 4 thể gây ra nhiều tổn thất cho môi tr−ờng và các nguồn tài nguyên khác. Do đó, phát triển thuỷ điện cũng phải chịu sự hạn chế ngày một nghiêm ngặt hơn của các yêu cầu bảo vệ môi tr−ờng. Mặt khác, khai thác thuỷ năng liên quan chặt chẽ với nguồn n−ớc mặt của các dòng sông. Chế độ khí hậu nhiệt đới gió mùa của n−ớc ta đã đem lại sự phong phú của nguồn n−ớc nh−ng cũng tạo ra điểm bất lợi là sự thiếu hụt n−ớc vào mùa khô và d− thừa n−ớc trong mùa m−a lũ. Phân phối của dòng chảy rất không đồng đều trong năm cùng với các thay đổi thất th−ờng của thời tiết làm cho mức rủi ro trong khai thác công trình thuỷ điện lớn hơn nhiều so với nhiệt điện. Để khai thác hiệu quả và bền vững nguồn thuỷ năng quốc gia, tr−ớc hết cần phải đánh giá đ−ợc đúng đắn các nguồn trữ năng thuỷ điện, từ đó lập ra các quy hoạch tổng thể phát triển thuỷ điện, các sơ đồ xây dựng công trình theo các giai đoạn phù hợp với chế độ khí t−ợng thuỷ văn của từng khu vực hoặc l−u vực sông khác nhau trên phạm vi lãnh thổ. 2. Hệ thống sông ngòi và nguồn tài nguyên n−ớc mặt trên l∙nh thổ Việt Nam. 2.1. Điều kiện khí hậu. Các nhà nghiên cú− địa lý đã khẳng định sông ngòi là một sản phẩm của khí hậu. Các đặc tr−ng của hệ thống sông ngòi và nguồn n−ớc, những yếu tố cơ bản quyết định nguồn năng l−ợng thuỷ điện, sẽ đ−ợc tìm hiểu đầy đủ hơn dựa trên sự phân tích và hiểu biết các đặc điểm của khí hậu, đặc biệt là những nét đặc tr−ng của quy luật phân vùng khí hậu ở từng địa ph−ơng. Lãnh thổ Việt Nam có phần diện tích trên đất liền khoảng 332.600 km2 kéo dài trên 150 vĩ tuyến nằm trong cùng một đới khí hậu, khí hậu nhiệt đới gió mùa mà đặc tr−ng cơ bản là một nền bức xạ - nhiệt độ cao và một sự phân hoá theo mùa rõ rệt. Tuy nhiên, tính chất phức tạp của cơ chế gió mùa khu vực Đông Nam á cộng thêm với đặc điểm địa hình bị chia cắt đã tạo ra những khác biệt rõ rệt và đa dạng về khí hậu giữa các vùng. Chính sự phong phú này cùng với tiềm lực to lớn về nhiệt - ẩm đã đem lại cho n−ớc ta một nguồn tài nguyên thiên nhiên giàu có trong đó có nguồn thuỷ điện dồi dào. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 5 Việt Nam có hình thể dài và hẹp trong đó có 3/4 diện tích lãnh thổ là vùng đồi núi. Trong điều kiện khí hậu nhiệt đới gió mùa, yếu tố địa hình có vai trò ảnh h−ởng lớn lao đối với khí hậu n−ớc ta. Đặc điểm địa hình có thể xét đến tr−ớc tiên là sự phân bố các khối núi với dãy Hoàng Liên Sơn từ cao nguyên Vân Quý chạy dài qua phần phía tây của Bắc Bộ, nối liền với dãy Tr−ờng Sơn dọc theo bờ biển Trung Bộ đến tận Nam Bộ. Dãy Hoàng Liên Sơn đồ sộ có những đỉnh cao vào bậc nhất ở n−ớc ta đóng vai trò một bức t−ờng thành ngăn gió và trở thành một ranh giới khí hậu giữa phần phia tây (Tây Bắc) và phần phía đông của Bắc Bộ tạo thành sắc thái riêng biệt trong phân bố của mùa nóng lạnh và mùa m−a. Hệ quả của sự chắn gió là l−ợng m−a tăng lên ở cả hai bên s−ờn núi vừa do gió mùa Tây Nam, vừa do gió mùa Đông Bắc và gió mùa Đông Nam mang theo không khí ẩm lùa theo các thung lũng sông tràn vào. T−ơng tự nh− Hoàng Liên Sơn, dãy Tr−ờng Sơn phát huy tác dụng rất rõ rệt với khí hậu miền Trung tạo ra sự t−ơng phản trong chế độ m−a ẩm, khô hạn giữa phần phía Bắc và phần phía Nam, s−ờn phía Đông và s−ờn phía Tây. Cơ cấu hoàn l−u gió mùa cùng với tác động mật thiết với dãy núi lớn và nhiều kiểu địa hình đồi núi khác đã hình thành sự phân hoá sâu sắc về khí hậu giữa các bộ phận lãnh thổ, và từ đó đã tạo ra những đặc tr−ng khác biệt của chế độ dòng chảy trong sông ngòi. Tìm hiểu đ−ợc đầy đủ khí hậu, đặc biệt là chế độ m−a và dòng chảy sông ngòi của các vùng lãnh thổ sẽ giúp ng−ời ta đánh giá đ−ợc đúng đắn nguồn thuỷ năng, xây dựng và khai thác các công trình thuỷ điện đạt hiệu quả cao và an toàn. Căn cứ vào các biểu hiện tổng hợp của khí hậu, lãnh thổ Việt Nam có thể đ−ợc phân thành 3 miền khí hậu lớn - miền khí hậu phía Bắc, miền khí hậu Đông Tr−ờng Sơn và miền khí hậu phía Nam trong đó các vùng khí hậu miền núi có quan hệ trực tiếp tới việc nghiên cứu phát triển nguồn năng l−ợng thuỷ điện. Sau đây là mô tả tóm tắt chế độ khí hậu của một số vùng núi tiêu biểu. 2.1.1. Các vùng núi phía Bắc. Trong miền khí hậu phía Bắc có các vùng núi quan trọng nh− sau: Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 6 - Vùng núi Đông Bắc: Đây là một vùng đồi núi và cao nguyên thấp thuộc phần Đông Bắc của Bắc Bộ. Vùng núi Đông Bắc là nơi tiếp nhận sớm nhất gió mùa Đông Bắc tràn xuống Việt Nam nên có mùa đông lạnh và khô hanh. Do ảnh h−ởng của cánh cung Đông Triều, đại bộ phận vùng núi Đông Bắc ít m−a cả trong mùa đông và mùa hạ với l−ợng m−a toàn năm khoảng 1400 - 1600mm, một giá trị thấp ở Việt Nam. Mùa m−a th−ờng bắt đầu từ tháng 5 và kết thúc vào tháng 9. Đặc tr−ng nhiệt - ẩm của vùng núi Đông Bắc đ−ợc mô tả qua số liệu về chế độ nhiệt và m−a tại một số vị trí tiêu biểu trên vùng Cao Bằng - Lạng Sơn nh− giới thiệu ở bảng 2 Bảng 2. Vài đặc tr−ng của chế độ nhiệt và m−a tại khu vực Cao Bằng - Lạng Sơn. Đặc tr−ng Hữu Lũng (40m) Lạng Sơn (259m) Cao Bằng (258m) Trùng Khánh (520m) Phó Bảng (1482m) Nhiệt độ năm (0C) 22,7 21,3 21,5 19,9 18,7 Nhiệt độ tháng cao nhất (0C) 28 27 27 25,7 20,9 Nhiệt độ tháng thấp nhất (0C) 15,4 13,7 14,0 12,1 8,7 Biên độ nhiệt ngày đêm (0C) 8-9 8 8-9 7-8 6-7 L−ợng m−a năm (mm) 1427 1400 1445 1572 1538 Số ngày m−a 133 133 121 138 173 L−ợng m−a tháng lớn nhất 262 266 291 313 294 L−ợng m−a tháng nhỏ nhất 15 21 16 20 15 L−ợng m−a ngày lớn nhất 133 197 182 286 151 Nguồn: Khí hậu Việt Nam, [21]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 7 - Vùng núi Việt Bắc - Hoàng Liên Sơn: Vùng khí hậu này bao gồm nửa phần phía tây của vùng núi Bắc Bộ. Đây là vùng có địa hình phức tạp, những dãy núi cao chiều h−ớng khác nhau xen giữa là những thung lũng của các sông lớn nh− sông Hồng, sông Lô và các phụ l−u của chúng. Địa hình đ−ợc nâng lên ở phần phía Bắc với khối núi cao th−ợng nguồn sông Chảy, và ở phía tây với dãy núi Hoàng Liên Sơn. Do ảnh h−ởng của địa hình, những vùng núi cao ở đây có mùa đông giá lạnh và mùa hè mát mẻ, chẳng hạn ở Sa Pa cao 1500 m nhiệt độ thấp hơn đồng bằng 7-8o. Vùng núi Việt Bắc - Hoàng Liên Sơn có chế độ m−a phong phú. Phần lớn khu vực tiếp nhận l−ợng m−a vào khoảng 1800ữ2400mm. Trên địa phận của vùng còn xuất hiện nhiều trung tâm m−a lớn, nổi bật nhất là trung tâm m−a Bắc Quang với l−ợng m−a v−ợt quá 4000mm, một l−ợng m−a vào loại kỷ lục trên toàn quốc. Tiếp đến là trung tâm m−a Tam Đảo 2800 - 3000mm/năm và Hoàng Liên Sơn 2500 - 3000mm/ năm. Mùa m−a th−ờng bắt đầu từ tháng 4 và kết thúc vào tháng 10. Chế độ nhiệt và m−a của vùng này đ−ợc giới thiệu ở bảng 3 thông qua số liệu của một số vị trí tiêu biểu trong vùng. Bảng 3. Chế độ nhiệt và m−a tại một số vị trí thuộc vùng núi Việt Bắc - Hoàng Liên Sơn. Đặc tr−ng Lào Cai (102m) Sa Pa (1571m) Hà Giang (118m) Tam Đảo (897m) Hoà Bình (23m) Nhiệt độ năm (0C) 22,8 15,3 22,5 18 23,2 Nhiệt độ tháng cao nhất (0C) 27,7 19,8 27,3 23 28,1 Nhiệt độ tháng thấp nhất (0C) 15,8 8,9 15,5 11,2 16,4 Biên độ nhiệt ngày đêm (0C) 8 - 9 6 - 7 6 - 7 5 8 - 9 L−ợng m−a năm (mm) 1792 2769 2362 2843 1841 Số ngày m−a 151 199 160 187 140 L−ợng m−a tháng lớn nhất 327 472 477 592 3688 L−ợng m−a tháng nhỏ nhất 22 48 30 21 13 L−ợng m−a ngày lớn nhất 174 350 234 300 224 Nguồn : [21] Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 8 -Vùng núi Tây Bắc: Vùng này bao gồm khu vực núi phía Tây Bắc Bộ, kể từ s−ờn phía Tây dãy Hoàng Liên Sơn. Đây là một vùng núi cao nguyên hiểm trở, những dãy núi chạy dài từ Tây Bắc đến Đông Nam xen kẽ với những thung lũng sông hẹp và những cao nguyên khá rộng. Phần lớn diện tích có độ cao d−ới 1000m nh−ng cũng có những đỉnh v−ợt qúa 2000m nằm rải rác ở phía Tây Bắc và ở gần biên giới Việt Lào. Nằm khuất bên s−ờn Tây Bắc Hoàng Liên Sơn, vùng núi Tây Bắc có khí hậu khác biệt rõ rệt so với các vùng khác với đặc điểm nổi bật là có một mùa đông ấm nh−ng khô hanh kéo dài, và sự phân hoá rất mạnh về khí hậu giữa các khu vực - khu vực phía Tây Bắc và khu vực Nam Tây Bắc đặc biệt là trong chế độ m−a. Khu vực Bắc Tây Bắc có l−ợng m−a rất phong phú, l−ợng m−a trung bình năm v−ợt quá 1800 - 2000 mm, ở phần cực Tây Bắc của khu vực có trung tâm m−a M−ờng Tè là một trong những trung tâm m−a lớn của n−ớc ta với l−ợng m−a lên tới 2500 - 3000 mm/năm. Trong khi đó vùng Nam Tây Bắc lại là khu vực t−ơng đối ít m−a - L−ợng m−a năm ở đây chỉ trong khoảng 1400 - 1600 mm. Một số nơi trong thung lũng thấp còn có l−ợng m−a nhỏ hơn nh− Yên Châu 1108mm/năm, Sông Mã 1092mm/năm, là những l−ợng m−a vào loại thấp nhất ở n−ớc ta. Nhìn chung, mùa m−a ở Tây Bắc bắt đầu sớm, vào tháng 4 và kết thúc vào tháng 9. Đặc tr−ng m−a của khu vực Bắc Tây Bắc đ−ợc giới thiệu trong bảng 4. Bảng 4. Đặc tr−ng của chế độ m−a khu vực Bắc Tây Bắc Đặc tr−ng M−ờng Tè Sình Hồ Lai Châu Than Uyên L−ợng m−a năm (mm) 2801 2632 1966 2031 Số ngày m−a 128 164 137 152 L−ợng m−a tháng lớn nhất 594 544 413 5388 L−ợng m−a tháng nhỏ nhất 21 25 16 12 L−ợng m−a ngày lớn nhất 573 924 774 768 Nguồn: [21]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 9 2.1.2. Vùng Tây Nguyên. Theo phân khu khí hậu, vùng Tây Nguyên nằm trong phạm vi của miền khí hậu phía Nam. Đây là vùng núi và cao nguyên rộng lớn ở Trung Bộ thuộc s−ờn phía Tây dãy Tr−ờng Sơn bao gồm những khối núi lớn nối tiếp những cao nguyên bằng phẳng theo địa thế thoải dần đến thung lũng sông Mê Kông. Trên nền chung của khí hậu nhiệt đới gió mùa cận xích đạo, khí hậu Tây Nguyên còn chịu ảnh h−ởng sâu sắc của độ cao địa hình và tác động chắn gió của dãy Tr−ờng Sơn với những đặc điểm nổi bật là sự hạ thấp của nền nhiệt độ theo độ cao địa hình, sự dao động rất mạnh của nhiệt độ ngày đêm, sự t−ơng phản rõ rệt giữa hai mùa m−a ẩm và sự phân hoá không gian khá phức tạp của khí hậu trong vùng. Trên lãnh thổ Tây Nguyên rộng lớn có thể phân rõ 3 khu vực có khí hậu khác biệt: Khu vực Bắc Tây Nguyên bao gồm cao nguyên Gia Lai - Kon Tum với khối núi cao Kon Tum Th−ợng, khu vực Trung Tây Nguyên bao gồm cao nguyên Đắk Lắc cùng với một số vùng trũng thung lũng Sông Ba và các phụ l−u sông Mê Kông, và khu vực Nam Tây Nguyên bao gồm toàn bộ khối núi và cao nguyên Nam Trung Bộ ở phía Nam cao nguyên Đắk Lắc. Xét trong toàn năm, l−ợng m−a ở Tây Nguyên khá lớn và có phân bố khác biệt trong các khu vực. ở Bắc Tây Nguyên, l−ợng m−a năm v−ợt quá 2400mm trên vùng núi Kon Tum Th−ợng, có giá trị vào khoảng 2000 - 2400 mm trên đại bộ phận cao nguyên Gia Lai - Kon Tum nh−ng ở những khu vực thấp có thể giảm sút tới mức chỉ còn 1600 - 1800mm/năm. ở Trung Tây Nguyên l−ợng m−a có giảm, chỉ đạt khoảng 1800-2000mm/năm trên cao nguyên Đắk Lắc, 1400-1800mm trong các thung lũng sông và vùng trũng. ở Nam Tây Nguyên, l−ợng m−a lại tăng lên rõ rệt đạt tới khoảng 2000 - 2400mm/năm trên cao nguyên Di Linh, 2876mm/năm tại Bảo Lộc, 2400- 2800mm/năm trên cao nguyên Lang Biang. Tuy nhiên ở phần phía Đông của khu vực, do bị che khuất sau các ngọn núi cao Nam Trung Bộ,l−ợng m−a lại giảm sút đột ngột, chỉ còn vào khoảng 1800 - 2000mm/năm. Mùa m−a ở Tây Nguyên xấp xỉ trùng với Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 10 thời kỳ gió mùa mùa hạ, bắt đầu từ tháng 4, kết thúc vào tháng 10 ở Bắc Tây Nguyên và vào tháng 11 ở Nam Tây Nguyên. Trong mùa m−a, l−ợng m−a phân bố khá đều trong các tháng. M−a cực đại th−ờng rơi vào tháng 7 hoặc tháng 8 đối với khu vực Bắc Tây Nguyên, nh−ng lại th−ờng xảy ra ở cuối mùa m−a vào tháng 10 (cực đại chính) và đầu mùa m−a vào tháng 5 (cực đại phụ) đối với các khu vực Trung và Nam Tây Nguyên. Đặc điểm của các chế độ nhiệt, m−a tại một số địa ph−ơng ở Tây Nguyên đ−ợc thống kê tóm tắt trong bảng 5. Bảng 5. Một số đặc tr−ng của chế độ nhiệt và m−a tại Tây Nguyên Đặc tr−ng Kon Tum (536m) PlayKu (772m) Ban Mê Thuột (461m) Đà Lạt (1500m) Bảo Lộc (850m) Nhiệt độ năm (0C) 23,7 21,6 24,3 18,3 20,7 Nhiệt độ tháng cao nhất (0C) 25,5 23,6 26,3 19,8 21,9 Nhiệt độ tháng thấp nhất (0C) 20,7 18,8 21,4 16,2 18,3 Biên độ nhiệt ngày đêm (0C) 11 - 12 10 - 11 9 - 10 11 - 12 9 - 10 L−ợng m−a năm (mm) 1852 2447 1934 1820 2876 Số ngày m−a 132 233 138 165 199 L−ợng m−a tháng lớn nhất 353 623 329 309 524 L−ợng m−a tháng nhỏ nhất 3 8 1 9 57 L−ợng m−a ngày lớn nhất 170 188 189 307 181 Nguồn: [21] 2.2. Đặc tr−ng hình thái của sông ngòi trên lãnh thổ Việt Nam. Đặc điểm của một n−ớc nằm trong vùng khí hậu gió mùa, m−a nhiều lại giáp kề với biển cùng với điều kiện địa hình đồi núi bị chia cắt mạnh đã hình thành một mạng l−ới sông suối rất phát triển trên lãnh thổ n−ớc ta. Để đánh giá nguồn thủy năng phục vụ cho các kế hoạch khai thác thủy điện, nhiều công trình nghiên cứu về đặc tr−ng hình thái và chế độ dòng chảy sông ngòi n−ớc ta đã đ−ợc tiến hành trong nhiều năm qua thông qua các Đề tài Nghiên cứu Khoa học cấp Nhà n−ớc hoặc cấp Bộ trong đó phải kể Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 11 đến các công trình nghiên cứu của Tr−ờng Đại học Thủy lợi hợp tác với Viện quy hoạch và quản lý n−ớc, [6] của Viện Năng l−ợng và Điện khí hoá thuộc Bộ Điện (cũ), [9] và của Tổng cục khí t−ợng Thủy văn, [11]. Tổng số sông đã thống kê đ−ợc trong phạm vi cả n−ớc lên tới trên 2800 con sông lớn nhỏ có chiều dài chảy L>=10km bao gồm hầu hết các sông suối quan trọng nhất trong mạng sông n−ớc ta. Kết quả thống kê tổng hợp đ−ợc trình bày trong bảng 6 . Bảng 6. Thống kê tổng hợp mạng l−ới sông trên lãnh thổ Việt Nam. • Tổng số sông có chiều dài L ≥ 10 km đã khảo sát (con sông) : 2864 • Tổng chiều dài các sông đã khảo sát (km) : 63.144,5 •Tổng diện tích l−u vực các sông đã khảo sát (km2) : 292.483,0 • Tỉ lệ so với tổng diện tích lãnh thổ (%) : 88,1 • Mật độ l−ới sông trung bình của khu vực khảo sát (km/km2) : 0,6 • Độ dốc trung bình của dòng chảy : 0,022 • Phân cấp sông Số sông % + Dòng chính : 134 4,7 + Cấp 1 : 794 27,7 + Cấp 2 : 1039 36,3 + Cấp 3 : 661 23,1 + Cấp 4 : 196 6,8 + Cấp 5 : 33 1,2 + Cấp 6 : 7 0,2 Tổng cộng : 2864 100 Nguồn : Viện Qui hoạch và quản lý n−ớc, Bộ thuỷ Lợi (cũ), Tr−ờng Đại Học Thuỷ lợi, 1983, [6]. Một số đặc tr−ng hình thái và phân cấp sông của mạng l−ới sông ngòi trên các khu vực khác nhau của đất n−ớc đ−ợc mô tả trong bảng 7. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 12 Bảng 7. Một số đặc tr−ng hình thái các sông ở Việt Nam. Phân bổ theo cấp sông Khu vực Hệ thống sông Tổng số phụ l−u thống kê Cấp 0 Cấp 1 Cấp 2 Cấp 3 Cấp 4 Cấp 5 Cấp 6 Tổng số chiều dài sông(km) Độ dốc bình quân (m/km) Cao Bằng-Lạng Sơn 127 6 46 53 20 2 2851 15,71 Khu Đông Bắc 65 23 5 7 1231 26,03 HT sông Thái Bình 145 1 25 60 35 22 2 3213 12,60 S. Nậm Rốm 16 1 7 8 322,5 20,85 HT Sông Hồng 672 1 57 195 266 119 28 6 14.061,9 42,12 Sông Đáy 20 1 9 9 1 791 9,15 Thanh Hoá 175 3 67 69 34 2 3.902,5 21,67 Nghệ An - Hà Tĩnh 139 12 71 94 49 13 5.213 24,83 Quảng Bình 75 5 28 31 11 1.811,5 16,59 Trị Thiên Huế 99 10 39 30 19 1 2.043,3 21,10 Qu. Nam-Đà Nẵng 115 7 31 46 27 4 2.398,1 26,93 Q.Ngãi -Bình Định 121 17 69 23 7 5 2.061,4 20,05 Gia Lai, Kon Tum 109 6 35 46 22 2.379 17,95 Đăk Lắc 185 6 65 80 30 4 4.520,7 10,92 Phú Yên, Khánh Hoà 183 14 69 74 24 2 4.415,6 11,28 Thuận Hải 131 20 71 35 5 2.286,6 23,00 HT sông Đồng Nai 387 1 70 179 111 22 3 1 9.075,9 7,94 Cộng toàn quốc 2864 134 794 1039 661 196 33 7 63144,5 22,00 Nguồn : Viện Qui hoạch và quản lý n−ớc, Bộ thuỷ Lợi (cũ). Tr−ờng Đại Học Thuỷ lợi, 1983, [6]. Để nghiên cứu sự phân bố của năng l−ợng thủy điện, ng−ời ta quan tâm tới cấu trúc của mạng sông suối thông qua việc phân loại chúng theo diện tích hứng n−ớc, chiều dài chảy và mức độ tập trung năng l−ợng. Một số đặc điểm phân loại dòng sông Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 13 theo diện tích hứng n−ớc và chiều dài dòng sông đ−ợc trình bày trong bảng 8, bảng 9. Phân bố năng l−ợng theo cấp sông sẽ đ−ợc giới thiệu trong mục 3 phần 1 của báo cáo. Bảng 8. Phân loại mạng sông suối của Việt Nam theo diện tích l−u vực. Phân bố số l−ợng theo cấp diện tích l−u vực (km2) Khu vực hệ thống sông ≤50 km2 Từ 51-100 km2 Từ 101-500 km2 Từ 501-1000 km2 Từ 1001- 5000 km2 Từ 5001-10000 km2 >10.000 km2 Cộng Cao Bằng - Lạng Sơn 64 25 28 7 2 1 0 127 Khu Đông Bắc và sông Thái Bình 127 39 35 3 4 1 1 210 Sông Lô 191 25 39 3 6 1 1 266 S. Thao + S. Đáy 101 34 33 5 5 0 1 179 S.Đà + S.Nậm Rốm 104 75 67 7 8 1 1 263 Thanh Hoá 65 57 40 7 4 1 1 175 Nghệ An - Hà Tĩnh 123 55 48 8 4 0 1 239 Quảng Bình 33 18 18 2 4 0 0 75 Trị Thiên Huế 51 27 13 5 3 0 0 99 Q. Nam - Đà Nẵng 52 31 24 5 3 0 0 115 Q.Ngãi, Bình Định 60 21 24 5 6 0 0 116 Gia Lai, Kon Tum 47 25 30 4 2 0 1 109 Đak Lắc 82 43 48 6 5 0 1 185 Phú Yên, Khánh Hoà 70 52 50 6 4 0 1 183 Thuận Hải 56 37 29 6 3 0 0 131 HT sông Đồng Nai 200 34 79 5 6 3 0 327 Tổng cộng 1426 598 605 84 69 8 9 2799 % 50,9 21,4 21,6 3,0 2,5 0,3 0,3 100 Nguồn : Viện Qui hoạch và quản lý n−ớc, Bộ thuỷ Lợi (cũ). Tr−ờng Đại Học Thuỷ lợi, 1983, [6]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 14 Bảng 9. Phân loại mạng sông suối của Việt Nam theo chiều dài dòng sông Phân bố số l−ợng theo chiều dài sông (km) Khu vực hệ thống sông Từ 10-30 km Từ 31-50 km Từ 51-100 km Từ 101-200 km Từ 201-300 km Từ 301-400 km >500 km Cộng Cao Bằng - Lạng Sơn 107 10 7 2 1 0 0 127 Khu Đông Bắc và sông Thái Bình 184 16 7 2 1 0 0 210 Sông Lô 241 13 7 2 2 1 0 266 S. Thao + S. Đáy 155 14 6 2 1 0 1 179 S.Đà + S.Nậm Rốm 223 22 14 3 0 0 1 263 Thanh Hoá 148 10 12 3 0 1 1 175 Nghệ An - Hà Tĩnh 197 29 9 2 1 1 0 239 Quảng Bình 64 5 4 2 0 0 0 75 Trị Thiên Huế 87 5 5 2 0 0 0 99 Q. Nam - Đà Nẵng 99 10 3 2 1 0 0 115 Q.Ngãi, Bình Định 103 8 8 2 0 0 0 121 Gia Lai, Kon Tum 89 14 8 0 0 0 1 109 Đak Lắc 149 16 16 3 0 1 0 185 Phú Yên, Khánh Hoà 150 21 8 3 0 1 0 183 Thuận Hải 108 13 8 2 0 0 0 131 HT sông Đồng Nai 334 31 14 3 3 2 0 387 Tổng cộng 2438 237 133 35 10 7 4 2864 % 85,1 8,3 4,6 1,2 0,4 0,3 0,1 100 Nguồn : Viện Qui hoạch và quản lý n−ớc, Bộ thuỷ Lợi (cũ). Tr−ờng Đại Học Thuỷ lợi, 1983, [6]. Từ các số liệu trên, ta có một số nhận xét nh− sau về đặc tr−ng của mạng sông suối n−ớc ta liên quan đến phát triển thủy điện: Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 15 - Việt nam có một mạng l−ới sông rất phát triển, một biểu hiện rõ nét về sự phong phú của nguồn tài nguyên n−ớc sông. Đó là kết quả của sự t−ơng tác lâu dài của khí hậu nhiệt đới gió mùa nóng ẩm và cấu trúc địa chất, địa hình của lãnh thổ với đa phần đất đai thuộc địa hình đối núi. Mạng l−ới sông phân bố khá đồng đều trên cả ba miền đất n−ớc, mật độ sông suối trung bình trên lãnh thổ là 0,60 km/km2. ở miền núi, mật độ l−ới sông dày hơn và có độ dốc lớn, lại là nơi c− trú của nhiều trung tâm m−a quan trọng nên có nhiều điều kiện thuận lợi để phát triển thủy điện. - Sông ngòi n−ớc ta chủ yếu là các sông nhỏ và ngắn, loại này chiếm tới trên 90% tổng số sông. Chỉ có 9 hệ thống sông lớn có diện tích hứng n−ớc >10.000 km2. Đó là hệ thống sông Bằng - Kỳ Cùng, sông Hồng - Thái Bình, sông Mã, sông Cả, sông Thu Bồn, sông Ba, Đồng Nai và Cửu Long. Khoảng 76% diện tích đất liền của n−ớc ta thuộc l−u 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 n−ớc ta có độ dốc địa hình khá cao, độ dốc trung bình thay đổi trong phạm vi từ 10m/km đến 30m/km, trong đó hệ thống sông Hồng có độ dốc địa hình lớn nhất, lên tới 42m/km. - Xét theo l−u l−ợng th−ờng xuyên tại cửa ra của l−u vực, đại bộ phận sông suối có l−u l−ợng trung bình nhiều năm không nhỏ hơn 50m3/s. Các sông suối này chiếm tới 98% số sông khảo sát. - Mạng l−ới sông suối Việt Nam khá đa dạng, có cấu trúc khác nhau tuỳ theo từng khu vực tự nhiên, t−ơng ứng với sự phân hoá của khí hậu và cấu trúc địa chất, địa hình. 2.3. Nguồn tài nguyên n−ớc mặt và chế độ dòng chảy sông ngòi. Tài nguyên n−ớc mặt là tổng l−ợng dòng chảy của các sông ngòi và l−ợng n−ớc trữ trong các hồ ao trên lãnh thổ. ở n−ớc ta, nguồn tài nguyên n−ớc mặt chủ yếu do m−a cung cấp. Với l−ợng m−a trung bình năm khoảng 1960mm, hàng năm vùng đất liền của n−ớc ta thu nhận trung bình l−ợng n−ớc m−a khoảng 652 tỉ m3/năm để sản sinh ra một l−ợng dòng chảy sông ngòi khoảng 313 tỉ m3/năm. Nh−ng do một số hệ thống Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 16 sông lớn của n−ớc ta nh− sông Hồng, sông Cửu Long,... là những con sông quốc tế có một phần diện tích hứng n−ớc m−a nằm bên ngoài lãnh thổ Việt Nam nên trên thực tế, tổng l−ợng n−ớc mặt qua lãnh thổ Việt Nam đổ ra biển vào khoảng 835 tỉ m3/năm, [10]. Phân bố l−ợng dòng chảy trong các hệ thống sông lớn đ−ợc giới thiệu trong bảng 10. Bảng 10. Dòng chảy các l−u vực sông chính của Việt Nam. Diện tích (km2) L−ợng dòng chảy (tỉ m3/năm) L−u vực sông Toàn bộ Phần ở Việt Nam % Toàn bộ Phần ở Việt Nam % Kỳ Cùng - Bằng 13260 11280 85,1 9 7,3 81,1 S. Hồng - Thái Bình 169000 86660 51 136 91 66,9 Sông Mã 28400 17600 62 20,1 15,8 79 Sông Cả 27200 17730 65 24,2 19,5 81 Sông Thu Bồn 10350 10350 100 20,1 20,1 100 Sông Ba 13900 13900 100 9,5 9,5 100 Sông Đồng Nai 44100 37400 84,8 36,3 32,8 90,4 Cửu Long (toàn bộ) 795000 68820 8,7 521 23 4,6 Các sông khác 56,8 58,8 100 Tổng cộng 835 Nguồn: - Ch−ơng trình KT - 02, Viện khí t−ợng Thuỷ Văn. - Tài nguyên n−ớc Việt Nam, GS Nguyễn Đức Phổ và NNK, [22]. - NHS/HP (1992) và MWR/Nippon Koei (1992), [23]. Theo báo cáo tổng kết của Ch−ơng trình KC - 12, [10], tổng diện tích hứng n−ớc của sông ngòi n−ớc ta bao gồm cả phần ngoài lãnh thổ vào khoảng 1.167.000km2. Tài Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 17 nguyên n−ớc mặt của n−ớc ta −ớc tính gần đúng bằng tổng l−ợng dòng chảy sông ngòi đ−ợc tổng hợp trong bảng 11 d−ới đây. Bảng 11. Tài nguyên n−ớc mặt của Việt Nam Hạng mục Toàn bộ Phần ở Việt Nam % Tổng diện tích hứng n−ớc của sông ngòi (km2) Tài nguyên n−ớc mặt (tỉ m3/năm) Mật độ tài nguyên n−ớc (m3/km2) Độ sâu dòng chảy (mm) L−ợng n−ớc bình quân đầu ng−ời tích theo mức dân số 80 triệu (m3/ng−ời) 1.167.000 835 715510 716 10438 331000 313 941000 946 3913 28.4 37,5 132 132 37,5 Tài nguyên n−ớc mặt trên toàn hành tinh đánh giá qua tổng l−ợng dòng n−ớc của sông ngòi đổ vào đại d−ơng đ−ợc giới thiệu trong bảng 12 Bảng 12. Ước tính tài nguyên n−ớc mặt toàn cầu. • Diện tích phần đất liền của toàn cầu (km2) : 148.800.000 • Tổng l−ợng dòng chảy của sông ngòi (Km3/năm) : 47.000 (mm/năm) : 316 • Mật độ l−ợng n−ớc mặt (m3/km2) : 316.000 • L−ợng n−ớc bình quân đầu ng−ời tính theo dân số là 6 tỉ (m3/ng−ời) : 7.830 Nguồn: World Water balance and Water resources of the Earth, Copyright, UNESCO, 1978, [35]. Nh− vậy, nguồn tài nguyên n−ớc mặt của n−ớc ta thuộc loại phong phú, mật độ l−ợng n−ớc mặt cũng nh− l−ợng n−ớc bình quân tính theo đầu ng−ời đều cao hơn khá nhiều mức trung bình của thế giới. Tuy nhiên, n−ớc ta lại nằm ở hạ l−u của nhiều sông Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 18 lớn, diện tích hứng n−ớc m−a ở ngoài lãnh thổ cũng nh− l−ợng dòng chảy sinh ra trên diện tích này của các con sông đó rất đáng kể, chẳng hạn trên 91% l−u vực sông Mê Kông (Cửu Long) nằm ngoài Việt Nam và trên 95% l−ợng n−ớc của nó cũng từ bên ngoài đổ vào Việt Nam, sông Hồng - Thái Bình có trên 50% diện tích l−u vực nằm ở Trung Quốc và 1/3 dòng chảy của nó bắt nguồn từ Trung Quốc. Do đó, sự khai thác quá mức nguồn n−ớc ở th−ợng nguồn ngoài lãnh thổ mà chúng ta không kiểm soát đ−ợc có thể làm cho l−ợng dòng chảy đặc biệt là dòng chảy trong mùa kiệt đi vào n−ớc ta bị suy giảm, hoặc còn có thể gây ra sự nhiễm bẩn của nguồn n−ớc. L−ợng dòng chảy trong sông ngòi của n−ớc ta phân bố không đồng đều trên lãnh thổ. Chỉ riêng l−u vực sông Mê Kông đã chiếm 61,4% tổng l−ợng dòng chảy sông ngòi của cả n−ớc. Mô đuyn dòng chảy năm trung bình nhiều năm Mo biến đổi trong phạm vi d−ới 10l/s km2 ở vùng ven biển Nam Trung Bộ đến hơn 100l/s.km2 ở vùng Bắc Quang (Hà Giang) hoặc ở bắc đèo Hải Vân. T−ơng ứng với sự phân hoá theo mùa của m−a, dòng chảy sông ngòi phân bố rất không đồng đều trong năm theo hai mùa rõ rệt, mùa lũ và mùa cạn. Mùa lũ th−ờng kéo dài từ 3-6 tháng, tập trung khoảng 70 - 80% tổng l−ợng dòng chảy năm. Nhìn chung, thời gian xuất hiện mùa lũ trên lãnh thổ Việt Nam không đồng bộ theo xu thế chậm dần từ Bắc vào Nam và xuất hiện muộn nhất ở các vùng ven biển Trung và Nam Bộ. Trên các sông suối nhỏ, ngắn và dốc ở miền núi, lũ th−ờng dâng nhanh có thể đạt tới 2 - 3m/giờ, biên độ lũ tới 10-20m. Những vùng này còn bị đe doạ bởi hiểm hoạ lũ quét nh− đã từng xảy ra ở Quảng Ninh, Lai Châu, Tây Nguyên và gần đây nhất là trận lũ quét hồi cuối tháng 9/2002 tại H−ơng Sơn, Hà Tĩnh. Mùa cạn kéo dài từ 6 - 9 tháng nh−ng l−ợng n−ớc trong mùa kiệt chỉ chiếm khoảng 20 - 30% tổng l−ợng dòng chảy năm. Nhìn chung mô đuyn dòng chảy tháng kiệt nhất dao động từ 0,2l/s.km2 đến 8 l/s.km2 tùy theo từng vùng lãnh thổ, [22]. Sự thay đổi thất th−ờng mang tính ngẫu nhiên của dòng chảy sông ngòi gây ra nhiều bất lợi cho khai thác sử dụng nguồn thuỷ năng. Phân bố không đều của dòng chảy sông ngòi càng trở thành gay gắt hơn do các hoạt động sản xuất tiêu cực của con ng−ời đối với môi tr−ờng sinh thái. Sự suy giảm của thảm rừng làm tăng thêm sự uy Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 19 hiếp của lũ, đồng thời làm cạn kiệt nguồn sinh thủy để duy trì dòng chảy cơ bản trong mùa kiệt. Một đặc điểm quan trọng về chất l−ợng n−ớc liên quan tới tuổi thọ của các công trình thủy điện là sông ngòi n−ớc ta có độ đục khá lớn. Trong mùa lũ, l−ợng bùn cát chiếm tới 80 - 90% tổng l−ợng bùn cát cả năm. Độ đục trung bình của các con sông biến đổi trong phạm vi từ 100g/m3 đến 500g/m3. Đặc biệt, độ đục trung bình năm của sông Hồng đạt tới trên 1000g/m3. Theo −ớc tính, hàng năm các sông ngòi Việt Nam vận chuyển ra biển khoảng 400 - 500 triệu tấn cát bùn, trong đó phần của sông Hồng là 120 triệu tấn/năm. Sau đây là mô tả tóm tắt chế độ dòng chảy của một số sông lớn và/ hoặc có vị trí quan trọng trong khai thác thuỷ điện. 2.3.1 Hệ thống sông Kỳ Cùng - Bằng L−u vực của sông Bằng và sông Kỳ Cùng nằm ở phần Đông Bắc n−ớc ta trong phạm vi từ vĩ tuyến 21o30 đến vĩ tuyến 23o 00' và từ kinh tuyến 105o 45' đến kinh tuyến 107o 20', bao trùm phần lớn tỉnh Lạng Sơn và Cao Bằng. Địa hình trong hệ thống sông thấp so với l−u vực xung quanh nên th−ờng đ−ợc gọi là máng trũng Cao Lạng. Cả hai sông Kỳ Cùng và sông Bằng đều là phần th−ợng nguồn của sông Tả Giang, sông này đổ ra biển Đông ở gần Hồng Kông. Sông Kỳ Cùng là sông lớn nhất trong tỉnh Lạng Sơn. Sông bắt nguồn từ ngọn núi Ba Xá chảy theo h−ớng Đông Nam - Tây Bắc. Khi đến Thất Khê sông chuyển h−ớng Tây Bắc - Đông Nam rồi chảy qua biên giới sang Trung Quốc. Th−ợng l−u sông Kỳ Cùng rất dốc, có nhiều thác ghềnh. Sông Bằng bắt nguồn từ vùng núi Nà Vài chảy theo h−ớng Tây Bắc - Đông Nam rồi qua biên giới sang Trung Quốc tại Thuỷ Khẩu. Diện tích l−u vực của các sông này đã đ−ợc nêu trong bảng 10. Dòng chảy trung bình nhiều năm phân bố không đồng đều trong hệ thống. Mô đuyn dòng chảy Mo biến đổi trong phạm vi từ 15 l/s.km2 đến 30 l/s.km2. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 20 T−ơng tự nh− các l−u vực khác, l−ợng dòng chảy năm còn biến đổi mạnh theo các năm với hệ số biến sai Cv dao động trong phạm vi 0.25 - 0.55. Mùa lũ hàng năm trong hệ thống sông này th−ờng bắt đầu từ tháng 5 hoặc tháng 6 và kết thúc vào tháng 9,10. L−ợng dòng chảy mùa lũ chiếm 65 - 75% l−ợng dòng chảy toàn năm. Tháng có l−ợng dòng chảy nhỏ nhất th−ờng là các tháng giữa mùa cạn, tức là vào các tháng 1-3. L−ợng dòng chảy năm và phân phối dòng chảy trong năm của hệ thống sông Kỳ Cùng - Bằng đ−ợc mô tả tóm tắt trong bảng 13 và 14. Bảng 13. Phân phối l−ợng dòng chảy tháng của hệ thống Kỳ Cùng - Bằng Đơn vị: 106m3 Các tháng Vị trí F hứng n−ớc (km2) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Năm Sông Bằng tại biên giới 4460 47 35 47 74 169 473 606 750 400 204 107 64 2978 Kỳ Cùng tại biên giới 6790 74 59 69 153 212 501 826 1005 639 272 130 88 4029 Bằng + Kỳ Cùng 11250 121 94 116 228 382 974 1433 1756 1039 476 237 152 7007 Nguồn: Bộ NN và PTNT, Cơ quan hợp tác Quốc Tế Nhật Bản (JICA), [31]. Bảng 14. Đặc tr−ng l−u l−ợng n−ớc tại một số vị trí trong hệ thống sông Kỳ Cùng - Bằng Đơn vị: m3/s Các tháng Vị trí Sông 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Năm Lạng Sơn Kỳ Cùng 5,6 6,23 7,75 15 27,9 45,6 73 75,7 58,7 23 8,42 5,28 29,3 Cao Bằng Bằng 22,1 19,7 21,6 27,8 63,7 158 165 210 121 66,9 45,6 26,5 79,0 Nguồn: Tài nguyên n−ớc Việt Nam , [22]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 21 2.3.2. Hệ thống sông Hồng Hệ thống sông Hồng do ba sông Thao, Đà và Lô hợp thành trong đó sông Thao đ−ợc coi là dòng chính. Tổng diện tích l−u vực của hệ thống sông Hồng khoảng 155.000km2 trong đó 72700km2 nằm trong lãnh thổ n−ớc ta (chiếm tỷ lệ 46,9%). Sông Thao bắt nguồn từ hồ Đại Lý thuộc tỉnh Vân Nam Trung Quốc. Sông chảy theo h−ớng Tây Bắc - Đông Nam, đổ vào n−ớc ta tại vùng biên giới thuộc huyện Bát Xát - Lào Cai, cuối cùng đổ ra Vịnh Bắc Bộ tại cửa Ba Lạt. Từ Việt Trì đến cửa Ba Lạt, sông Thao lại đ−ợc mang tên là sông Hồng. Diện tích l−u vực sông Thao khoảng 51800km2. Sông Đà và sông Lô cũng bắt nguồn từ tỉnh Vân Nam, Trung Quốc. Dòng chính của sông Đà chảy vào Việt Nam tại xã KaLong, huyện M−ờng Tè tỉnh Lai Châu, sau đó đổ vào sông Thao tại Trung Hà. Từ nguồn đến điểm nhập l−u, sông Đà dài 1010 km, diện tích l−u vực 52900km2, trong đó phần nằm trên lãnh thổ n−ớc ta có chiều dài sông 570km và diện tích l−u vực là 26600km2. Sông Đà là phụ l−u quan trọng nhất của hệ thống sông Hồng và là con sông có tiềm năng khai thác thuỷ điện lớn vào bậc nhất n−ớc ta. Sông Lô là nhánh phía Đông của sông Hồng. Dòng chính sông Lô chảy vào Việt Nam tại Thanh Thuỷ, qua thị xã Hà Giang, Tuyên Quang đổ vào sông Thao tại Việt Trì. Tính từ nguồn đến Việt Trì, diện tích l−u vực của sông Lô khoảng 39000km2. Sông Lô có hai nhánh lớn nhất là Sông Gâm và sông Chảy. Sông Gâm là nhánh bên trái cũng bắt nguồn từ tỉnh Vân Nam Trung Quốc. Sông Gâm dài 297 km, diện tích l−u vực 17200km2, trong đó phần ở n−ớc ta có chiều dài sông 217 km, diện tích l−u vực 9780km2. Sông Chảy bắt nguồn từ dãy Tây Côn Lĩnh đổ vào Việt Nam tại huyện Hoàng Xu Phì tỉnh Hà Giang. Sông có chiều dài 319 km, diện tích l−u vực 6500km2 trong đó có 1920 km2 nằm ở Trung Quốc. Tổng l−ợng dòng chảy năm của hệ thống sông Hồng đạt khoảng 126,3 tỉ m3/năm. Dòng chảy năm phân bố không đều trong không gian và biến đổi mạnh theo thời gian. Mô đuyn dòng chảy năm trung bình nhiều năm Mo biến đổi trong phạm vi từ d−ới Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 22 15l/s.km2 đến trên 100 l/s.km2. Khu vực có Mo lớn nhất là Bắc Quang (trên 100 l/s.km2), sau đó là khu vực núi cao Hoàng Liên Sơn, khu vực M−ờng Tè (trên 80 l/s.km2). Giá trị Mo thay đổi trong các l−u vực sông nh− sau: - Sông Thao: Từ d−ới 30 l/s.km2 đến trên 80 l/s.km2 - Sông Đà: Từ d−ới 15 l/s.km2 đến tren 80 l/s.km2 - Sông Lô: Từ d−ới 20 l/s.km2 đến trên 100 l/s.km2 Hệ số biến sai Cv của dòng chảy năm biến đổi trong phạm vi 0,12 - 0,25 đối với các sông lớn, và 0,40 ữ 0,50 ở sông suối nhỏ. Nhìn chung, mùa lũ hàng năm trên phần lớn các sông của hệ thống th−ờng bắt đầu từ tháng 4 - 5 và kết thúc vào tháng 9 - 10, l−ợng dòng chảy mùa lũ chiếm khoảng 70 - 85% l−ợng dòng chảy cả năm. Mùa cạn th−ờng kéo dài 5 đến 6 tháng, l−ợng dòng chảy trong mùa này chỉ chiếm 15 - 30% l−ợng dòng chảy năm. Mô đuyn dòng chảy nhỏ nhất của các sông (Mmin) biến đổi trong phạm vi từ d−ới 1 l/s.km2 ữ 15 l/s.km2. Phần lớn các sông có Mmin = 2 ữ 10 l/s.km2. Bảng 15 d−ới đây tóm tắt đặc tr−ng phân phối dòng chảy trong hệ thống tại một số vị trí tiêu biểu. Bảng 15. L−u l−ợng trung bình tháng tại một số vị trí trong hệ thống sông Hồng. Đơn vị: m3/s Các tháng Vị trí Sông 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Năm Lào Cai Thao 231 193 156 164 247 584 956 1350 908 699 485 316 524 Yên Bái Thao 324 276 233 268 410 872 1290 1760 1440 1070 868 429 755 Lai Châu Đà 380 301 240 242 449 1420 2900 2900 1870 1260 857 538 1113 Hoà Bình Đà 672 627 659 767 1022 2424 5229 3835 1982 1698 1063 675 1720 Thác Bà Chảy 75 64 62 80 105 249 388 463 330 229 172 99 193 Nguồn: [22]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 23 2.3.3 Hệ thống sông M∙. Sông Mã là một trong hai hệ thống sông lớn nhất vùng Bắc Trung Bộ, và cũng là một hệ thống sông lớn của n−ớc ta. Dòng chính của sông Mã bắt nguồn từ s−ờn phía Nam dãy Huổi Long ở Điện Biên Phủ, Lai Châu. Sông chảy theo h−ớng Tây Bắc - Đông Nam qua Sơn La, Sầm N−a (Lào), Hoà Bình, Thanh Hoá rồi đổ ra biển tại 3 cửa Sung, Lạch Tr−ờng và Hội. Dòng chính sông Mã dài 512 km, diện tích l−u vực 20800km2 trong đó 14570 km2 nằm trong lãnh thổ n−ớc ta, phần còn lại thuộc địa phận Lào. Sông Chu là nhánh lớn nhất của sông Mã, bắt nguồn ở vùng núi cao thuộc vùng Tây Bắc Sầm N−a (Lào). Sông Chu dài 160km, diện tích l−u vực 7550 km2, trong đó 3010 km2 thuộc Việt Nam. Dòng chảy năm phân bố không đều trong vùng. Nhìn chung, mô đuyn dòng chảy năm trung bình nhiều năm Mo biến đổi trong phạm vi từ 15 - 50 l/s.km2. Hệ số biến sai Cv t−ơng đối lớn, từ 0,2 đến 0,3 đối với các sông lớn, và 0,4 - 0,6 ở các sông suối nhỏ. T−ơng tự nh− các sông miền Bắc Trung Bộ, mùa lũ trên các sông của hệ thống sông Mã xuất hiện không đồng thời theo xu h−ớng muộn và ngắn dần từ Bắc vào Nam. Đối với sông Mã, mùa lũ xảy ra từ tháng 6 đến tháng 10, còn ở trung và th−ợng l−u sông Chu, mùa lũ xuất hiện trong các tháng 6 - 11. Phân phối dòng chảy trong các tháng trên hệ thống sông Mã đ−ợc mô tả trong bảng 16. Bảng 16. L−u l−ợng trung bình tháng tại một số vị trí trong hệ thống sông Mã. Đơn vị: m3/s Các tháng Vị trí Sông 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Năm Cẩm Thuỷ Mã 133 112 96,9 104 142 343 577 857 826 408 250 163 336 Cửa Đạt Chu 54,2 44,1 39,6 41,7 68,6 109 155 236 322 242 115 68 125 Nguồn: [22]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 24 2.3.4. Hệ thống sông Cả. Nằm ở vùng Bắc Trung Bộ, hệ thống sông Cả do dòng chính sông Cả và các sông nhánh nh− sông Hiếu, sông Ngàn Sâu và một số sông nhỏ ở phía Nam Hà Tĩnh tạo thành. Dòng chính sông Cả bắt nguồn từ M−ờng Khút, M−ờng Lập ở Lào, chảy theo h−ớng Tây Bắc - Đông Nam, đến Việt Nam tại Keng Du, Nghệ An rồi đổ ra biển tại cửa Hội. Hai phụ l−u quan trọng nhất của sông Cả là sông Hiếu ở bờ trái, diện tích l−u vực 5340 km2, và sông La bên bờ phải, diện tích l−u vực 3210km2. Mô đuyn dòng chảy năm Mo trong hệ thống sông Cả biến đổi trong phạm vi 20ữ80 l/s.km2 và có mức dao dộng khá lớn, dòng chảy năm của năm nhiều n−ớc có thể gấp 4 lần l−ợng dòng chảy năm của năm ít n−ớc. T−ơng tự nh− sông Mã, mùa lũ ở đây xuất hiện chậm và ngắn hơn so với các sông ở phía Bắc và không đồng bộ giữa các sông, từ tháng 6 đến tháng 10 ở th−ợng l−u sông Cả, tháng 6 đến tháng 11 ở th−ợng và trung l−u sông Hiếu, vào các tháng 7 và 8 ữ 11 ở trung l−u sông Cả. L−ợng dòng chảy mùa lũ chiếm khoảng 60 - 80% tổng l−ợng dòng chảy năm và 50 - 60% đối với những sông có 3 tháng mùa lũ. Phân phối dòng chảy trong năm của hệ thống sông Cả đ−ợc mô tả trong bảng 17. Bảng 17. L−u l−ợng hàng tháng trung bình nhiều năm trên hệ thống sông Cả Đơn vị: m3/s Các tháng Vị trí Diện tích hứng n−ớc 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Năm Dừa (Cả) 20800 165 135 120 122 200 358 499 785 1080 872 399 223 413 Nghĩa Khánh (S.Hiếu) 4020 55,2 45,7 40,8 42,8 75,1 114 139 183 328 302 132 71,4 127 Ngàn Sâu (Hoà Duyệt) 1880 65,1 49,3 46 44 63,9 58,7 61,2 86 277 342 176 96,6 114 Nguồn: [22]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 25 2.3.5. Hệ thống sông Thu Bồn. Hệ thống sông Thu Bồn thuộc vùng Nam Trung Bộ đ−ợc hợp thành bởi dòng chính và dòng nhánh là sông Cái. Dòng chính sông Thu Bồn bắt nguồn từ dãy Ngọc Lĩnh tỉnh Kon Tum, chảy theo h−ớng Tây Nam - Đông Bắc qua các huyện miền núi Trà My, Tiên Ph−ớc đi vào đồng bằng tỉnh Quảng Nam rồi đổ ra biển tại cửa Đại. Sông Cái là phụ l−u lớn nhất của sông Thu Bồn. Bắt nguồn từ s−ờn phía Tây Nam dãy Ngọc Lĩnh ở tỉnh KonTum, sông chảy theo h−ớng Bắc Nam và hội l−u với sông Bang ở Hội Khánh, từ đó sông đ−ợc gọi là sông Vụ Gia. Với diện tích l−u vực 10350 km2 nằm trọn trên lãnh thổ Việt Nam, hệ thống sông Thu Bồn bao trùm phần lớn địa phận tỉnh Quảng Nam và thành phố Đà Nẵng. Các sông vùng Nam Trung Bộ nói chung đều có nguồn n−ớc mặt phong phú, trong đó hệ thống sông Thu Bồn có nguồn n−ớc mặt dồi dào nhất (20,1tỷm3/năm), chiếm 31% tổng l−ợng dòng chảy của vùng. Dòng chảy phân phối rất không đều trong năm. Cũng giống nh− các sông trong vùng, mùa m−a lũ trong hệ thống này vào loại ngắn và chậm nhất ở n−ớc ta, th−ờng kéo dài từ tháng 9, 10 đến tháng 12. L−ợng dòng chảy mùa lũ chiếm 60 - 70% dòng chảy năm. Phân bố l−u l−ợng các tháng trong năm đ−ợc mô tả trong bảng 18. Bảng18. L−u l−ợng trung bình tháng tại một số vị trí trên hệ thống sông Thu Bồn Đơn vị: m3/s Các tháng Vị trí Sông 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Năm Nông Sơn Thu Bồn 228 135 90,9 72,5 107 104 74,4 74,6 161 645 999 610 275 Thành Mỹ Cái 104 66,6 46,2 40,2 54,0 60 45,7 51,6 90,4 288 397 248 124 Nguồn : [22]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 26 2.3.6. Hệ thống sông Ba. Là sông lớn thứ hai sau sông Thu Bồn ở vùng Nam Trung Bộ, hệ thống sông Ba đ−ợc hợp thành bởi dòng chính của nó và các sông Ia-Yun, Krông HơNăng, sông Hinh,.. Dòng chính sông Ba bắt nguồn từ núi Ngọc Rô ở Đông Bắc Gia Lai, chảy theo h−ớng Tây Bắc - Đông Nam đến gần Củng Sơn thì chuyển h−ớng Tây Đông rồi đổ ra biển tại Tuy Hoà. Cũng nh− sông Thu Bồn, sông Ba là một hệ thống sông nội địa, toàn bộ l−u vực sông Ba nằm trong lãnh thổ Việt Nam, bao trùm phần lớn tỉnh Gia Lai và tỉnh Phú Yên. Các nhánh lớn nh− các sông Ia -Yun, Krông Hơ Năng, Hinh đều chảy vào sông Ba ở phía bờ phải. Các sông này đều có điều kiện thuận lợi để phát triển thuỷ điện, trong đó đã có công trình thuỷ điện Sông Hinh đang hoạt động. Bảng 19 d−ới đây tóm tắt đặc tr−ng biến đổi l−u l−ợng tháng trong năm tại một số vị trí trên hệ thống sông Ba. Bảng 19. L−u l−ợng trung bình tháng trên hệ thống sông Ba (m3/s) Các tháng Vị trí Sông 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Năm An Khê Ba 18 11,1 7,95 7,78 15 17,3 16,1 22,5 34,9 97,5 111 55,8 34,6 Củng Sơn Ba 162 93,3 57,4 53 96,4 144 143 240 365 764 888 500 292 Sông Hinh Ba 43 25,1 16,5 12,2 11,5 11,4 9,46 9,0 17,7 85,5 192 119 46 Nguồn: [22]. 2.3.7. Hệ thống sông Đồng Nai Hệ thống sông Đồng Nai nằm trong phạm vi địa lý 105030' - 108040' kinh độ đông, 10020' - 12020' vĩ độ Bắc. Diện tích l−u vực sông Đồng Nai trên lãnh thổ n−ớc ta chiếm 84,8% diện tích toàn hệ thống bao trùm toàn bộ địa phận các tỉnh Lâm Đồng, Đồng Nai, Bình Ph−ớc, Bình D−ơng, Long An, TP. Hồ Chí Minh và một phần các tỉnh Đắc Lắc, Bình Thuận. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 27 Xét về diện tích l−u vực, chiều dài sông, nguồn n−ớc cũng nh− vị trí trong khai thác tài nguyên n−ớc, hệ thống sông Đồng Nai xếp thứ ba sau hệ thống sông Mê Kông và hệ thống sông Hồng ở n−ớc ta. Hệ thống sông Đồng Nai đ−ợc hợp thành bởi dòng chính và các sông nhánh quan trọng là sông Đa Dung, Đa Dâng, La Ngà, sông Bé, sông Sài Gòn và Vàm Cỏ, trong đó sông La Ngà là sông nhánh lớn nhất nhập vào dòng chính ở phía bờ tả. Trong hệ thống sông Đồng Nai đã xây dựng nhiều hồ chứa và công trình thuỷ điện loại vừa và lớn nh− công trình thuỷ điện Trị An trên sông Đồng Nai, Thác Mơ trên sông Bé, công trình thuỷ điện Đa Nhim trên sông Đồng Nai, Hàm Thuận - Đa Mi trên sông La Ngà, hồ chứa Dầu tiếng trên sông Sài Gòn. Dòng chảy năm phân phối không đều trong hệ thống. Mô đuyn dòng chảy năm chỉ đạt khoảng 10 - 15 l/s.km2 ở sông Vàm Cỏ, sông Bé, và dòng chính Đồng Nai, có thể đạt tới trên 50 l/s.km2 ở vùng trung l−u sông (Bảo Lộc - Đa Mi). Cũng nh− m−a, n−ớc sông biến đổi theo mùa. Mùa lũ th−ờng bắt đầu từ tháng 7, muộn hơn mùa m−a 2 tháng, và kết thúc vào tháng 11. L−ợng dòng chảy mùa lũ chiếm khoảng 65 - 85% l−ợng dòng chảy năm. Mùa cạn có thể kéo dài tới 7 hoặc 8 tháng. Các tháng 2,3,4 là ba tháng liên tục có l−ợng dòng chảy nhỏ nhất. L−ợng dòng chảy trong tháng 3 chỉ chiếm 1 - 2% tổng l−ợng dòng chảy năm. Đặc tr−ng phân bố dòng chảy trong năm tại một số vị trí trên hệ thống sông mô tả trong bảng 20. Bảng 20. L−u l−ợng trung bình tháng trên hệ thống sông Đồng Nai Các tháng Vị trí Sông 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Năm Đại Nga La Ngà 5,61 2,99 2,81 5,64 9,96 19 28,2 42,3 41,3 39,1 19,8 12,5 19,1 Tà Pao La Ngà 22,4 13,6 9,8 14,5 25,7 60,9 107 182 186 164 92,7 43,5 76,8 Trị An Đồng Nai 103 66,2 48,4 59,8 127 417 751 1340 1320 1280 594 239 529 Nguồn: [22]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 28 2.3.8. Hệ thống sông Mê Kông Sông Mê Kông là con sông lớn nhất ở n−ớc ta. Bắt nguồn từ cao nguyên Tây Tạng, sông chảy theo h−ớng Tây Bắc - Đông Nam đi qua địa hình phức tạp của 6 n−ớc Trung Quốc, Mianma, Lào, Thái Lan, Campuchia, Việt nam rồi đổ ra biển Đông. Tổng diện tích sông Mê Kông nằm trong lãnh thổ n−ớc ta khoảng 68820 km2, chỉ chiếm 8,6% tổng diện tích toàn l−u vực, trong đó 43,7% diện tích này (30100km2) thuộc về hai con sông Sê San và Srêpok ở Tây Nguyên. Đây là những con sông có tiềm năng phát triển thuỷ điện rất quan trọng của n−ớc ta. Sông Sê San là sông nhánh lớn nhất của sông Srêpok, còn sông Srêpok thì là sông nhánh cấp 1 của sông Mê Kông. Sông Sê San bắt nguồn từ phía Tây Nam của dãy núi Ngọc Lĩnh, chảy theo h−ớng gần Bắc Nam đến thác YaLy thì chuyển h−ớng Tây Bắc - Đông Nam qua biên giới vào lãnh thổ CamPuChia rồi nhập l−u vào sông SrêPok. Sông Sê San có diện tích l−u vực 11620 km2, bao gồm hầu hết địa phận tỉnh Kom Tum và một phần các tỉnh Gia lai, Quảng Nam, Quảng Ngãi. Sông Sê San có mật độ dòng nhánh t−ơng đối lớn trong đó có hai dòng nhánh quan trọng là sông KrôngPôKô diện tích l−u vực 3450 km2 trên đó đã khởi công xây dựng công trình thuỷ điện Plei Krông công suất 100 MW, và sông DaKbla diện tích l−u vực 3410 km2. Sông SrêPok là một trong những nhánh sông chính của sông Mê Kông ở Việt Nam. Tổng diện tích l−u vực của dòng chính sông SrêPok phần ở Việt Nam là 12740 km2, phần l−u vực ở phía Bắc thuộc tỉnh Đắc Lắc, phần phía Nam nằm ở tỉnh Lâm Đồng. Sông SrêPok có hai dòng nhánh chính là sông Krông Ana và Krông Knô. Hai nhánh này có điều kiện tự nhiên khác hẳn nhau: nhánh Krông Ana địa hình t−ơng đối bằng phẳng, có nhiều thung lũng phù hợp với phát triển nông nghiệp, còn nhánh KrôngKnô địa hình dốc, m−a nhiều lại có tiềm năng lớn về thuỷ điện. Nhìn chung, phần lớn các nơi trong l−u vực sông Sê San và SrêPok có mô đuyn dòng chảy năm trung bình nhiều năm Mo khoảng từ 20 - 40 l/s.km2 nh−ng phân bố trong vùng không đều. Giá trị Mo nhỏ xuất hiện ở phía Tây Nam cao nguyên Đắc Lắc, Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 29 vùng hạ du dòng chính SrêPok, còn ở th−ợng nguồn sông Đắc Pô Kô, mô đuyn dòng chảy Mo đạt tới trên 60 l/s.km2. Mùa lũ ở đây th−ờng bắt đầu từ tháng 7, 8 và kéo dài đến tháng 11. Nh−ng do ảnh h−ởng của chế độ m−a ở s−ờn phía đông Tr−ờng Sơn, mùa lũ của các sông Krông Ana (SrêPok), DakBla (Sê San) bắt đầu và kết thúc muộn hơn khoảng 1 tháng. L−ợng dòng chảy mùa lũ chiếm tới 70 - 80% l−ợng dòng chảy năm. Mô đuyn đỉnh lũ lớn nhất đã xuất hiện trên phần lớn các sông suối không quá 1,5m3/s.km2. Mùa cạn th−ờng kéo dài từ 6 đến 7 tháng. Tháng 3 hay tháng 4 là tháng có dòng chảy nhỏ nhất, l−ợng dòng chảy tháng chỉ chiếm khoảng 1- 3% l−ợng dòng chảy năm. Đặc tr−ng phân phối dòng chảy trong năm trên sông Sê San và SrêPok đ−ợc tóm tắt trong bảng 21. Bảng 21. L−u l−ợng trung bình tháng tại một số vị trí trên sông Sê San và sông SrêPok (Đơn vị : m3/s) Các tháng Vị trí Sông 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Năm Kon Tum ĐaKBla 27,9 30,8 30,6 39,1 126 80,2 129 137 232 193 283 77,4 156 Trung Nghĩa Krôngpôcô 26,5 24,1 32,5 40 88,9 99,9 119 132 185 83,5 97,2 45,2 110 Giang Sơn Krông Ana 49,1 44,4 39 45,8 58,6 55,5 40,3 38,9 41,3 38,4 34,4 35,6 40,8 Đức Xuyên KrôngKnô 24,2 30,1 23,5 26,2 56,2 98,2 65,1 76,2 101 93,5 78,1 70,8 128 Bản Đôn Srê Pok 32,1 39,4 37,6 45,2 58,9 110 80,7 92,4 84,3 64,1 42,1 37,2 64 Nguồn : [22]. 3. Trữ năng lý thuyết của thuỷ điện trên l∙nh thổ n−ớc ta. Trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết (hay gọi là tiềm năng thuỷ điện lý thuyết) của quốc gia là nguồn năng l−ợng tiềm tàng sẵn có nếu nh− toàn bộ dòng n−ớc trong các sông ngòi từ đầu nguồn đến cửa ra (mặt biển hoặc mực n−ớc sông tại biên giới) trên toàn bộ lãnh thổ đều chảy qua tua bin để phát điện với hiệu suất 100%. Nói một cách khác, đây là giới hạn năng l−ợng tối đa đ−ợc sản sinh ra của toàn bộ các dòng sông trong điều kiện lý t−ởng, nghĩa là không xảy ra bất kỳ một dạng tổn thất năng l−ợng nào. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 30 Trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết của n−ớc ta đã đ−ợc quan tâm nghiên cứu từ lâu. Ngay sau khi Hoà bình lập lại năm 1954, Nhà n−ớc ta đã có chủ tr−ơng điều tra nghiên cứu một cách hệ thống nguồn tài nguyên n−ớc và nguồn thuỷ năng quốc gia. Từ năm 1956 với sự giúp đỡ của các chuyên gia Liên Xô, ta đã khảo sát trên 9000 km sông ngòi trên phạm vi miền Bắc sau đó Văn phòng Uỷ ban trị thuỷ và khai thác sông Hồng thuộc Bộ Thuỷ Lợi đã lập Qui hoạch trị thuỷ và khai thác sông Hồng và một số hệ thống sông khác. Từ kết quả nghiên cứu b−ớc đầu này ta đã xác định đ−ợc trữ năng thuỷ điện lý thuyết của trên 1100 con sông, tạo cơ sở cho việc lập quy hoạch thuỷ điện và khai thác các hệ thống sông suối sau này. Sau khi thống nhất đất n−ớc, qui hoạch khai thác các dòng sông đã đ−ợc tiến hành một cách có hệ thống trong phạm vi cả n−ớc. Trong thập kỷ 80 (thế kỷ 20), một số công trình nghiên cứu đã đ−ợc thực hiện để đánh giá tiềm năng thuỷ điện trong đó phải kể đến Đề tài nghiên cứu khoa học 06 - 01, [6], NCKH 06 - 02 nằm trong Ch−ơng trình khoa học cấp Nhà n−ớc mã số NCKH06A do Viện quy hoạch và quản lý n−ớc phối hợp với tr−ờng Đại Học Thuỷ Lợi và Viện thiết kế chủ trì, hoặc các công trình nghiên cứu của Bộ Điện và Than (cũ) trong các thuyết minh tổng quan bậc thang thuỷ điện và lập dự án đầu t− cho các dòng sông chính. Nghiên cứu đánh giá tiềm năng thuỷ điện của n−ớc ta cũng đã thu hút đ−ợc sự quan tâm giúp đỡ của nhiều Tổ chức quốc tế nh− Ngân hàng thế giới (WB), cơ quan hợp tác quốc tế Nhật Bản (JICA), Cơ quan hợp tác phát triển Na Uy (NORAD), cơ quan hợp tác phát triển quốc tế Thụy Điển (SIDA),… trong đó phải kể đến quy hoạch quốc gia về thuỷ điện với số tiền đầu t− 4 triệu đô la do Thụy Điển (SIDA) và Na Uy (NORAD) tài trợ đã hoàn thành nghiên cứu giai đoạn 1 vào tháng 12 năm 2001, [32]. Kết quả đánh giá trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết của n−ớc ta tuy có khác nhau giữa các công trình nghiên cứu nh−ng vẫn nằm trong phạm vi sai số cho phép, cụ thể nh− sau: - Theo đề tài 06.02.06.01, trữ năng lý thuyết của thuỷ điện n−ớc ta tính toán theo số liệu thống kê của 2864 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 đ−ợc hiệu chỉnh bằng một hệ số gọi là hệ số đầu nguồn hay không. Vậy tính trung bình là 294.500 Gwh/năm. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 31 - Theo kết quả nghiên cứu của Trung tâm nghiên cứu và thiết kế thuỷ điện thuộc Bộ điện lực (cũ) trên 2171 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 thuỷ điện n−ớc ta đ−ợc đánh giá là 300.044 Gwh/năm, t−ơng đ−ơng với công suất lý thuyết là 34.251MW. Với kết quả nh− trên, chúng ta có thể làm tròn trữ năng lý thuyết của thuỷ điện n−ớc ta là 300.000 Gwh/năm t−ơng đ−ơng với công suất lý thuyết là 34.247 MW (với độ khác biệt giữa các kết quả tính toán khoảng 10%). Đây cũng là con số đ−ợc nhiều cơ quan nghiên cứu khác chấp nhận và đã đ−ợc công bố trên nhiều tài liệu chính thức. Trữ l−ợng thuỷ năng nh− trên đ−ợc phân bố trên 3 vùng của đất n−ớc nh− sau: - Miền Bắc: 181.000 Gwh/năm. - Miền Trung: 89.000 Gwh.năm - Miền Nam: 30.000 Gwh/năm. (Nguồn: Trung tâm thông tin và dịch vụ KHKT, Bộ năng l−ợng, 1990, [19].) Phân bố chi tiết hơn của trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết theo các khu vực khác nhau trên lãnh thổ Việt Nam đ−ợc giới thiệu trong bảng 22. Bảng 22. Phân bố trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết theo khu vực. Khu vực Công suất lý thuyết (MW) Điện l−ợng (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 U 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 Nang l−ợng, 1990, [19]. Xét theo mức độ tập trung năng l−ợng thuỷ điện, n−ớc ta có 8 hệ thống sông quan trọng nhất trong đó đã tập trung tới trên 85% nguồn trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết của đất n−ớc. Đó là: Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 32 1. Hệ thống sông Hồng: Xét về mọi mặt, đây là một hệ thống sông quan trọng hàng đầu của n−ớc ta. Với −u thế về diện tích hứng n−ớc, l−ợng n−ớc phong phú và độ dốc địa hình vào loại cao nhất, nguồn năng l−ợng thuỷ điện của n−ớc ta đã tập trung tới 44% ở tại đây. Nguồn năng l−ợng này phân bố rất không đều, nó tập trung chủ yếu trong các dòng nhánh. Trong hệ thống sông Hồng, sông Đà là phụ l−u cấp 1 lớn nhất, đồng thời cũng là sông có tiềm năng thuỷ điện và mật độ năng l−ợng cao nhất của n−ớc ta (chiếm tới trên 24% của tổng trữ năng thuỷ điện), tại đó một số công trình thuỷ điện quan trọng vào loại lớn ở Đông Nam á đã và sẽ đ−ợc xây dựng (các công trình thuỷ điện Hoà Bình và Sơn La). Việc khai thác sông Đà không những cung cấp cho n−ớc ta một nguồn điện năng quan trọng mà còn tạo ra khả năng chống lũ có hiệu quả đối với đồng bằng Bắc Bộ trong đó có thủ đô Hà Nội. Các phụ l−u của sông Đà cũng có nguồn thuỷ năng dồi dào, trong đó phải kể đến sông Nậm Mu có trữ năng khoảng 10800 Gwh/năm, chiếm trên 15% trữ năng thuỷ điện của sông Đà, và sông Nậm Na có trữ năng khoảng 6000 Gwh/năm chiếm 9% trữ năng của sông Đà. Sông Lô là phụ l−u cấp 1 có vị trí quan trọng thứ hai của hệ thống sông Hồng với trữ năng thuỷ điện chiếm khoảng 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 năng lý thuyết khoảng 6100 Gwh/năm, và sông Chảy trữ năng lý thuyết khoảng 5800 Gwh/năm. Dòng chính của sông Hồng là sông Thao, do địa hình t−ơng đối bằng phẳng, độ dốc đáy sông nhỏ nên nguồn thuỷ năng không dồi dào nh− trên các phụ l−u sông Đà và sông Lô. Trữ năng lý thuyết của sông Thao chỉ chiếm khoảng 6% trữ năng của hệ thống sông Hồng và khoảng 10% tổng trữ năng thuỷ điện của cả n−ớc. 2. Hệ thống sông Mã: Hệ thống này có mật độ thuỷ điện vào loại trung bình. Cũng do độ dốc dòng chính t−ơng đối nhỏ nên năng l−ợng chủ yếu tập trung trên sông nhánh cấp 1 là sông Chu, sông này có trữ năng lý thuyết khoảng 3150 Gwh/năm, chiếm khoảng 24% trữ năng lý thuyết của hệ thống sông Mã. Nguồn thuỷ 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. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 33 3. Hệ thống sông Cả: Nguồn thuỷ năng của hệ thống sông này chiếm khoảng 5% trữ năng lý thuyết của toàn quốcvới mật độ năng l−ợng thuộc loại trung bình. Trong các phụ l−u, đáng chú ý nhất là sông Hiếu với trữ năng lý thuyết khoảng 3600Gwh/năm, chiếm 25% trữ năng lý thuyết của hệ thống sông Cả. 4. Hệ thống sông Vũ Gia - Thu Bồn: Hệ thống sông này có diện tích hứng n−ớc t−ơng đối nhỏ so với các hệ thống khác nh−ng có mật độ năng l−ợng thuỷ điện t−ơng đối cao, lớn hơn khoảng 1,6 lần mật độ năng l−ợng trung bình của cả n−ớc. Trữ năng thuỷ điện lý thuyết của hệ thống chiếm khoảng 6% trữ năng chung. Trên hệ thống có nhiều khả năng xây dựng đ−ợc các bậc thang thuỷ điện loại vừa. 5. Hệ thống sông Sê San: Nhờ −u thế về địa hình, độ dốc dòng chảy lớn nên hệ thống này có mật độ năng l−ợng thủy điện cao gấp r−ỡi mật độ trung bình của cả n−ớc với trữ năng lý thuyết chiếm khoảng 6% trữ năng chung. Phân bố năng l−ợng 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 nh− công trình thuỷ điện Yali hiện đang vận hành. 6. Hệ thống sông Sêrêpok: Hệ thống này có mật độ năng l−ợng vào loại trung bình, nguồn năng l−ợng chiếm khoảng 4% trữ năng lý thuyết toàn quốc và chiếm tới 73% trữ l−ợng thuỷ năng các sông thuộc tỉnh Đắk Lắc. Phần chảy ở n−ớc ta là phần th−ợng 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. 7. Hệ thống sông Ba: Là một hệ thống sông nội địa, nguồn trữ năng thuỷ điện của hệ thống chiếm khoảng 3% trữ năng thuỷ điện lý thuyết toàn quốc, và có mật độ năng l−ợng thuộc loại trung bình. 8. Hệ thống sông Đồng Nai: Là hệ thống sông lớn thứ 2 của n−ớc ta sau hệ thống sông Hồng, trữ năng thuỷ điện lý thuyết của hệ thống sông Đồng Nai chiếm khoảng 10% trữ năng lý thuyết toàn quốc. Nguồn năng l−ợng này phân bố khá đồng đều trên dòng chính và các phụ l−u. Trong hệ thống sông Đồng Nai có hai sông nhánh cấp 1 quan trọng là sông La Ngà có trữ năng lý thuyết khoảng 14% trữ năng thuỷ điện sông Đồng Nai, và sông Bé có trữ năng lỹ thuyết 3800Gwh/năm. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 34 Hệ thống sông Đồng Nai đã đ−ợc nghiên cứu khá nhiều. Hiện nay đã có một số công trình thuỷ điện lớn đang hoạt động nh− Đa Nhim , Trị An, Hàm Thuận - Đa Mi. Đặc tr−ng phân bố trữ năng thuỷ điện lý thuyết của 8 hệ thống sông trên trong tổng trữ năng chung của cả n−ớc và sự phân bố của năng l−ợng trên các cấp sông khác nhau đ−ợc trình bày trong bảng 23. Bảng 23. Phân bố của trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết trong các hệ thống sông chính và trong các cấp sông. Tỉ lệ phân bố năng l−ợng trên các cấp sông (%) Dòng chính Sông cấp 1 Sông cấp 2 Sông cấp 3 Sông cấp >3 Hệ thống sông Tỉ trọng trong trữ năng toàn quốc (%) %trữ năng hệ thống % cả n−ớc % trữ năng hệ thống % cả n−ớc % trữ năng hệ thống % cả n−ớc % trữ năng hệ thống % cả n−ớc % trữ năng hệ thống % cả n−ớc • 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 • Vũ Gia-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 lý n−ớc, Bộ Thuỷ lợi (cũ). - Tr−ờng Đại Học Thuỷ Lợi, 1983, [6]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 35 Sự phân bố của mật độ năng l−ợng thuỷ điện (lý thuyết) trên các khu vực và hệ thống sôngđ−ợc trình bày trong bảng 24. Bảng 24. Phân bố của mật độ năng l−ợng thuỷ điện trong các khu vực và hệ thống sông n−ớc ta. Khu vực và hệ thống sông Mật độ năng l−ợng (Gwh/km2) • Cao Bằng - Lạng Sơn 0,41 • Khu Đông Bắc - Bắc Bộ 0,60 • Hệ thống Sông Hồng: 1,95 + Sông Đà 2,52 + Sông Lô 1,12 + Dòng chính + Phụ l−u khác 1,75 • Hệ thống sông Thái Bình 0,23 • Thanh Hoá 0,50 • Nghệ An - Hà Tĩnh 0,64 • Quảng Bình 0,76 • Trị Thiên Huế 0,58 • Q. Nam - Đà Nẵng 1,51 • Q.Ngãi, Bình Định 0,74 • Gia Lai, Kon Tum 1,39 • Đak Lắc 0,82 • Phú Yên, Khánh Hoà 0,61 • Thuận Hải 0,36 • Hệ thống sông Đồng Nai 0,66 Toàn quốc 0,91 Nguồn: Viện qui hoạch và quản lý n−ớc, Bộ Thuỷ lợi (cũ). Tr−ờng Đại Học Thuỷ Lợi, 1983. Tóm lại, từ các số liệu ở trên, ta có thể tổng kết về trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết của n−ớc ta nh− sau: Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 36 • Trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết (Bao gồm cả thuỷ điện lớn, vừa và nhỏ + Điện l−ợng (Gwh/năm) : 300.000 + Công suất (MW) : 34.247 • Năng l−ợng thuỷ điện bình quân đầu ng−ời theo mức dân số 80 triệu (Kwh/ng−ời) : 3.750 • Mật độ năng l−ợng thuỷ điện (Gwh/km2) + Trung bình cả n−ớc : 0,91 + Mật độ lớn nhất (sông Đà) : 2,52 + Mật độ nhỏ nhất (HT sông Thái Bình) : 0,23 • Tỉ lệ phân bố trung bình của trữ năng lý thuyết trên các cấp sông của các hệ thống sông chính (%) + Dòng chính : 16,6 + Cấp 1 : 68,4 + Cấp 2 : 33,1 + Cấp 3 : 15,7 + > Cấp 3 : 19,6 Để so sánh mức độ phong phú của tiềm năng thuỷ điện n−ớc ta, chúng ta hãy điểm qua về trữ l−ợng thuỷ năng trên thế giới theo thống kê và điều tra (còn ch−a đầy đủ) của tạp chí kỹ thuật International Water Power and Dam Contruction dựa theo tài liệu thống kê do các n−ớc cung cấp hoặc các tài liệu thống kê của Hội đồng Năng l−ợng Thế giới (World Energy Council, WEC) và Liên hiệp quốc. Trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết của các châu lục và toàn cầu đ−ợc giới thiệu trong bảng 25 d−ới đây. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 37 Bảng 25. Trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết toàn cầu. Các châu lục và khu vực Tổng số n−ớc Số n−ớc có thống kê Trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết đã thống kê (Gwh/năm) • Châu Phi 47 15 2.928.304 • Trung Mỹ và Nam Mỹ 30 21 9.500.000 • Bắc Mỹ 2 2 1.505.283 • Châu á 30 18 15.000.000 • Liên Xô (cũ) 15 15 3.942.000 • Châu Âu 30 30 2.623.100 • Châu Đại D−ơng 10 6 695.000 • Toàn cầu: + Số n−ớc 164 107 + Điện l−ợng 36.193.687 Nguồn : Water Power and Dam Contruction Handbook, 1993, [33]. Với diện tích phần đất liền của toàn cầu là : 148.800.000 km2 nh− đã nêu trong bảng 12 , ta có: • Mật độ năng l−ợng thuỷ điện trung bình toàn cầu : 0,24 Gwh/năm • Năng l−ợng thuỷ điện bình quân đầu ng−ời theo mức dân số hiện nay khoảng 6 tỉ ng−ời : 6.032 Kwh/ng−ời Nh− vậy, mật độ năng l−ợng thuỷ điện lý thuyết của n−ớc ta gấp khoảng 3,8 lần giá trị t−ơng ứng của thế giới nh−ng bình quân đầu ng−ời thì chỉ bằng 62% của thế giới. Cũng theo thống kê trên, Việt Nam nằm trong số 22 quốc gia có trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết từ 300.000 Gwh/năm trở lên. Đó là các n−ớc: Trung Quốc : 5.922.180 Gwh/năm Indonesia : 3.380.000 Gwh/năm Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 38 Brazil : 3.020.400 Gwh/năm Nga : 2.896.000 Gwh/năm ấn Độ : 2.637.800 Gwh/năm Pê Ru : 1.839.000 Gwh/năm Zaire : 1.397.000 Gwh/năm Columbia : 1.290.000 Gwh/năm Canada : 976.783 Gwh/năm Ecuador : 815.500 Gwh/năm Nhật : 717.600 Gwh/năm Ethiopia : 650.000 Gwh/năm Na Uy : 556.000 Gwh/năm Argentina : 535.000 Gwh/năm Mỹ : 528.500 Gwh/năm Mexico : 500.000 Gwh/năm Thổ Nhĩ Kỳ : 433.000 Gwh/năm Madagascar : 420.000 Gwh/năm Myanmar : 366.000 Gwh/năm Venezuela : 335.000 Gwh/năm Farce Islands : 300.600 Gwh/năm Việt Nam : 300.000 Gwh/năm. 4.Trữ năng kinh tế kỹ thuật của thuỷ điện n−ớc ta. Do những hạn chế của điều kiện địa chất, địa hình, cơ sở hạ tầng, trình độ công nghệ, điều kiện thi công… đ−ợc gọi chung là điều kiện kỹ thuật, ng−ời ta chỉ có khả năng khai thác đ−ợc một phần của trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết. Nguồn năng l−ợng thuỷ điện có thể đ−ợc khai thác mà chỉ bị hạn chế bởi các điều kiện kỹ thuật đ−ợc gọi là trữ năng kỹ thuật của thuỷ điện. Tuy nhiên, ng−ời ta cũng không thể khai thác nguồn năng l−ợng này bằng bất cứ giá nào. Xây dựng công trình thủy điện với các hồ chứa điều tiết để khai thác nguồn năng l−ợng của dòng sông thực chất là thực hiện một sự chuyển đổi điều kiện tài nguyên và môi tr−ờng. Sự chuyển đổi này có thể tạo ra các điều kiện mới, giá trị mới mà ta có thể sử dụng cho các lợi ích kinh tế, xã hội nh−ng nó cũng có thể gây ra những Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 39 tổn thất về kinh tế, xã hội, môi tr−ờng, trong đó khó có thể đánh giá đ−ợc hết các tổn thất về nhân văn và các tổn thất gây ra cho hạ du trong t−ơng lai khai thác vận hành. Tất nhiên ng−ời ta chỉ khai thác thuỷ năng tại các vị trí công trình cho phép về điều kiện kỹ thuật, đồng thời có hiệu quả kinh tế sau khi đã phân tích so sánh giữa lợi ích và tổn thất. Đó là trữ năng kinh tế của thuỷ điện, một bộ phận của trữ năng kỹ thuật. Nh− vậy, khác với trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết là một đại l−ợng chỉ phụ thuộc vào các điều kiện khí hậu nên mang tính ổn định, hầu nh− không thay đổi, việc đánh giá trữ năng kỹ thuật và trữ năng kinh tế còn phụ thuộc vào các điều kiện kinh tế, xã hội và trình độ công nghệ của quốc gia mà những yếu tố này còn có thể thay đổi theo thời gian nhờ vào các tiến bộ của khoa học công nghệ, kinh tế và xã hội. Mặc dù có sự phân biệt giữa trữ năng kỹ thuật và trữ năng kinh tế nh−ng trong các công trình nghiên cứu tr−ớc đây ở n−ớc ta hai loại trữ năng này đ−ợc xem xét gộp chung với nhau gọi là trữ năng kinh tế, kỹ thuật của thuỷ điện. Việc đánh giá trữ năng kỹ thuật và trữ năng kinh tế đòi hỏi một khối l−ợng khảo sát và tính toán lớn và phức tạp hơn nhiều so với đánh giá trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết. Qua công tác quy hoạch thủy điện do Trung tâm nghiên cứu và thiết kế thuỷ điện thuộc Bộ Điện và than (cũ) tiến hành trong các năm 1980 - 1985 trên 16 dòng sông lớn tại 154 vị trí đạt đ−ợc các yêu cầu về kinh tế, kỹ thuật để có thể xây dựng các nhà máy thuỷ điện vừa và lớn (có công suất lắp máy N >10 MW), trữ năng kinh tế kỹ thuật loại vừa và lớn của n−ớc ta đ−ợc đánh giá vào khoảng 80000 Gwh/năm với tổng công suất lắp máy N vào khoảng 17430 MW trong đó: - Miền Bắc có khoảng 50132 Gwh/năm chiếm 63% tổng trữ năng kinh tế kỹ thuật. - Miền Trung có khoảng 20.292 Gwh/năm chiếm tỉ lệ 25,5%. - Miền Nam có khoảng 9182 Gwh/năm chiếm tỉ lệ 11,5%. Sự phân bố của trữ năng kinh tế, kỹ thuật trên các hệ thống sông lớn của các công trình thuỷ điện loại vừa và lớn đã có hoặc đ−ợc dự kiến xây dựng nằm trong diện khảo sát đ−ợc giới thiệu trong bảng 26. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 40 Bảng 26. Trữ năng kinh tế kỹ thuật thuỷ điện trên các sông lớn ở Việt Nam (Tính cho các công trình thuỷ điện có sông suất lắp máy N >10MW) Các chỉ tiêu kỹ thuật Công suất đảm bảo Công suất lắp máy Điện l−ợng TT Số Công trình TĐ Tên sông Nđb (MW) % Nlm (MW) % Ek (Gwh/năm) % 154 Toàn quốc 6285 100 17430 100 79606 100 96 Miền Bắc 4226,9 67,2 11663 66,9 50132 63,0 1 29 Sông Đà 2880 45,8 7821 44,9 33813 42,5 2 21 Sông Thao 289 4,6 714 4,1 3168 4,0 3 21 S.Lô+Gâm+Chảy 542 8,6 1578 9,0 7328 9,2 4 4 S. Kỳ Cùng 37 0,6 111 0,6 408 0,5 5 4 S. Miền trung du 21,4 0,3 63 0,4 247 0,3 6 7 Sông Mã 229,5 3,7 738 4,2 2432 3,1 7 8 Sông Cả 228 3,6 638 3,7 2736 3,4 46 Miền Trung 1432,1 22,8 3972 22,8 20292 25,5 8 6 S.Quảng Bình+Q.Trị 61,7 1,0 203 1,2 740 0,9 9 3 Sông H−ơng 22,4 0,3 68 0,4 340 0,4 10 12 S.Vũ Gia, Thu Bồn 299 4,8 874 5,0 4512 5,7 11 5 S. Trà Khúc 107 1,7 217 1,2 1149 1,5 12 2 S. Hà Giao 141 2,2 288 1,7 1470 1,8 13 6 S. Sê San 485 7,7 1420 8,1 7370 9,3 14 6 S. Sêrêpok 205 3,3 623 3,6 3269 4,1 15 6 Sông Ba 111 1,8 279 1,6 1442 1,8 16 12 Miền Nam 626 10,0 1795 10, 9182 11,5 (Sông Đồng Nai) Qua thống kê trên, ta thấy miền Bắc có tiềm năng khai thác thuỷ điện lớn nhất, trữ năng kinh tế, kỹ thuật của các sông miền Bắc chiếm tới 63% tổng trữ năng kinh tế kỹ thuật của cả n−ớc. Riêng hệ thống sông Hồng đã chiếm 55,7%, trong đó chỉ một mình sông Đà đã có trữ năng kinh tế kỹ thuật bằng 1,15 lần tổng trữ năng kinh tế kỹ thuật của cả miền Trung và miền Nam. Điều này nói lên vị trí rất quan trọng của sông Đà trong chiến l−ợc phát triển thuỷ điện của n−ớc ta. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 41 Trong tổng số 154 trạm trong diện khảo sát, sự phân bố của các trạm nh− sau: Loại 1 Công suất lắp máy N >500 MW 8 trạm Loại 2 Công suất lắp máy từ 200 MW ữ 500 MW 13 trạm Loại 3 Công suất lắp máy 50 MW ữ 200 MW 56 trạm Loại 4 Công suất lắp máy 10 MW ữ50 MW 77 trạm Danh sách và thông số kỹ thuật của một số vị trí công trình có khả năng xây dựng nhà máy thuỷ điện cỡ vừa và lớn theo thống kê của Trung tâm nghiên cứu và thiết kế Bộ Điện và Than (1980) đ−ợc trình bày trong Phụ lục 5. 5. Tiềm năng Thuỷ điện nhỏ của n−ớc ta. Hiện nay ở n−ớc ta Thuỷ điện nhỏ (TĐN) th−ờng đ−ợc quy định là loại công trình thuỷ điện có công suất lắp máy N không v−ợt quá 10 MW. Nh− vậy thuỷ điện nhỏ nằm trong một dải công suất khá rộng từ các thiết bị thuỷ điện "xách tay" công suất vài trăm W cho đến các nhà máy thuỷ điện có công suất hàng ngàn KW. Phân loại trạm thuỷ điện nhỏ theo công suất là một vấn đề phức tạp, tiêu chuẩn phân loại rất khác nhau giữa các quốc gia nh− giới thiệu tham khảo trong bảng 27. Bảng 27. Tiêu chuẩn phân loại TĐN của một số n−ớc ngoài. Thuỷ điện nhỏ N−ớc Thuỷ điện nhỏ Thuỷ điện Mi ni Thuỷ điện Micro Liên Xô (cũ) (1) 500 KW < N ≤30MW Trung Quốc (2) N ≤ 25 MW Argentina (3) 0,5MW ≤ N ≤ 5MW 0,1MW ≤ N < 0,5MW N < 0,1 MW Urugoay (4) 1MW≤ N≤ 10 MW 0,1MW ≤ N< 1 MW N < 0,1 MW WEC (5) 2MW ≤ N ≤ 10 MW 0,1MW ≤ N < 2 MW N < 0,1 MW Nguồn: (1) Viện năng l−ợng và điện khí hoá, 1985, [9]. (2) Qui phạm thiết kế thuỷ năng Trung Quốc (3) Small hyđro in the Argentina Republic, [36]. (4) Renewable Energy, 1996. (5) The World ' small hydropower, [34]. Ngoài phân loại theo công suất, ng−ời ta còn có thể áp dụng các tiêu chuẩn phân loại khác. Chẳng hạn, trong các dự án của các tổ chức Quốc tế nh− Ngân hàng thế giới (WB) và JICA (Nhật) trợ giúp ch−ơng trình cấp điện nông thôn miền núi n−ớc ta, ng−ời Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 42 ta đã phân chia thuỷ điện nhỏ theo chế độ làm việc và quy mô hoạt động, từ đó phân biệt các loại sau: - TĐN hoà mạng: đây là nhà máy TĐN đấu nối với l−ới điện quốc gia, không những cấp điện cho nhu cầu địa ph−ơng mà còn góp phần cung cấp điện l−ợng lên l−ới phân phối. Do đó, công suất lắp máy của loại này th−ờng từ 1 MW trở lên. - TĐN quy mô cộng đồng: bao gồm các nhà máy TĐN hoạt động trong một mạng l−ới độc lập nh−ng không hoà mạng đ−ợc với l−ới quốc gia, làm nhiệm vụ cấp điện cho một cộng đồng dân c− quy mô từ vài chục hộ gia đình cho đến 1 xã vùng xa miền núi. Loại TĐN này th−ờng có công suất từ vài chục đến hàng trăm KW. - TĐN quy mô hộ gia đình: là các máy phát thủy điện một pha loại nhỏ kiểu trục đứng hoặc kiểu xung kích. Thiết bị có thể tích gọn nhẹ, dễ lắp đặt bao gồm một tua bin và một bộ phận phát điện nam châm vĩnh cửu, công suất chỉ vài trăm Watt. Do −u điểm về sử dụng tiện lợi, có thể khai thác thuỷ điện trên các suối nhỏ, đủ cung cấp điện năng thắp sáng cho một hộ gia đình, giá bán rẻ nên thiết bị này đã đ−ợc ng−ời dân miền núi sử dụng rộng rãi và góp phần giải quyết nhu cầu điện sinh hoạt tối thiểu cho nhiều vùng miền núi xa xôi hẻo lánh. Các công trình thuỷ điện có công suất nằm trong phạm vi phân loại nh− trên th−ờng chỉ tập trung trên các sông suối nhỏ. Vì vậy, trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết của TĐN đ−ợc đánh giá qua nguồn tiềm năng thuỷ điện trên các sông suối nhỏ. Đối với các hệ thống sông lớn, đại bộ phận các nguồn năng l−ợng này th−ờng tập trung trên các phụ l−u từ cấp 4 trở lên. Mạng l−ới sông ngòi của n−ớc ta đ−ợc cấu tạo chủ yếu bởi các con sông ngắn, diện tích l−u vực nhỏ, độ dốc đáy sông lớn với mật độ l−ới sông t−ơng đối đồng đều trên các vùng. Điều kiện thuận lợi này đã tạo ra tiềm năng phát triển thuỷ điện nhỏ to lớn trên toàn vùng miền núi, góp phần giải quyết nhu cầu điện cho các vùng xa bằng nguồn thuỷ năng sẵn có tại địa ph−ơng. Dựa theo kết quả tính toán trữ năng thuỷ điện lý thuyết trên toàn mạng sông suối, ta có thể thống kê đ−ợc phân bố trữ năng lý thuyết theo cấp của công suất trong các sông nh− giới thiệu ở bảng 28. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 43 Bảng 28. Thống kê trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết của TĐN. 100 KW < N ≤ 1 MW 1 MW < N ≤ 10 MW Khu vực Số sông Công suất MW Điện l−ợng Gwh/năm % cả n−ớc Số sông Công suất MW Điện l−ợng Gwh/năm % cả n−ớc 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 quốc 530 270 2424 0,81 1493 5015 47432 15,8 Nguồn : Viện Quy hoạch và quản lý n−ớc - Bộ Thuỷ Lợi (cũ), Tr−ờng Đại Học Thuỷ Lợi, [6]. Theo kết quả nghiên cứu trên, trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết của các sông nằm trong phạm vi công suất 100 KW - 10 MW chiếm tỉ trọng khoảng 17% trong tổng trữ năng lý thuyết. Nếu xét tới thêm phần trữ năng của các sông suối nhỏ có công suất lý thuyết d−ới 100 Kw, các cơ quan nghiên cứu thuỷ điện n−ớc ta đã kết luận tỉ trọng trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết của TĐN đạt khoảng 20% tổng trữ năng lý thuyết của thuỷ điện nói chung với các giá trị −ớc tính nh− sau: • Trữ l−ợng thuỷ năng lý thuyết của TĐN : 60.000 GWh/năm • Công suất lý thuyết : 6.849 MW Theo kết quả tổng kết quy hoạch phát triển thuỷ điện nhỏ đ−ợc thực hiện trong các đề tài nghiên cứu tr−ớc đây của Bộ Điện và Bộ than (cũ), và Bộ Thuỷ Lợi (cũ), [8], và [9], cùng với quy hoạch thuỷ điện của các tỉnh, [18], [13], trên mạng sông suối của n−ớc ta có tới trên 3500 vị trí đ−ợc đánh giá là có tính khả thi về kinh tế, kỹ thuật để xây dựng công trình TĐN, bao gồm: - Loại trạm có công suất lắp đặt từ 100 KW - 10 000 KW có khoảng 500 trạm với tổng công suất từ 1400 - 1800 MW, trung bình là 1500 MW. - Loại trạm có công suất d−ới 100 KW có khaỏng 2500 trạm, tổng công suất từ 100 MW đến 200 MW. - Loại có thể kết hợp với công trình thuỷ lợi hiện có là 500 trạm với tổng công suất đạt khoảng 35 MW đến 40 MW. Đó là ch−a kể loại thiết bị cực nhỏ có công suất trên d−ới 1 KW dùng cho hộ gia đình không thể thống kê đ−ợc đầy đủ vì chúng có thể phát triển rộng rãi trên mọi sông suối nhỏ. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 44 Trữ năng kinh tế kỹ thuật nguồn TĐN đối với loại có công suất từ 100 KW đến 10000KW phân bố trên các vùng khác nhau của n−ớc ta đ−ợc giới thiệu trong bảng 29. Sự phân bố của các trạm TĐN có khả năng lắp đặt tại các công trình thuỷ lợi hiện có đ−ợc nêu trong bảng30. Bảng 29. Trữ năng kinh tế, kỹ thuật của TĐN (trạm N = 100 KW - 10 000 KW). STT Tỉnh Số trạm Tổng công suất (KW) 1 Lai Châu 37 63.522 2 Lào Cai + Yên Bái 46 156.987 3 Sơn La 45 85.930 4 Lạng Sơn 17 54.937 5 Bắc Cạn + Thái Nguyên 8 24.417 6 Bắc Giang 3 8.000 7 Cao Bằng 22 60.261 8 Hà Giang + Tuyên Quang 20 72.530 9 Quảng Ninh 14 21.040 10 Hoà Bình 4 831 11 Thanh Hoá 15 79.120 12 Nghệ An + Hà Tĩnh 10 4.300 13 Q. Bình + Q. Trị + Thừa Thiên Huế 25 177.937 14 Quảng Nam + Đà Nẵng 21 40.720 15 Quảng Ngãi + Bình Định 24 54.600 16 Phú Yên + Khánh Hoà 20 54.790 17 Gia Lai + Kon Tum 57 102.190 18 Đăk Lắc 50 202.230 19 Lâm Đồng 17 58.500 20 Sông Bé 19 24.130 21 Ninh Thuận + Bình Thuận 18 54.630 22 Tây Ninh 8 4.500 23 Kiên Giang 3 500 Tổng cộng 503 1.406.575 Nguồn : Viện Năng l−ợng và Điện khí hoá, [9] Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 45 Bảng 30. Các trạm TĐN có khả năng lắp đặt tại các công trình thuỷ lợi hiện có ở các tỉnh. Số l−ợng trạm theo công suất Tỉnh ≤ 5 kw Từ 10- 20 kw Từ 20- 50 kw > 50 kw Cộng Tổng công suất kw Điện l−ợng Gwh Ghi chú Hà Tây, Hoà Bình 57 7 7 2 73 952 3,437 Nghệ An, Hà Tĩnh 5 19 25 13 62 2996 10,644 Lào Cai, Yên Bái 7 0 0 1 8 450 1,417 Bắc Giang 9 5 3 4 21 782 2,621 Quảng Ninh 16 3 2 7 28 2285 7,686 Thanh Hoá 14 5 9 7 35 3788 15,975 Hà Nội 1 1 4 3 9 1545 5,351 Lâm Đồng 3 3 1 2 9 666 2,401 Q.Ngãi + Bình Định 7 1 1 2 11 1069 2,952 Sơn La 1 1 2 0 4 101 0,382 Lạng Sơn 21 2 3 4 30 891 3,536 Bình Trị Thiên 5 5 9 6 25 1744 3,912 Lai Châu 1 0 1 1 3 502 2,001 Gia Lai, Kon Tum 6 1 1 1 9 158 0,373 Tây Ninh 5 2 0 7 14 7132 30,293 Cao Bằng 2 1 3 1 7 168 0,671 Vĩnh Phú 27 2 0 8 37 1155 3,927 Bắc Thái 1 0 2 1 4 2600 1,804 Phú Yên, Khánh Hoà 1 1 2 1 5 2097 5,932 Q. Nam, Đà Nẵng 7 0 0 2 9 500 0,649 Đăk Lắc 1 3 8 2 14 1124 1,883 Hà Tuyên 6 2 2 0 10 71 0,312 Hà Nam Ninh 6 2 1 0 9 103 0,382 Sông Bé 0 2 0 1 3 116 0,274 Đồng Nai 0 0 1 0 1 35 0,102 Tổng cộng 209 68 87 76 440 33030 108,92 T− liệu tính đến tháng 12/89 Nguồn : Trung tâm thông tin và dịch vụ KHKT, Bộ năng l−ợng (cũ), 1990, [19]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 46 Tổng hợp −ớc tính về trữ năng kinh tế, kỹ thuật của TĐN n−ớc ta đ−ợc trình bày trong bảng 31. Bảng 31. Trữ năng kinh tế, kỹ thuật của thuỷ điện nhỏ trên lãnh thổ n−ớc ta. Tổng công suất Tổng điện l−ợng Số TT Phân loại theo công suất trạm Số trạm Công suất (MW) % trong tổng công suất Điện l−ợng Gwh/năm % trong tổng điện l−ợng 1 100 kw ữ10000 kw 500 1500 83,8 9000 91,2 2 1 kw ữ 100 kw 2500 100 ữ200 5,6 ữ11,2 300 ữ600 3,0 ữ6,1 3 N < 1 kw 40 ữ50 2,2 ữ2,8 120 ữ150 1,2 ữ1,5 4 Kết hợp với CTTLợi 500 35 ữ40 1,9 ữ2,2 105 ữ120 1,1 ữ1,2 Tổng cộng 3500 1790 100 9870 100 Nguồn : Trung tâm thông tin và dịch vụ KHKT, Bộ Năng l−ợng, 1990. Để làm tròn các kết quả thống kê và có xét tới phạm vi của sai số, nhiều công trình nghiên cứu chính thức của n−ớc ta đã −ớc tính trữ năng kinh tế, kỹ thuật của TĐN n−ớc ta là : • Tổng công suất lắp đặt của TĐN : 1500 - 2000 MW • Tổng điện l−ợng của TĐN : 10000 Gwh/năm Tóm tắt ch−ơng 1 đánh giá tiềm năng thuỷ điện n−ớc ta kể cả thuỷ điện lớn, vừa và nhỏ, chúng ta có bảng tổng kết sau: Loại tiềm năng Phân loại nguồn thuỷ điện Công suất (MW) % Điện l−ợng (Gwh/năm) % Tổng cộng 34247 100 300.000 100 • TĐN 6849 20 60.000 20 Tiềm năng lý thuyết • TĐ vừa và lớn 27398 80 240.000 80 Tổng cộng 19430 100 90.000 100 • TĐN 2000 10,3 10.000 11 Tiềm năng Kinh tế - Kỹ thuật • TĐ vừa và lớn 17430 89,7 80.000 89 Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 47 Xét về tỉ trọng của trữ năng kinh tế kỹ thuật, chúng ta có kết luận nh− sau: Số phần trăm của trữ năng kinh tế kỹ thuật so với tổng trữ năng lý thuyết là : 30 % Số phần trăm của trữ năng kinh tế kỹ thuật nguồn TĐN so với tổng trữ năng lý thuyết là : 3,3 % Kết quả đánh giá tiềm năng thuỷ điện n−ớc ta đã đ−ợc tổng kết từ các công trình nghiên cứu và quy hoạch đ−ợc tiến hành trong thập kỷ 80 và những năm đầu thập kỷ 90 của thế kỷ 20 trong đó có những hạn chế nhất định về chất l−ợng số liệu điều tra cơ bản và ph−ơng tiện tính toán. Từ đó đến nay, do yêu cầu về xây dựng thuỷ điện, một số sông lớn đã đ−ợc lập báo cáo tổng quan hoặc quy hoạch phát triển thuỷ điện chi tiết hơn thông qua ch−ơng trình hoặc đề tài nghiên cứu khoa học đ−ợc tiến hành bởi một số cơ quan trong n−ớc. Quy hoạch và phát triển thuỷ điện ở n−ớc ta cũng đã nhận đ−ợc sự trợ giúp của nhiều tổ chức quốc tế đ−ợc thể hiện qua nhiều ch−ơng trình, dự án quy hoạch nguồn tài nguyên n−ớc, quy hoạch nguồn thuỷ điện quốc gia. Các nghiên cứu quy hoạch phát triển thuỷ điện trong thời kỳ này của Cơ quan trong n−ớc cũng nh− hợp tác quốc tế đã đ−ợc thực hiện bằng nhiều tiếp cận khác nhau nh− quy hoạch tổng hợp dòng sông của một số sông chính, các ch−ơng trình và kế hoạch hành động để giải quyết một số mục tiêu cụ thể, trong đó các điều kiện ràng buộc về môi tr−ờng và xã hội đã đ−ợc cân nhắc, xem xét một cách chặt chẽ hơn. Do còn ch−a hoàn thành đ−ợc một quy hoạch thuỷ điện trên quy mô toàn lãnh thổ bằng các số liệu và kỹ thuật tính toán tiên tiến hơn tr−ớc đây, nhìn chung các quy hoạch thuỷ điện hiện nay vẫn chấp nhận các kết quả đánh giá tiềm năng thuỷ điện của n−ớc ta nh− đã nêu ở phần trên. Một trong số những công trình nghiên cứu ít ỏi gần đây đánh giá lại tài nguyên năng l−ợng thuỷ điện có xét tới yếu tố kinh tế và môi tr−ờng là Đề tài KHCN 09 - 01 do Viện Quy hoạch thuỷ lợi, Bộ Nông nghiệp và Phát triển Nông thôn chủ trì (1998), [15]. Trong đề tài này, 87 l−u vực sông có tổng diện tích hứng n−ớc 256326km2 chiếm 77% diện tích lãnh thổ có điều kiện địa hình tạo cột n−ớc phát điện đã đ−ợc kiểm kê để đánh giá trữ năng lý thuyết của thuỷ điện phần lãnh thổ Việt Nam. Trên 31 sông và hệ thống sông, 363 vị trí có điều kiện kỹ thuật xây dựng các nhà máy thuỷ điện công suất từ 10MW trở lên đã đ−ợc xác định để đánh giá trữ năng kỹ thuật loại thuỷ điện vừa và lớn, đồng thời cũng xác định trên 500 điểm có thể xây dựng các trạm thuỷ điện nhỏ có tổng công Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 48 suất khoảng 814 MW, điện l−ợng đạt gần 3700 Gwh. Nhìn chung, kết quả tính toán của đề tài này cũng không khác biệt nhiều các đánh giá tiềm năng thuỷ điện tr−ớc đây. Để tham khảo, kết quả so sánh đ−ợc trình bày trong bảng 32. Bảng 32. Đánh giá tiềm năng thuỷ điện n−ớc ta của đề tài KHCN 09 - 01 và so sánh với kết quả nghiên cứu tr−ớc đây. Công suất (MW) Điện l−ợng (Gwh) Tiềm năng TĐ Phân loại Theo KHCN 09 - 01 Kết quả tr−ớc đây Theo KHCN 09 - 01 Kết quả tr−ớc đây Tổng cộng 34 247 30 8650 300 000 TĐ vừa và lớn 27 398 240 000 Tiềm năng lý thuyết TĐ nhỏ 6 849 60 000 Tổng cộng 18 244 19 430 75 719 90 000 TĐ vừa và lớn 17 566 17 430 72 019 80 000 Trữ năng kinh tế kỹ thuật TĐ nhỏ 814 2 000 3 700 10 000 Nguồn : [15] Trong bảng trên, sự khác biệt lớn nhất thể hiện ở phần xác định tiềm năng của Thuỷ điện nhỏ. Trữ năng kinh tế kỹ thuật của Thuỷ điện nhỏ theo Đề tài KHCN 09 - 01 chỉ chiếm tỉ trọng 1,2% của tổng tiềm năng lý thuyết, và 4,9% của tổng trữ năng kinh tế kỹ thuật. Rất rõ ràng, các giá trị này là quá thấp, không phản ánh đúng tiềm năng phong phú của nguồn Thuỷ điện nhỏ đ−ợc tạo ra từ các điều kiện thuận lợi của chế độ khí hậu và đặc tr−ng địa hình các vùng miền núi n−ớc ta nh− đã phân tích ở các phần trên. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 49 Phần 2. Tình hình xây dựng và ch−ơng trình phát triển thuỷ điện ở n−ớc ta 1. Phát triển thuỷ điện loại lớn và vừa. 1.1. Các công trình đang vận hành. Tuy có nguồn thuỷ năng phong phú nh−ng do hoàn cảnh chiến tranh, tr−ớc năm 1975 cả n−ớc Việt Nam chỉ có hai nhà máy thuỷ điện loại lớn, đó là thuỷ điện Đa Nhim trên sông Đồng Nai miền Nam, công suất lắp máy 160 MW vận hành năm 1970, và thuỷ điện Thác Bà trên sông Chảy ở miền Bắc, công suất lắp máy 108 MW vận hành năm 1972. Nhờ kết quả của nhiều đợt qui hoạch, luận chứng kinh tế xây dựng các sơ đồ khai thác thuỷ điện trên các l−u vực sông lớn đã đ−ợc tiến hành nghiên cứu từ thập kỷ 60 tr−ớc đây, ngay sau khi thống nhất đất n−ớc không lâu đã đánh dấu sự ra đời của nhiều nhà máy thuỷ điện rất quan trong nh− thuỷ điện Trị An trên sông Đồng Nai công suất 400 MW đi vào khai thác vận hành từ năm 1985, và đặc biệt là nhà máy thuỷ điện Hoà Bình trên sông Đà, nhà máy thuỷ điện lớn nhất n−ớc ta hiện nay với công suất lắp máy 1920 MW đã hoạt động với toàn bộ công suất từ năm 1992. Sự ra đời của thuỷ điện Trị An và Hoà Bình đã tạo ra sự tăng đột biến của sản l−ợng điện, góp phần quan trọng cải thiện tình hình cấp điện trong thời kỳ khôi phục kinh tế sau chiến tranh nh− thể hiện qua bảng tổng kết sau: Năm Tổng sản l−ợng điện (Gwh) Sản l−ợng điện của TĐ (Gwh) Tỉ trọng của TĐ (%) Ghi chú 1980 3559 1488 41,8 Chỉ có Thác Bà, Đa Nhim 1990 8678 5374 61,9 Có Trị An và tổ máy đầu tiên của Hoà Bình 1995 14636 10582 72,3 Toàn bộ Hoà Bình và Trị An Tính cho đến nay (2003) n−ớc ta đã xây dựng và đ−a vào khai thác tổng cộng là 11 nhà máy thuỷ điện loại lớn và loại vừa: Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 50 - Công trình thuỷ điện Thác Bà trên sông Chảy thuộc hệ thống Lô - Gâm (miền Bắc): - Năm vận hành : 1972 - Công suất lắp : 108 MW - Điện l−ợng trung bình : 414 Gwh/năm - Công trình Hoà Bình trên sông Đà (miền Bắc). - Năm vận hành : 1992 - Công suất lắp : 1920 MW - Điện l−ợng trung bình : 8067 Gwh/năm - Công trình Vĩnh Sơn trên sông Kôn (miền Trung). - Năm vận hành : 1994 - Công suất lắp : 66 MW - Điện l−ợng trung bình : 201 Gwh/năm - Công trình sông Hinh trên sông Ba (miền Trung). - Năm vận hành : 1999 - Công suất lắp : 70 MW - Điện l−ợng trung bình : 350 Gwh/năm - Công trình Yali trên sông Sê San (miền Trung). - Năm vận hành : 2000 - Công suất lắp : 720 MW - Điện l−ợng trung bình : 3558 Gwh/năm - Công trình Đrây H Linh trên sông Sê rê Pôk (miền Trung). - Năm vận hành : 1988 - Công suất lắp : 12 MW - Điện l−ợng trung bình : 100 Gwh/năm - Công trình Đa Nhim trên sông Đồng Nai (miền Nam). - Năm vận hành : 1970 Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 51 - Công suất lắp : 160 MW - Điện l−ợng trung bình : 1005 Gwh/năm - Công trình Trị An trên sông Đồng Nai (miền Nam). - Năm vận hành : 1985 - Công suất lắp : 400 MW - Điện l−ợng trung bình : 1658 Gwh/năm - Công trình Thác Mơ trên sông Bé (miền Nam). - Năm vận hành : 1995 - Công suất lắp : 150 MW - Điện l−ợng trung bình : 882 Gwh/năm - Công trình Hàm Thuận trên sông La Ngà (miền Nam). - Năm vận hành : 2000 - Công suất lắp : 300 MW - Điện l−ợng trung bình : 907 Gwh/năm - Công trình Đa Mi trên suối Đa Mi, sông La Ngà (miền Nam). - Năm vận hành : 2001 - Công suất lắp : 175 MW - Điện l−ợng trung bình : 575 Gwh/năm Công trình Đa Mi hoạt động chủ yếu bằng nguồn n−ớc xả của công trình Hàm Thuận chuyển sang tạo thành cụm công trình Hàm Thuận - Đa Mi. Ngoài việc cung cấp nguồn năng l−ợng sạch, các nhà máy thuỷ điện lớn đều có hồ chứa điều tiết dòng chảy cho mùa kiệt làm lợi t−ới n−ớc cho Nông nghiệp, cấp n−ớc cho công nghiệp và sinh hoạt, và cải thiện giao thông đ−ờng thuỷ. Trên sông Hồng, riêng hai hồ Hoà Bình và Thác Bà đã tăng thêm l−u l−ợng mùa kiệt 500 - 600 m3/s. Trên l−u vực sông Đồng Nai, hồ chứa Trị An và Thác Mơ đã tăng cho dòng chảy mùa kiệt 250 - 300 m3/s. Hồ chứa Đa Nhim tuy nhỏ nh−ng vẫn cấp đ−ợc 12 m3/s cho sông cái Phan Rang, tăng thêm đáng kể khả năng cấp n−ớc t−ới cho hệ thống thuỷ nông Nha Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 52 Trinh - Lâm Cấm, [15]. Các hồ chứa lớn còn góp phần phòng lũ chủ động và có hiệu quả nh− hồ Hoà Bình có thể giảm mực n−ớc lũ sông Hồng tại Hà Nội đ−ợc 1,2 đến 1,5 m. Một số thông số kỹ thuật thiết kế của các công trình thuỷ điện đã xây dựng đ−ợc giới thiệu tóm tắt trong bảng 33. Bảng 33. Thông số của các nhà máy thuỷ điện loại vừa và lớn đã xây dựng ở n−ớc ta. Công trình Diện tích l−u vực (km2) Dung tích toàn bộ (106m3) Mực n−ớc bình th−ờng Mực n−ớc chết Công suất đảm bảo (MW) Công suất lắp máy (MW) Sản l−ợng điện TB (Gwh/năm) Thác Bà 6100 2940 58 46 46 108 414 Hoà Bình 51700 9450 115 80 570 1920 8067 Đa Nhim 775 165 1042 1018 160 1005 Trị An 14600 3012 62 50 100 400 1658 Đrây Linh 8893 2,9 302 299 5,5 12 100 Vĩnh Sơn 108 827 20,2 66 201 Thác Mơ 2200 1410 218 198 55 150 882 Ya Li 7455 1037 515 490 271 720 3558 Sông Hinh 772 320 210 196 28 70 350 Hàm Thuận 695 605 575 300 907 Đa Nhim 1363 465 325 313 175 575 Cộng 4081 17717 Tỉ lệ so với trữ năng KTKT (%) 23,4 22,1 Nguồn: - Điện lực Việt Nam, 2002, [4] - Trung tâm thông tin và dịch vụ KHKT, 1990, [19]. - Nippon KOEI, Ltd, 2002, [31]. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 53 1.2. Ch−ơng trình phát triển thuỷ điện. Qua sản l−ợng điện của các nhà máy thuỷ điện, ta nhận thấy tiềm năng phát triển thuỷ điện còn rất lớn. Hiện nay, trung bình hàng năm, toàn bộ các nhà máy thuỷ điện vừa và lớn của n−ớc ta mới chỉ khai thác đ−ợc khoảng 22% trữ năng kinh tế kỹ thuật loại vừa và lớn về điện l−ợng và khoảng 23,4% nguồn trữ năng này về công suất lắp máy. Nếu so với trữ năng lý thuyết thì các tỉ lệ khai thác còn thấp hơn rất nhiều, chỉ vào khoảng 7,4% về điện l−ợng và 14,9% về công suất. Do đó, phát triển các nhà máy thuỷ điện để tận dụng khai thác nguồn năng l−ợng sạch, giá thành rẻ vẫn tiếp tục giữ vị trí quan trọng trong chiến l−ợc năng l−ợng quốc gia ít nhất cũng trong vòng hai chục năm tới. Theo dự báo của Điện lực Việt Nam nêu trong Tổng sơ đồ 5 (đã hiệu chỉnh), nhu cầu điện của các ngành kinh tế có xét triển vọng phát triển điện đến năm 2020 đ−ợc −ớc tính nh− trong bảng 34. Bảng 34 . Nhu cầu điện giai đoạn 2000 - 2010 - 2020 (kịch bản cơ sở) 2000 2005 2010 2020 Ngành Gwh % Gwh % Gwh % Gwh % Công nghiệp & XD 9088 40,6 21951 48,4 43030 51,9 113590 63,7 Nông nghiệp 428 1,9 630 1,4 910 1,1 1152 0,6 Quản lý & tiêu dùng 10986 49 18606 41,3 31982 38,5 48315 27,1 Th−ơng nghiệp 1084 4,8 2227 4,9 4308 5,2 9112 5,1 Hoạt động khác 811 3,6 1627 3,6 2754 3,3 6250 3,5 Tổng điện sản xuất 26594 53438 96125 201367 BQ đầu ng−ời (Kwh/n) 341 636 1064 1977 Nguồn : Tổng sơ đồ phát triển điện lực Việt Nam, 8/2002, [3]. Cơ cấu sản xuất điện theo các nguồn năng l−ợng đ−ợc thống kê trong bảng 35. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 54 Bảng 35. Điện sản xuất và năng l−ợng, nhiên liệu sơ cấp giai đoạn 2001 - 2020 (Phụ tải cơ sở) TT Loại 2001 2003 2005 2008 2010 2020 Gwh 1 Thuỷ điện 18003 17883 18451 24138 32178 56511 2 Nhập khẩu 434 434 16479 3 Nhiệt điện than 3218 6520 8408 14958 21771 36015 4 Nhiệt điện khí - dầu 9382 15926 26580 36175 41742 78711 5 Điện nguyên tử 13651 Tổng 30603 40329 53438 75705 96125 201367 % 1 Thuỷ điện 58,8 44,3 34,5 31,9 33,5 28,1 2 Nhập khẩu 0,6 0,5 8,2 3 Nhiệt điện than 10,5 16,2 15,7 19,8 22,6 17,9 4 Nhiệt điện khí - dầu 30,7 39,5 49,7 47,8 43,4 39,1 5 Điện nguyên tử 6,8 Nguồn : Tổng sơ đồ phát triển Điện lực Việt Nam, 10/2002, [4]. Công suất các nguồn điện trong giai đoạn 2001 - 2020 đ−ợc trình bày trong bảng 36. Bảng 36. Công suất các nguồn điện giai đoạn 2001 - 2020 (Phụ tải cơ sở). TT Loại 2001 2003 2005 2008 2010 2020 Công suất (MW) 1 Thuỷ điện 3830 4141 4401 6069 7882 13977 2 Thuỷ điện tích năng 1000 3 Điện nhập khẩu 100 100 4000 4 Nhiệt điện than 600 1100 1900 3400 4300 6700 5 Nhiệt điện khí - dầu 2332 3905 5693 6458 7808 13768 6 Điện nguyên tử 2000 Tổng CS nguồn 6762 9146 11994 16027 20090 2000 Tỉ lệ công suất (%) 1 Thuỷ điện 56,6 45,3 36,7 37,9 39,2 33,7 2 Thuỷ điện tích năng 2,4 3 Nhập khẩu 0,6 0,5 9,7 4 Nhiệt điện than 8,9 12,0 15,8 21,2 21,4 16,2 5 Nhiệt điện khí - dầu 34,5 42,7 47,5 40,3 38,9 33,2 6 Điện nguyên tử 7 4,8 Nguồn : [4] Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 55 Để đảm bảo cung cấp đủ điện theo các dự báo nhu cầu tiêu thụ điện nh− trên, cần phải phát triển thêm nhiều nguồn điện. Nếu tính giai đoạn từ 2002 đến 2010 cần phải xây dựng mới và mở rộng 35 nhà máy điện với tổng công suất khoảng 11200 MW trong đó có 22 nhà máy thuỷ điện, tổng công suất khoảng 3800 MW. Đến năm 2020 sẽ xây dựng thêm 16 nhà máy thuỷ điện và thuỷ điện tích năng cùng với việc hoàn thành 3 nhà máy thuỷ điện ở giai đoạn tr−ớc, tổng công suất đạt khoảng 7230 MW. Một số nhà máy thuỷ điện chính xây dựng trong giai đoạn 2001 - 2010 đ−ợc mô tả tóm tắt nh− sau: - Thuỷ điện Na Hang (Tuyên Quang) nằm trên sông Gâm thuộc địa bàn tỉnh Tuyên Quang, công suất lắp máy 342 MW, sản l−ợng điện khoảng 1300Gwh/năm. Công trình do Tổng công ty sông Đà thi công, dự kiến tổ máy số 1 phát điện vào năm 2006. - Cụm công trình Bản Chác - Huội Quảng: Thuỷ điện Huội Quảng và Bản Chác đều nằm trên dòng chính Nậm Mu của sông Đà. Huội Quảng có công suất lắp đặt 460 MW, điện năng trung bình 1700 Gwh/năm, còn Bản Chác có công suất 200 MW và điện năng trung bình 750 Gwh/năm. Thuỷ điện Huội Quảng gần nh− không có hồ điều tiết. Hồ chứa của bản Chác sẽ là hồ điều tiết chung của hai nhà máy này. Dự kiến thuỷ điện hồ Bản Chác đ−a vào vận hành năm 2010, và Huội Quảng vận hành năm 2011-2012 (theo ph−ơng án phụ tải cơ sở của tổng sơ đồ V). - Thuỷ điện Cửa Đạt trên sông Chu, công suất lắp đặt 97 MW, điện l−ợng trung bình 391 Gwh/năm. Đây là công trình có hiệu ích tổng hợp, dự kiến hoàn thành năm 2008. - Thuỷ điện Bản Lả trên sông Cả thuộc tỉnh Nghệ An có quy mô công suất là 300MW, điện l−ợng 1055 Gwh/năm, dự kiến đ−a vào vận hành cuối năm 2008. - Thuỷ điện Rào Quán trên sông Thạch Hãn thuộc huyện H−ớng Hoá, Quảng Trị, công suất lắp máy 70 MW, sản l−ợng điện 265 Gwh/năm. Đây cũng là một công trình có hiệu ích tổng hợp, khai thác nguồn n−ớc sông Thạch Hãn để cung cấp n−ớc t−ới và phát điện, dự kiến hoàn thành vào năm 2007. Báo cáo việt nam, tiềm năng và cơ hội phát triển thuỷ điện Đề tài KC07-04 Viện Khoa học Thuỷ lợi 56 - Thuỷ điện A V−ơng trên địa bàn hai huyện Hiên và Giằng tỉnh Quảng Nam thuộc hệ thống sông Vũ Gia - Thu Bồn. Nhà máy có công suất khoảng 170MW, sản l−ợng điện 760 Gwh/năm, dự kiến đ−a vào vận hành năm 2007 - 2008. - Thuỷ điện Sông Kôn nằm trong cụm công trình A V−ơng-sông Kôn, công suất 70MW, sản l−ợng điện 240 Gwh/năm, dự kiến vận hành năm 2010. - Thuỷ điện sông Tranh 2 trên sông Tranh th−ợng nguồn sông Thu Bồn trên địa bàn huyện Trà Mi, tỉnh Quảng Nam, quy mô công suất khoảng 200 MW, sản l−ợng điện 555Gwh/năm, dự kiến hoàn thành xây dựng vào cuối năm 2009. - Thuỷ điện Đak My 4 cũng nằm trên sông Tranh, công suất 200MW, sản l−ợng điện 817 Gwh/năm, dự kiến vận hành năm 2010 - 2011. - Thuỷ điện Đak