Đồ án tôt nghiệp thiết kế trạm thủy điện Sơn Trà II

Dự án thủy điện Sơn Trà II nằm trên sông Đăk Sê Lô, là bậc thang cuối cùng trong hệ thống thủy điện trên sông Đăk Sê Lô. Trạm thủy điện Sơn Trà II thuộc địa phận xã Sơn Thủy, huyện Sơn Hà, tỉnh Quảng Ngãi, cách thị trấn Di Linh 20km về phía Nam, cách thành phố Quảng Ngãi 45km theo hướng Tây.

KHOA NĂNG LƯỢNG NGÀNH:KT THỦY ĐIỆN VÀ NLTT

LỜI NÓI ĐẦU

Năng lượng điện có vai trò vô cùng to lớn trong sự phát triển văn hoá và đời sống nhân loại Nhu cầu điện năng của cả thế giới tăng trưởng ngày càng mạnh hoà nhịp với tốc độ tăng trưởng nền kinh tế chung, có thể nói một trong những tiêu chuẩn để đánh giá sự phát triển của một quốc gia đó là nhu cầu sử dụng điện năng Nguồn điện năng chủ yếu là nhiệt điện than, nhiệt điện khí đốt, thuỷ điện, điện nguyên tử và một số nguồn năng lượng khác như năng lượng gió, năng lượng mặt trời …

Ở nước ta, điện năng luôn đóng vai trò quan trọng trong sự nghiệp phát triển kinh tế của đất nước Để đáp ứng sự phát triển của nền kinh tế đất nước thì yêu cầu

về điện năng đòi hỏi ngày càng nhiều Hiện nay ở nước ta nguồn năng lượng thuỷ điện chiếm vai trò quan trọng trong hệ thống điện Việt Nam Nó chiếm tỷ trọng khoảng 60% công suất của hệ thống điện Việt Nam Tuy nguồn thuỷ điện chiếm một

tỷ trọng lớn nhưng chúng ta cũng mới chỉ khai thác được khoảng 20% trữ năng lý thuyết của các con sông ở Việt Nam.

Mặt khác nhu cầu sử dụng điện của các hộ dùng điện thay đổi từng giờ vì vậy

để đáp ứng sự thay đổi đó thì trong hệ thống điện không thể thiếu các trạm thuỷ điện có khả năng thay đổi công suất trong thời gian ngắn

Để củng cố và hệ thống lại những kiến thức về thuỷ điện, được sự đồng ý của nhà trường và Hội đồng thi tốt nghiệp khoa Năng Lượng, em được giao đề tài

‘Thiết kế trạm thuỷ điện Sơn Trà II phương án 2B trên sông Đăk SêLô, công trình này nằm trên địa bàn huyện Sơn Hà, tỉnh Quảng Ngãi.

LỜI NÓI ĐẦU

PHẦN I : GIỚI THIỆU CHUNG 6

CHƯƠNG 1 6

TỔNG QUAN VỀ CÔNG TRÌNH 6

1.1 Giới thiệu về công trình 6

1.2 Nhiệm vụ dự án 6

1.3 Quy hoạch bậc thang 7

1.4 Phương án đấu nối 7

1.5 Đường giao thông 8

1.6 Ảnh hưởng của môi trường dự án 8

CHƯƠNG 2 9

CÁC TÀI LIỆU CƠ BẢN ĐỂ PHỤC VỤ THIẾT KẾ 9

2.1 Tài liệu thủy văn 9

2.2 Tài liệu dân sinh, nhu cầu dùng nước và nhu cầu dùng điện 15

2.3 Tài liệu địa hình 18

2.4 Tài liệu thiết bị 19

PHẦN II -TÍNH TOÁN THỦY NĂNG VÀ LỰA CHỌN CÁC THIẾT BỊ CHÍNH CHO TRẠM THỦY ĐIỆN 21

CHƯƠNG 1 21

1.1 Mục đích và nguyên ly khai thác 21

1.2 Tính toán thủy năng 26

CHƯƠNG 2 40

LỰA CHỌN THIẾT BỊ CHÍNH CỦA TTĐ 40

2.1 Chọn số tổ máy 40

2.2 Chọn máy phát điện 49

CHƯƠNG 3 60

CHỌN THIẾT BỊ DẪN NƯỚC VÀ THOÁT NƯỚC 60

3.1 Thiết bị dẫn nước turbin ( buồng xoắn) 60

3.2 Thiết bị thoát nước turbin (ống hút) 64

CHƯƠNG 4 66

CHỌN THIẾT BỊ ĐIỀU CHỈNH TURBIN 66

4.1 Nhiệm vụ cơ bản của điều chỉnh turbin 66

4.2 Hệ thống điều chỉnh turbin 67

4.3 Chọn các thiết bị điều chỉnh turbin 68

CHƯƠNG 5 73

CHỌN MÁY BIẾN ÁP, THIẾT BỊ NÂNG CHUYỂN 73

5.1 Sơ đồ đấu chính 73

5.2 Chọn máy biến áp 76

5.3 Chọn cầu trục 78

PHẦN III – NHÀ MÁY THUỶ ĐIỆN SƠN TRÀ II 80

CHƯƠNG 1 80

CÁC KÍCH THƯỚC CƠ BẢN CỦA NHÀ MÁY 80

1.1 Vị trí và loại nhà máy : 80

1.2 Kết cấu và kích thước phần dưới nước của TTĐ 81

1.3 Kết cấu và kích thước phần trên nước của TTĐ 86

CHƯƠNG 2 91

CÁC THIẾT BỊ VÀ PHÒNG PHỤ TRONGNHÀ MÁY THUỶ ĐIỆN 91

2.1 Các thiết bị bố trí trong nhà máy thuỷ điện 91

2.2 Các phòng phụ của nhà máy 98

PHẦN IV : CÔNG TRÌNH THỦY CÔNG 100

CHƯƠNG 1 100

CÔNG TRÌNH ĐẦU MỐI VÀ TUYẾN NĂNG LƯỢNG 100

1.1 Nhiệm vụ công trình 100

1.2 Cấp công trình và các chỉ tiêu thiết kế 100

1.3 Chọn loại đập 101

CHƯƠNG 2 103

CÔNG TRÌNH XẢ LŨ 103

2.1 Mục đích công trình xả lũ 103

2.2 Các phương pháp phòng lũ cho hồ chứa 103

2.3 Tính toán điều tiết lũ cho trạm thủy điện Sơn Trà II 103

CHƯƠNG 3 107

THIẾT KẾ ĐẬP DÂNG NƯỚC VÀ TÍNH TOÁN TIÊU NĂNG 107 3.1 Xác định mặt cắt cơ bản : 107

3.2 Xác định cao trình đỉnh đập 109

3.3 Bề rộng đỉnh đập 114

3.4 Thiết bị thoát nước và hành lang trong thân đập 114

3.5 Xử lý chống thấm và gia cố nền đập 114

3.6 Thiết kế đập tràn và tiêu năng 115

PHẦN V : THIẾT KẾ TUYẾN NĂNG LƯỢNG 119

CHƯƠNG 1 119

THIẾT KẾ CỬA LẤY NƯỚC 119

1.1 Khái niệm về cửa lấy nước(CLN) 119

1.2 Chọn hình thức CLN 119

1.3 Yêu cầu khi thiết kế CLN 120

1.4 Các thiết bị của CLN 120

1.5 Tính toán các thông số của CLN 122

CHƯƠNG 2 127

ĐƯỜNG ỐNG ÁP LỰC 127

2.1 Chọn tuyến đường ống 127

2.2 Chọn phương thức cấp nước và dẫn nước vào nhà máy 127

2.3 Tính toán kích thước ống dẫn nước áp lực 129

CHƯƠNG 3 131

NƯỚC VA TRONG ĐƯỜNG ỐNG ÁP LỰC 131

3.1 Hiện tượng nước va 131

3.2 Tính toán nước va 131

PHẦN VI : CHUYÊN ĐỀ THIẾT KẾ KẾT CẤU BÊ TÔNG CỐT THÉP CHO DẦM CẦU TRỤC NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN SƠN TRÀ II 142

1 Khái quát chung về dầm cầu trục 142

2.Xác định các kích thước cơ bản của dầm cầu trục 142

3 Xác định tải trọng tác dụng lên dầm cầu trục 143

4 Tính toán nội lực dầm cầu trục 145

5 Tính toán bố trí cốt thép cho dầm cầu trục 149

6 Tính toán khe nứt và độ võng của dầm 153

KẾT LUẬN 155

TÀI LIỆU THAM KHẢO 156 PHỤ LỤC

PHẦN I : GIỚI THIỆU CHUNG

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ CÔNG TRÌNH 1.1 Giới thiệu về công trình

Sông Đăk Sê lô bắt nguồn từ dãy núi cao thuộc xã Măng Cành, huyện Ngọc Temtỉnh KonTum chạy theo hướng Đông Nam - Tây Bắc thuộc sườn Đông dãy TrườngSơn qua địa phận tỉnh Kon Tum sang Quảng Ngãi chuyển dần thành hướng Nam -Bắc và đổ vào hệ thống sông Trà Khúc

Dự án thủy điện Sơn Trà II nằm trên sông Đăk Sê Lô, là bậc thang cuối cùng tronghệ thống thủy điện trên sông Đăk Sê Lô Trạm thủy điện Sơn Trà II thuộc địa phận

xã Sơn Thủy, huyện Sơn Hà, tỉnh Quảng Ngãi, cách thị trấn Di Linh 20km về phíaNam, cách thành phố Quảng Ngãi 45km theo hướng Tây

Vị trí

+108028’15’’ kinh độ đông +108029’09’’ kinh độ đông

Cung cấp điện năng cho tỉnh Quảng Ngãi, Kon Tum và các tỉnh lân cận qua lưới

điện 110KV Sơn Hà - Quảng Phú - Tịnh Phong để cung cấp và cải thiện chất lượngtheo quy hoạch phát triển lưới điện của điện lực Quảng Ngãi

1.3 Quy hoạch bậc thang

Theo quy hoạch thủy điện nhánh sông Đăk Sê Lô của Viện Năng Lượng lậptháng 4/2007 và được UBND tỉnh Quảng Ngãi đã phê duyệt theo quyết định số2848/QĐ-UBND ngày 07-12-2007, trên sông Đăk Sê Lô có 11 vị trí có tiềm năngkhai thác thủy điện với tổng công suất lắp máy105MW, trong đó tỉnh Quảng Ngãi

có 4 công trình với tổng công suất lắp máy là 63,2MW Thủy điện Sơn Trà II cócông suất dự kiến 15,0MW là bậc thang cuối trên sông Đăk Sê Lô

1.4 Phương án đấu nối

- Công suất lắp đặt của dự án Thủy điện Sơn Trà II là (11-16)MW và điện năngtrung bình năm là (39-41)tr.kwh Dự án sẽ cung cấp điện cho tỉnh Kon Tum, tỉnhQuảng Ngãi và các khu vực lân cận Căn cứ vào quy hoạch thủy điện nhánh sôngĐăk Sê Lô, đề xuất phương án đấu nối nhà máy thủy điện Sơn Trà II vào hệ thốngđiện bằng đường dây 22KV, AC-120 dài 7,5km, điểm đấu nối là trạm biến áp22/110KV tại khu vực nhà máy thủy điện Sơn Trà II

- Với 2 tổ máy 4,2MW được lắp đặt tại NMTD Sơn Trà II và một ngăn đường dây22KV, sơ đồ nối điện chính của nhà máy thủy điện Sơn Trà II được kiến nghị nhưsau :

+ Phía đầu ra máy phát điện : Sơ dồ khối tổ máy phát - Máy biến áp chính

+ Phía 22KV : Sơ đồ 1 thanh cái với 3 ngăn máy biến áp và một ngăn đường dây,thiết bị đóng ngắt 22Kv là loại cách điện bằng không khí(AIS), đặt ngoài trời

+ Nguồn tự dùng xoay chiều sẽ được lấy từ thanh cái phát qua máy biến áp tự dùng

để cung cấp cho nhà máy Trong trường hợp sự cố sẽ được cung cấp qua máy biếnáp tự dùng dự phòng nhận điện từ đường dây 22Kv phục vụ thi công (sử dụng lạikhi đưa nhà máy vào vận hành)

+ Bố trí máy cắt ở đầu ra máy phát cho phép khởi động tổ máy bằng nguồn điện từhệ thống 22KV qua máy biến áp chính và máy biến áp tự dùng

1.5 Đường giao thông

Hiện tại đường giao thông liên xã vào gần đến công trình,với phương án 1A cần làmmới khoảng 4km đường, còn các phương án còn lại chỉ cần cải tạo nâng cấp và làmđường nội bộ trong công trình Tóm lại, với hệ thống đường hiện có cơ bản đảm bảoviệc vận chuyển vận tư trang thiết bị phục vụ thi công, quản ly vận hành công trìnhsau này

1.6 Ảnh hưởng của môi trường dự án

Dự án nằm ở vùng đồi núi không cao, có dân cư sinh sống, thủy điện dạng sauđập có hồ điều tiết ngày đêm nên khi gặp lũ thiết kế mực nước lớn nhất trong hồcũng không ảnh hưởng đến dòng chảy tự nhiên trên sông chính Lòng hồ nằm gọntrong vùng địa chất gồm toàn đá Granit, không có khoáng sản,bờ hồ chủ yếu đá gốcnên hiện tượng sạt lở, tái tạo bờ không có khả năng hình thành

Tác động của dự án đến hệ sinh thái cũng rất hạn chế do thực tế rừng trong khu vực

dự án hầu như không còn Chỉ có cây bụi và một ít ruộng nương của một số hộ Vớiphương án 2A toàn bộ bản Mang Tà bị ngập cùng với diện tích của bản đang canhtác

Bảng 1 Diện tích chiếm đất thổ canh, thổ cư các phương án

CHƯƠNG 2 CÁC TÀI LIỆU CƠ BẢN ĐỂ PHỤC VỤ THIẾT KẾ 2.1 Tài liệu thủy văn

2.1.1 Đặc điểm khí tượng lưu vực

Lưu vực sông Đăk Sê Lô thuộc Đông Trường Sơn do vậy lưu vực chịu ảnhhưởng chủ yếu bởi miền khí hậu Đông Trường Sơn

Vùng khí hậu Đông Trường Sơn thuộc vùng khí hậu Bắc Trung Bộ có một số đặcđiểm sau : Vùng này có lưu lượng mưa khá lớn, đặc biệt là trên thượng du Đồngbằng lượng mưa vào khoảng 2100(mm), trên thượng du lượng mưa vào khoảng3000(mm) có khi lên đến 4000(mm) ở vùng núi cao Quảng Nam Mùa mưa thườngkéo dài từ tháng I đến tháng IX trong năm Mùa bão từ tháng X đến tháng XI và tậptrung vào tháng X Gió trong bão có thể đạt tới 30 đến 40m/s Mức độ nghiên cứukhí tượng : Khu vực tỉnh Quảng Ngãi, Kon Tum và lân cận có khá nhiều trạm khítượng đo đạc đầy đủ các yếu tố khí hậu, ngoài ra nằm rải rác trên lưu vực còn có cáctrạm đo mưa ình hình quan trắc các yếu tố của một số trạm khí tượng đại biểu

trong lưu vực xem trong Bảng 2.1

Bảng 2.1 : Danh sách các trạm khí tượng và các yếu tố quan trắc

TT Tên trạm Thời gian quan trắc Yếu tố quan trắc

(Nguồn :Quy hoạch thủy điện Sơn Trà II tỉnh Quảng Ngãi - Viện Thủy điện và năng lượng tái tạo).

2.1.2 Các đặc trưng khí tượng

2.1.3 Chế độ mưa

Lưu vực sông Đăk Sê Lô thuộc phía Đông Trường Sơn có mùa mưa thường bắt

đầu từ tháng IX đến tháng XII Tổng lượng mưa của thời kỳ này chiếm (70-75)%của cả năm Mùa khô thường bắt đầu từ tháng I đến tháng VIII năm sau, lượng mưachiếm (25-30)% lượng mưa của cả năm Phân phối lượng mưa trung bình tháng

trong thời kỳ nhiều năm của một số trạm khí tượng đại biểu trong Bảng 2.2

Bảng 2.2 Lượng mưa trung bình tháng của một số trạm khí tượng

Trạm I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Đăk Tô 3,4 10,1 46,5 84 225 283 311,5 421,8 273,1 173,3 59,8 13,1

Trong đó : Xo là giá trị lượng mưa trung bình nhiều năm lưu vực tính toán (mm)

Xi là giá trị lượng mưa trung bình giữa hai đường đẳng trị mưa năm i và i+1(mm)

Fi là phần diện tích lưu vực khống chế giữa hai đường đẳng trị i và i+1(km2)

F là toàn bộ diện tích lưu vực tính toán (km2)

Từ đó xác định được lượng mưa trung bình năm lưu vực tính đến các tuyến công

trình nghiên cứu Tham khảo Bảng 2.3

Bảng 2.3 : Lượng mưa bình quân nhiều năm trên các lưu vực

TT Tuyến F (km2) Xlv (mm)

(Nguồn : Quy hoạch thủy điện Sơn Trà II tỉnh Quảng Ngãi-Viện Thủy điện và năng

lượng tái tạo).

a Nhiệt độ không khí :

Tương tự như khu vực miền Trung, chế độ nhiệt ở lưu vực nói riêng hay tại tỉnh

Quảng Ngãi nói chung đều phân thành hai mùa,mùa hè thường nóng hơn rất

nhiều,các tháng nóng kéo dài từ tháng 5 đến tháng còn mùa đông không lạnh nhưng

nhiệt độ giảm nhiều

Đặc trưng chế độ nhiệt ở khu vực dự án được phản ánh qua số liệu thực đo của trạm

khí hậu Ba Tơ trình bày qua Bảng 2.4

Bảng 2.4 :Nhiệt độ trung bình tháng trong năm tại trạm đại biểu

T tb ( o C) 21.4 22.7 24.6 26.8 28.0 28.2 28.0 28.1 26.5 25.1 23.6 21.6 25.4

T max ( o C) 34.2 36.5 38.0 39.3 41.5 39.5 38.2 39.7 37.3 34.8 33.2 32.3 41.5

T min ( o C) 11.3 13.6 13.2 18.8 20.2 21.3 20.4 20.9 20.0 16.1 14.9 11.7 11.3

(Nguồn : Quy hoạch thủy điện Sơn Trà II tỉnh Quảng Ngãi-Viện Thủy điện và

năng lượng tái tạo).

b Độ ẩm không khí

Độ ẩm tương đối nói chung là tăng theo độ cao của địa hình, trung bìnhkhoảng 80%, cao nhất có thể lên tới 92% Độ ẩm tương đối cực đại thường rơi vàocác tháng XI, XII, cực tiểu thường rơi vào tháng VII, VIII Biến trình năm độ ẩmtương đối của không khí ngược với biến trình năm của nhiệt độ không khí và phânthành hai mùa rõ rệt Thời kỳ có độ ẩm thấp dưới 85% kéo dài 4-5 tháng

từ tháng IV-VIII Độ ẩm tăng nhanh khi bắt đầu vào mùa mưa chính,duy trì ở mứccao đến tháng II năm sau và giảm dần.Sự phân bố độ ẩm trong năm tại trạm Ba Tơ

qua Bảng 2.5

Bảng 2.5 :Độ ẩm không khí bình quân,độ ẩm nhỏ nhất tại trạm Ba Tơ

Tháng I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Năm

Bảng 2.6 Hướng gió trạm Ba Tơ

Tần suất 0,104 0,277 0,044 0,02 0,16 0,04 0,038 0,013 0,19

d Bốc hơi :

Càng lên cao khả năng bốc hơi càng giảm do nhiệt độ giảm mà độ ẩm tươngđối tăng lên Biến trình năm của khả năng bốc hơi ngược với biến trình năm củalượng mưa, thời kỳ nhiều mưa nhất có lượng bốc hơi thấp nhất và ngược lại thời kỳ

ít mưa nhất có lượng bốc hơi cực đại Để xác định phân phối tổn thất bốc hơi giatăng trong năm cho các công trình trên lưu vực sông Đăk Sê Lô, sử dụng tài liệubốc hơi của trạm khí tượng Ba Tơ để tính toán Lượng tổn thất bốc hơi gia tăngđược xác định như sau : ΔZ=Zn-Zlv

Trong đó : +ΔZ : Lượng tổn thất bốc hơi gia tăng (mm)

+ Zn : Lượng bốc hơi mặt nước (mm)+Zlv : Lượng bốc hơi lưu vực (mm)Kết quả phân phối lượng tổn thất bốc hơi theo từng tháng tại tuyến công trình tổng

hợp kết quả qua Bảng 2.7

Bảng 2.7 Quan hệ tổn thất bốc hơi các tháng trong năm tại tuyến công trình

(Nguồn : Quy hoạch thủy điện Sơn Trà II tỉnh Quảng Ngãi-Viện Thủy điện và năng lượng tái tạo).

2.1.4 Điều kiện thủy văn

a Mức độ quan trắc thủy văn :

Tính toán Danh sách, thời gian đo đạc các yếu tố của một số trạm thủy văn

trong khu vực tham khảo Bảng 2.8

Bảng 2.8:Danh sách các trạm thủy văn và thời gian quan trắc các yếu tố

quan trắc

Thời gian quan trắc

5 Kon Plong ĐakBla 964 H,Q 94-nay

(Nguồn : Quy hoạch thủy điện Sơn Trà II tỉnh Quảng Ngãi-Viện Thủy điện và năng lượng tái tạo).

b Dòng chảy năm và chuỗi dòng chảy năm :

Đặc điểm chung của lưu vực nghiên cứu không có tài liệu đo đạc dòng chảy,

vì vậy trong quá trình tính toán dòng chảy năm cho các tuyến công trình này là sửdụng phương pháp lưu vực tương tự (dùng trạm thủy văn và các tuyến tương tự gần

nhất để tính toán cho công trình) theo công thức:

Trong đó :

Qtđ là giá trị lưu lượng tại tuyến đập (m3/s);

Qtv là giá trị lưu lượng tại trạm thủy văn và tuyến tương tự (m3/s);

Ftđ, Flv là diện tích lưu vực tính đến tuyến đập và trạm thủy văn tuyến côngtrình tương tự;

Xtđ, Xlv là lượng mưa bình quân lưu vực tính đến tuyến đập và trạm thủy văntương tự (mm)

Công trình thủy điện Sơn Trà I, Sơn Trà II, ĐăkSêLô, Sơn Trà III tính theo trạmthủy văn Sơn Giang và An Chỉ Kết quả tính toán chuẩn dòng chảy năm tại các

tuyến công trình xem trong Bảng 2.9

Bảng 2.9 Đặc trưng dòng chảy năm tại các tuyến công trình

TT Công F(km 2 ) Q 0 (m 3 /s) M 0 (l/s.km 2 ) C v C s /C v

c Lưu lượng trung bình tháng đến tuyến Sơn Trà II

-.Bảng lưu lượng trung bình tháng (xin xem tại phụ lục 1 phần Phụ lục)

-Quan hệ Q~p% (xin xem tại phụ lục 2 phần Phụ lục)

2.2 Tài liệu dân sinh, nhu cầu dùng nước và nhu cầu dùng điện

2.2.1 Điều kiện dân sinh, kinh tế

Tỉnh Quảng Ngãi có nhiều dân tộc sinh sống như Kinh, Hrê, Cơ-Ho, Đăng

Xơ-Bảng 2.12 Dân số trung bình tỉnh Quảng Ngãi 2005

Kinh tế tỉnh Quảng Ngãi năm 2006

Nông lâm ngư nghiệp : 32%

Công nghiệp xây dựng : 25.7%

Dự báo kinh tế giai đoạn 2006-2010

- Tốc độ tăng trưởng GDP bình quân năm thời kỳ 2006-2010 : 17-18%

- Giá trị sản xuất công nghiệp-xây dựng tăng bình quân : 32-33% năm ; trong đó

+ Công nghiệp : 41-42% năm

- Giá trị sản xuất dịch vụ tăng bình quân : 13-14%

Cơ cấu kinh tế

+ Nông – lâm - thủy sản : 15-16%

+ Công nghiệp-xây dựng : 62-63%

+ Dịch vụ :22-23%

- GDP bình quân đầu người : 950-1.000USD

2.2.2 Nhu cầu điện năng,nhu cầu dùng nước

Trước sự chuyển dịch trong cơ cấu các nghành kinh tế của tỉnh Quảng Ngãi,

dự báo trong giai đoạn trước mắt nhu cầu dùng nước trong các ngành kinh tế vàsinh hoạt tăng nhanh, cùng với nó là nhu cầu sử dụng nguồn năng lượng, đặc biệt lànguồn năng lượng điện phục vụ cho sản xuất mũi nhọn của tỉnh như : lọc dầu, khaikhoáng, luyện kim… tăng mạnh và nhu cầu điện sinh hoạt tăng

Vì vậy yêu cầu quy hoạch và sử dụng nguồn nước đóng một vai trò hết sức quantrọng Song song là việc phát triển nguồn năng lượng thủy điện và tận dụng cácnguồn năng lượng khác phục vụ cho nhu cầu phát triển kinh tế của tỉnh Quảng Ngãi

và một số vùng lân cận

2.3 Tài liệu địa hình

2.3.1 Tài liệu địa hình

Bản đồ địa hình tỉ lệ 1/500

2.4 Tài liệu thiết bị

- Công suất trung bình của nhà máy trong thời đoạn tính toán được xác định theo công thức: N=9.81*nmf*ntb*Qtđ*H

Từ công thức tính công suất của TTĐ: NTĐ=9.81.η.Q.H ta thấy Q, H, η càng lớn thìcông suất càng cao Trước hết xét về cột nước trong sông suối thiên nhiên tuy lòngsông có chỗ dốc nhiều có chỗ dốc ít, nhưng thường thoải dần, ít có thác tự nhiên vìvậy muốn có cột nước tương đối lớn thì phải tìm biện pháp tập trung cột nước, mặtkhác phải làm cho lưu lượng thích ứng với nhu cầu dùng nước, chẳng hạn như trữnước vào mùa lũ để cung cấp nước đều đặn vào mùa kiệt Ngoài ra muốn công suấtcủa TTĐ lớn phải có hệ thống thiết bị tốt, hiệu suất cao

Như vậy muốn khai thác thủy năng chúng ta phải giải quyết 3 vấn đề:

+ Tập trung cột nước H

+ Tập trung và điều tiết lưu lượng Q

+ Nâng cao hiệu suất của các thiết bị cơ điện

Biện pháp nâng cao hiệu suất η của thiết bị được giải quyết bằng biện pháp

cơ khí và công nghệ chế tạo Trong đồ án này ta dùng thiết bị đã có sẵn để chọn làmcác thiết bị cho nhà máy, do đó trong tính toán thủy năng chỉ giả quyết vấn để tậptrung cột nước và điều chỉnh lưu lượng sao cho thiết bị làm việc trong vùng hiệusuất cao

Trong đó: nmf, nTB là hệ số hiệu suất bình quân theo các cột nước của tuabin và máyphát

Đối với trạm thủy điện vừa và nhỏ ta chọn trị số k=9.81.nmf.nTB=8.5

PHẦN II -TÍNH TOÁN THỦY NĂNG VÀ LỰA CHỌN CÁC THIẾT BỊ CHÍNH

CHO TRẠM THỦY ĐIỆN CHƯƠNG 1

TÍNH TOÁN THỦY NĂNG VÀ XÁC ĐỊNH CÁC THÔNG SỐ

CỦA TRẠM THỦY ĐIỆN 1.1 Mục đích và nguyên ly khai thác

1.1.1 Mục đích tính toán

Mục đích tính toán thủy năng là từ tài liệu khí tượng thủy văn, tình hình địahình địa mạo địa chất, địa chất thủy văn, các đặc trưng lòng hồ, tính toán để xácđịnh các thông số cơ bản của hồ chứa và TTĐ với các nội dung tính toán như sau :Thông số của hồ chứa :

- Mực nước dâng bình thường : MNDBT.

- Mực nước chết : MNC

- Dung tích hữu ích : Vhi

 Thông số năng lượng của trạm thủy điện

- Công suất bảo đảm : Nbđ

- Công suất lắp máy : Nlm

- Điện lượng bình quân nhiều năm : Enn

- Số giờ lợi dụng công suất lắp máy trong năm : hNlm

 Các cột nước đặc trưng của trạm thủy điện

a Ý nghĩa của việc chọn mức bảo đảm

Một đặc điểm riêng biệt của nhà máy thuỷ điện là tình hình làm việc của trạmluôn luôn bị phụ thuộc vào tình hình thuỷ văn Trong điều kiện thủy văn thuận lợithì nhà máy thủy điện làm việc bình thường Nhưng nếu lượng nước đến ít (nămkiệt nước) thì sẽ không đủ nước để phát điện Ngược lại nếu lượng nước đến quánhiều, quá cả nhu cầu sử dụng nước của nhà máy lúc này ta phải xả thừa bớt lượngnước thừa này xuống hạ lưu, và như thế mực nước hạ lưu sẽ dâng lên dẫn đến cộtnước của trạm thủy điện sẽ giảm, công suất sẽ giảm, việc cung cấp điện không đảmbảo yêu cầu Khi cung cấp điện không đủ bắt buộc phải cắt điện của các hộ dùngđiện, điều đó sẽ làm thiêt hại rất lớn cho các hộ dùng điện

Vì đặc điểm làm việc của trạm thủy điện phụ thuộc vào thiên nhiên nên khôngthể lúc nào cũng đảm bảo phát đủ 100% công suất được vì vậy để đánh giá mức độ

cung cấp điện đủ, liên tục người ta đưa ra “mức đảm bảo” của trạm thuỷ điện.

Mức đảm bảo được tính theo công thức sau: Thời gian làm việc bình thường trêntổng thời gian vận hành

P = Thời gian làm việc bình thường  100 %

Tổng thời gian vận hành Biểu thức trên cho biết đối với một trạm thủy điện trong thời gian vận hành

là 100%, thì chỉ đảm bảo cung cấp đủ công suất và điện năng là P% Còn (100-P)%

sẽ không đảm bảo cung cấp đầy đủ điện lượng và công suất như chế độ bình thườngđược do tình hình thủy văn bất lợi Vì vậy đối với công trình quan trọng mang tínhquốc gia, thì mức đảm bảo này càng cao Những trạm thuỷ điện cung cấp điện chohệ thống điện quốc gia, cung cấp cho những hộ dùng điện không cho phép cắtđiện… thì mức đảm bảo này phải chọn cao lên

b Nguyên tắc chọn mức bảo đảm

Mức bảo đảm được dùng để xác định các thông số của TTĐ và dùng để xác địnhvai trò của TTĐ trong cân bằng công suất của hệ thống được gọi là mức bảo đảmtính toán (tần suất thiết kế) Mức bảo đảm quyết định lớn khả năng cung cấp điện antoàn cũng như mức độ lợi dụng năng lượng dòng nước, đây chính là chỉ tiêu kinh tếquan trọng

NN

P %

tt

tt

Hình 1 -1: Đường quan hệ giữa N và P%

Thực tế việc xác định Ptt là bài toán kinh tế so sánh giữa chi phí của hệ thống

tăng lên với thiệt hại của các hộ dùng điện giảm hay tổng chi phí của hệ thống lànhỏ nhất Việc tính toán thiệt hại do thiếu điện là rất phức tạp và trong nhiều trườnghợp chúng ta không thể thực hiện được do mức độ thiệt hại của các hộ dùng điệnkhác nhau là khác nhau và chi phí nhiên liệu của các TNĐ khác nhau là khác nhau.Cho nên việc xác định mức bảo đảm tính toán thường được tiến hành theo cácnguyên tắc mà các nguyên tắc này được rút ra từ thực tế Cụ thể là:

- Công suất lắp máy của TTĐ càng lớn thì mức bảo đảm tính toán phải chọn lớn

vì thiệt hại do chế độ làm việc bình thường của TTĐ có công suất lắp máy lớn bịphá vỡ ảnh hưởng tới nền kinh tế quốc dân

- Nếu TTĐ có tỷ trọng công suất lớn so với tổng công suất của hệ thống điện lực

và có vai trò quan trọng trong hệ thống điện thì ta nên chọn Ptt lớn vì khi trạmkhông làm việc bình thường, công suất thiếu hụt khó bù hơn so với các trạm nhỏ,nhất là trong thời kỳ mà công suất dự trữ của hệ thống sử dụng gần hết

- Nếu có nhiều hộ dùng điện quan trọng về các mặt kinh tế, khoa học kỹ thuậttrong hệ thống thì nên lấy Ptt của TTĐ lớn, vì nếu thiếu điện thì tổn thất rất nghiêmtrọng

-Nếu TTĐ có hồ điều tiết lớn, tính năng điều tiết tốt,sự phân bố dòng chảy trongsông lại tương đối điều hòa thì vẫn có thể chọn mức bảo đảm tính toán cao mà vẫnlợi dụng được phần lớn năng lượng nước thiên nhiên Ngược lại nếu không có hồđiều tiết dài hạn, mà muốn lợi dụng năng lượng nước được nhiều thì không nênchọn mức bảo đảm cao

- Nếu trạm thuỷ điện đóng vai trò chính trong công trình lợi dụng tổng hợp hoặcchỉ có nhiệm vụ phát điện ngoài ra không có ngành dùng nước nào khác tham giathì mức đảm bảo tính toán theo các nguyên tắc trên chọn

- Theo cấp công trình của cụm công trình đầu mối (Chiều cao của đập).

- Theo năng lực phát điện của TTĐ (Công suất lắp máy)

Từ 2 điều kiện trên tác giả chọn cấp công trình cho TTĐ SƠN TRÀ II là công trình

cấp III Theo tiêu chuẩn Việt Nam TCXDVN 285:2002 chọn P=85%

1.1.3 Chọn phương thức khai thác thuỷ năng

a Phương pháp khai thác kiểu đập

Để khai thác năng lượng của tuyến sông ta phải tiến hành xây dựng đập dâng tạimột vị trí thích hợp Lưu tốc của dòng nước trước đập giảm xuống, năng lượng sẽđược tập trung lại Tại tuyến đập hình thành chênh lệch mực nước trước đập và sauđập

Phương pháp này có ưu điểm là tạo ra hồ chứa để tập trung và điều tiết lưulượng dòng chảy làm tăng khả năng phát điện trong mùa kiệt đồng thời có thể lợidụng tổng hợp như cắt lũ, chống lụt, cung cấp nước cho các ngành dùng nước.Phương pháp này có nhược điểm là vốn đầu tư lớn và hồ chứa sẽ gây ngập lụtlớn phía thượng lưu, ảnh hưởng tới dân sinh, môi trường

Phương pháp này thích hợp với vùng trung du có địa hình, địa thế thuận lợi đểlàm hồ chứa có dung tích lớn, ngập lụt ít

b Phương pháp khai thác kiểu đường dẫn

Ở những đoạn sông thượng nguồn có độ dốc lớn, lòng sông hẹp dùng đập dângthì đập sẽ rất cao, hồ điều tiết không lớn, chi phí đầu tư lớn mà không có lợi nhiều.Trong trường hợp này, để tận dụng độ dốc của lòng sông người ta cần xây một đập

ở đầu đoạn sông để dâng nước, đưa nước chảy vào đường dẫn (đường hầm, kênh,đường ống) có áp hoặc không áp để dẫn nước vào nhà máy

Phương pháp này có ưu điểm là vốn đầu tư nhỏ do không phải xây đập cao vàkhông có hồ chứa nên không gây ngập lụt phía thượng lưu, ít ảnh hưởng tới dânsinh, môi trường

Phương pháp này có nhược điểm là không có hồ chứa để tập trung và điều tiếtlưu lượng dòng chảy, làm giảm khả năng phát điện trong mùa kiệt, không có khảnăng cung cấp nước cho các ngành dùng nước khác.

Phương pháp này thích hợp với vùng có độ dốc lớn, lòng sông hẹp

c Phương pháp khai thác kiểu hỗn hợp

Khi vừa có điều kiện xây dựng hồ để tạo ra một phần cột nước và điều tiết dòngchảy lại vừa có điều kiện luì tuyến nhà máy lại phía sau đập một đoạn để tận dụng

độ dốc lòng sông làm tăng cột nước thì cách tốt nhất là dùng phương pháp đập dângkết hợp đường dẫn Phương pháp này tận dụng được các ưu điểm và đồng thời cũnghạn chế các nhược điểm của các phương pháp trước

d Chọn phương pháp khai thác cho trạm thủy điện Sơn Trà II

Căn cứ vào điều kiện địa hình, địa chất của TTĐ Sơn Trà II cho thấy địa hình cókhả năng tạo hồ chứa Mặt khác, độ dốc đáy sông hạ lưu tương đối nhỏ, lòng sônghẹp,hai bên bờ sông là sườn núi đá cao độ dốc lớn Vì vậy với TTĐ Sơn Trà II tácgiả chọn phương thức khai thác thủy năng kiểu đập

1.2 Tính toán thủy năng

1.2.1 Xác định các thông số của hồ chứa

a Mực nước dâng bình thường : MNDBT

MNDBT là mực nước cao nhất trong hồ trong điều kiện làm việc bình thườngcủa TTĐ là một thông số quan trọng của TTĐ, MNDBT có quan hệ mật thiết đếncấp công trình, qui mô công trình, đến tính khả thi của công trình

- Các nhân tố ảnh hưởng trong việc chọn MNDBT:

MNDBT càng cao thì khả năng phát điện và cung cấp nước càng cao, nhưng quy

mô công trình, vùng ngập lụt càng lớn do đó làm tăng chi phí của dự án

Nếu công trình làm việc trong bậc thang thì nâng MNDBT lên có thế gây ngậpchân công trình phía trên làm giảm cột nước phát điện và chế độ làm việc của côngtrình trên

Nhiều khi do điều kiện địa hình không thể tăng MNDBT quá cao, vì như vậychiều cao và chiều dài đập tăng, phải xây dựng nhiều đập phụ Nếu vùng xây dựngcông trình gần biên giới quốc gia thì MNDBT được khống chế sao cho mực nướctrong hồ không được vượt qua biên giới quốc gia.

Trong nhiều trường hợp điều kiện địa hình cho phép xây dựng đập cao nhưngđiều kiện địa chất không cho phép, tổn thất về thấm, bốc hơi quá lớn mà việc khắcphục nó rất tốn kém

Việc xác định MNDBT phải thông qua so sánh các phương án trên cơ sở tínhtoán kinh tế

Trong đồ án này tác giả được giao phương án tính toán với MNDBT = 96 m

+d1 : là khoảng cách an toàn để bùn cát không lấp đầy cửa lấy nước

+d2 : là khoảng cách từ mép trên của cửa lấy nước đến MNC

+D : là chiều cao cửa lấy nước

Hình 1.2 Hình minh hoạ các mực nước hồ chứa

- Zbc: Cao trình bùn cát bùn cát, Được xác định từ Vbc

Vbc = Kρ.Vγ 0.T

+ K: hệ số lắng đọng, sơ bộ lấy K = 0,2

+ : hàm lượng phù sa,ρ=163 g/m3

+ bc: là dung trọng của bùn cát Sơ bộ lấy bằng 1,4 T/m3

+ T : Tuổi thọ của công trình, công trình cấp III lấy T = 75 (năm)

+ V o : Lượng nước năm trung bình Qo = 31,7(m3/s)

Với Vbc tra quan hệ hồ chứa V~Z ta được Zbc=84,08 (m)

- D: là chiều cao cửa lấy nước (ở đây sơ bộ ta chọn cửa lấy nước hình tròn)

π.V 4.Q

+ VCLN: Là vận tốc trước cửa lấy nước

Z: là số cửa lấy nước.Chọn số cửa lấy nước bằng 2 (Z=2)

Qmax :là lưu lượng lớn nhất qua nhà máy Qmax =

T

Q bd 24

=5,195.24 =24,912(m3/s)

T :Thời gian phát điện phủ đỉnh theo QĐ 18/BCT T=(4÷6)h.Chọn T = 5h

 D = 121,.4563,14.4 = 3,98(m)

- d1: là khoảng cách an toàn để bùn cát không lấp đầy cửa lấy nước

Ứng với MNDBT = 96 m tra quan hệ V ~ Z ta được VMNDBT=8,91.106 m3

Ứng với MNCbl = 91,06(m) tra quan hệ V ~ Z ta được VMNCbl=5,18.106m3

− Từ các thông số hồ chứa đã xác định ta tính hệ số điều tiết  = hi

bq

VWTrong đó:

bl

hi

V = 3,73.106(m3): dung tích hữu ích bồi lắng của hồ chứa

Vbq : lượng nước trung bình nhiều năm, xác định theo công thức:

Vbq = 8760.3600.Qo = 8760.3600.31,7= 999,69106(m3)Với Qo: lưu lượng trung bình nhiều năm, Qo = 31,7m3/s

→ 0 , 00373 0 , 02

10 69 999

10 73 , 3

Xác định MNC theo dung tích hữu ích tối thiểu:V MNC = VMNDBT - Vhi

Trong đó: Ứng với MNDBT = 96 m tra quan hệ V ~ Z ta được VMNDBT

Vhi : là dung tích hữu ích của hồ chứa (m3)

Dung tích hữu ích của hồ chứa (hay dung tích điều tiết ngày đêm) trong trường hợptrạm thủy điện phát tập trung vào thời gian phủ đỉnh nhất định thì được tính theocông thức sau: Vhi = K.Qdb(24-T).3600 (m3)

+ K : là hệ số an toàn có kể đến sai sót của tài liệu ( K = 1,11,15), chọn K = 1,2+Qbd: Là lưu lượng bảo đảm ứng với mức bảo đảm tính toán

Tra đường duy trì lưu lượng ứng với P = 85% ta được Qbd =5,19 (m3/s)

+ T : Số giờ phát điện phủ đỉnh, theo QĐ 18/BCT chọn T = 5 (h)

 Vhi = 1,2.5,19.(24-5).3600=0,43 (106m3)

VMNC = VMNDBT – Vhi = 8,91.106-0,43.106=8,48 (106 m3)

Từ VMNC =8,48.106(m3) tra quan hệ Z- V ta được MNC =95,48 (m)

Kiểm tra lại MNC theo điều kiện làm việc của tubin:

Đối với mỗi kiểu Turbin (TB) thì chỉ thích hợp làm việc trong một phạm vidao động cột nước nhất định để đảm bảo hiệu suất cao, công suất khả dụng lớn vàđảm bảo điều kiện về khí thực

hctTB ≤ Hmax/3

Trong đó :

Hmax : là cột nước lớn nhất của TTĐ Hmax = MNDBT – Zhl(Qmin)

Qmin là lưu lượng nhỏ nhất qua 1 tổ máy,sơ bộ chọn Qmin=Qbđ

Zhl(Qmin)= Zhl(Qbd) : Mực nước hạ lưu ứng với Qbđ=5,19(m3/s)=>Zhl(Qbd) = 70,91 (m)

1.2.2 Xác định các thông số năng lượng của TTĐ :

a Định nghĩa công suất bảo đảm:

Công suất bảo đảm (Nbđ) là công suất bình quân tính theo khả năng dòng nước trongthời kỳ nước kiệt tương ứng với mức bảo đảm tính toán của TTĐ Công suất bảođảm là một thông số cơ bản của trạm thuỷ điện bởi khả năng phủ phụ tải đỉnh củaTTĐ lớn hay nhỏ chủ yếu là do công suất bảo đảm quyết định

b Các phương pháp xác định N bđ cho TTĐ điều tiết ngày đêm

.Theo đường duy trì lưu lượng trung bình ngày đêm

Từ đường duy trì lưu lượng, ứng với tần suất thiết kế(Ptk) xác định được lưu lượngbảo đảm ngày đêm(Qbd) và xác định được công suất bảo đảm(Nbd) theo công thức:

+H(Qbd): Là cột nước của TTĐ ứng với Qbđ H(Qbd) = Ztl – Zhl(Qbd) - hw

• Ztl: Mực nước thượng lưu trung bình Ztl=f(Vtb)

Tra quan hệ Z-V ta được Ztl = 95,74 (m)

• Zhl(Qbd): Mực nước hạ lưu ứng với Qdb Zhl(Qdb) = 70,91(m)

• hw : tổn thất cột nước ở đây ta coi hw ≈ 0

N dc

(kw)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Ta lập bảng tính:

Trong đó:Cột 1: P% Tần suất xuất hiện

Cột 2: t (h) số giờ trong năm ứng với tần suất tương ứng

Cột 3: Δt (h) số giờ của thời đoạn tính toán Δti=ti+1-ti

Cột 4: Qtn (m3/s) lưu lượng tự nhiên đến trung bình thời đoạn ứng với P%Cột 5: Lưu lượng thấm trung bình thời đoạn

Qth = th 2 , 62 10 6

V

th: Là hệ số thấm, lấy  th = 0,005

V : Dung tích trung bình của hồ chứa V = VMNC +





+ Z : tổn thất bay hơi trung bình

+ F : Diện tích mặt thoáng trung bình của hồ chứa F = 1,54 km2

Cột 7 : Lưu lượng thực sau khi đã trừ đi tổn thất Qden = Qtn − Qbh − Qth

Cột 8: Lưu lượng phát điện Qfd=Nfd/(8,5.Hfd)

Cột 9: Ztl -Cao trình mực nước thượng lưu, lấy Ztl = Z tl tra quan hệ Ztl-V-F

ứng với V = Const = 95,84(m)

Cột 10: Zhl-Cao trình mực nước hạ lưu ứng với Qthuc

Ứng với từng Qthuc tra quan hệ Z-Q ta được các giá trị của Zhl

Cột 11 : Hfd – cột nước phát điện trung bình thời đoạn

Hfd = − (bỏ qua tổn thất cột nước)

Cột 12 : Công suất dòng chảy thời đoạn của trạm thủy điện Nt = K.Qden.Hfd

Với K là hệ số công suất, lấy K = 8,5 ( K = 9,81.tb mf )

Dựa vào quan hệ P~Nt ta xây dựng dược đường tần suất công suất trung bìnhngày đêm của TTĐ Tra trên đường tần suất công suất trung bình ngày đêm ứng với tần suất thiết kế P=85% ta có Nbđ=1,0903 (Mw).Quan hệ P~Nt (xin xem tại phụ lục

3 phần Phụ lục)

Do phương pháp xác định Nbđ bằng đường tần suất công suất trung bình ngày đêm

có độ chính xác cao hơn so với phương pháp dùng đường duy trì lưu lượng nên tachọn Nbd=1,0903 (Mw)

c Xác định công suất lắp máy:

Khái niệm (N lm ): Công suất lắp máy của TTĐ là tổng công suất định mức của

các máy phát lắp trên TTĐ Công suất lắp máy đồng thời cũng là công suất lớn nhất

mà TTĐ có thể phát ra, bao gồm các thành phần: Nlm = Nctmax + Ndt + Ntr

Trong đó: + Nctmax là công suất phát điện lớn nhất đảm bảo khả năng phủ đỉnhcủa biểu đồ phụ tải

+ Ndt là công suất dự trữ của trạm thuỷ điện, nó phụ thuộc vào tầmquan trọng của trạm thuỷ điện trong hệ thống điện Đối với TTĐ điều tiết ngàythường Ndt là dự trữ phụ tải do có sự tổn thất điện năng khi đưa lên hệ thống

+ Ntr là công suất phát điện trùng Lắp thêm công suất này phụ thuộcvào khả năng phát điện của TTĐ thay thế cho các trạm khác

Do các tài liệu về biểu đồ phụ tải ngày, tài liệu các nhà máy cần phát điện thaythế còn thiếu nên việc tính Nlm theo công thức trên gặp khó khăn Cho nên ta xácđịnh Nlm theo tính toán sơ bộ

− Theo kinh nghiệm thiết kế sơ bộ: Nlm = (2÷8).Nbđ

− Theo kinh nghiệm vận hành : hsdNlm=(3800÷4200)h

Ta chọn 1 số giá trị Nlm để tính toán Nlm= 4Mw ; 5Mw ; 6Mw ;7Mw;8Mw Sau đó xác định Nlm bằng cách lập các bảng tính thuỷ năng với Nlm là các giá trịtrên bằng cách thay các giá trị N> Nlm trong bảng bằng các giá trị Nlm này rồi tínhđiện lượng bình quân nhiều năm Eo và số giờ lợi dụng công suất lắp máy hsdNlm

Bảng tính thủy năng cho các trường hợp (xin xem tại phụ lục 4)

d Xác định điện năng trung bình nhiều năm

Định nghĩa : là điện lượng thực tế mà TTĐ phát ra đầu thanh cái MF Trị số nàyphụ thuộc vào công suất lắp máy và thời gian làm việc của TTĐ

Tùy theo tính chất điều tiết của TTĐ và tình hình tài liệu mà có các cách khácnhau để xác định điện lượng bình quân nhiều năm (E nn),

Xác định E theo phương pháp sử dụng đường tần suất công suất bình quân thờiđoạn Đây là phương pháp lợi dụng đường tần suất công suất của tài liệu dòng chảythủy văn (mùa lũ và mùa kiệt) để tính khi đã có để giảm khối lượng tính toán

Nội dung phương pháp :

- Tính công suất của dòng chảy năm bình quân thời đoạn cho tài liệu năm thủy vănhoặc 3 năm đại biểu

- Vẽ đường tần suất công suất

- Đổi trục tần suất P% của đường tần suất công suất thành trục thời gian (sao cho trịsố tần suất 100% trùng với trị số 8760 giờ của một năm) theo công thức :

1

pđ i bq

N

H.Nh

e Số giờ lợi dụng công suất lắp máy

Khái niệm : Số giờ lợi dụng công suất lắp máy là số giờ trong một năm mà TTĐ

phát ra được công suất lắp máy

lm

nn Nlm

- Điện lượng bình quân nhiều năm Enn=28022629 (kwh)

- Số giờ sử dụng công suất lắp máy hNlm=4003,233( h) €(3800÷4200)h đối với TTĐđiều tiết ngày

1.2.3 Xác định các thông số cột nước của TTĐ :

(min) hl H

Z MNDBT max

a) Hmax=MNDBT-Zhl(Qtđmin)

Qtđmin là lưu lượng nhỏ nhất chảy qua nhà máy thủy điện nó phụ thuộc vào yêu cầulợi dụng tổng hợp và yêu cầu kỹ thuật tối thiểu của tuabin

Xác định Qtđmin dựa vào Nmin =kn.Qmin.H

Trong đó sơ bộ lấy Ntđmin=(50÷60)%Ntm đối với tuabin tâm trục

+)Ntm là công suất qua một tổ máy Ntm=

Chọn sơ bộ số tổ máy Z=2 =>Ntm= =3,5(Mw)=3500 (kw)

Ta chọn Ntđmin=60%Ntm =60%3500=2100(kw)

+)Để tìm Hmax ta giả thiết các giá trị Hgt<H1=MNDBT-Zhl(Qbd)=96-70,91=25,09(m)

+)Tính giá trị Qgt= trong đó k là hệ số công suất lấy k=8,5

Từ Qgt tra quan hệ Q~Zhl tương ứng tìm được Zhl tl=Zhl+Hgt

Sao cho Ztl=MNDBT thì dừng lại và kết luận Hgt tương ứng là Hmax

Kết quả tính toán thể hiện trong bảng sau:

H gt 5 10 15 20 24.46 24.85 25

Từ bảng tính ta có Ztl=MNDBT=96 (m) tương ứng với Hmax=25,02 (m)

b) Trong bảng tính toán thủy năng ứng với tần suất là 100% thì cột nước phát điện

là lớn nhất Hmax = H (p=100%) =25,02 (m) > 24,85 (m)

Vậy Hmax=25,02 (m)

b Cột nước bình quân gia quyền : H bq

Là cột nước bình quân của trạm thuỷ điện trong suốt quá trình vận hành bình

max) Qtd ( hl

Z MNC min

Bảng tổng hợp kết quả tính toán thủy năng

Mực nước dâng bình thường

Điện năng trung bình nhiều năm

CHƯƠNG 2 LỰA CHỌN THIẾT BỊ CHÍNH CỦA TTĐ 2.1 Chọn số tổ máy

Qua phần tính toán thuỷ năng tác giả đã chọn được các thông số sau

Công suất lắp máy : NLm = 7 (MW)

Trong quá trình làm việc của TTĐ các tổ

máy có thể bị sự cố Để đảm bảo an toàn

cung cấp điện thì trong hệ thống đã có một

phần công suất gọi là công suất dự trữ sự cố

của hệ thống Do đó ta phải chọn số tổ máy

của TTĐ sao cho công suất tối đa của một

tổ máy (Ntm) phải nhỏ hơn hoặc bằng công

suất dự trữ sự cố của hệ thống Có như vậy khi tổ máy này hỏng thì hệ thống vẫn antoàn cung cấp điện

b Về mặt năng lượng:

Từ số liệu về cột nước, lưu lượng của TTĐ Sơn Trà II như trên nên chọn tuabincánh quay hoặc tuabin tâm trục Với tuabin cánh quay thì có ηmax thấp hơn tuabintâm trục (với cùng công suất), nhưng vùng làm việc với hiệu suất cao thì rộng hơn,nên ta vẫn có thể chọn số tổ máy ít mà hiệu suất bình quân của TTĐ vẫn cao Vớiturbin tâm trục thì có max cao, nhưng vùng có hiệu suất cao lại hẹp Cho nên muốn

hiệu suất bình quân của TTĐ cao thì nên chọn nhiều tổ máy Hơn nữa khi chọn số

tổ máy nhiều thì phạm vi điều chỉnh công suất (NminNmax) sẽ rộng hơn

c Về mặt quản lý vận hành

Khi số tổ máy ít thì việc quản lý vận hành thuận lợi hơn so với phương án số tổ máynhiều

d Vốn đầu tư vào thiết bị và xây dựng công trình:

Nếu chọn số tổ máy nhiều thì vốn đầu tư vào thiết bị và công trình sẽ tăng vì:

- Turbin và máy phát có công suất nhỏ thì giá thành đơn vị của nó lớn hơn

- Các thiết bị phụ kèm theo (điều tốc, đường ống áp lực, cửa van, cửa nướcvào) và các thiết bị cơ điện nhiều lên =>vốn đầu tư tăng lên

- Do Z nhiều nên kích thước nhà máy lớn lên

e Về vận chuyển, lắp ráp:

Các TTĐ thường nằm ở vùng sâu, vùng xa điều kiện giao thông rất khókhăn Nên việc chọn thiết bị phải phù hợp với tình hình thực tế: phương tiệngiao thông, đường xá, cầu cống

Với tình hình thực tế nước ta thường chưa có điều kiện sản xuất thiết bị trong nước

mà phải nhập thiết bị từ nước ngoài Vì vậy nên cố gắng chọn Z sao cho các thiết bị

đã có sẵn trong Catalog, trong trường hợp đặc biệt không chọn được thì ta phải thiết

kế và đặt chế tạo riêng Như vậy sẽ rất tốn kém và làm tăng thêm vốn đầu tư chocông trình

2.1.2 Chọn số tổ máy cho TTĐ Sơn Trà II

Việc chọn số tổ máy phải thông qua so sánh kinh tế, kỹ thuật của các phương án, sosánh độ tăng của chi phí xây dựng, lắp ráp, trang thiết bị với độ tăng thêm củađiện năng Trong đồ án này tác giả chọn các phương án số tổ máy để tính toán

2.1.3 Tính toán lựa chọn số tổ máy

Tính cho trường hợp Z = 2, trường hợp sau tương tự