Đồ án tốt nghiệp ngành kĩ thuật thủy điện

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

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

Chính vì tầm quan trọng cũng như tiềm năng của thuỷ điện là rất lớn, do đó đòi hỏi người thiết kế và thi công các trạm thuỷ điện phải nắm vững những kiến thức về thuỷ điện

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 IaPuch 3 trên suối IaPuch, công trình này nằm trên địa bàn huyện Chư Prông tỉnh Gia Lai

Mục Lục

LỜI NÓI ĐẦU 1

PHẦN I - TỔNG QUAN VÀ CÁC TÀI LIỆU VỀ CÔNG TRÌNH 5

CHƯƠNG 1 - TỔNG QUAN VỀ CÔNG TRÌNH 5

1.1 Vị trí công trình 5

1.2 Vị trí lưu vực 5

1.3 Đặc điểm lưu vực 5

1.4 Nhiệm vụ công trình 6

1.5 Sơ đồ khai thác công trình và các tiêu chuẩn thiết kế 6

CHƯƠNG 2 - TÀI LIỆU VỀ CÔNG TRÌNH 6

2.1 Tài liệu khí tượng thuỷ văn 6

2.2 Đặc điểm khí hậu 7

2.3 Đường duy trì lưu lượng bình quân ngày 8

2.4 Tài liệu địa hình 10

2.4.1 Đường quan hệ hồ chứa W, F = f(zhồ) 10

2.5 Điều kiện ĐCCT các hạng mục công trình 11

PHẦN II – TÍNH TOÁN THUỶ NĂNG VÀ PHÂN TÍCH KINH TẾ 15

CHƯƠNG 1 - NHỮNG VẤN ĐỀ CHUNG 15

1.1 Mục đích của tính toán thuỷ năng 15

1.2 Chọn phương pháp tính thuỷ năng 15

1.3 Chọn mức bảo đảm tính toán 17

1.4 Chọn phương thức khai thác thuỷ năng 19

CHƯƠNG 2 - TÍNH TOÁN THUỶ NĂNG LỰA CHỌN CÁC PHƯƠNG ÁN21 2.1 Tính toán lựa chọn mực nước dâng bình thường ( MNDBT ) 21

2.2 Xác định mực nước chết (MNC) 25

2.3 Tính toán kinh tế lựa chọn các phương án 31

2.4 Tính công suất bảo đảm Nbđ 34

2.5 Tính toán lựa chọn công suất lắp máy Nlm 35

2.6 Xác định các cột nước đặc trưng của trạm thuỷ điện 39

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

2.7 Bảng các thông số thuỷ năng 41

PHẦN III - CHỌN THIẾT BỊ CHO NHÀ MÁY THUỶ ĐIỆN 42

CHƯƠNG 1 - CHỌN SỐ TỔ MÁY 42

1.1 Các yếu tố ảnh hưởng đến số tổ máy 42

1.2 Lựa chọn số tổ máy 44

CHƯƠNG 2 - XÁC ĐỊNH CÁC THÔNG SỐ CỦA 44

2.1 Tính toán lựa chọn số tổ máy 44

2.2 Chọn máy phát điện 50

CHƯƠNG 3 - CHỌN THIẾT BỊ DẪN NƯỚC VÀ THOÁT NƯỚC 55

3.1 Thiết bị dẫn nước turbin ( buồng xoắn) 55

3.2 Thiết bị thoát nước turbin ( ống hút) 60

CHƯƠNG 4 - CHỌN THIẾT BỊ ĐIỀU CHỈNH TURBIN 61

4.1 Nhiệm vụ cơ bản của điều chỉnh turbin 61

4.2 Hệ thống điều chỉnh turbin 63

4.3 Chọn các thiết bị điều chỉnh turbin 63

CHƯƠNG 5 - CHỌN MÁY BIẾN ÁP, THIẾT BỊ NÂNG CHUYỂN VÀ VAN TURBIN 67

5.1 Sơ đồ đấu chính 67

5.2 Chọn máy biến áp 71

5.3 Chọn cầu trục 73

5.4 Chọn van turbin 74

5.6 Bảng so sánh lựa chọn các thiết bị cho các phương án số tổ máy 74

5.7 Kết luận về phương án chọn 77

PHẦN IV – CÔNG TRÌNH THUỶ CÔNG 78

CHƯƠNG 1 - NHỮNG VẤN ĐỀ CHUNG 78

1.1 Nhiệm vụ của công trình thuỷ công 78

1.2 Cấp công trình và các chỉ tiêu thiết kế 78

1.3 Chọn tuyến và bố trí tổng thể công trình 79

1.4 Tính toán điều tiết lũ 81

CHƯƠNG 2 - THIẾT KẾ ĐẬP DÂNG NƯỚC 86

2.1 Lựa chọn loại đập dâng nước 86

2.2 Các kích thước cơ bản của đập đất 86

2.3 Tính toán thấm qua đập và nền 91

2.4 Tính toán ổn định mái đập đất 93

CHƯƠNG 3 - THIẾT KẾ ĐẬP TRÀN VÀ TIÊU NĂNG 94

3.1 Xác định mặt cắt cơ bản 94

3.2 Mặt cắt đập tràn 97

3.3 Tính toán tiêu năng 98

CHƯƠNG 5 - THIẾT KẾ TUYẾN NĂNG LƯỢNG 101

5.1 Thiết kế tuyến kênh dẫn 101

5.2 Thiết kế cửa lấy nước không áp 107

5.3 Thiết kế bể áp lực 118

5.4 Thiết kế đường ống áp lực 125

PHẦN VI – NHÀ MÁY THUỶ ĐIỆN IAPUCH 3 143

CHƯƠNG 1 – CÁC KÍCH THƯỚC CƠ BẢN CỦA NHÀ MÁY 143

1.1 Vị trí và loại nhà máy : 144

1.2 Kết cấu và kích thước phần dưới nước của TTĐ 145

1.3 Kết cấu và kích thước phần trên nước của TTĐ 148

CHƯƠNG 2 - CÁC THIẾT BỊ VÀ PHÒNG PHỤ TRONG 153

2.1 Các thiết bị bố trí trong nhà máy thuỷ điện 153

2.2 Các phòng phụ của nhà máy 160

KẾT LUẬN 162

TÀI LIỆU THAM KHẢO 163

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

PHẦN I - TỔNG QUAN VÀ CÁC TÀI LIỆU VỀ CÔNG TRÌNH

CHƯƠNG 1 - TỔNG QUAN VỀ CÔNG TRÌNH 1.1 Vị trí công trình

Thuỷ điện IaPuch 3 trên sông IaPuch b dự kiến xây dựng tại địa phận xã Ia O,

huyện Chư Prông, tỉnh Gia Lai Tuyến công trình cách thành phố Pleiku khoảng 66 kmtheo đường bộ

Sông IaPuch b chảy theo hướng Bắc Nam và nhận nước từ phần thượng nguồnthuộc địa phận các xã của huyện IaGrai, tỉnh Gia Lai Tiềm năng thuỷ lợi - thuỷ điệncủa sông IaPuch khá lớn đã được Sở Công nghiệp, các cơ quan chuyên ngành của tỉnhnghiên cứu lập quy hoạch khai thác phục vụ phát triển kinh tế xã hội của tỉnh Gia Lai

và Tây Nguyên

1.2 Vị trí lưu vực

Sông IaPuch b là một nhánh cấp I sông IaĐrăng và là nhánh cấp II của sôngSrêPôk, bắt nguồn ở vùng núi Plây Lao với độ cao khoảng 800m, chảy theo hướngĐông Bắc – Tây Nam rồi nhập vào sông SrêPôk Từ nguồn đến cửa ra, diện tích lưuvực sông 977km2, chiều dài sông 78km, chiều dài lưu vực 60km, độ rộng trung bình16,3km, độ cao lưu vực 390m, độ dốc sườn dốc 5,9% Sông IaĐrăng có 4 phụ lưu lớn

đó là IaPuch a, IaPuch b, IaKreng, IaPnon

Công trình thuỷ điện IaPuch 3 dự kiến xây dựng trên sông IaPuch b, thuộc huyệnChư Prông, tỉnh Gia Lai, tuyến đập có vị trí địa lý 13044’10’’ vĩ độ Bắc và 107048’15’’kinh Đông

1.3 Đặc điểm lưu vực

Lưu vực có xu thế thấp dần theo hướng Đông Bắc – Tây Nam theo hướng chảy củasông Cao độ ở đầu nguồn khoảng 800m, cao độ ở tuyến đập 500m Độ cao trung bìnhlưu vực khoảng 600m Lòng suối hẹp, hai bên sườn dốc đứng, nhiều ghềnh thác đây làđiều kiện thuận lợi cho việc xây dựng các công trình thuỷ điện trên sông IaPuch 3

1.4 Nhiệm vụ công trình

Xây dựng công trình thuỷ điện IaPuch 3 góp phần tăng sản lượng điện cả nước,tăng sản lượng công nghiệp của tỉnh, tạo công ăn việc làm mang lại lợi ích cho ngườilao động doanh nghiệp doanh nghiệp và nhà nước

Nhiệm vụ chính của công trình: phát điện

Cấp công trình : cấp 3

1.5 Sơ đồ khai thác công trình và các tiêu chuẩn thiết kế

Phương thức khai thác thuỷ năng theo kiểu đường dẫn: tận dụng chênh lệch cộtnước địa hình tự nhiên và dòng chảy cơ bản để phát điện

Mực nước dâng bình thường và mực nước chết của công trình được chọn trên cơ sởphân tích kinh tế

Lưu lượng lũ thiết kế lấy theo TCXD VN 285 : 2002 được tính toán với tần suất p =1% ( Q1% = 978.2% ) Lưu lượng lũ thiết kế dẫn dòng thi công trong mùa kiệt đượctính với tần suất 10%

Qua phân tích các tài liệu cơ bản và kết quả khảo sát địa chất khu vực xây dựngcông trình đã nghiên cứu xem xét phương án sau:

Phương án: Tuyến đập + Tuyến kênh + Tuyến đường ống + Nhà máy

CHƯƠNG 2 - TÀI LIỆU VỀ CÔNG TRÌNH 2.1 Tài liệu khí tượng thuỷ văn

2.1.1 Tài liệu khí tượng

Trong lưu vực IaĐrăng có duy nhất một trạm đo mưa Chư Prông quan trắc từ năm

1978 – 2004 Lân cận lưu vực có trạm khí tượng Pleiku đo đầy đủ các yếu tố khítượng: mưa, gió, độ ẩm, bốc hơi…từ năm 1956 – 2004, 2 trạm KrôngBuk, Chư Sêquan trắc mưa từ năm 1977, 1978 đến năm 2004

2.1.2 Tài liệu thuỷ văn

Trên suối IaĐrăng có trạm thuỷ văn dùng riêng Chư Prông đo lưu lượng trong hainăm 1979 – 1980 phục vụ cho công tác thiết kế hồ chứa nước thuỷ lợi trên dòng chính

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

IaĐrăng Phương pháp đo lưu lượng ở trạm là kết hợp đo máy và đo phao Chất lượngtài liệu tin cậy.

Lân cận lưu vực IaPuch có trạm Kon Tum trên sông Đắk Bla ( một nhánh của sông

Sê San) đo dòng chảy tháng từ năm 1960 – 2004, trạm Krông Buk, trạm Giang Sơntrên sông EaKrông Ana ( nhánh của sông Srepok) quan trắc dòng chảy từ năm 1977 –2004

2.2 Đặc điểm khí hậu

Lưu vực tuyến công trình nằm ở vùng khí hậu tây Trường Sơn Trong năm khí hậuchia làm hai mùa mưa và mùa khô Giữa hai mùa có sự tương phản sâu sắc về lượngmưa Mùa mưa bắt đầu từ tháng V, kết thúc vào tháng X với tổng lượng mưa mùachiếm khoảng ( 75 – 80%) tổng lượng mưa năm Mùa khô kéo dài 6 tháng từ tháng XIđến tháng IV năm sau, với tổng lượng mưa chiếm từ (20 – 25%) tổng lượng mưa năm.Trong mùa khô thời kỳ khô hạn kéo dài từ tháng I – III với lượng mưa các tháng <30mm Đặc biệt có năm cả ba tháng không mưa

2.2.1 Chế độ nhiệt ẩm không khí

Nhiệt độ không khí trung bình nhiều năm Ttb = 21.80C Nhiệt độ cao nhất Tmax =

360C xuất hiện vào tháng IV, nhiệt độ thấp nhất Tmin = 6.40C xuất hiện vào tháng XII,tháng I

Độ ẩm tương đối trung bình nhiều năm 86%, độ ẩm tương đối cao nhất đạt 100%,thường xuất hiện vào tháng VII và tháng VIII, độ ẩm tương đối thấp nhất 15% thườngxuất hiện vào tháng III

2.2.2 Lượng bốc hơi

Lưu vực nghiên cứu nằm trong vùng có độ ẩm không khí lớn, lượng mưa dồi dàonên lượng bôc hơi hằng năm thấp hơn so với các nơi khác Theo số liệu bốc hơi đobằng ống Piche tại trạm Pleiku thời kì 1961 – 2004, lượng bốc hơi trung bình nhiềunăm là Zp = 1032.9mm, trung bình thời kì 1977 – 2004 là 1020.6 mm Từ tài liệu quantrắc bốc hơi chậu và bốc hơi Piche trong thời kì (1961 – 1973) đã xác định được hệ số

chuyển đổi lượng bốc hơi Piche sang lượng bốc hơi chậu Kcd = 1.35 Như vậy lượngbốc hơi chậu trung bình nhiều năm tại Pleiku là Zchậu = KcdZp = 1377.8mm

Các hồ chứa của thuỷ điện nghiên cứu không làm nhiệm vụ điều tiết nên dung tích

hồ chứa nhỏ, do đó có thể coi lượng bốc hơi chậu Zmn = Zchậu = 1377.8mm

Từ phương trình cân bằng nước viết cho thời kỳ ( 1978 – 2004) xác định lượng bốchơi lưu vực:

Zlv = Xo – Yo = 2264 – 1265.1 = 998.4 mm

Lượng gia tăng bốc hơi lưu vực do có hồ ( tổn thất bốc hơi) trung bình nhiều năm

Ztt:

Ztt = Zmn – Zlv = 379.4 mm

Phân phối lượng bốc hơi Piche và tổn thất bốc hơi tháng trong năm như sau:

Bảng 1-1 Phân phối lượng bốc hơi tháng trong năm lưu vực IaPuch 3

Bảng 1-5 Tốc độ gió lớn nhất từng hướng và vô hướng với tần suất

thiết kế trạm Pleiku Đơn vị : m/s

V4%(m/s) 17.2 19.5 19.8 14.4 12.7 23.3 22.8 14.6 25.1

2.3 Đường duy trì lưu lượng bình quân ngày

Đường duy trì lưu lượng trung bình ngày đêm tại tuyến công trình ( Qnpct) được tínhchuyển từ đường duy trì lưu lượng trung bình tháng Qtpct theo biểu thức:

Qnpct = KhcQtpct

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

Trong đó Khc là tỷ số giữa lưu lượng trung bình ngày đêm với lưu lượng trung bình

tháng ứng với cùng mức đảm bảo: Khc = Qpthang Qpngay , trong tính toán Khc được lấy theo tài

liệu thực đo của trạm trong vùng như: Chư Prông, KrôngBuk, Kongplong, Kon Tum.Kết quả toạ độ đường duy trì lưu lượng trung bình ngày đêm tại tuyến IaPuch 3 đượcđưa ra trong bảng sau:

Bảng1-7 Lưu lượng trung bình ngày đêm ứng với mức đảm bảo tại tuyến

606570758085909596979899100

3.63.012.672.211.951.771.451.111.0510.890.880.56

2.3.4 Lưu lượng lũ thiết kế tại tuyến thuỷ điện nghiên cứu

Bảng 1-8 Lưu lượng đỉnh lũ thiết kế tại tuyến IaPuch 3

2.4 Tài liệu địa hình

2.4.1 Đường quan hệ hồ chứa W, F = f(z hồ )

Đường quan hệ hồ chứa thể hiện mối quan hệ giữa dung tích và diện tích hồ chứatheo mực nước hồ Đường quan hệ hồ chứa thuỷ điện IaPuch 3 được thiết lập dựa trêncác mặt cắt lòng hồ công trình tỷ lệ 1:5000 và 1:500

Bảng 1-11: Quan hệ hồ chứa IaPuch 3

F(Km2) 0 0.001 0.011 0.016 0.035 0.051 0.086 0.116 0.168W(106m3) 0 0.001 0.015 0.042 0.117 0.202 0.405 0.606 1.029

2.4.2 Quan hệ mực nước và lưu lượng hạ lưu nhà máy thuỷ điện IaPuch 3

Được xây dựng trên cơ sở mặt cắt ngang và trắc dọc

Hình 1- 1: Quan hệ mực nước thượng lưu và thể tích hồ chứa

Hình 1 -2: Quan hệ mực nước thượng lưu và diện tích hồ chứa

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

Bảng 1-12: Đường quan hệ Q = f(Zhl) nhà máy

Hình 1- 3: Quan hệ lưu lượng phát điện và mực nước hạ lưu nhà máy

2.5 Điều kiện ĐCCT các hạng mục công trình

Trong giai đoạn TKKT đã tiến hành khảo sát bổ sung tuyến đập 3 cách tuyến đập 1

là 150m về hạ lưu

2.5.1 Điều kiện ĐCCT vùng hồ chứa

Theo thiết kế hồ chứa dung tích lớn hơn 0.5*106 với diện tích lòng hồ là lớn hơn0,5 km2 Hồ chứa kéo dài dọc sông IaPuch khoảng 1,5 km, với chiều rộng thay đổi từ

80 – 200m

Khả năng mất nước của hồ: Xung quanh hồ là dãy núi cao hơn mực nước dângtrong hồ rất nhiều không có địa hình thấp Đáy và bờ hồ là các lớp sét dày 5 – 7m,thấm kém Đá gốc bazan nứt nẻ nhưng lượng thấm nhỏ nên giữ được nước Chỉ có khảnăng mất nước qua dứt gãy về hạ lưu, nhưng kết quả khoan hai hố song cho q nhỏ

Khả năng ngập, bán ngập: Mực nước dâng thấp nên vùng bán ngập hẹp, mực nướcngầm ở sâu nên không gây bán ngập.

Khả năng tái tạo bờ hồ, bồi lắng hồ: Trong vùng đã xảy ra các khối trượt nhỏ, cầnđánh giá vùng phá hoại để kiến nghị bảo vệ và xác định tốc độ bồi lắng của hồ

Khả năng thay đổi chất lượng của nước hồ: Trong vùng hồ không có khoảng sảnđặc biệt, do vậy ít khả năng thay đổi chất lượng nước

2.5.2 Điều kiện ĐCCT tuyến đập 3

Tuyến đập nằm cách đỉnh thác khoảng 100m về thượng lưu Tại tim tuyến lòngsông khoan 1 hố khoan thăm dò LKD2, hai vai đập là LKD1 và LKD3 Cao trình đáysông 350.91m, sườn dốc tự nhiên ở 2 vai đập thay đổi lớn từ 15 – 400

Các lớp đất đá ở tuyến đập theo thứ tự từ trên xuống gồm:

- Lớp 1: á sét màu xám, nâu đen, nửa cứng lẫn nhiều dăm tảng đá bazan kích thước0.2 – 4cm, xác thực vật Lớp 1 phân bố hai vai đập có chiều dày 0.4 – 0.7 m

- Lớp 3: đá cuội tảng lẫn cát, sét màu xám đen, xám vàng phân bố ở lòng sông có

- Lớp 4c: đá bazan liền khối thành màu xám, xám đen, đặc xít, ít nứt nẻ, đá khá rắnchắc Chiều dày 1.8m, vai phải dày 7m, lòng sông dày tới 24.5m

- Lớp 4a: Đá bazan màu xám, xám xanh, xám trắng, bị phong hoá nứt nẻ mạnh tạothành các lỗ rỗng, đá mềm, dễ vỡ Lớp 4a nằm dưới lớp 4c có bề dày ở vai phải trên2m, ở lòng sông trên 3m, ở vai trái khoảng 6m

2.5.3 Điều kiện ĐCCT tuyến kênh dẫn

Tuyến kênh dẫn cắt qua các lớp đất đá sau đây

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

- Lớp 1: Đất phủ hữu cơ, màu nâu, xám nâu có chứa sạn nhỏ, bở rời Bề dày lớp 1

có bề dày thay đổi từ 2-3m đến 4.7m

- Lớp 4c: Đá bazan liền khối màu xám xanh, đặc xít ít nứt nẻ, đá rắn chắc Lớp 4ckhoan được ở độ sâu 7.5m

2.5.5 Điều kiện ĐCCT tuyến nhà máy

Các lớp đất đá ở khu vực nhà máy gồm có:

- Lớp 1: Đất phủ hữu cơ, lẫn mùn thực vật màu nâu, nâu đỏ, xám, xám, nâu, đen

Bề dày lớp từ 0.5 đến 1m

- Lớp 2a: Sét pha màu nâu, nâu đỏ, lẫn ít dăm sạn Lớp 2a có bề dày 3 -5 m

- Lớp 5a: Đá granít màu xám, xám xanh, xám nâu, nâu đen, bị phong hoá mạnh, nứt

nẻ, đá rắn chắc Bề dày từ 2 -4m

- Lớp 5b: Đá granít màu xám xanh, xám trắng, phong hoá nứt nẻ trung bình, đácứng chắc

Kết luận

Kết quả khảo sát ĐCCT cho dự án thuỷ điện IaPuch 3 trong giai đoạn TKKT –BVTC đã được trình bày trong các phương án trên Có thể rút ra các kết luận chính sauđây:

1 Hồ chứa giữ được nước, vùng ngập ít, cần lưu ý khả năng lở bờ và bồi lắng hồ

2 Tuyến đập dâng có mặt cắt hẹp, lớp đất phong hoá ở hai vai đập có bề dày lớn ( 6– 9)m lòng sông đá lộ

3 Tuyến kênh cắt qua nhiều khe nhỏ, trong đó có hai khe lớn cần bố trí cầu máng

Độ dốc địa hình dọc và ngang lớn, vì vậy cần lưu ý ổn định của mái kênh

4 Bể áp lực, trụ đỡ ống áp lực và nền nhà máy nên đặt trong lớp đá bazan phonghoá trung bình

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

PHẦN II – TÍNH TOÁN THUỶ NĂNG VÀ PHÂN TÍCH KINH TẾ

CHƯƠNG 1 - NHỮNG VẤN ĐỀ CHUNG 1.1 Mục đích của tính toán thuỷ năng

Mục đích tính toán thuỷ năng là để tính toán chọn các thông số cơ bản của hồ chứa

và trạm thuỷ điện

+ Mực nước dâng bình thường (MNDBT)

+ Mực nước chết (MNC)

+ Dung tích hữu ích (Vhi)

+ 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 (hNlm)

+ Cột nước lớn nhất (Hmax)

+ Cột nước bình quân (Hbq)

+ Cột nước tính toán (Htt)

+ Cột nước nhỏ nhất (Hmin)

+ Các mực nước Zhlmax, Zhlmin

Việc xác định được MNDBT còn liên quan đến hàng loạt các vấn đề như: chiều caođập, diện tích ngập lụt hồ Các thông số xác định được trong quá trình tính toán thuỷnăng sẽ quyết định quy mô công trình và vốn đầu tư vào NMTĐ ở phần thiết bị saunày

1.2 Chọn phương pháp tính thuỷ năng

1.2.1 Phương pháp lưu lượng không đổi

+ Công suất bảo đảm nhỏ do trong quá trình tính toán xuất hiện nhiều giá

+ Được dùng khi máy tính chưa phát triển

1.2.2 Phương pháp công suất bằng hằng số

Nội dung:

Giả thiết các giá trị công suất, tính toán thuỷ năng cho các năm thuỷ văn với giảthiết N = const, từ đó tìm được giá trị công suất có mức bảo đảm bằng tần suất thiết kếlàm công suất bảo đảm

Ưu điểm:

+ Phương pháp này cho công suất bảo đảm lớn hơn phương pháp Q = const

+ Mực nước hồ cao hơn mực nước hồ của phương pháp Q = const

+ Phù hợp với việc vận hành hồ chứa vì nó không cần đến dự báo thuỷ văn trongtương lai

Nhược điểm:

+ Tính toán phức tạp do đây là bài toán thử dần cả về mực nước hồ và công suất.Cần có chương trình để tính toán vì không thể tính toán bằng tay vì khối lượng tínhtoán lớn

+ Hay có lượng nước xả thừa vào cuối mùa trữ nước

Ứng dụng:

Được ứng dụng rộng rãi trong thực tế sản xuất Đã có nhiều phần mềm của các đơn

vị khác nhau để tính toán thuỷ năng

Trong đồ án này em chọn tính toán thuỷ năng theo phương pháp Q = const .

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

1.3 Chọn mức bảo đảm tính toán

1.3.1 Ý nghĩa của việc chọn mức bảo đảm

Một đặc điểm riêng biệt của nhà máy phát điện thuỷ điện là tình hình làm việc củatrạm luôn 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 (năm kiệtnước) thì sẽ không đủ nước để phát điện Ngược lại nếu lượng nước đến quá nhiều, quá

cả nhu cầu sử dụng nước của nhà máy lúc này ta phải xả thừa bớt lượng nước thừa nàyxuống hạ lưu, và như thế mực nước hạ lưu sẽ dâng lên dẫn đến cột nước của trạm thủyđiện sẽ giảm, công suất sẽ giảm, việc cung cấp điện không đảm bảo yêu cầu Khi cungcấp điện không đủ bắt buộc phải cắt điện của các hộ dùng điện, điều đó sẽ làm thiêt hạirất lớn cho các hộ dùng điện làm ngưng trệ các dây truyền sản xuất, quy trình côngnghệ, nguy hiểm đến tính mạng con người… ảnh hưởng đến cả nền kinh tế quốc dân

Vì đặc điểm làm việc của trạm thủy điện phụ thuộc vào thiên nhiên nên không thểlúc nào đảm bảo phát đủ 100% công suất được vì vậy để đánh giá mức độ cung cấpđiện 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 là100%, thì chỉ đảm bảo cung cấp đủ công suất và điện năng là P% Còn (100-P)% sẽkhông đảm bảo cung cấp đủ điện được 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 cho hệthống điện quốc gia, cung cấp cho những hộ dùng điện không cho phép cắt điện…thìmức đảm bảo này phải chọn cao lên

1.3.2 Nguyên lý chọn mức bảo đảm

Mức bảo đảm được dùng để xác định các thông số của TTĐ và dùng để xác định

vai trò của TTĐ trong cân bằng công suất của hệ thống được gọi là mức bảo đảm tínhtoán (tần suất thiết kế) Mức bảo đảm quyết định lớn khả năng cung cấp điện an toàncũng như mức độ lợi dụng năng lượng dòng nước, đây chính là chỉ tiêu kinh tế quantrọng

NN

P %

tt

tt

Hình 2 -1: Đường quan hệ giữa N và P%

Do vậy Ptt tốt nhất là tần suất làm cho tổng chi phí có xét đến thiệt hại của hệ thống

là nhỏ nhất Ta thấy nếu Ptt mà tăng lên thì công suất bảo đảm của TTĐ (Nbđ) sẽ giảmxuống có nghĩa là công suất tất yếu của TTĐ sẽ giảm xuống, đồng thời Ptt tăng thì thờigian an toàn cung cấp điện sẽ tăng lên, ( ∆E thiếu giảm ) cho nên thiệt hại cho hệ thốngđiện giảm (Cth giảm) Nbđ giảm thì vốn đầu tư vào TTĐ giảm đi một lượng (∆KTĐ ), chiphí vận hành của TTĐ cũng giảm nhưng do NtyTĐ giảm, để cân bằng công suất của hệthống thì NlmNĐ tăng lên dẫn đến vốn đầu tư vào nhà máy nhiệt điện tăng lên một lượng(∆KNĐ) và chi phí vận hành của TNĐ tăng lên ∆CNĐ ( chủ yếu là chi phí của nhiên liệu),nhưng ∆KNĐ tăng lớn hơn so với ∆KTĐ giảm nên thực tế chon Ptt sao cho CHT ⇒ Min,khi đó Ptt gọi là tần suất thiết kế

Thực tế việc xác định Ptt là bài toán kinh tế so sánh giữa chi phí của hệ thống tănglên với thiệt hại của các hộ dùng điện giảm hay tổng chi phí của hệ thống là nhỏ nhất.Việc tính toán thiệt hại do thiếu điện là rất phức tạp và trong nhiều trường hợp chúng takhông thể thực hiện được do mức độ thiệt hại của các hộ dùng điện khác nhau là khácnhau và chi phí nhiên liệu của các TNĐ khác nhau là khác nhau Cho nên việc xác địnhmức bảo đảm tính toán thường được tiến hành theo các định mức mà các định mức này

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

được rút ra từ thực tế Cụ thể là:

- Công suất lắp máy của TTĐ càng lớn thì mức bảo đảm tính toán càng lớn vì thiệthại do chế độ làm việc bình thường của TTĐ có công suất lắp máy lớn bị phá vỡ ảnhhưởng 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 trạm không làmviệc bình thường, công suất thiếu hụt khó bù hơn so với các trạm nhỏ, nhất là trongthời 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 thuật trong

hệ thống thì nên lấy Ptt của TTĐ lớn, vì nếu thiếu điện thì tổn thất rất nghiêm trọng

- Nếu trạm thuỷ điện đóng vai trò chính trong công trình lợi dụng tổng hợp hoặc chỉ

có nhiệm vụ phát điện ngoài ra không có ngành dùng nước nào khác tham gia thì mứcđảm bảo tính toán theo các nguyên tắc trên chọn

1.3.3 Chọn mức bảo đảm

Công trình thuỷ điện IaPuch 3 có nhiệm vụ chính là phát điện, có công suất lắp máy

Nlm= 8 - 11MW, thuộc công trình cấp III dựa vào TCXDVN 285-2002 em lấy Ptt=85%

1.4 Chọn phương thức khai thác thuỷ năng

1.4.1 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 lưu lượngdòng chảy làm tăng khả năng phát điện trong mùa kiệt đồng thời có thể lợi dụng tổnghợp 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 lụt lớnphía 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 để làm

hồ chứa có dung tích lớn, ngập lụt ít

1.4.2 Phương pháp khai thác kiểu đường dẫn

Ở những đoạn sông thượng nguồn có độ dốc lớn, lòng sông hẹp dùng đập dâng thìđập sẽ rất cao, hồ điều tiết không lớn, chi phí đầu tư lớn mà không có lợi nhiều Trongtrường hợp này, để tận dụng độ dốc của lòng sông người ta cần xây một đập ở đầuđoạn 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 dân sinh ,môi trường

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

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

1.4.3 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 dòng chảylại vừa có điều kiện luì tuyến nhà máy lại phía sau đập một đoạn để tận dụng độ dốclòng sông làm tăng cột nước thì cách tốt nhất là dùng phương pháp đập dâng kết hợpđường dẫn Phương pháp này tận dụng được các ưu điểm và đồng thời cũng hạn chếcác nhược điểm của các phương pháp trước

1.4.4 Chọn phương pháp khai thác cho tram thủy điện IaPuch 3

Căn cứ vào điều kiện địa hình tuyến công trình cho thấy địa hình tại đoạn sôngthượng nguồn có độ dốc lớn, lòng sông hẹp dùng đập dâng thì đập sẽ rất cao, hồ điềutiết không lớn, chi phí đầu tư lớn mà không có lợi nhiều Trong trường hợp này, để tậndụng độ dốc của lòng sông, chênh lệch địa hình nên em chọn phương thức khai thácthủy năng cho tram thủy điện IaPuch 3 là kiểu đường dẫn Các hạng mục dự định xâydựng bao gồm: Đập tràn bê tông trọng lực, đập đất 2 bên đập tràn, cửa lấy nước bên bờSinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

trái đập tràn, kênh bê tông cốt thép có tổng chiều dài hơn 3000m, bể áp lực đặt cuốikênh, đường ống áp lực, nhà máy thủy điện và kênh xả.

CHƯƠNG 2 - TÍNH TOÁN THUỶ NĂNG LỰA CHỌN CÁC PHƯƠNG ÁN 2.1 Tính toán lựa chọn mực nước dâng bình thường ( MNDBT )

2.1.1 Khái niệm MNDBT

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

2.1.2 Mối quan hệ giữa MNDBT với các lợi ích

a) Quan hệ giữa MNDBT với lợi ích của các ngành lợi dụng tổng hợp:

Khi MNDBT tăng lên thì dung tích hữu ích của hồ (Vhi) tăng lên làm cho lợi íchcủa các ngành LDTH khác tăng lên:

- Cấp nước ở hạ lưu tăng lên

- Lợi ích về phòng lũ kết hợp tăng lên

- Cấp nước thượng lưu tăng lên

- Lợi ích về giao thông thủy tăng

- Lợi ích về nuôi trồng thủy sản thượng lưu tăng

b) Quan hệ giữa MNDBT với chỉ tiêu năng lượng:

Từ biểu đồ quan hệ ta thấy rằng:

- Lúc đầu khi ta tăng MNDBT thì Nlm và Enn tăng theo với mức độ tăng nhanh,khi ta tiếp tục tăng MNDBT thì Nlm và Enn vẫn tiếp tăng nhưng mức độ tăng chậmdần vì: khi MNDBT tăng thì Vhi tăng nên khả năng điều tiết của hồ chuyển dần sangđiều tiết năm hoàn toàn, điều tiết nhiều năm Khi đó lưu lượng giữa các tháng của TTĐchênh lệch ít dẫn đến TTĐ phát được công suất đều nhau và khi đó TTĐ sẽ ngày càngchuyển dần xuống đảm nhận phần thân (gốc) của biểu đồ phụ tải do vậy mà công suất

sẽ không tăng được nhiều (vì cùng một giá trị điện lượng mà làm việc ở phần thân(gốc) của biểu đồ phụ tải thì công suất công tác Nctmax giảm )

2.1.3 Mối quan hệ MNDBT với chi phí

Từ biểu đồ quan hệ ở MNDBT với công

suất và chi phí vào TTĐ, ta thấy rằng ban

đầu khi MNDBT tăng thì công suất lắp máy

của TTĐ tăng nhanh và vốn đầu tư của TTĐ

tăng không nhanh còn vốn đầu tư vào công

trình nhiệt điện thay thế lại tăng nhanh (TNĐ thay thế là TNĐ cần làm khi không cóTTĐ) Tiếp tục tăng MNDBT thì NlmTĐ vẫn tăng nhưng mức độ tăng chậm dần, còn

KTĐ lại tăng nhanh Đến lúc nào đấy khi tăng MNDBT thì NlmTĐ tăng không đáng kểcòn KTĐ

lại tăng rất nhanh

Khi MNDBT càng tăng thì vốn đầu tư và chi phí hàng năm của TTĐ cũng tăngnhanh vì:

* Về quy mô công trình:

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

MNDBT quyết định chiều cao đập, số lượng và kích thước các đập phụ kích thướccác công trình xả lũ Do vậy khi MNDBT tăng sẽ làm cho :

- Khối lượng công trình tăng nhanh do chiều dài đập, tiết diện mặt cắt đập tăng

- Đập càng cao thì việc xử lý nền móng càng phức tạp đòi hỏi tốn kém nhiều hơn ⇒làm cho vốn đầu tư vào công trình tăng nhanh

* Về thiết bị:

Khi MNDBT tăng thì vốn đầu tư vào TTĐ tăng, nhưng để cân bằng công suất của

hệ thống thì công suất của TNĐ giảm nên vốn đầu tư vào TNĐ giảm Đồng thời khiMNDBT tăng thì chi phí hằng năm của TTĐ tăng lên, chi phí hàng năm của TNĐ giảm(chủ yếu là chi phí nhiên liệu, khấu hao, vận hành,… ) Thực tế KTĐ tăng < KNĐ giảm ,

CHT giảm nên vốn đầu tư vào hệ thống điện giảm, nhưng đến một lúc nào đó thì chi phícủa toàn bộ hệ thống sẽ giảm chậm

* Về mặt ngập lụt:

Khi ta tăng MNDBT dẫn đến việc ngập lụt lòng hồ tăng rất nhanh, ngập lụt cànglớn thì đền bù do ngập lụt càng lớn, rõ ràng về mặt này thì tăng MNDBT là không cólợi

* Về mặt xã hội, môi trường:

Khi MNDBT tăng ảnh hưởng lớn đến cảnh quan vùng lòng hồ và môi trường sinhthái vùng hồ, khí hậu xung quanh thay đổi

Trong thực tế thiết kế công trình, người ta định ra một số các phương án MNDBTchênh lệch nhau một trị số nào đó, ứng với mỗi phương án ta tính toán thuỷ năng, thuỷlợi, định ra kết cấu các hạng mục công trình, tính toán khối lượng, vốn đầu tư xây dựng

cơ bản, giá thành thiết bị, chi phí hàng năm, tính lợi ích do công trình mang lại Sau khi

có kết quả của các phương án sẽ riến hành phân tích, so sánh và chọn phương án hợp lýnhất.Việc tính toán được đầy đủ lợi ích và thiệt hại của từng phương án là một vấn đềhết sức khó khăn đòi hỏi nhiều thời gian và phải có đầy đủ các tài liệu

2.1.4 Tiêu chuẩn để đánh giá lựa chọn MNDBT

Các thông số của TTĐ chủ yếu được xác định trên cơ sở phân tích kinh tế (không

phải trên cơ sở phân tích tài chính) Theo quan điểm phân tích kinh tế hiệu quả đầu tưđược đánh giá trên cơ sở so sánh giữa 2 trường hợp khi có dự án và không có dự án.Nhưng phải đảm bảo yêu cầu kinh tế Có 2 tiêu chuẩn được sử dụng để đánh giá sau:

* Tiêu chuẩn NPVmax (thu nhập ròng max):

NPV = ∑

−

n 1

CtBt

= B−C → maxTrong đó:

+ Bt: Thu nhập tăng thêm nhờ có dự án ở năm thứ t

+ Ct: Chi phí ở năm thứ t

+ B: Tổng lợi ích quy về thời điểm hiện tại

+ C: Tổng chi phí quy về thời điểm hiện tại

+ i : Tỷ lệ chiết khấu

+ n : Số năm phân tích kinh tế của dự án

* Tiêu chuẩn chi phí hệ thống Min (CHTmin):

Sơ bộ xác định MNDBT theo công thức:

+ ∆Htr: Chiều cao cột nước trên tràn với lượng xả là lưu lượng lũ thiết kế P

=1% ( QP =1% = 958 m3/s)

∆Htr =

3 / 22

5.15

*81.9

3800

*1810.2cos

10

V: vận tốc gió trung bình lớn nhất Bảng 2-5: V = 18 m/s

D: đà gió ứng với MNDGC, sơ bộ chọn D = 3.5 + 0.3 = 3.8 km = 3800 m

H: chiều cao đập tràn H = MNDBT – Zđáy = 365 – 349.5 = 15.5 m

+ hsl: chiều cao sóng leo ứng với mức đảm bảo 1%

2.2.2 Xác định MNC theo điều kiện bồi lắng

MNCbc = Zbc + d1+d2 + D

Hình 2-4 Hình minh hoạ các mực nước hồ chứa

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

Vbc =

γ

.T.V

+ K: hệ số lắng đọng, sơ bộ lấy K = 0.2

+ ρ: hàm lượng phù sa, ρ = 200 (g/m3)

+ γbc: 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 = 30 (năm) + V o : Lượng nước năm trung bình Qo = 7.6 m3/s

V o = Qo*365*24*3600 = 7.6*365*24*3600 = 239.67*106 (m3) → Vbc = 0.205*106 (m3)

Với Vbc tr quan hệ hồ chứa V~Z ta được Zbc = 360.04 m

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

Q

→ D =

CLN

CLN maxπ.V4.Q

+ VCLN: Là vận tốc trước cửa lấy nước

Z: là số cửa lấy nước Chọn Z = 1

Qmax : Sơ bộ được xác định như sau:

= 7.08(m3/s)

→ D =

14.3

*1

4

*08.7

Nhận xét: Tính cao trình MNC giới hạn trên theo tuổi thọ công trình được 366.04

m Với cao trình này nó cao hơn cao trình MNDBT giới hạn trên Do đó để hồ chứavẫn đủ nước phát điện thì ta phải dùng biện pháp công trình và thời gian nạo vét lòng

hồ để đảm bảo lượng bùn cát không lấp đầy cửa lấy nước và trong thời gian đó thì trạmthuỷ điện vẫn hoạt động bình thường

Ta nhận thấy nếu càng giảm cao trình bùn cát xuống thì thời gian nạo vét cànggiảm Mỗi lần nạo vét lòng hồ thì nhà máy phải ngừng phát điện trong thời gian khálâu, chi phí nạo vét cũng lớn Do đó ta lấy thời gian nạo vét tối thiểu là T = 2 năm ứng

với cao trình MNC tối thiểu là 358 m.

Với dung tích hạn chế như vậy thì hồ chứa bây giờ chỉ có khả năng điều tiết ngàyđêm hoặc không điều tiết Hồ không thể điều tiết mùa hay điều tiết năm hoàn toàn Do

đó trong giới hạn đồ án này tôi đưa ra một số phương án MND/MNC hồ điều tiết ngàyđêm và một phương án hồ không điều tiết để tính toán thuỷ năng và tính toán kinh tếcủa từng phương án là lợi nhất

Dung tích điều tiết ngày đêm của hồ chứa IaPuch 3 được xác định trên cơ sở mùakiệt với tần suất thiết kế P = 85% có thể tích đủ nước để chạy lưu lượng tối thiểu chophép chạy qua turbin

Dung tích ngày tối thiểu Vhi = k.Qđb.(24 – T).3600 = 1.15*1.77*(24-6)*3600

2.2.3 Kiểm tra các phương án chọn

Với trạm thuỷ điện đường dẫn ta chỉ cần kiểm tra theo dung tích hữu ích đảm bảo,cao trình bùn cát đảm bảo

Đối với điều kiện làm việc của turbin: hct <

3

1

Hmax Ta thấy hct của trạm thuỷ điện

loại đường dẫn rất nhỏ so với Hmax nên điều kiện turbin luôn đảm bảo đối với mọiphương án chọn, nên ta không phải kiểm tra theo điều kiện này

a) Phương án 1: 358/358

* Xác định loại điều tiết

Ta có Vhi = V358 – V358 = 0 (m3)

Do đó hồ không điều tiết

* Xác định thời gian nạo vét lòng hồ T (năm)

Với ZMNC = 358 m, ta xác định được cao trình bùn cát là:

Zbc = ZMNC – d1 – D – d2 = 358 – 1 – 3 – 2 = 352 m

Tra quan hệ Z ~ V hồ chứa ta được Vbc = 0.0103*106 m3

Thời gian T tính theo công thức: T =

VKρ

*200

*0.2

10

*1.4

*10

*0.0103

= 2 năm

b) Phương án 2: 361/358

* Xác định loại điều tiết

Tra quan hệ Z ~ V của hồ chứa ta được:

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

Dung tích làm việc của hồ chứa Vh = V361 – V358 = 0.27 – 0.117 = 0.153.106(m3)

Ta thấy Vhi = 0.132.106 < 0.153.106 nên hồ đảm bảo dung tích phát điện

Xác định hệ số điều tiết hồ β

Công thức: β =

bq

hWV

Wbq là lượng nước bình quân nhiều năm

Wbq = 8760*3600*Qo = 8760*3600*7.6 = 239.67*106 m3

Ta được: β =

bq

hW

V

610

*239.67

10

*0.153

= 0.00064 << 0.02Vậy hồ điều tiết ngày đêm

* Xác định thời gian nạo vét lòng hồ T (năm)

Với ZMNC = 358 m, cũng giống như phương án 1

Thời gian nạo vét lòng hồ là T = 2 năm

c) Phương án 3: 362/360

* Xác định loại điều tiết

Tra quan hệ Z ~ V của hồ chứa ta được:

Dung tích làm việc của hồ chứa Vh = V362 – V360

Ta được: β =

bq

hW

V

10

*239.67

10

*0.135

= 0.00056 << 0.02Vậy hồ điều tiết ngày đêm

* Xác định thời gian nạo vét lòng hồ T (năm)

Với ZMNC = 360 m, ta xác định được cao trình bùn cát là:

Zbc = ZMNC – d1 – D – d2 = 360 – 1 – 3 – 2 = 354 m

Tra quan hệ Z ~ V hồ chứa ta được Vbc = 0.0285*106 m3

Thời gian nạo vét lòng hồ:

10

*239.67

*200

*0.2

10

*1.4

*10

*0.0285

= 4.2 năm

d) Phương án 4: 364/362

* Xác định loại điều tiết

Tra quan hệ Z ~ V của hồ chứa ta được:

Dung tích làm việc của hồ chứa Vh = V364 – V362

Ta được: β =

bq

hW

V

610

*239.67

10

*0.1685

= 0.0007 << 0.02Vậy hồ điều tiết ngày đêm

* Xác định thời gian nạo vét lòng hồ T (năm)

Với ZMNC = 362 m, ta xác định được cao trình bùn cát là:

Zbc = ZMNC – d1 – D – d2 = 362 – 1 – 3 – 2 = 356 m

Tra quan hệ Z ~ V hồ chứa ta được Vbc = 0.067*106 m3

Thời gian nạo vét lòng hồ:

10

*239.67

*200

*0.2

10

*1.4

*10

*0.067

= 10 năm

e) Phương án 5: 365/363.5

* Xác định loại điều tiết

Tra quan hệ Z ~ V của hồ chứa ta được:

Dung tích làm việc của hồ chứa Vh = V365 – V363.5

= 0.606 – 0.455 = 0.151*106(m3)

Ta thấy Vhi = 0.132.106 < 0.151*106 nên hồ đảm bảo dung tích phát điện

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

Xác định hệ số điều tiết hồ β

Công thức: β =

bq

hWV

Ta được: β =

bq

hW

V

10

*239.67

10

*0.151

= 0.00063 << 0.02Vậy hồ điều tiết ngày đêm

* Xác định thời gian nạo vét lòng hồ T (năm)

Với ZMNC = 363.5 m, ta xác định được cao trình bùn cát là:

Zbc = ZMNC – d1 – D – d2 = 363.5 – 1 – 3 – 2 = 357.5 m

Tra quan hệ Z ~ V hồ chứa ta được Vbc = 0.1045*106 m3

Thời gian nạo vét lòng hồ:

10

*239.67

*200

*0.2

10

*1.4

*10

*0.1045

= 15.3 năm

2.3 Tính toán kinh tế lựa chọn các phương án

Lập bảng tính các chỉ tiêu kinh tế NPV, EIRR, B/C cho từng phương án Lấy chỉtiêu NPV max làm căn cứ để lựa chọn phương án hợp lý nhất Đối với công trình cấpIII thời gian phân tích kinh tế là 30 năm

Trong giới hạn đồ án và tài liệu để tính kinh tế là không đủ, nên tôi sử dụng các tàiliệu của phương án gốc Là phương án công ty tư vấn Điện 1 đã thiết kế, với vốn đầu

tư cho phương án MND/MNC = 358/356 và công suất lắp máy Nlm = 6.6 MW Do có

sự thay đổi về MNDBT, MNC, Nlm nên tôi tính các chi phí tăng thêm

2.3.1 Tính vốn đầu tư tăng thêm cho các phương án

Vốn đầu tư ban đầu cho phương án 358/356 của công ty tư vấn Điện 1 thiết kế làK= 115 tỷ đồng

Khi tăng MND ta giả thiết:

+ Tăng vốn đầu tư vào đập ∆Kđ, chủ yếu do tăng khối đổ bê tông

+ Tăng vốn đầu tư xây dựng vào nhà máy ∆Knm, chủ yếu tăng do kích thước nhàmáy lớn lên khi Nlm tăng

+ Tăng vốn đầu tư vào thiết bị ∆Ktb, chủ yếu do tăng vào kích thước thiết bị khiNlm tăng lên.

+ Coi các chi phí đào đắp trên tuyến năng lượng là không đổi

* Tính vốn đầu tư vào đập tăng lên ∆Kđ

Đập có hai loại: đập tràn không van và đập đất

Công thức tính: ∆Kđ = ∆Ktr + ∆Kđđ

= gbtVbt + gđấtVđất

Công thức tính thể tích: V = LF

32

Trong đó: L - Chiều đài đập trung bình ( Ltr= 90 m, Ldd = 180 m)

* Tính vốn đầu tư tăng thêm vào xây dựng nhà máy ∆Knm

Kích thước nhà máy tăng thêm, nên khối lượng bê tông và cốt thép tăng lên.Trong giới hạn đồ án lấy sơ bộ ∆Knm = knm∆Nlm = (2 – 3 tỷ)∆Nlm

* Tính vốn đầu tư tăng thêm vào thiết bị ∆Ktb

Kích thước và giá thiết bị tăng thêm khi Nlm tăng Sơ bộ ta xác định vốn tăng thêmtheo công thức: ∆Ktb = ktb∆Nlm = ( 5- 6 tỷ)∆Nlm

Bảng 2 -1 Bảng tính vốn đầu tư tăng thêm từng phương án

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

Vốn đầu tư xây dựng năm thứ nhất ( kể cả chuẩn bị): 45%K

Vốn đầu tư xây dựng năm thứ hai: 55%K

2.3.2 Tính các chi phí và hiệu ích phát điện

* Chi phí C ( tỷ đồng)

Chi phí có 3 chi phí chính là:

+ Chi phí quản lý và vận hành hàng năm của nhà máy ( O&M): ∆C = 1.25%K+ Chi phí thay thế toàn bộ thiết bị nhà máy: Sau khi vận hành đến năm thứ 20 nhàmáy thay toàn bộ thiết bị Sơ bộ tính: ∆Ctt = kttNlm = (5-6 tỷ)Nlm

Phương án 4: Vbc = 0.067*106 m3→∆C = 2.68 tỷ đồng, thời gian T = 10 năm

Phương án 5: Vbc = 0.1045*106 m3→∆C = 4.18 tỷ đồng, thời gian T = 15 năm

* Hiệu ích phát điện B ( tỷ đồng)

Do hồ chỉ làm nhiệm vụ cấp nước phát điện, không cấp nước cho các ngành lợidụng tổng hợp khác nên hiệu ích thu được do bán điện

Hiệu ích do bán điện B trong 1 năm tính theo công thức: B = Eb*gE (tỷ đồng)

Eb là điện năng bán ra: Eb = Eo – Etd ( 106 Kwh)

Etd là điện năng tự dùng cho nhà máy: Etd = 1%Eo (106Kwh)

gE là giá bán điện trung bình trong năm: gE = 700 đ/Kwh

2.3.3 Tính các chỉ tiêu kinh tế lựa chon phương án

Phân tích hiệu quả kinh tế nhằm đánh giá hiệu quả của việc đầu tư dự án trên quanđiểm của nền kinh tế quốc dân Phương pháp được áp dụng trong tính toán là phươngpháp phân tích hiệu ích và chi phí

Các chỉ tiêu đánh giá bao gồm:

+ Giá trị lợi nhuận quy về hiện tại: NPV

+ Tỉ lệ hoàn vốn nội tại: EIRR

+ Hệ số sinh lợi kinh tế: B/C

+ Thời đoạn phân tích kinh tế: 30 năm

+ Tỉ lệ chiết khấu: Ick = 10%

Phương án được đánh giá là mang lại hiệu quả nếu có chỉ tiêu NPV > 0; EIRR > Ick

và B/C >1

Bảng 2 – 2 Bảng kết quả tính toán chỉ tiêu kinh tế cho các phương án

Từ kết quả tính toán trên ta chọn phương án MND/MNC = 364/362 là lợi nhất về kinh

tế Lấy thông số này để tính toán các thông số khác của trạm thuỷ điện

2.4 Tính công suất bảo đảm N bđ

Công suất bảo đảm (Nbđ) là công suất bình quân tính theo khả năng dòng nướctrong thời 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 của TTĐ

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

lớn hay nhỏ chủ yếu là do công suất bảo đảm quyết định Nó chỉ ra mức độ tham giavào cân bằng công suất điện lượng trong hệ thống điện.

Công thức xác định công suất đảm bảo:

Nbđ = 8.5*86.511*(1.77 - 0.0093)/1000 = 1.295 MW

2.5 Tính toán lựa chọn công suất lắp máy N lm

2.5.1 Tính toán thuỷ năng lựa chọn công suất lắp máy

Công suất lắp máy là công suất định mức của nhà máy thuỷ điện Nó bao gồm cácthành phần: Nlm = Nctmax + Ndt + Ntr

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

+ Ndt là công suất dự trữ của trạm thuỷ điện, nó phụ thuộc vào tầm quantrọng của trạm thuỷ điện trong hệ thống điện Đối với TTĐ điều tiết ngày thường 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 thuộc vàokhả năng phát điện của TTĐ thay thế cho các trạm khác Phải tính toán kinh tế

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

Từ Nbđ = 1.295 MW ta chọn ra một số Nlm trong đó Nlm phải đảm bảo

Việc lựa chọn Nlm phải tiến hành trên tính toán kinh tế, số giờ lợi dụng công suấtlắp máy, số giờ thừa nước Ta chọn 1 số giá trị Nlm để tính toán

Nlm= 9.5 MW; 10MW ; 10.5 MW

Sau đó xác định Nlm bằng cách lập các bảng tính thuỷ năng với Nlm là các giá trị trênbằng cách thay các giá trị N> Nlm trong bảng bằng các giá trị Nlm này rồi tính Eo và sốgiờ lợi dụng công suất lắp máy

Số giờ lợi dụng khoảng (3600 – 4500)h đối với trạm điều tiết ngày đêm

Cách lập bảng tính thuỷ năng cho phương án chọn :

+ Cột 1 : Cột thứ tự

+ Cột 2 : Tần suất ứng với lưu lượng ngày ,p%

+ Cột 3 : Thời gian ứng với tần suất lưu lượng ngày T

+ Cột 4 : Khoảng thời gian trong thời đoạn tính toán dT

+ Cột 5 : Lưu lượng thiên nhiên đến ứng với tần suất p%

+ Cột 6 : Tổn thất lưu lượng Qtt, được tính theo công thức

Wth: lượng nước thấm trung bình tháng (m3)

t : thời gian trong một tháng (s)

Qbh : Tổn thất bốc hơi lòng hồ trung bình tháng, được xác định theo công thức:

Qbh=H Fbh tb

t

Trong đó :

Hbh : cột nước bốc hơi trung bình tháng có được từ tài liệu thủy văn

t : thời gian trong 1 tháng (s) ⇒ t =730.3600=2.62*106 (s)Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

Vtb (106 m3) là dung tích trung bình tháng, xác định theo công thức:

*8.5

1000

*N

Nếu Qd > Qfdmax thì Qfd = Qfdmax

Hwmax - là cột nước tổn thất lớn nhất

Sơ bộ: lấy Hwmax = 5% Hmax

Hmax = MNDBT – Zhl(Q = 0) = 87.69 m Suy ra Hwmax = 0.05*87.69 = 4.385 m

Qmax - là lưu lượng lớn nhất qua tuyến năng lượng

Chọn Qmax = 16.5 m3/s+ Cột 12: Cột nước phát điện H (m) xác định theo công thức:

*8.5

1000

*N

+ Cột 14: Công suất của phát điện của dòng chảy N (MW)

2.5.2 Tính toán kinh tế từng phương án N lm

Việc lựa chọn Nlm theo điện năng tăng, số giờ lợi dụng công suất lắp máy và số giờ

xả nước qua đập tràn là không chính xác Do đó đối với từng phương án công suất lắpmáy ta tính các chỉ tiêu kinh tế, tiêu chuẩn vẫn là NPV max

Bảng kết quả tính toán các phương án Nlm

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

Bảng 2- 3 : Kết quả tính toán kinh tế lựa chọn công suất lắp máy

Từ bảng kết quả tính toán ta chọn Nlm = 10 MW, cho NPV max

Số giờ lợi dụng công suất lắp máy là 3898 h

Số giờ thừa nước là 1000 h nên không cần phải lắp công suất trùng

2.6 Xác định các cột nước đặc trưng của trạm thuỷ điện

2.6.1 Xây dựng quan hệ Q ~ H với MND = 364 m

Q – lưu lượng qua nhà máy

Hw - tổn thất cột nước trên tuyến năng lượng

Zhl - mực nước hạ lưu ứng với Q

2.6.2 Xây dựng quan hệ Q ~ H với MNC = 362 m

Q – lưu lượng qua nhà máy

Hw - tổn thất cột nước trên tuyến năng lượng

Zhl - mực nước hạ lưu ứng với Q

Công thức: H = MNC– Zhl(Q) – Hw

Bảng 2 – 5: Bảng quan hệ lưu lượng phát điện và cột nước ứng với MNC

2.6.3 Xây dựng quan hệ Q ~ H với Nlm = 10 MW

Q – lưu lượng qua nhà máy

Hw - tổn thất cột nước trên tuyến năng lượng

Sơ bộ ta chọn số tổ máy z =2, Nmin = 0.6*10/2 = 3 MW

Q – lưu lượng qua nhà máy

Hw - tổn thất cột nước trên tuyến năng lượng

Từ các bảng quan hệ giữa lưu lương phát điện và cột nước làm việc ta vẽ được sơ

bộ phạm vi làm việc của trạm thuỷ điện

Biểu đồ phạm vi làm việc

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão