Đồ án tốt nghiệp ngành kĩ thuật thủy điện

Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 1
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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
Trang 2
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 3

Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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
Trang 4
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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 km
theo đường bộ.
Sông IaPuch b chảy theo hướng Bắc Nam và nhận nước từ phần thượng nguồn
thuộc địa phận các xã của huyện IaGrai, tỉnh Gia Lai. Tiềm năng thuỷ lợi - thuỷ điện
của sông IaPuch khá lớn đã được Sở Công nghiệp, các cơ quan chuyên ngành của tỉnh
nghiên 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 sông
SrêPôk, bắt nguồn ở vùng núi Plây Lao với độ cao khoảng 800m, chảy theo hướng
Đông Bắc – Tây Nam rồi nhập vào sông SrêPôk. Từ nguồn đến cửa ra, diện tích lưu
vực sông 977km
2
, chiều dài sông 78km, chiều dài lưu vực 60km, độ rộng trung bình
16,3km, 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 huyện
Chư Prông, tỉnh Gia Lai, tuyến đập có vị trí địa lý 13
0
44’10’’ vĩ độ Bắc và 107
0
48’15’’
kinh Đông.
1.3 Đặc điểm lưu vực
Lưu vực có xu thế thấp dần theo hướng Đông Bắc – Tây Nam theo hướng chảy của
sông. Cao độ ở đầu nguồn khoảng 800m, cao độ ở tuyến đập 500m. Độ cao trung bình
lưu vực khoảng 600m. Lòng suối hẹp, hai bên sườn dốc đứng, nhiều ghềnh thác đây là
điều kiện thuận lợi cho việc xây dựng các công trình thuỷ điện trên sông IaPuch 3.

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 5
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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 người
lao 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 cột
nước 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 sở
phân 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 được
tính với tần suất 10%.
Qua phân tích các tài liệu cơ bản và kết quả khảo sát địa chất khu vực xây dựng
công 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 khí
tượng: mưa, gió, độ ẩm, bốc hơi…từ năm 1956 – 2004, 2 trạm KrôngBuk, Chư Sê
quan 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 hai
năm 1979 – 1980 phục vụ cho công tác thiết kế hồ chứa nước thuỷ lợi trên dòng chính

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 6
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
IaĐrăng. Phương pháp đo lưu lượng ở trạm là kết hợp đo máy và đo phao. Chất lượng
tài 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 Sơn
trên 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 hậu
chia làm hai mùa mưa và mùa khô. Giữa hai mùa có sự tương phản sâu sắc về lượng
mưa. Mùa mưa bắt đầu từ tháng V, kết thúc vào tháng X với tổng lượng mưa mùa
chiếm khoảng ( 75 – 80%) tổng lượng mưa năm. Mùa khô kéo dài 6 tháng từ tháng XI
đến 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 T
tb
= 21.8
0
C. Nhiệt độ cao nhất T
max
=
36
0
C xuất hiện vào tháng IV, nhiệt độ thấp nhất T
min
= 6.4

0
C 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% thường
xuất 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 dào
nên lượng bôc hơi hằng năm thấp hơn so với các nơi khác. Theo số liệu bốc hơi đo
bằng ống Piche tại trạm Pleiku thời kì 1961 – 2004, lượng bốc hơi trung bình nhiều
năm là Z
p
= 1032.9mm, trung bình thời kì 1977 – 2004 là 1020.6 mm. Từ tài liệu quan
trắc bốc hơi chậu và bốc hơi Piche trong thời kì (1961 – 1973) đã xác định được hệ số
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 7
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
chuyển đổi lượng bốc hơi Piche sang lượng bốc hơi chậu K
cd
= 1.35. Như vậy lượng
bốc hơi chậu trung bình nhiều năm tại Pleiku là Z
chậu
= K
cd
Z
p
= 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 Z
mn

= Z
chậu
= 1377.8mm
Từ phương trình cân bằng nước viết cho thời kỳ ( 1978 – 2004) xác định lượng bốc
hơi lưu vực:
Z
lv
= X
o
– Y
o
= 2264 – 1265.1 = 998.4 mm
Lượng gia tăng bốc hơi lưu vực do có hồ ( tổn thất bốc hơi) trung bình nhiều năm
Z
tt
:
Z
tt
= Z
mn
– Z
lv
= 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
Tháng I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Năm
Z
p
115 127 153 133 86.7 50.7 43.9 36.8 40.1 57.4 78.4 98.5 1020.6
Z

tt
42.6 47.2 57.1 49.4 32.2 18.9 16.3 13.7 14.9 21.4 29.2 36.6 379.4
2.2.3 Chế độ mưa
Bảng 1-4 Lượng mưa ngày lớn nhất thiết kế trạm ChưPrông
Tần suất 0.2% 0.5% 1% 1.5% 2% 5% 10%
X
p
(mm) 463 373 314 282 261 199 160
2.2.4. Chế độ gió
Bảng 1-5 Tốc độ gió lớn nhất từng hướng và vô hướng với tần suất
thiết kế trạm Pleiku Đơn vị : m/s
Hướng N NE E SE S SW W NW Vô hướng
V4%(m/s) 17.2 19.5 19.8 14.4 12.7 23.3 22.8 14.6 25.1
V50% 7.11 13.5 13.9 9.36 7.25 11.2 17.2 7.67 18
2.3 Đường duy trì lưu lượng bình quân ngày
Đường duy trì lưu lượng trung bình ngày đêm tại tuyến công trình ( Q
npct
) được tính
chuyển từ đường duy trì lưu lượng trung bình tháng Q
tpct
theo biểu thức:
Q
npct
= K
hc
Q
tpct
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 8
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện

Trong đó K
hc
là tỷ số giữa lưu lượng trung bình ngày đêm với lưu lượng trung bình
tháng ứng với cùng mức đảm bảo: K
hc
=
Qpthang
Qpngay
, trong tính toán K
hc
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 được
đưa ra trong bảng sau:
Bảng1-7 Lưu lượng trung bình ngày đêm ứng với mức đảm bảo tại tuyến
IaPuch 3
P(%) IaPuch 3 P(%) IaPuch 3
0.5
1.0
2.0
5.0
10
15
20
25
30
35
40
45
50

55
86.83
40
28
18.9
14.9
12
10.8
9.4
8.6
7.8
6.9
5.8
5
4.2
60
65
70
75
80
85
90
95
96
97
98
99
100
3.6
3.01

2.67
2.21
1.95
1.77
1.45
1.11
1.05
1
0.89
0.88
0.56
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
P (%) 0.2 0.5 1 1.5 2 5 10
Q
P
(m
3
/s) 1516 1175 958 846 773 559 434
2.3.5 Dòng chảy phù sa
Bảng 1-10 : Tổng lượng phù sa trung bình nhiều năm tại các tuyến công trình
Đơn vi: m
3
/s
Q
o
m
3
/s
ρ

o
g/m
3
R
o
Kg/s
W
oll
10
6
tấn/n
W
odđ
10
6
tấn/n
W
otc
10
6
tấn/n
V
oll
10
6
m
3
/n
V
odđ

10
6
m
3
/n
V
otc
10
6
m
3
/n
7.48 200 1.496 0.0472 0.0094 0.0566 0.0515 0.0073 0.0587
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 9
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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 chứa
theo mực nước hồ. Đường quan hệ hồ chứa thuỷ điện IaPuch 3 được thiết lập dựa trên
các mặt cắt lòng hồ công trình tỷ lệ 1:5000 và 1:500.
Bảng 1-11: Quan hệ hồ chứa IaPuch 3
Z(m) 347 350 353 355 358 360 363 365 368
F(Km
2
) 0 0.001 0.011 0.016 0.035 0.051 0.086 0.116 0.168
W(10
6

m
3
) 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
Trang 10
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
Bảng 1-12: Đường quan hệ Q = f(Z
hl
) nhà máy
Q (m
3
/s) Z
hl
(m) Q (m
3
/s) Z
hl
(m)
0 276.2 126.5 278.9
2 276.7 247.5 279.9
3.5 276.83 418 280.9
7 277.16 640 281.9
10.5 277.4 975 282.9
15 277.4 1460 283.85
29 277.4 2050 284.85
66 277.9

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*10
6
với diện tích lòng hồ là lớn hơn
0,5 km
2
. 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 dâng
trong 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 khả
năng mất nước qua dứt gãy về hạ lưu, nhưng kết quả khoan hai hố song cho q nhỏ.
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 11
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
Khả năng ngập, bán ngập: Mực nước dâng thấp nên vùng bán ngập hẹp, mực nước
ngầm 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, cần
đánh 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 sản
đặc 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 lòng
sông khoan 1 hố khoan thăm dò LKD2, hai vai đập là LKD1 và LKD3. Cao trình đáy
sông 350.91m, sườn dốc tự nhiên ở 2 vai đập thay đổi lớn từ 15 – 40
0

.
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 thước
0.2 – 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
bề dày 1.2m.
- Lớp 2a: Sét pha lẫn dăm sạn, tảng bazan màu xám nâu, xám đỏ. Có bề dày 4m,
giảm dần về phía lòng sông.
- Lơp 2b: Sét pha màu xám nâu, xám xanh, xám xanh lẫn nhiều dăm sạn, tảng lăn
và đá bazan còn sót lại.
- Lớp 4b: Đá bazan màu xám, xám xanh, xám nâu, nâu đen bị phong hoá nứt nẻ ở
mức độ trung bình tạo thành các lỗ rộng nhỏ, đá khá rắn chắc. Lớp 4b phân bố ở vai
phải đập và dưới lòng sông có bề dày thay đổi từ 1,2 – 2.5 m
- Lớp 4c: đá bazan liền khối thành màu xám, xám đen, đặc xít, ít nứt nẻ, đá khá rắn
chắc. 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 tạo
thành các lỗ rỗng, đá mềm, dễ vỡ. Lớp 4a nằm dưới lớp 4c có bề dày ở vai phải trên
2m, 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
Trang 12
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
- Lớp 1: Đất phủ hữu cơ, màu nâu, xám nâu có chứa sạn nhỏ, bở rời. Bề dày lớp 1
từ 0.3 đến 0.7m
- Lớp 2a: Đất sét màu đỏ, đỏ nâu, trạng thái nửa cứng xen kẽ đá bazan, trạng thái từ
nửa cứng đến cứng. Lớp 2a bề dày từ 0.9 dến 3m.
- Lớp 2b: Sét màu nâu, vàng, xám vàng, xám đen, tảng đá lăn bazan, trạng thái từ
nửa cứng. Lớp 2b gặp ở đáy hố đào nên chưa đào hết. chiều dày 3m.
2.5.4 Điều kiện ĐCCT tuyến đường ống

Các lớp đất đá ở tuyến đường ống gồm có:
- Lớp 1: Đất phủ hữu cơ, lẫn mùn thực vật màu nâu, nâu đỏ, xám nâu, xám đen. Bề
dày lớp 1 từ 0.4 đến 0.8m.
- Lớp 2a: Sét pha màu nâu, nâu đỏ lẫn dăm sạn, tảng lăn. Lớp 2a bề dày thay đổi
1.1 – 8m.
- Lớp 2b: Sét pha màu nâu, nâu đỏ, xám, xám xanh lẫn dăm sạn, đá vụn. có bề dày
3 – 4 m.
- Lớp 4b: đá bazan, xám xanh, xám nâu, đen, bị phong hoá nứt nẻ ở mức độ trung
bình, tạo thành các lỗ rộng nhỏ, đá khá rắn chắc. Lớp 4b phân bố ở khu vực đá bazan,
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 4c
khoan 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, đá
cứng chắc.
Kết luận
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 13
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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 sau
đây:
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 phong
hoá trung bình

Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 14
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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 (V
hi
).
+ Công suất bảo đảm (N
bđ
).
+ Công suất lắp máy (N
lm
).
+ Điện lượng bình quân nhiều năm (E
nn
).
+ Số giờ lợi dụng công suất lắp máy (h
Nlm

).
+ Cột nước lớn nhất (H
max
).
+ Cột nước bình quân (H
bq
).
+ Cột nước tính toán (H
tt
).
+ Cột nước nhỏ nhất (H
min
).
+ Các mực nước Z
hlmax
, Z
hlmin
.
Việc xác định được MNDBT còn liên quan đến hàng loạt các vấn đề như: chiều cao
đập, diện tích ngập lụt hồ Các thông số xác định được trong quá trình tính toán thuỷ
năng sẽ quyết định quy mô công trình và vốn đầu tư vào NMTĐ ở phần thiết bị sau
này.
1.2 Chọn phương pháp tính thuỷ năng
1.2.1 Phương pháp lưu lượng không đổi
Nội dung:
Giả thiết duy trì lưu lượng phát điện không đổi trong một số thời đoạn.
Ưu điểm:
Tính toán đơn giản
Nhược điểm:
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

Trang 15
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
+ Công suất bảo đảm nhỏ do trong quá trình tính toán xuất hiện nhiều giá
trị công suất nhỏ
+ Mực nước trong hồ thấp
Ứng dụng:
+ Thường dùng để tính toán thuỷ năng cho các TTĐ không lấy phát điện
làm chính
+ 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 giả
thiết N = const, từ đó tìm được giá trị công suất có mức bảo đảm bằng tần suất thiết kế
làm 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 trong
tương 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 tính
toán 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
Trang 16

Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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 của
trạm luôn luôn bị phụ thuộc vào tình hình thuỷ văn. Trong điều kiện thủy văn thuận lợi
thì nhà máy thủy điện làm việc bình thường. Nhưng nếu lượng nước đến ít (năm kiệt
nước) 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 này
xuống hạ lưu, và như thế mực nước hạ lưu sẽ dâng lên dẫn đến cột nước của trạm thủy
điện sẽ giảm, công suất sẽ giảm, việc cung cấp điện không đảm bảo yêu cầu. Khi cung
cấp điện không đủ bắt buộc phải cắt điện của các hộ dùng điện, điều đó sẽ làm thiêt hại
rất lớn cho các hộ dùng điện làm ngưng trệ các dây truyền sản xuất, quy trình công
nghệ, 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 thể
lúc nào 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 trên
tổng 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 đủ điện được. Vì vậy đối với công trình quan trọng mang tính
quốc gia, thì mức đảm bảo này càng cao. Những trạm thuỷ điện cung cấp điện cho hệ
thống điện quốc gia, cung cấp cho những hộ dùng điện không cho phép cắt điện…thì
mức 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
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão

Trang 17
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
vai trò của TTĐ trong cân bằng công suất của hệ thống được gọi là mức bảo đảm tính
toán (tần suất thiết kế). Mức bảo đảm quyết định lớn khả năng cung cấp điện an toàn
cũng như mức độ lợi dụng năng lượng dòng nước, đây chính là chỉ tiêu kinh tế quan
trọng.
P
100%
N
N
P
%
tt
tt
Hình 2 -1: Đường quan hệ giữa N và P%
Do vậy P
tt
tốt nhất là tần suất làm cho tổng chi phí có xét đến thiệt hại của hệ thống
là nhỏ nhất. Ta thấy nếu P
tt
mà tăng lên thì công suất bảo đảm của TTĐ (Nbđ) sẽ giảm
xuống có nghĩa là công suất tất yếu của TTĐ sẽ giảm xuống, đồng thời P
tt
tăng thì thời
gian an toàn cung cấp điện sẽ tăng lên, ( ∆E thiếu giảm ) cho nên thiệt hại cho hệ thống
điện giảm (C
th
giảm). N
bđ
giảm thì vốn đầu tư vào TTĐ giảm đi một lượng (∆

KTĐ
), chi
phí vận hành của TTĐ cũng giảm nhưng do N
ty
TĐ
giảm, để cân bằng công suất của hệ
thống thì N
lm
NĐ
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 P
tt
sao cho C
HT
⇒ Min,
khi đó P
tt
gọi là tần suất thiết kế.
Thực tế việc xác định P
tt
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 là nhỏ nhất.
Việc tính toán thiệt hại do thiếu điện là rất phức tạp và trong nhiều trường hợp chúng ta
không thể thực hiện được do mức độ thiệt hại của các hộ dùng điện khác 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 các định mức mà các định mức này
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 18
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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 thiệt
hại do chế độ làm việc bình thường của TTĐ có công suất lắp máy lớn bị phá 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 P
tt
lớn vì khi trạm không 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 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 mức
đảm 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
N
lm
= 8 - 11MW, thuộc công trình cấp III dựa vào TCXDVN 285-2002 em lấy P
tt
=

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 tại
một vị trí thích hợp. Lưu tốc của dòng nước trước đập giảm xuống, năng lượng sẽ
được tập trung lại. Tại tuyến đập hình thành chênh lệch mực nước trước đập và sau
đập.
Phương pháp này có ưu điểm là tạo ra hồ chứa để tập trung và điều tiết lưu lượng
dòng chảy làm tăng khả năng phát điện trong mùa kiệt đồng thời có thể lợi dụng 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 lụt lớn
phía thượng lưu, ảnh hưởng tới dân sinh, môi trường.
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 19
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
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 thì
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 và
không 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 lưu
lượng dòng chảy, làm giảm khả năng phát điện trong mùa kiệt, không có khả năng
cung 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 chảy
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 dâng kết hợp
đường dẫn. Phương pháp này tận dụng được các ưu điểm và đồng thời cũng hạn chế
các 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 sông
thượng nguồn có độ dốc lớn, lòng sông hẹp dùng đập dâng thì 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, chênh lệch địa hình nên em chọn phương thức khai thác
thủy năng cho tram thủy điện IaPuch 3 là kiểu đường dẫn. Các hạng mục dự định xây
dựng bao gồm: Đập tràn bê tông trọng lực, đập đất 2 bên đập tràn, cửa lấy nước bên bờ
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 20
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
trái đập tràn, kênh bê tông cốt thép có tổng chiều dài hơn 3000m, bể áp lực đặt cuối
kênh, 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, là
một 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 ích
của 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 chậm
dần vì: khi MNDBT tăng thì Vhi tăng nên khả năng điều tiết của hồ chuyển dần sang
điều tiết năm hoàn toàn, điều tiết nhiều năm. Khi đó lưu lượng giữa các tháng của TTĐ
chênh lệch ít dẫn đến TTĐ phát được công suất đều nhau và khi đó TTĐ sẽ ngày càng
chuyển 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 ).
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 21
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
∆
N
lm1
∆
N
lm2
∆
E
lm
1
∆
E
nn2
∆

Nlm
∆
Enn

Μ
NDBT
(MNDBT~N)
(MNDBT~E)
Hình 2-2: Quan hệ ( MNDBT~ Nlm, E).
- Hiệu quả năng lượng trên 1m MNDBT càng lên cao càng tăng chậm (giảm dần từ
dưới lên trên). Vì khi MNDBT càng lên cao thì mức độ tăng công suất lắp máy giảm
dẫn đến công suất thay thế ở TNĐ nhỏ dẫn đến tới chi phí của toàn bộ nền kinh tế quốc
dân giảm ít.
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 có
TTĐ). Tiếp tục tăng MNDBT thì N
lmTĐ
vẫn tăng nhưng mức độ tăng chậm dần, còn
K
TĐ
lại tăng nhanh. Đến lúc nào đấy khi tăng MNDBT thì N
lmTĐ
tăng không đáng kể
còn K
TĐ

lại tăng rất nhanh
Khi MNDBT càng tăng thì vốn đầu tư và chi phí hàng năm của TTĐ cũng tăng
nhanh vì:
* Về quy mô công trình:
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 22
MNDBT
K
KTĐ
Nlm
N
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
MNDBT quyết định chiều cao đập, số lượng và kích thước các đập phụ kích thước
các 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 khi
MNDBT 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 K
TĐ
tăng < K
NĐ
giảm ,
C
HT
giảm nên vốn đầu tư vào hệ thống điện giảm, nhưng đến một lúc nào đó thì chi phí
của 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 càng
lớn thì đền bù do ngập lụt càng lớn, rõ ràng về mặt này thì tăng MNDBT là không có
lợi.
* Về mặt xã hội, môi trường:
Khi MNDBT tăng ảnh hưởng lớn đến cảnh quan vùng lòng hồ và môi trường sinh
thái vùng hồ, khí hậu xung quanh thay đổi.
Trong thực tế thiết kế công trình, người ta định ra một số các phương án MNDBT
chênh lệch nhau một trị số nào đó, ứng với mỗi phương án ta tính toán thuỷ năng, thuỷ
lợi, 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 lý
nhất.Việc tính toán được đầy đủ lợi ích và thiệt hại của từng phương án là một vấn đề
hết 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
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 23
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
phải trên cơ sở phân tích tài chính). Theo quan điểm phân tích kinh tế hiệu quả đầu tư
được 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
1t

t
i)(1
CtBt
=
CB −
→ max
Trong 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 (C
HTmin
):
C
HT
= C
NĐ
+ C
TĐ
⇒ min.
Trong đồ án này tôi sử dụng tiêu chuẩn NPV max làm tiêu chuẩn đánh giá lựa chọn
mực nước dâng bình thường.
2.1.5 Xác định mực giới hạn trên MNDBT

Dựa vào tài liệu địa hình khu vực hồ chứa. Giới hạn trên của MNDBT là điều kiện
ngập lụt vùng hồ. Kết quả khảo sát địa hình cho thấy ở cao trình 370 xuất hiện các đỉnh
đồi. Do đó giới hạn cao nhất mà mực nước hồ có thể lên được phải nhỏ hơn 370. Vì
nếu lớn hơn thì khả năng phải xây đập phụ là rất cao và tổn thất nước do tràn là rất lớn
Sơ bộ xác định MNDBT theo công thức:
MNDGC = MNDBT + ∆Htr
370 = MNDGC + ∆h’ + hsl + a
Trong đó:
+ Giả thiết MNDBT = 365 m
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 24
Đồ án tốt nghiệp kỹ sư Nghành KT Thuỷ điện
+ ∆Htr: Chiều cao cột nước trên tràn với lượng xả là lưu lượng lũ thiết kế P
=1% ( Q
P =1%
= 958 m
3
/s)
∆Htr =
3/2
2








gbnm

Q
x
ε
=
72.2
81.9*2*100*48.0
958
3/2
=






m
Sơ bộ ta chọn chiều rộng tràn không van: nb = 100 m
Hệ số εm = 0.48
+ ∆h’ : chiều cao sóng do gió thổi ứng với MNDGC và tốc độ gió trung bình lớn
nhất:
m
gH
DV
h
S
02.0)0cos(
5.15*81.9
3800*18
10.2cos10.2
0

2
6
2
6'
===∆
−−
α
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%
hsl = K
1
.K
2
.K
3
.K
4
.K
α
.h
s1%
= 0.9*0.8*1.4*1.5*1*1.32 = 2 m
+ a: chiều cao an toàn, a = 0.3 m
Ta được: Z = 365 + 2.72 + 0.02 + 2 + 0.3 = 370.04 m
Qua tính toán sơ bộ ta thấy với cao trình 370 m là cao trình cao nhất có thể để
không phải xây đập phụ thì MNDBT cao nhất là 365 m
Vậy giới hạn trên của MNDBT là 365 m
2.2 Xác định mực nước chết (MNC)

2.2.1 Khái niệm MNC
Mực nước chết (MNC) là mực nước thấp nhất trong hồ chứa trong điều kiện làm
việc bình thường. MNC của công trình ứng với các phương án tuyến đập khác nhau lựa
chọn trên cơ sở dung tích chết xác định từ dung tích bồi lắng của hồ chứa.
2.2.2 Xác định MNC theo điều kiện bồi lắng
MNC
bc
= Z
bc
+ d1+d2 + D
Sinh viên thực hiện : Hồ Sỹ Mão
Trang 25