Công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah

. từ nguồn đến Đức Xuyên sông chảy theo hướng Đông – Tây trong vùng đồi núi có thung lũng sông hẹp và dốc, từ Đức Xuyên sông chảy theo hướng Đông Nam – Tây Bắc, từ trạm thuỷ văn Đức Xuyên đến hợp lưu với sông Krông Ân sông chảy theo hướng Đông Nam – Tây Bắc. Sông Krông Ana, nhánh phải của sông Srêpok tính đến trạm thuỷ văn Giang Sơn có diện tích toàn lưu vực là 3180 km2, độ dài sông là 215 km. Sườn phía Nam của lưu vực là các sông phần thượng nguồn hệ thong sông Đồng Nai. Từ hợp lưu sông Krông Ana và sông Krông Knô đến biên giới Việt Nam, Campuchia, sông Srêpok chảy theo hướng Đông Nam – Tây Bắc, chiều dài của đoạn sông này khoảng 110 km, có nhiều ghềnh thác như thác Buôn Kuốp với độ chênh khoảng 60 m, thác Dray H’ling là 15 m, đoạn thác Srêpok là 35 m… 1.2. Nhiệm vụ của công trình: Nhiệm vụ của công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah đã được ghi rõ trong ý kiến thẩm định của Bộ Công nghiệp và văn bản cho phép đầu tư của Chính phủ… Đầu tư dự án thuỷ điện Buôn Tua Srah của Tổng công ty Điện lực Việt Nam là: “tạo nguồn phát điện cung cấp cho lưới điện quốc gia với công suất lắp đặt là 84MW, sản lượng điện trung bình năm 358,4 triệu KWh. Ngoài nhiệm vụ phát điện còn tham gia hạn chế lũ lụt cho hạ du. Đầu tư xây dựng công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah ngoài việc thực hiện nhiệm vụ đã nêu trên, còn tạo điều kiện thuận lợi cho sự phát triển kinh tế của khu vực. Sau khi kết thúc xây dựng công trình, khu vực dự án thuỷ điện Buôn Tua Srah sẽ có các cụm dân cư với cơ sở hạ tầng tương đối đầy đủ. Hệ thống đường giao thông phục vụ thi công, vận hàng công trình sẽ tạo ra khả năng giao lưu kinh tế - xã hội của địa phương. 1.3. Tổng quan về quy hoạch: Để đáp ứng nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng của các ngành kinh tế và sinh hoạt của nhân dân trong cả nước, Tổng công ty Điện Lực Việt Nam đã xây dựng qui hoạch phát triển điện lực Việt Nam giai đoạn 2001-2010 có xét đến triển vọng năm 2020, gọi tắt là Qui hoạch điện V. Qui hoạch điện V đã được thủ tướng chính phủ phê duyệt tại quyết định số: 95/2001/QĐ-TTG ngày 22/6/2001 và hiệu chỉnh tại quyết định số 40/2003/QĐ-TTG ngày 21/3/2003, Theo quy hoạch điện V đã được phê duyệt các nhà máy điện trong cả nước sản xuất đạt sản lượng từ 48,5 đến 53 tỉ KWh, dự kiến năm 2010 đạt sản lượng từ 83,5 đến 93 tỉ KWh và năm 2020 đạt sản lượng từ 160 đến 200 tỉ KWh. Nhằm đảm bảo mức tăng trưởng cao trong từng giai đoạng, qui hoạch điện V đã đưa ra dự kiến các nguồn điện vận hành giai đoạn 2006-2010 và định hướng các nguồn điện vận hành giai đoạn 2011-2020. Trong qui hoạch điện V hiệu chỉnh, công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah nằm trên sông Krông Knô được dự kiến đưa vào vận hành năm 2010-2011. Với điều kiện vị trí như vậy, Bộ Công nghiệp đã có văn bản phê duyệt quy hoạch bậc thang thuỷ điện trên sông Srêpok số: 1470/QĐ – KHĐT, ngày 23/06/2003. Sơ đồ khai thác bậc thang thủy điện sông Srêpok TT Tên Công Trình MNDBT NLM Ghi chú (m) (MW) 1 TĐ Đức Xuyên 570 58 BCNCTKT 2 TĐ Buôn Tua Srah 487.5 84 BCNCTKT 3 TĐ Buôn Kuốp 412 280 Đang XD 4 TĐ Đray H'linh 302 28 Đã XD, đang mở rộng 5 TĐ Srêpok 3 270 220 BCNCKT 6 TĐ Srêpok 4 190 33 Đang lập BCNCTKT Thứ tự ưu tiên xây dựng tiếp sau công trình thuỷ điện Buôn Kuốp sẽ là các công trình: Thuỷ điện Srêpok 3. Thuỷ điện Buôn Tua Srah. Thuỷ điện Đức Xuyên. 1.4. Kết luận: Như vậy việc đầu tư xây dựng công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah hoàn toàn phù hợp với quy hoạch khai thác thuỷ điện trên sông Srêpok, cũng như quy hoạch phát triển nguồn điện lực Việt Nam giai đoạn 2001-2010 có xét đến triển vọng năm 2020 đã được Thủ tương chính phủ phê duyệt. 2. Điều kiện tự nhiên: 2.1. Điều kiện khí tượng: 2.1.1. Đặc điểm địa lý: Sông Krông Knô là một nhánh lớn thuộc phần thượng lưu sông Srêpok, bắt nguồn từ vùng núi phía đông nam Buôn Mê Thuột, nơi giáp với lưu vực sông Đa Nhim và sông Cái, có độ cao từ 1600 -1800m. Từ nguồn đến Đức Xuyên, sông chảy theo hướng đông tây trong vùng đồi núi có sông hẹp và dốc, có chế độ dòng chảy quá độ giữa miền đông và tây dãy Trường Sơn. Mùa lũ tới châm hơn, vùng chịu ảnh hưởng của gió mùa tây nam, địa hình thuộc hướng đón gió tây nam, đông bắc. Từ Đức Xuyên đến Buôn Tua Srah sông chảy theo hướng đông nam - tây bắc, địa hình không thuận hướng đón gió tây nam, lượng mưa giảm dần. Mùa lũ tới chậm, thường bắt đầu từ tháng 7 – 8. Mô đun dòng chảy năm giảm dần từ thượng lưu về hạ lưu. Từ trạm thuỷ văn Đức Xuyên đến hợp với lưu vực sông Krông Ana sông chảy theo hướng đông nam - tây bắc. Trong vùng có thung lũng sông rộng với nhiều vùng bị ngập nước, thường xuyên bị hồ ao, đầm lầy, như hồ Lăk, Ear’bin, Ea Tul, Easao,… từ hợp lưu sông Krông Ana và sông Krông Knô đến biên giới Việt Nam, Campuchia, sông Srêpok chảy theo hướng đông nam – tây bắc, chiều dài là 110Km, có nhiều gềnh thác, như thác Buôn Kuốp, với độ chênh cao khoảng 60m… Tổng diện tích lưu vực sông Krông Knô tính đến tuyến công trình Buôn Kuốp gần điểm hợp lưu với sông Krông Ana là 7890Km2 , trong đó tính đến tuyến công trình đang thiết kế Buôn Tua Srah là 2930Km2. Độ dài sông tính đến tuyến công trình là 119Km. Sườn phía bắc của lưu vực sông Krông Ana, nhánh phải của sông Srêpok tính đến trạm thuỷ văn Giang Sơn có diện tích toàn lưu vực là 3180Km2 , độ dài sông là 215m. Sườn phía nam của lưu vực là các sông phần thượng nguồn hệ thống sông Đồng Nai. Các đặc trưng hình thái lưu vực sông tính đến tuyến đập được ghi ở Bảng sau: Tuyến Diện tích lưu vực km2 Độ dài sông km Độ rộng lưu vực km Mật độ lưới sông km/km2 Cao độ trung bình lưu vực m Buôn Tua Srah 2930 119 24,6 0,29 900 2.1.2. Đặc điểm khí hậu lưu vực sông Krông Knô Tây nguyên là một khối núi cao nguyên, có bề mặt rộng lớn lượn song và nằm ở phía Tây dãy Trường Sơn. Trong đó lưu vực sông Krông Knô thuộc phần phía Bắc của cao nguyên Langbiang, và phía nam của cao nguyên Đăk Lăk. Những đặc điểm địa hình và vị trí địa lý của cao nguyên đã quyết định đến những điểm khác biệt của vùng Đắk Lăk – Lâm Đồng so với các vùng khác của Tây Nguyên, hai vùng duyên hải Trung Bộ, dãy Trường Sơn nam chia khu vực Nam Trung Bộ thành 2 kiểu khí hậu đông và tây Trường Sơn. Điều này được thể hiện ở mức độ ảnh hưởng của gió mùa (mùa đông và mùa hạ), sự chênh lệch về mùa khí hậu và biến trình năm của các yếu tố khí hậu. Đặc điểm khí hậu của lưu vực sông mang đặc điểm khí hậu vùng tây Trường Sơn, thể hiện cả trong chế độ nhiệt, mưa, ẩm và các yếu tố khác. Mùa mưa trên lưu vực sông từ tháng 5 – 10, trùng với thời kỳ thịnh hành của gió mùa tây nam thổi từ vịnh Thái Lan tới, bắt đầu một mùa mưa kéo dài với lượng mưa lớn nhất xảy ra vào tháng 8 đến tháng 9. Các tháng 11 và 12 ở Đăk Lăk và Lâm Đồng thời tiết khô, đôi khi có mưa, thời tiết này duy trì đến cuối tháng 4. Nhìn chung lưu vực sông Krông Knô nằm trong vùng khí hậu nhiệt đới có những nét đặc thù của khí hậu tây Trường Sơn. Vì ngay gần tuyến công trình đầu mối Buôn Tua Srah đang thiết kế không có trạm khí tượng nào, nên các đặc trưng khí tượng của lưu vực công trình đã được xác định chủ yếu dựa vào số liệu của trạm Buôn Mê Thuột, Đăk Lăk, Đăk Nông. mức độ nghiên cứu khí tượng trên lưu vực sông Krông Knô được trình bày trên bảng sau: Các trạm khí tượng lân cận khu vực sông Krông Knô TT Tên Trạm Kinh Độ Vĩ Độ Thời đoạn và các yếu tố quan trắc Mưa Nhiệt độ không khí Độ ẩm không khí Bốc hơi Gió 1 Lăk 108012 12022 77-03 87-03 87-03 87-03 87-03 2 Buôn Mê Thuột 108003 12040 54-03 77-03 77-03 77-03 77-03 3 Đăk Nông 107041 12000 77-03 77-03 77-03 77-03 77-03 Danh sách các trạm đo mưa lân cận lưu vực sông Krông Knô TT Tên Trạm Kinh Độ Vĩ Độ Thời Đoạn 1 Buôn Mê Thuột 108003 12040 54-03 2 Đăk Nông 107041 12000 77-03 3 Đức Xuyên 107059 12017 77-03 4 Lăk 108012 12022 77-03 5 Đăk Nông 107041 12000 77-03 6 Krông Bông 108031 12030 77-03 * Nhiệt độ không khí: Số liệu quan trắc tại các trạm khí tượng gần lưu vực sông Krông Knô cho thấy chế độ nhiệt của lưu vực mang tính chất của vùng nhiệt đới gió mùa cao nguyên. nằm trên độ cao 900m, lưu vực sông Krông Knô có gió mùa đông tương đối lạnh và mùa hè tương đối nóng. Đặc trưng nhiệt độ không khí các trạm khí tượng gần lưu vực sông Krông Knô Trạm Đặc trưng Các tháng, năm I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Năm Buôn Mê Thuột Ttb 21.2 22.6 24.8 26.2 25.8 24.8 24.4 24.4 23.9 22.4 22.4 21.1 23.7 Tmax 28.3 30.5 33.0 34.0 32.4 30.2 29.7 29.4 29.3 23.5 27.8 27.8 34.0 Tmin 17.3 18.0 19.5 21.3 21.8 21.6 21.2 21.1 21.0 28.9 19.3 19.3 17.3 Đăk Nông Ttb 20.3 21.5 23.2 24 24.0 23.4 23.1 22.8 22.9 20.3 21.9 21.9 22.6 Tmax 29.9 31.5 32..8 31.8 31.8 29.7 29.2 29.1 29.3 22.7 29.3 29.3 32.8 Tmin 13.5 13.5 15.7 20 20.0 20.1 19.8 19.8 19.7 29.5 18.3 16.7 13.5 Lăk Ttb 21.3 22.8 24.7 26.0 26.0 25.2 24.6 24.6 24.4 18.3 22.9 22.0 24.0 Tmax 29.7 33.2 33.2 34.4 34.4 32.0 30.7 30.7 30.5 29.5 29.2 28.1 34.4 Tmin 15.1 17.0 17 19.9 21.4 21.6 21.0 20.9 20.9 19.8 17.6 16.0 15.1 * Độ ẩm: độ ẩm tương đối trung bình năm có giá trị 80 – 84%. Tháng có độ ẩm tuyệt đối lớn nhất trong năm là các tháng VIII và IX. Đặc trưng độ ẩm không khí tương đối các trạm khí tượng lân cận lưu vực sông Krông Knô Trạm Đặc trưng I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Năm Lăk Trung bình 82 79 77 78 83 86 87 88 88 88 86 84 84 Nhỏ nhất 48 40 45 40 48 55 56 56 60 59 52 54 40 Đăk Nông Trung bình 78 76 77 82 83 90 91 92 91 89 84 80 84 Nhỏ nhất 35 28 27 35 46 58 58 58 55 52 49 42 27 Buôn Mê Thuột Trung bình 77 74 71 72 80 86 87 88 89 87 84 82 81 Nhỏ nhất 37 32 31 33 42 55 58 60 59 53 52 47 31 * Chế độ mưa: Lưu vực sông Krông Knô thuộc vùng mưa trung bình. Sự phân bố mưa theo lãnh thổ lưu vực là không đều. Lượng mưa trung bình năm TT Trạm Cao độ tuyệt đối (m) Lượng mưa trung bình (mm) Thời kỳ tính toán 1 Đức Xuyên 440 1959 1978-2003 2 Lăk 420 2066 Nt 3 Đăk Nông 600 2507 Nt 4 Buôn Mê Thuột 550 1908 Nt 5 Krông Bông 720 1542 Nt * Chế độ gió: Hưóng gió trên lưu vực sông Krông Knô thay đổi theo mùa và có đặc điểm gió mùa Đông Nam Á Tốc độ gió ứng với các tần suất theo các hướng (m/s) Trạm P% N NE SE SW W NW Vô hướng Buôn Mê Thuột 2 21.5 23.6 31.2 24.8 22.5 23.3 31.6 4 18.9 18.9 21.5 27.1 22.2 20.6 21.023.211.6 50 8.3 8.3 12.8 9.1 11.9 11.6 12.8 * Bốc hơi: Lượng bốc hơi trung bình các tháng tại các trạm khí tượng trong và ngoài lưu vực Trạm Các tháng, năm I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Năm Buôn Mê Thuột 169.3 181.0 210.2 179.3 113.0 73.2 70.3 62.5 53.7 72.1 93.4 112.9 1401 Lăk 124.1 120.6 137.7 127.3 107.5 92.2 86.8 80.5 74.6 84.3 105.6 119.6 1261 2.2. Điều kiện thuỷ văn: 2.2.1. Mức độ nghiên cứu: Ở hạ lưu tuyến đập Buôn Tua Srah 6,7km có trạm thuỷ văn cấp 1 Đức Xuyên đo các yếu tố mực nước, lưu lượng, bùn cát từ năm 1978 đến nay là trạm không chế lưu vực sông Krông Knô có diện tích không chế là 3080 km2. Ở sông Krông Ana có trạm thuỷ văn cấp 1 Giang Sơn khống chế diện tích lưu vực là 3180 km2. Ở sông Srêpok có trạm cầu 14 khống chế diện tích lưu vực là 8670 km2 và trạm thuỷ văn Bản Đôn không chế diện tích lưu vực là 10700 km2. Ngoài ra ở thượng nguồn sông Krông Ana có trạm cầu 42, Krông Buk không chế diện tích lưu vực là 454 km2 và một số trạm khác như: Krông Bông, Krông Pak… Tất cả các trạm trên đều là trạm thuỷ văn cấp 1 có tai liêu quan trắc từ năm 1977 hoặc 1978 tới nay. Để phục vụ cho công tác nghiên cứu xây dựng thuỷ điện Buôn Tua Srah, công ty tư vấn xây dựng điện số 4 đã tiến hành xây dựng trạm thuỷ văn cấp 3 Nam Ka vào năm 2002. Nhiệm vụ của trạm này tiến hành quan trắc các yếu tố mực nước và lượng mưa. Trạm cấp 3 NamKa được xây dựng để phục vụ tính toán thuỷ văn trong giai đoạn NCTKT, NCKT, TKKT, của công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah . Đối với công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah có diện tích không chế là 2930 km2 chỉ chênh so với diện tích của trạm thuỷ văn Đức Xuyên có 150 km2 do đó chọn trạm Đức Xuyên làm trạm chính để tính các đặc trưng thuỷ văn thiết kế cho công trình Buôn Tua Srah. 2.2.2.Dòng chảy năm: Tuyến đập Buôn Tua Srah năm trên dòng chính sông Krông Knô, diện tích lưu vực tính đến tuyến đập Buôn Tua Srah là 2930 km2, diện tích lưu vực tính đến trạm thuỷ văn Đức Xuyên là 3080 km2. Chuỗi dòng chảy năm tại các trạm thuỷ Văn xung quanh như sau: Trạm N (năm) Q0 (m3/Srêpok) Cv Cs Đức Xuyên 26 108 0.28 3.Cv Cầu 14 26 238 0.29 3.Cv Giang Sơn 26 73.0 0.39 3.Cv Tính toán dòng chảy năm theo các phương pháp sau: - Phương pháp 1: Từ kết quả dòng chảy năm tại trạm thuỷ văn Đức Xuyên làm lưu vực tương tự chuyển về vị trí công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah theo công thức: - Phương pháp 2: Dùng Đức Xuyên làm lưu vực tương tự chuyển về tuyến có hiệu chỉnh diện tích và mưa lưu vực theo công thức: Trong đó: - FlvBTS là diện tích lưu vực Buôn Tua Srah. - FlvĐX là diện tích lưu vực Đức Xuyên. - XlvBTS là lượng mưa trung bình lưu vực Buôn Tua Srah. - XlvĐX là lượng mưa trung bình lưu vực Đức Xuyên. Đặc trưng dòng chảy năm thuỷ văn tại tuyến đập Buôn Tua Srah Tuyến đập F (km2) N (năm) Các thông số thông kê Qp (m3/s) Q0 W0 Cv Cs 10 50 90 Buôn Tua Srah 2930 26 102 3217 0.28 3*Cv 139 98 69.2 2.2.3. Dòng chảy lũ: Trên lưu vực sông Krông Knô có duy nhất trạm thuỷ văn Đức Xuyên ở hạ lưu tuyến công trình 9 km có diện tích khống chế là F = 3080 km2 chỉ chênh lệch + 5% so với tuyến tính toán. Ngoài ra ỏ cửa sông Krông Ana và trên sông Srêpok có một số trạm thuỷ văn khác: Giang Sơn, Cầu 14, Bản Đôn,.. những trạm thuỷ văn này có thời gian quan trắc ngắn hơn hoặc cùng thời gian so với trạm thuỷ văn Đức Xuyên. Tuyến F (km2) Qmaxp% (m3/s) 0.1 0.5 1 3 4 5 10 Đức Xuyên 3080 6013 4417 3777 2868 268 2484 1993 Đỉnh lũ thiết kế tại tuyến đập Buôn Tua Srah được tính triết giảm từ đỉnh lũ thiết kế tại trạm thuỷ văn Đức Xuyên theo công thức sau: Trong đó: - là giá trị đỉnh lũ tại tuyến đập Buôn Tua Srah. - là giá trị đỉnh lũ tại trom Đức Xuyên. - FBTS là diện tích lưu vực Buôn Tua Srah. - FDX là diện tích lưu vực Đức Xuyên. - n là hệ số triết giảm lũ theo diện tích, n = 0,31 Lưu lượng đỉnh lũ thiết kế tuyến đập Buôn Tua Srah Tuyến đập F (km2) Qmaxp% (m3/s) 0.1 0.5 1 3 4 5 10 Buôn Tua Srah 2930 5809 4267 3649 2771 2589 2400 1926 2.2.4. Quan hệ Q = f(H) một số tuyến tính toán: Để xác định thông số thuỷ lực tại một số vị trí đầu mối thuỷ lực, cần thiết phải xây dừn một sô quan hệ Q = f(H) tại các tuyến. Tài liệu dùng để tính toán quan hệ Q = f(H) tại tuyến Buôn Tua Srah bao gồm: - Bản đồ 1/2000 vung công trình. - Mặt cắt ngang thực đo. - Tài liêu quan trắc dọc sông bao gồm: quan trắc đáy sông, lượng và mực nước sông ngày đo trắc dọc. Tài liệu quan trắc mực nước 2002 – 2003 tại trạm Nam Ka. - Q = f(H) tại trạm Đức Xuyên. Tính toán: - Phần nước thấp được xác định theo quan hệ giữa mực nước và lưu lượng thực đo năm 2004 tại trạm thuỷ văn cấp 3 NamKa. - Phần nước cao dựa vào quan hệ Q = f(H) của trạm thuỷ văn Đức Xuyên và tài liệu điều tra lũ lịch sử tại tuyến NamKa, ứng với cao tình 440.5m lưu lượng tai tuyến đập là 3884 m3/s đường quan hệ này được tính toán bằng công thức thuỷ lực: Trong đó: - Q là lưu lượng nước. n là hệ số nhám; R là bán kính thuỷ lực J là độ dốc mặt nước, ω là diện tích mặt cắt ngang. 2.3. Điều kiện địa chấ,t địa hình: 2.3.1. Điều kiện địa hình: Về khống chế mặt bằng sử dụng các điểm tam giác hạng II Nhà nước. Tên điểm Toạ độ Độ cao (m) X (m) Y (m) II-93329 1344998.819 19194949.132 750.457 II-53221 1398572.775 18814200.747 442.438 II-53223 138800.098 18820163.713 556.329 2.3.2. Điều kiện địa chất: Việc mô tả nghiên cứu cấu trúc địa chất được giới hạn trong phạm vi nghiên cứu rộng 180km2 đã được đo vẽ bản đồ địa chất 1:50.000 do trung tâm nghiên cứu địa kĩ thuật trường đại học mỏ địa chất và công ty tư vấn xây dựng điện 4 nghiên cứu khảo sát lập. Khu vực dự tính xây dựng đập thuỷ điện Buôn Tua Srah nằm trong vùng phân bố đá Granodiroit phức hệ Định Quán, các tích tụ bờ rời bãi bồi ven sông lòng sông và trầm tích Nogen. Kết quả khoan có các giá trị trung bình của tỉ lệ mẫu là: Đới IB = 88%, Đới IIA = 91%, IIB = 98 % và giá trị RQD trung bình là : IB = 42%, IIA = 73%, IIB = 85%. 2.4. Lựa chọn phương án tuyến: Nghiên cứu trên bản đồ 1:50.000 và 1:10.000 thì thấy rõ dòng sông Krông Knô dự kiến làm công trình thủy điện Buôn Tua Srah chỉ có duy nhất một đoạn ngắn chừng 2km tại thôn NamKa bên bờ phải và xã Quang Phú bên bờ trái là có thể bố trí được cụm đầu mối. Trên cơ sở đó tiến hành nghiên cứu ba tuyến đập: 2.4.1. Tuyến I: Phương án tuyến đã nghiên cứu được bố trí ở dưới cùng cách bến đò xã NamKa - Quảng Phú khoàng 2km. Cao độ đáy sông 427,2m. Đập chính dài 650m, hai vai đập nối tiếp với sườn núi cao, lòng sông hẹp. Tuyến năng lượng được bố trí bên bờ phải. Cửa lấy nước ở sườn núi, tiếp sau là một hầm nước dài 200m, hầm đưa nước vào 2 ống dẫn thép nối vào 2 tua bin của nhà máy thuỷ điện. Tuyến tràn được đặt tại eo. 2.4.2. Tuyến IIA: Bố trí cách tuyến I khoảng 0,72km về phía thượng lưu. Cao độ đáy sông 427,7 m. Đập chính dài 895m, vai trái nối tiếp với sườn núi cao, vai phải thuận lợi hơn cho dẫn dòng thi công. Vai trái đập chính có điều kiện địa chất thuận lợi, địa chất là đá gốc, chiều dày tầng phủ từ 1-1,5 m phù hợp để bố trí tràn và tuyến năng lượng. Tuyến năng lượng bố trí bên bờ trái. Cửa lấy nước ở sườn núi, tiếp theo là một hầm dẫn nước dài 270m, hầm đưa nước vào 2 ống dẫn băng thép nối vào 2 tuabin của nhà máy thuỷ điện. Tuyến tràn được đặt tại eo. 2.4.3. Tuyến III: Bố trí cách tuyến IIA khoảng 0,25km về phía thượng lưu. Cao độ đáy sông là 427,3m. Đập chính dài 990m, vai trái nối tiếp với sườn núi cao, vai phải thoải hơn nối tiếp với mõm đồi có cao trình khoảng 475 m. Tuyến năng lượng bố trí bên bờ trái và có thể xê dịch thay đổi với tuyến tràn. Tuyến tràn được đặt tại eo. 2.4.4. Lựa chọn phương án tuyến: Vị trí các tuyến công trình rất gần nhau nên thông số hồ chứa giữa các tuyến không thay đổi nhiều, mặt khác đoạn sông bố trí nhà máy thuỷ điện có độ dốc rất nhỏ nên khi thay đổi tuyến năng lượng không ảnh hưởng tới năng lượng. Vì vậy việc chọn tuyến đập hoàn toàn phụ thuộc vào giá trị xây lắp. Việc bố trí tuyến đập tràn, tuyến năng lượng và dẫn dong thi công của các phương án tuyến đều nằm bên vai trái với cùng một qui mô nên để lựa chọn tuyến chỉ cần so sánh giá thành đập chính. Kết quả khảo sát đã cho thấy rằng là tuyến I và IIA có địa tầng phủ edQ và trầm tích Neogen sâu 40-50m, mặt khác địa hình không thuận lợi cho thi công. Sau khi xem xét bố trí công trình sơ bộ để so sánh chọn tuyến đã đi đến quyết định chọn tuyến III có điều kiện địa chất tốt, mặt bằng thi công và công tác dẫn dòng thuận lợi, giá thành thấp nhất để tính toán bố trí công trình. 3. Thuỷ năng – Kinh tế năng lượng: 3.1. Thuỷ năng, thuỷ lợi: 3.1.1. Phương pháp tính toán thuỷ năng – kinh tế năng lượng: Theo tiêu chuẩn Xây Dựng Việt Nam TCXD Việt Nam 285:2002 “ Công trình thuỷ lợi - các quy định chủ yếu về thiết kế” do Bộ trưởng Bộ Xây Dựng ký ngày 28/8/2002. Công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah với công suất lắp máy là 86 MW; công trình đầu mối thuộc công trình cấp II, tuyến năng lượng thuộc công trình cấp II. Vậy cấp công trình là II. Mức bảo đảm thiết kế phát điện của công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah là: 90%. Tuổi thọ vật lý công trình là: 100 năm. Tính toán mô phỏng quá trình vận hành công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah được thực hiện dựa trên các tài liệu sau: Phân phối chuỗi dòng chảy trung bình tháng tại tuyến đập. Đặc tính hồ chứa: đường quan hệ mực nước - diện tích hồ;mực nước hồ dung tích hồ. (Z = f(F); Z = f(V)). Các thông số công trình: MNDBT, MNC. Các loại tổn thất cột nước và tổn thất bốc hơi. Đường quan hệ mực nước hạ lưu với lưu lượng: Q = f(H). Nguyên tắc vận hành của hồ chứa như sau: Mùa lũ: từ tháng VIII, hồ sẽ tích nước để điều tiết cho mùa kiệt. Tháng XI mực nước hồ ở MNDBT, trong các tháng mùa lũ nhà máy phát điện cao để tránh xả thừa. Mùa kiệt: từ tháng XII đến tháng VII năm sau, mực nước hồ sẽ rút từ MNDBT đến mực nước chết và cuối tháng VII. Những tháng mùa kiệt hồ không tích nước. Quá trình lấy nước từ hồ sao cho công suất phát điện trong những tháng mùa kiệt là bằng nhau: Nkiệt = const(MW). Đối với những năm có tổng lượng dòng chảy mùa lũ không đủ tích đầy hồ thì quá trình tích nước, xả nước từ hồ sao cho công suất bảo đảm là lớn nhất. Công suất bảo đảm của nhà máy là công suất mà nhà máy có thể cung cấp với mức bảo đảm thiết kế 90%. Nhà máy có thể cung cấp với công suất không nhỏ hơn công suất bảo đảm trong 90% năm mô phỏng, chỉ có 10% số năm mô phỏng là nhà máy không thoả mãn điềy kiện này. Dưới đây là các tài liệu liên quan đến thuỷ điện Buôn Tua Srah. Các tài liệu của công trình trên bậc thang theo tài liệu báo cáo nghiên cứu khả thi hoặc thiết kế kĩ thuật của công trình đó. 3.1.2. Công thức dung để tính toán: - Công suất lắp máy của TTĐ: - Công suất phát điện của TTĐ: - Số giờ sử dụng công suất lắp máy: - Giá trị hiện tại ròng là tổng lãi ròng của cả đời dự án được triết khấu về năm hiện tại theo tỷ lệ triết khấu nhất định: - Lãi suất cao nhất mà dự án có thể chấp nhận được: - Tỷ lệ lợi ích trên chi phí: Trong đó: - Z: số tổ máy. Z = 2 (tổ) - : công suất lắp máy của một tổ máy.= 43 (KW). - A: hệ số tổn thất. A = 8,6. - Q: lưu lượng qua tuabin. Q = 2.Q0 = 2.102 = 204(m3/s). - H: chiều cao cột nước. H = 48,4 (m). - E0: Điện năng trung bình năm. E0 = .t =86.4100 =344400 (KWH) - B: Lợi nhuận của công trình sau nhiều năm. (đồng) - C: Chi phí ( vốn đầu tư công trình).(đồng) - r: tỷ lệ chiết khấu. 3.1.3. Tính toán: a. Tính toán chọn MNDBT, MNC: Thông số MNDBT, MNC được lựa chọn trên cơ sở so sánh kinh tế, kĩ thuật của các tổ hợp mực nước, Khi chọn MNDBT, MNC tiến hành tính toán cùng mặt bằng cơ sở là: - Đập chính: Đập đá đổ lõi giữa - Tuyến năng lượng 2, kết hợp tuyến tràn 1, đường kính hầm: hai hầm song song D = 5,5m. Các phương án MNDBT, MNC tính toán hồ chứa Buôn Tua Srah MNDBT (m) Thông số Đơn vị 490 487.5 490 MNC m 462.5 465 467.5 462.5 465 467.5 462.5 465 467.5 Whi 10^6m3 649.2 615.2 575.2 556.6 522.6 482.6 464.1 430.1 390.1 Nlm MW 86 86 86 86 86 86 86 86 86 Nđb MW 22.3 22.2 22 21.2 21 20.8 20.1 20 19.1 Eo 10^6kWh 362.5 368.9 375.4 351.9 358.3 364.9 340.2 346.9 353.7 Hsd giờ 4216 4290 4366 4092 4166 4243 3956 4034 4112 (*BK)DNđb MW 40.9 40.8 40.6 37.7 37.6 37.4 34.4 34.3 34.1 (*BK) DEđb 10^6kWh 86.1 83.7 81.2 79.5 77 73.7 71.5 68.3 64.2 (*S3) DNđb MW 22.6 22.5 22.3 20.9 20.9 20.8 19.1 19.1 19 (*S3) DEđb 10^6kWh 85.8 85.5 84.9 36.1 34.8 33 32.1 30.1 27.8 Vốn đầu tư tỷ đồng 1974.7 1972 1968.9 1842 1839.1 1836.1 1761.6 1758.9 1756.5 NPV tỷ đồng 1931.1 1933.5 1927.8 1826.7 1827 1821.1 1665.3 1666.1 1658.5 EIRR % 20.33 20.36 20.34 20.47 20.49 20.47 20.04 20.05 20.03 B/C 2.18 2.184 2.183 2.196 2.199 2.196 2.14 2.142 2.138 Kiến nghị chọn Kết quả cho thấy phương án: MNDBT = 487,5 m và MNC = 465 m là đúng đắn nhất. b. Tính toán chọn tuyến năng lượng - đường kính hầm: Có hai tuyến năng lượng đem ra so sánh: - Tuyến năng lượng 1 kết hợp tuyến tràn 2 - Tuyến năng lượng 2 kết hợp tuyến tràn 1 Thông số Đơn vị Tuyến : NL1+TR2 Tuyến : NL2+TR1 D=5m D=5.5m D=6m D=6.5m D=5m D=5.5m D=6m MND m 487.5 MNC m 465 Whi 10^6m3 522.6 Nlm MW 86 Nđb MW 20.2 20.9 21.2 21.4 20.7 21 21 Eo 10^6kWh 355.5 358.9 360.9 362.4 357 358.3 359.1 Hsd giờ 4134 4173 4197 4214 4151 4166 4176 (*BK) DNđb MW 37.6 (*BK) DEđb 10^6kWh 77 (*S3) DNđb MW 20.9 (*S3) DEđb 10^6kWh 34.8 Vốn đầu tư tỷ đồng 1876.07 1891.21 1908.15 1926.47 1833.26 1839.08 1844.5 NPV tỷ đồng 1769 1782.9 1783.6 1777.8 1821.4 1828 1825.7 EIRR % 20.1 20.1 19.93 19.82 20.48 20.49 20.45 B/C 2.138 2.138 2.128 2.114 2.198 2.199 2.194 Kiến nghị chọn c. Tính toán chọn đường hầm: Phương án / thông số Đơn vị D=7.5m D=5.5m Eo Tr.kWh 354.5 358.3 Nđb MW 20.9 21 Giá thành tỷ đồng 1857.15 1839.08 NPV tỷ đồng 1799 1828 IRR % 20.26 20.49 B/C 2.167 2.199 Kết luận Chọn d. Tính toán chọn công suất lắp máy: Tiến hành chọn công suất lắp máy theo phương án tuyến đã chọn lựa là: - MNDBT = 487,5 m - MNC = 465 m - Tuyến năng lượng 2 kết hợp với tuyến tràn dường kính hầm D=5,5m. Các công suất lắp máy được xem xét từ: 82 – 92 MW. Kết quả tính toán thuỷ năng cho thấy khi công suất lắp máy tăng thì điện lượng trung bình nhiều năm tăng lên nhưng điện lượng gia tăng cho hệ thống là không đổi. Mặt khác chi phí thiết bị và xây lắp cũng tăng. Việc tối ưu Nlm thông qua các chỉ tiêu kinh tế. Thông số Đơn vị NL2-TR1;2Dhầm=5.5m;MNDBT=487.5m;MNC=465 Whi 10^6m3 Nlm MW 82 84 86 88 90 92 Nđb MW 20 20.5 21 21.3 21.4 21.5 Eo 10^6kWh 356.4 357.5 358.3 359.3 360.3 361.4 Hsd giờ 4348 4256 4166 4079 3995 3914 (*BK)Nđb MW 37.6 37.6 37.6 37.6 37.6 37.6 (*BK)Eđb 10^6kWh 77 77 77 77 77 77 (*S3)Nđb MW 20.9 20.9 20.9 20.9 20.9 20.9 (*S3)Eđb 10^6kWh 34.6 34.7 34.8 34.8 34.8 34.8 Vốn đầu tư tỷ đồng 1823.4 1831.3 1839.1 1846.7 1854.3 1861.8 NPV tỷ đồng 1809.4 1819 1828 1832 1830.8 1829.8 EIRR % 20.47 20.48 20.49 20.47 20.43 20.39 B/C 2.197 2.198 2.199 2.197 2.191 2.185 Kiến nghị Chọn d. Tính toán chọn loại tuabin: Có hai loại tuabin được so sánh là tuabin Francis và tuabin Kâpl. Cả hai loại tuabin này đều tính với giả thiết nhà máy làm việc với hai tổ máy, công suất mỗi tổ máy là 43MW. Thông số Đơn vị NL2-TR1;Dhầm=5.5m;MNDBT=487.5m;MNC=465m Loại tuabin 2 tổ Francis Kaplan Nđb MW 21 21.4 Eo 10^6kWh 358.6 362.5 Hsd giờ 4170 4215 Vốn đầu tư tỷ đồng 1839.08 1935.2 NPV tỷ đồng 1828.8 1766.9 EIRR % 20.49 19.74 B/C 2.2 2.099 Kiến nghị Chọn e. Tính toán số tổ máy: Thông số Đơn vị Tuyến năng lượng NL2-TR1 2D=5.5m 1D=7.5m Tuabin Francis tổ 2 tổ 3 tổ Nđb MW 21 21.2 Eo 10^6kWh 358.6 358.2 Hsd giờ 4170 4165 (*BK)Nđb MW 37.6 37.6 Vốn đầu tư tỷ đồng 1839.08 1908.56 NPV tỷ đồng 1828.8 1773 IRR % 20.49 19.89 B/C 2.2 2.119 Kiến nghị Chọn 3.2. Đặc trưng chế độ làm việc của nhà máy: 3.2.1. Quy trình điều tiết hồ chứa: Dung tích toàn bộ hồ chứa Buôn Tua Srah là 785,9 triệu m3, trong đó dung tích chết là 264.2m triệu m3, , dung tích hữu ích: 522.6 triệu m3 . Với thông số hồ chứa như vậy hồ chứa thuỷ điện Buôn Tua Srah sẽ làm việc ở chế độ điều tiết năm. Nguyên tắc cơ bản trong điều tiết là cuối mùa lũ hồ ở MNDBT, cuối mùa kiệt hồ ở MNC. Khi hồ chứa ở MNDBT mà lưu lượng thiên nhiên đến lớn hơn lưu lượng xả thừa trong chuỗi năm tính toán là 2.60m3/s chiếm khoảng 2.50% lượng nước đến công trình. Lưu lượng xả thừa lớn nhất là 385m3/s xảy ra vào tháng 10 năm mô phỏng 2001 – 2002. 3.2.2. Lưu lượng phát điện Lưu lượng phát điện của nhà máy dao động từ 63,1 m3/s đến 205 m3/s. Lưu lưọng nước đảm bảo 90% là 48,5m3/s. Bảng tính toán điều tiết cân bằng nước từ năm 1978 – 1979 đến năm 2002 – 2003 xem phụ lục tính toán. 3.2.3. Cột nước phát điện Cột nước phát điện trung bình tháng thay đổi dao độngng từ 34,4m đến 58,5m. Thông thường cột nước phát điện lớn nhất xảy ra vào cuối mùa lũ khi hồ chứa xả với lưu lượng nhỏ nhất. Cột nước phát điện nhỏ nhất xảy ra vào cuối mùa kiệt khi hồ chứa xả với lưu lượng lớn nhất. Cột nước trung bình phát điện của nhà máy là: 48,4m. 3.3. Hiệu quả tài chính: Qua tính toán sơ bộ, thấy rằng năm 2015, công suất yêu cầu lớn nhất đã tăng lên 23364 MW nên phần công suất cần đáp ứng đã tăng lên tói 28037 MW. tồng công suất đặt cũng đã tăng lên 29757 MW, như vậy công suất các nhà máy thuỷ điện đã tăng nhanh hơn tốc độ tăng của phụ tải. Đến năm 2015, công suất của các nhà máy thuỷ điện vẫn được sử dụng một cách triệt để, để đáp ứng nhu cầu của hệ thống. thuỷ điện Buôn Tua Srah, trong các tháng, đều phải huy động công suất để đáp ứng nhu cầu phụ tải của hệ thống. Công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah là công trình có nhiệm vụ phát điện là chủ yếu. vì vậy hiệu ích kinh tế của công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah phát điện là chủ yếu. Hiệu ích năng lượng của công trình là năng lương nhà máy cung cấp cho hệ thống điện với mức đảm bảo 90%. Năng lượng của nhà máy được chia thành hai phần năng lương sơ cấp và năng lượng thứ cấp. giá trị kinh tế của hai loại điện này được xác định qua giá sơ cấp và giá thư cấp. Theo các nghiên cứu về gía trị kinh tế của năng lượng sơ cấp và thứ cấp, giá bán hai loại điện này như sau: giá điện sơ cấp: 5,4 uscent/kWh giá điện thứ cấp: 2,5 uscent/kWh. Theo quyết định của Bộ Công Nghiệp số 709/QĐ-NLDK ngày 13/4/2004, giá điện được quy định thông qua điện lượng các giờ, mùa. Giá điện được quy định bảng dưới đây: Đơn vị: UScent/kWh Giờ thấp điểm (22-5 giờ) Giờ bình thường (5-18 giờ) Giờ cao điểm (18-22 giờ) Giá bán điện Mùa mưa (VII-IX) 2,0 4,0 4,3 Mùa khô (X-VI) 2,5 4,2 4,5 Tỷ lệ chíêt khấu tiêu chuẩn là thông số phản ánh chi phí cơ hội của nguồn vốn trong nền kinh tế. tỷ lệ chiết khấu ở Việt Nam được đánh giá là 10% Thời gian phân tích kinh tế lấy bằng tuổi thọ kinh tế của công trình, theo quy định là 40 năm. Và phân vốn theo các năm xây dựng trong tất cả các phương án so chọn thông số như sau: Năm XD Chuẩn bị Năm 1 Năm 2 Năm 3 % phân vốn 14,4 31,0 35,3 19,3 Phân tích tài chính phương án kiến nghị Giá bán 612,3 NPV (tỷ đồng) 216.463 FIRR 10,17% B/C 1,106 Giá thành 554 Vốn đầu tư và xây dựng công trình: - Công tác chuẩn bị 1 năm. - Hoàn thành công tác xây lắp công trình 4 năm. - Dự kiến đưa nhà máy vào vận hành đầu năm 2009. - Vốn đầu tư tài chính cho công trình: 1853.163*._.