báo cáo đầu tư công trình thuỷ điện buôn tua srah

Vị trí công trình: Công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah dự kiến xây dựng trên địa bàn xã NamKrông Ana, huyện Krông Nô, tỉnh Đăk Lăk là công trình bậc thang thứ hai trong hệthống 7 bậc than

BÁO CÁO ĐẦU TƯ

1 Tổng Quát:

1.1 Vị trí công trình:

Công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah dự kiến xây dựng trên địa bàn xã NamKrông Ana, huyện Krông Nô, tỉnh Đăk Lăk là công trình bậc thang thứ hai trong hệthống 7 bậc thang trên sông Srêpok

Sông Srêpok là một sông lớn ở Tây Nguyên, bao gồm đất đai của ba tỉnhLâm Đồng, Đăk Lăk và Đăk Nông, sông Srêpok gồm hai nhánh chính:

Sông Krông Knô là một nhánh lớn thuộc thượng lưu của sống Srêpok , bắtnguồn từ vùng núi phía Đông Nam Buôn Mê Thuột từ nguồn đến Đức Xuyên sôngchảy theo hướng Đông – Tây trong vùng đồi núi có thung lũng sông hẹp và dốc, từĐức Xuyên sông chảy theo hướng Đông Nam – Tây Bắc, từ trạm thuỷ văn ĐứcXuyên đến hợp lưu với sông Krông Ân sông chảy theo hướng Đông Nam – TâyBắc

Sông Krông Ana, nhánh phải của sông Srêpok tính đến trạm thuỷ văn GiangSơn có diện tích toàn lưu vực là 3180 km2, độ dài sông là 215 km Sườn phía Namcủa 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 củađoạn sông này khoảng 110 km, có nhiều ghềnh thác như thác Buôn Kuốp với độchênh 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 ýkiến 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 là84MW, sản lượng điện trung bình năm 358,4 triệu KWh Ngoài nhiệm vụ phát điệncòn tham gia hạn chế lũ lụt cho hạ du

Đầu tư xây dựng công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah ngoài việc thực hiệnnhiệm vụ đã nêu trên, còn tạo điều kiện thuận lợi cho sự phát triển kinh tế của khuvực 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 giaothông phục vụ thi công, vận hàng công trình sẽ tạo ra khả năng giao lưu kinh tế - xãhội 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 vàsinh hoạt của nhân dân trong cả nước, Tổng công ty Điện Lực Việt Nam đã xâydựng qui hoạch phát triển điện lực Việt Nam giai đoạn 2001-2010 có xét đến triểnvọng năm 2020, gọi tắt là Qui hoạch điện V Qui hoạch điện V đã được thủ tướngchính phủ phê duyệt tại quyết định số: 95/2001/QĐ-TTG ngày 22/6/2001 và hiệuchỉnh 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 48,5đến 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 caotrong từng giai đoạng, qui hoạch điện V đã đưa ra dự kiến các nguồn điện vận hànhgiai 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 nằmtrên 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 quyhoạch bậc thang thuỷ điện trên sông Srêpok số: 1470/QĐ – KHĐT, ngày23/06/2003

Sơ đồ khai thác bậc thang thủy điện sông Srêpok

TT Tên Công Trình MNDBT(m) (MW)NLM Ghi chú

4 TĐ Đray H'linh 302 28 Đã XD, đang mở rộng

Thứ tự ưu tiên xây dựng tiếp sau công trình thuỷ điện Buôn Kuốp sẽ là cáccông 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 toànphù 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, bắtnguồn từ vùng núi phía đông nam Buôn Mê Thuột, nơi giáp với lưu vực sông ĐaNhim và sông Cái, có độ cao từ 1600 -1800m Từ nguồn đến Đức Xuyên, sôngchảy theo hướng đông tây trong vùng đồi núi có sông hẹp và dốc, có chế độ dòngchảy quá độ giữa miền đông và tây dãy Trường Sơn Mùa lũ tới châm hơn, vùngchịu ảnh hưởng của gió mùa tây nam, địa hình thuộc hướng đón gió tây nam, đôngbắc

Từ Đức Xuyên đến Buôn Tua Srah sông chảy theo hướng đông nam - tâybắc, địa hình không thuận hướng đón gió tây nam, lượng mưa giảm dần Mùa lũ tớichậm, thường bắt đầu từ tháng 7 – 8 Mô đun dòng chảy năm giảm dần từ thượnglưu về hạ lưu

Từ trạm thuỷ văn Đức Xuyên đến hợp với lưu vực sông Krông Ana sôngchảy theo hướng đông nam - tây bắc Trong vùng có thung lũng sông rộng vớinhiều vùng bị ngập nước, thường xuyên bị hồ ao, đầm lầy, như hồ Lăk, Ear’bin, EaTul, Easao,… từ hợp lưu sông Krông Ana và sông Krông Knô đến biên giới ViệtNam, Campuchia, sông Srêpok chảy theo hướng đông nam – tây bắc, chiều dài là110Km, 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 BuônKuốp gần điểm hợp lưu với sông Krông Ana là 7890Km2 , trong đó tính đến tuyếncông trình đang thiết kế Buôn Tua Srah là 2930Km2 Độ dài sông tính đến tuyếncông trình là 119Km

Sườn phía bắc của lưu vực sông Krông Ana, nhánh phải của sông Srêpoktính đến trạm thuỷ văn Giang Sơn có diện tích toàn lưu vực là 3180Km2 , độ dàisông là 215m Sườn phía nam của lưu vực là các sông phần thượng nguồn hệ thốngsông Đồng Nai Các đặc trưng hình thái lưu vực sông tính đến tuyến đập được ghi

ở Bảng sau:

Tuyến Diện tích lưuvực km2 sông kmĐộ dài Độ rộng lưuvực km sông km/kmMật độ lưới2 bình lưu vực mCao độ trung

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 vànằm ở phía Tây dãy Trường Sơn Trong đó lưu vực sông Krông Knô thuộc phầnphía Bắc của cao nguyên Langbiang, và phía nam của cao nguyên Đăk Lăk Nhữngđặc điểm địa hình và vị trí địa lý của cao nguyên đã quyết định đến những điểmkhác 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 Bộthành 2 kiểu khí hậu đông và tây Trường Sơn Điều này được thể hiện ở mức độảnh hưởng của gió mùa (mùa đông và mùa hạ), sự chênh lệch về mùa khí hậu vàbiến trình năm của các yếu tố khí hậu Đặc điểm khí hậu của lưu vực sông mangđặc điểm khí hậu vùng tây Trường Sơn, thể hiện cả trong chế độ nhiệt, mưa, ẩm vàcác yếu tố khác Mùa mưa trên lưu vực sông từ tháng 5 – 10, trùng với thời kỳthịnh hành của gió mùa tây nam thổi từ vịnh Thái Lan tới, bắt đầu một mùa mưakéo 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 cuốitháng 4

Nhìn chung lưu vực sông Krông Knô nằm trong vùng khí hậu nhiệt đới cónhững nét đặc thù của khí hậu tây Trường Sơn

Vì ngay gần tuyến công trình đầu mối Buôn Tua Srah đang thiết kế không cótrạm khí tượng nào, nên các đặc trưng khí tượng của lưu vực công trình đã đượcxác 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 trênbảng sau:

Các trạm khí tượng lân cận khu vực sông Krông Knô

TT Tên Trạm KinhĐộ Vĩ Độ

Thời đoạn và các yếu tố quan trắc Mưa

Nhiệt độ không khí

Độ ẩm không khí

Danh sách các trạm đo mưa lân cận 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

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

Lượng mưa trung bình năm

TT Trạm Cao độ tuyệt đối(m) Lượng mưa trungbình (mm) Thời kỳ tính toán

* 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)

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 chếlưu 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 tíchlưu vực là 3180 km2

Ở sông Srêpok có trạm cầu 14 khống chế diện tích lưu vực là 8670 km2 vàtrạm 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 khôngchế diện tích lưu vực là 454 km2 và một số trạm khác như: Krông Bông, KrôngPak…

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 văntrong 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 đóchọn trạm Đức Xuyên làm trạm chính để tính các đặc trưng thuỷ văn thiết kế chocông trình Buôn Tua Srah

2.2.2.Dòng chảy năm:

Tuyến đập Buôn Tua Srah năm trên dòng chính sông Krông Knô, diện tíchlưu vực tính đến tuyến đập Buôn Tua Srah là 2930 km2, diện tích lưu vực tính đếntrạm thuỷ văn Đức Xuyên là 3080 km2 Chuỗi dòng chảy năm tại các trạm thuỷVăn xung quanh như sau:

Trạm N (năm) Q 0 (m 3 /Srêpok) C v C s

Tính toán dòng chảy năm theo các phương pháp sau:

- Phương pháp 1: Từ kết quả dòng chảy năm tại trạm thuỷ văn Đức Xuyênlàm lưu vực tương tự chuyển về vị trí công trình thuỷ điện Buôn Tua Srah theocông thức:

) / ( 103 ) 3080 / 2930 ( 108 ) /

- 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:

) / ( 102 ) 1959 / 1950 ( ) 3080 / 2930 ( 108 ) / (

) /

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

(km 2 )

N (năm)

Các thông số thông kê Qp (m 3 /s)

này có thời gian quan trắc ngắn hơn hoặc cùng thời gian so với trạm thuỷ văn ĐứcXuyên.

BTS DX

P

BTS P

F

F Q

Qmax 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 = 0,31Lưu lượng đỉnh lũ thiết kế tuyến đập Buôn Tua Srah

3 /s)

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 thiếtphải 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 baogồm:

- 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 vàmực nước sông ngày đo trắc dọc Tài liệu quan trắc mực nước 2002 – 2003 tại trạmNam Ka

1 3 2

1

J R n V

Q       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

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 nghiêncứu rộng 180km2 đã được đo vẽ bản đồ địa chất 1:50.000 do trung tâm nghiên cứuđịa kĩ thuật trường đại học mỏ địa chất và công ty tư vấn xây dựng điện 4 nghiêncứu khảo sát lập

Khu vực dự tính xây dựng đập thuỷ điện Buôn Tua Srah nằm trong vùngphân bố đá Granodiroit phức hệ Định Quán, các tích tụ bờ rời bãi bồi ven sông lòngsông 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 KrôngKnô dự kiến làm công trình thủy điện Buôn Tua Srah chỉ có duy nhất một đoạnngắn chừng 2km tại thôn NamKa bên bờ phải và xã Quang Phú bên bờ trái là cóthể 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 xãNamKa - 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 củanhà máy thuỷ điện

Tuyến tràn được đặt tại eo

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 tuyếnkhông thay đổi nhiều, mặt khác đoạn sông bố trí nhà máy thuỷ điện có độ dốc rấtnhỏ nên khi thay đổi tuyến năng lượng không ảnh hưởng tới năng lượng Vì vậyviệc 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 cácphương án tuyến đều nằm bên vai trái với cùng một qui mô nên để lựa chọn tuyếnchỉ 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 vàtrầm tích Neogen sâu 40-50m, mặt khác địa hình không thuận lợi cho thi công Saukhi xem xét bố trí công trình sơ bộ để so sánh chọn tuyến đã đi đến quyết định chọntuyến III có điều kiện địa chất tốt, mặt bằng thi công và công tác dẫn dòng thuậnlợi, 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 thuỷđiện 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 Srahđược 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 hồdung 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 điệncao để tránh xả thừa

- Mùa kiệt: từ tháng XII đến tháng VII năm sau, mực nước hồ sẽ rút từMNDBT đến mực nước chết và cuối tháng VII Những tháng mùa kiệt hồkhông tích nước Quá trình lấy nước từ hồ sao cho công suất phát điệntrong 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 lớnnhất

Công suất bảo đảm của nhà máy là công suất mà nhà máy có thể cung cấpvới mức bảo đảm thiết kế 90% Nhà máy có thể cung cấp với công suất không nhỏhơn công suất bảo đảm trong 90% năm mô phỏng, chỉ có 10% số năm mô phỏng lànhà máy không thoả mãn điềy kiện này

Dưới đây là các tài liệu liên quan đến thuỷ điện Buôn Tua Srah Các tài liệucủa 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:

TM lm

C B NPV

) 1 (

2 1

1

NPV NPV

NPV r

- 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 = TD

lm

N 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:

Kết quả cho thấy phương án: MNDBT = 487,5 m và MNC = 465 m là đúngđắn nhất.

- Tuyến năng lượng 2 kết hợp tuyến tràn 1

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 thuỷnăng cho thấy khi công suất lắp máy tăng thì điện lượng trung bình nhiều năm tănglên 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

d Tính toán chọn loại tuabin:

Có hai loại tuabin được so sánh là tuabin Francis và tuabin Kâpl Cả hai loạituabin này đều tính với giả thiết nhà máy làm việc với hai tổ máy, công suất mỗi tổmáy là 43MW

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 dungtích chết là 264.2m triệu m3, , dung tích hữu ích: 522.6 triệu m3 Với thông số hồchứa 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 ởMNC

Khi hồ chứa ở MNDBT mà lưu lượng thiên nhiên đến lớn hơn lưu lượng xảthừa trong chuỗi năm tính toán là 2.60m3/s chiếm khoảng 2.50% lượng nước đếncông trình Lưu lượng xả thừa lớn nhất là 385m3/s xảy ra vào tháng 10 năm môphỏng 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 Lưulưọng nước đảm bảo 90% là 48,5m3/s Bảng tính toán điều tiết cân bằng nước từnăm 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 đến58,5m Thông thường cột nước phát điện lớn nhất xảy ra vào cuối mùa lũ khi hồchứa xả với lưu lượng nhỏ nhất Cột nước phát điện nhỏ nhất xảy ra vào cuối mùakiệt khi hồ chứa xả với lưu lượng lớn nhất Cột nước trung bình phát điện của nhàmáy 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 tănglên 23364 MW nên phần công suất cần đáp ứng đã tăng lên tói 28037 MW tồngcông suất đặt cũng đã tăng lên 29757 MW, như vậy công suất các nhà máy thuỷđiện 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 mộtcách triệt để, để đáp ứng nhu cầu của hệ thống thuỷ điện Buôn Tua Srah, trong cáctháng, 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 làchủ 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 hệthống điện với mức đảm bảo 90% Năng lượng của nhà máy được chia thành haiphần năng lương sơ cấp và năng lượng thứ cấp giá trị kinh tế của hai loại điện nàyđược 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, giábán hai loại điện này như sau:

giá điện sơ cấp: 5,4 uscent/kWhgiá 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 địnhbảng 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

Tỷ lệ chíêt khấu tiêu chuẩn là thông số phản ánh chi phí cơ hội của nguồnvốn 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 quyđịnh là 40 năm

Và phân vốn theo các năm xây dựng trong tất cả các phương án so chọnthông số như sau:

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*109 đồng

- Vốn tự có 15% : 277.975*109 đồng

Với tỷ lệ: Vay ngoại tệ mua thiết bị lãi suất 7% năm

Vay vốn khác lãi xuất 9% năm

3.3 Các thông số chính của công trình:

1 Diện tích lưu vực Km2 2930

3 Lưu lượng trung bình nhiều năm m3/s 99.5

4 Tổng lượng dòng chảy trung bình nhiều năm 10 6 m 3 3138

22 Khi nhà máy làm việc với Qmax = 201(m3/s) m 430.4

23 MNHL min khi xả Q = 0,6 Qmax/n tổ máy m 429.5

25 Công suất đảm bảo với tần xuất 90% MW 22.80

25 Công suất đảm bảo gia tăng

Cho Buôn kuốp MW 27.70