Tìm hiểu nguyên nhân hạn chế công suất và giải pháp khắc phục cho trạm thủy điện A Vương 3

KHOA HỌC CÔNG NGHỆ 
 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THỦY LỢI SỐ 54 - 2019 1
TÌM HIỂU NGUYÊN NHÂN HẠN CHẾ CÔNG SUẤT VÀ GIẢI PHÁP 
KHẮC PHỤC CHO TRẠM THỦY ĐIỆN A VƯƠNG 3 
Nguyễn Văn Nghĩa 
Trường Đại học Thủy lợi 
Tóm tắt: Công trình thủy điện A Vương 3 là dạng thủy điện điều tiết ngày có cột nước thấp sử 
dụng tuabin cánh quạt. Công trình đã đưa vào vận hành từ 08/2016, tuy nhiên trạm thủy điện này 
không phát được công suất thiết kế dù hồ đã tích đầy nước. Bài báo đã tìm hiểu nguyên nhân hạn 
chế công suất và đề ra cách khắc phục, hạ thấp cao độ đáy kênh xả hạ lưu là một giải pháp nhằm 
nâng cao hiệu quả phát điện cho trạm thủy điện này. 
Từ khóa: Công trình thủy điện, Trạm thủy điện, A Vương 3, hiệu quả năng lượng, điện năng mùa 
khô, điều tiết ngày. 
Summary: A Vuong 3 hydropower construction is a daily regulary hydropower that has low head 
using Kaplan turbine. This construction was operated from August 2016, but this hydropower did 
not achieve the capacity by design although the upstream reservoir was full. This paper studied 
the causes of limited capacity and proposes a method to resolve, dredging the bed downstream 
chanal is a solution to improve the effective energy of this hydropower. 
Keywords: Hydropower construction, Hydropower plant, A Vuong 3, effective energy, power of 
dry season, daily regulation. 
1. GIỚI THIỆU* 
Công trình thủy điện A Vương 3 nằm trên sông A 
Vương, thuộc địa phận xã A Vương, huyện Tây 
Giang tỉnh Quảng Nam. Lưu vực sông A Vương 
nằm trong khu vực khống chế từ 15o46’04 - 
16o04’ vĩ độ Bắc và 107o23’ - 107o43’ kinh độ 
Đông. Phía Bắc giáp với lưu vực sông Tả Trạch 
(phụ lưu cấp 1 của lưu vực sông Hương), Phía 
Nam giáp với các lưu vực sông cấp 1 của sông 
Bung, phía Đông tiếp giáp với lưu vực sông Côn 
(phụ lưu cấp 1 của sông Vu Gia Thu Bồn), phía 
Tây tiếp giáp với lưu vực sông Sê Kông. Tổng 
diện tích lưu vực sông A Vương là 780 km2 với 
chiều dài sông chính là 73 km và độ hạ thấp 
khoảng 1280m. Sông A Vương là một trong 
những sông nhánh của sông Bung thuộc hệ thống 
sông Vu Gia Thu Bồn, bắt nguồn từ vùng núi phía 
Tây Bắc thuộc biên giới Việt Lào có độ cao 1400 
m và hợp lưu với sông Bung cách tuyến nhà máy 
thủy điện A Vương khoảng 9 km về phía thượng 
Ngày nhận bài: 22/4/2019 
Ngày thông qua phản biện: 19/5/2019 
lưu, [1]. 
Ngày duyệt đăng: 10/6/2019 
KHOA HỌC CÔNG NGHỆ 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THỦY LỢI SỐ 54 - 2019 2
Hình 1: Mặt bằng bố trí công trình A Vương 3 [1] 
Các hạng mục công trình (Hình) gồm có: Đập 
dâng dạng đập đất lõi đất sét chống thấm bố trí 
phía thượng lưu bờ trái của sông A Vương, 
tuyến năng lượng dạng cống ngầm dưới thân 
đập đất dẫn nước về nhà máy thủy điện, nhà 
máy thủy điện đổ nước trả về dòng chính sông 
A Vương, đập tràn tự do bằng bê tông cốt thép 
bố trí trên dòng chính sông A Vương. Nhà máy 
sử dụng hai đường ống áp lực độc lập (dạng 
cống ngầm bê tông cốt thép) cấp nước cho hai 
tổ máy. 
Hình 2: Cắt dọc tuyến năng lượng, thủy điện A Vương 3 [1]. 
Trên cơ sở hồ sơ thiết kế được duyệt, hồ sơ mời thầu mua sắm thiết bị đã được lập, các thông số 
cơ bản được thể hiện trong Bảng sau đây: 
Bảng 1: Bảng thông số thiết bị của thủy điện A Vương 3 [2], [3]. 
TT THÔNG SỐ KÝ HIỆU ĐƠN VỊ Giá trị 
1 Mực nước dâng bình thường MNDBT m 552,5 
2 Mực nước chết MNC m 551,6 
3 Dung tích toàn phần Vtp 106.m3 2,94 
4 Dung tích chết VC 106.m3 2,50 
5 Dung tích hữu ích Vhi 106.m3 0,44 
6 Lưu lượng trung bình nhiều năm Qo m3/s 16,4 
7 Lưu lượng bảo đảm Qbđ m3/s 4,9 
8 Công suất lắp máy Nlm MW 5,4 
9 Điện năng trung bình nhiều năm Eo Tr.kWh 20,17 
10 Lưu lượng thiết kế Qtk m3/s 25,79 
11 Cột nước thiết kế Htk m 24,68 
12 Cột nước lớn nhất Hmax m 26,05 
13 Cột nước nhỏ nhất Hmin m 23,78 
14 Số tổ máy Z tổ 02 
15 Cao trình lắp máy Zlm m 527,40 
KHOA HỌC CÔNG NGHỆ 
 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THỦY LỢI SỐ 54 - 2019 3
Loại tuabin phù hợp với công trình này là 
tuabin cánh quạt ZD550-LJ-140 (Kaplan cánh 
cố định) có đường kính bánh xe công tác D1 = 
1,4m và số vòng quay đồng bộ n=500 v/p. 
Đường đặc tính vận hành chỉ ra phạm vi làm 
việc của tuabin khá hẹp do cánh tuabin không 
thể điều chỉnh (), đồng thời với dung tích hữu 
ích của hồ chứa sẽ đảm bảo đủ cho trạm thủy 
điện (TTĐ) A Vương 3 điều tiết ngày hoàn 
toàn. 
Hình 3: Đường đặc tính vận hành công trình 
thủy điện A Vương 3 [3]. 
Từ khi kết thúc chạy thử và đưa vào vận hành, 
công trình chưa khi nào đạt được công suất lắp 
máy và tổ máy đạt được công suất định mức. 
Mục đích của bài báo này là tìm hiểu nguyên 
nhân gây ra sự hạn chế công suất và đưa ra giải 
pháp phù hợp để nâng cao hiệu quả phát điện 
(hay giảm thời gian hạn chế công suất) của công 
trình. 
2. TÌM HIỂU NGUYÊN NHÂN HẠN CHẾ 
CÔNG SUẤT 
2.1. Tài liệu đầu vào [1], [4] 
- Báo thực trạng vận hành của nhà máy thu thập 
được từ ngày vận hành; 
- Đường duy trì lưu lượng đến tuyến công trình 
(); 
- Quan hệ Z- F - V của hồ chứa (); 
- Quan hệ Q-Zhl tuyến nhà máy (); 
- Quan hệ Q-hw, tổn thất cột nước trên tuyến 
năng lượng (); 
- Tài liệu về thấm, bốc hơi và các tài liệu khác. 
Hình 4: Đường duy trì lưu lượng đến tuyến 
công trình thủy điện A Vương 3 [1] 
Hình 5: Đường đặc tính lòng hồ Z-F-V, 
thủy điện A Vương 3 [1] 
Hình 6: Đường quan hệ Q-Zhl tuyến nhà máy, 
thủy điện A Vương 3 [1] 
Hình 7: Đường quan hệ Q-hw tuyến năng 
lượng, thủy điện A Vương 3 [1] 
0
50
100
150
200
250
0 20 40 60 80 100
P (%)
Q
 (
m
3
/s
)
535
540
545
550
555
560
565
0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0
V (106m3)
Z
 (
m
)
535
540
545
550
555
560
565
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2
F (km2)
Z
 (
m
)Z-V
Z-F
525
530
535
540
545
0 1000 2000 3000 4000
Q (m3/s)
Z
h
l (
m
)
0
5
10
15
0 10 20 30 40 50
Q (m3/s)
h
w
 (
m
)
KHOA HỌC CÔNG NGHỆ 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THỦY LỢI SỐ 54 - 2019 4
2.2. Tìm hiểu nguyên nhân hạn chế công 
suất 
Tìm hiểu báo cáo vận hành thực tế của nhà 
máy chỉ ra, từ thời điểm vận hành chưa khi 
nào nhà máy phát được công suất lắp máy 
(Nlm = 5,4 MW) và tổ máy chưa phát đủ công 
suất định mức (Nđm = 2,7 MW), xem Bảng 2. 
Bảng 2: Thống kê thông số vận hành nhà máy ngày 15/8/2016 [4] 
Ngày TỔ MÁY H1 TỔ MÁY H2 
Ztl Zhl Ztl-Zhl Ghi chú 15/08/2016 N1 ao1 Pđô1 N2 ao2 Pđô2 
Giờ (MW) (%) (Kg/cm2) (MW) (%) (Kg/cm2) (m) (m) (m) 
1 
2 
8 
9 
10 2,64 91,00 2,4 552,60 527,9 24,70 
nước qua 
tràn 
11 2,66 91,00 2,4 552,60 527,9 24,70 
nước qua 
tràn 
12 2,66 90,50 2,4 2,43 91 2,4 552,50 527,9 24,60 
13 2,63 91 2,4 552,45 527,9 24,55 
14 2,60 91 2,2 552,42 527,9 24,52 
15 2,58 92,8 2,2 552,30 527,9 24,40 
16 2,60 92,8 2,2 552,30 527,8 24,50 
17 2,58 91,9 2,2 552,25 527,8 24,45 
18 2,54 91,5 2,2 552,20 527,8 24,40 
19 2,54 91,5 2,2 552,18 527,75 24,43 
20 2,54 91,5 2,2 552,15 527,75 24,40 
21 2,53 90,1 2,2 552,13 527,75 24,38 
22 2,53 89,5 2,2 552,10 527,70 24,40 
23 2,51 89,5 2,2 552,05 527,70 24,35 
24 2,51 89,5 2,2 552,00 527,70 24,30 
Ghi chú: N là công suất, ao là độ mở cánh hướng nước, Pđô là áp lực nước đo được tại đồng hồ 
đo áp đặt ngay sát buồng xoắn kim loại, Ztl và Zhl lần lượt là mực nước thượng lưu và hạ lưu. 
Ở đây tổ máy chưa phát đủ công suất định mức 
có thể lý giải rằng do độ mở cánh hướng nước 
(ao) chưa đạt 100% theo độ mở thiết kế. Tuy 
nhiên, điều đáng quan tâm nhất ở đây là ngay 
cả khi chưa kể đến tổn thất trong đường ống áp 
lực dẫn nước vào nhà máy thủy điện thì chỉ khi 
nước tràn qua đỉnh tràn (ngưỡng tràn ở cao độ 
mực nước dâng bình thường (MNDBT), 
552,5m) thì chênh lệch mực nước thượng-hạ 
lưu (24,60m) cũng chỉ tương đương cột nước 
thiết kế (24,68m), xem Bảng 2. 
Nếu bỏ qua tổn thất cột nước từ đồng hồ đo áp 
về đến hạ lưu nhà máy thì cột nước thu được để 
phát điện thậm chí còn thấp hơn nữa, các giá trị 
này đều thấp hơn cột nước thiết kế của TTĐ A 
Vương 3, xem Bảng 3. 
KHOA HỌC CÔNG NGHỆ 
 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THỦY LỢI SỐ 54 - 2019 5
Bảng 3: Cột nước phát điện tại nhà máy ngày 15/8/2016 [4]. 
t (giờ) H (m) t (giờ) H (m) t (giờ) H (m) t (giờ) H (m) 
9 - 13 22,43 17 22,43 21 22,43 
10 24,46 14 22,43 18 22,43 22 22,43 
11 24,46 15 22,43 19 22,43 23 22,43 
12 24,46 16 22,43 20 22,43 24 0,00 
Để đánh giá xem nguyên nhân đến từ đâu cũng 
như các thông số về cột nước có đạt theo như 
bảng hồ sơ mời thầu không, bài báo đi tính toán 
lại tổn thất trên tuyến năng lượng (sử dụng cùng 
số liệu đầu vào của hồ sơ thiết kế kỹ thuật 
(TKKT)), tính toán thủy năng cho phương án 
chọn để xác định các thông số tối ưu, kết quả 
thể hiện trong Bảng 4 và Hình 8. 
Hình 8: Quan hệ Q-hw được tính toán bởi 
hồ sơ TKKT [1] và bài báo kiểm tra lại. 
Bảng 4: Thông số cơ bản khi tính toán 
 thủy năng kiểm chứng lại 
TT Thông số Đơn vị Giá trị 
1 MNDBT m 552,5 
2 MNC m 551,6 
3 Nlm MW 5,4 
4 
Điện năng trung bình 
năm Eo 
triệu 
kwh 19,346 
5 Lưu lượng lớn nhất Qtk m3/s 28,880 
6 Htb m 22,73 
7 Htk m 22,00 
8 Hmin m 20,41 
9 Hmax m 24,90 
Qua số liệu từ hai bảng 2 và 3 cho thấy, khi cột 
nước đạt vượt Htk thì tổ máy hoàn toàn đáp ứng 
được công suất định mức, như vậy thiết bị 
không phải là một nguyên nhân làm cho TTĐ A 
Vương 3 không đạt được công suất mong đợi. 
Mặt khác, chỉ khi mực nước hồ đạt đến 
MNDBT thì cột nước mới đạt giá trị cột nước 
thiết kế. Như vậy trị số cột nước đưa ra để chào 
thầu thiết bị đều cao hơn so với cột nước thực 
tế của công trình (xem Bảng 4), cột nước thiết 
kế thực tế thấp hơn giá trị chào thầu chọn thiết 
bị khoảng 10,9%. 
Từ những nhận xét trên có thể kết luận rằng, 
nguyên nhân chính dẫn đến sự hạn chế công suất 
phát điện của thủy điện A Vương 3 là do cột nước 
thực tế nhỏ hơn cột nước chào thầu thiết bị. 
3. ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO 
HIỆU QUẢ PHÁT ĐIỆN 
Mô hình bài toán khi đưa ra giải pháp nâng cao 
hiệu quả phát điện là hiệu quả kinh tế mang lại 
của mỗi giải pháp, trong bài báo này hàm mục 
tiêu của bài toán được thể hiện như trong 
phương trình (1): 
NPV = ∆B - ∆C max (1) 
Trong đó: 
NPV chính là lợi nhuận ròng thu được của công 
trình khi đưa ra một giải pháp cải tạo nào đó. 
 B là chênh lệch doanh thu tăng lên so với 
phương án hiện trang quy về thời điểm hiện tại. 
 C là chênh lệch chi phí tăng lên so với phương 
án hiện trang quy về thời điểm hiện tại. Ở đây 
ngoài chi phí trực tiếp còn có chi phí khác liên 
quan đến việc điều chỉnh và phê duyệt điều 
chỉnh của các cấp quản lý. 
0
5
10
15
20
0 10 20 30 40 50
Q (m3/s)
h
w
 (
m
)
Q-hw (từ hồ sơ TKKT)
Q-hw (kiểm tra lại)
KHOA HỌC CÔNG NGHỆ 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THỦY LỢI SỐ 54 - 2019 6
Trước khi xem xét về phương diện kinh tế, phương 
diện kỹ thuật và tính pháp lý cần được đảm bảo 
về theo quy định hiện hành của Việt Nam. 
Xem xét từ góc độ nguyên nhân dẫn đến sự hạn 
chế công suất, các giải pháp được đưa ra gồm 
có: 
- Tăng cột nước phát điện; 
- Thay đổi kích thước thiết bị bằng cách tính 
toán lại và thay thế tuabin mới cho phù hợp với 
giá trị cột nước thực tế của công trình. 
Từ hai giải pháp trên cho thấy, phương pháp 
thay thế thiết bị là không khả thi vì vừa mất chi 
phí thay thế thiết bị, vừa phải dừng máy để sửa 
chữa dẫn đến tổn thất điện năng do phải dừng 
máy. Do vậy giải pháp này không được xem 
xét, giải pháp khả dĩ hơn cả là tăng cột nước 
phát điện. 
Để tăng cột nước phát điện, có thể xem xét năng 
cao bằng các giải pháp như sau: 
- Nâng mực nước thượng lưu; 
- Hạ thấp mực nước hạ lưu; 
- Cải tạo tuyến năng lượng để giảm tổn thất cột 
nước. 
3.1. Nâng mực nước thượng lưu (tăng 
MNDBT mùa khô) 
Do phía bị khống chế về cao độ ngập lụt nên 
việc tăng ngưỡng tràn sẽ làm tăng diện tích và 
cao độ ngập lụt khi xả lũ nên phương án này 
không cho phép. Do vậy giải pháp đưa ra là 
dùng đập cao su trên toàn tuyến tràn Btr = 60m, 
như vậy mùa khô sẽ sử dụng đập cao su để nâng 
mực nước thượng lưu lên, mùa lũ sẽ hạ thấp cao 
độ của đập cao su nhằm tăng khả năng thoát lũ. 
Giải pháp này không những làm tăng cột nước 
phát điện mà còn tăng dung tích điều tiết vào 
mùa khô trong năm. 
Do mặt tràn được thiết kế dạng đường cong Ô-
phi-xê-rốp không chân không, do vậy việc cải 
tạo mặt tràn để thi công lắp ráp đập cao su sẽ 
phức tạp, mặt khác khảo sát vào mùa mưa lũ 
trên mặt hồ xuất hiện nhiều cây gỗ và tràn qua 
tràn về hạ lưu. Do vậy, khi làm đập cao su sẽ có 
nguy cơ bị bục/rách cao do điểm hạn chế của 
đập cao su chính là vật trôi nổi. 
Mặt khác, khi nâng mực nước bằng đập cao su 
cần phải kiểm tra độ ổn định của đập (đập dâng 
và đập tràn) ở trường hợp tải trọng cơ bản, thay 
đổi về mực nước ngập thường xuyên nên cần có 
sự phê duyệt của các cơ quan ban ngành liên 
quan. Do vậy, trong phạm vi bài báo này, việc 
tăng mực nước thượng lưu không được xem xét 
đến. 
3.2. Cải tạo tuyến năng lượng 
Do đường ống áp lực đặt trong đập đất, do vậy 
việc thay đổi đường kính đường ống dẫn nước 
là không khả thi. Vấn đề còn lại là xem xét cải 
tạo hình dáng cửa nhận nước để giảm tổn thất 
cục bộ, giảm độ nhám của đường ống. Để tiến 
hành cải tạo, cần dừng phát điện tối thiểu 3 
tháng, mở rộng cửa nhận nước và thay đổi cửa 
van công tác thượng lưu. Tính toán thủy năng 
cho thấy, điện năng trung bình hàng năm tăng 
khoảng 45.000 kWh tương đương tăng doanh 
thu khoảng 54 triệu đồng/năm, trong khi đó tổn 
thất do dừng phát điện và chi phí cải tạo khoảng 
5 tỷ đồng. Do vậy qua phân tích kinh tế cho thấy 
giải pháp này không khả thi về kinh tế tài chính. 
3.3. Hạ thấp mực nước hạ lưu 
Cải tạo lòng dẫn hạ lưu là giải pháp không ảnh 
hưởng đến quá trình vận hành phát điện, đồng 
thời không thay đổi kết cấu của công trình chính 
do vậy vấn đề ổn định và an toàn công trình luôn 
được đảm bảo. Một vấn đề quan trọng cần phải 
xem xét khi hạ cao độ đáy kênh là phải kiểm tra 
điều kiện khí thực của tuabin với cao trình lắp 
máy (Zlm) đã cố định. 
Từ tài liệu thu thập được, bài báo xem xét 4 
phương án cải tạo đáy kênh để tính toán kiểm 
tra điều kiện khí thực và so sánh kinh tế gồm: 
Hạ đáy kênh 0,3; 0,4; 0,5; 0,6 và 0,7m; phương 
án hiện tại (phương án gốc) có đáy kênh ở cao 
độ 526,9m. 
KHOA HỌC CÔNG NGHỆ 
 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THỦY LỢI SỐ 54 - 2019 7
Tính toán thủy lực kênh xả: Sử dụng công thức 
tính toán thủy lực để tính toán thủy lực cho các 
trường hợp đáy kênh khác nhau. 
Kiểm tra điều kiện khí thực của tuabin: 
Để kiểm tra điều kiện khí thực của tuabin, dựa 
vào đường đặc tính của tuabin mô hình dùng 
cho A Vương 3, tính toán độ sâu hút Hs và 
cao trình lắp máy theo các công thức (2) và 
(3): 
Hs = 10 – Zlm/900 – k..H (2) 
Zlm = Zhl - Hs + .D1 (3) 
Trong đó: 
Zlm - là cao trình lắp máy; 
H - là cột nước phát điện tại điểm tính toán bất 
kỳ trong phạm vi làm việc của tuabin, ở đây sẽ 
tính toán trong phạm vi H thay đổi từ Hmin đến 
Hmax. Phạm vi công suất thay đổi từ 70% đến 
100% theo điều kiện kỹ thuật cho nhà thầu thiết 
bị đưa ra. Ứng với mỗi trị số H và công suất sẽ 
tìm được Q tương ứng. 
Zhl - là mực nước hạ lưu tương ứng với mỗi giá 
trị Q ở trên; 
D1 - là đường kính bánh xe công tác, D1 = 1,4 
m theo thông số thiết bị lắp đặt; 
 - là hệ số phụ thuộc vào tuabin,  = 0,45; 
k - là hệ số an toàn, k = 1,1. 
Qua tính toán kiểm tra cho thấy, khi hạ đáy kênh 
thêm 0,7m không đảm bảo điều kiện khí thực 
khi Zlm tính toán được thấp hơn cao trình lắp 
máy hiện tại (527,4m). Các phương án hạ thấp 
0,3; 0,4; 0,5 và 0,6m đều đảm bảo khí thực vì 
có Zlm > 527,4m. 
Tính toán thủy năng xác định chênh lệch điện 
năng E (chênh lệch hay doanh thu B) 
Trên cơ sở đường duy trì lưu lượng, tiến hành 
tính toán thủy năng theo chế độ điều tiết ngày, 
phân chia theo khung giờ của biểu giá chi phí 
tránh được để xác định điện năng cho từng 
phương án. Như vậy mỗi giá trị Q đến sẽ được 
tính tách ra 24 giờ khác nhau. Trên cơ sở giá 
bán điện trung bình áp dụng cho công trình 
khoảng 1.200 đồng/kWh [4] sẽ tính toán được 
doanh thu chênh lệch giữa các phương án cải 
tạo so với phương án gốc (tính 1,5% tổn thất và 
tự dùng, hệ số chiết khấu tài chính 10%, chi phí 
quản lý vận hành không tăng, thời gian phân 
tích tài chính 30 năm), xem Bảng 5. 
Bảng 5: Bảng tổng hợp chỉ tiêu kinh tế-năng lượng các phương án nạo vét đáy kênh 
TT Thông số Đơn vị 
Đáy 
kênh 
hiện tại 
Hạ đáy 
kênh 
0,3m 
Hạ đáy 
kênh 
0,4m 
Hạ đáy 
kênh 
0,5m 
Hạ đáy 
kênh 
0,6m 
1 Cột nước trung bình Htb m 22,73 22,90 22,93 23,01 23,11 
2 Cột nước thiết kê Htk m 22,00 22,32 22,38 22,50 22,60 
3 Cột nước thấp nhất Hmin m 20,41 20,63 20,64 20,71 20,78 
4 Cột nước lớn nhất Hmax m 24,90 25,18 25,23 25,33 25,42 
5 
Chênh lệch điện năng 
trung bình năm Eo 
triệu 
kwh 0 0,203 0,232 0,303 0,370 
6 
Chênh lệch doanh thu 
(tính 98,5%) tỷ đồng 0 0,240 0,274 0,358 0,437 
7 
Chênh lệch chi phí nạo 
vét kênh tỷ đồng 0 0,15 0,16 0,174 0,192 
KHOA HỌC CÔNG NGHỆ 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THỦY LỢI SỐ 54 - 2019 8
8 NPV tỷ đồng 0 2,267 2,584 3,377 4,118 
Từ Bảng cho thấy, tuy việc hạ cao độ đáy kênh 
chưa thể tăng Htk bằng như hồ sơ thiết kế thiết 
bị công nghệ khi chào thầu, tuy nhiên nó sẽ làm 
giảm bớt thời gian hạn chế công suất. Khi hạ 
cao độ đáy kênh mà đảm bảo điều kiện khí thực 
thì việc hạ tối đa cao độ đáy kênh sẽ mang lại 
hiệu quả kinh tế cao nhất. 
4. KẾT LUẬN 
Đối với công trình thủy điện A Vương 3, 
nguyên nhân hạn chế công suất là do cột nước 
phát điện thực tế của công trình đều thấp hơn 
dải cột nước chào thầu thiết bị. 
Để nâng cao hiệu quả phát điện hay nói cách 
khác giảm thời gian hạn chế công suất cần 
nâng cao cột nước phát điện cho TTĐ A 
Vương 3. 
Giải pháp nâng cao mực nước thượng lưu trong 
mùa khô bằng cách dùng đập cao su không có 
hiệu quả và phức tạp về trình tự thủ tục liên 
quan. Tương tự như vậy, phương án cải tạo 
tuyến năng lượng không mang lại hiệu quả kinh 
tế cao. 
Giải pháp hạ thấp đáy kênh xả mà vẫn đảm bảo 
điều kiện khí thực là giải pháp hữu hiệu nhất dù 
chưa thể tăng cột nước như trong hồ sơ thầu 
thiết bị. Đối với công trình A Vương 3 thì việc 
hạ cao độ đáy kênh thêm 0,6m vừa đảm bảo 
điều kiện khí thực vừa mang lại hiệu quả kinh 
tế cao nhất. Giải pháp này có thể áp dụng cho 
một số công trình tương tự khác. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] Hồ sơ thiết kế kỹ thuật công trình thủy điện A Vương 3 (2015). 
[2] Hồ sơ mời thầu phần Thiết bị cơ điện, công trình thủy điện A Vương 3 (2015). 
[3] Hồ sơ thiết kế Thiết bị cơ điện nhà máy thủy điện A Vương 3 (2016). 
[4] Báo cáo vận hành nhà máy thủy điện A Vương 3 (2017).