Nghiên cứu giải pháp công trình hợp lý để nâng cao hiệu quả sử dụng bể áp lực cho trạm thủy điện áp dụng cho thủy điện kênh dẫn dài

Bể áp lực là một bộ phận quan trọng, đảm bảo cung cấp đầy đủ lưu lượng và giảm tổn thất cột nước trong việc chuyển đổi dòng nước trong kênh dẫn không áp thành dòng nước có áp vào nhà máy

i

LỜI CAM ĐOAN

Học viên xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân học viên Các kết quả nghiên cứu và các kết luận trong luận văn là trung thực, không sao chép từ bất kỳ một nguồn nào và dưới bất kỳ hình thức nào Việc tham khảo các nguồn tài liệu đã được thực hiện trích dẫn và ghi nguồn tài liệu tham khảo đúng quy định

Tác giả luận văn

Phạm Bá Cộng

ii

LỜI CẢM ƠN

Luận văn “Nghiên cứu giải pháp công trình hợp lý để nâng cao hiệu quả sử dung

bể áp lực cho trạm thủy điện áp dụng cho thủy điện kênh dẫn dài” được hoàn

thành ngoài sự cố gắng nỗ lực của bản thân tác giả còn được sự giúp đỡ nhiệt tình của các thầy cô giáo, cơ quan, bạn bè và gia đình

Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới Thầy giáo TS Phan Trần Hồng Long và

khoa học cần thiết cho luận văn

Xin chân thành cảm ơn các thầy, cô giáo Phòng đào tạo đại học và Sau đại học, khoa Công trình, khoa Năng Lượng - Trường Đại học Thuỷ Lợi đã tận tình giảng dạy và giúp đỡ tác giả trong suốt quá trình học tập, cũng như quá trình thực hiện luận văn này

iii

MỤC LỤC

PHẦN MỞ ĐẦU 1

1 Tính cấp thiết của Đề tài: 1

2 Mục đích của Đề tài: 1

3 Cách tiếp cận và phương pháp nghiên cứu 1

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN 3

1.1 Tổng quan về thủy điện nhỏ 3

1.2 Công trình bể áp lực trong trạm thủy điện 4

1.2.1 Bộ phận lấy nước (cửa nước vào) 5

1.2.2 Khoang trước 6

1.2.3 Công trình xả nước 8

1.2.4 Các th ành phần khác của công trình 11

1.3 Một số vấn đề đã được nghiên cứu 12

1.3.1 Các công trình thủy điện do EVN làm chủ đầu tư 14

1.3.2 Các công trình thủy điện do chủ đầu tư ngoài ngành điện làm chủ đầu tư 18

1.3.3 Kế hoạch phát triển nguồn và lưới điện đến năm 2020 20

1.4 Những tồn tại và hướng nghiên cứu của luận văn 24

1.4.1 Những tồn tại trong quá trình xây dựng thủy điện ở Việt Nam 24

1.4.2 Hướng nghiên cứu của luân văn 25

1.5 Kết luận chương I 26

CHƯƠNG 2 CƠ SỞ NGHIÊN CỨU CÁC HÌNH DẠNG, KÍCH THƯỚC HỢP LÝ CỦA BỂ ÁP LỰC 27

2.1 Điều kiện thủy lực trong bể áp lực 27

2.2Điều kiện làm việc của bể áp lực trong các quá trình chuyển tiếp trạm thủy điện 28

2.2.1 Cao trình mực nước dâng cao nhất khi giảm tải đột ngột 28

2.2.2 Mực nước thấp nhất trong bể khi tăng tải 32

2.3 Xây dựng tiêu chí xác định kích thước hợp lý 36

2.3.1 Khoang trước 37

2.3.2 Phần thu nước 38

iv

2.3.3 Tính toán các mực nước trong bể 39

2.4 Các hình dạng, kích thước đề xuất 42

2.4.1 Bể áp lực thẳng 42

2.4.2 Bể áp lực xiên góc 42

2.4.3 Bể áp lực cong 42

2.4.4 Bể áp lực vuông góc 43

2.5 Cơ sở lý thuyết phương pháp tính toán, lựa chọn hợp lý 43

2.5.1 Khoang trước 43

2.5.2 Phần thu nước 44

2.5.3 Cô ng trình tháo nước thừa 45

2.5.4 Các bộ phận công trình khác trong bể áp lực 47

2.5.5 Bố trí bể áp lực 48

2.6 Kết luận chương 2 49

CHƯƠNG 3 ỨNG DỤNG TÍNH TOÁN CHO CÔNG TRÌNH THỰC TẾ 51

3.1 Giới thiệu công trình 51

3.2 Nhiệm vụ và các thông số 51

3.2.1 Nhiệm vụ của thủy điện Đăk Rơ Sa: 51

3.2.2 Các thông số chính của công trình 52

3.3 Các yêu cầu vận hành 54

3.3.1 Vận hành các thiết bị thủy công và thiết bị thủy lực 54

3.3.2 Phối hợp vận hành giữa các công trình thủy điện trên bậc thang 54

3.3.3 Quy định về thời kỳ lũ và lũ 55

3.3.4 Điều tiết hồ trong thời kỳ lũ 56

3.3.5 Trình tự, phương thức vận hành cống xả cát 57

3.3.6 Hiệu lệnh thông báo xả nước qua cống xả cát và qua các tổ máy phát điện 57

3.3.7 Thông số, đối tượng và thời gian quan trắc, tính toán 57

3.3.8 Quy định về thời gian mùa kiệt 58

3.3.9 Vận hành công trình đảm bảo dòng chảy tối thiểu 58

3.3.10 Chế độ làm việc và vận hành phát điện của nhà máy thủy điện Đăk Rơ Sa 58

3.3.11 Các yêu cầu khác 59

v

3.4 Tính toán thủy lực cho hình dạng bể áp lực mới 60

3.4.1 Các thông số đầu vào 60

3.4.2 Các kết quả tính toán 60

3.5 Phân tích kết quả tính toán 62

3.6 Kết luận chương 3 65

CHƯƠNG 4 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 66

4.1 Một số vấn đề tồn tại 66

4.3 Các kiến nghị 67

vi

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1Phương thức khai thác thủy năng kiểu đập 3

Hình 1.2Phương thức khai thác thủy năng kiểu đường dẫn 4

Hình 1.3 Cắt dọc bể áp lực theo dòng chảy 7

Hình 1.4 Các bộ phận cấu thành của bể áp lực 7

Hình 1.5 Các sơ đồ bố trí các thành phần của bể áp lực 8

Hình 1.6 Các công trình xả nước của bể áp lực 10

Bảng 1.1 Danh mục các dự án nguồn điện vào vận hành giai đoạn 2011-2020 20

Bảng 1.2 Danh mục các dự án vừa và nhỏ 22

Bảng 1.3 Tổng hợp một số công trình thủy điện đã xây dựng có sử dụng bể áp lực ở Việt Nam 26

Hình 2.2 Sơ đồ tính toán mực nước dâng cao nhất trong bể áp lực 30

Hình 2.3 Biến đổi mựcnước ở mặt cắt cuối bể áp lực khi giảm tải 32

Hình 2.4 Sơ đồ tính mực nước thấp nhất trong bể áp lực 34

Hình 2.6 Các sơ đồ bố trí bể áp lực 43

Hình 2.7 Cắt dọc bể áp lực 45

Hình 2.8 Mặt bằng bể áp lực 46

Hình 2.9 Các công trình tháo nước thừa ở bể áp lực 46

Bảng 3.1 Thông số công trình thủy điện Đăk Rơ Sa 52

Bảng 3.2 thông số đối tượng và thời gian quan trắc 58

vii

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Danh mục các dự án nguồn điện vào vận hành giai đoạn 2011-2020 20 Bảng 1.2 Danh mục các dự án vừa và nhỏ 22 Bảng 1.3 Tổng hợp một số công trình thủy điện đã xây dựng có sử dụng bể áp lực ở Việt Nam 26 Bảng 3.1 Thông số công trình thủy điện Đăk Rơ Sa 52 Bảng 3.2 thông số đối tượng và thời gian quan trắc 58

TCXD VN: Tiêu chuẩn xây dựng Việt Nam

UBND: Ủy ban nhân dân

MCN: Mặt cắt ngang

TĐN: Thủy điện nhỏ

1

PH ẦN MỞ ĐẦU

Hiện nay, nền kinh tế nước ta đang trong giai đoạn phát triển mạnh, nhu cầu về năng lượng ngày càng lớn Việc khai thác, xây dựng các công trình thủy điện của nước ta vẫn đang tiếp tục phát triển, nhiều ứng dụng và công nghệ mới đang được áp dụng

Trong việc xây dựng, vận hành trạm thủy điện, việc nghiên cứu giảm tổn thất thủy lực

để nâng cao hiệu quả cột nước sử dụng sẽ giúp khả năng phát điện tăng cao

Bể áp lực là một bộ phận quan trọng, đảm bảo cung cấp đầy đủ lưu lượng và giảm tổn thất cột nước trong việc chuyển đổi dòng nước trong kênh dẫn không áp thành dòng nước có áp vào nhà máy thủy điện

Các trạm thủy điện nhỏ thường tận dụng dòng chảy thiên nhiên của sông, có lưu lượng biến thiên tương đối lớn mà không có điều kiện xây hồ lớn để điều tiết dài hạn Vì vậy cần có các nghiên cứu về giải pháp công trình nâng cao hiệu quả sử dụng bể áp lực cho trạm thủy điện đường dẫn là rất cần thiết

- Nghiên cứu tổng kết các dạng bể áp lực thường dùng

- Đề xuất lựa chọn hình dạng, kích thước tối ưu của bể áp lực và phương pháp tính toán tương ứng

- Tính toán áp dụng cho một trạm thủy điện thực tế đã xây dựng để đối chứng

Cách tiếp cận:

- Từ thực tế: Quá trình vận hành của các bể áp lực trạm thủy điện, thu thập hồ sơ thiết

kế bể áp lực của một số trạm thủy điện đã xây

- Tiếp cận từ các điều kiện kỹ thuật: Tính toán thủy lực, đề xuất môt số hình dạng, kích

2

thước hợp lý mới cho bể áp lực

- Tiếp cận từ các điều kiện kinh tế: Nghiên cứu xác định kích thước hợp lý, giảm khối lượng đào đắp, xây dựng và giảm tổn thất cột nước, đảm bảo khả năng vận hành ổn định của trạm thủy điện

Nội dung nghiên cứu:

- Thu thập các tài liệu liên quan đến đề tài

- Nghiên cứu cơ sở lý thuyết về bể áp lực khi vận hành bình thường

- Nghiên cứu cơ sở lý thuyết về bể áp lực trong các chế độ chuyển tiếp

- Nghiên cứu mô hình tính toán với một số hình dạng bể áp lực thường dùng

- Ứng dụng, tính toán, đề xuất hình dạng kích thước hợp lý khác cho bể áp lực

- Phân tích và đánh giá kết quả tính toán

- Thu thập tài liệu và ứng dụng cho công trình thực tế: thủy điện Đăk Rơsa

Phương pháp nghiên cứu:

- Điều tra, thống kê và tổng hợp

- Phương pháp nghiên cứu từ cơ sở lý thuyết đến các công thức kinh nghiệm khi thiết

kế bể áp lực

- Nghiên cứu ứng dụng, đề xuất lựa chọn hình dạng và kích thước tối ưu của bể áp lực

và phương pháp tính toán tương ứng

3

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN

Công trình thủy điện là một trong các công trình năng lượng quan trọng trong hệ thống điện của nước ta Với nhu cầu điện ngày càng tăng mà chi phí cho các công trình năng lượng khác vẫn đang ở mức cao thì thủy điện đặc biệt là thủy điện nhỏ vẫn là một trong những công trình quan trọng trong tương lai

Công trình thủy điện được tổ hợp từ các công trình thủy công như đập, hồ chứa, đường dẫn, nhà máy… nước được đưa từ hồ chứa đến nhà máy thủy điện thông qua hệ thống đường dẫn nhằm mục đích chuyển hóa năng lượng của dòng nước thành điện năng Dựa vào cách tập trung cột nước mà ta có các phương thức khai thác thủy năng: kiểu đập, kiểu đường dẫn, kiểu hỗn hợp đập và đường dẫn

Công trình thủy điện sử dụng phương thức khai thác thủy năng kiểu đập (nhà máy thủy điện ngang đập và sau đập):

Hình 1.1Phương thức khai thác thủy năng kiểu đập Phương thức này vừa tập trung được cột nước, vừa có thể điều tiết lưu lượng, tuy nhiên nếu xây đập cao thì chi phí xây dựng đập sẽ lớn, ngập lụt phía thượng lưu nhiều dẫn đến công trình có giá thành cao

Công trình thủy điện sử dụng phương thức khai thác thủy năng kiểu đường dẫn và kiểu hỗn hợp

4

Công trình thủy điện khai thác thủy năng kiểu đường dẫn tức là cột nước được tạo ra

do đường dẫn dài, phương thức khai thác thủy năng kiểu hỗn hợp thì cột nước được tạo ra do cả đường dẫn và đập Đường dẫn có thể là đường dẫn không áp như kênh, đường hầm không áp… hay đường dẫn có áp như đường hầm có áp, đường ống áp lực…

Hình1.2Phương thức khai thác thủy năng kiểu đường dẫn

1- Đập, 2- Đường dẫn có áp, 3- Tháp điều áp, 4- Đường dẫn nước vào tuabin, 5- Nhà

máy thủy điện, 6- Sông Nhà máy thủy điện là công trình thủy công bên trong đó bố trí các thiết bị động lực (tuabin, máy phát điện) và các thiết bị phụ trợ nhằm phục vụ công tác sản xuất điện

Bể áp lực được bố trí ở cuối đường dẫn nước không áp, nó là công trình nối tiếp đường dẫn không áp với công trình dẫn nước có áp hoặc với đường dẫn nước turbin, vì vậy

nó phải đảm nhận các nhiệm vụ sau:

- Phân phối đều nước trong đường dẫn không áp cho các đường ống dẫn nước turbin Đảm bảo các đường ống đó làm việc độc lập trong quá trình vận hành bình thường

5

cũng như khi sự cố hoặc sửa chữa cần phải đóng hoàn toàn không cho nước chảy vào đường ống

- Loại trừ rác bẩn do lưới chắn rác thô ở đầu đường dẫn chưa loại trừ hoặc rác bẩn do

bổ sung trên đường dẫn không để chúng lọt vào đường ống

- Đảm bảo xả lượng nước thừa khi trạm thuỷ điện thay đổi công suất nếu cần thiết hoặc cung cấp nước cho hạ lưu khi trạm thuỷ điện ngừng làm việc hoặc làm việc với công suất quá nhỏ khi hạ lưu của trạm thuỷ điện đòi hỏi phải cung cấp một lưu lượng nước nhất định cho một nhu cầu nào đó

- Làm giảm dao động mực nước trước đường ống áp lực trong các quá trình chuyển tiếp của trạm thuỷ điện

- Bảo vệ đường ống áp lực khỏi bùn cát nếu chúng còn nguy hiểm với turbin

Để đạt được các nhiệm vụ đó bể áp lực có thể bao gồm các bộ phận cấu thành sau:

1.2.1 B ộ phận lấy nước (cửa nước vào)

Cửa nước vào là bộ phận quan trọng nhất của bể áp lực, nó có nhiệm vụ lấy nước vào các đường ống turbin đảm bảo các yêu cầu về khối lượng và chất lượng Cửa nước vào của bể áp lực thường có kết cấu dưới dạng tường chắn, trên hình 3-13 là một ví dụ về kết cấu của cửa nước vào bể áp lực Về mặt cấu tạo, hình thức kết cấu cửa nước vào của bể áp lực cũng giống như công trình lấy nước khác đã được trình bày ở chương I,

nó được bố trí các cửa van công tác, van sửa chữa, lưới chắn rác, thiết bị đóng mở, thiết bị năng chuyển, các ống thông khí và ống cân bằng áp lực v.v Hình dạng và nguyên tắc bố trí các bộ phận cần phải bảo đảm tổn thất thuỷ lực nhỏ nhất và thuận lợi

an toàn trong vận hành

Van công tác (van sự cố- sửa chữa) của cửa nước vào về mặt nguyên tắc là van phẳng với các thiết bị đóng mở độc lập có khả năng điều khiển tự động tại chỗ Nếu đường ống dẫn nước turbin bố trí hở trên mặt đất thì van công tác phải là van đón nhanh Van sửa chữa ở cửa lấy nước bể áp lực thường dưới dạng phai hoặc van phẳng

6

Do dòng chảy vào bể áp lực không chứa vật nổi và các rác bẩn có kích thước lớn nên lưới chắn rác được bố trí giữa hai cửa van sửa chữa và van công tác và đặt nghiêng một góc 10o÷ 30o theo phương thẳng đứng vì đặt nghiêng sẽ tiện lợi cho việc dọn rác bằng các thiết bị cơ giới

Ngưỡng cửa lấy nước phải đặt ở cao trình sao cho miệng các ống dẫn nước turbin phải ngập dưới mực nước thấp nhất trong bể áp lực để đảm bảo không khí không lọt vào đường ống trong quá trình vận hành bình thường

Đỉnh tường chắn bể áp lực và cửa lấy nước đặt cao hơn mực nước cao nhất trong bể áp lực từ 0,3÷ 1,0 m tùy thuộc vào kích thước bể và cấp công trình

1.2.2 Khoang trước

Khoang trước là phần mở rộng của đường dẫn trước cửa lấy nước Nó là phần nối tiếp đường dẫn không áp với cửa nước vào nhằm đảm bảo cho dòng chảy được thuận dòng sao cho tổn thất thuỷ lực trong bể áp lực và tại cửa vào là nhỏ nhất Để đạt được điều

đó, yêu cầu đối với bộ phận chuyển tiếp phải có tiết diện lớn, vận tốc dòng chảy trong

nó trước khi tới cửa lấy nước phải nhỏ để phần lớn động năng dòng chảy trong đường dẫn biến thành thế năng, sự tiếp nối bộ phận này với đường dẫn và với cửa nước vào phải thuận dòng Chiều rộng và chiều sâu của khoang trước được quyết định bởi tiết diện đường dẫn không áp và chiều rộng, chiều cao của cửa lấy nước Kích thước tiết diện đầu khoang trước của bể áp lực là kích thước kênh dẫn, chúng tăng dần cả theo chiều sâu lẫn trên mặt bằng và đến cuối khoang do kích thước cửa lấy nước quyết định

7

Hình 1.3 Cắt dọc bể áp lực theo dòng chảy

1- Kênh dẫn; 2- Khe phai; 3- Lưới chắn rác; 4- Cửa lấy nước; 5- Ống thông khí; 6-

Cửa van công tác; 7- Ống dẫn nước turbin

Hình 1.4 Các bộ phận cấu thành của bể áp lực

1- Ống dẫn nước turbin; 2- cửa lấy nước; 3- Khoang trước; 4- Xi phông xả nước; 5- Tràn; 6- Dốc nước; 7, 8 & 9 - Đường tháo vật nổi (băng tuyết); 10- Lỗ xả cát; 11- Lỗ

xả đáy; 12- Tường ngực; 13- Công trình liên kết bể điều tiết ngày; 14- Ống tháo cạn bể

điều tiết ngày

8

Góc mở rộng của bể áp lực ( khoang trước) không vượt quá 10o÷12o độ theo phương ngang cũng như phương thẳng đứng Vận tốc dòng chảy trong bộ phận này thường từ 0,6÷ 0,8 m/s Cửa nước vào và khoang trước nối tiếp với nhau bằng tường cánh giống như phần tiếp nối của các vai đập Nếu chiều dài của bể áp lực đảm bảo các điều kiện tiếp nối và mở rộng quá lớn, để giảm nó người ta thường bố trí trong bể áp lực các tường hướng dòng dưới dạng trụ bin hoặc tường với chiều dày nhỏ (hình 1.5 II)

Hình 1.5 Các sơ đồ bố trí các thành phần của bể áp lực 1- Kênh dẫn; 2- Khoang trước; 3- Đường ống dẫn nước áp lực; 4- Đường xả vật nổi; 5- Tràn; 6- Tường hướng vật nổi; 7- Phao nổi; 8- Trụ pin hướng dòng; 9&10- Dốc nước Khoang trước của bể áp lực có thể bố trí dưới hình thức khối chìm, nửa chìm nửa nổi hoặc nổi hoàn toàn bằng các đê bao hoặc các tường chắn nước Hình dạng của nó hoặc các bộ phận tiếp nối với đường dẫn, cửa nước vào phụ thuộc vào điều kiện địa hình, địa chất tại vị trí công trình

9

cấp nước liên tục với lưu lượng lớn Lưu lượng tính toán của công trình xả nước thường lấy bằng lưu lượng lớn nhất trong kênh

Công trình xả nước được chia làm hai bộ phận: phần đầu mối nằm trong thành phần bể

áp lực, phần dẫn nước xuống hạ lưu thường dưới dạng dốc nước

Phần đầu mối công trình xả nước tự động thường sử dụng tràn không cửa van (tràn tự do), xi phông và cống tháo nước với cửa van đóng mở tự động

Tràn không cửa van có ưu điểm là đơn giản về cấu tạo, vận hành an toàn, không có trường hợp tràn không làm việc do sự cố bản thân như đối với tràn có cửa van và các công trình xả nước có cửa van khác Nhược điểm cơ bản của tràn không cửa van là lưu lượng đơn vị tháo qua tràn nhỏ và do đó chiều rộng tràn đòi hỏi có kích thước lớn hoặc chiều cao lớp nước tràn phải lớn ( thường h=0,5÷ 0,75 m) và do đó phải nâng cao bờ

bể áp lực và đường dẫn Tràn không cửa van có thể bố trí dưới dạng một máng tràn hoặc nhiều máng tràn Trên hình 1.6a là sơ đồ cấu tạo và bố trí công trình xả nước kiểu máng tràn đơn (một máng tràn), trong trường hợp này diện tràn nước tương đối lớn, tuy bố trí một máng tràn nhưng nó tiếp nhận nước từ ba phía do đo có thể giảm chiều cao lớp nước tràn Công trình xả nước với nhiều máng tràn trên hình 1.6b, diện tràn nước rất lớn tuy chiều rộng của công trình tràn không lớn, lớp nước trên tràn có chiều cao nhỏ hơn rất nhiều Trong nhiều trường hợp công trình xả nước được làm dưới dạng tràn tự do thông thường

Xi phông cũng thường được sử dụng làm công trình xả nước của bể áp lực, nó cho phép khống chế dao động trong bể áp lực một cách linh hoạt, lưu lượng đơn vị xi phông lớn hơn tràn tự do từ 4÷5 lần Tràn kiểu xi phông được cấu tạo bởi loạt ống xi

phông (không nhỏ hơn hai ống), số lượng của chúng phụ thuộc vào lưu lượng tràn cần

xả và kích thước của xi phông Trên hình 1.6c là một ví dụ về tràn kiểu xi phông của

bể áp lực, khi mực nước trong bể áp lực dâng đến cao trình nhất định (đỉnh ngưỡng tràn xi phông) nước tự động chảy qua tràn và xi phông nhanh chóng tăng lưu lượng đến trị số tương ứng với độ chân không ở trong nó Khi các ngưỡng của xi phông được

bố trí theo bậc chênh lệch nhau về cao độ, chúng cho phép loại bỏ sóng trong bể áp lực

Hình 1.6 Các công trình xả nước của bể áp lực

a- Tràn xả nước kiểu máng đơn; b- Tràn xả nước kiểu nhiều máng; c- Xi phông xả nước; 1- Khoang trước; 2- Kênh nối bể áp lực và bể điều tiết ngày; 3- Máng tràn xả nước; 4- Tường áp lực; 5- Tràn dạng cong; 6- Cửa lấy nước; 7- Tràn kiểu nhiều máng;

8- Dốc nước; 9- Cơ cấu điều chỉnh lưu lượng Việc lựa chọn hình thức công trình xả nước phải trên cơ sở so sánh kinh tế - kĩ thuật Kinh nghiệm thiết kế cho thấy tốt hơn cả là sử dụng các sơ đồ xả hỗn hợp, nghĩa là trong bể áp lực có thể sử dụng đồng thời một số hình thức công trình xả khác nhau (chẳng hạn tràn không cửa van kết hợp với công trình xả có cửa van đóng mở tự động)

11

Phần dẫn nước của các công trình xả nước thường sử dụng dưới dạng dốc nước với các hình thức tiêu năng sau nó dạng bể, tường tiêu năng hoặc máng phun v.v Trong trường hợp lưu lượng nhỏ còn có thể sử dụng dưới dạng bậc nước

1.2.4 Các thành ph ần khác của công trình

Ngoài các bộ phận chính là cửa lấy nước, khoang trước, công trình xả nước, trong bể

áp lực còn được bố trí cửa xả cát, cống tháo nước sửa chữa, cửa lấy nước tưới và cấp nước cho các mục đích khác nhau

Lưu tốc trong bể áp lực nhỏ, vì vậy nó đóng vai trò như một bể lắng cát phụ, để tháo rửa cát lắng đọng trong bể áp lực người ta thường sử dụng các hành lang tháo cát có cửa van, cửa vào chúng đặt ở đáy bể áp lực giống như ở bể lắng cát hoặc cửa lấy nước không áp

Khác với bể lắng cát, cửa xả cát của bể áp lực xói rửa cát trong điều kiện trạm thuỷ điện đang làm việc bình thường, nước trong bể áp lực còn đầy nên không thể tạo được vận tốc lớn để đủ sức xói rửa bùn cát lắng đọng một cách triệt để Trong thực tế hiệu quả của các hành lang xói rửa cát bố trí ở bể áp lực không lớn, do vậy tốt hơn hết là

việc nạo vét bùn cát lắng đọng có thể kết hợp thực hiện bằng các phương pháp cơ giới như bơm hút bùn v.v Ở bể áp lực người ta cố gắng bố trí các công trình xả nước và

xả cát có chung bộ phận dẫn nước

Kích thước hành lang xả cát cần đủ lớn để có thể tiến hành kiểm tra và sửa chữa Khi tiến hành xói rửa bể áp lực, vận tốc dòng nước trong nó (trong khoang trước) không nhỏ hơn 2÷2,5 m/s

Để tiến hành sửa chữa bể áp lực và kênh dẫn, trong phạm vi bể áp lực người ta bố trí cống xả đáy Nói chung cống xả đáy và cống xả cát thường được kết hợp làm một Khi hạ lưu có nhu cầu cung cấp nước với mục đích tưới hoặc cấp nước với mục đích khác (ví dụ, cấp nước sinh hoạt), trong bể áp lực người ta bố trí các cửa lấy nước phục

vụ cho mục đích này, tuỳ theo điều kiện cụ thể của điều kiện địa hình, địa chất mà các

bộ phận này có thể có các hình thức công trình khác nhau

12

Lãnh thổ Việt Nam nằm trong vùng nhiệt đới, có lượng mưa trung bình hàng năm cao, khoảng 1.800 - 2.000mm Với địa hình miền Bắc và biên giới miền Tây đồi núi cao, phía Đông là bờ biển dài trên 3.400km nên nước ta có hệ thống sông ngòi khá dày đặc với hơn 3.450 hệ thống Và với điều kiện tự nhiên thuận lợi như vậy nên tiềm năng thuỷ điện (TĐ) của nước ta tương đối lớn Theo tính toán lý thuyết, tổng công suất TĐ của nước ta vào khoảng 35.000MW, trong đó 60% tập trung tại miền Bắc, 27% phân

bố ở miền Trung và 13% thuộc khu vực miền Nam Tiềm năng kỹ thuật (tiềm năng có thể khai thác khả thi) vào khoảng 26.000MW, tương ứng với gần 970 dự án được quy hoạch, hàng năm có thể sản xuất hơn 100 tỷ kWh, trong đó nói riêng thuỷ điện nhỏ (TĐN) có tới 800 dự án, với tổng điện năng khoảng 15 - 20 tỉ kWh/năm

Đến năm 2015, tổng số dự án TĐ đã đưa vào vận hành là trên 268, với tổng công suất hơn 14.240,5 MW Hiện có 205 dự án với tổng công suất 6.1988,8 MW đang xây dựng

và dự kiến đưa vào vận hành trong giai đoạn 2015-2017 Như vậy, theo kế hoạch, đến năm 2017, có 473 dự án sẽ đưa vào khai thác vận hành, với tổng công suất là 21.229,3

MW, chiếm gần 82% tổng công suất tiềm năng kỹ thuật của thủy điện Năm 2015, các nhà máy TĐ đóng góp 48,26% (13.000 MW) và 43,9% (tương ứng 53 tỷ kWh) điện năng cho ngành điện

Có thể nói, cho đến nay các dự án TĐ lớn có công suất trên 100MW hầu như đã được

khai thác hết Các dự án có vị trí thuận lợi, có chi phí đầu tư thấp cũng đã được triển khai thi công Còn lại trong tương lai gần, các dự án TĐ công suất nhỏ sẽ được đầu tư khai thác

Ở nước ta, TĐ chiếm một tỷ trọng cao trong cơ cấu sản xuất điện Hiện nay, mặc dù ngành điện đã phát triển đa dạng hóa nguồn điện, nhưng TĐ vẫn đang chiếm một tỷ trọng đáng kể Năm 2015, TĐ chiếm khoảng 32% trong tổng sản xuất điện Theo dự báo của Qui hoạch phát triển điện đến năm 2020 với tầm nhìn 2030 hay gọi tắt là Qui hoach điện VII (QHĐ VII) thì đến các năm 2020 và 2030 tỷ trọng TĐ vẫn còn khá cao, tương ứng là 23%

Ngoài mục tiêu phát điện, các nhà máy TĐ còn có nhiệm vụ cắt và chống lũ cho hạ du trong mùa mưa bão, đồng thời cung cấp nước phục vụ sản xuất và nhu cầu dân sinh

13

trong mùa khô

Theo phân cấp của Việt Nam, các nguồn TĐ có công suất đến 30MW thì được phân loại là TĐN Các nguồn TĐ có công suất lớn hơn gọi là TĐ lớn

Tuy nhiên, theo Tổ chức TĐN của Liên hiệp quốc (Small Hydropower UNIDO), thì các nguồn TĐ có công suất từ 200 kW - 10 MW gọi là TĐN, còn các nhà máy có công suất từ 10 MW - 100 MW là TĐ vừa Như vậy, theo phân loại của Việt Nam thì TĐN (công suất < 30MW) đã bao gồm các TĐ vừa Điều này có nghĩa là đối với các dự án TĐN có công suất trên 15MW cũng cần phải chú ý thẩm định nghiêm túc về qui hoạch, thiết kế, xây dựng và về các tác động môi trường và xã hội

Như đã biết, các dự án TĐ lớn có thể gây ra những tác động tiêu cực về môi trường và

xã hội Các dự án này cần có hồ chứa rất lớn nên dẫn đến mất rất nhiều diện tích đất đai, trong đó chủ yếu là đất nông nghiệp; hàng nghìn hộ dân phải di dời, tái định cư; một khu vực văn hóa trong diện tích lòng hồ bị chôn vùi; lượng phát thải khí nhà kính (chủ yếu là mê tan) được tạo ra do các sinh vật bị ngập trong hồ gây ra

Khác với TĐ lớn, TĐN có qui mô nhỏ, các tác động về môi trường và xã hội thường không lớn nên nó được xếp vào các nguồn năng lượng tái tạo Ở các công trình TĐN, quy mô công trình thường là đập thấp, đường dẫn nhỏ, khối lượng xây dựng không lớn, diện tích chiếm đất không nhiều và vì vậy mà diện tích rừng bị chặt phá phục vụ công trình cũng không lớn Mỗi trạm TĐN thường chỉ có 2-3 tổ máy, máy biến áp, trạm phân phối điện và đường dây tải điện 35 kV hoặc 110 kV Các nhà máy TĐN nếu

có hồ chứa thì dung tích cũng bé hoặc không có hồ chứa Nhiều nhà máy chạy bằng lưu lượng cơ bản của sông suối thông qua xây dựng đập dâng Vì lý do đó nên TĐN không làm được nhiệm vụ chống lũ cho hạ lưu

Theo đánh giá, tiềm năng TĐN của VN vào khoảng 4.000MW, trong đó loại nguồn có công suất từ 100kW-30MW chiếm 93- 95%, còn loại nguồn có công suất dưới 100kW chỉ chiếm 5 - 7%, với tổng công suất trên 200MW

Về hiệu quả kinh tế thì TĐN không bằng thuỷ điện lớn Theo thống kê từ các công trình TĐ đã và đang vận hành thì suất đầu tư TĐN vào khoảng 25 - 30 tỉ đồng/MW, trong khi đối với TĐ lớn là 20 - 25 tỉ đồng/MW (tính theo mặt bằng giá năm 2011) Ngoài các dự án TĐN đã được triển khai xây dựng và đang vận hành trước đây thì

14

theo Quy hoạch phát triển TĐN (Quyết định số 3457/QĐ-BCT ngày 18/10/2005), tổng

số có 239 dự án, với tổng công suất là 1.520,67MW thuộc địa bàn của 24 tỉnh, trong

đó có 3 tỉnh dẫn đầu về số lượng và công suất là Lâm Đồng, 45 dự án, 288 MW; Yên Bái, 29 dự án, 236,3 MW và Nghệ An, 18 dự án, 151,3 MW

Đến năm 2011, nước ta đã đầu tư xây dựng và đưa vào vận hành trên 200 dự án TĐ, với tổng công suất gần 35.000 MW, trong đó gần 90% về số lượng dự án là TĐN Trong giải công suất này, khoảng gần 60% tổng công suất tiềm năng đã được khai thác

sử dụng Nói riêng, sản lượng điện năm 2011 phát ra từ các nhà máy TĐN đạt mức 7,845 tỉ kWh, chiếm 19% tổng lượng điện phát ra từ nguồn thuỷ điện, chiếm trên 7% sản lượng điện toàn hệ thống Những đóng góp này của TĐN là rất có ý nghĩa

Chương trình phát triển thủy điện đã được lập như sau:

1.3.1 Các công trình th ủy điện do EVN làm chủ đầu tư

+ Thủy điện Đại Ninh có hồ nước ở xã Ninh Gia, huyện Đức Trọng, tỉnh Lâm Đồng,

và nhà máy điện tại xã Phan Lâm, huyện Bắc Bình, tỉnh Bình Thuận

Công trình được xây dựng bằng nguồn vốn vay ODA của Chính phủ Nhật Bản, khởi công 10/05/2003, đưa vào vận hành đầu năm 2008 Công trình phát điện có công suất

300 MW, và chuyển nước từ lưu vực sông Đồng Nai sang lưu vực sông Lũy để cấp nước cho tỉnh Bình Thuận

Hồ chứa được hình thành bởi 2 đập chính Đa Nhim và Đa Queyon, 4 đập phụ, một đập tràn vận hành, một đập tràn sự cố và một kênh nối thông giữa hai hồ chứa Đa Nhim và

hồ chứa Đa Queyon Tổng dung tích hồ chứa là 319,77 triệu m3 Nước từ hồ chứa được dẫn qua đường hầm áp lực dài 11,2 Km xuyên qua lòng núi và một đường ống áp lực bằng thép dài 1,818 km tới nhà máy phát điện Lưu lượng nước thiết kế qua nhà máy là 55,4 m3/giây cấp cho hai tổ máy phát điện với tổng công suất lắp đặt là 300

MW, mỗi tổ máy là 150 MW

+ Thủy điện Rào Quán có vị trí thuộc huyện Hướng Hóa, tỉnh Quảng Trị Với 02 tổ máy công suất lắp máy 70 MW, sản lượng trung bình khoảng 265 triệu KWh Đây là công trình thủy điện có hiệu ích tổng hợp nhằm khai thác nguồn nước sông Thạch Hãn

15

để cấp nước cho hạ du và phát điện nên vốn đầu tư sẽ được phân chia giữa ngành thủy lợi và điện lực Ngày 12/09/2007 hòa lưới điện tổ máy số 1 và ngày 27/11/2007 hòa lưới điện tổ máy số 2 Đến nay 02 tổ máy đã vận hành ổn định, thường xuyên cung cấp cho hệ thống điện quốc gia 64 MW, góp phần không nhỏ giải quyết những thiếu thốn

về điện cho đất nước

+ Công trình thủy điện Sê San 3 nằm trên sông Sê San, cách công trình thủy điện Ialy khoảng 20 km về phía hạ lưu, trên địa bàn hai tỉnh Gia Lai và Kon Tum công suất lắp máy 273 MW và sản lượng điện khoảng 1.127 tỷ KWh Đây là công trình do EVN đầu

tư bằng các nguồn vốn tự có và vay của các ngân hàng thương mại trong nước Công trình được đưa vào vận hành năm 2006

+Công trình thủy điện Sê San 4 là công trình cuối cùng về phía hạ lưu của hệ thống sông Sê San theo quy hoạch của EVN và cũng là công trình có công suất lớn thứ 2, sau Thủy điện Ialy trên tuyến sông này Công trình gồm 3 tổ máy với tổng công suất 360

MW, sản lượng điện cung cấp lên lưới quốc gia 1,5 tỷ KWh/năm, được khởi công vào tháng 11/2004 và hoàn thành vào tháng 3/2010

+ Thủy điện Tuyên Quang, trước đây còn gọi là Nhà máy thủy điện Na Hang, nằm trên lưu vực sông Gâm, thuộc địa phận xã Vĩnh Yên và thị trấn Nà Hang, tỉnh Tuyên Quang

Công trình thủy điện Tuyên Quang được khởi công xây dựng vào ngày 22/12/2002 và sau 05 năm được khánh thành, năm 2007 Công trình được thiết kế có 03 tổ máy, phát điện lên lưới điện quốc gia với công suất là 342 MW, sản lượng điện trung bình hằng năm là 1,295 tỷ kwh Tổng diện tích mặt nước trên hồ thuỷ điện hơn 8.000 ha, dung tích 2 tỉ m3nước

Hồ Na Hang là vùng hồ chứa nước của nhà máy, được tạo ra do đập chắn giữ nước, dung tích hồ chứa nước từ 1.000 triệu m3 đến 1.500 triệu m3 Hồ Na Hang cò có công

dụng phòng chống lũ cho thị xã Tuyên Quang và tham gia giảm lũ đồng bằng sông Hồng, tạo nguồn cấp nước mùa kiệt cho đồng bằng sông Hồng

+ Thủy điện A Vương thuộc huyện Đông Giang, tỉnh Quảng Nam, cách thành phố Đà

16

Nẵng khoảng 100 km Dự án Thuỷ điện A Vương khởi công xây dựng tháng 8/2003, phát điện tổ máy 1 ngày 11/10/2008 và phát điện tổ máy 2 vào ngày 28/12/2008 Nhà máy có tổng công suất 210 MW gồm 2 tổ máy, điện lượng bình quân hàng năm là 815 triệu KWh

+ Thủy điện Đak Mi 4 công suất 190MW được xây dựng trên thượng nguồn sông Vu Gia, thuộc xã Phước Xuân, huyện Phước Sơn, tỉnh Quảng Nam Công trình gồm 02 bậc, bậc trên Đak Mi 4a công suất 148MW và bậc dưới Đak Mi 4b công suất 42MW, sản lượng điện bình quân hàng năm cung cấp cho lưới điện Quốc gia là 752 triệu kWh Công trình được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận và phát lệnh khởi công ngày 21/4/2007 Ngày 10/5/2012, tổ máy cuối cùng của Nhà máy Thủy điện Đak Mi 4 chính thức phát điện hòa vào lưới điện quốc gia

+ Thủy điện Đồng Nai 3 và 4: Cụm công trình đầu mối của Thủy điện Đồng Nai 4 đặt tại thị trấn Quảng Khê, huyện ĐắkGLong, tỉnh Đắk Nông và xã Lộc Bảo, huyện Bảo lâm, tỉnh Lâm Đồng; Công trình thủy điện Đồng Nai 3 nằm trên địa bàn 5 xã, gồm: Lộc Lâm (huyện Bảo Lâm, tỉnh Lâm Đồng); Đinh Trang Thượng (huyện Duy Linh, tỉnh Lâm Đồng); Tân Thành (huyện Lâm Hà, tỉnh Lâm Đồng); Đắk Nia và Đắk Blao (huyện Đắc Blong, Đắk Nông)

Thủy điện Đồng Nai 3 và 4 có tổng công suất lắp máy là 520MW (Đồng Nai 4 là 340MW và Đồng Nai 3 là 180MW) với tổng sản lượng điện trung bình 1,7 tỷ kWh/năm Được khởi công vào cuối tháng 12/2004, Tổ máy 1 và 2 của Nhà máy thủy điện Đồng Nai 3 lần lượt hòa lưới điện quốc gia vào ngày 5/1/2011 và 27/6/2011; Tổ máy số 1và 2 của Nhà máy thủy điện Đồng Nai 4 lần lượt phát điện vào ngày 28/3/2012 và 16/6/2012 đã đưa lại doanh thu mỗi năm hàng ngàn tỷ đồng

+ Thủy điện Buôn Kuốp là một công trình thủy điện của tỉnh Đăk Lăk trên sông Sêrêpok Công trình nằm trong địa phận các xã Hòa Phú (huyện Cư Jút), Nam Đà (huyện Krông Nô) và Dray Sáp (huyện Krông Ana), cách chỗ hợp lưu của các sông Krông Nô và Krông Ana khoảng 10 km về phía hạ lưu Công trình có công suất 280

MW này (lớn thứ hai ở Tây Nguyên sau công trình thủy điện Yaly) được khởi công

17

vào ngày 21/12/2003 Nhà máy thuỷ điện Buôn Kuốp được hoàn thành bàn giao toàn

bộ trong năm 2010 Công trình cung cấp cho lưới điện quốc gia khoảng 1,4 tỷ KWh/năm Ngoài ra, công trình còn có nhiệm vụ điều hòa nguồn nước, cấp nước tưới cho hạ du công trình và ổn định đời sống nhân dân trong khu vực, tạo cảnh quan du lịch, phát triển giao thông, thủy sản

+ Công trình thủy điện An Khê - Kanak năm trên sông Ba, trong sơ đồ quy hoạch bậc thang thủy điện trên hệ thống sông Ba Công trình gồm 2 hồ: Hồ Kanak ở phía thượng lưu và hồ An Khê Hồ Kanak bổ sung nước cho hồ An Khê và kết hợp phát điện Nhà máy được xây dựng có tổng công suất lắp máy 173MW trong đó nhà máy cụm đầu mối Kanak 13MW, cụm đầu mối An Khê là 160MW Sản lượng điện sản xuất trung bình hàng năm 694 triệu KWh Công trình được khởi công xây dựng ngày 14/11/2005

và khánh thành vào năm 2011

+ Thủy điện PleiKrông năm trên nhánh PleiKrông, là một trong hai nhánh chính phía thượng nguồn của sông Sê San Ngày 23/11/2003, tại xã Sa Bình, huyện Sa Thầy, tỉnh Kontum, Phó Thủ tướng thường trực Nguyễn Tấn Dũng phát lệnh khởi công công trình thủy điện Pleikrông với 2 tổ máy, tổng công suất 100MW, sản lượng điện bình quân theo thiết kế 417 triệu kWh/năm Đây là nhà máy có ý nghĩa quan trọng trong hệ thống bậc thang thủy điện sông Sê San, vừa thực hiện nhiệm vụ phát điện vừa điều tiết

hồ chứa, nâng cao hiệu ích cho các nhà máy phía hạ du Thủy điện PleiKrông lần lượt đưa tổ máy 1 hòa lưới vào ngày 12/5/2009, tổ máy 2 vào ngày 17/3/2010

+ Thuỷ điện Sông Ba Hạ nằm ở bậc thang cuối cùng trên bậc thang sông Ba – là một trong những thủy điện lớn nhất của miền Trung được quy hoạch trên địa bàn 15 xã miền núi thuộc hai huyện Sông Hinh (tỉnh Phú Yên) và huyện Krông Ba (tỉnh Gia Lai) Công trình được xây dựng nằm cách tỉnh lỵ Phú Yên chừng 70 cây số về phía Tây.Nhà máy thủy điện sông Ba Hạ có hai tổ máy với công suất 250MW, sản lượng điện trung bình 1044 triệu Kwh/năm, công trình hoàn thành và đi vào hoạt động từ tháng 11 năm 2009

+ Thủy điện Huội Quảng: Đây là nhà máy thuỷ điện ngầm đầu tiên do Việt Nam thiết

kế với 2 hầm dẫn nước ngầm trong lòng núi, mỗi đường hầm dài 4,2km, đường kính

18

7,5m, máy phát điện được đặt ngầm Và cũng là một trong những công trình lớn thuộc quy hoạch bậc thang thuỷ điện trên hệ thống sông Đà, sau các thuỷ điện Sơn La (2.400MW), thuỷ điện Hoà Bình (1.900MW) và thuỷ điện Lai Châu (1.200MW)

Vị trí xây dựng: Tuyến đập tại xã Khoen On, huyện Than Uyên, tỉnh Lai Châu; Nhà máy tại xã Chiềng Lao, huyện Mường La, Sơn La.Công suất lắp máy 520MW, sản lượng điện trung bình hàng năm 1,904 tỷ kWh Công trình được khởi công vào tháng

01 năm 2006 Tổ máy số 1 phát điện vào ngày 31/12/2015, tổ máy số 2 phát điện vào ngày 19/6/2016

+ Thủy điện Sơn La với công suất lắp đặt 2.400 MW (gồm 6 tổ máy, mỗi tổ máy 400MW) là bậc thang thứ 2 nằm trên sông Đà (sau thủy điện Lai Châu và là bậc trên của thủy điện Hòa Bình) Công trình chính thuộc địa phận xã Ít Ong, huyện Mường

La, tỉnh Sơn La Hồ chứa nước thuộc một số xã, huyện của tỉnh Sơn La, Điện Biên và Lai Châu Nhiệm vụ chính của Dự án là cung cấp điện lên hệ thống điện Quốc gia với sản lượng điện trung bình hàng năm là 10,246 tỷ kWh, chống lũ về mùa mưa, cung cấp nước về mùa khô cho đồng bằng Bắc Bộ và góp phần phát triển kinh tế - xã hội vùng Tây Bắc Nhà máy được khởi công xây dựng ngày02/12/2005 Sau 7 năm xây dựng,

thủy điện Sơn La được khánh thành vào ngày 23 tháng 12 năm 2012

+ Thủy điện Lai Châulà công trình trọng điểm quốc gia Việt Nam được khởi công xây dựng vào ngày 05/01/2011 tại xã Nậm Hàng, huyện Nậm Nhùn, tỉnh Lai Châu Công trình này được xây dựng ở bậc thang trên cùng của dòng chính sông Đà tại Việt Nam, bậc trên của thủy điện Sơn La Nhà máy Thủy điện Lai Châu gồm 3 tổ máy với tổng công suất lắp đặt 1.200 MW, mỗi năm nhà máy sẽ cung cấp lên lưới điện quốc gia khoảng 4.670,8 triệu kWh, dự kiến hoàn thành vào năm 2017

+ Một số các công trình thủy điện cỡ vừa trên các lưu vực sông như: Bản Chát, Nậm Chiến, Hua Na, Bản Uôn, Nale, Bắc Mê, Đức Xuyên, Đồng Nai 6, Đồng Nai 8, Trung Sơn

1.3.2 Các công trình th ủy điện do chủ đầu tư ngoài ngành điện làm chủ đầu tư

+ Công trình thủy Điện Cần Đơn thuộc tỉnh Bình Phước được khởi công xây dựng

19

tháng 05/2000 trên Sông Bé thuộc vùng Đông Nam Bộ, đây là một nhánh sông lớn trong hệ thống sông Đồng Nai Đây là công trình thủy điện BOT đầu tiên ở Việt Nam Công trình bao gồm hồ chứa, đập đất, tràn xả lũ, cống lấy nước và nhà máy thủy điện với 2 tua-bin phát điện.Ngày 01/01/2004, nhà máy chính thức đưa vào vận hành và hòa lưới điện quốc gia 02 tổ máy M1, M2 với tổng công suất 77,6 MW Ngoài sản lượng điện cung cấp ước tính trung bình nhiều năm 294,4 triệu KWh điện/năm cho lưới điện quốc gia, công trình thủy điện Cần Đơn còn giúp đảm bảo cung ứng nước tưới cho 4.800 ha đất canh tác thuộc vùng hạ lưu sông Bé và huyện Lộc Ninh, cải thiện việc điều tiết nước sinh hoạt và công nghiệp cho các tỉnh Bình Dương, Bình Phước và thành phố Hồ Chí Minh

+ Thủy điện Cửa Đạt: Hồ chứa nước Cửa Đạt nằm ở vùng sông Chu (địa phận xã Xuân Mỹ, huyện Thường Xuân, tỉnh Thanh Hóa), cách đập Bái Thượng khoảng 17 km

về phía thượng lưu Hồ có dung tích gần 1,5 tỷ m3, có nhiệm vụ cắt giảm lũ cho vùng

hạ du, đảm bảo cung cấp đủ nước tưới tiêu cho trên 86 ngàn ha đất nông nghiệp, cũng như nhu cầu nước cho công nghiệp và sinh hoạt Ngoài ra hồ chứa này còn có nhiệm

vụ giúp đẩy mặn cho vùng hạ lưu sông Chu và kết hợp với Nhà máy Thủy điện Cửa Đạt với 2 tổ máy phát điện thương mại có tổng với công suất 97 MW, bổ sung nguồn cung cho lưới điện quốc gia trung bình khoảng 430 triệu KWh mỗi năm.Chủ đầu tư là Công ty CP Vinaconex P&C (TCT góp vốn chi phối tại thời điểm bắt đầu Dự án) Công trình được khởi công ngày02/02/2004 và được khánh thành vào ngày27/11/2010

+ Thủy điện Srok Phu Miêng Đây là công trình bậc thang cuối của sông Bé do Tổng công ty xây dựng và phát triển đô thị (IDICO) làm chủ đầu tư Công suất lắp đặt và điện năng trung bình của công trình là 54MW và 243 triệu KWh Công trình được khởi công vào tháng 11 năm 2003 và hoàn thành vào tháng 12 năm 2006

+ Thủy điện Sê San 3A (sê san Po Ko) là thủy điện bậc thang dưới của nhà máy thủy điện Sê San 3 với công suất lắp đặt là 100MW Đây là công trình tương đối hiệu quả

do Tổng công ty xây dựng Sông Đà làm chủ đầu tư và được khởi công vào ngày 05/4/2003 và đưa vào vận hành năm 2007

20

+ Một số lượng lớn nhà máy thủy điện vửa và nhỏ khác do các doanh nghiệp ngoài ngành điện đầu tư đã và sẽ đưa vào vận hành vào thời gian tới

1.3.3 K ế hoạch phát triển nguồn và lưới điện đến năm 2020

- Danh mục các dự án nguồn điện vào vận hành giai đoạn 2011-2020 theo Quyết định

số 1208/QĐ-TTg ngày 21 tháng 07 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ

Bảng 1.1 Danh mục các dự án nguồn điện vào vận hành giai đoạn 2011-2020

Công trình vào vận hành năm 2013

Công trình vào vận hành năm 2015

Công trình vào vận hành năm 2016

Gia Lai

9 TĐ Hạ Sê San 2 (Cam Pu Chia 50%) 200 Evn - BOT

Công trình vào vận hành năm 2017

22

Công trình vào vận hành năm 2018

Công trình vào vận hành năm 2019

2 TĐ tích năng Đông Phù Yên #1 300 Công ty Xuân Thiện

Công trình vào vận hành năm 2020

1 TĐ tích năng Đông Phù Yên #2.3 600 Công ty Xuân Thiện

- Danh mục các dự án thủy điện vừa và nhỏ theo Quyết định số 1208/QĐ-TTg ngày 21 tháng 07 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ

Bảng 1.2 Danh mục các dự án vừa và nhỏ

Công trình vào vận hành năm 2011

23

Công trình vào vận hành năm 2014

La Ngâu

Công trình vào vận hành năm 2015

24

1.4.1 Nh ững tồn tại trong quá trình xây dựng thủy điện ở Việt Nam

Với điều kiện thuận lợi về tiềm năng cùng với sự cho phép của nhà nước nên hiện nay

có rất nhiều doanh nghiệp trong và ngoài quốc doanh đầu tư vào thủy điện dưới các hình thức BOO, BOT như: VINACONEX, COMA, COSEVCO, LICOGI, … với hàng chục công trình đã và đang được triển khai thiết kế xây dựng

1.4.1.1Tình hình thi ết kế trạm thủy điện có hồ điều tiết ngày đêm

- Về vấn đề xác định dung tích hồ điều tiết ngày đêm cùng với giải pháp công trình: Hiện nay khi thiết kế các trạm thủy điện nhỏ dạng đường dẫn có hồ điều tiết ngày đêm thì vấn đề xác định dung tích bồi lắng hồ chứa có các bất cập: Với TTĐ có hồ điều tiết ngày đêm là thượng lưu đập không có bụng hồ, nếu thiết kế hồ theo tuổi thọ công trình theo các qui phạm hiện hành thì hồ có dung tích chết rất lớn, đập phải cao nên dự án sẽ không có hiệu quả kinh tế Do đó về vấn đề chọn dung tích bồi lắng để khai thác tối ưu nguồn thủy năng có hai quan điểm thiết kế trái ngược nhau:

Quan điểm 1: Thiết kế đầu mối đảm bảo an toàn lấy nước với mực nước dâng bình

thường tối ưu nhất, không đưa ra phần dung tích chết để lắng đọng bùn cát Còn về bồi lắng lòng hố sẽ xử lý bằng cách khi hồ đầy thì nạo vét Chu kỳ nạo vét ngắn (1 năm như thủy điện Za Hưng – Quảng Nam) hay chu kỳ nạo vét bằng vòng đời kinh tế (30 như công trình Tà Thàng – Lào Cai) Quan điểm này có ưu điểm và nhược điểm sau: + Ưu điểm: Là giá thành đầu tư xây dựng công trình rẻ do chi phí xây dựng đầu mối thấp

+ Nhược điểm: Có thể ngay năm sau khi xây dựng xong đưa vào vận hành hồ sẽ bị lấp đầy, dẫn đến phải dừng nhà máy để tiến hành nẹo vét hằng năm nhà máy phải dừng hoạt động để nạo vét nên giảm số giờ phát điện làm kéo dài thời gian thu hồi vốn (làm giảm tính hiệu quả của dự án)

Với quan điểm này đã đưa vào thiết kế cho công trình thủy điện Nậm Mu – Hà Giang,

Nà Lơi – Điện Biên, Za Hưng …

25

Quan điểm 2: Thiết kế đầu mối đảm bảo an toàn lấy nước với mực nước dâng bình

thường tối ưu nhất, đưa ra một phần dung tích chết để lắng đọng bùn cát trong một khoảng thời gian ngắn 5-10 năm hay dài nhất bằng vòng đời kinh tế 30-40 năm Đầu mối có bố trí hệ thống cửa van để xả bùn cát lơ lửng và một phần bùn cát di đẩy Còn

về bồi lắng lòng hồ sẽ xử lý bằng cách khi hồ đầy thì nạo vét Quan điểm này có ưu điểm và nhược điểm sau:

+ Ưu điểm: TTĐ sẽ hoạt động một thời gian dài hơn quan điểm 1 mới phải dừng để tiến hành nạo vét, thời gian bán điện được liên tục hơn Rất thuận lợi cho các TTĐ được đầu tư bằng hình thức BOO, BOT khi kinh doanh điện (Chủ đầu tư gặp nhiều thuận lợi khi thương thảo mua bán điện)

+ Nhược điểm: Giá thành đầu tư sẽ tăng lên do phải đầu tư vào hệ thống cửa van, đầu mối cao thêm, vận hành phức tạp hơn do tình hình lũ miền núi thường diễn ra bất thường, thời gian tập trung lũ nhanh

Các công trình thủy điện được thiết kế theo xu hướng này là: Thủy điện Ngòi Phát, Tà Thàng, Sử Pán …

- Về bể áp lực kết hợp xả cát:

Đa số công trình hiện nay khi tính toán thiết kế hầu như sử dụng một số tài liệu tham khảo để xác định kích thước của chúng nhưng chưa thể hiện được rõ tính khả thi về mặt kỹ thuật, kinh tế của cách xác định

1.4.1.2Tình hình xây d ựng và vận hành trạm thủy điện có hồ điều tiết ngày đêm

Các công trình thủy điện có hồ điều tiết ngày đêm mới được xây dựng và vận hành được một thời gian ngắn nên chưa có được sử tổng kết, đánh giá

1.4.2 Hướng nghiên cứu của luân văn

Nghiên cứu giải pháp công trình hợp lý để nâng cao hiệu quả sử dụng bể áp lực của trạm thủy điện áp dụng cho thủy điện kênh dẫn dài

Qua thực tế tại Việt Nam chưa thấy có báo cáo tổng kết về việc áp dụng các hình dạng khác nhau của bể áp lực Việc ứng dựng các công thức kinh nghiệm và hình dạng tương đối đơn giản.Chiều cao cột nước phát điện các trạm thủy điện dùng bể áp lực ở Việt Nam mới thấy thống kê từ vài mét đến vài chục mét, nhưng với Trung Quốc chiều cao cột nước phát điện các trạmcó phạm vi từ vài mét đến khoảng 2000m.Công suất nhà máy cũngbiến đổi từ vài MW đến vài trăm MW Góc đoạn kết nối giữa kênh

và bể áp lực cũng biến đổi từ 00 đến 900 Lưu lượng thiết kế cũng biến đổi từ vài m3/s đến hơn nghìn m3

/s Đấy là các tổng hợp có thể tham khảo khi thiết kế bể áp lực phù hợp ở các công trình thủy điện tại Việt Nam

Bảng 1.3 Tổng hợp một số công trình thủy điện có sử dụng bể áp lực ở Việt Nam

Kích thước bể

áp lực lxbxh (m)

Địa điểm

27

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ NGHIÊN CỨU CÁC HÌNH DẠNG, KÍCH THƯỚC

H ỢP LÝ CỦA BỂ ÁP LỰC

Mục đích xác định mực nước cao nhất trong bể áp lực khi cắt tải và mực nước thấp nhất khi giảm tải

Đối với đường dẫn và bể áp lực, khi giảm lưu lượng phát điện (giảm tải) sẽ xuất hiện sóng dương, làm cho mực nước tăng lên Ngược lại khi tăng lưu lượng phát điện (tăng tải) sẽ xuất hiện sóng âm làm cho mực nước hạ xuống Các sóng này có chiều cao ban đầu là Δh0 di chuyển theo dòng chảy với vận tốc chuyền sóng c, tính theo công thức sau:

V0: Vận tốc ban đầu của dòng chảy;

F0: Tiết diện ban đầu của dòng chảy;

28

Chênh lệch lưu lượng giữa mặt cắt sóng đã truyền đến với mặt cắt ban đầu là:

ΔQ = Q – Q0 = cΔhB’ (2-3) Trị số ΔQ là lưu lượng biến đổi do sóng, gọi là lưu lượng sóng

điện

2.2.1 Cao trình m ực nước dâng cao nhất khi giảm tải đột ngột

Khi giảm tải một phần hoặc toàn phần trong một thời đoạn rất ngắn, sẽ phát sinh sóng dương trong bể láp lực và kênh dẫn

Sóng truyền theo chiều dài kênh, làm cho mực nước tăng Tại một mặt cắt nhất định, mực nước tăng liên tục theo thời gian Cho đến khi sóng phản xạ từ hồ chứa trở về đến mặt cắt đó, sóng mới bắt đầu giảm Vậy tại thời điểm này tương ứng với mực nước cao nhất ở mặt cắt nói trên

Hình 2.1 Sơ đồ truyền sóng a-Giảm tải;b-Tăng tải Xác định trị số mực nước cao nhất có thể theo phương pháp đơn giản Trec - tôi - sốp như sau:

ở thời điểm ban đầu, dòng chảy là ổn định, với lưu lượng Q0 đường mặt nước và tất cả các yếu tố thủy lực ở mặt cắt bất kỳ đã biết

ltc

Hình 2.2 Sơ đồ tính toán mực nước dâng cao nhất trong bể áp lực

Ở tiết diện xuất phát 0-0, sóng ban đầu Δh0 và vận tốc v0 có thể xác định:

Giải bài toán theo trình tự sau:

Từ mặt cắt cuối bể 0-0, tính toán cho mặt cắt 1-1, xác định chiều cao sóng Δh1 Trị số

W1 tính theo (2-12) trong đó (n-1) thay bằng (0), còn (n) thay bằng (1),c1 tính theo công thức (2-6) và (2-11) Nếu c1 tính theo hai công thức có được trị số trùng hoặc gần trùng nhau thì trị số Δh1 được chấp nhận Nếu không thì phải tính lại Δh1 Đó là cách tính thử dần, hoặc cũng có thể dùng biểu đồ

Với trị số Δh1 và c1 đã tính được, mặt nước ở 1-1 sẽ ở cao trình:

Z1 = Z1,0 + Δh1

Trong đó: Z1,0 - Cao trình mặt nước ở mặt cắt 1-1 trong chuyển động ổn định ban đầu

Từ Z1 tính chuyển qua mặt cắt 2-2, cách tính giống như trên

Cuối cùng xác định tại mặt cắt cuối cùng S-S (mặt cắt đầu kênh dẫn tiếp xúc với hồ chứa ở thượng lưu)

Trong thời gian truyền từ mặt cắt 0-0 đến S-S, thời gian truyền là T, mực nước tăng liên tục, tại thời điểm sóng truyền tới S-S mực nước tại mặt cắt 0-0 là Z '' Tại S-S mực nước không thay đổi (ứng với mực nước hồ chứa tại thời điểm đó), sóng phản xạ bắt đầu truyền ngược lại với vận tốc c, cùng bằng vận tốc sóng truyền đi Trong thời gian sóng phản xạ từ S-S về 0-0 cũng với thời gian T’ = T mực nước tại 0-0 vẫn tiếp tục tăng cho đến khi sóng phản xạ tới 0-0, mực nước tại đây đạt đến Zmax Có thể theo biến đổi mực nước tại 0-0 như hình 2-3

2.2.2 M ực nước thấp nhất trong bể khi tăng tải

Trường hợp tăng tải tương ứng với lưu lượng từ Q0đến '

0

Q