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

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

i


LỜI CẢM ƠN
Luận văn “Nghiên cứu giải pháp cơng 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 cơ giáo, cơ quan, bạn bè và gia đình.
Tác giả xin bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc tới Thầy giáo TS. Phan Trần Hồng Long và
PGS. TS Lê Xuân Khâm đã tận tình hướng dẫn cũng như cung cấp tài liệu, thông tin
khoa học cần thiết cho luận văn.
Xin chân thành cảm ơn các thầy, cơ giáo Phịng đào tạo đại học và Sau đại học, khoa
Cơng 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.

ii


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
1.2

Tổng quan về thủy điện nhỏ ....................................................................................................... 3

1.2.1

Cơng trình bể áp lực trong trạm thủy điện ........................................................................... 4
Bộ phận lấy nước (cửa nước vào) ................................................................................................ 5

1.2.2

Khoang trước .......................................................................................................................................... 6

1.2.3

Cơng trình xả nước .............................................................................................................................. 8

1.2.4

Các thành phần khác của cơng trình ........................................................................................11

1.3
1.3.1

Một số vấn đề đã được nghiên cứu ....................................................................................... 12

1.3.2

Các cơng 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
1.4.1

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

1.4.2

Hướng nghiên cứu của luân văn .................................................................................................25

1.5

Kết luận chương I ......................................................................................................................... 26

1.1

Các cơng trình thủy điện do EVN làm chủ đầu tư.............................................................14

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

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
2.3.1

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

2.3.2

Phần thu nước .......................................................................................................................................38

Khoang trước ........................................................................................................................................37

iii


2.3.3

Tính tốn các mực nước trong bể .............................................................................................. 39

2.4
2.4.1

Các hình dạng, kích thước đề xuất ........................................................................................ 42

2.4.2

Bể áp lực xiên góc .............................................................................................................................. 42

2.4.3

Bể áp lực cong ...................................................................................................................................... 42

2.4.4

Bể áp lực vng góc .......................................................................................................................... 43

2.5
2.5.1

Cơ sở lý thuyết phương pháp tính tốn, lựa chọn hợp lý ............................................ 43

2.5.2

Phần thu nước....................................................................................................................................... 44

2.5.3

Cơng trình tháo nước thừa............................................................................................................. 45

2.5.4

Các bộ phận cơng trình khác trong bể áp lực ..................................................................... 47

2.5.5

Bố trí bể áp lực ..................................................................................................................................... 48

2.6

Kết luận chương 2 ........................................................................................................................ 49

Bể áp lực thẳng .................................................................................................................................... 42

Khoang trước ........................................................................................................................................ 43

CHƯƠNG 3 ỨNG DỤNG TÍNH TỐN CHO CƠNG TRÌNH THỰC TẾ ................ 51
3.2

Giới thiệu cơng trình ................................................................................................................... 51

3.2.1

Nhiệm vụ và các thông số ......................................................................................................... 51

Nhiệm vụ của thủy điện Đăk Rơ Sa: ......................................................................................... 51

3.2.2

Các thông số chính của cơng trình ............................................................................................ 52

3.3
3.3.1

Các u cầu vận hành ................................................................................................................. 54

3.3.2

Phối hợp vận hành giữa các cơng 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

Thơng 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 cơng trình đảm bảo dịng chảy tối thiểu ........................................................... 58

3.1

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

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
iv


3.4.1

Tính tốn thủy lực cho hình dạng bể áp lực mới ............................................................ 60

3.4.2

Các kết quả tính tốn ........................................................................................................................60

3.5

Phân tích kết quả tính tốn ....................................................................................................... 62

3.4

3.6

Các thơng số đầu vào........................................................................................................................60

Kết luận chương 3 ........................................................................................................................ 65

CHƯƠNG 4 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ................................................................. 66
4.1
4.3

Một số vấn đề tồn tại................................................................................................................... 66
Các kiến nghị.................................................................................................................................. 67

v


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 dịng 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 cơng 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 cơng trình thủy điện đã xây dựng có sử dụng bể áp lực ở
Việt Nam ....................................................................................................................... 26
Hình 2.2 Sơ đồ tính tốn 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 cơng trình tháo nước thừa ở bể áp lực..................................................... 46
Bảng 3.1 Thông số cơng trình thủy điện Đăk Rơ Sa..................................................... 52
Bảng 3.2 thông số đối tượng và thời gian quan trắc ..................................................... 58

vi


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 cơng trình thủy điện đã xây dựng có sử dụng bể áp lực ở
Việt Nam........................................................................................................................ 26
Bảng 3.1 Thơng số cơng trình thủy điện Đăk Rơ Sa ..................................................... 52
Bảng 3.2 thông số đối tượng và thời gian quan trắc...................................................... 58

vii


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
TTĐ: Trạm thủy điện
TĐ: Thủy điện
XD: Xây dựng
TCXD VN: Tiêu chuẩn xây dựng Việt Nam
UBND: Ủy ban nhân dân
MCN: Mặt cắt ngang

TĐN: Thủy điện nhỏ

viii


PHẦN MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của Đề tài:
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 cơng 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 khơng áp thành dịng
nước có áp vào nhà máy thủy điện.
Các trạm thủy điện nhỏ thường tận dụng dòng chảy thiên nhiên của sơng, có lưu lượng
biến thiên tương đối lớn mà khơng có điều kiện xây hồ lớn để điều tiết dài hạn. Vì vậy
cần có các nghiên cứu về giải pháp cơng trình nâng cao hiệu quả sử dụng bể áp lực cho
trạm thủy điện đường dẫn là rất cần thiết.
2. Mục đích của Đề tài:
- 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
tốn tương ứng.
- Tính toán áp dụng cho một trạm thủy điện thực tế đã xây dựng để đối chứng.
3. Cách tiếp cận và phương pháp nghiên cứu
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 tốn thủy lực, đề xuất mơt số hình dạng, kích
1

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 mơ hình tính tốn với một số hình dạng bể áp lực thường dùng
- Ứng dụng, tính tốn, đề xuất hình dạng kích thước hợp lý khác cho bể áp lực.
- Phân tích và đánh giá kết quả tính tốn
- Thu thập tài liệu và ứng dụng cho cơng 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 tốn tương ứng

2


CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
1.1 Tổng quan về thủy điện nhỏ
Công trình thủy điện là một trong các cơng trình năng lượng quan trọng trong hệ thống
điện của nước ta. Với nhu cầu điện ngày càng tăng mà chi phí cho các cơng trình năng
lượng khác vẫn đang ở mức cao thì thủy điện đặc biệt là thủy điện nhỏ vẫn là một
trong những cơng trình quan trọng trong tương lai.

Cơng trình thủy điện được tổ hợp từ các cơng trình thủy công như đập, hồ chứa, đường
dẫn, nhà máy… nước được đưa từ hồ chứa đến nhà máy thủy điện thơng 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.
Cơng 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 cơng trình có giá thành cao.
Cơng trình thủy điện sử dụng phương thức khai thác thủy năng kiểu đường dẫn và kiểu
hỗn hợp.
3


Cơng 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 khơng áp như kênh,
đường hầm khơng 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 cơng trình thủy cơng 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.
1.2 Cơng trình bể áp lực trong trạm thủy điện
Bể áp lực được bố trí ở cuối đường dẫn nước khơng áp, nó là cơng trình nối tiếp đường

dẫn khơng áp với cơng 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
4


cũng như khi sự cố hoặc sửa chữa cần phải đóng hồn tồn khơng 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 Bộ 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 cơng 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 thơng 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 cơng tác phải là van đón nhanh.
Van sửa chữa ở cửa lấy nước bể áp lực thường dưới dạng phai hoặc van phẳng.

5


Do dịng chảy vào bể áp lực khơng 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 cơng tác và đặt nghiêng
một góc 10 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 khơng lọt vào
đường ống trong q 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 cơng 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 dịng 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.

6

Hình 1.3 Cắt dọc bể áp lực theo dịng chảy.
1- Kênh dẫn; 2- Khe phai; 3- Lưới chắn rác; 4- Cửa lấy nước; 5- Ống thơng khí; 6Cửa van cơng 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; 5Tràn; 6- Dốc nước; 7, 8 & 9 - Đường tháo vật nổi (băng tuyết); 10- Lỗ xả cát; 11- Lỗ
xả đáy; 12- Tường ngực; 13- Cơng trình liên kết bể điều tiết ngày; 14- Ống tháo cạn bể
điều tiết ngày
7


Góc mở rộng của bể áp lực ( khoang trước) khơng vượt q 1012o 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 dịng 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; 5Tràn; 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 hồn tồn 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 cơng trình.
1.2.3 Cơng trình xả nước
Cơng trình xả nước của bể áp lực có cơng dụng xả bỏ nước khi trạm thuỷ điện giảm
công suất và trong các trường hợp cắt tải sự cố của trạm thuỷ điện.
u cầu đối với các cơng trình xả nước phải đảm bảo đóng mở tự động và đóng mở
nhanh. Đối với kênh khơng tự điều tiết thì nhất thiết phải bố trí cơng trình xả nước ở

cuối để khống chế mực nước cao nhất trong kênh, còn ở kênh tự điều tiết thì việc bố trí
cơng trình xả nước trong thành phần kết cấu của bể áp lực khi hạ lưu có nhu cầu cung
8


cấp nước liên tục với lưu lượng lớn. Lưu lượng tính tốn của cơng trình xả nước
thường lấy bằng lưu lượng lớn nhất trong kênh.
Cơng 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 cơng 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 khơng cửa van có ưu điểm là đơn giản về cấu tạo, vận hành an toàn, khơng có
trường hợp tràn khơng làm việc do sự cố bản thân như đối với tràn có cửa van và các
cơng 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 địi 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 khơng 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 cơng 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. Cơng trình xả nước với nhiều máng tràn trên hình 1.6b, diện
tràn nước rất lớn tuy chiều rộng của cơng trình tràn khơng 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 thơng thường.
Xi phơng cũng thường được sử dụng làm cơng 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 phơng 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 phơng. Trên hình 1.6c là một ví dụ về tràn kiểu xi phơng của
bể áp lực, khi mực nước trong bể áp lực dâng đến cao trình nhất định (đỉnh ngưỡng

tràn xi phơng) nước tự động chảy qua tràn và xi phơng nhanh chóng tăng lưu lượng
đến trị số tương ứng với độ chân không ở trong nó. Khi các ngưỡng của xi phơng được
bố trí theo bậc chênh lệch nhau về cao độ, chúng cho phép loại bỏ sóng trong bể áp lực
9


khi xả nước. Do có nhiều ưu điểm nên các cơng trình xả nước của bể áp lực thường bố
trí kiểu tràn xi phơng.
Các cơng trình xả nước có cửa van tuy đắt nhưng chúng có kích thước mặt bằng nhỏ,
tiện lợi cho việc bố trí trong bể áp lực, đồng thời nó cho phép khống chế mực nước
dao động trong bể áp lực trong phạm vi nhỏ, ngoài ra chúng còn cho phép nhanh
chống cung cấp lưu lượng cần thiết cho hạ lưu. Ngồi cơng dụng xả nước, các cơng
trình xả nước nhiều cửa van cịn kết hợp để xói rửa bùn cát trong trường hợp chúng
được làm dưới dạng cống xả đáy.

Hình 1.6 Các cơng 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 cơng 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 cơng trình xả khác nhau
(chẳng hạn tràn không cửa van kết hợp với công trình xả có cửa van đóng mở tự
động).
10


Phần dẫn nước của các cơng 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 cịn có thể sử dụng dưới dạng bậc nước.
1.2.4 Các thành phần khác của cơng trình
Ngồi các bộ phận chính là cửa lấy nước, khoang trước, cơng trình xả nước, trong bể
áp lực cịn 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 trị 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 cịn đầy nên khơng 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 cơng 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 dịng nước trong nó (trong khoang trước) khơng
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 cơng trình khác nhau.
11


1.3 Một số vấn đề đã được nghiên cứu
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 Đơng là bờ biển dài trên 3.400km nên nước ta có hệ thống sơng ngịi 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 tốn lý thuyết, tổng cơng 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 cơng 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 cơng 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 cơng. Cịn 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 cịn 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
12

trong mùa khô.
Theo phân cấp của Việt Nam, các nguồn TĐ có cơng suất đến 30MW thì được phân
loại là TĐN. Các nguồn TĐ có cơng 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 cơng suất từ 200 kW - 10 MW gọi là TĐN, cịn các nhà máy có cơng
suất từ 10 MW - 100 MW là TĐ vừa. Như vậy, theo phân loại của Việt Nam thì TĐN
(cơng suất < 30MW) đã bao gồm các TĐ vừa. Điều này có nghĩa là đối với các dự án
TĐN có cơng 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 nơng nghiệp; hàng nghìn hộ dân phải di dời, tái định cư;
một khu vực văn hóa trong diện tích lịng hồ bị chơn 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 mơ nhỏ, các tác động về mơi trường và xã hội thường
khơng lớn nên nó được xếp vào các nguồn năng lượng tái tạo. Ở các công trình TĐN,
quy mơ cơng trình thường là đập thấp, đường dẫn nhỏ, khối lượng xây dựng khơng
lớn, diện tích chiếm đất khơng nhiều và vì vậy mà diện tích rừng bị chặt phá phục vụ
cơng trình cũng khơng 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 khơng có hồ chứa. Nhiều nhà máy chạy bằng
lưu lượng cơ bản của sơng suối thơng qua xây dựng đập dâng. Vì lý do đó nên TĐN
khơng 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
cơng suất từ 100kW-30MW chiếm 93- 95%, cịn loại nguồn có cơng suất dưới 100kW
chỉ chiếm 5 - 7%, với tổng công suất trên 200MW.
Về hiệu quả kinh tế thì TĐN khơng bằng thuỷ điện lớn. Theo thống kê từ các cơng
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
13


theo Quy hoạch phát triển TĐN (Quyết định số 3457/QĐ-BCT ngày 18/10/2005), tổng
số có 239 dự án, với tổng cơng suất là 1.520,67MW thuộc địa bàn của 24 tỉnh, trong
đó có 3 tỉnh dẫn đầu về số lượng và cơng 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 cơng 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 tồn 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 cơng trình thủy 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.
Cơng trình được xây dựng bằng nguồn vốn vay ODA của Chính phủ Nhật Bản, khởi
cơng 10/05/2003, đưa vào vận hành đầu năm 2008. Cơng trình phát điện có cơng 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 Qn 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
cơng trình thủy điện có hiệu ích tổng hợp nhằm khai thác nguồn nước sông Thạch Hãn
14


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 khơng nhỏ giải quyết những thiếu thốn
về điện cho đất nước.
+ Cơng trình thủy điện Sê San 3 nằm trên sơng Sê San, cách cơng 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 cơng trình do EVN đầu
tư bằng các nguồn vốn tự có và vay của các ngân hàng thương mại trong nước. Cơng
trình được đưa vào vận hành năm 2006.
+Cơng trình thủy điện Sê San 4 là cơng trình cuối cùng về phía hạ lưu của hệ thống
sông Sê San theo quy hoạch của EVN và cũng là cơng trình có cơng suất lớn thứ 2, sau
Thủy điện Ialy trên tuyến sơng này. Cơng 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 cơng vào
tháng 11/2004 và hồn 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 Tun
Quang.
Cơng trình thủy điện Tun Quang được khởi công xây dựng vào ngày 22/12/2002 và
sau 05 năm được khánh thành, năm 2007. Cơng trình được thiết kế có 03 tổ máy, phát
điện lên lưới điện quốc gia với cơng 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 m3 nước.
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 cị có cơng

dụng phịng 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
15


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 cơng 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 Xn, huyện Phước Sơn, tỉnh Quảng Nam. Cơng 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.
Cơng 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 hịa vào lưới điện quốc gia.
+ Thủy điện Đồng Nai 3 và 4: Cụm cơng 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 cơng 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 Bn Kuốp là một cơng trình thủy điện của tỉnh Đăk Lăk trên sơng

Sêrêpok. Cơng 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. Cơng trình có công suất 280
MW này (lớn thứ hai ở Tây Nguyên sau cơng trình thủy điện Yaly) được khởi cơng
16


vào ngày 21/12/2003. Nhà máy thuỷ điện Buôn Kuốp được hồn thành bàn giao tồn
bộ trong năm 2010. Cơng trình cung cấp cho lưới điện quốc gia khoảng 1,4 tỷ
KWh/năm. Ngồi ra, cơng trình cịn có nhiệm vụ điều hịa nguồn nước, cấp nước tưới
cho hạ du cơng 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 sơng Ba, trong sơ đồ quy hoạch bậc
thang thủy điện trên hệ thống sơng Ba. Cơng 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 cơng 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. Cơng trình được khởi cơng 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 sơng 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 cơng cơng
trình thủy điện Pleikrơng với 2 tổ máy, tổng cơng suất 100MW, sản lượng điện bình
qn 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 PleiKrơng 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 Krơng Ba (tỉnh Gia

Lai). Cơng trình được xây dựng nằm cách tỉnh lỵ Phú Yên chừng 70 cây số về phía
Tây.Nhà máy thủy điện sơng Ba Hạ có hai tổ máy với cơng suất 250MW, sản lượng
điện trung bình 1044 triệu Kwh/năm, cơng trình hồn 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 lịng núi, mỗi đường hầm dài 4,2km, đường kính
17