Tính toán kết cấu tháp điều áp của nhà máy thủy điện bằng phương pháp fem và ứng dụng cho nhà máy thủy điện dốc cáy tỉnh thanh hóa

LỜI TÁC GIẢ
Luận văn Thạc sĩ kỹ thuật chuyên ngành Xây dựng cơng trình thuỷ với đề
tài: “Tính tốn kết cấu tháp điều áp của Nhà máy thuỷ điện bằng phương
pháp FEM và ứng dụng cho Nhà máy thuỷ điện Dốc Cáy - Tỉnh Thanh Hố”
được hồn thành ngồi sự cố gắng nỗ lực của bản thân, tác giả còn được sự
giúp đỡ nhiệt tình của các thầy, cơ giáo, cơ quan, gia đình và bạn bè.
Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới Thầy giáo PGS. TS Nguyễn
Quang Hùng đã trực tiếp hướng dẫn, giúp đỡ tận tình cho tác giả trong suốt quá
trình thực hiện luận văn này.
Tác giả xin trân trọng cảm ơn các thầy, cơ giáo Phịng đào tạo đại học và
Sau đại học, khoa Cơng trình - 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.
Để hoàn thành luận văn này, tác giả cịn được sự cổ vũ, động viên khích
lệ thường xun và giúp đỡ về nhiều mặt của gia đình và bạn bè.
Với thời gian và kiến thức còn hạn chế, luận văn khơng thể tránh khỏi
những thiếu sót. Tác giả rất mong nhận được sự chỉ bảo và đóng góp ý kiến của
các thầy, cô giáo, của Quý vị quan tâm và bạn bè.
Hà Nội, tháng 5 năm 2012
Tác giả luận văn

Đặng Thanh Bình


LỜI CAM KẾT

Tên tôi là: Đặng Thanh Bình
Học viên lớp: 17C2
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tơi. Những nội
dung và kết quả trình bày trong luận văn là trung thực và chưa được ai cơng bố
trong bất kỳ cơng trình khoa học nào.

Tác giả luận văn

Đặng Thanh Bình


MỤC LỤC
MỞ ĐẦU .................................................................................................................... 1
CHƯƠNG I. TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH PHÁT TRIỂN THUỶ ĐIỆN
VIỆT NAM ................................................................................................................ 4
1.1. Tiềm năng thủy điện ở Việt Nam:........................................................................4
1.1.1. Tiềm năng lý thuyết thuỷ điện Việt Nam: ..........................................................4
1.1.2. Tiềm năng kinh tế - kỹ thuật thủy điện Việt Nam: .............................................5
1.2. Tình hình xây dựng thủy điện ở Việt Nam và định hướng phát triển. .................6
1.2.1. Tình hình xây dựng thủy điện ở Việt Nam.........................................................6
1.2.2. Định hướng phát triển thủy điện ở Việt Nam. ...................................................7
1.3. Các hình thức khai thác thủy năng. ....................................................................16
1.3.1. Dùng đập để tạo thành cột nước. ....................................................................16
1.3.2. Tập trung cột nước bằng đường dẫn. .............................................................17
1.3.3. Trạm thuỷ điện kiểu kết hợp đập - đường dẫn. ...............................................18
1.4. Các hình thức kết cấu tháp điều áp thường dùng. ..............................................19
1.4.1. Tháp điều áp. ...................................................................................................19
1.4.2. Các hình thức kết cấu tháp điều áp thường dùng ...........................................21
1.5. Kết luận chương 1: .............................................................................................23
CHƯƠNG 2. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH VÀ CÁC VẤN ĐỀ
THƯỜNG GẶP TRONG TÍNH TỐN KẾT CẤU THÁP ĐIỀU ÁP ............... 25
2.1. Giới thiệu về phương pháp tính tốn kết cấu tháp điều áp. ...............................25
2.1.1. Các phương pháp tính tốn tháp điều áp........................................................25
2.1.2. Lựa chọn phương pháp tính tốn. ...................................................................28
2.2. Các vấn đề thường gặp khi tính tốn kết cấu tháp điều áp bằng phương pháp

phần tử hữu hạn - FEM. ............................................................................................31
2.2.1. Mơ hình. ..........................................................................................................31


2.2.2. Đưa các thành phần ngoại lực tác dụng vào tháp. .........................................31
2.2.3. Tổ hợp tính tốn động kết cấu tháp điều áp với các các phần ngoại lực. ......34
2.3. Các kỹ thuật xử lý trong việc giải FEM cho kết cấu tháp điều áp. ....................34
2.3.1. Giải quyết vấn đề mô hình hóa. ......................................................................34
2.3.2. Giải quyết vấn đề đưa các ngoại lực tác dụng lên tháp điều áp khi tính tốn
kết cấu bằng phương pháp phần tử hữu hạn – FEM ................................................35
2.3.3. Giải quyết việc tổ hợp các thành phần lực khi tính tốn động kết cấu tháp
điều áp với các các phần ngoại lực khác nhau. ........................................................40
2.4. Trình tự thực hiện phân tích kết tháp điều áp bằng phương pháp FEM khi tính
tốn bài tốn động. ....................................................................................................41
2.5. Kết luận chương .................................................................................................43
CHƯƠNG 3. NỘI DUNG ỨNG DỤNG PHƯƠNG PHÁP FEM CHO NHÀ
MÁY THỦY ĐIỆN DỐC CÁY - TỈNH THANH HÓA...................................... 44
3.1. Giới thiệu cơng trình thủy điện Dốc Cáy. ..........................................................44
3.1.1. Giới thiệu chung về nhà máy ..........................................................................44
3.1.2. Địa hình, địa mao. ...........................................................................................44
2.1.3. Địa chất:..........................................................................................................45
2.1.4. Điều kiện khí tượng thuỷ văn. .........................................................................46
2.1.5. Hệ thống các hạng mục cơng trình gồm: ........................................................47
3.2 Lựa chọn mơ hình tính tốn. ...............................................................................51
3.2.1 Lựa chọn mơ hình: ...........................................................................................51
3.2.2 Xây dựng mơ hình tính tốn từ cơng trình thực tế. ..........................................53
3.3. Tính tốn và phân tích kết quả tính tốn tháp điều áp. ......................................55
3.3.1. Các lực tác dụng và tổ hợp lực. ......................................................................55
3.3.2. Xác định các lực tác dụng lên cơng trình. ......................................................55
3.3.3. Kết quả tính tốn cho từng tổ hợp ..................................................................57

3.4. Kết luận chương 3: ................................................................................. 74
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ................................................................................ 76
4.1. Kết luận: .............................................................................................................76
4.1.1. Những kết quả đạt được của luận văn: ...........................................................76
4.1.2. Những vấn đề còn tồn tại: ...............................................................................77
4.2. Kiến nghị: ...........................................................................................................78
TÀI LIỆU THAM KHẢO ...................................................................................... 79


DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình 1.1: Phương thức khai thác kiểu đập ................................................................16
Hình 1.2: Trạm thuỷ điện bố trí .................................................................................17
Hình 1.3: Trạm thuỷ điện bố trí .................................................................................17
Hình 1.4: Sơ đồ đặt tháp điều áp ...............................................................................18
Hình 1.5: Sơ đồ dao động mực nước trong tháp điều áp .........................................19
Hình 1.6: Các kiểu tháp điều áp ................................................................................21
Hình 2.1: Tính tốn tháp điều áp theo quan điểm cắt một lát cắt. ............................27
Hình 2.2: Mơ hình tính tốn 3D phần tử Solid của tháp điều áp. ............................28
Hình 2.3: Mơ hình tính tốn 3D phần tử Shell khi tính tốn tháp điều áp. ...............28
Hình 2.4: Đồ thị dao động mực nước trong tháp theo thời gian ...............................32
Hình 2.5: Ký hiệu và vị trí xác định cột nước Hmax, Hi, Hmin. ...................................36
Hình 2.6: Biểu đồ thể hiện đưa áp lực nước theo thời gian vào tháp theo cách thứ nhất....... 38
Hình 2.7: Biểu diễn phương pháp đưa áp lực nước lực biến thiên theo thời gian
bằng cách thứ hai.......................................................................................................39
Hình 2.8: Sơ đồ khối tính tốn kết cấu bằng Sap2000 ..............................................41
Hình 3.1a: Tháp điều áp ............................................................................................52
Hình 3.1b: Cắt dọc tháp điều áp ................................................................................53
Hình 3.2: Mơ hình của sở đồ tính xây dựng trong Sap2000 v14 ..............................54

Hình 3.3: Đồ thị dao động mực nước trong tháp theo thời gian ...............................56
Hình 3.4:Phương chiều của hệ trục tọa độ địa phương của ......................................57
Hình 3.5: Quy định, phương chiều nội lực của .........................................................58
Hình 3.6: Áp lực nước tác dụng lên tháp với mực nước Min=105.95(m) ................59
Hình 3.7: Chuyển vị của tháp ứng với mực nước Min=105.95(m) ..........................59
Hình 3.8: F11 của tháp ứng với mực nước Min=105.95(m) .....................................60
Hình 3.9: F22 của tháp ứng với mực nước Min=105.95(m) ....................................60
Hình 3.10: M11 của tháp ứng với mực nước Min=105.95(m) .................................60
Hình 3.11: M22 của tháp ứng với mực nước Min=105.95(m) ................................60
Hình 3.12: V13 của tháp ứng với mực nước Max=121.11(m) .................................61
Hình 3.13: V23 của tháp ứng với mực nước Max=121.11(m) ................................61
Hình 3.14: Áp lực nước tác dụng lên tháp với mực nước Min=121.11(m) ..............61
Hình 3.15: Chuyển vị của tháp ứng với mực nước Max=121.11(m)........................61


Hình 3.16: F11 của tháp ứng với mực nước Max=121.11(m) ..................................62
Hình 3.17: F22 của tháp ứng với mực nước Max=121.11(m) .................................62
Hình 3.18: M11 của tháp ứng với mực nước Max=121.11(m) .................................62
Hình 3.19: M22 của tháp ứng với mực nước Max=121.11(m) ................................62
Hình 3.20: V13 của tháp ứng với mực nước Max=121.11(m) .................................63
Hình 3.21: V23 của tháp ứng với mực nước Max=121.11(m) ................................63
Hình 3.22: F11 tại phần tử shell 2691 của tháp ứng với mực nước trong tháp dao
động trong tháp theo thời gian ..................................................................................64
Hình 3.23: F11 tại phần tử shell 2076 của tháp ứng với mực nước trong tháp dao
động trong tháp theo thời gian ..................................................................................65
Hình 3.24: F22 tại phần tử shell 2160 của tháp ứng với mực nước trong tháp dao
động trong tháp theo thời gian ..................................................................................65
Hình 3.25: F22 tại phần tử shell 1615 của tháp ứng với mực nước trong tháp dao
động trong tháp theo thời gian ..................................................................................66
Hình 3.26: F12 tại phần tử shell 2156 của tháp ứng với mực nước trong tháp dao

động trong tháp theo thời gian ..................................................................................66
Hình 3.27: F12 tại phần tử shell 2147 của tháp ứng với mực nước trong tháp dao
động trong tháp theo thời gian ..................................................................................67
Hình 3.28: M11 tại phần tử shell 2161 của tháp ứng với mực nước trong tháp dao
động trong tháp theo thời gian ..................................................................................67
Hình 3.29: M11 tại phần tử shell 2160 của tháp ứng với mực nước trong tháp dao
động trong tháp theo thời gian ..................................................................................68
Hình 3.30: M22 tại phần tử shell 2187 của tháp ứng với mực nước trong tháp dao
động trong tháp theo thời gian ..................................................................................68
Hình 3.31: M22 tại phần tử shell 2082 của tháp ứng với mực nước trong tháp dao
động trong tháp theo thời gian ..................................................................................69
Hình 3.32: M12 tại phần tử shell 2183 của tháp ứng với mực nước trong tháp dao
động trong tháp theo thời gian ..................................................................................69
Hình 3.33: M12 tại phần tử shell 2192 của tháp ứng với mực nước trong tháp .......70


DANH MỤC BẢNG
Bảng 1.1: Phân bố tiềm năng lý thuyết theo lưu vực. .................................................5
Bảng 1.2: Phân bố tiềm năng kinh tế - kỹ thuật theo lưu vực. ....................................6
Bảng 1.3: Các dự án nguồn điện vào vận hành giai đoạn 2011 - 2020.......................8
Bảng 2.1: Tốc độ gió lớn nhất khơng kể hướng- V (m/s) .........................................47
Bảng 2.2: Các thơng số chính của công trình ...........................................................47
Bảng 2.3: Quy mô các hạng mục công trình chính ...................................................49
Bảng 3.1: Đặc trưng vật liệu của phần tử shell khi mô phỏng tháp ..........................54
Bảng 3.2: Bảng tổng hợp kết quả khi tính tốn áp lực nước tĩnh .............................59
trong tháp ứng với các mực nước lớn nhất và nhỏ nhất trong quá trình dao động ...59
Bảng 3.3: Bảng tổng hợp kết quả khi tính tốn áp lực nước trong tháp dao động . ..63
Bảng 3.4: Bảng tổng hợp chu kỳ, tần số của dao động riêng của tháp điều áp ........64
Bảng 3.5: Bảng tổng hợp kết quả nội lực của tháp điều áp ứng với trường hợp tải
tĩnh MN=121.11(m) và trường hợp mực nước trong tháp dao động ........................71

Bảng 3.6: Bảng tổng hợp hệ số nội lực giữa trường hợp tính tốn động và .............73
tính tốn tĩnh .............................................................................................................73


1

MỞ ĐẦU
Nguồn năng lượng điện có vai trị vơ cùng to lớn trong sự phát triển văn
hoá và đời sống nhân loại. Nhu cầu điện năng của cả thế giới tăng trưởng ngày
càng mạnh hoà nhịp với tốc độ tăng trưởng của nền kinh tế chung vì vậy sản
xuất điện năng ngày càng phát triển mạnh.
Đất nước ta đang trên đà hội nhập và phát triển. Cùng với quá trình phát
triển chung của đất nước thì nhu cầu dùng điện đang và sẽ là nguồn nănglượng
vô cùng quan trọng để thúc đẩy sự phát triển của nền kinh tế đất nước. Sản lượng
điện được lấy từ các cơng trình thuỷ điện đóng vai trị chủ yếu cho nguồn lưới
điện quốc gia. Các cơng trình thuỷ lợi, thuỷ điện có quy mô từ nhỏ đến lớn đã và
đang được triển khai xây dựng trên mọi miền của đất nước như: Thuỷ điện Hồ
Bình, thuỷ điện Sơn La, thuỷ điện Tun Quang, thuỷ điện Lai Châu, thuỷ điện
Dốc Cáy, thuỷ điện Yaly, thuỷ điện Trị An, thuỷ điện Thác Mơ, thuỷ điện Quảng
Trị...
Để có thể đáp ứng được nhu cầu dùng điện trên mọi miền của đất nước,
đặc biệt là nơi mà lưới điện quốc gia chưa có khả năng cung cấp được. Với vị trí
địa lý như nước ta thì biện pháp khả thi nhất là xây dựng các cơng trình thuỷ
điện vừa và nhỏ, vì tại đó thường có địa hình thuận lợi với nguồn nước dồi dào
từ các sơng suối, dễ dàng xây dựng các cơng trình thuỷ lợi kết hợp với nhà máy
thuỷ điện để thực hiện các nhiệm vụ: phát điện, điều tiết nước...
1. Tính cấp thiết của đề tài:
Ngày nay, do nhu cầu dùng điện ngày càng tăng cao và những diễn biến
bất thường của thời tiết làm cho nhiệt độ trái đất ngày càng tăng lên. Sản lượng
điện cung cấp ra vẫn không đủ đáp ứng được nhu cầu dùng điện. Các cơng trình

Thuỷ lợi - Thuỷ điện đang được gấp rút xây dựng như: Thuỷ điện Lai Châu ,thủy
điện Sơn La, Thủy điện Đồng Nai, Thủy điện Bản Chát, Thủy điện Nậm
Chiến… Tuy nhiên, khi đầu tư xây dựng các cơng trình thuỷ điện có cơng suất


2

lớn thường phải sử dụng hồ rộng, dễ dẫn đến ngập lụt nhiều và phải di dân với số
lượng lớn, do đó ảnh hưởng tiêu cực rất lớn đến mơi trường. Ngồi ra vốn đầu tư
lớn cũng dẫn đến khó khăn trong kế hoạch phát triển đầu tư của Nhà nước. Do
vậy việc xây dựng các cơng trình thuỷ điện vừa và nhỏ là rất phù hợp với yêu
cầu phát triển bền vững, đồng thời phù hợp với hiện trạng nền kinh tế hiện nay
của nước ta.
Việc nghiên cứu, tìm ra giải pháp khoa học kỹ thuật để có cơ sở tính tốn
lựa chọn xây dựng các trạm thuỷ điện vừa và nhỏ một cách hiệu quả nhất nhằm
mục đích khai thác hợp lý nguồn tiềm năng to lớn về năng lượng thuỷ điện để
phát triển kinh tế xã hội, đảm bảo sự ổn định về chính trị an ninh và quốc phòng
là nhiệm vụ cấp thiết cần phải thực hiện.
Đối với các cơng trình thuỷ điện nhỏ chủ yếu dùng hình thức khai thác
kiểu đường dẫn, hạng mục tháp điều áp là một trong những hạng mục quan trọng
trong cả hệ thống. Việc nghiên cứu tính tốn kết cấu tháp điều áp của nhà máy
cho hợp lý là không thể thiếu được.
Đề tài luận văn “Tính tốn kết cấu tháp điều áp của Nhà máy thuỷ điện
bằng phương pháp FEM và ứng dụng cho Nhà máy thuỷ điện Dốc Cáy - Tỉnh
Thanh Hoá” đã được đặt ra nhằm mục đích nghiên cứu lựa chọn giải pháp cơng
trình hợp lý cho trạm thuỷ điện, nâng cao hiệu quả góp phần đáp ứng nhu cầu
dùng điện, nâng cao nguồn điện để phát triển kinh tế xã hội.
2. Mục đích của đề tài:
Mục đích của đề tài là nghiên cứu tính tốn kết cấu tháp điều áp của nhà
máy thuỷ điện bằng phương pháp phần tử hữu hạn và ứng dụng phương pháp

tính cho tháp điều áp thuỷ điện Dốc Cáy - tỉnh Thanh Hóa.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
Đối tượng nghiên cứu: Tháp điều áp của nhà máy thủy điện.


3

Phạm vi nghiên cứu: Dạng tháp điều áp hình dạng viên trụ của nhà máy
thủy điện.
4. Phương pháp nghiên cứu:
Từ các giải pháp kỹ thuật nhằm nâng cao hiệu quả cơng trình để lựa chọn
cấu tạo, kích thước tháp điều áp đưa vào tối ưu hố. Từ đó chọn ra giải pháp có
tính khả thi về kinh tế kỹ thuật nhất.
Sử dụng phương pháp phần tử hữu hạn là một xu hướng nghiên cứu phổ
biến của các nhà khoa học hiện nay. Hơn thế, hiện nay với sự phát triển khơng
ngừng của khoa học cơng nghệ nên có các phần mềm tính tốn dựa trên thuật
tốn của phương pháp phần tử hữu hạn, do đó việc vận dụng được phương pháp
này vào việc tính tốn cơng trình nói chung và tính tốn kết cấu tháp điều áp của
nhà máy thuỷ điện nói riêng để lựa chọn kết cấu thích hợp nhất, đảm bảo các yếu
tố kinh tế kỹ thuật cho cơng trình.


4

CHƯƠNG I.
TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH PHÁT TRIỂN THUỶ ĐIỆN VIỆT NAM
1.1. Tiềm năng thủy điện ở Việt Nam:
Việt Nam nằm ở vùng nhiệt đới gió mùa, mưa nhiều, nóng và ẩm. Lượng
mưa trung bình hàng năm khoảng 2000 mm. Lượng mưa rơi nhiều nhất đạt tới
4000 - 5000 mm, nơi mưa thấp nhất cũng đạt trên 1000 mm. Mùa mưa trong

năm thường từ 3 - 5 tháng, mùa mưa thường bắt đầu từ tháng 5, 6 và kết thúc
vào tháng 10, 11. Lượng mưa tập trung vào 3 tháng có mưa nhiều nhất, chiếm
khoảng 70 - 80% tổng lượng mưa trong năm. Hệ thống sơng ngịi có mật độ cao.
Tổng số các con sơng có chiều dài lớn hơn 10 km là 2400. Hầu hết sơng ngịi
nước ta đều đổ ra biển Đông. Hàng năm, mạng lưới sông suối vận chuyển ra
biển, lượng nước 870 km3/năm, tương ứng với lượng bình quân khoảng 37.500
m3/s.
1.1.1. Tiềm năng lý thuyết thuỷ điện Việt Nam:
Theo kết quả nghiên cứu của Trung tâm nghiên cứu và thiết kế thuỷ điện
thuộc Bộ Điện lực (cũ) trên 2.171 sông suối từ cấp 1 đến cấp 6 có chiều dài sơng
từ 10 km trở lên trong phạm vi tồn quốc thì tiềm năng lý thuyết của thuỷ điện
nước ta được đánh giá là 300.044 Gwh/năm, tương đương với công suất lý
thuyết là 34.251MW.
Tiềm năng lý thuyết như trên được phân bố trên 3 vùng của đất nước như sau:
- Miền Bắc: 181.000 Gwh/năm.
- Miền Trung: 89.000 Gwh.năm
- Miền Nam: 30.000 Gwh/năm.
Phân bố chi tiết hơn của tiềm năng lý thuyết theo các khu vực khác nhau
trên lãnh thổ Việt Nam.


5

Bảng 1.1: Phân bố tiềm năng lý thuyết theo lưu vực.
Lưu vực
Đông Bắc

Công suất lý Điện lượng
thuyết (MW) (Gwh/năm)

Tỷ trọng
(%)

771,12

6760,50

2,25

Sông Hồng và Sơng Thái Bình

90960,00

79689,00

26,56

Sơng Đà

8100,00

70.882,80

23,62

Sơng Mã, Sơng Cả, Sơng Nậm U

2717,63

23.814,70

7,94

Miền Trung

6132,12

53717,15

17,91

Tây Nguyên

4024,50

35.298,71

11,76

Sông Đồng Nai

3410,00

29.872,4

9,96

Tổng cộng

34.251

300.040

100

Theo: Trung tâm thông tin và dịch vụ KHKT, Bộ Năng lượng, 1990.
Xét theo mức độ tập trung năng lượng thuỷ điện, nước ta có 8 hệ thống
sơng quan trọng nhất trong đó đã tập trung tới trên 85% nguồn trữ lượng thuỷ
năng lý thuyết của đất nước.
1.1.2. Tiềm năng kinh tế - kỹ thuật thủy điện Việt Nam:
Tiềm năng kinh tế kỹ thuật - kỹ thuật khoảng 82 đến 100 tỷ KWh, tương
đương với tổng công suất khoảng 18.600 đến 20.000MW (chiếm 30 đến 33%
của tiềm năng lý thuyết.


6

Bảng 1.2: Phân bố tiềm năng kinh tế - kỹ thuật theo lưu vực.
TT

Lưu vực sông

Công suất
(MW)

Điện năng
(TWh)

Tỷ lệ
(%)

1

Sông Lô - Gâm - Chảy

1120

4.10

4.9%

2

Sông Đà (Hồng)

6960

26.96

32.3%

3

Sông Mã

890

3.37

4.0%

4

Sông Cả

520

2.09

2.5%

5

Sông Vũ Gia – Thu Bồn

1360

5.10

6.1%

6

Sông Trà Khúc - Hương

480

2.13

2.6%

7

Sông Ba

670

2.7

3.2%

8

Sông Sê San

1980

9.36

11.2%

9

Sông Srêpơk

700

3.32

4.0%

10

Sơng Đồng Nai

2870

11.64

14.0%

Tổng 10 lưu vực sơng chính

17550

70.77

84.8%

Tồn bộ lãnh thổ quốc gia

20560

83.42

100%

1.2. Tình hình xây dựng thủy điện ở Việt Nam và định hướng phát triển.
1.2.1. Tình hình xây dựng thủy điện ở Việt Nam.
Nước ta có tiềm năng thủy điện khá lớn, tập trung ở vùng Tây Bắc, miền

Trung và Tây Nguyên. Việc khai thác nguồn tài nguyên thiên nhiên quý giá này
sẽ góp phần đảm bảo an ninh, an toàn năng lượng quốc gia, nhất là trong bối
cảnh các nguồn năng lượng hóa thạch, năng lượng khơng tái tạo ngày càng suy
giảm, cạn kiệt, qua đó cũng góp phần chuyển dịch cơ cấu kinh tế theo hướng
tăng tỷ trọng công nghiệp của tỉnh trong khu vực này. Trong các cơ chế chính
sách, các quyết định của Chính phủ về chiến lược và quy hoạch phát triển năng


7

lượng và nghành điện, việc phát triển thủy điện (một trong những nguồn năng
lượng sạch có khả năng tái tạo, giá thành rẻ) được xem xét ưu tiên phát triển, đặc
biệt là các dự án có hiệu ích tổng hợp (chống lũ, cấp nước và phát điện). Các dự
án thủy điện lớn như Hịa Bình, Sơn La, Lai Châu, Trị An, Ialy, Vĩnh Sơn, sông
Hinh, Tuyên Quang, Đại Ninh… đã và đang được Nhà nước quan tâm đầu tư
xây dựng từ cuối những năm 90 của thế kỷ trước đến nay, đã phát huy hiệu quả
về kinh tế, đáp ứng được nhu cầu điện của nền kinh tế và đặc biệt, các dự án
thủy điện Hịa Bình, Thác Bà, Tun Quang đã vận hành chống lũ và cấp nước
cho đồng bằng sông Hồng và thủ đô Hà Nội với hiệu quả cao, một số dự án thủy
điện như Đại Ninh, Đa Nhim có nhiệm vụ rất quan trọng là bổ sung nguồn nước
để đáp ứng nhu cầu nước cho các vùng đặc biệt khô hạn ở nam Trung Bộ. Việt
Nam hiện được đánh giá là quốc gia thiếu nước, đặc biệt là khu vực miền Trung
và Tây Nguyên, trong khi lượng nước phân bố không đều theo các mùa (chủ yếu
tập trung vào mùa lũ với khoảng 70 – 80% tổng lượng nước cả năm). Vì vậy,
việc đầu tư xây dựng các hồ chứa thủy điện cũng đã và sẽ góp phần quan trọng
trong việc trữ và điều hịa nước cho các nhu cầu khác, đặc biệt là vào mùa khô.
1.2.2. Định hướng phát triển thủy điện ở Việt Nam.
Theo quy hoạch phát triển thủy điện của cả nước công suất lắp đặt các nhà
máy thủy điện đến năm 2015 vào khoảng hơn 80.000MW với sản lượng điện
trung bình hàng năm trên 80 tỷ kWh. Trong đó, riêng 9 hệ thống sông Lô - Gâm,

sông Đà, sông Mã – Chu, sông Cả, sông Vu Gia, sông Ba, sông Sê San, sông
Srepok và sông Đồng Nai đã được quy hoạch phát triển các nhà máy thủy điện
có tổng cơng suất khả dụng 15.383 MW với sản lượng điện trung bình hàng năm
63,87 tỷ kWh (chưa kể các nhà máy thủy điện nhỏ tái tạo). Các nhà máy thủy
điện của 4 hệ thống sông Đà, sông Đồng Nai, sông Sê San và sơng Vu Gia đã có
tổng cơng suất lắp đặt 4.153KW, cung cấp cho đất nước trung bình mỗi năm trên
18,06 tỷ kWh, đứng thứ 2 sau sản lượng do các nhà máy điện chạy khí thiên
nhiên sản xuất. Trong số đó đáng kể nhất là các nhà máy thủy điện Thác Bà, Hòa


8

Bình, Trị An, Yaly, Hàm Thuận – Đa My... đã từng giữ vai trò hết sứt quan trọng
cho việc cung ứng điện cho đất nước những năm đầu đổi mối đầy khó khăn và
thiếu điện nghiêm trọng.
Năm 2011, cả nước tiếp tục đưa vào hoạt động 7 nhà máy thủy điện, 2 tổ
máy số 2 và 3 của nhà máy thủy điện Sơn La và 16 nhà máy thủy điện nhỏ với
tổng công suất lắp đặt 1.901MW.
Năm 2012, sẽ đưa thêm 7 nhà máy thủy điện cùng với 16 nhà máy thủy
điện nhỏ năng lượng tái tạo đưa vào vận hành 13 nhà máy thủy điện cùng với 42
nhà máy thủy điện nhỏ năng lượng tái tạo có tổng cơng suất lắp đặt 3.615MW.
Đến năm 2010 đã có khoảng 50 nhà máy thủy điện đưa vào vận hành và
đến năm 2020 sẽ có khoảng 80 nhà máy thủy điện lớn nhỏ được đưa vào vận
hành trong hệ thống điện.
Ngày 21/7/2011, Thủ tướng Chính phủ đã ra Quyết định số 1208/QĐ-TTg
về việc phê duyệt Quy hoạch phát triển nguồn điện lực quốc gia giai đoạn 20112020 có xét đến năm 2030.
Bảng 1.3: Các dự án nguồn điện vào vận hành giai đoạn 2011 - 2020.
TT

Tên nhà máy

P đặt
(MW)

Chủ đầu tư

I

Vận hành năm 2011

4187

1

TĐ Sơn La #2,3,4

1200

EVN

2

TĐ Nậm Chiến #1

100

Tập đồn Sơng Đà

3

TĐ Na Le ( Bắc Hà)#1,2

90

LICOGI

4

TĐ Ngòi Phát

72

IPP

5

TĐ A Lưới #1,2

170

Công ty cổ phần Điện Miền Trung

6

TĐ Sông Tranh 2#2

95

EVN

9

7

TĐ An Khê- Kanak

173

EVN

8

TĐ Sê San 4A

63

Công ty cổ phần thủy điện Sê San 4A

9

TĐ Đắc My 4

190

IDICO

10

TĐ Se Kaman 3 (Lào)

250

Công ty cổ phần Việt Lào

11

TĐ Đak Rtih

144

Tổng công ty xây dựng số 1

12

TĐ Đồng Nai 3#2

90

EVN

13

TĐ Đồng Nai 4#1

170

EVN

14

NĐ ng Bí MR #2

300

EVN

15

NĐ Cẩm Phả II

300

TKV

16

TBKHH Nhơn Trạch 2

750

PVN

Điện gió, Năng lương tái tạo

30

II

Vận hành năm 2012

2805

1

TĐ Sơn La #5,6

800

EVN

2

TĐ Đồng Nai 4#2

170

EVN

3

TĐ Nậm Chiến #2

100

Tập đồn Sơng Đà

4

TĐ Bản Chát #1,2

220

EVN

5

TĐ Hùa Na #1,2

180

Công ty cổ phần thủy điện Hùa Na

6

TĐ Nho Quế 3#1,2

110

Công ty cổ phần Bitexco

7

TĐ Khe Bố #1,2

100

Công ty cổ phần điện lực

8

TĐ Bá Thước II #1,2

80

IPP

9

TĐ Đồng Nai 2

70

IPP

10

TĐ Đam Bri

75

IPP

11

NĐ An Khánh I #1

50

Công ty cổ phần nhiệt điện An Khánh

10

12

NĐ Vũng Áng I #1

600

PVN

13

NĐ Formasa #2

150

Công ty TNHH Hưng Nghiệp
Formasa

Điện gió, Năng lượng tái tạo

100

III

Vận hành năm 2013

2105

1

TĐ Nậm Na 2

66

IPP

2

TĐ Đak Rinh #1,2

125

PVN

3

TĐ Srê Pok 4A

64

Công ty cổ phần điện Bn Đơn

4

NĐ Hải Phịng II #1

300

EVN

5

NĐ Mạo Khê #1,2

440

TKV

6

NĐ An Khánh I#2

50

Công ty cổ phần NĐ An Khánh

7

NĐ Vũng Áng I#2

600

PVN

8

NĐ Nghi Sơn I#1

300

EVN

9

NĐ Nơng Sơn

30

TKV

Điện gió, Năng lương tái tạo

130

VI

Vận hành năm 2014

4279

1

TĐ Nậm Na 3

84

IPP

2

TĐ Yên Sơn

70

Cơng ty cổ phần xây dựng và du lịch
Bình Minh

3

TĐ Thượng KonTum #1,2

220

Công ty CTĐ Vĩnh Sơn – S.Hinh

4

TĐ Đăc Re

60

Công ty cổ phần TĐ Thiên Tân

5

TĐ Nậm Mô (Lào)

95

IPP

6

NĐ Hải Phòng 2#2

300

EVN

7

NĐ Nghi Sơn I#2

300

EVN


11

8

NĐ Thái Bình II#1

600

PVN

9

NĐ Quảng Ninh II#1

300

EVN

10

NĐ Vĩnh Tân II#1,2

1200

EVN

11

NĐ Ơ Mơn I#2

330

EVN

12

NĐ Dun Hải I#1

600

EVN

Điện gió, Năng lượng tái tạo

120

V

Vận hành năm 2015

6540

1

TĐ Huội Quảng #1,2

520

EVN

2

TĐ Đồng Nai 5

145

TKV

3

TĐ Đồng Nai 6

135

Công ty Đức Long Gia Lai

4

TĐ SeKaman 1 (Lào)

290

Công ty cổ phần Việt Lào

5

NĐ Quảng Ninh II#2

300

EVN

6

NĐ Thái Bình II#2

600

PVN

7

NĐ Mơng Dương II#1,2

1200

AES/BOT

8

NĐ Lục Nam #1

50

IPP

9

NĐ Dun Hải III#1

600

EVN

10

NĐ Long Phú I#1

600

PVN

11

NĐ Dun Hải I#2

600

EVN

12

TBKHH Ơ Mơn III

750

EVN

13

NĐ Cơng Thanh #1,2

600

Cơng ty cổ phần NĐ Cơng Thanh

Điện gió, Năng lương tái tạo

150

VI

Vận hành năm 2016

7136

1

TĐ Lai Châu #1

400

EVN


12

2

TĐ Trung Sơn #1,2

260

EVN

3

TĐ Sông Bung 4

156

EVN

4

TĐ Sông Bung 2

100

EVN

5

TĐ Đắc My 2

98

IPP

6

TĐ Đồng Nai 6A

106

Công ty Đức Long Gia Lai

7

TĐ Hồi Xuân

102

IPP

8

TĐ Sê Kanman 4 (Lào)

64

BOT

9

TĐ Hạ Sê San 2 (Campuchia
50%)

200

EVN _ BOT

10

NĐ Mơng Dương I#1

500

EVN

11

NĐ Thái Bình I#1

300

EVN

12

NĐ Hải Dương #1

600

Jak Resourse_Malaysia/BOT

13

NĐ An Khánh II#1

150

Công ty cổ phần NĐ An Khánh

14

NĐ Long Phú I#2

600

PVN

15

NĐ Vĩnh Tân I#1,2

1200

CSG/BOT

16

NĐ Duyên Hải III#2

600

EVN

17

TBKHH Ơ Mơn IV

750

EVN

18

TBKHH Ơ Mơn II

750

BOT

Điện gió, Năng lượng tái tạo

200

VII Vận hành năm 2017
1

TĐ Lai Châu #2,3

2

TĐ Sê Kơng 3A, 3B

3

NĐ Thăng Long #1

6775
800

EVN

105+10
0
300

Tập đồn Sơng Đà
Cơng ty cổ phần NĐ Thăng Long


13

4

NĐ Mơng Dương I#2

500

EVN

5

NĐ Thái Bình I#2

300

EVN

6

NĐ Hải Dương #2

600

Jak Resourse_Malaysia/BOT

7

NĐ Nghi Sơn II#1,2

1200

BOT

8

NĐ An Khánh II#2

150

Công ty cổ phần NĐ An Khánh

9

NĐ Vân Phong I#1

660

Sumitomo- Hanoinco/BOT

10

NĐ Vĩnh Tân VI#1

600

EVN

11

NĐ Vĩnh Tân III#1

660

Công ty cổ phần năng lượng Vĩnh Tân
3/BOT

12

NĐ Sơng Hậu I#1

600

PVN

Điện gió, Năng lượng tái tạo

200

VIII Vận hành năm 2018

7842

1

TĐ Bảo Lâm

120

Tập đồn Sơng Đà

2

TĐ Nậm Sum 1 (Lào)

90

Sai Gon Invest

3

TĐ Sê Kông (Lào)

192

EVN_BOT

4

NĐ Na Dương II#1,2

100

TKV

5

NĐ Lục Nam #2

50

IPP

6

NĐ Vũng Áng II#1

600

VAPCO/BOT

7

NĐ Quảng Trạch I#1

600

PVN

8

NĐ Nam Định I#1

600

Taikwang_Hàn Quốc/BOT

9

NĐ Vân Phong I#2

660

Sumitomo_Hanoinco/BOT

10

NĐ Sông Hậu I#2

600

PVN

11

TBKHH Sơn Mỹ I#1,2,3

1170

(IP_Sojizt_Pacific)/BOT


14

12

NĐ Duyên Hải II#1

600

Janakuasa/BOT

13

NĐ Vĩnh Tân III # 2

660

Công ty cổ phần năng lượng Vĩnh Tân
3/BOT

14

NĐ Vĩnh Tân VI#2

600

EVN

15

Nhập khẩu Trung Quốc

1000

Phụ thuộc đàm phán nhập khẩu

Điện gió, Năng lượng tái tạo

200

IPP

IX

Vận hành năm 2019

7015

1

TĐ tích năng Bác Ái #1

300

EVN

300

Cơng ty Xn Thiện

3

TĐ tích năng Đơng Phù n
#1

TĐ Nậm Sum 3 (Lào)

196

SaiGon Invest

4

TĐ Vĩnh Sơn II

80

IPP

5

NĐ Vũng Áng II#2

600

VAPCO/BOT

6

NĐ Quảng Trạch I#2

600

PVN

7

NĐ Nam Định I#2

600

Taikwang_Hàn Quốc/BOT

8

NĐ Thăng Long #2

300

Công ty cổ phần NĐ Thăng Long

9

NĐ Quảng Trị #1

600

IPP/BOT

10

NĐ Duyên Hải II#2

600

Janakuasa/BOT

11

NĐ Duyên Hải III#3 (MR)

600

EVN

12

NĐ Kiên Lương I#1

600

Tân Tạo

13

TBKHH Sơn Mỹ I#4,5

780

(IP_Sojizt_Pacific)/BOT

NĐ Hiệp Phước ngừng chạy

-375

Nhập khẩu Trung Quốc

1000

Phụ thuộc vào đàm phán

Điện gió, Năng lượng tái tạo

230

IPP

2

14


15

X

Vận hành năm 2020

5610

1

TĐ tích năng Đơng Phù n

600

Cơng ty Xn Thiện

2

TĐ tích năng Bác Ái #2,3

600

EVN

3

TĐ Nậm Mơ I (Nam kan_
Lào)

72

EVNI

4

NĐ Quảng Trị #2

600

IPP/BOT

5

TBKHH M.Trung #1(Quảng
Trị hoặc Quảng Ngãi)

450

6

NMĐHN Ninh Thuận I#1

1000

EVN

7

NMĐHN Ninh Thuận II#1

1000

EVN

8

NĐ Vĩnh Tân III#3

660

Công ty cổ phần Năng lượng Vĩnh Tân
3/BOT

9

NĐ Kiên Lương I#2

600

Tân Tạo

NĐ Thủ Đức ngừng chạy

-272

Điện gió, Năng lượng tái tạo

300


16

1.3. Các hình thức khai thác thủy năng.
1.3.1. Dùng đập để tạo thành cột nước.
Xây dựng đập tại một tuyến thích hợp nơi cân khai thác. Đập tạo ra cột
nước do sự chênh lệch mực nước thượng hạ lưu đập. Đồng thời tạo nên hồ chứa
có tác dụng tập trung và điều tiết lưu lượng, làm tăng khả năng phát điện trong
mùa kiệt, nâng cao hiệu quả lợi dụng tổng hợp nguồn nước như cắt lũ
chống lụt, cung cấp nước, ni cá, vận tải thuỷ…
Âáûp

Häư
Âỉåìng nỉåïc dáng

L ng

säng
thi ãn
nhi ãn

Hténh

Hình 1.1: Phương thức khai thác kiểu đập
Phương thức tập trung cột nước như sơ đồ hình 1.1 được gọi là phương
thức khai thác kiểu đập. Phương thức này có ưu điểm là vừa tập trung được cột
nước vừa tập trung và điều tiết lưu lượng phục vụ cho việc lợi dụng tổng hợp
nguồn nước. Song nó có nhược điểm là đập càng cao, khối lượng xây lắp càng
nhiều, kinh phí lớn, ngập lụt và thiệt hại nhiều. Khi thiết kế xây dựng phải thơng
qua tính tốn kinh tế kỹ thuật, so sánh lựa chọn phương án có lợi.
Sơ đồ khai thác kiểu đập thường thích ứng với các vùng trung du của các
sơng nói có độ dốc lũng sụng tương đối nhỏ, địa hỡnh địa thế thuận lợi cho việc
tạo nên hồ chứa có dung tích lớn là tổn thất ngập lụt tương đối nhỏ. Ngược lại ở
vùng thượng lưu, do lũng sụng hẹp, độ dốc lũng sụng lớn nờn dự cú làm đập cao
cũng khó tạo thành hồ chứa có dung tích lớn. Ở hạ lưu, độ dốc lũng sụng nhỏ,
xây đập cao dẫn đến ngập lụt lớn thiệt hại nhiều. Cho nên ở vùng này ít có điều
kiện khai thác kiểu đập.


17

Với sơ đồ khai thác kiểu đập, trạm thuỷ điện có thể bố trí ở ngang đập hay
sau đập (hình 1.2 và hình 1.3) nhưng thường thấy hớn cả là loại trạm thuỷ điện sau
đập. Trạm thuỷ điện ngang đập chỉ thích ứng trong trường hợp cột nước thấp, nhà

máy đủ sức chịu lực như một đoạn đập và kết cấu kinh tế.

Hình 1.2: Trạm thuỷ điện bố trí

Hình 1.3: Trạm thuỷ điện bố trí

ở ngang đập

ở sau đập

1-lịng sơng thiên nhiên,

1-lịng sơng thiên nhiên,

2- đường nước dâng, 3- đập,

2- đường nước dâng, 3- đập,

4- nhà máy thủy điện;

4- nhà máy thủy điện;

5- hồ chứa nước

5- hồ chứa nước

1.3.2. Tập trung cột nước bằng đường dẫn.
Cột nước chủ yếu do đường dẫn tạo nên. Dựa theo sườn núi đào kênh dẫn
(hoặc có khi đặt máng dẫn, ống dẫn, đường hầm dẫn nước...) có độ dốc nhỏ hơn
độ dốc sơng rất nhiều. Sự chênh lệch mực nước ở sông tạo thành cột nước.

Trạm thuỷ điện đường dẫn bao gồm ba loại cơng trình: Cơng trình đầu
mối hoặc cơng trình lấy nước, cơng trình dẫn nước và nhà máy. Cơng trình lấy
nước có đập ngăn sơng (có thể là đập khơng tràn, đập tràn hoặc cả hai loại nối
tiếp), cống lấy nước, cống xói cát. Cống lấy nước từ sơng vào và khống chế lưu