配合消落區綜合治理的瀑布溝水電站水庫運行方式研究

明 宏，周 佳，陳壽海，劉碚洪，郭云峰

(中國電建集團成都勘測設計研究院有限公司，四川成都610072)

1 工程概況

瀑布溝水電站是國家“十五”重點工程和西部大開發的標志性工程，是大渡河下游的控制性水庫，是一座以發電為主，兼有防洪、攔沙等綜合效益的大型水利水電樞紐工程。工程樞紐由攔河大壩、泄水、引水發電、尼日河引水等主要永久建筑物組成。水庫正常蓄水位850 m，防洪限制水位841 m，死水位790 m，調節庫容38.9億m3，為年調節水庫，電站裝機容量360萬kW。其下游大渡河干流已在建水電站有深溪溝、枕頭壩一級、沙坪二級、龔嘴、銅街子、沙灣和安谷等水電站。

瀑布溝水庫淹沒影響主要涉及四川省雅安市漢源縣，漢源新縣城位于大渡河與流沙河之間的蘿卜崗，蘿卜崗為條形半島，三面環水，環境優美，對全縣旅游有較大的輻射和拉動作用。電站2010年蓄水發電后，水庫水位消落在庫區流沙河尾段形成高60 m的消落區。

漢源縣城消落區綜合治理措施包括水庫運行調度方式優化、局部庫岸防護和生物處理等。本文為配合消落區綜合治理的水庫運行方式研究，對瀑布溝庫水位供水期消落方式及汛期低水位蓄水方式進行了重點研究。

2供水期消落方式研究

2.1 邊界條件分析

2.1.1 工程安全要求

根據瀑布溝水電站水庫及尼日河引水工程的運行情況、壩體結構計算分析、蓄水后大壩運行監測資料及發電要求，參考已建工程經驗，為確保大壩及相關工程建筑物安全和庫岸穩定，控制水庫水位消落。

2.1.2 死水位抬高初步分析

為改善水庫水位消落對漢源縣城景觀和旅游的影響，2012年曾開展了死水位抬高初步分析研究。擬定5個方案比較分析不同水位對下游大渡河干流已在建水電站的影響。其中，方案一為原設計方案，供水期庫水位從850 m消落至790 m；方案二～方案五為根據不同高程消落區裸露面積占總消落區裸露面積比例擬定，分別對應死水位790、810、820、835 m；考慮供水期盡量長時間控制在高水位運行，擬定3月末水位消落至835 m高程(835 m高程以上消落區裸露面積僅占總消落區裸露面積13%)、4月從835 m高程集中消落至各對應死水位。

計算成果表明：①枯水年供水期平均出力隨死水位抬高逐漸減小，從91.6萬kW大幅降低至79.6萬kW。說明水庫水位長時間控制在高水位運行(一般安排在3月末從835 m起集中消落)改變了瀑布溝水庫良好的調節性能，特別是1月～3月對下游調蓄作用減弱。②方案二～方案五，隨著死水位抬高，瀑布溝水電站的年發電量、等效電量均略有增加，但供水期電量逐漸減少；下游梯級電站的年發電量、供水期電量、等效電量均逐漸減少；雖然總梯級年發電量增加約1.1億～1.5億kW·h，但供水期電量逐步減少了8.7億kW·h，等效電量逐步減少。死水位抬高將大量減少供水期電量。

考慮四川電網的供需特點及豐枯電價政策，從瀑布溝水電站及其下游梯級的運行效益和對電網的影響角度分析，死水位抬高方案較為不利。同時，抬高死水位運行，不能充分發揮其調節水庫的功能、不能充分體現其在大渡河干流的梯級地位作用。故初步結論為供水期末應消落至設計死水位790 m。

2.1.3 梯級實際運行要求

根據國家發展和改革委員會2010年關于調整四川省豐枯、峰谷電價辦法有關問題政策，以及四川省發展和改革委員會2016年1月起暫停執行上網側火電豐枯峰谷電價和水電峰谷電價政策，本次研究考慮豐枯季節電價差異。實際運行中，四川電網從5月25日開始按豐水期電價結算上網電量。因此，為提高發電效益，應增加電站在電價較高時段的發電量。

2.1.4 上游漢源縣城景觀和旅游的要求

根據漢源縣農業局提供的2009年～2013年5年花期統計資料，分析認為梨花、桃花花期結束時間大致分別在3月下旬、4月中旬。漢源縣城消落區835、825、810 m高程以下消落區面積分別占消落區總面積的86%、79%、59%。

2.2 方案擬定

方案擬定的目標和原則為：①確保瀑布溝大壩樞紐安全和庫岸穩定，控制水庫水位消落速率；②盡可能保證水庫功能的發揮，避免供水期梯級電站的總效益減少過多；③盡量減少對景觀及旅游的影響，減少流沙河段消落區裸露時間，減輕對旅游高峰期及漢源縣3月、4月梨花、桃花花期的影響；④盡量減輕對瀑布溝及其下游梯級電站的發電效益和對四川電網的影響。

根據邊界條件及方案擬定的目標、原則，擬定方案二與方案一(原設計方案)進行比較，各方案水位消落詳情見表1、2。方案二瀑布溝水電站按不低于保證出力發電，盡量維持12月～翌年3月、4月水庫在高水位運行，同時滿足大壩安全的消落下降速率控制要求，5月中旬末水庫水位消落至死水位790 m。

表1 瀑布溝水庫控制水位 m

表2 瀑布溝水庫庫水位消落速率(方案二)

2.3 徑流調節計算

采用考慮上游冶勒水庫調蓄和尼日河引水的瀑布溝1937年～2009年共72年旬徑流資料進行計算分析，其中支流尼日河引水期間，為改善開建橋以下景觀用水及環境用水，考慮保證下泄10 m3/s流量。方案一采用原設計水庫調度圖，方案二增加考慮消落控制水庫水位。

2.4 方案比較

兩方案消落區的總裸露面積相同，不同時間段以及豐水年裸露時間和裸露面積略有差異。根據徑流調節計算結果，方案二及實際運行供水期的多年平均末水位過程見圖1。維持庫水位835 m和815 m的比較如下：

圖1 設計與實際運行時末水位過程比較

(1)維持庫水位時間的比較。供水期182 d中，水位不低于835 m的平均天數，方案二較方案一多持續5 d左右；水位不低于815 m的平均天數，兩方案相當。從保證率來看，方案一、方案二水位不低于835 m的保證率分別為43%、45.8%，不低于815 m的保證率分別為71.8%、71.9%，兩方案相當。對于豐水年，方案二較方案一維持庫水位不低于835 m運行的時間多2旬左右、維持庫水位不低于815 m運行的時間少1旬左右。截止到4月上旬末，方案二較方案一維持庫水位高0.7～9.4 m。可見，豐水年方案二對上游景觀和旅游影響的改善作用較大。

(2)與實際運行維持庫水位時間的比較。近年來瀑布溝水庫實際運行過程中，庫水位一般于1月下旬即消落至835 m，2月下旬消落至825 m，3月中旬消落至815 m。從庫水位維持時間來看，相較實際運行，兩方案維持高水位的時間更長。兩方案維持不低于835 m和815 m時段分別為12月～2月中旬末、12月～4月上旬末，平均比實際運行的水位維持時間分別長約20d和30 d。兩方案相較實際運行方式，在旅游高峰期3月、4月增加了維持高水位運行的時長，對上游景觀和旅游有一定的改善作用。

(3)對花期景觀的影響。825 m高程以下出露地主要為河灘地，對漢源縣城的景觀環境影響較大。兩方案在3月中旬末庫水位消落至825 m，對梨花花期景觀基本沒有影響；在4月上旬末以后庫水位消落至815 m以下，對桃花花期景觀略有影響。桃花期結束時間4月中旬末，兩方案水庫水位平均消落至811 m左右，對景觀和旅游均有影響。

(4)雙江口水電站建成后。上游具有年調節能力的雙江口水電站建成后，將進一步改善漢源縣城的景觀環境，經計算，瀑布溝供水期水庫水位不低于835 m、不低于815 m的運行時間將較雙江口水電站建成前分別增加6.0、5.0 d左右。

2.4.2 瀑布溝及其下游梯級能量指標及效益分析

效益分析時，瀑布溝及下游已建梯級電站(深溪溝～安谷)采用核定的上網電價，在建電站采用標桿上網電價。等效電量為按豐枯季節電價折算至平水期的年有效電量。

摘 要：隨著我國經濟的迅速發展，各項業務逐漸規范，行業格局也深刻變革。對審計與資產評估的研究，從原則、目的、性質、方法、職能、操作等方面來綜合論述其關系，闡述兩者能更好地發揮作用的方法。

(1)瀑布溝自身能量指標及效益的影響。方案二較方案一的年發電量、等效電量、供水期電量、供水期等效電量分別減少0.38億、0.19億、0.29億、0.12億kW·h；對應發電效益分別減少1 317萬、666萬、1 009萬、432萬元。

(2)瀑布溝及其下游梯級能量指標及效益的影響。方案二較方案一的年發電量、等效電量、供水期電量分別減少0.62億、0.15億、0.39億kW·h，供水期等效電量增加0.12億kW·h；對應發電效益分別減少1 960萬、545萬、1 265萬、17萬元。

可見方案二梯級整體發電效益略有減少，方案一略優于方案二，但方案間相差不大。

2.4.3 對電網影響分析

截至2015年底，四川省水電裝機容量約占四川全口徑發電裝機容量的80%。大渡河干流已在建梯級(包括瀑布溝、深溪溝、枕頭壩一級、沙坪二級、龔嘴、銅街子、沙灣和安谷水電站)共800萬kW，約占供電四川電網總水電裝機的16.8%。

受水電快速發展與電力需求增長緩慢不匹配、汛期來水偏豐、低谷時段電力系統運行需要水電調峰棄水、現有外送通道不匹配等影響，近年來四川水電消納形勢嚴峻。根據近年水電開發及外送規模研究成果分析，2015年水平枯水年4月、5月的水電系統出力分別約占系統月平均負荷的82.8%、99.8%。若有調節能力的水電站群5月加大出力發電，將加大電網中的水電棄水。

瀑布溝作為控制性水庫，其運行方式的改變直接影響下游各梯級的出力。經計算，兩方案全梯級供水期平均出力幾乎相當、占電網月平均負荷比例為7.4%～10.8%，對電網貢獻較大，為水電系統比例的10.8%～13.6%。

若瀑布溝水電站為改善對上游景觀和旅游的影響，較長時間維持高水位運行，12月至次年3月，梯級電站出力與電網需求不匹配;在4月和5月集中消落水位，將導致梯級4月和5月出力加大，有可能導致電網中水電5月棄水或加大棄水，不利于充分利用水能資源。同時水庫調度的靈活性受到一定影響。

2.5 供水期消落方式方案推薦

在確保工程安全運行的前提下，為協調和平衡旅游景觀、瀑布溝水電站及其下游各梯級、電網等各方需求，統籌考慮選擇方案二為推薦方案。

3 電站運行方式和運行特性分析

3.1 電站運行方式

根據四川徑流特性、水電站群出力特點和電力系統需要，瀑布溝水庫按年調節方式運行，根據電力系統需要參與調峰運行。一般情況下，瀑布溝水電站與下游深溪溝水電站日平均下泄流量不低于下游基本用水要求；除調峰運行外，瀑布溝水電站應保證單臺機組24.75萬kW(機組穩定運行的最小出力)基荷發電。

3.2 水庫調度原則

3.2.1 水庫調度原則

根據2012年國務院批復的《長江流域綜合規劃(2012～2030年)》，瀑布溝水電站擴大防洪擴容后預留最大防洪庫容11.0億m3，在確保工程安全運行的前提下，結合推薦的供水期水庫水位消落方案，確定水庫調度原則一般為：每年6月至9月下旬，控制水庫水位不高于防洪限制水位841 m，7月1日前電站按水庫水位不高于預留防洪庫容11.0億m3相應水位836.2 m蓄水發電，10月水庫蓄至正常蓄水位850 m；12月～翌年5月為供水期，通常瀑布溝水電站按不低于保證出力發電，盡量維持12月～翌年3、4月水庫水位在高水位運行，5月中旬末水庫水位消落至死水位790 m。

瀑布溝水電站為高心墻堆石壩，考慮壩體結構、樞紐邊坡和庫岸基礎穩定要求，正常運行期間大壩壩前水位不宜陡漲陡落，大壩壩前水位的上升和下降速率應滿足相應的控制要求。

3.2.2 水庫調度圖

為保證防洪及發電安全不考慮汛末提前蓄水，按調度原則修編的水庫調度圖見圖2。

圖2 瀑布溝水電站水庫調度圖

3.3 運行特性分析

3.3.1 低水位運行時間分析

經長系列徑流調節計算，水庫多年平均運行水位831.9 m。瀑布溝水庫按調度圖運行的多年平均、豐水年、中水年、枯水年、近四年(2010年6月～2014年5月)以及近四年實際運行的設計與實際運行時末水位過程比較示意見圖1，設計較實際增加低水位運行時間示意見圖3。

圖3 設計較實際增加低水位運行時間示意

四川電網徑流式水電站多，調節能力較差，“豐余枯缺”的電力供應結構特性矛盾顯著，枯水期電力、電量缺口較大。為滿足枯水期電網負荷需求，瀑布溝、二灘等有調節能力的水庫電站水位均需按計劃消落以增加枯水期電力供應，故瀑布溝水電站近四年實際運行過程中消落區裸露時間較設計略有提前。經比較，按照設計方案，近四年水庫水位維持在835 m以上及810 m以上水位可較實際運行時間均增加1個月左右，一定程度改善了瀑布溝水庫水位消落對上游漢源縣城景觀和旅游的影響。

3.3.2 能量指標對比分析

相比實際運行，設計方案的電站枯水期平均出力略有減少；平水期平均出力增加、尤其5月水庫集中消落至死水位附近后發電水量較實際運行增加；豐水期四川電網消納水電的能力有限，電站實際出力難以達到設計水平。瀑布溝水電站逐旬出力過程對比見圖4。

圖4 瀑布溝水電站逐旬出力過程對比

統計近四年實際運行平均年發電量為130.15億kW·h。經計算，瀑布溝水電站多年平均年發電量為143.69億kW·h，采用近四年徑流資料計算的多年平均年發電量為140.65億kW·h，且年發電量年內分配與多年平均接近。實際運行多年平均年發電量小于設計方案，主要由于電網約束與消落速率影響。

4 結論及建議

(1)水庫運行方式優化對消落區景觀具有一定的改善作用。

(2)推薦方案未考慮四川水電競爭以及電網運行供求等因素影響，從對電網影響分析的角度分析，推薦方案供水期運行方式改變較大，現有電網難以調整其他電源點的運行計劃以確保電力系統的供需平衡，故有可能加劇電網枯水期電力供需緊張局面，導致電網5月水電棄水或棄水增加，不利于充分利用水能資源。

(3)實際調度可結合水情預報及電力市場需求適時調整消落方式，縮短低水位運行時間。

(4)遠期兩河口、雙江口等大型水庫電站建成后，四川電網調度靈活性將進一步改善，電網調度對瀑布溝水庫水位消落的制約將減弱，瀑布溝水庫運行可更好地兼顧上游消落區景觀要求。

(5)建議電站與漢源縣城、下游各梯級電站以及電網等各方加強溝通聯系，統籌協調以確保各方需求盡量平衡，充分發揮瀑布溝的水庫功能作用。