某水電站正常蓄水位選擇

陸 賽

(上海勘測設計研究院有限公司，上海市 200434)

1 工程概況

某水電站位于尼泊爾境內卡利甘達基河的干流上游峽谷段。卡利甘達基河發源于木斯塘地區的木斯塘雪山，河源海拔高程6 700 m，以冰雪融水和降雨補給為主，流經卡利甘達基峽谷。受構造運動和持續的剝蝕作用，河流沿岸羽狀支流發育，山谷沿岸山高坡陡，河谷深切。工程所在區域位于低喜馬拉雅山中等～淺變質巖區與高喜馬拉雅山深變質巖區附近，地層為前寒武紀變質巖，巖性主要為條帶狀片麻巖、片麻巖、片巖、板巖及千枚巖。

該水電站工程以發電為開發任務，具有日調節能力，壩址以上集水面積約為3 625 km2。樞紐布置由混凝土重力壩、泄水建筑物、地面漏斗沉沙池、引水隧洞及發電廠房等建筑物組成。電站設計引用流量為45.90 m3/s，發電調節庫容為70萬m3，額定水頭為455.6m，裝機容量為180 MW，多年平均年發電量為879.18 GW·h，裝機利用小時數為4 884 h。

2 徑流調節基礎資料

(1)設計保證率

根據電站本身的特性及其在電網中的作用，參照有關規范規定，選用設計保證率為90%。

(2)壩址徑流系列

徑流調節計算采用工程壩址處1973—2014年日徑流系列，壩址處多年平均流量為61 m3/s。

(3)水庫庫容曲線

水電站壩址水位～面積～庫容曲線依據庫區實測1∶500庫區地形圖量算。

(4)廠址水位流量關系

廠址天然河道水位～流量關系曲線依據實測斷面和水力學公式計算結合部分實測資料得到。本工程選用水斗式水輪機，尾水經由尾水明渠連接河道，尾水位按水輪機噴嘴口高程計算，為1 348.10 m。

(5)水頭損失

引水隧洞推薦洞徑為4.5 m，長約4.9 km，壓力鋼管長約1.65 km。依據水頭損失計算，擬合水頭損失公式為H損=kQ2，k=0.012 5。

(6)出力系數

本工程初擬安裝4臺水斗式水輪機組，根據機組廠家提供資料，水輪機模型的額定點效率為0.90，各水頭段加權平均效率為0.89；發電機額定點效率為0.975，平均效率為0.96。據此計算出模型水輪發電機組額定點發電出力系數為8.6，全時段綜合平均發電出力系數為8.38；考慮模型效率與真機效率的差別，徑流調節計算中全時段綜合平均發電出力系數取8.30。

(7)水量損失

水電站水庫水量的損失主要包括額外蒸發損失和滲漏損失。本工程水庫新增的水面面積較小，庫容也相對較小，因此不考慮水量損失。

(8)沖沙流量

本工程采用地面漏斗沉沙池方案，發電同時需排放8%的沖沙流量。

(9)最小下泄流量

本工程河段除河道生態環境用水需求外，無其他用水要求。壩址至廠房區間河道存在減脫水河段，依據尼泊爾相關要求，生態流量采用多年平均最小月流量的10%計算。根據水文成果，多年平均最小月流量為23 m3/s，最小下泄流量按生態流量2.30 m3/s下泄。

3 正常蓄水位方案擬定

電站正常蓄水位的方案擬定主要考慮以下因素[1_3]：

(1)梯級水位銜接

水電站距離上、下游規劃及已建電站均有較遠的距離，水位無銜接要求。

(2)調節庫容

尼泊爾電網中水電比重大，其中具備調節能力的電站較少，多為無調節的徑流式電站，豐、枯期出力差別大。尼泊爾用電負荷的峰谷差較大，因此電力系統的調峰需求日益迫切。從合理利用水能資源、增加電站運行靈活性、適應電力系統負荷變化等方面考慮，水電站設置一定的調節庫容是有必要的。

(3)地形地質條件

水電站壩址位于卡利甘達基河干流，所在河段河谷狹窄，坡降較陡，河谷多呈不對稱的“U”字型，一般河床的寬度為30.0～60.0 m，局部河段河床寬度大于100.0 m。

庫區河段為斜向谷，近壩河床1.0 km范圍內，庫岸以巖質邊坡為主；庫岸線總長的82.2%為巖質岸坡，17.8%為土質岸坡占。巖質岸坡的主要構成為厚層～中厚層片麻巖，巖體具有較好的完整性，邊坡穩定；土質岸坡的主要構成為碎石土、漂卵礫石，岸坡植被發育，為穩定～基本穩定岸坡。沿岸局部可能存在小范圍的滑塌以及近壩沖溝產生洪積物，會給河床帶來固體徑流物質，但不會危及大壩的安全。庫區地形地質條件對正常蓄水位選擇不構成制約，但正常蓄水位高于1 841 m后建筑物地基處理難度增加較多。

(4)建設征地及環境影響

當水庫水位為1 844.5 m時，水庫區的長度約757 m。水電站建設不涉及移民，庫區主要為河灘地及部分林地，正常蓄水位變化對水庫淹沒影響不大。正常蓄水位的變化對區域生態系統的完整性以及生物多樣性無明顯影響，建設征地及環境影響不會對正常蓄水位的選擇構成制約。

(5)工程建設條件

從樞紐布置、施工組織設計、機電及金屬結構等工程技術方面分析，均不構成正常蓄水位方案選擇的制約因素。

從閘壩基礎地基處理和施工的難度分析，正常蓄水位過高存在地基處理投資大、施工難度增加等問題。

(6)正常蓄水位方案擬定

綜合考慮各影響因素，擬定正常蓄水位1 832.5、1 837.5、1 841 m和1 844.5 m，共4個方案進行比較。

4 正常蓄水位方案選擇

4.1 動能指標

根據徑流調節的基礎資料，對擬定的正常蓄水位方案進行徑流調節計算。正常蓄水位比選過程中，各比選方案按統一的裝機容量考慮，裝機容量均為180 MW(見表1)。

表1 各正常蓄水位方案經濟指標

由表1可以看出，方案1為無調節電站；方案2和方案3為非汛期調峰式電站，相應的調節庫容分別為42、70萬m3；方案4的調節性能更好，調節庫容為102萬m3。隨著正常蓄水位的抬高，電站調節性能逐步增加。在考慮各方案日調節電量損失和有效上網電量系數后，隨著正常蓄水位抬高，年上網電量逐步增加。

考慮方案4地基處理、施工難度都增加較多，工程投資將大幅增加；而尼泊爾電網要求非汛期日調峰時間最長為4～6 h，調峰時間再延長并沒有獎勵的電價政策；方案4的發電效益增加微小，財務指標將明顯降低，所以放棄方案4，不再參與進一步的比較。

4.2 經濟指標

在采用單位千瓦投資、單位電能投資等靜態指標進行初步評價的同時，還應對各方案的財務內部收率和差額內部收益率進行動態分析比較(見表2)。

表2 各正常蓄水位方案經濟指標

4.3 綜合比選意見

工程所在河段無大村落和礦產分布，無重要文物古跡等，無綜合利用要求。電站距離上、下游規劃及已建電站均有較遠的距離，水位無銜接要求，電站工程任務為發電。因此，電站正常蓄水位選擇的原則是：在技術可行的基礎上經技術經濟綜合比較，合理確定正常蓄水位[4]。

(1)從工程地質、樞紐布置、機電等工程技術條件方面分析，各正常蓄水位方案的情況基本相同，不構成正常蓄水位方案選擇的制約因素。

從閘壩基礎地基處理和施工的難度分析，1 844.5 m方案存在地基處理投資大，施工難度增加等問題；且發電效益增加微小，所以放棄1 844.5 m方案，不再參與進一步的比較。

(2)淹沒指標

各正常蓄水位方案對應的土地淹沒面積分別為59、86、103畝，各方案對水庫移民影響的差別不大，也不會對區域生態系統的完整性和生物多樣性產生明顯的影響，建設征地及環境影響對正常蓄水位選擇不構成制約因素。

(3)發電效益

各方案多年平均年發電量相差不大，但由于正常蓄水位抬高增加了電站調節庫容，電站旱季調峰能力增加。正常蓄水位為1 832.5 m時，無調節能力；正常蓄水位為1 837.5 m時，可滿足電站連續滿發調峰2.9 h需求；正常蓄水位為1 841 m時，電站連續滿發調峰時間進一步增加到5.5 h。

根據尼泊爾電力局電價政策，旱季的調峰時段電價隨著調峰能力的增加而增加，因此發電效益隨著正常蓄水位的抬高逐步增加。

(4)工程投資

各正常蓄水位方案對應的單位千瓦投資分別為9 930、10 159、10 423元/kW，單位電能投資分別為2.03、2.08、2.13元/kW·h。各方案的單位千瓦投資和單位電能沒有本質差別。

(5)財務內部收益率

各正常蓄水位方案的財務內部收益率分別為12.75%、12.77%、12.89%，各方案指標都相差不大，正常蓄水位1 841 m方案的財務內部收益率最高。

(6)差額內部收益率

從差額內部收益率分析結果看，水電站正常蓄水位1 832.5 m到1 837.5 m方案間的差額內部收益率為13.89%；1 837.5 m到1 841 m方案間的差額內部收益率為16.94%。差額內部收益率均大于項目投資財務基準率12%，說明抬高正常蓄水位在經濟上是合理的，正常蓄水位1 841 m方案較優。

綜合工程技術條件、淹沒指標、工程效益、工程投資和財務內部收益率等分析，擬定本水電站正常蓄水位為1 841 m。