某水电站正常蓄水位选择

陆 赛

(上海勘测设计研究院有限公司，上海市 200434)

1 工程概况

某水电站位于尼泊尔境内卡利甘达基河的干流上游峡谷段。卡利甘达基河发源于木斯塘地区的木斯塘雪山，河源海拔高程6 700 m，以冰雪融水和降雨补给为主，流经卡利甘达基峡谷。受构造运动和持续的剥蚀作用，河流沿岸羽状支流发育，山谷沿岸山高坡陡，河谷深切。工程所在区域位于低喜马拉雅山中等～浅变质岩区与高喜马拉雅山深变质岩区附近，地层为前寒武纪变质岩，岩性主要为条带状片麻岩、片麻岩、片岩、板岩及千枚岩。

该水电站工程以发电为开发任务，具有日调节能力，坝址以上集水面积约为3 625 km2。枢纽布置由混凝土重力坝、泄水建筑物、地面漏斗沉沙池、引水隧洞及发电厂房等建筑物组成。电站设计引用流量为45.90 m3/s，发电调节库容为70万m3，额定水头为455.6m，装机容量为180 MW，多年平均年发电量为879.18 GW·h，装机利用小时数为4 884 h。

2 径流调节基础资料

(1)设计保证率

根据电站本身的特性及其在电网中的作用，参照有关规范规定，选用设计保证率为90%。

(2)坝址径流系列

径流调节计算采用工程坝址处1973—2014年日径流系列，坝址处多年平均流量为61 m3/s。

(3)水库库容曲线

水电站坝址水位～面积～库容曲线依据库区实测1∶500库区地形图量算。

(4)厂址水位流量关系

厂址天然河道水位～流量关系曲线依据实测断面和水力学公式计算结合部分实测资料得到。本工程选用水斗式水轮机，尾水经由尾水明渠连接河道，尾水位按水轮机喷嘴口高程计算，为1 348.10 m。

(5)水头损失

引水隧洞推荐洞径为4.5 m，长约4.9 km，压力钢管长约1.65 km。依据水头损失计算，拟合水头损失公式为H损=kQ2，k=0.012 5。

(6)出力系数

本工程初拟安装4台水斗式水轮机组，根据机组厂家提供资料，水轮机模型的额定点效率为0.90，各水头段加权平均效率为0.89；发电机额定点效率为0.975，平均效率为0.96。据此计算出模型水轮发电机组额定点发电出力系数为8.6，全时段综合平均发电出力系数为8.38；考虑模型效率与真机效率的差别，径流调节计算中全时段综合平均发电出力系数取8.30。

(7)水量损失

水电站水库水量的损失主要包括额外蒸发损失和渗漏损失。本工程水库新增的水面面积较小，库容也相对较小，因此不考虑水量损失。

(8)冲沙流量

本工程采用地面漏斗沉沙池方案，发电同时需排放8%的冲沙流量。

(9)最小下泄流量

本工程河段除河道生态环境用水需求外，无其他用水要求。坝址至厂房区间河道存在减脱水河段，依据尼泊尔相关要求，生态流量采用多年平均最小月流量的10%计算。根据水文成果，多年平均最小月流量为23 m3/s，最小下泄流量按生态流量2.30 m3/s下泄。

3 正常蓄水位方案拟定

电站正常蓄水位的方案拟定主要考虑以下因素[1_3]：

(1)梯级水位衔接

水电站距离上、下游规划及已建电站均有较远的距离，水位无衔接要求。

(2)调节库容

尼泊尔电网中水电比重大，其中具备调节能力的电站较少，多为无调节的径流式电站，丰、枯期出力差别大。尼泊尔用电负荷的峰谷差较大，因此电力系统的调峰需求日益迫切。从合理利用水能资源、增加电站运行灵活性、适应电力系统负荷变化等方面考虑，水电站设置一定的调节库容是有必要的。

(3)地形地质条件

水电站坝址位于卡利甘达基河干流，所在河段河谷狭窄，坡降较陡，河谷多呈不对称的“U”字型，一般河床的宽度为30.0～60.0 m，局部河段河床宽度大于100.0 m。

库区河段为斜向谷，近坝河床1.0 km范围内，库岸以岩质边坡为主；库岸线总长的82.2%为岩质岸坡，17.8%为土质岸坡占。岩质岸坡的主要构成为厚层～中厚层片麻岩，岩体具有较好的完整性，边坡稳定；土质岸坡的主要构成为碎石土、漂卵砾石，岸坡植被发育，为稳定～基本稳定岸坡。沿岸局部可能存在小范围的滑塌以及近坝冲沟产生洪积物，会给河床带来固体径流物质，但不会危及大坝的安全。库区地形地质条件对正常蓄水位选择不构成制约，但正常蓄水位高于1 841 m后建筑物地基处理难度增加较多。

(4)建设征地及环境影响

当水库水位为1 844.5 m时，水库区的长度约757 m。水电站建设不涉及移民，库区主要为河滩地及部分林地，正常蓄水位变化对水库淹没影响不大。正常蓄水位的变化对区域生态系统的完整性以及生物多样性无明显影响，建设征地及环境影响不会对正常蓄水位的选择构成制约。

(5)工程建设条件

从枢纽布置、施工组织设计、机电及金属结构等工程技术方面分析，均不构成正常蓄水位方案选择的制约因素。

从闸坝基础地基处理和施工的难度分析，正常蓄水位过高存在地基处理投资大、施工难度增加等问题。

(6)正常蓄水位方案拟定

综合考虑各影响因素，拟定正常蓄水位1 832.5、1 837.5、1 841 m和1 844.5 m，共4个方案进行比较。

4 正常蓄水位方案选择

4.1 动能指标

根据径流调节的基础资料，对拟定的正常蓄水位方案进行径流调节计算。正常蓄水位比选过程中，各比选方案按统一的装机容量考虑，装机容量均为180 MW(见表1)。

表1 各正常蓄水位方案经济指标

由表1可以看出，方案1为无调节电站；方案2和方案3为非汛期调峰式电站，相应的调节库容分别为42、70万m3；方案4的调节性能更好，调节库容为102万m3。随着正常蓄水位的抬高，电站调节性能逐步增加。在考虑各方案日调节电量损失和有效上网电量系数后，随着正常蓄水位抬高，年上网电量逐步增加。

考虑方案4地基处理、施工难度都增加较多，工程投资将大幅增加；而尼泊尔电网要求非汛期日调峰时间最长为4～6 h，调峰时间再延长并没有奖励的电价政策；方案4的发电效益增加微小，财务指标将明显降低，所以放弃方案4，不再参与进一步的比较。

4.2 经济指标

在采用单位千瓦投资、单位电能投资等静态指标进行初步评价的同时，还应对各方案的财务内部收率和差额内部收益率进行动态分析比较(见表2)。

表2 各正常蓄水位方案经济指标

4.3 综合比选意见

工程所在河段无大村落和矿产分布，无重要文物古迹等，无综合利用要求。电站距离上、下游规划及已建电站均有较远的距离，水位无衔接要求，电站工程任务为发电。因此，电站正常蓄水位选择的原则是：在技术可行的基础上经技术经济综合比较，合理确定正常蓄水位[4]。

(1)从工程地质、枢纽布置、机电等工程技术条件方面分析，各正常蓄水位方案的情况基本相同，不构成正常蓄水位方案选择的制约因素。

从闸坝基础地基处理和施工的难度分析，1 844.5 m方案存在地基处理投资大，施工难度增加等问题；且发电效益增加微小，所以放弃1 844.5 m方案，不再参与进一步的比较。

(2)淹没指标

各正常蓄水位方案对应的土地淹没面积分别为59、86、103亩，各方案对水库移民影响的差别不大，也不会对区域生态系统的完整性和生物多样性产生明显的影响，建设征地及环境影响对正常蓄水位选择不构成制约因素。

(3)发电效益

各方案多年平均年发电量相差不大，但由于正常蓄水位抬高增加了电站调节库容，电站旱季调峰能力增加。正常蓄水位为1 832.5 m时，无调节能力；正常蓄水位为1 837.5 m时，可满足电站连续满发调峰2.9 h需求；正常蓄水位为1 841 m时，电站连续满发调峰时间进一步增加到5.5 h。

根据尼泊尔电力局电价政策，旱季的调峰时段电价随着调峰能力的增加而增加，因此发电效益随着正常蓄水位的抬高逐步增加。

(4)工程投资

各正常蓄水位方案对应的单位千瓦投资分别为9 930、10 159、10 423元/kW，单位电能投资分别为2.03、2.08、2.13元/kW·h。各方案的单位千瓦投资和单位电能没有本质差别。

(5)财务内部收益率

各正常蓄水位方案的财务内部收益率分别为12.75%、12.77%、12.89%，各方案指标都相差不大，正常蓄水位1 841 m方案的财务内部收益率最高。

(6)差额内部收益率

从差额内部收益率分析结果看，水电站正常蓄水位1 832.5 m到1 837.5 m方案间的差额内部收益率为13.89%；1 837.5 m到1 841 m方案间的差额内部收益率为16.94%。差额内部收益率均大于项目投资财务基准率12%，说明抬高正常蓄水位在经济上是合理的，正常蓄水位1 841 m方案较优。

综合工程技术条件、淹没指标、工程效益、工程投资和财务内部收益率等分析，拟定本水电站正常蓄水位为1 841 m。