陸 賽

(上海勘測設(shè)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(nèi)卡利甘達基河的干流上游峽谷段?？ɡ蔬_基河發(fā)源于木斯塘地區(qū)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(jīng)卡利甘達基峽谷。受構(gòu)造運動和持續(xù)的剝蝕作用，河流沿岸羽狀支流發(fā)育，山谷沿岸山高坡陡，河谷深切。工程所在區(qū)域位于低喜馬拉雅山中等～淺變質(zhì)巖區(qū)與高喜馬拉雅山深變質(zhì)巖區(qū)附近，地層為前寒武紀(jì)變質(zhì)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(fā)電為開發(fā)任務(wù)，具有日調(diào)節(jié)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(fā)電廠房等建筑物組成。電站設(shè)計引用流量為45.90 m3/s，發(fā)電調(diào)節(jié)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(fā)電量為879.18 GW·h，裝機利用小時數(shù)為4 884 h。

2 徑流調(diào)節(jié)基礎(chǔ)資料

(1)設(shè)計保證率

根據(jù)電站本身的特性及其在電網(wǎng)中的作用，參照有關(guān)規(guī)范規(guī)定，選用設(shè)計保證率為90%。

(2)壩址徑流系列

徑流調(diào)節(jié)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(jù)庫區(qū)實測1∶500庫區(qū)地形圖量算。

(4)廠址水位流量關(guān)系

廠址天然河道水位～流量關(guān)系曲線依據(jù)實測斷面和水力學(xué)公式計算結(jié)合部分實測資料得到。本工程選用水斗式水輪機，尾水經(jīng)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(jù)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(shù)

本工程初擬安裝4臺水斗式水輪機組，根據(jù)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(quán)平均效率為0.89；發(fā)電機額定點效率為0.975，平均效率為0.96。據(jù)此計算出模型水輪發(fā)電機組額定點發(fā)電出力系數(shù)為8.6，全時段綜合平均發(fā)電出力系數(shù)為8.38；考慮模型效率與真機效率的差別，徑流調(diào)節(jié)計算中全時段綜合平均發(fā)電出力系數(shù)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(fā)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(fā)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(tài)環(huán)境用水需求外，無其他用水要求。壩址至廠房區(qū)間河道存在減脫水河段，依據(jù)尼泊爾相關(guān)要求，生態(tài)流量采用多年平均最小月流量的10%計算。根據(jù)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(tài)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(guī)劃及已建電站均有較遠的距離，水位無銜接要求。

(2)調(diào)節(jié)庫容

尼泊爾電網(wǎng)中水電比重大，其中具備調(diào)節(jié)能力的電站較少，多為無調(diào)節(jié)的徑流式電站，豐、枯期出力差別大。尼泊爾用電負(fù)荷的峰谷差較大，因此電力系統(tǒng)的調(diào)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(yīng)電力系統(tǒng)負(fù)荷變化等方面考慮，水電站設(shè)置一定的調(diào)節(jié)庫容是有必要的。

(3)地形地質(zhì)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(qū)河段為斜向谷，近壩河床1.0 km范圍內(nèi)，庫岸以巖質(zhì)邊坡為主；庫岸線總長的82.2%為巖質(zhì)岸坡，17.8%為土質(zhì)岸坡占。巖質(zhì)岸坡的主要構(gòu)成為厚層～中厚層片麻巖，巖體具有較好的完整性，邊坡穩(wěn)定；土質(zhì)岸坡的主要構(gòu)成為碎石土、漂卵礫石，岸坡植被發(fā)育，為穩(wěn)定～基本穩(wěn)定岸坡。沿岸局部可能存在小范圍的滑塌以及近壩沖溝產(chǎn)生洪積物，會給河床帶來固體徑流物質(zhì)，但不會危及大壩的安全。庫區(qū)地形地質(zhì)條件對正常蓄水位選擇不構(gòu)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(shè)征地及環(huán)境影響

當(dāng)水庫水位為1 844.5 m時，水庫區(qū)的長度約757 m。水電站建設(shè)不涉及移民，庫區(qū)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(qū)域生態(tài)系統(tǒng)的完整性以及生物多樣性無明顯影響，建設(shè)征地及環(huán)境影響不會對正常蓄水位的選擇構(gòu)成制約。

(5)工程建設(shè)條件

從樞紐布置、施工組織設(shè)計、機電及金屬結(jié)構(gòu)等工程技術(shù)方面分析，均不構(gòu)成正常蓄水位方案選擇的制約因素。

從閘壩基礎(chǔ)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(biāo)

根據(jù)徑流調(diào)節(jié)的基礎(chǔ)資料，對擬定的正常蓄水位方案進行徑流調(diào)節(jié)計算。正常蓄水位比選過程中，各比選方案按統(tǒng)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(jīng)濟指標(biāo)

由表1可以看出，方案1為無調(diào)節(jié)電站；方案2和方案3為非汛期調(diào)峰式電站，相應(yīng)的調(diào)節(jié)庫容分別為42、70萬m3；方案4的調(diào)節(jié)性能更好，調(diào)節(jié)庫容為102萬m3。隨著正常蓄水位的抬高，電站調(diào)節(jié)性能逐步增加。在考慮各方案日調(diào)節(jié)電量損失和有效上網(wǎng)電量系數(shù)后，隨著正常蓄水位抬高，年上網(wǎng)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(wǎng)要求非汛期日調(diào)峰時間最長為4～6 h，調(diào)峰時間再延長并沒有獎勵的電價政策；方案4的發(fā)電效益增加微小，財務(wù)指標(biāo)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(jīng)濟指標(biāo)

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

表2 各正常蓄水位方案經(jīng)濟指標(biāo)

4.3 綜合比選意見

工程所在河段無大村落和礦產(chǎn)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(guī)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(wù)為發(fā)電。因此，電站正常蓄水位選擇的原則是：在技術(shù)可行的基礎(chǔ)上經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟綜合比較，合理確定正常蓄水位[4]。

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

從閘壩基礎(chǔ)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(fā)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(biāo)

各正常蓄水位方案對應(yīng)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(qū)域生態(tài)系統(tǒng)的完整性和生物多樣性產(chǎn)生明顯的影響，建設(shè)征地及環(huán)境影響對正常蓄水位選擇不構(gòu)成制約因素。

(3)發(fā)電效益

各方案多年平均年發(fā)電量相差不大，但由于正常蓄水位抬高增加了電站調(diào)節(jié)庫容，電站旱季調(diào)峰能力增加。正常蓄水位為1 832.5 m時，無調(diào)節(jié)能力；正常蓄水位為1 837.5 m時，可滿足電站連續(xù)滿發(fā)調(diào)峰2.9 h需求；正常蓄水位為1 841 m時，電站連續(xù)滿發(fā)調(diào)峰時間進一步增加到5.5 h。

根據(jù)尼泊爾電力局電價政策，旱季的調(diào)峰時段電價隨著調(diào)峰能力的增加而增加，因此發(fā)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(yīng)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(zhì)差別。

(5)財務(wù)內(nèi)部收益率

各正常蓄水位方案的財務(wù)內(nèi)部收益率分別為12.75%、12.77%、12.89%，各方案指標(biāo)都相差不大，正常蓄水位1 841 m方案的財務(wù)內(nèi)部收益率最高。

(6)差額內(nèi)部收益率

從差額內(nèi)部收益率分析結(jié)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(nèi)部收益率為13.89%；1 837.5 m到1 841 m方案間的差額內(nèi)部收益率為16.94%。差額內(nèi)部收益率均大于項目投資財務(wù)基準(zhǔn)率12%，說明抬高正常蓄水位在經(jīng)濟上是合理的，正常蓄水位1 841 m方案較優(yōu)。

綜合工程技術(shù)條件、淹沒指標(biāo)、工程效益、工程投資和財務(wù)內(nèi)部收益率等分析，擬定本水電站正常蓄水位為1 841 m。