提高水能利用率的工程方法探讨

杨 英， 姚 福 海

(1.中国水电顾问集团成都勘测设计研究院，四川成都 610072;2.国电大渡河流域水电开发有限公司，四川成都 610041)

1 概述

中国水能蕴藏量为6.94亿kW，其中技术可开发量为5.42亿kW，居世界第一位。截止2010年底，中国拥有水电装机容量2.1亿kW，占全国发电总装机容量的22%。2010年底，为了实现中国政府向世界承诺的节能减排指标，中国计划将非化石能源的比例从2010年所占的8.3%提高到2020年的15%。其中，到2020年，水电装机规模将达到3.3亿kW。

目前，中国在建水电规模约为0.6亿kW，水电建设速度正在加快，水能的合理利用已经上升到了一定的认识高度。但是，如何在国家已批复河流规划意见的基础上，结合每座水电站的实际情况，尽最大可能提高每座水电站的水能利用率仍有一定的潜力。若用a表示某水电站的年理论水能量，用b表示实际产生的年平均发电量，则某水电站的年平均水能利用率为:η=b/a×100%。

根据近20年来中国部分水电工程的建设和管理经验，提高水电站的水能利用率主要有两个途径:一是充分利用设计水头，尽最大可能增大工作水头;二是尽最大可能减少汛期弃水。其中后者属大型水电站的管理范畴。笔者试图结合工程实际对前者做一些有益的探讨。

2 坝址或厂址选择与水能利用的关系

大中型水电站装机容量选择的流程为:(1)根据国家对流域规划的批复意见，在下游已建或规划水库正常蓄水位的末端附近比选坝址。(2)结合工程和库区社会因素开展设计正常蓄水位专题研究。(3)根据确定的正常蓄水位和下游设计尾水位确定装机规模。

在上述工作流程中，坝址或厂址的选择除了考虑地形、地质、施工、对外交通和枢纽建筑物投资等因素外，还考虑了设计尾水位与下游水库正常蓄水位的衔接。但对下游水库的变幅情况则很少考虑，从而出现了每年有一半以上的时间部分水头未被利用的情况。

对于有年调节或季调节的大型水库而言，每年出现的水位情况有:正常蓄水位、汛限水位、汛期洪水位、最低发电水位等。其中正常蓄水位主要出现在汛后一段时间，到第二年汛前，水库将降至最低发电水位运行。为了满足防洪和排沙要求，汛限水位一般要比正常蓄水位低数米乃至几十米。若一座大型水库的年平均运行水位为c，紧邻上游水电站的设计尾水位为d，则该水电站每年平均有(d－c)m水头未被利用。

以黄河上的刘家峡水电站为例，由于刘家峡水电站具有调峰、防洪、防凌等功能，水库在汛期(6～8月)保持高程1 726 m运行，在汛末逐渐将水位抬升到高程1 735 m的正常蓄水位。由于枯水期下游用电量较大，到第二年汛前，水位降至1 694 m高程的最低水位。根据对多年统计情况进行分析，刘家峡水库每年在正常蓄水位运行的时间不超过4个月，多年的平均库水位高程为1 725.27 m。刘家峡水库上游的炳灵水电站在规划阶段，其设计尾水位考虑与刘家峡水库正常蓄水位衔接。当项目进行到初步设计阶段后发现，若炳灵水电站按规划阶段的正常蓄水位高程(1 760 m)进行设计，需要完成移民搬迁1万人。复杂的库区社会条件迫使炳灵水电站不得不将正常蓄水位高程降至1 750 m;若坝址不变，则电站的装机容量由原规划的250 MW降至150 MW。为了弥补容量损失，电站建设单位会同设计单位在大量工作的基础上，将坝址下移8 km，直接布置在刘家峡水库尾部，电站的尾水位选用刘家峡水库的年平均运行水位。经过调整，炳灵水电站多利用了下游10 m水头，装机容量成为240 MW。与原规划阶段相比，经过调整坝址，在装机容量基本不变的情况下，库区淹没损失节省了近1亿美元，大幅度降低了建设成本。图1为炳灵水电站坝址演变示意图。

黄河炳灵水电站的建设实践表明，位于大型水库尾部的水电站，只要地形、地质、交通等条件允许，选用下游水库的多年平均水位作为上游水电站的正常尾水位，可以充分利用水能，大大提高电站的经济指标;而由此带来的尾水平台高度增加是可以通过调整尾水体型的办法予以解决。若某水电站每个月的平均发电流量为Qi，每个月的平均尾水位为di，则每个月的平均利用小时数为ti。下游水库每个月的平均运行水位为ci，则利用水位变幅每年新增的能量为∑9.8Qi(di－ci)ti。式中，i=1～12。

图1 炳灵水电站坝址演变示意图

3 减少水电站引水建筑物水头损失的方法

水电站引水建筑物的水头损失由沿程水头损失和局部水头损失两部分组成。其中，沿程水头损失:

式中 li为引水建筑物第i段的长度;vi为第i段的平均流速;ci为第i段的谢才系数;Ri为第i段的水力半径。

根据已有的实践经验，减小hf的工程途径有:(1)选用经济而合理的经济流速。(2)在引水建筑物混凝土施工时，采用高精度的模板减少糙率。(3)引水建筑物的横断面体型选用圆型或马蹄型，增大水力半径等。

引水建筑物的局部水头损失一般不可避免。以水电站进水口的拦污栅为例，在没有杂物堵塞的情况下，水流过栅时产生的局部水头损失h§=0.05 v2/2 g。式中:v为水流过栅时的平均流速。由于汛期江河挟带的漂浮物大量增加，很多水电站的拦污栅往往要在汛期损失1 m甚至更大的发电水头。中国水电站拦污栅的结构设计取的是4～6 m的压差。为了减少汛期拦污栅的局部水头损失，大渡河上的瀑布沟、龚嘴等水电站在发电进水口上游的水库表面设立了浮式拦漂装置。该装置由浮漂和水下悬挂式拦污网组成。库面杂物定期用船只由人工清理。以龚嘴水电站为例，库面未设置拦漂装置前，每年汛期从拦污栅上清理的杂物达200～300 t，拦污栅汛期平均损失发电水头约1 m。库面设置拦污浮漂装置后，每年汛期从拦污栅上清理的杂物下降为不足50 t。经计算，每年增发电量为0.59亿kW·h。该方法适合于发电进水口上游库面比较开阔的项目。

4 降低水电站下游尾水位的两种工程方法

4.1 在工程地质、下游水位等条件允许的情况下，采用无压型长尾水隧洞，降低下游尾水位

水电站地下厂房对应的尾水隧洞一般较长。对于比较长的有压型尾水隧洞而言，为满足机组运行时的安全要求，尾水隧洞上游往往要布置调压室。以大渡河上的瀑布沟水电站为例，若采用有压型尾水隧洞，则1.2 km长的尾水隧洞对应的沿程水头损失为0.6 m。由于瀑布沟水电站下游的设计洪水位与正常尾水位仅相差3 m，而且尾水洞沿线地质条件良好，围岩类别以Ⅱ～Ⅲ类为主，采用横断面尺寸为20 m×24.2 m的无压型尾水隧洞与有压型尾水隧洞相比，可以取消尾水调压室，而尾水土建工程量仅增加约15%。经过比较，最终选用的无压型尾水隧洞可以多利用水头0.7 m，每年增加电能约0.66亿 kW·h。

4.2 在坝址下游河床地形条件允许的情况下，采用人工长尾水渠增大发电水头

大渡河最下游约40 km长的河段天然比降只有约0.12%。由于水能指标差，原河流规划没有在该河段范围内布置水电站。2005年，项目建设单位会同设计单位，经过进行大量的分析论证，在该河段布置了两座装机总容量为1 100 MW的水电站。主要经验有:(1)利用该河段地形非常开阔的天然条件，将水电站下游的河床用隔流堤分为行洪区和发电泄流区两部分，如图2所示。(2)在水电站尾水渠下游约9 km的范围内，人工开挖原河床，降低水位，形成发电水头。(3)对尾水渠做必要的防护处理，严格控制泥沙进入尾水渠。目前该河段已有一座水电站投产，另一座正在建设之中。该方法适用于河床开阔且尾水渠的技术经济条件较优越的工程。

图2 大渡河最下游的沙湾、安谷水电站利用人工长尾水渠形成水头示意图

5 大型水库从汛限水位向正常蓄水位提前抬升的技术条件

位于主要江河上的大型水库一般都有防洪功能。在汛期，水库保持较低的水位运行，一方面可以削减洪峰，另一方面可以避免泥沙在库尾淤积。近年来，中国三峡、二滩、瀑布沟等大型水库的运行管理经验表明，在汛末选择合适的时机提前抬升水位有利于早蓄水、多发电。如三峡水库是在汛末结束的前一个月开始抬升水位，而二滩和瀑布沟水库是在汛期结束的前半个月开始抬升水位。汛末水位抬升的时机选择应满足4个条件:(1)在水位抬升过程中，若上游发生大洪水，经水库调节后的下泄流量不会危及下游城镇或其它重要设施的安全。(2)汛末最后一天的库水位不超过正常蓄水位。(3)洪水携带的泥沙不会在水库最末端产生严重淤积。(4)上游来流的预报设施健全。以瀑布沟水电站为例，每年6～9月为主汛期，10月为退水期，11月至次年5月为枯水期。2010年9月15日，根据上游的中长期预报资料，瀑布沟水库开始由高程841 m的汛限水位向850 m的正常蓄水位抬升，9月30日，水位上升至845.6 m，10月13日，水位蓄至850 m。该计划与汛后开始抬升水位相比，多利用弃水量3.7亿m3，提前增加发电量约2亿kW·h。

6 结语

(1)提高水能利用率的本质是想法设法增大发电工作水头，减少弃水流量。而增大发电水头的各种工程方法各有其适合条件。在工程设计中，应针对具体情况合理选择。

(2)提高水能利用率和节能减排的目标一致。