日本水电发展历程

［日本］ 吉津洋一

日本群岛中部高山绵延众多，年降雨量约为1700 mm，为日本开发水力资源创造了有利条件。2011年总装机容量与总发电量分别为48 GW与74 TW·h，分别约占整个电力系统总量的17%与8%。

日本的早期电站通常为小型径流式电站，由于发电机组出力不足及输电电压偏低，电站通常建在离用户非常近的地方。随着远距离高压输电系统的发展，日本开始在山区开发更大容量的水电站。

1911年，日本电力生产结构发生了变化。随着设计水平与施工方法的不断改进，日本开始有能力开发大库容水电站，因此该时期水电比火电更具价值。

1951年，国家电力公司被分解为9个地方电力公司，各个电力公司在同一(不同)流域的各个管辖区域内负责水电项目的开发。20世纪60年代，抽水蓄能电站的出现缩小了昼夜用电需求的差异。

近来，日本为给国内提供清洁的可再生能源，除了继续开发经济可行的大型水电站外，也逐渐开始开发小型水电站。同时，对现有水电设施进行了重建与升级改造，以达到修复、改善功能、保护环境及提高安全性的目的。

下一阶段的发展目标是利用间歇性的风能和太阳能等辅助发电设施，继续发展可调速抽水蓄能发电系统。

一些运行多年的大坝和水库，虽然引进安装了冲沙设施及旁路隧洞，但清淤问题仍面临着挑战。

1888年，日本仙台市首次进行水电开发并将其用于室内纺织业。1891年京都修建了第1座商业电站。蹴上(Keage)水电站通过琵琶湖运河将湖水引入电站发电，运河同时兼有灌溉及消防功能。自从1869年首都火车站从京都迁往东京后，京都经济开始萎靡不振。琵琶湖运河方案刺激了京都的工业活动，有助于其经济的恢复。

1 大坝及水电站建设历程

日俄战争(1904～1905年)后，日本经济出现快速增长。随着居民照明用电及工厂电气化生产用电需求的不断增加，电力行业的地位显得越来越重要。

大正时期(1912～1926年)，二战开始前的日本经济保持令人瞩目的5%的年增长率。电化工业、机械业及钢铁业在一战后获得了极大的发展。这些工业厂家为保持产能，需要大量低价电力作保障。1918年大旱期间虽然出现过电力供应不足的状况，但此后电力供应以每年超过20%的速度增长。

远距离输电系统的推广应用及大容量电站的发展极大地促进了山区水电开发，由此带来的低价电力也刺激了工业的快速发展。同时，火电弥补了旱季水电的不足并使电力行业形成了多样性发展。大型水电公司纷纷成立，日本中部山区水电资源得到极大开发，同时刺激了城市高压输电线路的开发建设。如1923年从中部地区的须原电站(1922年)到大阪变电站(现古川桥变电站)长达238 km的154 kV输电线路就是个成功的例子。

位于中部地区木曾川的大井水电站于1924年完工，最大坝高为53.4 m。原计划设计成引水式电站，后为满足高峰用电需求改成坝式水电站，成为日本第一座大型混凝土重力坝，也是当时日本最高的大坝。电站最大出力达到了爱知县总电力需求的一半。

昭和年代早期(1926～1945年)，结合经济评估结果，依据平均水流量，在最大限度地增加取水量的基础上进一步开发大容量水电站，同时旱季利用火电补充电力不足。在政府加强行业控制的同时，矿业及制造业产量急剧增加，金属、化工及机械行业也得到了迅速发展。为满足制造业发展需要，一些电力公司设计出一种逐级开发水电站的概念，主要集中在大型河流的下游地段。

1927年柳川(Yanagawara)发电厂的完工拉开了北陆地方黑部川流域逐级水电开发序幕。随后开发的有1936年黑部川上游2号发电厂及1940年包含高43.5 m仙人谷坝在内的3号发电厂。同时还有柳川下游的蓝本发电厂(富山县)。黑部川3号发电厂的施工克服了雪崩及高温条件下隧道施工困难，成为一经典项目。

20世纪20年代修建的田代坝位于中部地区大井川最上游，距离河口160 km。该电站建有两座发电厂(田代1号与2号)，电力输往东京，其发电尾水排入富士水系的早川。

大井川中游与天龙川水电站的顺利建成为各水系的水力资源开发起到了关键作用。大井川发电厂最大出力几乎相当于静冈县购电总量的一半。

建于同一时期的泰阜坝最大坝高为50 m，是天龙川上修建的第1座大坝。

2 水电逐级开发

从1945年年底开始，煤炭、石油与燃气出现短缺及价格上涨，而用电方式却不断更新。电力需求从1945年的19.5 TW·h急剧增长到1947年的29.4 TW·h。频繁的停电使蜡烛成为人们当时生活的必需品。电力发展停滞不前，对于恢复战争中毁坏的电力设施以及继续完成战前水电项目来说，尚有大量的工作要做。1949年年底，日本政府决定利用美国经济复苏基金来开发1180 MW的水电(33个坝址)。

这一时期电力需求大幅增长。与此同时，秋季大旱使电力供应出现严重不足。20世纪50年代末，在已建的1460座水电站中仅有40座能正常发电。

战后火电主要依靠煤炭，但由于供应不及时、质量不达标以及价格上涨等因素造成火电生产效率与盈利能力均大幅下滑。因此，将战略重心转移到坝式水电站上时，必须提高水资源使用效率并克服其季节性不平衡。

为满足战后工业复苏的需求，正在大量修建火电站。这些火电站用于满足常规负荷，而大型水力发电站用于调峰填谷。

直到20世纪40年代，才利用柳川老发电厂与黑部3号发电厂之间的河水落差在黑部川上分期修建水电站。

二战后，电力供应转为以火电为主、水电负责调峰填谷。此时，关西电力公司(KEPCO)准备在黑部川最上游修建一座大型水坝。这一计划在促进水电稳步发展中发挥了重要作用。

1963年完工的黑部川4号发电站成为全日本广泛关注的、最巨大的工程之一，展示了当时日本最先进的土木工程技术。

黑部川大坝总库容约为2亿m3，极大地改善了下游河水流态。为了发挥水库使用效率，陆续在其下游修建了黑部川新3号电站(1963年)及新2号电站(1966年)。随后完工的音沢电站(1985年)完成了黑部川水电站的梯级分布。黑部川建有一系列水力发电站，充分利用了黑部大坝(高程1448 m)水库水位与音沢电站(131.1 m)尾水水位之间的落差，因此被称为是“能源之河”。

3 抽水蓄能电站的发展

20世纪50年代末，常规用电主要由大容量火电站承担，大型坝式水电站负责调峰填谷。

20世纪60年代期间，随着经济快速增长，城市化及生活水平的提高使办公及家庭用电需求出现明显增加，尤其是空调用电。1968年后，这一趋势加剧，每年夏季白天形成用电高峰期，而这一现象以前只有在冬季夜晚才会出现。这种新的电力需求模式，即白天峰谷模式，超出了水库电站的调峰能力。因此抽水蓄能电站应运而生。

1960年，日本首相府科技署资源委员会发表了一项旨在提倡能源资源多样化的政策声明。针对蓄能电站规划，呼吁要求对蓄能电站选址进行调查，以确定一种能源开发方法，同时要求火电、核电及抽水蓄能电站能协调发展。

针对这种情况，电力公司经政策研究后，决定采用一种新理念来促进水电开发，对抽水蓄能电站实施大规模重建计划，使它们既各自独立，又能成为综合开发项目的一部分。如中国电力株式会社开发的高103 m的新成羽川坝，东京电力公司开发的综合水电项目奈川渡坝、水土野坝、稻核坝及高濑坝，电力发展有限公司(EPDC)开发的九头龙坝、新丰根坝及手取川坝(坝高153 m)。

直到1970年才出现大量混合式抽水蓄能电站，其特点为当上库来水流量充沛时可作传统水电站发电。然而，随着经济效益好的建站地址减少，在上库无天然来水或来水极少的地方，纯抽水蓄能电站的建设开始出现繁荣景象，20世纪70年代初在那须盐原建成了第1座纯抽水蓄能电站。该电站采用压力钢管隧洞与500 m单级大容量水轮机的新技术。1973年与1979年的两次石油危机后，日本作了大量努力以减少对石油能源的依赖，1980年，《可替代能源开发及推广法案》宣布生效，决定优先建设核电。

由于电力总需求及年度最大需求不再增加，从20世纪90年代开始，几乎所有抽水蓄能新项目均被推迟或取消。

到20世纪80年代，由于适合大型电站的水力资源开发殆尽，同时为适应清洁再生能源的需要，日本开始发展小规模水电站。

水电站承担着调频调压的辅助功能。为强化这些功能，KEPCO在奥多多良木抽水蓄能电站引进了可调速抽水蓄能发电系统。

4 水电站运行与维护

在日本1600多座水电站中，约有一半已运行了60 a或更长时间。定期对设施进行巡查与监测以评估它们的运行情况。为保持设施良好的运行状态并延长其使用寿命，需定期对设备进行维修。对水轮机及发电机进行及时更新并做好防震安全工作以提高水电设施使用性能。

在日本，人们经常利用河流开展钓鱼、水上运动及其他休闲活动，另外河流两岸建有许多房屋、公路及其他公用设施。因此电站营运商必须保证河流下游河水不出现大波动以免发生险情。

泥沙是另一个需要持续监测与管理的问题。黑部川比日本任何河流的输沙率都要高得多。出平(Dashidaira)坝与宇奈月坝已安装大型排沙管道与闸门，通过对水库冲淤，使水库水位得以降低，水流更加顺畅。该设施在出平坝完工6 a后，于1991年首次开始使用。

出平坝下游7 km的宇奈月坝建成后，2001年成立了一个委员会以协调两座大坝的排沙冲淤问题。

朝日坝为KEPCO所有，受台风影响，形成浑水水库，坝前泥沙堆积量较大，排沙面临较大困难。KEPCO决定采用旁路排沙法来解决问题，该方法通过设计一条旁路隧洞，利用自然水流将泥沙冲向下游。