大坝顶部抬高的水电效益评估

[美国] N.米勒 等

大坝顶部抬高的水电效益评估

[美国] N.米勒 等

美国对加利福尼亚州的埃尔多拉多(El Dorado)水库水位进行了限制，发电收益受到影响，对此，埃尔多拉多灌区为挽回发电损失而开展了一项研究。该研究提出了4套方案，通过对方案的比选和评估表明，抬高坝顶 3 m所形成的库容，比库水位受限运行条件下的年均收益提高5.7%。

坝加高；水电效益；效益评估；埃尔多拉多水库；美国

2009年，美国对加利福尼亚州一座停运的水库，即埃尔多拉多(El Dorado)水库水位进行了限制，因为加州大坝安全局(DSOD) 和联邦能源管理委员会(FERC)认为，土坝下游坡的安全系数不够，现有的安全超高也不足，况且大坝水库还要为装机20 MW的电站蓄水发电，确实存在安全隐患。

要维持埃尔多拉多灌区(EID)的安全，就需花高昂的费用布置大量的支撑结构，将坝顶抬高0.9 m。 然而更重要的是提高安全性，保证下游居民的安全，而实际上对灌区的农户来说是得不到任何效益的。

此外，在维持现有运行状况下进行水库清淤，费用也很高。因此， EID 委托专门机构进行了评估，以确定有关财务经费问题，以及工程修复和坝顶实施抬高方案时应急供水可能受到的影响。

经EID与GEI咨询有限公司的商议，确定了满足DSOD和FERC要求的方案，拟定的方案为4套，按总投资递增的排序方式如下。

(1) 满足调控需要而作最小的调整(坝顶不加高，保留稳定性扶壁和库水位限制)；

(2) 坝顶抬高0.9 m; 溢洪道保持现有高程，抬高挡水闸门，增大蓄水量(从38万m3到47万m3)， 恢复以前受限的最高水库运行水位，与大坝的安全超高控制要求一致；

(3) 坝顶抬高3 m，水库运行库容增大约77%，即库容增至68 m3，挡水闸门高0.9 m，改造溢洪道，并抬高溢洪道高程；

(4) 抬高坝顶6 m，水库运行库容增大2倍以上，即增至102万m3，挡水闸门高1.2 m，按此方案设计一座新的溢洪道。

根据 EID的要求，GEI 开发了一套水电模拟和优化工具,以评估上述4套方案对发电年收益的影响，并为EID操作者获取最大收益提供一套日调节电站的工具。评估表明，抬高坝顶3 m所形成的库容，比原库水位受限运行条件下的年均收益提高5.7%，相比抬高坝顶3 m的年收益，抬高坝顶6 m增加的年收益微乎其微。

1 工程概况

埃尔多拉多前池坝是该水力发电工程的一个组成部分。 其电站厂房是灌区主渠的始端供电点， 正常蓄水位时水库总库容为44万m3。水从美利坚河南支流引至埃尔多拉多前池，引渠正常最大流量为4.7 m3/s，同时经由灌区的4座大水塘流出。

前池坝建于1923年，为一均质密实的土坝，坝基为风化千枚岩和砂岩。坝高27 m, 坝长250 m, 坝宽4.5 m。上游坝坡比为3∶1(H∶V)，下游坝坡比为2.5∶1。

通往电站厂房的压力钢管为直径1.52 m的铆合钢管，正常流量4.4 m3/s，最大流量4.6 m3/s。 电站装有两台10 MW的冲击式水轮机，并配有液压传动截止阀，水轮机最大静水头约为570 m。

2 安全背景

通过对大坝的稳定性评估表明，需采取应对中等风险的缓解措施，以保证大坝的长期安全性能。FERC所采取的措施为，将水库的最高水位限制在溢洪道固定顶部。

DSOD也认为，现有的大坝安全超高不够，只勉强具有抗震稳定性，下游坝坡的稳定性，所需的最低安全系数达不到静态稳定条件。 DSOD要求EID在接到新的通知前必须制定和提交一份提高大坝总体稳定性的规划和工作计划，将水库最高运行水位限制在溢洪道固定顶部。

3 工程方案

2009年，GEI和EID都考虑了许多修复和坝体布局方案，根据可利用的材料、施工的可行性、施工成本,以及满足FERC和DSOD在稳定性与安全超高方面的要求，提出了4套方案。第1套方案由于生活用水和电站运行及其可靠性受到限制而不可取。而其他3套方案因合理考虑了生活供水和水电站运行情况，因而都是可行的。

4 模拟工具的开发

EID要求GEI开发一项研究工具，用以评估每套方案对年发电收益的财务影响，并采用人机友好的界面，分析电站产出最大效益的小时运行状况。

GEI 采用微软电子表格系统(Microsoft Excel)非线性程序和Solver插件数据分析工具, 开发了HSOT程序。HSOT 可根据现有的入库流量、业主的购电协议及一天中特定时间的电力峰值状况，确定电站和机组达到最大收益的运行情况。 此外还开发了两套模型运行方案，该模型既可以按一天(现行的做法)也可以按一周(需要增大库容)的计划优化调度水电站。

经对HSOT程序的调整，可连续模拟4 a的电站运行状况。EID还可提供水电站的历史运行数据，包括2006年1月至2009年12月每台水轮机的小时发电量。以美国的岩石河(Rocky River)工程为例，从2006年到2009年，可得到颇具代表性的一组数据，并可根据该组数据划分出丰水年、枯水年和平水年。如图1所示， 电站的周平均入流量大约为1.74 m3/s(62 ft3/s)，最大流量和最小流量分别为3.9 m3/s(141 ft3/s)和0。 从统计情况看，通常情况下，1～6月中旬，水库入流量都超过年均入流量，7～12月则小于年均入流量。

5 方案比选与分析

可用历史流量变化率来模拟拟定水库运行方案的电站运行情况和优化水电站的有效库容, 并将各种方案所产的电能和收益进行比较。 为了防止机组停运而无计划的泄水，在所有方案中都增加了0.9 m高的应急库容。

经评估,第1套方案接受FERC和DSOD的限制运行水位，但因此限制而使年收益减少10～13.8万美元, 即比第2套方案平均减少1.6%。

第2套方案合理地考虑了成本、收益和投资回报的时间。 不过由于水库淤积和库容受限而不能对电站进行周调度优化，对工程寿命不利。

为评估第3和第4方案中库容增加的效益，GEI模拟了估算发电量和相应收益的电站运行情况， 即抬高坝顶 3 m, 则增加年收益21～50万美元左右, 即较第2方案年均收益增加4.1%。收益之所以增加，是因为库容增大，便于水库的周调节，因而运行灵活性更大。 这样就能使库水位有更大的变幅，在高电价时期充分利用水库的有效库容，同时保证水库无来水时生活供水所需的库容。

第3方案经济上可行，水库清淤的时间可向后推， 库容增加20万m3(超过现行库容的50% )。这也表明工程的寿命在较大程度上得以延长，是趋于考虑采纳的一套方案(见图2)。

第4套方案为年收益仅有少量增加的方案，收益增加得益于供水量受限，以及周调度优化期间水库产生的窄幅波动使水位抬高3 m。 因此，整个库容得不到充分利用。而在丰水年，相比抬高坝顶3 m，抬高坝顶6 m的年收益额外增加得更多。这表明， 源源不断地有足够的超额入库流量来充分利用坝顶抬高6 m所增加的库容、使水轮机组满负荷发电，这一点可能做不到。

该研究的另一项任务是估算水库清淤的财务效益，即清除2亿m3泥沙的效益。 可能要清除大量的泥沙才能使库水位降低0.5 m，形成3.7万m3的额外库容。 清淤并不能增加年收益，因为优化水电站的日调度，并不会形成比现有最低水位还要低很多的库水位变幅。 如果按周优化调度水库，则有可能出现将水位降低到比周调节的最低水位还要低的情况。

这种水库在上述条件下运行，可能会使其向下游提供生活用水的供水能力产生不利的影响。 所以EID建议，对水电站的水库，应按日调度优化，以将上述供水的风险减到最低程度，并对库水位的波动予以限制。根据这些情况和按第2方案实现的运行工况，即使清除现有泥沙，也不会产生发电效益。

另一种做法是，各种方案都采用年均发电量和收益率的评估标准。对第3方案研究的成果表明，按周优化调度水电站，相对第2方案来说，可增加年均发电量和5.5%的收益率。

EID的峰值电价总收入，很大程度上取决于来水的适宜时间，当然与来水量也有一些关系。 例如，从日优化调度的第2方案成果看，2006年的年均发电量和收益率大约比2008年低3.5%， 这似乎不合常理。因为2006年被认为是一丰水年，而2008年则为严重的干旱年。 但经仔细分析，2006年和2008年这两年间，来水量的适时性明显不同。2006年的来水发生在靠前的月份，这时峰值电价相当低；而在2008年的峰值电价期，来水量则较大。

这样看来，2006年收益的相当一部分发生在较低的峰值电价收益期间。 丰水年反而年均发电量和收益率下降，形成比2008年低得多的情况。

6 结 语

按第3方案 (坝顶抬高3 m)实施，在大坝安全方面略显不足，但在满足EID发电和供水方面，技术上占优势，益本比(成本效益之比)高， 估算成本为1 800万美元。2014年3月24日已对环境影响报告作了认证，有望在2015年完成许可证的相关手续，最终在2015年夏末和2016年之前开工。

7 前 景

尽管HSOT程序是为单项工程应用而开发的，但其模型经扩展后可用于模拟大型水电站设施，也可作为日调节或周调节电站模拟连续来水情况和各种水库调度方案的工具。优化后的模型，还可作为向电站管理者和系统操作人员快速提供支持水资源和水库调度决策所需信息的一种工具。

(郭 欣 付湘宁 编译)

2015--0119

1006-0081(2015)03-0005-03

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