挪威水电开发与大坝建设现状

[挪威]　L.莉娅 等



挪威水电开发与大坝建设现状

[挪威]L.莉娅 等

摘要：通过回顾挪威水电开发的历史及现状，阐述了地形、气候、政治、政策、市场等因素对该国水电开发及电价的影响。数据统计和案例分析表明，该国目前的水电开发活动以新建小型水电站、升级扩建现有水电站和大坝为主。就大型水电项目而言，由于受环境保护政策的限制，在已开发河流上新建大型工程较为普遍。水电开发活动带动了机电设备制造、工程建设、水电学科教育等相关产业的发展。最后，预测2016~2020年将是该国水电建设的繁荣时期。

关键词：水电发电工程；大小型水电站；建设现状；环境影响；发展趋势；挪威

1概述

挪威的地形以高原、山地为主，天然湖泊众多，峪谷陡峭，濒临大海，因而具有得天独厚的水电开发优势。和许多其他工业化国家一样，第二次世界大战结束后到20世纪80年代初期，是挪威水电开发的高峰期。近年来，为了限制CO2的排放量，政府出台了可再生能源扶持政策，而由于同其他国家进行电力交易、变化的市场形势以及老电站升级改造的需要，挪威正在开启水电开发的新时代。水电开发仍然是以大坝建设为主。

挪威自1990年起引进了自由电力市场。在此之前的10 a，开展了大量相关工作，包括勘察水电资源，对所有水电项目进行可行性研究，以建立能源、电力潜能、经济、环境影响的档案。在此期间，挪威议会颁布了2项河流保护方案。20世纪80年末期，水电许可申请非常少。由北欧电力交易所经营的北欧电力市场使水电部门发生了翻天履地的变化：针对特定行业或特定地区的专门开发结束了，在1991年《能源法》颁布期间，启动了一些大型水电项目。随后的多年里雨量丰沛，发电量居高不下，大量电力被投入了市场。由于电价滑落至远低于开发新水电的成本水平，挪威开始支持老水电站升级改造。2000年代中期，油价上涨和未来能源价值预期导致能源价格上涨。

全球金融危机的影响、电力消费需求的稳定、其他可再生能源的电力产能的增加，使挪威电价自2001年起再次下降。

21世纪初期，挪威出于政治原因提出开发小水电，而该类项目也得到了国家的政策倾斜和研究支持。2002~2004年间的研究表明，其年发电量可达25 TW·h。“因小而美”的导向刺激了小水电的开发，电价大幅提高，从而开创了挪威水电开发的新时代。自2005年起，每年新建水电站25座。挪威在2005年实施了欧盟关于可再生能源发电方针，开始了更多的水电开发活动，以完成在2020年之前将可再生能源发电量提高到13.2 TW·h/a的任务，这一目标任务与同处北欧电力市场的瑞典的目标相同。为确保目标的实现，引入了可再生能源电力证书制度(Renewable Electricty Certificate)。证书的价值由股票市场确定，该制度与电力市场共同影响电力价格。可再生能源电力证书市场保持技术中立，推动了各类水电开发活动。

挪威的大型水电站和大坝的平均使用年限目前已延长到46 a，因而掀起了全国的电站工程升级改造热潮，许多工程在升级改造期间进行了扩建。最近15 a，由于升级改造而使潜在发电量增长了10%~60%。从环境角度来看，升级改造是最有利的工程形式，因为其对环境的影响较小。目前涉及大坝升级改造的工程数量居多，这刺激了水电产业的活动。

由于看好水电的持久性和可再生能源未来的发展趋势，目前外国投资者定向投资水电。新投资者的加入将会带动水电的增值。尽管挪威对外资所有的水电有严格的法律限制，但新工程仍可能获批，而且容量小于10 MW的工程也几乎不受该限制的影响。

目前挪威在建水电站预计年发电1.4 TW·h。小水电的数量居多，但现有电站升级改造项目在装机容量上占主导地位。装机大于10 MW的工程中，仅有30%为新项目。

2小水电

挪威将小水电界定为装机容量小于10 MW的工程，而本文不包含小于1 MW的小工程。如上所述，自2004年挪威水资源和能源局(NVE)启动全国小水电站站址规划后，能源价格上涨和政策扶持促进了水电开发。2020年，电力证书将到期，在此之前，水电开发活动预计将大幅度增长。根据NVE的相关资料，2001~2010年间，挪威有234个新的小型水电工程启动。2011年实际新增工程34个，2012年41个，2013年25个，2014年27个。在此期间，有397个装机容量大于1 MW的新工程启动。

通常小水电(设置有浅孔式进水口、压力钢管和室外厂房)的设计，是基于已经论证的技术进行的。新建小水电工程中，获得蓄水许可的不到5%，因此其中将会有一些径流式电站。大部分小水电为高水头设计，配置1台冲击式水轮机组或2台高水头的混流式水轮机组。大坝建设要因地制宜、减小环境污染、降低成本，以及设置进水池以解决冰块、空气回流、拦污栅、涡轮调速器稳定性等问题。多数大坝为混凝土重力坝、平板坝，或者为满足溢洪道泄洪能力要求，在坝址狭窄地区选择拱坝结构。到目前为止，2010~2014年间新建的小型水电工程中没有高15 m以上的大型坝。

若在水电站进水口设置前池，则需要高深的水文知识，还会对建造和运行造成限制，但通过研究可以克服这些限制。自2000年起，NVE一直支持研制新水文模式和各种地图，以提升未开发水电的规划水平。新的施工技术也不断问世，如使用钻孔技术替代压力钢管明管。此外，还开展了环境影响方面的研究，如鱼类洄游等问题。

最近的一个创新实例是分段管道的竖向锚定，该技术可降低压力钢管的建设成本。2013年，乌斯玛(Usma)电厂的压力钢管安装完成，钢管长5 400 m,是目前最长的无调压室压力钢管。

为提高新建小型水电工程的可靠性，正在采用一些创新的进水口设计，如康达(Coanda)拦污栅进水口，以及一些基于反冲拦污栅的新设计。创新的重点是加强进水口的可靠性，因为预计在2016~2020年间，将新建400~600座小水电工程。

（3）恶意滋事处置预案。遇到捣乱滋事事件时，经劝阻不离开现场的，志愿者应立即通报给景点、景区安保人员，由保卫人员进行现场处理，必要时可采取报警。

今年的状况和以往略有不同。2012年1月，瑞典电力证书市场启动，导致电力市场每千瓦时上涨了约0.15~0.25挪威克朗。两国市场都将波动，但目前都处于低位，其结果是导致很多获得许可的项目到目前为止仍不能投入建设。有406个已获批和488个正在等待NVE审批的项目因此受到影响。

“因小而美”的理念同样导致了一些负面影响。2004~2012年期间，很多电站采用低廉的技术设计和施工工艺建设而成。其后果正逐步显现出来，运行限制比预期的多，该类问题在进水口及电站厂房机电设施上显得尤为突出。很多项目(尽管不是大多数)技术年限低于设计年限，这将给保险公司带来困扰。很多获批项目不能开发，其中有多重原因：获批条件的限制、办理保险困难、电力证书和能源市场的价格偏低等。

由于挪威政府承诺在2020年之前每年向欧洲市场输入13.2 TW·h可再生能源，挪威国内的水电开发仍将继续推进。

3现有水电站的升级改造和扩建

挪威水电系统经历了100多年的发展，但大部分装机容量建于20世纪50年代至20世纪80年代末。因此，很多电站已经达到了需要升级改造和扩建的年限。机电设备的现状是电站升级扩建的原因之一。新的市场需求和设计理念同样刺激了以升级改造和扩建方式实现电力增容的活动。电力公司一直在捕捉利用可再生能源发电的新机遇，现有电站的升级改造对增加发电量将起到很大的推动作用。与在未开发的河道上新建电站相比，升级改造和扩建现有电站的工程对环境的影响较小，政府相关管理机构也出台了此类工程的扶持政策。由于升级改造和扩建，预计潜在的经济效益约为6 TW·h/a。

所谓升级改造就是采取措施以提高机电设备的效率。其他类型的工程升级改造涉及隧道，如通过扩大横断面积来减小水头损失、修建1条新的平行隧道或压力钢管等方法。工程扩建涉及的范围更广，包括建新的集水区、增加水库库容、扩大装机容量。

很多情况下，不仅升级改造是有益的，而且综合运用升级改造和扩建措施同样效果不错。现行的各种经济和设计标准，与10 a前流行的方式不同。这些都是刺激电站扩建、通过安装现代化设备或改进工程布置来升级改造电站的动机。下面给出了挪威的一些工程升级改造和扩建的实例。

3.1霍尔1水电站

挪威南部地区侯林达(Hollingdal)的霍尔1(Hol I)电站进行了机械升级改造。该电站于1949~1956年间开始分阶段投产运行，配有4台混流式水轮机，当时的总装机为190 MW。由于设备老化、磨损，业主决定对发电设备进行综合升级改造。升级改造后，水轮机转轮的效率和设计流量均增大，总容量提高了34 MW，年发电量增加了20 GW·h。增加发电量的单位生产成本虽高，但该投入仍被认为是有益的，因为若不进行升级改造，在未来的几年内，维护和检修成本会大幅增加。这说明选择恰当的时机进行升级改造是非常重要的。升级改造不需要办理新的或更新许可证，因而挪威许多工程都采取了升级改造措施。

3.2康思维恩格电站

康思维恩格(Kongsvinger)电站地处挪威东南部，位于该国最大的河流——格罗马(Glomma)河上，在该电站上新建了1项平行工程。原电站于1975年开始运行，配有一台21 MW的灯泡式机组，设计流量为250 m3/s。该电站为径流式电站，运行水头10 m。就平均进水量来说，装机规模十分小，这是当时经济原因和电力需求造成的。业主几年前对增加发电量的可能性进行了评估，于2011年新装1台机组，设计流量增加了1倍，装机增加至43 MW(是原来的2倍)。该措施减小了水量损失，新增发电70 GW·h/a。土建工程施工和装配过程中，旧机组仍然保持运行。换句话说，没有损失任何产能。由于环境影响非常小，因此也不再需要办理新的许可证。

3.3伊韦兰电站

伊韦兰(Iveland)电站位于挪威南部，1949~1955年间投产运行，地面厂房配有3台混流式水轮机，总装机45 MW，针对该电站也实施了平行工程。与康思维恩格电站一样，伊韦兰电站设计流量非常小，但装机容量和发电量能够满足当时的需要。50 a后，电站业主决定增加发电量，并评估了2个方案。方案1是升级改造，即安装新的水轮机转轮，升级后新增发电量预计可达20 GW·h/a，且单位成本低。方案2是增容，即新建1条引水隧洞和1座地下电站，新建建筑物与原有的平行，原电站仍照常运行。采用方案2，发电量可增加150 GW·h/a，单位发电成本虽高于方案1，但净现值也较高。目前，方案2正在施工阶段。

该工程实例说明，综合采取扩建和升级改造措施是一个好办法。平行隧洞和厂房可以降低风险，而且施工期间原设备仍可正常发电。

4新建大型水电工程

由于政策和环境原因，极少在未开发的河道上新建大型水电工程。挪威政府重视并承诺要保护河流。政府已5次修订承诺书，表明了其保护河流的决心。但仍有一些大型水电工程可以在河道上开发。过去几年间，新的水电工程已经展开，如欧瑞乌塔(Ovre Otta)(680 GW·h/a)和舍斯内(Kjosnesfjorden)(250 GW·h/a)。最近新建的工程是斯卡格(Skarg)，年发电量70 GW·h，该工程包括在萨弗斯佛森(Sarvsfossen)建造50 m高的双曲拱坝、11 km长的隧道和6个辅助进水口。工程已于2014年竣工。

格罗马河上游的罗斯滕(Rosten)项目是在未开发河段上新建大型工程的案例之一，该项目正在进行中，年发电量190 GW·h，具有典型的挪威设计风格，设计有1条长引水隧洞和1座地下厂房。

然而，在已开发河流上新建大型水电工程才是普遍的做法。目前，在已开发河流上新建的水电项目有：靠近斯塔万格(Stavanger)的吕瑟博滕(Lysebotn)项目，装机370 MW, 年发电量1 500 GW·h，需新建发电厂和隧道；挪威北部的诺萨(Rossaga)项目，装机300 MW，年发电量2 150 GW·h，需使用全断面隧道掘进机开挖直径7.2 m的隧道，并新建1座电站厂房；目前的第三大水电站——马特(Matre)水电站，装机1 180 MW, 年发电量610 GW·h，位于挪威西海岸的卑尔根(Bergen)市附近。这些工程可被划分为升级改造项目，因为它们涉及更换现有的发电机组。

未来将要新建的大型工程包括：位于挪威北部的斯迈贝尔格(Smibelg)和斯通瓦滕(Storavatn)项目，年发电量超过200 GW·h；雷德瑞奥塔(Nedre Otta)项目，年发电量325 GW·h, 该项目目前尚未获得许可；伯拉法利芙杰华根(Blafalli Fjellhaugen)项目，年发电量325 GW·h,该项目目前也未获得许可。

更新改造现有大坝的做法也越来越普遍，如高23 m、长800 m的斯通斯瓦滕特(Stolsvatnet)堆石坝(建于2009年)和高28 m、长260 m的莫斯瓦滕特(Mosvatnet)堆石坝 (建于2006年)。这两座大坝体现了大坝升级改造的新方法，即在原坝下游建造新坝和溢洪道。采用这种方法，施工期间可以继续发电，同时也降低了由于施工而导致的事故风险。

目前还有一些工程涉及新坝的建设，如斯科杰科文尼特(Skjerkevatnet)大坝工程，该工程包括2座大型沥青心墙堆石坝：高50 m、长450 m的斯科杰科文尼特坝和高30 m、长590 m的海德斯维卡(Heddersvika)坝。通过提高下游水库的水位，使新坝形成一个大的水库。新坝替换了水库区原有的1座拱坝、2座连拱坝和2座平板坝。该工程正在建设中。同类工程有高25 m、长330 m的拉慕斯瓦滕德(Namsvatnet)堆石坝，目前正在建设中。

另一个逐渐被认识到的问题是，相对大型电站而言，库容小或无库容的小型水电站单位发电所产生的环境影响更大。许多利用高原山地河流所开发的高水头小水电站可以有其他的开发方案，如将部分河水引入现有电站的水库中，从而增加库容。与在任何时间都必须依赖充足的水流来发电的方式相比，大型电站具有更高的社会效益。

5现有大坝的升级改造

挪威现有大型坝(高于15 m)345座，其中最老的可追溯到1890年，而大多数是1950~1990年间建造的堆石坝，当时也是挪威水电开发的高峰期。目前很少建造新的大坝，但由于老化和更严格的大坝安全法律制度，对很多老坝进行了升级改造。大多数大坝建于1981年颁布大坝安全条例之前，施工方法的革新和数据的完善引起理论负荷的改变，如设计洪水。

1995年，挪威实行了定期重新评估大坝安全的强制规定。此后，对59%的大坝都重新进行了安全评估，26%的大坝进行了修缮或升级改造。虽然没有溃坝事故发生，但升级改造工程量很大，因为很多大坝是在引入现代安全分析和要求前建造的。尽管目前在计算洪水时也适当考虑了气候因素，但还未将设计洪水以外的预计增量纳入安全规定中。但是，大坝业主接受监管当局的建议，如果大坝因其他原因需要升级改造，则应考虑预期增加的工程量。以下为3个大坝升级改造的工程实例。

(1) 建于1964年的威利摩(Venemo)堆石坝，高64 m，上游为沥青混凝土护面。1998年对该坝进行了重新评估，结果显示，坝顶宽度、超高、下游排水能力不满足现行的大坝安全要求。因此，下游面采用乱石护坡，2005~2006年夏季在下游设置了坝趾排水，上游沥青盖面被加高，并对所有监测仪器进行了升级。

(2) 建于1976年的斯瓦特瓦滕坝为冰碛土斜心墙堆石坝，高129 m，背水面坡度为1.0∶1.35。1999年在大坝安全重新评估中，发现以下问题：坝顶宽度和最大调节水位之上的超高过小；大坝变形比设计预期大，影响了薄冰碛土斜墙和背水面。针对以上问题，采取了大坝升级改造措施，包括修整背水面，使坡度降低到1.0∶1.5；坝趾下移20 m；斜墙升高至最大洪水位。大坝升级改造期间材料运输道路的坡度为1∶3，尽管道路陡峭，但实践证明可满足运输要求。

(3) 建于1960年的沃特勒(Votna)坝,高55 m，为复合拱坝，部分坝段采用支墩(平板)结构，右坝肩采用重力坝结构。自1987年起，发现坝体存在碱硅反应，而2003年起，该反应加剧，可能产生严重后果。针对该问题，更换了支墩坝段混凝土面板，以减小面板和支墩/扶壁的接触。碱硅反应引起拱坝段

6水电产业现状

过去的5 a，未经治理的河流上发生的洪灾对房屋和财产造成了损失。这或许将促成集中过剩流量(即超出自然平均水平的流量)并将洪水引入现有电站水库的决定。在少数情况下，也可修建新水库和水电厂，为新项目中的防洪工程提供部分资金。气候变化虽然会影响总的能源消耗，但不一定会影响电力消耗，因此也是促进水电开发的一个新动机。

挪威有200多家电力公司，水电资源分布均匀，因此大多数地区都在进行水电开发。有几家工程公司正与开发商密切联系，这些工程吸引了大批的工程师。挪威的机电设备供应商数量不多，几家小型水轮机制造厂和挪威睿博(Rainpower)有限公司在水电产业中占据着主导地位。

挪威大部分工程项目由国家建筑公司承建，但目前是建造的高峰期，其他欧洲公司也有机会承接大型工程项目。研究、教育往往与工程建设同步发展。在挪威科技大学(NTNU)设立的挪威水电中心(NVKS)，将提升水电教育，增加水电学科的硕士和博士研究生数量。该大学还推出了各类水电教育国际项目。

通过电力市场和可再生能源电力证书市场，人们更加认识到可再生电力能源的价值和开发潜在水电资源(包括新建项目和工程升级改造)的重要性。挪威和瑞典都加入了这2个市场。挪威很多电站为公共所有(市、郡和市政所有)，与私人所有的项目一样，公共事业单位也要从发电中获取经济利益。

2016~2020年，挪威有望迎来自20世纪80年代后的又一个水电建设繁荣时期。2020年后，将会是水电升级改造和重新设计活动的高峰期。

(杜晓宜陈紫薇编译)

中图法分类号：TV63.711

文献标志码：A

文章编号：1006-0081(2016)02-0004-04

收稿日期：2015-11-15