水电(水利)工程建设征地涉及小水电站的补偿处理

辛红伟，杨 锐，晁 亮

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，陕西 西安 710065)

0 引 言

目前大中型水电(水利)工程建设征地涉及小型水电站补偿处理的设计规范还不健全，实施阶段过程中仍存在较多的问题，小水电站的权属人与项目业主之间的利益冲突和矛盾日益突出。如何合法、公平、合理地处理项目业主与小水电站权属人的利益关系，妥善解决两者之间的矛盾，是小水电补偿处理规划设计的关键[1]。规划设计首先应梳理清楚影响情况，其次应结合小水电权属人的意见，综合确定处理方案。

1 影响情况及处理机制

大中型水电(水利)工程建设征地对小水电站的影响主要分为全部淹没和部分淹没两种情形[2]。全部淹没顾名思义就是电站完全丧失发电功能，其处理方式较为简单，主要以货币补偿为主，具体补偿费用计算通常包括一是对电站未来发电收益，即电量损失进行补偿；二是按单位装机进行补偿。

对于部分淹没的情况，主要是影响尾水，处理方式通常包括一是工程改建措施加停产停业损失补助费；二是对损失发电水头进行补偿。具体的补偿费用计算与上述全部淹没的相同。综上，小水电站的处理方式可分为工程改建措施和补偿两种[3]。

部分学者主要研究方向为补偿处理，主要包括电量损失收益的补偿和资产评估法补偿；其中电量损失收益补偿的主要核心要素为折现率取值、剩余寿命确定、补偿电价问题，并未对各要素取值的依据和变化规律进行系统的研究。资产评估法主要分为市场法、成本法和收益法[4]，与小水电站相匹配的评估方法为成本法和收益法；成本法主要通过分析土地费用、建安费用及其他费用等计算；收益法主要通过计算折现率、净收益及剩余寿命年限[5]。电量损失收益的补偿和资产评估法补偿基本原理类似，折现率通常取6%～8%，经济寿命通过经营收益年限、国有土地使用权证等综合确定，补偿电价通常采用最新平均售电电价。成本法主要结合原设计资料进行分析，对于资料缺失情况，可参考类似规模电站的设计资料。

综上所述，目前已研究成果主要是定性分析电量损失的收益补偿和资产评估补偿，很少通过一个具体案例系统定量计算分析，对于采取工程改建措施和补偿损失装机的实例则更少。下文先对两个行业规范进行分析，再通过两个实例计算补偿费用，最后对计算结果进行总结。

2 行业规范分析

目前国家相关行业规范主要有《水电工程建设征地移民安置专业项目规划设计规范》(NB/T 10801—2021)(以下简称《水电规范》)和《水利水电工程建设征地移民安置规划设计规范》(SL 290—2009)(以下简称《水利规范》)，两本规范对小水电站的处理方式要求不尽相同。

根据新修订的《水电规范》相关要求，对发电水头和水量影响的，通过工程改建措施可以恢复原有功能的小水电站，应根据影响程度开展改建措施设计，并对发电水头或水量减少产生的资产损失采取补偿。对于完全淹没或完全丧失发电功能的，以及难以改建的水电工程，采取补偿处理[6]。根据《水利规范》相关要求，对小水电站处理应根据受淹没影响程度，结合移民安置和地区经济发展规划，选定合理的处理方案；不需要或难以恢复的，应根据淹没影响的具体情况，给予合理补偿[7]。

综上，《水电规范》已明确小水电站处理为工程改建措施和补偿处理，其中补偿处理只补资产不补收益，即不补偿未来电量损失收益，这一点是水电项目的特殊之处。相比来说《水利规范》规定相对笼统，除采取工程改建措施外，货币补偿可以考虑补偿装机损失或者电量损失收益，对于小水电站的处理为工程改建措施和货币补偿。笔者下面通过两个案例分别进行阐述。

3 实例分析

3.1 工程改建措施案例

3.1.1 GK水电站概况

MED水电站位于MQ县JL镇上游约5 km的黄河干流上，库区影响GK水电站1座。GK水电站为引水式水电站，现已运行发电，电站主要任务是发电，总库容329万m3，总装机容量30.0 MW。电站设计水头为110 m，最小水头108 m，最大水头112 m，安装3台混流式水轮发电机，单机额定流量10.5 m3/s，年发电量14 500万kW·h。本工程规模为Ⅳ等小(1)型工程，主要建筑物级别为四级，次要建筑物级别为五级。

GK水电站由拦河大坝、泄洪排沙洞、引水洞、压力前池、压力钢管、电站厂房、开关站以及厂区道路等组成，正常蓄水位3 395.0 m，设计洪水水位3 398.0 m，校核洪水水位3 398.5 m；坝顶高程3 399.0 m，尾水平台高程3 279.45 m。

3.1.2 影响分析

MED水电站水库正常蓄水位3 275 m时，GK水电站尾水平台将受影响，采取改建处理。多年平均流量在GK水电站尾水断面回水高程为3 279.25 m，100年一遇设计洪水在水电站尾水断面回水高程为3 286.45 m，均高于电站正常尾水位3 272.75 m。根据水库运行方式及天然河道来沙量分析，取泥沙淤积20年为水库淤积设计标准，其在GK水电站尾水断面淤积高程为3 274.14 m，高于尾水洞出口底板高程3 270.87 m。因此，考虑泥沙淤积和回水的影响，需对GK水电站进行改建，以保证电站正常运行。

3.1.3 工程改建措施方案

(1)尾水平台改建

GK水电站原设计尾水平台高程3 279.45 m，MED水电站正常蓄水位3 275 m时，根据电站尾水布置情况，考虑电站设计、校核洪水标准，根据GK水电站尾水断面回水水位流量关系曲线，以100年一遇校核洪水为电站厂房控制标准，计算得电站尾水处洪水高程为3 286.45 m；在不影响电站正常运行的情况下，将电站尾水平台抬高至3 287.0 m，同时将尾水周边防浪墙加高，以防洪水进入厂房及厂区。

(2)尾水洞改建

原厂房尾水布置3条尾水洞，每台机组对应1条尾水洞。尾水洞为城门洞型，断面尺寸2.5 m×3.7 m(宽×高)，圆拱高0.7 m，中心角117°，衬砌厚0.3 m，隧洞进、出口加厚至0.5 m。

根据水库运行方式及天然河道来沙量分析，取泥沙淤积20年为水库淤积设计标准，其在GK水电站尾水断面淤积高程为3 274.14 m，高于尾水洞出口底板高程3 270.87 m；泥沙淤积将影响电站正常运行，需对隧洞进行改建。考虑施工难度、施工工期及工程投资等影响因素，隧洞改建方案为：

新建1条隧洞，即从原隧洞尾0+016.00 m桩号处开始，将3条尾水隧洞以“卜”型岔管交汇，新建1条新的尾水洞；原尾水洞轴线与改建尾水洞轴线夹角38°，将尾水出流至胡哇沟内。考虑水头损失以及初期尾水洞部分自由出流，尾水洞出口底板高程抬高至3 275.20 m，高于MED水库按20年水库淤积设计时在GK水电站尾水的淤积高程(3 274.14 m)。新建改线隧洞全长159 m，主洞纵坡比2.96%。

新建尾水洞主洞为城门洞型，断面尺寸3 m×4 m(宽×高)，圆拱高0.75 m，中心角106°，混凝土衬砌厚0.5 m。尾水隧洞全段进行固结灌浆和回填灌浆，固结灌浆采用衬砌内预埋PVC管的方式，在衬砌混凝土浇筑完成并达到设计强度后进行；固结灌浆压力为0.5～1 MPa，回填灌浆利用固结灌浆孔进行，灌浆压力为0.15 MPa。

3条尾水支洞(2.5 m×3.7 m)以“卜”型岔管与尾水主洞(3 m×4 m)相连，洞轴线与原尾水洞轴线夹角38°；岔管处断面较小，围岩为Ⅲ类，采取一定锚固措施可以保证围岩的稳定；后期采用钢筋混凝土衬砌，衬砌厚度0.5 m。

尾水隧洞开挖支护采用系统锚喷支护，Ⅲ类围岩采用全断面钻爆法施工，初期支护采用φ22砂浆锚杆、全断面挂网和喷射10 cm厚C25混凝土。φ22砂浆锚杆长2.5 m，间距为2 m×2 m(环向×纵向)。钢筋网采用φ6网片，间距为20 cm×20 cm，后期采用C25混凝土衬砌。

由于客观因素，本阶段未收集到GK水电站引水洞及厂房、机组的设计资料，故本次水力计算仅考虑了改建尾水洞部分的水力计算。额定流量下，尾水洞主洞流速2.78 m/s，最大水头损失0.19 m；改建前原尾水洞最大水头损失0.15 m，改建前与改建后差别不大，仅增加部分局损。

(3)电站改建方案投资

经计算，本工程总投资为2 307.15万元，其中施工辅助工程518.03万元，建筑工程701.86万元，环境保护和水土保持工程100万元，机电设备及安装工程72.16万元，金属结构设备及安装工程187.91万元，独立费用596.60万元，基本预备费130.59万元。

(4)施工期电量损失补偿费用

工程改建施工期为4个月，共影响发电量1 577万kW·h，电价按电站上网电价0.281元/kW·h计算，改建期补偿费用为443.14万元，计入改建费用中的独立费用。

3.1.4 处理费用

经计算，GK水电站处理总费用为2 750.29万元，其中工程改建费用2 307.15万元，施工期电量损失补偿443.14万元。

3.2 补偿装机损失案例

3.2.1 BR水电站概况

BR水电站位于NQ市BR县BR镇NQ河段，为低水头径流坝后式电站，坝(厂)址位于BR县县城下游2 km，距NQ市236 km。BR水电站于1987年施工，1989年12月竣工发电，装机容量1 600 kW(2×800 kW)，为Ⅴ等小(2)型工程，设计水头6.2 m，设计多年平均发电量800万kW·h，设计装机年利用小时数5 000 h，保证出力1 200 kW。溢流坝、泄洪排沙孔、进水口及坝后厂房、混凝土副坝为5级建筑物。挡水建筑物防洪标准30年一遇设计、100年一遇校核，厂房防洪标准30年一遇设计、50年一遇校核。

截至2022年7月底，BR水电站已运行了33 a。2017年，电站业主对发电机、水轮机等进行了返厂维修，更换了闸门、有关电器设备，对尾水墙、消力池等重新修建。

3.2.2 电站影响情况及处理方式

经回水计算，A水电站正常蓄水位3 892 m时，其多年平均流量在BR水电站尾水断面回水位3 892.71 m，较天然水位3 890.56 m抬高2.15 m；非汛期5年、20年和30年一遇洪水水库回水在BR水电站尾水断面回水位分别为3 893.69、3 894.36 m和3 894.54 m，较天然水位3 891.82、3 892.62 m和3 892.82 m抬高1.87、1.74 m和1.72 m；汛期5年、20年和30年一遇洪水水库回水在BR水电站尾水断面回水位分别为3 896.15、3 896.93 m和3 897.13 m，较天然水位3 894.72、3 895.56 m和3 895.77 m抬高1.43、1.37 m和1.36 m。

根据回水成果分析，A水电站回水对BR水电站尾水有一定影响，需根据尾水影响情况，分析对BR水电站发电损失情况，按照损失装机容量进行一次性补偿处理。

3.2.3 水头损失及损失装机计算

综上分析，A水电站非汛期(10月—第二年5月)多年平均流量在BR水电站尾水断面回水位3 892.71 m，较天然水位3 890.56 m抬高2.15 m，其影响最大，故非汛期按2.15 m水头计算损失的装机。汛期(6月—9月)，电站运行考虑汛限水位3 890 m，5年一遇洪水水库回水在BR水电站尾水断面回水位3 896.15 m，较天然水位3 894.72 m抬高1.43 m，其影响最大。综合分析，影响BR水电站水头为2.15 m×8/12+1.43 m×4/12=1.91 m，装机和水头关系按下式计算：

装机容量=9.81×Q×H×η水×η电

(1)

式中，Q为流量(m3/s)；H为水头(m)；η水、η电为水轮机和发电机效率。

根据上式，装机容量和水头成正比例关系，故影响1.91 m水头对应的装机损失=1 600 kW/6.2 m×1.91 m=493 kW。

3.2.4 处理费用

小水电补偿费用按照下式计算：

补偿费用=装机损失×单千瓦费用

(2)

式中，装机损失按照式(1)计算(kW)；单千瓦费用通过工程类比方法计算(元/kW)。

参考近期审定的小型水电站项目补偿标准，按照7 000元/kW计列。经计算，BR水电站补偿处理费为345.1万元。

4 结 论

对于大型水电工程建设，水库淹没损失一般均较大，涉及小水电站补偿比较常见，设计人员需按照《水电规范》进行规划设计；但是关于货币补偿方式，必须注意只能补偿资产损失。对于资产损失补偿中的影响水头分析和影响装机的计算，本文通过案例2定量分析计算，类比单千瓦补偿标准，进而确定小水电站的补偿处理费用；此种方法简单实用，可供类似水电项目参考。案例1主要是采取工程改建措施和施工期电量损失计算小水电站的补偿处理费用，尤其电量损失补偿可供类似水利项目参考。

但是对于不同水电(水利)项目，工程改建措施需因地制宜综合分析确定。另外，采取补偿处理的小水电站，单位千瓦补偿标准需类比同地区近期已建工程综合确定。本文在案例2中，未考虑水轮机和发电机效率变化的因素，下一步可以进行更深入的研究。