大壩頂部抬高的水電效益評估

[美國] N.米勒 等

大壩頂部抬高的水電效益評估

[美國] N.米勒 等

美國對加利福尼亞州的埃爾多拉多(El Dorado)水庫水位進行了限制，發電收益受到影響，對此，埃爾多拉多灌區為挽回發電損失而開展了一項研究。該研究提出了4套方案，通過對方案的比選和評估表明，抬高壩頂 3 m所形成的庫容，比庫水位受限運行條件下的年均收益提高5.7%。

壩加高；水電效益；效益評估；埃爾多拉多水庫；美國

2009年，美國對加利福尼亞州一座停運的水庫，即埃爾多拉多(El Dorado)水庫水位進行了限制，因為加州大壩安全局(DSOD) 和聯邦能源管理委員會(FERC)認為，土壩下游坡的安全系數不夠，現有的安全超高也不足，況且大壩水庫還要為裝機20 MW的電站蓄水發電，確實存在安全隱患。

要維持埃爾多拉多灌區(EID)的安全，就需花高昂的費用布置大量的支撐結構，將壩頂抬高0.9 m。 然而更重要的是提高安全性，保證下游居民的安全，而實際上對灌區的農戶來說是得不到任何效益的。

此外，在維持現有運行狀況下進行水庫清淤，費用也很高。因此， EID 委托專門機構進行了評估，以確定有關財務經費問題，以及工程修復和壩頂實施抬高方案時應急供水可能受到的影響。

經EID與GEI咨詢有限公司的商議，確定了滿足DSOD和FERC要求的方案，擬定的方案為4套，按總投資遞增的排序方式如下。

(1) 滿足調控需要而作最小的調整(壩頂不加高，保留穩定性扶壁和庫水位限制)；

(2) 壩頂抬高0.9 m; 溢洪道保持現有高程，抬高擋水閘門，增大蓄水量(從38萬m3到47萬m3)， 恢復以前受限的最高水庫運行水位，與大壩的安全超高控制要求一致；

(3) 壩頂抬高3 m，水庫運行庫容增大約77%，即庫容增至68 m3，擋水閘門高0.9 m，改造溢洪道，并抬高溢洪道高程；

(4) 抬高壩頂6 m，水庫運行庫容增大2倍以上，即增至102萬m3，擋水閘門高1.2 m，按此方案設計一座新的溢洪道。

根據 EID的要求，GEI 開發了一套水電模擬和優化工具,以評估上述4套方案對發電年收益的影響，并為EID操作者獲取最大收益提供一套日調節電站的工具。評估表明，抬高壩頂3 m所形成的庫容，比原庫水位受限運行條件下的年均收益提高5.7%，相比抬高壩頂3 m的年收益，抬高壩頂6 m增加的年收益微乎其微。

1 工程概況

埃爾多拉多前池壩是該水力發電工程的一個組成部分。 其電站廠房是灌區主渠的始端供電點， 正常蓄水位時水庫總庫容為44萬m3。水從美利堅河南支流引至埃爾多拉多前池，引渠正常最大流量為4.7 m3/s，同時經由灌區的4座大水塘流出。

前池壩建于1923年，為一均質密實的土壩，壩基為風化千枚巖和砂巖。壩高27 m, 壩長250 m, 壩寬4.5 m。上游壩坡比為3∶1(H∶V)，下游壩坡比為2.5∶1。

通往電站廠房的壓力鋼管為直徑1.52 m的鉚合鋼管，正常流量4.4 m3/s，最大流量4.6 m3/s。 電站裝有兩臺10 MW的沖擊式水輪機，并配有液壓傳動截止閥，水輪機最大靜水頭約為570 m。

2 安全背景

通過對大壩的穩定性評估表明，需采取應對中等風險的緩解措施，以保證大壩的長期安全性能。FERC所采取的措施為，將水庫的最高水位限制在溢洪道固定頂部。

DSOD也認為，現有的大壩安全超高不夠，只勉強具有抗震穩定性，下游壩坡的穩定性，所需的最低安全系數達不到靜態穩定條件。 DSOD要求EID在接到新的通知前必須制定和提交一份提高大壩總體穩定性的規劃和工作計劃，將水庫最高運行水位限制在溢洪道固定頂部。

3 工程方案

2009年，GEI和EID都考慮了許多修復和壩體布局方案，根據可利用的材料、施工的可行性、施工成本,以及滿足FERC和DSOD在穩定性與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電站運行及其可靠性受到限制而不可取。而其他3套方案因合理考慮了生活供水和水電站運行情況，因而都是可行的。

4 模擬工具的開發

EID要求GEI開發一項研究工具，用以評估每套方案對年發電收益的財務影響，并采用人機友好的界面，分析電站產出最大效益的小時運行狀況。

GEI 采用微軟電子表格系統(Microsoft Excel)非線性程序和Solver插件數據分析工具, 開發了HSOT程序。HSOT 可根據現有的入庫流量、業主的購電協議及一天中特定時間的電力峰值狀況，確定電站和機組達到最大收益的運行情況。 此外還開發了兩套模型運行方案，該模型既可以按一天(現行的做法)也可以按一周(需要增大庫容)的計劃優化調度水電站。

經對HSOT程序的調整，可連續模擬4 a的電站運行狀況。EID還可提供水電站的歷史運行數據，包括2006年1月至2009年12月每臺水輪機的小時發電量。以美國的巖石河(Rocky River)工程為例，從2006年到2009年，可得到頗具代表性的一組數據，并可根據該組數據劃分出豐水年、枯水年和平水年。如圖1所示， 電站的周平均入流量大約為1.74 m3/s(62 ft3/s)，最大流量和最小流量分別為3.9 m3/s(141 ft3/s)和0。 從統計情況看，通常情況下，1～6月中旬，水庫入流量都超過年均入流量，7～12月則小于年均入流量。

5 方案比選與分析

可用歷史流量變化率來模擬擬定水庫運行方案的電站運行情況和優化水電站的有效庫容, 并將各種方案所產的電能和收益進行比較。 為了防止機組停運而無計劃的泄水，在所有方案中都增加了0.9 m高的應急庫容。

經評估,第1套方案接受FERC和DSOD的限制運行水位，但因此限制而使年收益減少10～13.8萬美元, 即比第2套方案平均減少1.6%。

第2套方案合理地考慮了成本、收益和投資回報的時間。 不過由于水庫淤積和庫容受限而不能對電站進行周調度優化，對工程壽命不利。

為評估第3和第4方案中庫容增加的效益，GEI模擬了估算發電量和相應收益的電站運行情況， 即抬高壩頂 3 m, 則增加年收益21～50萬美元左右, 即較第2方案年均收益增加4.1%。收益之所以增加，是因為庫容增大，便于水庫的周調節，因而運行靈活性更大。 這樣就能使庫水位有更大的變幅，在高電價時期充分利用水庫的有效庫容，同時保證水庫無來水時生活供水所需的庫容。

第3方案經濟上可行，水庫清淤的時間可向后推， 庫容增加20萬m3(超過現行庫容的50% )。這也表明工程的壽命在較大程度上得以延長，是趨于考慮采納的一套方案(見圖2)。

第4套方案為年收益僅有少量增加的方案，收益增加得益于供水量受限，以及周調度優化期間水庫產生的窄幅波動使水位抬高3 m。 因此，整個庫容得不到充分利用。而在豐水年，相比抬高壩頂3 m，抬高壩頂6 m的年收益額外增加得更多。這表明， 源源不斷地有足夠的超額入庫流量來充分利用壩頂抬高6 m所增加的庫容、使水輪機組滿負荷發電，這一點可能做不到。

該研究的另一項任務是估算水庫清淤的財務效益，即清除2億m3泥沙的效益。 可能要清除大量的泥沙才能使庫水位降低0.5 m，形成3.7萬m3的額外庫容。 清淤并不能增加年收益，因為優化水電站的日調度，并不會形成比現有最低水位還要低很多的庫水位變幅。 如果按周優化調度水庫，則有可能出現將水位降低到比周調節的最低水位還要低的情況。

這種水庫在上述條件下運行，可能會使其向下游提供生活用水的供水能力產生不利的影響。 所以EID建議，對水電站的水庫，應按日調度優化，以將上述供水的風險減到最低程度，并對庫水位的波動予以限制。根據這些情況和按第2方案實現的運行工況，即使清除現有泥沙，也不會產生發電效益。

另一種做法是，各種方案都采用年均發電量和收益率的評估標準。對第3方案研究的成果表明，按周優化調度水電站，相對第2方案來說，可增加年均發電量和5.5%的收益率。

EID的峰值電價總收入，很大程度上取決于來水的適宜時間，當然與來水量也有一些關系。 例如，從日優化調度的第2方案成果看，2006年的年均發電量和收益率大約比2008年低3.5%， 這似乎不合常理。因為2006年被認為是一豐水年，而2008年則為嚴重的干旱年。 但經仔細分析，2006年和2008年這兩年間，來水量的適時性明顯不同。2006年的來水發生在靠前的月份，這時峰值電價相當低；而在2008年的峰值電價期，來水量則較大。

這樣看來，2006年收益的相當一部分發生在較低的峰值電價收益期間。 豐水年反而年均發電量和收益率下降，形成比2008年低得多的情況。

6 結 語

按第3方案 (壩頂抬高3 m)實施，在大壩安全方面略顯不足，但在滿足EID發電和供水方面，技術上占優勢，益本比(成本效益之比)高， 估算成本為1 800萬美元。2014年3月24日已對環境影響報告作了認證，有望在2015年完成許可證的相關手續，最終在2015年夏末和2016年之前開工。

7 前 景

盡管HSOT程序是為單項工程應用而開發的，但其模型經擴展后可用于模擬大型水電站設施，也可作為日調節或周調節電站模擬連續來水情況和各種水庫調度方案的工具。優化后的模型，還可作為向電站管理者和系統操作人員快速提供支持水資源和水庫調度決策所需信息的一種工具。

(郭 欣 付湘寧 編譯)

2015--0119

1006-0081(2015)03-0005-03

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