湖北省应该综合优化水电开发方式的实例研究Word下载.docx
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4MW。
从沙河抽水入梅子垭水库,既成为宜昌运河东山开发区段和东山
图1黄柏河水资源调配系统概化图
水电站的主要水源，使东山水电站由径流式转变为全年稳定运行的调峰电站，又增大沙湖的水动力，防治葛洲坝水库黄柏河库湾水体富营养化，改善夷陵城区和三峡大学周边水环境。
估算工程投资7000万元，按国家发改委批复天堂抽水蓄能电站上网电价测算每年可收入975万元，可超过现有水平。
二、南河最下游让南河水回归南河的梯级开发
南河是湖北省汉江中游南岸一条主要支流，上世纪90年代以来，一直被列为鄂西北地区的一条水能富矿河流进行梯级开发。
如今干流庙子头以上已基本完成梯级开发，并且先后建成了白水峪、寺坪、三里坪三座大中型水库，显著提高了梯级水电站的调节性能。
可是，南河最下游水电开发因涉及到改变金盆沟出口电站运行方式的问题，筹划了10年仍未打破僵局。
早在1979年，谷城县为了提供城关镇、化肥厂生产生活用电，灌溉北河、城关、石花三乡镇5万亩农田，从充分利用良好的地形条件、工程简易考虑，从金盆沟口开挖了一条长1880m的引水隧洞将南河水引到北河发电，设计水头11m,引水流量68m3/s（含灌溉引水8m3/s）,安装1.6MW和1.25MW机组各2台，总容量5.7MW，平均年发电量2200万kW·
h，分别于1984年3月与1987年7月各投产2台机组发电。
1988年为配合编制《南河流域规划》以及筹建庙子头水电站，专门编制《南河中下游谷城河段水电开发规划报告》[2]。
当时考虑金盆沟电站进口与上游庙子头电站相距5.3km，其间尚有5.8m的水头，当胡家渡和庙子头同步调峰时发电引用流量为105m3/s，尚有37m3/s的流量未被利用。
为充分利用其水头、水量，规划将原220m溢流坝加长至400m，坝高由原104.5m高程加至109.5m，在此集中5.8m落差，在原引水闸室上游建河床式厂房，装机4000kW，其中2台1250kW机组尾水泄入金盆沟出口电站引水隧洞，1台1500kW机组尾水泄入南河下游河道，再建一级封水湾电站，规划为引水式电站，在封水湾筑一溢流坝，并开挖800m渠道引水至左岸一冲沟，另筑一小坝上游形成前池，下游建厂房装机4000kW。
形成庙子头以下二级三站的规划方案。
图2谷城南河下游梯级布置方案示意图
1998年汉江新集梯级电站审定了设计方案，谷城县为了改善南河下游城区水环境，发挥水电综合效益，要求改变上游金盆沟水电站运行方式，实现南河水回南河，同时将最下游一级下移3km，建设青山闸坝式水电站。
但如何对金盆沟出口电站进行补偿以保障发电水源成了难题。
金盆沟出口电站一度经营困难，后来电站职工共同筹集资金，发起成立了宏泰公司，控股经营该电站，开展厂电联营，从而走上了良性发展轨道，最近又完成了机组更新改造，扩机增容到7.2MW。
而且金盆沟出口电站并未处在青山电站水库淹没区，靠行政手段干扰显然难以落实青山水电站的水源问题。
只有统筹兼顾各方的利益，从全局观点以提高整体效益为目标优化南河最下游的梯级开发方式，将金盆沟出口电站纳入金盆沟进口电站进行改建，即调整为二级二站方案作比较，见表1。
表1 谷城县南河干流最下游梯级开发方案比较表
原规划方案
调整方案
梯级名称
金盆沟进口
金盆沟出口
封水湾
青山
所在河流
南河
南河—北河
流域面积（km2）
6160
6445
6159
6455
开发方式
河床式
引水式
坝后式
正常蓄水位（m）
110.4
102.5
100.5
利用落差（m）
5.3
13.5
9.9
18
引用流量（m3/s）
105
68
37
装机容量（MW）
4.0
5.7
10.8
22.5
年发电量（亿kW·
h）
0.22
0.328
0.109
0.41
0.79
建设情况
原规划
已建
调整规划
上表比较表明，南河最下游调整为二级二站方案，改变金盆沟出口电站的运行方式，不仅对谷城县改善城区的水环境有利，而且年电量可增加82.6%，有明显的经济效益。
这样两个电站联合开发，共同承担对金盆沟出口电站的经济补偿与改建，可考虑将2台2MW的大机组拆装到金盆沟进口电站，再从北河潭口水库或其下游引水供2台1.6MW的小机组发电，从而打破僵局，完成南河干流的水电梯级开发。
三、郁江上游保留峡口塘龙头水库的梯级开发
郁江是乌江下游的一级支流，地跨鄂渝二省市，干流水电开发规划由湖北院、贵阳院和重庆院分三段编制，确定龙桥、峡口塘、长顺、马岩洞、郁山、班竹园、羊头铺、焦家湾8级开发，只考虑峡口塘建龙头水库以改善梯级电站的调节性能，其余均规划为径流式电站。
随着移民安置难度加大，水库淹没损失的大小，已成为水电站能否建设和建设规模的重要制约因素，甚至成为决定性因素。
峡口塘是郁江干流水电规划的一座控制性大型水库，淹没补偿投资过大成为难题。
为了破解难题加快郁江上游水电开发步伐，又显著提高龙桥电站的效益，恩施州提出将峡口塘改为径流式开发，让出50m水头由龙桥电站采取混合式开发有创新之意。
为此，2005年4月对原《利川市郁江河段水电开发规划》进行了修编。
这次修编规划以超常规的速度编制并通过审批，为龙桥电站快速建成开创了政绩，但是规划过程不透明，轻易否定了恩施州一个经立项完成了可研报告审批具有技术可行性的可调节的大型水库电站，也留下教训。
这次修编规划存在的最大问题是没有基于注重生态环境影响作水电开发规划方案的比较，对淹没实物指标也未慎重核实，只是对高方案重新进行了调查，而对低方案却是按耕地率估算的。
由于不作方案比较，也就未能发现引用了错误数据，将一个峡谷地区的水库淹没耕地率弄得比平原区还大，使推荐方案成了一个不具备经济可开发性的方案（单位电能投资超过4元/kW.h），以致误导评审专家提出“峡口塘梯级正常蓄水位468米还是选择460米，淹没损失均较大……为减少淹没损失，优化经济指标，建议下阶段研究混合式开发方案的可能性。
”其实只要当时将高低方案进行比较，就不难自查出错误，自已也会质疑调整方案的合理性。
因为如果低方案淹没3000多亩地才有3000多万m3库容，高方案能多获得2亿多m3库容也就不可能只多淹没4470亩。
表2郁江峡口塘高低方案经济指标比较表
正常蓄水位方案
单位
518m
468m
2000年可研
调整值
2005年修编规划
调节库容
万m3
28000
3170
库容系数
%
18.9
2.1
装机容量
MW
100
125
60
保证出力
23.3
4.98
年发电量
万kW.h
31780
33000
15
水库面积
km2
12.42
3.25
淹没耕地
亩
6480
8128
3658（？
）
迁移人口
人
3402
4788
862
淹没补偿投资
万元
18783
34878
12651
工程总投资
74683
120000
62941
单位千瓦投资
元/kW
7468
9600
10490
单位电能投资
元/kW.h
2.35
3.64
4.10
从表2比较可知，高方案考虑淹没补偿投资增加后经济指标仍然较优，这里还没有计入枯季电量大增、电能质量的提高，以及对下游电站的增益，例如长顺电站的保证出力就可提高1.5倍。
这里水库移民成为制约因素不是生态问题，而是经济问题，是可以通过建设生态示范村与城镇化妥善安置的。
据彭水县有关部门调查，在动员和鼓励高山移民户、地质灾害户、贫困户、灾后重建户、马岩洞电站移民户、富裕户等向场镇集中转移中，以马岩洞电站移民户生活状况最为稳定。
因为电站的建设对当地经济的拉动作用较大，一是移民补偿收入较多，二是务工也给退耕农户带来了较高的收入。
峡口塘调整后的水库淹没耕地率在我省近年已建、在建和拟建的大型水库电站中居最高，在淹没耕地中又没有分列出河滩地与陡坡地（河滩地产量较低，而水利水电工程建设占用25度以上坡耕地、不计入需补充耕地的范围）。
因此，估计淹没补偿费再超支的风险不大。
峡口塘电站移民涉及到跨省市耽心难度会更大，其实高方案比低方更容易协调。
因为高方案可使重庆市5个径流式电站转变为年调节电站，单以班竹园与羊头铺二电站为例，峡口塘建龙头水库，可使枯季电量从3174万kW.h增加到4776万kW.h，增加50%，即相当于枯期二个电站变成了三个电站。
四川省政府1997年11月就为引导投资兴建有大库容、高调节补偿能力的水电站，保障投资者获取合理的收益，促进流域水能有效、合理的开发，制定了《四川省流域梯级水电站间水库调节效益偿付管理办法》，其中规定受调节的水电站，要以实际受益额的一定比例偿付给上游调节水电站。
建设峡口塘梯级龙头水库，将大大提高郁江梯级的调节能力，使整个梯级达到了年调节水平。
通过协商取得重庆市的积极支持是可能的。
峡口塘龙头水库电站在恩施州也是屈指可数的调节性能好的电源点，特别是近几年大量引进民间资本建设了一大批径流式电站，装机规模偏大，尤其是单机容量过大，枯季会出现小马拉大车，效率低，难以平稳安全运行。
因此增加枯季可调电量对缓解丰枯供电矛盾的作用不可低估。
应从长远着想，尽量保留峡口塘梯级龙头水库，可考虑龙桥梯级同时改建为坝后式电站，将机组拆装到峡口塘。
还可进一步规划研究利用长顺至省界（马岩洞电站回水末端）12米落差的开发方案，扩大峡口塘梯级龙头水库的调节效益。
四、引江济汉建设生态景观河道以抽水蓄能方式调水
引江济汉工程作为南水北调中线的配套工程，为的是在改善汉江中下游生态环境上发挥其不可忽视的作用，所以国家决定全额无偿投资建设。
但是，可研报告却选定取水口设在龙洲垸，以3.5km引渠至荆江大堤建进水闸和泵站，再绕长湖北缘并与长湖所有支流全部立交修建全断面衬砌的总干渠至高石碑向汉江兴隆以下河段补水，全长67.1km。
工程总投资48.51亿元，需征地2.48万亩，移民8492人。
为建设通航工程还需投资16亿元。
（见图3）。
图3引江济汉工程修高渠影响生态环境示意图
该方案以改善汉江中下游生态环境为名，却根本不顾及水利工程对生态环境的负效应。
水利部水利水电规划设计总院2004年12月印发《引江济汉可行性研究阶段设计督查报告》明确指出：
“从水环境角度，渠线工程宜采取与长湖相通的方案，建议进一步评价不同穿湖方案在水环境方面的优劣。
”[3]。
当前学习实践科学发展观，应切实转变观念，“为后代着想、对历史负责”，按设计督查意见调整规划方案。
（一）受水区生态保护
国家确定引江济汉的总体目标是减少南水北调中线调水对汉江中下游的影响，使汉江流域的经济、社会和生态健康发展。
而汉江下游指的是皇庄以下而不只是兴隆以下河段。
因沙洋以上河段为汉江水体接纳污染负荷最重的河段，除了襄樊、荆门市的大量废水之外，河南南阳地区的废水也经唐白河汇入，而受南水北调中线调水影响却“首当其冲”，尤其在兴隆水库兴建以后，形成湖泊型河道水库，水动力弱、自净能力差，更有“水华”发生的可能性，将是汉江下游防治水华、保障饮用水安全的难点。
引江济汉从兴隆坝上入汉，就可改善汉江下游上段水环境同时又改善下段水环境，为何不考虑统筹兼顾。
从航运与灌溉来说，引江济汉入兴隆水库调节可减少不衔接段的局部航道整治，恢复泽口、谢湾等引水口的水源水位，为孝感市三河连江灌区自流补水。
显然，引江济汉从兴隆坝上入汉比从坝下入汉对汉江下游会有更大的经济与生态效益。
（二）输水通过区环境影响
修建大型渠道输水，本应有利于通航，改善自然景观，同时为通过区生态补水改善水环境。
可是引江济汉渠竟设计为披着水泥外衣（全断面砼衬砌），间断性输水（为减少抽水费用，年利用小时仅3100h），妨碍长湖所有支流自由流动（胁迫从渠下倒虹管入湖），阻隔地下水加重冷浸渍害，过多挖压侵占农田造成大量弃土（不通长湖修高渠），切断江汉航线、长湖航线与拾桥河等通航河流，过度抬高水位影响航道安全和增加无效建设成本，影响陆路交通，可谓基本丧失综合利用功能的一条没有生命的人工河道。
这不仅对输水通过区生态环境造成破坏，还要依赖国家负责运行维护，指望将来再投巨资进行改造，同时拉上交通部门冤枉投巨资建设不适应通航又不急需的龙高航线，将影响湖北水利、水运可持续发展。
（三）建设江汉平原航道网
建设水工程必须符合流域综合规划。
通航是引江济汉工程主要规划目标之一，“长流规”遵照敬爱的周总理亲手制订了南北运河计划，确定江汉运河作为我国第二条南北大运河的重要连接段，交通部门也定为国家水运主通道之一。
经过多年综合治理和开发，江汉平原航道网的骨架已经形成，尤其是湖北省老一辈交通专家合理规划了一条经济航线，即从新城到螺山利用四湖地区现有河渠沟通长江中游与汉江中游的江汉航线。
江汉航线北连汉江，南去湘江航程短更为顺畅，比经引江济汉通航工程从虎渡河去湘江更为理想，因此作为国家水运主通道的规划应该更新，将江汉航线升格为江汉大运河。
江汉运河通航工程主要是开辟沙市以上至武汉的内河水运捷径，一要考虑汉江下游将形成水运环路，二要考虑已有一条从荆州经长湖—四湖总干渠到武汉的航线具有优势，其航程比绕道下荆江约缩短230km，也不比从汉江下游走的航程长，而且航道利用四湖总干渠又有一段是江汉航线的结合段，可同时利用引江济汉向洪湖生态补水济航。
因此，若江汉运河通航工程调整为经过长湖，就能与荆州—武汉航线与江汉航线结合（见图4），节省航道建设投资。
经过长湖可沿湖堤外侧开挖航道，既不损害水生态系统，又与长湖提高防洪标准、生态防洪相结合，同时减少征地与产生大量弃土。
因此，湖北省交通部门应完善江汉平原航道建设规划，重视江汉航线结合四湖总干渠综合整治建成生态航道，当前要尽快解决习家口船闸以下约2.5km航道迟迟未能建设到位而卡脖子的问题，让江汉航线发挥实效。
（四）抽水蓄能方式调水
为综合利用水资源，引江济汉应增加发电功能，在渠首建调水式抽水蓄能电站。
按照因地制宜、合理布局的原则，宜调整取水口到沮漳河新出口，兴建控制闸拦蓄沮漳河来水形成高位水库，再建泵站从长江抽水蓄能。
水库正常蓄水位考虑低于设防水位2m以上基本不影响沮漳河防洪可定为40m，泵站最大扬程11m，平均扬程7.5m，设计流量500m3/s,装机容量60MW；
电站以沮漳河故道为引水渠，建在干渠穿荆江大堤堤后，发电尾水由引江济汉干渠和太湖港总渠泄入长湖，最大引用流量500m3/s,利用水头8m。
装机30MW。
近期只考虑为汉江下游补水50亿m3，可采取填谷调峰运行方式，泵站利用低谷电从长江抽水40亿m3，需抽水电量11100万kW.h；
发电用水加上沮漳河来水（利用10亿m3，弃水约5亿m3）共50亿m3，可发电9000万kW.h。
若以国家发改委批复天堂抽水蓄能电站的容量32.4元/千瓦·
月，电度电价0.457元/千瓦时，抽水电价0.15元/千瓦时测算，每年收支相抵尚有收益3610万元。
远期若向黄河调水100亿m3,泵站可改为填谷避峰运行方式，仍可利用峄谷电价获益。
同时利用沮漳河故道沉沙沉螺，有利于防止泥沙入长湖和钉螺扩散。
（五）引江济汉渠建设生态河道
落实科学发展观，重在实践与创新，只有规划好才能发展好。
为了荆州和荆门抓住机遇实现长湖与长江、汉江连通，建设环长湖生态经济区，应将引江济汉渠建成生态景观河道。
一是引江入湖渠结合荆州城市防洪和水系整治，将太湖港总渠改造为生态航道，另开撇洪新渠由二支引发电尾水入长湖；
二是引江济汉经过长湖，考虑与生态航道建设、长湖防洪相结合，即沿长湖南堤堤线在湖内开挖航道至习家口，结合取土加固湖堤，采取生态护坡与建设沿堤绿化带，形成景观长廊；
三是按生态航道标准扩挖上西荆河航道作引水渠，至新城建泵站抽长湖水入兴隆水库蓄能，经调节后由兴隆电站发电向下游生态补水。
据测算新城泵站平均扬程7.5m，兴隆电站发电扬程5m，以调水50亿m3测算，需抽水电量13900万kW.h，可发电5630万kW.h，若抽水电价0.15元/kW.h，发电电价0.45元/kW.h，每年收支相抵尚有收益446万元。
这还未计排涝效益。
五、汉江碾盘山水利枢纽选取一级二站常蓄混合方式开发
碾盘山水利水电枢纽是汉江中下游规模最大的一个渠化梯级，下接华家湾、兴隆二个航运梯级。
枢纽开发任务为发电、航运、灌溉等，兼有水产和旅游等综合利用。
1994～1995年可行性研究中，比较了河床式和引水式两种开发方案，从多利用下游27km河湾的2m多落差，提高发电经济效益作综合比选，推荐了引水式开发方式。
即选择正常蓄水位52.5m，引水3000m3/s至翰林寺发电，经尾水渠于塘港入汉江,引水渠长17.2km，装机容量250MW。
该方案经水规总院审查通过并上报国家发改委立项，但一直未能正式启动。
2005年5月，由湖北省水利厅组建汉江现代水利有限责任公司作为业主，再次启动了筹建工作，因考虑引水式开发会出现脱水段，耽心被环评否决，在重新编报项目建议书时，决定调整为河床式
开发。
为降低电站建设对河流下游水文情势、水生生态和景观影响，引水式电站必须保证下泄生态用水量，杜绝产生脱水河段。
这还是好解决的，只要在坝址处设置放水设施，例如安装承担基荷的机组，按环保要求发电放水就行。
更要重视闸坝对河流生态的不利影响，应以科学务实的态度全面分析水电开发对河流生态系统服务功能影响的机理，进一步优化水电开发方式。
例如碾盘山梯级采取一级二站开发方式就值得比较论证。
见图5。
因为下游兴隆枢纽原规划为灌溉兼航运梯级，为解决运行费来源增加了发电功能，正常蓄水位由原规划36m提高到38m，已与碾盘山引水式厂房尾水位基本
图5碾盘山电站一级二站开发示意图
衔接，这就可以取消华家湾航运梯级，并缩短航程约10km，获得可观的经济与生态效益。
而出现脱水段的环境问题，可在沿山头坝址建河床式电站专门承担基荷下泄生态流量解决。
取消华家湾航运梯级不仅能节省几十亿元投资，还有更大的生态效益，就是能为汉江干流保留27km长的天然生态河段，而该河段正是汉江中游干流四大家鱼主要产卵场之一，使这处产卵场不致于全部被淹没、消亡，可避免对鱼类生存环境的毁灭性摧残。
初步考虑，沿山头坝址建河床式电站，安装2台50MW机组，单机最大引用流量700m3/s,主要承担基荷运行，保障从沿山头坝址向下游河道放水达到多年平均流量的30～60%，满足河道内生态与环境需水要求；
再在塘港建引水式电站，安装3台50MW机组，单机最大引用流量600m3/s,承担在上游来水超过需要下泄的生态流量后以多余水量调峰运行，构成一级二站的开发方式。
其发电效益比较列如表3。
表3碾盘山电站三种开发方案发电效益指标比较表
电站建设方案
一级二站
200
250
现状
来水情况
年发电量（亿kW.h）
7.97
9.76
9.38
保证出力（MW）
51.3
60.8
52.3
调水后
6.53
8.13
7.60
46.7
56.7
47.6
工程总投资（亿元）
25.71
29.83
（29.83）
单位千瓦投资（元/kW）
12855
11932
单位电能投资（元/kW.h）
3.94
3.67
3.92
从表中比较，引水式发电效益比河床式仍有较大提高，调峰容量增加50MW，年发电量提高1.41～1.07亿kW.h。
考虑以引水式减少规模节省渠道与电站投资抵偿河床式电站投资，引水式经济指标仍比河床式略胜一筹。
碾盘山枢纽旁边还在筹建北山抽水蓄能电站，而且还规划兴建核电站，因此若在塘港电
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