饶品隆，陈立河

(万年县水利局，江西 万年 335500)

0 前言

水能是可再生的清洁能源，也是我国能源发展战略中的重要一环[1]，但是水电开发涉及生态保护等一系列问题[2]，实现绿色、循环、低碳发展[3]，全面促进生态与经济的有机融合[4]是践行“两山论”重要途径。为全面贯彻落实习近平生态文明思想，坚决纠正小水电违规建设、影响生态环境等突出问题，2019年1月31日，江西省水利厅、发改委、生态环境厅及能源局亦联合印发了《江西省小水电清理整改工作实施方案》的通知(赣水农电字[2019]5号)，指导各地市县开展小水电评估整改工作，目前江西省4121座小水电清改工作已全部完成。

江西省境内水系发达，储存着巨大水能资源[5]。信江是江西五大河流之一，信江流域位于江西省东北部，水能资源丰富，水能资源的合理调度对流域管理、流域水资源分析、水利工程建设和规划都具有重大意义[6]。因此，对信江流域水能开发现状及存在的问题进行分析，并给出相应的意见与建议，实现生态、高效的利用水能资源，保证经济、社会和生态环境全面协调和持续的发展[7]。

1 流域概况及水文气象

信江发源于玉山县境浙赣边界怀玉山的玉京峰，干流自东向西蜿蜒而下，在余干县大溪渡附近分为东西两支，分别于珠湖山、瑞洪注入鄱阳湖。信江全流域面积为16890 km2，其中省内面积15871 km2，约占全省国土面积的9.5%，干流河道全长328 km。流域地势东南高，西北低，南北两面环山。南部为沿闽赣边境延伸的武夷山脉，东北—西南走向，绵延500余千米，海拔多为1000 m～1500 m，最高峰黄岗山海拔2158 m，是华东第一峰；北部怀玉山脉海拔1000 m左右，主峰玉京峰海拔1816 m。信江干流以上饶市和鹰潭市城区为界，分为上、中、下游三段，上游段河道长115 km，落差702 m，平均比降6.10‰；中游段河长144 km，落差38 m，平均比降0.263‰，一般河宽200 m～300 m；下游段河道长69 km，落差10 m，平均比降0.145‰，河宽400 m～500 m。

流域内有两个多雨区，一是玉山、铅山、贵溪北部的怀玉山地区，其多年平均降雨量普遍都大于1800 mm，中心区略大于1900 mm；另一个是信江流域南部、赣闽边境的武夷山脉地带，其年降雨量的分布随高程的增加明显递增，该区西自金溪起，经上清、铁路坪、甘溪以南地区年降雨量均大于1800 mm，中心区达2000 mm，出现在武夷山的主峰黄岗山一带。降水量年内分配不均，4月～6月占全年降雨总量的54.3%，7月～8月仅占15.8%。因此常出现上半年雨多易涝、下半年雨少易旱的情况。

根据主要测站资料统计，流域内各站多年平均降雨量为1820.5 mm，单站年最大降雨量2833.9 mm(弋阳站1954年)，单站年最小降雨量923.7 mm(广丰站1971年)；流域多年平均气温为17.9℃，以7月～8月最高，12月或1月份最低，实测极端最高气温达43.3℃(玉山站1953年8月10日)，极端最低气温为-15.1℃(余江站1991年12月29日)；流域多年平均相对湿度为79.2%，最小相对湿度为4%；流域多年平均蒸发量为1384.7 mm，实测最大月蒸发量为363.6 mm(贵溪站1961年7月)，实测最小月蒸发量为18.2 mm(余江站1998年1月)；多年平均无霜期天数为263 d，多年平均日照小时数为1706 h；多年平均风速为2.1 m/s，实测最大风速为22.7 m/s(弋阳站1976年7月13日)，相应风向为WSW。

表1 信江流域主要测站降水量统计表

2 水能开发现状

信江流域支流众多，流域面积在500 km2以上的一级支流有饶北河、丰溪河、石溪水、铅山水、陈坊水、罗塘水及白塔河等7条。信江流域可开发的水力资源中，以中小型尤其是小型电站居多，具有投资小、见效快、交通便利、开发条件较好的特点，部分电站水库还具备一定的防洪、灌溉等综合利用效益。

根据《江西省信江流域规划报告》(2018年)，信江流域水能理论蕴藏量为881.77 MW。截至2018年底，信江流域中小河流水能资源开发涉及河流已建水电站431座(其中干流16座)，总装机容量566.36 MW，年发电量约136927万kW·h。

3 电站存在的问题

信江流域内已建水电站431座，对流域经济社会发展发挥了重要作用。但一些建成年代较早的水电站，受当时技术水平、经济条件的制约和多年设备老化的影响，导致水能利用效率低，严重影响发电效益。

1)水工建筑物老化失修，安全隐患多。一部分投产于20世纪70～80年代的电站，随着电站运行时间的增长，水工建筑物老化、破损严重，存在挡水和引水设施失修、压力管道老化锈蚀等问题，安全存在巨大的隐患。

2)原设计标准低，技术设备落后。部分电站投产时间早，由于历史原因，存在原设计标准低，技术设备落后的情况。而且后期维护资金不足，机电设备老化严重，能耗高、故障多。少部分设备属于国家明令淘汰的产品，备品备件已无渠道购买。

3)部分电站水轮机组选型不当，电站装机容量偏小。受当时经济发展水平和电力负荷的限制等，电站装机容量偏小，汛期弃水过多，水能资源未得到充分利用，水能资源利用效率仅在40%～50%左右，具有较大的提升空间。

4)部分农村水电配套电网故障多、网损高。流域内水电配套电网网架薄弱，布局不合理，供电半径大，线径小，低压线路长，电网故障多，网损高，供电可靠性差，供电质量低，严重影响发电效益。

5)工程管理落后，缺乏流域梯级联合调度。目前，流域内各类违规工程无序开发现象仍未得到完全遏制，部分已建水电站由于建设年代早，普遍缺乏自动化控制等设施，管理投入大、效率低。

4 典型电站分析

横溪一级电站，始建于2001年8月，2003年9月投产发电，位于石溪水-甘溪上游船坑分支——横溪溪上，是一无调节性能的水电工程。发电厂房为地面式，内装两台套水轮发电机组，其容量为500 kW×2，全站总装机1000 kW，多年平均设计年发电量373万kW·h。

(1)规划符合性

横溪一级电站位于上饶县五府山镇船坑村横溪小组上游，距上饶县城60 km。该电站符合相关规划。

(2)水能资源开发的科学合理性

横溪一级电站2003年9月投产发电以来，一直运行良好，说明了它利用水能发电、符合发展可再生能源造福人类、促进节能减排之目的，也体现了水能资源开发的科学合理性。

(3)存在着一定产生区间减水与断流之问题

横溪一级电站是一座引水发电工程，产生了区间减水或断流河段长约2 km。但好在横溪一级电站大坝设有放空和排沙底孔，兼做下泄最小流量设施用。同时，大坝下游不远就不断有支流汇入，较大程度地缓解了区间减水矛盾和河流健康生命用水矛盾。

(4)电站发电与群众生产生活用水协调性

横溪一级电站地处河流源头，山坞分岔众多，故大坝下游不远就不断有支流汇入，而且该站坝址与厂房之间没有人家与农田，因此，因发电而与群众生产生活等用水产生纠纷问题并不严重。

(5)电站存在的主要问题

1)水资源利用率有待提高

横溪一级电站水资源丰富，但无水库库容，无调节性能，电站仍有弃水，故水能资源并未得到充分利用，水资源利用率尚可提高。

2)机电设备陈旧落后

横溪一级电站机组型号古老，且材料与制造工艺水平差，外加十多年运行的磨损与气蚀，发电效率与安全系数均较低下，同时，相应的配套电气设备而其综合效能也与目前先进机电设备性能差距较远，故仍需进一步更新改造与增效扩容改造。

(6)电站改造主要措施及内容

1)机电的技术改造

拟将水轮机型号从现有2台500 kW的水轮发电机组更换为1台800 kW+1台630 kW的水轮发电机组。2台调速器均更新为油压自动调速器；主变更为1×S11-1000/10.5+1×S11-800/10.5。

2)厂房的技术改造

由于水机整机更换，故厂房将作相应的更新改造，同时，门窗也将更新为铝合金的，并粉刷出新厂房。

3)升压站技术改造

升压站由于增设一台主变也将作相应的改扩建。

4)信息化改造

将增设全厂区的监控系统及机电设备监测系统，以达到少人值守、无人值班的管理模式。

(7)工程投资

横溪一级电站更新改造工程预计总投资约350万元。

5 意见与建议

将流域生态保护、修复与环境治理作为优先任务的总体目标前提下，统筹流域水能资源、严控管理、强化监管、完善政策法规[8]，充分发挥小水电可再生、绿色、清洁的能源属性，坚定走小水电安全文明、生态友好的绿色发展道路[9]是小水电行业可持续发展的必然选择。针对流域内现有水电站存在的问题，提出相应的意见与建议。

5.1 加快落实流域水能规划

(1)信江流域已建小水电站431座均已完成了清理整改销号工作，其中退出20座，整改407座，保留4座。《江西省中小河流水能资源开发规划修编报告(信江流域)》目前已完成，信江流域的水能规划的基准年调整为2018年，规划水平年调整为2030年。本次修编是在2018年版《江西省信江流域综合规划报告》、流域内小水电综合评估及一站一策工作方案及河道梯级开发现状基础上，按照新时期的治水思路，对流域内水电开发进行重新调整以适应新的经济社会发展环境下流域治理开发与保护的要求。

(2)规划共涉及信江38条河流的已建电站410座，其中涉及改造电站84座，改造措施主要有扩建、加固、增效扩容、机电设备更新等现状装机容量67.24 MW，设计年发电量18119万kW·h，实施增效扩容后的装机容量达97.61 MW，年发电量37145万kW·h，新增装机30.37 MW，新增年发电量19026万kW·h。涉及可新建电站的资源点45座，总装机容量85.01 MW，年总发电量32140万kW·h；其中在鹰潭市境内可规划新建电站的资源点6座，总装机容量3.60 MW，电量1505万kW·h；上饶市境内可规划新建电站的资源点39座，总装机容量81.41 MW，年总发电量30635万kW·h。

(3)建议未来将涉及改造的84座电站纳入到“十四五”期间的绿色小水电现代化提升工程中，依托国家财政、省级财政和电站自筹资金等多渠道筹措改造资金，且对于个别经济效益差、存在严重安全隐患的老旧电站(尤其是水工建筑物的安全问题)建议国家、省、市、县各级层面单独配套资金用于安全问题的修复和改造。

(4)建议未来对45个可规划新建电站的资源点以点对点的形式单独进行项目论证和分析，因为可规划的资源点不代表建议新建小水电站，尤其是以发电为单一工程任务的小水电或可能导致河道产生减脱水的引水式小水电项目更要审慎决策，甚至不宜新建。

5.2 进一步加强流域信息化建设

(1)目前信江流域多数支流缺乏水文观测资料，给水资源利用的研究和工程设计带来一定的困难，建议今后进一步完善水文站网，对重点工程的水文观测应尽早布设相应的观测项目，积累资料；同时进一步推广应用现代化技术，建立流域水文资料数据库及预报系统，为梯级联合调度、管理等提供数据支撑。

(2)以绿色发展为导向，维护和改善河流生态环境、优化水能资源配置是目前水电行业的一个新题目，建议以信江流域为区域设立综合调度中心；以干流为核心设立一级调度中心，以支流为单元设立二级调度中心，以小流域为单位设立三级调度中心，将区域水电站的生态流量泄放、安全度汛与充分利用水能资源三者进行有一个有机的分级调度，在保障生态环境的同时实现最优的经济效益。

(3)对于信江流域内部分还未接入江西省水电站监测云平台系统的电站，应立刻完善设施设备，按照规范和要求尽快接入到江西省水电站监测云平台系统并加快建设数字流域。监管平台融入到流域监测系统中，并加快小流域的水情自动测报系统和防洪自动预警系统的建设，使三者共同成为数字流域的重要支撑，并根据小流域的各自特点建立不同的数字流域生态系统和决策支持。

(4)流域内的水电站在完成清改销号后要积极加入到水电站安全生产达标建设和创建绿色小水电的进程中来，全面提升水电站的安全生产、自动化和智慧化管理水平。