老挝南利河京隆水电站前期研究
左启江
摘 要：前期泰国咨询公司所做南利河京隆水电站可研报告经过复核漏项很多，投资较大，财务指标较差，不能满足项目融资需要。设计优化后，虽投资有所增加，但电量也相应增加，财务指标明显得到明显改善，满足项目融资需要，项目得以顺利往前推进。
1 前期泰国设计方案
前期泰国咨询公司已完成老挝南利河京隆水电站可研报告，南利河京隆水电站是一座坝后引水式水电站工程，枢纽工程主要建筑物由碾压混凝土重力坝、压力钢管、发电厂房、进厂公路等组成。拦河大坝正常蓄水位354.00m，电站校核洪水按1000年一遇，Q0.1%=2959 m3/s，设计洪水按500年一遇，Q0.2%=2629 m3/s，电站总装机容量15MW，电站多年平均发电量为68.94GW.h，装机年利用小时4596h。本水库具有日调节性能。
拦河大坝采用碾压混凝土重力坝，坝轴线垂直于河床布置，坝顶总长168.75m，溢流坝布置于河床中部，两岸为非溢流坝段，电站进水口布置于左岸。碾压混凝土重力坝总长128.75m，其中左、右岸坝段长度分别为70.50m及58.25m。大坝顶部高程为357.0m，坝顶宽8.0m，底宽32.30m，最大坝高42.20m。溢流坝布置于河床中部，坝段长度40.0m，其中溢流孔口尺寸10×12.5m（宽×高），共三孔。堰顶高程341.50m，堰面采用WES曲线，下游采用面流消能。
厂房布置在大坝下游约80m的左岸，通过进水口及压力钢管引水发电。厂房由主机间、安装间和副厂房组成，其平面尺寸（长×宽）为37.5m×25.5m，其中安装间段长6m，主机间段长31.5m。主机间内安装3台立轴混流式水轮发电机组，单机容量为5MW。
施工总工期3年（36个月）。
泰国咨询公司估算京隆水电站项目投资为32，000，000美元，按此投资对京隆水电站进行财务评价，按上网电价6.5美分/kW.h及还贷期15年测算财务指标，项目投资财务内部收益率为9.49%，资本金财务内部收益率为11.73%，成果表明本电站在财务上是可行的。
2 方案复核
经过现场查勘和复核，主要发现以下问题：
1）消能布置不合理，溢流堰挑坎末端紧邻尾水出口，溢流坝泄洪时水流波动大，将对发电厂房尾水产生较大影响，从而影响发电。建议调整消能结构布置，采取有效措施避免水流干扰厂房尾水。
2）原设计碾压混凝土重力坝基础两岸坐落于全风化层（仅对表层土进行清理），不符合规范要求，建议将重力坝基础布置于弱风化（两岸坝肩处可置于强风化）基岩上。
3）原设计开挖坡比太陡，不满足地质建议安全坡比，布置不合理。根据老挝多个工程的经验，边坡开挖应紧密结合地质情况进行，建议将进水口左侧（强风化）坡比由原来的1：0.1调整为1：0.5，将大坝两岸坝头开挖（全风化）坡比调整为1：1.0～1：1.5。
4）原设计碾压混凝土重力坝没有设置横缝，不符合规范要求。建议根据规范要求及大坝的布置情况，设置横缝，横缝间距可为20m～30m。对岸坡重力坝段，建基面应设置大平台增加坝段侧向稳定性，平台宽度不少于坝段长度的三分之一。
5）安装间宽度仅6m，不满足规范要求一台机组检修时设备摆放转子、上机架、转轮和顶盖的需要，建议增加3m。
6）原设计水轮机的安装高程为326.10m，下游最低尾水位仅322.50m，经核算不满足尾水管出口顶部淹没深度的要求。为保证尾水闸门的淹没深度，机组安装高程需较原设计降低1.4m。
7）厂房有三台机组，仅布置1座楼梯，不满足消防要求，建议增加1座楼梯。
8）根据地质资料，厂址和引水系统附近有较厚的全风化层，厂房基础落在强风化层的上部。若以原设计土坡和岩坡开挖坡比1：0.2和1：0.1进行开挖，难以形成稳定的边坡，故须放缓边坡，厂房及引水系统部分实际开挖和支护工程量估计有较大幅度的增加。
对布置合理的地方进行调整，并对调整后的工程量进行统计，对投资进行重新匡算，调整后投资见下表。
按复核的投资估算37，946，672美元，另外加上在中国的融资成本中信保保费2，500，140美元，建设期贷款利息2，387，000 美元。上网电价6.5美分/kW.h及还贷期15年测算财务指标，项目投资财务内部收益率为7.33%（税后），资本金财务内部收益率为9.98%（税后）。按分析得出的财务指标，这个项目的融资贷款将不会得到中国的银行支持。
3 设计优化
由于对原方案进行复核后，工程投资较泰国咨询公司投资突破较多，财务指标变的较差，项目无法推进，为使项目能顺利推进需对设计方案进行优化，改善项目的财务指标。
为此，应将坝址往下游移与南立1-2水电站库尾水位衔接，加大装机容量，优化财务指标。经技术人员现场测量和地质钻探，在距离原坝址下游7km处重新选定了一处与南立1-2水电站库尾水位衔接的坝址，并主要从以下几个方面进行研究分析：
3.1 水文资料复核
补充可研阶段对原可研报告中的水文资料进行复核，原可研报告多年平均流量为41.726m3/s，本阶段复核后多年平均流量为43.8643.86 m3/s。
3.2 坝型优化
由于坝址附近无合适的混凝土骨料料源，混凝土骨料运距较远，且当地水泥和钢材的价格较高，故混凝土坝的投资较大，为降低本项目的工程投资，可考虑当地材料坝，当地材料坝主要有均质土坝和堆石坝。
（1）均质土坝方案
根据现场踏勘情况，坝址附近有大量的土料储量可作为坝体填筑。同时，土坝发展历史久，技术成熟，配合现代工程机械，施工快速。但老挝方面考虑到后期的运营维护，非常抵触土坝，明确拒绝土坝方案。
（2）堆石坝方案
堆石坝可选择粘土心墙堆石坝和混凝土面板堆石坝。根据坝型分析，无论粘土心墙堆石坝还是面板堆石坝，均需要大量石料用于坝体填筑。
石料的来源可：
1）石料：初步判断料场A的玄武岩可以作为混凝土粗骨料和块石料，储量有待进一步查明。料场B的厚层灰岩可以作为混凝土粗、细骨料和块石料，储量满足要求。建议取料场B灰岩自行开采加工做混凝土粗、细骨料。
2）混凝土面板堆石坝坝体石料建议采用料场A，储量大，满足坝体56万m3的填筑量要求。
3）根据坝址附近钻探揭露及推测，下阶段可在坝址上游约200m左岸、坝址上游约1100m右岸及坝址下游800m右岸的较为平缓的小山包选择作为料场进行勘探，查明料场储量及质量。
考虑到黏土心墙堆石坝，堆石料质量要求低些，但坝体上下游坡坡度较缓，体积大，施工中既有堆石又有黏土，填筑难度大，影响工期，因此本阶段暂选用混凝土面板堆石坝。
3.3 装机容量及机组台数优化
原可研报告提出电站装机容量15MW，水库具有日调节性能。本阶段参考国内类似调节性能电站的装机年利用小时水平，从尽量充分利用水力资源、提高电站发电效益的角度出发，初步拟定装机容量36MW、39MW和42MW三个方案进行比较。经技术经济比较，三个方案经济指标均较好。考虑到装机容量42MW的装机利用小时偏低，且增加的主要是汛期电量，因此，本阶段暂推荐装机容量39MW。
从电站稳定灵活运行、机组检修、供电安全可靠性及发电效益等方面出发，3台机组运行较灵活，且发电量较2台机组多，因此本阶段机组台数按3台进行设计，单机容量13MW。
重新选定的京隆水电站水库正常蓄水位354m，相应库容6276万m3；死水位352m，相应库容5689万m3；调节库容587万m3。水库具有日调节性能。电站装机容量39MW，机组台数3台，电站多年平均发电量为1.5311亿kW.h，装机年利用小时3926h。
3.4 优化后财务指标
经过优化后本工程建设投资8263万美元，建设期利息388万美元，生产所需流动资金39万美元，总投资为8690万美元。本阶段暂按还贷期内（第4年～第15年）上网电价6.5美分/kW.h及贷款偿还期15年测算财务指标，投资回收期为12.24年，项目投资财务内部收益率为8.38%（税后），项目资本金财务内部收益率14.06%（税后）。
敏感性分析成果表明：项目投资、发电量等条件在10%的范围内变化时，测算得到本电站项目投资财务内部收益率为7.33%～9.62%，项目资本金财务内部收益率10.79%～17.77%。
通过以上分析可以发现，优化后财务指标明显改善，满足融资要求，项目得以顺利往前推进。
4 结论及建议
前期泰国咨询公司所做方案经过复核漏项很多，投资较大，财务指标较差，不能满足项目融资需要。
通过对水文资料复核以及坝型、装机容量等优化后财务指标得到明显改善，基本满足融资需要。
项目优化方案也得到老挝相关方的认可。
摘 要：前期泰国咨询公司所做南利河京隆水电站可研报告经过复核漏项很多，投资较大，财务指标较差，不能满足项目融资需要。设计优化后，虽投资有所增加，但电量也相应增加，财务指标明显得到明显改善，满足项目融资需要，项目得以顺利往前推进。
1 前期泰国设计方案
前期泰国咨询公司已完成老挝南利河京隆水电站可研报告，南利河京隆水电站是一座坝后引水式水电站工程，枢纽工程主要建筑物由碾压混凝土重力坝、压力钢管、发电厂房、进厂公路等组成。拦河大坝正常蓄水位354.00m，电站校核洪水按1000年一遇，Q0.1%=2959 m3/s，设计洪水按500年一遇，Q0.2%=2629 m3/s，电站总装机容量15MW，电站多年平均发电量为68.94GW.h，装机年利用小时4596h。本水库具有日调节性能。
拦河大坝采用碾压混凝土重力坝，坝轴线垂直于河床布置，坝顶总长168.75m，溢流坝布置于河床中部，两岸为非溢流坝段，电站进水口布置于左岸。碾压混凝土重力坝总长128.75m，其中左、右岸坝段长度分别为70.50m及58.25m。大坝顶部高程为357.0m，坝顶宽8.0m，底宽32.30m，最大坝高42.20m。溢流坝布置于河床中部，坝段长度40.0m，其中溢流孔口尺寸10×12.5m（宽×高），共三孔。堰顶高程341.50m，堰面采用WES曲线，下游采用面流消能。
厂房布置在大坝下游约80m的左岸，通过进水口及压力钢管引水发电。厂房由主机间、安装间和副厂房组成，其平面尺寸（长×宽）为37.5m×25.5m，其中安装间段长6m，主机间段长31.5m。主机间内安装3台立轴混流式水轮发电机组，单机容量为5MW。
施工总工期3年（36个月）。
泰国咨询公司估算京隆水电站项目投资为32，000，000美元，按此投资对京隆水电站进行财务评价，按上网电价6.5美分/kW.h及还贷期15年测算财务指标，项目投资财务内部收益率为9.49%，资本金财务内部收益率为11.73%，成果表明本电站在财务上是可行的。
2 方案复核
经过现场查勘和复核，主要发现以下问题：
1）消能布置不合理，溢流堰挑坎末端紧邻尾水出口，溢流坝泄洪时水流波动大，将对发电厂房尾水产生较大影响，从而影响发电。建议调整消能结构布置，采取有效措施避免水流干扰厂房尾水。
2）原设计碾压混凝土重力坝基础两岸坐落于全风化层（仅对表层土进行清理），不符合规范要求，建议将重力坝基础布置于弱风化（两岸坝肩处可置于强风化）基岩上。
3）原设计开挖坡比太陡，不满足地质建议安全坡比，布置不合理。根据老挝多个工程的经验，边坡开挖应紧密结合地质情况进行，建议将进水口左侧（强风化）坡比由原来的1：0.1调整为1：0.5，将大坝两岸坝头开挖（全风化）坡比调整为1：1.0～1：1.5。
4）原设计碾压混凝土重力坝没有设置横缝，不符合规范要求。建议根据规范要求及大坝的布置情况，设置横缝，横缝间距可为20m～30m。对岸坡重力坝段，建基面应设置大平台增加坝段侧向稳定性，平台宽度不少于坝段长度的三分之一。
5）安装间宽度仅6m，不满足规范要求一台机组检修时设备摆放转子、上机架、转轮和顶盖的需要，建议增加3m。
6）原设计水轮机的安装高程为326.10m，下游最低尾水位仅322.50m，经核算不满足尾水管出口顶部淹没深度的要求。为保证尾水闸门的淹没深度，机组安装高程需较原设计降低1.4m。
7）厂房有三台机组，仅布置1座楼梯，不满足消防要求，建议增加1座楼梯。
8）根据地质资料，厂址和引水系统附近有较厚的全风化层，厂房基础落在强风化层的上部。若以原设计土坡和岩坡开挖坡比1：0.2和1：0.1进行开挖，难以形成稳定的边坡，故须放缓边坡，厂房及引水系统部分实际开挖和支护工程量估计有较大幅度的增加。
对布置合理的地方进行调整，并对调整后的工程量进行统计，对投资进行重新匡算，调整后投资见下表。
按复核的投资估算37，946，672美元，另外加上在中国的融资成本中信保保费2，500，140美元，建设期贷款利息2，387，000 美元。上网电价6.5美分/kW.h及还贷期15年测算财务指标，项目投资财务内部收益率为7.33%（税后），资本金财务内部收益率为9.98%（税后）。按分析得出的财务指标，这个项目的融资贷款将不会得到中国的银行支持。
3 设计优化
由于对原方案进行复核后，工程投资较泰国咨询公司投资突破较多，财务指标变的较差，项目无法推进，为使项目能顺利推进需对设计方案进行优化，改善项目的财务指标。
为此，应将坝址往下游移与南立1-2水电站库尾水位衔接，加大装机容量，优化财务指标。经技术人员现场测量和地质钻探，在距离原坝址下游7km处重新选定了一处与南立1-2水电站库尾水位衔接的坝址，并主要从以下几个方面进行研究分析：
3.1 水文资料复核
补充可研阶段对原可研报告中的水文资料进行复核，原可研报告多年平均流量为41.726m3/s，本阶段复核后多年平均流量为43.8643.86 m3/s。
3.2 坝型优化
由于坝址附近无合适的混凝土骨料料源，混凝土骨料运距较远，且当地水泥和钢材的价格较高，故混凝土坝的投资较大，为降低本项目的工程投资，可考虑当地材料坝，当地材料坝主要有均质土坝和堆石坝。
（1）均质土坝方案
根据现场踏勘情况，坝址附近有大量的土料储量可作为坝体填筑。同时，土坝发展历史久，技术成熟，配合现代工程机械，施工快速。但老挝方面考虑到后期的运营维护，非常抵触土坝，明确拒绝土坝方案。
（2）堆石坝方案
堆石坝可选择粘土心墙堆石坝和混凝土面板堆石坝。根据坝型分析，无论粘土心墙堆石坝还是面板堆石坝，均需要大量石料用于坝体填筑。
石料的来源可：
1）石料：初步判断料场A的玄武岩可以作为混凝土粗骨料和块石料，储量有待进一步查明。料场B的厚层灰岩可以作为混凝土粗、细骨料和块石料，储量满足要求。建议取料场B灰岩自行开采加工做混凝土粗、细骨料。
2）混凝土面板堆石坝坝体石料建议采用料场A，储量大，满足坝体56万m3的填筑量要求。
3）根据坝址附近钻探揭露及推测，下阶段可在坝址上游约200m左岸、坝址上游约1100m右岸及坝址下游800m右岸的较为平缓的小山包选择作为料场进行勘探，查明料场储量及质量。
考虑到黏土心墙堆石坝，堆石料质量要求低些，但坝体上下游坡坡度较缓，体积大，施工中既有堆石又有黏土，填筑难度大，影响工期，因此本阶段暂选用混凝土面板堆石坝。
3.3 装机容量及机组台数优化
原可研报告提出电站装机容量15MW，水库具有日调节性能。本阶段参考国内类似调节性能电站的装机年利用小时水平，从尽量充分利用水力资源、提高电站发电效益的角度出发，初步拟定装机容量36MW、39MW和42MW三个方案进行比较。经技术经济比较，三个方案经济指标均较好。考虑到装机容量42MW的装机利用小时偏低，且增加的主要是汛期电量，因此，本阶段暂推荐装机容量39MW。
从电站稳定灵活运行、机组检修、供电安全可靠性及发电效益等方面出发，3台机组运行较灵活，且发电量较2台机组多，因此本阶段机组台数按3台进行设计，单机容量13MW。
重新选定的京隆水电站水库正常蓄水位354m，相应库容6276万m3；死水位352m，相应库容5689万m3；调节库容587万m3。水库具有日调节性能。电站装机容量39MW，机组台数3台，电站多年平均发电量为1.5311亿kW.h，装机年利用小时3926h。
3.4 优化后财务指标
经过优化后本工程建设投资8263万美元，建设期利息388万美元，生产所需流动资金39万美元，总投资为8690万美元。本阶段暂按还贷期内（第4年～第15年）上网电价6.5美分/kW.h及贷款偿还期15年测算财务指标，投资回收期为12.24年，项目投资财务内部收益率为8.38%（税后），项目资本金财务内部收益率14.06%（税后）。
敏感性分析成果表明：项目投资、发电量等条件在10%的范围内变化时，测算得到本电站项目投资财务内部收益率为7.33%～9.62%，项目资本金财务内部收益率10.79%～17.77%。
通过以上分析可以发现，优化后财务指标明显改善，满足融资要求，项目得以顺利往前推进。
4 结论及建议
前期泰国咨询公司所做方案经过复核漏项很多，投资较大，财务指标较差，不能满足项目融资需要。
通过对水文资料复核以及坝型、装机容量等优化后财务指标得到明显改善，基本满足融资需要。
项目优化方案也得到老挝相关方的认可。
