The impacts of climate change on hydrology and hydropower production

Abstract

Klimaendringer påvirker hydrologi i nedbørfeltet, og dermed vannkraftproduksjon. Studien tar sikte på å kartlegge trender i nedbør og temperatur i Forra og Lærdal nedbørfelt, virkningene av klimaendringer på hydrologien i nedbørfeltene, og effektene av klimaendringer på fremtidig energiproduksjon av Funna vannkraftsystem. Et komplett utvalg av klimamodeller ble brukt for å definere usikkerhetsbåndet. De systematiske skjevhetene i Regional Climate Model (RCM) ble korrigert/justert ved bruk av kvantilekartleggingsmetoden. Den potensielle fordampningen av nedbørfeltene ble beregnet ved hjelp av Thornthwaites metode. Hydrologiske modeller av nedbørfeltene ble satt opp, kalibrert og validert ved bruk av observasjonsgitte klimatiske datasett. Fremtidige strømmer ble simulert for de ti klimamodellene, for RCP4.5 og RCP8.5 scenarier for periodene 2041 – 2070, 2071 – 2099. Effektene av fremtidige strømmer på energiproduksjon og miljø ble simulert ved bruk av nMAG og HEC-RAS, hhv. Resultatene fra Mann-Kendalls trendtest avslørte at temperaturen anslås å øke mellom tidshorisontene for begge nedbørfeltene. Klimamodellene viser ikke en systematisk nedgang eller økning i nedbør mellom de betraktede tidshorisontene. I gjennomsnitt spår ensemblets årsnedbør en økning i fremtidig nedbør for begge nedbørfeltene. Ytelsen til Forra og Lærdal nedbørfeltmodeller ved kalibrering ga NSE R2-verdier på henholdsvis 0,826 og 0,895, samt NSE R2-verdier på henholdsvis 0,733 og 0,863 ved validering. Snøpakken er spådd å redusere mellom den historiske perioden og slutten av århundret for begge nedbørfeltene. Gjennomsnittet av gjennomsnittlig månedlig snøpakke for Forra nedbørfelt, tilsvarende grunnlinjen, RCP4.5_2041-2070, RCP4.5_2071-2099, RCP8.5_2041-2070 og RCP8.5_2071-2099 er 140.49 mm, 3, 9 mm, 3, 9 mm. mm og 11,07 mm, henholdsvis. I tillegg er gjennomsnittlig årlig avrenning som tilsvarer grunnlinjen, RCP4.5_2041-2070, RCP4.5_2071-2099, RCP8.5_2041-2070 og RCP8.5_2071-2099, 20,67 m3/s, 35,3 m, 21,3 m/s, 21,3 m s, henholdsvis 21,33 m3/s og 22,68 m3/s. I fremtiden vil den tidsmessige variasjonen av avrenningen sannsynligvis endre seg fra den nåværende snøsmeltebaserte vårflommen til høyere vinteravrenning. For Lærdal nedbørfelt er gjennomsnittet av gjennomsnittlig månedlig snøpakke tilsvarende grunnlinjen, RCP4.5_2041-2070, RCP4.5_2071-2099, RCP8.5_2041-2070 og RCP8.5_2071-2099 316.054 mm, 1 mm, 5,2 mm. henholdsvis 171,15 mm og 108,44 mm. I tillegg er den gjennomsnittlige årlige avrenningen som tilsvarer grunnlinjen, RCP4.5_2041-2070, RCP4.5_2071-2099, RCP8.5_2041-2070 og RCP8.5_2071-2099 40,89m3/s, 4,344 m, 4/3,6 m s, henholdsvis 43,42 m3/s og 47,12 m3. I fremtiden vil tidlig forekomst av snøsmeltebasert vårflom sannsynligvis bli utbredt. En betydelig økning i avrenning vil sannsynligvis forekomme for RCP8.5-scenarioet i løpet av slutten av århundret sammenlignet med andre tidshorisonter. For en designer som er interessert i praktisk og anvendelighet av klimaendringers påvirkning på avrenning, anslås klimaendringsfaktorene for fremtidig avrenning av Forra og Lærdal nedbørfelt å øke med henholdsvis 10 % og 15 % innen slutten av det 21. århundre. Ensemblet vinterlavvann vil øke mens ensemblet sommerlavvann vil avta i fremtiden for alle scenariene og tidshorisontene for begge nedbørfeltene. En endring i tidspunktet for forekomst av lav vannføring vil oppstå for begge nedbørfeltene, spesielt for scenarioet RCP8.5_2071-2099. Driftsstrategien for reservoaret, som ble utformet for å maksimere den innkommende snøsmeltevårflommen, ble evaluert. Gjennomsnittlig årlig energiproduksjon av Funna vannkraftsystem for referansebanen var 63,51 GWh/år. Vannkraftsimuleringene viser en marginal nedgang i fremtidig energiproduksjon på 0,01–0,02 % under gjeldende reservoardriftsstrategier, for alle scenariene, unntatt RCP8.5_2071-2099. RCP8.5_2071-2099 ga en marginal økning i vannkraftproduksjon på 0,06 %. Endringen av den operasjonelle strategien førte til en reduksjon i utslipp, og dermed en økning i energiproduksjon. De modifiserte strategiene resulterte i en økning i fremtidig energiproduksjon på 0,70 – 0,80 %, med den høyeste økningen for RCP4.5_2041-2070 scenario. Beslutningen om fremtidig reservoarforvaltningsstrategi må balanseres med andre hensyn som målforbrukere, fast kraftbehov og miljømessige begrensninger.

Climate change impacts catchment hydrology, hence, hydropower production. The study aims to determine the trends in the precipitation and temperature of Forra and Lærdal catchments, the effects of climate change on the hydrology of the catchments, and the effects of climate change on the future energy production of Funna hydropower system. A full range of climate models were utilized to define the uncertainty band. The systematic biases in the Regional Climate Model (RCM) were corrected/adjusted using Quantile mapping method. The potential evaporation of the catchments was computed using the Thornthwaite’s method. Hydrological models of the catchments were setup, calibrated and validated using observational gridded climatic datasets. Future flows were simulated for the ten climate models, for RCP4.5 and RCP8.5 scenarios for the periods 2041 – 2070, 2071 – 2099. The effects of future flows on energy production and the environment were simulated using nMAG and HEC-RAS, respectively. The results of the Mann-Kendall trend test revealed that the temperature is projected to increase between the time horizons for both catchments. The climate models do not show a systematic decrease or increase in precipitation between the time horizons considered. On average, the ensemble annual precipitation predicts an increase in future precipitation for both catchments. The performance of Forra and Lærdal catchment models at calibration yielded NSE R2 values of 0.826 and 0.895, respectively, as well as NSE R2 values of 0.733 and 0.863, respectively, at validation. The snowpack is predicted to reduce between the historical and end of the century periods for both catchments. The average of mean monthly snowpack of Forra catchment, corresponding to the baseline, RCP4.5_2041-2070, RCP4.5_2071-2099, RCP8.5_2041-2070, and RCP8.5_2071-2099 are 140.49 mm, 49.02 mm, 38.03 mm, 37.39 mm, and 11.07 mm, respectively. Also, the mean annual runoff corresponding to the baseline, RCP4.5_2041-2070, RCP4.5_2071-2099, RCP8.5_2041-2070, and RCP8.5_2071-2099 scenarios are 20.67 m3/s, 21.45 m3/s, 21.58 m3/s, 21.33 m3/s, and 22.68 m3/s, respectively. In the future, the temporal variability of runoff is likely to change from the current snowmelt-based spring flood to higher winter runoff. For Lærdal catchment, the average of the mean monthly snowpack corresponding to the baseline, RCP4.5_2041-2070, RCP4.5_2071-2099, RCP8.5_2041-2070, and RCP8.5_2071-2099 are 316.64 mm, 205.50 mm, 179.51 mm, 171.15 mm, and 108.44 mm, respectively. Also, the mean annual runoff corresponding to the baseline, RCP4.5_2041-2070, RCP4.5_2071-2099, RCP8.5_2041-2070, and RCP8.5_2071-2099 scenarios are 40.89m3/s, 43.46 m3/s, 44.24 m3/s, 43.42 m3/s, and 47.12 m3, respectively. In the future, early occurrence of snowmelt-based spring flood will likely become prevalent. A significant increase in runoff is likely to occur for RCP8.5 scenario during the end of century period compared to other time horizons. For a designer interested in practicality and applicability of climate change impacts on runoff, the climate change factors for future runoff of Forra and Lærdal catchment are projected to increase by 10% and 15%, respectively, by the end of the 21st century. The ensemble winter low flow will increase while the ensemble summer low flow will decrease in the future for all the scenarios and time horizons for both catchments. A change in the timing of occurrence of low flow will occur, for both catchments, particularly for RCP8.5_2071-2099 scenario. The reservoir operational strategy, which was designed to maximize the incoming snowmelt spring flood, was evaluated. The average annual energy generation of Funna hydropower system for the baseline scenario was 63.51GWh/year. The hydropower simulations show a marginal decrease in the future energy generation of 0.01–0.02% under the current reservoir operational strategies, for all the scenarios, except RCP8.5_2071-2099. RCP8.5_2071-2099 yielded a marginal increase in hydropower generation of 0.06%. The modification of the operational strategy resulted to the decrease in spill, hence, increase in energy generation. The modified strategies resulted to an increase in the future energy generation of 0.70 – 0.80%, with the highest increase occurring for RCP4.5_2041-2070 scenario. The decision on the future reservoir management strategy must be balanced with other considerations such as target consumers, firm power demand, and environmental constraints.