Loading...
HomeMy WebLinkAboutE2-170119m-BurroCreekHydrologyLetterReportpolarconsult alaska, inc. 1503 West 33rd Avenue, Suite 310 Anchorage, Alaska 99503-3638 Phone: (907) 258-2420 FAX: (907) 258-2419 L ETTER R EPORT CONFIDENTIAL 170119M-BURROCREEKHYDROLOGYLETTERREPORT.DOC DATE: January 19, 2016   TO: Jan Wrentmore, Burro Creek Holdings, LLC  FROM: Joel Groves  SUBJECT: Burro Creek Hydrology Letter Report  CC: Jay McClendon, Burro Creek Holdings, LLC    BACKGROUND AND SUMMARY OF FINDINGS  Burro Creek Holdings, LLC (BCH) has been conducting a hydrology study of Burro Creek since  December 2009 to support hydropower development.  A hydrology analysis was included as  Appendix C of the Burro Creek Hydroelectric Feasibility Study Final Report (November 2011)  presenting analysis of the then‐available 1.8 years of data at Burro Creek.    The hydrology study focuses on flows of interest for hydropower development and potential  associated environmental impacts, which are approximately 110 cubic feet per second (cfs) and  lower.  This report also presents estimated data for higher flows, but these data are  extrapolated beyond site measurements and are less accurate.   This letter report updates the 2011 hydrology analysis with approximately 6.6 years of available  hydrology data at Burro Creek. Analysis generally affirms findings in the 2011 report:    ‐ Current hydrology analysis indicates estimated seasonal (April 1 through September 30)  electrical output is essentially unchanged (<1% lower) from estimates in the 2011 study.    ‐ Current estimated annual electrical output is approximately five percent lower than the  2011 study estimate.  Field data indicates a potential shift in the elevation of the pressure transducer (PT) between  2011 and 2016, which may affect the calculated flow and resulting hydrology record.  Available  data is insufficient to conclude whether a PT elevation shift has occurred.  The following actions  are recommended to determine whether the PT elevation has shifted:    ‐ Inspect the PT installation for evidence of vertical movement.  ‐ Calibrate the PT to verify its accuracy.  Site conditions at the gauging station have been remarkably stable over the past seven years,  and the expected future cost of continuing the hydrology study is modest.  It is recommended  that data collection continue with existing equipment until a development decision is made.   This letter report is a supplement to Appendix C of the 2011 Feasibility Study.  While this report  can be reviewed as a stand‐alone document, the 2011 narrative provides additional information  about the gauging station, Burro Creek basin, and related topics that are not repeated in this  document.    B URRO C REEK H YDROLOGY S TUDY – L ETTER R EPORT P OLARCONSULT A LASKA, I NC.    JANUARY 19, 2017 CONFIDENTIAL PAGE 2 OF 9  1.75 2.25 2.75 3.25 3.75 4.25 4.75 5.25 1/1/09 1/1/10 1/1/11 1/1/12 1/1/13 1/1/14 1/1/15 1/1/16 1/1/17Burro Creek Stage Record (ft, PT Datum)Recorded Stage Manual Stage Readings 1.0: AVAILABLE HYDROLOGY DATA     1.1: Gauging Station Description  The gauging station and site is largely unchanged since installation in December 2009, and the  description in the 2011 report is still valid.  The data logger has undergone some maintenance,  and has been replaced with identical units on a few occasions to address hardware failures.   The pressure transducer (PT) installed in December 2009 remains in service.  Photographs, data  and analysis indicates the physical and hydrological conditions at the gauging station are largely  unchanged since installation.  Manual measurements of the elevation of the PT in 2011 and 2016 indicate the transducer is  0.14 feet lower in 2016 than in 2011.  Confidence in the accuracy of the 2011 measurement is  low due to high water conditions and turbulence at the time of measurement, so the elevation  difference may just be a measurement error.  Review of stage data is also inconclusive – some  2016 stage data is higher than prior years, but this could be due either to a PT shift or a real  effect due to unusually warm weather in 2016.  PT calibration and closer inspection of the  installation are both recommended to determine whether the PT elevation has changed.  Stage data for the period of record at the Burro Creek gauging station is shown in Figure 1.   Figure 1 shows the corrected stage record, which has been reviewed and adjusted to  compensate for ice effects during cold weather and occasional spurious data.  The potential PT  elevation shift discussed previously has not been adjusted in this data.    Figure 1:  Burro Creek Stage Data    B URRO C REEK H YDROLOGY S TUDY – L ETTER R EPORT P OLARCONSULT A LASKA, I NC.    JANUARY 19, 2017 CONFIDENTIAL PAGE 3 OF 9  0 100 200 300 0123456 Stage in Feet (PT = 0 Datum)Discharge(cubic feet per second)2011 Rating Curve (for comparison) Stage and Discharge Measurements (PT = 0 Datum) 2016 Analysis ‐ Rating Curve for Gauging Station Extrapolated 2016 Rating Curve Q = 30.304(S ‐ 1.7)1.7356 R2 = 0.9996 1.2: Flow Measurements and Station Calibration  Stream flow in Burro Creek was measured during Polarconsult site visits in December 2009,  May 2010, September 2011, and September 2016 (Table 1).  The most recent flow  measurement was consistent with prior data and used to refine the rating curve for the gauging  station.  The 2011 and current rating curves are shown in Figure 2.  The curve is dashed above  160 cfs to indicate that it is extrapolated more than twice the highest flow measurement.  Table 1:  Burro Creek Flow Measurements  Date/Time Party Location Flow  (cfs)  Stage  (ft) (1)  Method /  Equipment  Burro Creek Gauge Station Below Falls  12/17/09 15:30 Groves / Wrentmore At log bridge 375’ below gauge 11.0 2.23 Marsh McBirney (2)  12/17/09 16:00 Groves / Wrentmore 200’ reach of stream below gauge 11.3 2.23 Hanna Meter (3)  5/10/10 10:50 Groves / McClendon 200’ reach of stream below gauge 76.0 3.46 Hanna Meter  5/10/10 11:40 Groves / McClendon 200’ reach of stream above gauge 83.0 3.45 Hanna Meter  9/26/11 9:00  Groves / McClendon 300’ reach ‐ gauge to ab. log bridge 47.8 3.25 Hanna Meter  9/26/11 9:30 Groves / McClendon 500’ reach – ab. falls to ab. log bridge 66.2 3.25 Hanna Meter  9/26/11 10:00 McClendon / Groves At gauge pool 59 3.25 Marsh McBirney  9/26/11 10:45 McClendon / Groves At gauge pool 50 3.25 Marsh McBirney  9/2/16 11:45 McClendon / Groves Between waterfall and bridge 37.3 2.81 Dye Tracer (4)  (1) Stage reported in PT = 0 datum.  (2) Current velocity stream flow method with March McBirney Flowmate 2000 current velocity meter.  (3) Sudden dose salt integration stream flow method with Hanna HI 9828 conductivity meter.  (4) Sudden dose method using dye tracer and fluorometer.  Average of four independent measurements.    Figure 2:  Burro Creek Stream Gauge Station Rating Curve                                              B URRO C REEK H YDROLOGY S TUDY – L ETTER R EPORT P OLARCONSULT A LASKA, I NC.    JANUARY 19, 2017 CONFIDENTIAL PAGE 4 OF 9  0 50 100 150 200 250 300 1/1/09 1/1/10 1/1/11 1/1/12 1/1/13 1/1/14 1/1/15 1/1/16 1/1/17Burro Creek Flow (cubic feet per second)Calculated Flow Measured Flow (Flows above this line are extrapolated more than 2x above highest flow measurement.) 1.3: Calculated Flow and Burro Creek Hydrograph  Each stage reading recorded by the stream gauge is converted to a calculated flow using the  rating curve described in Section 1.2.  The result is a calculated hydrograph for Burro Creek  shown in Figure 3.       Figure 3:  Burro Creek Stream Gauge Station Rating Curve                                                  2.0: BURRO CREEK RECORD EXTENSION  The 2011 report developed a model to predict Burro Creek flow based on flow at the Taiya  River (U.S. Geological Survey gauge #15056210) based on a concurrent record of 1.8 years.  The  correlation between actual and model flow at Burro Creek was good (R2 = 0.86).  The Taiya  River gauge remains in service, so the 2011 model was revised using the current 6.6‐year Burro  Creek record.  The correlation between actual flow and the updated model is slightly improved  (R2 = 0.88).  Available hydrology data is summarized in Table 2.      Table 2:  Summary of Hydrology Data Used for Burro Creek Record Extension  Location USGS  Gauge ID  Basin Size  (sq.mi.)  Site  Elevation  (ft)  Latitude Longitude Begin  Date  End   Date  Number of  Daily  Records  Burro Creek  below Falls ‐ 12.39 25 59° 26’ 02” 135° 22’ 11” 12/18/09 12/13/2016 2,422  1/1/71 11/18/77 2,514 Taiya River 15056210 179 20 59° 30’ 49” 135° 21’ 7” 10/1/03 12/13/2016 4,798         B URRO C REEK H YDROLOGY S TUDY – L ETTER R EPORT P OLARCONSULT A LASKA, I NC.    JANUARY 19, 2017 CONFIDENTIAL PAGE 5 OF 9  1 10 100 1000 10 100 1,000 10,000 Taiya River Flow (cfs)Burro Creek Flow (cfs)2009 ‐ 2016 Daily Flows, July ‐ Sept. 2009 ‐ 2016 Daily Flows, Oct. ‐ June Current Flow Model, October ‐ June Current Flow Model, July ‐ September Standard Linear Correlation Model (R2 = 0.88) (R2 = 0.69) The Burro Creek model in the 2011 report used two different equations for summer flows (July  through September) and the rest of the year.  Review of current data indicates this approach is  still appropriate.  Figure 4 shows the two seasonal flow models and average daily flows for  Taiya River and Burro Creek.  The model equations are presented in Table 3 and the full  extended record and actual flow for Burro Creek is shown in Figure 5.    Figure 4: Burro Creek and Taiya River Flow Data and Models                                                Table 3:  Current Burro Creek Flow Model Equations  Non‐Summer Model  (October 1 – June 30)  Summer Model  (August 1 – August 31) 1   Taiya River Flow Equation For Burro Creek  Flow  Taiya River  Flow  Equation For Burro Creek  Flow  0 to 500 cfs QBurro = 0.104 QTaiya – 2 0 to 1,200 cfs QBurro = 0.013 QTaiya + 14  500 to 1,500 cfs QBurro = 0.070 QTaiya + 15 1,200 to 4,100 QBurro = 0.021 QTaiya + 5.2  1,500+ cfs QBurro = 0.024 QTaiya + 85 4,100+ cfs QBurro = 0.031 QTaiya – 37  Where:  QBurro is the estimated flow in Burro Creek.  QTaiya is the recorded flow in Taiya River.  1. The model for the months of July and September is a linear ramping function of the two models above, so July  starts 100% non‐summer model, is 50% summer and 50% non‐summer at mid‐month, and ends 100% summer  model.  September does the opposite.  BURRO CREEK HYDROLOGY STUDY – LETTER REPORT POLARCONSULT ALASKA, INC.  JANUARY 19, 2017 CONFIDENTIAL PAGE 6 OF 9 0501001502002503003501/1/711/1/721/1/731/1/741/1/751/1/761/1/77Estimated Burro Creek Flow, cfs (Record Extension)1/1/031/1/041/1/051/1/061/1/071/1/081/1/091/1/101/1/111/1/121/1/131/1/141/1/151/1/161/1/17Extended Burro Creek Flow RecordBurro Creek Flow Record Figure 5:  Extended Burro Creek Record Using Taiya River Flow Model      B URRO C REEK H YDROLOGY S TUDY – L ETTER R EPORT P OLARCONSULT A LASKA, I NC.    JANUARY 19, 2017 CONFIDENTIAL PAGE 7 OF 9  0 50 100 150 200 250 300 350 1/1 1/29 2/26 3/25 4/22 5/20 6/17 7/15 8/12 9/9 10/7 11/4 12/2 12/30Burro Creek Flow at Gauging Station (cfs)(Based on Extended Record)Maximum Daily Flow Mean Daily Flow Median Daily Flow Minimum Daily Flow 3.0: BURRO CREEK HYDROLOGY MODEL  The extended hydrology record for Burro Creek forms the basis of a hydrology model that can  be used to estimate the energy generation potential of various hydroelectric project  configurations at Burro Creek.      Flow statistics were calculated on a daily basis using the 20‐year extended record for Burro  Creek.  The resulting flow statistics for Burro Creek are presented in Figure 6, and the flow  duration curve is shown in Figure 7.    Figure 6: Burro Creek Hydrology Statistics (Extended Record)                              B URRO C REEK H YDROLOGY S TUDY – L ETTER R EPORT P OLARCONSULT A LASKA, I NC.    JANUARY 19, 2017 CONFIDENTIAL PAGE 8 OF 9  0 50 100 150 200 250 300 350 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Percentage of Time Flow is Equalled or ExceededBurro Creek Flow at Gauging Station (cfs)Burro Creek Extended Record (20 years) Burro Creek Record (6.6 years) Figure 7:  Burro Creek Flow Duration Curve (Actual and Extended Record)                                      4.0: EXPECTED HYDRO PROJECT PERFORMANCE   Expected hydro project performance published in the 2011 report is reviewed with the updated  hydrology data.  BCH has indicated that the currently preferred project configuration has an  intake at the westerly BCH property line (intake site #4 in the 2011 study) and a powerhouse  sited above the waterfall (site “A” in the 2011 study).  Three project design flows were  considered: 50, 70 and 110 cfs.  These project configurations are designated 4A‐50, 4A‐70, and  4A‐110, respectively.  Updated average annual energy generation estimates for these project  configurations are presented in Table 4.      The updated hydrology analysis indicates a decrease in expected project performance relative  to the estimates in the 2011 study (Table 4).  Seasonal project performance (April 1 through  September 30) shows a slight decrease of less than 1% for all project configurations.  Annual  project performance shows a larger decrease of approximately 5% for all project configurations.    Table 4:  Expected Average Annual Energy Generation of Different Project Configurations  2011 Study Estimates 2016 Estimates   (Percentage of 2011 Estimates) Project  Configuration Annual  Seasonal   (4/1 to 9/30) Annual  Seasonal   (4/1 to 9/30)  4A‐50   (820 kW) 3,790,000 kWh 2,718,000 kWh 3,607,000 kWh  (95%)  2,699,000 kWh  (99.3%)  4A‐70  (1,030 MW) 4,802,000 kWh 3,613,000 kWh 4,610,000 kWh  (96%)  3,605,000 kWh  (99.8%)  4A‐110  (1,840 kW) 6,180,000 kWh 4,832,000 kWh 5,807,000 kWh  (94%)  4,815,000 kWh  (99.6%)  2011 data is from Table G‐5 in Appendix G of the 2011 Feasibility Study Report.  kW: kilowatts.  kWh: kilowatt‐hours.  B URRO C REEK H YDROLOGY S TUDY – L ETTER R EPORT P OLARCONSULT A LASKA, I NC.    JANUARY 19, 2017 CONFIDENTIAL PAGE 9 OF 9  REPORT LIMITATIONS AND COPYRIGHT NOTICE    Limitations  In conducting our analysis and forming the opinions and recommendations summarized in this  report, Polarconsult has relied on information provided by others, and has assumed this  information is complete and correct.  Also, Polarconsult has made certain assumptions with  regard to conditions, circumstances, and future events.  Polarconsult does not guarantee the  accuracy of the information, data, or opinions contained herein.  The methodologies employed  to perform the analysis and arrive at the conclusions in this report follow generally accepted  industry practice for this level of study.  We believe that the assumptions and methodologies  used are reasonable and appropriate for meeting the objectives of this study.  Future events  and information may result in outcomes materially different from those projected in this study.    The contents and findings of this report are limited to potential development of a hydroelectric  project at Burro Creek by BCH, and are suitable only for this intended purpose.  Any use of this  report and the information contained therein constitutes agreement that (1) Polarconsult  makes no warranty, express or implied, relating to this report and its contents, (2) the user  accepts sole risk of any such use, and (3) the user waives any claim for damages of any kind  against Polarconsult.  The benefit of such waivers, releases, and limitations of liability extend to  Polarconsult, its subcontractors, owners, employees, and agents.       Copyright  This report is copyright‐protected by Polarconsult and may not be reproduced in whole or part  without the prior written consent of Polarconsult.  BCH has the right to reproduce and use this  report for purposes related to hydroelectric development of Burro Creek including, without  limitation, the right to deliver this report to regulatory and funding entities in support of, or in  response to, their inquires and proceedings.