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北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008/1/11 14:01:32
关键词：抽水蓄能电站；水电比重；梯级补偿；电力系统；效益
摘要：对国内外水电比重大的电力系统分析表明，建设具有季调节性能的抽水蓄能电站是十分必要的，其作用与效益明显，并能够保证投资方取得较大的财务效益，投资风险较小。以四川省某中型河流上游的一“龙头”电站(抽水蓄能电站)为例的分析表明，其蓄丰补枯的年发电补偿效益可观，对电力系统、对投资方均有利，值得今后在我国抽水蓄能电站规划建设中借鉴和参考。
抽水蓄能电站不仅可以调峰，还可以填谷，而且具有启停迅速、运行灵活等动态功能，在电力系统中发挥着不可替代的重要作用，是现代电力工业不可缺少的重要组成部分。全世界1960年抽水蓄能电站总装机容量3500MW，1970年为16000MW，1980年为46000MW，1990年为83000MW，1998年达到98270MW，38年增加了27倍，平均年增长率达9.2％，比常规水电的发展速度快得多。世界上抽水蓄能电站发展最快、目前装机容量最多的是日本，其次是美国、意大利、德国、法国、西班牙等。前苏联、英国、印度、韩国、巴西等国也在建设抽水蓄能电站。随着我国国民经济和社会的发展，电力系统不仅电力电量持续增加，供电质量要求也越来越高。为了调节电网的峰谷差和保证电网安全稳定运行，汲取国外的经验，建设抽水蓄能电站已得到广泛共识。到2000年底，我国已建及在建的抽水蓄能电站共13座，抽水蓄能电站总装机容量已达到5736MW，占全国总装机容量的1.8。我国东部地区电网负荷峰谷差大，电源以火电为主，缺乏调峰电源，抽水蓄能电站得到迅速发展。我国中部和西部地区水电比重较高，抽水蓄能电站基本没有规划建设。
在我国中西部地区，水电比重较大，是否需要建设抽水蓄能电站，建设什么类型的抽水蓄能电站，建设抽水蓄能电站能否发挥效益等问题，已经引起各方面的高度重视。华中地区建设抽水蓄能电站的研究已经进行了多次，基本有了明确的结论。但在四川这样的水电比重较高的电力系统，研究建设抽水蓄能电站尚未引起足够的重视。本文结合水电比重几乎占100％的挪威电力系统水电建设及运行情况，以及四川某抽水蓄能电站立项建设的论证情况，对水电比重大的电力系统建设抽水蓄能电站进行了必要性和效益等方面的研究。
1挪威电力系统水电站的建设和运行情况
挪威人口为450万人，大约是我国人口的0.36％；国土面积为32.4万km2，大约是我国国土面积的3.38％。截至1999年底，挪威发电装机容量为27853MW，其中水电装机容量27547MW，所占比重为98.9，几乎为纯水电电力系统。挪威水电资源十分丰富，蕴藏量为38000MW，人均8.44kW，其水电资源主要集中在西部，北部较少。目前挪威有水电站538座，已开发容量占全部资源的比重为72.4％，远比我国开发程度高。在已开发的水电容量中，中、小型水电站容量约占2／3，大型水电站容量约占1／3。其用电量主要包括工业、运输业和服务业、市政和居民生活用电三部分，其中市政和居民生活用电约占1／3。1999年，最大用电负荷21019MW，用电量为1208亿kW·h，人均用电量26000kW·h以上，是世界上人均用电量最多的国家。挪威电力系统的用电结构要求电网具有很强的调节能力，除了与北欧国家实行联网互补外，对电力电量的调节主要依靠系统中的水电。电力系统的安全稳定运行几乎完全取决于水电群的调节性能。
受大西洋暖流之影响，挪威全境雨量充沛，年平均降雨量为1415mm，年降雨量由西向东减少。降雨在年内分布不均，夏季降雨较多，冬季以降雪为主；多年平均年径流量为3830亿m3，人均为8.5万m3。较大的河流有18条，河流来水主要以降雨和融雪为主，流量最大发生在春末夏初4月～5月融雪期，冬季流量较小。最大与最小流量之比为10～20倍。为了提高水电群的调节能力，挪威十分重视水库的建设和联合优化调度，特别是充分利用汛期的水量，采取抽水蓄能的方式，增强汛、枯期水量的调节能力，这是其水电建设中的一大特色。挪威高原台地有很多冰川湖泊可以利用，在湖泊出口或低地山脊处修建低坝，抬高湖水位，可增大调节库容。目前该国已建电站水库蓄能量已达到每年800亿kW·h，相当于该国年发电量的60％～70％。一般情况下，挪威春、夏季用电负荷较小，冬季用电负荷高。由于水库具有很强的蓄丰补枯调蓄作用，避免了纯水电电力系统可能出现的汛期弃水、冬季缺电的问题。为了充分利用汛期的水量，在其已开发的水电站中，一座水电站通常不是从一个湖泊和一条河道引水，而是把附近几个湖泊都联成一个系统。一个电站有很复杂的引水发电和抽水蓄能系统，在这些系统中，经常建设一些水泵和抽水蓄能机组，将多余的汛期水量抽到水库中，起到季调节抽水蓄能的作用，以提高水电群的调节性能。图1是挪威具有代表性的水电站，是一个完整的小水电群，其中建设水泵的有2处5台机组共126MW，建设抽水蓄能机组1处4台共640MW，建设常规机组3处共1417MW，整个电站通过复杂的输水系统联结了高程不同的多个大小不一的水库和湖泊。
在水电群运行和经营中，为了充分发挥效益，并取得收入，其水电群的优化调度特别重视水库蓄水价值的研究。在目标函数中引入电力市场的电价曲线，根据水库中所蓄水量的价值进行调度，从而既保证了电力系统运行的需要，又使发电公司取得较大的收入。在纯水电的电力系统中，建设抽水蓄能机组甚至水泵，起到了很好的作用，并取得了良好的效益。这些经验非常值得我国借鉴。
2在四川电力系统中建抽水蓄能电站的必要性
四川省到2000年底，电力总装机容量17098.4MW，其中，水电装机11008.3MW，占64.4％，是一个以水电为主的电力系统。由于水电中径流式水电站多，调节能力差。除宝珠寺（装机700MW）和大桥（装机100MW）具有年调节能力，二滩（装机3300MW）具有季调节能力外，其余水电站均属仅有日、周调节能力或径流式水电站，使得系统水电群丰、枯水期出力相差悬殊，电网运行十分困难，汛期弃水，枯水期缺电。
四川省水力资源理论蕴藏量约1.43亿kW，占全国总量的21.2％，技术开发量为1.03亿kW，占全国总量的27.2％，水力资源主要集中在金沙江、雅砻江和大渡河三大江河上。根据四川省电源发展战略，金沙江水电开发主要是外送，是全国“西电东送”的骨干水电基地，雅砻江水电也主要是外送。省内的水电建设主要依靠大渡河和中型河流。大渡河在规划建设两河口水电站和上游的独松水电站后，调节性能基本能够达到年调节。因此，四川电力系统要改变目前水电整体调节能力极差的局面，应加强调节性能好的水电站的建设。通过对四川修建水库的自然条件的分析，大部分中型河流的“龙头”水库建设条件较差，有些水库尽管具备库容条件，但由于处于河流的最上游，控制流域面积和天然径流较小，对下游整条河流的梯级水电站径流补偿调节作用有限。
在四川电力系统中，如果有条件建设抽水蓄能电站，特别是季调节抽水蓄能电站，将汛期的水量抽蓄到条件较好的上水库在枯期发电，这对四川电力系统来说十分必要。特别是在有条件的中型河流“龙头”水库安装抽水蓄能机组，可以储蓄汛期水量，在枯期对整个梯级水电站进行补偿，不仅对电力系统运行有益，而且可以使中型河流的发电公司取得良好的效益。
3四川某季调节抽水蓄能电站的作用与效益分析
四川某抽水蓄能电站位于一中型河流上游，为“龙头”水库梯级电站。电站利用上游支流的天然湖泊，在湖口筑坝挡水，形成上水库，调节库容为1.07亿m3，在下游修建低闸挡水形成下水库；利用上、下水库之间的落差1066m，安装2台抽水蓄能机组，总装机发电容量为210MW，抽水容量为140MW。下水库还作为河流的第2级水电站的日调节池，引水式开发，利用落差268m，安装2台常规水电机组，总装机容量70MW。
该中型河流规划7个梯级水电站，共利用落差约2500m，在“龙头”水库储存1m3的水量，其能量为5.8kW·h。除上、下水库2级电站外，在下水库电站的下游还有2级常规水电站，装机容量分别为240MW和180MW。这4级电站总装机容量700MW，均属某流域开发公司。现将这4个电站作为水电群，分析建设抽水蓄能电站的作用和效益。
3.1抽水蓄能电站蓄丰补枯的年发电补偿效益
“龙头”水库控制上述4个梯级电站总落差为2108m，水库储蓄1m3水量，其能量约为5kW·h，因此，对于水电群来说，“龙头”水库的枯期补水发电效益很大。由于水库拦蓄天然径流有限，仅有库容没有水量，对枯期的补偿作用较小，如果采取抽水蓄能的方式，抽取汛期的水量补充到水库中，可以增大枯期的补偿水量，发电补偿的作用和效益得到更大发挥。两种方式的发电效益对比见表1。
表1说明抽水蓄能的方式与常规运行方式相比，可以使“龙头”水库的调节库容由0.338亿m3增加到1.07亿m3，枯期的流量由3.61m3／s增加到9.17m3／s；水电群的发电效益除了年发电量由23.22亿kW·h增加到27.81亿kW·h外，枯水期的发电量由5.93亿kW·h增加到9.9亿kW·h，净增67％；对下游2座常规水电站的枯期补偿电量则由0.57亿kW·h增加到1.83亿kW·h，增加了2.2倍。
3.2抽水蓄能电站在系统中的运行作用与效益
该抽水蓄能电站使水电群枯水期出力增加，对电力系统枯期运行有利，起到了减少系统汛期弃水，增加系统枯期出力的调节作用，其年调节的运行作用与效益十分明显。另外，由于2台抽水蓄能机组既能调峰又能填谷、机组运行灵活等功能，在系统中日运行的作用和效益也比较明显。
(1)调峰。2台抽水蓄能机组总发电容量210MW，在日内可以承担高峰时段负荷，并能使水电群同步调峰运行，特别是枯水期，由于水库补偿的作用，更增加了日调峰效益。
(2)填谷。2台抽水蓄能机组总抽水容量140MW，可以减少汛期水电群在低谷时段向系统的供电，减轻了系统低谷出力过剩的压力，同时，对于本公司来说，减少了部分常规水电机组的停机和压负荷运行，改善了运行工况。在国外的电力市场中，抽水蓄能电站的填谷往往能够取得很大的收入。该电站的填谷效益主要体现在公司的水电群内部。
(3)旋转备用和其他动态效益。由于机组运行灵活，上水库库容很大，在日运行过程中，可以承担旋转备用，最大的备用能力为机组由抽水工况转成发电工况，容量为350MW。抽水蓄能电站的动态效益还包括黑起动、负荷跟踪、调频调相等。抽水蓄能电站的动态效益在国外完善的电力市场中可以获取较大的财务收入。
3.3建设抽水蓄能电站的投资效益与风险分析
在水电比重大的四川电力系统建设抽水蓄能电站，应重视投资效益与风险分析，做好财务评价工作。由于建设该抽水蓄能电站具备以下几个方面的条件，使得投资效益较大，风险较小。
(1)水库条件较好。利用天然湖泊修建低坝形成较大的上水库，淹没损失小，可以获得满足水电群年调节的调节库容。
(2)抽水水源有保证。下水库控制区间径流较大，抽水蓄能电站抽取的汛期水量仅占下水库拦截汛期天然径流的28％，这些水量大部分是水电群汛期的多余弃水和调峰运行弃水。
(3)抽水电源条件好。在汛期抽水用电主要利用公司内部水电群中3座常规水电站的汛期弃水电量（占70％，其余为汛期低谷和少量平时段的电量），而且水电群由公司建设整体的输电系统，因此抽水用电完全由公司内部控制。
(4)技术可靠。该电站是原规划的2个梯级，地形地质条件适合建设抽水蓄能电站，安装抽水蓄能机组，采用三机式，在国外已有类似机组运行。电站建设投资增加的风险较小。
(5)现行电价政策保证了投资回报，市场风险小。四川省1998年颁布并实施了《四川省扩大试行丰枯、峰谷电价暂行办法》，规定了分时分期电价比值(见表2)。可以看出枯水期的高峰时段电价是平水期平时段的2倍，是丰水期低谷时段的5.3倍。
对于一般的抽水蓄能电站，在考虑综合效率后，基本上都是利用低谷的4kW·h电抽水，高峰时发3kW·h电，即所谓的“4度换3度”。而本电站抽取的水量大部分为汛期弃水，抽水用电量大部分为水电群本身的弃水电量，并且由于枯期发电时4座电站同时受益，因此综合考虑电站综合效率和水电群的补偿效益后，换算的结果是利用汛期4kW·h弃水及廉价的电，换取了枯水期水电群6kW·h高价电。按照现行电价政策测算，财务效益十分可观。经对抽水蓄能电站本身进行财务评价，在发电效益中仅考虑对下游水电站增加电量的70％，并在成本中计入抽水用电为弃水电量以外部分的费用（相当于水电群在汛期向电网少卖电而减少的收入），结果表明抽水蓄能电站的电价具有市场竞争力，各项财务指标十分优越，建设抽水蓄能电站在财务上完全可行。
4结论与建议
对国内外水电比重大的电力系统的分析表明，建设抽水蓄能电站可以增加水电群蓄丰补枯的能力，提高整体调节性能，在系统中的作用是明显的。在河流水电梯级“龙头”水库修建季调节性能的抽水蓄能电站，其年发电补偿效益和日运行动态效益均较大，在现行分时分期电价政策下，投资方可以获得较大的财务收入，满足回报要求；在完善的电力市场中，能够从市场中获取的财务效益会更大。
我国东部以火电为主，抽水蓄能电站发展较快，根据东部能源结构，今后能源主要依靠“西电东送”、“西气东输”、“北煤南运”、建设部分核电等，从能源受端电网的安全稳定运行考虑，应该加快规划建设第二批抽水蓄能电站。这些抽水蓄能电站以日调节为主，为了提高备用能力，也应该规划周调节的抽水蓄能电站。
我国中部地区水电有一定的比重，水、火电基本相当，部分地区水电比重较大，但由于水电调节性能差，系统仍然缺乏调节手段，应该启动建设第一批抽水蓄能电站。
我国西部地区水能资源丰富，今后的电源建设以水电为主，水电比重较大。但是水电整体的调节性能不好，能够建设大水库的电源点并不多，应该学习国外的经验，建设季调节性能的抽水蓄能电站，尤其是在河流梯级开发中结合“龙头”水库安装抽水蓄能机组，是一种效益好、作用明显，对电力系统、对投资方均有利的新尝试，值得认真总结和推广。
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