东江引水工程潜在不利因素分析及其补偿测算

2018-01-19颜勇航

湖南电力 2017年6期

颜勇航

(湖南省电力公司东江水电厂，湖南资兴423403)

1 东江引水工程概况

东江引水工程是郴州市自来水公司计划投资119 945万元从东江水库直接取水并兴建约35 km输水线路对郴州市、资兴市和桂阳县供水的一项水利工程。取水口在水库大坝右岸上游460 m处，取水口型式为岸塔式，拦污栅及闸室底板高程▽243 m，塔体顶部高程▽296.5 m，水库水位248.5 m以上时，设计流量12.76 m/s；取水口后接城门洞型有压隧洞，断面尺寸 3.60 m×3.60 m，坡比降1/2 000，设计流量工况，洞内流速为1.10 m/s。

东江引水工程设计供水规模近期40万t/d、远期100万t/d；对应引水规模近期44万t/d、远期110万t/d；对应东江水库引水流量近期5.09 m/s、远期 12.7 m/s〔1〕。

2 东江水电站在电网中实际运行情况

东江水电站所处湖南电网和华中电网存在一个突出问题——电网调峰手段不足，调峰矛盾突出。主要原因是水电比重大，2016年底水电装机16 880 MW，占省内总装机40.2%，其中80%不具备调峰能力，调节性能好的水电站更少，而且水电综合利用任务较重，调峰能力受限；中小水电比重高，汛期基本无调峰能力，加重电网调峰负担；送入的区外来电，汛期基本没有调峰能力，更加据电网的汛期调峰矛盾〔2〕。

2.1 发电量及出力

东江水电站1993年正常运行后至2015年的多年平均发电量为12.61亿kWh，略大于电站设计年发电量。

通过分析这23年间各月日平均出力数据，得知东江水电站非补偿期和补偿期各月内的日平均出力具有较大的不均衡性，月内日平均出力较原设计有较大变化。特别是每年非补偿期都有相当一部分时间，电站日均出力在50 MW以上，甚至在100 MW～150 MW以上。表明电网为充分发挥东江水电站的容量效益，要求其实际发电的平均出力大于设计的最小出力，日平均调峰时间5 h～8 h。

2.2 调峰作用

东江水电站承担了湖南电网主要调峰任务，2006—2009年湖南电网最大峰谷差分别为3 291 MW，3 540 MW，4 883 MW，4 994 MW，东江水电站当天分别为系统调峰460 MW，328 MW，387 MW，368 MW，分别占系统用电峰谷差的14%、9.3%、7.9%、7.4%。湖南电网最大峰谷差逐年加大，2016年达到12 072 MW，形势日趋严峻。

从月均调峰情况看，东江水电站最大月调峰容量约占其用电峰谷差的26.9%，一般月份占到10%～15%；分析2006和2007年的年均调峰容量，东江水电站年平均调峰容量占了湖南电网年平均用电峰谷差的14.6%、15.8%。东江水电站年内高峰发电量占全年发电的比重均为50%以上，部分月份高峰发电量所占比重近70%，电量峰谷比一般也在2.2以上。

2.3 调频作用

近年华中电网对各省市实施区域联络线控制，以保证电网频率质量，湖南电网相应加强了对各发电企业机组调节性能的考核，同时加强管理，采取错峰限电措施，频率、CPS1、CPS2等指标合格率保持较好水平。

根据电力系统运行调度需要，在个别时段，无论是汛期还是非汛期，高峰时段还是低谷时段，东江水电站的出力在不断调整，以维护系统频率稳定。

2.4 事故备用

水电机组的调峰爬坡能力远优于火电机组和燃气轮机，适合作为电网的事故备用。湖南电网内虽然水电装机比重较大，但大部分水电站为季、周、日调节或径流电站，调节性能差。东江水电站可以充分利用其难得的多年调节水库优势，及时有效地满足系统的不可预见和应急要求。

东江水电站所属的湘南地区是湖南省第二负荷中心，该区域电源装机容量小，主要靠接收外区供电来满足用电负荷的高速增长。东江水电站为该区域的主要事故备用电源，为湘南电网提供支撑，更是维护区域电力系统安全稳定运行的重要保障。

3 引水工程正常运营对东江水电站的不利影响

3.1 对能量指标的不利影响

对能量指标的不利影响主要体现在发电量和自身保证出力上，具体见表1。

表1 引水工程对东江电站能量指标影响

引水工程实施后，东江水电站汛期仍按最小出力发电蓄水，汛期发电运行方式不变，因此损失电量主要为非汛期电量，约占全年损失电量的75%。

3.2 对东江水库运行特性的不利影响

对东江水库运行特性的不利影响主要在水库水位、发电水头和额定水头保证率上，具体见表2。

表2 引水工程对东江水库运行特性影响

3.3 对东江水库调度管理的不利影响

东江水库是以发电为主，兼顾防洪、工农业用水的综合性大型水库。其调度管理在防洪抗旱、湘江补水、流域水资源开发方面起着重要作用。东江水调自动化系统是包括防汛抗旱、电网发电调度在内等水库调度管理的决策支撑系统，为24 h联网在线运行，其运行调度数据实时上传至湖南省防汛指挥部、国家电网公司调控中心和湖南省调控中心。水库运行的实时雨水情数据的准确性、实时性、完整性至关重要。东江引水工程正式运行后，东江水调自动化系统中若无法采集到其实时流量数据，则系统中所有相关的水务计算出现严重失真，如实时入库、发电耗水，进而影响防洪调度、水库综合运用乃至水库大坝的安全运行等。

4 引水工程正常运营对湖南电网的不利影响

4.1 对东江水电站在电网中作用的不利影响

对东江水电站在电网中作用的不利影响主要体现在月均受阻容量增加、系统保证出力和系统工作容量减少等方面，具体见表3。

表3 引水工程对东江水电站在电网中作用影响

4.2 对湖南电网电力电量平衡的不利影响

《湖南省电力工业 “十二五”发展规划》成果预测，至东江引水工程设计校核水平达产年2020年湖南电网全社会用电量2 800亿kWh，全社会最大用电负荷52 000 MW。电源方面以2016年已建水、火电源和核电 (41 960 MW)作为网内已定电源。接受区外电力主要有三峡、四川水电和酒泉直流，送电规模为11 460 MW。

4.2.1 增加火电煤耗

根据既有的平衡原则，引水工程实施后，至2020年湖南电网将因此增加火电年发电量0.82亿kWh，提高火电装机年利用小时数2.14 h，增加系统火电煤耗2.71万t。

4.2.2 减少新能源的消纳规模

湘南地区中仅郴州市就有占全省46%装机的具有反调节性能的风电等新能源，其并网加剧了调峰困难，东江水电站调峰能力的减少会对新能源的消纳规模减少，对湖南电网的安全运行造成不利。

4.2.3 减少可购低价电量

耒水流域开发以发电为主，干流10级电站均已建成，梯级总装机容量803.4 MW，年平均发电量为24.25亿kWh，东江水电站是梯级龙头电站。

在东江引水工程40万t/d、100万t/d供水规模下，东江水电站下游梯级多年平均发电量分别减少0.35亿kWh、0.88亿kWh。其中，属省电力公司年自营电量0.06亿kWh、0.12亿kWh(小东江水电站)；除此之外，还减少省电力公司年度可购低价水电电量0.09亿kWh、0.22亿kWh。

综合分析，东江引水工程设计每年从东江水库引走水量1.61～4.02亿m3，约占东江多年平均年径流量 (44.8亿m3)3.59%～8.97%，一旦投产，将损失东江水电站优质电能，将使得东江水电站的调峰容量，在电网中的工作容量，自身及系统保证出力，遭受不同程度的损害，将对东江水电站在电网中的调峰调频和事故备用等作用的发挥有较大影响。此外，东江引水工程设计冗余很大，将进一步加剧上述损害。

5 运行期不利影响造成的损失测算

5.1 电量损失及电价测算

5.1.1 电量测算

东江水电站自1992—2015年24年正常运行期发电量、平均耗水率和平均水头等综合情况可以测算损失电量。经测算，在东江引水工程日供水40万和100万t/d工况下，东江水电站相应年损失电量分别为4 700万kWh和11 900万kWh。

5.1.2 电量电价测算

1)按分时电价概念。

经统计2001—2015年大小东江发电量的分时数据得到两组分时发电比例数据:大东江平均尖高平谷电量比例20%、31%、26%、23%；小东江平均尖高平谷电量比例22%、29%、27%、22%。

电能是一种特殊商品，产供销几乎同时完成，且东江水电厂又是湖南电力公司直属电厂。按湖南省现行销售基本电价政策，它们对应大工业电价为0.611 2元/kWh、0.635 2元/kWh，同时根据国家发展改革委发改价格〔2011〕1101号文件尖高谷段对应平段电价分别＋0.25、＋0.15、－0.20。再扣除线损测算得到大小东江分时销售电价的综合电价分别为 0.659 9 元/kWh、 0.689 4 元/kWh〔3〕。

2)按售电均价概念。

东江水电厂不是独立核算单位，引水导致其发电量减少，实际损失的是省电力公司的销售收入。而引水与否，对应的成本差只是每千度电3元的水资源费。按此测算再扣除线损则损失电量的电价为0.660 8元/kWh。

3)按火电电价概念。

东江水电厂少发电量用火电替代，2016年湖南省火电标杆电价为0.447 1元/kWh〔4〕。

5.2 容量损失测算

5.2.1 容量损失描述

东江水电站是湖南电网的主要调峰调频电站，其性能优越。与区内抽蓄电站黑麋峰比，不会因为上库缺水丧失调频调峰与事故备用功能，也不会因为单机容量大、机组启停负荷变化剧烈给鄂湘联络线的调整与控制造成不利影响。两者在旋转备用(负荷备用和事故备用容量)、调频、负荷调整、爬坡、调相和增加系统可靠性等方面，东江较黑麋峰更优越，也就是说东江水电站电能是湖南电网最优质的电能。换言之，因引水工程带来的容量损失，就算用黑麋峰来替代，也只是勉强为之。

5.2.2 容量损失测算依据

国家发展改革委2014年发布《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》明确，在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价。其中，容量电价主要体现抽水蓄能机组提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，弥补固定成本及准许收益，并按无风险收益率(长期国债利率)加1%～3%的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本；电站容量电价和损耗纳入当地省级电网运行费用。

5.2.3 替换容量电价计算结果

抽蓄电站的建造成本比较低，黑麋峰为2 601元/kw(2009年物价)。根据国家发改委两部制电价规定，计算其年容量电费为48 418万元，容量电价为 403 元/(kW 年)〔5〕。5.2.4 国内容量电价比较

上述替换容量黑麋峰容量电价低于广蓄二期容量价458元/(kW年)，天荒坪容量电价470元/(kW年)。

假若容量损失不单独计量，即用抽蓄电量、容量替换东江受损电量、容量，那就是一部制电价，可比的有安徽响洪甸抽蓄上网价0.85元/kWh〔6〕。