主题：转：抽水蓄能电站与三峡及葛洲坝水电站捆绑运行初探

摘 要:三峡、葛洲坝水电站均承担有航运任务，在系统低谷时段电站按航运基荷发电。本文初步探讨了在三峡、葛洲坝电站附近修建一定容量的抽水蓄能电站，利用航运基荷抽水，实现与三峡、葛洲坝常规水电站“捆绑”运行的可能性；简略分析了捆绑运行对三峡、葛洲坝水电站的影响；分析了抽水蓄能自身及与三峡、葛洲坝水电站捆绑经营的经济性。

关键词:抽水蓄能 三峡 葛洲坝 “捆绑”运行

1 问题提出

抽水蓄能电站具有调峰、填谷的双重作用，是现代电网进行综合管理的理想工具，是维持电网电力供需平衡的最有效手段，在中国未来20 年的电力市场中将高速发展。湖北省宜昌市附近集中了三峡、葛洲坝等多座常规大型水电站，有大量的可供抽水的谷时电能，而且又处于华中500kV 环网以内，抽水和发电的电力输送方便。随着“西电东送”工程的实施，宜昌市附近必将成为特大型输变电中心，为开发抽水蓄能电站提供了良好的条件。

在我国，抽水蓄能与核电、火电的联合运行已有成功的先例，但抽水蓄能与常规水电“捆绑”运行方面的研究还不多。三峡、葛洲坝水电站汛期有大量的谷时电能，受电力系统峰谷差的影响，时有弃水电能；枯水期均承担有航运任务，在系统低谷时段电站将按航运基荷发电。因此，研究抽水蓄能电站利用基荷电能抽水、在系统峰荷时发电，实现与三峡、葛洲坝常规水电站的“捆绑”运行具有现实意义。

2 三峡、葛洲坝水电站基荷电能情况
2.1 非汛期

按入库水量划分，三峡水库每年10月至次年5 月为非汛期，水库无防洪任务，正常调节运行水位155m～175m 之间有调节库容165 亿m3，电站保证出力499 万kW，运行水头较高，预想出力均可达到装机容量18200MW，可较好地承担系统调峰任务。经葛洲坝水库日调节非恒定流计算，为满足两坝间航运要求，三峡电站调峰运行时，需平均下泄约1500m3/s 的航运基流，基荷出力约1300MW。

葛洲坝水库是三峡枢纽的反调节梯级，为满足下游河段的通航要求，三峡水利枢纽建成后，最小航运基荷流量为4730m3/s，金沙江下游河段梯级建成后，最小航运基荷流量可达5000m3/s，发电出力约790MW。

2.2 汛期

三峡坝址多年平均流量14300m3/s，多年平均径流量4510 亿m3。坝址的年径流比较稳定，年际变化不大，年径流变差系数为0.12。6月～9月的来水量约占全年的61%，流量在10000m3/s～40000m3/s之间。三峡水利枢纽工程建成后，因防洪、排沙等需要，汛期6 月中旬～9 月底一般按防洪限制水位145m 运行，此时，电站尽量利用汛期丰沛来水多发电，有大量基荷电能。葛洲坝电站的最大过机流量约17000m3/s，当来水小于机组最大过机流量时，可与三峡电站同步调峰；反之，则按机组最大过机流量发电，并出现弃水。

3 抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝电站的捆绑运行
3.1 非汛期

三峡电站在非汛期具有较好的调峰能力，其调峰幅度主要受航运和机组检修制约，再扣除留给电力系统的事故备用和负荷备用后，非汛期三峡电站可提供的调峰容量约为10000MW～12000MW。从电力系统的统计资料和发展规划来看，华中电力系统的日负荷曲线均为双峰形状。电网早峰一般出现在9:00～11:00，晚峰出现在17:00～21:00，负荷低谷一般在24:00～次日7:00。经初步计算，三峡电站非汛期每天峰时电量约为6883 万kW•h、腰时电量为3632 万kW•h、谷时电量为1461 万kW•h。葛洲坝电站非汛期峰时电量约为818万kW•h、腰时电量约为629 万kW•h、谷时电量约为629 万kW•h。

若有抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝水电站“捆绑”运行，即三座电站联合运行，可以将三峡、葛洲坝电站的谷时电量，转换成峰时电量。按抽水蓄能电站装机1800MW（抽水功率1880MW），日抽水6h、发电5h考虑，低谷时段三座电站上网联合出力由2090MW左右降为210MW 左右，减小了电力系统低谷时段火电机组压负荷的幅度，可以缓解低谷时段电网频率偏高的压力；在系统负荷高峰时段，增加调峰容量1800MW。

3.2 汛期

3.2.1 三峡电站汛期不调峰情况下的捆绑运行按初步设计条件，三峡水利枢纽汛期受防洪、排沙要求等限制，水库按防洪限制水位145m运行、电站以径流式发电。因三峡水库汛期来水在10000m3/s～40000m3/s之间，三峡电站的出力在6800MW～17000MW 之间，相应葛洲坝电站的出力在1100MW 以上，三座电站捆绑运行条件更好。

3.2.2 三峡电站汛期调峰情况下的捆绑运行

为增加三峡电站运行的灵活性，在二期枢纽工程设计中，第一级船闸的底坎高程由140m 下降到139m，永久船闸可在144m水位运行，这样既保证了三峡水库在汛期的防洪库容，也使三峡水库汛期利用水位145m 以下的库容进行径流调节成为可能。经过初步的分析计算，受入库径流的影响，三峡电站利用144～145m 之间的4.9 亿m3库容进行日调节，调峰的时间占汛期时间的一半左右，调峰容量大小差别较大，为了对通航不产生大的影响，汛期调峰幅度暂按8000MW考虑。为此，拟定了三峡水库来水10000m3/s、15000m3/s、20000m3/s 和25000m3/s 几种情况，按三峡电站不弃水、调峰幅度8000MW 左右为控制条件进行计算，结果表明，即使汛期三峡水库来水流量仅为10000m3/s，低谷时段的发电出力还有约2860MW，相应葛洲坝电站的发电出力约790MW；随着来水增大，低谷时段发电出力更大，完全可以满足捆绑运行条件。“捆绑”运行后，低谷时段发电出力减少1880MW，低谷电量每天减少1150 万kW•h，峰荷电量每天增加约860 万kW•h，增加调峰容量1800MW。

3.3 对三峡、葛洲坝水电站的影响分析

抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝电站捆绑运行中，三峡电站按自身的调度原则进行水库调度，葛洲坝水库的反调节库容需要增加8%左右。抽水蓄能电站投入运行后，葛洲坝水库的库水位抬高约0.22m 即可以满足反调节任务的要求，而葛洲坝水库正常运行的最高水位是按0.5m变幅控制的，因此，对葛洲坝水库影响不大。另一方面，所选择的抽水蓄能电站发电水头一般在500m以上，比三峡、葛洲坝水电站的发电水头高得多，在电力系统需要时，可以顶替三峡电站的部分调峰任务，减小其下泄流量变幅。因此，抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝电站捆绑运行是可行的。

4 经济分析
4.1 基础数据

根据有关设计资料，由于不需要修建下库，抽水蓄能电站的单位千瓦投资拟定为2600 元/kW，因此1800MW 装机的抽水蓄能电站的静态总投资约为46.8 亿元，工期按6 年考虑，装机年利用小时数按1750h、综合效率按75%计，则抽水蓄能电站的设计年平均发电量为31.5 亿kW•h、年平均抽水电量42.0 亿kW•h。
4.2 经济分析

根据可避免成本法测算的抽水蓄能电站上网容量价格为942.8 元/kW，电量电价为0.159 元
/kW•h。若电量电价按0.25 元/kW•h计算，用可避免成本法计算出的上网容量价格为781.3元/kW，指标是优越的。

若将抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝水电站“捆绑”进行财务分析，抽水电价按0.15 元/kW•h计，当峰时、谷时上网电价比达到2.7 以上时，即峰时上网电价超过0.403 元/kW•h 时，所需贷款可以在电站正常投入电网运行后16 年内还清（按全部投资财务内部收益率8%控制），也就是说，即使不计入容量效益，仅作为一个纯调峰电站，经济上也是可行的。若将华中地区已投产抽水蓄能电站的批复电价（上网容量价格为388.8元/kW，电量电价为0.457
元/kW•h）应用于本电站，抽水电价按0.15 元/kW•h计，项目全部投资的财务内部收益率为15.22%，资本金的财务内部收益率为28.81%，投资回收期为11.2 年。
5 结论
（1）宜昌附近集中了三峡、葛洲坝等常规大型水电站，航运基荷约2100MW，而且三峡电站将成为全国电力交换中心和潮流分配中心，网络发达，电力输送便捷。
（2）在三峡、葛洲坝水电站附近修建一定容量的抽水蓄能电站，可以在系统低谷时段利用航运基荷抽水、在系统峰荷时发电，增强电网的调峰能力、减小系统峰谷差，按可避免成本法测算，全部投资的财务内部收益率大于电力行业的基准收益率8%；若按华中地区已投产抽水蓄能电站的批复电价测算，财务指标更优。
（3）抽水蓄能电站与三峡、葛洲坝水电站“捆绑”运行，将三峡、葛洲坝水电站的部分低谷电能转换成优质的峰荷电能，当系统峰、谷电价比达到2.7 以上时，即使不计入抽水蓄能电站的容量效益，也可以满足电站自身生存的基本要求。


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