抽水蓄能结合引水方案在五库联调中的应用

张九鼎

（上海勘测设计研究院有限公司，上海200434）

1 研究背景

长江是中国第一大河，世界第三大河，和黄河一起并称为“母亲河”。长江干流河道，按河道特征及流域地形，划分为上、中、下游，长江上游干流建有三峡（装机22 500 MW）和葛洲坝（装机2 715 MW）2个梯级电站。清江是长江出三峡后的第一条大支流，位于长江右岸，汇入口在葛洲坝电站下游约40 km处。清江中下游干流上已经建成水布垭（装机1 840 MW）、隔河岩（装机1 200 MW）、高坝洲（装机270 MW）三座梯级水电站。两江干流梯级五座水库的调节性能各不相同[1]，三峡水库只具有不完全年调节能力，葛洲坝是三峡水库的反调节水库，具有日调节能力；水布垭是华中电网中具有多年调节性能的龙头电站，同时也是距三峡梯级最近的调峰、调频大型水电站；隔河岩水库具有年调节性能；高坝洲水库为径流式电站，为隔河岩水库的反调节水库。清江干流梯级的调蓄能力优于长江干流梯级。两梯级水库特性，见表1。

三峡电站地位重要，除了向电力系统供电外，还承担着电力系统的调峰、调频、事故备用等重要任务，但水库调节性能仅为季调节，同时电站调峰运行还受以下几方面的约束：

表1 5座水库特性指标值

1）防洪约束。三峡水库还承担下游重要的防洪任务，汛期维持汛限水位145 m运行，预留防洪库容221.5亿m3，可用于发电调节的库容有限，而汛期来水量大，为避免弃水，调峰运行受限。

2）航运约束。三峡电站调峰运行要符合下游航运要求，为保证航运安全，葛洲坝水库水位日变幅不宜超过3 m，最大时变幅不超过1 m；同时三峡船闸在4～5级转换要求下游水位不低于64 m，直接影响三峡电站的调峰运行。

3）葛洲坝水库调节能力约束。葛洲坝水库为三峡水库的反调节水库，调节库容有限，为避免葛洲坝弃水，一定程度上影响了三峡电站调峰运行。

清江梯级电厂是华中电网主力调峰、调频电厂，同时承担着调整特高压联络线功率偏差以及旋转备用的任务，水布垭电厂是川鄂联网的重要站点，是华中电网在鄂西的重要电压支撑点，自投产以来一直承担着系统调相调压的任务。清江梯级电站运行中主要存在以下问题：

1）从2 009年清江梯级电站全部投产以来，清江流域持续偏枯，近5年年均来水量为72.25亿m3，远低于多年平均年径流量（90.89亿m3）；近5年清江梯级年均发电量为61.99亿kW·h，远低于设计值（79.22亿kW·h），清江梯级电站发电及调峰运行受到较大制约。

2）水布垭长期低谷时为电网提供调压服务，在枯水期，由于来水不足，只能小负荷开机，其耗水率增大，水能利用不经济。

3）水布垭汛期末需要尽快抬高水位，但由于来水量不足，蓄水缓慢，蓄满率低，影响发电效益。

引江入清项目的建设可以吸收三峡、葛洲坝电站大量的水电基荷电能和弃水电能，充分发挥其调峰、填谷、调频、调相等作用。能够优化资源利用，提高水电群整体效益；优化电源结构，提高电网供电可靠性；适应电力市场改革，提高市场竞争力。

重点研究蓄引结合方案的可行性，为五库联调的应用提供全新的方案。将抽水蓄能与引水结合，实现两江梯级的五库联合调度，对提高华中电网系统可靠性、改善区域能源平衡、提高整体供电质量具有十分重要的现实意义。

2 方案对比

根据三峡、葛洲坝、水布垭、隔河岩、高坝洲5座电站、水库特性与区域水文特征和防洪调度要求，利用1∶50 000 地形图、1∶10 000 地形图及Google Earth地图，通过分析计算、结合现场查勘，拟定引江入清引水线路和引水方案，并研究了“纯引水”与“蓄引结合”两大类方案。

纯引水方案，即利用提水泵站从三峡水库抽水，通过隧洞送水至清江流域水布垭水库或隔河岩水库。经研究发现由于目前没有合适的大流量、高扬程水泵可供选用，需建2～3级数10台提水泵站。经分析，此类引水方案，建设投资大，抽水成本高，设备利用率低，经济效益差，财务上缺乏生存能力。

因此，结合地形地貌，创新性地提出了蓄引结合方案。以抽水蓄能电站可逆式水泵水轮机-发电电动机组代替纯引水方案抽水水泵，采用抽水蓄能电站与引水工程相结合。此方案能发挥蓄能电站机组高水头大容量的技术特点，利用蓄能电站机组代替单一的提水水泵，在保证蓄能电站运行的同时，采取多抽少发的方式，从三峡库区或入库支流抽水至上水库，再通过引水隧洞输水至清江梯级水库。其工作示意图如图1所示。

图1 蓄引结合方案示意图

3 蓄引结合方案规划案例

综合考虑抽水蓄能电站建设条件与引水工程建设条件，以三峡库区支流的小溪河蓄引结合方案的规划案例为例，全局示意图如图2所示。工程从小溪河左岸陆家坪建设蓄能电站，结合引水方案每日利用三峡电厂基腰荷电抽水16 h，通过小溪河引三峡库区水，至野三河电站尾水，入水布垭水库。根据电网负荷特性分析，研究按每日非负荷高峰时段约16 h抽水，蓄能电站发电5 h，向水布垭库区引水19 h考虑。

小溪河蓄引结合工程分为抽水蓄能发电系统和引水系统两部分。小溪河抽水蓄能发电系统包括上下水库、大坝、抽水蓄能电站输水系统和地下厂房洞室群等。上库需新建，既可作为蓄能电站的上水库，又兼作引江入清的调节库。此水库位于湖北省巴东县陆家坪、三茅山沟谷，三峡库区的右岸，支流小溪河的左岸，距宜昌市公路里程253 km；下水库为三峡水库，进出水口位于小溪河左岸，距离小溪河与长江交汇口2.5 km，输水系统水平距离约为908 m，距高比为3.2，三维示意图见图3。水库最大坝高135 m，坝轴线长度550 m；正常蓄水位500 m，天然有效库容867万m3，开挖后有效库容可达1 341万m3，发电水头为281～351 m，额定水头317 m；电站总装机容量1 500 MW，安装4台375 MW单级混流可逆式水泵水轮机，年发电量为25.1亿kW·h。上水库淹没户数约21户，人口84人，淹没耕园地9.47 hm2。

小溪河引水系统包括上水库进水口、引水隧洞、下游出水口等。从上库向清江引水，进水口布置在上库的南侧，出水口布置于清江支流野三河电站尾水处，即水布垭库区，其正常蓄水位为400 m。引水隧洞洞泾为8.7 m，长约为52 km，日平均引水流量为160 m3/s。见图2，3。

图2 小溪河蓄引工程全局图

图3 小溪河蓄引工程三维示意图

4 结果与讨论

1）抽水电量及增加发电量

抽水蓄能电站发电量按折合日满发5 h计算，年平均发电量25.1亿kW·h，综合效率取78%，年抽水耗电量约32.2亿kW·h；引水工程多年平均调引水量49.5亿m3，年抽水用电量48.3亿kW·h，根据两流域5座梯级电站近5年实际调度运行情况计算，引水后增加清江3座梯级电站平均年增发电量约37.2亿kW·h，减少三峡2座梯级电站年发电量约13.5亿kW·h。蓄能电站工程及引水工程合计，年抽水用电量94亿kW·h，净增年发电量62.3亿kW·h，综合效率66.3%。

2）上网电价

抽水蓄能上网电价，根据国家发改委2014年7月出台的《抽水蓄能价格形成机制》，采用两部制电价。容量电价按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。参照近期核准及已建抽水蓄能电站的容量电价情况，初拟项目抽水蓄能容量电价为550 元/（kW·a）。

表2 小溪河蓄引方案增加、减少发电量

电量电价按照弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本的原则确定，项目抽水拟利用三峡或葛洲坝电站的直供电。葛洲坝电站与三峡站的上网电价分别为0.195 元/（kW·h），0.25 元/（kW·h）。考虑到电力市场改革以后，直供电价格将较现状上网电价有所降低，初拟抽水电价0.15元/（kW·h），考虑抽水损耗及其他变动成本，相应上网电量电价约为0.25 元/（kW·h）。

引水工程上网电价直接取水布垭、隔河岩、高坝洲三电站现状上网电价，分别为0.395元/（kW·h），0.36 元/（kW·h），0.4145 元/（kW·h）。

3）财务指标

工程资本金按工程总投资20%的比例出资，余下的80%拟考虑从银行贷款，贷款年限为20年，贷款利率为4.99%，计算期取36年。

为分析抽水电价对财务指标的影响，对抽水电价同时拟定了0.1 元/（kW·h）和0.15 元/（kW·h）2个方案。不同抽水电价，抽水蓄能工程、引水工程以及全部工程的财务指标如表3所示。抽水电价为0.1元/（kW·h）时，全部工程的项目财务内部收益率为8.89%，资本金内部收益率16.37%。抽水电价为0.15元/（kW·h）时，全部工程的项目财务内部收益率为6.80%，资本金内部收益率11.31%。

由表3可知，小溪河蓄引结合工程抽水电价对项目盈利能力影响较大。按资本金财务内部收益率8%控制，整个蓄引工程盈亏平衡点抽水电价为0.179元/（kW·h），引水工程部分的盈亏平衡点抽水电价约为0.123 元/（kW·h）。

表3 小溪河蓄引方案财务分析结果表

按资本金财务内部收益率10%控制，整个蓄引工程盈亏平衡点抽水电价为0.162元/（kW·h），引水工程部分的盈亏平衡点抽水电价约为0.112元/（kW·h）。财务基本可行。

5 结语

纯引水方案受大流量、高扬程水泵制造能力的限制，抽水成本高，投资效益低，财务上缺乏生存能力。

以抽水蓄能电站可逆式水泵水轮机-发电电动机组代替纯引水方案抽水水泵，采用抽水蓄能电站与引水工程相结合，拟定的小溪河蓄引方案技术上是可行的。小溪河蓄引方案：从小溪河左岸陆家坪建设蓄能电站结合引水方案每日利用三峡电厂基腰荷电抽水16 h，通过小溪河引三峡库区水，至野三河电站尾水，入水布垭水库，引水日平均流量160 m3/s，年引水量49.5亿m3。工程静态总投资为105.07亿元，其中，抽水蓄能电站装机容量1 500 MW，工程静态投资58.56亿元，投资3 904元/kW；引水工程静态投资46.50亿元，单位水量投资0.94元/m3。蓄能电站工程及引水工程合计，年抽水用电量94.0亿kW·h，净增年发电量62.3亿kW·h，综合效率66.3%。抽水电价控制在0.18元/（kW·h）以下时，资本金内部收益率为8%以上，财务上基本可行。工程无重大制约因素，主要技术难点为长距离输水隧洞施工，但已有类似工程案例。

蓄引结合方案为五库联调提供了一个崭新的视角，也解决了将三峡水库调节性能较差的水引至调节性能强的清江水库的同时，财务上还具备可行性，为今后水库联合调度指引方向。