上犹县龙江中型抽水蓄能电站建设探讨

陈秀端，徐积华，朱作亭

（1. 上犹县水利学会，江西 上犹341200；2. 江西恒达市政工程有限责任公司，江西 赣州341000；3. 上犹县水利局，江西 上犹341200）

0 引 言

当前，我国正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风电、光伏发电等新能源大规模高比例发展。为适应新型电力系统建设和新能源发展需要，助力实现碳达峰、碳中和目标，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035 年）》。根据规划，因地制宜开展中小型抽水蓄能建设，探索推进水电梯级融合改造，加强科技和装备创新，对于规划建设更加迫切需求的调节电源具有非常重要的意义。

今年以来，在我国社会经济发展、用电负荷增加的同时，一场全球性能源危机袭来。由于国内燃煤价格上涨，煤电发电出力减少，电力供应紧张，我国电力供应矛盾加大，电网调峰困难，已出现了拉闸限电现象。同全国电力供应形势一样，江西省上犹县电网用电负荷增长迅速，因负荷率较低，峰谷差加大，县电网同样面临较大的调峰压力。在这种形势下，发挥地方优势，加快中小型抽水蓄能电站规划建设，优化电源结构，提高地方电网自身调峰能力，解决电网电力供应紧张，已成为业内人员的重要议事日程。

1 概 述

1.1 上犹县自然概况

上犹县位于江西省赣州市西部，赣江支流章江主流上犹江流域，东邻南康区，南连崇义县，西接湖南省桂东县，北界吉安市遂川县。全县国土面积1 544 km2，总人口32 万。上犹县山清水秀，物产丰饶，享有得天独厚的自然环境优势和水土资源优势，素有“全国农村水电电气化县、国家绿色能源示范县、中国低碳旅游示范县、中国最具魅力生态旅游大县、中国最佳文化生态旅游目的地、中国茶叶之乡、中国观赏石之乡、国家油茶产业发展试点县、国家油茶产业建设示范县”等美誉之称。

上犹县属罗宵山脉边远山区县，地形地貌以丘陵中低山为主，地势东高西低。西部与湖南桂东、崇义交界的齐云山，海拔2 061.3 m，为全县最高点（为华东地区第二高峰）。东南部黄埠镇大回村海拔128 m，为全县最低点。海拔1 000 m以上、相对高度大于500 m的中山山地，主要分布在西、北部，其岩性多为花岗岩、高质岩，植被多为松、杉、竹和白茅、芦箕等，竹木资源丰富；海拔200 ～500 m的丘陵地区主要分布在西南部，地势低平缓和，中间贯穿河流，其岩性多为变质岩，部分为花岗岩、紫色砂页岩、石英砂岩等，植被覆盖稍差，有不同程度的水土流失。山间盆地丘陵多为陕长带状，地势低平，均有河流贯穿，坡缓谷宽，为第四纪新沉积物堆积而成，是县内土地肥沃，农田集中，人烟稠密，耕作较为发达，也是县内粮油及经济作物区。由于地处亚热带季风性湿润气候区，降雨充沛，径流量较大，水资源较为丰富。

1.2 上犹县电力系统现状及存在的问题

上犹县电力系统是伴随着20 世纪五六十年代的山河治理，水电开发，从独立的县小水电网逐步发展壮大到与大电网并网运行的地方电力系统。经过数十年的建设，目前已形成了以中小水电及风能、光伏电站新型能源为骨干，大电网调剂余缺，多能互补，以35 kV 和110 kV 线路为县电网主网架，并通过220 kV 与大电网相连通的输配电网络较为完整的地方电力系统。

1.2.1 电源建设

中华人民共和国成立之前上犹县无电。后来，随着50 年代上犹江水电站建成后，境内陆续建成了一批中小水电站。截至目前，全县开发建成水电总装机近18 万kW，年可电量约5 万kW·h。赣州电网主力调峰电站——上犹江水电站（装机7.2 万kW）、龙潭水电站（装机4 万kW）、南河水电站（装机2.08 万kW）均可向上犹县近区供电，其他小水电站（近5 万kW）大多为调节性能较差的径流水电站，以担当基荷运行方式向县电网供电。近年来，随着新能源的开发利用，双溪仙鹅塘风电场和营前珠岭光伏电站建成，装机分别为9.8 万kW和3 万kW，分别以110 kV 和35 kV 与县电网相连，向上犹县供电。同时，上犹县220 kV 变电站建成，通过220 kV 线路与大电网相连，调剂电网电力电量余缺。

1.2.2 电网建设

近年来，通过大规模的电网建设和改造，全县输变电设施逐步完善。目前境内建成220 kV 变电站1 座，主变容量2×18 万kVA；110 kV 变电站4座，主变总容量27.15 万kVA；35 kV 变电站11座，主变总容量10.77 万kVA；并形成了向县内纵深延伸的，以35 kV 和110 kV 线路为县电网主网架，以县城和工业园区供电为重点的结构较为完整的输配电网络。县电网通过新建的220 kV 变电站与大电网相连通，与大电网并网运行。

1.2.3 负荷建设

近年来，随着民营经济兴起和招商引资的推进，上犹黄埠（省级）工业园区建设成效显著，机电、玻纤、建材、蓄电池等产业已初具规模。与此同时，社会事业的发展和人民生活水平的提高，居民生活用电水平大幅度提高。全县供电负荷和用电量连创新高。据供电部门统计，2021 年全县最大负荷达14.1 万kW，全县用电量达7.4 亿kW·h。

尽管上犹县电力系统取得了长足发展，但是我们要看到无论是区域大电网还是县内小电网，在面临用电负荷大幅度增加、电力峰谷差加大，风电、光伏发电等新能源大规模高比例投入电网发电的双重压力的同时，使整个电力系统面临着新的挑战，尤其是电网调峰将更加困难。

一方面，大电网电网调峰困难加剧。近两年来，随着疫情的有效控制，江西省内经济强力增长带动电力需求增加，全省电网最大负荷持续增长。从能源部门获悉，2021 年7 月14 日21 时37 分，江西电网统调用电负荷达到2 782.7万kW，创历史新高，较去年度夏最大负荷2 456.05 万kW，增长13.3%；其中赣州市用电负荷连创历史新高，2021年最大负荷达423 万kW。与此同时，用电负荷负荷率和年最大负荷利用小时逐年下降，负荷峰谷差逐渐加大（负荷峰谷差已达30% ～40% ）。加上受能源危机影响，燃煤火电发电下降，高峰期及设备检修季节电力供需矛盾更加突出，电网调峰困难日益尖锐。根据“十四五”社会经济发展规划的实施，预测调峰电力缺口将进一步加大，届时电网调峰矛盾将更加突出，系统对调峰电源的需求十分迫切。

另一方面，上犹县电网电力电量平衡矛盾突出。伴随着社会经济发展，上犹县用电负荷及用电量快速增长。根据县电力调度信息，2020 年7 月29 日用电负荷高达到11.6 万kW，较2019 年最大用电负荷增加了22.0%。2021 年用电负荷又创历史新高，连续多次刷新纪录，最大用电负荷达14.1 万kW，较2020 年增长21.6%。2021 年全县用电量达7.4 亿kW·h，比前一年的6.8 亿kW·h 增加了8.8%。而在电源结构上，县电网风能、光伏电站及丰水径流小水电并网运行，因风电和光伏电站机组运行的间歇性、随机性、不稳定性和难以预测性，无法参与电力平衡的计划，从而加剧了县电网电力电量平衡矛盾，网内调峰压力加大。尽管县境内建有上犹江、龙潭、南河调峰电站等，但其主要用于大电网调峰；而县内发电电力调峰能力较差，加上新型能源光伏、风能的进一步扩张，上犹县电网电力电量平衡矛盾将更加突出。即便是“十四五”期间，赣州电网规划建设赣县抽水蓄能电站（装机120 万kW）建成发电后，上犹县电网依然面临较大的调峰压力。

综上所述，加快规划建设上犹县龙江中型抽水蓄能电站，是解决上犹县电网调峰电源，缓解大电网调峰压力，促进丰水径流式小水电和风电、光伏发电等新能源吸收利用的有效举措。

2 建设中型抽水蓄能电站的现实意义

抽水蓄能电站不受气候因素制约，既有调峰、又有填谷双重作用，开、停机和负荷调整十分迅速等优势，是其他电源不可比拟的，是电网优先考虑增加调峰能力的手段。而中小型抽水蓄能电站又具有建设周期短、距离负荷中心近等优点。因此，在上犹县规划建设中小型抽水蓄能电站有独特的地理位置和建设条件优势，具有重要的现实意义。

2.1 符合电网可持续发展要求

随着社会经济的全面发展，一方面煤炭、石油、天然气供应越来越紧张，供电缺口加大；另一方面，风能、光伏电站规模扩展势必进一步增加电网峰压力。规划建设抽水蓄能电站可以优化电力系统电源结构，增加电网调峰能力，既可以解决上犹县电网电力高峰困难问题，又可以减轻大电网的电力调峰压力，符合电网可持续发展要求。

2.2 有利于维护电网安全稳定运行

抽水蓄能电站具有启停迅速，双向运行的特点，运行灵活、可靠，不仅在电力系统中替代传统发电组担任调峰作用，而且具有较强的负荷跟踪能力，在电网中起调频作用。规划建设上犹抽水蓄能电站可根据电力系统电力生产与消费之间的供需情况，维持电网供需平衡，保持电网安全稳定运行。

2.3 有利于吸收新能源

新建抽水蓄能电站，对电网调峰运行，可吸收赣南西部电网特别是上犹电网以及小水电资源较为丰富的邻县崇义县丰水季节富余的基荷电，可吸收运行不稳定、不可预测风电、光伏能源，将其转化为优质的峰荷电，优化电力系统电源结构，减少风电、光伏和小水电浪费能源现象，提高绿色能源利用效率，提高整个电力系统的社会效益、经济效益和生态效益。

3 抽水蓄能电站规划建设设想

3.1 工程规模和任务

3.1.1 工程地理位置

根据1∶10 000 地形图室内作业和现场外业勘察调查，拟规划建设的龙江抽水蓄能电站上下水库高差314 m，水平距离约750 m，距高比H/L 为2.39（大多已建抽水蓄能电站距高比H/L 为4 ～10），引水隧洞较短，这是拟规划建设龙江抽水蓄能电站独特优势所在。同时，考虑到上犹县已纳入赣州市核心城区规划，且拟规划建设的龙江抽水蓄能电站距上犹县城、上犹（黄埠）工业园、南康（龙华）工业园、和赣州市黄金工业园等直线距离分别为25.5、27.2、24.5 km 和32.5 km，4 个负荷中心均在35 km 以内；距离小水电发达的崇义县也仅仅42.5 km。龙江抽水蓄能电站建成后，无论是县内电网调峰，还是弥补大电网调峰不足，地理位置恰当，电网电力潮流流向合理，建设条件非常优越（见图1）。

3.1.2 工程规模和任务

结合上犹县电网现阶段日负荷特性和规划水平年抽水蓄能电站需求规模，兼顾拟建抽水蓄能电站水文、地质条件和上下水库容量，并预留部分事故备用，拟装机容量为10 万kW，工程规模为中型抽水蓄能电站。参照同类工程，估算项目总投资约5.0 亿元。

拟规划建设龙江抽水蓄能电站为日调节抽水蓄能电站，在电网中主要承担调峰、填谷和紧急事故备用等任务，同时还具备调频、调相等功能。根据电力系统的电源组成、机组运行特性，水源来水情况，抽水蓄能电站采用集中抽水、发电方式，在电力系统低谷时段以最大功率满负荷抽水，高峰时段满出力发电。假设平均高峰时段按5 h 计算，年发电量1.83 亿kW·h，按年抽水蓄能电站综合利用系数为0.75 计，抽水电量为2.44 亿kW·h。初步分析，技术经济指标基本合理，电站综合效益较好。

3.2 工程布置

根据现场勘察，初步分析论证，拟规划建设龙江抽水蓄能电站由上水库、下水库、输水系统、地下厂房（半地下厂房）、输变电工程及其他临时设施组成（见图2）。

3.2.1 上水库

在已开工建设的龙江水库大坝上游1.5 km 右岸510 m 高地（现独丘山塘处）坝址兴建上水库；上水库集雨面积约0.42 km2，库岸线长1 315 m。流域内植被良好，树木茂密，对径流和蓄水有一定调节作用。为节约工程投资，充分利用当地材料，上水库主坝拟采用钢筋混凝土面板堆石坝，主坝轴线长约185 m，最大坝高45 m。垭口设副坝，拟采用砌石重力坝，主坝轴线长约200 m，最大坝高20 m。正常蓄水位555 m，总库容约80 万m3。上水库是本项目主要工程之一，重点应解决水库蓄水后渗漏及因渗漏可能引起的库岸和山体失稳及输水道地下建筑物外水压力提高的影响。

3.2.2 下水库

利用在建的中型水库龙江水库作为抽水蓄能电站下水库，水源条件优良。龙江水库位于赣江水系章江支流紫阳河中游，坝址控制面积133 km2，水库正常蓄水位241 m，水库总库容1 530 万m3。由于龙江水库上游约10 km 处已建成灵潭中型水库（水库总库容1 550 万m3），正常水位库面积约60 万m3，水量充足，对建成后的龙江水电站影响较小。

3.2.3 输水系统

根据经验公式，按装机容量10 万kW，最大引用流量44 m3/s，经济流速取4 m/s计算，初步估算压力引水隧洞直径约3.75 m。由于隧洞水平距离约750 m，H/L=2.39，距高比小，可以依据工程布置需要设置调压设施。

3.2.4 地下厂房（半地下厂房）

现龙江水库大坝上游1.5 km 右岸山体雄伟坚实，满足地下抽水发电厂房建设条件。由于地处河道大拐弯处，在可行性研究设计阶段，可以拟定地下厂房和半地下厂房两个建设方案进行技术经济比较，以降低施工难度，减少工程行造价。地下厂房（半地下厂房）内安装2 台5 万kW 可逆机组，总装机容量10 万kW。同时，依据确定的建设方案，布置升压变电等其他配套辅助工程设施。

3.2.5 电力接入方式

鉴于在建的龙江水电站通过6 km 送出线路（已建成）经社溪35 kV 变电站接入电网，北部风电110 kV 送出线路经社溪35 kV 变电站附近接入上犹220 kV 变电站110 kV 侧电网。宜考虑对现社溪35 kV 变电站进行扩建改造，升级为110 kV 变电站，风电110 kV 送出线路经改建后社溪变电站接入电网。同时，对龙江水电站——社溪35 kV 升级改造成110 kV 送出线路，并新建龙江抽水蓄能电站110 kV 送出线路约8 km，经龙江电站升压站由双回路接入改建后的110 kV 社溪变电站与电网相连，以提高电网运行的经济性和可靠性。

3.2.6 施工临时工程

（1）施工用电。上水库由现背岭脑10 kV 延伸1.2 km，单独设置施工变电台站解决，抽水发电厂房由现龙江水电站大坝施工10 kV 线路延伸1.5 km，单独设置施工变电台站解决。

（2）施工用水。上水库由背岭脑村临时建筑低坝蓄水，通过电力抽水至上水库临时蓄水池解决，不足部分通过紫阳河多级高扬程抽水进行补充。抽水发电厂房通过紫阳河直接抽水解决。

（3）施工交通。上水库下侧背岭脑村已建有硬化的村道，可进行扩宽改造，并由背岭脑村向上延伸约1.2 km，施工条件较好，无需爆破，难度不大。现龙江水电站上公路已建，并开通至现发电取水口操作平台处。抽水发电厂房交通可由此向上游延伸约1 150 m，直通抽水发电厂房，由于山体相对较陡，必须通过爆破施工建成。

（4）施工通信。施工场地已有移动信号，但抽水发电厂房处移动信号较弱，需通过增加其他能信设施。

（5）施工用房。上水库用房可由现背岭脑村闲置民房解决，抽水发电厂房用房可通过扩建龙江水电站现项目部场地解决。

3.3 工程施工进度安排

总工期按3 a 安排，准备6 个月后主体工程施工，第一台机组发电期2.5 a，第二台机组发电期3 a。另工程筹建期1 a，不记入总工期。

4 建 议

（1）加快现龙江水电站建设进程。鉴于受征地等工作影响，龙江水电站建设工期严重滞后，建议加大有关各方工作力度，促进工程早日完工，早日投入运行，为抽水蓄能电站项目建设奠定基础。

（2）建议落实抽水蓄能电站项目前期工作经费，加快项目前期工作，争取上级能源主管部门和水利主管支持，列入抽水蓄能电站项目规划，开展全面的项目规划设计，为工程正式开工建设创造条件。

（3）根据国家现行抽水蓄能电站投资政策，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能电钻。建议通过招商方式或以招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目投资主体。