顏勇航

(湖南省電力公司東江水電廠，湖南資興423403)

1 東江引水工程概況

東江引水工程是郴州市自來水公司計劃投資119 945萬元從東江水庫直接取水并興建約35 km輸水線路對郴州市、資興市和桂陽縣供水的一項水利工程。取水口在水庫大壩右岸上游460 m處，取水口型式為岸塔式，攔污柵及閘室底板高程▽243 m，塔體頂部高程▽296.5 m，水庫水位248.5 m以上時，設(shè)計流量12.76 m/s；取水口后接城門洞型有壓隧洞，斷面尺寸 3.60 m×3.60 m，坡比降1/2 000，設(shè)計流量工況，洞內(nèi)流速為1.10 m/s。

東江引水工程設(shè)計供水規(guī)模近期40萬t/d、遠(yuǎn)期100萬t/d；對應(yīng)引水規(guī)模近期44萬t/d、遠(yuǎn)期110萬t/d；對應(yīng)東江水庫引水流量近期5.09 m/s、遠(yuǎn)期 12.7 m/s〔1〕。

2 東江水電站在電網(wǎng)中實際運行情況

東江水電站所處湖南電網(wǎng)和華中電網(wǎng)存在一個突出問題——電網(wǎng)調(diào)峰手段不足，調(diào)峰矛盾突出。主要原因是水電比重大，2016年底水電裝機16 880 MW，占省內(nèi)總裝機40.2%，其中80%不具備調(diào)峰能力，調(diào)節(jié)性能好的水電站更少，而且水電綜合利用任務(wù)較重，調(diào)峰能力受限；中小水電比重高，汛期基本無調(diào)峰能力，加重電網(wǎng)調(diào)峰負(fù)擔(dān)；送入的區(qū)外來電，汛期基本沒有調(diào)峰能力，更加據(jù)電網(wǎng)的汛期調(diào)峰矛盾〔2〕。

2.1 發(fā)電量及出力

東江水電站1993年正常運行后至2015年的多年平均發(fā)電量為12.61億kWh，略大于電站設(shè)計年發(fā)電量。

通過分析這23年間各月日平均出力數(shù)據(jù)，得知東江水電站非補償期和補償期各月內(nèi)的日平均出力具有較大的不均衡性，月內(nèi)日平均出力較原設(shè)計有較大變化。特別是每年非補償期都有相當(dāng)一部分時間，電站日均出力在50 MW以上，甚至在100 MW～150 MW以上。表明電網(wǎng)為充分發(fā)揮東江水電站的容量效益，要求其實際發(fā)電的平均出力大于設(shè)計的最小出力，日平均調(diào)峰時間5 h～8 h。

2.2 調(diào)峰作用

東江水電站承擔(dān)了湖南電網(wǎng)主要調(diào)峰任務(wù)，2006—2009年湖南電網(wǎng)最大峰谷差分別為3 291 MW，3 540 MW，4 883 MW，4 994 MW，東江水電站當(dāng)天分別為系統(tǒng)調(diào)峰460 MW，328 MW，387 MW，368 MW，分別占系統(tǒng)用電峰谷差的14%、9.3%、7.9%、7.4%。湖南電網(wǎng)最大峰谷差逐年加大，2016年達到12 072 MW，形勢日趨嚴(yán)峻。

從月均調(diào)峰情況看，東江水電站最大月調(diào)峰容量約占其用電峰谷差的26.9%，一般月份占到10%～15%；分析2006和2007年的年均調(diào)峰容量，東江水電站年平均調(diào)峰容量占了湖南電網(wǎng)年平均用電峰谷差的14.6%、15.8%。東江水電站年內(nèi)高峰發(fā)電量占全年發(fā)電的比重均為50%以上，部分月份高峰發(fā)電量所占比重近70%，電量峰谷比一般也在2.2以上。

2.3 調(diào)頻作用

近年華中電網(wǎng)對各省市實施區(qū)域聯(lián)絡(luò)線控制，以保證電網(wǎng)頻率質(zhì)量，湖南電網(wǎng)相應(yīng)加強了對各發(fā)電企業(yè)機組調(diào)節(jié)性能的考核，同時加強管理，采取錯峰限電措施，頻率、CPS1、CPS2等指標(biāo)合格率保持較好水平。

根據(jù)電力系統(tǒng)運行調(diào)度需要，在個別時段，無論是汛期還是非汛期，高峰時段還是低谷時段，東江水電站的出力在不斷調(diào)整，以維護系統(tǒng)頻率穩(wěn)定。

2.4 事故備用

水電機組的調(diào)峰爬坡能力遠(yuǎn)優(yōu)于火電機組和燃?xì)廨啓C，適合作為電網(wǎng)的事故備用。湖南電網(wǎng)內(nèi)雖然水電裝機比重較大，但大部分水電站為季、周、日調(diào)節(jié)或徑流電站，調(diào)節(jié)性能差。東江水電站可以充分利用其難得的多年調(diào)節(jié)水庫優(yōu)勢，及時有效地滿足系統(tǒng)的不可預(yù)見和應(yīng)急要求。

東江水電站所屬的湘南地區(qū)是湖南省第二負(fù)荷中心，該區(qū)域電源裝機容量小，主要靠接收外區(qū)供電來滿足用電負(fù)荷的高速增長。東江水電站為該區(qū)域的主要事故備用電源，為湘南電網(wǎng)提供支撐，更是維護區(qū)域電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的重要保障。

3 引水工程正常運營對東江水電站的不利影響

3.1 對能量指標(biāo)的不利影響

對能量指標(biāo)的不利影響主要體現(xiàn)在發(fā)電量和自身保證出力上，具體見表1。

表1 引水工程對東江電站能量指標(biāo)影響

引水工程實施后，東江水電站汛期仍按最小出力發(fā)電蓄水，汛期發(fā)電運行方式不變，因此損失電量主要為非汛期電量，約占全年損失電量的75%。

3.2 對東江水庫運行特性的不利影響

對東江水庫運行特性的不利影響主要在水庫水位、發(fā)電水頭和額定水頭保證率上，具體見表2。

表2 引水工程對東江水庫運行特性影響

3.3 對東江水庫調(diào)度管理的不利影響

東江水庫是以發(fā)電為主，兼顧防洪、工農(nóng)業(yè)用水的綜合性大型水庫。其調(diào)度管理在防洪抗旱、湘江補水、流域水資源開發(fā)方面起著重要作用。東江水調(diào)自動化系統(tǒng)是包括防汛抗旱、電網(wǎng)發(fā)電調(diào)度在內(nèi)等水庫調(diào)度管理的決策支撐系統(tǒng)，為24 h聯(lián)網(wǎng)在線運行，其運行調(diào)度數(shù)據(jù)實時上傳至湖南省防汛指揮部、國家電網(wǎng)公司調(diào)控中心和湖南省調(diào)控中心。水庫運行的實時雨水情數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性、實時性、完整性至關(guān)重要。東江引水工程正式運行后，東江水調(diào)自動化系統(tǒng)中若無法采集到其實時流量數(shù)據(jù)，則系統(tǒng)中所有相關(guān)的水務(wù)計算出現(xiàn)嚴(yán)重失真，如實時入庫、發(fā)電耗水，進而影響防洪調(diào)度、水庫綜合運用乃至水庫大壩的安全運行等。

4 引水工程正常運營對湖南電網(wǎng)的不利影響

4.1 對東江水電站在電網(wǎng)中作用的不利影響

對東江水電站在電網(wǎng)中作用的不利影響主要體現(xiàn)在月均受阻容量增加、系統(tǒng)保證出力和系統(tǒng)工作容量減少等方面，具體見表3。

表3 引水工程對東江水電站在電網(wǎng)中作用影響

4.2 對湖南電網(wǎng)電力電量平衡的不利影響

《湖南省電力工業(yè) “十二五”發(fā)展規(guī)劃》成果預(yù)測，至東江引水工程設(shè)計校核水平達產(chǎn)年2020年湖南電網(wǎng)全社會用電量2 800億kWh，全社會最大用電負(fù)荷52 000 MW。電源方面以2016年已建水、火電源和核電 (41 960 MW)作為網(wǎng)內(nèi)已定電源。接受區(qū)外電力主要有三峽、四川水電和酒泉直流，送電規(guī)模為11 460 MW。

4.2.1 增加火電煤耗

根據(jù)既有的平衡原則，引水工程實施后，至2020年湖南電網(wǎng)將因此增加火電年發(fā)電量0.82億kWh，提高火電裝機年利用小時數(shù)2.14 h，增加系統(tǒng)火電煤耗2.71萬t。

4.2.2 減少新能源的消納規(guī)模

湘南地區(qū)中僅郴州市就有占全省46%裝機的具有反調(diào)節(jié)性能的風(fēng)電等新能源，其并網(wǎng)加劇了調(diào)峰困難，東江水電站調(diào)峰能力的減少會對新能源的消納規(guī)模減少，對湖南電網(wǎng)的安全運行造成不利。

4.2.3 減少可購低價電量

耒水流域開發(fā)以發(fā)電為主，干流10級電站均已建成，梯級總裝機容量803.4 MW，年平均發(fā)電量為24.25億kWh，東江水電站是梯級龍頭電站。

在東江引水工程40萬t/d、100萬t/d供水規(guī)模下，東江水電站下游梯級多年平均發(fā)電量分別減少0.35億kWh、0.88億kWh。其中，屬省電力公司年自營電量0.06億kWh、0.12億kWh(小東江水電站)；除此之外，還減少省電力公司年度可購低價水電電量0.09億kWh、0.22億kWh。

綜合分析，東江引水工程設(shè)計每年從東江水庫引走水量1.61～4.02億m3，約占東江多年平均年徑流量 (44.8億m3)3.59%～8.97%，一旦投產(chǎn)，將損失東江水電站優(yōu)質(zhì)電能，將使得東江水電站的調(diào)峰容量，在電網(wǎng)中的工作容量，自身及系統(tǒng)保證出力，遭受不同程度的損害，將對東江水電站在電網(wǎng)中的調(diào)峰調(diào)頻和事故備用等作用的發(fā)揮有較大影響。此外，東江引水工程設(shè)計冗余很大，將進一步加劇上述損害。

5 運行期不利影響造成的損失測算

5.1 電量損失及電價測算

5.1.1 電量測算

東江水電站自1992—2015年24年正常運行期發(fā)電量、平均耗水率和平均水頭等綜合情況可以測算損失電量。經(jīng)測算，在東江引水工程日供水40萬和100萬t/d工況下，東江水電站相應(yīng)年損失電量分別為4 700萬kWh和11 900萬kWh。

5.1.2 電量電價測算

1)按分時電價概念。

經(jīng)統(tǒng)計2001—2015年大小東江發(fā)電量的分時數(shù)據(jù)得到兩組分時發(fā)電比例數(shù)據(jù):大東江平均尖高平谷電量比例20%、31%、26%、23%；小東江平均尖高平谷電量比例22%、29%、27%、22%。

電能是一種特殊商品，產(chǎn)供銷幾乎同時完成，且東江水電廠又是湖南電力公司直屬電廠。按湖南省現(xiàn)行銷售基本電價政策，它們對應(yīng)大工業(yè)電價為0.611 2元/kWh、0.635 2元/kWh，同時根據(jù)國家發(fā)展改革委發(fā)改價格 〔2011〕1101號文件尖高谷段對應(yīng)平段電價分別＋0.25、＋0.15、－0.20。再扣除線損測算得到大小東江分時銷售電價的綜合電價分別為 0.659 9 元/kWh、 0.689 4 元/kWh〔3〕。

2)按售電均價概念。

東江水電廠不是獨立核算單位，引水導(dǎo)致其發(fā)電量減少，實際損失的是省電力公司的銷售收入。而引水與否，對應(yīng)的成本差只是每千度電3元的水資源費。按此測算再扣除線損則損失電量的電價為0.660 8元/kWh。

3)按火電電價概念。

東江水電廠少發(fā)電量用火電替代，2016年湖南省火電標(biāo)桿電價為0.447 1元/kWh〔4〕。

5.2 容量損失測算

5.2.1 容量損失描述

東江水電站是湖南電網(wǎng)的主要調(diào)峰調(diào)頻電站，其性能優(yōu)越。與區(qū)內(nèi)抽蓄電站黑麋峰比，不會因為上庫缺水喪失調(diào)頻調(diào)峰與事故備用功能，也不會因為單機容量大、機組啟停負(fù)荷變化劇烈給鄂湘聯(lián)絡(luò)線的調(diào)整與控制造成不利影響。兩者在旋轉(zhuǎn)備用(負(fù)荷備用和事故備用容量)、調(diào)頻、負(fù)荷調(diào)整、爬坡、調(diào)相和增加系統(tǒng)可靠性等方面，東江較黑麋峰更優(yōu)越，也就是說東江水電站電能是湖南電網(wǎng)最優(yōu)質(zhì)的電能。換言之，因引水工程帶來的容量損失，就算用黑麋峰來替代，也只是勉強為之。

5.2.2 容量損失測算依據(jù)

國家發(fā)展改革委2014年發(fā)布 《關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》明確，在形成競爭性電力市場以前，對抽水蓄能電站實行兩部制電價。其中，容量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能機組提供備用、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動等輔助服務(wù)價值，彌補固定成本及準(zhǔn)許收益，并按無風(fēng)險收益率(長期國債利率)加1%～3%的風(fēng)險收益率確定收益，電量電價彌補抽發(fā)電損耗等變動成本；電站容量電價和損耗納入當(dāng)?shù)厥〖夒娋W(wǎng)運行費用。

5.2.3 替換容量電價計算結(jié)果

抽蓄電站的建造成本比較低，黑麋峰為2 601元/kw(2009年物價)。根據(jù)國家發(fā)改委兩部制電價規(guī)定，計算其年容量電費為48 418萬元，容量電價為 403 元/(kW 年)〔5〕。5.2.4 國內(nèi)容量電價比較

上述替換容量黑麋峰容量電價低于廣蓄二期容量價458元/(kW年)，天荒坪容量電價470元/(kW年)。

假若容量損失不單獨計量，即用抽蓄電量、容量替換東江受損電量、容量，那就是一部制電價，可比的有安徽響洪甸抽蓄上網(wǎng)價0.85元/kWh〔6〕。

5.3 運行期年度補償模型

運行期年度補償計算選取筆者提出的同質(zhì)電能替換模型。計算公式如下:

①運行期年電量損失價值計算

運行期年電量損失＝(大東江年損失電量＋小東江年損失電量)×火電標(biāo)桿電價

②運行期年容量損失價值計算容量電站容量×容量電價

③運行期年總損失價值計算

運行期年總損失價值＝運行期年電量損失價值＋運行期年容量損失價值

④補償電價計算

5.4 運行期補償測算

針對湖南的具體情況采用黑麋峰電站作為替換容量電站，應(yīng)用上述補償模型，得到40萬t供水規(guī)模即2020年達產(chǎn)水平年下含大小東江電站電量的綜合補償電價為0.660 9元/kWh，對應(yīng)的補償水價 (原水價格)為0.239 9元/t。

6 結(jié)語

按照現(xiàn)行法律規(guī)定，東江水電廠因東江引水工程而致的電量損失和容量損失都應(yīng)得到相應(yīng)補償。其中電量損失按現(xiàn)行電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和國家政策需新增火電采購替換，容量損失可通過增加購買黑麋峰的調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)來實現(xiàn)。

為避免國有資產(chǎn)流失，同時保障引水工程正常運營和可持續(xù)發(fā)展，建立合理、公平的利益補償機制勢在必行。

〔1〕湖南省建筑設(shè)計院.郴州市東江引水工程初步設(shè)計〔Z〕.2014.

〔2〕謝建軍.綜觀湖南電力市場現(xiàn)狀:售電公司進入湖南市場敲門磚 〔J/OL〕.北極星電力網(wǎng).〔2017-07-04〕.http://shoudian.bjx.com.cn/news/20170704/834977.shtml.

〔3〕湖南省電力公司.2012年湖南電網(wǎng)資料匯編 〔Z〕.2012.

〔4〕邵衛(wèi)云.長距離引水供水工程到戶水價的測算探討——以浙北引水工程為例 〔J〕.水利水電技術(shù)，2009，40(5):71-77.

〔5〕杜景燦，張宗玟，周北文.現(xiàn)行電力體制下抽水蓄能電站投資回收機制研究 〔J〕.水力發(fā)電，2010，36(3):1-5.

〔6〕王若谷，王建學(xué)，張恒，等.水電機組調(diào)峰服務(wù)的成本分析及實用補償方法 〔J〕.電力系統(tǒng)自動化，2011，35(23):41-46.