東江引水工程潛在不利因素分析及其補償測算

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，設計流量工況，洞內流速為1.10 m/s。

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

2 東江水電站在電網中實際運行情況

東江水電站所處湖南電網和華中電網存在一個突出問題——電網調峰手段不足，調峰矛盾突出。主要原因是水電比重大，2016年底水電裝機16 880 MW，占省內總裝機40.2%，其中80%不具備調峰能力，調節(jié)性能好的水電站更少，而且水電綜合利用任務較重，調峰能力受限；中小水電比重高，汛期基本無調峰能力，加重電網調峰負擔；送入的區(qū)外來電，汛期基本沒有調峰能力，更加據(jù)電網的汛期調峰矛盾〔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的日平均出力具有較大的不均衡性，月內日平均出力較原設計有較大變化。特別是每年非補償期都有相當一部分時間，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計的最小出力，日平均調峰時間5 h～8 h。

2.2 調峰作用

東江水電站承擔了湖南電網主要調峰任務，2006—2009年湖南電網最大峰谷差分別為3 291 MW，3 540 MW，4 883 MW，4 994 MW，東江水電站當天分別為系統(tǒng)調峰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%。湖南電網最大峰谷差逐年加大，2016年達到12 072 MW，形勢日趨嚴峻。

從月均調峰情況看，東江水電站最大月調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年的年均調峰容量，東江水電站年平均調峰容量占了湖南電網年平均用電峰谷差的14.6%、15.8%。東江水電站年內高峰發(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 調頻作用

近年華中電網對各省市實施區(qū)域聯(lián)絡線控制，以保證電網頻率質量，湖南電網相應加強了對各發(fā)電企業(yè)機組調節(jié)性能的考核，同時加強管理，采取錯峰限電措施，頻率、CPS1、CPS2等指標合格率保持較好水平。

根據(jù)電力系統(tǒng)運行調度需要，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整，以維護系統(tǒng)頻率穩(wěn)定。

2.4 事故備用

水電機組的調峰爬坡能力遠優(yōu)于火電機組和燃氣輪機，適合作為電網的事故備用。湖南電網內雖然水電裝機比重較大，但大部分水電站為季、周、日調節(jié)或徑流電站，調節(jié)性能差。東江水電站可以充分利用其難得的多年調節(jié)水庫優(yōu)勢，及時有效地滿足系統(tǒng)的不可預見和應急要求。

東江水電站所屬的湘南地區(qū)是湖南省第二負荷中心，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 對能量指標的不利影響

對能量指標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、工農業(yè)用水的綜合性大型水庫。其調度管理在防洪抗旱、湘江補水、流域水資源開發(fā)方面起著重要作用。東江水調自動化系統(tǒng)是包括防汛抗旱、電網發(fā)電調度在內等水庫調度管理的決策支撐系統(tǒng)，為24 h聯(lián)網在線運行，其運行調度數(shù)據(jù)實時上傳至湖南省防汛指揮部、國家電網公司調控中心和湖南省調控中心。水庫運行的實時雨水情數(shù)據(jù)的準確性、實時性、完整性至關重要。東江引水工程正式運行后，東江水調自動化系統(tǒng)中若無法采集到其實時流量數(shù)據(jù)，則系統(tǒng)中所有相關的水務計算出現(xiàn)嚴重失真，如實時入庫、發(fā)電耗水，進而影響防洪調度、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的不利影響

4.1 對東江水電站在電網中作用的不利影響

對東江水電站在電網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中作用影響

4.2 對湖南電網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》成果預測，至東江引水工程設計校核水平達產年2020年湖南電網全社會用電量2 800億kWh，全社會最大用電負荷52 000 MW。電源方面以2016年已建水、火電源和核電 (41 960 MW)作為網內已定電源。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%裝機的具有反調節(jié)性能的風電等新能源，其并網加劇了調峰困難，東江水電站調峰能力的減少會對新能源的消納規(guī)模減少，對湖南電網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，將損失東江水電站優(yōu)質電能，將使得東江水電站的調峰容量，在電網中的工作容量，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中的調峰調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的主要調峰調頻電站，其性能優(yōu)越。與區(qū)內抽蓄電站黑麋峰比，不會因為上庫缺水喪失調頻調峰與事故備用功能，也不會因為單機容量大、機組啟停負荷變化劇烈給鄂湘聯(lián)絡線的調整與控制造成不利影響。兩者在旋轉備用(負荷備用和事故備用容量)、調頻、負荷調整、爬坡、調相和增加系統(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最優(yōu)質的電能。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 《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》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、調頻、調相和黑啟動等輔助服務價值，彌補固定成本及準許收益，并按無風險收益率(長期國債利率)加1%～3%的風險收益率確定收益，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?shù)厥〖夒娋W運行費用。

5.2.3 替換容量電價計算結果

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，應用上述補償模型，得到40萬t供水規(guī)模即2020年達產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，對應的補償水價 (原水價格)為0.239 9元/t。

6 結語

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得到相應補償。其中電量損失按現(xiàn)行電網結構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峰調頻服務來實現(xiàn)。

為避免國有資產流失，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〕湖南省建筑設計院.郴州市東江引水工程初步設計〔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.〔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，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，張恒，等.水電機組調峰服務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.