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丹江口水电厂大坝加高后运行方式探讨及经济效益分析
作者:孙富根    文章来源:本站原创    点击数:3487    更新时间:2008-6-12

 

丹江口水电厂大坝加高后

 

运行方式探讨及经济效益分析

 

孙富根

 

湖北丹江口水力发电厂  442700

 

 

摘 要   本文对丹江口水电厂现阶段运行方式存在的问题进行了分析,在南水北调中线水源工程大坝加高完工后面临的新形势及在华中电网的作用变化作了简要阐述,提出了电厂运行方式向为电网提供调峰及多种形式的辅助服务为核心的经济运行方式转变的必要性和实现的条件,并对其可行性及经济性进行了探讨。

关键词   丹江口水电厂 大坝加高   运行方式变化 辅助服务补偿  经济效益分析

 

 

丹江口水利枢纽工程是我国五十年代开工建设、规模巨大的水利枢纽工程,位于湖北省丹江口市汉江干流上,具有防洪、供水、发电、航运等综合利用效益,是开发治理汉江的关键工程,同时也是南水北调中线的水源工程。南水北调中线水源工程丹江口大坝加高是在丹江口水利枢纽初期工程的基础上进行加高续建,即由现在的162m加高至176.6m高程,2010年工程完工。

丹江口水电厂是丹江口水利枢纽重要组成部分,总装机容量900MW, 作为南水北调补偿项目的机组改造工程完工后,电厂12345号机出力可达175MW,6号机出力达到165MW,全厂总出力可达1035MW。大坝完建后,电厂将面临发电用水量减少,运行水头提高等诸多变化,为使电厂在大坝加高后更好的发挥自身优势,扬长避短,在服从防洪和调水的同时为汉江集团公司创造更大的经济效益,我们有必要对电厂未来的运行方式作深入的探讨,为领导的决策提供可靠的依据。

 

1  电厂现阶段运行方式及存在的问题

 

丹江口水电厂是华中电网公司的直调电厂,承担着华中电网调频、调峰和事故备用任务。电厂早期是鄂西北的发供电枢纽,也是鄂豫两省电网的联络点。除电厂外,还拥有110kV220kV开关站各一座,其中110kV系统现有出线7条,由于历史的原因,现主要由丹江电厂直供。 220kV系统出线6条,其中两条与河南电网连接,四条与湖北电网连接。110kV系统与220kV系统之间通过两台容量为40kVA的自藕变压器联络。强大的输配电系统同时也赋予了丹江电厂更多的职能,既对华中电网的调频、调峰和事故备用职能,对110kV系统供电职能。

1.1  华中电网的调频、调峰和事故备用职能

丹江水库是亚洲最大的人工湖之一,初期工程对应库容为174.5亿m3具有年调节作用,因此,丹江电厂作为华中电网的直调水电厂,具有良好的调频、调峰和事故备用能力。但电力体制改革相关政策的不完善,对于能为电网提供调频、调峰和事故备用辅助服务功能的电厂没有相应的经济补偿措施,导致电厂主动为电网提供辅助服务的积极性不高。

1.2  110千伏系统供电职能

丹江电厂110kV系统直供区主要因国家对水库淹没区经济补偿而来,现供电对象主要是河南淅川县、湖北郧县、丹江口市。由于早期供电网络的形成,直供区已对电厂形成很强的依赖。随着地方经济的发展现供电负荷逐年增加, 2005年直供区最高用电负荷已达到580MW。根据华中电网系统稳定规定,电厂直供区110kV系统已经达到的受电极限。对直供区的供电也因此受到限制。下表是2005年供电高峰时段直供区各线路的用电情况:

 

1 2005年供电高峰时段直供区各线路的用电情况

直供区
线路

汉 江 集 团 公 司(丹江口市)

   

南阳

丹徐线
29

丹徐Ⅱ线
20

丹丁Ⅰ线
28

丹香线
22

丹周线
24

丹厚线
21

最大负荷
2005

170MW

190MW

45MW

68MW

70MW

35MW

 

1.3  现运行方式存在的问题

随着直供区用电量不断增长,近年来为保障直供区用电,水库调度逐渐转变为以满足直供区用电为目标的负荷需求调度。在蓄水期不能将水位畜至目标位,供水期水位下降过快,至使水库长期处于较低水位运行,电厂机组发电耗水率大幅上升,可调容量大幅降低,水库调度经济性几近丧失。电厂的运行方式也由用电需求而定,基本失去了调频、调峰功能。极大的制约了电厂为华中电网提供辅助服务的能力。

 

2  大坝加高完工后电厂运行方式转变面临的机遇

 

大坝加高完工后,初期调水量为95亿m3,占坝址以上年均径流量388亿m3的近四分之一。发电可用水量的减少将直接导致年发电量的的减少。但随着大坝由162 m加高至176.6m水利枢纽的特性发生了明显变化(详见表表2)。电厂的发电容量和效率将显著提高,为华中电网提供调频、调峰和事故备用能力也大大增强。这为电厂优化运行方式提供了契机。

 

2 丹江口水利枢纽工程加高前后的特性对照

 

 

坝顶高程

m

162

176.6

正常蓄水位

m

157

170

正常蓄水位库容

亿m3

174.5

290.5

设计洪水位

m

160

172.2

死水位

m

140

150

防洪库容

亿m3

5678

111.1140.9

夏~秋季防洪限制水位

m

149152.5

160163.5

调节特性

 

年调节

多年调节

装机容量

MW

900

900

年发电量

亿kWh

38.3

33.78(31.09)

 

大坝加高完工后水利枢纽的特性发生了明显变化,水库调节性能由年调节变为多年调节,相应弃水将大幅减少,发电用水保证率将大幅提高。水库正常蓄水位和夏~秋季防洪限制水位都有了大幅提高,可使电厂机组长期处于高水头下运行。根据3号机效率试验数据,水位在156或水头为66,导叶开度91%时,单机出力即可达175MW。若水库水位能长期控制在157m170m之间运行的情况下,全厂出力持续可达1035MW5*175MW+1*165MW。电厂在大坝加高完工后拥有超大容量的水库,使调节性能更优异,可调容量更大,简直就是一座天然的巨大畜能电站。

随着国民经济的发展,工业产品结构的调整以及城乡人民生活水平的提高,电力用户对电力系统电量和容量的需求发生了很大的变化,呈现出最大负荷的增长高于用电量的增长,电力峰谷差的增长高于最大负荷的增长,电力平均峰谷差的增长高于最大峰谷差的增长。为了缓解电网峰谷差的矛盾,华中电网所属的河南电网、湖北电网相继兴建抽水畜能电站。丹江电厂处于鄂豫两省交界处,输电网络发达,向两网提供调频、调峰电量的位置优越,六条220千伏出线可同时向湖北、河南电网提供600MW300MW的调峰调频电力,这几乎相当于新建两坐同等容量的抽水畜能电站。若这种优势能得以发挥,将大大提高电网运行经济性。同时随着电力体制改革的不断深入,电厂必将从这种服务中获得补偿而获得更好的效益。

 

3  电厂运行方式转变需要解决的问题

 

电厂运行方式要实现从满足直供区用电,确保发供电平衡到根据电网需要专注调峰调频的变化,需要很多工作要做。

第一、企业领导者的思想和经营理念要发生转变,把“从内部挖潜”转向“向外部要效益”入手,对内除满足基本补偿用电以外,其余多出的用电部分应按照下网电价进行结算。对外多研究国家电网管理政策,使电厂能为电网提供有偿的辅助服务,同时争取电厂下网电价实行峰、平、谷电价。让电厂在专注为电网提供辅助服务中获取更高的度电利润,反过来再对内部用电单位进行补偿。这样不仅有利于电厂创造更大的价值,也有利于内部用电企业进行成本控制,促进整个集团公司经济向高效节能型转变。

第二、目前困扰电厂发挥调峰能力的关键因素就是电价,丹江电厂担负着直供区的供电任务,对电网来说既是电源端又是受电端。与湖北电网电量结算以220kV四回线关口上、下网电量进行结算,采用当月互抵方式,多出的电量进行结算,上网电价只及下网的的电价的三分之一。在目前电网对用户(特指电厂下网电量)未实行峰平谷电价之前,又不能给提供辅助服务的电量进行补偿的情况下,电厂调峰能力的发挥将大打折扣。

同时,由于电厂的上网电价太低,使资源优化配置的功能无法发挥。河南电网由于火电比重大,调峰困难,为此修建了抽水畜能电站。丹江电厂为完成向河南及直供区提供廉价电的任务,很多时候夜间仍然大发,抽水畜能电站等同于将丹江本应该储存起来的水所发的电用来抽水,以供白天调峰之用,按抽水畜能电站电量转换效率为75%算(即四度电抽的水发出三度电),能源的浪费比例为25%。如果丹江电厂上网电价只及抽水畜能电站夜间抽水电价的话,这种局面将难以改变。

所以,电网和电厂管理部门应站在国家节能减排历史责任的高度去研究上下网电价问题,使电厂能充分发挥调峰能力和其他辅助服务能力,为提高全网经济运行水平,促进电网节能降耗发挥更大的作用。

第三、困扰电厂发挥调峰能力的另一个因素是电厂直供区对电厂无功容量的依赖。直供区管理部门应按国家电网对用户供电的要求,使用户用电功率因数达到0.92以上,否则不予供电或进行经济处罚,直至达到要求为止。这样,电厂就可以摆脱发电机成为用户调相机的不正常运行状态,把节省的水充分用来为电网调峰服务。

 

4  电厂运行方式转变的可行性及经济效益分析

 

电厂运行方式转变的方向是:高峰时段为系统提供最大的调峰电力,低谷时段除保证下游基本用水下泻流量和系统电压的情况下开最少的机组运行。目标为低谷时段只开一台机(1*175MW0110kV系统运行,其他机组全停。高峰时段可向电网提供5台机,最大865MW4*175MW+1*165MW)的调峰电力。

根据目前大方式下直供区的负荷状况,夜间有功在400MW500MW之间,无功需求在300Mvar左右,如果用电功率因数达到0.92以上,无功需求可降至200Mvar左右,电厂一台机可带无功100Mvar,加上系统可送入100Mvar。夜间一台机基本可安全稳定运行。如果这种运行方式能得以实现,将会缓解华中电网日益增大的峰谷差,为提高全网的运行效率,减少火电调峰填谷的压力起到不可忽视的作用。

从经济上讲,电厂若能实现这种运行方式,发电耗水率将大幅降低。根据改造后3号机效率试验数据可知,当库水位超过156m时,发电耗水率只有6.1m3/kWh,照此换算,库水位在165m发电耗水率可降至5.3m3/kWh 170m发电耗水率更是只有5.0m3/kWh库水位在 157m170m之间运行时平均耗水率为5.5m3/kWh左右。机组在低于30MW出力的抵效率区运行时,发电耗水率升至9.5m3/kWh。我们对过去十年的发电耗水率统计得出平均发电耗水率为8.46m3/kWh。由此可见,若能将发电耗水率由8.46m3/kWh降至5.5m3/kWh,以平水年份来水量388亿m3算,耗水率为8.46m3/kWh时可发电45.86亿kWh耗水率为5.5m3/kWh时可发电70.54亿kWh,调出95亿m3水后发电量为53.27亿kWh,仍然超过原发电量。可见通过优化运行方式来提高经济效益潜能非常之大。

 

5  结束语

 

  推进运行方式的转变对丹江口水电厂来说,具有非常现实的意义,即可提高直供区的电力承载能力,又能获得较好的经济效益。在电价问题上,若能实现调峰上网电价高于下网平均电价,电厂运行方式的转变将会取得真正的突破。

 

  参考文献

 

  1.华中电力市场建设方案(征求意见),2006年11月

  2.丹江口水电厂3号水轮机组效率及出力验收试验报告,福建省电力试验研究院,2004年2月18日

  3.水电发展面临的问题与趋势 ,中国能源网,1999年10月30日

 

  作者简介:孙富根(1974—),男,工程师,从事水电厂运行技术管理工作。

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