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天荒坪抽水蓄能电站运营特点


天荒坪抽水蓄能电站运营特点
华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司 冯伊平

天荒坪抽水蓄能电站自 2000 年全部建成投产以来,采用新型管理模式,电站各项经济 技术指标逐年提高,针对电站在运行过程中出现的各种问题,采取了一系列有效的措施,并 取得了较好的效果。 电站在华东电网担任调峰填谷和事故备用的任务中发挥了重要作用; 同 时增加了中央和地方的税收收入, 促进了地方经济的发展; 也为在华东地区建设和运行管理 大型抽水蓄能电站积累了丰富的经验。 1. 概述 天荒坪抽水蓄能电站位于浙江省安吉县境内,直线距离至杭州 57 km,至上海 175 km, 至南京 180 km 。以两回 500 kV 出线 34 km 输电线路接入华东电网 500 kV 瓶窑变电所, 输电线路短、且接近华东电网的负荷中心,地理位臵十分优越。电站安装 6 台 300 MW 可逆 式抽水发电机组,总装机容量 1800 MW,年发电量 30.14 亿 kw〃h,抽水电量(填谷电量) 41.04 亿 kw〃h,为日调节纯抽水蓄能电站,设计综合效率为 0.74。 电站枢纽包括上水库、下水库、输水系统、开关站、地下厂房洞室群等部分。上水库有 3 效库容 832.08 万 m ,正常运行时水位日变幅 28.42m,无天然径流注入水库,上水库除进/ 3 出水口外全库盆采用沥青砼衬砌。下水库有效库容 802.08 万 m ,正常运行时水位日变幅 2 3 44.80m,集水面积为 24.2KM ,多年平均年径流量 2760 万 m 。上、下水库库底天然高差约 590m,筑坝后形成的平均水头约 570m,最大发电毛水头 610m,上、下库的水平距离仅 1KM 左右。输水系统和厂房均设在地下,输水系统采用一管三机布臵方式,高压管道采用内径 。 7m 筋砼衬砌的 58 的斜井式,无调压井,输水道平均长度 1428m,输水道长度与平均发电水 头之比(距高比)L/H=2.5。地下主副厂房洞长 198.7m,宽 22.4m,高 47.73m,中间部分为机 组段,南端为副厂房,北端为安装场和副厂房。地面建筑物布臵,因地形狭窄,山体浅层卸 荷裂隙发育, 存在顺坡节理, 使得开挖形成的高边坡需采用合理的工程措施进行支护处理等。 电站枢纽设计的主要特点是:水头高、变幅大、距高比小,全库盆沥青砼衬砌,地下工程规 模大,地面建筑物布臵难等。 电站工程于 1994 年 3 月主体工程正式施工, 1998 年 9 月 1#机组投入试生产。其它 5 台机组分别于 1998 年 12 月、 1999 年 9 月、1999 年 12 月、 2000 年 3 月和 2000 年 12 月 相继投产。电站由华东电网公司、上海申能、江苏国信、浙江能源、安徽皖能分别按 5/12、 1/4、1/6、1/9、1/18 的比例投资兴建,国家批准的概算总投资 73.77 亿元,实际完成投 资 62.18 亿元,单位千瓦造价为 3454 元。电站利用世行贷款 3 亿美元,主要用于引进蓄能 机组及其主要附属设备。 电站委托华东电网公司对电站安全生产、电价方案制定、电能购销、设备检修、备品备 件采购和索赔以及生产经营、 机构定员设臵等方面进行管理。 电站容量和所发电量由华东公 司统一调度,根据“谁投资,谁用电”的原则,综合平衡后分配给华东三省一市电力公司。 其中上海 600 MW、江苏 500 MW、浙江 500 MW 和安徽 200 MW。 电站建立了以设备管理为核心的生产管理模式。 运行管理实现了 “无人值班, 少人值守” ; 设备大小修、水工建筑物缺陷处理、变形观测等工作采取外委或招标外包办法,由专业的检 修公司来承担,公司通过合同的执行来控制设备的检修质量、工期及费用,最大程度地降低 生产成本,提高设备的可用率。公司引进了美国 MRO Software 公司出品的企业资产维护管
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理系统 MAXIMO 软件,建立了以资产管理为核心,由企业管理信息系统、实时信息系统、计 算机监控系统、 大坝安全自动监测系统等组成全方位的综合自动化系统, 为不断提高设备管 理水平,增加企业经济效益打下扎实基础。 2. 电站运行情况 电站自 1998 年至 2004 年已累计发电量 122.82 亿千瓦时, 抽水电量 152.75 亿千瓦时。 近三年平均年发电量为 25.8 亿千瓦时, 抽水电量为 32.2 亿千瓦时, 平均发电利用小时数为 1433 小时,综合效率为 80%。历年发电抽水电量如图 1 所示。
电量(亿千瓦时)
35 30 25 20 15 10 5 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

发 电 抽 水 年度

图 1 天荒坪电站历年发电抽水电量 2.1. 电站运行方式

天荒坪抽水蓄能电站由华东调度通信中心负责调度。电站自 1998 年投产以来,典型的 运行方式是“一抽二发” ,即每天早、晚二次发电顶峰,夜间抽水填谷,夏季有时采用“二 抽三发” ,即根据情况下午适时安排少量机组发电一次,傍晚抽水一次。根据系统负荷调节 的需要,也为避免抽水对系统造成过大的冲击,无论是抽水或发电,正常情况下,6 台机组 均为隔 15 分钟启动 1 台。典型日负荷曲线如图 2 所示。

1800

负荷(MW)

0

-1800

10:00

12:00

14:00

16:00

18:00

20:00

时间

图 2 天荒坪机组典型日负荷曲线

2/5

22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

鉴于上述电站的运行方式,天荒坪电站机组启停十分频繁,机组运行时间长。近三年 单机年平均发电启动次数为 582 次,运行小时为 1541 小时,平均每次 2.65 小时;单机年平 均抽水启动次数为 269 次,抽水小时为 1708 小时,平均每次 6.35 小时;机组平均每天运行 次数为 2.33 次,平均每天运行小时为 8.9 小时。 2.1. 机组起动成功率

电站运行初期,由于自动化元件、SFC 装臵、主轴密封等工作不良以及机组低水头并 网困难等原因,起动成功率较低。经过不断的改进,机组起动成功率均有明显提高,特别是 抽水工况大有改善。近三年起动成功率每年仍略有提高,但基本趋于稳定,2004 年发电和 抽水开机成功率均超过了 99%,达到了国家一流指标。
起动成功率%
100 95 90 85 80 1999 2000 2001 2002 2003 2004

发 电 抽 水 年度

图 3 天荒坪机组历年机组起动成功率 2.2. 机组事故跳闸情况

从历年机组事故跳闸情况分析,主要原因是自动化元件质量不良和回路设计不合理所 致。通过对自动化元件的换型和回路的优化,如将温度传感器由普通型换成铠装型,液位开 关由浮子式换成电容式或电导式, 行程开关由机械式换成电磁式, 跳闸回路增加闭锁逻辑等, 取得了良好的运行效果。
次数
30 25 20 15 10 5 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004

抽水 发电

年度

图 4 天荒坪机组历年机组跳机次数 2.3. 机组等效可用系数

近三年来天荒坪机组一般每年安排一台机组 B 级检修(40-50 天) ,其他机组各安排 C 级(15-20 天)和 D 级(7-10 天)检修各一次,等效可用系数一般在 90%左右。由于上水库
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沉降原因,前三年每年对上水库进行放空检修,2000 年对 1-4 号机进行了投产后一年的整 改性大修,等效可用系数较低。
等效可用系数

次数
100 90 80 70 60 50 1999 2000

2001

2002

2003

2004

年度

图 5 天荒坪机组等效可用系数 3. 电站的作用和效益 3.1. 电站对华东电网的作用 3.1.1. 增强华东电网调峰能力,改善火电机组运行条件 华东电网目前统调装机容量(截止 2003 年底)为 6995 万千瓦。其中火电装机容量为 5632.07 万千瓦, 80.52%, 占 核电 241.76 万千瓦, 3.46%; 占 水电 1120.97 万千瓦, 16.03%(其 占 中抽水蓄能 198 万千瓦占 2.83%),最大峰谷差 2208.5 万千瓦,年均峰谷差 1520 万千瓦。水 电主要集中在福建,远离华东负荷中心,受季节影响极大,调峰作用有限。而天荒坪电站地 处长三角中心部位,靠近负荷中心,调峰能力极强。电站高峰发电能力为 180 万千瓦,低谷 填谷能力为 189 万千瓦,峰谷最大调峰能力可达 369 万千瓦,占 2003 年华东电网最大峰谷 差的 16.71%,占年均峰谷差的 24.28%,对华东电网调峰能力的影响举足轻重。同时也改善 了电网火电机组运行的条件,减少火电机组调停次数,按天荒坪电站的调峰能力,相当减少 日 20 万千瓦 18 台机组的同时调停。 3.1.2. 担当系统事故备用和黑启动功能 华东电网大容量机组较多, 外来大容量输电线路多, 大机组跳闸或外来大容量输电线路 跳闸的风险较大。而天荒坪电站机组具有快速响应能力,由静态到并网仅需 2 分钟,负荷增 减速度每分钟可达 100%额定出力,大大优越于燃煤机组热态负荷增减每分钟仅 1-1.5%额定 出力的速度,因此,为电网频率调节安全稳定运行带来了十分有利的条件和手段。当在系统 发生事故时,天荒坪电站可在 2-3 分钟内紧急开启机组,并带至满负荷,为保持系统稳定担 当了很好的系统备用角色。 2001 年 2 月 10 日北仑 1 号联变故障 3 台 600MW 机组跳闸, 如 天 荒坪电站在 3 分钟内紧急开机 2 台;2002 年 2 月 19 日上海南桥变、扬高变故障,系统频率 升至 50.32HZ,天荒坪 1#机紧急抽水,频率降至 50.01HZ;2003 年 5 月 3 日龙政直流跳闸, 天荒坪 1#、3#机出力由 200MW 加至 300MW,6 号机紧急开机带出力 300MW。由于天荒坪机组 的快速启动,使电网频率在短时间内迅速恢复到正常范围内。至 2003 年底,电站共为系统 紧急顶事故 36 次,充分发挥了抽水蓄能机组事故备用的重要作用。天荒坪电站上库设计有 事故备用库容可顶替 60 万千瓦事故容量 3 小时或 30 万千瓦事故容量 6 小时。 此外,机组还具备黑启动的功能,当 500KV 电网瓦解情况下,可帮助系统迅速恢复电力 供应。即电站厂用电负荷由厂内备用柴油机或地区 35Kv 系统提供,允许 1#机或 4 号机带瓶 窑变电站零起升压,逐步恢复系统供电,提高了系统处理事故的能力。
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3.1.3. 具有对系统调频和调相的作用 根据华东电网的要求, 天荒坪电站可参与系统调频运行, 电站每隔 4-20 秒接受系统 AGC 的负荷指令,电站通过监控系统将负荷指令,按设定的优化控制原则分配到机组,调整电站 的总出力,维持系统的频率范围。天荒坪电站作为系统电压的控制点,参与系统电压调节。 抽水蓄能电站有发电调相和抽水调相两种调相方式,每种调相方式可以发有功, 也可以发无 功。电站监控系统按照电压设定曲线,计算出各台机组应发出或吸收的无功,调节天荒坪 500kV 母线电压。 3.2. 电站对当地经济发展的贡献

天荒坪电站项目的兴建,社会效益显著。大幅度增加了地方财政税收,改善了地方的交 通、通讯等基础设施,促进了地方经济包括旅游事业的发展。 建设期间,税收总支出约 9000 万元;对外公路和电站下游浒溪河治理等等地方收益的 交通及水利项目共支出 5067 万元;移交给地方的 110kV 供电线路及变电站设备 1635 万元。 项目完成后,每年上缴各项税、费总和约为 22000 万元。这不仅有力地推动了地方经济的发 展,还扩大了当地安吉县对外开放的程度,提高了其在社会上的知名度。 3.3. 企业的经济效益

根据世行后评估的工作需要,委托国电动力经济研究中心,采用燃气轮机电站作为天 荒坪电站替代方案,对投产后的天荒坪电站经济情况进行了分析和评估。分析结果表明,天 荒坪电站等值贴现率经测算为 26%,经济内部收益率为 20.8%,两者均高于 12%的社会贴现 率。经过敏感性分析,本项目具有较高的抗风险能力。按 2000 年的价格水平测算,财务内 部收益率为 8.58%。 天荒坪电站投产初期,由于水电工程建设的特殊性,固定资产投入量与初期生产能力 不匹配,加上电价未到位,一度存在亏损现象。2000 年国家计委批准的两部制电价(不含 税)正式出台,其中容量电价 470 元/(千瓦〃年) ,电量电价 0.264 元/千瓦时,抽水电价 0.189 元/千瓦时。近三年来,电站电力产品年销售收入在 15 亿元左右,扣除购电费、折旧 费、财务费用和所得税等,净利润在 1.5 亿左右。 根据以上分析,天荒坪抽水蓄能电站运营期间,有显著的经济效益。 4. 结语 从近几年的电站运行情况来看,随着生产管理的不断加强,消缺力度和整改力度的加 大,水工建筑物和机组已逐步实现安全稳定运行,机组的开机成功率和发电量年年攀升,综 合效率达到 80%,各台机组运行情况和性能情况良好,充分发挥了抽水蓄能机组调峰、调频 和事故备用等功能, 为华东电网的安全稳定运行起了关键的作用, 并取得了良好的经济效益 和社会效益,为股东带来了回报,为社会作出了贡献。

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