天荒坪抽水蓄能电站运营特点概要

1、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。上水库有效库容832.08万m 3，正常运行时水位日变幅2

2、8.42m ，无天然径流注入水库，上水库除进/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 3，正常运行时水位日变幅44.80m ，集水面积为24.2KM 2 ，多年平均年径流量2760万m 3。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、

3、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

4、维护管理系统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。 51015202530351998199920002001200220032004年度电量(亿千瓦时）水图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。 18

5、000:002:004:006:008:0010:0012:0014:0016:0018:0020:0022:00时间负荷（M W ）图2 天荒坪机组典型日负荷曲线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。 80859095100199920002001200220032004年度起动成功率%水图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

6、。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。 51015202530199920002001200220032004年度次数图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。 5060708090100199920002001200220032004年度次数图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，占80.52%，核电241.76万千瓦，占3.46%；水电1120.97

7、万千瓦，占16.03%(其中抽水蓄能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

8、满负荷，为保持系统稳定担当了很好的系统备用角色。如2001年2月10日北仑1号联变故障3台600MW 机组跳闸，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。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

9、，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

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