陈 桂 亚,陈 潇,蔡 淑 兵,洪 兴 骏2,,张 利 升

(1.水利部长江水利委员会,湖北 武汉 430010; 2.长江水利委员会水旱灾害防御创新团队,湖北 武汉 430010; 3.长江勘测规划设计研究有限责任公司,湖北 武汉 430010)

0 引 言

近年来,随着全球经济社会不断发展,温室气体排放加剧,在自然变化叠加人类活动影响的背景下,干旱、高温、洪水等极端天气事件时有发生且影响大[1],引起了世界各国的高度重视和广泛关注[2-4];大力开发清洁可再生能源、加快推进能源结构转型成为各国共识。2020年9月22日,习近平总书记在第七十五届联合国大会上作出“双碳”承诺[5]。同一时期,国家有关部委立足于中国经济社会发展现状,审时度势,密集出台了《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》《“十四五”现代能源体系规划》等系列重大方针政策,成为中国加快构建现代能源体系、推动能源高质量发展的总体蓝图和行动纲领。

就能源供给侧而言,能源结构转型即逐步减少以往黑色、高碳的能源供给模式,转向以风电、光伏、水电等清洁可再生能源为主导的多元能源体系[6]。其中,风电、光伏等可再生能源的波动性、随机性和间歇性显著,其出力过程往往与电网供电需求不相适应,风光大规模并网运行势必给电网运行安全带来较大冲击[7-8],需充分挖掘常规水电的调峰潜力、新建抽水蓄能电站(含混合式抽水蓄能电站)等储能项目以平抑风光出力波动、保障电力系统安全稳定运行[9]。

中国水电建设可追溯到新中国成立前后[10],随着改革开放、水电建设体制改革的不断推进,水电建设以适应经济社会发展水平、吸纳机组制造技术进步为原则,于20世纪90年代至21世纪前10 a进入开发黄金期。经历70余年的持续发展,各大流域内重点水能资源基本开发完成[11-12]。根据国家能源局统计数据显示,截至2021年底,全国范围内常规水电装机3.55亿kW,占总发电装机容量的15.0%,占技术可开发装机容量的53.7%[10]。目前,一部分已建水电机组使用寿命已基本达到设计年限,当前及未来存在着大量的机组需进行更新改造。

作为重要的清洁能源开发利用方式之一,常规水电可利用其调节性能有效缓解风、光等新能源并网给电网带来的电力消纳压力,改善电网电能质量,保障电力系统的安全稳定运行[13]。考虑到已建大中型水利水电工程,尤其是处于中国西南地区的工程,多以稳定供应电量为目标进行设计,且往往承担着防洪、供水、灌溉、航运等多项综合利用任务[1-2],在一定程度上制约了常规水电调峰性能的发挥[14-15]。在水能资源开发余量不足、风光新能源大幅并网运行的新形势下[16-17],水能资源开发与利用将面临机遇与挑战并存的局面,如何探索水能资源开发及利用的合理路径是进一步提升水能资源效能的关键问题。

为此,本文以长江流域为研究对象,立足于流域内水能资源开发现状,按照新时代水能资源开发、新能源建设的有关要求,初步探讨水能资源开发的可行路径,分析其综合利用能效,为新时代长江流域乃至全国水能资源开发事业提供一定的参考与借鉴。

1 长江流域水能资源开发现状及新时代要求

长江流域横跨中国东部、中部和西部三大经济区,流域面积180万km2,占国土面积的18.8%,长江干支流流经省市达19个,流域内更是分布有长三角、长江中游以及成渝三大城市群,长江流域的水能资源高效合理利用可有效助力实施长江经济带和“一带一路”等国家战略[2,18],笃行大国担当与“双碳”承诺。

从资源禀赋上看,长江流域水能资源丰富优质,是中国水能资源最为富集的地区,水力资源理论蕴藏量达30.05万MW,年电量2.67万亿kW·h,约占全国的40%。1950年2月,水利部派出流域管理机构长江水利委员会成立,在流域内行使水行政管理职责,长江流域水能资源开发与利用由此进入实质性推进阶段。2022年白鹤滩水电站投运后,长江流域水电总装机为23.36万MW,已达水力资源理论蕴藏量的77.7%,设计年发电量达9 251亿kW·h。

长江流域内风能、太阳能、生物能、地热能等十分丰富,是中国新能源发展的重点区域之一。新能源的大幅并网将进一步扩大电网峰谷差,迫切需要在保证在运水利水电工程综合效益有效发挥的基础上,继续开发常规水电、抽水蓄能等优质调节电源以解决风光新能源高比例消纳、大幅弃电等难题。为此,新时代长江流域水能资源开发路径可基本囊括为机组增容改造、电站扩机、水库群优化调度等[10-19]。

2 新时代提升长江流域水能资源开发与利用效能路径初探

当前,长江流域内大中型水利水电工程已基本开发完成,新建常规水电的发展空间有限。

机组增容改造[19]即通过吸纳新技术、新材料和新工艺,对到达设计运行年限的水电机组进行更新改造,可在维持机组尺寸不变、不新增环境破坏和移民搬迁等情况下,单纯依靠机组制造技术进一步提高机组的额定容量,以提高水能资源的开发利用效率。机组增容改造可增加电站发电量,为电网增添调峰容量,助力电网高比例吸纳新能源,进一步提升电力系统的安全稳定性。

水电站扩机[20]即针对已建水利水电工程新增机组台数,需因地制宜、综合考虑水能资源利用状况、工程建设条件、生态环境制约等因素,合理确定扩机规模。与机组增容改造相比,进行电站扩机时可能存在更多制约因素,但水电站扩机亦可提高水能资源的开发利用效率,增加水电站的电量、调峰容量、平衡新能源等效益。

水库群优化调度即充分利用水库群水力、电力联系和库容、出力补偿作用,通过优化水库群的库容使用次序和分配方式,实现水库群调节库容协同运用和防洪库容占用风险对冲[18,21],是提升流域水资源利用效能的必由之路。进一步,可根据年内不同时段来水量级与规律,将水库群优化调度划分为汛期优化调度、汛末期优化调度、消落期优化调度,以充分利用水量,增发季节性电能。

2.1 路径一:改造增容

一般而言,常规水电机组的设计运行年限为25～30 a。在长期运行中,因叶片空化、转轮高频振动等问题,电站机组的运行安全稳定性、水电能转换效率都将下降,机组附属设备以及电气设备的配套水平也有待提高[19]。如前所述,目前及未来一段时期内,长江流域内一批大中型水利水电工程机组投运年限已接近设计年限,因此,吸纳国内外先进的机组制造技术、完成水电站机组的改造增容是当前乃至今后十余年间长江流域水能资源开发与利用的重要路径之一[10]。本节以丹江口水利枢纽为例阐述水电站机组改造增容的综合效益。

丹江口水利枢纽[15]位于湖北省十堰丹江口市汉江干流,具有防洪、供水、灌溉、发电、航运等综合利用效益,是汉江综合利用开发治理的关键性水利工程,也是南水北调中线的供水水源工程。工程于1958年9月动工修建,1974年丹江口枢纽初期工程建成。丹江口水电站机组改造增容工作主要包括对水轮机转轮、上下固定止漏环等设备以及调速系统的更新,以及对发电机定子线棒、汇流母线等的更新,使机组的过流能力和水电能转化效率得以提升。目前,丹江口水电站机组改造增容已全部完成,装机容量达到1 021 MW,较设计装机规模900 MW,新增121 MW,多年平均发电量33.44亿kW·h,较设计发电量增加1.03亿kW·h,减排二氧化碳约9万t/a。

丹江口水电站机组改造增容的效益不仅仅局限于增发电量和减排二氧化碳。从参与电网调峰、平衡新能源方面分析,丹江口水电厂机组改造增容新增121 MW的容量可全部用于电网调峰,提高了丹江口水电厂作为湖北统调电站的调频、调峰和事故备用的能力;若将新增容量结合风光新能源进行一体化开发,考虑丹江口优异的调节性能,可初步按照1∶1.5的比例配置近180 MW的风光资源,促进鄂西北新能源的高比例消纳[20]。从对生态环境施加的影响以及移民征地方面分析,机组改造增容所涉及的工程建设范围基本在工程已有的征地范围内,无新增社会环境影响。

如前所述,长江流域已建水利水电工程机组使用寿命已经或即将基本达到设计年限,随着中国水电机组制造技术的进步,未来仅通过机组改造增容,纳入2022年长江流域水工程联合调度的51座控制性水库便可在原设计装机容量127 494.5 MW的基础上新增装机约16 600 MW,增发电量约17亿kW·h,减排二氧化碳约1 270万t/a,由此可配置约24 900 MW的风光资源,可极大支撑世界上最大清洁能源走廊的持续建设。

由于丹江口水电站机组改造是南水北调中线一期工程水源工程建设的一项内容,设计时仍按原设计的容量标定机组铭牌,试验证明按改造增容的容量运行,机组更安全稳定,电量增加,调峰能力也会增加,各有关方面应本着实事求是的原则加快认定,并做好相关配套工作,尽早按新的容量运行。机组实际出力大于铭牌标定的额定出力,在三峡工程、乌东德水电站中也存在,通过科学论证,配套完善输变电等相关工程,符合要求后也应及时投入运行。

2.2 路径二:电站扩机

长江流域水利水电工程的大规模开发建设主要集中在20世纪90年代至21世纪前10 a。为适应当时经济社会发展对电力电量的要求,在水利水电工程设计之初,便要求结合送电通道输电能力、受电地区的电力电量需求,尤其在中国西南地区,由于水电厂远离负荷中心,在设计中往往要求以远距离输送稳定电量为目标拟定水利水电工程的装机容量,致使该地区水电装机利用小时数达5 000 h以上,也导致了部分河段内的梯级电站上下游满发流量不协调、水能资源的利用效率较低等问题。本节以向家坝水电站为例,以河段水能资源合理利用为目标,分析电站扩机的综合效益。

向家坝水电站[22]位于云南省水富市与四川省宜宾市交界处的金沙江下游河段,上接溪洛渡水电站,工程任务以发电为主,同时兼有改善通航条件、防洪、灌溉,以及对溪洛渡水电站进行反调节等综合效益[23],是国家“西电东送”骨干电源之一。向家坝水电站设计装机容量6 000 MW(最大出力6 400 MW),单站设计年发电量307.47亿kW·h,装机年利用小时5 125 h,水量利用率89.7%,满发流量约6 500 m3/s,是金沙江下游河段梯级电站的最末一级;工程于2006年11月26日正式开工建设,2014年7月10日全面投产发电。随着白鹤滩水电站的投运,本河段水电开发基本完成。上游梯级溪洛渡水电站装机容量12 600 MW,满发流量约7 200 m3/s。因此,仅从合理利用水能资源角度分析,向家坝水电站具备扩机的潜力。

以上下游水能资源合理利用为出发点,结合工程建设条件、能源供给需求[20]等因素,初步拟定向家坝水电站以3×480 MW的形式扩机1 440 MW。待扩机工程完成后,向家坝水电站单站设计年发电量预计增加10.7亿kW·h,补充装机年利用小时743 h,水量利用率可提高3.2%左右,机组满发流量增加1 700 m3/s左右,减排二氧化碳约107万t/a,可进一步提升水能资源的利用效率,有效夯实向家坝水电站作为国家“西电东送”骨干电源之一、保障华中和华东地区经济社会发展能源供应需求的重要地位。

同样,向家坝水电站的扩机效益不仅仅局限于增发电量和减排二氧化碳。向家坝水电站现状装机容量下满发流量比溪洛渡满发流量小近700 m3/s;因新增3台机组,向家坝水电站满发流量约8 200 m3/s,已大于溪洛渡水电站现状满发流量,可改善溪洛渡向家坝梯级间满发流量的匹配程度,也使得溪向梯级乃至金沙江下游4座梯级日常调度运行计划编制的优化空间进一步得到释放。在电站防洪调度作业中,新增3台机组可提高枢纽遭遇常遇洪水时的调度灵活性[1,15];待扩机完成后,枢纽泄流能力将有所增加,可在保障下游行洪安全的前提下,将预泄时间(库水位由372.50 m 降至370.00 m)由76 h缩减至24 h,使得向家坝水库预泄时间可与现状短期洪水预报预见期相匹配[3,24],洪水资源利用效率有望进一步提高。在电站机组运行方面,考虑到向家坝水电站下游基荷流量为1 200～1 500 m3/s,现状机组需开机两台,机组运行效率相对较低;向家坝水电站扩机工程建成后,现状机组可与扩机机组联合运行承担基荷,在满足下泄基荷流量的基础上,有效提高机组运行效率。在参与电网调峰、平衡新能源方面,向家坝水电站本身即为优质的调峰电源,向家坝扩机可增加容量1 440 MW,可为电力系统提供1 440 MW的清洁能源电源和调节能力;同样按照1∶1.5的比例初步计算,向家坝水电站新增装机容量可配置约2 200 MW的风光资源,新能源一体化开发前景广阔。

向家坝水电站的扩机建设工程已基本完成,但由于核准手续、环保要求等问题,一停就达5 a以上。进入新发展阶段形势发生了变化,各方应共同努力加快推进完工投运。

在长江流域大型水电站上进行增容与扩机前景广阔,仅湖北省内具备增容与扩机条件的装机总量可达3 995 MW。对于下库回水与上库尾水衔接且有一定水头重叠的梯级水库,经论证后可考虑安装可逆式水轮机组,相当于抽水蓄能电站,如汉江支流堵河潘口水电站(上库,已投运)计划装设2台单机容量149 MW的可逆式水泵水轮机组,已开工建设,下库是已投运的小漩水电站。增容与扩机工程实施后,可进一步拓展长江流域水库群联合调度优化空间,提升水能资源利用效益。

2.3 路径三:水库群优化调度

2.3.1汛期优化调度

洪水的发生为随机事件,在年内长达半年的汛期中,不可能每月都会发生较大洪水,但发生常遇洪水(或称中小洪水)的次数较多[24]。洪水会带来灾害,但同时也是资源。随着水文气象预报技术和手段的不断发展和进步,获得较长预见期和可靠的预报精度具有较大的保障,这为调度人员提供了较大的主动性和回旋空间。在保证防洪安全的前提下,根据降雨和洪水预报信息,利用水库对常遇洪水进行调节,适当抬高水库短时的运行水位(运行水位动态控制),可以减小水库下游的防洪压力,实现洪水资源化利用,提高水电站的发电、航运、生态等综合效益[21]。对承担防洪任务的水库或水库群,一般必须通过研究制定调度实施条件和控制指标,并编制调度方案,经有调度权限的主管部门批准后实施,及时开展预报预泄,控制防洪风险。

2.3.2汛末期优化调度

汛末期,江河水位已有所回落,要用好汛末期的洪水资源,抓住洪水尾巴蓄水[2]。根据各水库的防洪任务及防洪库容预留时间,科学有序安排各水库进行蓄水[23,25],一般情况下,先上游后下游,先支流后干流。因蓄水量较大,有条件实施汛末提前蓄水的水库,编制提前蓄水方案,经批准后实施。汛末蓄水期间须保证水电站下游河道生产生活、生态环境、航运等用水需求,并可根据实际来水情况调整蓄水时间和蓄水进程[3]。例如在蓄水期间发生较大洪水,应暂停蓄水或实施预泄腾出部分防洪库容,以确保防洪安全。

2.3.3消落期优化调度

有防洪任务的水库,每年各水库完成蓄水后,枯水期通过发电进行消落,到次年汛前规定的时间消落到汛期限制水位[2]。水库消落调度的目标是在保证供水安全、生态安全和航运安全的前提下,尽量提高水库群的发电效益。枯水年份水库消落调度的主要任务是满足其下游的供水需求,支流缺水则调度本支流的水库补水,本支流有多座水库的要统筹协调安排[2]。原则上蓄水量大且出力不受限制的水库先补,再按各水库的蓄水量比例同时实施补水调度。如果干流缺水则相关水库也按上述原则进行补水调度。在防洪形势不紧张、不需要实施防洪调度、来水大于机组满发流量时,经论证和实时调度分析,运行水位可适当推迟消落到汛限水位,增加调峰能力和发电量。

3 建 议

水能资源开发是能源发展的重大战略方针,水电能源的高质量发展事关国计民生和国家能源安全。现阶段,长江流域境内大中型水能资源已基本开发完毕,流域梯级水电站开发格局、库群联合调度运行管理机制已形成,龙头水库的径流补偿效益、控制性水库的拦蓄补偿效益等得以有效发挥。密集出台的系列国家能源战略方针政策,指引了长江流域乃至全国能源发展新方向。结合本文的研究成果,现对长江流域乃至全国的水能资源开发和合理利用提出如下几点建议:

(1) 在既定方针政策指导下,长江流域内的水能资源开发与利用早已付诸实践。现阶段,流域内丹江口、三峡、葛洲坝等大型水利枢纽机组改造增容论证与实践工作已完成多年,改造后的机组实质上可在更高的有功功率下长期安全稳定高效运行,但因行政审批等因素,迟迟未能发挥机组改造增容的综合效益。目前,针对三峡、丹江口等水电站的容量挖潜问题,长江水利委员会下属企业长江设计集团有限公司正积极开展有关研究,部分成果已得到业内专家的充分认可,可为有关部门决策提供技术支撑。因此,建议长江水利委员会在水利部的领导下,积极与国家能源局、自然资源部、生态环境部以及国家电网、南方电网等发配电企业携手,大力推进长江流域已建水电站发电容量挖潜工作,积极组织开展相关研究,早日为机组铭牌重新科学核定提供政策依据。

(2) 为实现“双碳目标”,光伏、风电装机将持续增加,常规水电、抽水蓄能电站(含混合式抽水蓄能电站)需担当更加繁重的调节任务。虽然,近年来国家有关部门正积极实行电力市场化改革,但落实到发电企业营收状况时,抽水蓄能电站往往处于亏损状态,短时期大规模建设抽水蓄能电站,还会带来一系列问题。因此,建议在充分发挥已建水电站调峰能力的基础上,各地科学有序安排抽水蓄能电站建设,国家有关部委进一步优化电力市场改革方案,完善常规水电、抽水蓄能电站参与电网辅助服务的电价形成机制。

(3) 风光水蓄联合调度管理是资源高效利用的落地抓手。利用常规水电、抽水蓄能的调节性能改善风光并网条件是当前面临的严峻挑战,且考虑到实行机组改造和电站扩机,电站群优化空间进一步扩大,有必要开展风光水蓄一体化规划和联合调度关键技术研究,以充分释放常规水电、抽水蓄能等各类调节电源的调节性能,提升风光新能源消纳水平。

4 结 论

本文以长江流域为研究对象,开展新时代水能资源开发路径及合理利用研究,分析了现阶段长江流域水能资源开发现状,以及面临的机遇与挑战,由此提出新时代长江流域水能资源开发的具体路径。在此基础上,分别以汉江丹江口水利枢纽、金沙江下游向家坝水电站为例,论述了水电站机组改造增容与电站扩机的必要性和综合效益,并指出了水库群优化调度的3种实施方法。通过上述初步研究,可得出以下结论:

(1) 在新时代背景下,对常规水电进行增容改造既是大势所趋,也是现实需求,长江流域内常规水电机组增容前景广阔,综合效益显著。同时,机组改造增容不增加库区淹没影响区,基本不涉及土地占用和移民搬迁问题,不改变原枢纽正常运行对自然生态环境以及社会环境影响范围和影响程度,不会造成水土流失,几乎无不利影响和制约因素。

(2) 电站扩机是符合能源绿色转型及水能资源高效利用的主要方式之一,可提高水电站电量容量效益、增强电站机组运行和水库调度的灵活性、助力新能源基地建设等综合性效益。

(3) 通过实施水库群优化调度,提升水电站的调峰能力和发电量,推进水电站与太阳能电站、风力发电站联合调度,必要时输变电设施与线路需实施配套建设,保障供电安全。