付紅娟，李曉軍，鄭德湘

（1.延邊水利水電勘測設(shè)計研究院，吉林 延邊 133001，2.中水東北勘測設(shè)計研究有限責任公司，吉林 長春 130021；3.遼寧蒲石河抽水蓄能有限公司，遼寧 丹東 118000）

1 工程概況

豐滿水電站位于第二松花江干流吉林市上游16 km處，距上游白山水電站210 km，是一座以發(fā)電為主，兼有防洪、城市及工業(yè)供水、灌溉、生態(tài)環(huán)境保護，具有旅游、水產(chǎn)養(yǎng)殖等綜合利用功能，具有多年調(diào)節(jié)性能。水電站始建于1937年，總裝機容量為1002.5 MW。電站裝機容量較大，調(diào)節(jié)性能好，距負荷中心近，是東北電網(wǎng)的骨干調(diào)峰電源，可以快速跟蹤負荷的變化，電站長期以來在東北電力系統(tǒng)中擔負著調(diào)峰、調(diào)頻、負載和事故備用等任務(wù)，電站的穩(wěn)定運行對于東北電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行起著至關(guān)重要作用。

原豐滿電站運行近70年，電站在運行過程中一直不斷地對大壩進行修補和加固處理，但先天性缺陷一直未能解決。2009年7月提出豐滿水電站全面治理重建方案，并作一步研究建設(shè)的具體規(guī)模。為考慮充分利用水力資源，改善電網(wǎng)的電源結(jié)構(gòu)，緩解系統(tǒng)調(diào)峰狀況，保證電網(wǎng)的安全、穩(wěn)定運行，按照實事求是的原則，優(yōu)化確定豐滿水電站重建工程的裝機容量。

2 裝機容量研究

2.1 方案擬定

豐滿水電站全面治理工程在以往研究基礎(chǔ)上，考慮新建廠房裝機容量盡量取整，新建裝機規(guī)模與原裝機規(guī)模相當，綜合分析擬定新建裝機容量為800，1000，1200和1400 MW4種方案，機組臺數(shù)按單機容量200 MW計，分別為4臺、5臺、6臺和7臺，考慮保留的原三期廠房280 MW容量后，比選方案分別為1080，1280，1480和1680 MW。此次研究對比選方案分別進行了徑流調(diào)節(jié)計算、電力電量平衡分析、方案經(jīng)濟比較，并結(jié)合工程建設(shè)條件等因素，綜合確定豐滿重建工程的裝機容量。

2.2 徑流調(diào)節(jié)計算

豐滿入庫徑流資料采用延長并還原后的1933—2008年76年旬徑流系列，豐滿庫容曲線采用2010年實測成果，尾水位與流量關(guān)系曲線采用原成果。重建工程正常蓄水位263.5 m，死水位242 m，汛限水位260.5 m，設(shè)計保證率90%，城市及環(huán)境用水最小流量為161 m3/s，5，6月份灌溉期豐滿水庫放流按不小于361 m3/s考慮，引松入長為11 m3/s。按上述條件，分別對各方案進行長系列梯級徑流調(diào)節(jié)計算，成果見表1。

表1 豐滿電站各裝機方案徑流調(diào)節(jié)計算成果表

成果分析：1）隨著裝機容量的增加，發(fā)電量和水量利用率也隨之增加，但增加的幅度逐漸減少。方案2增加容量200 MW，增加電量1940×104kW·h，補充裝機利用小時為97 h，水量利用率增加1.02%；方案3補充裝機利用小時為60 h，水量利用率增加0.64%；方案4補充裝機利用小時僅為41 h，水量利用率增加0.38%，明顯減少。2）各方案裝機利用小時數(shù)呈下降趨勢，方案1為1546 h，方案2為1320 h，與東北地區(qū)已建大型常規(guī)水電接近，方案3為1149 h，有些偏低；方案4已下降到1018 h，明顯偏低。3）4個裝機方案的機組最大引用流量分別為 2138，2540，2937和3346 m3/s，方案1機組流量小于下游防洪控泄流量下限 2500 m3/s，方案2和方案 3在 2500～3000 m3/s之間，滿足豐滿水庫下游防洪目標要求，而方案4則超過防洪任務(wù)規(guī)定中最大控泄流量3000 m3/s的限制。

2.3 電力電量平衡

豐滿水電站典型年選擇，豐水年1960年，平水年1962年，枯水年1976年。此次參與平衡的常規(guī)水電站22座，抽水蓄能電站4座，中朝界河上的水電站按一半容量參加平衡。

平衡原則：1）系統(tǒng)負荷備用。取最大負荷的3%，全部由水電承擔，并參照各電站裝機容量比例進行分配。2）系統(tǒng)事故備用。取最大負荷的10%，其中：水電承擔1%，火電承擔9%，當遇豐水年水電大發(fā)時，為減少棄水節(jié)省耗煤，適當轉(zhuǎn)給火電承擔。3）機組檢修時間。水電按30 d/a考慮，火電機組按45 d/a考慮。4）平衡順序。首先按滿足永慶水庫反調(diào)節(jié)的需要，確定豐滿電站的工作位置，然后按裝機利用小時數(shù)從小到大的順序安排其它水電站。5）抽水蓄能電站按日平均調(diào)峰發(fā)電4.5 h考慮，綜合效率采用75%。6）各類機組調(diào)峰幅度。水電機組扣除基荷容量后，調(diào)峰能力按100%計；抽水蓄能電站既可調(diào)峰又能填谷，調(diào)峰能力為200%；東北電網(wǎng)燃煤火電機組綜合調(diào)峰幅度為33%，遠景新增調(diào)峰火電機組的調(diào)峰幅度均在40%以上，常規(guī)燃煤火電機組綜合調(diào)峰幅度采用35%。熱電、核電、風(fēng)電和徑流式小水電以及企業(yè)自備機組均擔任基荷，不參加調(diào)峰。7）旋轉(zhuǎn)備用率采用8%。

按照上述條件及方法對豐滿電站各裝機方案分別進行設(shè)計枯水年的調(diào)峰能力平衡計算和電力電量平衡計算。從調(diào)峰能力平衡分析看，東北電網(wǎng)2020年最大負荷為80115 MW，最小負荷48870 MW，旋轉(zhuǎn)備用6409 MW，需要最大開機容量86524 MW，系統(tǒng)需要調(diào)峰容量為37654 MW，各類機組可提供的調(diào)峰容量為28775 MW左右，則電網(wǎng)調(diào)峰缺口在8879 MW左右。如果再考慮26000 MW風(fēng)電運行所帶來40%的反調(diào)峰作用，導(dǎo)致電網(wǎng)的調(diào)峰缺口更大。從電力系統(tǒng)需求看，豐滿電站的裝機容量越大越好。當裝機方案為1680 MW時，各類機組可提供的調(diào)峰容量僅為28933 MW，其中常規(guī)水電6462 MW，占17.16%；抽水蓄能6956 MW，占18.47%；火電機組15515 MW，調(diào)峰缺口為8721 MW。如果考慮2020年風(fēng)電參加調(diào)峰后，要達到系統(tǒng)調(diào)峰容量平衡，火電機組的調(diào)峰幅度均處于深度調(diào)峰之中，調(diào)峰的經(jīng)濟性和可行性很難保證。從調(diào)峰所占比例看，設(shè)計水平年剩余64.37%調(diào)峰任務(wù)要由火電機組承擔，電網(wǎng)調(diào)峰容量嚴重不足，電源結(jié)構(gòu)明顯不合理，電網(wǎng)調(diào)峰將更加困難。從電力電量平衡看，冬季最大負荷月可承擔的工作容量分別為715，857，1000和1088 MW，備用容量分別為365，423，480和592 MW，裝機容量1080～1480 MW在系統(tǒng)中均可全部發(fā)揮作用。但裝機容量1680 MW方案，工作容量增加的幅度明顯減少，而備用容量明顯增多，如果不多承擔備用容量將出現(xiàn)約32 MW的空閑容量，說明電站裝機容量過大。

2.4 工程建設(shè)條件

水工布置：各比選方案廠房布置基本相同，均為壩后式地面廠房，布置在右岸壩下，隨著裝機容量的增加，工程量也隨之增加，但對裝機規(guī)模不存在制約性因素。

機電：豐滿電站水頭運行范圍為44.0～71.0 m，選擇立軸混流式水輪機，按各方案的設(shè)計條件和基本參數(shù)及電站既往運行特點，從水輪機安全穩(wěn)定運行角度分析，裝機容量800，1000，1200，1400 MW4個方案的水頭變幅值Hmax/Hmin為1.6左右，水頭變幅在穩(wěn)定運行范圍內(nèi)，各比選方案技術(shù)均可行，不存在制約性技術(shù)難題。

水庫淹沒：各裝機方案非汛期調(diào)峰運行時，下泄流量對永慶水庫回水淹沒范圍均有一定的影響，永慶壩址處影響0.21～1.04 m；回水末端影響0.23～1.22 m。裝機方案1680 MW時，回水范圍超過永慶水庫原設(shè)計確定的20年標準的居民淹沒線。考慮永慶庫區(qū)無新增居民，僅有零星耕地、林地和電桿，新增的補償投資均不大，對裝機容量選擇影響不大。

施工組織：各方案廠房布置均采用右岸布置，壩型采用碾壓混凝土壩，主體工程量相差不大，各方案的施工條件、總布置、導(dǎo)流方式及料源基本相同，僅是施工方法、臨建面積、骨料加工量上有所差別。施工組織上對裝機容量選擇不起控制因素。

2.5 方案經(jīng)濟比較

對比選方案分別進行經(jīng)濟計算和財務(wù)分析計算，用以判別方案的優(yōu)劣。計算結(jié)果見表2。

表2 豐滿電站裝機容量綜合比較表

由表2看，方案1總費用現(xiàn)值最高，方案4總費用現(xiàn)值最低。方案2和方案3相比，方案3較優(yōu)越，總費用現(xiàn)值僅比方案4增加4.5億元，而方案2較方案4增加9.3億元。從總費用現(xiàn)值計算結(jié)果看，方案4最優(yōu)，方案3次之，但方案3和方案4相差不大。隨著裝機容量的增加，上網(wǎng)單位電價也隨之增加，方案2較方案1增加0.047元，方案3較方案2增加0.046元，而方案4增加幅度為0.05元。各方案間電價增加幅度較接近，以方案3最低。從市場對上網(wǎng)電價的承受能力看，各方案作為調(diào)峰電價都是可以接受。

3 研究結(jié)論

1）方案1，裝機容量、工作容量和年發(fā)電量最少，而單位千瓦投資和總費用現(xiàn)值最高，與其它方案比，能量指標和經(jīng)濟指標相對較差，而且所提供的工作容量對急需調(diào)峰容量的電力系統(tǒng)貢獻較小，不予考慮。

2）方案2與方案3相比，單位千瓦投資、補充千瓦投資、總費用現(xiàn)值，方案3都較為經(jīng)濟，特別是從系統(tǒng)調(diào)峰需要的角度考慮，方案3較為有利。

3）方案4發(fā)電量和水量利用率略有增加，單位千瓦投資和總費用現(xiàn)值相對較低，但增加和降低的幅度很小，而補充千瓦投資和補充電能投資均呈上升趨勢。特別是若不承擔備用容量，則會出現(xiàn)32 MW的空閑容量，說明裝機容量有些偏大。

4）按照國家防汛抗旱總指揮部“國汛[2004年]8號文”中規(guī)定：“當豐滿水庫發(fā)生5至10年一遇洪水時，盡可能控制下泄流量在2500～3000 m3/s之間，以減少第二松花江兩岸的淹沒損失”。方案4的機組下泄流量達3346 m3/s，已超過下游防洪任務(wù)規(guī)定的豐滿最大安全下泄流量3000 m3/s，對永慶水庫下游沿江兩岸河灘地將帶來新的淹沒問題，不可取。

5）方案3裝機容量1480 MW時下泄流量為2937 m3/s，滿負荷工作1，2，4和8 h，通過河道槽蓄作用使發(fā)電流量衰減至2500 m3/s以下時，距豐滿電站壩址距離分別是10.4，16.7，26.0，27.5 km。據(jù)現(xiàn)場勘察和了解，二松豐滿以下河灘地主要分布在距離豐滿壩址約64 km的土城子鄉(xiāng)以下河道，而土城子鄉(xiāng)以上特別是豐滿壩址～九站以上45 km的范圍內(nèi)，大部分河段均屬市區(qū)段，基本沒有河灘地。因此，非汛期豐滿水電站按滿裝機1480 MW運行時，不會對河灘地造成影響。

6）從徑流調(diào)節(jié)、電力電量平衡、經(jīng)濟方案比較及建設(shè)條件綜合分析，豐滿水電站全面治理重建工程的裝機容量推薦1480 MW方案，其中新建廠房裝機容量1200 MW，安裝6臺機組，單機容量為200 MW。