张 挺
(离退休职工管理处)

(摘要)本文主要叙述了河南省概况，抽水蓄能电站规划选点工作概况及主要经验，需要关注事项，同时摘要叙述了工作中一些问题以及有关建议。

(关键词) 抽水蓄能电站 规划选点 河南省

1 河南省社会经济、能源资源和电力系统概况

    河南省总面积16.7万km²，占全国国土面积1.74%。1997年末全省总人口9243万人，居全国第一位。
    河南省矿产资源丰富，交通运输便利，工业门类比较齐全，其中能源、交通、化工、纺织、食品机械、有色金属等在全国具有一定的地位。河南省又是一个农业大省。1997年国内生产总值GDP为4079.26亿元，人均约4430元，约为全国人均值的72.9%，与全国相比，河南省经济发展水平较低。
    河南省煤炭资源丰富。截止1995年底，全省已探明煤田保有储量223亿t。其中近90%集中在京广线以西交通发达的鹤壁、安阳、焦作、义马、郑州、禹州、平顶山等地区。1997年原煤生产量为10300万t，折合标准煤为7522万t，本省消费量为6192万t标准煤，供需略有节余。
    由于河南地理位置适中，交通运输方便，故煤炭开采强度较大，开发后劲不足。根据规划,2003年以后，河南省将由煤炭调出省变为净调入省，到2010年，需调入3300万吨煤。
    河南省石油，天然气资源较丰富，主要集中在南阳油田和中原油田，目前石油已探明储量为82523万吨。1997年两油田产原油587万吨，本省消费370万吨，调出217万吨。据规划，近期河南原油产量将达950～1000万吨，天然气达到14～15亿m³。
    河南省水力资源理论蕴藏量为490万kW，年平均发电量为104亿kW？h。水力资源主要集中在黄河干流，可开发资源装机容量为234kW，年平均发电量为77亿kW？h，分别占全省可开发容量和电量的68.4%和74%。截止1997年底，全省已建大、中、小型水电站总容量76万kW(其中三门峡为40万kW，故县为6万kW)，占全省可开发容量的21%。如包括在建的小浪底水电站(装机180万kW)，则已占全省可开发资源的71.2%。今后河南省待建的较大水电站只有西霞院(14万kW)，其余均为小型水电站。因此，河南省今后水力资源开发潜力很小。
    河南省电网是以火电为主的电网。在1990年，全省500kW以上的电厂装机容量为594万kW，其中水电为38.9万kW。1990年全省发电量为319.1亿kW？h，从外省净调入19.7亿kW？h，合计全年供电量为338.8亿kW？h。在2000年 ，全省500kW以上的电厂装机容量为1531.7万kW,其中水电为152.8万kW。2000年全省发电量为702.7亿kW？h，2000年全省最大负荷为1250万kW(8月1日)。另外，河南还从葛洲坝和丹江口购进电量，丰水季节日最大容量为100至110万kW。枯水期河南向湖北输送一定数量的火电出力和电量，但小于从湖北输入的水电出力和电量。

2 河南省抽水蓄能电站规划选点工作概况

    黄河勘测规划设计研究院有限公司与河南省电业局于1985年开始考虑在河南兴建抽水蓄能电站问题。由于没有资金，故只是少数人利用五万分之一军用地图进行研究。当时希望电站规模为100万kW左右。开始时曾研究了黄河干流附近和洛河故县水库上下游，目的是想利用现有水库和拟建工程。1988年以后，工作重点改为豫北地区。由于经费不落实，故由河南省电机工程学会和河南省水力发电工程学会组织会员进行了查勘和内业工作，在重点查勘了石门、宝泉、云台山三个站址和进行了必要的内业工作后，推荐开发次序为石门、宝泉、云台山，并编写了“河南省豫北地区抽水蓄能规划选点初步工作报告”，于1989年元月上报。1989年4月水利水电规划总院在查勘石门、宝泉两个坝址后，在审查意见中明确指出，由于石门水头在1200m左右，在世界上能制造这种机组的厂家很少，估计报价将较高，同时宝泉上库交通方便，水头为500m左右，与国内广蓄、十三陵、天荒坪等电站水头相近，到2000年有可能采用国产机组，因此建议把宝泉列为第一期工程，同时还指示，对未查勘过的站址，应做必要的查勘工作，补做必要的内业工作，经费请河南电业局承担。1990年6月， 黄河勘测规划设计研究院有限公司提交了“河南省豫北地区抽水蓄能电站规划选点报告”。1991年6月水利水电规划总院审查了报告，并同意宝泉为第一期工程。由于经费问题，1994年4月才开始宝泉电站初步设计工作。1995年6月提交了宝泉电站予可研报告。1995年12月提交了可行性研究阶段选坝报告。1996年3月编写了项目建议书。1997年12月正式提交了宝泉可研报告(相当原初步设计)。1998年3月水利水电规划设计总院审查了可研报告，下达了审查意见。宝泉装机容量为120万kW，项目建议书已在2002年批复，目前筹建工作已开始，预计有可能在2009年发电。
    1991年11月和1992年2月，应南阳电业局的邀请，黄河勘测规划设计研究院有限公司会同南阳电业局曾分别查勘了南阳地区八个规模为十万kW左右的抽水蓄能电站站址。在内业工作中，重点比较了回龙和北湖两个站址。在1992年3月提交的“河南省南阳地区抽水蓄能规划选点报告”，建议回龙为第一期工程。1992年5月河南省计委会同中国水利水电建设工程咨询公司审查了选点报告，并同意报告建议。1992年下半年正式开展初步设计工作，1993年2月提交了回龙电站初步设计中间阶段报告。1994年3月正式提交了回龙抽水蓄能电站初步设计报告，明确装机12万kW。1994年5月河南省计委审查了报告。由于各种原因，工程于2001年4月才开始施工准备工作，预计将在2004年建成。
    1993年6—10月黄河勘测规划设计研究院有限公司还曾会同郑州市电业局、登封电厂及巩义市电业局先后在巩县、登封境内进行了查勘。在普查的基础上又重点进行了调查研究和内业工作，于1994年3月提交了“河南省郑州市抽水蓄能电站规划选点报告”。在查勘过的十个站点中，推荐卢岩寺(20万kW)为第一期工程，龙潭寺为近期工程。河南省计委审查了报告。由于资金不落实等原因，未继续进行工作。
    此外，在1993年，曾研究过嵩县后凹抽水蓄能电站，研究报告中建议方案装机容量为8万kW，最大毛水头为163m。1993年还研究过在故县水库下游修建反调节水库，同时在右岸山上修建上库和地下厂房，安装2台4万kW可逆式机组，最大毛水头为256m的方案，并曾提出研究报告。1996年研究过利用故县水库修建混合式抽水蓄能电站的方案，最大水头为90m，装3台2万kW可逆式机组。以上项目均因资金不落实或经济指标较差，未继续工作。
    从目前河南省电力发展情况看，在2015年以后需要投入第二座百万kW的抽水蓄能电站，因此，需要尽早开展豫西、豫南地区抽水蓄能电站规划选点工作。

3 选点工作的任务与范围

    抽水蓄能电站的规划选点工作与常规水电站的规划选点工作有很大不同。对于常规水电站，一般是要先研究各个河流的开发方案，选择该河流第一期工程，然后根据电力系统的需要，选择某一地区几条河流的第一期工程的不同的开发次序。河流不能移动，水电站位置、规模和各参数的变动范围也很小。而抽水蓄能电站则是主要根据电力系统的需要，在适当的地区选择合适的站点。修建大型抽水蓄能电站的条件是必要的上库和下库库容，两库间较大的高差和较小的水平距离，良好的地形地质条件，足够的水源，距电力负荷中心要近，交通方便等，不一定要修在大江大河旁边。在大多数情况下，为了减少洪水河泥沙的不利影响，大型抽水蓄能电站最好修建在有一定水量的中小型河流上。在某一地区，在一条或几条小河流上，可根据地形地质条件，拟定多种不同规模、不同水头、由不同上下库组成的开发方案。如果都要研究，则工作量很大，需要较长时间和较多经费。因此，在规划工作开始阶段，最好能进行一些分析研究，明确要选择多大规模的蓄能电站，以及主要工作范围。河南省电力局要求抽水蓄能电站规模为100万kw左右。经过研究，建议改为120万kw。主要原因如下。1989年河南省全省用电量为328。4亿kw？h，最大负荷为392.4万kw。电网装机容量为432.2万kw，地方小火电装机容量93.4万kw，企业自备电厂装机容量16.1万kw，合计541.7万kw。当时预计2000年最大发电负荷将达1100万kw，电力系统装机容量为1498万kw，估计调峰容量将缺少215万kw。根据国外经验，抽水蓄能电站容量最好相当电力系统总装机容量8至10%，即豫北蓄能电站容量最好是120至150万kw。当时国内抽水蓄能机组大多是进口的30万kw机组，一机部也曾设想到2000年可生产500m水头、30万kw国产机组。考虑到采用四台机和两回500kv线路时主结线较易布置，投资较少、比较安全可靠，又可借鉴广蓄、天荒坪等的经验，故在做了分析研究后，建议豫北抽水蓄能电站的规模为120万kw，安装4台30万kw可逆式机组。
    河南省抽水蓄能电站规划选点工作在开始阶段曾研究过黄河干流附近和故县水库上、下游。由于故县上、下游各站址水头大多为220m左右，上库库盆有很厚的黄土覆盖层，槐坝从黄河提水，泥沙多，而且两者距负荷中心郑州市较远，故在进行初步研究后即不再进行工作。郑州市附近水资源紧缺，同时上库库容小，不能修建大型抽水蓄能电站。豫东是平原。豫西和豫南虽然有修建大型抽水蓄能电站的条件，但距郑州较远，不宜做为近期工程。从1998年开始，工作重点改在豫北地区，即黄河以北地区。这个地区大部分是海河流域，一部分是黄河流域。多数站址距郑州直线距离不超过150km；水源一般较丰富，地质地形条件较好，交通也比较方便，又是煤炭、冶金等工业基地，有修建大型抽水蓄能电站条件。经过研究，规模为120万kw、水头为500m，上、下库均在河南境内的站点有十几处，其中条件最好的是宝泉，距郑州市直线距离为80km。
    南阳地区电业局负责人在1991年10月要求黄河勘测规划设计研究院有限公司帮助南阳地区进行抽水蓄能电站规划选点工作。主要要求是蓄能电站要距南阳市区近一些，规模为10至20万kW，即除了满足南阳地区需要外，还要为河南省电力系统做一些贡献。
    1990年南阳地区最大负荷为39万kW，年用电量24.3亿kw？h。1991年最大负荷为35.7万kW，峰谷差为13万kW。南阳地区的主要电源是位于平顶山地区的姚孟电厂和位于湖北的丹江口水电站。本地电源只有一座即将退役的1.2万kW的南阳火电厂和一座装机五台，总容量1.172万kW的鸭河口水电厂。正在兴建的鸭河口火电厂装机容量为190万kW(2×35万＋2×60万kW)。另外，南阳地区还要向信阳地区的泌阳县和洛阳地区的栾川县供电。预计到2000年南阳供电区最大负荷为95万kW，峰谷差将为37万kW。所需装机容量为123万kW。如抽水蓄能电站容量按地区所需装机容量的8～10%计，则应为9.9～12.3万kW，按峰谷差的四分之一计，应为9.3万kW。根据经验，南阳抽水蓄能电站的规模定为10万kW左右，即可满足本供电区的需要。按照当时中央规定，河南省计委有权批准10万kW以下的水电站。为了加快进度和减少申报、审批程序，建议蓄能电站规模定为10万kW、投资最好不超过2亿元，并取得了业主同意。
    至于工作范围，则限于距南阳市较近的几个县，主要是镇平和南召。由距南阳市区较近改为距南阳市区和云阳220kV变电所较近(距大型鸭河口火电厂也较近)。
    郑州市抽水蓄能电站的规模和工作范围，是根据业主要求，规模最好是20万kW，有可能时，装机容量大一些。工作范围主要是登封县和巩义县。

4 规划选点中应注意的主要问题

4.1 水源
    大型抽水蓄能电站可以不建在大江大河旁边，但要有一定的水源。从河南省情况看，一座100万kW的抽水蓄能电站最好应位于流域面积100km²或稍大的河流上。

4.2 上下库库容
    一般说，能否取得必要的库容主要取决于上下库地形条件。上下库库容、电站水头与日工作小时可决定抽水蓄能电站的规模。相对来说，下库库容比较容易取得，因此，在大多数情况下，重点要研究上库的地质地形条件和可能取得的库容。

4.3 电站水头与距高比
    蓄能电站水头越高，机组转速越高，转轮直径越小，机组过水能力越小，水工建筑物规模越小，投资也越小。目前国际上大多数新建大型抽水蓄能电站的水头在300m至600m之间，随着制造水平的提高，逐步倾向于采用更高水头。从目前中国情况看，还是采用300m至600m较好。
    距高比(L/H)即上库引水口与下库引水口水平距离与电站平均水头之比，数值小，代表输水道短，投资可省一些。国外经验，距高比最好不大于10。从河南情况看，最好小于5。

4.4 地质条件
    地形条件决定上、下库和电站水头。而地质条件决定水工建筑物的难度、工程量和造价。因此，都要认真研究，需要进行必要的查勘和外业工作。由于抽水蓄能电站上、下库库容小，水源比较困难，故需要特别注意水库渗漏问题。

4.5 灌溉供水与防洪要求
    在河南，有些站点要利用现有已建水库。从国外经验看，利用现有已建水库做为上、下库是节约投资的好方法。但在中国，除了节省投资的有利条件外，还要认真解决发电与灌溉、供水、防洪之间的矛盾，并应取得与有关部门的正式书面协议，还要注意及时解决不断出现的新问题。

4.6 交通条件
    距高比越小，上库交通条件越困难。因此，有条件时，应选择公路能到达上库或上库附近的站点，以节省投资和缩短工期。

4.7 施工条件、建材
    一般说，大多数抽水蓄能电站位于深山峡谷，施工场地狭小，布置困难，交通不便，需要认真安排，合理布置各工区和施工进度，力争减少工期和造价。
    至于建材，因蓄能电站是大电站、小枢纽。水工建筑物工程量较常规水电站小得多，因此较易解决。但在采用当地材料坝时，在计算库容和方案比较时，应注意扣除土石坝所占用的库容。有条件时，应尽量利用库区开挖废料。

4.8 距电力系统负荷中心或距主要变电站的距离
    一般说，距离短一些可减少投资和输电损失，安全可靠性业高一些，对电力系统有利。有条件时，应尽量优先选用距负荷中心近的站址。

4.9 工期和造价
    在规划选点阶段，对工期和造价应有一个估计。各站点比较基础应尽可能一致。对推荐的第一期工程应做较详细的工作。

4.10 资金、电价和管理体制
    在规划选点阶段，只能做粗略计划和估算，但在修建抽水蓄能电站过程中，是一个不能忽略的重大关键问题，需要认真研究。
    以上十个条件中，地形、地质、库容、水头距高比，施工条件、送电距离等因素，主要是客观的物质条件，在一定条件下，人类可以对其进行修改，但要付出代价并且可在造价、工期上反映出来。而与其它部门关系、资金、电价、管理体制等问题，虽然也受客观条件限制，但人为因素较多。经验证明，这些问题必需妥善解决，否则将影响方案实施的可能性、进度以及经济合理性。

5 主要经验教训

5.1 在工作开始时即明确电站规模和选点工作范围，有很多优点，主要是可以加快进度，减少工作量，基本能满足工作需要，也不致造成大的失误。缺点是有些站点在预先确定的规模时不一定是最佳方案。在规划中，如能选择不同规模的站点，在安排基建次序时，会有较大灵活性。还有在没有兴建抽水蓄能电站经验时，立即筹建大型电站，有时会对困难估计不足，特别是对筹集资金的困难估计不足。在宝泉电站设计过程中，因资金困难，有关单位曾提出能否分期开发的问题。在南阳市，因为事先估计到各方面要求，特别是考虑到审批和集资问题，把电站规模控制为10万kW。从1991年11月开始，规划选点工作只用了五个月，到1994年5月，河南省计委即批准了回龙抽水蓄能电站初步设计。而宝泉从1988年开始规划选点工作，1998年可研报告(相当原初步设计)才被批准。项目建议书于2002年才被国家计委正式批准。

5.2 工作方法
    豫北抽水蓄能电站规划选点工作主要是由黄河勘测规划设计研究院有限公司完成的。南阳地区规划选点中，野外查勘工作是由南阳电业局有关领导和 黄河勘测规划设计研究院有限公司共同进行的。许多站点是电业局同志先查勘，经过初步筛选后再进行共同查勘，因此进度较快，研究的站点也比较优越。郑州地区规划选点工作也采用了共同查勘的办法，效果也较好。共同查勘还有一个优点，即电业部门有关人员可对抽水蓄能电站有较深刻的了解，对工程建设和运行管理等工作有利；设计人员对电业部门的要求和困难也可有较多了解。
    规划工作逐步深入后，可能会不断发现新站点，需要研究新的开发方案。在南阳地区，由于军用图不全，就采用了发动电业部门职工，找老乡了解情况，经过筛选后，然后再查勘的办法。这样做，加快了进度，提高了质量，南阳地区重点研究的两个站点回龙和北湖，就是最后查勘的两个点子。在豫北地区，在经过初步筛选后，认为峪河宝泉水库附近条件较好，主要是水源丰富、地形地质条件好，上、下库均有已建公路，距郑州市最近，下库施工场地开阔等，因此进行了重点研究。在规划选点阶段研究了四个方案，在初步设计中又研究了两个方案。经验证明，随着工作逐步深入，需要研究新的不同的开发方案。

5.3 水源问题
    大型抽水蓄能电站并不耗用很多水量，一般只要一次蓄满水，以后就只要能补充蒸发渗漏损失即可。但由于北方河流年际之间丰枯变化很大，年内丰水季节和枯水季节水量变化也很大。因此，下库要有必要的集水面积。在规划选点阶段，要留有余地。在南阳，选定的回龙电站下库集水面积为8.6km²，平均年水量为301万m³，下库总库容为95万m³。按照一般规律，水量应没有问题。但在初步设计中，发现在枯水年的枯水季，如果上、下库渗漏严重时，则有可能使水库所需水量不能达到设计要求。最后上库还是采用了必要的防渗措施。在郑州市，有几个站点也是由于在枯水年的枯水季水量不足，可能影响电站工作，因而有些同志建议，不能做为第一期工程，或者另安排新水源，从下游灌溉渠道中提水，或减少电站装机容量。

5.4 与灌溉供水关系
    在规划选点阶段，对宝泉水库各方面的关系就曾做过研究，并曾提出过各种安排方案。实践证明，虽然水利部门和地方政府都是大力支持宝泉抽水蓄能电站，但在具体问题的处理上，认识却不尽相同。在初步设计阶段又做了研究、协商，最后还是由省宝泉项目协调组组长、省计建委副主任主持会议最后确定，加高工程费用由电业部门承担，水库由水利部门管理，电业部门不交付水费(因新增库容所需投资已付，所需水费相当于已付)，但应承担水库管理费。谈判虽然没有影响设计进度，但先后却用了五年时间。
    南阳回龙电站因无已建水库，而且只承担所在村庄少数自流灌溉任务(约20亩)，故问题很简单。
    郑州地区由一个蓄能电站设想利用新建旅游区的水库做为下库，虽然旅游区一再表示欢迎，但如真正实施时，估计也会出现新的问题。

5.5 地质问题
    关键是上库、下库是否漏水。宝泉上库库底是砂岩，库周是石灰岩，库区有一个断层密集带，由库尾经库区到上库右坝肩，此外灰岩与砂岩接触带也有一风化壳，因此，上库不得不采用“全包”的防渗措施。下库库周不漏水。大坝是浆砌石坝，廊道内有渗漏水，坝基也有部分防渗帷幕未施工，需要采取措施。南阳上下库都位于花岗岩区，因断裂和风化囊的影响，也需要采取措施。在南阳回龙电站尾水隧洞线上有一段的断层很发育，需要采取明挖并加固管道的措施。这些问题虽不致于成为颠覆性因素，但对工程造价和施工工期有较大影响。

5.6 电站水头和机组问题
    在南阳回龙电站，在选点规划中，为了减少投资，希望水头高一些，在南阳各点中，有接近一半水头为220至300m，另一些水头为400m左右。最终在水头均为400m左右的回龙和北湖中选择了回龙。在初步设计中，发现水头400m，单机容量53kW的机型不好选。如利用现有机型，则在回龙具体条件下，机组不是标准转速。因转速间距过大，采用上挡或下挡标准转速时，机组性能都很差。诸厂家研制新机型，又不值得，而且时间上也来不及。最后决定将单机容量加大为6万kW，投资基本未增加，而机组效率和运行工况大为改善。但按现行规定，则项目建议书应报国家计委重新审批，后经与水电水利规划总院协商，只能采用总院默认的办法，勉强通过。
    另外，对于中、小型抽水蓄能电站，水头过高，上山公路所用投资占总投资比重过大，也应注意。

5.7 自动控制和机电设备问题
    对于中小型抽水蓄能机组，自动控制设备投资和电气设备投资所占比重较大。如采用较简易的办法，则不能满足迅速起停并常年保持设备完好，安全并无事故运行的要求。如采用高质量的设备，则投资过大。从目前电力系统不断扩大，系统总装机容量大多已超过或接近1000万kW，火电已更多采用30万至60万kW机组的情况看，中小型抽水蓄能电站不宜再大量发展。建议今后应重点考虑100万kW以上的蓄能电站。单机容量则应在20万kW以上。

5.8 管理体制和有关问题
    主要是业主，资金筹集和还贷方法，电价，审批程序等问题。其中，主要问题是电价不落实。其它问题与常规水电站类似，但因电价不定，相对来说，困难更大一些。
    回龙电站(两台6万kW机组)初步设计于1994年得到批准，但因要等国家计委审批，资金不能列入计划，因此，一直到2001年才开始施工准备工作。而湖北天堂抽水蓄能电站(两台3.5万kW机组)因系集资兴建，故虽然在1995年才开始规划设计，但进度很快。1997年批复可研报告，1998年8月批准开工，2001年5月全部投产。两者进度相差很多。
    目前抽水蓄能电站的业主多是各省电业局，在北方省份，电业局各级领导对水电不熟悉，对水电地质勘探工作的艰巨性不了解，总认为规划、设计周期过长，所用经费太多。因此，对前期工作的顺利开展有一定影响。
    电价和管理体制不落实，是影响蓄能电站发展的关键性问题，需要尽快研究解决。

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