浙江千岛湖抽水蓄能电站的规划方案 一；综合说明
千岛湖抽水蓄能电站工程位于浙江省 淳安县大墅镇境内，
电站靠近浙西负荷中心，距金华、兰溪、衢州的直线距离分别为93km、72km和40km，地理位置较为优越。电站拟接入金华500kv双龙变电所，电气距离约80km左右。
千岛湖抽水蓄能电站工程为日调节纯抽水蓄能电站，其开发任务是作为浙江电网主力调峰电源之一，为系统承担调峰、填谷和提供事故备用，同时还承担系统的调频、调相等任务，以缓解系统严重的调峰矛盾，改善系统火电、核电机
组运行状况，提高系统供电质量，为电网安全运行提供保证。
华东电网自2001年4月开始进行华东三省一市抽水蓄能电站选点规划，先后开展的浙、皖、苏三省抽水蓄能电站选点查勘，提出了《华东电网抽水蓄能电站查勘报告》，完成了若干抽水蓄能电站规划阶段的勘测设计工作。2003年6月，淳安县凤林港水电开发总公司和中国华能集团公司委托华东院对浙江千岛湖抽水蓄能站址，开展选点规划阶段的勘测设计工作。于2003年11月完成《千岛湖抽水蓄能电站工程选点规划报告》。于2004年3月完成野外勘探、测量、试验工作，2004年5月完成各专业设计等工作。测量方面完成工程区1:5000地形图，上、下库和料场1:2000地形图；地勘
方面通过钻探、物探和 坑探等手段完成相应范围的地质勘察工作，提出了工程区地质平面图，上下水库大坝、库盆、输水系统、厂房等主要地质剖面图；设计方面在调查研究的基础上，论证了电站建设的必要性，比较了电站装机规模、枢纽布置、上下水库坝型、上库防渗型式、输水系统布置方式等；进行了装机规模比较，初步论证了上、下库各特征水位和机组选型，开展了水库淹没与建设征地实物指标调查，在调查的基础上开展环境影响评价和水土保持方案设计，并认真结合本工程的自然条件特点进行了枢纽布置设计、施工总布置设计等各方面的工作。
二； 站址概况
千岛湖抽水蓄能电站位于浙江省淳安县大墅镇上坊溪，距新安江镇约78km，距淳安县城约60km，距大墅镇8km。上坊溪发源于白马乡与上坊乡交界的黄泥岭，自南向北流经上坊、岭干，于王家排流入新安江水库。主流长18KM，流域面积68km²。本工程下库坝址在上坊溪岭干村上游峡谷中，坝址以上集水面积50.0km²，河长12.2km，河道比降32.8‰。上库坝址位于上坊溪支沟上，坝址以上集水面积0.821km²，河长1.10km，河道比降53.0‰。流域内树林茂密，植被良好，水土流失较少。
本电站枢纽主要由上水库、下水库、输水系统、地下厂房及开关站等建筑物组成。
上水库位于上坊溪右岸的高庄村，为一天然形成的山间盆地，库盆平面形态呈不规则的扇形，北、东、南三面环山，西面为一窄的峡口，在此处筑坝形成上水库，设计正常蓄水位500.3m处，水库长约1000m，宽度一般为400~500m。库周山顶高程一般在550~610m之间，最高峰位于北岸，高程为618.0m。库周有六处山岙，其中北、东、南库岸有三处山岙为库岸最低垭口，高程在525.95~540.20m之间。库周地形坡度一般25~35º，库岸四周植被茂密，库底地面高程425~450m，呈平缓斜坡状，整个库盆内多被第四系覆盖，基岩山露少。上库拦河坝为混凝土面板堆石坝，坝顶高程503.50m，主坝长632m，最大坝高91.5m。
输水系统和地下厂房设在上坊溪右岸山体内。本工程 上、下水库库底天然高差约250M，筑坝形成水库后平均发电水头约为248.5M，输水洞线水平距离约1353.7M，距高比L/H为5.45，地形条件较为优越。引水系统采用二洞四机布置，尾水系统采用单机单洞布置，引水洞洞径9.5M，尾水洞洞径7.0M，输水系统总长1467.1M。
地下厂房采用尾部开发方式，厂位置距下水库415.2M， 上覆岩体厚度约190M。基岩岩性为细粒二长花岗岩，上部为强~弱风化，中下部以微风化—新鲜基岩为主，岩质坚硬，岩体完整性好。500KV地面开关丫布置在离下库进/出口下游约70M处，建基高程250.80M。
下水库坝位于上坊溪上，两岸山体走向与溪谷*行 以南北走向为主，山体雄厚。坝型初步比较后推荐方案为混凝土面板堆石坝，最大坝高80.5M，坝顶长度229M，左坝头设开敞式溢洪道，堰顶高程244.7M，溢流净宽60M。 本站址下水库集水面积50KM²，年平均迳流量0.37亿M³，能满足初期蓄水及正常运行对水量的需求。在环境影响方面，没有制约本工程兴建的环境因素。
本工程对外交通较便利，淳扬公路从大墅镇经过，可分 别至建德市和开化县的马金镇，与320国道和205国道相接。淳安县城与大墅镇有公路相通，电站距建德市的岭后火车站70.0KM，至工地公路等级为四~三级。
本工程施工组织设计充分考虑了枢纽建筑物布置特点 和工程施工条件，并参照国内已建、在建类似规模工程，编制本工程施工总进度，各单项工程施工进度指标立足于国内平均先进水平，拟采用配套的先进施工机械设备，选择施工管理水平较高的水电专业队伍施工，以确保施工总进度的实施。
本工程开工至第一台机组发电工期为4年6个月，总工期5年6个月。
三；建设必要性及工程开发任务 1；地区经济与能源资源概况
浙江位于我国东南沿海，地江三角洲南翼，全省土
地面积10.18KM²，2003年底人口达4679.6万人。浙江省是我国经济发达地区，是经济发展最快的省份之一。2003年全省国内生产总值9200亿元，按可比价格计算，比上年增长14%，远高于全国的平均水平，人均生产总值达19730元，
浙江省缺油少煤，水力资源在华东三省一市中相对较为丰富，全省常规水力资源蕴藏量6292MW，至2003年末，全省已开发常规水电装机容量约4078MW，开发程度很高。据勘查全省煤炭保有储量仅1.1亿吨，东海油气资源目前正处于勘探之中，有一定的开发前景。 2； 电力系统现状及电力发展规划 （1）电力系统现状
2002年底浙江省总装机容量16540MW（不包括新安江、富春江水电站、天荒坪抽水蓄能电站、秦山核电站二期、秦山三期4137.7MW，下同），其中6000KW及以上电厂装机容量14178MW。在6000KW及以上电厂装机中：水电1903MW，占13.4%，火电11975MW，占84.5%，核电300MW，占2.1%。2002年统调电厂装机容量10671MW，其中水电967MW，火电9404MW，核电300MW。
2002年全社会最高用电负荷15500MW，用电量1017.81亿KW.H（含天荒坪抽水蓄能电站抽水用电量32.43亿KW.H），分别比2001年增长19.2%、19.1%，增幅居华东之首、全国前茅。
至2002年底，全省境内已有500KV输电线路27条/2238KM，500KV变电所7座/975万千伏安。220KV线路231条/6611KM，220KV公用变电所80座/2149万千伏安，220KV用户自备变电所2座/28.95万千伏安。
（2）电力发展规划
浙江省国民经济发展迅速，1981年全省GDP为204.5亿元，2001年达到6748亿元，按可比价计算，年均增长率为13.0%，高于全国平均增长率3.4个百分点，已成为全国经济最具活力、发展最快的省份之一。国民经济的快速增长对电力生产提出了更高要求，同时也给电力发展提供了更大的空间和机遇。
根据浙江省电力公司2003年11月编制的《浙江省电力发展“十一五”规划及2020年展望》，浙江电网2005年全社会最高负荷25400MW，需电量10亿KW.H，2010年全社会最高负荷39000MW，需电量2450亿KM.H，“十五”、 “十一五”期间最高负荷年均增长率分别为17.0%和9.0%；用电量年均增长率分别为17.1%、8.4%、2015年全社会最高负荷50000MW，需电量3060亿KW.H。“十二五”期间年均增长率分别为5.1%和4.5%；2020年全社会最高负荷60000MW，需电量3600亿KW.H，“十三五”期间年均增长率分别为3.7%和3.3%。
根据浙江省电力发展规划，2003年到2010年全省境内
新增大中型发电电源装机容量28385MW，其中水电1395MW（桐柏分浙江710MW，滩坑600MW，华光潭85MW），煤电19320MW，燃气轮机4960MW，核电分浙江2710MW。2011年~2015年新增规模110MW，其中抽水蓄能1200MW，煤电5400MW，燃气轮机3040MW，核电2000MW。“十三五”规划投产项目9020MW，其中煤电7500MW，燃气轮机1520MW。
到2010年底，三峡送电华东三省一市7200MW，分电浙江容量1656MW；金沙江下游溪洛渡，向家坝2015年送电华东四省一市（含福建）5488MW，川电东送2015年华东三省一市容量为3500MW，金沙江下游和川电送电分配浙江比例暂按其输送容量的25%计。
根据电力发展规划，浙江电网今后建设的火电主要为300MW及以上的大容量机组，现有小火电机组将逐步退役。 1.3.3浙江电网和华东电网2015、2020年电力市场空间及调峰容量分析
浙江电网2015、2020年电力电量平衡以及调峰容量平衡结果表明：考虑区外送电后，2015年、2020年省内装机规模分别需达到62424MW、75078.2MW，因此浙江电网已建，在建和待建电站装机尚不能满足2015年、2020年的用电需求，浙江电网2015年、2020年的电力缺口分别约为8873.6MW、17875.8MW，可见浙江电网装机容量空间充实；
如网内火电机组按调峰幅度35%调峰，2015年、2020年电网夏季调峰缺口分别为3910MW、5452MW，电网仍需继续配备适量的调峰电源。根据地区能源资源状况和电力发展规划，西部大开发、西气东输战略，结合经济比较，考虑煤电综合调峰幅度，煤电年利用满小时，系统总耗煤量等综合指标，经综合分析认为：新增1800MW方案，其煤电调峰幅度夏季为37.95%，冬季为36.74%，煤电利用小时为5530h。2015年前除已、在建抽水蓄能规模1290MW外，浙江电网新增抽水蓄能1800MW左右，总规模3000MW左右是经济合理的；2016~2020年在2015年基础上，浙江电网再增1000MW左右抽水蓄能电站也是经济合理的.
根据华东电网2015、2020年电力电量平衡成果分析，华东三省一市远景发电装机需求量较大，即使规划建设的水电、煤电、燃气轮机、核电和区外来电如期实现，华东电网2015年、2020年装机缺口分别为3533MW和60536MW。经过对华东电网2015、2020年调峰容量平衡的抽水蓄能需求初步分析，结合煤电调峰幅度，华东电网2015年抽水蓄能总规模选择11000MW左右比较合理（除已建、在建及响水涧外，2015年前再新增5000MW左右），煤电夏季综合调峰幅度40.65%，冬季综合调峰幅度35.33%，煤电装机利用小时4941h。2020年抽水蓄能总规模选择15000MW左右比较合理（2015年至此2020年新增4000MW左右），煤电夏季
综合调峰幅度41.26%，冬季综合调峰幅度34.31%，煤电装机利用小时数5171h。
三；建设千岛湖抽水蓄能电站工程的必要性
根据上述分析，无论是浙江电网还是华东电网，2015年、2020年都存在较大的调峰容量缺口，经济比较成果表明，浙江电网和华东电网内建设一定规模的抽水蓄能电站的经济是合理的。
（1）降低火电机组的调峰幅度，改善电网运行条件，有利于电网安全稳定运行。
随着地区经济的快速增长，浙江电网和华东电网用电负 荷增长也很快，同时随着产业结构的调整，第三产业和居民生活用电的增长，使得峰谷差的增长速度超过用电负荷的增长速度。随着用电需求的快速增长，电力供需矛盾不断增强，调峰问题仍很突出。
浙江电网远景调峰问题仍很严峻，2015年、2020年网内最高负荷分别为50000MW和6000MW，夏季峰谷差分别为21000MW和25200MW，若加上负载及事故备用，浙江电网需要的调峰容量将达到26000MW和31200MW。2015年浙江电网在抽水蓄能规模达到1290MW，燃气轮机规模达到8710MW，滩坑、大均、新安江扩机等电站均投入的情况下，煤电机组综合调峰幅度夏季需要达到46.6%，冬季需要达到45.1%。2020年煤电机组综合调峰幅度夏季需要达到48.19%，
冬季需要达到45.26%，煤电调峰幅度过大，难以保证电网安全、经济运行。
千岛湖抽水蓄能电站的建成可以增加电网的调峰容量，减轻网内火电机组的调峰压力。根据分析，千岛湖抽水蓄能电站1200MW机组的投产，可使浙江电网夏季调峰幅度从46.63%下降到40.95%。2020年浙江电网抽水蓄能新增2700MW，夏季调峰幅度从48.19%下降到37.58%。合理新增抽水蓄能电站，可有效改善电网运行状况，降低煤电调峰幅度，使火电机组在高效率区运行，有效减少机组事故率。同时可为电网提高调频、调相、旋转备用等功能，为电网安全稳定运行提供保障。从电网调峰幅度，系统总费用现值及耗煤量等方面分析，2020年水平，除已建、在建抽水蓄能电站外，浙江电网需新增抽水蓄能电站3000MW左右，华东电网需新增抽水蓄能规模9000MW左右。
（2）增加电网调峰能力，用好区外来电
今后 10年至此20年华东电网的电源结构将发生重大变化。核电装机不断增加，西电东送规模加大，火电装机趋向高参数大容量发展，预计2015年华东电网负荷为1000MW，浙江电网负荷为50000MW，电网的安全稳定运行更显重要，对机组的运行要求也更高；西电东送规模的加大，长距离大规模直流输电的安全稳定问题越来越引起人们的重视，相应对电网备用 需求也越来越大。所有这些都预
示华东电网和浙江电网面临的调峰和备用电源问题将越来越严峻。
（3）建设千岛抽水蓄能电站的必要性
千岛湖抽水蓄能电站位于浙江西部，距离浙江省中西部负荷中心相对较近，建成后可承担浙江中西部地区的调峰、调频、调相和旋转备用等任务，为电网的安全、稳定运行提供保障。
①地理位置优越
千岛湖抽水蓄能电站位于浙西负荷中心附近，距金华、兰溪、衢州的直线距离分别为93km、72km和40km。电站初拟接入金华500kv双龙变电所，电气距离约80KM左右，接入系统条件较好。
千岛湖抽水蓄能电站距拟建的兰溪火电厂约56km，离金沙江输电华东网金华落点也比较近，调峰和抽水十分便利。该电站装机1200MW，由于其地理位置的优势即可向金华网和浙江网供电，也可向华东大网送电，为系统提供调峰电力。同时可与大型火电站、西电东送配合运行，并减轻电网的调峰压力，在进一步用好西电汛期电能、改善煤电机组的运行条件、提高系统安全运行可靠等方面起到重要作用。
浙江省已建和在建的抽水蓄能电站分别分布在浙江省北部（天荒坪）、东部（溪口）和中部（桐柏），随着浙江省新经济带西进和“西电东送”的逐步实施，在浙江省西部建
设一座百万级抽水蓄能电站是十分必要的。
②工程建设条件良好
千岛湖抽水蓄能电站地形条件好，上水库为一山间盆地，水库库周山体较雄厚，无需筑副坝。下水库坝址河谷狭窄呈“V”型，山体雄厚，库岸为硬质岩边坡，库岸稳定，两岸地表分水岭和地下水分水岭宽厚，高于正常蓄水位，水库无向邻谷渗漏之虑。总体上本工程地质条件优越。
电站平均水头248.5m，距高比小（L/H=5.45），输水系统及地下厂房地质条件优良，适合修建大型抽水蓄能电站。
③经济指标优良
根据投资估算，千岛湖抽水蓄能电站1200MW方案单位千瓦静态投资为2779元/kw，动态投资为31.9元/kw。根据电力电量平衡分析，可替代煤电装机1257MW，节约电源建设投资169315万元，千岛湖抽水蓄能电站装机1200MW，可使浙江电网2015年夏季和冬季火电综合调峰幅度分别降到41.0%和39.6%；2020年在考虑新增1500MW其他抽水蓄能电站基础上投入千岛湖抽水蓄能电站，可使夏季冬季火电综合调峰幅度分别降至37.58%和34.94%，有效改善煤电调峰幅度，减轻电网调峰压力。
④带动地区经济发展
淳安县位于杭州西郊，2003年全县实现生产总值47.6亿元，是杭州地区经济发展最落后的地区，位于该县境内的
千岛湖是国家级重点风景名胜区之一，千岛湖水质良好，是我国重要的水业基地。为保护风景区环境和水源品质，淳安县推行无污染工业发展的思路，使当地的经济发展受到了一定的。千岛湖抽水蓄能电站位于千岛湖风景区外，距离千岛湖风景区有8km，距离风景区外围保护地带约有3km，工程建成后以大墅镇的上坊溪水为抽水水源进行发电，既不会污染环境，又不影响千岛湖景观。此外千岛湖抽水蓄能电站的建设，必将给库区社会经济发展带来良好的契机，库区交通、基础设施建设等都将得到极大的改善，可带动相关产业的发展，增加当地就业机会和税收，提高当地居民的生活水平，对地区社会经济发展起到积极的带动作用。
综合上述分析，根据2015年、2020年浙江电网和华东抽水蓄能合理规模分析，要解决电网日益突出的调峰矛盾、要保证电网经济、安全运行，需要建设一定规模的抽水蓄能电站。鉴于千岛湖抽水蓄能电站地理位置较为优越，距离抽水电源较近，上网条件较好，工程建设条件良好，经济指标优良，电站的建设可以带动地区经济发展，具有建设的必要性和较强的竞争能力。从全省和地区电力、经济发展的需要，电网安全稳定运行等方面考虑，根据电网需求，适时建设千岛湖抽水蓄能电站是必要的。
淳安枫树岭水力发电有限公司
总经理；姜宜海