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1、-1-华东电网抽水蓄能电站选点规划及建设王达邦内容提要：本文介绍华东电网抽水蓄能电站选点规划和建设概况，分析华东电网发展趋势，探讨今后 1520 年华东电网建设抽水蓄能电站的经济规模，并提出加快华东电网抽水蓄能电站建设的若干建议。1 概 述早在七十年代初，华东电网就开始抽水蓄能电站站址的普查和选点规划工作，并取得了大量的站址资源调查和选点规划成果，主要有：太湖锡苏地区抽水蓄能电站选点调查报告；苏南地区抽水蓄能电站选点补充调查报告；安徽省东南地区抽水蓄能电站规划选点报告；华东电网负荷中心地区抽水蓄能电站复勘报告；浙江省北部地区抽水蓄能电站查勘报告；华东电网抽水蓄能电站规划选点报告；浙江省抽水蓄能
2、资源普查报告；浙江省抽水蓄能电站规划选点报告；江苏省苏南地区大型抽水蓄能电站规划选点报告等。上述各次选点调查和规划，大致摸清了华东电网复盖范围内的抽水蓄能电站站址资源情况，找出一大批可供开发的抽水蓄能站址，并经过技术经济比较，选出天荒坪（1800MW） 、桐柏（1200MW） 、宜兴（1000MW） 、响水涧（1000MW） 、乌龙山（400MW） 、琅琊山（600MW）等第一批开发工程，加上地方选出的沙河（100MW） 、溪口（80MW ） 、响洪甸（80MW）等，总装机容量共 6260MW。现在天荒坪、沙河、溪口和响洪甸已建成投产，桐柏、宜兴、琅琊山等正在加紧建设中，响水涧拟近期开工建设，
3、唯有乌龙山（400MW）尚在犹豫中。在已建和在建的抽水蓄能电站中，天荒坪是个比较成功的范例，它的建成投产，标志着华东电网抽水蓄能电站开发进入了一个新阶段，也取得了很好的经济效益和社会效益。电站实行两部制电价，容量电价以按期还本付息、回收大部分固定成本、合理利润和应计税费为原则制定，电度电价主要回收抽水电费和少量固定成本。两部制电价的实行，使电网可以充分发挥抽水蓄能机组的作用，合理调度，确保电网安全稳定运行，电站也可以通过提高机组可用率来获取经济回报。天荒坪抽水蓄能电站投产Comment z1: 页：2算法似乎不妥，应按统计的启停次数计，免得引起争议。-2-3年多来，对华东系统而言，主要有如下几
4、个方面的经济效益：（1）电站提供峰荷发电能力 1800MW，低谷填谷能力 1890MW，最大调峰能力达3690MW，占 2002年最大用电峰谷差 18179MW的 20.3%，大大改善了华东电网基本由火电机组调峰的状况。（2）减少电网基建投资。天荒坪电站总投资 62.76亿元，单位 kW投资仅 3487元，同期火电机组单位 kW造价为 4500元，天荒坪电站的投资仅为火电机组的77.4%， 1800MW抽水蓄能电站为系统节省基建投资 18.23亿元。（3）改善了火电机组的运行状况，让更多火电机组按最佳经济方式运行，减少华东电网大机组的调停台次。天荒坪电站 3690MW的调峰能力相当于 12台
5、300MW火电机组启停运行。若按每台启停费 50万元计算，每天可节省 600万元，若一年有效运行时间按 300天计算，则一年可节省启停费 18亿元。（4）为电网频率调节、安全稳定运行带来十分有利的条件和手段。天荒坪电站机组具有快速响应能力，由静态到发电满载仅需 2分钟，负荷爬升速度快，大大优于燃煤机组热态爬（卸）荷，每分钟仅 11.5%额定出力的速度。由于天荒坪电站具有上述特性，自投产以来，为华东电网紧急顶事故调频 26次，其中最典型的是葛南直流多次双极跳闸，均是由天荒坪电站机组紧急并网发电，使电网频率在短时间内迅速恢复到正常范围内。由于天荒坪抽水蓄能电站的示范作用以及华东电网峰谷差迅速增大，
6、华东电网抽水蓄能电站的选点规划及建设面临着新的机遇。 但是，由于以往的选点规划采用的设计水平年不够远，并受其它因素的影响，致使所选站址数量和规模不能满足电网进一步发展的需要，使第一批开发工程之后的待建项目不明确，最终导致前期工作滞后，缺乏项目储备。2 华东电力系统未来发展趋势抽水蓄能电站是具有调峰、填谷、调频、调相和事故备用等多种作用的特殊电源，其建设规模和布局与电力系统发展特性有着密切的关系。因此在探索华东电网新一轮选点规划的必要性及建设规模之前，有必要先分析一下华东电力系统未来发展趋势。未来 1020年华东电力系统发展的大趋势及其特性主要表现在以下几个方面：（1）用电负荷及峰谷差超常增长，
7、用户对供电质量要求越来越高-3-华东电网复盖的三省一市是我国经济发展最快的地区之一，国内生产总值（GDP）年均增长率超过 10%。随着经济的发展，用电负荷和峰谷差也迅速增长。1995 年华东三省一市最高用电负荷仅为 28200MW，最大峰谷差仅 9030MW，但到2002 年，最高用电负荷已达 56000MW，最大峰谷差 19900MW，7 年时间负荷增长 1倍，最大峰谷差增长 1 倍多，负荷和峰谷差的年均增长率均超过 10%。根据有关方面最新预测，华东电网 2015 年最高负荷将达到130000MW160000MW，峰谷差达到 60000MW73600MW；2020 年最高负荷将达到1600
8、00MW190000MW，峰谷差将达到 73600MW87400MW。用电负荷的超常增长，为电力市场提供了广阔空间，也为电力系统的规划及建设提出了更高的要求。不仅如此，随着社会进步和人民生活水平提高，用户对供电质量要求也越来越高，随意拉闸限电的行为将会被制止，由拉闸限电给社会和群众造成的损失将依法给予赔偿。（2）电源建设呈多样化趋势，煤电比重将逐步下降未来华东电力系统的电源建设将会呈多样化发展，除继续兴建一批高参数、大容量的火电机组外，其它电源也将会得到较大的发展。首先是核电，目前核电装机不足2000MW，但到 2015 年华东电网的核电规模可能达到 10000MW，2020 年核电总规模可能
9、超过 15000MW。其次是燃气轮机组，目前华东电网内燃气轮机的装机容量不足1300MW，但随着“西气东输”管线工程的完成，华东电网内的燃气轮机电站将会快速建立起来，予计 2015 年后电网内的燃气轮机电站规模可能达到 20000MW。第三是区外来电。华东电网的区外来电主要包括两部分，一是山西阳城来的火电，其规模较小，仅为 2100MW，而且今后发展前景很小；二是西部水电，根据规划 2010 年前有三峡来电 7200MW，在 2010 年至 2020 年间有金沙江溪洛渡和向家坝来电 10500MW，四川来电 7000MW。这样区外来电合计总容量将超过 25000MW。最后是抽水蓄能电站，目前电
10、网内抽水蓄能电站总容量仅 2060MW，预计 2010 年前抽水蓄能电站装机容量将达到 5860MW，至 2020 年华东电网内抽水蓄能电站装机容量可能达到15000MW18000MW，具体数字取决于其它调峰电源，特别是燃气轮机组的建设速度和抽水蓄能站址的建设条件和合理布局。当华东电网内核电、燃气轮机、区外来电及抽水蓄能电站装机规模基本达到上述-4-数字后，火电装机所占比重将从目前的 86.6%下降到 60%左右。（3）500kV 网架不断增强，区域间电力交换越来越方便到目前为止，华东电网已形成武南瓶窑 繁昌东善桥 武南 500kV 跨省市的西环网以及武南 斗山 石牌黄渡泗泾南桥 瓶窑武南跨省
11、市 500kV 的东环网，两个环网中除繁昌 瓶窑线为单回路外，其余均为双回路。同时，各省市电网也均以至少 2 回500kV 线路接入华东主环网。江苏电网形成了 500kV 任庄淮阴江都武南（斗山）的长江南北主干通道；安徽电网形成了 500kV 平圩（洛河） 肥西繁昌的长江南北主干通道；浙江电网形成了 500kV 北仑兰亭 瓶窑的钱塘江南北主干通道；上海形成了500kV 石洞口 黄渡 南桥 杨高的半环网。此外，华东电网和福建电网以 2 回 500kV实现了联网，华东和华中电网通过葛南直流联网，山西阳城电厂通过 2 回阳城东明三堡 500kV 线路向江苏电网送电。在未来十多年内，华东电网除继续加强
12、上述环网外，浙江中部和南部将形成双回线的“目”字形环网结构，钱塘江第 2 个双回过江通道也将建成。结合三峡工程及其它“西电东送”项目，将陆续建设多回联接东西部的输电大通道，按目前的“西电东送”规划，到 2020 年东西大通道至少有 10 回以上的超高压输电线路。500kV 网架的不断增强，给区域间的电力交换提供了极大的便利，一方面可以迅速调剂省（市）间的电力余缺，使网内能源及备用容量得到了更有效的使用；另方面为省外大量能源输入提供了大通道。3 华东电网抽水蓄能电站经济规模分析由于华东电网今后的电源建设呈多样化趋势，调峰手段也越来越多，因此，从技术上讲，调峰应不成问题。问题在于采用什么调峰措施或
13、采用怎样的调峰措施组合最经济，对电网的稳定、安全运行最有利。结合华东电网抽水蓄能电站选点规划和建设，多年来，我院对各种调峰措施的经济性以及抽水蓄能电站的经济规模进行过深入的分析研究。3.1 分析方法采用最小费用法，即在满足电力系统各年度用电水平的前提下，通过电力生产模拟，计算各拟定方案不同年份的电源投资、燃料消耗量及其运行费用，以计算期内总费用现值最小为优化目标。-5-电力生产模拟包括电力负荷生产模拟、各类电站典型日生产模拟、年电力生产模拟、各类电站调峰模拟、发电量生产模拟、系统燃料消耗模拟等。主要计算参数采用如下：1）各类电源单位 kW 投资煤电采用 4100 元/kW，抽水蓄能电站 300
14、0 元/kW，燃油机组（单循环）3000 元/kW，燃气轮机组 3700 元/kW，常规水电站 6000 元/kW，区外水电 3000 元/kW 外加输电线路投资 2500 元/kW。2）各类电源运行费率煤电采用 4%，抽水蓄能 2%，燃油机组 3.5%，燃气轮机组 3.5%，常规水电1.3%。3）煤电机组技术参数分不同类型的煤电机组采用不同的技术参数，60 万机组的技术最小出力采用60%， 30 万机组 65%，20 万机组 80%等。3.2 分析结果1）各种调峰措施的经济性比较根据不同调峰措施的经济分析，可以得出如下结论：a. 煤电：3060 万 kW 火电机组最小技术出力虽可达到 405
15、0%，从理论上讲大容量燃煤机组也可以满足电网调峰容量的需求，但是火电机组调峰运行，特别是承担高峰负荷时，设备故障多，会影响机组的安全运行和电网供电可靠性。火电机组的升荷、卸荷速度慢，远满足不了用电负荷急剧变化的需要。火电机组频繁调峰运行会使煤耗上升、厂用电增加、检修周期缩短、检修费用增加，也会加剧设备的损伤和缩短机组的使用寿命。因此，电网内的火电宜担任基荷和腰荷，其经济调峰幅度在 2530%之间是较经济的。b. 燃气轮机组：燃气轮机组起停较灵活，可以开停机运行，电站投资较少；工期短，是一种比较理想的调峰电源。但是燃气轮机组以天然气和燃油为燃料，华东地区油气资源不足，燃料价格昂贵，而且热效率低，
16、发电燃料成本在 0.20.25 元/kWh 左右，经济性较差。从全网最小费用出发，燃气轮机组适合作为电网的辅助调峰电源，承担12h 尖峰负荷及热备用容量，而不宜作为电网的主力调峰电源。但从燃气轮机电站还-6-本付息出发，其每天运行小时不宜小于 810h，因此电网内投入大批燃气轮机组是种矛盾的选择。c. 抽水蓄能电站与系统中其它调峰电源相比具有如下优点：既可调峰又可填谷，具有双倍的调峰功能，在以火电为主的电网中运行可以取得事半功倍的效果；机组起停及升降负荷灵活方便可靠，具有快速跟踪负荷的能力，可以在几分钟内空载至满出力运行；运行成本低，抽水蓄能电站在低谷抽水时表面上看增加燃料消耗，但是由于其调峰填谷作用，减少火电机组的压荷和开停机运行，改善火电机组的运行条件，降低系统的煤耗率，从而减少了系统燃料总消耗；降低火电机组的运行修理费用，提高火电机组的使用寿命；可为电网提供紧急事故备用，并承担调频、调相等任务，增加系统的动态效益。
