抽水蓄能电站及其在河南的发展

抽水蓄能电站及其在河南的发展杨彦平1，李德淳1，张宝珍3(1.黄河水利委员会勘测规划设计研究院，河南郑州450003；2.郑州市黄河河务局，河南郑州450008)摘要:阐述了抽水蓄能电站的特点、发展概况及在电力系统中的重要作用，对其在河南省兴建的必要性和发展前景做了相关分析，谈了有关发展抽水蓄能电站所遇到的几个问题。关键词:河南；抽水蓄能；电站；必要性1前言抽水蓄能电站(以下简称抽蓄电站)是一种特殊形式的水电站。虽然它与常规水电站一样都是通过水能——机械能——电能的转换来实现发电的目的，但两者在电站建筑物组成结构、在电力系统中的作用、运行方式等诸多方面均有所不同。江河湖海的水经过常规水电站的水轮机流到下游后不再返回到上游，因而只有一个上游水库，而抽蓄电站则有上、下两个水库。它利用电力系统中多余的电量(汛期、节假日、后半夜电力负荷低谷时)将下库的水抽到上库，在系统高峰负荷时利用上库的水发电，并将这部分发电的水在下游水库重新存储起来。发电——抽水——发电——再抽水，如此循环往复，将多余的、不能储存的电能通过抽水，以水能的形式蓄在上库，在需要时再通过将上库水流向下库的方式，把水能变成电能加以利用。因此，它既是电源，又是用户，只要具备能修建上、下水库的良好的地质地形条件，以及能弥补水库蒸发和渗漏的少量水源，就能修建大中型抽蓄电站。它不要求河流有大流量，电站组成建筑物相对较简单，投资少，工期短，施工导流和泄洪等均较为简单，机电设备单位千瓦造价较低，再加上其在电力系统中所起的削峰填谷作用较常规水电站和火电站更为优越。因此，在近30年来，抽蓄电站在中国和全世界都得到了迅速的发展。2抽水蓄能电站的发展概况抽蓄电站的兴建历史已近120年，世界上最早的抽蓄电站为1879年建于瑞士的苏黎世电站，装机515kW，扬程153m。在20世纪初，德国、瑞士等国的抽蓄电站规模逐步扩大，二次世界大战前，抽蓄电站主要是在欧洲兴建。1945年以后，由于各国电力系统的日益扩大，峰谷差日益加大，核电容量不断增大，可开发水电资源日趋减少，为担负系统调峰，保证供电质量，保证安全运行，减少系统煤耗，很多国家都开始大量修建抽蓄电站。从1960年到1989年的29年间，全世界抽蓄电站总装机容量由348万kW增加到7736万kW，增加了22倍，平均年增长11.3%。目前发展最快、装机最多的是美国，其次是日本，以下依次是意大利、法国、德国、西班牙和英国，具体数据见表1。现今世界上建成和在建、的装机容量大于100万kW的抽蓄电站有40座，已建最大的抽蓄电站是美国的巴斯蒂康抽蓄电站，装机6台，总容量210万kW。抽蓄电站水头多在100～600m之间，其中大于1000m的有7座。水头最高的是瑞士的马吉亚蓄能电站，水头高达2117m，装机55.7万kW；单机容量最大的机组是西德布莱德的布莱梅电站，为66万kW。中国抽蓄电站的兴建始于60年代末。1968年河北石家庄市岗南水库安装了1台日本进口的抽水蓄能机组，容量为1.1万kW。1972年，在北京郊区的密云水库安装了2台国产的仿制机组，分别于1973年和1975年投入运行。从70年代后期开始，华北、华东、东北以及广东等地都开始研究修建抽蓄电站的问题。河北潘家口电站是座混合式电站，除1台15万kW常规机组外，另装有3台意大利进口的总容量为3×3万kW的单级可逆式蓄能机组。这3台机组于1984年开工，1992年全部建成正式发电。北京十三陵抽蓄电站因施工中斜洞塌方，其首台机组发电日期比原计划1995年推迟了一年多。广州抽蓄电站总装机240万kW，分两期建设，每期装机4×30万kW。一期工程1988年开工，1994年投产。西藏的羊卓雍湖抽蓄电站、浙江天荒坪抽蓄电站均已建成发电。在台湾，1985年建成了装机为4×100万kW的明湖抽蓄电站，1993年建成了装机6×27万kW的明潭抽蓄电站。从总的发展趋势看，除云、贵、青等省外，其余各省区既使是在水电比重较大的湘、桂、川等省(区)也开始兴建或开始研究兴建抽蓄电站的必要性。3抽水蓄能电站在电力系统中的作用抽蓄电站自1960年以后在全世界范围内得到了很大发展，见表2。由此说明抽蓄电站在电力系统中的作用日益受到重视。实际上，抽蓄电站本身并不能产生很大的效益甚至是不合算的(一般抽蓄电站耗7kW·h电抽水，可发5kW·h电)，但在整个电力系统中所发挥的作用却给系统和广大用户带来很大的效益。其作用主要有以下几方面：3.1削峰填谷抽蓄电站机组起动迅速，能很快改变运行工况，在电力系统处于高峰用电时具有比常规水电和火电更好的调峰灵活性；在系统负荷处于低谷时，机组在水泵工况下工作，充分利用无法存储的低谷电量抽水。因此，抽蓄电站具有削峰填谷双重作用，调峰能力为其装机的两倍。3.2事故备用当前，电力系统对事故备用的要求随着人类生产生活对电力系统要求的不断提高而愈来愈高，由于抽蓄机组能迅速改变工况，操作启动灵活快捷，不论在机组运行或不运行，它都是良好的事故备用。在国外，有些抽蓄电站的主要作用不是调峰而是备用。电力系统发生事故时，抽蓄机组的紧急投入所带来的效益有时甚至等于或大于抽蓄电站本身的投资。3.3改善火电运行条件，节约煤耗火电站一般担任系统的基荷，其机组大部分能在高效率区运行。当系统为纯火电系统时，由于削峰填谷的需要，一部分火电机组需要处于每天停启交替运行状态，运行条件差，煤耗增加，发电量降低，发电成本相应提高，因此，当系统中增加一定比例的抽蓄电站承担削峰填谷任务，上述问题便能很好解决。3.4改善水电的调节性能，增加水电电量，减少弃水水电站在系统中同样具备一定的调峰能力，具有调节性能的水电站一般是汛期蓄水以备枯水期发电。但在汛期调峰就必须弃水，实际上减少了部分弃水电能。修建一定比例的抽蓄电站，取代水电站调峰，就可以减少大量弃水，增加枯水期水电站的保证出力，亦即季节性电能，并改善下游的航运条件。3.5节省电力系统投资，提高供电质量和系统的安全可靠度抽蓄机组多采用高水头、大容量的单级可逆式机组，投资小，工期短，年运行费用少。其厂用电多在1%左右，比火电机组的6%～7.5%小很多，综合效益十分可观。由于抽蓄电站改善了系统中水、火电站的运行条件，从而提高了供电质量和运行的安全可靠度，这不仅对电力系统本身，而且对整个国民经济各产业部门的产品质量和经济效益都具有重要意义。3.6动态效益目前，抽蓄电站的动态效益研究在理论和计算方法上尚不成熟，但国内外研究均得出抽蓄电站具有显著效益的结论。动态效益一般含短暂负荷(快速启动，增加或减少出力)、旋转备用，调频、调相、提高系统可靠性等。美国的研究表明，装机1200MW，造价500美元/kW的抽蓄电站，其动态效益为1.02亿美元/年。国内宝泉抽蓄电站装机1200MW，动态效益按40元/kW·h计可达4800万元/年。从上述可见抽蓄电站能给水电站及火电站和整个供电系统带来巨大效益，起到很重要的作用。4河南省兴建抽水蓄能电站的必要性在河南是否有必要修建抽蓄电站取决于河南的经济发展、能源状况与组成，电力系统发展及负荷特性，可能的调峰措施，抽蓄电站建设条件及其经济合理性等诸多方面因素。4.1经济发展及能源状况河南省地处中原，人口众多，交通便利，资源丰富，已成为现代经济发展中全国客货流和物资流通中心。国民经济以农业为主，人均国民经济产值较低，经济发展水平较落后。从发展经济的角度考虑，对能源的需求十分巨大。河南的能源组成以煤炭为主，保有储量230亿t，居全国第七位。由于交通便利，开采强度较大而后劲不足。河南的石油、天然气资源也较为丰富，但水力资源比较贫乏，且主要集中在黄河干流，今后的可开发潜力已很小。4.2电力系统发展及负荷预测河南电力系统为华中电网的组成部分，全省已形成统一电网。河南省国民经济增长速度很快，缺电形势十分严重。由于缺电造成事故停机、拉闸限电，给用户带来很大的经济损失。由于缺电，高参数机组上得慢，地方公用及自备小火电上得快，造成中低压机组比重较大，带来很大后患。河南省电网电量需求及调峰需求见表3。4.3调峰措施比较随着电网负荷的增长，峰谷差越来越大，所需调峰容量也随之增大，调峰问题日益突出。解决的途径一为削减峰谷差，这要靠经济手段，从政策上加以调整扶持，但不能治本；二是增大调峰能力，增加调峰电源。从河南情况看，调峰电源可有以下几类：(1)常规水电站。这是理想调峰电源，但河南缺乏水力资源，不可能有大的发展，难以发挥水电的调峰优势；(2)中温中压凝气机组及燃气轮机。前者机组容量大，投资大，煤耗高，不是发展方向，后者燃油价格昂贵，发电成本高，不利发展；(3)火电机组。火电机组目前虽承担一部分调峰任务，但调整速度慢，调峰能力不适应负荷的急剧变化，煤耗高，机组寿命短，维护费用高，发电成本高，这都是不利的发展因素；(4)抽蓄机组。除具备水电站所有的功能及动态效益外，尚有直接减小峰谷差的静态效益，改善系统运行条件，提高电能质量和安全可靠度，建设周期短，造价低，运行费用低，不污染环境等一系列优点。近百年以来的实践证明，抽蓄电站被世界各国公认为能使电网安全、经济、灵活、可靠运行的一种调峰电源和事故备用电源。河南省兴建抽蓄电站是十分必要的。河南省内河流较多，同时还具备修建抽蓄电站的各种有利条件，特别是豫北地区地处太行山南麓的辉县、修武、焦作一带，更可谓得天独厚。该地区河流山高谷深，相对高差大，岩性坚硬，有着优良的建站地质条件。此外，水源条件好，距火电所在地、电网负荷中心近，对外交通方便，建材供应充足，施工条件较好。因此，兴建一定规模的抽蓄电站，解决河南电网调峰能力不足，不仅完全可能，也是可行的。5河南省抽水蓄能电站的发展前景从以上分析可知，河南省建设一批具有一定规模的抽蓄电站，不仅十分必要，也是可行的，具备条件的。通过对河南省豫北地区抽蓄电站的规划选点工作，全面调查了解分析研究了豫北地区众多的资源点的状况，得出的结论是：该地区抽水蓄能资源丰富，条件优越，具备开发条件的资源点很多，主要有宝泉、石门等8处，可根据经济发展和电网需求，陆续开发，分期实施。近期以中型为主，搞短、平、快，解决电网调峰是当务之急。此外，还应向豫南南阳地区发展，既为河南调峰，也为湖北送电。总之，河南抽蓄电站发展前景良好，大有可为。6抽水蓄能电站发展的几个问题(1)关于抽蓄电站各种问题的讨论研究已取得了一些一致看法，但也存在一些分歧。对于抽蓄电站在电力系统中的作用问题，意见是一致的，如它的调峰作用，事故备用，单位千瓦造价低，工期短，节约系统煤耗，改善火电运行条件等。此外，在加快抽蓄电站的普查工作，优选站址，尽快实现抽蓄机组国产化等方面也取得了共识。但在如何预测电力系统日负荷率和确定合理的必需调峰容量；集中修建大型的还是分散修建中小型的；优选修调峰火电还是修抽蓄电站；是否要加快抽蓄电站的建设速度等问题上仍然存在一定的分歧；(2)关于抽蓄电站装机容量在电力系统的比重问题。由于电力系统的负荷特性与组成不同，抽蓄电站装机容量的比重也难以十分明确。一般而言，系统水电比重小，火电调峰能力低时，所需比重要大些。日本抽蓄电站与常规水电比重大致占10%，美国占60%左右，我国广东，由于有核电站，故抽蓄机组一般比重在12%～15%为宜。河南火电占绝对优势，抽蓄机组应占10%左右；(3)关于抽蓄电站的规模问题。从电力工业发展趋势看，系统和机组都将是以大型为主。大型电站的作用大，效率高，投资相对小，这是优点。但前期工作时间长，对地质地形条件要求高，建设周期长，筹资较为困难等均为其不足。因此，我国许多地区包括河南省在内都提出以发展中、小型电站为主，其投资较小，建设周期短，见效快，这是符合省情的，也是符合因地制宜原则的，值得推广；(4)关于发展抽蓄电站的几个政策性问题。首先是目前在管理体制上要求单独核算，而抽蓄电站的效益主要是体现在电力系统内，尽管电站本身的经济评价绝对合理，但财务评价往往不尽如人意，单位kW投资低，但每kW·h电价却很高，这是不合理的，应按系统统一核算为宜；其次，目前未能实行峰谷差电价，这对抽蓄电站的发展是不利的；第三，在税后还款方面，还款期短