华中电力系统对抽水蓄能电站的需求分析

22华中电力系统对抽水蓄能电站的需求分析安有贵钮新强陈永生长江委长江勘测规划设计研究院摘要：通过技术经济对比分析华中电力系统的各种调峰措施，论述在水电比重较大的华中电力系统建设抽水蓄能电站的必要性；并结合“全国联网”、“西电东送”的布局情况，简要分析华中电力系统中抽水蓄能电站的建设规模、开发时机、站点布局等问题。关键词：抽水蓄能调峰措施对比分析华中电力系统1华中电力系统基本情况华中电力系统由河南、湖北、湖南、江西四省电网组成，目前已形成了以葛洲坝电站外送为中心的500kV环网，特别是在湖北省中部形成了具有一定支撑作用的骨干网架，有1回±500kV直流线路与华东电网相联。2002年5月，华中电网与川渝电网实现了500kV交流联网，不远的将来，三峡、葛洲坝电站还将是“西电东送”的重要联络点。截止2002年底，华中电网统调发电站总装机容量38338.3MW，其中水电12181.8MW，火电26156.5MW，水电装机容量约占31.8%。但调节能力好的水电站不多，约占水电装机容量的30%。2002年华中电网统调电量约1642亿kW·h，统调最大负荷30790MW。自上世纪九十年代以来，华中地区电力需求一直呈增长之势，特别是峰谷差增长较快：统调用电量年平均增长6.2%，最大峰谷差的年均增长率为8.3%，平均峰谷差的年均增长率为10.3%，特别是峰谷差增长的幅度远大于用电量的增长，由此造成华中电网出现以下问题：（1）力市场局部电力供应短缺，出现拉闸限电现象。（2）电源结构不能完全适应用电需求的变化，电网缺少从经济和技术上均能较好满足峰谷负荷变化要求的电源。（3）发电装备技术水平滞后，全网统调火电平均单机容量不到150MW，调峰能力不够。（4）水电比重较大，丰水期需弃水调峰。水电出力季节性明显，调节能力差，全网汛期综合调峰能力不足30%。随着系统负荷峰谷差的加大，电网汛期调峰问题突出。（5）电网建设仍需加强，低压电网薄弱，用电潜力未完全释放，电力市场还待培育。2华中电力系统建设抽水蓄能电站的条件简析在水电比重较大的华中电力系统中开发抽水蓄能电站容易受到质疑。但值得注意的是，华中电力系统中调峰能力好的水电装机比例小，而且大多数水电站受季节性来水和防洪、航运、灌溉等综合利用要求的影响，调节能力不能充分发挥，随着用电需求的发展，亟待补充纯调峰电源；而且正是因为华中地区水电比较多，有弃水电能和好的地质地形，具备建设抽水蓄能电站的基本条件。对于华中电网修建抽水蓄能电站的必要性问题，已经引起有关方面的重视，宝泉、白莲河抽水蓄能电站的立项、建设就是明证。抽水蓄能电站建设的前提条件有两个：一是电力系统缺乏调峰容量；二是系统中有富余基荷电量可用于抽水。抽水蓄能电站规模大小，直接与电力系统调峰需求和可能提供的抽水电量有关。根据发供电容量平衡分析，在2015年、2020年汛期华中电网调峰容量分别缺5350MW、9000MW，而低谷时段火电机组压负荷分别达16560MW、22000MW的情况下，水电还要弃水，说明系统低谷电量有余；枯水期充分发挥水电调峰能力时，火电调峰幅度还要大于30%。因此，华中电网满足修建抽水蓄能23电站的前提条件。3华中电力系统调峰措施对比分析按照电网规划以及华中地区的能源特点，为解决华中电网2015年及以后的调峰问题，可供选择的调峰电源主要有水电扩机、可深度调峰的燃煤火电机组、燃气轮机以及抽水蓄能电站等几种。3.1抽水蓄能电站与水电扩机的对比到2010年以后，华中地区的大中型常规水电将基本开发完毕，增加常规水电调峰电源只能是水电扩机，而水电扩机的优势是利用了原电站的主体工程，造价比较低廉，并且不需要消耗能源，但只有在地形地质条件较好、水库调节性能较高、水量利用率低、装机年利用小时较高的水电站进行。抽水蓄能电站不受天然来水量的限制，不仅能调峰，而且能填谷，可以根据系统的需要，随时在抽水与发电两种工况间转换，维持电力供需的平衡，在维持现代电网的安全经济运行方面，抽水蓄能电站是必不可少的。3.2蓄能机组与火电机组、燃气轮机调峰机组的经济比较常规燃煤火电机组可采用压低出力及启停等方式进行调峰运行。火电机组深度调峰经济性较差，当压出力到额定工况的60%时，发电煤耗增加40～60g／kW·h，厂用电率增加4%。火电机组启停调峰需要投入大量的助燃油、代价较大，而且200MW以上机组启停调峰在技术上还有一定困难。启停调峰对电网安全运行影响较大，只是电网迫不得已的调峰手段。“西气东输”工程的实施，为华中电网兴建燃气机组创造了条件。燃气轮机效率高、启动迅速、调峰性能好，但负荷跟踪、快速启停等方面不如抽水蓄能和常规水电。根据有关资料，华中地区抽水蓄能电站的单位造价见下表，在对比分析中取较高的3500元/kW，燃气轮机的单位造价取4200元／kW；调峰煤机（调峰率50%）的单位造价取较低4500元／kW。华中地区抽水蓄能电站单位造价一览表抽水蓄能电站名称静态总投资（万元）装机容量（MW）单位造价（元／kW）湖北天堂30500704357湖北白莲河1610926002685河南宝泉51135312004261河南回龙395281203294湖南平江34860012002905江西洪屏31991812002666合计/平均141099143903214当社会基准折现率取12%时，以装机规模1000MW为例，三种调峰电源的年费用分析如下：根据抽水蓄能电站、燃气轮机和调峰火电站在施工期长短、工程的经济寿命、固定运行费率、检修时间、厂用电率、强迫停运率等方面的差别，计算得到三种调峰电源的上网容量年固定费用分别为796元／kW、985元／kW和1166元／kW；同时考虑到可变发电费用与发电时间、发电煤耗、煤价有关，则它们的年费用可总结为下列公式：F蓄能＝0.114×T＋796F燃气＝0.350×T＋985F煤电＝0.096×T＋1166根据公式，可绘制抽水蓄能、燃气轮机和调峰火电的年费用比较曲线，见下图。24050010001500200025000500100015002000250030003500年发电时间抽水蓄能、燃气轮机和调峰煤电年费用比较图从图中可以看出，抽水蓄能电站是最经济的调峰电源，燃气轮机调峰范围一般在尖峰运行，年利用小时数小于750h，相当于日供电2h以内的供电任务，燃气轮机比调峰煤机经济。从以上的调峰措施对比分析中可以看出，抽水蓄能电站可以在系统电力富余时吸收能量、不足时释放能量，满足电力系统供需平衡的要求，实现了电能在时间上的转移，在电网中起到协调发电与供电矛盾的作用，其独具的填谷功能和降低负荷低谷时段电网高频率的作用，是担负调峰任务的常规水电站、火电站、燃气轮机所做不到的。但是，抽水蓄能电站本身并不产生电能，满足人民生产、生活所必需的电能还得靠水电、火电等其它电源。所以，在电力系统适当配置抽水蓄能电站与开发水电、煤电并不矛盾。4抽水蓄能电站在华中电网中的作用4.1提升整个系统的调峰能力、经济而有效地解决电网调峰问题随着人民生活水平的不断提高和第三产业的迅速发展，居民生产用电、第三产业用电比例不断增长，华中电网对调峰电源的要求更加迫切。2015年华中电力系统峰谷差将达到26860MW，而水电只能承担9200MW左右，同时又出现大量基荷电和弃水电能，若剩余的调峰任务全部由火电承担，则火电机组的调峰幅度达40.7%；2020年甚至达到42.8%。根据前述的调峰措施对比分析可知，用如此多的火电机组来解决系统的调峰问题显然是不经济的，只有投入抽水蓄能电站，才能提升整个系统的调峰能力、经济而有效地解决电网调峰问题。4.2保证电网安全稳定运行随着我国社会主义市场经济体制改革的逐步深入、市场机制的逐步完善，商品供应部门必须按照市场要求来组织商品的生产，电能同样如此。而且随着经济社会的发展，法律法规的健全，用户利益会越来越受到重视，如果因电力系统的原因给用户造成财产损失的，比如供电中断，系统电压、频率的波动值超出了法定界限，供电部门除了可能受到经济处罚外，还要承担法律责任，这是我国今后发展的必然趋势。2002年华中电网电压合格率为99.60%、频率合格率为99.89%，这与现代大电网的要求还有一定的差距。而华北、华东电网有抽水蓄能电站后，已经达到4个9，即99.99%。说明抽水蓄能电站在保证电网的供电质量，提高电网运行的安全性、可靠性等方面有明显作用。4.3提高系统整体经济性抽水蓄能电站投入运行后，低谷时段抽水填谷，高峰时段发电调峰，使火电机组以较平稳的出力运行，缓解这些机组低谷时段深度压出力、频繁调整负荷、启停调峰的困难，解放原来承担调频、负荷跟踪、旋转备用、调相等任务的火电机组或设备，减少事故和煤耗，提高了系统整体的经济性。研究表明，华中电网2015年投入4000MW抽水蓄能电站，系统火电煤耗可减少30g/kW·h左右，经济效益十分显著。4.4提高水能资源利用率燃气轮机调峰煤电抽水蓄能年发电费用元25华中电网水电比重较大，但调节性能参差不齐，而且多数电站往往还承担有防洪、航运、灌溉等综合利用任务，调峰幅度有限，加上系统调峰能力不足，常常产生水电弃水调峰的现象。若系统中有抽水蓄能电站投入运行，则可以充分吸收常规水电弃水电能，将其转化为优质峰荷电，从而减少弃水损失，提高水能资源的利用率。4.5“西电东送”与“全国联网”的需要华中电网处于我国正在实施的“西电东送”的中部通道，也是受电电网。三峡电站建成后，将华中、华东、川渝电网联成联合电网，并以它为骨干、华中电网为中枢，与华北、华南、西北、西南电网相联，促进全国电网的形成和发展，将取得水火共济和水电跨流域补偿调节等巨大联网效益。但是，远距离大容量的电力输送，线路故障在所难免，在电力联络点配置一定规模的启动、爬坡速度快的保安电源是必不可少的；另一方面，送基荷电要比送峰荷电更经济，在远距离输电的中间地区修建一定容量的抽水蓄能电站，可以消化部分西电的低谷电或季节性电能，进行“来料加工”，将其转化为腰荷或峰荷电量供给华中电网；同时对其他电网还可承担事故备用任务。5在华中电力系统中开发抽水蓄能电站的规模、布局及调节性能分析5.1装机规模根据未来20年华中地区电力市场的发展预测，统调电量和统调负荷的增长率分别为6.5%～7.3%和6.7%～7.8%，考虑到抽水蓄能电站投资较火电低，能替代火电容量，采用等效法进行全网电力电量平衡与经济计算，华中电网2015水平年抽水蓄能电站装机规模约为4000MW、2020水平年约为7200MW。这与现代大电网中抽水蓄能电站容量经济合理比重8%～10%相符。5.2布局华中电网是以500kV交流强联络同步运行的大电网，抽水蓄能电站在电力系统中的作用并不因为站址的省界不同而存在明显差异，但根据华中电网各省负荷水平、电源结构、发电能源条件、低谷剩余电量、各省间的网络规划及现行的电价政策分析，抽水蓄能电站的建设应合理布局。湖北电网是华中电网的中心，随着三峡电站的建设和“西电东送”工程的实施，与之配套的电力网络建设也随之加快。届时，湖北电网与周边省区的电网的联结线路将日趋发达，成为500kV主网络的中心，形成结构坚固、稳定度高、聚散容量大的框架式结构。无论从经济还是安全角度来考虑，湖北省都应是华中地区建设抽水蓄能电站的首选之地，特别是能就近利用基荷电、经济指标好的站址，更应较大规模地开发。5.3调节性能华中电力系统的用电存在明显的季节性变化，第一产业用电所占比例仅6%左右，第三产业及居民生活用电增长很快、随机性较大，第二产业用电比重占70%左右，而且作息时间的变化会引起负荷的大幅变化，这两者是造成电网峰谷差的主要原因。特别是夏季制冷和冬季取暖负荷一直呈逐年上升趋势，已经占年最大负荷的20%以上，这往往造成电网的日调峰困难。华中地区水电的调节能力有限，夏季电网调峰容量尤显不足；而冬季水电调峰能力大幅提高，在火电调峰机组的配合下，系统调峰形势有所好转。而系统峰荷历时较短，调峰困难主要是缺乏日调峰容量。因此，抽水蓄能电站主要解决电网日用电负荷峰谷悬殊的问题，日调节性能的抽水蓄能电站就能基本满足系统的