山东电网建设抽水蓄能电站的必要性

赵兰明，沙志成，董 霜

（山东电力工程咨询院有限公司，山东济南 250013）

抽水蓄能电站不仅是良好的调峰电源，还能够承担电网调频、调相和旋转备用任务，给电力系统带来可观的动态效益，包括有效改善火电及其他类型机组的运行条件，延长火电机组的使用寿命，减少燃煤机组的燃料消耗，提高电网的供电质量和运行安全［1－4］。我国目前已建成一定规模的抽水蓄能装机容量，但与一些发达国家相比，抽水蓄能装机容量占总装机容量的比例仍偏低。近年来山东省的夏季峰值负荷增长加快，出现了夏季、冬季双高峰，作为火电大省山东目前主要依靠火电机组进行电网调峰，随着社会经济的发展山东地区的电力供应峰谷差很可能进一步增加，单纯依靠火电机组将无法胜任调峰任务。山东地区独特的自然条件，形成了丰富的抽水蓄能资源，充分发挥这种优势发展抽水蓄能电，对于山东省的电力供应不仅是必要的而且是可行的。本文将分析山东电网电源结构特点和调峰现状，根据典型日尖峰负荷需求和调峰容量平衡分析山东电网对抽水蓄能电站的需求，并将从电站在山东电网的作用、经济性以及电源优化等多个角度，对建设抽水蓄能电站的必要性进行分析论证。

1 电力系统概况

截至2010年底，山东省发电总装机容量62484 MW，居全国第二位。其中常规燃煤发电机组容量58550 MW，占总装机容量的93.7%；可再生及余能装机容量共2866 MW（包括风力发电1380 MW，生物质能发电180 MW，垃圾发电128 MW，余热余压发电1159 MW，太阳能光伏发电19 MW），占总装机容量的4.59%；另外还有常规水电67 MW，抽水蓄能1000 MW。在全省的燃煤发电机组中，300 MW及以上的大机组装机容量33300 MW，占全省总装机的53.3%；接入500 k V系统机组容量8810 MW，占全省装机容量的14.1%，接入220 k V系统机组容量3585 MW，占全省装机容量的57.4%。全省火电机组平均利用小时数为5172 h。

2010年山东全社会最大负荷为52100 MW，同比增长13.26%，其中电网统调最大负荷44872 MW，同比增长14.98%，最大峰谷差13502 MW。根据山东省国民经济发展目标以及1999年以来全省用电需求增长迅猛的实际情况，采用弹性系数法、产值单耗法、季节趋势模型、回归模型等多种预测方法进行综合预测，预计“十二五”期间山东省全社会用电量和全省最大负荷的年均增长将达到8.7%和10.1%，到2015年全社会用电量和全省最大负荷分别达到5000亿k Wh和82500 MW。“十三五”期间，山东省全社会用电量和全省最大负荷年均将增长5.71%和5.92%，到2020年全社会用电量和全省最大负荷将分别达到6600亿k Wh和110000 MW。

2 负荷特性分析

近年来山东省电力供应的峰谷差矛盾逐步显现，特别是随着经济的发展和生活水平的提高，夏季降温负荷对全年最大负荷的影响逐步加大，夏季峰值负荷增长加快，出现了夏季、冬季双高峰。2001年山东电网夏季最大负荷与冬季最大负荷已经相差不大；2005—2010年期间除了2009年受极端低温天气影响电网最大负荷出现在冬季外，其余各年电网的最大负荷都在夏季。

2.1 日负荷

图1是山东地区2006—2010年夏季7月典型日负荷曲线，图2是冬季12月典型日负荷曲线。可以看到：冬季典型日负荷虽然逐年上升但趋势较为稳定；而夏季负荷的上升幅度虽然受当年气候影响较大，但增加趋势更强。

近年来山东省的重化工发展较快，高耗能行业用电比重增加，山东电网年平均日负荷率逐年增加，见表1。可以看到，2000年山东电网年平均日负荷率为0.819，2005年上升到0.847，2007年进一步上升到0.863，2008年达到0.872，虽然2009年回落至0.863，但2010年仍然升到0.872。

表1还列出了山东统调电网的最小日负荷率。可以看到：夏季从上午到晚上负荷一直处于较高水平，日负荷曲线的高峰时段长，日最大负荷不突出，日负荷率高；而冬季日负荷曲线高峰时段较短，发生在晚上的日最大负荷突出，日负荷率低。因此夏季的平均日负荷率要高于冬季的日负荷率，夏季最小日负荷率通常高于冬季，年平均日最小负荷率一般发生在冬季。

图1 夏季典型日负荷曲线

图2 冬季典型日负荷曲线

表1 山东省历年年平均和最小日负荷率统计

2.2 峰谷差

山东电网的年最大峰谷差一般发生在冬季高峰期间。“十五”期间，山东电网的最大峰谷差年均增长12.7%，与同期电网最大负荷增速基本持平。近几年随着高峰负荷的快速增长，年最大峰谷差增长也较快，2010年最大峰谷差达到了13502 MW。见表2。今后随着山东省国民经济的快速发展，第三产业和居民生活用电的持续增长，峰谷差可能进一步增加，但随着需求侧管理实施力度的加大，峰谷差的增速可能有所减小。预计2015年电网峰谷差为26600 MW，2020年为36400 MW。

表2 山东统调电网历年最大峰谷差统计表 MW

“十一五”期间，山东电网夏季降温及冬季采暖负荷的比重稳步上升，季不均衡系数在94.0%～89.6%之间。2008年季负荷率为0.942，2010年季负荷率为0.894，今后随着降温及采暖负荷比重进一步增加，季负荷率还会有一定下降，预计2011—2015年山东电网季负荷率在0.88～0.87之间，2020年将降到0.86，见表3。

表3 山东电网负荷及负荷特性预测

山东作为火电大省，目前主要依靠火电机组的调整能力进行电网调峰。2011—2020年，山东电网新增机组主要为燃煤和核电机组。按照并网协议，所有机组（包括供热机组）的调峰能力要求达到机组额定容量的50%，但是由于供热、设备缺陷等原因，全网装机综合调峰能力实际上只能达到机组额定容量的45%，部分供热机组的调峰能力只有25%。如果按照目前的调峰手段，山东电网的调峰，原则要求山东电网火电机组全部参加调峰，同时利用抽水蓄能机组发电迎峰、抽水填谷，节假日或下雨天峰谷差加大时，安排机组启停调峰。假定抽水蓄能机组调峰能力为200%，常规火电机组调峰能力为45%，供热燃煤机组按调峰能力25%，区外受电调峰能力取50%，旋转备用取10%，其中负荷备用按3%加1台大机组（约5%～6%），事故备用4%～5%（见表4），根据预测2015年山东电网统调公用最大负荷预计为72000 MW，电网开机容量61650 MW，区外来电16000 MW，那么全网调峰容量缺额达到5544 MW，可以看到，常规煤电机组综合调峰幅度要求达到62%。2020年山东电网全网调峰容量缺额达到10044 MW，常规煤电机组综合调峰幅度将高达到72%。

表42015 年和2020年山东电网调峰平衡表MW

采用火电机组承担尖峰负荷，是以经济损失的代价换取调峰的灵活性，调峰发电机组的年运行小时一般为500～2000 h。另一方面，承担中间负荷的大容量机组，为了平衡电力的供需往往采用两班制，电力负荷低谷时段只能低负荷运行，为了减少电力生产有时还要靠启停和压负荷，年运行2000～4000 h，年利用率为40%～50%，而且机组运行偏离最优工况运行效率严重下降，经济性受到很大影响。

3 充分利用本地优势发展抽水蓄能技术

抽水蓄能电站在低谷时段从电网中获取电力用于抽水，在高峰时利用蓄积在高位水库中的水推动水轮发电机发电，反馈给电网，在这样的一个过程中将损耗25%的电量，所以严格来说抽水蓄能本身也许不是一种节能技术。但是抽水蓄能电站的运行可以改善相当数量的调峰火电机组运行工况，特别是提高大机组的发电效率和年运行小时，得失平衡或得大于失［5］，如果抽水蓄能电站比例合适的话，系统运行是节煤的。抽水蓄能电站具有调峰填谷的作用，通过能量转换，将成本较低的低谷电能转换为峰荷电能，代替发电成本很高的调峰火电机组，起到双倍调峰的作用，并能改善火电机组的运行条件，提高火电机组的设备利用率。

山东省地形中部突起，为鲁中南山地丘陵区；东部半岛大都是起伏和缓的波状丘陵区；西部、北部是黄河冲积而成的鲁西北平原区，是华北大平原的一部分。境内山地约占陆地总面积的15.5%，丘陵占13.2%，洼地占4.1%，湖沼占4.4%，平原占55%，其他占7.8%，独特的自然条件，形成了丰富的抽水蓄能资源。从1987年开始，北京勘测设计研究院在山东地区多次进行了抽水蓄能电站的规划选点工作，通过对山东省的抽水蓄能电站资源普查和几个主要站址的综合分析，推荐泰安抽水蓄能电站作为山东电网抽水蓄能电站建设的第一期工程。泰安抽水蓄能电站于2002年开工，目前已建成投产发电。2009年7月，为推进山东地区蓄能电站建设步伐，水规总院和国网新源控股有限公司委托北京勘测设计研究院开展了山东省抽水蓄能电站的选点普查与规划设计工作，选出了一批条件较好的抽水蓄能站址，选点工作对可开发站址进行了综合分析和全面比较，初步推荐文登、沂蒙、莱芜、海阳、泰安二期和潍坊6个站址作为山东电网抽水蓄能电站规划站址，并选择文登、沂蒙、莱芜、海阳和泰安二期抽水蓄能电站作为近期工程。目前，文登、沂蒙以及泰安二期工程前期工作开展较快，三个站址区域构造稳定条件均较好，具备修建大型抽水蓄能电站的地形地质条件，工程区内无区域性断裂通过，地震主要受外围强震波及的影响，根据《中国地震烈度区划图》（1990），地震基本烈度为Ⅶ度。建设条件较为优越，电站所在区域的岩性以各种花岗岩为主，岩石坚硬完整。电站上、下水库距离相对较近，便于工程布置，站址对外交通较方便，水源也有保证，工程不涉及重大环境敏感问题，根据地形、地质和水源条件，三站址装机规模均可在1200 MW～1800 MW选择，方案灵活，远景适应性强。

4 抽水蓄能与发展新能源和智能电网

抽水蓄能电站是新能源发展的重要组成部分。通过配套建设抽水蓄能电站，可有效减少风电场并网运行对电网的冲击，提高风电场和电网运行的协调性；可以降低核电机组运行维护费用、延长机组的使用寿命；还可以提高电网运行的安全稳定性。

4.1 有利于太阳能、风能等发电的并网运行

截止2010年底，山东省已建成并投入运行的风电场总装机容量达1380 MW。预计2015年全省风电装机容量达到7380 MW，到2020年达到14380 MW。但风能等具有间歇性，大规模并网运行对电力系统安全稳定运行及电能质量均可能产生不利的影响，而且也给电网运行的调度带来很大困难，成为目前风力发电进一步发展的瓶颈。充分利用山东省地理优势发展抽水蓄能，对于山东地区进一步利用风力及太阳能发电等至关重要。

4.2 有利于核电站的高效运行

核电站作为一种非碳能源可以减少用能的二氧化碳排放，尽管受福岛核电厂事故的影响，目前全球的核电发展停滞不前，但一旦在安全性方面有了保障，在低碳时代核电还是一种非常实用的能源。我国从来没有放弃核电的发展，根据规划我国将继续建设一批核电项目。山东境内的海阳核电一期2×1250 MW工程已获核准，二期工程4×1250 MW已取得路条文件，计划2017年全部投产。另外，山东石岛湾核电厂和乳山红石顶核电厂工程正在开展可行性研究，预计2020年山东电网核电机组容量达到9100 MW。但是核电站的负荷调节比较复杂，而且核电站建设成本高而运行费用低，一般总是希望始终满负荷运行，因此在电网中以带基本负荷运行为主。当电网负荷较低时，不能要求核电站降低出力满足电网平衡的需要，特别是如果核电比例较高这个问题会比较突出，因此大规模利用核电同样离不开大容量蓄能技术，建设抽水蓄能电站同样是促进核电发展的重要措施。

4.3 有利于我国坚强智能电网的建设

目前，国家电网公司正在推进“一特四大”的电网发展战略，即以大型能源基地为依托，建设由1000 k V交流和±800 k V直流构成的特高压电网，形成电力“高速公路”，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发，在全国范围内实现资源优化配置。根据国家特高压电网建设和电源基地开发情况，2013年山东电网建成济南和潍坊2个特高压交流工程，届时，山东电网将通过交流特高压与华北、华中和华东实现直接同步联网。同时，将以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，发展以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。特高压交流输电系统的无功平衡和电压控制问题比超高压交流输电系统更为突出。利用大型抽水蓄能电站的有功功率、无功功率双向、平稳、快捷的调节特性，承担特高压电力网的无功平衡和改善无功调节特性，对电力系统可起到非常重要的无功／电压动态支撑作用，是一项比较安全又经济的技术措施，建设一定规模的抽水蓄能电站，对电力系统特别是坚强智能电网的稳定安全运行具有重要意义。

5 结语

随着山东省社会的发展和经济的快速增长，对电力电量的需求也迅速增加，对供电质量提出了更高的要求；与此同时山东电网负荷的峰谷差日益加大，调峰问题越来越突出。兴建一定规模的抽水调峰电站，可以优化山东电网的电源结构，满足电网安全、经济、稳定运行的要求。抽水蓄能电站机组具有灵活的调峰、调频能力，可以减少火电机组的调峰压力，提高火电机组的运行效率，降低系统内火电机组的整体煤耗，减少CO2温室气体排放具有十分重要的意义。

山东省抽水蓄能资源丰富，建设条件好，并且单位装机容量投资低于燃煤火电，运行费用也低，建设抽水蓄能电站可节省山东省电力系统建设投资和年运行费用，经济性较好。对山东电网来说，2015—2020年间建设一定规模的抽水蓄能电站是必要的，建议尽早开展推荐站址的前期勘测设计工作。

［1］ 朱方亮，郭大军.海南抽水蓄能电站建设的必要性及选点规划［J］.水力发电，2010，36（7）：9-11.

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［3］ 林 杰，孔建荣.广西建设抽水蓄能电站必要性和经济性探讨［J］.红水河，2008，27（4）：4-7.

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［5］ 张 娜，董化宏，何学铭.我国抽水蓄能电站建设必要性和前景［J］.中国三峡，2011，39（11）：16-20.