安徽抽水蓄能电站建设历程与前景分析

安徽抽水蓄能电站建设历程与前景分析

张振江

(安徽省水利水电勘测设计院，安徽 合肥230088)

摘要:文章简要概述了抽水蓄能电站工程特点，回顾了安徽抽水蓄能电站建设历程，分析了发展前景并提出一些建议。

关键词:工程特点；建设历程；前景分析；发展建议

收稿日期：2015-02-05；修回日期：2015-03-06

作者简介：张振江(1965-)，男，安徽潜山人，高级工程师，主要从事水利水电设计工作。

DOI：10.3969/j.issn.1671-6221.2015.02.022

中图分类号：TV743

Anhui pumped storage power station construction

process and prospect analysis

ZHANG Zhen-jiang

(Anhui Survey and Design Institute of Water Resources and Hydropower, Hefei 230088, China)

Abstract:This paper briefly outlines the characteristics of pumped storage power station project, reviews the Anhui pumped storage power station construction process, analyzes the development prospect and puts forward some suggestions.

Key words:engineering characteristics; construction process; prospect analysis; development suggestion

现代经济社会发展对电能质量提出了更高的要求,抽水蓄能电站应运而生并得到迅速发展。安徽相继建成响洪甸、琅琊山和响水涧等抽水蓄能电站，总装机容量已超过常规水电站，且有多座蓄能电站正在建设或稳步推进前期工作。

1　工程特点

抽水蓄能电站是利用电网低谷电，从下水库抽水存于上水库，待电网达到峰荷时放水发电，又称蓄能式水电站。是电网中具有顶峰填谷、调频调相、事故备用和黑启动等多种功能的特殊电源，也是目前最具经济性的大规模储能设施。除具有常规水电特性外还具有如下特点：

(1) 既发电又耗电。通过水、电互换将电网中的低谷剩余电能转换成高峰有效电能，填谷顶峰，调峰能力是同规模常规水电的2倍。

(2) 运行基本不耗水。不需修建高坝大库拦蓄大量地表径流，可选站址多，节约土地资源，降低移民数量和环境影响。

(3) 核心设备。是水泵水轮机组和发电电动机组，已发展至可逆式蓄能机组，且不断向高水头、大容量发展，正在研究1000m级水头的可逆式单转轮机组。

(4) 运行工况复杂。由于自动化程度高，操作灵活、反应快速，从抽水工况到满负荷发电运行一般仅需2～3min。

(5) 防渗要求高。上库蓄水多是从下库抽上去的，防渗要求相对较高；压力水道承受的水头高；厂房多深埋于地下。

2　建设历程

国外抽水蓄能电站建设已有100多年历史，国内于20世纪60年代开始研究，1968年建成第一座抽水蓄能电站，即河北省岗南混合式抽水蓄能电站，装机1.1×104kW。

安徽抽水蓄能电站建设起步较晚，但起点较高，发展迅速。截至2014年底，共建成3座，总装机168×104kW，超出同期全省常规水电装机119.7×104kW约40%；约占全国抽水蓄能电站数量的10%，装机容量的7.8%。其中：

响洪甸抽水蓄能电站是首座，位于六安市金寨县，2000年建成。设计额定水头45 m，装机2×4×104kW(台数×单机容量，下同)。该电站利用响洪甸水库作为上库，新建下库、输水系统和地下厂房等。设计年发电量0.94×108kW·h，相应抽水耗电1.38×108kW·h。

第二座是琅琊山抽水蓄能电站，位于滁州市西南郊，2007年建成。设计额定水头126m，装机4×15×104kW。该电站新建上库、输水系统和地下厂房等，利用城西水库作为下库。设计年发电量8.56×104kW·h，相应抽水耗电11.72×104kW·h。

第三座是响水涧抽水蓄能电站，位于芜湖市三山区，2013年建成。设计额定水头190m，装机4×25×104kW。该电站新建上库、下库、输水系统和地下厂房等。设计年发电量17.62×104kW·h，相应抽水耗电22.74×104kW·h。

除上述电站外，2013-01月开工建设绩溪抽水蓄能电站，该站地处皖江城市带用电负荷中心和华东电网负荷中心，位置优越。新建上库、下库、输水系统、地下厂房及送出系统等。设计额定水头599m，装机6×30×104kW。

另外，国家能源局分别于2009年和2013年核准建设佛子岭、金寨两座抽水蓄能电站，装机容量分别为2×8×104kW和4×30×104kW；装机4×30×104kW的桐城抽水蓄能电站预可研报告通过技术审查。岳西、宁国青龙山和蚌埠涂山等多个规划站址正在推进前期工作。

综上所述，安徽抽水蓄能电站建设呈现出容量增速快、发展速率高；因地制宜、类型多样；位置优越、资源丰富等特点。

3　前景分析

水电是可大规模开发的再生清洁能源。我国发布的《可再生能源“十二五”发展规划》提出：到2020年，计划水电装机容量达到4.2×108kW，其中抽水蓄能0.7×108kW。实际到2013年底，抽水蓄能电站装机容量仅0.3 ×108kW左右。预示着未来几年抽水蓄能电站建设任务异常繁重。

我国现阶段以燃煤发电为主，据测算，终端用户每使用1kW·h电能，火电厂就要排放0.86kg的CO2。为保护大气环境，我国政府对国际社会承诺：2020年非化石能源将达到能源总量的15%。为此需大力发展核电、风电、光电和其他可再生新能源。但核电主要承担基荷，风电和光电可控性差。为保证电网安全，在常规水电资源缺乏或开发殆尽地区，随着新能源大规模开发利用，需配置相应规模的调节电源。

随着经济社会发展,越来越多的用户对电能质量提出更高要求。抽水蓄能电站低吸高发，可实现电能有效存储,保持电网动态平衡和相对稳定。抽水蓄能电站良好调节特性，可承担特高压电网的无功平衡和紧急事故备用,化解运行风险,有益于西电东送，全国联网，实现资源优化配置，促进大煤电、大核电、大型可再生能源基地建设。

从上述分析可知，我国正在大力发展核电、风电等新能源，优化资源配置，建设特高压电网等，都需要配套建设一定容量的抽水蓄能电站，保障电力系统安全稳定经济运行。

20世纪90年代以来，我国抽水蓄能电站发展迅速，但建设进度仍滞后于发展需求。为促进其持续健康有序发展，国家发改委、能源局等部委先后出台了多项措施，如文献1提出：符合国家选点和建设规划项目的核准权限下放至省级政府、鼓励社会资本进入、实行两部制电价等利好政策。

安徽是水电资源相对贫乏的省份，常规水电资源已开发殆尽。安徽电网本身以火电为主，燃煤机组占85%以上，调峰能力相对较弱。安徽地处华东腹地和长江经济带，西电东送中部通道穿境而过。优越的地理位置、良好的地形地质条件以及抽水蓄能电站工程特点决定着安徽抽水蓄能建设前景广阔。

4　发展建议

虽然抽水蓄能电站具有上述诸多优势，但初始投资大、建设周期长、抽水需耗能等已制约着其发展。本人结合学习和工作体会，提出如下建议：

(1) 提高认识，加快发展。抽水蓄能电站不是电网唯一的调峰电源，且抽四发三，耗能。但抽水蓄能电站不仅调峰还能填谷，在保障电力系统安全稳定、适应新能源发展需要、减少温室气体排放等方面具有明显优势。通过多年争论和运行验证，认识逐渐趋向统一，意识到4度低谷电和3度高峰电的经济价值是不相等的，建设一定量的抽水蓄能电站是必要的。

文献[1]提出：到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿kW，占全国电力总装机的比重达到4%左右。由此计算，年均需增加抽水蓄能电站装机约700×104kW。为实现这一目标，需充分发挥已建电站作用，体现其社会价值，提高其经济效益，促进抽水蓄能事业快速发展。

(2)统筹规划，合理布局。未来10年将是我国抽水蓄能电站建设难得的机遇期，因其本身不增加系统总电量，盲目建设不仅不能发挥其效益，而且会造成浪费。因此，要根据系统负荷特点、市场需求和资源条件，以国家能源发展规划为基础，以提高电力系统整体安全性和经济性为原则，合理布局，有序推进。

抽水蓄能电站仅利用水的势能，选点规划是在负荷中心附近寻找可开发的站址，不象常规水电站只能沿着河流寻找。应先开展资源普查，择优选出若干个建设条件较好的站址，开展规划设计，通过技术经济论证，确定各站点建设时序和服务范围。

(3)安全为重，严格管理。经过多年努力，国内水头600m以下、单机容量30万kW级的抽水蓄能电站技术已基本成熟，容量效益决定其不断向着更高水头、更大容量发展。

大型地下洞室群、高压输水系统、国产装备制造能力等关键技术取得突破的同时，更需要健全质量标准体系，研究涉及工程安全的重大技术问题，处理好技术创新与安全质量的关系；强化建设管理，严格执行基建程序，保证合理的设计周期和施工工期；落实工程质量终身责任制，建立健全考核、评价机制，及时总结经验和教训；积极推行模块化标准设计和成套成熟技术应用。

(4) 科学调度，提升效益。我国已建成近30座抽水蓄能电站，服务于不同的电网系统，运行方式多样。能源主管部门有必要组织对已建抽水蓄能电站运行情况、利用状况和实际效益等进行系统总结，不断优化抽水蓄能电站与新能源电站联合调度方案，最大限度发挥抽水蓄能电站在系统中的作用和效益；结合电网电源结构和负荷等变化情况，及时修订已建电站运行调度规程和具体运行指标，加强对抽水蓄能电站调用合理性的监管。

(5) 完善政策，多元竞争。抽水蓄能电站主要服务于电网，政策依赖性较强。2004年，文献2提出：抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理。近年来逐步形成由电网公司全资或者控股开发抽水蓄能电站，面对广宽的发展空间，融资难度较大，而社会资本充裕，应完善产业发展政策，引导社会资本进入，逐步建立多元投资公平竞争体制机制。

国内已建百万千瓦级的抽水蓄能电站大多是租赁费“包干”运营模式，电网为降低水、电转换能量耗损，宁可拉闸限电，或弃风弃光，也不调用抽水蓄能电站，导致部分电站年利用仅几十小时。建议已建电站统一纳入电力系统调度运行，不断完善定价模式，促使电网和电站双赢。

5　结束语

抽水蓄能电站是随着经济社会发展需要而快速增长的，能提高电网供电质量，改善火电运行条件、促进清洁可再生能源发展，降低系统综合成本，节能减排效益显著，是现代智能电网最经济实用的有效调节措施。因其自身耗能，也不是越多越好，须依据能源发展规划，合理布局，适度发展。安徽拥有优越的地理位置、众多的良好资源点、成熟的建设管理经验，依托国家利好政策，抢抓机遇,大力推进抽水蓄能电站建设，促进经济发展，给力美好安徽。

[参考文献]

[1]国家发改委．关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见(发改能源【2014】2482号)[Z].

[2]国家发改委．关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知(发改能源【2004】71号)[Z].

[3]安徽省水利厅，安徽省统计局.安徽省第一次水利普查公报[Z].

(责任编辑陈化钢)

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