趙蘭明，沙志成，董 霜

（山東電力工程咨詢院有限公司，山東濟南 250013）

抽水蓄能電站不僅是良好的調峰電源，還能夠承擔電網(wǎng)調頻、調相和旋轉備用任務，給電力系統(tǒng)帶來可觀的動態(tài)效益，包括有效改善火電及其他類型機組的運行條件，延長火電機組的使用壽命，減少燃煤機組的燃料消耗，提高電網(wǎng)的供電質量和運行安全［1－4］。我國目前已建成一定規(guī)模的抽水蓄能裝機容量，但與一些發(fā)達國家相比，抽水蓄能裝機容量占總裝機容量的比例仍偏低。近年來山東省的夏季峰值負荷增長加快，出現(xiàn)了夏季、冬季雙高峰，作為火電大省山東目前主要依靠火電機組進行電網(wǎng)調峰，隨著社會經(jīng)濟的發(fā)展山東地區(qū)的電力供應峰谷差很可能進一步增加，單純依靠火電機組將無法勝任調峰任務。山東地區(qū)獨特的自然條件，形成了豐富的抽水蓄能資源，充分發(fā)揮這種優(yōu)勢發(fā)展抽水蓄能電，對于山東省的電力供應不僅是必要的而且是可行的。本文將分析山東電網(wǎng)電源結構特點和調峰現(xiàn)狀，根據(jù)典型日尖峰負荷需求和調峰容量平衡分析山東電網(wǎng)對抽水蓄能電站的需求，并將從電站在山東電網(wǎng)的作用、經(jīng)濟性以及電源優(yōu)化等多個角度，對建設抽水蓄能電站的必要性進行分析論證。

1 電力系統(tǒng)概況

截至2010年底，山東省發(fā)電總裝機容量62484 MW，居全國第二位。其中常規(guī)燃煤發(fā)電機組容量58550 MW，占總裝機容量的93.7%；可再生及余能裝機容量共2866 MW（包括風力發(fā)電1380 MW，生物質能發(fā)電180 MW，垃圾發(fā)電128 MW，余熱余壓發(fā)電1159 MW，太陽能光伏發(fā)電19 MW），占總裝機容量的4.59%；另外還有常規(guī)水電67 MW，抽水蓄能1000 MW。在全省的燃煤發(fā)電機組中，300 MW及以上的大機組裝機容量33300 MW，占全省總裝機的53.3%；接入500 k V系統(tǒng)機組容量8810 MW，占全省裝機容量的14.1%，接入220 k V系統(tǒng)機組容量3585 MW，占全省裝機容量的57.4%。全省火電機組平均利用小時數(shù)為5172 h。

2010年山東全社會最大負荷為52100 MW，同比增長13.26%，其中電網(wǎng)統(tǒng)調最大負荷44872 MW，同比增長14.98%，最大峰谷差13502 MW。根據(jù)山東省國民經(jīng)濟發(fā)展目標以及1999年以來全省用電需求增長迅猛的實際情況，采用彈性系數(shù)法、產(chǎn)值單耗法、季節(jié)趨勢模型、回歸模型等多種預測方法進行綜合預測，預計“十二五”期間山東省全社會用電量和全省最大負荷的年均增長將達到8.7%和10.1%，到2015年全社會用電量和全省最大負荷分別達到5000億k Wh和82500 MW?！笆濉逼陂g，山東省全社會用電量和全省最大負荷年均將增長5.71%和5.92%，到2020年全社會用電量和全省最大負荷將分別達到6600億k Wh和110000 MW。

2 負荷特性分析

近年來山東省電力供應的峰谷差矛盾逐步顯現(xiàn)，特別是隨著經(jīng)濟的發(fā)展和生活水平的提高，夏季降溫負荷對全年最大負荷的影響逐步加大，夏季峰值負荷增長加快，出現(xiàn)了夏季、冬季雙高峰。2001年山東電網(wǎng)夏季最大負荷與冬季最大負荷已經(jīng)相差不大；2005—2010年期間除了2009年受極端低溫天氣影響電網(wǎng)最大負荷出現(xiàn)在冬季外，其余各年電網(wǎng)的最大負荷都在夏季。

2.1 日負荷

圖1是山東地區(qū)2006—2010年夏季7月典型日負荷曲線，圖2是冬季12月典型日負荷曲線?？梢钥吹剑憾镜湫腿肇摵呻m然逐年上升但趨勢較為穩(wěn)定；而夏季負荷的上升幅度雖然受當年氣候影響較大，但增加趨勢更強。

近年來山東省的重化工發(fā)展較快，高耗能行業(yè)用電比重增加，山東電網(wǎng)年平均日負荷率逐年增加，見表1。可以看到，2000年山東電網(wǎng)年平均日負荷率為0.819，2005年上升到0.847，2007年進一步上升到0.863，2008年達到0.872，雖然2009年回落至0.863，但2010年仍然升到0.872。

表1還列出了山東統(tǒng)調電網(wǎng)的最小日負荷率?？梢钥吹剑合募緩纳衔绲酵砩县摵梢恢碧幱谳^高水平，日負荷曲線的高峰時段長，日最大負荷不突出，日負荷率高；而冬季日負荷曲線高峰時段較短，發(fā)生在晚上的日最大負荷突出，日負荷率低。因此夏季的平均日負荷率要高于冬季的日負荷率，夏季最小日負荷率通常高于冬季，年平均日最小負荷率一般發(fā)生在冬季。

圖1 夏季典型日負荷曲線

圖2 冬季典型日負荷曲線

表1 山東省歷年年平均和最小日負荷率統(tǒng)計

2.2 峰谷差

山東電網(wǎng)的年最大峰谷差一般發(fā)生在冬季高峰期間?！笆濉逼陂g，山東電網(wǎng)的最大峰谷差年均增長12.7%，與同期電網(wǎng)最大負荷增速基本持平。近幾年隨著高峰負荷的快速增長，年最大峰谷差增長也較快，2010年最大峰谷差達到了13502 MW。見表2。今后隨著山東省國民經(jīng)濟的快速發(fā)展，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電的持續(xù)增長，峰谷差可能進一步增加，但隨著需求側管理實施力度的加大，峰谷差的增速可能有所減小。預計2015年電網(wǎng)峰谷差為26600 MW，2020年為36400 MW。

表2 山東統(tǒng)調電網(wǎng)歷年最大峰谷差統(tǒng)計表 MW

“十一五”期間，山東電網(wǎng)夏季降溫及冬季采暖負荷的比重穩(wěn)步上升，季不均衡系數(shù)在94.0%～89.6%之間。2008年季負荷率為0.942，2010年季負荷率為0.894，今后隨著降溫及采暖負荷比重進一步增加，季負荷率還會有一定下降，預計2011—2015年山東電網(wǎng)季負荷率在0.88～0.87之間，2020年將降到0.86，見表3。

表3 山東電網(wǎng)負荷及負荷特性預測

山東作為火電大省，目前主要依靠火電機組的調整能力進行電網(wǎng)調峰。2011—2020年，山東電網(wǎng)新增機組主要為燃煤和核電機組。按照并網(wǎng)協(xié)議，所有機組（包括供熱機組）的調峰能力要求達到機組額定容量的50%，但是由于供熱、設備缺陷等原因，全網(wǎng)裝機綜合調峰能力實際上只能達到機組額定容量的45%，部分供熱機組的調峰能力只有25%。如果按照目前的調峰手段，山東電網(wǎng)的調峰，原則要求山東電網(wǎng)火電機組全部參加調峰，同時利用抽水蓄能機組發(fā)電迎峰、抽水填谷，節(jié)假日或下雨天峰谷差加大時，安排機組啟停調峰。假定抽水蓄能機組調峰能力為200%，常規(guī)火電機組調峰能力為45%，供熱燃煤機組按調峰能力25%，區(qū)外受電調峰能力取50%，旋轉備用取10%，其中負荷備用按3%加1臺大機組（約5%～6%），事故備用4%～5%（見表4），根據(jù)預測2015年山東電網(wǎng)統(tǒng)調公用最大負荷預計為72000 MW，電網(wǎng)開機容量61650 MW，區(qū)外來電16000 MW，那么全網(wǎng)調峰容量缺額達到5544 MW，可以看到，常規(guī)煤電機組綜合調峰幅度要求達到62%。2020年山東電網(wǎng)全網(wǎng)調峰容量缺額達到10044 MW，常規(guī)煤電機組綜合調峰幅度將高達到72%。

表42015 年和2020年山東電網(wǎng)調峰平衡表MW

采用火電機組承擔尖峰負荷，是以經(jīng)濟損失的代價換取調峰的靈活性，調峰發(fā)電機組的年運行小時一般為500～2000 h。另一方面，承擔中間負荷的大容量機組，為了平衡電力的供需往往采用兩班制，電力負荷低谷時段只能低負荷運行，為了減少電力生產(chǎn)有時還要靠啟停和壓負荷，年運行2000～4000 h，年利用率為40%～50%，而且機組運行偏離最優(yōu)工況運行效率嚴重下降，經(jīng)濟性受到很大影響。

3 充分利用本地優(yōu)勢發(fā)展抽水蓄能技術

抽水蓄能電站在低谷時段從電網(wǎng)中獲取電力用于抽水，在高峰時利用蓄積在高位水庫中的水推動水輪發(fā)電機發(fā)電，反饋給電網(wǎng)，在這樣的一個過程中將損耗25%的電量，所以嚴格來說抽水蓄能本身也許不是一種節(jié)能技術。但是抽水蓄能電站的運行可以改善相當數(shù)量的調峰火電機組運行工況，特別是提高大機組的發(fā)電效率和年運行小時，得失平衡或得大于失［5］，如果抽水蓄能電站比例合適的話，系統(tǒng)運行是節(jié)煤的。抽水蓄能電站具有調峰填谷的作用，通過能量轉換，將成本較低的低谷電能轉換為峰荷電能，代替發(fā)電成本很高的調峰火電機組，起到雙倍調峰的作用，并能改善火電機組的運行條件，提高火電機組的設備利用率。

山東省地形中部突起，為魯中南山地丘陵區(qū)；東部半島大都是起伏和緩的波狀丘陵區(qū)；西部、北部是黃河沖積而成的魯西北平原區(qū)，是華北大平原的一部分。境內山地約占陸地總面積的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%，獨特的自然條件，形成了豐富的抽水蓄能資源。從1987年開始，北京勘測設計研究院在山東地區(qū)多次進行了抽水蓄能電站的規(guī)劃選點工作，通過對山東省的抽水蓄能電站資源普查和幾個主要站址的綜合分析，推薦泰安抽水蓄能電站作為山東電網(wǎng)抽水蓄能電站建設的第一期工程。泰安抽水蓄能電站于2002年開工，目前已建成投產(chǎn)發(fā)電。2009年7月，為推進山東地區(qū)蓄能電站建設步伐，水規(guī)總院和國網(wǎng)新源控股有限公司委托北京勘測設計研究院開展了山東省抽水蓄能電站的選點普查與規(guī)劃設計工作，選出了一批條件較好的抽水蓄能站址，選點工作對可開發(fā)站址進行了綜合分析和全面比較，初步推薦文登、沂蒙、萊蕪、海陽、泰安二期和濰坊6個站址作為山東電網(wǎng)抽水蓄能電站規(guī)劃站址，并選擇文登、沂蒙、萊蕪、海陽和泰安二期抽水蓄能電站作為近期工程。目前，文登、沂蒙以及泰安二期工程前期工作開展較快，三個站址區(qū)域構造穩(wěn)定條件均較好，具備修建大型抽水蓄能電站的地形地質條件，工程區(qū)內無區(qū)域性斷裂通過，地震主要受外圍強震波及的影響，根據(jù)《中國地震烈度區(qū)劃圖》（1990），地震基本烈度為Ⅶ度。建設條件較為優(yōu)越，電站所在區(qū)域的巖性以各種花崗巖為主，巖石堅硬完整。電站上、下水庫距離相對較近，便于工程布置，站址對外交通較方便，水源也有保證，工程不涉及重大環(huán)境敏感問題，根據(jù)地形、地質和水源條件，三站址裝機規(guī)模均可在1200 MW～1800 MW選擇，方案靈活，遠景適應性強。

4 抽水蓄能與發(fā)展新能源和智能電網(wǎng)

抽水蓄能電站是新能源發(fā)展的重要組成部分。通過配套建設抽水蓄能電站，可有效減少風電場并網(wǎng)運行對電網(wǎng)的沖擊，提高風電場和電網(wǎng)運行的協(xié)調性；可以降低核電機組運行維護費用、延長機組的使用壽命；還可以提高電網(wǎng)運行的安全穩(wěn)定性。

4.1 有利于太陽能、風能等發(fā)電的并網(wǎng)運行

截止2010年底，山東省已建成并投入運行的風電場總裝機容量達1380 MW。預計2015年全省風電裝機容量達到7380 MW，到2020年達到14380 MW。但風能等具有間歇性，大規(guī)模并網(wǎng)運行對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行及電能質量均可能產(chǎn)生不利的影響，而且也給電網(wǎng)運行的調度帶來很大困難，成為目前風力發(fā)電進一步發(fā)展的瓶頸。充分利用山東省地理優(yōu)勢發(fā)展抽水蓄能，對于山東地區(qū)進一步利用風力及太陽能發(fā)電等至關重要。

4.2 有利于核電站的高效運行

核電站作為一種非碳能源可以減少用能的二氧化碳排放，盡管受福島核電廠事故的影響，目前全球的核電發(fā)展停滯不前，但一旦在安全性方面有了保障，在低碳時代核電還是一種非常實用的能源。我國從來沒有放棄核電的發(fā)展，根據(jù)規(guī)劃我國將繼續(xù)建設一批核電項目。山東境內的海陽核電一期2×1250 MW工程已獲核準，二期工程4×1250 MW已取得路條文件，計劃2017年全部投產(chǎn)。另外，山東石島灣核電廠和乳山紅石頂核電廠工程正在開展可行性研究，預計2020年山東電網(wǎng)核電機組容量達到9100 MW。但是核電站的負荷調節(jié)比較復雜，而且核電站建設成本高而運行費用低，一般總是希望始終滿負荷運行，因此在電網(wǎng)中以帶基本負荷運行為主。當電網(wǎng)負荷較低時，不能要求核電站降低出力滿足電網(wǎng)平衡的需要，特別是如果核電比例較高這個問題會比較突出，因此大規(guī)模利用核電同樣離不開大容量蓄能技術，建設抽水蓄能電站同樣是促進核電發(fā)展的重要措施。

4.3 有利于我國堅強智能電網(wǎng)的建設

目前，國家電網(wǎng)公司正在推進“一特四大”的電網(wǎng)發(fā)展戰(zhàn)略，即以大型能源基地為依托，建設由1000 k V交流和±800 k V直流構成的特高壓電網(wǎng)，形成電力“高速公路”，促進大煤電、大水電、大核電、大型可再生能源基地的集約化開發(fā)，在全國范圍內實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。根據(jù)國家特高壓電網(wǎng)建設和電源基地開發(fā)情況，2013年山東電網(wǎng)建成濟南和濰坊2個特高壓交流工程，屆時，山東電網(wǎng)將通過交流特高壓與華北、華中和華東實現(xiàn)直接同步聯(lián)網(wǎng)。同時，將以特高壓電網(wǎng)為骨干網(wǎng)架、各級電網(wǎng)協(xié)調發(fā)展的堅強電網(wǎng)為基礎，發(fā)展以信息化、數(shù)字化、自動化、互動化為特征的自主創(chuàng)新、國際領先的堅強智能電網(wǎng)。特高壓交流輸電系統(tǒng)的無功平衡和電壓控制問題比超高壓交流輸電系統(tǒng)更為突出。利用大型抽水蓄能電站的有功功率、無功功率雙向、平穩(wěn)、快捷的調節(jié)特性，承擔特高壓電力網(wǎng)的無功平衡和改善無功調節(jié)特性，對電力系統(tǒng)可起到非常重要的無功／電壓動態(tài)支撐作用，是一項比較安全又經(jīng)濟的技術措施，建設一定規(guī)模的抽水蓄能電站，對電力系統(tǒng)特別是堅強智能電網(wǎng)的穩(wěn)定安全運行具有重要意義。

5 結語

隨著山東省社會的發(fā)展和經(jīng)濟的快速增長，對電力電量的需求也迅速增加，對供電質量提出了更高的要求；與此同時山東電網(wǎng)負荷的峰谷差日益加大，調峰問題越來越突出。興建一定規(guī)模的抽水調峰電站，可以優(yōu)化山東電網(wǎng)的電源結構，滿足電網(wǎng)安全、經(jīng)濟、穩(wěn)定運行的要求。抽水蓄能電站機組具有靈活的調峰、調頻能力，可以減少火電機組的調峰壓力，提高火電機組的運行效率，降低系統(tǒng)內火電機組的整體煤耗，減少CO2溫室氣體排放具有十分重要的意義。

山東省抽水蓄能資源豐富，建設條件好，并且單位裝機容量投資低于燃煤火電，運行費用也低，建設抽水蓄能電站可節(jié)省山東省電力系統(tǒng)建設投資和年運行費用，經(jīng)濟性較好。對山東電網(wǎng)來說，2015—2020年間建設一定規(guī)模的抽水蓄能電站是必要的，建議盡早開展推薦站址的前期勘測設計工作。

［1］ 朱方亮，郭大軍.海南抽水蓄能電站建設的必要性及選點規(guī)劃［J］.水力發(fā)電，2010，36（7）：9-11.

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