华东电网抽蓄选点+及建设

1、华东电网抽水蓄能电站选点规划及建设王达邦内容提要：本文介绍华东电网抽水蓄能电站选点规划和建设概况，分析华东电网发展趋势，探讨今 后1520年华东电网建设抽水蓄能电站的经济规模，并提出加快华东电网抽水蓄能电站建设的若干 建议。1概述早在七十年代初，华东电网就开始抽水蓄能电站站址的普查和选点规划工作，并取 得了大量的站址资源调查和选点规划成果，主要有：太湖锡苏地区抽水蓄能电站选点 调查报告；苏南地区抽水蓄能电站选点补充调查报告；安徽省东南地区抽水蓄能电 站规划选点报告；华东电网负荷中心地区抽水蓄能电站复勘报告；浙江省北部地区 抽水蓄能电站查勘报告；华东电网抽水蓄能电站规划选点报告；浙江省抽水蓄能资

2、 源普查报告；浙江省抽水蓄能电站规划选点报告；江苏省苏南地区大型抽水蓄能电 站规划选点报告等。上述各次选点调查和规划，大致摸清了华东电网复盖范围内的抽水蓄能电站站址资 源情况，找出一大批可供开发的抽水蓄能站址，并经过技术经济比较，选出天荒坪 （1800MW）、桐柏（1200MW）、宜兴（1000MW）、响水涧（1000MW）、乌龙山（400MW）、 琅琊山（600MW）等第一批开发工程，加上地方选出的沙河（100MW）、溪口（80MW）、 响洪甸（80MW）等，总装机容量共6260MW。现在天荒坪、沙河、溪口和响洪甸已建 成投产，桐柏、宜兴、琅琊山等正在加紧建设中，响水涧拟近期开工建设。在已建

3、和在建的抽水蓄能电站中，天荒坪是个比较成功的范例，它的建成投产，标 志着华东电网抽水蓄能电站开发进入了一个新阶段，也取得了很好的经济效益和社会效 益。电站实行两部制电价，容量电价以按期还本付息、回收大部分固定成本、合理利润 和应计税费为原则制定，电度电价主要回收抽水电费和少量固定成本。两部制电价的实 行，使电网可以充分发挥抽水蓄能机组的作用，合理调度，确保电网安全稳定运行，电 站也可以通过提高机组可用率来获取经济回报。天荒坪抽水蓄能电站投产3年多来，对 华东系统而言，主要有如下几个方面的经济效益：（1）电站提供峰荷发电能力1800MW，低谷填谷能力1890MW，最大调峰能力达 3690MW,占

4、2002年最大用电峰谷差18179MW的20.3%，大大改善了华东电网基本由 火电机组调峰的状况。（2）减少电网基建投资。天荒坪电站总投资62.76亿元，单位kW投资仅3487元， 同期火电机组单位kW造价为4500元，天荒坪电站的投资仅为火电机组的77.4%， 1800MW抽水蓄能电站为系统节省基建投资18.23亿元。（3）改善了火电机组的运行状况，让更多火电机组按最佳经济方式运行，减少华 东电网大机组的调停台次。天荒坪电站3690MW的调峰能力相当于12台300MW火电 机组启停运行。若按每台启停费50万元计算，每天可节省600万元，若一年有效运行 时间按300天计算，则一年可节省启停费1

5、8亿元。（4）为电网频率调节、安全稳定运行带来十分有利的条件和手段。天荒坪电站机 组具有快速响应能力，由静态到发电满载仅需2分钟，负荷爬升速度快，大大优于燃煤 机组热态爬（卸）荷，每分钟仅11.5%额定出力的速度。由于天荒坪电站具有上述特 性，自投产以来，为华东电网紧急顶事故调频26次，其中最典型的是葛南直流多次双 极跳闸，均是由天荒坪电站机组紧急并网发电，使电网频率在短时间内迅速恢复到正常 范围内。由于天荒坪抽水蓄能电站的示范作用以及华东电网峰谷差迅速增大，华东电网抽水 蓄能电站的选点规划及建设面临着新的机遇。2华东电力系统未来发展趋势抽水蓄能电站是具有调峰、填谷、调频、调相和事故备用等多种

6、作用的特殊电源， 其建设规模和布局与电力系统发展特性有着密切的关系。因此在探索华东电网新一轮选 点规划的必要性及建设规模之前，有必要先分析一下华东电力系统未来发展趋势。未来1020年华东电力系统发展的大趋势及其特性主要表现在以下几个方面：（1）用电负荷及峰谷差超常增长，用户对供电质量要求越来越高华东电网复盖的三省一市是我国经济发展最快的地区之一，国内生产总值（GDP） 年均增长率超过10%。随着经济的发展，用电负荷和峰谷差也迅速增长。1995年华东 三省一市最高用电负荷仅为28200MW，最大峰谷差仅9030MW，但到2002年，最高用 电负荷已达56000MW，最大峰谷差19900MW，7年

7、时间负荷增长1倍，最大峰谷差增 长1倍多，负荷和峰谷差的年均增长率均超过10%。根据有关方面最新预测，华东电网2015年最高负荷将达到130000MW160000MW， 峰谷差达到60000MW73600MW； 2020年最高负荷将达到160000MW190000MW，峰 谷差将达到73600MW87400MW。用电负荷的超常增长，为电力市场提供了广阔空间，也为电力系统的规划及建设提 出了更高的要求。不仅如此，随着社会进步和人民生活水平提高，用户对供电质量要求 也越来越高，随意拉闸限电的行为将会被制止，由拉闸限电给社会和群众造成的损失将 依法给予赔偿。（2）电源建设呈多样化趋势，煤电比重将逐步

8、下降未来华东电力系统的电源建设将会呈多样化发展，除继续兴建一批高参数、大容量 的火电机组外，其它电源也将会得到较大的发展。首先是核电，目前核电装机不足 2000MW，但到2015年华东电网的核电规模可能达到10000MW，2020年核电总规模可 能超过15000MW。其次是燃气轮机组，目前华东电网内燃气轮机的装机容量不足 1300MW，但随着“西气东输”管线工程的完成，华东电网内的燃气轮机电站将会快速 建立起来，予计2015年后电网内的燃气轮机电站规模可能达到20000MW。第三是区外 来电。华东电网的区外来电主要包括两部分，一是山西阳城来的火电，其规模较小，仅 为2100MW，而且今后发展前

9、景很小；二是西部水电，根据规划2010年前有三峡来电 7200MW，在2010年至2020年间有金沙江溪洛渡和向家坝来电10500MW，四川来电 7000MW。这样区外来电合计总容量将超过25000MW。最后是抽水蓄能电站，目前电 网内抽水蓄能电站总容量仅2060MW，预计2010年前抽水蓄能电站装机容量将达到 5860MW，至2020年华东电网内抽水蓄能电站装机容量可能达到15000MW18000MW， 具体数字取决于其它调峰电源，特别是燃气轮机组的建设速度和抽水蓄能站址的建设条 件和合理布局。当华东电网内核电、燃气轮机、区外来电及抽水蓄能电站装机规模基本达到上述数 字后，火电装机所占比重将

10、从目前的86.6%下降到60%左右。（3）500kV网架不断增强，区域间电力交换越来越方便到目前为止，华东电网已形成武南瓶窑繁昌东善桥武南500kV跨省市的西环 网以及武南斗山石牌黄渡泗泾南桥瓶窑武南跨省市500kV的东环网，两个环网 中除繁昌瓶窑线为单回路外，其余均为双回路。同时，各省市电网也均以至少2回500kV 线路接入华东主环网。江苏电网形成了 500kV任庄淮阴江都武南（斗山）的长江南 北主干通道；安徽电网形成了 500kV平圩（洛河）肥西繁昌的长江南北主干通道； 浙江电网形成了 500kV北仑兰亭瓶窑的钱塘江南北主干通道；上海形成了 500kV石 洞口黄渡南桥杨高的半环网。此外，华

11、东电网和福建电网以2回500kV实现了联网， 华东和华中电网通过葛南直流联网，山西阳城电厂通过2回阳城东明三堡500kV线 路向江苏电网送电。在未来十多年内，华东电网除继续加强上述环网外，浙江中部和南部将形成双回线 的“目”字形环网结构，钱塘江第2个双回过江通道也将建成。结合三峡工程及其它“西 电东送”项目，将陆续建设多回联接东西部的输电大通道，按目前的“西电东送”规划， 到2020年东西大通道至少有10回以上的超高压输电线路。500kV网架的不断增强，给区域间的电力交换提供了极大的便利，一方面可以迅速 调剂省（市）间的电力余缺，使网内能源及备用容量得到了更有效的使用；另方面为省 外大量能源输

12、入提供了大通道。3华东电网抽水蓄能电站经济规模分析由于华东电网今后的电源建设呈多样化趋势，调峰手段也越来越多，因此，从技术 上讲，调峰应不成问题。问题在于采用什么调峰措施或采用怎样的调峰措施组合最经济， 对电网的稳定、安全运行最有利。结合华东电网抽水蓄能电站选点规划和建设，多年来，我院对各种调峰措施的经济 性以及抽水蓄能电站的经济规模进行过深入的分析研究。3.1分析方法采用最小费用法，即在满足电力系统各年度用电水平的前提下，通过电力生产模拟， 计算各拟定方案不同年份的电源投资、燃料消耗量及其运行费用，以计算期内总费用现 值最小为优化目标。电力生产模拟包括电力负荷生产模拟、各类电站典型日生产模拟

13、、年电力生产模拟、 各类电站调峰模拟、发电量生产模拟、系统燃料消耗模拟等。主要计算参数采用如下：1）各类电源单位kW投资煤电采用4100 元/kW,抽水蓄能电站3000 元/kW,燃油机组（单循环）3000 元/kW, 燃气轮机组3700元/kW，常规水电站6000元/kW，区外水电3000元/kW外加输电线路 投资2500 元/kW。2）各类电源运行费率煤电采用4%，抽水蓄能2%，燃油机组3.5%，燃气轮机组3.5%，常规水电1.3%。3）煤电机组技术参数分不同类型的煤电机组采用不同的技术参数，60万机组的技术最小出力采用60%， 30万机组65%，20万机组80%等。3.2分析结果1）各种

14、调峰措施的经济性比较根据不同调峰措施的经济分析，可以得出如下结论：煤电：3060万kW火电机组最小技术出力虽可达到4050%，从理论上讲大容 量燃煤机组也可以满足电网调峰容量的需求，但是火电机组调峰运行，特别是承担高峰 负荷时，设备故障多，会影响机组的安全运行和电网供电可靠性。火电机组的升荷、卸 荷速度慢，远满足不了用电负荷急剧变化的需要。火电机组频繁调峰运行会使煤耗上升、 厂用电增加、检修周期缩短、检修费用增加，也会加剧设备的损伤和缩短机组的使用寿 命。因此，电网内的火电宜担任基荷和腰荷，其经济调峰幅度在2530%之间是较经济 的。燃气轮机组：燃气轮机组起停较灵活，可以开停机运行，电站投资较

15、少；工期 短，是一种比较理想的调峰电源。但是燃气轮机组以天然气和燃油为燃料，华东地区油 气资源不足，燃料价格昂贵，而且热效率低，发电燃料成本在0.20.25元/kWh左右， 经济性较差。从全网最小费用出发，燃气轮机组适合作为电网的辅助调峰电源，承担12h 尖峰负荷及热备用容量，而不宜作为电网的主力调峰电源。但从燃气轮机电站还本付息 出发，其每天运行小时不宜小于810h，因此电网内投入大批燃气轮机组是种矛盾的选 择。抽水蓄能电站与系统中其它调峰电源相比具有如下优点：既可调峰又可填谷， 具有双倍的调峰功能，在以火电为主的电网中运行可以取得事半功倍的效果；机组起停 及升降负荷灵活方便可靠，具有快速跟

16、踪负荷的能力，可以在几分钟内空载至满出力运 行；运行成本低，抽水蓄能电站在低谷抽水时表面上看增加燃料消耗，但是由于其调峰 填谷作用，减少火电机组的压荷和开停机运行，改善火电机组的运行条件，降低系统的 煤耗率，从而减少了系统燃料总消耗；降低火电机组的运行修理费用，提高火电机组的 使用寿命；可为电网提供紧急事故备用，并承担调频、调相等任务，增加系统的动态效.rw.o正是由于抽水蓄能电站具有以上众多优点，使它成为国内很多电网的首选调峰电 源。随着华东电网的快速发展，为进一步提高电网的供电质量和可靠性，改善系统火电 机组的运行条件或与核电配合运行，使整个电网处于安全、经济、稳定运行状态，兴建 一定规模

17、的抽水蓄能电站是必然的选择。2）抽水蓄能电站经济规模根据上述计算及分析成果，华东电网2015年除目前已建及在建的抽水蓄能电站（包 括响水涧）外，需新增抽水蓄能电站经济规模为 50008000MW，2020年需再增加 40006000MW o也就是说2020年前华东电网需新增抽水蓄能电站规模为 9000MW14000MW。如果规划兴建的燃气轮机能按期建设投产，常规水电和新安江扩机项目能如期建 设，则新增抽水蓄能电站的经济规模可取下限，即2020年新增9000MW左右，否则所 需抽水蓄能电站经济规模为上限，即14000MW，届时，抽水蓄能电站装机规模约占全 网总装机的67%。4华东电网新一轮选点规

18、划4.1新一轮选点规划概况2001年春，华东勘测设计研究院根据当时电网发展情况以及当年华东电网规划工作 会议的要求，着手进行华东电网新一轮抽水蓄能电站的选点规划工作，先后进行了5次 大范围的现场查勘，涉及范围包括浙江省全境、江苏省苏南地区和苏北连云港市、安徽 省皖南地区等。通过大范围查勘，基本模清了华东抽水蓄能站址的分布情况，选出一批 新的建设条件优越的站址，改善了一批老站址的工程布置，拟定了规划选点的研究对象。 在大范围查勘结束后，于2001年底编写了 “华东电网抽水蓄能电站选点查勘报告”。此 后，根据新发现的站址情况，又陆续组织了几次小规模的查勘。在普查的基础上，华东院对其中条件较好的站址

19、进行了规划阶段的勘测设计工作， 并编写了单站址的选点规划报告，对该站址的建设条件进行了评价。随着工作的深入， 又编写了“江苏省抽水蓄能电站选点规划报告”和“浙江省抽水蓄能电站布点规划报告”， 后者于2004年2月由浙江省发改委组织了专家评审，推荐天荒坪二和仙居两个站址作 为近期开发工程。根据国家发改委发改能源200471号文精神和上级有关部门的要求，华东院将在近 期编制完成华东电网抽水蓄能电站选点规划报告。4.2华东电网抽水蓄能站址分布特性根据华东电网抽水蓄能电站站址的普查成果及已完成的选点规划报告，华东电网抽 水蓄能电站站址分布具有如下特征：在浙江省范围内，单站装机容量1000MW以上的站址

20、有20多个，合计装机50000MW 以上，绝大部分站址地形地质条件优良，平均水头400m以上，水源充足，交通方便， 靠近负荷中心，淹没损失少，环境影响小，工程量少，单位kW投资大大低于常规水电 站，其中在杭州附近（以100km为半径）的站址就有10多个，装机总容量超过15000MW。 根据电网发展需要，陆续开发这些条件较好的站址，可以满足长三角地区负荷中心中远 期发展的需要。江苏省工程条件较好的抽水蓄能站址主要在苏北连云港地区，但远离南京一无锡一 苏州一带的负荷中心；而靠近这些负荷中心的站址，相对而言其站址较差，主要表现在 水头不高，地质条件欠佳，成库的地形条件不理想，工程量较大，单位kW投资

21、较高。安徽省的站址情况与江苏相似，皖南山区有不少站址水头高、地形地质条件好、水 源充足，但离负荷中心较远；而靠近负荷中心的站址，其开发条件不太理想。基于上述情况，苏南及皖东的后续站址宜作为满足当地负荷中心的调峰需求开发。4.3近期工程概况通过最近几年的选点规划工作以及各种评审会的推荐，除了安徽的响水涧将在近期 先行开发外，列入华东电网中长期规划候选项目的站址有浙江的天荒坪二、仙居；江苏 的马山、伍员山等，各站址的主要工程特性见附表1。附表1华东电网抽水蓄能电站近期开发候选站址主要工程特性表电站名称天荒坪一仙居马山伍员山(溧阳)站址所在地浙江安吉浙江仙居江苏无锡江苏溧阳上水库集水面积(km2)0

22、.4051.210.3640.45正常蓄水位(m)975671150.5292.5死水位(m)937631115260主坝最大坝高(m)10081139124.5坝轴线长(m)403230686984调节库容(万m3)75187810861066死库容(万m3)2021672421421下水库(利用已有水库)(利用太湖)集水面积(km2)29.725724600.62正常蓄水位(m)251.32081.23(平均水位)19死水位(m)2171810.50主坝最大坝高(m)93.76410.5坝轴线长(m)303274.4954.8调节库容(万m3)6398701500000(湖水容积)1066

23、死库容(万m3)1831992电站最大毛水头(m)758490148292最小毛水头(m)692.7414106.8230装机容量(MW)210015007001500L/H3.464.674.77.9工程量及投资土石方开挖量(万m3)578.15438.0975.933171.6石方填筑量(万m3)415.68141.77659.611543单位kW投资(动态)2987.552887409143765加快华东电网抽水蓄能电站建设的若干建议1）统一规划，统一调度，多元化建设抽水蓄能电站是一种特殊的电源，与电力系统紧密联系，因此必须根据各电力系统 的不同特点和站址条件，按照区域电网范围进行统一配

24、置，以利于提高电力系统效率， 降低电力系统运行成本。正是这样，我院根据华东电网的特点和各省的站址条件，进行 全网范围内的统一规划，按站址的不同条件优选开发站址和开发程序。抽水蓄能电站建 成后，由华东电网统一调度。但在投资渠道上，应鼓励大型发电企业参与投资建设，只 要其投资的站址符合电力发展规划，接受统一调度。只有这样，才能加速华东电网的抽 水蓄能电站建设。2）在布局上集中与分散相结合，在规模上大型和中型相结合华东电网最大负荷中心在长三角地区，即南京一上海一杭州一宁波一带，其负荷占 华东电网负荷的60%以上，而最好的抽水蓄能站址资源正好在靠近这一负荷中心的浙北 地区和杭州附近，因此有可能，也有必

25、要在这一地区建设若干大型抽水蓄能电站，解决 长三角负荷中心的调峰问题，如安吉天荒坪二等，只要500kV网架允许，电力潮流合理， 集中建设若干大型抽水蓄能电站，可以降低投资，便于管理。当然，站址也不能过于集 中，因此适当在苏南地区、安徽东部地区及浙江中部布置一些站址，以分散电力潮流， 就地平衡电力负荷。在规模上，上500kV网架的抽水蓄能电站规模可大些，如天荒坪二站址，装机规模 大于2000MW。但对于就地平衡的电站，其规模应适当小些，如无锡马山电站和溪口二 期电站等，使得在规模上大型和中型相结合，形成布局合理、规模适中的规划体系。3）认真研究“西电东送”对华东电网稳定安全运行的影响到2020年

26、以后，华东电网接受西部水电规模将超过 25000MW，长距离（超过 1000km）输电线路将超过10回。为了节省投资，这些输电线路容量不可能按（N-1） 设计，也就是说，没有备用回路。从2000年全国电力系统可靠性统计指标看，500kV 输电线路故障率为0.54次/百千米。按此推算，10多回长距离线路每年的可能故障次数 高达数十次，如果考虑故障的连锁关系，其故障次数更多。根据最近几年华东电网的葛 沪直流故障情况及南方电网天生桥至广东的输电线路故障情况，也印证了上述可靠性分 析结论。因此，在不断增加西电东送容量的同时，必须考虑受电端电网的安全性，留足 备用容量。抽水蓄能电站具有运行灵活和反应快速

27、的特点，是理想的备用电源，因此在 抽水蓄能站址规划和建设时应充分考虑“西电东送”的备用要求。目前广东电网已逐渐 认识这一问题的重要性，并在电力系统规划中充分考虑这一因素，加快抽水蓄能电站的 立项建设。4）深入做好抽水蓄能电站的财务分析目前抽水蓄能电站规划设计中采用的财务分析方法存在较大的缺陷，离已建成的抽 水蓄能电站的财务收益相距甚远。为了使抽水蓄能电站建设健康发展，在财务上有生存 能力极其重要。我国迄今为止建成投运的三个大型抽水蓄能电站（广蓄、十三陵、天荒 坪），由于管理模式不同，其财务收益也有很大的差别。广蓄采用租赁方式，电站每年 从香港中华电力公司和广东电网公司收取可观的租金，其财务状况

28、十分良好；十三陵完 全由华北电网公司管理，一切支出和收益均由电网公司统一核算，电站本身没有单独的 财务收支；天荒坪则采用二部制电价，尽管其二部制电价与设计阶段采用的二部制电价 相去甚远，但凭现在实行的二部制电价收益也能使电站获得良好的财务收益。根据发改能源200471号文，由电网经营企业建设和管理的抽水蓄能电站，“其建 设和运行成本纳入电网运行费用统一核定”；由发电企业投资建设的抽水蓄能电站，作 为独立电厂参与电力市场竞争。根据上述精神，由电网经营企业建设和管理的抽水蓄能 电站，其财务收益应比较好解决，当电网公司能从发电公司购买到较便宜的低谷电，又 能以较高的价格卖出高峰电时，只要峰谷电价差达到一定的倍比，就能全部或大部收回 其建设和运行成本，不足部分则可纳入电网运行费用统一核定。应该说，电网经营企业 在收购低谷电和出售高峰电时具有极大的主动权，也为电网经营企业建设和管理抽水蓄 能电站创造了极好的条件。现在要研究的是峰谷电价差多少倍比和售电加