吉林省电网抽水蓄能电站需求空间分析

胡亮

（中水东北勘测设计研究有限责任公司，吉林长春130021）

吉林省电网抽水蓄能电站需求空间分析

胡亮

（中水东北勘测设计研究有限责任公司，吉林长春130021）

文章通过“电力系统电源优化和生产模拟模型”，对吉林省电网抽水蓄能电站经济合理的需求空间进行分析，为项目投资决策提供依据。

吉林省电网；抽水蓄能；需求空间

1　电力系统概况

吉林省电网位于东北电网的中部，南连辽宁电网、北接黑龙江电网，现已覆盖省内的长春、吉林、四平、辽源、通化、白山、白城、松原和延边等9个地区。2014年全省共有500kV变电站11座，总变电容量为17813MV，500kV输电线路总长2664km；220kV公用变电站78座，总变电容量19599MVA，220kV输电线路总长10087km。

2014年底，全省全口径总装机容量为25599.0MW，其中水电3771.9MW，占14.73%；煤电17683.5MW，占69.08%；风电4079.8MW，占15.94%；生物质及光伏63.8 MW，占0.25%。全年完成发电量758.28亿kW·h，同比增长-1.88%。2014年全省全社会最大负荷11537MW，同比增长3.4%；统调最大负荷8876MW，同比增长3.02%；最大峰谷差为3504MW，同比增长5.1%。

2　电网调峰运行中存在的主要问题

吉林省电网虽然水电装机比重较大，但吉林省电网中的大中型水电站均由东北电网统一调度，承担东北电网调峰及备用任务，分配吉林省的水电容量为东北电网统调水电的22.26%，相当于省内水电装机容量的30%。在此前提下，水电比重仅占系统统调装机的10.9%。所以，紧靠常规水电不能从根本上解决电网调峰问题，不得不采用火电机组进行调峰。在火电装机中，热电机组比重越来越大，能调峰的火电机组十分有限，电网冬季调峰十分困难。另外，电网风电装机比重逐年增加，已逐渐成为电网第二大电源，其发电容量的增加和运行的不确定性又进一步加剧了吉林省电网的调峰难度；由于缺少调峰电源，电网弃风严重。为保障电网的安全稳定和经济运行，迫切需要建设一定规模的抽水蓄能电站。

3　负荷预测与电源规划

根据吉林省电网远景规划，预测吉林省电网2020年全社会需电量为989亿kW·h，综合最大负荷为19200 MW，冬、夏季典型日负荷率（γ）分别为0.769和0.855，最小负荷率（β）分别为0.578和0.681。

根据电源建设规划及机组退役计划，到2020年吉林省电网规划的总装机容量为39000MW，其中水电4508.6 MW，抽水蓄能1700MW，火电18310MW，风电10150 MW，核电2500MW，其他1840MW，分别占全网总装机的11.6%，4.4%，46.9%，26.0%，6.4%和4.7%。

4　抽水蓄能电站容量配置

4.1计算参数及方案拟定

依据吉林省电网负荷预测及电源规划，拟定新建不同容量抽水蓄能电站组成若干方案，对吉林省电网2020年负荷水平进行电力电量平衡、生产模拟计算和系统费用现值计算，以系统费用现值最小为原则，分析吉林省电网抽水蓄能容量经济合理的需求空间。

在费用现值计算中，参照有关已建工程及设计电站成果，取抽水蓄能电站建设期为7年，静态投资4000元/ kW，运行费率采用2.5%。燃煤火电机组的投资亦为4000元/kW，建设期为4年，运行费率采用4%（不含燃料费）。综合标煤单价采用650元/t，计算期取37年，社会折现率为8%，折现基准年为工程开工的第一年年初。

4.2参加平衡的电源

1）抽水蓄能电站。目前已建的吉林白山抽水蓄能电站300MW由东北电网统一调用，所以吉林省电网的电力电量平衡，抽水蓄能电站按新建不同的抽水蓄能容量方案考虑。2020年抽水蓄能容量方案从0～3600MW。

2）常规水电站。考虑到吉林水电需要送电辽宁电网，东北电网统调水电的22.26%分配给吉林电网，相当于省内统调水电装机的30%，即白山（1500MW）、红石（200 MW）、丰满（1480MW）、云峰（200MW）、渭源（195 MW）、小山（160MW）等水电站自留30%容量，松江河上的双沟（280MW）、石龙（70MW）及两江（60MW）、临江（150MW）等其他水电为吉林省调用。2020年吉林省电网可调用的水电容量为1680MW。

3）火电机组。根据电源建设规划及机组退役计划，到4）核电机组。根据电源规划，到2020年，吉林省电网规划核电机组容量为2500MW，为保障核电安全、经济、稳定运行，一般不要求其承担调峰任务。

2020年，吉林省电网火电机组容量为18310MW，其中能调峰的火电机组为6860MW，热电机组9061MW，其他2389MW。调峰火电机组中：单机容量200MW机组800 MW，调峰幅度按30%考虑；单机容量300～600MW机组为6000MW，调峰幅度45%。

4.3电力电量平衡及经济比较

依据上述指标，在电力电量平衡、生产模拟计算的基础上进行系统费用现值计算，计算成果见表1。

从表1可以看出，吉林省电网在设计水平年2020年各调峰电源配置方案中，以方案4的系统费用现值为最小，表明吉林省电网在现行的分电情况下，到2020年需要新增2400MW抽水蓄能容量才能达到系统电源的合理配置。届时，吉林省电网抽水蓄能电站装机容量占系统总装机容量的比例为10%左右，占最大负荷的比例为12%左右，与国内外以火电为主电网中抽水蓄能容量所占比例相接近，说明吉林省电网2020年配置2400MW的抽水蓄能容量是比较经济合理的。

表1　吉林省电网2020年抽水蓄能容量配置方案比较表

5　结　论

1）从电网优化配置分析来看，吉林省具有建设抽水蓄能电站的需求空间。

2）从吉林省资源发展情况来看，可开发的调峰电源十分有限，而抽水蓄能是最直接可行的可开发能源。

3）吉林省水力资源开发程度较高，目前全省已开发的水力资源近80%，除正在开发的电站外，水力资源开发已近尾声，继续开发潜力不大；煤炭资源比较匮乏，自给率不足50%。东北地区虽然吉林省电网水电装机比重较大，但因省内水电装机容量主要承担东北电网的调峰任务，吉林省电网实际可利用的水电容量并不多，按目前关口调度模式，水电装机仅占总装机容量的10%左右，电网不得不以燃煤火电机组进行调峰。而在火电装机中，200MW及以上能调峰的火电机组十分有限；另外吉林省地处寒冷地区，电网中不能调峰的热电机组比重越来越大。尽管名义上吉林省电网水电装机容量比重相对较大，但实际上吉林省电网的调峰问题是十分突出的。

综上所述，为解决电网日益严重的调峰问题，改善电网电源结构，提高供电质量，为省间输送电提供稳定的电源保障，为风电和核电开发创造有利条件，建设一定规模的抽水蓄能电站意义重大。

TV743

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2015-09-17