新形势下吉林省抽水蓄能电站规划回顾与开发潜能分析

瞿英蕾，陈全宝，刘震震

（中水东北勘测设计研究有限责任公司，吉林省长春市 130021）

0 引言

2021年3月，十三届全国人大四次会议通过的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，《纲要》指出构建现代能源体系，推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用[1]。2021年9月，国家能源局最新发布的《抽水蓄能中长期发展规划》（2021～2035年）指出，实现“碳达峰、碳中和”目标，构建以新能源为主体的新型电力系统[2]。《规划》指出，当前我国正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风电、光伏发电等新能源大规模高比例发展，对调节电源的需求更加迫切，构建以新能源为主体的新型电力系统对抽水蓄能发展提出更高要求。按照能核尽核、能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万kW以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿kW左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。

“十四五”期间，大力发展可再生能源将成为东北地区电源发展的主旋律。抽水蓄能电站具备发电工况和抽水工况，调节手段灵活，在大负荷期间发电、小负荷期间抽水，能够减小负荷曲线峰谷差，实现“削峰填谷”，间接增加了风电和光伏发电的全额消纳空间，减少其电量[3]。抽水蓄能电站绿色环保、高效安全，符合新能源的概念[4]。

因此，建设抽水蓄能电站是降低能源消耗，有效节省燃煤费用，降低发电成本，减少燃煤造成的大气污染，提高可再生能源消纳能力的有效手段。

1 吉林省开发建设抽水蓄能电站的必要性

1.1 电网现状及存在的问题

东北电网是以火电为主、水电为辅的电网，已覆盖东北全区。按地理位置分北部电网、中部电网和南部电网三部分。吉林省电网位于东北电网的中部，北与黑龙江电网相连，南与辽宁省电网相连，西与内蒙古地区通辽市、兴安盟电网相连，已经覆盖长春、吉林、延边等9个地区。

根据2014年底数据，吉林省电网水电装机容量为3771.9 MW，虽然水电装机比重较大，但因承担东北电网调峰及备用任务，由东北电网统一调度，分配到省内的水电容量仅占东北电网统调水电的1/5，只利用了省内水电装机容量的30%。因此水电比重仅占系统统调装机的10.9%，吉林省电网调峰问题仅仅靠常规水电无法从根本上解决，不得不靠火电机组进行调峰[5]。

随着近年来吉林省电网中风电装机比重的增加，逐渐取代火电成为电网第二大电源。而在火电装机中热电机组比重增大，200MW 及以上可用来调峰的火电机组十分有限，电网冬季调峰十分困难；风电的发电容量增加和运行，其不确定性又进一步加剧了调峰难度。

因此如果东北地区的主力调峰水电电源仍保持目前管理和分配方式的格局，无论是从调峰能力方面还是从经济运行方面考虑，吉林省电网均缺乏调峰容量，电网调峰问题是十分突出的。从吉林省资源发展情况来看，可开发的调峰电源十分有限，电网弃风严重，火电比重偏大，无法灵活调峰，而抽水蓄能是最直接可行的可开发能源。为保障电网的安全稳定和经济运行，建设一定规模的抽水蓄能电站势在必行。

1.2 建设抽水蓄能电站的必要性

吉林省水力资源匮乏但开发程度较高，目前全省已开发的水力资源近80%，以往的电源建设以大容量燃煤火电机组为主，抽水蓄能电站作为主要调峰电源。从电网调峰需要和经济运行角度分析，吉林省电网在2015年及2020年都不同程度地缺乏调峰容量，结合吉林省电网今后的电源建设及构成，解决电网调峰的有效途径就是兴建一批一定规模的抽水蓄能电站。

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、旋转及紧急事故备用等任务，给电网带来可观的动态效益，有效地改善火电和其他类型机组的运行条件，延长火电机组的使用寿命，减少电网的燃料消耗，提高电网的供电质量和运行安全[6]。抽水蓄能电站属于环保电源，本身不消耗燃料，不排放有害物质，可通过替代火电机组容量、改善火电机组运行条件来降低电网燃料消耗，相应减少有害气体的排放量，对改善大气环境具有一定的作用。

从吉林省内自然条件看，山地占土地面积62.0%，河流众多。既有一定的落差，又有足够的水源，具备建设抽水蓄能电站的地形条件和水源条件，通过历次普查规划，省内可供开发的站址较多，以抽水蓄能电站作为今后吉林省网的主要调峰电源是合适的。已经建成的白山（30万kW，2005年）、敦化（一台机投产，35万kW，2021年），正在建设的蛟河（120万kW）、敦化（105万kW）等站址开发条件优越，各有特色，规划总装机容量达2900MW，满足了东北电网和吉林省电网一定时期内对抽水蓄能电站的需求。但由于电网的电源结构不尽合理，兴建抽水蓄能电站不仅是东北电网的需要，同时也是吉林省电网自身发展的需要，经对东北电网电源优化配置分析计算，到2020年东北电网至少分别需配置6000MW及8000MW的抽水蓄能容量，吉林省2020年需要配置1200MW的抽水蓄能容量，才能保证电网经济、安全、稳定运行。即使在白山抽水蓄能电站、蒲石河、桓仁和荒沟抽水蓄能电站投产后，东北电网还需新建4500MW左右的抽水蓄能容量。考虑到东北电网电源建设布局，特别是吉林省网处在“北电南送”通道的咽喉和桥梁位置，在白山、蒲石河、桓仁和荒沟抽水蓄能电站投入之后，结合东北电网和吉林省电网的需要，在吉林省合理选择、安排抽水蓄能电站建设，是电网平衡发展、电源合理布局、适应地区经济发展的需要。

2 吉林省抽水蓄能电站规划发展历程回顾

2.1 吉林省抽水蓄能站址普查初期

吉林省抽水蓄能电站普查工作起步于20世纪90年代初期。初期陆续完成普查工作的有4个站址。

（1）红石站址。1992年9月原东北电管局委托中水东北公司首次在红石水库库区沿岸，利用1/5万地形图进行抽水蓄能电站的普查工作。这次普查初查了15个上水库坝址，并对其中的14个进行了现场踏勘。经过筛选、比较，初选了7处站址，对其进行了初步比较，于1993年3月编制了《红石水电站库区抽水蓄能电站站址普查报告》，推荐向阳坡（320MW）、二昆子（士）沟（800MW）、车库沟（1000MW）、兴隆屯（900MW）等四个站址开展规划工作。

1997年10月东北电管局与日本国际协力事业集团（JICA）共同对红石库区抽水蓄能站址进行了补充普查，在初选的7个站址的基础上增加了红石站址，在这8个站址中推荐了红石站点，并进行了较深入的勘测设计研究工作。

（2）双沟站址。1997年吉林省电力建设总公司委托中水东北公司，开始进行增设双沟抽水蓄能机组的预可行性研究工作，1998年3月完成了可行性研究报告。1998年6月水电水利规划设计总院会同吉林省计委审查通过。1998年10月国家电力公司批复了审查意见。2004年2月吉林省电力公司松江河发电厂委托中水东北公司进行可行性研究设计，并于2004年9月完成了《松江河梯级水电站工程增设双沟抽水蓄能机组可行性研究报告》。

（3）白山站址。白山抽水蓄能电站工程于1999年5月开工，该工程利用白山水库和红石水库作为其上、下水库，利用水头约106m，装机容量300MW，2005年已经建成投产。

（4）丰满站址。2004年7月受丰满电厂委托，中水东北公司以丰满水库为下水库，在丰满库区周边4～5km范围内，研究建设抽水蓄能电站的可能性。普查采用1/5万的地形图，初选出16个站点，根据各方面指标综合分析，筛选出丰满东山、东塔子、荒山咀、大嘎河等4个站址进行现场踏勘。2005年2月完成《丰满库区抽水蓄能电站普查报告》，推荐丰满东山、荒山咀、东塔子3个站点开展规划阶段的工作。

2.2 吉林省抽水蓄能选点规划初步选择

2005年7月中水东北公司受东北电网有限公司委托，结合全国抽水蓄能站点资源普查和吉林省核电建设长远规划，对吉林省全境进行抽水蓄能电站选点规划工作，目的是通过全面普查、规划，提出吉林省抽水蓄能电站资源分布情况和工程开发推荐意见，为今后吉林省和东北地区抽水蓄能电站的建设打下良好的工作基础，同时，也为投资和决策者提供依据。

根据对吉林省的地质地形条件初查，抽水蓄能电站主要分布在东部图们江流域、鸭绿江流域以及中部的松花江流域的山地和丘陵区，结合上述地区具体的地形、地貌，在全省的1/5万地形图上，全面查找适合建设抽水蓄能电站的有利地形及站址。在吉林省1/20万地质图上选择岩性较好、地质构造较为有利的站址。通过大量的内业普查选点工作，加上原丰满库区、红石库区的较好站点，共初步查出42个抽水蓄能站点。

进一步对每个站点的地理位置、装机容量、水头、水源条件、距高比（L/H）、工程地质、水工及施工布置条件、对外交通条件、水库淹没及环境影响等因素进行分析，初步筛选出丰满（原丰满东山）、蛟河、红石（原炸药库）、敦化、通化、平岗等21个条件较好的站点。

通过现场踏勘，全面分析每个踏勘站点的工程建设条件及外部影响因素，选择综合条件较好的站址作为初选站址，对因不同程度的存在地质问题或因水头低、规模小，或因同一地区已有代表性站点的予以剔除，选择综合条件较好的丰满、蛟河、红石、敦化、通化、平岗等9个站点，另加双沟蓄能站点共计10个，进一步开展设计工作，以期推荐规划站址。

2.3 吉林省抽水蓄能选点规划主要站点

（1）距高比小于6.0的站点。距高比小于6.0的站点即丰满抽水蓄能电站。该站水头适中，电站淹没小，下水库为丰满水库，水量充沛。地理位置较为优越，上、下水库库区地质条件相对较好，水工布置较为方便。距离省内第二个负荷中心吉林市很近，对外交通、接入系统等都较方便；另外丰满水电站及永庆水库的设施如生活区、砂石料场等可以利用，对蓄能电站的建设和管理有利。虽然库盆地形条件较差、库容小、装机容量较小，但可以满足近期电网的需求。因此，推荐丰满抽水蓄能电站作为远景后备站点，暂未列入这次规划。

（2）距高比为6.0～8.0的站点。站点中距高比为6.0～8.0的站点有4个，分别为双沟、蛟河、敦化、平岗抽水蓄能电站。

1） 双沟抽水蓄能电站。上水库利用双沟水库，下水库为石龙水库。装机容量500MW，额定水头97m。利用两电站间河流弯道的有利地形，可节省水库部分投资，水源十分充足。双沟常规电站接入系统时距离较远，但对外、对内交通可完全利用既有电站的道路和转运站；电站建设的施工条件优越，结合蓄能电站和500kV线路的建设，加强了松江河梯级水电在系统中的作用及其与吉林省网及东北电网的联系，为水电基地（目前均为220kV线路）的电量送出提供可靠的保证。

2） 蛟河抽水蓄能电站。蛟河抽水蓄能电站规模为大（1）型，工程等别为一等。装机容量1200MW，额定水头409m，水头较适宜。站址距离白山水电站、红石水电站和丰满水电站较近，地理位置适中，上下水库建坝成库条件、施工及对外交通条件较好；结合库内料场开挖，减少占地面积、缩短运距和相应的水保费用。

3） 敦化抽水蓄能电站。敦化抽水蓄能电站规模为大（1）型，工程等别为一等。装机容量1200MW，额定水头677.5m，是这次规划中水头最高的站点。上、下水库工程地质条件较好，上水库可能存在水库渗漏问题，下水库库区均为林地，电站的淹没较小；地理位置略偏，但可就近接入敦化变电站，接入系统方便。

4） 平岗抽水蓄能电站。平岗抽水蓄能电站规模为大（1）型，工程等别为一等。装机容量2400MW，额定水头467m。上、下水库库区可能存在透水因素，需做防渗措施。该站址位于吉林龙湾群国家级自然保护区实验区内，环境影响比较复杂，平岗抽水蓄能电站作为远景后备站点，暂不列入本次规划范围。

（3）距高比为8.0～12.0的站点。站点中距高比在8.0～12.0的站点有5个，分别为分别为红石、木箕河、旱龙湾、东塔子、通化抽水蓄能电站。

1）红石抽水蓄能电站。红石抽水蓄能电站规模为大（1）型，工程等别为一等。装机容量1200MW，额定水头269m。电站下水库利用已建的红石水库，地理位置适宜，距白山电厂不足3km，对电站的建设及运行管理十分有利；对外及对内交通较好，施工方便，上水库分水岭较宽厚，库区地质条件一般，引水隧洞工程地质条件较好，淹没很小。

2）木箕河、旱龙湾、东塔子抽水蓄能电站。木箕河（装机容量1800MW，额定水头432.5m）、旱龙湾（装机容量2100MW，额定水头397.5m）抽水蓄能电站距负荷中心相对较远；东塔子（装机容量2700MW，额定水头503.5m）抽水蓄能电站淹没影响较大，这三个站点，地形等建坝成库条件较好、水头高、规模大，但因地理位置较偏、或上（下）水库地质条件较差、或外部环境因素影响复杂等，暂不纳入这次规划范围。

3）通化抽水蓄能电站。通化抽水蓄能电站规模为大（2）型，工程等别为二等。装机容量为800MW，额定水头170.8m。下水库利用已建的龙岗水库改建后抬高正常蓄水位而成。站址距通化市很近，非常便于施工和管理，地方建设积极性很高。上水库工程地质条件较好，但存在坝基及绕坝渗漏问题。上、下水库施工条件和交通条件较好。

综上所述，经过对10个站点的综合比较与分析，经与东北电网有限公司协商后，选择蛟河、双沟、红石、敦化、通化抽水蓄能电站作为规划阶段的推荐站点。

3 吉林省抽水蓄能电站蓄能站点建设条件

蛟河、红石、敦化、通化和双沟等抽水蓄能电站均无环境制约因素。其中蛟河站点水头较高、规模较大，地理位置适宜，外部条件简单，无论是自然条件、工程技术条件、电站规模、经济指标还是外部环境，均为最佳。2019年1月8日，蛟河抽水蓄能电站工程开工，计划于2026年全部投产发电。

敦化抽水蓄能电站于2013年开工建设，是吉林省“十二五” 规划建设的重点项目，也是目前东北地区最大、吉林省首座纯抽水蓄能电站，在国内首次实现了700m级超高水头、高转速、大容量抽水蓄能机组的完全自主研发、设计和制造[7]。2021年6月4日，1号机组正式投产发电，计划当年投产两台机组，2022年4台机组全部投产。

通化抽水蓄能电站利用已建的龙岗水库作为下水库，对外交通条件较好，水源有保障，建坝成库条件较好，无环境制约因素，目前已被列入抽水蓄能规划“十四五”重点实施项目。

红石抽水蓄能电站对外及厂内交通条件都较好，有白山水库的调节，其水源有保障，建坝成库条件优良；双沟抽水蓄能电站，单位经济指标相对较高，这两个电站规模适宜，前期工作充足，结合常规电站一并开发建设，便于施工和运行、管理，建设周期短，可以作为未来开发的抽水蓄能站点。

4 结束语

通过对吉林省抽水蓄能电站规划选点工作的回顾与总结，将吉林省内可作为抽水蓄能电站的站址梳理归纳，评估蓄能站点的建设条件，加快抽水蓄能电站项目投运，从而进一步优化吉林省电网内火电机组运行条件，配合吉林省风电、光伏发电运行，促进富余风电、光伏发电消纳，可有效缓解弃风、弃光问题。

抽水蓄能电站建成后将承担调峰、填谷、调频、调相及紧急事故备用等任务，适时储能，促进资源有效利用，可有效缓解吉林省电力供需矛盾、解决调峰难题以及促进新能源消纳，为东北电网提供网间优势互补，保障电网安全稳定运行、提高供电质量发挥重要作用。作为清洁能源，抽水蓄能电站建成运行后，每年还可减少原煤消耗，减排二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等污染。将促进吉林地区产业结构优化调整，改善地区基础设施条件，对带动和促进地方经济社会发展也具有重要意义。

综上所述，改善吉林省电网电源结构，提高供电质量，为省间输送电提供稳定的电源保障，在电力行业加快实现化石能源替代，完成国家新型能源战略转型[8]，建设一定规模的抽水蓄能电站意义重大。