安徽省抽水蓄能电站建设布局分析

安徽省抽水蓄能电站建设布局分析

左铭 杨霄霄

（中国水电顾问集团北京勘测设计研究院）

【摘 要】根据安徽省国民经济发展和电源构成特点，对电网远景调峰缺口及可能采取的应对措施进行分析，认为建设抽水蓄能电站解决电网调峰问题最经济，预计到2015水平年安徽省还需要投产抽水蓄能电站约1500MW，容量缺口主要在皖北。

【关键词】抽水蓄能电站 电网 调峰 优化配置 布局 安徽省

1 概述

安徽省位于我国华东地区西北部，长江、淮河中下游。

改革开放以来，安徽省的社会经济发展迅速，物质与技术基础大大增强，产业结构明显改善。2005年，安徽省全年国内生产总值比上一年度增长了11．8％。其中，第一产业同比增长1％；第二产业同比增长18．8％；第三产业同比增长9．9％。按常住人口计算，全省人均生产总值为8597元（折合1049．5美元）。全社会劳动生产率达到14779元／人。

（1）电网现状

安徽电网是一个以火电为主的电网，作为华东电网的组成部分，通过3回500kV线路与华东主网相联。省内电网习惯上依地理位置分为四大片，即淮北电网、淮南电网、皖中电网和皖南电网，四片电网通过500kV主干线路和若干条220kV主干线路相联。

按2005年底数据统计，安徽省统调装机火电占95.5％，水电占4.5％。受煤炭资源分布影响，安徽省大的电源点主要集中在北部，形成电力由北向南输送的格局。

2005年，安徽省统调发电量同比增长6.11％。全省统调最高负荷同比增长17.1％，统调用电量同比增长13.24％，年最大负荷利用小时5475h。全省负荷相对较分散，集中的大负荷受端系统较少，主要用电负荷沿铁路线和长江、淮河两岸分布。2005年安徽电网的送网电量主要由送上海、浙江的中长期合同电量和华东经销的电量构成，同福建、江苏两省也有少量的交易合同电量。

（2）负荷预测

随着安徽省国民经济的持续发展及人民生活水平的不断提高，全社会需电量不断增长，负荷峰谷差日益加大。安徽省电力公司根据全省经济发展和用电增长的最新情况，对以往负荷预测方案做了进一步调整。预测在2015水平年和2020水平年，安徽省全社会用电量分别达到1260亿kW·h和1660亿kW·h，全社会最大负荷分别达到23300MW和31000MW。

对安徽电网的负荷特性进行分析。在一般情况下，春季2月～4月负荷较低，夏季因有农灌和空调负荷等因素而负荷较高，年最高负荷一般出现在夏季（8月），冬季负荷受生活用电负荷影响而略高于秋季。

冬、夏季典型日负荷曲线在形状上均表现为二峰一谷，早峰相对比较尖锐，晚峰较为平缓，日最高负荷一般出现在晚峰。夏季最高负荷一般出现在20时左右，冬季最高负荷一般出现在18时左右。

（3）电源建设规划

安徽省委省政府根据省内煤炭资源丰富，适宜建设大型坑口燃煤火电站的特点及全省电力市场需求的实际情况，制定了电力建设“以省外市场为主、以合资合作为主、以两淮为主”的指导思想，立足本省，着眼华东地区资源优化配置，推进“皖电东送”战略，实现电力从“送网型”向“送网—效益型”转变。

适当进行抽水蓄能电站等调峰电源的建设，积极开发水力资源，逐步优化调整电源结构。

大力开展超临界大容量燃煤火电机组和洁净煤发电技术、垃圾焚烧发电技术的研究和试点工作，积极开展核电和新能源利用的前期工作，适应环保要求，提高能源利用的效率，促进发电能源的多样化。

截至2005年底，安徽省在建电源项目共计7870MW，2005年至2007年国家发改委核准安徽开工建设12900MW机组。到2010年底，预计安徽省统调发电装机将达到28000MW，全社会装机达到

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30000MW。

在2011年～2020年，全省争取建设25000MW左右的发电机组。到2020水平年，电网总装机预计可达54000MW。其中满足省内电力需求37000MW，“皖电东送”规模在17000MW左右。

（4）电网规划

安徽电网在“十一五”及以后，网架建设既要考虑本省用电，又要考虑向华东主网送电。从省内平衡看，在目前已经形成的大环网基础上，新建和扩建有关500kV变电所及相关输电线路，进一步加强500kV网架，并加强皖北地区两淮向皖中、皖南的送电能力。在省内平衡的基础上，考虑满足新增电源送出和向华东送电的需要，还要新增500kV项目，在加强皖北地区淮北电网送出能力的同时，增建500kV过江线，以加强向华东送电的能力。

2 电网对抽水蓄能电站的需求

2.1调峰存在问题

安徽电网为火主电网，除燃煤火电机组外，仅有少量小型燃机和抽水蓄能机组，今后的电源建设也是以大容量燃煤火电机组为主，辅以一定容量的抽水蓄能电站。安徽电网在向华东主网输送煤电的同时，还接受外省输送的电量，主要为西部水电等。

安徽电网用电负荷峰谷差逐年加大，网内缺少必要的调峰手段，目前主要靠大容量燃煤火电机组压负荷及中小型火电机组开停调峰来维持。燃煤火电机组频繁做变出力或开停运行，不仅增加了机组的燃料消耗量，而且还增加了电厂的运行维护费用。为满足调峰要求，安徽电网在挖掘网内机组调峰潜力的同时，还采取了外购调峰电力等措施，付出了较高的经济代价。

皖北地区的电源组成全部为燃煤火电机组，可提供的电力大于当地用电需求，富余电力输送到省内其他地区及华东主网。在负荷低谷时段，由于需求减少而存在大量的低谷电力。

2.2调峰手段分析

安徽省内的水能资源开发潜力不大，现有水电站均为中小型电站，能够完全承担电网调峰任务的仅300MW左右，不能成为电网的主要调峰电源。

安徽电网火电机组容量占全网装机的90％以上，今后建设的燃煤火电以单机容量600MW机组为主。随着中小型燃煤火电机组及小型燃汽轮机组逐渐退役，火电机组综合调峰能力不断下降，较为经济的综合调峰幅度在30％左右。

随着我国西部水电资源的大力开发，省外水电向安徽省供电的规模逐渐增加，但长距离输送调峰电力经济性较差，而且在安徽电网出现最大供电负荷的8月份正值汛期，水电一般不适宜调峰，同时，接受外部电力，当地也要建设一定规模的支撑电源和保安电源。

华东主网覆盖地区包括上海、浙江、江苏，三地经济发达，电力供应更加紧张，今后也难以输送更多的调峰容量。

抽水蓄能电站是优良的调峰电源，已投产运行的响洪甸混合式抽水蓄能电站为电网带来良好的经济效益。以抽水蓄能电站作为安徽电网的主要调峰电源是合适的，也是非常必要的。

根据安徽省的能源资源分布及供应条件，今后电网在建设大容量燃煤火电机组的同时，还应加强对省内抽水蓄能电站等调峰电源的开发建设，形成以大容量燃煤火电机组、省外电力承担系统基荷及腰荷，以抽水蓄能电站为主的调峰电源担负系统峰荷及旋转备用的较为合理的电源结构。

2.3抽水蓄能电站需求分析

（1）调峰容量盈亏分析

根据安徽电网负荷预测与电源建设规划，按统调口径考虑，电网调峰容量盈亏分析表明，在2015年以前琅琊山、佛磨和响水涧抽水蓄能电站投产情况下，系统缺少调峰容量近1200MW；到2020年，安徽电网调峰矛盾更加尖锐，如果不再建设新的调峰电源，电网缺少调峰容量将增加到2600MW。

如以建设抽水蓄能电站来解决安徽电网调峰的最低需求，使系统在各规划水平年的调峰容量达到平衡，2015年和2020年以前还需要新建抽水蓄能电站约分别为700MW和1500MW。如果再考虑外送电对电网调峰的影响，需要建设的抽水蓄能电站容量更大。

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