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【抽蓄规划重点报道之三】中小型抽水蓄能电站合理发展探讨
时间:2021-09-13 08:40

以“碳中和,碳达峰”战略目标为驱动,可再生能源将逐步成为未来我国能源和电力工业发展的增量主体。建设以新能源为主体的新型电力系统,提升电网安全稳定、灵活高效的运行能力,保证优质高效的电力供应,将是我国实现电网高质量发展的重要支撑。抽水蓄能作为世界各国公认的保障电力系统安全稳定运行的重要方式,加快发展抽水蓄能,是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求,是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑,是可再生能源大规模发展的重要保障。中小抽水蓄能电站因其站点资源丰富、布局灵活、距离负荷中心近、与分布式新能源紧密结合等优势,其开发建设也备受关注。《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》也明确在湖北、浙江、江西、广东等资源较好的省(区、市),结合当地电力发展和新能源发展需求,因地制宜规划建设中小抽水蓄能电站。秉持“因地制宜、需求导向、经济合理”的基本原则,推动中小型抽水蓄能电站发展也是今后一段时间内需要积极探索和尝试的重点方向之一。

开发利用现状。中小型抽水蓄能电站是指装机容量小于30万kW的抽水蓄能电站(包含混合式电站),其中装机容量小于5万kW的为小型抽水蓄能电站。早期中小型抽水蓄能电站多为试验性建设,以混合式电站为主,工程多结合已建水利水电工程,通过改、扩建降低单位造价。在当时的系统规模下,中小型抽水蓄能电站发挥了较好的调峰填谷、调频调相、事故备用等功能。截至2020年年底,我国已建中小型抽水蓄能电站装机容量85万kW,占已建抽水蓄能电站规模的占比不足3.0%。

调度运营情况。中小型抽水蓄能电站一般由省级电网调度,其中,小型抽水蓄能电站主要承担调峰填谷任务,保障小系统尖峰负荷供应;中型抽水蓄能电站可以发挥一定的调频作用。受装机容量限制,尽管中小型抽水蓄能电站具备一定的辅助服务能力,但在区域和省级电力系统中作用不大。综合中小型抽水蓄能电站在系统中的功能定位,已建中小型抽水蓄能电站多采用单一电量电价,依靠抽发电量的电费差值获得相应的电量收益,无容量效益和其他辅助服务收入。为保证收益,运行中更倾向于采用增加抽水发电利用小时数运行,以分摊成本、创造利润。但由于没有合理的调度方式研究,部分采用早期国产机组的电站,机组故障率较高,维修次数多,电站亏损较严重。尽管少数电站开始执行两部制电价,但电价实施效果不明显。

中小型抽水蓄能电站技术可行性。中小型抽水蓄能电站调节库容较小、水头相对较低,站址水源和地形地质条件适应性好,站点资源丰富且布局灵活,可以接近负荷中心布置,便于更好地发挥快速响应能力,以配合城市分布式供能系统的发展,与大型抽水蓄能电站形成互补开发格局。可就近接入110kV或220kV电网,满足局部电网的储能调峰需求,缩短线路走廊布局,减少输电损失和建设投资。中小型抽水蓄能电站多结合已建水库开发,建设征地和移民安置工作相对简单,且由于枢纽规模小,容易避开环境敏感因素。相比大型工程,环境评价工作便于推动,易于开展项目前期工作和建设实施。同时,对比化学储能形式,抽水蓄能电站使用寿命长,且不存在设备回收和重金属污染等问题,全生命周期的碳减排和生态环境效益突出。中小型抽水蓄能电站机组类型可采用四机分置式、三机串联式和二机可逆式等组合模式(即水泵、水轮机、发电机、电动机分开布置或与水泵水轮机、发电电动机组合布置),降低机组研发、设备安装和运行维护难度。由于电站水工建筑物等级低、枢纽布置比较简单,建设工程量小,建设工期较短,4~5年左右可投入运行,易于地方中小企业投资。总体而言,建设中小型抽水蓄能电站技术难度较低。

中小型抽水蓄能电站经济性分析。尽管多采用结合已建水电梯级或水利工程建设,但从现有资料看,已、在建中小型抽水蓄能电站的单位千瓦投资均高于同区域、同时期、同价格水平的大型抽水蓄能电站,略好于现阶段同等规模的化学储能、物理储能等其他新型储能方式。从开发建设成本来看,我国中东部地区中小型抽水蓄能电站单位千瓦总投资约8000~10000元。与装机容量相近的可规模化储能调峰设施相比,中小型抽水蓄能电站单位千瓦投资高于超导磁储能和超级电容储能,与压缩空气接近;单位度电投资高于压缩空气储能,但低于其他类型储能设施。从实际运行情况来看,已运行的抽水蓄能电站平均效率接近80%,远高于已投运的储能电站实际转换效率。此外,现阶段储能电站使用寿命约为6年,之后需要更新换代,产生再投资费用。考虑储能设施回收和运行寿命等因素,在满足系统需求的前提下,中小型抽水蓄能电站的平均投资成本和运行成本与储能项目相比依然较低。尽管未来随着技术迅猛发展,其他新型储能的经济性提升空间较大,但现阶段,建设条件较好的中小型抽水蓄能电站具备与同等规模其他储能形式的市场竞争能力。

发展展望。中小型抽水蓄能电站主要应用于以下两个方面:对于短期内无法进行电力基础设施连接,系统结构矛盾突出,严重影响安全稳定运行的孤立电网、微电网、海岛电网等缺乏支柱性电源的区域,可以研究适当配置中小型抽水蓄能电站;对于分布式可再生能源发展较多,电力系统需求空间较大的区域,可选择研究布局开发条件较好的中小型独立或混合式抽水蓄能电站。为推动中小型抽水蓄能的发展,下步工作中应积极探索新的发展模式,诸如联合体模式,中小型抽水蓄能电站可以与新能源、常规电源、水利设施等组成联营体,创新投融资模式,拓宽资金来源,共同投资联合运营,调动中小型企业参与投资的积极性。

附录:部分已建中小型抽水蓄能电站项目情况简介(图文来源:国网新源控股有限公司)

(1)潘家口抽水蓄能电站

潘家口抽水蓄能电站位于河北省唐山市迁西县,承德、唐山两地分界处的滦河干流上,距北京市约220公里,距天津市约200公里,电站装机容量27万千瓦(3×9万千瓦),多年平均年发电量5.64亿kWh,其中,天然径流发电量3.56亿kWh,抽水蓄能电量2.08亿kWh,总投资7.97亿元。电站上水库为潘家口水库,正常蓄水位222米,有效库容21000万立方米,主坝为混凝土宽缝重力坝,最大坝高107.5米,坝顶长1039.11米,坝顶高程230.5米。在主坝下游5.5公里处建混凝土重力坝,壅高尾水位,形成下水库。下水库最大坝高28.5米,坝顶长1098米,正常蓄水位144.0米,有效库容1000万立方米,额定水头71.6米,属日调节水库,与潘家口电站抽水蓄能机组配合使用。

1983年9月,项目获原国家计委批复。1985年5月,项目正式开工。1992年10月,首台机组投产发电。1992年12月,全部机组投产并转入商业运行。电站主要服务于京津及冀北电网。

潘家口抽水蓄能电站由华北电力调控分中心调度,机组按照调度要求随调随起。“十三五”期间,电站年均综合利用小时数2185.79小时,累计发电抽水启动8943台次,机组启动成功率达99.68%。电站主要作用是承担调峰调频和事故备用任务,提高京津唐电网运行稳定性,改善用电质量,同时作为无功支撑点有力维持电网电压稳定。

潘家口抽水蓄能电站由国网新源控股有限公司投资运营。

(2)回龙抽水蓄能电站

回龙抽水蓄能电站位于河南省南阳市。电站装机容量12万千瓦(2×6万千瓦),总投资4.51亿元。电站上水库有效库容99万立方米,下水库有效库容99万立方米,额定水头379米,采用一管双机方式布置。

2000年8月,项目获原河南省计委批复。2001年6月,项目正式开工。2005年12月,2台机组投产发电并转入商业运行。

电站主要服务于河南电网。回龙抽水蓄能电站由河南省调调度,机组按照调度要求随调随起。“十三五”期间,电站年均综合利用小时数 2894.07小时,累计发电抽水启动7378台次,机组启动成功率高达99.85%,主要承担河南电网调峰调频、促进新能源消纳等调节任务。

回龙抽水蓄能电站由国网新源控股有限公司投资运营。

(3)响洪甸抽水蓄能电站

响洪甸抽水蓄能电站位于安徽省六安市金寨县。电站装机容量8万千瓦(2×4万千瓦),总投资4.56亿元。电站上水库系利用1958年已建响洪甸水库,建设的下水库有效库容440万立方米,额定水头45米,采用一管双机方式布置。

1993年1月,项目获原国家计委批复。1994年12月,项目正式开工。2000年6月,2台机组投产发电并转入商业运行。电站主要服务于安徽电网。

响洪甸抽水蓄能电站由安徽省调调度,按照调度日负荷计划曲线运行。“十三五”期间,电站年均综合利用小时数2899.18小时,累计发电抽水启动6031台次,机组启动成功率达99.8%以上,重点配合安徽电网调峰填谷、消纳清洁能源,改善电网运行结构,保障系统安全稳定运行。

响洪甸抽水蓄能电站由国网新源控股有限公司投资运营。

我国已、在建中小型抽水蓄能电站汇总
潘家口抽水蓄能电站
回龙抽水蓄能电站
响洪甸抽水蓄能电站