云南省修建抽水蓄能电站的必要性与可行性分析孟繁皓1，冯峻林2，王建群11.河海大学水文水资源学院，南京（210098）2.国家电力公司昆明勘测设计研究院，昆明（650051）E-mail：mfhmoon@摘要：对云南电网存在的调峰问题和可能的调峰措施进行了分析，说明了云南省修建抽水蓄能电站的必要性；从自然条件、抽水电源和经济性三个方面分析了云南省修建抽水蓄能电站的可行性。
云南省具备发展抽水蓄能电站的有利资源条件，其开发前景十分看好；同时为了保证抽水蓄能电站长期健康的发展，需要确定合理的电价机制、尽快研究探索适合我国电力改革发展的抽水蓄能电站经营模式。
关键词：电网调峰；水力发电；抽水蓄能电站；必要性；可行性近年来云南电网由于负荷率趋势降低、电网峰谷差趋势增大、缺调峰负荷，高峰时段拉闸限电严重，极大地影响了社会效益和电网经济效益。
虽然云南电网水电比重较大，随着澜沧江、金沙江中下游、怒江干流等三江地区一批有调节性能的水电站的投入，云南电网的调峰能力将得到进一步改善，但云南水电仍然有汛期存在大量弃水、枯水期调峰容量组织有困难、水电机组缺乏调峰的积极性等很多问题存在。
抽水蓄能电站具有双倍的调峰作用、调峰更加灵活、单位千瓦投资较低等优点，对电网的运行在技术和经济方面都具有很好的作用，分析研究云南省修建抽水蓄能电站的必要性与可行性，对云南电网经济和可靠运行具有十分重要的现实意义。
1 云南省修建抽水蓄能电站的必要性1.1 云南电网存在的调峰问题目前，云南电网实际运行存在的主要问题是电力供应不足、枯水期能源短缺、汛期时段出力不足。
虽然云南电网水电比重较大，随着澜沧江、金沙江中下游、怒江干流等三江地区一批有调节性能的水电站的投入，云南电网的调峰能力将得到进一步改善，但目前云南电网调峰仍然存在很多问题：（1）汛期存在大量弃水。
为了满足电网高峰负荷的需要，必须要保持较多的火电机组开机容量，而所开的火电机组在电网平谷和低谷时段又会挤占水电机组的负荷，导致水电厂弃水增加。
另外，部分电站水轮机在汛期出力受阻较大，也加剧了电网的调峰难度。
（2）枯水期调峰容量组织有困难。
枯水期虽然水电空闲容量大，但由于来水不足，可调峰电量减少；而火电在燃煤充足时基本不参与电网调峰，故枯水期调峰容量组织也有困难。
（3）火电机组缺乏调峰的积极性[1]。
在目前火电厂发电效益只有电量电费收入的情况下，电厂对参与系统调峰缺乏动力，加上电厂经常会遇到煤质差、燃烧不稳定等问题，火电机组实际最小出力往往不能减到最小技术出力。
（4）电网调峰要求越来越紧迫。
目前由于电网缺调峰负荷，高峰时段拉闸限电严重，极大地影响了社会效益和电网经济效益。
根据云南电力工业发展规划[2]，规划期至2020年，系统负荷率呈下降趋势，峰谷差增长率明显高于电力负荷和电量增长率。
随着国民经济的发展，社会现代化水平的提高，电力市场对电能的质量要求、对电网电源承担变动负荷能力的要求将愈来愈高。
1.2 调峰措施分析为了解决2010年之后云南电网的调峰问题，可以考虑的调峰措施主要有四个：一是常规水电机组调峰；二是充分发挥火电机组的调峰作用，在电源建设时安排兴建一批调峰火电机组；三是在负荷中心建设燃气轮机；四是建设抽水蓄能电站。
（1）常规水电机组调峰云南水力资源丰富，而具有一定调峰能力的水电站，仅有三江干流的部分水电站及其他少数水电站。
但由于大部分调节电站因汛期防洪排沙运用，基本不能调峰，只能在非汛期承担部分调峰容量。
当然，如果能将各大型水电站的利用小时数都降低到3000h以下、2000h 以下。
扩大装机，云南主网的调峰问题便可解决，不需要建设抽水蓄能电站了。
在现阶段看来是不现实且不可能的。
（2）火电机组调峰为了满足电网的调峰要求，必须使火电机组平均调峰率很高。
目前国内制造的调峰火电机组，调峰率30～40％，实际运行因媒质、附属设备、管理等原因，很难达到设计值。
调峰率大于50％的火电机组只得依赖从外国进口。
进口机组单位千瓦的投资比国产机组约贵40％以上，所需资金很大，且运行费用很高，升荷速度也不能适应负荷变化要求，对电网安全经济运行极为不利。
另外火电调峰增加了火电机组启停次数，增加了机组启停费用，火电机组运行效率低，煤耗增加。
（3）燃气机组调峰燃气机组对燃料要求较高，所用的燃料有轻燃料油、煤油、重油、原油或天然气；此外，由于要求定速运行，低负荷时，将导致燃气轮机热效率、排烟温度急剧下降。
因此，燃气机组一般不适合变出力运行。
目前我国还不能生产大容量的燃气轮机，成套设备必须完全进口，造价虽然和进口调峰火电机组接近，但我国石油资源缺乏，燃料供应不易解决。
因此，在云南电网燃气轮机调峰措施实现的可能性极小。
（4）抽水蓄能电站调峰[3]1）抽水蓄能电站既能削峰又能填谷，具有双倍的调峰作用，且可为电网节约燃料费。
云南电网以水、火为主，抽水蓄能电站投入后，负荷高峰时发电，低谷时抽水，改变了系统中火电机组的运行方式，使原来在峰腰荷运行机组转为基荷运行，减少火电机组承担热备用的容量，使火电机组运行工况得到改善，提高运行效率，从而节约了系统火电机组的燃料费。
另外为火电厂降低了煤耗，给火电厂和社会环保带来了巨大效益。
2）抽水蓄能电站不但单位千瓦投资低，而且改变了电力系统的电源结构，减少了单位千瓦投资高的调峰火电机组容量，从而为电力系统节约了电力建设投资和运行费。
3）抽水蓄能机组启停迅速，爬荷、卸载速度快，运行灵活可靠，能够很快地适应电力系统负荷变化，可作为电网的调频、调相和事故备用电源，提高电网供电可靠性和供电质量。
云南电网目前的调峰是以巨大的经济损失作代价的。
从长远看如果不建抽水蓄能电站，一方面将造成常规电站资源的浪费；另一方面电网调峰的代价也会越来越高，这对电网的安全经济运行都十分不利。
云南在规划期2010～2030年建设一定规模的抽水蓄能电站，不仅可以解决电力系统日益紧迫的调峰要求，而且符合市场经济规则，是提高电力系统整体经济效益的有效手段，可优化电网电源结构，使系统资源得到合理配置。
节约宝贵的一次能源，并可减少已日趋严重的环境污染。
2 云南省修建抽水蓄能电站的可行性2.1优越的自然条件（1）云南省有丰富的水资源，完全可以满足抽水蓄能电站对蓄能载体—水的需求[4]。
云南省水资源总量为2222亿a m /3，产水模数为58a km m •23/。
其次，还有邻省、邻国的入境水量1943亿a m /3。
两项合计实际共有水资源总量4165a m /3。
云南省金沙江、珠江、红河、澜沧江、怒江、和伊落瓦底江六大水系，流域产水模数为39.7～139.9a km m •23/。
从总量和地理分布分析，云南省具备修建抽水蓄能电站所需的水资源条件。
（2）有集中高差和建上、下库的地形条件。
云南省东部为滇东喀斯特高原，干流或较大之流深切于高原，形成干流与两岸大而集中的高差，可以干流或加大之流的梯级为下库，以高原溶蚀洼地、支流河谷、高山宽谷。
高海拔盆地以及高原湖泊等修建上库作为修建电站的主要形式。
云南省西部为滇西横断山脉，南部逐渐转为高山峡谷和宽谷，可利用支流与干流与支流的集中高差和适宜地形，也可利用局部出现的喀斯特溶蚀洼地、高山宽谷。
高海拔盆地及高原湖泊等修建上库建设抽水蓄能电站。
（3）抽水蓄能电站资源最丰富，开发条件最好。
根据业内对云南省抽水蓄能电站资源特性指标初步统计分析，第一批可能修建抽水蓄能电站总装机容量超过1亿kW 。
电站的特性指标表明，云南省抽水蓄能电站的水头以高水头和特高水头为主，距高比很小，要求库容较小，淹没损失也小，因而投资少，效益好。
云南省是我国抽水蓄能电站资源最丰富，开发条件最好的地区之一。
表1 云南省抽水蓄能电站资源特性表 指标名称 数量及性能占电站总数% 小于100 10.4100-200 44.8200-300 36.2容量万kW 300-500 8.6小于500 6.9500-1000 31.31000-1500 22.4平均水头m 1500-2000 29.41-2 6.92-3 32.83-4 15.54-5 195-6 5.26-7 13.7距高比 7-10 6.9季调节 2.8周调节 67.5 调节性能日调节 29.72.2充足的抽水电源（1）火电容量据有关方面的电力发展规划，云南省火电容量将有显著增长。
2020年预测火电总装机1500万kW，新增470万kW。
另外局煤炭部门资料，云南省煤矿可支撑的最大火电容量为1800万kW。
火电增长既满足了用电要求，也为抽水蓄能电站提供更多抽水电源。
（2）中型水电的基荷出力有调节的大水库电站越来越受到水库移民和环境因素的制约，建设难度与日剧增。
开发无淹没或少淹没的绿色水电站，已成为云南省中型水电站建设的重要方向。
这些电站通常是无调节或调节性能差，只适宜担任电网日负荷的基荷或部分腰荷。
由于日负荷图晚谷负荷大幅度下降，当各种基荷总出力高于晚谷最小负荷时，晚谷基荷电能常常难于全部被吸收，而形成强迫弃水，恰恰可作为抽水蓄能电站廉价的抽水电源，同时也增加了绿色电站的经济收入。
（3）航运基荷出力为了满足景洪一下澜沧江及湄公河的航运要求，要求下泄最小流量以维持航运要求的最m/3，景洪以上小湾等4级小航道水深。
按不建反调节水库，景洪电站下泄最小流量450s按流域面积比泄放最小流量计算，小湾～景洪5级电站航运基荷出力约为200万kW。
此外，金沙江观音岩电站也要承担航运基荷出力。
综合上述3方面因素，结合负荷预测，至2020年云南省低谷剩余电量，可满足500～600万kW抽水蓄能电站的抽水用电要求。
2.3经济性分析（1）网上加价方式蓄能电站电价的结算首先要解决向谁收费和如何收费的问题。
对改善电网质量产生的费用列入电网输配成本，可以以网上加价方式收回。
该方式可以解决电网公司合理效益的回收，降低抽水蓄能投资风险，目前抽水蓄能机组占全网装机比例较小，电价加价比例不大，对社会负面影响不大。
（2）峰谷差电量电价方式在分时电价模式下，抽水蓄能电站的利润取决于峰谷电价差，差价越大，利润就越高，但同时又要确保蓄能电站相对其他类型电源的竞争力。
年利用小时数和峰谷电价比越高，抽水蓄能电站的财务生存能力就越强。
若抽水蓄能电站的年利用小时数为1000h左右，峰谷电价比不低于4，抽水蓄能电站就具备较强的财务生存能力。
（3）两部制电价模式在两部制电价模式下，抽水蓄能电站的容量电价和年利用小时数对电站的财务可行性影响最大，容量电价、年利用小时数和峰谷电价比越高，抽水蓄能电站的财务生存能力就越强，若抽水蓄能电站的年利用小时数为1000h左右、容量电价为3007元（kW·年）左右、峰谷电价比超过3，抽水蓄能电站就具备较强的财务生存能力。
3 结语云南省具备发展抽水蓄能电站的有利资源条件，其开发前景十分看好。