辽宁电网抽水蓄能电站需求空间分析

胡 亮，樊祥船，王 娜，石亮亮，范世运

（中水东北勘测设计研究有限责任公司，吉林 长春 130021）

1 电力系统概况

辽宁电网位于东北电网的南部，北与吉林省电网相联，西与内蒙东部赤峰电网相邻，是以火电为主、水电为辅的混合电网。辽宁电网分为辽西电网、辽中电网和辽南电网三部分。其中辽西电网包括朝阳、葫芦岛、锦州、盘锦和阜新等5个地区电网；辽中电网包括沈阳、铁岭、抚顺、辽阳、鞍山、本溪和营口等7个地区电网；辽南电网包括大连和丹东2个地区电网。

2010年全省装机容量为32 275 MW，其中水电1 470 MW，占总容量的4.55%；火电27 721 MW，占85.89%；风电3084.5 MW，占9.56%。2010年全社会用电量达到17 153亿kW·h，最大负荷为24 650 MW。全省已运行的500kV输电线路长度5 866 km，500 kV变电站18座，变电总容量为30 750 MVA；220 kV输电线路长度13 255 km，220 kV变电站1 158座，变电容量为50 460 MVA。

2 电力电量潮流流向

东北地区的电力负荷，主要分布在沿哈尔滨至大连、沈阳至山海关铁路沿线附近的大中城市，这些地区的负荷占全区总用电负荷的60%左右，是东北电网的主要受端。而电源基地主要分布在内蒙古东部和黑龙江东部。东北地区电源和负荷分布的特点决定了东北电网“北电南送，西电东送”的格局。

辽宁是东北地区的负荷中心，也是典型的受端电网。2010年，辽宁电网省间联络线净受入电量398.72亿kW·h，其中辽吉省间受入电量223.11亿kW·h，由内蒙东部的通辽、赤峰地区，分别受入电量105.98亿kW·h和90.54亿kW·h，由呼辽直流受入电量25.89亿kW·h；东北电网通过辽宁向华北电网净输出电量88.16亿kW·h。

3 电网调峰运行中存在的主要问题

辽宁电网是以火电为主的电网，电源结构不合理。水电比重很小，仅为4.55%；火电机组比重很大，达85.89%。所以，仅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、地方及企业自备机组容量比重较大，能调峰的火电机组十分有限，电网冬季调峰十分困难。另外，随着电网风电装机比重逐年增加和其运行的不确定性以及核电的开发建设，又进一步加剧了辽宁省电网的调峰难度。辽宁电网作为东北电网“西电东送”、“北电南送”的受端电网，今后吸纳区外电力的规模将越来越大，为保障受端电网的安全稳定经济运行，迫切需要建设一定规模的抽水蓄能电站。

4 负荷预测与电源规划

根据东北电网有限公司及东北电力设计院编制完成的《东北电网“十二五”主网架规划总报告》成果，预测辽宁电网2020年全社会需电量为3 147亿度，综合最大负荷为52 880 MW，冬、夏季典型日负荷率分别为0.807和0.868，最小负荷率分别为 0.623和 0.698。

根据电源建设规划及机组退役计划，到2020年辽宁电网规划总装机容量将达到51 870 MW，其中常规水电1 660 MW，抽水蓄能电站2 000 MW，火电35 210 MW，风电7 000 MW，核电6 000 MW，分别占全网总装机的3.2%，3.9%，67.9%，13.5%和11.6%。

5 抽水蓄能电站需求空间分析

5.1 计算参数及方案拟定

依据辽宁电网负荷预测及电源规划，考虑蒲石河投入1 200 MW基础上，按新建抽水蓄能电站装机容量递增600 MW组成若干方案，对辽宁电网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，分析辽宁电网抽水蓄能容量经济合理的市场空间。

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，单位千瓦静态投资4 000元/kW，运行费率采用2.5%。燃煤火电机组的单位千瓦投资亦为4 000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。

5.2 参加平衡的电源

1）抽水蓄能电站。在蒲石河抽水蓄能电站1 200 MW基础上，按新建抽水蓄能电站装机容量递增600 MW组成若干方案考虑。2020年抽水蓄能容量方案从4 200 MW～7 800 MW，组成7个方案。

2）常规水电站。参加平衡的水电站主要考虑东北电网统一调度的水电站，如白山1 500 MW、红石200 MW、丰满1 480 MW等9座及辽宁省调水电站。根据东北电网关口调度规则，东北网统调水电46.67%分配给辽宁电网，共2 210 MW，加上辽宁省调水电608.5 MW，合计可用水电容量为2 818 MW。参加平衡的主要水电站详见表1。

表1 辽宁电网参加平衡的主要水电装机容量汇总表 MW

3）火电机组。根据电源建设规划及机组退役计划，到2020年辽宁电网火电机组容量为35 210 MW，其中能调峰的火电机组为24 247 MW，热电机组10 963 MW。调峰火电机组中：

单机容量200 MW机组3 200 MW，调峰幅度按30%考虑；

单机容量300～600 MW机组为14 440 MW，调峰幅度45%；

单机容量800 MW机组为1 600 MW；单机容量1 000 MW机组为2 000 MW，调峰幅度均按45%考虑。还有部分单机容量在100 MW及以下的小火电机组，可以开停机调峰，其调峰幅度为100%。

4）核电机组。根据电源规划，到2020年辽宁电网规划核电机组容量为6 000 MW，其中核准容量为4 000 MW。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。

5.3 电力电量平衡及经济比较

依据上述采用的指标，对辽宁电网2020年进行电力电量平衡、生产模拟计算的基础上进行了系统费用现值计算，计算成果详见表2。

表2 辽宁电网2020年抽水蓄能容量配置方案比较表

从表2可以看出，在辽宁电网2020水平年各调峰电源配置方案中，从方案1～方案5的系统费用现值，随着抽水蓄能容量的增加而减少。而方案6则有所回升，其中以方案5的费用现值为最小，表明辽宁电网在现行的分电比例情况下，到2020年需要6 600 MW抽水蓄能容量，才能达到系统电源的优化配置。但考虑到方案4到方案6，系统费用现值变化不大，以及远景负荷发展水平和负荷特性变化的不确定性等综合因素，推荐辽宁电网2020年抽水蓄能电站最小配置规模为6 000 MW，即使在考虑蒲石河1 200 MW和桓仁蓄能800 MW均投产的情况下，到2020年仍需投入4 000 MW的抽水蓄能容量。届时，辽宁电网抽水蓄能电站装机容量占系统总装机容量的比例为8%左右，占最大负荷的比例为11%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，说明辽宁电网2020年配置6 000 MW的抽水蓄能容量是比较经济合理的。

6 结论

通过对辽宁电网电源优化配置分析，辽宁电网建设抽水蓄能电站的需求空间较大，且省内可供开发的抽水蓄能电站站点较多。今后电网在建设高温高压大容量燃煤火电机组、积极发展新能源的同时，还应加强对省内抽水蓄能电站等调峰电源的开发建设，形成以供热机组和大容量燃煤火电机组承担系统基荷和腰荷，以抽水蓄能电站和水电为主的调峰电源，承担系统峰荷的较为合理的电源结构。随着辽宁核电站的投入运行，电网更需要抽水蓄能电站来配合。所以，从改善辽宁省电网的调峰状况、优化系统电源结构、加快推进抽水蓄能电站的开发建设意义重大。