福建電網調峰電源規劃研究

劉 峻 林章歲

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福建電網調峰電源規劃研究

劉 峻 林章歲

福建省電力勘測設計院

調查和分析了福建電網調峰現狀及主要存在的問題，分析了2010年～2030年間福建電網調峰能力，研究了各水平年調峰平衡和福建電網中長期調峰電源選擇、調峰電源結構優化和調峰電源布局問題，提出了中長期福建省調峰電源規劃建議。

福建電網 調峰 電源規劃

近年來，隨著人民生活水平提高和電力負荷的發展，電網峰谷差正在日益加大。另一方面，目前福建電網今后將大力發展核電和風電，僅“十二五”期間規劃核電裝機將達到6000MW，風電總裝機預計將達到1000MW以上。峰谷差加大以及電源結構調整將使系統的調峰問題愈來愈突出，電網的調峰壓力日益加大。研究電網調峰電源規劃，解決電網的調峰問題已成為福建電網面臨的一個重要課題。

1 福建電網電源結構、負荷特性與調峰現狀

1.1 福建電網電源結構

2008年福建全省總發電裝機容量達26267MW，比增9.5%；其中水電裝機10579 MW，火電裝機15365 MW，新能源裝機（含風電、垃圾及生物質能發電等）323 MW。水電、火電、新能源裝機比例為40：59：1。

至2008年底，福建水電開發總量達到10579MW，其中統調水電裝機達到5166MW，占全省水電總裝機容量的48.8%；非統調水電即地方小水電總容量5413MW，地方水電大多為徑流電站，以自行開發、自發自供為主，不參與省網調峰。統調水電中，年調節水電裝機容量1227MW，僅占全省水電裝機容量的11.6%，季調節和不完全年調節水電裝機容量1067MW，占10.1%，不完全季調節水電裝機容量1400MW，占13.2%，日調節及徑流式電站裝機容量達1472MW，占13.9%。

在火電機組中，300MW級及以上機組總容量達到13396MW，占全省火電裝機比例為87.2％；100MW級機組790MW，占全省火電裝機5.1％；其余為小火電和自備電廠，總容量1179MW，占全省火電裝機7.7％。隨著電網負荷的快速發展，電網峰谷差逐年增大，全社會最大峰谷差從2000年的2294MW增大到2007年的5655MW，2000年～2007年的年最小負荷率也在55.3％～65.6％間波動，隨之帶來的電網調峰調頻壓力逐步加大。

1.2 福建電網調峰方面存在的主要問題

隨著電網負荷的快速發展，電網峰谷差逐年增大，調峰調頻壓力逐步加大。總體上看，目前主要通過煤電深度調峰、水電棄水等手段基本上滿足了現有電網的調峰需要。但福建電網調峰運行仍存在一些問題，主要有：

1.2.1水電總體調峰能力不強

福建水電總體調峰能力不強。以2007年為例，8月、12月福建電網水電調峰總出力分別為2514MW、2020MW，僅占全省水電裝機25％和20％左右。

福建水電的主要特點是：①大型水電較少，至2008年底裝機容量在200MW以上的大型水電總容量共3050MW，約占全部水電的29.4%，而小水電自發自供，難以統一調度，不參與調峰；②多數水電調節性能較差，豐枯出力相差十分懸殊，以2007年為例，6月水電發電量43.3億kWh，而11月僅12.9億kWh，相差3.4倍，枯水期來水量少影響水電調峰能力；③水資源多有綜合利用如防洪、通航、灌溉、城市供水等要求，嚴重制約了水電調峰能力。因此，福建水電整體調峰能力不強。

1.2.2調峰結構經濟性較差

目前通過綜合運用火電深度調峰、水電棄水調峰等各種調峰手段，調峰能力初步滿足了現有電網的調峰需要。但火電長期深度調峰，運行經濟性較差。從2007年福建電網幾大火電廠不同季節典型日的出力率來看，無論豐水期、平水期或枯水期，福建電網火電出力率都很低，所有300MW級及以上大型火電機組均存在深度調峰，火電最低出力甚至已達到了其額定容量的35％～40％左右。火電調峰能力已接近技術極限，運行條件差、不經濟。

1.2.3豐水期存在棄水調峰

豐水期火電調峰不夠的情況下，還需要水電棄水調峰。2005年～2007年棄水電量分別為0.4167、1.0346、0.0237億kWh。此外，福建電網仍有相當一部分非統調小水電季節性電能難以得到充分利用，估計網外棄水電量遠遠大于統調水電。

“廠網分開”后，調峰的利益驅動機制尚未形成，一定程度上影響了水火電廠承擔調峰的積極性。

2 福建電網調峰電源規劃與優化

2.1 “十二五”調峰平衡及其分析

預測2015年全省負荷達到31000～39800MW左右。通過對“十二五”福建省電源規劃方案及仙游抽水蓄能電站推遲或者燃機供氣出現問題等方案的調峰能力平衡計算分析表明：即使仙游抽水蓄能電站在2013年之前投運，考慮到氣源的不確定性，在燃氣裝機不參與調峰運行的情況下，港口煤電最低平均出力率僅41.5％，已達到技術極限，全系統出現100MW左右的調峰不足。如仙游抽水蓄能電站推遲投產或燃機不參與調峰，將導致“十二五”福建電網調峰能力不能滿足系統調峰運行需要，加快調峰調頻電源的建設已刻不容緩。仙游抽水蓄能電站和聯合循環燃氣電廠在核電、風電等電源大規模投產后（2013年左右）全部參與調峰運行，2015年福建電網煤電平均出力率將可保持在55％以上，福建電網調峰能力將基本滿足運行需要。因此確保仙游抽水蓄能電站按期投運，保證聯合循環燃氣電廠“十二五”期間全部參與調峰運行，對解決“十二五”福建電網調峰問題至為重要。

2.2 2020年～2030年調峰缺額分析

2020年～2030年如不新增專用調峰電源，常規煤電典型日最小出力率均低至40％～45％，已接近技術極限，如果負荷特性稍有變化，就不能滿足電網調峰需要，不能適應最小負荷率降低的調峰要求。

如果所有港口火電機組調峰能力按照50％和40％考慮，調峰電源僅考慮仙游抽水蓄能1200MW、燃機12×360MW，2020年～2030年均存在較大的調峰缺額：①港口火電調峰能力按照50％考慮時，2020年、2025年和2030年枯水年調峰缺額分別為1160MW、2055MW和3109MW；2020年、2025年和2030年平水年調峰缺額分別為1583MW、1879MW和2866MW。

圖1 2020年、2025年調峰缺額（港口煤電50%調峰能力）

港口火電調峰能力按照40％考慮時，2020年、2025年和2030年枯水年調峰缺額分別為3344MW、5149MW和8401MW；2020年、2025年和2030年平水年調峰缺額分別為3740MW、5042MW和7516MW。

因此，2020年及以后福建電網必須新增調峰調頻電源。

圖2 2020年、2025年調峰缺額（港口煤電40%調峰能力）

2.3 調峰電源類型選擇

福建電網可以考慮的調峰手段或調峰措施主要有三類：其一是發展調峰電源，其二依靠聯網，其三負荷管理。今后福建電網與區外將發展有交流、直流并存的聯網方式，由于交流聯網的對象是華東電網，對方調峰問題比福建電網更加困難；直流聯網以西部水電送電效益為主，福建電網很難從其它電網獲得經濟性更好、價格更低廉的調峰容量。而負荷管理的效果也是有限的。因此從發展的觀點來看，發展調峰電源是必然的選擇。

福建有調節能力的水電資源已基本開發完畢，調峰電源的發展手段主要有水電擴機或者建設抽水蓄能電站、燃氣機組及調峰能力好的煤電。由于福建調節能力好的大型水電裝機比例小，不適于擴機，因此可供考慮的是有選擇性地建設抽水蓄能電站、燃氣機組或者調峰能力好的煤電，三類調峰電源經濟比較見圖3。結果表明：

2.3.1抽水蓄能電站是電網中除水電以外適應范圍最廣的帶尖峰負荷和承擔電網旋轉備用的調峰電源[3]。當抽水蓄能電站抽水電源為核電時，在現有的煤價水平下，抽水蓄能電站調峰運行經濟性優勢是非常明顯的；即使抽水蓄能電站抽水電源為常規煤電，標煤價小于1000元/t、替代率高于0.95時，抽水蓄能電站在1500h以下調峰運行也是最經濟的。隨著電網水電比重的下降，建設一定容量的抽水蓄能電站作為專用調峰電源是經濟的。

圖3 各類電廠在不同利用小時下的經濟比較（抽水電源為常規煤電）

（替代率1.0，氣價3元/m3，煤價1000元/m3）

2.3.2燃氣電廠具有造價低、建設周期短、廠用電率較小、運行費較低的優勢，如果不考慮接收站、管道等配套項目建設費用，年利用小時較低時，經濟上有優勢。但若計及配套設施費用，并且考慮到在利用小時較低時燃氣電站燃耗將上升，即使利用小時較低，燃氣機組經濟上也不具有優勢。

2.3.3常規煤電承擔尖峰負荷調峰的經濟性不如抽水蓄能電站，但在幾種調峰電源中經濟性也僅次于抽水蓄能電站。其適宜承擔1600h以上的腰荷及基荷負荷。

綜上所述，今后福建電網調峰電源除了水電、現有燃機以外，將主要發展抽水蓄能電站作為電網專用調峰電源，同時發展調峰能力較好的常規煤電來承擔利用小時數較高的腰荷發電任務。

2.4 調峰電源建設規模經濟優化

通過福建電網全系統電源擴展方案運行模擬分析[1]，并結合福建省動力資源供應條件，提出了各水平年的調峰電源經濟最優開發規模優化結果：

2015年：常規水電+1200MW抽水蓄能電站裝機+10×360MW聯合循環燃氣機組+大容量、高參數常規煤電；

2020年：常規水電+2400MW抽水蓄能電站裝機+12×360MW聯合循環燃氣機組+大容量、高參數常規煤電；因此建議“十三五”期間根據負荷發展情況，考慮適時建設福建第二座抽水蓄能電站。

2025年：常規水電+5400MW抽水蓄能電站裝機+12×360MW聯合循環燃氣機組+大容量、高參數常規煤電。2030年：常規水電+ 9600MW抽水蓄能電站裝機+12×360MW聯合循環燃氣機組+大容量、高參數常規煤電。因此，初步考慮2020年～2030年需要再安排建設3～4個1200～1800MW規模的蓄能電站。

2.5 福建電網規劃新增調峰電源布局分析

福建電網規劃新增調峰電源主要是抽水蓄能電站和火電兩類。火電布局由全省電源規劃設計統籌安排，本文主要研究抽水蓄能電站布局問題。抽水蓄能電站布局應遵循以下原則：(1)應位于或靠近峰谷差大、有較大調峰需求的負荷中心地區，如沿海的福州、泉州、廈門地區；(2)應考慮抽水蓄能電站接入方便，并且在接入以后不會導致電網潮流加重；(3)優選廠(站)址必須具有較好的建廠(站)條件。

抽水蓄能電站的特點是調峰填谷，大小方式電網潮流變化大，為避免遠距離輸送潮流、加重主干網架的負擔，宜布局于負荷中心地區、尤其是大小方式峰谷差較大、核電及風電等基荷抽水電源豐富、區內調峰電源裝機較少的地區。同時由于抽水蓄能電站啟動快、對負荷響應靈敏，作為緊急事故備用電源將有利于提高電網安全穩定水平，在缺少電源支撐的受端電網作用尤為明顯，因此電源較少的重負荷區也是抽水蓄能電站的理想落點地區。

在總體電源規劃基礎上對規劃期內福建省各地區電力盈虧情況進行分析，在此基礎上，對新建抽水蓄能電站布局分析如下：

2.5.1福州電網是目前省內僅次于泉州的第二大電網，電網峰谷差較大。從電力盈虧匯總情況來看，福州大、小方式均有較大電力盈余，小方式的電力盈余大于大方式；區內基荷電源裝機比例較大，填谷需求日趨發展。如建設抽水蓄能電站，可滿足電網調峰填谷的需要，還可選擇區內福清核電及鄰近的寧德核電作為廉價抽水電源、避免低谷抽水時潮流在較大范圍內的流動。由于“十二五”期間北部電源集中投產，北電南送對主干網架的壓力較大，若福建省第二座抽水蓄能電站落點于福州，將進一步加重北電南送的壓力。因此，福州地區的蓄能站址資源僅作為福建省第二座抽水蓄能電站的可能落點之一參與優選，建議對福州地區蓄能電站建設時機問題進一步進行研究論證。

本文傾向于福州第一座抽水蓄能電站安排在2020年～2025年間建設，其站址可考慮從永泰、連江(塘坂混合型站址)或鼓嶺站址中優選。

2.5.2廈門電網是福建省主要負荷中心之一，區內電源較少。廈門、漳州、龍巖電網聯系較為緊密；漳州沿海地區港口資源豐富，具有優良的港口煤電建設條件，還規劃有核電廠址，在廈門及其附近地區建設抽水蓄能電站接入廈門電網，有利于減少廈門電網高峰負荷電力缺額，并可作為廈門電網及其鄰近電網的緊急事故備用，提高電網供電可靠性。因此，廈門及其附近地區也是新增抽水蓄能電站理想的落點之一。建議廈門及其附近地區站址作為福建電網第二座蓄能電站優選站點進行進一步研究，并爭取列入“十三五”規劃項目。

從提高電網的安全穩定水平及降低抽水蓄能電站綜合造價出發，初步推薦漳州長泰站址作為福建省第二座抽水蓄能電站，在2020年左右投產，接入廈門電網。福州蓄能電站(永泰、連江或鼓嶺站址優選其一)作為福建省第三座抽水蓄能電站備選站址，在2020～2025年間建成。

2.5.3莆田、泉州電網聯系緊密，其中重心是泉州電網，網內主要是工業負荷，最小負荷率較高，且已安排“十二五”期間仙游抽水蓄能電站接入區內[2]，同時還建有晉江燃氣電廠（一期4×360MW）、莆田燃氣電廠（一期4×360MW），調峰手段較多，近期不考慮新增調峰電源。但遠景2020年～2030年可考慮增加1座抽水蓄能電站，規模考慮1200～1800MW。

2.5.4寧德地區負荷較小，長期處于送端，水電裝機比例大，調峰需求并不迫切。為避免加重大方式網架送出潮流，近期不宜建設抽水蓄能電站。該地區電源裝機已較多，一般地說，為了避免或減少電力遠距離輸送，該地區不宜在布局抽水蓄能電站。但作為參與優化比選的站址之一，2030年左右可考慮安排1座1200MW級的抽水蓄能電站作為福建省調峰電源參與其它蓄能電站優選。

2.5.5三明、南平地區由于燃料運輸不便，區內規劃電源尚不確定，需從區外送入大量電力，抽水代價較高；且區內水電裝機比重較大，調峰需求并不迫切，近期不考慮新增調峰電源。2025年后小方式與大方式的電力流差值逐漸拉大至1500～2000MW，且此時區內規劃有南平核電建成，為減小大小方式潮流變動，可適時在三明或南平安排一座1200MW左右裝機的抽水蓄能電站，初步考慮靠近三明負荷中心與三陽500kV變的沙縣碧溪站址或南平高峰站址。

在各水平年抽水蓄能電站最優裝機規模指導下，根據各地區間電力流向變化趨勢，同時兼顧抽水蓄能站址條件，對各階段福建抽水蓄能電站建設布局進行了初步分析，初步推薦意見匯總后見表1，其中2030年全省蓄能電站總規模控制在9000MW左右為宜。但需要說明的是，如果負荷發展變慢，則應相應推遲上述蓄能電站建設，減少各規劃水平年抽水蓄能電站裝機規模。

3 結語

本文調查分析了福建電網調峰現狀及主要存在問題，分析了2010年～2030年間福建電網調峰問題，指出了“十二五”福建電網調峰存在的問題和解決措施。研究了福建電網中長期調峰電源選擇、調峰電源結構優化和調峰電源布局問題，提出了福建省調峰電源規劃建議。

需要指出的是，“廠網分開”后，目前調峰的利益驅動機制尚未完全形成，無論是電廠提供調峰調頻的輔助服務電價還是抽水蓄能電站的上網電價問題都未明晰。電廠輔助服務目前還沒有經濟上的補償機制，影響了電廠參與調峰調頻的積極性；抽水蓄能電站經濟利益多體現在煤電及社會效益上，現有電價政策無法體現出利益的再分配，往往使抽水蓄能項目難以獲得可行的財務評價。建議相關部門盡早制定合理的配套政策來解決上述問題。

表1 福建省抽水蓄能電站建設布局匯總表

[1] 李景宗，楊振立，王海政．基于電源優化擴展規劃的抽水蓄能電站經濟評價方法研究[J]．水電能源科學，2002，20(2)：85-88．

Li Jingzong，Yang Zhenli，Wang Haizheng．Preliminary study about economic evaluation of pumped storage power station based on electricity optimization expansion planning[J]．International Journal of Hydroelectric Energy，2002，20(2)：85-88(in Chinese).

[2] 林章歲，李儀峰，劉峻．福建電網建設抽水蓄能電站的必要性論證 [J]．電網技術，2006，30(14)：53-58．

LIN Zhang-sui，LI Yi-feng，LIU Jun．On Necessity of Building Pumped-Storage Plant in Fujian Power Grid〔J〕. Power System Technology. 2006，30(14)：53-58(in Chinese).

[3] 福建省電力勘測設計院．福建電網調峰電源規劃研究[R].2008.