基于電源優化規劃的河南省抽蓄電站規模分析

關鍵詞：抽水蓄能電站；優化擴展規劃；調峰；新能源；裝機容量；河南省

中圖分類號：ＴＶ７４３ 文獻標志碼：Ａ ｄｏｉ：１０．３９６９／ ｊ．ｉｓｓｎ．１０００－１３７９．２０２４．０６．０２２

引用格式：高冉冉，楊程皓，翟鑫，等．基于電源優化規劃的河南省抽蓄電站規模分析［Ｊ］．人民黃河，２０２４，４６（６）：１３１－１３５．

０引言

目前河南電網燃煤火電裝機容量占系統總裝機容量的６４％，調節能力強的水電和抽水蓄能電站僅占４％，風電、光伏裝機容量占２６％，電網調峰主要依賴火電機組深度調節，不僅大幅度增加了煤炭消耗，而且影響機組壽命和安全運行。抽水蓄能電站具有削峰填谷雙重調峰功能，是經濟可行的調峰措施。根據未來河南電網的負荷特點、電源構成、新能源及外送電過程，本文采用電源優化擴展規劃模型，分析對抽水蓄能電站的規模需求，為《河南省抽水蓄能電站選點規劃調整報告》編制提供依據和支撐。

１河南電網現狀及發展規劃

１．１河南電力系統現狀

截至２０２０年底，全省發電裝機容量１０ １６８．５萬ｋＷ（含應急調峰儲備電源），其中：煤電裝機６ ４８２．４萬ｋＷ，占比６３．７％；氣電裝機３３５．２萬ｋＷ，水電、風電、光伏、生物質發電裝機分別為４０８．０萬、１５１８．３萬、１ １７４．６萬、１５０．０萬ｋＷ；其他電源裝機１００．０萬ｋＷ。

可再生能源裝機總規模３ ２５１．３萬ｋＷ，占總發電裝機容量的比重為３２．０％。電源分布以京廣鐵路以西為主，約占全省總裝機的８５％，整體呈現省內“西電東送”格局。接納區外電力輸入容量共１ ０７０ 萬ｋＷ，其中：接納三峽水電站輸入容量（簡稱三峽水電）２００ 萬ｋＷ，哈密—鄭州±８００ ｋＶ 特高壓直流（簡稱天中直流）輸入容量５００萬ｋＷ，青海—河南±８００ ｋＶ 特高壓直流（簡稱青豫直流）輸入容量３７０ 萬ｋＷ。

１．２現狀存在問題

１）電源調峰能力不能滿足需要。河南電網用電最大峰谷差超過２ ８００萬ｋＷ，日峰谷差率達４３％，新能源并網已超過２７００萬ｋＷ，占全省裝機規模的２８％。目前，水電裝機（含抽水蓄能）僅４０８萬ｋＷ、占比僅４％，全省供熱機組達２７６０萬ｋＷ（采暖季基本無調峰能力），省網調峰非常困難。隨著新能源的大規模并網，調峰難度進一步增大。

２）電網安全穩定運行壓力增大。天中直流、青豫直流的投產，使河南電網形成特高壓交直流電網聯合運行的格局，隨著外電入豫規模的逐步增大，以及風電、光伏等新能源電站的快速發展，河南電網安全穩定運行面臨著巨大的挑戰。

１．３河南省電力需求預測

河南電網電力需求預測成果見表１。２０３０年、２０３５年河南省全社會用電量分別達到５ ４００ 億、６ ０００億ｋＷ·ｈ，全社會最大負荷分別達到１１５００萬、１２８００萬ｋＷ。中遠期年內逐月負荷率預測結果見表２，最高負荷出現在７ 月，冬季１２月最大負荷約為全年最大負荷的０．８５，４ 月最大負荷約為全年最大負荷的０．６１，季不均衡系數ρ 為０．７７２。

預測２０３５年河南電網典型日負荷曲線呈馬鞍形（見圖１），夏季高峰負荷出現在中午和晚上燈峰時間，且午高峰大于晚高峰；冬季最高峰負荷出現在燈峰時間，次高峰負荷出現在１１：００—１４：００。２０３５年平均日負荷率為０．７６～０．８２，最小負荷率為０．５８～０．６２，冬季日最小負荷率β 較夏季略小。

１．４電源發展規劃

根據《中共河南省委關于制定河南省國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二0三五年遠景目標的建議》及相關規劃，為了如期實現碳達峰、碳中和剛性目標，今后河南省要構建低碳高效的能源支撐體系：加快關停超期服役、能耗和污染排放水平不達標等煤電機組；加快純凝機組采暖供熱改造和背壓機組發展，有序推進抽凝供熱機組建設；大力推進現有火電機組靈活性改造，提高系統調節能力；大力推進風電建設，山地風電和平原風電并舉；加快發展分布式光伏；加強系統調峰能力建設。

２ 電源優化擴展規劃模型簡介

２．１模型架構及思路

本模型由黃河勘測規劃設計研究院有限公司研制開發，模型系統由主模型和若干個子模型構成，用于多個項目論證。

主模型為分解協調模型，它的功能是優化水電站（包括抽水蓄能電站）的最優開發次序和投入時間，其目標函數為電力系統在規劃期內的總費用最小。

子模型有４ 個：１）水庫聯合運用子模型。功能是計算水電站群的電能指標，目標函數為水電站群的發電效益最大。２）電力電量平衡及調峰容量平衡子模型。功能是確定水電站的工作容量、備用容量和空閑容量，分析確定火電站的裝機容量、發電量和承擔的調峰容量等。３）火電站排序子模型。采用動態規劃方法優化各火電電源的投產時間，并反饋給主模型，其目標函數為火電站的投資費用最小。４）生產模擬模型。在各電站投產時間一定的情況下，模擬電力系統運行，計算系統的可變運行費用，其目標函數是系統的可變運行費用最小。

風電、光伏作為國家優先發展的清潔能源，其開發建設受國家政策影響，系統優化時此類電源不參與優化；特高壓外送電屬區域間能源配置優化的重大措施，其投資和費用宜放在整個國家去優化，這里僅按送電量和電價計算購電費用。模型計算時擬定新能源的投產進度，規劃建設的第三條、第四條特高壓直流（簡稱“第三直流”“第四直流”）外電通道的送電過程參照天中直流。電力電量和調峰容量平衡時，根據原始日負荷曲線，扣除風、光典型日出力過程和外電設計送電量后，利用殘余日負荷曲線進行電源擴展優化計算。

２．２火電站排序子模型簡介

模型計算的約束條件包括電力系統負荷、用電量、調峰容量需求、機組備用約束以及其他約束。

３采用的基本資料

３．１各類已確定電源的建設安排

１）煤電?！笆奈濉逼陂g，河南規劃煤電裝機７２２萬ｋＷ，規劃的電廠包括安陽新電廠（等容量替換）、許昌新電廠（退城進郊）、平頂山姚孟新電廠（退城進郊）、南陽鄧州電廠和商丘煤電；河南電網計劃“十四五”期間關?；痣姍C組４４２．４ 萬ｋＷ；“十五五”期間，關停所有３０ 萬ｋＷ 以下單機的非供熱火電機組。２０２５ 年已建的火電站總裝機容量為６ ９３７．５ 萬ｋＷ，２０３０年和２０３５年均為６ ８００萬ｋＷ。

２）天然氣電站?，F狀總裝機容量為３３４ 萬ｋＷ，考慮到氣源匱乏，到規劃水平年，河南省不再新增燃氣裝機。

３）水電站。截至２０２０ 年底，河南省已建常規水電裝機容量為２７６萬ｋＷ，開發利用程度高達９５．８１％；已建的抽水蓄能電站有２ 座，總裝機容量１３２ 萬ｋＷ；正在建設的抽水蓄能電站有４ 座，分別為南召天池（１２０萬ｋＷ）、洛寧大魚溝（１４０ 萬ｋＷ）、光山五岳（１００萬ｋＷ）、魯山花園溝（１３０ 萬ｋＷ）。河南省抽水蓄能電站站點資源較為豐富，可根據電力市場空間和調峰需要擇優建設。

４）風電、光伏。根據河南省能源發展規劃，預計２０３５年全省并網風電、光伏、生物質和其他電站的裝機容量分別達到４ ６００ 萬、５４００萬、４００萬ｋＷ（見表３）。

５）省外送受電規劃。隨著能源轉型戰略的推進，未來河南省將堅持“內節外引”能源發展戰略，加大入豫電力規模，以滿足全省電力供應。２０３５年，河南電網接受三峽水電２００ 萬ｋＷ、天中直流７４０ 萬ｋＷ、青豫直流７４０ 萬ｋＷ、第三直流７４０ 萬ｋＷ、第四直流７４０ 萬ｋＷ，接受省外電力總規模３１６０ 萬ｋＷ。

３．２基本參數

１）火電機組主要考慮單機３０ 萬（供熱）、６０ 萬ｋＷ兩種類型機組，火電機組調峰能力按設計最大技術調節能力考慮?？紤]技術靈活性改造及環保要求后火電機組單位裝機容量投資４５００ 元／ ｋＷ，火電站年運行費率為４．５％。

２）抽水蓄能電站：河南省抽水蓄能站址條件相對較好，計算投資時取５ ３００ 元／ ｋＷ。

３）系統備用容量：系統負荷備用采用當月最大負荷的３％，事故備用采用當月系統最大負荷的１０％，旋轉事故備用為事故備用的一半。

４）單機１００萬、６０萬ｋＷ 級機組最大調峰能力按６０％考慮，３０ 萬ｋＷ 級機組最大調峰能力按５０％考慮，供熱機組夏季、冬季最大調峰能力分別按５０％、２５％考慮。

５） 檢修時間：水電站機組檢修一般安排在枯水期，按１個月檢修１臺考慮；抽水蓄能機組亦按１ 個月檢修１ 臺考慮；火電機組檢修按每臺１．５ 個月計算。

４電源優化擴展規劃計算成果

為了實現２０３０年碳達峰、２０６０年碳中和目標，未來河南電網電力需求將主要依靠存量煤電＋省內新能源＋省外送電＋抽水蓄能電站解決。在滿足河南電力系統電力電量和調峰容量要求的條件下，采用電源優化擴展規劃模型，對河南電網２種可能的電源建設方案進行優化比選，具體為：１）方案一，考慮第三、第四直流生效情況下，新增火電站方案；２）方案二，考慮第三、第四直流生效情況下，新增抽水蓄能電站＋火電站方案。

上述２ 種方案的２０３５ 年河南電力系統電源擴展規劃成果見表４。方案一河南電力系統２０３５ 年需要火電站總裝機容量１０ ０１０萬ｋＷ，與現狀火電站裝機６ ８００萬ｋＷ 相比， 需要新增火電裝機容量３ ２１０萬ｋＷ，火電站和抽水蓄能電站占省內電力系統裝機比例分別為４６．３％和２．９％。分析結果表明，方案一夏季、冬季需火電機組綜合最大調峰幅度分別達到６０．８％、６８．３％，電力系統總耗煤量為１１ ６３５萬ｔ，電力系統總費用現值為１２４３４億元。因此，在考慮新能源裝機增加、外電入豫生效的情況下，若僅新增火電站以滿足系統電力和調峰需求，則河南電網的火電機組將承擔繁重的調峰任務，超過了火電機組的技術調峰能力，需火電機組頻繁深度調峰和啟停調峰，不僅影響機組使用壽命，而且增加燃料費用。

方案二河南電力系統２０３５年火電站、抽水蓄能電站裝機容量分別為８ １８０萬、２ ４３２ 萬ｋＷ，與現狀電源裝機相比，需要新增火電站、抽水蓄能電站裝機容量分別為１ ３８０ 萬、１ ８１０ 萬ｋＷ，火電站、抽水蓄能電站占比分別為３７．８％、１１．２％。方案二夏季、冬季需火電機組綜合最大調峰幅度分別為３２．６％、３２．０％，電力系統總耗煤量為１１ ４６５ 萬ｔ，電力系統總費用現值為１２３３５億元。通過兩個方案對比看出，方案二火電機組最大調峰幅度大幅度減小，系統總煤耗量減少１７０萬ｔ，電力系統總費用減少９９ 億元，表明新增抽水蓄能電站能夠有效降低火電機組調峰深度，減少系統煤炭消耗，保障電網安全經濟運行（方案二各年電源優化擴展規劃成果見表５）。

考慮河南電網負荷的變化、火電機組單位容量投資增加、風電反調峰能力增加等，采用電源優化擴展規劃模型，對河南電力系統電源擴展規劃方案進行分析，結果（見表６）表明，考慮高負荷水平、火電機組單位裝機容量投資增加以及風電反調峰能力增加到６０％三種情況下，河南電網２０３５年抽水蓄能電站裝機容量為２ ４９２ 萬～２ ９１２萬ｋＷ，需要新增抽水蓄能電站容量為１ ８７０ 萬～２ ２９０ 萬ｋＷ。

５結論

采用電源優化擴展規劃模型，通過不同電源方案的電力電量平衡、調峰容量平衡、生產模擬計算和經濟比較，對河南電網電源建設方案進行優化研究，得到以下結論：

１）河南電網現狀電源以火電機組為主，缺乏快速靈活經濟安全的調峰電源，火電機組調峰壓力大，影響電網經濟安全運行，亟須建設調峰電源。

２） 抽水蓄能電站具備削峰、填谷的雙重調峰能力，調節運用靈活快速，是安全經濟的調峰電源，是國家能源發展規劃鼓勵開發的電源。

３）電源優化擴展規劃成果表明，在滿足電力系統電力電量和調峰容量需求、促進新能源有效消納、減少系統煤炭消耗、系統總費用最小的情況下，基本方案中河南電網需要抽水蓄能電站裝機容量２４３２萬ｋＷ，需在已建、在建裝機容量６２２萬ｋＷ 的基礎上新增１８１０萬ｋＷ；敏感性分析結果表明，考慮邊界條件的不確定性，不同方案最大需新增２２９０萬ｋＷ。

４）模型計算為《河南省抽水蓄能電站選點規劃調整報告》編制提供了技術依據。該規劃綜合考慮河南電網調峰需求和外電入豫的安全需求，確定２０３５ 年需新增抽蓄裝機容量。