福建电网调峰电源规划研究

来源:用户上传      作者: 刘 峻 林章岁

　　[摘要]调查和分析了福建电网调峰现状及主要存在的问题,分析了2010年～2030年间福建电网调峰能力,研究了各水平年调峰平衡和福建电网中长期调峰电源选择、调峰电源结构优化和调峰电源布局问题,提出了中长期福建省调峰电源规划建议。
　　[关键词]福建电网调峰电源规划
　　
　　 近年来,随着人民生活水平提高和电力负荷的发展,电网峰谷差正在日益加大。另一方面,目前福建电网今后将大力发展核电和风电,仅“十二五”期间规划核电装机将达到6000MW,风电总装机预计将达到1000MW以上。峰谷差加大以及电源结构调整将使系统的调峰问题愈来愈突出,电网的调峰压力日益加大。研究电网调峰电源规划,解决电网的调峰问题已成为福建电网面临的一个重要课题。
　　1福建电网电源结构、负荷特性与调峰现状
　　1.1 福建电网电源结构
　　 2008年福建全省总发电装机容量达26267MW,比增9.5%;其中水电装机10579 MW,火电装机15365 MW,新能源装机(含风电、垃圾及生物质能发电等)323 MW。水电、火电、新能源装机比例为40:59:1。
　　 至2008年底,福建水电开发总量达到10579MW,其中统调水电装机达到5166MW,占全省水电总装机容量的48.8%;非统调水电即地方小水电总容量5413MW,地方水电大多为径流电站,以自行开发、自发自供为主,不参与省网调峰。统调水电中,年调节水电装机容量1227MW,仅占全省水电装机容量的11.6%,季调节和不完全年调节水电装机容量1067MW,占10.1%,不完全季调节水电装机容量1400MW,占13.2%,日调节及径流式电站装机容量达1472MW,占13.9%。
　　 在火电机组中,300MW级及以上机组总容量达到13396MW,占全省火电装机比例为87.2%;100MW级机组790MW,占全省火电装机5.1%;其余为小火电和自备电厂,总容量1179MW,占全省火电装机7.7%。 随着电网负荷的快速发展,电网峰谷差逐年增大,全社会最大峰谷差从2000年的2294MW增大到2007年的5655MW,2000年～2007年的年最小负荷率也在55.3%～65.6%间波动,随之带来的电网调峰调频压力逐步加大。
　　1.2 福建电网调峰方面存在的主要问题
　　 随着电网负荷的快速发展,电网峰谷差逐年增大,调峰调频压力逐步加大。总体上看,目前主要通过煤电深度调峰、水电弃水等手段基本上满足了现有电网的调峰需要。但福建电网调峰运行仍存在一些问题,主要有:
　　1.2.1水电总体调峰能力不强
　　 福建水电总体调峰能力不强。以2007年为例,8月、12月福建电网水电调峰总出力分别为2514MW、2020MW,仅占全省水电装机25%和20%左右。
　　 福建水电的主要特点是:①大型水电较少,至2008年底装机容量在200MW以上的大型水电总容量共3050MW,约占全部水电的29.4%,而小水电自发自供,难以统一调度,不参与调峰;②多数水电调节性能较差,丰枯出力相差十分悬殊,以2007年为例,6月水电发电量43.3亿kWh,而11月仅12.9亿kWh,相差3.4倍,枯水期来水量少影响水电调峰能力;③水资源多有综合利用如防洪、通航、灌溉、城市供水等要求,严重制约了水电调峰能力。因此,福建水电整体调峰能力不强。
　　1.2.2调峰结构经济性较差
　　 目前通过综合运用火电深度调峰、水电弃水调峰等各种调峰手段,调峰能力初步满足了现有电网的调峰需要。但火电长期深度调峰,运行经济性较差。从2007年福建电网几大火电厂不同季节典型日的出力率来看,无论丰水期、平水期或枯水期,福建电网火电出力率都很低,所有300MW级及以上大型火电机组均存在深度调峰,火电最低出力甚至已达到了其额定容量的35%～40%左右。火电调峰能力已接近技术极限,运行条件差、不经济。
　　1.2.3丰水期存在弃水调峰
　　 丰水期火电调峰不够的情况下,还需要水电弃水调峰。2005年～2007年弃水电量分别为0.4167、1.0346、0.0237亿kWh。此外,福建电网仍有相当一部分非统调小水电季节性电能难以得到充分利用,估计网外弃水电量远远大于统调水电。
　　 “厂网分开”后,调峰的利益驱动机制尚未形成,一定程度上影响了水火电厂承担调峰的积极性。
　　2福建电网调峰电源规划与优化
　　2.1 “十二五”调峰平衡及其分析
　　 预测2015年全省负荷达到31000～39800MW左右。通过对“十二五”福建省电源规划方案及仙游抽水蓄能电站推迟或者燃机供气出现问题等方案的调峰能力平衡计算分析表明:即使仙游抽水蓄能电站在2013年之前投运,考虑到气源的不确定性,在燃气装机不参与调峰运行的情况下,港口煤电最低平均出力率仅41.5%,已达到技术极限,全系统出现100MW左右的调峰不足。如仙游抽水蓄能电站推迟投产或燃机不参与调峰,将导致“十二五”福建电网调峰能力不能满足系统调峰运行需要,加快调峰调频电源的建设已刻不容缓。仙游抽水蓄能电站和联合循环燃气电厂在核电、风电等电源大规模投产后(2013年左右)全部参与调峰运行,2015年福建电网煤电平均出力率将可保持在55%以上,福建电网调峰能力将基本满足运行需要。因此确保仙游抽水蓄能电站按期投运,保证联合循环燃气电厂“十二五”期间全部参与调峰运行,对解决“十二五”福建电网调峰问题至为重要。
　　2.2 2020年～2030年调峰缺额分析
　　 2020年～2030年如不新增专用调峰电源,常规煤电典型日最小出力率均低至40%～45%,已接近技术极限,如果负荷特性稍有变化,就不能满足电网调峰需要,不能适应最小负荷率降低的调峰要求。
　　 如果所有港口火电机组调峰能力按照50%和40%考虑,调峰电源仅考虑仙游抽水蓄能1200MW、燃机12×360MW,2020年～2030年均存在较大的调峰缺额:①港口火电调峰能力按照50%考虑时,2020年、2025年和2030年枯水年调峰缺额分别为1160MW、2055MW和3109MW;2020年、2025年和2030年平水年调峰缺额分别为1583MW、1879MW和2866MW。
　　
　　图12020年、2025年调峰缺额(港口煤电50%调峰能力)
　　 港口火电调峰能力按照40%考虑时,2020年、2025年和2030年枯水年调峰缺额分别为3344MW、5149MW和8401MW;2020年、2025年和2030年平水年调峰缺额分别为3740MW、5042MW和7516MW。
　　 因此,2020年及以后福建电网必须新增调峰调频电源。
　　
　　图22020年、2025年调峰缺额(港口煤电40%调峰能力)
　　2.3 调峰电源类型选择
　　 福建电网可以考虑的调峰手段或调峰措施主要有三类:其一是发展调峰电源,其二依靠联网,其三负荷管理。今后福建电网与区外将发展有交流、直流并存的联网方式,由于交流联网的对象是华东电网,对方调峰问题比福建电网更加困难;直流联网以西部水电送电效益为主,福建电网很难从其它电网获得经济性更好、价格更低廉的调峰容量。而负荷管理的效果也是有限的。因此从发展的观点来看,发展调峰电源是必然的选择。
　　 福建有调节能力的水电资源已基本开发完毕,调峰电源的发展手段主要有水电扩机或者建设抽水蓄能电站、燃气机组及调峰能力好的煤电。由于福建调节能力好的大型水电装机比例小,不适于扩机,因此可供考虑的是有选择性地建设抽水蓄能电站、燃气机组或者调峰能力好的煤电,三类调峰电源经济比较见图3。结果表明:

　　 2.3.1抽水蓄能电站是电网中除水电以外适应范围最广的带尖峰负荷和承担电网旋转备用的调峰电源[3]。当抽水蓄能电站抽水电源为核电时,在现有的煤价水平下,抽水蓄能电站调峰运行经济性优势是非常明显的;即使抽水蓄能电站抽水电源为常规煤电,标煤价小于1000元/t、替代率高于0.95时,抽水蓄能电站在1500h以下调峰运行也是最经济的。随着电网水电比重的下降,建设一定容量的抽水蓄能电站作为专用调峰电源是经济的。
　　
　　图3各类电厂在不同利用小时下的经济比较(抽水电源为常规煤电)
　　(替代率1.0,气价3元/m3,煤价1000元/m3)
　　
　　 2.3.2燃气电厂具有造价低、建设周期短、厂用电率较小、运行费较低的优势,如果不考虑接收站、管道等配套项目建设费用,年利用小时较低时,经济上有优势。但若计及配套设施费用,并且考虑到在利用小时较低时燃气电站燃耗将上升,即使利用小时较低,燃气机组经济上也不具有优势。
　　 2.3.3常规煤电承担尖峰负荷调峰的经济性不如抽水蓄能电站,但在几种调峰电源中经济性也仅次于抽水蓄能电站。其适宜承担1600h以上的腰荷及基荷负荷。
　　 综上所述,今后福建电网调峰电源除了水电、现有燃机以外,将主要发展抽水蓄能电站作为电网专用调峰电源,同时发展调峰能力较好的常规煤电来承担利用小时数较高的腰荷发电任务。
　　2.4 调峰电源建设规模经济优化
　　 通过福建电网全系统电源扩展方案运行模拟分析[1],并结合福建省动力资源供应条件,提出了各水平年的调峰电源经济最优开发规模优化结果:
　　 2015年:常规水电+1200MW抽水蓄能电站装机+10×360MW联合循环燃气机组+大容量、高参数常规煤电;
　　 2020年:常规水电+2400MW抽水蓄能电站装机+12×360MW联合循环燃气机组+大容量、高参数常规煤电;因此建议“十三五”期间根据负荷发展情况,考虑适时建设福建第二座抽水蓄能电站。
　　 2025年:常规水电+5400MW抽水蓄能电站装机+12×360MW联合循环燃气机组+大容量、高参数常规煤电。2030年:常规水电+ 9600MW抽水蓄能电站装机+12×360MW联合循环燃气机组+大容量、高参数常规煤电。因此,初步考虑2020年～2030年需要再安排建设3～4个1200～1800MW规模的蓄能电站。
　　2.5 福建电网规划新增调峰电源布局分析
　　 福建电网规划新增调峰电源主要是抽水蓄能电站和火电两类。火电布局由全省电源规划设计统筹安排,本文主要研究抽水蓄能电站布局问题。抽水蓄能电站布局应遵循以下原则:(1)应位于或靠近峰谷差大、有较大调峰需求的负荷中心地区,如沿海的福州、泉州、厦门地区;(2)应考虑抽水蓄能电站接入方便,并且在接入以后不会导致电网潮流加重;(3)优选厂(站)址必须具有较好的建厂(站)条件。
　　 抽水蓄能电站的特点是调峰填谷,大小方式电网潮流变化大,为避免远距离输送潮流、加重主干网架的负担,宜布局于负荷中心地区、尤其是大小方式峰谷差较大、核电及风电等基荷抽水电源丰富、区内调峰电源装机较少的地区。同时由于抽水蓄能电站启动快、对负荷响应灵敏,作为紧急事故备用电源将有利于提高电网安全稳定水平,在缺少电源支撑的受端电网作用尤为明显,因此电源较少的重负荷区也是抽水蓄能电站的理想落点地区。
　　 在总体电源规划基础上对规划期内福建省各地区电力盈亏情况进行分析,在此基础上,对新建抽水蓄能电站布局分析如下:
　　 2.5.1福州电网是目前省内仅次于泉州的第二大电网,电网峰谷差较大。从电力盈亏汇总情况来看,福州大、小方式均有较大电力盈余,小方式的电力盈余大于大方式;区内基荷电源装机比例较大,填谷需求日趋发展。如建设抽水蓄能电站,可满足电网调峰填谷的需要,还可选择区内福清核电及邻近的宁德核电作为廉价抽水电源、避免低谷抽水时潮流在较大范围内的流动。由于“十二五”期间北部电源集中投产,北电南送对主干网架的压力较大,若福建省第二座抽水蓄能电站落点于福州,将进一步加重北电南送的压力。因此,福州地区的蓄能站址资源仅作为福建省第二座抽水蓄能电站的可能落点之一参与优选,建议对福州地区蓄能电站建设时机问题进一步进行研究论证。
　　 本文倾向于福州第一座抽水蓄能电站安排在2020年～2025年间建设,其站址可考虑从永泰、连江(塘坂混合型站址)或鼓岭站址中优选。
　　 2.5.2厦门电网是福建省主要负荷中心之一,区内电源较少。厦门、漳州、龙岩电网联系较为紧密;漳州沿海地区港口资源丰富,具有优良的港口煤电建设条件,还规划有核电厂址,在厦门及其附近地区建设抽水蓄能电站接入厦门电网,有利于减少厦门电网高峰负荷电力缺额,并可作为厦门电网及其邻近电网的紧急事故备用,提高电网供电可靠性。因此,厦门及其附近地区也是新增抽水蓄能电站理想的落点之一。建议厦门及其附近地区站址作为福建电网第二座蓄能电站优选站点进行进一步研究,并争取列入“十三五”规划项目。
　　 从提高电网的安全稳定水平及降低抽水蓄能电站综合造价出发,初步推荐漳州长泰站址作为福建省第二座抽水蓄能电站,在2020年左右投产,接入厦门电网。福州蓄能电站(永泰、连江或鼓岭站址优选其一)作为福建省第三座抽水蓄能电站备选站址,在2020～2025年间建成。
　　 2.5.3莆田、泉州电网联系紧密,其中重心是泉州电网,网内主要是工业负荷,最小负荷率较高,且已安排“十二五”期间仙游抽水蓄能电站接入区内[2],同时还建有晋江燃气电厂(一期4×360MW)、莆田燃气电厂(一期4×360MW),调峰手段较多,近期不考虑新增调峰电源。但远景2020年～2030年可考虑增加1座抽水蓄能电站,规模考虑1200～1800MW。
　　 2.5.4宁德地区负荷较小,长期处于送端,水电装机比例大,调峰需求并不迫切。为避免加重大方式网架送出潮流,近期不宜建设抽水蓄能电站。该地区电源装机已较多,一般地说,为了避免或减少电力远距离输送,该地区不宜在布局抽水蓄能电站。但作为参与优化比选的站址之一,2030年左右可考虑安排1座1200MW级的抽水蓄能电站作为福建省调峰电源参与其它蓄能电站优选。
　　 2.5.5三明、南平地区由于燃料运输不便,区内规划电源尚不确定,需从区外送入大量电力,抽水代价较高;且区内水电装机比重较大,调峰需求并不迫切,近期不考虑新增调峰电源。2025年后小方式与大方式的电力流差值逐渐拉大至1500～2000MW,且此时区内规划有南平核电建成,为减小大小方式潮流变动,可适时在三明或南平安排一座1200MW左右装机的抽水蓄能电站,初步考虑靠近三明负荷中心与三阳500kV变的沙县碧溪站址或南平高峰站址。
　　 在各水平年抽水蓄能电站最优装机规模指导下,根据各地区间电力流向变化趋势,同时兼顾抽水蓄能站址条件,对各阶段福建抽水蓄能电站建设布局进行了初步分析,初步推荐意见汇总后见表1,其中2030年全省蓄能电站总规模控制在9000MW左右为宜。但需要说明的是,如果负荷发展变慢,则应相应推迟上述蓄能电站建设,减少各规划水平年抽水蓄能电站装机规模。
　　3结语
　　 本文调查分析了福建电网调峰现状及主要存在问题,分析了2010年～2030年间福建电网调峰问题,指出了“十二五”福建电网调峰存在的问题和解决措施。研究了福建电网中长期调峰电源选择、调峰电源结构优化和调峰电源布局问题,提出了福建省调峰电源规划建议。
　　 需要指出的是,“厂网分开”后,目前调峰的利益驱动机制尚未完全形成,无论是电厂提供调峰调频的辅助服务电价还是抽水蓄能电站的上网电价问题都未明晰。电厂辅助服务目前还没有经济上的补偿机制,影响了电厂参与调峰调频的积极性;抽水蓄能电站经济利益多体现在煤电及社会效益上,现有电价政策无法体现出利益的再分配,往往使抽水蓄能项目难以获得可行的财务评价。建议相关部门尽早制定合理的配套政策来解决上述问题。
　　
　　表1福建省抽水蓄能电站建设布局汇总表
　　地区 福州 莆田、泉州 厦门、漳州、龙岩
　　“十二五”
　　初期 仙游抽蓄
　　(1200MW)
　　“十三五” 漳州长泰抽蓄
　　(1200～1800MW)
　　“十四五” 福州(永泰、连江或鼓岭)抽蓄 (1200～1800MW)
　　“十五五” 在上述基础上,再从福州、莆田、泉州、漳州、三明或南平等地优选出2～3个1200～1800MW站址进行建设
　　
　　参考文献:
　　 [1] 李景宗,杨振立,王海政.基于电源优化扩展规划的抽水蓄能电站经济评价方法研究[J].水电能源科学,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] 林章岁,李仪峰,刘峻.福建电网建设抽水蓄能电站的必要性论证 [J].电网技术,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] 福建省电力勘测设计院.福建电网调峰电源规划研究[R].2008.

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