王前洪

（山西省水利水电勘测设计研究院有限公司山西太原030024）

0 引言

山西省由于现代工业化的快速发展，用电需求逐年递增。因此，建设一批调节性能良好、经济效益高的抽水蓄能电站是满足未来电网调峰需求、保障未来电网的安全稳定运行以及提升山西省电力系统接纳新能源能力的迫切需求。

当前，国家积极推进抽水蓄能建设，为太原抽水蓄能电站的建设创造了有利条件。笔者将从山西省电网系统容量需求和调峰需求、电网可靠运行需求、环境效益、经济性、华北电网电源结构调整与优化的需求以及抽水蓄能电站建设条件六个角度对太原抽水蓄能电站建设的必要性展开分析。

太原抽水蓄能电站规划位于太原市阳曲县西凌井乡前斧柯村，距太原市中心城区20 km。电站规划装机容量为1 600 MW，安装4 台400 MW 可逆式水泵水轮机组，额定水头503 m，距高比4.91。电站规划年发电量20.45 亿kWh，抽水电量27.3 亿kWh。电站枢纽工程由上水库、下水库、地下厂房、输水发电系统以及地面开关站等建筑物组成。上水库总库容897.2 万m3。下水库利用汾河二库，总库容1.33 亿m3。地下厂房系统由地下主副厂房、主变洞和尾水闸门室等组成。输水发电系统采用一管两机的布置方式，引水隧洞采用钢筋混凝土衬砌，输水系统长度2.2 km。经初步估算，工程总投资78 亿元，其中静态总投资68.28 亿元，单位千瓦静态投资4 268 元。

电站建成后系统中承担调峰填谷、调频调相、紧急事故备用和黑启动等任务，还可新增约8 000 MW风电、光伏等新能源的调节能力。

1 必要性分析

1.1 缓解山西电网系统容量需求和调峰需求

根据《山西省抽水蓄能中长期规划（2021-2035）》有关数据预测，山西电网在2030年系统最大负荷将达到60 720 MW，2035年将达到76 560 MW，同时考虑到未来光伏、风电等新能源电力将成为山西电力系统中的主体，2030年新能源装机容量达到105 000 MW，在电力系统总装机容量中占比51.3%。2035年山西省新能源装机容量将达到150 000 MW，在电力系统总装机容量中占比61.9%，随着社会经济发展、用电量的提高，同时新能源装机比例的提高，由于其出力不稳定的特点，电网调峰需求将会越来越大。

然而，现阶段山西电网的调峰主要靠火电压负荷运行及少量的常规水电，已建的抽水蓄能电站仅西龙池一座，根据2030年电源规划成果，供热机组容量为41 620 MW，在冬季实行“以热定电”的背景下，电力系统的调峰和事故备用容量显著缺乏，从而被迫超常规压负荷运行大容量燃煤火电机组。通过调峰途径分析可见，解决山西电网调峰的有效途径主要就是新建抽水蓄能电站。

根据调峰容量平衡分析，考虑已建西龙池（1200MW），在建浑源（1 500 MW）、垣曲（1 200 MW）投产的情况下，2030年山西电网抽水蓄能电站新增经济需求规模达4 200 MW。因此，考虑静态的节能效益和电力系统总体经济性，山西省2030年抽水蓄能合理规模约为8 100 MW。修建抽水蓄能电站来满足山西电网调峰需求是解决电网负荷不均衡问题的有效途径。同时，太原作为全省负荷中心，建设太原抽水蓄能站点在满足电网调峰需求上显得尤为重要。

1.2 保障山西电网安全、稳定、可靠、有效运行的需要

山西电网火电比重大，根据2019年的数据显示，火电占山西电网系统总装机容量的71.81%，水电和蓄能则仅占山西电网系统总装机容量的2.41%。可见，山西电网电源结构不平衡。尤其是只能位于基荷运行的热电和出力波动极为频繁的新能源电源比例的逐渐提高，按照规划到2030年新能源装机容量达到105 000 MW，在电力系统总装机容量中占比51.3%，。2035年山西省新能源装机容量将达到150 000 MW，在电力系统总装机容量中占比61.9%，大大降低了电网运行的灵活性及应付突发事件的能力。

山西省风能资源丰富，并且主要分布大同等山西北部地区。但是，风能供电的连续性与稳定性并不能得到保障，风速预测误差也是造成风电功率不稳定的主要原因之一，这使得风电并入电网后保持电力系统的实时平衡与安全稳定运行面临一定程度的困难。在电网中配置一定的变速抽水蓄能机组是针对上述问题的解决方法之一。首先，通过提高电站调节的速率，可对风力发电等连续性较差的出力过程起到更好的跟踪效果，从而降低风电的不稳定性对电网的冲击。其次，水泵的输入功率调节可以依赖对风电出力过程的灵活跟踪，在保障电网安全稳定运行的前提下，极大地提高了风电的利用率，是不可多得的优良调节手段。

抽水蓄能电站运行灵活、反应迅速，在电力系统中承担调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能，能有效优化电力来源结构，在降低能耗的同时促进电力系统的平稳运行和供电可靠性。抽水蓄能电站还可以有效降低不稳定电源对电力系统的冲击，降低系统备用容量，在保证电力系统可靠度的前提下提高了电力系统运行的经济性。因此，新建抽水蓄能电站来调整电源结构是保障山西电网系统安全稳定运行的可行措施之一。同时，太原作为政治、经济、文化中心，建设太原抽水蓄能站点在保证省会太原能源安全上的作用是其他调峰电源都不能替代的。

1.3 节能减排、环境效益显著

山西省电力系统中主要以燃煤火电为主，对煤炭等化石能源依赖程度较高。抽水蓄能电站可有效减少燃煤、燃气、燃油的损失，部分抽水蓄能电站还可以建设科教基地、旅游景点，具有多重社会经济效益。

从节能效益来看，在以火电为主的山西电网，适当的抽水蓄能电站的建设可以提高清洁能源在电源结构中的占比，降低火电等传统能源的装机容量，优化系统的电源结构，节省系统的投资和运行费用。抽水蓄能电站并入电网系统后，可使火电的煤耗下降，减少煤炭燃烧对环境的污染，也可减少水电汛期用电低谷时段的弃水，提高水资源利用率。经电源优化配置成果分析，山西电网2030年新增抽水蓄能容量5 000 MW，可替代燃煤火电5 270 MW，可减少火电煤耗48.3 万t。

从环保效益来看，作为清洁能源，抽水蓄能电站基本不产生污染。而且，因为抽水蓄能电站代替燃煤发电，尽管系统中火电发电量有所提升，但火电机组运行条件的改善使得总煤耗有所降低，从而减少了大气污染物的排放，具有良好的环境效益。经电源优化配置成果分析，山西电网新建5 000 MW 抽水蓄能电站，年可减少SO2排放2.16 万t、减少氮氧化物排放6 140 t、减少CO 排放155.5 t、减少碳氢化物排放61.53 t、减少CO2排放114.55 万t、减少飞灰12.17 万t。建设太原抽水蓄能站点可有效助力太原完成尽早完成“碳达峰”、“碳中和”目标，实现转型跨越发展。

1.4 提高山西电力系统的经济性

抽水蓄能电站的工作原理是在系统负荷低谷时段将水从低处抽取到高处储存能量，在系统负荷高峰时段发电，通过“移峰填谷”来降低系统峰谷差，是将系统价值低、多余的低谷电能转换为价值高、必需的高峰电能的“循环器”。通过建设适当的抽水蓄能电站来节省系统的投资和运行费用，是在电网系统缺少调峰电源时的有效调控策略。并且，抽水蓄能电站具有双倍调峰效果，即在负荷低谷时抽水填谷、在负荷高峰时发电运行削峰，这种削峰填谷运行方式是其它常规电源都无法比拟的高效调峰手段。

随着抽水蓄能电站的加入，将可充分发挥抽水蓄能电站容量效益，保障系统迎峰期间尖峰负荷供给，减少了系统为应对短时尖峰负荷的燃煤等火电机组装机容量，最终达到节省系统的投资、运行费用、燃煤费用。同时，由于太原抽水蓄能站点由于规划站址下水库利用现有汾河二库，可节省投资，项目建成后对电价影响较小，发电厂、电网、用户端分担成本较少。太原抽水蓄能站点的建设可提高山西电力系统经济性。

1.5 华北电网电源结构调整和调峰电源优化配置的需要

山西电网位于华北电网西部，除满足本省自用外，还需要承担京津唐地区以及特高压配送电的重要任务。从华北地区的能源分布看，山西省具有丰富的煤炭资源，是华北电网的火电电源基地，除满足自身的电力需要外，富余的电力将通过电网输送到京津及冀北电网。为避免输电通道发生事故对受端电网产生冲击，在送端电网兴建一定容量的抽水蓄能电站是保证送端电网和特高压线路安全、稳定运行的有效方法之一。因此，在山西省配置相当规模的抽水蓄能容量是有效保证华北电网的平稳运行的重要手段。

1.6 太原抽水蓄能电站可行行简要分析

太原抽水蓄能电站地理位置十分优越，如图1所示，靠近山西省负荷中心，具备非常方便的上网条件，与500 kv 太原北变电站相距仅15 km；工程区地形地质条件较好，筑坝成库和修建地下洞室条件较好，可利用汾河二库作为下库，节约工程投资和建设工期，工程建设方案可行；水库淹没及建设征地影响较小，无重要淹没对象及敏感对象，不涉及搬迁安置人口，不占用耕园地；环境不利影响较小，不涉及自然保护区，不涉及饮用水水源保护区，不存在制约工程开工建设的特别敏感的环境保护目标；经济与财务指标优越，具备较强的市场竞争力，是山西省内不可多得的建设条件优良的抽水蓄能电站站址。

图1 山西省抽水蓄能项目位置分布图

2 结语

综上所述，通过分析山西电网调峰容量，2030年山西电网抽水蓄能电站配置的合理规模约为8 100 MW，新增经济需求规模达4 200 MW，太原抽水蓄能电站地理位置十分优越，接入系统十分便利，无论是工程建设的相关条件还是各项经济指标均十分优越，在系统中可承担调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等多项任务，并可配合风电、煤电等其他供电形式协同运行。因此，为兼顾山西省电网的发展需要和平稳经济运行需求，十分有必要尽快开展太原抽水蓄能电站的建设。