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风电的发展,特别是大规模风电场的建设,给电力系统的运行带来了更多的可变性和不确定性。大规模风电的集中接入对电网安全稳定运行的影响主要表现在以下2个方面:a) 风电出力的间歇性、不确定性和反调峰特性使电网调峰更加困难。而运行中风电功率的波动导致电网安全裕度降低;b) 风电接入的地区多处于电网末端,电压稳定控制更加困难,电网暂态稳定存在风险。
为了改善能源结构,满足用电需求,在核电和风电大规模建设的同时,必须配套建设一定比例的调峰电源。电力系统调峰主要有常规水电调峰、燃煤火电机组调峰、燃汽轮机调峰、燃气联合循环机组调峰、抽水蓄能电站调峰等几种手段。中国水电站多为径流式水电站,大部分均不具备调峰能力。燃煤火电机组调峰可采用开停机、增减负荷等方式进行调峰运行,但会使发电煤耗上升,成本提高。燃气机组启动较为迅速、调峰性能好,但中国天然气资源较少,不宜建设大量的燃气电厂。抽水蓄能电站启动迅速、运行灵活,既能顶峰又可填谷,很好地适应电力系统负荷变化,同时可作为调频、调相、紧急事故备用电源,提高供电可靠性,是公认的可靠调峰电源。
抽水蓄能调峰时,是用相当于基荷的核电或火电换取适宜调峰的水电,是用低谷电换取高峰电。若按国内各大电网主力火电机组带基荷发电时的标煤耗270 g/(kW˙h)、抽蓄在调峰时发电效率为4/3的条件计算,抽蓄机组在调峰时发电的等效煤耗为270/0.75=360 g/(kW˙h)。低效燃煤火电机组在调峰时的煤耗普遍为450 g/(kW˙h)~480 g/(kW˙h)。可以说,抽水蓄能是目前唯一经济、可行、能大规模应用的理想调峰手段。
2 抽水蓄能电站建设容量分析
以华东电网为例,预计2020年华东电网最大负荷为31 400×104 kW,最大峰谷差为9 500×104 kW。
电网最大峰谷差率将达43%。到2020年,华东电网需要装机容量达37 943×104 kW。其中区外受人电力12 040×104 kW,占31%;区内火电装机容量19 213×104 kW,占51%;水电装机容量1 973×104 kW(含抽水蓄能机组容量774×104 kW),占5%;核电机组装机容量3 157×104 kW,占8%;风电机组装机容量1 380×104 kW,占4%;其它新能源装机容量为180×104 kW,占统调容量的0.5%。扣除水电机组和实行两班制的小容量火电机组调峰容量,调峰容量缺口需由网内火电机组平均压出力方式来满足。机组平均压出力的比率为41%,可用系统火电机组平均压出力的比率估算出核电机组应参与调峰的容量,若核电容量为3 157×104 kW,则核电调峰容量为1 294×104 kW(核电调峰容量=3 157×0.41=1 294×104 kW)。如华东核电不直接参加调峰,而是通过与之配套的抽水蓄能电站调峰以满足调峰需求,则需要建设调峰容量740×104 kW,配套容量比为23%。
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