对浙江抽水蓄能电站建设发展的浅见

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1、对浙江抽水蓄能电站建设发展的浅见董福平卢可源（浙江省水力发电工程学会秘书处）随着浙江省国民经济的迅猛发展，电力的需求量也将越来越大，大中型的火电、核电纷纷座落浙江大地。然后，用电的峰谷差问题也越来越突出，靠现有的水电站来调峰调谷已微不足道。为此，抽水蓄能电站的兴起，将为水电的可持续发展增添新的活力。1、浙江省水力资源开发与用电状况1.1、水力资源开发情况据2001年年底全国水力资源复查成果：浙江省水力资源理论蕴藏量，年电量537.6亿kw·h、平均功率6136.8MW；经济可开发量（0.5MW以上）1060多座、装机容量6613.2MW、年发电量

2、160.7亿kw·h；已开发和正在开发的有651座、装机容量4423.7MW、年发电量105.0亿kw·h，分别占经济可开发量座数、装机容量、年发电量的60.9%、66.9%、65.3%。在经济可开发量座数中，300MW及以上（大型）有3座、50~300MW（中型）有10多座、0.5~50MW（小型）的有1050多座，已开发和正在开发的大、中、小型座数分别占经济可开发量座数的100%、54.5%、60.9%。1.2、需电量预测《浙江省电力发展“十一五”规划及2020年展望》，预测浙江电网2010年最高负荷39000MW、需电量2450亿kw·h；

3、2015年最高负荷50000MW、需电量3060亿kw·h；2020年最高负荷600007MW、需电量3600亿kw·h。1.3、电网峰谷差趋势分析据有关资料统计，华东电网负荷和峰谷差，1995、2000、2005年分别为2820和903万KW，4350和1530万KW，6200和2250万KW。预测2010年为8600和3450万KW。峰谷差2005、2010年分别是2000年的1.47、2.25倍，用电的峰谷差越来越大。详见表一。表一华东电网用电负荷和峰谷差变化情况年份199520002002预测2005201020152020最大峰谷差(万

4、KW)903153019902250345060007360最大用电负荷(万KW)28204350560062008600130001600071.4、抽水蓄能电站是浙江省水力资源开发的重点从上述浙江省水力资源开发状况和浙江电网需电量的预测及华东电网负荷峰谷差情况分析，一方面浙江省已开发和正在开发的水电站座数、装机容量、年发电量占资源量都在60%以上，特别是大中型电站，较好的水力资源点已极少，开发程度已较高；另一方面，浙江省用电量目前主要是火电、核电、西电东送及华东电网调剂，由于火电、核电调峰能力差，用电负荷峰谷差问题越来越突出。而抽水蓄能电站具

5、有两大特性，一是抽水蓄能电站既可以作为发电厂，也可以作为用电户；二是抽水蓄能电站运行灵活，对负荷的急剧变化能作出快速反映。由于抽水蓄能电站特殊性，可充分利用水力资源，作为常规水电的补充，在电力系统中可起到调峰、填谷作用，同时抽水蓄能又是绿色能源，对环境保护、减少煤耗和油耗都有很大好处。因此，开发抽水蓄能电站将是浙江省水力资源开发的重点。2、浙江省抽水蓄能电站开发的前景2.1、抽水蓄能电站资源量和需求量浙江省抽水蓄能电站资源十分丰实。经普查，装机在300MW以上的抽水蓄能电站站址就有36处，其中平均毛水头在250、450、500、700m以上的分别

6、有34、22、16、5个；单站装机容量在1000、1500、2400MW以上的分别有25、17、6个，合计装机容量达48600MW。7根据浙江省需电量的预测，以及调峰容量平衡和抽水蓄能电站不同规模方案的经济比较，浙江电网除天荒坪、桐柏、溪口等（三站合计装机容量3800MW）抽水蓄能分浙江省容量1290MW外，预计2015年前需新增抽水蓄能电站1800MW左右，总规模达到3090MW左右，占电网总装机容量比重约4.96%；2020年前需再新增抽水蓄能电站1000MW左右，总规模达到4090MW左右，使抽水蓄能电站总规模占电网总装机容量比重约5.45

7、%。2.2、可供开发的待选站点从浙江省普查的抽水蓄能电站资源可以保障浙江电网发展对抽水蓄能电站开发的规模，而且可以保障华东电网发展对抽水蓄能电站开发的需要，另有一批中小型抽水蓄能电站资源，可供省内地区电网配套开发。为有利于浙江电网、华东电网及浙东沿海大型核电、火电和西电东送的安全运行，已初选了可供开发的待选站点及其主要工程技术指标，见表二。表二可供开发的待选站点及其主要工程技术指标表7电站名称上水库下水库集水面积(km2)最大水头（m）最小水头（m）装机容量（mv）距高比设计阶段最大坝高（m）坝轴线长（m）调节库容（万m3最大坝高（m）坝轴线长（

8、m）调节库容（万m3天荒坪二期100350862.888280862.829.7775.0679.524003.46预可行性仙居8023