安徽金寨、山东沂蒙、河南天池抽水蓄能电站正式开工

加快抽水蓄能电站建设    促进特高压跨区输送清洁能源

安徽金寨、山东沂蒙、河南天池抽水蓄能电站正式开工

2015年6月12日，安徽金寨、山东沂蒙、河南天池抽水蓄能电站（以下简称“金寨、沂蒙、天池抽蓄”）开工动员大会在京召开，国家电网公司董事长、党组书记刘振亚宣布安徽金寨、山东沂蒙、河南天池抽水蓄能电站正式开工。安徽省、山东省、河南省，国家能源局等有关方面领导出席工程开工仪式。

沂蒙、金寨、天池抽蓄是国家电网公司推进特高压电网建设、服务清洁能源发展的重大工程，同时开工这三座抽水蓄能电站，标志着我国抽水蓄能电站进入了加快发展的新阶段。金寨、沂蒙、天池抽蓄总投资217亿元，总装机容量360万千瓦，计划于2021年全部竣工投产。其中，安徽金寨抽水蓄能电站位于安徽省六安市金寨县，装机容量120万千瓦，安装4台30万千瓦可逆式水轮发电机组，以500千伏电压接入安徽电网，工程投资75亿元；山东沂蒙抽水蓄能电站位于山东省临沂市费县，装机容量120万千瓦，安装4台30万千瓦可逆式水轮发电机组，以500千伏电压接入山东电网，工程投资74亿元；河南天池抽水蓄能电站位于河南省南阳市南召县，装机容量120万千瓦，安装4台30万千瓦可逆式水轮发电机组，以500千伏电压接入河南电网，工程投资68亿元。

抽水蓄能电站具有启动灵活、调节速度快的优势，是技术成熟、运行可靠且较为经济的调峰电源与储能电源。抽水蓄能电站在系统中主要承担调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用任务。抽水蓄能电站可在负荷低谷时，通过抽水将系统难以消耗的电能转换为势能；在负荷高峰或系统需要时，通过发电将势能转换为系统需要的电能。抽水蓄能电站可以利用其储能作用，实现削峰填谷，有效平抑区外来电与新能源出力的波动，提高系统运行的平稳性，提高大电网安全稳定运行能力，提高电力系统经济运行水平，实现社会整体资源配置最优。

加快抽水蓄能电站建设，服务特高压电网发展。经过十余年的努力，国家电网以特高压建设的辉煌成就，推动中国电网迈入了特高压时代，实现了“中国创造”和“中国引领”。在特高压电网与新能源快速发展的新时期，抽水蓄能电站也被赋予了更重要的任务。抽水蓄能电站是电力系统重要调节工具，可以为特高压电网大范围优化配置资源、促进清洁能源消纳提供有力支撑。同时，特高压电网发展也为抽水蓄能电站功能发挥提供了更优质平台、更丰富渠道和更广阔空间。

综合来看，通过抽水蓄能和特高压电网相互配合，金寨、沂蒙、天池抽蓄建成后，经济、社会、环境效益巨大。

一是改善特高压电网的运行特性，更好地接纳区外来电，提高对“三北”地区清洁能源的消纳能力。 在受端地区布局大型抽水蓄能电站，能够承担特高压电网的有功、无功平衡功能，有效平抑区外来电的波动，为受端地区接纳远距离、大规模区外来电提供重要的动态支撑，提高特高压等跨区输电通道的利用效率和输电量。同时，通过统筹配置送受端地区调峰资源，并充分发挥抽水蓄能电站的削峰填谷功能，能够提高清洁能源整体消纳能力，为远距离、大规模消纳跨区清洁能源奠定基础。预计2020年“三北”风电将超过1.6亿千瓦、光伏发电4000万千瓦，需要外送1亿千瓦以上。金寨、沂蒙、天池抽蓄投运后，将有力支撑“外电入鲁”、“外电入豫”等战略实施，破解“三北”地区弃风、弃光困局，更好地消纳跨区清洁能源。

二是提高电力系统安全可靠性，在特高压电网中充分发挥“稳定器”、“调节器”、“平衡器”的作用。 抽水蓄能机组启停便捷、反应迅速，是技术成熟、经济合理的系统备用电源，对稳定系统频率、提供事故支援、提高电力系统稳定性具有重要作用。以120万千瓦规模的抽水蓄能为例，可以在5分钟内由满负荷抽水转变为满负荷发电，提供240万千瓦的事故支援能力。根据我国能源资源禀赋和“西电东送、北电南供”的电力流向，国家电网发展呈现东北、西北、西南为送端，华北、华中、华东为受端的基本格局。规划2020年形成东北、西北、西南三送端和“三华”（华北、华中、华东）一受端的四个同步电网格局，“三华”电网形成“四纵七横”骨干网架，建成19回特高压直流，形成“强交强直”电网结构。在电力系统中配备足够容量的抽水蓄能电站，启停灵活、反应快速，可以有效保障特高压电网安全稳定运行。

三是优化当地电源结构，缓解系统调峰调频压力，支撑当地新能源发展，配合当地核电发展。 目前，安徽、山东、河南等地区电源结构以火电机组为主，火电装机占比均超过90%，系统调峰手段主要依靠燃煤火电，灵活电源比例严重偏低，其中，山东电网中的供热机组比例较大，在供热期冬季供热机组实行“以热定电”，系统调峰及备用容量更是明显不足。建设金寨、沂蒙、天池抽蓄等一批具有良好调节性能、经济高效的抽水蓄能电站，可以有效提高系统调峰能力，同时，可以满足山东等地风电快速增长所增加的调峰需求，保障本地新能源的就近高效消纳，为当地大规模发展新能源提供有利条件。此外，抽水蓄能电站还可以配合山东等地的核电发展，保障核电带基荷稳定运行，提高核电站的运行效益和安全性。

四是提高系统整体经济性，促进节能减排和大气污染防治。 建设抽水蓄能电站能够替代一定容量的煤电机组，发挥容量效益，同时，可提高燃煤火电机组带基荷、腰荷的时间及负荷率，减少全网供电煤耗，减少火电机组参与深度调峰及启停调峰的次数，提高网内运行机组的整体经济性。综合考虑替代煤电机组和多消纳清洁能源的效果，建设金寨、沂蒙、天池抽蓄，每年可节约原煤消耗218万吨，减排烟尘0.2万吨、二氧化硫1.1万吨、氮氧化物1.0万吨、二氧化碳364万吨，有效促进节能减排和大气污染防治。

五是有力拉动经济增长、扩大就业、增加税收、带动旅游业综合发展，推动装备制造业转型升级。 抽水蓄能电站投资大，具有产业链长、带动力强、中长期经济效益显著等优势，对稳增长、调结构、惠民生将发挥十分关键的拉动作用。根据投资估算，建设金寨、沂蒙、天池抽蓄这三座电站，将增加发电装备制造业产值98亿元，拉动GDP增长120亿元，可提供就业岗位近4万个，将有力拉动经济增长，并将推进抽水蓄能设备国产化，推动装备制造业转型升级。

目前，国家电网在运抽水蓄能电站装机容量达到1646万千瓦，在建规模达到1266万千瓦。但全国抽水蓄能装机占发电总装机比例仍不到2%，低于发达国家5%左右的平均水平。“十三五”期间，我国将继续加快特高压电网建设，清洁能源也将继续快速发展，预计2020年，我国风电、太阳能发电装机将分别达到2.4亿千瓦、1亿千瓦，这必然要求系统调节能力和保障手段的同步增强。加快建设抽水蓄能电站在保障能源电力安全、促进清洁能源消纳、提高能效、治理雾霾、拉动经济、服务民生中的战略意义和全局影响更加凸显。

附1：抽水蓄能基础知识

目前的储能装置大体可分为机械储能（抽水蓄能、压缩空气、飞轮）、电磁储能（超导、电容器）和化学储能（电池）。相比于其它储能方式，抽水储能以其资金投入少、设备寿命长、储能规模大、转换效率高、技术成熟、运行条件简便、清洁环保等特点，因而得到了快速发展和广泛应用，是目前电力系统中最成熟、最实用的大规模储能方式。

一、抽水蓄能电站特点

抽水蓄能电站是通过把低处的水抽到高处来蓄集能量，待电力系统需要时再发电的水电站。它把电网负荷低谷时多余的电能转化为水的势能储存起来，在负荷高峰时将水的势能转化为电能，实现了电能的有效存储，并将电能在时间上重新分配，有效调节了电力系统生产、供应、使用之间的动态平衡。

由于它是以水为介质的清洁能源电源，并具备启停迅速、运行灵活可靠、可快速响应负荷变化的优势，适合承担系统调频及快速跟踪负荷、备用、无功调节和黑启动等辅助服务。抽水蓄能电站的上、下水库水位随发电、抽水工况的转换而有所变动，在整个转换过程中基本不耗水，但损失部分能量。

抽水蓄能电站一般与火电、核电、风电等配合运行，因其有调峰、填谷和承担旋转备用的作用，可减少火电机组开停机次数，节省额外的燃料消耗，保障核电站平稳运行，延长核电机组运行寿命；提高系统对风电、太阳能发电等波动性电源的消纳能力，充分利用清洁的可再生能源。

抽水蓄能电站可以分为不同的类型。按开发方式，电站可划分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站；按调节周期可分为日调节、周调节、季调节抽水蓄能电站。抽水蓄能电站造价不高，根据电力系统负荷、电源的分布情况，合理配置抽水蓄能电站，可减小电网潮流，在降低系统事故率、提高供电可靠性的同时，节省电力系统总运行费用。

抽水蓄能具有多重效益。抽水蓄能电站不仅具有调峰填谷的静态效益，而且由于其启动迅速，运行灵活，特别适宜在电力系统中承担调频、调相、负荷备用和事故备用等“动态”任务，以满足系统运行需要，从而产生动态效益。另外，抽水蓄能电站运行减少了电网燃料消耗，也就相应减少了污染物排放及其治理费用，不仅自身清洁，而且具有一定的环境效益；由于抽水蓄能电站具有调相功能，可相应减少系统需要配置的无功补偿设备，从而减少相应设备的建设费用。

二、抽水蓄能电站结构

抽水蓄能电站通常由具有一定落差的上、下水库和输水发电系统组成。

上水库一般建在高程较高、库盆封闭性比较好、库周边平顺、库岸山体雄厚、库周边垭口少、库区开阔、坝址河谷较窄的地方。下水库一般由挡水建筑物和泄水建筑物组成，有时可利用已有的水库。连接上下水库的就是水道系统，一般由上水库进出水口、引水隧洞、引水调压室、高压管道、尾水隧洞、下水库进出水口等组成。水道一般沿着山体埋设在地下。

核心区是电站的厂房系统，一般包括主厂房、副厂房、主变压器室、开关站及出线场，以及母线洞、出线洞、进厂交通洞、通风洞、排水廊道等附属洞室等。主厂房、副厂房、主变压器室等常置于地下，开关站及出线场布置于地面或地下洞室。

三、我国抽水蓄能电站发展

我国抽水蓄能电站的发展，始于20世纪60年代后期。经过20世纪70年代的初步探索，80年代的深入研究论证和规划设计，我国抽水蓄能电站的兴建逐步进入蓬勃发展时期。

目前，我国已积累了丰富的抽水蓄能电站建设经验，掌握了较先进的机组制造技术，电站的整体设计、制造和安装技术更是达到了国际先进水平。另外，蓄能机组设备的国产化进程正在加快，设备安装水平也在继续提高。

从地理分布来看，我国的第一批抽水蓄能电站主要分布在经济较为发达的东中部地区。随着我国西部、北部大型风电基地、太阳能发电基地的建设，迫切需要在送端地区也配套建设调峰能力强、储能优势突出、经济性好，且能提高输电线路经济性的抽水蓄能电站。同时，随着东中部地区的经济的继续发展，也对保障大电网安全稳定运行也提出了更高的要求。可以预见，我国抽水蓄能电站正在迎来新一轮的建设高潮。

附2：金寨、沂蒙、天池抽水蓄能电站简介

一、安徽金寨抽水蓄能电站项目简介

安徽金寨抽水蓄能电站项目于2014年8月获得核准。站址位于安徽省六安市金寨县张冲乡，地处大别山脉西段北麓，距金寨县城约53公里，距合肥市、距六安市约205公里、134公里，距离合肥新桥机场约为150公里，站址条件优越。

电站项目总投资为74.67亿元，总装机规模为120万千瓦，拟安装4台单机容量30万千瓦的可逆式水泵水轮发电机组。电站设计年抽水电量26.8亿千瓦时，年发电量20.1亿千瓦时。电站枢纽由上水库、下水库、输水系统和地下厂房系统等建筑物组成。上水库正常蓄水位593米，总库容1361万立方米，调节库容1049万立方米；下水库正常蓄水位255米，总库容1453万立方米，调节库容981万立方米。电站通过500千伏线路接入安徽电网。

电站建成后，将在系统中承担调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用任务，并可为系统提供大容量的储能服务，对满足电网调峰需求，维护电网安全稳定运行，提高供电质量和电网运行的经济性，促进资源有效利用具有重要作用。可改善火电机组运行条件，促进节能减排，减少空气污染。基建期预计可产生利税1.5亿元，进入生产期后预计每年产生利税1亿元以上。同时，电站还能进一步拉动当地就业，推动旅游和养殖产业发展，具有显著的社会效益、生态效益和经济效益。

二、山东沂蒙抽水蓄能电站项目简介

山东沂蒙抽水蓄能电站项目于2014年9月获得核准。站址位于山东省临沂市费县薛庄镇，距济南市170公里，距临沂市59公里，距费县程24公里，距500千伏线路沂蒙变电站32公里。电站距离负荷中心近，地理位置好，是山东省内较为理想的抽水蓄能电站站址之一。

电站项目总投资73.7亿元，总装机容量120万千瓦，采用4台30万千瓦单级混流可逆式水泵水轮发电机组。电站额定水头375米，设计年抽水用电量26.8亿千瓦时，年发电量20.1亿千瓦时。电站枢纽由上水库、下水库、水道系统、地下厂房系统以及地面开关站等建筑物组成。上水库正常蓄水位606米，总库容874万立方米，调节库容800万立方米；下水库正常蓄水位220米，总库容1037万立方米，调节库容869万立方米。电站通过500千伏线路接入山东电网。

电站建成后，将在系统中承担调峰、调频和事故备用任务，改善火电机组运行条件，保障核电机组高效运行，促进风电消纳和节能减排。基建期预计可产生利税1.5亿元，进入生产期后预计每年产生利税1亿元以上。

三、河南天池抽水蓄能电站项目简介

河南天池抽水蓄能电站项目于2014年6月获得核准。站址位于河南省南阳市南召县马市坪乡，属于长江流域。电站距郑州、南阳、南召县城分别为182公里、90公里、33公里，距500千伏南阳中变电站80公里，接近河南电网的负荷中心，是河南省内地理位置、自然及开发条件优越的抽水蓄能电站站址之一。

电站项目总投资为67.51亿元，总装机容量为120万千瓦，拟安装4台单机容量30万千瓦的可逆式水泵水轮发电机组。电站设计年抽水用电量12.8亿千瓦时，年发电电量9.62亿千瓦时。电站枢纽由上水库、下水库、水道系统、地下厂房系统以及地面开关站等建筑物组成。上水库正常蓄水位1063米，总库容1578万立方米，调节库容1206万立方米；下水库正常蓄水位537.5米，总库容1785万立方米，调节库容1197万立方米。电站具有周调节能力，通过500千伏线路接入河南电网。

电站建成后，将进一步优化河南省内电源结构与布局，提高河南电网安全经济运行水平。电站在系统中承担调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用等任务，可有效缓解电网调峰压力，对改善电网运行条件，维护电网安全稳定运行，提高供电质量和电网运行的经济性具有重要作用。电站进入生产期后预计每年产生利税1亿元以上。此外，电站对促进地方产业结构优化调整，完善当地基础设施，拉动当地就业，推动地方旅游业发展，改善区域生态环境，具有显著的社会效益、生态效益和经济效益。

附3：特高压电网背景材料

特高压电网是服务范围广、优化配置能力强、安全可靠性高、绿色低碳的综合平台，能够推动能源生产和消费革命，实现清洁替代和电能替代。特高压是目前世界上最先进的输电技术，具有远距离、大容量、低损耗、少占地的综合优势，可以更安全、更高效、更环保地配置能源，是实现能源资源集约开发、促进清洁能源发展、有效解决雾霾问题的重要载体，更是转变能源发展方式、保障能源安全、服务经济社会发展的必由之路。落实“一带一路”战略，构建全球能源互联网，推动实施清洁替代和电能替代，是解决制约人类社会发展的能源安全、环境污染和温室气体排放问题的治本之策，也是我国抢占世界能源发展制高点、带动电工装备业“走出去”的重要举措。巴西美丽山水电站外送已采用我国特高压直流输电技术。

党中央、国务院领导高度重视特高压发展。习近平总书记在中央财经领导小组第6次会议上指出，保障国家能源安全，必须推动能源“四个革命、一个合作”，要继续建设以电力外送为主的千万千瓦级大型煤电基地，继续发展远距离大容量输电技术。李克强总理在新一届国家能源委员会首次会议上指出，要深化能源结构调整，加快开工建设包括特高压在内的一批重大项目。2011年-2015年，全国人大代表、政协委员在全国“两会”提交有关发展特高压的建议、提案达250件，并列入全国人大、政协办公厅重点督办事项。能源输出、输入省份迫切要求加快特高压电网建设。特高压已纳入国家“十一五”和“十二五”规划纲要、能源发展“十二五”规划、大气污染防治行动计划、能源发展战略行动计划（2014-2020）。特高压交流试验示范工程获得国家科学技术进步奖特等奖与中国工业大奖。特高压交流电压成为国际标准，实现“中国创造”和“中国引领”，赢得国际社会高度关注。

发展特高压电网成为国家能源发展、清洁发展的战略重点。2014年5月，包括“四交四直”特高压工程在内的12条重点输电通道纳入国家大气污染防治行动计划，并将于2017年全部建成投运。2014年8月，国家发改委印发《国家发展改革委关于加快推进信息  电网  油气等重大网络工程建设的通知》（发改投资[2014]1986号），要求大力推进“西电东送”战略，应用特高压交直流输电技术，加快建设一批跨区输电通道。

特高压电网的资源综合优化配置平台作用充分显现。目前，国家电网已累计建成“三交四直”特高压工程，在建“四交二直”特高压工程，在运在建特高压输电线路长度超过2.1万公里，变电（换流）容量超过2.1亿千伏安（千瓦），累计送电超过3300亿千瓦时。依托大电网发展新能源，国家电网新能源并网装机已突破1.3亿千瓦，成为世界风电并网规模最大、太阳能发电增长最快的电网。特高压在大范围优化能源资源配置，保障我国能源安全、经济、清洁、高效发展等方面，发挥着日益重要的作用。

为主动适应经济发展新常态，深化能源生产和消费革命，推进大气污染防治，亟需进一步加快推进特高压电网建设。随着经济社会发展，我国电力需求还将保持中高速增长，东中部地区经济发达，经济总量大，用电基数大、比重高，未来新兴战略产业、新业态服务业将加快发展，加之人口向东部地区集聚，仍将是我国的负荷中心。另一方面，国家规划建设的西南水电基地、9个大型煤电基地、9个大型风电基地与东中部负荷中心距离一般在800-4000公里，能源基地向负荷中心输送电力的规模将越来越大，靠技改和扩建500千伏电网，无法适应大规模“西电东送、北电南供”的要求，必须加快发展特高压电网，实现技术升级。在“四交四直”及国家已明确的特高压跨区输电项目基础上，为控制东中部地区煤炭消费总量，治理严重雾霾，满足西部、北部能源基地和西南水电基地电力外送需要，提高电网安全稳定水平，亟需抓紧建设“五交八直”特高压工程，早日建成“三华”特高压同步电网。2015-2020年，包括“五交八直”特高压工程在内的电网工程规划总投资3.3万亿元，带动电源和煤矿投资3.2万亿元，合计6.5万亿元，年均拉动GDP增长超过0.8个百分点，增加税收1500亿元，提供就业岗位180万个。有利于消化钢铁、原铝、水泥等产业过剩产能，推动智能电网及电子信息、通信、物联网等新兴产业发展，带动电工装备业走出去，送电省份和受电省份都能直接获益。

表1    国家电网在建在运特高压工程（截至2015年6月12日）

表2    列入大气污染防治行动计划的“四交四直”特高压工程