水電比重較大電網中抽水蓄能建設必要性研究思考

南亞林,張 娉,王晴玉

(中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司,西安 710065)

1 衡量抽水蓄能建設必要性的要求

抽水蓄能電站是利用電力負荷低谷時的電能將水抽至上水庫，在電力負荷高峰時在放水至下水庫發電，對電力系統正常運行提供著十分重要的調節作用[1]。從電力系統上去考慮抽水蓄能建設必要性，主要從3個方面來衡量：

(1) 電力系統負荷需求角度。

(2) 電力系統電源結構是否滿足電力負荷需求，是否能夠進行電網優化，合理配置電源結構，是否能夠提高電網經濟運行、提升電網運行穩定性及節能降耗角度。

(3) 有無合適的抽水蓄能建設地點。

一般情況下，滿足第(3)條件需要實地查勘、勘測，設計、分析,在合適的地點建設抽水蓄能電站，本文暫不討論。本文僅從第(1)、(2)兩點進行論證。

電力負荷需求，主要指月及日的負荷特性，以日峰谷差為主要特征，目前中國經濟發達地區的峰谷差較大(最小負荷率β約為0.6)，經濟不發達地區較小(最小負荷率β約為0.9)[2]。

電力系統電源結構，通常認為水電在常規電源比重約50%或更高情況下，稱為水電比重較大的電網，且以季及季以上調節性能占比的高低，分為水電調節能力較強的電網和較差的電網；考慮中國近年新能源大規模的開發利用，也大大影響了電力系統電源結構。

根據電力負荷需求和電源結構的適應性，可分為幾種類型：① 電網峰谷差較大，水電調節能力較強的電網；② 電網峰谷差較小，水電調節能力較強的電網；③ 電網峰谷差較大，水電調節能力較差的電網；④ 電網峰谷差較小，水電調節能力較差的電網。針對這4種情況，①②③④均屬于傳統電網，第②種類型由于水電可滿足調峰需求，基本不需要建設抽水蓄能電站，其電網運行狀況如圖1所示；其他情況可根據系統峰谷差和電源結構的適應性，分析論證是否需要建設抽水蓄能電站。

圖1 水電比重較大電網中傳統電源日負荷運行方式圖

隨著中國新能源電源不斷發展，電網中出現了一種新類型電網：⑤ 電網峰谷差較小，水電調節能力較好，電網中有大比例新能源。

在新能源占有一定的比例后，具有隨機性、波動性、間歇性的新能源并網，如不能很好地對電網進行調配，會造成大量的棄風、棄光、棄水現象[3]。

特別在汛期，各電源出力遠大于電網需求，火電按照安保電源出力運行，其余電網部分由水電與新能源電源構成，水電調節過后，電網有大比例新能源棄電，造成能源浪費，電網運行情況如圖2。

圖2 水電比重較大電網中考慮新能源后電源日負荷運行方式圖

在枯水月份，水電發電量減小，若不考慮新能源棄電，電網負荷運行如圖3所示。這樣的運行方式會造成火電在低谷時段出力率低于火電技術最小出力率，為保證火電機組在額定出力與技術最小出力率之間變動，降低機組運行煤耗量，提高電網運行穩定性，需要進行棄電，其運行方式如圖4所示，造成能源浪費[4]。

圖3 不考慮棄電電網負荷運行方式圖

圖4 考慮棄電電網負荷運行方式圖

為此需要分析電力負荷現狀并對遠景發展進行預測。首先，研究當地電力負荷特性，分析電力負荷的容量、電力需求、峰谷差大小等；其次，研究電力系統中現有電源組成及發展規劃，分析電源結構。

2 水電比重較大電網中論證的難點與特點

通常情況下，在傳統電源中水電占比大于50%的稱為水電比重較大的電網，在傳統電力負荷中抽水蓄能電站必要性論證可按照傳統抽水蓄能電站必要性論證方式論證；但隨著社會經濟的不斷發展，新能源技術的不斷進步，在未來電力負荷中，新能源占比不斷加大，新能源的加入，使電力市場電源結構發生了變化，同時新能源的隨機性和波動性，也讓抽水蓄能電站論證必要性時難點尤為突出，對此本文將對本類型電網中抽水蓄能電站在論證必要性時的難點進行論證[5]。

2.1 需求特性的影響

電力系統的發電設備，不僅要能滿足電力負荷的靜態需求，還需要能滿足電力負荷隨時變化的動態需求；在新能源加入電力系統后，由于新能源的隨機性與不穩定性，發電設備能否滿足電力負荷隨時變化的動態需求，成為一大難點。

在電力系統原始峰谷差較大的電網中，與傳統抽水蓄能電站必要性論證條件相似，對于抽水蓄能電站必要性論證相對容易。

2.2 新能源電源發電特性

隨著社會的不斷發展，除水電與火電外的其他清潔能源在迅速地發展，新能源的發展，改變了電源結構，同時其具有的隨機性和波動性也給電網運行帶來了不穩定運行的影響[7]。

風電出力具有一定的隨機性、波動性、間歇性等特點。根據目前已有電站資料分析，風電電站年際發電量變化較小，相比設計電站多年平均發電量變化基本在10%左右；月發電量相對年內月平均發電量變化在35%以內；月內日發電量變化在55%以內；日內各小時發電量變化相對較大，日內時最大發電量相比日內平均發電量變化可達235%。綜合來說，風電年際變化相對年內月變化較小，年內月變化相對月內日發電量變化較小，月內日變化相對日內時發電量變化較小，各個地區變化幅度存在差異。

光伏電站白天發電、夜間不發電，出力過程呈現較強的規律性及間歇性，同時光伏出力受到天氣影響，也呈現一定的隨機性及波動性。根據目前已有電站資料分析，光伏電站年際發電量變化較小，相比設計電站多年平均發電量變化基本在3%左右；月發電量相對年內月平均發電量變化在20%以內；月內日發電量變化在40%以內；日內各小時發電量變化相對較大，日內時最大發電量相比日內平均發電量變化可達3～4倍。光伏電站年際變化相對年內月變化幅度較小，年內月變化相對月內日發電量變化較小，月內日變化相對日內時發電量變化較小，各個地區變化幅度存在差異[8]。

如何處理新能源在電網中的運行方式，如何考慮新能源棄電量和棄電比例也是目前抽水蓄能電站必要性論證的一大難點。

2.3 電力交換

在水電比重較大電網中，由于新能源的加入，使得電網變得更加復雜。在豐水年或者汛期，水電發電量增加。若不考慮電力交換，網內水電與新能源的總體發電量將大于電網負荷需求，造成大量棄風、棄光、棄水現象，造成不必要的能源浪費，為此進行電力交換是必須的；在枯水年或較旱時期，該電網水電發電量降低，電網內各電源并不能滿足電力負荷的需求，需要從外界進行電力交換[9]。

在水電比重較大電網中，電力交換量的大小也是在水電比重較大電網中需要論證的問題，也是抽水蓄能電站必要性研究需要先確定的前提，也是一大難點。

2.4 交直流送入送出

為滿足國家能源發展總體布局，為更好地利用可再生能源和降低碳排放，開發利用可持續的清潔能源是未來能源發展的基本戰略。同時中國存在著需求與資源分配的嚴重不均衡性，西部資源較為豐富，中東部負荷需求較大。為滿足中東部電力需求，國家布局大量“千萬千瓦級清潔能源基地”與“西電東送”的戰略規劃。為保證安全可靠的供電與直流平穩外送需求，提升可再生能源發電消納規模和受端落地電價競爭力，需要在擬定交直流外送的基礎上，合理配置抽水蓄能電站與風光水多能互補大型清潔能源系統，不斷研究抽水蓄能電站的運行方式。

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2.5 水電發電特性

在傳統水電比重較大電網中，電網峰谷差較小，水電調節能力較好的情況，電網不需要抽水蓄能電站進行調節；在新能源占比較小時，水電能夠通過其較好的調節能力，對電網進行調節。

但隨著新能源的不斷發展，電源構成中新能源電源占比越來越大，電網組成相對復雜，同時水電的調節性能與調節能力也不盡相同，如何配合新能源進行調節，是抽水蓄能電站必要性論證的前提與難點，需要改進傳統分析抽水蓄能必要性的觀點和觀念。

3 難點及特點分析處理

傳統能源的日益匱乏和環境的日趨惡化，極大地促進了新能源的發展，其發電規模也快速攀升。在水電比重較大的電網中，隨著新能源的不斷發展，水電在電網比重不斷下降，不可調節的新能源比例不斷上升，同時新能源也給電網的安全穩定運行造成了影響。

本文以青海省作為分析研究實例，青海省屬于電網峰谷差較小、水電調節性能較好的地區；同時青海省太陽能資源豐富，“十二五”期間新能源迎來了長足的發展，但以風能、太陽能為基礎的新能源發電取決于自然資源條件，具有波動性和間歇性，其調節控制難度較大，為此本文將針對于青海省抽水蓄能站點建設必要性論證中的難點做以分析。

在傳統抽水蓄能電站必要性分析過程中，通常采用典型日方法來分析抽水蓄能電站建設必要性，這是一種對電網簡化分析的方法，能夠解決傳統電網模式抽水蓄能電站建設必要性的問題；但在新能源占比不斷擴大的電網中，由于風電與光伏發電月內日變化率常在55%與40%，用典型日方法分析只能代表大部分電網運行狀況，并不能完全代表電網運行狀況；為此，本次將采取“8 760 h”模擬電網運行，這樣可以更準確地模擬出電網運行狀況[10]。

通過利用青海省實際運行數據、光資源輻射數據和測風速數據研究青海光伏風電出力的波動性、隨機性及在時間和空間上的互補性。基于風光的時空互補性，優化青海光伏、風電集中開發布局、規劃和配比，通過合理配置抽水蓄能電站，使其本身的自然互補效益最大化，降低風光出力的隨機和波動性。

3.1 電力負荷需求

3.1.1 負荷曲線

在電力負荷需求上，通過運用青海省“8 760 h”實際運行過程，根據《青海省十三五電力發展規劃》模擬規劃水平年2025年青海電網“8 760 h”負荷需求過程。同時考慮青海南部(海南)清潔能源直流外送過程，將青海內需負荷過程與海南外送需求疊加，擬定青海電網(含海南外送)負荷需求過程。

根據國家《電力發展“十三五”規劃》預測，到2025年，青海電網典型年負荷特性曲線見圖5。青海電網最大負荷發生在12月份，最低負荷出現在夏季7月份，并且3-11月份月最大負荷逐漸降低后又漸漸上升，呈“凹”字形。

圖5 青海電網年負荷曲線圖

根據對青海電網日負荷特性參數的分析，推薦采用的青海電網典型的日負荷曲線(見圖6)，冬季、夏季典型日均有2個高峰，即早高峰和晚高峰，目前仍以晚高峰負荷最大。夏季典型日最大負荷在21：00；冬季典型日最大負荷在19:00。典型日最小負荷夏季和冬季均在4:00。青海電網2025夏季典型日最小負荷率為0.90，冬季典型日最小負荷率為0.87。

可以看出青海電網負荷在年內波動略大；在日內波動幅度較小，在日負荷曲線上不難看出電力負荷峰谷差較小，這也是抽水蓄能建設必要性論證第一個難點。

3.1.2 電力交換及交直流送入送出分析

圖6 青海電網夏季、冬季典型日負荷曲線圖

在電力交換上，通過不斷試算，考慮按照水電最大調節能力的情況下，擬定電力交換的過程。在青海電網7、8月份電網運行情況中，考慮按照電力交換方式為基荷送出；同時青海省由于水電比重較大，在分析過程中發現調峰富裕，考慮在每日負荷高峰進行部分電力交換，在各電源發電總量不滿足電網負荷需求的情況下，通過電力電量平衡擬定對青海電網的電力交換量，并以基荷的形式安排在電網中。電力交換過程按照正負需求加在負荷曲線上進行處理。

直流送入送出根據電力需求直接加在負荷曲線上進行處理。

3.2 電源結構

3.2.1 新能源電源分析

西北地區是中國規劃的千萬千瓦級風電及光電基地之一，青海電網在光伏建設條件上具有得天獨厚的優勢，為積極推進青海可再生能源示范區的建設，穩步建設海南、海西2個“千萬千瓦級”可再生能源基地，青海省將不斷發展新能源建設，來滿足清潔能源外送的需求。2015年青海電網新能源電源占比29.5%，到2025年，新能源占比將達到58.7%。

光電和風電的出力過程都具有不可調控性，光電的規律性比風電要強，有明顯的晝夜更替和相對平穩的特性。風電場每日的出力過程隨機變化較大，沒有規律可循，2種電源出力過程都不可調控，所以，風電、光電互補為自然互補。由于2種電源過程均不可調控，在計算分析過程中風光電源發電過程按照負負荷考慮，用負荷曲線減去風光電發電過程，得到扣除風光電后的殘余負荷[11]。

3.2.2 水電特性分析

2025年青海水電總裝機約17 192 MW，組成由多年調節水電站、年調節水電站、季調節水電站、日調節水電站等組成。新能源電源加入對水電調節提出了新的要求，在“8 760 h”系統處理的過程中，水電將對原始電網負荷中扣除風光電出力、加上電力交換后的殘余負荷進行調節；同時黃河上游梯級水電群年內豐枯期變化較大，分析認為采用平水年月調節方式作為本次考慮的運行方式，并合理安排備用容量、水電機組檢修。

3.2.3 火電特性分析

火電在實際運行中，需要滿足技術最小出力，才能保證火電站正常運行。為保證火電正常運行及火電煤耗較低，需要降低火電調峰率，盡量使火電在低調峰率的情況下運行。

3.3 電力系統8 760 h平衡方法

電力系統8 760 h的平衡方法：在系統8 760 h負荷曲線扣除8 760 h中風電、光伏發電出力過程，得到相應系統的殘余負荷曲線，扣除強迫出力，計算分析季及季以上有調節能力水電工作容量，進而計算得到火電工作容量，計算火電調峰率；抽水蓄能電站根據其功能和定位，安排合理的抽水和發電運行方式，盡可能降低火電調峰率，若火電調峰率超過經驗調峰率，則安排適當棄風和棄光，保證不超過火電經驗調峰率。不斷調節試算抽水蓄能裝機容量及運行模式，計算經濟性，直到得到最優的抽水蓄能裝機結果。

3.4 結 論

通過對電力負荷需求分析以及對電源結構分析處理，可進行初步的8 760 h方案模擬抽水蓄能電站運行方式。目前考慮抽水蓄能運行方式為：抽水蓄能抽水電量按照棄風棄光電量考慮，每天最多允許抽水8 h。通過模擬分析發現，抽水蓄能電站按照棄風棄光電量考慮情況下，系統能消納的風光電量較大，系統煤耗量較小。

進而通過8 760 h方案模擬進行電力系統調峰需求分析、電力系統調峰容量供需平衡分析以及調峰電源比較，從而確定是否需要抽水蓄能，并初步擬定抽水蓄能的裝機以及運行方式。

通過8 760 h對青海電網的分析，青海電網在2025年需要一定規模的抽水蓄能電站。通過8 760 h電力電量平衡不斷模擬測算，在考慮青海電網內需+海南、海西2個千萬千瓦級可再生能源基地外送配套需求情況下，青海電網抽水蓄能電站模擬需求的總規模為4 800 MW左右。

4 問題思考

在實際必要性論證過程中，仍有部分問題沒有完全解決，在目前解決過程中做了相應處理，這也使得結果存在一定的誤差。

存在的問題有：

(1) 在必要性論證過程中，風電和光伏具有不可調控性和隨機性，在8 760 h方案模擬分析中，模擬了1 a的風光電運行過程，但風光電仍存在年際變化，用1年8 760 h模擬結果仍存在誤差；中國新能源基礎資料系列長度不夠，隨著新能源不斷發展，資料系列長度延長，是否能夠采用長系列方法進行抽水蓄能電站必要性論證，以及如何用長系列8 760 h方法論證抽水蓄能電站必要性是需要不斷研究的內容。

(2) 在8 760 h方法模擬運行中，抽水蓄能在最大負荷日發揮了其調峰作用，在其余時間，主要配合風光電調節，降低其棄電量，維持電網穩定性。但在實際電網運行中，如果要達到8 760 h模擬方式的水平進行運行操作，需要加強電網監測功能，如何提高抽水蓄能電站與實時預報預測系統相結合運行也是需要繼續研究的內容。

(3) 抽水蓄能電站建設投資較大，電價收取也常為兩部制的方式，在這種運行模式下，電網公司的運行壓力較大。通過目前研究成果來看，在水電比重較大，新能源占比不斷加大的電網中，抽水蓄能電站運行可在最大負荷日“調峰填谷”、其余時間配合新能源調節，降低其棄電量，并維持電網安全。在這種形勢下，可以探究新的收費模式，比如探索“誰收益誰分攤”的新收費模式，降低電網運營壓力，提升抽水蓄能電站財務生存能力[12]。