風電送端電網建設抽水蓄能電站的規模論證

吳來群,顧甜甜,王昭亮

(中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司，西安 710065)

1 概 述

近年來中國風電、光電發展比較迅速，同時也帶來了棄風限電問題。資料顯示[1]2016年棄風電量497億kWh，較2015年的339億kWh上漲46.6%。其中，甘肅(43%)、新疆(38%)、吉林(30%)、內蒙古(21%)、黑龍江(19%)、寧夏(13%)合計棄風電量為433億kWh，約占總棄風電量的87.1%，棄風限電比例較大的主要是三北地區風能資源較好的幾個省區。

同時為實現中國2020、2030 年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%、20%的能源發展戰略目標，規劃2020年全國風電裝機要達到210 GW。如此大規模的風電需要借助特高壓跨省區輸電通道，統籌風、光、水、火等各類電源，最大限度地輸送可再生能源，促進風電消納。本文旨在根據抽水蓄能電站的功能特點，以哈密風電基地為例，通過分析計算，探索抽水蓄能電站在風電送端電網能夠發揮的作用與效益，推動“三北”地區風電規模化開發和高效利用。

2 哈密能源基地概況

哈密主要能源資源有煤炭、石油、天然氣及風能、太陽能等可再生能源。

哈密煤炭資源儲量大、品種多、易開采，具有低硫、低磷、低灰粉、高發熱量“三低一高”的特點，預測資源量5 708億t，占全國預測資源量(4.55萬億t)的12.5%,占新疆預測資源量(1.8萬億t)的31.7%，居全疆第一位。

哈密風能資源十分豐富，主要分布在哈密東南部風區、三塘湖-淖毛湖風區、十三間房風區，技術開發量達到75 498 MW，約占全疆技術開發量的62.9%，具備開發建設大型風電場的條件[2]。其中：哈密東南部風區技術開發量達到16 014 MW，三塘湖-淖毛湖風區技術開發量達到48 974 MW，十三間房風區技術開發量達到10 510 MW。

哈密日照充足，太陽能資源豐富，是新疆太陽能資源最好的地區，年平均太陽總輻射量為6 214.66 MJ/m2，全年日照時數3 170～3 380 h，是全國日照時數充裕的地區之一，具備太陽能發電的優越條件。

哈密電網無規劃水電，網內已建、在建及規劃的火電總裝機容量11 845 MW。哈密風電基地規劃風電近期(2020年)開發規模為13 835 MW，遠期開發規模將達到20 585 MW；光電2020年開發規模將達到6 050 MW，2030年達到12 250 MW；基地還規劃有一定規模的光熱發電。

3 規模比較方法

風電送端基地建設抽水蓄能電站的必要性和規模論證，主要包括送端基地電源組合方案的選擇和裝機規模的經濟比較。抽水蓄能電站不同裝機方案容量上的差別，應選擇具有相應功能的其他電源容量予以補充，并考慮發揮儲能作用而減少棄風電量的差異，計算各方案的總費用現值，以費用現值最小的方案為優選方案[3]。

3.1 模擬運行試算

(1) 電源組合方案

從風力發電的基本原理、風的自然特性入手，分析各風電場的地理等差異及風電基地中各測風塔資料的代表性，研究計算基地各風電場的實際出力過程，再對各風電場的實際出力過程進行疊加。有了風電基地的出力過程，再結合電力系統負荷側、各類電源側、電網特性，分析風電出力特性[4]。

對風電送端，從風電對特高壓直流輸電平臺可能產生的影響分析入手，以哈密基地為例，分析研究輸電平臺可能搭建方案。通過模擬運行試算，分析其輸電量及構成、風電利用率、受端高峰時段保證率、輸電利用小時、耗煤量等指標，作為計算各方案費用現值推薦適應基地外送的電源組合方式及比例的基礎。

哈密煤炭資源儲量大，風能、太陽能資源豐富，根據能源資源條件、開發規劃及區外送電規劃，哈密基地外送的電源組合方案主要有：① 風電+光電+火電送出；② 風電+光電+火電+抽水蓄能電站送出2種模式。通過有無抽水蓄能電站2種方案的模擬運行試算，對比分析風電送端電網建設抽水蓄能電站的效益。由于光熱發電具有儲熱功能，自身具有一定的調節，且目前規劃規模較小，在后續規劃規模較大時需要研究其對電網或送端平臺的影響。

(2) 邊界條件及方法

模擬運行試算主要根據風電場裝機規模初擬配套火電和抽水蓄能的裝機容量方案，擬定多個方案進行比較。本文采用的模擬運行試算依據風電一完整年逐10 min出力過程，結合輸電規模、受端電網、火電運行方式等約束條件，以可輸送風電電量最大化為目標，進行逐時段模擬計算，主要統計風電、火電出力特性及電量，抽水蓄能電站抽水電量、發電量，風電無效電量，火電煤耗等。模擬運行試算主要考慮以下邊界條件：

1) 各方案中各電源有效裝機容量之和應小于或等于輸電規模。

2) 綜合調峰率。根據擬采用燃煤火電機組技術參數擬定，一般可采用40%～50%，配套煤電的綜合調峰率采用50%，抽水蓄能200%。

3) 燃煤火電升降負荷速度。一般采用每10 min升降負荷速度不超過10%。為避免短時間內火電機組出力呈現鋸齒形變化，火電機組在升負荷或降負荷到一定負荷時，需維持運行一段時間方可降負荷或升負荷。

4) 煤耗特性。調查統計不同燃煤火電機組煤耗曲線，考慮煤電不同負荷率時的相應煤耗率，若本時段負荷有升降，增加考慮升降負荷需增加的煤耗。

5) 輸電線路負荷率：考慮輸電平臺對受端電網一定的適應性，初步按照2個時段限制輸電線路的輸電容量。低谷時段最大輸電容量為線路輸電能力的70%；其他時段最大為輸電線路滿負荷運行。

6) 抽水蓄能電站抽水運行工況最小負荷應等于單機額定容量，其抽水負荷按單機容量呈階梯狀變化，最大負荷不大于本月開機容量；抽水蓄能電站發電工況出力可連續變化，但最大出力應不大于本月開機容量。

7) 抽水蓄能電站的可蓄能量按照抽水蓄能電站裝機容量與可連續滿發時間的乘積計算。抽水蓄能電站連續滿發小時數根據配合運行計算、抽水蓄能經濟指標等經綜合技術經濟比較擬定。

8) 抽水蓄能電站綜合效率。根據電站的工程布置特點、機組運轉特性曲線等因素綜合擬定，一般采用75%～80%，本電站采用75%。

9) 檢修安排。根據現場調研情況，風電機組檢修分半年檢和全年檢，均采用逐臺檢修，半年檢每臺檢修時間約1 h，全年檢每臺檢修時間約3 h，對于規模較小風電場，可不考慮其檢修影響，大型風電基地機組檢修應盡可能在風速較小時段進行；燃煤火電、抽水蓄能均按每臺機組每年檢修一次計算，燃煤火電機組每次檢修時間為一個半月，盡量安排在風電出力較大月份；抽水蓄能機組每次檢修時間為1個月，盡量安排在風電出力較小且較平穩月份。燃煤火電及抽水蓄能應扣除當月相應檢修容量后作為開機容量參與配合運行。

3.2 經濟比較

在進行方案經濟比較時，可根據送端基地的能源資源、電源結構的特點，選擇合適的替代電源，根據哈密基地的特點，替代電源選擇為燃煤火電。因基地與受端電網距離較遠，抽水蓄能電站或者燃煤火電的容量效益發揮均受一定影響，容量替代系數可按1考慮。

替代電源費用計算中，為使方案間具有可比性，在計算火電電源投資費用時，要考慮為減少火電機組污染物的排放所采取的措施需要的投資。計算替代火電的燃料費用時不能單純考慮燃煤價格，還要考慮計入對環境保護的影響。

對不同規模抽水蓄能電站方案進行分析計算，得出對應每個方案的受端電網不同類型機組裝機容量組成、燃料消耗和總費用現值等指標。

4 哈密基地計算實例

4.1 “風電+光電+火電”方案

(1) 方案擬定的原則

輸電線路容量：根據前期工作情況，輸電容量按±800 kV特高壓直流線路輸送容量8 000 MW考慮。

風電開發方案：不考慮抽水蓄能的方案，風電按5 000 MW、8 000 MW和10 000 MW三個規模考慮：。

光電開發方案：目前新疆開發并網光伏電站的主要思路還是分散開發，就近接入電網，電量就地消納的模式。太陽能發展規劃中，哈密基地規劃的光伏電站容量不大，2015年500 MW左右，2020年約2 000 MW，光電組合中光電開發規模根據各方案送出能力，適當考慮一定規模協同送出。

火電裝機容量：考慮到哈密基地風能資源豐富，為加大風能、太陽能資源開發和送出，可考慮降低火電裝機容量方案。哈密抽水蓄能電站建成后，可進一步提高輸電線路有效容量，降低火電裝機容量方案按5 000 MW考慮。

(2) 風電+光電+火電5 000 MW方案

各方案與風電+火電8 000 MW方案的主要區別是火電裝機容量按5 000 MW考慮，并適當考慮一定規模的光電，輸電線路容量、火電調峰率均相同，計算結果見表1[5]。

表1 “風電+光電+火電”方案試算結果表(風電+光電+火電5000 MW)

從計算結果可以看出，此方案特點如下：

1) 火電裝機容量小于輸電線路容量的方案，線路有效容量較低，僅等于火電裝機容量；

2) 風電裝機5 000 MW及8 000 MW的方案送出風(光)電電量利用率較高，分別為95.14%和88.53%，風電裝機10 000 MW的方案送出風(光)電電量利用率僅為80.57%；

3) 輸送電量中風電、光電電量比例占輸電電量比例在27.40%～40.91%，輸送電量中可再生能源比例隨著風電裝機容量的增大有所提高。

4.2 “風電+光電+火電+抽水蓄能”方案

“風電+光電+火電”的送端電源組合方案技術上基本滿足哈密風電基地目前規劃風電的送出需求，但此方案的一部分輸電容量不能作為受端電力市場的有效容量，不能發揮應有的容量效益[6]。在遠期送端電源組合方案中，考慮在“風電+光電+火電”方案的基礎上增加抽水蓄能電站，既可提高輸電線路有效容量，又能提高風電、光電等可再生能源電量利用率[7]。

在相同風(光)電規模基礎上，根據抽水蓄能電站不同開發規模，組合了多種方案進行模擬計算[8]，結果見表2。

表2 “風電+光電+火電+抽水蓄能”方案試算結果表

可以看出，配置抽水蓄能電站，可向受端電網高峰時期提供相應的有效容量，低谷時期減少送出容量，更能適應受端電網的峰谷變化，相應減少了受端電網調峰壓力，節省了受端電網的調峰電源規模；此外，由于抽水蓄能電站具有的快速反應能力，使得輸電系統安全穩定性大大提升。同時風(光)電電量利用率可由88.53%提高至93.84%(多利用風、光電電量6.61億～9.17億kWh)，輸送電量中風電電量比例由37.8%提高至39.0%。

4.3 方案經濟比較

按照總費用現值法進行方案經濟比較，社會折現率取8%；燃煤火電的投資采用4 000元/kW，建設期3 a，分年投資比例為30%、40%、30%；抽水蓄能電站各裝機容量方案投資在5 200～5 800 元/kW之間；建設期7 a，分年投資按15%、17%、17%、17%、17%、12%、5%考慮[9]；燃煤火電運行費率取4.5%、抽水蓄能電站運行費率取2.5%；標煤價1 000元/t。各方案總費用現值計算成果見表3。

表3 抽水蓄能電站規模方案比較表

可以看出，在同等程度滿足受端電力系統要求的情況下，輸電平臺電源組合方案中風電8 000 MW、抽水蓄能電站規模為1 400 MW時，總費用現值最小。因此，哈密能源基地單個±800 kV直流外送輸電平臺中風電合理規模在8 000 MW左右，此時風(光)電電量利用比例均在90%以上，抽水蓄能電站合理的配置規模約為1 400 MW左右[10]。

5 結 語

(1) 抽水蓄能電站是外送電源的關鍵組成部分。抽水蓄能、風電、光電、火電等多種電源合理組合形成“多能互補”的平臺，能夠取長補短，發揮各類電源的優勢，抽水蓄能電站具有發電和抽水的雙重功能，能夠充分發揮輸電通道的容量效益。高峰時期可向受端電網提供相應的有效容量，低谷時期減少送出容量，能更好適應受端電網的峰谷變化，相應減少了受端電網調峰壓力，節省受端電網的調峰電源規模，同時還能提高輸電線路經濟性。

(2) 與受端電網建設抽水蓄能電站相比，送端電網建設抽水蓄能電站能更好發揮儲能效益。在風電出力較大時，抽水蓄能電站作水泵工況抽水運行吸納棄風電量，當風電出力較小或受端電網負荷高峰時，抽水蓄能電站發電運行，將棄風電量轉換為峰荷電量。分析計算可知，哈密基地建設1 000～1 800 MW抽水蓄能電站配合8 000 MW規模的風電送出，風(光)電電量利用率可由88.53%提高至93.84%，多利用風、光電電量6.61億～9.17億kWh，節約標煤約29萬t，輸送電量中風電電量比例由37.8%提高至39.0%。

(3) 風電、光電的出力變化頻繁而劇烈，抽水蓄能電站可以平滑風電、光電的出力過程，減輕風、光電出力波動對電網安全穩定運行的影響。