華中電網抽水蓄能電站運行分析與評價

周永斐，張 祥，梅亞東

(1.武漢大學水資源與水電工程科學國家重點實驗室，湖北 武漢 430072；2.國家電網公司華中分部，湖北 武漢 430077)

華中電網是全國電網中承接南北、連接東西的樞紐電網，供電覆蓋湖北、湖南、河南、江西四省，在“全國聯網，西電東送、南北互供”的大格局中具有重要的樞紐地位[1-4]。華中電網作為國家電網的重要組成部分，保持其安全穩定運行，對保障國家電網安全、穩定、經濟運行具有重要意義。隨著電網用電結構的不斷變化，電網負荷率明顯下降，峰谷差不斷加大，對電網調峰能力的要求越來越高。抽水蓄能電站作為一種特殊電源，具有調峰填谷、調頻調相、擔任備用和黑啟動[5-7]等多種功能，在電網安全、穩定、經濟運行中發揮了重要作用。本文通過選取抽水蓄能電站裝機利用小時、運行模式、機組運行臺數等運行指標和典型運行過程，對華中電網4個大型抽水蓄能電站的近3年運行情況及作用進行分析，指出抽水蓄能電站運行中存在的問題，并提出相應的建議。

1 華中電網裝機及負荷概況

截止2019年底華中電網全網統調裝機容量達到25 559.76萬kW，其中火電裝機14 692萬kW，風電和光伏電總裝機4 507.76萬kW，常規水電和抽水蓄能電站裝機分別為5 861萬kW和499萬kW，火電裝機比重最大，占57.48%，水電裝機比重次之達到22.93%，風光和抽水蓄能裝機分別為17.64%、1.95%。當前華中電網主要依靠水火電進行調峰，華中水電雖然占比較大，但調節性能好的水電并不多，而且地方小水電大部分是徑流式電站，易造成季節性電能上網，反而加大了汛期電網調峰的困難。華中火電機組裝機從2017年起分別以5.98%、12.5%的年增長速度逐年上升，裝機的增加使其調峰能力有一定提高，但是目前仍存在電價機制以及環境保護等方面的問題，使得火電實際調峰能力依然偏低。

2019年華中電網全年平均日用電量達到25.93億kWh，年最大用電負荷為17 744.3萬kW，且隨著區域用電需求的變化，電網峰谷差逐漸增大，年最大峰谷差達到5 496.99萬kW，占年最大用電負荷的30.98%。隨著人民生活水平的不斷提高和第三產業的迅速發展，電網調峰矛盾突出，華中電網對于調峰電源的需求更為迫切[8]，作為以火電為主的華中電網調峰壓力非常大，尤其是在汛期，火電調峰能力不足，水電參與調峰，從而導致發生棄水現象。

華中地區抽水蓄能站址資源豐富，自2016年底洪屏抽水蓄能電站全部投產后，近3年無新增抽水蓄能裝機，截止2019年底華中電網4個大型抽水蓄能電站總裝機為480萬kW，分別為位于湖北的白蓮河抽水蓄能電站、河南的寶泉抽水蓄能電站、湖南的黑麋峰抽水蓄能電站、江西的洪屏抽水蓄能電站，4個抽水蓄能電站裝機均為4×30萬kW。

2 華中電網抽水蓄能電站運行分析

2017年至2019年華中電網4個大抽水蓄能電站運行情況見表1所示，年發電量、年抽水電量、發電平均利用小時、抽水平均利用小時均在2018年達到了峰值，其中年抽水電量和抽水平均利用小時增幅最大，均同比增加約2.18%，但2018年4個大抽水蓄能電站綜合效率近3年內最低。同2017年相比，2018年全年華中電網各抽水蓄能電站A/B/C/D修次數、臨檢次數、非計劃停運次數均有所下降，其中非停次數下降44.4%，故其平均利用小時和發電/抽水電量均高于2017年。

表1 華中電網抽水蓄能電站近3年運行情況表

2.1 抽水蓄能電站裝機利用小時數

發電(抽水)裝機利用小時為發電量(抽水電量)與裝機容量之比，該指標反映了發電(抽水)機組按裝機容量計算的機組利用程度。綜合裝機利用小時為發電和抽水裝機利用小時之和。華中電網4個大抽蓄電站近3年綜合裝機利用小時見圖1。寶泉抽水蓄能電站連續3年綜合裝機利用小時數分別以-5.16%和-9.17%的速度增長，且均高于其余3個電站。黑麋峰抽水蓄能電站3年綜合裝機利用小時數基本持平，其余2個電站綜合裝機利用小時均在2018年達到最大值。

圖1 華中電網4個大抽水蓄能電站近3年綜合裝機利用小時數圖

發電(抽水)運行小時為機組實際的運行時間，一般大于發電(抽水)裝機利用小時。原因是在全年運行期間，機組并未在任何運行時刻均全部投入使用，進行滿發滿抽，具體講可能是檢修或非計劃停機，也可能是將部分容量作為備用。圖2所示的是洪屏抽水蓄能電站2017年各月的發電(抽水)運行小時，四個指標全年整體運行趨勢基本一致，在夏季7月和冬季1月期間均保持相比其他時期較大的運行時長，其他抽蓄電站與此類似。

圖2 洪屏抽水蓄能電站2017年各月發電/抽水小時數圖

2.2 抽水蓄能電站運行模式

統計近3年華中電網4個大型抽水蓄能電站的主要運行模式，結果如表2所列。2017年4個大型抽水蓄能電站主要運行模式均為一抽兩發，其余2年均出現了其他運行模式。黑麋峰電站3年均主要保持一抽兩發的運行模式。2018年～2019年，白蓮河抽水蓄能電站主要運行模式均為一抽一發，寶泉抽水蓄能電站主要運行模式為兩抽兩發，其中兩抽兩發次數占全年運行總次數比重從2017年3.29%增至2019年44.1%，運行模式變化較大，頻繁抽水和發電對機組設備安全產生一定影響。

表2 華中電網近3年4個大抽水蓄能電站主要運行模式表

以2017年為例，圖3所示各抽水蓄能電站主要的運行模式為一抽兩發，其次為一抽一發，部分時期出現了極少數的其他運行模式。4個電站均出現了不同程度的既不抽水也不發電的情況，其中寶泉抽水蓄能電站2017年未出現不發不抽現象。黑麋峰抽水蓄能電站共有42 d不發不抽，主要分布于7、8、10月份和11月份。此外，白蓮河抽蓄電站一抽三發的運行模式達到了61 d次，主要集中于6、7月份，主要原因是6～8月湖南發生棄水棄風，華中全網最多安排了5座電站14臺機組抽水運行(含非直調抽蓄電站)，以利用汛期棄水電量。

圖3 華中電網4個大型抽水蓄能電站2017年主要運行模式的天數圖

2.3 抽水蓄能電站抽水/發電工況下機組運行臺數

統計2017～2019共3年整點時刻華中電網抽水蓄能電站發電和抽水工況日均機組運行臺數如圖4所示。抽水工況主要集中于凌晨低谷時段(0:00～6:00)，同2018年相比，2017和2019年凌晨1:00～5:00全年日均運行機組略多，均在8臺以上。發電工況主要集中于早高峰和晚高峰時段，其中早高峰段11:00，2017年日均運行臺數達到了5臺，其余2年僅有3臺。晚高峰段17:00～21:00全年日平均運行機組均達到了5臺，2018年甚至達到6臺以上。除此之外，在8:00前后、12:00～15:00和22:00后均出現了短暫的抽水/發電運行交叉階段。

圖4 華中電網抽水蓄能機組整點時刻日均發電/抽水工況運行臺數圖

2.4 抽水蓄能電站典型日運行效果的評價

以近3年華中電網負荷日峰谷差最大日(2019-01-02日)為典型日，4個大型抽水蓄能電站典型日96點出力過程如圖5所示，運行方式除黑麋峰為一抽兩發，其余3個電站均為兩抽兩發。典型日抽水蓄能電站發電工況最大出力為120.19萬kW，抽水工況最大出力為-126.63萬kW。圖6為典型日剩余負荷過程，呈現兩峰兩谷，其中前一個峰較后一個峰低，主峰在后，前一個低谷較后一個低谷更深。對照圖5圖6可以發現，抽水蓄能的作用發揮情況與優先消納清潔能源后剩余負荷特性有關，即尖峰時刻發電，低谷時抽水。凌晨低谷時段4個電站均滿裝機抽水，午后13:00～16:30時段黑麋峰電站不抽水，白蓮河僅1臺機組抽水，其余2個電站2臺機組抽水，晚高峰18:00～21:00時段白蓮河電站3臺機組發電，其余3個電站均4臺機組發電。此外，對比4個電站設計日均發電(抽水)電量和典型日發電(抽水)電量(見表3)可發現，4個電站典型日實際抽發電量均大于設計日均抽發電量，說明抽水蓄能電站充分發揮了調峰填谷和穩定電力系統運行的作用。

圖5 2019年華中電網四大抽水蓄能電站典型日96點出力圖

圖6 2019年華中電網典型日剩余負荷圖

表3 2019年華中電網抽水蓄能電站典型日發電/抽水電量表 萬kWh

為了進一步說明抽水蓄能電站作用發揮，以2019年每月日負荷峰谷差日最大作為典型日，分別計算有/無4個大抽水蓄能電站典型日平均負荷率、日峰谷差率、日均方差，結果列于表4，從表4的計算結果可知：抽水蓄能電站投入運行后電網各典型日的平均負荷率均增大，平均增幅為1.4%，最大增幅達到2.8%。日峰谷差率和日均方差均降低，前者最大降低5.6%，平均降低3.5%，后者平均減少200萬kW，最大減少240萬kW，表明抽水蓄能電站較好地發揮了調峰填谷和平抑負荷波動的作用。

表4 2019年華中電網有無抽水蓄能電站各月典型日變化情況表

3 抽水蓄能電站運行存在的問題及建議

3.1 運行管理中存在的問題

4個大型抽水蓄能電站在華中電力系統中發揮了調峰填谷、消納清潔能源，減少棄水率，保證電網安全平穩經濟運行等作用，但是也面臨非計劃停運次數較多、機組檢修停運時間較長以及影響電網事故支援、影響清潔能源消納、抽蓄機組整體運行經濟性和調度管理方面有待進一步優化等問題。

1)4個大型抽水蓄能電站過多地承擔了電網調峰、調頻任務，發電和抽水方向啟動次數頻繁。2018年華中電網全部并網抽蓄電站發電方向共啟動6 399臺次、抽水方向共啟動5 273臺次，同比分別增長4%、24.8%。發電和抽水啟動臺次逐年增加，給機組設備磨耗帶來一系列問題。另一方面，抽蓄機組非計劃停運檢修，也影響系統的調峰、調頻。

2)抽水蓄能電站參與市場化交易的機制不健全。當前華中電網抽蓄省間備用共享主要依托調度臺在負荷高峰時段組織省間一類交易、借還電，負荷低谷時段修改省間聯絡線三峽電比例等方式來完成，缺少常態化的抽蓄備用省間共享機制。因此，有必要量化抽蓄電站調峰、頂峰經濟效益，對相關調用方進行補償，進一步促進抽蓄備用省間共享。

3)華中電網抽水蓄能電站調度管理中存在一體化調用的體制問題。目前抽蓄電站均由省公司經營結算，日常運用因涉及省公司經濟利益均以省內調用為主，無法常態化參與跨省的調峰運用，急需制定相應跨省調用管理辦法，以利于抽蓄電站的跨省調用，助力清潔能源的全額消納。

3.2 幾點建議

1)加強運行維護管理，進一步提升保平衡保供電能力。抽蓄電站一方面應加強現場設備運維管理，加大運行監控和設備巡視力度，保證設備運行在最佳工況，減少機組異常及非計劃停運，另一方面應加大備品備件及檢驗工具配置力度，及時消除設備缺陷。

2)減少系統調峰對抽水蓄能電站的依賴。一方面提高電源側如火電等電廠調峰能力，另一方面加強需求側管理，引導用戶改變用電方式，大力開發電力低谷用電市場，提高電網負荷率，減小峰谷差。

3)考慮新建變速抽水蓄能電站或對現有機組進行變速改造，以滿足電網經濟運行的需要。同時進一步優化現有電站的運行方式，促進電網的經濟運行。

4)運行管理體制上尋求突破。華中電網中抽水蓄能電站目前是“獨立”運行模式，可以考慮增加抽水蓄能機組與新能源機組的“聯合”運行模式和一體化運行模式，以更加開放和創新的環境促進抽水蓄能行業的大發展。

5)建立有效的激勵機制，實行科學的電價政策。第一，抽水蓄能電站向電網提供了備用、AGC、調頻、無功及黑啟動等輔助服務，建立市場化運行機制，制定合理的電價政策進行效益回收。第二，抽水蓄能電站參與多能互補調度，增加了清潔能源消納量，同樣需要合理的激勵機制保證抽水蓄能電站企業的合作，清潔能源消納應考慮補償其運行費用和投資費用。

4 結 語

通過對華中電網抽水蓄能電站裝機綜合利用小時、運行模式、機組運行臺數等指標進行分析，以及對典型日抽水蓄能電站運行效果進行評價，獲得以下認識：①近3年華中電網4個大抽水蓄能電站綜合效率均大于81%，寶泉抽水蓄能電站綜合裝機利用小時連續3年下降，其余3個電站則在2018年達到最大。②近3年除黑麋峰抽水蓄能電站主要運行方式保持一抽兩發外，其余3個電站運行模式有較大變化；從不同工況下抽水蓄能電站運行機組臺數來看，抽水主要集中于凌晨低谷時段(0:00～6:00)，發電主要集中于早高峰(8:00～12:00)和晚高峰(16:00～22:00)時段。③華中電網4個大抽水蓄能電站投入運行后，典型日平均負荷率平均增加1.4%，日峰谷差率平均降低3.5%，日均方差平均減少200萬kW，抽水蓄能電站較好發揮了調峰填谷的功能。