西北電網(wǎng)新建抽水蓄能電站調(diào)峰效益研究
傅旭，張雨津，李富春
中國(guó)電力工程顧問(wèn)集團(tuán)西北電力設(shè)計(jì)院有限公司
摘要
電力系統(tǒng)調(diào)峰問(wèn)題是制約新能源發(fā)展的關(guān)鍵因素之一，傳統(tǒng)的生產(chǎn)模擬和測(cè)算方法已經(jīng)不適于含多類(lèi)型電源的復(fù)雜系統(tǒng)。以西北電網(wǎng)為研究對(duì)象，對(duì)西北電網(wǎng)抽水蓄能電站的調(diào)峰效益進(jìn)行了研究。采用基于等可靠性指標(biāo)和全時(shí)段8 760 h生產(chǎn)模擬，測(cè)算了西北地區(qū)建設(shè)抽水蓄能電站的容量效益、電量效益、新能源棄電率和國(guó)民經(jīng)濟(jì)性等指標(biāo)。計(jì)算中考慮了抽水蓄能電站的運(yùn)行方式、水電跨日調(diào)節(jié)、抽蓄跨日調(diào)節(jié)、光熱電站的跨日調(diào)節(jié)等因素。研究結(jié)果可為中國(guó)西北地區(qū)抽水蓄能電站的建設(shè)提供指導(dǎo)，也可為中國(guó)其他地區(qū)抽水蓄能電站的論證提供參考。
關(guān)鍵詞
抽水蓄能電站；容量效益；電量效益；新能源棄電率
0 引言
電力系統(tǒng)調(diào)峰問(wèn)題是制約新能源發(fā)展的關(guān)鍵因素之一［1］。文獻(xiàn)［2］結(jié)合機(jī)會(huì)約束規(guī)劃理論，以聯(lián)合系統(tǒng)的安裝和運(yùn)行維護(hù)總成本最低為目標(biāo)建立了抽水蓄能容量?jī)?yōu)化模型。文獻(xiàn)［3］將電網(wǎng)備用分為調(diào)峰備用和不確定性備用，建立了含抽水蓄能（抽蓄）電站的日前調(diào)度及實(shí)時(shí)調(diào)度的數(shù)學(xué)模型。文獻(xiàn)［4］提出風(fēng)電-抽水蓄能聯(lián)合運(yùn)行的電網(wǎng)消納風(fēng)電模式。文獻(xiàn)［5］研究了基于蒙西電網(wǎng)和呼和浩特抽水蓄能電站的實(shí)際數(shù)據(jù)的抽蓄-風(fēng)電調(diào)度運(yùn)行模擬。文獻(xiàn)［6］針對(duì)抽水蓄能電站和風(fēng)電場(chǎng)協(xié)調(diào)運(yùn)行問(wèn)題，研究了抽水蓄能電站的運(yùn)行方式與降低棄風(fēng)電量的關(guān)系。文獻(xiàn)［7］從日前調(diào)度與日內(nèi)實(shí)時(shí)調(diào)度相互協(xié)調(diào)配合的角度給出含儲(chǔ)能電源的優(yōu)化調(diào)度模型。文獻(xiàn)［8］充分考慮抽水蓄能的運(yùn)行特性，以電網(wǎng)棄風(fēng)最小為優(yōu)化目標(biāo)，建立風(fēng)電和抽水蓄能協(xié)調(diào)運(yùn)行的混合整數(shù)規(guī)劃模型。文獻(xiàn)［9］提出了基于成本效益分析的考慮風(fēng)蓄聯(lián)合運(yùn)行的機(jī)組組合新模型。文獻(xiàn)［10-11］研究了青海高比例新能源電力系統(tǒng)中新能源與各類(lèi)儲(chǔ)能電源的協(xié)調(diào)運(yùn)行及其經(jīng)濟(jì)性。
隨著電力系統(tǒng)中風(fēng)電、光伏占比的提高，抽水蓄能電站的效益評(píng)估日趨復(fù)雜，傳統(tǒng)的生產(chǎn)模擬和測(cè)算方法已經(jīng)不適于含多類(lèi)型電源的復(fù)雜系統(tǒng)。本文以西北電網(wǎng)為研究對(duì)象，采用基于等可靠性指標(biāo)和全時(shí)段生產(chǎn)模擬，測(cè)算了西北地區(qū)建設(shè)抽水蓄能電站的容量效益、電量效益、新能源棄電率和國(guó)民經(jīng)濟(jì)性。計(jì)算中考慮了多種抽水蓄能電站的運(yùn)行方式，研究結(jié)果可為中國(guó)西北地區(qū)抽水蓄能電站的建設(shè)提供指導(dǎo)。
1 數(shù)學(xué)模型
1.1 抽水蓄能電站容量和電量效益計(jì)算
抽水蓄能電站投入運(yùn)行后，電網(wǎng)系統(tǒng)中可以降低的常規(guī)電源規(guī)模為抽水蓄能電站的容量效益［12-13］，如圖1所示，火電需求①減去火電需求②即為抽水蓄能電站容量效益。
圖1 抽水蓄能電站容量效益
在替換掉一部分火電的同時(shí)，電力系統(tǒng)的煤耗和風(fēng)電、光伏棄電率也將降低，并最終都在火電煤耗上體現(xiàn)，即為抽水蓄能電站的電量效益。圖2、圖3分別給出了容量效益和電量效益計(jì)算流程。
由于抽水蓄能電站容量效益的發(fā)揮與其運(yùn)行方式密切相關(guān)，因此計(jì)算抽水蓄能電站的容量效益和電量效益時(shí)考慮了抽水蓄能電站的5種運(yùn)行方式：
一是削峰填谷方式。這種方式下抽水蓄能電站在負(fù)荷低谷時(shí)抽水、高峰時(shí)發(fā)電，調(diào)度簡(jiǎn)單，但運(yùn)行結(jié)果不是最優(yōu)，對(duì)于負(fù)荷峰谷差較小的電力系統(tǒng)，運(yùn)行煤耗還可能增加。
二是備用運(yùn)行方式。該運(yùn)行方式下抽水蓄能電站全天停機(jī)備用，是傳統(tǒng)意義的承擔(dān)緊急事故備用功能的抽水蓄能電站的運(yùn)行方式。
三是快速清庫(kù)方式。這種方式以盡量接納新能源棄電量為目標(biāo)，發(fā)生棄電時(shí)抽水蓄能電站抽水，無(wú)棄電時(shí)抽水蓄能電站發(fā)電騰空上庫(kù)庫(kù)容，為下一輪抽水做準(zhǔn)備。這種運(yùn)行方式下，抽水蓄能電站發(fā)電只是為下一輪抽水騰空上庫(kù)庫(kù)容，不發(fā)揮調(diào)峰功能。圖4示意了這種運(yùn)行方式的工作位置，其中： 0—4時(shí)電力系統(tǒng)存在棄電，抽蓄電站運(yùn)行在抽水狀態(tài)；4時(shí)以后電力系統(tǒng)不存在棄電，且其他電源可以降低出力運(yùn)行空間，抽水蓄能電站運(yùn)行在放電狀態(tài)；13—19時(shí)系統(tǒng)存在棄電，抽水蓄能電站重新開(kāi)始儲(chǔ)電；17時(shí)抽水蓄能電站已儲(chǔ)滿；18時(shí)需要棄電；19時(shí)電力系統(tǒng)不存在棄電且其他電源有可降低出力運(yùn)行空間，抽水蓄能電站又開(kāi)始放電，直至放完。
圖4 快速清庫(kù)方式示意圖
四是預(yù)留庫(kù)容方式。這種方式與快速清庫(kù)方式類(lèi)似，抽水蓄能電站仍以棄電抽水為導(dǎo)向，但無(wú)棄電時(shí)，不完全清空庫(kù)容，而預(yù)留一部分庫(kù)容在負(fù)荷高峰時(shí)發(fā)電，發(fā)揮部分調(diào)峰功能。
圖5示意了預(yù)留庫(kù)容方式工作時(shí)的運(yùn)行位置，其中：0—4時(shí)電力系統(tǒng)存在棄電，抽水蓄能電站運(yùn)行在儲(chǔ)電狀態(tài)，水庫(kù)未儲(chǔ)滿；13—19時(shí)電力系統(tǒng)存在棄電，抽水蓄能電站繼續(xù)儲(chǔ)電；16時(shí)抽水蓄能電站已儲(chǔ)滿；17—18時(shí)需要棄電；晚上20—22時(shí)為電力系統(tǒng)負(fù)荷最大時(shí)段，抽水蓄能電站運(yùn)行在放電狀態(tài)，滿足高峰負(fù)荷用電需要。
圖5 預(yù)留庫(kù)容方式示意圖
預(yù)留庫(kù)容方式以盡量接納新能源棄電量為目標(biāo)，兼顧晚高峰負(fù)荷供電，即在電力系統(tǒng)發(fā)生棄電時(shí)抽水蓄能電站抽水；當(dāng)沒(méi)有棄電發(fā)生時(shí)，根據(jù)需要預(yù)留一部分電量，在負(fù)荷高峰時(shí)發(fā)電。該方式的優(yōu)點(diǎn)是抽水、發(fā)電的時(shí)段清晰，有棄電的日子基本抽發(fā)循環(huán)一次，缺點(diǎn)是基本不存在替代火電裝機(jī)效應(yīng)。
五是綜合優(yōu)化方式。這種方式基于預(yù)測(cè)的新能源出力，采用數(shù)學(xué)優(yōu)化方法安排抽水蓄能電站工作位置。其優(yōu)點(diǎn)是可以充分發(fā)揮抽水蓄能電站的調(diào)節(jié)作用，但對(duì)調(diào)度運(yùn)行技術(shù)要求較高。
圖6示意了抽水蓄能電站按綜合優(yōu)化方式工作時(shí)的運(yùn)行位置，其中：0—4時(shí)電力系統(tǒng)存在棄電，抽水蓄能電站運(yùn)行在抽水狀態(tài)，但電力系統(tǒng)全天優(yōu)化后安排抽水蓄能電站在12時(shí)負(fù)荷高峰位置放電；13—19時(shí)電力系統(tǒng)存在棄電，抽水蓄能電站重新開(kāi)始抽水；16時(shí)電站庫(kù)容已儲(chǔ)滿；17—18時(shí)需要棄電；21時(shí)電力系統(tǒng)高峰負(fù)荷時(shí)段放電。這種方式運(yùn)行時(shí)全系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)，運(yùn)行成本最低，也是全局優(yōu)化的初衷。
圖6 綜合優(yōu)化方式
1.2 全時(shí)段生產(chǎn)模擬
上述抽水蓄能電站效益計(jì)算中，關(guān)鍵步驟是含有抽蓄電站的生產(chǎn)模擬計(jì)算，本文采用了基于數(shù)學(xué)優(yōu)化的8 760 h全時(shí)段生產(chǎn)模擬計(jì)算模型。在滿足負(fù)荷需求的約束條件下，盡量減少新能源棄電和發(fā)電煤耗，目標(biāo)函數(shù)如下：
約束條件包括電力系統(tǒng)平衡約束、電站或機(jī)組運(yùn)行約束、地區(qū)間聯(lián)絡(luò)線功率約束等，具體表達(dá)式見(jiàn)文獻(xiàn)［14-16］所示。本文采用歷史統(tǒng)計(jì)的8 760 h實(shí)際新能源出力特性曲線，構(gòu)造典型出力特性曲線，以此代表遠(yuǎn)景規(guī)劃年新能源的出力曲線。首先一次性求解每周168 h的優(yōu)化問(wèn)題，然后考慮各類(lèi)電源的跨日調(diào)節(jié)、機(jī)組啟停等，再通過(guò)連續(xù)求解52周以獲得全年8 760 h的生產(chǎn)模擬。具體計(jì)算流程如下：
（1）讀入各機(jī)組的數(shù)據(jù)和算例基本數(shù)據(jù)，各機(jī)組數(shù)據(jù)包括火電、水電、風(fēng)電、光伏、抽水蓄能、光熱等機(jī)組的參數(shù)，算例基本數(shù)據(jù)包括一次循環(huán)求解的周期長(zhǎng)度、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、負(fù)荷、備用容量、直流功率等。
（2）讀入可再生能源的資源數(shù)據(jù)，包括水量、光熱資源、光伏資源、風(fēng)電資源等。
（3）對(duì)模型進(jìn)行求解。
（4）輸出各類(lèi)型機(jī)組各時(shí)段開(kāi)機(jī)狀態(tài)及出力。
（5）判斷全年52周隨機(jī)生產(chǎn)模擬是否完畢，若完畢則轉(zhuǎn)向步驟（6），若未完畢，則保存本周生產(chǎn)模擬結(jié)果，進(jìn)行下一周的生產(chǎn)模擬。
（6）當(dāng)所有時(shí)段的機(jī)組組合安排完畢，程序結(jié)束，輸出全部結(jié)果。
1.3 抽水蓄能電站的國(guó)民經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)
2 抽水蓄能電站建設(shè)規(guī)模分析
2.1 研究邊界條件
考慮到抽水蓄能電站的建設(shè)周期，本文以2030年為研究水平年，根據(jù)表1、表2所示有關(guān)規(guī)劃各省份電力需求、電源規(guī)模，考慮了如圖7所示電力外送中較為確定的電力外送通道的外送電容量，采用了如表3所示的經(jīng)濟(jì)測(cè)算指標(biāo)進(jìn)行研究。與東部沿海地區(qū)抽水蓄能電站相比，西北地區(qū)建設(shè)抽水蓄能電站成本較高，本研究中西北地區(qū)抽水蓄能電站的投資水平按5 500元/kW考慮。
需要指出的是，本文的經(jīng)濟(jì)性評(píng)估中，只考慮了抽水蓄能電站的容量效益和電量效益，對(duì)于抽水蓄能電站對(duì)電網(wǎng)的輔助服務(wù)效益并未涉及。此外，煤炭的價(jià)格間接反映了環(huán)境效益，因此煤炭?jī)r(jià)格對(duì)抽蓄的經(jīng)濟(jì)性評(píng)估也有較大的影響。
圖7 西北電網(wǎng)外送電規(guī)模預(yù)測(cè)
2.2 各省份研究結(jié)果
如前所述，抽水蓄能電站的運(yùn)行方式對(duì)其調(diào)峰效益有較大影響，本文以陜西省為算例，測(cè)算了抽水蓄能電站不同運(yùn)行方式下的容量效益和電量效益。表4中給出了陜西省建設(shè)2 400 MW抽水蓄能電站在不同運(yùn)行方式下的容量效益和電量效益。從表4中可以看出，綜合優(yōu)化方式的容量效益和電量效益最大。通過(guò)其他方式也進(jìn)行了類(lèi)似的分析，結(jié)果均表明綜合運(yùn)行方式下的效益最大。因此，本文研究中，采用綜合優(yōu)化運(yùn)行方式分析西北各省份的抽水蓄能電站的經(jīng)濟(jì)效益。
表4 陜西省不同運(yùn)行方式下的容量效益和電量效益
2.2.1 陜西研究結(jié)果
陜西電網(wǎng)建設(shè)不同規(guī)模的抽水蓄能電站的容量效益、電量效益和國(guó)民經(jīng)濟(jì)分析如表5～表7所示。
從容量效益計(jì)算結(jié)果來(lái)看：陜西建設(shè)1 200 MW抽水蓄能電站可以減少火電裝機(jī)規(guī)模1 200 MW，抽水蓄能電站的容量效益1 200 MW，火電裝機(jī)替代率為100%；建設(shè)2 400 MW抽水蓄能電站可以減少火電裝機(jī)2 400 MW，即抽蓄容量效益為2 400 MW，火電裝機(jī)替代率為100%；建設(shè)3 600 MW抽水蓄能電站容量效益為3 100 MW，火電裝機(jī)替代率為86.1%。從上述分析可以看出，陜西電網(wǎng)抽水蓄能電站最大容量效益約為3 100 MW，按照最大發(fā)揮容量效益考慮，陜西抽水蓄能電站建設(shè)規(guī)模應(yīng)在3 100 MW以下。
從電量效益計(jì)算結(jié)果來(lái)看：建設(shè)1 200 MW抽水蓄能電站時(shí)新能源棄電率降至0.63%，電力系統(tǒng)煤耗7.766×107 t，降低煤耗0.018×107 t；建設(shè) 2 400 MW抽水蓄能電站時(shí)新能源棄電率降至0.25%，系統(tǒng)煤耗7.765×107 t，降低煤耗0.019×107 t；建設(shè)3 600 MW抽水蓄能電站時(shí)新能源棄電率降至0.16%，系統(tǒng)煤耗7.764×107 t，降低煤耗0.020×107 t。隨著抽水蓄能電站規(guī)模的增加，系統(tǒng)棄電率逐漸降低，相應(yīng)的煤耗也在降低，但由于陜西原本新能源棄電率較低（從新能源棄電率來(lái)看，2025年陜西新能源棄電率為1.5%，按照新能源棄電率通常低于5%考慮，陜西無(wú)需建設(shè)抽水蓄能電站）。因此，抽水蓄能發(fā)揮降低煤耗的作用不大，其效益主要體現(xiàn)在降低電力系統(tǒng)常規(guī)火電裝機(jī)的容量效益上。
陜西新增1 200 MW抽水蓄能在最小負(fù)荷周新能源發(fā)電大出力工作位置如圖8所示。新能源發(fā)電大出力日中，在中午光伏出力較大時(shí)刻，水電保持強(qiáng)迫出力運(yùn)行，火電壓至最小技術(shù)出力，此時(shí)抽水蓄能電站進(jìn)行抽水；在傍晚時(shí)段，光伏停機(jī)，此時(shí)抽水蓄能電站發(fā)電，清空庫(kù)容，各電源均運(yùn)行在合理工作位置。
圖8 陜西新能源發(fā)電大出力典型周各類(lèi)電源工作位置
從容量效益和電量效益的經(jīng)濟(jì)性來(lái)看，陜西建設(shè)1 200 MW和2 400 MW的國(guó)民經(jīng)濟(jì)性較優(yōu)。
綜上，2030年前后，陜西電網(wǎng)建設(shè)1 200～2 400 MW的抽水蓄能電站較為經(jīng)濟(jì)合理。
2.2.2 甘肅研究結(jié)果
甘肅電網(wǎng)抽水蓄能電站容量效益、電量效益和國(guó)民經(jīng)濟(jì)分析如表8～表10所示。
從容量效益計(jì)算結(jié)果來(lái)看：甘肅建設(shè)1 200 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機(jī)規(guī)模1 200 MW，即抽蓄的容量效益為1 200 MW，火電裝機(jī)替代率約為100%；建設(shè)2 400 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機(jī)2 300 MW，火電裝機(jī)替代率約為96%；建設(shè)3 600 MW抽水蓄能電站容量效益為2 600 MW，火電裝機(jī)替代率為72%。因此，甘肅電網(wǎng)抽水蓄能電站最大容量效益約為2 600 MW，按最大發(fā)揮容量效益考慮，甘肅抽水蓄能電站建設(shè)規(guī)模應(yīng)在2 600 MW以下。
從電量效益計(jì)算結(jié)果來(lái)看：甘肅建設(shè)1 200 MW抽水蓄能電站，新能源棄電率降至16.19%，系統(tǒng)煤耗4.261 5×107t，降低煤耗0.050 5×107t；建設(shè)2 400 MW抽水蓄能電站，新能源棄電率降至13.6%，系統(tǒng)煤耗4.221 4×107 t，降低煤耗0.090 6×107 t；建設(shè)3 600 MW抽水蓄能電站，新能源棄電率降至11.56%，系統(tǒng)煤耗4.192 4×107 t，降低煤耗0.119 6×107 t。
甘肅最小負(fù)荷周新能源發(fā)電大出力時(shí)各類(lèi)電源的工作位置如圖9所示。新能源發(fā)電大出力典型日中，在中午光伏出力較大時(shí)刻，水電保持強(qiáng)迫出力運(yùn)行，火電壓至最小技術(shù)出力，此時(shí)抽水蓄能電站進(jìn)行抽水；在傍晚時(shí)段，光伏停機(jī)，此時(shí)抽水蓄能電站發(fā)電，清空庫(kù)容，各電源均運(yùn)行在合理工作位置。風(fēng)光同時(shí)大發(fā)典型日中，電力系統(tǒng)全天調(diào)峰能力均不足，抽水蓄能電站抽水后將面臨無(wú)法發(fā)電的問(wèn)題，沒(méi)有合適的工作位置，因此抽水蓄能電站不啟動(dòng)。
圖9 甘肅新能源發(fā)電大出力典型周各類(lèi)電源工作位置
從容量效益和電量效益的經(jīng)濟(jì)性來(lái)看，甘肅建設(shè)2 400 MW的國(guó)民經(jīng)濟(jì)性較優(yōu)，抽水蓄能電站的年成本支出費(fèi)用最低。
綜上，2030年前后，甘肅電網(wǎng)建設(shè)2 400 MW的抽水蓄能電站較為經(jīng)濟(jì)合理。
2.2.3 青海研究結(jié)果
青海電網(wǎng)抽水蓄能電站容量效益、電量效益和國(guó)民經(jīng)濟(jì)分析如表11～表13所示。
從容量效益計(jì)算結(jié)果來(lái)看，青海建設(shè)1 200 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機(jī)規(guī)模200 MW，即抽水蓄能電站的容量效益200 MW，火電裝機(jī)替代率為16.7%；建設(shè)2 400 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機(jī)350 MW，即抽水蓄能電站容量效益為350 MW，火電裝機(jī)替代率為14.6%；建設(shè)3 600 MW抽水蓄能電站容量效益為450 MW，火電裝機(jī)替代率為12.5%?？梢钥闯?，青海電網(wǎng)抽水蓄能電站最大容量替代率僅為17%，容量效益發(fā)揮很小。
從電量效益計(jì)算結(jié)果來(lái)看，青海建設(shè)1 200 MW抽水蓄能電站時(shí)新能源棄電率降至4.0%，電力系統(tǒng)煤耗0.939×107t，降低煤耗0.029 4×107 t；建設(shè) 2 400MW抽水蓄能電站時(shí)新能源棄電率降至2.88%，電力系統(tǒng)煤耗0.920 1×107 t，降低煤耗0.048 3×107t；建設(shè)3 600 MW抽水蓄能電站時(shí)新能源棄電率降至2.22%，電力系統(tǒng)煤耗0.906 2×107t，降低煤耗 0.062 2×107t。
青海最小負(fù)荷周新能源發(fā)電大出力時(shí)的各類(lèi)電源工作位置如圖10所示。新能源發(fā)電大出力典型日中，在中午光伏出力較大時(shí)刻，水電保持強(qiáng)迫出力運(yùn)行，火電壓至最小技術(shù)出力，此時(shí)抽蓄電站進(jìn)行抽水；在傍晚時(shí)段，光伏停機(jī)，此時(shí)抽蓄電站發(fā)電，清空庫(kù)容，各電源均運(yùn)行在合理工作位置。風(fēng)光同時(shí)大發(fā)典型日中，系統(tǒng)全天調(diào)峰能力均不足，抽水蓄能電站抽水后將面臨無(wú)法發(fā)電的問(wèn)題，沒(méi)有合適的工作位置，因此抽水蓄能電站不啟動(dòng)。
圖10 青海新能源發(fā)電大出力典型周各類(lèi)電源工作位置
從容量效益和電量效益來(lái)看，由于青海水電機(jī)組空閑容量較大，抽水蓄能發(fā)揮容量效益的作用小，導(dǎo)致青海建設(shè)抽水蓄能電站的經(jīng)濟(jì)性較差。但隨著能源轉(zhuǎn)型政策進(jìn)一步實(shí)施，在“雙碳”目標(biāo)及能源結(jié)構(gòu)調(diào)整的背景下，新能源配額要求和環(huán)境成本將進(jìn)一步提高，在這種情況下，為了滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行、保障負(fù)荷可靠供電，在不能發(fā)展常規(guī)火電的背景下，青海電網(wǎng)抽水蓄能電站的建設(shè)規(guī)模必將隨著新能源的進(jìn)一步增長(zhǎng)而發(fā)展。
2.2.4 寧夏研究結(jié)果
寧夏電網(wǎng)抽水蓄能電站的容量效益、電量效益和國(guó)民經(jīng)濟(jì)分析如表14～表16所示。
從容量效益計(jì)算結(jié)果來(lái)看，寧夏1 200 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機(jī)規(guī)模1 200 MW，抽水蓄能電站的容量效益1 200 MW，火電裝機(jī)替代率為100%。建設(shè)2 400 MW抽水蓄能電站，可減少火電裝機(jī)2 000 MW，即抽蓄容量效益為2 000 MW，火電裝機(jī)替代率為83.3%。
從電量效益計(jì)算結(jié)果來(lái)看，建設(shè)1 200 MW抽水蓄能電站，新能源棄電率降至3.01%，系統(tǒng)煤耗6.551 4×107t，降低煤耗0.037 3×107 t。建設(shè)2 400 MW抽水蓄能電站，新能源棄電率降至1.9%，系統(tǒng)煤耗為6.530 7×107t，降低煤耗0.058×107t。
寧夏最小負(fù)荷周新能源發(fā)電大出力時(shí)各類(lèi)電源工作位置如圖11所示。新能源發(fā)電大出力日中，在中午光伏出力較大時(shí)刻，水電保持強(qiáng)迫出力運(yùn)行，火電壓至最小技術(shù)出力，此時(shí)抽蓄電站進(jìn)行抽水，幫助系統(tǒng)調(diào)峰；在傍晚時(shí)段，光伏停機(jī)，此時(shí)抽蓄電站發(fā)電，清空庫(kù)容，各電源均運(yùn)行在合理工作位置。
從容量和電量效益的經(jīng)濟(jì)性來(lái)看，2030年前后寧夏電網(wǎng)建設(shè)1 200 MW抽蓄電站國(guó)民經(jīng)濟(jì)性較優(yōu)。
圖11 寧夏新能源發(fā)電大出力典型周各類(lèi)電源工作位置
2.2.5 新疆研究結(jié)果
新疆抽水蓄能電站容量效益、電量效益和國(guó)民經(jīng)濟(jì)分析如表17～表19所示。
從容量效益計(jì)算結(jié)果來(lái)看，新疆建設(shè)1 200 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機(jī)規(guī)模1 200 MW，即抽蓄的容量效益1 200 MW，火電裝機(jī)替代率為100%；建設(shè)2 400 MW抽水蓄能電站，可減少火電裝機(jī)2 200 MW，即抽蓄容量效益為2 200 MW，火電裝機(jī)替代率為91.7%。按最大發(fā)揮容量效益考慮，新疆抽水蓄能電站建設(shè)規(guī)模應(yīng)在2 200 MW以下。
從電量效益計(jì)算結(jié)果來(lái)看，建設(shè)1 200 MW抽水蓄能電站，新能源棄電率降至2.30%，系統(tǒng)煤耗10.149 9×107t，降低煤耗0.043×107t；新建2 400 MW抽水蓄能電站，新能源棄電率降至1.6%，系統(tǒng)煤耗10.127 1×107t，降低煤耗0.065 8×107 t。
新疆最小負(fù)荷周新能源發(fā)電大出力時(shí)各類(lèi)電源的工作位置如圖12所示。新能源發(fā)電大出力日中，在中午光伏出力較大時(shí)刻，水電保持強(qiáng)迫出力運(yùn)行，火電壓至最小技術(shù)出力，此時(shí)抽蓄電站進(jìn)行抽水，幫助系統(tǒng)調(diào)峰；在傍晚時(shí)段，光伏停機(jī)，此時(shí)抽蓄電站出力，清空庫(kù)容，各電源均運(yùn)行在合理工作位置。風(fēng)光同時(shí)大發(fā)典型日中，系統(tǒng)全天調(diào)峰能力均不足，抽水蓄能電站抽水后將面臨無(wú)法發(fā)電的問(wèn)題，沒(méi)有合適的工作位置，因此抽水蓄能電站不啟動(dòng)。
圖12 新疆新能源發(fā)電大出力典型周各類(lèi)電源工作位置
從容量和電量效益的經(jīng)濟(jì)性來(lái)看，新疆電網(wǎng)建設(shè)1 200 MW或2 400 MW抽水蓄能電站的國(guó)民經(jīng)濟(jì)性較優(yōu)，抽水蓄能電站的年費(fèi)用較低。
綜上，2030年前后，新疆電網(wǎng)建設(shè)2 400 MW的抽水蓄能電站較為經(jīng)濟(jì)合理。
3 結(jié)論
采用基于數(shù)學(xué)優(yōu)化的8 760 h生產(chǎn)模擬程序和等EENS指標(biāo)法評(píng)估西北各省份抽水蓄能電站容量效益和電量效益。從抽水蓄能電站建設(shè)的容量效益、電量效益、國(guó)民經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)、新能源棄電率等方面，對(duì)西北地區(qū)各省份的抽水蓄能電站建設(shè)需求及合理規(guī)模進(jìn)行了研究。
從靜態(tài)效益的比較來(lái)看，西北地區(qū)各省份的抽水蓄能發(fā)展規(guī)模均不宜超過(guò)2 400 MW。從經(jīng)濟(jì)性排序來(lái)看，甘肅、新疆和寧夏建設(shè)抽水蓄能電站的收益優(yōu)于其他省份。隨著“雙碳”政策和能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整需求，抽水蓄能電站的合理建設(shè)規(guī)模需要滾動(dòng)更新。
