西北電網新建抽水蓄能電站調峰效益研究
傅旭，張雨津，李富春
中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司
摘要
電力系統(tǒng)調峰問題是制約新能源發(fā)展的關鍵因素之一，傳統(tǒng)的生產模擬和測算方法已經不適于含多類型電源的復雜系統(tǒng)。以西北電網為研究對象，對西北電網抽水蓄能電站的調峰效益進行了研究。采用基于等可靠性指標和全時段8 760 h生產模擬，測算了西北地區(qū)建設抽水蓄能電站的容量效益、電量效益、新能源棄電率和國民經濟性等指標。計算中考慮了抽水蓄能電站的運行方式、水電跨日調節(jié)、抽蓄跨日調節(jié)、光熱電站的跨日調節(jié)等因素。研究結果可為中國西北地區(qū)抽水蓄能電站的建設提供指導，也可為中國其他地區(qū)抽水蓄能電站的論證提供參考。
關鍵詞
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)調峰問題是制約新能源發(fā)展的關鍵因素之一［1］。文獻［2］結合機會約束規(guī)劃理論，以聯(lián)合系統(tǒng)的安裝和運行維護總成本最低為目標建立了抽水蓄能容量優(yōu)化模型。文獻［3］將電網備用分為調峰備用和不確定性備用，建立了含抽水蓄能（抽蓄）電站的日前調度及實時調度的數(shù)學模型。文獻［4］提出風電-抽水蓄能聯(lián)合運行的電網消納風電模式。文獻［5］研究了基于蒙西電網和呼和浩特抽水蓄能電站的實際數(shù)據(jù)的抽蓄-風電調度運行模擬。文獻［6］針對抽水蓄能電站和風電場協(xié)調運行問題，研究了抽水蓄能電站的運行方式與降低棄風電量的關系。文獻［7］從日前調度與日內實時調度相互協(xié)調配合的角度給出含儲能電源的優(yōu)化調度模型。文獻［8］充分考慮抽水蓄能的運行特性，以電網棄風最小為優(yōu)化目標，建立風電和抽水蓄能協(xié)調運行的混合整數(shù)規(guī)劃模型。文獻［9］提出了基于成本效益分析的考慮風蓄聯(lián)合運行的機組組合新模型。文獻［10-11］研究了青海高比例新能源電力系統(tǒng)中新能源與各類儲能電源的協(xié)調運行及其經濟性。
隨著電力系統(tǒng)中風電、光伏占比的提高，抽水蓄能電站的效益評估日趨復雜，傳統(tǒng)的生產模擬和測算方法已經不適于含多類型電源的復雜系統(tǒng)。本文以西北電網為研究對象，采用基于等可靠性指標和全時段生產模擬，測算了西北地區(qū)建設抽水蓄能電站的容量效益、電量效益、新能源棄電率和國民經濟性。計算中考慮了多種抽水蓄能電站的運行方式，研究結果可為中國西北地區(qū)抽水蓄能電站的建設提供指導。
1 數(shù)學模型
1.1 抽水蓄能電站容量和電量效益計算
抽水蓄能電站投入運行后，電網系統(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，電力系統(tǒng)的煤耗和風電、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算流程。
由于抽水蓄能電站容量效益的發(fā)揮與其運行方式密切相關，因此計算抽水蓄能電站的容量效益和電量效益時考慮了抽水蓄能電站的5種運行方式：
一是削峰填谷方式。這種方式下抽水蓄能電站在負荷低谷時抽水、高峰時發(fā)電，調度簡單，但運行結果不是最優(yōu)，對于負荷峰谷差較小的電力系統(tǒng)，運行煤耗還可能增加。
二是備用運行方式。該運行方式下抽水蓄能電站全天停機備用，是傳統(tǒng)意義的承擔緊急事故備用功能的抽水蓄能電站的運行方式。
三是快速清庫方式。這種方式以盡量接納新能源棄電量為目標，發(fā)生棄電時抽水蓄能電站抽水，無棄電時抽水蓄能電站發(fā)電騰空上庫庫容，為下一輪抽水做準備。這種運行方式下，抽水蓄能電站發(fā)電只是為下一輪抽水騰空上庫庫容，不發(fā)揮調峰功能。圖4示意了這種運行方式的工作位置，其中： 0—4時電力系統(tǒng)存在棄電，抽蓄電站運行在抽水狀態(tài)；4時以后電力系統(tǒng)不存在棄電，且其他電源可以降低出力運行空間，抽水蓄能電站運行在放電狀態(tài)；13—19時系統(tǒng)存在棄電，抽水蓄能電站重新開始儲電；17時抽水蓄能電站已儲滿；18時需要棄電；19時電力系統(tǒng)不存在棄電且其他電源有可降低出力運行空間，抽水蓄能電站又開始放電，直至放完。
圖4 快速清庫方式示意圖
四是預留庫容方式。這種方式與快速清庫方式類似，抽水蓄能電站仍以棄電抽水為導向，但無棄電時，不完全清空庫容，而預留一部分庫容在負荷高峰時發(fā)電，發(fā)揮部分調峰功能。
圖5示意了預留庫容方式工作時的運行位置，其中：0—4時電力系統(tǒng)存在棄電，抽水蓄能電站運行在儲電狀態(tài)，水庫未儲滿；13—19時電力系統(tǒng)存在棄電，抽水蓄能電站繼續(xù)儲電；16時抽水蓄能電站已儲滿；17—18時需要棄電；晚上20—22時為電力系統(tǒng)負荷最大時段，抽水蓄能電站運行在放電狀態(tài)，滿足高峰負荷用電需要。
圖5 預留庫容方式示意圖
預留庫容方式以盡量接納新能源棄電量為目標，兼顧晚高峰負荷供電，即在電力系統(tǒng)發(fā)生棄電時抽水蓄能電站抽水；當沒有棄電發(fā)生時，根據(jù)需要預留一部分電量，在負荷高峰時發(fā)電。該方式的優(yōu)點是抽水、發(fā)電的時段清晰，有棄電的日子基本抽發(fā)循環(huán)一次，缺點是基本不存在替代火電裝機效應。
五是綜合優(yōu)化方式。這種方式基于預測的新能源出力，采用數(shù)學優(yōu)化方法安排抽水蓄能電站工作位置。其優(yōu)點是可以充分發(fā)揮抽水蓄能電站的調節(jié)作用，但對調度運行技術要求較高。
圖6示意了抽水蓄能電站按綜合優(yōu)化方式工作時的運行位置，其中：0—4時電力系統(tǒng)存在棄電，抽水蓄能電站運行在抽水狀態(tài)，但電力系統(tǒng)全天優(yōu)化后安排抽水蓄能電站在12時負荷高峰位置放電；13—19時電力系統(tǒng)存在棄電，抽水蓄能電站重新開始抽水；16時電站庫容已儲滿；17—18時需要棄電；21時電力系統(tǒng)高峰負荷時段放電。這種方式運行時全系統(tǒng)經濟性最優(yōu)，運行成本最低，也是全局優(yōu)化的初衷。
圖6 綜合優(yōu)化方式
1.2 全時段生產模擬
上述抽水蓄能電站效益計算中，關鍵步驟是含有抽蓄電站的生產模擬計算，本文采用了基于數(shù)學優(yōu)化的8 760 h全時段生產模擬計算模型。在滿足負荷需求的約束條件下，盡量減少新能源棄電和發(fā)電煤耗，目標函數(shù)如下：
約束條件包括電力系統(tǒng)平衡約束、電站或機組運行約束、地區(qū)間聯(lián)絡線功率約束等，具體表達式見文獻［14-16］所示。本文采用歷史統(tǒng)計的8 760 h實際新能源出力特性曲線，構造典型出力特性曲線，以此代表遠景規(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)化問題，然后考慮各類電源的跨日調節(jié)、機組啟停等，再通過連續(xù)求解52周以獲得全年8 760 h的生產模擬。具體計算流程如下：
（1）讀入各機組的數(shù)據(jù)和算例基本數(shù)據(jù)，各機組數(shù)據(jù)包括火電、水電、風電、光伏、抽水蓄能、光熱等機組的參數(shù)，算例基本數(shù)據(jù)包括一次循環(huán)求解的周期長度、網架結構、負荷、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、風電資源等。
（3）對模型進行求解。
（4）輸出各類型機組各時段開機狀態(tài)及出力。
（5）判斷全年52周隨機生產模擬是否完畢，若完畢則轉向步驟（6），若未完畢，則保存本周生產模擬結果，進行下一周的生產模擬。
（6）當所有時段的機組組合安排完畢，程序結束，輸出全部結果。
1.3 抽水蓄能電站的國民經濟評價
2 抽水蓄能電站建設規(guī)模分析
2.1 研究邊界條件
考慮到抽水蓄能電站的建設周期，本文以2030年為研究水平年，根據(jù)表1、表2所示有關規(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所示的經濟測算指標進行研究。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，本文的經濟性評估中，只考慮了抽水蓄能電站的容量效益和電量效益，對于抽水蓄能電站對電網的輔助服務效益并未涉及。此外，煤炭的價格間接反映了環(huán)境效益，因此煤炭價格對抽蓄的經濟性評估也有較大的影響。
圖7 西北電網外送電規(guī)模預測
2.2 各省份研究結果
如前所述，抽水蓄能電站的運行方式對其調峰效益有較大影響，本文以陜西省為算例，測算了抽水蓄能電站不同運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2 400 MW抽水蓄能電站在不同運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。通過其他方式也進行了類似的分析，結果均表明綜合運行方式下的效益最大。因此，本文研究中，采用綜合優(yōu)化運行方式分析西北各省份的抽水蓄能電站的經濟效益。
表4 陜西省不同運行方式下的容量效益和電量效益
2.2.1 陜西研究結果
陜西電網建設不同規(guī)模的抽水蓄能電站的容量效益、電量效益和國民經濟分析如表5～表7所示。
從容量效益計算結果來看：陜西建設1 200 MW抽水蓄能電站可以減少火電裝機規(guī)模1 200 MW，抽水蓄能電站的容量效益1 200 MW，火電裝機替代率為100%；建設2 400 MW抽水蓄能電站可以減少火電裝機2 400 MW，即抽蓄容量效益為2 400 MW，火電裝機替代率為100%；建設3 600 MW抽水蓄能電站容量效益為3 100 MW，火電裝機替代率為86.1%。從上述分析可以看出，陜西電網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規(guī)模應在3 100 MW以下。
從電量效益計算結果來看：建設1 200 MW抽水蓄能電站時新能源棄電率降至0.63%，電力系統(tǒng)煤耗7.766×107 t，降低煤耗0.018×107 t；建設 2 400 MW抽水蓄能電站時新能源棄電率降至0.25%，系統(tǒng)煤耗7.765×107 t，降低煤耗0.019×107 t；建設3 600 MW抽水蓄能電站時新能源棄電率降至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，陜西無需建設抽水蓄能電站）。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)火電裝機的容量效益上。
陜西新增1 200 MW抽水蓄能在最小負荷周新能源發(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刻，水電保持強迫出力運行，火電壓至最小技術出力，此時抽水蓄能電站進行抽水；在傍晚時段，光伏停機，此時抽水蓄能電站發(fā)電，清空庫容，各電源均運行在合理工作位置。
圖8 陜西新能源發(fā)電大出力典型周各類電源工作位置
從容量效益和電量效益的經濟性來看，陜西建設1 200 MW和2 400 MW的國民經濟性較優(yōu)。
綜上，2030年前后，陜西電網建設1 200～2 400 MW的抽水蓄能電站較為經濟合理。
2.2.2 甘肅研究結果
甘肅電網抽水蓄能電站容量效益、電量效益和國民經濟分析如表8～表10所示。
從容量效益計算結果來看：甘肅建設1 200 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機規(guī)模1 200 MW，即抽蓄的容量效益為1 200 MW，火電裝機替代率約為100%；建設2 400 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機2 300 MW，火電裝機替代率約為96%；建設3 600 MW抽水蓄能電站容量效益為2 600 MW，火電裝機替代率為72%。因此，甘肅電網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規(guī)模應在2 600 MW以下。
從電量效益計算結果來看：甘肅建設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。
甘肅最小負荷周新能源發(fā)電大出力時各類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刻，水電保持強迫出力運行，火電壓至最小技術出力，此時抽水蓄能電站進行抽水；在傍晚時段，光伏停機，此時抽水蓄能電站發(fā)電，清空庫容，各電源均運行在合理工作位置。風光同時大發(fā)典型日中，電力系統(tǒng)全天調峰能力均不足，抽水蓄能電站抽水后將面臨無法發(fā)電的問題，沒有合適的工作位置，因此抽水蓄能電站不啟動。
圖9 甘肅新能源發(fā)電大出力典型周各類電源工作位置
從容量效益和電量效益的經濟性來看，甘肅建設2 400 MW的國民經濟性較優(yōu)，抽水蓄能電站的年成本支出費用最低。
綜上，2030年前后，甘肅電網建設2 400 MW的抽水蓄能電站較為經濟合理。
2.2.3 青海研究結果
青海電網抽水蓄能電站容量效益、電量效益和國民經濟分析如表11～表13所示。
從容量效益計算結果來看，青海建設1 200 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機規(guī)模200 MW，即抽水蓄能電站的容量效益200 MW，火電裝機替代率為16.7%；建設2 400 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機350 MW，即抽水蓄能電站容量效益為350 MW，火電裝機替代率為14.6%；建設3 600 MW抽水蓄能電站容量效益為450 MW，火電裝機替代率為12.5%?？梢钥闯?，青海電網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。
從電量效益計算結果來看，青海建設1 200 MW抽水蓄能電站時新能源棄電率降至4.0%，電力系統(tǒng)煤耗0.939×107t，降低煤耗0.029 4×107 t；建設 2 400MW抽水蓄能電站時新能源棄電率降至2.88%，電力系統(tǒng)煤耗0.920 1×107 t，降低煤耗0.048 3×107t；建設3 600 MW抽水蓄能電站時新能源棄電率降至2.22%，電力系統(tǒng)煤耗0.906 2×107t，降低煤耗 0.062 2×107t。
青海最小負荷周新能源發(fā)電大出力時的各類電源工作位置如圖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刻，水電保持強迫出力運行，火電壓至最小技術出力，此時抽蓄電站進行抽水；在傍晚時段，光伏停機，此時抽蓄電站發(fā)電，清空庫容，各電源均運行在合理工作位置。風光同時大發(fā)典型日中，系統(tǒng)全天調峰能力均不足，抽水蓄能電站抽水后將面臨無法發(fā)電的問題，沒有合適的工作位置，因此抽水蓄能電站不啟動。
圖10 青海新能源發(fā)電大出力典型周各類電源工作位置
從容量效益和電量效益來看，由于青海水電機組空閑容量較大，抽水蓄能發(fā)揮容量效益的作用小，導致青海建設抽水蓄能電站的經濟性較差。但隨著能源轉型政策進一步實施，在“雙碳”目標及能源結構調整的背景下，新能源配額要求和環(huán)境成本將進一步提高，在這種情況下，為了滿足電網安全穩(wěn)定運行、保障負荷可靠供電，在不能發(fā)展常規(guī)火電的背景下，青海電網抽水蓄能電站的建設規(guī)模必將隨著新能源的進一步增長而發(fā)展。
2.2.4 寧夏研究結果
寧夏電網抽水蓄能電站的容量效益、電量效益和國民經濟分析如表14～表16所示。
從容量效益計算結果來看，寧夏1 200 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機規(guī)模1 200 MW，抽水蓄能電站的容量效益1 200 MW，火電裝機替代率為100%。建設2 400 MW抽水蓄能電站，可減少火電裝機2 000 MW，即抽蓄容量效益為2 000 MW，火電裝機替代率為83.3%。
從電量效益計算結果來看，建設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。
寧夏最小負荷周新能源發(fā)電大出力時各類電源工作位置如圖11所示。新能源發(fā)電大出力日中，在中午光伏出力較大時刻，水電保持強迫出力運行，火電壓至最小技術出力，此時抽蓄電站進行抽水，幫助系統(tǒng)調峰；在傍晚時段，光伏停機，此時抽蓄電站發(fā)電，清空庫容，各電源均運行在合理工作位置。
從容量和電量效益的經濟性來看，2030年前后寧夏電網建設1 200 MW抽蓄電站國民經濟性較優(yōu)。
圖11 寧夏新能源發(fā)電大出力典型周各類電源工作位置
2.2.5 新疆研究結果
新疆抽水蓄能電站容量效益、電量效益和國民經濟分析如表17～表19所示。
從容量效益計算結果來看，新疆建設1 200 MW抽水蓄能電站可減少火電裝機規(guī)模1 200 MW，即抽蓄的容量效益1 200 MW，火電裝機替代率為100%；建設2 400 MW抽水蓄能電站，可減少火電裝機2 200 MW，即抽蓄容量效益為2 200 MW，火電裝機替代率為91.7%。按最大發(fā)揮容量效益考慮，新疆抽水蓄能電站建設規(guī)模應在2 200 MW以下。
從電量效益計算結果來看，建設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。
新疆最小負荷周新能源發(fā)電大出力時各類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刻，水電保持強迫出力運行，火電壓至最小技術出力，此時抽蓄電站進行抽水，幫助系統(tǒng)調峰；在傍晚時段，光伏停機，此時抽蓄電站出力，清空庫容，各電源均運行在合理工作位置。風光同時大發(fā)典型日中，系統(tǒng)全天調峰能力均不足，抽水蓄能電站抽水后將面臨無法發(fā)電的問題，沒有合適的工作位置，因此抽水蓄能電站不啟動。
圖12 新疆新能源發(fā)電大出力典型周各類電源工作位置
從容量和電量效益的經濟性來看，新疆電網建設1 200 MW或2 400 MW抽水蓄能電站的國民經濟性較優(yōu)，抽水蓄能電站的年費用較低。
綜上，2030年前后，新疆電網建設2 400 MW的抽水蓄能電站較為經濟合理。
3 結論
采用基于數(shù)學優(yōu)化的8 760 h生產模擬程序和等EENS指標法評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的容量效益、電量效益、國民經濟評價、新能源棄電率等方面，對西北地區(qū)各省份的抽水蓄能電站建設需求及合理規(guī)模進行了研究。
從靜態(tài)效益的比較來看，西北地區(qū)各省份的抽水蓄能發(fā)展規(guī)模均不宜超過2 400 MW。從經濟性排序來看，甘肅、新疆和寧夏建設抽水蓄能電站的收益優(yōu)于其他省份。隨著“雙碳”政策和能源結構的調整需求，抽水蓄能電站的合理建設規(guī)模需要滾動更新。
