水电比重较大电网中抽水蓄能建设必要性研究思考

南亚林,张 娉,王晴玉

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司,西安 710065)

1 衡量抽水蓄能建设必要性的要求

抽水蓄能电站是利用电力负荷低谷时的电能将水抽至上水库，在电力负荷高峰时在放水至下水库发电，对电力系统正常运行提供着十分重要的调节作用[1]。从电力系统上去考虑抽水蓄能建设必要性，主要从3个方面来衡量：

(1) 电力系统负荷需求角度。

(2) 电力系统电源结构是否满足电力负荷需求，是否能够进行电网优化，合理配置电源结构，是否能够提高电网经济运行、提升电网运行稳定性及节能降耗角度。

(3) 有无合适的抽水蓄能建设地点。

一般情况下，满足第(3)条件需要实地查勘、勘测，设计、分析,在合适的地点建设抽水蓄能电站，本文暂不讨论。本文仅从第(1)、(2)两点进行论证。

电力负荷需求，主要指月及日的负荷特性，以日峰谷差为主要特征，目前中国经济发达地区的峰谷差较大(最小负荷率β约为0.6)，经济不发达地区较小(最小负荷率β约为0.9)[2]。

电力系统电源结构，通常认为水电在常规电源比重约50%或更高情况下，称为水电比重较大的电网，且以季及季以上调节性能占比的高低，分为水电调节能力较强的电网和较差的电网；考虑中国近年新能源大规模的开发利用，也大大影响了电力系统电源结构。

根据电力负荷需求和电源结构的适应性，可分为几种类型：① 电网峰谷差较大，水电调节能力较强的电网；② 电网峰谷差较小，水电调节能力较强的电网；③ 电网峰谷差较大，水电调节能力较差的电网；④ 电网峰谷差较小，水电调节能力较差的电网。针对这4种情况，①②③④均属于传统电网，第②种类型由于水电可满足调峰需求，基本不需要建设抽水蓄能电站，其电网运行状况如图1所示；其他情况可根据系统峰谷差和电源结构的适应性，分析论证是否需要建设抽水蓄能电站。

图1 水电比重较大电网中传统电源日负荷运行方式图

随着中国新能源电源不断发展，电网中出现了一种新类型电网：⑤ 电网峰谷差较小，水电调节能力较好，电网中有大比例新能源。

在新能源占有一定的比例后，具有随机性、波动性、间歇性的新能源并网，如不能很好地对电网进行调配，会造成大量的弃风、弃光、弃水现象[3]。

特别在汛期，各电源出力远大于电网需求，火电按照安保电源出力运行，其余电网部分由水电与新能源电源构成，水电调节过后，电网有大比例新能源弃电，造成能源浪费，电网运行情况如图2。

图2 水电比重较大电网中考虑新能源后电源日负荷运行方式图

在枯水月份，水电发电量减小，若不考虑新能源弃电，电网负荷运行如图3所示。这样的运行方式会造成火电在低谷时段出力率低于火电技术最小出力率，为保证火电机组在额定出力与技术最小出力率之间变动，降低机组运行煤耗量，提高电网运行稳定性，需要进行弃电，其运行方式如图4所示，造成能源浪费[4]。

图3 不考虑弃电电网负荷运行方式图

图4 考虑弃电电网负荷运行方式图

为此需要分析电力负荷现状并对远景发展进行预测。首先，研究当地电力负荷特性，分析电力负荷的容量、电力需求、峰谷差大小等；其次，研究电力系统中现有电源组成及发展规划，分析电源结构。

2 水电比重较大电网中论证的难点与特点

通常情况下，在传统电源中水电占比大于50%的称为水电比重较大的电网，在传统电力负荷中抽水蓄能电站必要性论证可按照传统抽水蓄能电站必要性论证方式论证；但随着社会经济的不断发展，新能源技术的不断进步，在未来电力负荷中，新能源占比不断加大，新能源的加入，使电力市场电源结构发生了变化，同时新能源的随机性和波动性，也让抽水蓄能电站论证必要性时难点尤为突出，对此本文将对本类型电网中抽水蓄能电站在论证必要性时的难点进行论证[5]。

2.1 需求特性的影响

电力系统的发电设备，不仅要能满足电力负荷的静态需求，还需要能满足电力负荷随时变化的动态需求；在新能源加入电力系统后，由于新能源的随机性与不稳定性，发电设备能否满足电力负荷随时变化的动态需求，成为一大难点。

在电力系统原始峰谷差较大的电网中，与传统抽水蓄能电站必要性论证条件相似，对于抽水蓄能电站必要性论证相对容易。

2.2 新能源电源发电特性

随着社会的不断发展，除水电与火电外的其他清洁能源在迅速地发展，新能源的发展，改变了电源结构，同时其具有的随机性和波动性也给电网运行带来了不稳定运行的影响[7]。

风电出力具有一定的随机性、波动性、间歇性等特点。根据目前已有电站资料分析，风电电站年际发电量变化较小，相比设计电站多年平均发电量变化基本在10%左右；月发电量相对年内月平均发电量变化在35%以内；月内日发电量变化在55%以内；日内各小时发电量变化相对较大，日内时最大发电量相比日内平均发电量变化可达235%。综合来说，风电年际变化相对年内月变化较小，年内月变化相对月内日发电量变化较小，月内日变化相对日内时发电量变化较小，各个地区变化幅度存在差异。

光伏电站白天发电、夜间不发电，出力过程呈现较强的规律性及间歇性，同时光伏出力受到天气影响，也呈现一定的随机性及波动性。根据目前已有电站资料分析，光伏电站年际发电量变化较小，相比设计电站多年平均发电量变化基本在3%左右；月发电量相对年内月平均发电量变化在20%以内；月内日发电量变化在40%以内；日内各小时发电量变化相对较大，日内时最大发电量相比日内平均发电量变化可达3～4倍。光伏电站年际变化相对年内月变化幅度较小，年内月变化相对月内日发电量变化较小，月内日变化相对日内时发电量变化较小，各个地区变化幅度存在差异[8]。

如何处理新能源在电网中的运行方式，如何考虑新能源弃电量和弃电比例也是目前抽水蓄能电站必要性论证的一大难点。

2.3 电力交换

在水电比重较大电网中，由于新能源的加入，使得电网变得更加复杂。在丰水年或者汛期，水电发电量增加。若不考虑电力交换，网内水电与新能源的总体发电量将大于电网负荷需求，造成大量弃风、弃光、弃水现象，造成不必要的能源浪费，为此进行电力交换是必须的；在枯水年或较旱时期，该电网水电发电量降低，电网内各电源并不能满足电力负荷的需求，需要从外界进行电力交换[9]。

在水电比重较大电网中，电力交换量的大小也是在水电比重较大电网中需要论证的问题，也是抽水蓄能电站必要性研究需要先确定的前提，也是一大难点。

2.4 交直流送入送出

为满足国家能源发展总体布局，为更好地利用可再生能源和降低碳排放，开发利用可持续的清洁能源是未来能源发展的基本战略。同时中国存在着需求与资源分配的严重不均衡性，西部资源较为丰富，中东部负荷需求较大。为满足中东部电力需求，国家布局大量“千万千瓦级清洁能源基地”与“西电东送”的战略规划。为保证安全可靠的供电与直流平稳外送需求，提升可再生能源发电消纳规模和受端落地电价竞争力，需要在拟定交直流外送的基础上，合理配置抽水蓄能电站与风光水多能互补大型清洁能源系统，不断研究抽水蓄能电站的运行方式。

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2.5 水电发电特性

在传统水电比重较大电网中，电网峰谷差较小，水电调节能力较好的情况，电网不需要抽水蓄能电站进行调节；在新能源占比较小时，水电能够通过其较好的调节能力，对电网进行调节。

但随着新能源的不断发展，电源构成中新能源电源占比越来越大，电网组成相对复杂，同时水电的调节性能与调节能力也不尽相同，如何配合新能源进行调节，是抽水蓄能电站必要性论证的前提与难点，需要改进传统分析抽水蓄能必要性的观点和观念。

3 难点及特点分析处理

传统能源的日益匮乏和环境的日趋恶化，极大地促进了新能源的发展，其发电规模也快速攀升。在水电比重较大的电网中，随着新能源的不断发展，水电在电网比重不断下降，不可调节的新能源比例不断上升，同时新能源也给电网的安全稳定运行造成了影响。

本文以青海省作为分析研究实例，青海省属于电网峰谷差较小、水电调节性能较好的地区；同时青海省太阳能资源丰富，“十二五”期间新能源迎来了长足的发展，但以风能、太阳能为基础的新能源发电取决于自然资源条件，具有波动性和间歇性，其调节控制难度较大，为此本文将针对于青海省抽水蓄能站点建设必要性论证中的难点做以分析。

在传统抽水蓄能电站必要性分析过程中，通常采用典型日方法来分析抽水蓄能电站建设必要性，这是一种对电网简化分析的方法，能够解决传统电网模式抽水蓄能电站建设必要性的问题；但在新能源占比不断扩大的电网中，由于风电与光伏发电月内日变化率常在55%与40%，用典型日方法分析只能代表大部分电网运行状况，并不能完全代表电网运行状况；为此，本次将采取“8 760 h”模拟电网运行，这样可以更准确地模拟出电网运行状况[10]。

通过利用青海省实际运行数据、光资源辐射数据和测风速数据研究青海光伏风电出力的波动性、随机性及在时间和空间上的互补性。基于风光的时空互补性，优化青海光伏、风电集中开发布局、规划和配比，通过合理配置抽水蓄能电站，使其本身的自然互补效益最大化，降低风光出力的随机和波动性。

3.1 电力负荷需求

3.1.1 负荷曲线

在电力负荷需求上，通过运用青海省“8 760 h”实际运行过程，根据《青海省十三五电力发展规划》模拟规划水平年2025年青海电网“8 760 h”负荷需求过程。同时考虑青海南部(海南)清洁能源直流外送过程，将青海内需负荷过程与海南外送需求叠加，拟定青海电网(含海南外送)负荷需求过程。

根据国家《电力发展“十三五”规划》预测，到2025年，青海电网典型年负荷特性曲线见图5。青海电网最大负荷发生在12月份，最低负荷出现在夏季7月份，并且3-11月份月最大负荷逐渐降低后又渐渐上升，呈“凹”字形。

图5 青海电网年负荷曲线图

根据对青海电网日负荷特性参数的分析，推荐采用的青海电网典型的日负荷曲线(见图6)，冬季、夏季典型日均有2个高峰，即早高峰和晚高峰，目前仍以晚高峰负荷最大。夏季典型日最大负荷在21：00；冬季典型日最大负荷在19:00。典型日最小负荷夏季和冬季均在4:00。青海电网2025夏季典型日最小负荷率为0.90，冬季典型日最小负荷率为0.87。

可以看出青海电网负荷在年内波动略大；在日内波动幅度较小，在日负荷曲线上不难看出电力负荷峰谷差较小，这也是抽水蓄能建设必要性论证第一个难点。

3.1.2 电力交换及交直流送入送出分析

图6 青海电网夏季、冬季典型日负荷曲线图

在电力交换上，通过不断试算，考虑按照水电最大调节能力的情况下，拟定电力交换的过程。在青海电网7、8月份电网运行情况中，考虑按照电力交换方式为基荷送出；同时青海省由于水电比重较大，在分析过程中发现调峰富裕，考虑在每日负荷高峰进行部分电力交换，在各电源发电总量不满足电网负荷需求的情况下，通过电力电量平衡拟定对青海电网的电力交换量，并以基荷的形式安排在电网中。电力交换过程按照正负需求加在负荷曲线上进行处理。

直流送入送出根据电力需求直接加在负荷曲线上进行处理。

3.2 电源结构

3.2.1 新能源电源分析

西北地区是中国规划的千万千瓦级风电及光电基地之一，青海电网在光伏建设条件上具有得天独厚的优势，为积极推进青海可再生能源示范区的建设，稳步建设海南、海西2个“千万千瓦级”可再生能源基地，青海省将不断发展新能源建设，来满足清洁能源外送的需求。2015年青海电网新能源电源占比29.5%，到2025年，新能源占比将达到58.7%。

光电和风电的出力过程都具有不可调控性，光电的规律性比风电要强，有明显的昼夜更替和相对平稳的特性。风电场每日的出力过程随机变化较大，没有规律可循，2种电源出力过程都不可调控，所以，风电、光电互补为自然互补。由于2种电源过程均不可调控，在计算分析过程中风光电源发电过程按照负负荷考虑，用负荷曲线减去风光电发电过程，得到扣除风光电后的残余负荷[11]。

3.2.2 水电特性分析

2025年青海水电总装机约17 192 MW，组成由多年调节水电站、年调节水电站、季调节水电站、日调节水电站等组成。新能源电源加入对水电调节提出了新的要求，在“8 760 h”系统处理的过程中，水电将对原始电网负荷中扣除风光电出力、加上电力交换后的残余负荷进行调节；同时黄河上游梯级水电群年内丰枯期变化较大，分析认为采用平水年月调节方式作为本次考虑的运行方式，并合理安排备用容量、水电机组检修。

3.2.3 火电特性分析

火电在实际运行中，需要满足技术最小出力，才能保证火电站正常运行。为保证火电正常运行及火电煤耗较低，需要降低火电调峰率，尽量使火电在低调峰率的情况下运行。

3.3 电力系统8 760 h平衡方法

电力系统8 760 h的平衡方法：在系统8 760 h负荷曲线扣除8 760 h中风电、光伏发电出力过程，得到相应系统的残余负荷曲线，扣除强迫出力，计算分析季及季以上有调节能力水电工作容量，进而计算得到火电工作容量，计算火电调峰率；抽水蓄能电站根据其功能和定位，安排合理的抽水和发电运行方式，尽可能降低火电调峰率，若火电调峰率超过经验调峰率，则安排适当弃风和弃光，保证不超过火电经验调峰率。不断调节试算抽水蓄能装机容量及运行模式，计算经济性，直到得到最优的抽水蓄能装机结果。

3.4 结 论

通过对电力负荷需求分析以及对电源结构分析处理，可进行初步的8 760 h方案模拟抽水蓄能电站运行方式。目前考虑抽水蓄能运行方式为：抽水蓄能抽水电量按照弃风弃光电量考虑，每天最多允许抽水8 h。通过模拟分析发现，抽水蓄能电站按照弃风弃光电量考虑情况下，系统能消纳的风光电量较大，系统煤耗量较小。

进而通过8 760 h方案模拟进行电力系统调峰需求分析、电力系统调峰容量供需平衡分析以及调峰电源比较，从而确定是否需要抽水蓄能，并初步拟定抽水蓄能的装机以及运行方式。

通过8 760 h对青海电网的分析，青海电网在2025年需要一定规模的抽水蓄能电站。通过8 760 h电力电量平衡不断模拟测算，在考虑青海电网内需+海南、海西2个千万千瓦级可再生能源基地外送配套需求情况下，青海电网抽水蓄能电站模拟需求的总规模为4 800 MW左右。

4 问题思考

在实际必要性论证过程中，仍有部分问题没有完全解决，在目前解决过程中做了相应处理，这也使得结果存在一定的误差。

存在的问题有：

(1) 在必要性论证过程中，风电和光伏具有不可调控性和随机性，在8 760 h方案模拟分析中，模拟了1 a的风光电运行过程，但风光电仍存在年际变化，用1年8 760 h模拟结果仍存在误差；中国新能源基础资料系列长度不够，随着新能源不断发展，资料系列长度延长，是否能够采用长系列方法进行抽水蓄能电站必要性论证，以及如何用长系列8 760 h方法论证抽水蓄能电站必要性是需要不断研究的内容。

(2) 在8 760 h方法模拟运行中，抽水蓄能在最大负荷日发挥了其调峰作用，在其余时间，主要配合风光电调节，降低其弃电量，维持电网稳定性。但在实际电网运行中，如果要达到8 760 h模拟方式的水平进行运行操作，需要加强电网监测功能，如何提高抽水蓄能电站与实时预报预测系统相结合运行也是需要继续研究的内容。

(3) 抽水蓄能电站建设投资较大，电价收取也常为两部制的方式，在这种运行模式下，电网公司的运行压力较大。通过目前研究成果来看，在水电比重较大，新能源占比不断加大的电网中，抽水蓄能电站运行可在最大负荷日“调峰填谷”、其余时间配合新能源调节，降低其弃电量，并维持电网安全。在这种形势下，可以探究新的收费模式，比如探索“谁收益谁分摊”的新收费模式，降低电网运营压力，提升抽水蓄能电站财务生存能力[12]。