华中电网抽水蓄能电站运行分析与评价

周永斐，张 祥，梅亚东

(1.武汉大学水资源与水电工程科学国家重点实验室，湖北 武汉 430072；2.国家电网公司华中分部，湖北 武汉 430077)

华中电网是全国电网中承接南北、连接东西的枢纽电网，供电覆盖湖北、湖南、河南、江西四省，在“全国联网，西电东送、南北互供”的大格局中具有重要的枢纽地位[1-4]。华中电网作为国家电网的重要组成部分，保持其安全稳定运行，对保障国家电网安全、稳定、经济运行具有重要意义。随着电网用电结构的不断变化，电网负荷率明显下降，峰谷差不断加大，对电网调峰能力的要求越来越高。抽水蓄能电站作为一种特殊电源，具有调峰填谷、调频调相、担任备用和黑启动[5-7]等多种功能，在电网安全、稳定、经济运行中发挥了重要作用。本文通过选取抽水蓄能电站装机利用小时、运行模式、机组运行台数等运行指标和典型运行过程，对华中电网4个大型抽水蓄能电站的近3年运行情况及作用进行分析，指出抽水蓄能电站运行中存在的问题，并提出相应的建议。

1 华中电网装机及负荷概况

截止2019年底华中电网全网统调装机容量达到25 559.76万kW，其中火电装机14 692万kW，风电和光伏电总装机4 507.76万kW，常规水电和抽水蓄能电站装机分别为5 861万kW和499万kW，火电装机比重最大，占57.48%，水电装机比重次之达到22.93%，风光和抽水蓄能装机分别为17.64%、1.95%。当前华中电网主要依靠水火电进行调峰，华中水电虽然占比较大，但调节性能好的水电并不多，而且地方小水电大部分是径流式电站，易造成季节性电能上网，反而加大了汛期电网调峰的困难。华中火电机组装机从2017年起分别以5.98%、12.5%的年增长速度逐年上升，装机的增加使其调峰能力有一定提高，但是目前仍存在电价机制以及环境保护等方面的问题，使得火电实际调峰能力依然偏低。

2019年华中电网全年平均日用电量达到25.93亿kWh，年最大用电负荷为17 744.3万kW，且随着区域用电需求的变化，电网峰谷差逐渐增大，年最大峰谷差达到5 496.99万kW，占年最大用电负荷的30.98%。随着人民生活水平的不断提高和第三产业的迅速发展，电网调峰矛盾突出，华中电网对于调峰电源的需求更为迫切[8]，作为以火电为主的华中电网调峰压力非常大，尤其是在汛期，火电调峰能力不足，水电参与调峰，从而导致发生弃水现象。

华中地区抽水蓄能站址资源丰富，自2016年底洪屏抽水蓄能电站全部投产后，近3年无新增抽水蓄能装机，截止2019年底华中电网4个大型抽水蓄能电站总装机为480万kW，分别为位于湖北的白莲河抽水蓄能电站、河南的宝泉抽水蓄能电站、湖南的黑麋峰抽水蓄能电站、江西的洪屏抽水蓄能电站，4个抽水蓄能电站装机均为4×30万kW。

2 华中电网抽水蓄能电站运行分析

2017年至2019年华中电网4个大抽水蓄能电站运行情况见表1所示，年发电量、年抽水电量、发电平均利用小时、抽水平均利用小时均在2018年达到了峰值，其中年抽水电量和抽水平均利用小时增幅最大，均同比增加约2.18%，但2018年4个大抽水蓄能电站综合效率近3年内最低。同2017年相比，2018年全年华中电网各抽水蓄能电站A/B/C/D修次数、临检次数、非计划停运次数均有所下降，其中非停次数下降44.4%，故其平均利用小时和发电/抽水电量均高于2017年。

表1 华中电网抽水蓄能电站近3年运行情况表

2.1 抽水蓄能电站装机利用小时数

发电(抽水)装机利用小时为发电量(抽水电量)与装机容量之比，该指标反映了发电(抽水)机组按装机容量计算的机组利用程度。综合装机利用小时为发电和抽水装机利用小时之和。华中电网4个大抽蓄电站近3年综合装机利用小时见图1。宝泉抽水蓄能电站连续3年综合装机利用小时数分别以-5.16%和-9.17%的速度增长，且均高于其余3个电站。黑麋峰抽水蓄能电站3年综合装机利用小时数基本持平，其余2个电站综合装机利用小时均在2018年达到最大值。

图1 华中电网4个大抽水蓄能电站近3年综合装机利用小时数图

发电(抽水)运行小时为机组实际的运行时间，一般大于发电(抽水)装机利用小时。原因是在全年运行期间，机组并未在任何运行时刻均全部投入使用，进行满发满抽，具体讲可能是检修或非计划停机，也可能是将部分容量作为备用。图2所示的是洪屏抽水蓄能电站2017年各月的发电(抽水)运行小时，四个指标全年整体运行趋势基本一致，在夏季7月和冬季1月期间均保持相比其他时期较大的运行时长，其他抽蓄电站与此类似。

图2 洪屏抽水蓄能电站2017年各月发电/抽水小时数图

2.2 抽水蓄能电站运行模式

统计近3年华中电网4个大型抽水蓄能电站的主要运行模式，结果如表2所列。2017年4个大型抽水蓄能电站主要运行模式均为一抽两发，其余2年均出现了其他运行模式。黑麋峰电站3年均主要保持一抽两发的运行模式。2018年～2019年，白莲河抽水蓄能电站主要运行模式均为一抽一发，宝泉抽水蓄能电站主要运行模式为两抽两发，其中两抽两发次数占全年运行总次数比重从2017年3.29%增至2019年44.1%，运行模式变化较大，频繁抽水和发电对机组设备安全产生一定影响。

表2 华中电网近3年4个大抽水蓄能电站主要运行模式表

以2017年为例，图3所示各抽水蓄能电站主要的运行模式为一抽两发，其次为一抽一发，部分时期出现了极少数的其他运行模式。4个电站均出现了不同程度的既不抽水也不发电的情况，其中宝泉抽水蓄能电站2017年未出现不发不抽现象。黑麋峰抽水蓄能电站共有42 d不发不抽，主要分布于7、8、10月份和11月份。此外，白莲河抽蓄电站一抽三发的运行模式达到了61 d次，主要集中于6、7月份，主要原因是6～8月湖南发生弃水弃风，华中全网最多安排了5座电站14台机组抽水运行(含非直调抽蓄电站)，以利用汛期弃水电量。

图3 华中电网4个大型抽水蓄能电站2017年主要运行模式的天数图

2.3 抽水蓄能电站抽水/发电工况下机组运行台数

统计2017～2019共3年整点时刻华中电网抽水蓄能电站发电和抽水工况日均机组运行台数如图4所示。抽水工况主要集中于凌晨低谷时段(0:00～6:00)，同2018年相比，2017和2019年凌晨1:00～5:00全年日均运行机组略多，均在8台以上。发电工况主要集中于早高峰和晚高峰时段，其中早高峰段11:00，2017年日均运行台数达到了5台，其余2年仅有3台。晚高峰段17:00～21:00全年日平均运行机组均达到了5台，2018年甚至达到6台以上。除此之外，在8:00前后、12:00～15:00和22:00后均出现了短暂的抽水/发电运行交叉阶段。

图4 华中电网抽水蓄能机组整点时刻日均发电/抽水工况运行台数图

2.4 抽水蓄能电站典型日运行效果的评价

以近3年华中电网负荷日峰谷差最大日(2019-01-02日)为典型日，4个大型抽水蓄能电站典型日96点出力过程如图5所示，运行方式除黑麋峰为一抽两发，其余3个电站均为两抽两发。典型日抽水蓄能电站发电工况最大出力为120.19万kW，抽水工况最大出力为-126.63万kW。图6为典型日剩余负荷过程，呈现两峰两谷，其中前一个峰较后一个峰低，主峰在后，前一个低谷较后一个低谷更深。对照图5图6可以发现，抽水蓄能的作用发挥情况与优先消纳清洁能源后剩余负荷特性有关，即尖峰时刻发电，低谷时抽水。凌晨低谷时段4个电站均满装机抽水，午后13:00～16:30时段黑麋峰电站不抽水，白莲河仅1台机组抽水，其余2个电站2台机组抽水，晚高峰18:00～21:00时段白莲河电站3台机组发电，其余3个电站均4台机组发电。此外，对比4个电站设计日均发电(抽水)电量和典型日发电(抽水)电量(见表3)可发现，4个电站典型日实际抽发电量均大于设计日均抽发电量，说明抽水蓄能电站充分发挥了调峰填谷和稳定电力系统运行的作用。

图5 2019年华中电网四大抽水蓄能电站典型日96点出力图

图6 2019年华中电网典型日剩余负荷图

表3 2019年华中电网抽水蓄能电站典型日发电/抽水电量表 万kWh

为了进一步说明抽水蓄能电站作用发挥，以2019年每月日负荷峰谷差日最大作为典型日，分别计算有/无4个大抽水蓄能电站典型日平均负荷率、日峰谷差率、日均方差，结果列于表4，从表4的计算结果可知：抽水蓄能电站投入运行后电网各典型日的平均负荷率均增大，平均增幅为1.4%，最大增幅达到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%，后者平均减少200万kW，最大减少240万kW，表明抽水蓄能电站较好地发挥了调峰填谷和平抑负荷波动的作用。

表4 2019年华中电网有无抽水蓄能电站各月典型日变化情况表

3 抽水蓄能电站运行存在的问题及建议

3.1 运行管理中存在的问题

4个大型抽水蓄能电站在华中电力系统中发挥了调峰填谷、消纳清洁能源，减少弃水率，保证电网安全平稳经济运行等作用，但是也面临非计划停运次数较多、机组检修停运时间较长以及影响电网事故支援、影响清洁能源消纳、抽蓄机组整体运行经济性和调度管理方面有待进一步优化等问题。

1)4个大型抽水蓄能电站过多地承担了电网调峰、调频任务，发电和抽水方向启动次数频繁。2018年华中电网全部并网抽蓄电站发电方向共启动6 399台次、抽水方向共启动5 273台次，同比分别增长4%、24.8%。发电和抽水启动台次逐年增加，给机组设备磨耗带来一系列问题。另一方面，抽蓄机组非计划停运检修，也影响系统的调峰、调频。

2)抽水蓄能电站参与市场化交易的机制不健全。当前华中电网抽蓄省间备用共享主要依托调度台在负荷高峰时段组织省间一类交易、借还电，负荷低谷时段修改省间联络线三峡电比例等方式来完成，缺少常态化的抽蓄备用省间共享机制。因此，有必要量化抽蓄电站调峰、顶峰经济效益，对相关调用方进行补偿，进一步促进抽蓄备用省间共享。

3)华中电网抽水蓄能电站调度管理中存在一体化调用的体制问题。目前抽蓄电站均由省公司经营结算，日常运用因涉及省公司经济利益均以省内调用为主，无法常态化参与跨省的调峰运用，急需制定相应跨省调用管理办法，以利于抽蓄电站的跨省调用，助力清洁能源的全额消纳。

3.2 几点建议

1)加强运行维护管理，进一步提升保平衡保供电能力。抽蓄电站一方面应加强现场设备运维管理，加大运行监控和设备巡视力度，保证设备运行在最佳工况，减少机组异常及非计划停运，另一方面应加大备品备件及检验工具配置力度，及时消除设备缺陷。

2)减少系统调峰对抽水蓄能电站的依赖。一方面提高电源侧如火电等电厂调峰能力，另一方面加强需求侧管理，引导用户改变用电方式，大力开发电力低谷用电市场，提高电网负荷率，减小峰谷差。

3)考虑新建变速抽水蓄能电站或对现有机组进行变速改造，以满足电网经济运行的需要。同时进一步优化现有电站的运行方式，促进电网的经济运行。

4)运行管理体制上寻求突破。华中电网中抽水蓄能电站目前是“独立”运行模式，可以考虑增加抽水蓄能机组与新能源机组的“联合”运行模式和一体化运行模式，以更加开放和创新的环境促进抽水蓄能行业的大发展。

5)建立有效的激励机制，实行科学的电价政策。第一，抽水蓄能电站向电网提供了备用、AGC、调频、无功及黑启动等辅助服务，建立市场化运行机制，制定合理的电价政策进行效益回收。第二，抽水蓄能电站参与多能互补调度，增加了清洁能源消纳量，同样需要合理的激励机制保证抽水蓄能电站企业的合作，清洁能源消纳应考虑补偿其运行费用和投资费用。

4 结 语

通过对华中电网抽水蓄能电站装机综合利用小时、运行模式、机组运行台数等指标进行分析，以及对典型日抽水蓄能电站运行效果进行评价，获得以下认识：①近3年华中电网4个大抽水蓄能电站综合效率均大于81%，宝泉抽水蓄能电站综合装机利用小时连续3年下降，其余3个电站则在2018年达到最大。②近3年除黑麋峰抽水蓄能电站主要运行方式保持一抽两发外，其余3个电站运行模式有较大变化；从不同工况下抽水蓄能电站运行机组台数来看，抽水主要集中于凌晨低谷时段(0:00～6:00)，发电主要集中于早高峰(8:00～12:00)和晚高峰(16:00～22:00)时段。③华中电网4个大抽水蓄能电站投入运行后，典型日平均负荷率平均增加1.4%，日峰谷差率平均降低3.5%，日均方差平均减少200万kW，抽水蓄能电站较好发挥了调峰填谷的功能。