黄河上游梯级水电站储能作用在新型电力系统中的应用

向 异，王学斌，马晓伟，柯贤波，李金龙，王锁平，金吉良

（1.国家电网有限公司西北分部，陕西 西安 710048；2.西安理工大学，陕西 西安 710048）

1 研究背景

在“双碳”战略目标下，电力系统中新能源装机容量和占比将会进一步提高，对调峰资源的需求也将越来越大［1－2］，全面提升电力系统中灵活性调峰资源的占比和利用水平，是维持电网安全稳定运行与清洁能源高效消纳的重要手段［3－5］。当前，从经济技术角度来考虑，提高电力系统灵活性资源的可行手段主要有建设具有调节性能的水电站（如抽水蓄能电站）、建设电化学储能工厂、进行火电机组调峰深度改造等［6－9］，上述措施具有工程投资大、建设周期长、经济效益差等缺点［10］。考虑到电力系统中部分常规电源的调峰能力并未全部得到有效利用，采用优化调度等非工程措施进一步挖掘电力系统中现有水电等常规调峰电源的灵活性，相比以上工程措施，具有投资少、见效快的特点［4］，是应对当前电力系统灵活性不足造成的一系列问题的重要手段［11］。

构建新型电力系统、推动能源转型、实现“双碳”目标，能源行业是主战场，电力企业是主力军。西北地区新能源资源禀赋好、发展空间大［12］，是我国重要的清洁能源基地，是构建新型电力系统与实现“双碳”目标的排头兵［13－16］。2022年，西北新能源新增装机规模创历史新高，西北电网成为我国首个新能源为第一大电源的区域电网，电网“三高双随机”（高占比新能源、高度电离电子化、交直流高度耦合，电源、负荷变化随机）特性更加显著，多种形态稳定问题叠加交织，电力平衡不确定性增大，新能源高效利用对调峰资源的需求十分迫切［17］。由于西北电网火电等常规电源灵活性改造规模不足［18－19］，负荷侧参与调峰尚未规模化［20］，抽水蓄能、电化学储能等新型调节资源容量还需继续积累［21］，因此保障西北电网新能源高效利用面临严峻挑战［22］。

本文以黄河上游梯级水电站为研究对象，开展黄河上游梯级水库群在西北电网中的调度运行方式的研究，探究如何在新型电力系统中进一步发挥黄河上游大型水库的储能作用，为西北新能源的快速发展提供便捷、优质的调峰资源。

2 黄河上游干流龙羊峡—青铜峡河段梯级水电站概况

黄河上游干流龙羊峡—青铜峡河段（简称龙青段）已建成龙羊峡、拉西瓦、李家峡、公伯峡、积石峡、刘家峡6座百万千瓦级别的梯级水电站（称为大型水电站），及其区间分布的尼那、山坪、直岗拉卡、康扬、苏只、黄丰、大河家、炳灵、盐锅峡、八盘峡、大河家、柴家峡、小峡、大峡、乌金峡、沙坡头、青铜峡17座径流式水电站（称为小水电站）。黄河上游干流龙青段各水电站部分特性参数见表1。

表1 黄河上游梯级水电站特性参数统计

黄河上游各梯级水电站不仅承担着黄河流域的防洪、防凌、灌溉、供水等综合利用任务，而且是守牢西北电网安全生命线、西北地区民生用电底线的重要保障［23］。各梯级水电站的运行管理严格遵循“以水定电”原则，依据黄河水利委员会的水量调度指令，开展梯级水量调度［24－25］。龙羊峡、刘家峡水电站日均下泄流量受综合用水需求约束，暂不具备跨日灵活调整能力，其他21座梯级水电站总调节库容达7.79亿m3，总装机容量12 279 MW（其中大型水电站调节库容为3.30亿m3、占42.4%，装机容量8 720 MW、占71.0%；小水电站（径流式）调节库容为4.49亿m3、占57.6%，装机容量3 559 MW、占29.0%）。如何在现有运行机制下，进一步挖掘黄河上游梯级水电站运行灵活性，控制黄河上游梯级水电站与新能源电站发电过程实现余缺互补，减小西北电网的灵活性电源建设规模，是本文的研究重点。

3 梯级水电站发挥储能作用的调节机制

由上游调节性能较好的水电站和下游调节性能较差或不具备调节性能的水电站组成的梯级水电站，通过优化调度手段，使上游水电站的出库过程同时兼顾下游水电站的发电需求，即可更充分地利用上游水电站对径流的调节性能和下游水电站的装机效益，进一步提高梯级水电站的发电效益和容量效益，更有利于电力系统的调度运行［26］。

以新能源大规模高比例并网的区域电力系统为例，当新能源出力较大或电力系统用电需求较小导致电力系统发电缺口较小时，可减小水电站的下泄流量，并将多余水量蓄在上游水库。该过程中，原未承担调峰任务的水电站通过改变运行方式，为电网中的不可调节电源提供了更大消纳空间，可有效减少弃风弃光电量，其实际意义相当于抽水蓄能电站中的“上库”在“下库”抽水蓄能；反之，当新能源出力较小或电力系统用电需求较大造成电力系统发电缺口较大时，通过控制水电站增大下泄流量，可利用其库蓄水量增加该时段发电出力。相比水电站不参与出力调节的发电方式，该方式下水电站通过利用其库蓄水能，更好地满足电网用电需求，其实际意义相当于抽水蓄能电站利用其“上库”蓄水量发电。通过以上方式挖掘梯级水电站群的调蓄潜力，可实现梯级水电站的储能化利用，促进电网中的新能源消纳和火电减排［27－28］。

4 发挥黄河上游梯级水电站储能作用运行案例

本文以黄河上游梯级水电站为例，基于黄河上游各梯级水电站规模与调节性能，设置以下3种计算情景：情景1为黄河上游梯级水电站不参与调峰的运行方式；情景2为西北电网直调的黄河上游龙羊峡、拉西瓦、李家峡、公伯峡、积石峡、刘家峡梯级水电站参与调峰，而尼那等径流式小水电站不参与调峰；情景3为黄河上游梯级水电站共同参与调峰。分析不同情景下梯级水电站调峰能力，揭示不同运行情景下梯级水电站水力和电力补偿规律，探究小水电站参与电力系统调峰的可行性，为梯级水电站发挥储能作用提供参考。

4.1 情景1：黄河上游梯级水电站不参与调峰

设置梯级水电站均不参与调峰的情景，作为揭示黄河上游梯级水电站发挥储能作用的对照方案。该情景下黄河上游梯级水电站的发电运行过程不考虑电网调峰需求，仅考虑工农业生活用水、生态用水、电网负荷需求等。此时，黄河上游梯级水电站将不发挥调峰作用，发电过程随综合用水需要而发生改变，考虑到综合用水过程在日内变化幅度不大，本文认为在此情景下黄河上游各梯级水电站日下泄过程是平稳的。

4.2 情景2：大型水电站参与调峰，小水电站不参与调峰

在此情景下，隶属于西北网调直接调度管理的黄河上游6座直调水电站参与电力系统调峰任务，其余径流式电站遵循来多少放多少的原则发电，不参与调峰。根据表1所列参数可知，大型水电站调节库容为238.3亿m3，装机容量11 225 MW，除因负荷、事故备用、最小下泄流量限制等因素确定的最小出力部分承担电力系统的基荷外，其他部分一般承担电力系统负荷图中的峰荷部分。小水电站调节库容为4.49亿m3，装机容量3 558.7 MW，相应地承担电力系统负荷图中的相对稳定的腰荷或基荷部分。

4.3 情景3：大型水电站和小水电站均参与调峰

充分利用小水电站调节库容，通过“水量接力”和“库容接力”发挥小水电站联合调峰作用，在情景2的基础上进一步提高黄河上游梯级水电站的调峰能力，增加风、光等不可调电量消纳量；还可以进一步优化电源结构，有效提升系统稳定性。同时，通过联合调峰运行，部分小水电站的发电量由基荷和腰荷转为峰荷，可减少电网中火电等电源开机，还可进一步为新能源提供更大消纳空间。

5 黄河上游梯级水电站联合调峰的效益分析

图1为3种运行情景下的梯级水电站总出力和小水电站出力过程，表2为3种情景下西北网调直调水电站和小水电站出力占比。由图1和表2可知，黄河流域上游龙青段梯级水电站均不参与调峰时，梯级水电站只承担系统负荷图中的基荷部分发电任务，出力过程平稳，未针对随机变动的风、光等不可调出力做出响应。西北网调直调水电站参与调峰后，系统灵活性资源调峰能力得到释放，增大了新能源消纳空间，从图1可以看出，水电出力最大值和最小值之差增大到1 149.5 MW，在新能源出力较大时段，水电降低出力，而在新能源出力较小时水电则增加出力，水电的灵活性得以利用，发挥了良好的调峰作用。小水电站参与调峰后，梯级水电站积极参与电网调峰，发挥了更大调峰作用，在新能源出力较大的日间9：00—16：00时，梯级水电站的总出力减小量高达1 215.2 MW，其中小水电出力减少65.7 MW，更有利于新能源消纳。

表2 3种情景下西北网调直调水电站和小水电站出力占比 %

图1 不同情景下梯级水电站总出力和小水电站出力过程

图2、表3分别为3种情景下新能源和水电站并网消纳后电力系统的发电需求与相关特征值统计结果。由图2和表3可知，梯级水电站不参与调峰时，水电与新能源全部并网后的剩余负荷过程呈现为与风、光出力类似的随机性和波动性，峰谷差高达3 297 MW，给电力系统带来很大调峰压力。西北网调直调水电站参与调峰后，充分利用水电灵活启闭、快速响应的特征，有效平抑了新能源的波动性，使得水电和新能源全部并网后系统的剩余负荷变得较为平稳，峰谷差降为2 258.4 MW，系统灵活性调峰需求矛盾得到缓解。小水电站参与调峰后，电力系统的剩余负荷更加平稳，峰谷差降至2 082.4 MW，相较于情景1，峰值相差884.6 MW、谷值相差330.0 MW。具体而言，在日间光伏发电量较大的时段，水电站减少发电量，电力系统剩余负荷增加；而在光伏出力较小或停止发电时段，水电站发出更多电量，减少了系统中的剩余负荷需求及调峰电源的调峰需求。在这种情景下，电力系统可进一步减少承担备用任务的火电机组容量，为新能源消纳提供更大空间。

表3 3种情景下梯级水电站与新能源并网后剩余负荷相关特征值统计MW

图2 3种情景下清洁能源消纳后系统余留给火电等电源的发电需求过程

综合以上3种情景，黄河上游龙羊峡等6座大型水电站参与调峰后，为系统增加了1 149.5 MW的调峰空间。进一步挖掘小水电站调峰能力后，系统调峰空间还可增加65.7 MW，即黄河上游梯级水电站均参与调峰时，将为系统增加1 215.2 MW的调峰空间。在本文计算中，情景2较情景1梯级水电站日间减少发电量4 027 MW·h，情景3较情景1梯级水电站日间减少发电量4 336 MW·h，相当于可分别增加4 027 MW·h和4 336 MW·h新能源发电量；同时，在新能源出力较小时，小水电最大可代替96 MW的火电机组开机需求，从而全天可增加96 MW新能源消纳空间，增加新能源发电量2 304 MW·h。通过减少火电开机和日间蓄能，情景2与情景3分别增加6 331 MW·h与6 640 MW·h新能源发电量。如按电化学储能成本1 500元／kW计算，相当于梯级水电优化调度在灵活性替代方面可节省18.23亿元工程投资，具有十分可观的经济效益。

6 结 论

新能源大规模并网后电力系统调峰资源短缺问题严重，亟须全面提高电力系统中灵活性电源利用水平。本文以西北电网为例，探究了黄河上游龙青段梯级水电站储能作用在以新能源为主题的新型电力系统中的作用，在考虑电调服从水调的前提下，研究了黄河上游梯级水电站是否调峰对电网调峰效果的影响。结果表明：

（1）黄河上游龙羊峡等6座西北电网直调水电站参与调峰发挥了良好的储能作用，为系统增加了1 149.5 MW的调峰空间，所计算典型日新能源发电量增加了4 027 MW·h。

（2）在直调水电站发挥储能作用的基础上，利用尼那等小水电站的储能作用，可将小水电站部分发电由腰荷或基荷转入峰荷部分，进一步发挥梯级水电站的储能作用，有效增加新能源消纳空间。相比小水电不参与调峰的情景2，该情景下系统调峰空间进一步增加65.7 MW，所计算典型日新能源发电量增加了309 MW·h。

（3）通过减少电网等效负荷峰谷差，电网对火电调峰、备用等需求降低，西北电网还可减少火电站运行机组数量，从而进一步给新能源消纳提供更大空间。

（4）若通过建设电化学储能设备实现典型日梯级水电站实际发挥的储能效果，需要投资18.23亿元。实例研究论证了黄河上游梯级水电站的储能作用及其对电网安全稳定运行和新能源消纳的贡献。