抽水蓄能電站消納新能源作用分析

張 娜，黃 和，靳亞東，唐修波

(1.中國電建集團北京勘測設計研究院有限公司，北京 100024；2.國網新源控股有限公司，北京 100761)

1 問題的提出

一直以來，抽水蓄能電站作為電力系統安全可靠的“穩定器”、優化當地電源結構的“平衡器”和提高清潔能源消納的“調節器”[1]，在電網中發揮了重要的作用。但是，在目前電力市場化程度不夠，自由競爭市場并未建成的情況下，抽水蓄能電站的電價疏導困難，備用、調頻調相、黑啟動、提高新能源消納等動態效益無法量化，價值不能被充分認可[2]。特別是當前火電正逐漸成為調峰主力，其靈活性改造成本遠低于新建抽水蓄能的成本，加之容量龐大，火電靈活性改造潛力巨大，對新能源消納也有一定的作用。

那么，抽水蓄能電站在消納新能源上是否起到了作用，可以消納多少新能源呢？基于這個問題，本文選取已建的內蒙古H抽水蓄能電站作為實例，通過實際運行數據，對抽水蓄能電站消納新能源的作用進行分析。

2 內蒙古電網現狀

2.1 內蒙古電網范圍

內蒙古自治區幅員遼闊，按照地域劃分為東西兩個區域，其中東部地區包括赤峰市、通遼市、興安盟和呼倫貝爾市，4個盟市構成了蒙東電網，由蒙東電網公司管理，目前屬于國家電網的一部分；西部地區包括呼和浩特市、包頭市、烏海市、烏蘭察布市、巴彥淖爾市、阿拉善盟、鄂爾多斯市和錫林郭勒盟，8個盟市構成了內蒙古電網(見圖1)，由內蒙古電力公司管理，與國家電網、南方電網并列，為一個獨立電網。

圖1 內蒙古電網覆蓋區域

2.2 內蒙古電網電源結構現狀

截至2019年底，內蒙古電網全口徑裝機容量為73 688.8 MW，其中，火電裝機44 974.2 MW，水電裝機2 079.1 MW，風電裝機18 721.5 MW，光伏裝機7 914.0 MW，所占比例分別為61.1%、2.8%、25.4%、10.7%?；痣娧b機中，供熱機組裝機22 720 MW(含供氣機組)，占比較高，達到50.5%。

受電源結構制約，內蒙古電網調峰能力不足，手段單一。特別是冬季供熱期，供熱機組基本滿發運行，調峰能力有限。而隨著新能源比重越來越大，系統調峰能力的嚴重不足，已不能適應大規模風力和光伏發電消納要求，也是造成棄風棄光的因素之一。

3 內蒙古電網消納新能源途徑

內蒙古電網消納新能源途徑主要從3個方面考慮：一是外送通道送出消納；二是火電深度調峰消納；三是儲能消納。

3.1 外送通道送出途徑

外送通道送出途徑存在以下不足：

(1)外送通道送電能力不足。內蒙古電網覆蓋區域大，內部網架構相對薄弱，內蒙古電網與華北電網聯系薄弱，沒有完全融入到國家大電網中，現狀只有500 kV汗沽雙回線和豐萬雙回線兩個向華北電網送電的外送通道，正常運行方式下送電能力4 200 MW，不能滿足自治區能源基地風電、火電電力送出的要求。

(2)特高壓點對網通道送電能力受限。內蒙古電網周邊已建成錫盟一交一直”、蒙西—天津南特高壓交流等點對網送電通道。由于通道配套電源尚未完全投運，部分通道送電規模遠未達到規劃設計水平；此外，大容量點對網送電方式缺乏送端電網支撐[3]，新能源匯集過電壓問題突出，嚴重限制通道輸電能力。

(3)局部網架薄弱，新能源送出受限。德嶺山、武川、烏蘭察布、錫林郭勒的玉龍、錫西、溫都爾及明安圖等地區新能源資源豐富，但由于局部主網架結構薄弱，不能完全滿足已建新能源送出需求。

綜合能源或新能源外送通道擬在中遠期建設。根據《內蒙古電網“十四五”發展規劃》，初步設想內蒙古電網“十四五”期間新增3～4回大型輸電通道，就地建設煤電基地，并匯集杭錦旗、阿拉善、巴彥淖爾和包北等地區新能源共同送出。鄂前旗直流送電容量按10 000 MW考慮，配套煤電7 000 MW，匯集阿拉善、巴彥淖爾地區風電7 000 MW；烏審、東勝直流送電容量按8 000 MW考慮，各配套煤電6 000 MW，并匯集杭錦旗、巴彥淖爾、包頭風電6 000 MW；烏中直流送電容量按8 000 MW考慮，依托蒙古煤炭，配套煤電6 000 MW，并匯集巴彥淖爾風電6 000 MW。

綜上，內蒙古電網外送通道輸電能力受限，且新能源外送通道擬在中遠期建設，暫時還不能滿足電網消納新能源的需求。

3.2 火電深度調峰途徑

火電靈活性改造可以降低煤電特別是熱電機組的最小出力，對消納新能源有一定的作用。2016年以來，我國正式啟動火電靈活性改造工作，根據相關統計數據顯示，供熱與新能源消納存在一定矛盾，300 MW以上容量的大型供熱機組受供熱限制導致電網調峰容量不足，靈活性改造效果不明顯[4-5]。而內蒙古電網供熱機組占比達到50%以上，比例很大；且電源裝機以300 MW級為主，300 MW及以上燃煤機組占比約83%，總體調峰能力較低。

為分析火電深度調峰對新能源消納的影響程度，依據內蒙古電網負荷水平及電源建設現狀，進行2019年調峰容量平衡分析。網內各類機組的調峰幅度根據有關資料和調查成果分析確定，調峰容量平衡的主要原則如下：

(1)系統所需調峰容量為典型日峰谷差與旋轉備用之和，其中負荷備用容量為最高電力負荷的3%，事故備用容量為最高電力負荷的10%，旋轉備用容量按事故備用容量的一半與負荷備用容量之和考慮。系統開機容量為最高電力負荷與旋轉備用容量之和。

(2)常規水電站調峰容量為其裝機容量；抽水蓄能電站1 200 MW，調峰能力按其裝機容量的2倍計算。

(3)目前內蒙古電網300 MW以上燃煤火電機組最小技術出力可達40%，調峰幅度為60%；200 MW以下機組最小技術出力50%，調峰幅度為50%。但因為煤炭價格較高，各燃煤電廠燃煤供應很難達到機組設計煤種要求，火電機組很難達到設計的調峰幅度。實際200 MW以下機組調峰幅度為45%，300 MW以上機組調峰幅度為55%，系統燃煤火電機組實際綜合技術可調峰幅度為53%。200 MW以下燃煤機組經濟調峰幅度為20%～30%、300 MW以上燃煤火電機組的經濟調峰幅度為30%～50%，考慮兩類機組的權重及經濟調峰幅度，系統綜合經濟調峰幅度約為37%。

(4)風電入網反調峰容量按40%計。本次計算，以火電機組綜合經濟調峰幅度37%和實際最大可調峰幅度53%兩種情況為基礎，計算兩種情況下有無蓄能對風電消納的影響，主要成果見表1。

表1 2019年內蒙古電網調峰容量盈虧分析 MW

由表1可知，火電調峰37%時，有蓄能后可多消納4 890 MW風電；火電調峰53%時，有蓄能后可多消納4 410 MW風電。考慮非供熱機組調峰幅度由37%提高到53%后，電網可多消納風電3 886 MW。因此總體看來，抽水蓄能電站消納風電規模大于火電深度調峰消納新能源規模，但是內蒙古電網風電大發期與供熱期重疊，風電夜間大發出力遠大于最低負荷，此時火電無降負荷深度調峰的能力，減少“棄風”只能依靠抽水蓄能電站。

3.3 儲能途徑

截止到目前，內蒙古電網僅有一座H抽水蓄能電站，暫無其他大規模儲能電源[6]。內蒙古電網供熱機組所占比例大，風電大發期與供熱期重疊，特別是冬季夜間低谷時段，風電出力較大，當風電夜間大發出力遠大于最低負荷時，火電已無降負荷深度調峰的能力，而抽水蓄能是唯一可大規模填谷的儲能設備，此時可通過填谷功能消納風電，減少棄風電量[7]。通過儲能系統與風電系統的協調，不僅能夠有效減小風電電源對系統的沖擊和影響，保障電源電力供應的可信度，還可降低電力系統的備用容量，提高電力系統運行的經濟性，提高電力系統接納風電場發電的能力，實現風能資源的充分利用。H抽水蓄能電站逐年運行情況見表2。

表2 H抽水蓄能電站逐年運行情況

根據表2數據，自2016年以來，H抽水蓄能電站發電量、抽水電量等整體呈增長的趨勢，特別是2018年后，漲幅較大，說明自2018年后，H抽水蓄能電站啟用頻繁；而同期，內蒙古電網棄風棄光率也呈大幅下降的趨勢。統計數據顯示，2016年，內蒙古電網風電小時數1 938 h，棄風率24.84%，光伏小時數1 476 h，棄光率6.58%；2018年風電小時數2 254 h，棄風率13.1%，光伏小時數1 649 h，棄光率2.4%；2019年風電小時數2 207 h，棄風率8.8%，光伏小時數1 658 h，棄光率1.3%。可見，抽水蓄能電站的調峰填谷功能，可有效消納網內新能源，減少棄風棄光。

因此，結合新能源出力特性，以及抽水蓄能電站“填谷”功能，可初步認為，H抽水蓄能電站是目前內蒙古電網大規模消納新能源的最主要手段，其消納新能源優勢明顯。內蒙古電網2018年～2019年消納新能源情況統計見表3。

表3 內蒙古電網2018年～2019年消納新能源情況統計

從表3可知，2018年1月～11月，內蒙古電網風電上網電量342.19億kW·h，棄風電量36.78億kW·h，棄風率9.7%；光伏上網電量91.7億kW·h，棄光電量1.50億kW·h，棄光率1.61%。2019年1月～11月，蒙西電網風電上網電量360.2億kW·h，同比增長5%；棄風電量34.86億kW·h，棄風率8.8%，同比減少5.5%。光伏上網電量113.8億kW·h，同比增長24.1%；棄光電量1.49億kW·h，棄光率1.3%，同比減少0.9%。總體來看，2019年較2018年多消納新能源4.34億kW·h(其中風電3.85億kW·h，光伏0.38億kW·h)，2019年H抽水蓄能電站抽水電量10.57億kW·h，完全可以消納6.16億kW·h的新能源，且剩余的抽水電量還需火電補充?？紤]到電網蓄能規模有限，風電冬季大發時和抽水蓄能出力存在不匹配的情況，因此目前難以實現消納全部新能源。

4 結論和建議

通過對內蒙古電網外送通道、火電調峰以及儲能三種消納方式的初步研究分析，認為在目前情況下，抽水蓄能電站消納新能源作用明顯，不僅有利于減少系統內“棄風棄光”的程度，同時有利于維持電力系統的安全穩定和經濟運行。可以說，抽水蓄能是目前內蒙古電網大規模消納新能源的最主要手段。

總體來看，在化學儲能等其他儲能方式大規模商業化運營之前，在比較長的一段時間內，尤其在安全低碳的總要求和新能源快速發展的背景下，抽水蓄能作為一種成熟經濟綠色的儲能方式，在消納新能源方面具有較大的優勢和能力，應該加快抽水蓄能電站的發展。