抽水蓄能電站在高比例可再生能源電力系統中的調節優化作用

鄧振辰，文冰

（1.水電水利規劃設計總院；2.中國電建集團中南勘測設計研究院有限公司）

0 引言

當前，能源低碳化、清潔化發展的趨勢日益彰顯，風力發電、光伏發電快速崛起，可再生能源在電力系統中的占比顯著上升。但隨著波動性可再生能源的大規模并網，電力系統也面臨一系列挑戰，棄風棄光、調峰困難、電壓及頻率波動等問題亟待解決［1］。高比例可再生能源并網將改變電力系統的形態，為電力系統穩定控制、調度運行等領域帶來重大變革［2］。文獻［2］對不同可再生能源發電滲透率進行電力系統發展階段劃分，將可再生能源發展分為中比例（10%～30%）、高比例（30%～50%）和極高比例（50%～100%）3個階段，而應對高比例可再生能源電力系統面臨的諸多新挑戰，核心是解決可再生能源間歇性帶來的時空不確定性與并網方式帶來的高比例電力電子化兩大關鍵科學問題［3-4］。針對可再生能源出力的間歇性和波動性造成的棄電問題，文獻［5］利用常規水電進行補償調節電源，通過水風光互補，以降低組合電源波動，更好地匹配負荷特性，降低棄電限電；文獻［6］提出利用電化學儲能配比可再生能源降低棄電的經濟性計算方法；文獻［7］提出了新能源大規模并網情景下，集中式儲能的規劃方法，提出儲能在電力系統中的應用場景，并分析儲能的引入對規劃問題建模的影響；文獻［8］提出采用氫能虛擬電廠的方法與集中式風電場聯合運行，利用棄風進行制氫，從而降低棄風限電增加系統的能量利用效率，并建立以典型日運行成本最低為目標的虛擬棄風-制氫聯合體經濟調度模型，計算分析該方法的經濟性。可見，利用儲能或調節電源對可再生能源進行補償調節。優化調度是應對高比例可再生能源波動性、間歇性的關鍵舉措［9-12］。抽水蓄能電站是電力系統最經濟的規模化儲能調節電源，它既是發電廠，又是用戶，具備調峰填谷、儲能調節作用。抽水蓄能電站與可再生能源配合運行，可以通過優化調度，實現對電源出力靈活的補償調節，組合電源可調可控，與負荷特性更好地匹配，緩解由于電源出力的波動性、間歇性造成的棄電和對電網的沖擊，有效地為上述問題提供解決方案。

為探索抽水蓄能電站在高比例可再生能源電力系統的運行方式，量化它在系統中的調節作用和效益，本文以某地方電網為例，梳理高比例可再生能源電力系統存在問題，結合抽水蓄能電站的運行方式和特點，分析研究抽水蓄能電站的運行效益和作用，并分析該系統相對較優的抽水蓄能電站規模。

1 研究思路及方法

1.1 研究思路

選取某高比例可再生能源的區域電網作為典型案例，擬定不同的抽水蓄能裝機規模情景，通過建立量化模型，模擬優化各類電源運行，并對組合電源進行優化調度，分析不同規模的抽水蓄能電站對高比例可再生能源電力系統的作用和效益。研究主要分為3個步驟：第一，建立量化模型，明確研究邊界條件，梳理區域電力系統的電源組成及出力特性、負荷特性等邊界條件；第二，以無抽水蓄能方案模擬電力系統運行，分析電力系統存在的主要問題；第三，考慮新增不同規模的抽水蓄能電站作為補充，分析計算系統的運行狀態，并量化其效益。

1.2 系統運行模擬

模型可根據電網的負荷、各類電源的運行特性，模擬出力，并優化組合電源的運行，通過逐小時的電力電量平衡得到各類電源的上網電量、棄電量等參數，從而得到電網的實時運行狀態。

1.2.1 優化目標

整體優化策略以實現在一定的負荷條件下，通過抽水蓄能的調節作用，使得可再生能源的消納量最大、棄電量最小為目標，即各時段光伏發電、風電、水電的總上網電量加上儲能的變化量最大［13］，即：

式中：F——t時段內等效可再生能源的最大消納量，kW；Pi,t——可再生能源種類i在t時段的出力，kW；Ps,t——抽水蓄能在t時段的出力（抽水為負，發電為正），kW；Pload——t時段系統的負荷需求，kW。

1.2.2 電源模擬及平衡策略

1.2.2.1 電源模擬原則

模型主要考慮的電源包括：抽水蓄能電站、常規水電、風電、光伏發電、地熱發電、燃煤火電及電網互聯通道。常規水電根據其調節庫容、徑流特性，以及生態、防洪、航運等運行調度要求，根據平水代表年的徑流過程進行出力模擬；風電和光伏發電根據其資源特性，按照不同季節典型出力過程計入；地熱發電按照典型日出力過程計入，燃煤火電按最高壓負荷率不高于30%計入［14］。

1.2.2.2 模型平衡原則

模型逐時段根據負荷對電源出力進行平衡安排。當各電源的整體出力大于負荷時：首先由外送通道送出，具備調節能力的水電蓄水降低出力，再次考慮抽水蓄能電站抽水運行；當上述操作之后仍有出力富余則形成棄水。當電源整體出力小于負荷時：首先根據水電的庫容判斷是否具備加大出力條件，若有則加大出力；其次判斷抽水蓄能電站儲能是否滿足發電條件，由抽水蓄能電站發電；最后加大互聯通道送電規模；以上操作完成后若仍然缺電則計入缺電［15］。

1.2.3 各類電源及約束

1.2.3.1 抽水蓄能機組

1）抽水發電工況約束

式中：a(t)——抽水蓄能機組抽水工況變量，1表示抽水工況，0表示處于非抽水工況；b(t)——抽水蓄能機組放水狀態變量，1表示發電工況，0表示處于非發電工況。

2）總蓄能量約束

式中：Smin——抽水蓄能電站最小蓄能值，kW?h；Smax——抽水蓄能電站最大蓄能值，kW?h；P(t)——抽蓄能電站t時段出力，kW；S(t)——抽蓄能電站t時段蓄能值，kW?h。

3）庫容約束

式中：Vup(t)、Vdown(t)——上下水庫任意時刻的水量，m3；Vsum——抽水蓄能電站上下庫運行總水量，m3；Vup,min、Vup,max——上水庫的最小、最大庫容，m3；Vdown,min、Vdown,max——下水庫的最小、最大庫容，m3。

4）發電出力和抽水入力約束

式中：Gmin、Gmax——機組的發電最小出力和發電最大出力，kW；Pum,min、Pum,max——機組的抽水最小入力和抽水最大入力，kW。

1.2.3.2 常規水電機組

1）機組出力約束

式中：Ph——水電出力，kW；Re——發電流量，m3/s；H——發電水頭，m；Ph,min、Ph,max——滿足該時段運行調度要求的最小和最大出力，kW。

2）流量約束

式中：Rout——水庫總的下泄流量，m3/s；Rmin、Rmax——該時段運行調度要求的最大、最小發電流量，m3/s；Rc——水庫棄水流量，m3/s。

3）水庫庫容

式中：Vh——庫容，m3；I——入庫流量，m3/s；Vmin、Vmax——最小庫容和最大庫容，m3。

4）水庫蓄能量

式中：Eh——水庫的蓄能量，kW?h。

5）棄水電量

式中：Eh,c——水庫的棄水電量，kW?h。

1.2.3.3 出力約束

式中：Pw、Ps——風電和光伏的實時出力，kW；Pw,th、Ps,th——風電和光伏的理論出力，kW。

1.2.3.4 聯網輸電線路

1）傳輸容量約束

式中：P(t)——線路實時傳輸的容量，kW；送入為正，送出為負；Pt,max——線路最大傳輸容量，kW。

2）負荷平衡約束

式中：i——不同的電源種類及線路；Pi——i類型能源的出力，kW；L——負荷，kW。

2 抽水蓄能在某高比例可再生能源電力系統中的應用

某區域電網可再生能源發電裝機規模占比超過80%，是典型的高比例可再生能源電網，未來仍將不斷擴大可再生能源的開發利用規模。隨著風電、光伏發電裝機占比的不斷提高，近年來電網面臨著一系列的挑戰：該電網近三年棄光率超過25%，豐水期棄電與枯水期缺電并存，日間棄電與夜間缺電并存，新能源脫網等事故頻發［16-20］。

2.1 電力系統概況

2.1.1 電源結構及出力特性

根據該區域的電源發展規劃，至2030年，發電總裝機為1 295×104kW，各類電源規模見表1。其中，可再生能源裝機占比約 96.8%，化石能源發電裝機占比 3.2%。水電和光伏發電是區域的主力電源，但由于80%以上的水電站為徑流式或日調節電站，調節能力弱，受冬季河流徑流減少影響，水電站出力大幅下降，豐水期與枯水期出力比約為5:1。

表1 某地區2030年發電裝機規模及類型

該區域有兩條電力輸送通道，分別為正負400 kV直流線路和220 kV交流線路，可與外部電網進行電力互換，平衡系統的豐枯供需矛盾，豐期最大送出電力190×104kW，枯期最大受入電力約95×104kW。

2.1.2 負荷特性

根據預測，該區域 2030年最大負荷為 510×104kW，全社會用電量238×108kW?h，年負荷特性見圖1。冬季12月負荷最大，夏季的8月、9月負荷較低。日負荷分冬、夏兩個典型日，負荷特性見圖2。

圖1 2030年該區域年負荷特性曲線

圖2 2030年該區域日負荷特性曲線

2.1.3 電源出力特性

常規水電根據其調節庫容、徑流特性，以及生態、防洪、航運等運行調度要求，根據平水代表年的徑流過程進行出力模擬。根據當地風力發電和光伏發電近3年逐小時的出力曲線，分析得到不同月份典型日出力過程，采用各典型日的出力過程計入模型。

2.2 無抽水蓄能的運行狀態分析

2.2.1 典型日運行狀態

按照上述規劃電源的規模和出力特性、電網負荷，使用量化模型進行優化運行模擬，得到冬季和夏季典型日的運行參數。

2.2.1.1 夏季典型日

在夏季，火電機組關機，運行的電源包括：水電、光伏發電、風電、地熱發電，聯網通道以送出方式運行。由于正值豐水期，水電出力大，全天平均出力 410×104kW，加之部分電站承擔防洪等任務，水電調峰難度加大；風電、光伏發電按其日典型出力曲線運行，全天最大出力約 410×104kW，最小出力3×104kW；聯網通道全天滿負荷外送190×104kW 電力。模擬運行結果表明：電網 7:00—17:00出現棄電，最大棄電量139×104kW，全天棄電量3 554×104kW。

2.2.1.2 冬季典型日

冬季時，火電機組開機運行，系統的電源包括：水電、光伏發電、風電、火電、地熱發電，聯網通道以受入電力方式運行。由于正值枯水期，水電出力大幅降低，平均出力 120×104kW。光伏和風電最大出力約425×104kW，最小出力4×104kW。火電以熱電聯供方式運行，調節能力有限；聯網線路全天以受入電力方式運行，平均受入電力 120×104kW，棄電時段受入電力降低10%。運行成果表明：除光伏出力高峰時段 9:00—15:00存在棄光現象外，晚間高峰時段存在較大的電力缺口，全天光伏出力高峰段棄電量 741×104kW，夜間負荷高峰時段缺電量461×104kW。夜間缺電與白天棄電并存。

2.2.2 年內運行狀態

對電網進行各月電力電量平衡分析，結果表明：豐水期6—10月，水電出力加大，電網出現電能過剩，通道滿負荷送出，仍有大規模的棄電產生；枯水期11月—次年5月，水電出力顯著降低，電網出現缺電和日內電力供需矛盾。分析結果可得：2030年區域電網豐水期系統可發電量173.5×108kW?h，需電量 61.4×108kW?h，通道送出電量 53.7×108kW?h，富余電量58.5×108kW?h；枯水期系統發電量128.8×108kW?h，通道受入電量37.1×108kW?h，需電量 176.6×108kW?h，缺電10.7×108kW?h（如圖3、表2所示）。

圖3 電力系統各月平均出力及平均負荷曲線

表2 電力系統豐枯水期電量盈虧平衡情況

2.3 系統存在問題

根據上述分析，系統主要存在3個方面的問題：

一是“日盈夜缺”，日內供需失衡。夏季典型日最大棄電容量139×104kW，全天棄電量3 554×108kW?h。枯水期典型日最大電力缺口約90×104kW，全天缺電量461×108kW?h。

二是“豐盈枯缺”，年內供需失衡。由于系統存在大量無調節性能的小水電，豐枯出力差異大，易造成豐水期電網大量棄電、枯水期缺電的現象。豐期電量富余 58.5×108kW?h，枯期缺電量10.7×108kW?h。

三是電力系統運行可靠性、穩定性較差。電網波動性能源占比高，出力波動引發電壓、頻率的波動和閃變，新能源并網比例大引發的潮流變化加大了正常運行電壓調整的難度，造成系統的可靠性、穩定性相對較差。

2.4 抽水蓄能電站作用分析

為應對上述挑戰設置裝機規模為30×104kW、60×104kW、90×104kW的抽水蓄能電站方案，分析不同規模抽水蓄能電站的電力系統調節作用和效益（其他電源規模仍按表1）。

2.4.1 典型日運行狀態

2.4.1.1 冬季典型日

為緩解電力系統日內的日盈夜缺，抽水蓄能電站充分發揮儲能調節作用，在日間光伏出力高峰時段9:00—15:00以抽水工況運行，30×104kW、60×104kW、90×104kW抽水蓄能裝機方案平均抽水入力分別為28×104kW、53×104kW和75×104kW，可減少棄光電量224×108kW?h、422×108kW?h和595×108kW?h。在晚高峰的18:00—23:00以發電工況運行，各方案平均出力29×104kW、52×104kW和74×104kW，發電量 175×108kW?h、317×108kW?h和 443×108kW?h，有效緩解了電網的日間棄電和夜間缺電現象。其中，90×104kW抽水蓄能電站方案還可降低聯網送入電量約 1×108kW?h。可見，抽水蓄能電站促進了可再生能源的消納，改善了電力系統運行的經濟性。各方案冬季典型日電力系統運行情況見圖4～圖7。

圖4 無抽水蓄能方案冬季典型日運行圖

圖5 30×104 kW方案冬季典型日運行圖

圖6 60×104 kW方案冬季典型日運行圖

圖7 90×104 kW方案冬季典型日運行圖

2.4.1.2 夏季典型日

夏季典型日，由于僅常規水電的出力已經超過電網負荷需求，系統全天電力富余，抽水蓄能電站主要以抽水工況運行。各計算方案中，無抽水蓄能方案全天棄電量2 426×108kW?h，抽水蓄能方案以運行16 h為基準，30×104kW方案可減少棄電量410×108kW?h，60×104kW可減少棄電量725×108kW?h，90×104kW抽水蓄能電站可減少棄電量1 015×108kW?h。當上水庫水位達到正常蓄水位之后，抽水蓄能電站停止抽水，作為系統的備用電源保障系統安全穩定運行。各方案夏季典型日電力系統運行情況見圖8～圖11。

圖8 無抽水蓄能方案夏季典型日運行圖

圖9 30×104 kW方案夏季典型日運行圖

圖10 60×104 kW方案夏季典型日運行圖

圖11 90×104 kW方案夏季典型日運行圖

2.4.2 年內運行分析

由于電網年內存在夏季電力大量富余、冬季部分時段富余、高峰時段缺電的現象。抽水蓄能電站的年內運行以平衡夏、冬季節供需矛盾為主。在夏季，電站以連續抽水工況運行直至上水庫蓄滿，同時兼作為電網的備用電源，保障送出線路的穩定運行；在冬季，以發電運行為主，兼顧調節日內電網峰谷的供需矛盾。若要求抽水蓄能電站承擔進行季節性電能的調節轉換，起到平衡豐枯出力的作用，則需要電站上水庫具備較大的庫容以存儲豐水期的季節性電能。根據計算，該系統豐水期總計富余電能58.5×108kW?h，以500 m發電水頭的抽水蓄能電站計算，需要約52×108m3的上水庫庫容。若具備良好的上庫庫容條件，30×104kW、60×104kW、90×104kW方案可將系統豐水期的棄電量5.1×108kW?h、8.5×108kW?h和12.3×108kW?h轉換到枯水期使用，相應增加枯水期發電能力約 3.6×108kW?h、6×108kW?h和9×108kW?h。

3 結論

高比例可再生能源帶來的挑戰主要源于風電、光伏發電、水電出力的隨機性造成的電力供需實時平衡的矛盾和風電光伏并網帶來的電壓、頻率穩定問題。第一類問題的應對關鍵在于增加系統的靈活性及彈性，顯著有效的手段包括：建設抽水蓄能電站、儲能電站，進行火電靈活性改造，建設調節性能好的水電站等；第二類問題的解決需要加電網的柔性控制設備以及調頻調相手段，以增強系統電壓頻率的運行穩定性。抽水蓄能電站具備調峰填谷、儲能調節作用，其啟動迅速，運行靈活，對負荷的變化可以作出快速反應，可承擔調頻、調相、事故備用和黑啟動等任務。抽水蓄能電站的運行特點為應對高比例可再生能源電力系統的兩大關鍵挑戰提供了可行的解決方案。

在高比例可再生能源的電力系統中，抽水蓄能可充分發揮日內調節作用，將大量無法及時消納的風光隨機性電能，調節至負荷高峰時段使用，顯著改善系統的電力日內供需矛盾。通過對不同規模的抽水蓄能電站在某電力系統中進行模擬運行，30×104kW、60×104kW和90×104kW抽水蓄能電站可分別降低冬季典型日的棄電率26%、56%和72%，相應減少系統棄電損失 6.8×108kW?h、13.1×108kW?h和 16.8×108kW?h，系統冬季缺電量從 10.7×108kW?h分別降低至5.6×108kW?h、0.9×108kW?h和 0。夏季抽水蓄能主要以抽水方式連續運行，30×104kW、60×104kW和90×104kW方案可分別降低夏季典型日棄電率17%、30%和42%，相應減少棄電量 410×104kW?h、725×104kW?h、1 015×104kW?h。可見，隨著抽水蓄能裝機容量的增大，作用顯著增加，就緩解系統冬季供需矛盾而言，90×104kW抽水蓄能電站可基本滿足系統需求。

具備良好庫容條件的抽水蓄能電站，可進行更大時間尺度內的系統電能調節，如針對水電占比較高的電力系統，可將系統豐水期的季節性電能轉換到枯水期使用，緩解系統的豐枯季節性電力供需矛盾。通過對某電力系統進行研究表明，30×104kW、60×104kW和90×104kW抽水蓄能電站可分別降低系統豐水期的棄電量5.1×108kW?h、8.5×108kW?h和12.3×108kW?h，相應增加枯水期發電量約3.6×108kW?h、6×108kW?h和 9×108kW?h，極大緩解系統的季節性電力供需矛盾。