黃河上游梯級水電站儲能作用在新型電力系統中的應用

向 異，王學斌，馬曉偉，柯賢波，李金龍，王鎖平，金吉良

（1.國家電網有限公司西北分部，陜西 西安 710048；2.西安理工大學，陜西 西安 710048）

1 研究背景

在“雙碳”戰略目標下，電力系統中新能源裝機容量和占比將會進一步提高，對調峰資源的需求也將越來越大［1－2］，全面提升電力系統中靈活性調峰資源的占比和利用水平，是維持電網安全穩定運行與清潔能源高效消納的重要手段［3－5］。當前，從經濟技術角度來考慮，提高電力系統靈活性資源的可行手段主要有建設具有調節性能的水電站（如抽水蓄能電站）、建設電化學儲能工廠、進行火電機組調峰深度改造等［6－9］，上述措施具有工程投資大、建設周期長、經濟效益差等缺點［10］。考慮到電力系統中部分常規電源的調峰能力并未全部得到有效利用，采用優化調度等非工程措施進一步挖掘電力系統中現有水電等常規調峰電源的靈活性，相比以上工程措施，具有投資少、見效快的特點［4］，是應對當前電力系統靈活性不足造成的一系列問題的重要手段［11］。

構建新型電力系統、推動能源轉型、實現“雙碳”目標，能源行業是主戰場，電力企業是主力軍。西北地區新能源資源稟賦好、發展空間大［12］，是我國重要的清潔能源基地，是構建新型電力系統與實現“雙碳”目標的排頭兵［13－16］。2022年，西北新能源新增裝機規模創歷史新高，西北電網成為我國首個新能源為第一大電源的區域電網，電網“三高雙隨機”（高占比新能源、高度電離電子化、交直流高度耦合，電源、負荷變化隨機）特性更加顯著，多種形態穩定問題疊加交織，電力平衡不確定性增大，新能源高效利用對調峰資源的需求十分迫切［17］。由于西北電網火電等常規電源靈活性改造規模不足［18－19］，負荷側參與調峰尚未規模化［20］，抽水蓄能、電化學儲能等新型調節資源容量還需繼續積累［21］，因此保障西北電網新能源高效利用面臨嚴峻挑戰［22］。

本文以黃河上游梯級水電站為研究對象，開展黃河上游梯級水庫群在西北電網中的調度運行方式的研究，探究如何在新型電力系統中進一步發揮黃河上游大型水庫的儲能作用，為西北新能源的快速發展提供便捷、優質的調峰資源。

2 黃河上游干流龍羊峽—青銅峽河段梯級水電站概況

黃河上游干流龍羊峽—青銅峽河段（簡稱龍青段）已建成龍羊峽、拉西瓦、李家峽、公伯峽、積石峽、劉家峽6座百萬千瓦級別的梯級水電站（稱為大型水電站），及其區間分布的尼那、山坪、直崗拉卡、康揚、蘇只、黃豐、大河家、炳靈、鹽鍋峽、八盤峽、大河家、柴家峽、小峽、大峽、烏金峽、沙坡頭、青銅峽17座徑流式水電站（稱為小水電站）。黃河上游干流龍青段各水電站部分特性參數見表1。

表1 黃河上游梯級水電站特性參數統計

黃河上游各梯級水電站不僅承擔著黃河流域的防洪、防凌、灌溉、供水等綜合利用任務，而且是守牢西北電網安全生命線、西北地區民生用電底線的重要保障［23］。各梯級水電站的運行管理嚴格遵循“以水定電”原則，依據黃河水利委員會的水量調度指令，開展梯級水量調度［24－25］。龍羊峽、劉家峽水電站日均下泄流量受綜合用水需求約束，暫不具備跨日靈活調整能力，其他21座梯級水電站總調節庫容達7.79億m3，總裝機容量12 279 MW（其中大型水電站調節庫容為3.30億m3、占42.4%，裝機容量8 720 MW、占71.0%；小水電站（徑流式）調節庫容為4.49億m3、占57.6%，裝機容量3 559 MW、占29.0%）。如何在現有運行機制下，進一步挖掘黃河上游梯級水電站運行靈活性，控制黃河上游梯級水電站與新能源電站發電過程實現余缺互補，減小西北電網的靈活性電源建設規模，是本文的研究重點。

3 梯級水電站發揮儲能作用的調節機制

由上游調節性能較好的水電站和下游調節性能較差或不具備調節性能的水電站組成的梯級水電站，通過優化調度手段，使上游水電站的出庫過程同時兼顧下游水電站的發電需求，即可更充分地利用上游水電站對徑流的調節性能和下游水電站的裝機效益，進一步提高梯級水電站的發電效益和容量效益，更有利于電力系統的調度運行［26］。

以新能源大規模高比例并網的區域電力系統為例，當新能源出力較大或電力系統用電需求較小導致電力系統發電缺口較小時，可減小水電站的下泄流量，并將多余水量蓄在上游水庫。該過程中，原未承擔調峰任務的水電站通過改變運行方式，為電網中的不可調節電源提供了更大消納空間，可有效減少棄風棄光電量，其實際意義相當于抽水蓄能電站中的“上庫”在“下庫”抽水蓄能；反之，當新能源出力較小或電力系統用電需求較大造成電力系統發電缺口較大時，通過控制水電站增大下泄流量，可利用其庫蓄水量增加該時段發電出力。相比水電站不參與出力調節的發電方式，該方式下水電站通過利用其庫蓄水能，更好地滿足電網用電需求，其實際意義相當于抽水蓄能電站利用其“上庫”蓄水量發電。通過以上方式挖掘梯級水電站群的調蓄潛力，可實現梯級水電站的儲能化利用，促進電網中的新能源消納和火電減排［27－28］。

4 發揮黃河上游梯級水電站儲能作用運行案例

本文以黃河上游梯級水電站為例，基于黃河上游各梯級水電站規模與調節性能，設置以下3種計算情景：情景1為黃河上游梯級水電站不參與調峰的運行方式；情景2為西北電網直調的黃河上游龍羊峽、拉西瓦、李家峽、公伯峽、積石峽、劉家峽梯級水電站參與調峰，而尼那等徑流式小水電站不參與調峰；情景3為黃河上游梯級水電站共同參與調峰。分析不同情景下梯級水電站調峰能力，揭示不同運行情景下梯級水電站水力和電力補償規律，探究小水電站參與電力系統調峰的可行性，為梯級水電站發揮儲能作用提供參考。

4.1 情景1：黃河上游梯級水電站不參與調峰

設置梯級水電站均不參與調峰的情景，作為揭示黃河上游梯級水電站發揮儲能作用的對照方案。該情景下黃河上游梯級水電站的發電運行過程不考慮電網調峰需求，僅考慮工農業生活用水、生態用水、電網負荷需求等。此時，黃河上游梯級水電站將不發揮調峰作用，發電過程隨綜合用水需要而發生改變，考慮到綜合用水過程在日內變化幅度不大，本文認為在此情景下黃河上游各梯級水電站日下泄過程是平穩的。

4.2 情景2：大型水電站參與調峰，小水電站不參與調峰

在此情景下，隸屬于西北網調直接調度管理的黃河上游6座直調水電站參與電力系統調峰任務，其余徑流式電站遵循來多少放多少的原則發電，不參與調峰。根據表1所列參數可知，大型水電站調節庫容為238.3億m3，裝機容量11 225 MW，除因負荷、事故備用、最小下泄流量限制等因素確定的最小出力部分承擔電力系統的基荷外，其他部分一般承擔電力系統負荷圖中的峰荷部分。小水電站調節庫容為4.49億m3，裝機容量3 558.7 MW，相應地承擔電力系統負荷圖中的相對穩定的腰荷或基荷部分。

4.3 情景3：大型水電站和小水電站均參與調峰

充分利用小水電站調節庫容，通過“水量接力”和“庫容接力”發揮小水電站聯合調峰作用，在情景2的基礎上進一步提高黃河上游梯級水電站的調峰能力，增加風、光等不可調電量消納量；還可以進一步優化電源結構，有效提升系統穩定性。同時，通過聯合調峰運行，部分小水電站的發電量由基荷和腰荷轉為峰荷，可減少電網中火電等電源開機，還可進一步為新能源提供更大消納空間。

5 黃河上游梯級水電站聯合調峰的效益分析

圖1為3種運行情景下的梯級水電站總出力和小水電站出力過程，表2為3種情景下西北網調直調水電站和小水電站出力占比。由圖1和表2可知，黃河流域上游龍青段梯級水電站均不參與調峰時，梯級水電站只承擔系統負荷圖中的基荷部分發電任務，出力過程平穩，未針對隨機變動的風、光等不可調出力做出響應。西北網調直調水電站參與調峰后，系統靈活性資源調峰能力得到釋放，增大了新能源消納空間，從圖1可以看出，水電出力最大值和最小值之差增大到1 149.5 MW，在新能源出力較大時段，水電降低出力，而在新能源出力較小時水電則增加出力，水電的靈活性得以利用，發揮了良好的調峰作用。小水電站參與調峰后，梯級水電站積極參與電網調峰，發揮了更大調峰作用，在新能源出力較大的日間9：00—16：00時，梯級水電站的總出力減小量高達1 215.2 MW，其中小水電出力減少65.7 MW，更有利于新能源消納。

表2 3種情景下西北網調直調水電站和小水電站出力占比 %

圖1 不同情景下梯級水電站總出力和小水電站出力過程

圖2、表3分別為3種情景下新能源和水電站并網消納后電力系統的發電需求與相關特征值統計結果。由圖2和表3可知，梯級水電站不參與調峰時，水電與新能源全部并網后的剩余負荷過程呈現為與風、光出力類似的隨機性和波動性，峰谷差高達3 297 MW，給電力系統帶來很大調峰壓力。西北網調直調水電站參與調峰后，充分利用水電靈活啟閉、快速響應的特征，有效平抑了新能源的波動性，使得水電和新能源全部并網后系統的剩余負荷變得較為平穩，峰谷差降為2 258.4 MW，系統靈活性調峰需求矛盾得到緩解。小水電站參與調峰后，電力系統的剩余負荷更加平穩，峰谷差降至2 082.4 MW，相較于情景1，峰值相差884.6 MW、谷值相差330.0 MW。具體而言，在日間光伏發電量較大的時段，水電站減少發電量，電力系統剩余負荷增加；而在光伏出力較小或停止發電時段，水電站發出更多電量，減少了系統中的剩余負荷需求及調峰電源的調峰需求。在這種情景下，電力系統可進一步減少承擔備用任務的火電機組容量，為新能源消納提供更大空間。

表3 3種情景下梯級水電站與新能源并網后剩余負荷相關特征值統計MW

圖2 3種情景下清潔能源消納后系統余留給火電等電源的發電需求過程

綜合以上3種情景，黃河上游龍羊峽等6座大型水電站參與調峰后，為系統增加了1 149.5 MW的調峰空間。進一步挖掘小水電站調峰能力后，系統調峰空間還可增加65.7 MW，即黃河上游梯級水電站均參與調峰時，將為系統增加1 215.2 MW的調峰空間。在本文計算中，情景2較情景1梯級水電站日間減少發電量4 027 MW·h，情景3較情景1梯級水電站日間減少發電量4 336 MW·h，相當于可分別增加4 027 MW·h和4 336 MW·h新能源發電量；同時，在新能源出力較小時，小水電最大可代替96 MW的火電機組開機需求，從而全天可增加96 MW新能源消納空間，增加新能源發電量2 304 MW·h。通過減少火電開機和日間蓄能，情景2與情景3分別增加6 331 MW·h與6 640 MW·h新能源發電量。如按電化學儲能成本1 500元／kW計算，相當于梯級水電優化調度在靈活性替代方面可節省18.23億元工程投資，具有十分可觀的經濟效益。

6 結 論

新能源大規模并網后電力系統調峰資源短缺問題嚴重，亟須全面提高電力系統中靈活性電源利用水平。本文以西北電網為例，探究了黃河上游龍青段梯級水電站儲能作用在以新能源為主題的新型電力系統中的作用，在考慮電調服從水調的前提下，研究了黃河上游梯級水電站是否調峰對電網調峰效果的影響。結果表明：

（1）黃河上游龍羊峽等6座西北電網直調水電站參與調峰發揮了良好的儲能作用，為系統增加了1 149.5 MW的調峰空間，所計算典型日新能源發電量增加了4 027 MW·h。

（2）在直調水電站發揮儲能作用的基礎上，利用尼那等小水電站的儲能作用，可將小水電站部分發電由腰荷或基荷轉入峰荷部分，進一步發揮梯級水電站的儲能作用，有效增加新能源消納空間。相比小水電不參與調峰的情景2，該情景下系統調峰空間進一步增加65.7 MW，所計算典型日新能源發電量增加了309 MW·h。

（3）通過減少電網等效負荷峰谷差，電網對火電調峰、備用等需求降低，西北電網還可減少火電站運行機組數量，從而進一步給新能源消納提供更大空間。

（4）若通過建設電化學儲能設備實現典型日梯級水電站實際發揮的儲能效果，需要投資18.23億元。實例研究論證了黃河上游梯級水電站的儲能作用及其對電網安全穩定運行和新能源消納的貢獻。