摘要

电力系统调峰问题是制约新能源发展的关键因素之一，传统的生产模拟和测算方法已经不适于含多类型电源的复杂系统。以西北电网为研究对象，对西北电网抽水蓄能电站的调峰效益进行了研究。采用基于等可靠性指标和全时段8 760 h生产模拟，测算了西北地区建设抽水蓄能电站的容量效益、电量效益、新能源弃电率和国民经济性等指标。计算中考虑了抽水蓄能电站的运行方式、水电跨日调节、抽蓄跨日调节、光热电站的跨日调节等因素。研究结果可为中国西北地区抽水蓄能电站的建设提供指导，也可为中国其他地区抽水蓄能电站的论证提供参考。

关键词

抽水蓄能电站；容量效益；电量效益；新能源弃电率

0 引言

电力系统调峰问题是制约新能源发展的关键因素之一［1］。文献［2］结合机会约束规划理论，以联合系统的安装和运行维护总成本最低为目标建立了抽水蓄能容量优化模型。文献［3］将电网备用分为调峰备用和不确定性备用，建立了含抽水蓄能（抽蓄）电站的日前调度及实时调度的数学模型。文献［4］提出风电-抽水蓄能联合运行的电网消纳风电模式。文献［5］研究了基于蒙西电网和呼和浩特抽水蓄能电站的实际数据的抽蓄-风电调度运行模拟。文献［6］针对抽水蓄能电站和风电场协调运行问题，研究了抽水蓄能电站的运行方式与降低弃风电量的关系。文献［7］从日前调度与日内实时调度相互协调配合的角度给出含储能电源的优化调度模型。文献［8］充分考虑抽水蓄能的运行特性，以电网弃风最小为优化目标，建立风电和抽水蓄能协调运行的混合整数规划模型。文献［9］提出了基于成本效益分析的考虑风蓄联合运行的机组组合新模型。文献［10-11］研究了青海高比例新能源电力系统中新能源与各类储能电源的协调运行及其经济性。

随着电力系统中风电、光伏占比的提高，抽水蓄能电站的效益评估日趋复杂，传统的生产模拟和测算方法已经不适于含多类型电源的复杂系统。本文以西北电网为研究对象，采用基于等可靠性指标和全时段生产模拟，测算了西北地区建设抽水蓄能电站的容量效益、电量效益、新能源弃电率和国民经济性。计算中考虑了多种抽水蓄能电站的运行方式，研究结果可为中国西北地区抽水蓄能电站的建设提供指导。

1 数学模型

1.1 抽水蓄能电站容量和电量效益计算

抽水蓄能电站投入运行后，电网系统中可以降低的常规电源规模为抽水蓄能电站的容量效益［12-13］，如图1所示，火电需求①减去火电需求②即为抽水蓄能电站容量效益。

图1 抽水蓄能电站容量效益

在替换掉一部分火电的同时，电力系统的煤耗和风电、光伏弃电率也将降低，并最终都在火电煤耗上体现，即为抽水蓄能电站的电量效益。图2、图3分别给出了容量效益和电量效益计算流程。

由于抽水蓄能电站容量效益的发挥与其运行方式密切相关，因此计算抽水蓄能电站的容量效益和电量效益时考虑了抽水蓄能电站的5种运行方式：

一是削峰填谷方式。这种方式下抽水蓄能电站在负荷低谷时抽水、高峰时发电，调度简单，但运行结果不是最优，对于负荷峰谷差较小的电力系统，运行煤耗还可能增加。

二是备用运行方式。该运行方式下抽水蓄能电站全天停机备用，是传统意义的承担紧急事故备用功能的抽水蓄能电站的运行方式。

三是快速清库方式。这种方式以尽量接纳新能源弃电量为目标，发生弃电时抽水蓄能电站抽水，无弃电时抽水蓄能电站发电腾空上库库容，为下一轮抽水做准备。这种运行方式下，抽水蓄能电站发电只是为下一轮抽水腾空上库库容，不发挥调峰功能。图4示意了这种运行方式的工作位置，其中： 0—4时电力系统存在弃电，抽蓄电站运行在抽水状态；4时以后电力系统不存在弃电，且其他电源可以降低出力运行空间，抽水蓄能电站运行在放电状态；13—19时系统存在弃电，抽水蓄能电站重新开始储电；17时抽水蓄能电站已储满；18时需要弃电；19时电力系统不存在弃电且其他电源有可降低出力运行空间，抽水蓄能电站又开始放电，直至放完。

图4 快速清库方式示意图

四是预留库容方式。这种方式与快速清库方式类似，抽水蓄能电站仍以弃电抽水为导向，但无弃电时，不完全清空库容，而预留一部分库容在负荷高峰时发电，发挥部分调峰功能。

图5示意了预留库容方式工作时的运行位置，其中：0—4时电力系统存在弃电，抽水蓄能电站运行在储电状态，水库未储满；13—19时电力系统存在弃电，抽水蓄能电站继续储电；16时抽水蓄能电站已储满；17—18时需要弃电；晚上20—22时为电力系统负荷最大时段，抽水蓄能电站运行在放电状态，满足高峰负荷用电需要。

图5 预留库容方式示意图

预留库容方式以尽量接纳新能源弃电量为目标，兼顾晚高峰负荷供电，即在电力系统发生弃电时抽水蓄能电站抽水；当没有弃电发生时，根据需要预留一部分电量，在负荷高峰时发电。该方式的优点是抽水、发电的时段清晰，有弃电的日子基本抽发循环一次，缺点是基本不存在替代火电装机效应。

五是综合优化方式。这种方式基于预测的新能源出力，采用数学优化方法安排抽水蓄能电站工作位置。其优点是可以充分发挥抽水蓄能电站的调节作用，但对调度运行技术要求较高。

图6示意了抽水蓄能电站按综合优化方式工作时的运行位置，其中：0—4时电力系统存在弃电，抽水蓄能电站运行在抽水状态，但电力系统全天优化后安排抽水蓄能电站在12时负荷高峰位置放电；13—19时电力系统存在弃电，抽水蓄能电站重新开始抽水；16时电站库容已储满；17—18时需要弃电；21时电力系统高峰负荷时段放电。这种方式运行时全系统经济性最优，运行成本最低，也是全局优化的初衷。

图6 综合优化方式

1.2 全时段生产模拟

上述抽水蓄能电站效益计算中，关键步骤是含有抽蓄电站的生产模拟计算，本文采用了基于数学优化的8 760 h全时段生产模拟计算模型。在满足负荷需求的约束条件下，尽量减少新能源弃电和发电煤耗，目标函数如下：

约束条件包括电力系统平衡约束、电站或机组运行约束、地区间联络线功率约束等，具体表达式见文献［14-16］所示。本文采用历史统计的8 760 h实际新能源出力特性曲线，构造典型出力特性曲线，以此代表远景规划年新能源的出力曲线。首先一次性求解每周168 h的优化问题，然后考虑各类电源的跨日调节、机组启停等，再通过连续求解52周以获得全年8 760 h的生产模拟。具体计算流程如下：

（1）读入各机组的数据和算例基本数据，各机组数据包括火电、水电、风电、光伏、抽水蓄能、光热等机组的参数，算例基本数据包括一次循环求解的周期长度、网架结构、负荷、备用容量、直流功率等。

（2）读入可再生能源的资源数据，包括水量、光热资源、光伏资源、风电资源等。

（3）对模型进行求解。

（4）输出各类型机组各时段开机状态及出力。

（5）判断全年52周随机生产模拟是否完毕，若完毕则转向步骤（6），若未完毕，则保存本周生产模拟结果，进行下一周的生产模拟。

（6）当所有时段的机组组合安排完毕，程序结束，输出全部结果。

1.3 抽水蓄能电站的国民经济评价

2 抽水蓄能电站建设规模分析

2.1 研究边界条件

考虑到抽水蓄能电站的建设周期，本文以2030年为研究水平年，根据表1、表2所示有关规划各省份电力需求、电源规模，考虑了如图7所示电力外送中较为确定的电力外送通道的外送电容量，采用了如表3所示的经济测算指标进行研究。与东部沿海地区抽水蓄能电站相比，西北地区建设抽水蓄能电站成本较高，本研究中西北地区抽水蓄能电站的投资水平按5 500元/kW考虑。

需要指出的是，本文的经济性评估中，只考虑了抽水蓄能电站的容量效益和电量效益，对于抽水蓄能电站对电网的辅助服务效益并未涉及。此外，煤炭的价格间接反映了环境效益，因此煤炭价格对抽蓄的经济性评估也有较大的影响。

图7 西北电网外送电规模预测

2.2 各省份研究结果

如前所述，抽水蓄能电站的运行方式对其调峰效益有较大影响，本文以陕西省为算例，测算了抽水蓄能电站不同运行方式下的容量效益和电量效益。表4中给出了陕西省建设2 400 MW抽水蓄能电站在不同运行方式下的容量效益和电量效益。从表4中可以看出，综合优化方式的容量效益和电量效益最大。通过其他方式也进行了类似的分析，结果均表明综合运行方式下的效益最大。因此，本文研究中，采用综合优化运行方式分析西北各省份的抽水蓄能电站的经济效益。

表4 陕西省不同运行方式下的容量效益和电量效益

2.2.1 陕西研究结果

陕西电网建设不同规模的抽水蓄能电站的容量效益、电量效益和国民经济分析如表5～表7所示。

从容量效益计算结果来看：陕西建设1 200 MW抽水蓄能电站可以减少火电装机规模1 200 MW，抽水蓄能电站的容量效益1 200 MW，火电装机替代率为100%；建设2 400 MW抽水蓄能电站可以减少火电装机2 400 MW，即抽蓄容量效益为2 400 MW，火电装机替代率为100%；建设3 600 MW抽水蓄能电站容量效益为3 100 MW，火电装机替代率为86.1%。从上述分析可以看出，陕西电网抽水蓄能电站最大容量效益约为3 100 MW，按照最大发挥容量效益考虑，陕西抽水蓄能电站建设规模应在3 100 MW以下。

从电量效益计算结果来看：建设1 200 MW抽水蓄能电站时新能源弃电率降至0.63%，电力系统煤耗7.766×107 t，降低煤耗0.018×107 t；建设 2 400 MW抽水蓄能电站时新能源弃电率降至0.25%，系统煤耗7.765×107 t，降低煤耗0.019×107 t；建设3 600 MW抽水蓄能电站时新能源弃电率降至0.16%，系统煤耗7.764×107 t，降低煤耗0.020×107 t。随着抽水蓄能电站规模的增加，系统弃电率逐渐降低，相应的煤耗也在降低，但由于陕西原本新能源弃电率较低（从新能源弃电率来看，2025年陕西新能源弃电率为1.5%，按照新能源弃电率通常低于5%考虑，陕西无需建设抽水蓄能电站）。因此，抽水蓄能发挥降低煤耗的作用不大，其效益主要体现在降低电力系统常规火电装机的容量效益上。

陕西新增1 200 MW抽水蓄能在最小负荷周新能源发电大出力工作位置如图8所示。新能源发电大出力日中，在中午光伏出力较大时刻，水电保持强迫出力运行，火电压至最小技术出力，此时抽水蓄能电站进行抽水；在傍晚时段，光伏停机，此时抽水蓄能电站发电，清空库容，各电源均运行在合理工作位置。

图8 陕西新能源发电大出力典型周各类电源工作位置

从容量效益和电量效益的经济性来看，陕西建设1 200 MW和2 400 MW的国民经济性较优。

综上，2030年前后，陕西电网建设1 200～2 400 MW的抽水蓄能电站较为经济合理。

2.2.2 甘肃研究结果

甘肃电网抽水蓄能电站容量效益、电量效益和国民经济分析如表8～表10所示。

从容量效益计算结果来看：甘肃建设1 200 MW抽水蓄能电站可减少火电装机规模1 200 MW，即抽蓄的容量效益为1 200 MW，火电装机替代率约为100%；建设2 400 MW抽水蓄能电站可减少火电装机2 300 MW，火电装机替代率约为96%；建设3 600 MW抽水蓄能电站容量效益为2 600 MW，火电装机替代率为72%。因此，甘肃电网抽水蓄能电站最大容量效益约为2 600 MW，按最大发挥容量效益考虑，甘肃抽水蓄能电站建设规模应在2 600 MW以下。

从电量效益计算结果来看：甘肃建设1 200 MW抽水蓄能电站，新能源弃电率降至16.19%，系统煤耗4.261 5×107t，降低煤耗0.050 5×107t；建设2 400 MW抽水蓄能电站，新能源弃电率降至13.6%，系统煤耗4.221 4×107 t，降低煤耗0.090 6×107 t；建设3 600 MW抽水蓄能电站，新能源弃电率降至11.56%，系统煤耗4.192 4×107 t，降低煤耗0.119 6×107 t。

甘肃最小负荷周新能源发电大出力时各类电源的工作位置如图9所示。新能源发电大出力典型日中，在中午光伏出力较大时刻，水电保持强迫出力运行，火电压至最小技术出力，此时抽水蓄能电站进行抽水；在傍晚时段，光伏停机，此时抽水蓄能电站发电，清空库容，各电源均运行在合理工作位置。风光同时大发典型日中，电力系统全天调峰能力均不足，抽水蓄能电站抽水后将面临无法发电的问题，没有合适的工作位置，因此抽水蓄能电站不启动。

图9 甘肃新能源发电大出力典型周各类电源工作位置

从容量效益和电量效益的经济性来看，甘肃建设2 400 MW的国民经济性较优，抽水蓄能电站的年成本支出费用最低。

综上，2030年前后，甘肃电网建设2 400 MW的抽水蓄能电站较为经济合理。

2.2.3 青海研究结果

青海电网抽水蓄能电站容量效益、电量效益和国民经济分析如表11～表13所示。

从容量效益计算结果来看，青海建设1 200 MW抽水蓄能电站可减少火电装机规模200 MW，即抽水蓄能电站的容量效益200 MW，火电装机替代率为16.7%；建设2 400 MW抽水蓄能电站可减少火电装机350 MW，即抽水蓄能电站容量效益为350 MW，火电装机替代率为14.6%；建设3 600 MW抽水蓄能电站容量效益为450 MW，火电装机替代率为12.5%。可以看出，青海电网抽水蓄能电站最大容量替代率仅为17%，容量效益发挥很小。

从电量效益计算结果来看，青海建设1 200 MW抽水蓄能电站时新能源弃电率降至4.0%，电力系统煤耗0.939×107t，降低煤耗0.029 4×107 t；建设 2 400MW抽水蓄能电站时新能源弃电率降至2.88%，电力系统煤耗0.920 1×107 t，降低煤耗0.048 3×107t；建设3 600 MW抽水蓄能电站时新能源弃电率降至2.22%，电力系统煤耗0.906 2×107t，降低煤耗 0.062 2×107t。

青海最小负荷周新能源发电大出力时的各类电源工作位置如图10所示。新能源发电大出力典型日中，在中午光伏出力较大时刻，水电保持强迫出力运行，火电压至最小技术出力，此时抽蓄电站进行抽水；在傍晚时段，光伏停机，此时抽蓄电站发电，清空库容，各电源均运行在合理工作位置。风光同时大发典型日中，系统全天调峰能力均不足，抽水蓄能电站抽水后将面临无法发电的问题，没有合适的工作位置，因此抽水蓄能电站不启动。

图10 青海新能源发电大出力典型周各类电源工作位置

从容量效益和电量效益来看，由于青海水电机组空闲容量较大，抽水蓄能发挥容量效益的作用小，导致青海建设抽水蓄能电站的经济性较差。但随着能源转型政策进一步实施，在“双碳”目标及能源结构调整的背景下，新能源配额要求和环境成本将进一步提高，在这种情况下，为了满足电网安全稳定运行、保障负荷可靠供电，在不能发展常规火电的背景下，青海电网抽水蓄能电站的建设规模必将随着新能源的进一步增长而发展。

2.2.4 宁夏研究结果

宁夏电网抽水蓄能电站的容量效益、电量效益和国民经济分析如表14～表16所示。

从容量效益计算结果来看，宁夏1 200 MW抽水蓄能电站可减少火电装机规模1 200 MW，抽水蓄能电站的容量效益1 200 MW，火电装机替代率为100%。建设2 400 MW抽水蓄能电站，可减少火电装机2 000 MW，即抽蓄容量效益为2 000 MW，火电装机替代率为83.3%。

从电量效益计算结果来看，建设1 200 MW抽水蓄能电站，新能源弃电率降至3.01%，系统煤耗6.551 4×107t，降低煤耗0.037 3×107 t。建设2 400 MW抽水蓄能电站，新能源弃电率降至1.9%，系统煤耗为6.530 7×107t，降低煤耗0.058×107t。

宁夏最小负荷周新能源发电大出力时各类电源工作位置如图11所示。新能源发电大出力日中，在中午光伏出力较大时刻，水电保持强迫出力运行，火电压至最小技术出力，此时抽蓄电站进行抽水，帮助系统调峰；在傍晚时段，光伏停机，此时抽蓄电站发电，清空库容，各电源均运行在合理工作位置。

从容量和电量效益的经济性来看，2030年前后宁夏电网建设1 200 MW抽蓄电站国民经济性较优。

图11 宁夏新能源发电大出力典型周各类电源工作位置

2.2.5 新疆研究结果

新疆抽水蓄能电站容量效益、电量效益和国民经济分析如表17～表19所示。

从容量效益计算结果来看，新疆建设1 200 MW抽水蓄能电站可减少火电装机规模1 200 MW，即抽蓄的容量效益1 200 MW，火电装机替代率为100%；建设2 400 MW抽水蓄能电站，可减少火电装机2 200 MW，即抽蓄容量效益为2 200 MW，火电装机替代率为91.7%。按最大发挥容量效益考虑，新疆抽水蓄能电站建设规模应在2 200 MW以下。

从电量效益计算结果来看，建设1 200 MW抽水蓄能电站，新能源弃电率降至2.30%，系统煤耗10.149 9×107t，降低煤耗0.043×107t；新建2 400 MW抽水蓄能电站，新能源弃电率降至1.6%，系统煤耗10.127 1×107t，降低煤耗0.065 8×107 t。

新疆最小负荷周新能源发电大出力时各类电源的工作位置如图12所示。新能源发电大出力日中，在中午光伏出力较大时刻，水电保持强迫出力运行，火电压至最小技术出力，此时抽蓄电站进行抽水，帮助系统调峰；在傍晚时段，光伏停机，此时抽蓄电站出力，清空库容，各电源均运行在合理工作位置。风光同时大发典型日中，系统全天调峰能力均不足，抽水蓄能电站抽水后将面临无法发电的问题，没有合适的工作位置，因此抽水蓄能电站不启动。

图12 新疆新能源发电大出力典型周各类电源工作位置

从容量和电量效益的经济性来看，新疆电网建设1 200 MW或2 400 MW抽水蓄能电站的国民经济性较优，抽水蓄能电站的年费用较低。

综上，2030年前后，新疆电网建设2 400 MW的抽水蓄能电站较为经济合理。

3 结论

采用基于数学优化的8 760 h生产模拟程序和等EENS指标法评估西北各省份抽水蓄能电站容量效益和电量效益。从抽水蓄能电站建设的容量效益、电量效益、国民经济评价、新能源弃电率等方面，对西北地区各省份的抽水蓄能电站建设需求及合理规模进行了研究。

从静态效益的比较来看，西北地区各省份的抽水蓄能发展规模均不宜超过2 400 MW。从经济性排序来看，甘肃、新疆和宁夏建设抽水蓄能电站的收益优于其他省份。随着“双碳”政策和能源结构的调整需求，抽水蓄能电站的合理建设规模需要滚动更新。
西北电网新建抽水蓄能电站调峰效益研究傅旭，张雨津，李富春中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司