抽水蓄能电站在高比例可再生能源电力系统中的调节优化作用

邓振辰，文冰

（1.水电水利规划设计总院；2.中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司）

0 引言

当前，能源低碳化、清洁化发展的趋势日益彰显，风力发电、光伏发电快速崛起，可再生能源在电力系统中的占比显著上升。但随着波动性可再生能源的大规模并网，电力系统也面临一系列挑战，弃风弃光、调峰困难、电压及频率波动等问题亟待解决［1］。高比例可再生能源并网将改变电力系统的形态，为电力系统稳定控制、调度运行等领域带来重大变革［2］。文献［2］对不同可再生能源发电渗透率进行电力系统发展阶段划分，将可再生能源发展分为中比例（10%～30%）、高比例（30%～50%）和极高比例（50%～100%）3个阶段，而应对高比例可再生能源电力系统面临的诸多新挑战，核心是解决可再生能源间歇性带来的时空不确定性与并网方式带来的高比例电力电子化两大关键科学问题［3-4］。针对可再生能源出力的间歇性和波动性造成的弃电问题，文献［5］利用常规水电进行补偿调节电源，通过水风光互补，以降低组合电源波动，更好地匹配负荷特性，降低弃电限电；文献［6］提出利用电化学储能配比可再生能源降低弃电的经济性计算方法；文献［7］提出了新能源大规模并网情景下，集中式储能的规划方法，提出储能在电力系统中的应用场景，并分析储能的引入对规划问题建模的影响；文献［8］提出采用氢能虚拟电厂的方法与集中式风电场联合运行，利用弃风进行制氢，从而降低弃风限电增加系统的能量利用效率，并建立以典型日运行成本最低为目标的虚拟弃风-制氢联合体经济调度模型，计算分析该方法的经济性。可见，利用储能或调节电源对可再生能源进行补偿调节。优化调度是应对高比例可再生能源波动性、间歇性的关键举措［9-12］。抽水蓄能电站是电力系统最经济的规模化储能调节电源，它既是发电厂，又是用户，具备调峰填谷、储能调节作用。抽水蓄能电站与可再生能源配合运行，可以通过优化调度，实现对电源出力灵活的补偿调节，组合电源可调可控，与负荷特性更好地匹配，缓解由于电源出力的波动性、间歇性造成的弃电和对电网的冲击，有效地为上述问题提供解决方案。

为探索抽水蓄能电站在高比例可再生能源电力系统的运行方式，量化它在系统中的调节作用和效益，本文以某地方电网为例，梳理高比例可再生能源电力系统存在问题，结合抽水蓄能电站的运行方式和特点，分析研究抽水蓄能电站的运行效益和作用，并分析该系统相对较优的抽水蓄能电站规模。

1 研究思路及方法

1.1 研究思路

选取某高比例可再生能源的区域电网作为典型案例，拟定不同的抽水蓄能装机规模情景，通过建立量化模型，模拟优化各类电源运行，并对组合电源进行优化调度，分析不同规模的抽水蓄能电站对高比例可再生能源电力系统的作用和效益。研究主要分为3个步骤：第一，建立量化模型，明确研究边界条件，梳理区域电力系统的电源组成及出力特性、负荷特性等边界条件；第二，以无抽水蓄能方案模拟电力系统运行，分析电力系统存在的主要问题；第三，考虑新增不同规模的抽水蓄能电站作为补充，分析计算系统的运行状态，并量化其效益。

1.2 系统运行模拟

模型可根据电网的负荷、各类电源的运行特性，模拟出力，并优化组合电源的运行，通过逐小时的电力电量平衡得到各类电源的上网电量、弃电量等参数，从而得到电网的实时运行状态。

1.2.1 优化目标

整体优化策略以实现在一定的负荷条件下，通过抽水蓄能的调节作用，使得可再生能源的消纳量最大、弃电量最小为目标，即各时段光伏发电、风电、水电的总上网电量加上储能的变化量最大［13］，即：

式中：F——t时段内等效可再生能源的最大消纳量，kW；Pi,t——可再生能源种类i在t时段的出力，kW；Ps,t——抽水蓄能在t时段的出力（抽水为负，发电为正），kW；Pload——t时段系统的负荷需求，kW。

1.2.2 电源模拟及平衡策略

1.2.2.1 电源模拟原则

模型主要考虑的电源包括：抽水蓄能电站、常规水电、风电、光伏发电、地热发电、燃煤火电及电网互联通道。常规水电根据其调节库容、径流特性，以及生态、防洪、航运等运行调度要求，根据平水代表年的径流过程进行出力模拟；风电和光伏发电根据其资源特性，按照不同季节典型出力过程计入；地热发电按照典型日出力过程计入，燃煤火电按最高压负荷率不高于30%计入［14］。

1.2.2.2 模型平衡原则

模型逐时段根据负荷对电源出力进行平衡安排。当各电源的整体出力大于负荷时：首先由外送通道送出，具备调节能力的水电蓄水降低出力，再次考虑抽水蓄能电站抽水运行；当上述操作之后仍有出力富余则形成弃水。当电源整体出力小于负荷时：首先根据水电的库容判断是否具备加大出力条件，若有则加大出力；其次判断抽水蓄能电站储能是否满足发电条件，由抽水蓄能电站发电；最后加大互联通道送电规模；以上操作完成后若仍然缺电则计入缺电［15］。

1.2.3 各类电源及约束

1.2.3.1 抽水蓄能机组

1）抽水发电工况约束

式中：a(t)——抽水蓄能机组抽水工况变量，1表示抽水工况，0表示处于非抽水工况；b(t)——抽水蓄能机组放水状态变量，1表示发电工况，0表示处于非发电工况。

2）总蓄能量约束

式中：Smin——抽水蓄能电站最小蓄能值，kW∙h；Smax——抽水蓄能电站最大蓄能值，kW∙h；P(t)——抽蓄能电站t时段出力，kW；S(t)——抽蓄能电站t时段蓄能值，kW∙h。

3）库容约束

式中：Vup(t)、Vdown(t)——上下水库任意时刻的水量，m3；Vsum——抽水蓄能电站上下库运行总水量，m3；Vup,min、Vup,max——上水库的最小、最大库容，m3；Vdown,min、Vdown,max——下水库的最小、最大库容，m3。

4）发电出力和抽水入力约束

式中：Gmin、Gmax——机组的发电最小出力和发电最大出力，kW；Pum,min、Pum,max——机组的抽水最小入力和抽水最大入力，kW。

1.2.3.2 常规水电机组

1）机组出力约束

式中：Ph——水电出力，kW；Re——发电流量，m3/s；H——发电水头，m；Ph,min、Ph,max——满足该时段运行调度要求的最小和最大出力，kW。

2）流量约束

式中：Rout——水库总的下泄流量，m3/s；Rmin、Rmax——该时段运行调度要求的最大、最小发电流量，m3/s；Rc——水库弃水流量，m3/s。

3）水库库容

式中：Vh——库容，m3；I——入库流量，m3/s；Vmin、Vmax——最小库容和最大库容，m3。

4）水库蓄能量

式中：Eh——水库的蓄能量，kW∙h。

5）弃水电量

式中：Eh,c——水库的弃水电量，kW∙h。

1.2.3.3 出力约束

式中：Pw、Ps——风电和光伏的实时出力，kW；Pw,th、Ps,th——风电和光伏的理论出力，kW。

1.2.3.4 联网输电线路

1）传输容量约束

式中：P(t)——线路实时传输的容量，kW；送入为正，送出为负；Pt,max——线路最大传输容量，kW。

2）负荷平衡约束

式中：i——不同的电源种类及线路；Pi——i类型能源的出力，kW；L——负荷，kW。

2 抽水蓄能在某高比例可再生能源电力系统中的应用

某区域电网可再生能源发电装机规模占比超过80%，是典型的高比例可再生能源电网，未来仍将不断扩大可再生能源的开发利用规模。随着风电、光伏发电装机占比的不断提高，近年来电网面临着一系列的挑战：该电网近三年弃光率超过25%，丰水期弃电与枯水期缺电并存，日间弃电与夜间缺电并存，新能源脱网等事故频发［16-20］。

2.1 电力系统概况

2.1.1 电源结构及出力特性

根据该区域的电源发展规划，至2030年，发电总装机为1 295×104kW，各类电源规模见表1。其中，可再生能源装机占比约 96.8%，化石能源发电装机占比 3.2%。水电和光伏发电是区域的主力电源，但由于80%以上的水电站为径流式或日调节电站，调节能力弱，受冬季河流径流减少影响，水电站出力大幅下降，丰水期与枯水期出力比约为5:1。

表1 某地区2030年发电装机规模及类型

该区域有两条电力输送通道，分别为正负400 kV直流线路和220 kV交流线路，可与外部电网进行电力互换，平衡系统的丰枯供需矛盾，丰期最大送出电力190×104kW，枯期最大受入电力约95×104kW。

2.1.2 负荷特性

根据预测，该区域 2030年最大负荷为 510×104kW，全社会用电量238×108kW∙h，年负荷特性见图1。冬季12月负荷最大，夏季的8月、9月负荷较低。日负荷分冬、夏两个典型日，负荷特性见图2。

图1 2030年该区域年负荷特性曲线

图2 2030年该区域日负荷特性曲线

2.1.3 电源出力特性

常规水电根据其调节库容、径流特性，以及生态、防洪、航运等运行调度要求，根据平水代表年的径流过程进行出力模拟。根据当地风力发电和光伏发电近3年逐小时的出力曲线，分析得到不同月份典型日出力过程，采用各典型日的出力过程计入模型。

2.2 无抽水蓄能的运行状态分析

2.2.1 典型日运行状态

按照上述规划电源的规模和出力特性、电网负荷，使用量化模型进行优化运行模拟，得到冬季和夏季典型日的运行参数。

2.2.1.1 夏季典型日

在夏季，火电机组关机，运行的电源包括：水电、光伏发电、风电、地热发电，联网通道以送出方式运行。由于正值丰水期，水电出力大，全天平均出力 410×104kW，加之部分电站承担防洪等任务，水电调峰难度加大；风电、光伏发电按其日典型出力曲线运行，全天最大出力约 410×104kW，最小出力3×104kW；联网通道全天满负荷外送190×104kW 电力。模拟运行结果表明：电网 7:00—17:00出现弃电，最大弃电量139×104kW，全天弃电量3 554×104kW。

2.2.1.2 冬季典型日

冬季时，火电机组开机运行，系统的电源包括：水电、光伏发电、风电、火电、地热发电，联网通道以受入电力方式运行。由于正值枯水期，水电出力大幅降低，平均出力 120×104kW。光伏和风电最大出力约425×104kW，最小出力4×104kW。火电以热电联供方式运行，调节能力有限；联网线路全天以受入电力方式运行，平均受入电力 120×104kW，弃电时段受入电力降低10%。运行成果表明：除光伏出力高峰时段 9:00—15:00存在弃光现象外，晚间高峰时段存在较大的电力缺口，全天光伏出力高峰段弃电量 741×104kW，夜间负荷高峰时段缺电量461×104kW。夜间缺电与白天弃电并存。

2.2.2 年内运行状态

对电网进行各月电力电量平衡分析，结果表明：丰水期6—10月，水电出力加大，电网出现电能过剩，通道满负荷送出，仍有大规模的弃电产生；枯水期11月—次年5月，水电出力显著降低，电网出现缺电和日内电力供需矛盾。分析结果可得：2030年区域电网丰水期系统可发电量173.5×108kW∙h，需电量 61.4×108kW∙h，通道送出电量 53.7×108kW∙h，富余电量58.5×108kW∙h；枯水期系统发电量128.8×108kW∙h，通道受入电量37.1×108kW∙h，需电量 176.6×108kW∙h，缺电10.7×108kW∙h（如图3、表2所示）。

图3 电力系统各月平均出力及平均负荷曲线

表2 电力系统丰枯水期电量盈亏平衡情况

2.3 系统存在问题

根据上述分析，系统主要存在3个方面的问题：

一是“日盈夜缺”，日内供需失衡。夏季典型日最大弃电容量139×104kW，全天弃电量3 554×108kW∙h。枯水期典型日最大电力缺口约90×104kW，全天缺电量461×108kW∙h。

二是“丰盈枯缺”，年内供需失衡。由于系统存在大量无调节性能的小水电，丰枯出力差异大，易造成丰水期电网大量弃电、枯水期缺电的现象。丰期电量富余 58.5×108kW∙h，枯期缺电量10.7×108kW∙h。

三是电力系统运行可靠性、稳定性较差。电网波动性能源占比高，出力波动引发电压、频率的波动和闪变，新能源并网比例大引发的潮流变化加大了正常运行电压调整的难度，造成系统的可靠性、稳定性相对较差。

2.4 抽水蓄能电站作用分析

为应对上述挑战设置装机规模为30×104kW、60×104kW、90×104kW的抽水蓄能电站方案，分析不同规模抽水蓄能电站的电力系统调节作用和效益（其他电源规模仍按表1）。

2.4.1 典型日运行状态

2.4.1.1 冬季典型日

为缓解电力系统日内的日盈夜缺，抽水蓄能电站充分发挥储能调节作用，在日间光伏出力高峰时段9:00—15:00以抽水工况运行，30×104kW、60×104kW、90×104kW抽水蓄能装机方案平均抽水入力分别为28×104kW、53×104kW和75×104kW，可减少弃光电量224×108kW∙h、422×108kW∙h和595×108kW∙h。在晚高峰的18:00—23:00以发电工况运行，各方案平均出力29×104kW、52×104kW和74×104kW，发电量 175×108kW∙h、317×108kW∙h和 443×108kW∙h，有效缓解了电网的日间弃电和夜间缺电现象。其中，90×104kW抽水蓄能电站方案还可降低联网送入电量约 1×108kW∙h。可见，抽水蓄能电站促进了可再生能源的消纳，改善了电力系统运行的经济性。各方案冬季典型日电力系统运行情况见图4～图7。

图4 无抽水蓄能方案冬季典型日运行图

图5 30×104 kW方案冬季典型日运行图

图6 60×104 kW方案冬季典型日运行图

图7 90×104 kW方案冬季典型日运行图

2.4.1.2 夏季典型日

夏季典型日，由于仅常规水电的出力已经超过电网负荷需求，系统全天电力富余，抽水蓄能电站主要以抽水工况运行。各计算方案中，无抽水蓄能方案全天弃电量2 426×108kW∙h，抽水蓄能方案以运行16 h为基准，30×104kW方案可减少弃电量410×108kW∙h，60×104kW可减少弃电量725×108kW∙h，90×104kW抽水蓄能电站可减少弃电量1 015×108kW∙h。当上水库水位达到正常蓄水位之后，抽水蓄能电站停止抽水，作为系统的备用电源保障系统安全稳定运行。各方案夏季典型日电力系统运行情况见图8～图11。

图8 无抽水蓄能方案夏季典型日运行图

图9 30×104 kW方案夏季典型日运行图

图10 60×104 kW方案夏季典型日运行图

图11 90×104 kW方案夏季典型日运行图

2.4.2 年内运行分析

由于电网年内存在夏季电力大量富余、冬季部分时段富余、高峰时段缺电的现象。抽水蓄能电站的年内运行以平衡夏、冬季节供需矛盾为主。在夏季，电站以连续抽水工况运行直至上水库蓄满，同时兼作为电网的备用电源，保障送出线路的稳定运行；在冬季，以发电运行为主，兼顾调节日内电网峰谷的供需矛盾。若要求抽水蓄能电站承担进行季节性电能的调节转换，起到平衡丰枯出力的作用，则需要电站上水库具备较大的库容以存储丰水期的季节性电能。根据计算，该系统丰水期总计富余电能58.5×108kW∙h，以500 m发电水头的抽水蓄能电站计算，需要约52×108m3的上水库库容。若具备良好的上库库容条件，30×104kW、60×104kW、90×104kW方案可将系统丰水期的弃电量5.1×108kW∙h、8.5×108kW∙h和12.3×108kW∙h转换到枯水期使用，相应增加枯水期发电能力约 3.6×108kW∙h、6×108kW∙h和9×108kW∙h。

3 结论

高比例可再生能源带来的挑战主要源于风电、光伏发电、水电出力的随机性造成的电力供需实时平衡的矛盾和风电光伏并网带来的电压、频率稳定问题。第一类问题的应对关键在于增加系统的灵活性及弹性，显著有效的手段包括：建设抽水蓄能电站、储能电站，进行火电灵活性改造，建设调节性能好的水电站等；第二类问题的解决需要加电网的柔性控制设备以及调频调相手段，以增强系统电压频率的运行稳定性。抽水蓄能电站具备调峰填谷、储能调节作用，其启动迅速，运行灵活，对负荷的变化可以作出快速反应，可承担调频、调相、事故备用和黑启动等任务。抽水蓄能电站的运行特点为应对高比例可再生能源电力系统的两大关键挑战提供了可行的解决方案。

在高比例可再生能源的电力系统中，抽水蓄能可充分发挥日内调节作用，将大量无法及时消纳的风光随机性电能，调节至负荷高峰时段使用，显著改善系统的电力日内供需矛盾。通过对不同规模的抽水蓄能电站在某电力系统中进行模拟运行，30×104kW、60×104kW和90×104kW抽水蓄能电站可分别降低冬季典型日的弃电率26%、56%和72%，相应减少系统弃电损失 6.8×108kW∙h、13.1×108kW∙h和 16.8×108kW∙h，系统冬季缺电量从 10.7×108kW∙h分别降低至5.6×108kW∙h、0.9×108kW∙h和 0。夏季抽水蓄能主要以抽水方式连续运行，30×104kW、60×104kW和90×104kW方案可分别降低夏季典型日弃电率17%、30%和42%，相应减少弃电量 410×104kW∙h、725×104kW∙h、1 015×104kW∙h。可见，随着抽水蓄能装机容量的增大，作用显著增加，就缓解系统冬季供需矛盾而言，90×104kW抽水蓄能电站可基本满足系统需求。

具备良好库容条件的抽水蓄能电站，可进行更大时间尺度内的系统电能调节，如针对水电占比较高的电力系统，可将系统丰水期的季节性电能转换到枯水期使用，缓解系统的丰枯季节性电力供需矛盾。通过对某电力系统进行研究表明，30×104kW、60×104kW和90×104kW抽水蓄能电站可分别降低系统丰水期的弃电量5.1×108kW∙h、8.5×108kW∙h和12.3×108kW∙h，相应增加枯水期发电量约3.6×108kW∙h、6×108kW∙h和 9×108kW∙h，极大缓解系统的季节性电力供需矛盾。