聯合連發式抽水蓄能電站開發探討

梁 軍

(四川省水利廳，四川 成都 610072)

0 引 言

中國要在2030年前碳排放達峰，努力爭取2060年前實現碳中和(以下簡稱“雙碳”目標)。要實現“雙碳”目標，須在能源結構上有所側重或調整，大力發展水電、風電和光伏等清潔能源，逐步替代諸如煤電、油電等化石能源。

隨著風能、光能等新能源的發展，也需要風電光電出力不穩定、隨機性較大的“穩壓器”——抽水蓄能電站。抽水蓄能電站廣泛用于電網的調峰、調頻和電站的事故備用，這些特點對于電力系統的穩定必不可少。本文經過研究分析，認為抽水蓄能方式在發電輸出電力、生態環境保護、水資源綜合利用與開發，都有更為廣闊的前景。在水能資源豐富且梯級水力發電開發成熟的流域，采取流域聯合調度、精準調控的大數據管理模式，對流域進行“水電二次開發”，對實現“碳達峰”和“碳中和”目標具有十分重要的意義。

1 四川電力系統存在的主要問題[1-2]

1.1 四川電力現狀

據有關資料顯示，截至2020年底，四川省電力裝機容量約10 295萬kW，2020年電力結構見圖1。四川電網是西南電網的重要組成部分，已形成覆蓋全省各市的500 kV“梯格形”網架。雅中直流投產后四川電網將形成“5直+8交”聯網格局，最大外送規模3 850萬kW。通過3回±800 kV直流與華東電網相連，通過1回±800 kV直流與華中相連，通過1回±500 kV直流與西北電網相連，通過6回500 kV交流與重慶電網相連，通過220 kV交流巴瀾雙回與西藏昌都電網相連，初步實現了“大電網、大樞紐、大平臺”的建設目標。

圖1 2020年電力結構示意

2020年，四川經濟社會用電總量2 865億kWh，最大用電負荷5 400萬kW，同比分別增長8.7%和9.4%。目前，四川電力輸出與結構仍然存在較大問題，主要有以下幾方面：

(1)水電調蓄能力逐漸不足。四川雖是水電大省，但具有季調節能力以上的水庫電站比重不高，隨著常規水電開發接近“天花板”，2030年以后常規水電總體供給能力有所不足。

(2)輸電線網建設滯后凸顯。即使建成特高壓交流環網，電網總體滯后局面并未根本扭轉，500 kV變電站數量和變電容量仍然不夠，網架仍需加強，滿足遠期新能源需要大規模輸入送出。

(3)電網調峰容量將出現缺口。隨著居民用電和產業結構調整，峰谷差越來越大，新能源的大量輸入其反負荷特性將進一步加大調峰需求，隨著水電開發程度的提高，中長期四川將出現調峰缺口。

(4)電網安全穩定運行復雜。省內電網和省外電網之間、交直流電網之間相互影響、相互作用明顯增強，電網低頻震蕩尤其是大區間震蕩問題日益凸顯，電網運行控制問題復雜。另外，成都負荷中心存在短路電流偏高、安全運行風險偏大等問題。

1.2 未來發展預測

根據《四川省國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二〇三五年遠景目標綱要》及《四川能源發展“十四五”規劃及2035年遠景目標》，結合新時代推進西部大開發形成新格局、成渝地區雙城經濟圈建設等國家戰略在四川的進一步實施。在能源轉型發展加速清潔替代和電能替代的推動下，今后較長時期的四川省用電量和用電負荷將保持較大增長。預計用電量2030年、2035年分別較2020年增長54%、57%，最大負荷2030年、2035年分別較2020年增長71%、78%，但增速分別呈遞減趨勢。四川省中長期電力負荷需求預測見圖2。

圖2 四川省中長期電力負荷需求預測

1.3 未來電力結構性需求

未來電力供需形勢嚴峻，隨著四川經濟社會高質量發展的持續深入，對電力剛性需求仍保持強勁態勢，據有關資料，四川中長期電源建設時序安排見表1。

表1 四川省中長期電源建設時序安排表 /萬kW

由于風光電的開發仍然存在環保影響等不確定性，在較長一段時間內，火電不得不有一定量的增長以致于很難退出歷史舞臺或者降至雙碳目標要求以內，這也成為今后若干年電力發展的頗具爭議之處。

2 雙碳目標下四川能源發展

截至2018年年底，我國電力裝機中，水電、太陽能、風電的裝機占比為37%，火電占比為60%，2018年當年的發電量中，水電、太陽能、風電占比為27%，火電占比為68%，可見我國火電比重太大，也就是碳排放指標較高。全球范圍看，要實現氣溫升高幅度較工業化之前控制在1.5℃～2℃以內的目標，最重要的措施就是要實現水電、太陽能、風電等清潔能源占比從20%提高到70%；煤電的比重由40%下降到10%。由此，在今后若干年內如何在雙碳目標下發展電力、改善并優化電力產出結構，應當認真研究、從現在做起，“抓早、抓要、抓全局”，只有這樣才能真正實現雙碳目標。

眾所周知，四川水資源位列全國第二，省內十大江河及眾多中小河流技術可開發量居全國首位，境內各類水庫電站多達3 400余座，最著名的有金沙江、雅礱江、大渡河、岷江、嘉陵江等江河流域數百座大中型梯級電站。根據全省規劃水電的開發建設條件和前期工作進展情況，預計到2030年和2035年全省水電裝機將達到1.22億kW和1.24億kW，占技術可開發量將達到82.0%以上，其中供電四川電網水電裝機占比約76%左右?！疤旎ò濉比绾瓮黄?，持續經濟最優的水電建設，發展抽水蓄能即所謂“水電二次開發”勢在必行，四川現有的梯級開發成熟的多個流域大型水庫電站庫區為發展抽水蓄能創造了基本條件。

從能源結構的合理性分析，依據黃金分割原理，水電、風電、光伏與火電的安裝比為6.18︰3.24︰0.58，而四川能源資源結構決定也是以水、風、光為主，建立高比例可再生能源系統，推動能源高質量發展。根據四川省風電和光伏資源潛力、建設成本變化、國家“雙碳”戰略要求、電力發展需要，梳理各風電、光伏場址的開發條件和開發時序，按照非水可再生能源消納權重預期要求，預計2025年四川省內消納的風電、光伏裝機規模分別較2020年增長2.3倍、6.3倍，預計2030年相應較2020年增長3倍、17.8倍，2035年相應較2020年增長3.5倍、31.4倍。由此可見，四川未來十多年將在風力發電和光伏發電裝機容量上實現大幅提升，尤其是光伏發電。從區域上看，到2030年涼山州風電基本開發完畢，后期風電增長主要在甘孜州和阿壩州，同時，2025年以后的光伏新增主要分布在甘孜州和阿壩州，后期主要集中在甘孜州。由于從電網安全運行角度，風力發電與光伏發電需要數倍的水電進行穩定消納，這樣在現有的梯級開發成熟的多個流域大型水庫電站庫區發展抽水蓄能，進行所謂“水電二次開發”也是穩定電網運行的必然。加之火電消退后電網占比的缺口，也需要抽水蓄能這樣的發電方式予以補償。

3 四川抽水蓄能電站的發展與展望

3.1 抽水蓄能的發展思路

按照四川現有電力能源存在的問題和雙碳目標下四川能源發展的分析，在今后相當長的時間段內，由于仍然存在電力系統豐枯變化、電價價差波動、欠缺大規模蓄能條件等問題，政府有關部門應當大力發展抽水蓄能電站，這不僅是為了消納和平抑隨機性大的風光電以及常規的電網系統調峰、調相和事故備用等功能，而且在一個全新的層面，使抽水蓄能形成一種新型的能源增量，在電網系統中彌補火電被取締后的巨大缺口。

四川是水電大省，能源結構以水電為主，在現有梯級開發成熟的多個流域大型水庫電站庫區開發抽水蓄能電站值得研究。結合四川的自然地理和水文條件所構成的水能資源優勢條件，開發多流域聯合連發的抽水蓄能電站，不間斷地輸出電力，從而極大限度取代煤、油等化石能源，并且優化風能、光能等新興能源，最終形成以抽水蓄能為增量、常規水電為主體的水電能源結構。通過網絡調控技術實行多流域聯合調度的抽蓄電站連續發電的新模式，在提升電網精準調度并加上多流域n個抽蓄電站的無縫對接、連續發電上網的方式，在能源結構上增添了一層用電保證，這就是“水電二次開發”的具體內容。

3.2 抽水蓄能的技術方案

抽水蓄能目前的建設方案，往往是一個下庫一個上庫，目前四川金沙江、雅礱江、大渡河等流域已建水電站的水庫調蓄能力強，充當聯合連發式抽水蓄能主體(圖3)，是基于一個大型水庫作為共同下水庫幾個抽蓄電站按各自的上水庫進行聯合連續依次發電的新模式。

圖3 聯合連發式抽水蓄能示意圖

具體方案是，在電力系統用電低谷期(一般為半夜時分)，從1到n個抽蓄電站同時將下水庫的水抽到各自的上水庫儲存，然后根據電網指令，在某些時段(不一定是用電高峰期)進行依次發電，電網接收新生電量交由用電市場消費，這一過程循環往復，呈周期性發電，結果就是整個電網事實上增加了n個抽蓄電量(扣除抽水所消耗的部分電量)。設第一個抽蓄發電的電量為E1，發電時間為t1；第二個抽蓄發電量為E2，發電時間為t2……，第n個為Ln，發電時間為tn。那么，聯合連發式抽蓄的運行方案為：

總的發電時間T：

(1)

總的出力N：

(2)

式中T為多個抽蓄電站聯合連續發電的時間；N為凈增加電網的發電出力。由此改變了電力負荷圖的電量時程，增加了電網的售電收益。

因此，通過聯合連發式的抽蓄所形成的新的電量E，完全可以替代火電的發電量及其增加值Ef,由此，系統的發電量凈值為：

Ep=E+(E0-Ef)

(3)

式中E0為現有電力系統(含水、火、風、光電)的總發電量，萬kW·h。

上式即為雙碳目標下能源工業發展的基本模式。

3.3 聯合連發式抽水蓄能的開發前景

聯合連發式抽蓄電站的開發主要是基于已經建成的大中型水電站庫區與兩岸山體的地形優勢，筆者初步統計四川建設抽蓄條件較好的一些大型水庫電站指標(表2)。這些高壩大庫形成的水庫電站具有十分優越的修建連發式抽水蓄能電站的條件，可開發建設的數量與規模也相當可觀。首先是下水庫的庫容十分巨大，如兩河口庫容約108億m3；其次大壩截斷河流形成的庫區長度較長，如二灘電站庫區長約145 km；第三就是庫區兩岸山體較高，具有較大的落差，如猴子巖兩岸山體高達300～1 500 m。這三個條件具備的水庫便可以規劃建設多個抽蓄電站，形成聯合連發式抽水蓄能電站。另外，這樣操作還有一個前提條件就是環保移民征地等限制性因素不構成一票否決。

表2 一些大型水電站指標表

從同時滿足庫容大、庫區長、庫盆高三個條件分析，我國最大的抽蓄基地當屬三峽水庫，因為三峽水庫從壩址到庫尾長約730 km。從理論上講，可沿庫區兩岸崇山峻嶺建造無數座抽水蓄能電站，這些電站都有各自的上庫，也有共同的下庫——三峽水庫，這些抽蓄電站按照“抽十發十”的開發模式(模式一)即抽十成水上山發十成水的電(不計水電損耗)所增加的集成電量是巨大的。上庫主要利用兩岸天然盆狀環山地形或溪溝細流筑壩而成，個別上庫利用天然湖泊或已建水庫；水頭一般在200～800 m之間。在這些巨型電站庫區成規模地修建一系列的抽蓄水電站另外一個有利條件就是送出的便捷性，許多電站都有相應的送出工程，抽蓄電站“搭便車”或“先上車，后補票”也是可行的。

從表2可知，如在這些高壩大庫的庫區以平均5 km選擇一個抽蓄點位，則將建造大約145座抽蓄電站，假設每座抽蓄平均裝機100萬kW，總裝機可達14 500萬kW，如抽水成本與發電效率等消耗按0.5打折，也遠遠大于2030年火電裝機2 300萬kW的發展目標，可見，水電替代火電是可行的。

3.4 水資源多目標用途

四川省的金沙江、雅礱江、大渡河、岷江等流域存在明顯的“干熱河谷”區域，區域內人高水低，望得見水用不到水，結果只有望水興嘆。通過興建抽水蓄能，利用這些抽蓄點位引水上山、一水多用就完全具備條件，從而實現供水、灌溉、環保、減災等水資源綜合利用，也就是實現從抽水蓄能到“抽水蓄源”的轉變。按照“抽十發七八用三二”的開發模式(模式二)，兼顧水資源綜合利用，從而有利于高山或高半山的人飲水安全與高附加值農業生產發展，使植被培育、森林防火、水土流失防治等生態環境用水需求得到保障。

特別一提的是，在三峽庫區位于重慶市境內的小江調水曾經是南水北調西線的比選方案，那么在小江附近修建二三座抽水蓄能電站，必將盤活這個提水難、成本高、得不償失的西線方案，使小江調水不再是一個耗資巨大的高成本抽水泵站，而是按照“抽十發六調四”(模式三)即抽十成水上山、六成用于發電、四成水調到北方去的經濟型發電調水的可行性方案進行實施，用抽蓄的方式徹底改變小江調水只耗電背包袱的得不償失的窘境，還可以為電網出力，實現水資源綜合利用。

4 結 語

本文通過分析四川電力能源系統現狀及存在的水電調蓄能力不足、電網調峰容量缺口較大、電網穩定安全運行保障有待提升等主要問題，分析在“雙碳”目標下四川能源總量和結構優化發展，認為四川能源發展仍然應以水力發電為核心基礎，并在觀念創新方面深下功夫，為此，對基于網絡調控技術的聯合連發式抽水蓄能做了初步的技術方案設計及功能分析，得出以下主要結論：

(1)在“雙碳”目標引領下，大力發展以水電清潔能源為主、兼顧非化石能源開發的我國能源發展策略是正確的。

(2)在電力系統豐枯變化、欠缺大規模蓄能條件的情況下，在四川發展抽蓄電站可望在不遠的將來完全取代化石能源，成為新的能源供給結構增量，可加快推進抽水蓄能電站的開發建設。

(3)基于四川同時滿足庫容大、庫區長、庫盆高三個條件的高壩大庫較多，聯合連發式抽蓄方案在四川開發的前景十分優越，有助于促進四川大力發展耗電產業(如電動汽車等)，并提升“西電東送”的質量。

(4)聯合連發式抽水蓄能的三種開發模式應按具體情況選擇，體現“一水多用，水電互補”的發展思路。在“抽十發七八留三二”的用水構成中，留夠留足上水庫所涉及的生產、生活、生態用水，保障與滿足經濟社會多層面、多目標的用水需求。

(5)應深入研究聯合連發式抽蓄的經濟可行性與合理性，制定相應規劃與建設時序，大力推進水電清潔能源的“二次開發”。