抽水蓄能電站連續滿發小時數和裝機容量的設計選擇

趙常偉，張 揚，趙曉宇

(1.國網新源控股有限公司華北開發建設分公司，天津 300010；2.山東泰山抽水蓄能電站有限責任公司，山東 泰安 271000)

0 引 言

衡量水電站的大小，往往看裝機容量和年發電量，而衡量抽水蓄能電站，還有2個特別指標——蓄能量及其關聯的連續滿發小時數。NB/T 35071—2015《抽水蓄能電站水能規劃設計規范》[1]將蓄能量定義為上水庫發電庫容相應水量可發出的電量，連續滿發小時數為水庫蓄能量與裝機容量的比值。蓄能量公式[2]為

E=PGt=9.81QrHrηt=9.81ηVGHr/3 600

(1)

式中，E為蓄能量，kW·h；PG為電站總裝機容量(發電)，kW；t為連續滿發小時數，h；Qr為電站全部機組額定流量總和，m3/s；Hr為水輪機額定水頭，m；η為水輪發電機綜合效率，%；VG為上水庫有效發電庫容，m3。

可以看出，抽水蓄能電站蓄能量與其上水庫有效發電庫容和額定水頭的乘積成正比。抽水蓄能電站的VG和Hr，主要受限于站址地形、地質條件[3]，一旦站址選定，VG和Hr就基本確定。這意味著，規劃中的抽水蓄能電站蓄能量是一個定量，裝機容量和連續滿發小時數是成反比的2個變量。蓄能量一定，抽水蓄能電站究竟是裝機容量大、連續滿發小時數短好，還是連續滿發小時數長、裝機容量小好，20世紀90年代至今，業內始終未形成共識。

NB/T 35071—2015《抽水蓄能電站水能規劃設計規范》[1]對抽水蓄能電站裝機容量選擇有如下規定：抽水蓄能電站裝機容量選擇，應充分研究電力系統的需求特性，應根據電力系統的負荷水平及負荷特性、調峰和填谷需求、電源結構及運行特點，分析論證電力系統對抽水蓄能電站的規模、布局、調節性能及連續滿發小時數等方面的要求。該規范的條文說明對連續滿發小時數還做了如下補充：日調節抽水蓄能電站的連續滿發時間一般為4～6 h。但是，一座抽水蓄能電站是安裝4臺機組、設計連續滿發6 h好，還是安裝6臺機組、設計連續滿發4 h好，業內討論比較激烈。

從規劃階段看，無論在哪個電網，大多數項目選擇了6 h方案，連續滿發小時數的選擇與電站所在電網的需求、電源結構和負荷特點等似乎并無關系。在預可研或可研階段，為了提高裝機容量，又有很多項目想方設法把6 h調整為5 h。

針對于此，本文虛擬了一座抽水蓄能電站，對連續滿發小時數設計了3種方案，通過對各個方案在不同電網中模擬運行的數據進行分析，研究連續滿發小時數的長短與電網發電負荷特征的匹配關系，找到了定量確定連續滿發小時數的基本原則。

1 連續滿發小時數長短的優劣分析

1.1 觀點介紹

有觀點認為連續滿發小時數長、裝機容量小(簡稱“長時派”)更有優勢，因為同樣的蓄能量，設計連續滿發小時數長，在完成調峰填谷之后，還有備用蓄能量，當電網有計劃外負荷需求時，可以用來再發電，所以連續滿發小時數越長，系統備用能力越強；另外，同樣的蓄能量，設計連續滿發小時數長，有更長的時間消納清潔能源，儲能能力強。

另外一種觀點則認為裝機容量大、連續滿發小時數短(簡稱“大容量派”)更有優勢，因為同樣的蓄能量，裝機容量大，調峰發電時還有備用容量，而且大容量更有助于調峰填谷；另外還可靈活地降出力至“長時派”方案運行，同樣能省出備用蓄能量。

抽水蓄能電站具有調峰、填谷、儲能、調頻、調相、事故備用(黑啟動)功能，其中的調峰、調頻和事故備用都屬于“系統備用”。只不過，調峰往往按計劃執行，每次運行時間較長；調頻則是自動響應電網運行或被隨機調度，啟停頻繁，每次運行時間短；而事故備用，是特指電網嚴重故障時，為防止電網瓦解進行緊急發電或對瓦解電網進行黑啟動恢復時的發電，所備水量長期儲存在上庫，是不能輕易被調度使用的。抽水蓄能電站的各種功能，有的是相互此消彼長，用一兩個指標去評價抽水蓄能電站的設計能力是不準確的。

1.2 運行數據比較

以西部某省電網冬季典型日負荷曲線為樣本(見圖1)，對抽水蓄能電站的設計能力進行多維度對比分析。

圖1 西部某省電網冬季典型日負荷曲線

圖1所示的原始負荷(用電)是指所有電源的發電總負荷，凈負荷(發電)是指總發電負荷中剔除了風光發電負荷后的發電負荷(以下所述“發電負荷”均指扣除風光發電后的發電負荷)，是可以被電網調度調節的。

以日平均發電負荷的±5%做兩條水平分割線來劃分全天發電負荷的“峰-谷-平”時段。該電網發電負荷早、晚兩次高峰分別在7∶00～11∶15和17∶15～22∶00，峰高約10 000 MW；發電負荷低谷出現在11∶45～16∶45，谷深約18 000 MW，其中13∶00～15∶00為深谷時段，出現了棄風、棄光現象。

假設一座抽水蓄能電站單機額定容量為Ps(kW)、具有24Ps(kW·h)的蓄能量，有3種設計方案：方案1，安裝3臺機組，連續滿發小時數8 h；方案2，安裝4臺機組，連續滿發小時數6 h；方案3，安裝6臺機組，連續滿發小時數4 h。

1.2.1 有光伏電網數據比較

將3種方案分別放在有光伏運行的上述電網模擬進行設計能力考驗運行，對比數據如表1所示。

表1 抽水蓄能電站在有光伏的電網中設計能力考驗運行數據對比

由表1可以看出：

(1)從上庫蓄能量變化幅度看，若運行周期<連續滿發小時數，表現為電站滿負荷出力仍不能實現上水庫水位全變幅運行，說明連續滿發小時數選擇過大；若運行周期>連續滿發小時數，表現為電站要降出力運行，說明裝機容量選擇過大。

(2)從電站資源利用率來看，把表1中各方案在不同時段的資源利用率與時長相乘，其和再除以24 h便是方案的日加權平均資源利用率，各方案的日加權平均資源利用率分別是57.6%、68.1%、75%，方案1最差，方案3最優。

(3)從調頻能力看，在高峰發電時段，方案3略有備用容量，而方案1和方案2則完全沒有；在低谷或平段時，裝機容量越大，調頻容量越大。

(4)從調峰能力看，兩個高峰時段，盡管方案3裝機容量運行受阻，仍然出力最大。因此，裝機容量越大，調峰能力越強。

(5)從消納清潔能源能力看，晝間深谷時段，3個方案減少的棄光量分別是6Ps、8Ps、12Ps。顯然，裝機容量越高，消納清潔能源越多。

綜上，在上述電網模擬運行對比中，“大容量派”的方案3表現最優，“長時派”的方案1表現最差。

1.2.2 無光伏電網數據比較

把3個方案放到負荷特征完全不同的電力系統中做比較，還是以上述電網為例，假如光伏發電裝機全部退出運行，其負荷特征如圖2所示。與圖1相比，用電負荷特征沒有任何變化，而發電負荷卻大不相同，其曲線與用電負荷曲線完全同步。

圖2 西部某省冬季典型日負荷曲線示意(無光伏電網)

全天發電負荷分為以下幾個階段：高峰時段大約在9∶00～19∶00，共10 h；低谷時段在21∶30～7∶30左右，也是10 h。把3個方案放到沒有光伏的上述電網再次模擬進行設計能力考驗運行，對比數據見表2。由表2可以看出：

表2 抽水蓄能電站在無光伏的電網中設計能力考驗運行數據對比

(1)從電站資源利用率來看，各方案的日加權平均資源利用率分別是75%、56.3%、37.5%。在有光伏運行的西部某省電網中資源利用率最差的“長時派”的方案1，在沒有光伏的同一電網中卻反而表現最好，而“大容量派”的方案3最差。

(2)從調頻能力看，仍然是裝機容量越大，調頻容量越大。

(3)從調峰能力看，在均滿足全時段運行前提下，3個方案表現一致。

綜合3種方案在不同特征電網中的運行表現，可以看出，電站資源利用率的高低與連續滿發小時數的長短不相關。把發電負荷曲線看成一個不規則的負荷波，不同時段的時長就是波長，連續滿發小時數和電網發電負荷波長的匹配度決定了電站資源利用率的高低。連續滿發小時數和電網發電負荷的波長越接近，其電站資源利用率越高；正偏離越大，表現為上水庫庫容閑置越多(如表1中早高峰的方案1)，閑置的庫容在電網故障時，可以發揮事故備用作用；負偏離越大，表現為裝機容量閑置越多(如表2中夜間低谷的方案3)，閑置的裝機容量可隨時應對風光發電的波動，提高了調頻能力。調峰能力與裝機容量的大小不完全正相關，但一定不是負相關。調頻和消納清潔能源能力與裝機容量正相關，與連續滿發小時數負相關，這與“長時派”觀點剛好相反。

在沒有光伏發電的傳統電網，抽水蓄能電站調峰填谷的效益主要體現為提高電網中火電負荷率，使火電盡可能在基荷或部分腰荷運行[4]，其運行方式往往是“兩發一抽”，電網的確需要抽水蓄能電站連續滿發小時數長。

但是，光伏發電改變了電網發電負荷特征，“一峰一谷”或“兩峰一谷”的特征被“兩峰兩谷”所取代，電網的負荷波波長變短了。設計的連續滿發小時數長，意味著其連續全抽小時數也長，但電網低谷時段并沒有設計預期的那么長，低谷時段能抽到上庫的水達不到連續滿發小時數所需要的水量，不僅表現為消納清潔能源能力弱，甚至還滿足不了下一個高峰時段滿負荷發電的需要。

同樣的蓄能量，裝機容量大，在調峰、調頻、轉動慣量和爬坡等方面，其容量(空間)維度上的優勢是絕對的；通過降出力運行，還能獲取連續運行時間的延長或留出備用蓄能量，好比以空間換時間，反之，時間卻不能換來空間。

2 經濟比較

蓄能量一定的抽水蓄能電站，裝機容量不同，工程的裝機容量單位造價不同，其蓄能量單位造價也不同。

如前所述，水庫庫容及其特征水位確定后，蓄能量就是確定的。對同一座電站不同裝機容量方案的經濟性進行分析，會發現裝機容量大的方案，無論因單機容量大，還是裝機數量多，均會引起輸水系統、廠房工程以及機電設備3個方面的投資增加，這意味著工程的蓄能量單位造價會更高；同時，裝機容量大引起的總投資的增加幅度一定小于電站裝機容量的增加幅度，這又意味著工程裝機容量單位造價更低。

既然連續滿發小時數的長短對上述2種單位造價指標的影響是逆向的，筆者認為，用上述哪個指標來衡量工程的經濟性都不科學。

前面提到了抽水蓄能電站的資源利用率概念，在進行全年8 760 h電力平衡分析時，同時可以得到設計方案的年加權平均資源利用率。用蓄能量單位造價除以其年加權平均資源利用率，形成一個性價比指標，即蓄能量等效單位造價。筆者認為以此衡量方案的經濟性，比上述兩種單位造價指標均具有明顯的公允性。

抽水蓄能電站作為獨立市場主體參與電力中長期交易、現貨市場交易、輔助服務將是歷史的必然[5]，其收益將主要來自調頻、調峰、備用、轉動慣量、爬坡等有功平衡服務[6]。而調頻、調峰、轉動慣量、爬坡能力均與裝機容量成正比，同樣的蓄能量，裝機容量大更有競爭優勢。

從消納清潔能源看，根據山東省《關于發布2023年容量補償系數及執行時段的公告》，尖峰和深谷時段的補償系數達到2.0/0.1(見表3)，若連續滿發小時數選擇2～3 h，將最大容量利用尖峰深谷價差[7]。

表3 2023年山東省容量補償價格分時峰谷系數及執行時段

3 基本原則

通常情況下，抽水蓄能電站裝機容量的選擇應根據電站自身具備的地形、地質條件和水工布置要求，初步擬定上、下水庫的正常蓄水位和死水位，計算電站日調節發電出力和電量，按照日發電小時數(一般按滿發5 h)估算電站可能提供的工作容量[8]。但連續滿發小時數本身是電網需求的一個重要指標，不應該由設計部門人為假設。

對抽水蓄能規劃，國家發展改革委明確要求主管部門組織電網公司開展需求論證[9]，目前的抽水蓄能電站連續滿發小時數始終按5～6 h設計是不符合上述管理要求的。

到2030年，風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億kW以上[10]；到2050年，風能和太陽能光伏發電合計將占68%以上[11]。屆時，太陽能光伏發電對電網發電負荷特征的改變將比圖1更加顯著，發電負荷會是典型的正態波，與用電負荷完全不一致。如果每個電站繼續按照連續滿發小時數5～6 h設計，抽水蓄能調節負荷的“凸”型波，將與電網需求嚴重不匹配。

因此，考慮電網對抽水蓄能電站的需求，不能再依據用電負荷特征，而應該是發電負荷。因此，做好一座抽水蓄能電站連續滿發小時數的定量選擇，首先要預測好電網未來的發電負荷特征。

筆者建議對發電負荷曲線的預測采用間接法。首先預測用電負荷曲線，用電負荷特征不受電源結構影響，主要受國民經濟運行、居民生活水平和電價政策等影響，有其自身的規律性；其次預測風電和光伏發電，風光發電主要受地理位置和氣候特征的影響，同樣有其自身的規律性；確定了用電負荷和風光發電負荷，兩者之差就是發電負荷。

如前所述，連續滿發小時數應盡量與發電負荷的波長相匹配以獲取資源利用率的最大化。但是，電網發電負荷的波峰、波谷的波長并無確定關系，且電網的負荷波在不同季節的特征也是不一樣的。

因此，對抽水蓄能電站裝機容量和連續滿發小時數的選擇，筆者認為應該按以下原則定量確定：

(1)如果電站所在電網光伏發電裝機占比較高，其主要功能是調峰和消納新能源。首先，按照小于或等于發電負荷最深波谷的波長擬定一個連續全抽小時數，連續全抽小時數乘以0.8即連續滿發小時數；其次，按照小于或等于發電負荷最高波峰的波長再擬定一個連續滿發小時數。如果根據以上2條擬定的連續滿發小時數不一致，則按照就短不就長的原則來選定。

(2)如果電站所在電網風電裝機占比較高，負荷波動大，還應考慮其調頻功能的需要。在按照“原則一”確定的裝機容量基礎上，進一步提高裝機容量以提高其調頻能力，相應的連續滿發小時數則更短?？梢灶A見，在未來風光發電成為電網主力軍的時候，未來的新型電力系統要求抽水蓄能電站至少“n-1”運行或將成為新常態，甚至需要電站在一個發電或抽水周期內“n-1”運行時仍然要有實現上庫水位全變幅運行的能力(事故備用庫容除外)，以最大能力消納太陽能，還有備用容量應對風電的不確定性。

(3)若一年四季發電負荷的波長不一致，則按照就短不就長的原則確定連續滿發小時數。電網負荷變化是漸進的，電網調度往往會安排電站機組錯時起停，保持電網中抽水蓄能電站總負荷變化率與電網發電負荷變化率相匹配，以維持電網頻率穩定。到2030年，全國抽水蓄能裝機規模將達到1.2億kW[10]，屆時會形成電站群規模效應，首臺機組和末臺機組的起動(停機)間隔時間會較長；在一個運行周期，電站群集體滿出力的時間跨度達到2～3 h便足以滿足電網需求(如表3)；對每臺機組個體而言，其運行時間也只是電網負荷波中的一段，而不需要覆蓋全程。

(4)如果電網需要電站具備事故備用功能，則在總蓄能量中先扣除事故備用蓄能量，以剩余蓄能量和上述原則確定連續滿發小時數和裝機容量。

(5)在光伏裝機占比特別高的電網，深谷時長只有2～3 h，連續滿發小時數為2～3 h的抽水蓄能電站更符合清潔能源消納的需要。

以山東電網為例(見表3)分析抽水蓄能電站連續滿發小時數的選擇。夏季和冬季，波峰和波谷波長均為6 h，按“原則一”確定的連續滿發小時數≤4.8 h；春季和秋季，波峰和波谷波長均為5 h，按“原則一”確定的連續滿發小時數≤4 h；按照“原則三”就短不就長原則，山東省抽水蓄能電站宜選擇連續滿發小時數≤4 h。

以上原則主要是從電網需求角度考慮的，最終還要根據機組設計制造難度、施工組織設計、技術經濟性等綜合因素來確定。

4 結 論

抽水蓄能電站連續滿發小時數一味地按5～6 h設計，其調節負荷形成的“凸”型波與電網需求嚴重不匹配。隨著風光發電成為電力系統的主角，電網發電負荷特征和用電負荷將完全不一致；抽水蓄能電站裝機容量和連續滿發小時數的選擇，應依據電網發電負荷而不再是用電負荷來確定。

一個電網所在區域，可開發的抽水蓄能電站蓄能量是有限的，裝機容量和連續滿發小時數不可兼得。抽水蓄能電站與蓄能量有關的各項功能，裝機容量大在調峰、填谷、儲能和調頻等方面有明顯優勢，因而在有功平衡等電力輔助服務方面更有競爭力，而且在電力市場中消納清潔能源的經濟效益更加顯著。用蓄能量等效單位造價來衡量抽水蓄能電站的經濟性，比裝機容量單位造價或蓄能量單位造價更能反映方案的性價比。

隨著電網中抽水蓄能電站建設數量的增多，抽水蓄能電站的設計應充分考慮電站群的規模效應特點，對電站個體而言，其設計滿負荷運行時長越來越沒有必要覆蓋電網峰或谷的全時段。