风电送端电网建设抽水蓄能电站的规模论证

吴来群,顾甜甜,王昭亮

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，西安 710065)

1 概 述

近年来中国风电、光电发展比较迅速，同时也带来了弃风限电问题。资料显示[1]2016年弃风电量497亿kWh，较2015年的339亿kWh上涨46.6%。其中，甘肃(43%)、新疆(38%)、吉林(30%)、内蒙古(21%)、黑龙江(19%)、宁夏(13%)合计弃风电量为433亿kWh，约占总弃风电量的87.1%，弃风限电比例较大的主要是三北地区风能资源较好的几个省区。

同时为实现中国2020、2030 年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，规划2020年全国风电装机要达到210 GW。如此大规模的风电需要借助特高压跨省区输电通道，统筹风、光、水、火等各类电源，最大限度地输送可再生能源，促进风电消纳。本文旨在根据抽水蓄能电站的功能特点，以哈密风电基地为例，通过分析计算，探索抽水蓄能电站在风电送端电网能够发挥的作用与效益，推动“三北”地区风电规模化开发和高效利用。

2 哈密能源基地概况

哈密主要能源资源有煤炭、石油、天然气及风能、太阳能等可再生能源。

哈密煤炭资源储量大、品种多、易开采，具有低硫、低磷、低灰粉、高发热量“三低一高”的特点，预测资源量5 708亿t，占全国预测资源量(4.55万亿t)的12.5%,占新疆预测资源量(1.8万亿t)的31.7%，居全疆第一位。

哈密风能资源十分丰富，主要分布在哈密东南部风区、三塘湖-淖毛湖风区、十三间房风区，技术开发量达到75 498 MW，约占全疆技术开发量的62.9%，具备开发建设大型风电场的条件[2]。其中：哈密东南部风区技术开发量达到16 014 MW，三塘湖-淖毛湖风区技术开发量达到48 974 MW，十三间房风区技术开发量达到10 510 MW。

哈密日照充足，太阳能资源丰富，是新疆太阳能资源最好的地区，年平均太阳总辐射量为6 214.66 MJ/m2，全年日照时数3 170～3 380 h，是全国日照时数充裕的地区之一，具备太阳能发电的优越条件。

哈密电网无规划水电，网内已建、在建及规划的火电总装机容量11 845 MW。哈密风电基地规划风电近期(2020年)开发规模为13 835 MW，远期开发规模将达到20 585 MW；光电2020年开发规模将达到6 050 MW，2030年达到12 250 MW；基地还规划有一定规模的光热发电。

3 规模比较方法

风电送端基地建设抽水蓄能电站的必要性和规模论证，主要包括送端基地电源组合方案的选择和装机规模的经济比较。抽水蓄能电站不同装机方案容量上的差别，应选择具有相应功能的其他电源容量予以补充，并考虑发挥储能作用而减少弃风电量的差异，计算各方案的总费用现值，以费用现值最小的方案为优选方案[3]。

3.1 模拟运行试算

(1) 电源组合方案

从风力发电的基本原理、风的自然特性入手，分析各风电场的地理等差异及风电基地中各测风塔资料的代表性，研究计算基地各风电场的实际出力过程，再对各风电场的实际出力过程进行叠加。有了风电基地的出力过程，再结合电力系统负荷侧、各类电源侧、电网特性，分析风电出力特性[4]。

对风电送端，从风电对特高压直流输电平台可能产生的影响分析入手，以哈密基地为例，分析研究输电平台可能搭建方案。通过模拟运行试算，分析其输电量及构成、风电利用率、受端高峰时段保证率、输电利用小时、耗煤量等指标，作为计算各方案费用现值推荐适应基地外送的电源组合方式及比例的基础。

哈密煤炭资源储量大，风能、太阳能资源丰富，根据能源资源条件、开发规划及区外送电规划，哈密基地外送的电源组合方案主要有：① 风电+光电+火电送出；② 风电+光电+火电+抽水蓄能电站送出2种模式。通过有无抽水蓄能电站2种方案的模拟运行试算，对比分析风电送端电网建设抽水蓄能电站的效益。由于光热发电具有储热功能，自身具有一定的调节，且目前规划规模较小，在后续规划规模较大时需要研究其对电网或送端平台的影响。

(2) 边界条件及方法

模拟运行试算主要根据风电场装机规模初拟配套火电和抽水蓄能的装机容量方案，拟定多个方案进行比较。本文采用的模拟运行试算依据风电一完整年逐10 min出力过程，结合输电规模、受端电网、火电运行方式等约束条件，以可输送风电电量最大化为目标，进行逐时段模拟计算，主要统计风电、火电出力特性及电量，抽水蓄能电站抽水电量、发电量，风电无效电量，火电煤耗等。模拟运行试算主要考虑以下边界条件：

1) 各方案中各电源有效装机容量之和应小于或等于输电规模。

2) 综合调峰率。根据拟采用燃煤火电机组技术参数拟定，一般可采用40%～50%，配套煤电的综合调峰率采用50%，抽水蓄能200%。

3) 燃煤火电升降负荷速度。一般采用每10 min升降负荷速度不超过10%。为避免短时间内火电机组出力呈现锯齿形变化，火电机组在升负荷或降负荷到一定负荷时，需维持运行一段时间方可降负荷或升负荷。

4) 煤耗特性。调查统计不同燃煤火电机组煤耗曲线，考虑煤电不同负荷率时的相应煤耗率，若本时段负荷有升降，增加考虑升降负荷需增加的煤耗。

5) 输电线路负荷率：考虑输电平台对受端电网一定的适应性，初步按照2个时段限制输电线路的输电容量。低谷时段最大输电容量为线路输电能力的70%；其他时段最大为输电线路满负荷运行。

6) 抽水蓄能电站抽水运行工况最小负荷应等于单机额定容量，其抽水负荷按单机容量呈阶梯状变化，最大负荷不大于本月开机容量；抽水蓄能电站发电工况出力可连续变化，但最大出力应不大于本月开机容量。

7) 抽水蓄能电站的可蓄能量按照抽水蓄能电站装机容量与可连续满发时间的乘积计算。抽水蓄能电站连续满发小时数根据配合运行计算、抽水蓄能经济指标等经综合技术经济比较拟定。

8) 抽水蓄能电站综合效率。根据电站的工程布置特点、机组运转特性曲线等因素综合拟定，一般采用75%～80%，本电站采用75%。

9) 检修安排。根据现场调研情况，风电机组检修分半年检和全年检，均采用逐台检修，半年检每台检修时间约1 h，全年检每台检修时间约3 h，对于规模较小风电场，可不考虑其检修影响，大型风电基地机组检修应尽可能在风速较小时段进行；燃煤火电、抽水蓄能均按每台机组每年检修一次计算，燃煤火电机组每次检修时间为一个半月，尽量安排在风电出力较大月份；抽水蓄能机组每次检修时间为1个月，尽量安排在风电出力较小且较平稳月份。燃煤火电及抽水蓄能应扣除当月相应检修容量后作为开机容量参与配合运行。

3.2 经济比较

在进行方案经济比较时，可根据送端基地的能源资源、电源结构的特点，选择合适的替代电源，根据哈密基地的特点，替代电源选择为燃煤火电。因基地与受端电网距离较远，抽水蓄能电站或者燃煤火电的容量效益发挥均受一定影响，容量替代系数可按1考虑。

替代电源费用计算中，为使方案间具有可比性，在计算火电电源投资费用时，要考虑为减少火电机组污染物的排放所采取的措施需要的投资。计算替代火电的燃料费用时不能单纯考虑燃煤价格，还要考虑计入对环境保护的影响。

对不同规模抽水蓄能电站方案进行分析计算，得出对应每个方案的受端电网不同类型机组装机容量组成、燃料消耗和总费用现值等指标。

4 哈密基地计算实例

4.1 “风电+光电+火电”方案

(1) 方案拟定的原则

输电线路容量：根据前期工作情况，输电容量按±800 kV特高压直流线路输送容量8 000 MW考虑。

风电开发方案：不考虑抽水蓄能的方案，风电按5 000 MW、8 000 MW和10 000 MW三个规模考虑：。

光电开发方案：目前新疆开发并网光伏电站的主要思路还是分散开发，就近接入电网，电量就地消纳的模式。太阳能发展规划中，哈密基地规划的光伏电站容量不大，2015年500 MW左右，2020年约2 000 MW，光电组合中光电开发规模根据各方案送出能力，适当考虑一定规模协同送出。

火电装机容量：考虑到哈密基地风能资源丰富，为加大风能、太阳能资源开发和送出，可考虑降低火电装机容量方案。哈密抽水蓄能电站建成后，可进一步提高输电线路有效容量，降低火电装机容量方案按5 000 MW考虑。

(2) 风电+光电+火电5 000 MW方案

各方案与风电+火电8 000 MW方案的主要区别是火电装机容量按5 000 MW考虑，并适当考虑一定规模的光电，输电线路容量、火电调峰率均相同，计算结果见表1[5]。

表1 “风电+光电+火电”方案试算结果表(风电+光电+火电5000 MW)

从计算结果可以看出，此方案特点如下：

1) 火电装机容量小于输电线路容量的方案，线路有效容量较低，仅等于火电装机容量；

2) 风电装机5 000 MW及8 000 MW的方案送出风(光)电电量利用率较高，分别为95.14%和88.53%，风电装机10 000 MW的方案送出风(光)电电量利用率仅为80.57%；

3) 输送电量中风电、光电电量比例占输电电量比例在27.40%～40.91%，输送电量中可再生能源比例随着风电装机容量的增大有所提高。

4.2 “风电+光电+火电+抽水蓄能”方案

“风电+光电+火电”的送端电源组合方案技术上基本满足哈密风电基地目前规划风电的送出需求，但此方案的一部分输电容量不能作为受端电力市场的有效容量，不能发挥应有的容量效益[6]。在远期送端电源组合方案中，考虑在“风电+光电+火电”方案的基础上增加抽水蓄能电站，既可提高输电线路有效容量，又能提高风电、光电等可再生能源电量利用率[7]。

在相同风(光)电规模基础上，根据抽水蓄能电站不同开发规模，组合了多种方案进行模拟计算[8]，结果见表2。

表2 “风电+光电+火电+抽水蓄能”方案试算结果表

可以看出，配置抽水蓄能电站，可向受端电网高峰时期提供相应的有效容量，低谷时期减少送出容量，更能适应受端电网的峰谷变化，相应减少了受端电网调峰压力，节省了受端电网的调峰电源规模；此外，由于抽水蓄能电站具有的快速反应能力，使得输电系统安全稳定性大大提升。同时风(光)电电量利用率可由88.53%提高至93.84%(多利用风、光电电量6.61亿～9.17亿kWh)，输送电量中风电电量比例由37.8%提高至39.0%。

4.3 方案经济比较

按照总费用现值法进行方案经济比较，社会折现率取8%；燃煤火电的投资采用4 000元/kW，建设期3 a，分年投资比例为30%、40%、30%；抽水蓄能电站各装机容量方案投资在5 200～5 800 元/kW之间；建设期7 a，分年投资按15%、17%、17%、17%、17%、12%、5%考虑[9]；燃煤火电运行费率取4.5%、抽水蓄能电站运行费率取2.5%；标煤价1 000元/t。各方案总费用现值计算成果见表3。

表3 抽水蓄能电站规模方案比较表

可以看出，在同等程度满足受端电力系统要求的情况下，输电平台电源组合方案中风电8 000 MW、抽水蓄能电站规模为1 400 MW时，总费用现值最小。因此，哈密能源基地单个±800 kV直流外送输电平台中风电合理规模在8 000 MW左右，此时风(光)电电量利用比例均在90%以上，抽水蓄能电站合理的配置规模约为1 400 MW左右[10]。

5 结 语

(1) 抽水蓄能电站是外送电源的关键组成部分。抽水蓄能、风电、光电、火电等多种电源合理组合形成“多能互补”的平台，能够取长补短，发挥各类电源的优势，抽水蓄能电站具有发电和抽水的双重功能，能够充分发挥输电通道的容量效益。高峰时期可向受端电网提供相应的有效容量，低谷时期减少送出容量，能更好适应受端电网的峰谷变化，相应减少了受端电网调峰压力，节省受端电网的调峰电源规模，同时还能提高输电线路经济性。

(2) 与受端电网建设抽水蓄能电站相比，送端电网建设抽水蓄能电站能更好发挥储能效益。在风电出力较大时，抽水蓄能电站作水泵工况抽水运行吸纳弃风电量，当风电出力较小或受端电网负荷高峰时，抽水蓄能电站发电运行，将弃风电量转换为峰荷电量。分析计算可知，哈密基地建设1 000～1 800 MW抽水蓄能电站配合8 000 MW规模的风电送出，风(光)电电量利用率可由88.53%提高至93.84%，多利用风、光电电量6.61亿～9.17亿kWh，节约标煤约29万t，输送电量中风电电量比例由37.8%提高至39.0%。

(3) 风电、光电的出力变化频繁而剧烈，抽水蓄能电站可以平滑风电、光电的出力过程，减轻风、光电出力波动对电网安全稳定运行的影响。