抽水蓄能电站连续满发小时数和装机容量的设计选择

赵常伟，张 扬，赵晓宇

(1.国网新源控股有限公司华北开发建设分公司，天津 300010；
2.山东泰山抽水蓄能电站有限责任公司，山东 泰安 271000)

衡量水电站的大小，往往看装机容量和年发电量，而衡量抽水蓄能电站，还有2个特别指标——蓄能量及其关联的连续满发小时数。NB/T 35071—2015《抽水蓄能电站水能规划设计规范》[1]将蓄能量定义为上水库发电库容相应水量可发出的电量，连续满发小时数为水库蓄能量与装机容量的比值。蓄能量公式[2]为

E=PGt=9.81QrHrηt=9.81ηVGHr/3 600

(1)

式中，E为蓄能量，kW·h；
PG为电站总装机容量(发电)，kW；
t为连续满发小时数，h；
Qr为电站全部机组额定流量总和，m3/s；
Hr为水轮机额定水头，m；
η为水轮发电机综合效率，%；
VG为上水库有效发电库容，m3。

可以看出，抽水蓄能电站蓄能量与其上水库有效发电库容和额定水头的乘积成正比。抽水蓄能电站的VG和Hr，主要受限于站址地形、地质条件[3]，一旦站址选定，VG和Hr就基本确定。这意味着，规划中的抽水蓄能电站蓄能量是一个定量，装机容量和连续满发小时数是成反比的2个变量。蓄能量一定，抽水蓄能电站究竟是装机容量大、连续满发小时数短好，还是连续满发小时数长、装机容量小好，20世纪90年代至今，业内始终未形成共识。

NB/T 35071—2015《抽水蓄能电站水能规划设计规范》[1]对抽水蓄能电站装机容量选择有如下规定：抽水蓄能电站装机容量选择，应充分研究电力系统的需求特性，应根据电力系统的负荷水平及负荷特性、调峰和填谷需求、电源结构及运行特点，分析论证电力系统对抽水蓄能电站的规模、布局、调节性能及连续满发小时数等方面的要求。该规范的条文说明对连续满发小时数还做了如下补充：日调节抽水蓄能电站的连续满发时间一般为4～6 h。但是，一座抽水蓄能电站是安装4台机组、设计连续满发6 h好，还是安装6台机组、设计连续满发4 h好，业内讨论比较激烈。

从规划阶段看，无论在哪个电网，大多数项目选择了6 h方案，连续满发小时数的选择与电站所在电网的需求、电源结构和负荷特点等似乎并无关系。在预可研或可研阶段，为了提高装机容量，又有很多项目想方设法把6 h调整为5 h。

针对于此，本文虚拟了一座抽水蓄能电站，对连续满发小时数设计了3种方案，通过对各个方案在不同电网中模拟运行的数据进行分析，研究连续满发小时数的长短与电网发电负荷特征的匹配关系，找到了定量确定连续满发小时数的基本原则。

1.1 观点介绍

有观点认为连续满发小时数长、装机容量小(简称“长时派”)更有优势，因为同样的蓄能量，设计连续满发小时数长，在完成调峰填谷之后，还有备用蓄能量，当电网有计划外负荷需求时，可以用来再发电，所以连续满发小时数越长，系统备用能力越强；
另外，同样的蓄能量，设计连续满发小时数长，有更长的时间消纳清洁能源，储能能力强。

另外一种观点则认为装机容量大、连续满发小时数短(简称“大容量派”)更有优势，因为同样的蓄能量，装机容量大，调峰发电时还有备用容量，而且大容量更有助于调峰填谷；
另外还可灵活地降出力至“长时派”方案运行，同样能省出备用蓄能量。

抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能、调频、调相、事故备用(黑启动)功能，其中的调峰、调频和事故备用都属于“系统备用”。只不过，调峰往往按计划执行，每次运行时间较长；
调频则是自动响应电网运行或被随机调度，启停频繁，每次运行时间短；
而事故备用，是特指电网严重故障时，为防止电网瓦解进行紧急发电或对瓦解电网进行黑启动恢复时的发电，所备水量长期储存在上库，是不能轻易被调度使用的。抽水蓄能电站的各种功能，有的是相互此消彼长，用一两个指标去评价抽水蓄能电站的设计能力是不准确的。

1.2 运行数据比较

以西部某省电网冬季典型日负荷曲线为样本(见图1)，对抽水蓄能电站的设计能力进行多维度对比分析。

图1 西部某省电网冬季典型日负荷曲线

图1所示的原始负荷(用电)是指所有电源的发电总负荷，净负荷(发电)是指总发电负荷中剔除了风光发电负荷后的发电负荷(以下所述“发电负荷”均指扣除风光发电后的发电负荷)，是可以被电网调度调节的。

以日平均发电负荷的±5%做两条水平分割线来划分全天发电负荷的“峰-谷-平”时段。该电网发电负荷早、晚两次高峰分别在7∶00～11∶15和17∶15～22∶00，峰高约10 000 MW；
发电负荷低谷出现在11∶45～16∶45，谷深约18 000 MW，其中13∶00～15∶00为深谷时段，出现了弃风、弃光现象。

假设一座抽水蓄能电站单机额定容量为Ps(kW)、具有24Ps(kW·h)的蓄能量，有3种设计方案：方案1，安装3台机组，连续满发小时数8 h；
方案2，安装4台机组，连续满发小时数6 h；
方案3，安装6台机组，连续满发小时数4 h。

1.2.1 有光伏电网数据比较

将3种方案分别放在有光伏运行的上述电网模拟进行设计能力考验运行，对比数据如表1所示。

表1 抽水蓄能电站在有光伏的电网中设计能力考验运行数据对比

由表1可以看出：

(1)从上库蓄能量变化幅度看，若运行周期<连续满发小时数，表现为电站满负荷出力仍不能实现上水库水位全变幅运行，说明连续满发小时数选择过大；
若运行周期>连续满发小时数，表现为电站要降出力运行，说明装机容量选择过大。

(2)从电站资源利用率来看，把表1中各方案在不同时段的资源利用率与时长相乘，其和再除以24 h便是方案的日加权平均资源利用率，各方案的日加权平均资源利用率分别是57.6%、68.1%、75%，方案1最差，方案3最优。

(3)从调频能力看，在高峰发电时段，方案3略有备用容量，而方案1和方案2则完全没有；
在低谷或平段时，装机容量越大，调频容量越大。

(4)从调峰能力看，两个高峰时段，尽管方案3装机容量运行受阻，仍然出力最大。因此，装机容量越大，调峰能力越强。

(5)从消纳清洁能源能力看，昼间深谷时段，3个方案减少的弃光量分别是6Ps、8Ps、12Ps。显然，装机容量越高，消纳清洁能源越多。

综上，在上述电网模拟运行对比中，“大容量派”的方案3表现最优，“长时派”的方案1表现最差。

1.2.2 无光伏电网数据比较

把3个方案放到负荷特征完全不同的电力系统中做比较，还是以上述电网为例，假如光伏发电装机全部退出运行，其负荷特征如图2所示。与图1相比，用电负荷特征没有任何变化，而发电负荷却大不相同，其曲线与用电负荷曲线完全同步。

图2 西部某省冬季典型日负荷曲线示意(无光伏电网)

全天发电负荷分为以下几个阶段：高峰时段大约在9∶00～19∶00，共10 h；
低谷时段在21∶30～7∶30左右，也是10 h。把3个方案放到没有光伏的上述电网再次模拟进行设计能力考验运行，对比数据见表2。由表2可以看出：

表2 抽水蓄能电站在无光伏的电网中设计能力考验运行数据对比

(1)从电站资源利用率来看，各方案的日加权平均资源利用率分别是75%、56.3%、37.5%。在有光伏运行的西部某省电网中资源利用率最差的“长时派”的方案1，在没有光伏的同一电网中却反而表现最好，而“大容量派”的方案3最差。

(2)从调频能力看，仍然是装机容量越大，调频容量越大。

(3)从调峰能力看，在均满足全时段运行前提下，3个方案表现一致。

综合3种方案在不同特征电网中的运行表现，可以看出，电站资源利用率的高低与连续满发小时数的长短不相关。把发电负荷曲线看成一个不规则的负荷波，不同时段的时长就是波长，连续满发小时数和电网发电负荷波长的匹配度决定了电站资源利用率的高低。连续满发小时数和电网发电负荷的波长越接近，其电站资源利用率越高；
正偏离越大，表现为上水库库容闲置越多(如表1中早高峰的方案1)，闲置的库容在电网故障时，可以发挥事故备用作用；
负偏离越大，表现为装机容量闲置越多(如表2中夜间低谷的方案3)，闲置的装机容量可随时应对风光发电的波动，提高了调频能力。调峰能力与装机容量的大小不完全正相关，但一定不是负相关。调频和消纳清洁能源能力与装机容量正相关，与连续满发小时数负相关，这与“长时派”观点刚好相反。

在没有光伏发电的传统电网，抽水蓄能电站调峰填谷的效益主要体现为提高电网中火电负荷率，使火电尽可能在基荷或部分腰荷运行[4]，其运行方式往往是“两发一抽”，电网的确需要抽水蓄能电站连续满发小时数长。

但是，光伏发电改变了电网发电负荷特征，“一峰一谷”或“两峰一谷”的特征被“两峰两谷”所取代，电网的负荷波波长变短了。设计的连续满发小时数长，意味着其连续全抽小时数也长，但电网低谷时段并没有设计预期的那么长，低谷时段能抽到上库的水达不到连续满发小时数所需要的水量，不仅表现为消纳清洁能源能力弱，甚至还满足不了下一个高峰时段满负荷发电的需要。

同样的蓄能量，装机容量大，在调峰、调频、转动惯量和爬坡等方面，其容量(空间)维度上的优势是绝对的；
通过降出力运行，还能获取连续运行时间的延长或留出备用蓄能量，好比以空间换时间，反之，时间却不能换来空间。

蓄能量一定的抽水蓄能电站，装机容量不同，工程的装机容量单位造价不同，其蓄能量单位造价也不同。

如前所述，水库库容及其特征水位确定后，蓄能量就是确定的。对同一座电站不同装机容量方案的经济性进行分析，会发现装机容量大的方案，无论因单机容量大，还是装机数量多，均会引起输水系统、厂房工程以及机电设备3个方面的投资增加，这意味着工程的蓄能量单位造价会更高；
同时，装机容量大引起的总投资的增加幅度一定小于电站装机容量的增加幅度，这又意味着工程装机容量单位造价更低。

既然连续满发小时数的长短对上述2种单位造价指标的影响是逆向的，笔者认为，用上述哪个指标来衡量工程的经济性都不科学。

前面提到了抽水蓄能电站的资源利用率概念，在进行全年8 760 h电力平衡分析时，同时可以得到设计方案的年加权平均资源利用率。用蓄能量单位造价除以其年加权平均资源利用率，形成一个性价比指标，即蓄能量等效单位造价。笔者认为以此衡量方案的经济性，比上述两种单位造价指标均具有明显的公允性。

抽水蓄能电站作为独立市场主体参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务将是历史的必然[5]，其收益将主要来自调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等有功平衡服务[6]。而调频、调峰、转动惯量、爬坡能力均与装机容量成正比，同样的蓄能量，装机容量大更有竞争优势。

从消纳清洁能源看，根据山东省《关于发布2023年容量补偿系数及执行时段的公告》，尖峰和深谷时段的补偿系数达到2.0/0.1(见表3)，若连续满发小时数选择2～3 h，将最大容量利用尖峰深谷价差[7]。

表3 2023年山东省容量补偿价格分时峰谷系数及执行时段

通常情况下，抽水蓄能电站装机容量的选择应根据电站自身具备的地形、地质条件和水工布置要求，初步拟定上、下水库的正常蓄水位和死水位，计算电站日调节发电出力和电量，按照日发电小时数(一般按满发5 h)估算电站可能提供的工作容量[8]。但连续满发小时数本身是电网需求的一个重要指标，不应该由设计部门人为假设。

对抽水蓄能规划，国家发展改革委明确要求主管部门组织电网公司开展需求论证[9]，目前的抽水蓄能电站连续满发小时数始终按5～6 h设计是不符合上述管理要求的。

到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上[10]；
到2050年，风能和太阳能光伏发电合计将占68%以上[11]。届时，太阳能光伏发电对电网发电负荷特征的改变将比图1更加显著，发电负荷会是典型的正态波，与用电负荷完全不一致。如果每个电站继续按照连续满发小时数5～6 h设计，抽水蓄能调节负荷的“凸”型波，将与电网需求严重不匹配。

因此，考虑电网对抽水蓄能电站的需求，不能再依据用电负荷特征，而应该是发电负荷。因此，做好一座抽水蓄能电站连续满发小时数的定量选择，首先要预测好电网未来的发电负荷特征。

笔者建议对发电负荷曲线的预测采用间接法。首先预测用电负荷曲线，用电负荷特征不受电源结构影响，主要受国民经济运行、居民生活水平和电价政策等影响，有其自身的规律性；
其次预测风电和光伏发电，风光发电主要受地理位置和气候特征的影响，同样有其自身的规律性；
确定了用电负荷和风光发电负荷，两者之差就是发电负荷。

如前所述，连续满发小时数应尽量与发电负荷的波长相匹配以获取资源利用率的最大化。但是，电网发电负荷的波峰、波谷的波长并无确定关系，且电网的负荷波在不同季节的特征也是不一样的。

因此，对抽水蓄能电站装机容量和连续满发小时数的选择，笔者认为应该按以下原则定量确定：

(1)如果电站所在电网光伏发电装机占比较高，其主要功能是调峰和消纳新能源。首先，按照小于或等于发电负荷最深波谷的波长拟定一个连续全抽小时数，连续全抽小时数乘以0.8即连续满发小时数；
其次，按照小于或等于发电负荷最高波峰的波长再拟定一个连续满发小时数。如果根据以上2条拟定的连续满发小时数不一致，则按照就短不就长的原则来选定。

(2)如果电站所在电网风电装机占比较高，负荷波动大，还应考虑其调频功能的需要。在按照“原则一”确定的装机容量基础上，进一步提高装机容量以提高其调频能力，相应的连续满发小时数则更短。可以预见，在未来风光发电成为电网主力军的时候，未来的新型电力系统要求抽水蓄能电站至少“n-1”运行或将成为新常态，甚至需要电站在一个发电或抽水周期内“n-1”运行时仍然要有实现上库水位全变幅运行的能力(事故备用库容除外)，以最大能力消纳太阳能，还有备用容量应对风电的不确定性。

(3)若一年四季发电负荷的波长不一致，则按照就短不就长的原则确定连续满发小时数。电网负荷变化是渐进的，电网调度往往会安排电站机组错时起停，保持电网中抽水蓄能电站总负荷变化率与电网发电负荷变化率相匹配，以维持电网频率稳定。到2030年，全国抽水蓄能装机规模将达到1.2亿kW[10]，届时会形成电站群规模效应，首台机组和末台机组的起动(停机)间隔时间会较长；
在一个运行周期，电站群集体满出力的时间跨度达到2～3 h便足以满足电网需求(如表3)；
对每台机组个体而言，其运行时间也只是电网负荷波中的一段，而不需要覆盖全程。

(4)如果电网需要电站具备事故备用功能，则在总蓄能量中先扣除事故备用蓄能量，以剩余蓄能量和上述原则确定连续满发小时数和装机容量。

(5)在光伏装机占比特别高的电网，深谷时长只有2～3 h，连续满发小时数为2～3 h的抽水蓄能电站更符合清洁能源消纳的需要。

以山东电网为例(见表3)分析抽水蓄能电站连续满发小时数的选择。夏季和冬季，波峰和波谷波长均为6 h，按“原则一”确定的连续满发小时数≤4.8 h；
春季和秋季，波峰和波谷波长均为5 h，按“原则一”确定的连续满发小时数≤4 h；
按照“原则三”就短不就长原则，山东省抽水蓄能电站宜选择连续满发小时数≤4 h。

以上原则主要是从电网需求角度考虑的，最终还要根据机组设计制造难度、施工组织设计、技术经济性等综合因素来确定。

抽水蓄能电站连续满发小时数一味地按5～6 h设计，其调节负荷形成的“凸”型波与电网需求严重不匹配。随着风光发电成为电力系统的主角，电网发电负荷特征和用电负荷将完全不一致；
抽水蓄能电站装机容量和连续满发小时数的选择，应依据电网发电负荷而不再是用电负荷来确定。

一个电网所在区域，可开发的抽水蓄能电站蓄能量是有限的，装机容量和连续满发小时数不可兼得。抽水蓄能电站与蓄能量有关的各项功能，装机容量大在调峰、填谷、储能和调频等方面有明显优势，因而在有功平衡等电力辅助服务方面更有竞争力，而且在电力市场中消纳清洁能源的经济效益更加显著。用蓄能量等效单位造价来衡量抽水蓄能电站的经济性，比装机容量单位造价或蓄能量单位造价更能反映方案的性价比。

随着电网中抽水蓄能电站建设数量的增多，抽水蓄能电站的设计应充分考虑电站群的规模效应特点，对电站个体而言，其设计满负荷运行时长越来越没有必要覆盖电网峰或谷的全时段。

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