抽水蓄能联合新能源替代火电参与电力电量平衡能力研究

张云飞，张 弓，徐三敏，赵添辰，侯世豪

（1.国网新源控股有限公司抽水蓄能技术经济研究院，北京市 100761；
2.北京信息科技大学，北京市 100192）

我国新型电力系统发展的主要目标是，加快降低碳排放步伐、推动新能源技术创新发展，助力实现碳中和、碳达峰[1-2]。大规模新能源代替火电机组出力，使电力系统波动性、不稳定性等因素更加显著。抽水蓄能作为规模大、技术水平成熟的调节电源，可有效平抑新能源出力带来的波动性[3-5]。抽水蓄能联合新能源，能够代替火电机组出力，参与电力电量平衡，提升新型电力系统的稳定性与灵活性。

目前，对于风光储参与电力系统配置问题，文献[6]构建风—光—火—蓄联合供电系统的日前优化调度模型，以实现风—光—火—蓄联合发电系统的多能互补运行，通过抽水蓄能协调配合，有效缓解火电机组调峰压力，从而降低新能源弃电率和系统运行成本。文献[7]构建了抽水蓄能—风—光—火联合运行系统日前优化调度模型，得到多种工作场景下日前优化调度结果。文献[8]提出一种计及电网新能源消纳承载能力的多区域风—光—储容量优化配置方法，相比传统集中式优化方法，计算效率优势明显，收敛速度提升57.1%。文献[9]针对风—光—抽水蓄能混合能源系统提出容量配置优化方法，量化抽水蓄能对新能源打捆外送的助力效果。在抽水蓄能减碳效益方面，文献[10]针对抽水蓄能电站的作用与价值体现进行研究，通过现实收益来衡量抽水蓄能的功能作用与减碳价值，进行抽水蓄能电站减碳效益的量化分析。根据已有文献，此类研究多集中在多能源互补提升系统新能源消纳能力情况，缺少从抽水蓄能与新能源和火电间不同配比对消纳能力的影响。

本文针对高比例新能源电力系统场景，以各电源总投资成本作为约束，分别从有无抽水蓄能、抽水蓄能与新能源容量配比、抽水蓄能联合新能源与火电容量配比三种角度出发，构建电力电量模型，根据生产时序模拟结果，分析不同工况下抽水蓄能联合新能源代替火电参与电力电量平衡的能力。

本文构建了抽水蓄能联合新能源代替火电参与电力电量平衡模型，根据地区新能源出力、负荷、削峰填谷以及备用等需求，确定系统电力电量平衡模拟方法。针对不同装机配置情况，通过进行全年时序生产模拟，得到该装机配置情况下地区弃风弃光量、碳排放量，并对计算结果进行对比分析。

1.1 电力平衡

系统电网电力平衡方程见式（1）～式（4）。

式中：Eneed为系统所需容量；
Eload为负荷量；
Epv_ensure为光伏保证；
Ewf_ensure为风力保证；
Espare_cold为事故冷备用，即电网需要时，可随时启动的备用容量；
Espare_load为负荷备用；
Espare_hot为事故热备用；
Epv_pre、Ewf_pre分别为光伏、风力的预测功率；
σpv、σwf分为光伏、风力的预测可信度。

1.2 机组出力约束

1.2.1 风光出力约束

本文模型选取高比例风光出力场景，在考虑风光装机容量的同时，还根据风光的出力曲线进行建模，见式（5）～式（6）：

式中：Pwf_min为风电最小出力；
Pwf_max为风电最大出力；
Ppv_min为光伏最小出力；
Ppv_max为光伏最大出力。

1.2.2 抽水蓄能出力约束

由于本模型中抽水蓄能为代替火电机组出力，抽水蓄能出力约束，见式（7）：

式中：δps为抽水蓄能代替火电机组装机容量比例；
Ppsmax为抽水蓄能电站装机容量；
Ptpmax为火电机组装机容量。

1.2.3 火电出力约束

在电力系统中，火电机组的出力与发电量相对更加稳定，主要承担系统基荷，参与调峰能力较差且不经济。本文通过抽水蓄能代替火电部分机组参与新能源电力外送，其中火电的出力约束见式（8）和式（9）：

式中：Ptp_ava为火电可用装机容量；
Ptp_total为火电总装机容量；
Ptp_fix为火电机组检修容量。

1.2.4 水电出力约束

本文水电站主要辅助调节风光联合出力，减小日内波动性，其中水电站的出力约束见式（10）：

式中：Pph_min为水电最小出力；
Pph_max为水电最大出力。

水电站的出力约束还依据该水电站的水文特征出力曲线，即反应不同气候月份降水量、河流、流量、水库水位及调节特征等信息的水电机组发电曲线，通常分为预想出力曲线、平均出力曲线和强迫出力曲线。

1.3 弃风弃光率计算

系统产生风光弃电量为Eloss，定义系统风光综合弃电率θloss，以体现抽水蓄能的消纳能力，见式（11）：

式中：Eloss为系统弃风弃光总量；
Es为系统风光总发电量。

1.4 碳排放计算

依据火电燃煤机组的发电量与煤耗率进行碳排放量的折算，见式（12）：

式中：DCO2为火电机组碳排放量；
Etp为火电机组发电量；
η为机组供电煤耗率；
νCO2为碳排放折算因子，选取2.66。

本文以西北地区某高比例新能源接入的区域电网为例，通过控制系统总投资成本，分别从抽水蓄能与新能源之间的容量比、抽水蓄能联合新能源与火电之间的容量比两个角度，对抽水蓄能联合新能源代替火电参与系统消纳与降低碳排放情况进行计算分。各类型电源单位投资成本单价见表1。

表 1 各类型电源单位投资成本 单位：元 /kWTable 1 Unit investment cost of each type of power supply unit：Yuan/kW

共设计6个场景，其中总投资成本固定（包括火电、水电、储能、风电、光伏、抽水蓄能总投资成本之和），通过三种情况进行场景构建。

（1）情况一。系统无抽水蓄能装机，火电联合新能源出力，作为场景0。

（2）情况二。系统存在抽水蓄能装机，设置一定的火电机组容量，不断提升抽水蓄能与新能源装机容量比，分别为0.072、0.115、0.163，作为场景 1、2、3。

（3）情况三。系统存在抽水蓄能装机，设置抽水蓄能与新能源装机容量比为0.115，不断提升新能源联合抽水蓄能与火电机组装机容量比，分别为2.45、2.686、2.938，作为场景1、4、5。

通过生产时序模拟软件，计算6种场景下的弃风弃光量和碳排放量，6种场景见表2。

表 2 场景汇总 单位：MWTable 2 Summary of scenarios unit：MW

各场景下不同机组装机情况见表3。

表3 各场景机组装机情况Table 3 Unit in stallation in each scenario

其中，场景0作为完全由火电参与风光新能源消纳的情况，该场景下并无抽水蓄能电站参与，为场景1～5提供参考。场景1、2、3作为抽水蓄能、新能源、火电共同参与到系统电力平衡，根据不同抽水蓄能占新能源比重，分析其新能源消纳与碳排放情况。场景1、4、5作为抽水蓄能、新能源代替火电参与到系统电力平衡，根据抽水蓄能联合新能源代替火电比重，分析系统新能源消纳与碳排放情况。

3.1 基础场景

场景0作为基础场景，以2030年某高比例新能源地地区规划装机情况作为基础数据。该场景下各机组总装机容量为123800MW，根据各机组投资成本，确定系统总投资成本为4660亿元，其中火电、风电、光伏装机容量分别为41400、22000、52000MW，火电、风电、光伏发电量占比分别为53.2%、23.1%、22.8%，新能源与火电装机容量配比为1.787。场景0装机情况见表4。

表4 场景0装机情况Table 4 Scene 0 installation

3.2 情况一

3.2.1 场景1

在场景0的基础上，保持机组总投资成本不变，减少火电机组投入，增加抽水蓄能装机容量。该场景下系统总装机容量为120100MW，其中，火电装机容量减少至32400MW，风电、光伏装机容量不变，抽水蓄能装机容量增加至5300MW，火电、风电、光伏发电量占比分别为49.6%、23.7%、25.8%，抽水蓄能联合新能源与火电装机容量配比为2.45，抽水蓄能与新能源容量配比为0.072。场景1装机情况见表5。

表5 场景1装机情况Table 5 Scene 1 installation

3.2.2 场景2

在场景1的基础上，保持机组总投资成本不变，减少风光新能源机组投入，增加抽水蓄能装机容量，提升抽水蓄能与新能源容量配比。该场景下系统总装机容量为119340MW，其中，火电装机容量不变，风电、光伏装机容量分别减少至20000、50440MW，抽水蓄能装机容量增加至8100MW，火电、风电、光伏发电量占比分别为48.8%、22.2%、28.0%，抽水蓄能与新能源容量配比提升至0.115。场景2装机情况见表6。

表6 场景2装机情况Table 6 Scene 2 installation

场景2在场景1的基础上，火电机组容量不变，在保证系统总投资成本不变的前提下，提高抽蓄与新能源装机容量比例，通过与场景1对比，可发现风光弃电率、碳排放量均出现下降。

3.2.3 场景3

在场景2的基础上，保持机组总投资成本不变，进一步提升抽水蓄能与新能源容量配比。该场景下系统总装机容量为118580MW，其中，火电装机容量不变，风电、光伏装机容量分别减少至18000、48880MW，抽蓄装机容量增加至10900MW，火电、风电、光伏发电量占比分别为48.4%、20.6%、30.2%，抽水蓄能与新能源容量配比提升至0.163。场景3装机情况见表7。

在系统总投资成本与火电机组容量不变情况下，提升抽水蓄能与新能源间的容量配比，系统弃风弃光量不断下降，消纳能力提升，碳排放量持续减少，见表8。

表8 情况二弃风弃光量与碳排放量Table 8 Case 2 Wind and light abandonment and carbon emissions

情况二中，系统消纳能力和碳排放量随抽水蓄能与新能源容量配比变化趋势见图1。

图1 情况二系统消纳与碳排放趋势Figure 1 Scenario 2 system consumption and carbon emission trends

因此，通过合理配置抽蓄与新能源容量配比对火电机组进行替代，可以有效提升系统消纳能力，实现减碳目标。

3.3 情况二

3.3.1 场景4

在场景1的基础上，保持机组总投资成本不变，确定抽水蓄能与新能源容量配比不变，减少火电机组投入，增加抽水蓄能与新能源整体装机容量，提升抽水蓄能联合新能源与火电容量配比。该场景下系统总装机容量为118970MW，其中，火电装机容量减少至30000MW，风电、光伏、抽蓄装机容量分别增加至20520、51740、8310MW，火电、风电、光伏发电量占比分别为48.1%、22.7%、28.4%，抽水蓄能与新能源容量配比为0.115，抽水蓄能联合新能源与火电容量配比提升至2.686。场景4装机情况见表9。

表9 场景4装机情况Table 9 Scene 4 installation

3.3.2 场景5

在场景4的基础上，保持机组总投资成本、抽水蓄能与新能源容量配比不变，进一步提升抽水蓄能联合新能源与火电容量配比。该场景下系统总装机容量为118660MW，其中，火电装机容量减少至28000MW，风电、光伏、抽水蓄能装机容量分别增加至20950、52830、8480MW，火电、风电、光伏发电量占比分别为47.4%、23.1%、28.7%，抽水蓄能联合新能源与火电容量配比提升至2.938。场景5装机情况见表10。

表10 场景5装机情况Table 10 Scene 5 installation

在系统总投资成本、抽蓄与新能源容量配比不变的情况下，通过提升抽水蓄能联合新能源与火电间的容量配比，系统弃风弃光量与碳排放量呈现先下降后上升，见表11。

表11 情况三弃风弃光量与碳排放量Table 11 Case 3 wind and light abandonment and carbon emissions

根据系统弃风弃光与碳排放趋势，可以看出，容量配比存在最高值，当抽水蓄能联合新能源代替火电机组容量过高时，会使系统弃风弃光量升高，消纳能力下降，系统碳排放量升高，见图2。

图2 情况三系统消纳与碳排放趋势Figure 2 Scenario 3 system consumption and carbon emission trends

为提升系统消纳能力，需合理安排抽水蓄能联合新能源与火电容量配比，避免抽水蓄能联合新能源替代火电配比不合理而产生的弃风弃光量上升、碳排放量增多。

本文针对抽水蓄能联合新能源代替火电参与系统电力平衡能力进行研究，分别从抽水蓄能与新能源容量配比和抽水蓄能联合新能源与火电容量配比两种角度，通过全年时序模拟仿真，计算抽水蓄能联合新能源代替火电参与电力电量平衡的情况，对比分析不同配比下新能源弃风弃光量与碳排放量。计算结果表明，随着抽水蓄能与新能源容量配比的升高，系统整体弃风弃光现象下降，消纳能力提升，同时系统碳排放量不断下降；
随着抽水蓄能联合新能源与火电容量配比的升高，系统整体弃风弃光量与碳排放量下降，并存在某一最低值，当抽水蓄能联合新能源代替火电机组容量过高时，会使系统弃风弃光量升高，消纳能力下降，系统碳排放量升高。该研究为高比例新能源电网进行抽水蓄能规划配置提供了参考。

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