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基于系统潮流和全社会经济成本的抽水蓄能布局研究

2025-07-08 49 上传者：管理员

摘要：近年来，随着一系列政策的发布，我国抽水蓄能行业实现跨越式发展。为解决抽水蓄能发展中布局不合理，分析方法有限，与电网实际运行脱节等问题，文章提炼了影响抽水蓄能布局的主要因素，建立了分区电力保供、促进新能源消纳和网源协调发展等多维度布局研究评价方法，创新地提出包含电网潮流分布特征和全生命周期经济成本的综合评价模型。研究成果创建了基于动态潮流的定量分析框架，兼具理论深度与实践价值，提升了抽水蓄能布局的科学性和经济性。

关键词：
合理布局
抽水蓄能
电力交换
电网潮流
经济成本
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双碳战略背景下,新能源规模化发展对电力系统灵活调节能力提出更高要求｡作为技术成熟､经济性最优的大规模储能方式,抽水蓄能在政策驱动下实现跨越式发展[1]｡然而当前部分区域已暴露出规模过剩､布局失衡等问题｡国家能源局《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》(2023)与《中华人民共和国能源法》均强调需科学论证需求､优化空间布局｡

目前,国内对抽水蓄能研究主要集中在工程设计等方面[2],布局研究聚焦于选址评价[3]､省域规模测算[4-5]､经济效益分析[6-7]及局部布局实证[8-9],但普遍存在三方面局限:其一,区域布局研究缺乏系统性方法;其二,布局分析以电力调峰平衡为主,论证不全面;其三,受限于电网数据与仿真手段,评估深度不够｡本文创新构建“电网特性-经济成本”双维分析框架,通过系统潮流模拟与社会总成本核算,结合海南电网典型场景实证,提出兼顾技术可行性与经济合理性的抽水蓄能布局优化路径｡

1、我国抽水蓄能发展现状及存在问题

1.1我国抽水蓄能发展现状

我国抽水蓄能发展始于20世纪60年代的河北岗南电站｡近些年中国抽水蓄能行业在政策支持､技术进步､产业体系完善以及投资建设方面均呈现出快速发展的态势,装机容量持续增长,技术不断突破,产业链日益成熟,迎来了发展新局面｡

截至2024年底,投运规模达0.59亿kW,核准在建2.64亿kW,规划站点资源8.23亿kW｡区域分布呈现显著阶段性特征｡

(1)已投运项目集中分布于华北(22.5%)､华东(35.2%)及南方区域(20.2%),主要服务于负荷中心调峰需求,集中在经济相对较为发达的区域｡

(2)在建项目则向华中(22.3%)､西南(17.7%)等新能源富集区扩展,反映其功能定位正向“新能源消纳+跨区调节”转型｡

1.2我国抽水蓄能发展面临的系统问题

我国抽水蓄能在近些年发展的过程中,整体进程加快,在电力系统方面存在以下问题｡

(1)整体进程较快｡2021—2024年全国累计核准1.57亿kW,近4年分别为1380万kW､6889.6万kW､6342.5万kW､2850万kW｡截至2024年底,全国已投运､核准在建规模合计2.64亿kW,预计超过2030年需求规模,部分核准项目需要推迟至2035年投产｡

(2)局部地区布局不合理｡考虑到电价承受力等因素,抽水蓄能建设中偏向布局在经济较发达的地区｡如华东地区的浙江省,省内已建抽水蓄能规模668万kW,在建规模2169.5万kW,已超过2035年合理需求规模1550万kW,存在利用率下行风险｡

(3)网源协同不足｡部分地区抽水蓄能的布局可能存在电网接入困难等问题,将影响抽水蓄能电站的运行,或进一步抬高全社会用电成本｡部分地区抽水蓄能电站消纳方向不够明确,如没有确定是省内､跨区还是作为新能源大基地配套电源消纳,未来可能面临消纳困难的局面｡

(4)价格疏导机制有待进一步完善｡现行的两部制电价机制下,叠加煤电容量电费分摊,可能会造成系统运行费和工商业用户终端电价较大幅度上涨｡预测“十五五”末全国抽水蓄能总容量电费将推高系统运行成本约0.01元/kWh,青海､甘肃等省市更达0.02元/kWh｡亟需建立电价多元化疏导机制｡

2、抽水蓄能布局分析

2.1抽水蓄能规模分析

区域抽水蓄能合理规模分析是布局研究的基础,规模分析需遵循“系统建模-方案优化”的技术路线(如图1所示)｡首先,基于电力供需预测与电源规划数据,构建包含电力缺口､调峰缺口与电量缺口的系统基准场景｡继而,结合能源禀赋特征生成多组差异化电源发展方案,通过8760h时序生产模拟量化各方案煤耗､新能源弃电率等关键指标｡最终采用全生命周期成本分析法遴选技术经济最优方案,确定目标年份抽水蓄能合理规模｡

2.2抽水蓄能布局主要影响因素抽水蓄能布局需协同五类关键要素｡

(1)站址资源条件｡抽水蓄能对站址条件要求比较严格,需要考虑地形､地质､水源､交通､生态环保､成库条件等多种因素｡抽水蓄能布局研究需基于《抽水蓄能中长期发展规划(2021—2035年)》已有的站址资源进行布局｡

(2)负荷分布｡抽水蓄能具有调峰填谷功能,特别是在负荷中心地区,抽水蓄能可以提供良好的顶峰作用,保障负荷中心地区的电力供应｡因此,抽水蓄能布局需要结合负荷分布考虑｡

(3)电源分布｡抽水蓄能可以和风电､太阳能等间歇性电源配合使用,提高新能源的利用率,使其它电源运行在更经济区间｡同时也能减少新能源大发时对电网的冲击,减少潮流损耗｡因此,抽水蓄能电站布局需要考虑电源分布因素｡

(4)接入条件｡抽水蓄能布局应考虑电网接入因素,避免抽水蓄能布局过于集中,一方面增大电网的接入难度,增加电网投资,进而增加全社会用电成本;一方面也避免后续抽水蓄能电站机组运行受限｡

(5)系统经济性｡抽水蓄能布局是一个系统经济性问题,既需要考虑不同布局下抽水蓄能电站本体投资的差异性,还需要考虑不同接入方案投资和运行费用差异性｡

2.3抽水蓄能布局分析主要方法

抽水蓄能布局分析方法常见有以下5种方法,几种典型方法如图2所示｡

(1)定性分析法｡根据地区负荷､电源分布情况进行粗略判定｡如尽量布局在负荷占比较大或者新能源相对较为富集的区域｡

(2)分区电力保供分析法｡将所在省市进行分区域大负荷方式电力平衡计算,从保障电力供应角度,基于各分区的电力缺口按比例布局抽水蓄能｡

(3)分区促进新能源消纳分析法｡将所在省市进行分区域负荷小､新能源大发方式电力平衡计算,从促进新能源消纳角度,基于各分区的电力盈余情况按比例布局抽水蓄能｡

(4)网源协调分析法｡将所在省市进行分区域负荷大､负荷小新能源大发方式电力平衡计算,从送受两端电力交换最小化角度布局抽水蓄能｡

(5)考虑系统潮流的全社会经济成本分析法｡根据不同的抽水蓄能布局方案和接入方案,计算系统典型运行方式下的系统潮流情况｡综合考虑抽水蓄能的本体､接入方案､其它网架投资和系统网损比较投资和年费用,进行综合判定｡

图1抽水蓄能合理规模需求分析思路图

图2几种典型的抽水蓄能布局分析法

2.4考虑系统潮流和全社会经济成本的布局分析法

考虑系统潮流和全社会经济成本的布局分析法基于省内需求的抽水蓄能总规模不变,通过比较系统总投资和系统年费用两部分进行判断｡总投资部分除抽水蓄能本体投资外,还需要考虑接入方案和相关电网加强工程投资｡系统年费用包括投资年费用部分和运行年费用｡投资年费用由投资规模决定,运行年费用包括运行维护费和能损费用两部分｡运行维护费主要包括抽水蓄能本体运行维护费､输变电工程年运行费;能损费用是不同布局方案下系统网损带来的电量损耗费用｡

其中系统总投资为:

式中,Bt､Jt､Nt—第t个电站本体､接入､网架加强投资,万元);n—布局站点数｡

其中投资年费用为:

式中,C1—投资年费用,万元;Bt､Jt､Nt､n—同式(1)所表示的含义;i—财务评价的社会折现率;m､s､r—抽水蓄能工程､输变电工程和其他电网加强工程对应的设备经济寿命周期,年;F—总投资的现值,万元;P—年值,万元;P/F—由总投资现值根据社会折现率和工程计算期折算的年值,万元｡

系统运行维护费用为:

式中,C2—运行维护费用;Bt､Jt､Nt､n—同式(1)所表示的含义;ŋ1､ŋ2､ŋ3—抽水蓄能电站､接入系统工程和其它电网加强工程运行维护费率;k—经过系统仿真计算的潮流均值,万kW;s—系统的损耗小时数,h;p—当地煤电标杆电价,元/kWh｡

3、海南电网实证研究:基于动态潮流和经济性分析的抽水蓄能布局优化

3.1海南抽水蓄能电站需求规模分析

基于2.1节方法论框架,结合海南电网发展现况和规划,2035年海南最高用电负荷1850万kW,全社会用电量1050亿kWh,已明确电源装机3790万kW,负荷需求侧响应5%｡在此边界条件下经计算2035年海南电量盈余,电力缺口380万kW,调峰缺口370万kW｡新能源大规模并网导致系统呈现“电量盈余､电力调峰能力不足”的结构性矛盾,亟需配置灵活性资源｡

根据海南资源禀赋情况,未来海南调峰型电源主要考虑抽水蓄能和气电进行补充｡为满足系统电力空间与调峰容量平衡,在2035年电力电量保供方案的基础上拟定如下方案｡

方案1:新增抽水蓄能0万kW､新增气电422万kW;

方案2:新增抽水蓄能120万kW､新增气电289万kW;

方案3:新增抽水蓄能240万kW,新增气电156万kW;

方案4:新增抽水蓄能340万kW,新增气电44万kW;

方案5:新增抽水蓄能380万kW,新增气电0万kW;

通过8760h仿真模拟,新增抽水蓄能电站的平均单位千瓦投资虽高于气电单位千瓦投资,但抽水蓄能电站运行费用比气电低,不需要额外的燃料费,同时对改善系统煤电运行条件效益显著,可进一步提高系统经济运行｡海南抽水蓄能装机容量规模和费用现值关系示意图如图3所示｡根据各方案费用现值比较结果,当新增抽水蓄能规模为340万kW时,系统费用现值最小｡当新增规模小于340万kW时,抽水蓄能促进新能源消纳作用明显;当新增规模大于340万kW,新能源弃电率降低幅度收窄,经济效果减少｡综合考虑海南2035年抽水蓄能合理需求规模约340万kW｡

图3海南抽水蓄能装机容量规模和费用现值关系示意图

3.2海南抽水蓄能电站布局分析

3.2.1布局方案拟定

根据3.1节分析结论,海南2035年新增抽水蓄能合理规模340万kW,结合现状选取2035年新增240万kW规模进行布局比较｡拟定方案如图4所示｡

图4不同布局方案接入系统方案示意图

方案1:在海南南部布局抽水蓄能240万kW｡其中120万kW接入东方开关站,120万kW接入三亚西500kV变电站｡

方案2:在海南南部布局抽水蓄能120万kW,东部布局抽水蓄能120万kW｡其中南部抽水蓄能电站接入三亚西500kV变电站,东部抽水蓄能电站接入琼中500kV开关站｡

两方案接入系统有差别,每个抽水蓄能电站均考虑2回500kV出线:抽蓄A至三亚西线路长度25km;抽蓄B至东方开关站线路长度65km;抽蓄C至琼海开关站线路长度50km｡

3.2.2基于潮流的网损分析

采用中国电力科学研究院的BPA电力系统计算分析程序,拟定的接入方案能满足抽水蓄能电站安全稳定送出,且电网无其它加强工程｡考虑8种典型运行方式进行计算潮流,取网损平均值进行比较｡

方案1中抽水蓄能电站A和B大方式下就近供电南部地区,新能源大发时就近从西部抽水｡方案2中抽水蓄能C大方式下需转供电力至北部､南部,新能源大发时需要从北部､南部地区辗转受入西部电力｡方案2网损相对要大,计算表明较方案1网损大0.29万kW｡

3.2.3全社会经济性分析

根据2.4节方法测算两种布局方案经济性｡参数如下:

抽水蓄能A和B本体投资合计1158410万元,抽水蓄能A单独投资803355万元,抽水蓄能C按800000万元考虑｡500kV单回线路400万元/km｡500kV开关站20000万元/座｡抽水蓄能电站计算期40年,输变电工程计算期25年｡抽蓄电站和输变电工程年运行维护费均按1.5%考虑｡折现率按5%考虑｡损耗电费0.4298元/kWh｡损耗小时数1600h｡

两个抽蓄布局方案经济比较结果见表1｡方案1抽蓄本体投资､接入线路长度及输变电工程投资均较小,总投资更经济｡年费用方面,方案1投资年费用､运行维护费及考虑网损后的能损费用均较低,经济性更优｡综上,对海南电网,抽蓄布局方案1优于方案2｡

表1不同布局方案经济比较表

4、结论

抽水蓄能布局受多种因素影响,如站址资源､负荷与电源分布､接入条件和系统经济性等｡本文通过构建融合电网动态潮流与全生命周期经济成本的抽蓄布局综合评价模型,建立了多维分析方法体系｡该模型通过量化分析系统潮流约束下的经济性指标,为破解抽蓄电站选址与电网动态运行脱节问题提供了新范式,实现了规划逻辑从静态资源匹配向动态系统协同的范式升级｡然而,本文的研究仍存在一些不足之处,例如部分地区站址资源和电网运行数据精度有待提高,以确保结果的准确性;综合评价模型可进一步优化,更准确地反映抽水蓄能和电网运行的耦合关系｡本研究形成的技术路径可为推进抽水蓄能科学布局､加速能源结构转型提供方法论支撑｡

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基金资助:上海勘测设计研究院科研项目(2024SD(82)-002);

文章来源:陈凯,刘潇,陈前,等.基于系统潮流和全社会经济成本的抽水蓄能布局研究[J].水利规划与设计,2025,(09):12-16.