含風力－抽蓄發(fā)電的電力系統(tǒng)經(jīng)濟運行方式優(yōu)化

呂項羽，李德鑫，郭歡，潘文霞，張程程

(1.國網(wǎng)吉林省電力有限公司電力科學研究院，長春市130021;2.國網(wǎng)江西省贛西供電公司，江西省新余市338025;3.河海大學能源與電氣學院，南京市211100)

0引言

由于風電出力具有波動性、間歇性，風電并網(wǎng)運行必須由常規(guī)電源為其提供有功補償，以滿足系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定運行。因此，一般將風電作為負負荷，這種采用常規(guī)電源對負負荷進行跟蹤即為風電“調(diào)峰”［1-2］。隨著大規(guī)模風電并網(wǎng)運行，各地出現(xiàn)了不同程度的棄風現(xiàn)象。特別是在冬季供暖期間，熱電機組并網(wǎng)更是加大了系統(tǒng)的調(diào)峰困難，直接影響了電網(wǎng)接納風電能力［3］。系統(tǒng)調(diào)峰能力不足直接導致了大量風電在負荷低谷期間被限制出力，造成了巨大的經(jīng)濟損失與風電資源的浪費。因此，如何解決棄風，提高并網(wǎng)風電系統(tǒng)的調(diào)峰能力，具有重要的理論意義和實際價值。

由于風電功率波動較大，在風電并網(wǎng)后常常要求系統(tǒng)留有一定的正備用和負備用，以保證系統(tǒng)的穩(wěn)定運行［4-5］。文獻［6］提出了風電與火電協(xié)調(diào)調(diào)度，風電并網(wǎng)加大了火電機組的調(diào)度困難，存在大量棄風。文獻［7］提出抽水蓄能系統(tǒng)(pumped hydro system，PHS)和風電、火電聯(lián)合運行，引入風電最大注入功率約束限制風電出力，但沒有考慮PHS的儲能限制，也沒考慮PHS的容量配置問題。文獻［8］考慮了風電功率預測誤差，通過優(yōu)化常規(guī)火電機組運行確保風電全額上網(wǎng)，但是沒有考慮機組的啟停成本和啟停時間約束。文獻［9］提出了PHS和風電的效益模型，沒有考慮系統(tǒng)中其他發(fā)電形式對調(diào)峰容量的影響。

從系統(tǒng)的角度看，風電的不可控性是對系統(tǒng)的最大威脅。為此，電網(wǎng)必須增加系統(tǒng)的調(diào)峰容量來應對風電對電網(wǎng)的沖擊。而PHS的響應時間短，工況轉換迅速，是削峰填谷的理想調(diào)峰電源。本文從提高風電利用率、減少棄風的應用背景出發(fā)，研究在并網(wǎng)風電系統(tǒng)中配置PHS，提高系統(tǒng)接納風電能力的可行性。以系統(tǒng)的運行成本最小為目標，采用實數(shù)編碼的遺傳算法優(yōu)化含風力－抽蓄發(fā)電的電力系統(tǒng)運行，合理安排系統(tǒng)中各機組的工作位置。通過對含風力－抽蓄發(fā)電的電力系統(tǒng)經(jīng)濟運行進行研究，結合系統(tǒng)分別不同峰谷電價比和熱電機組比例時的運行情況及各項評價指標，確定合理的裝機容量及水庫的存儲容量，為并網(wǎng)風電系統(tǒng)提供有效的抽水蓄能電站配置參考方案，以期最大程度地利用風電，達到合理利用資金成本，優(yōu)化資源配置的目的。

1 含風力－抽蓄發(fā)電的電力系統(tǒng)數(shù)學模型及運行優(yōu)化

1.1 數(shù)學模型

在含有風電、火電、熱電、PHS機組的系統(tǒng)中，PHS主要承擔的任務是:(1)儲存棄風。系統(tǒng)存在棄風時，采用PHS抽水儲存多余風電，在電網(wǎng)有需要的時候釋放。PHS儲存電網(wǎng)不需要的棄風時沒有抽水成本，只需要讓風場同意送電。(2)調(diào)峰填谷，減少風電的間歇性和波動性對火電機組出力的影響。本文中電廠運行成本僅包括維持電廠運行所需購買燃料的費用，不包括年運行維護費用。一般認為風電和PHS聯(lián)合運行沒有運行成本，因此，整個系統(tǒng)只考慮火電及熱電機組的運行成本，以系統(tǒng)的運行成本最小為優(yōu)化原則建立目標函數(shù)［10-11］。

式中:F為系統(tǒng)的運行成本;T為系統(tǒng)運行周期;Fgas，t為熱電機組的運行成本;Ft為火電機組的運行成本，其計算公式為

式中:N為火電機組數(shù)量;Pi，t為火電機組i在時段t的有功出力;Ui，t為機組i在時段t的啟停狀態(tài)，0表示停機，1 表示運行;Fi，t(Pi，t)、Si分別為火電機組 i在時段t的發(fā)電成本、啟動成本，其計算公式為

式中:M 為熱電機組的組合數(shù)量;Pk，t、Dk，t為熱電機組k輸出的有功功率、供熱量;Uk，t為機組k在時段t的啟停狀態(tài);αi、βi、γi、αgas，k、βgas，k、γgas，k為常系數(shù)。

系統(tǒng)約束條件如下:

(1)系統(tǒng)需求約束為

式中:Pload，t為時段 t的系統(tǒng)負荷;Pp，t、Ph，t為 PHS 的抽水功率、發(fā)電功率;Pv，t為時段t的預測可利用風電功率;δload為負荷對備用的貢獻。式(7)描述了系統(tǒng)中火電、熱電、風電、PHS的出力必須滿足電網(wǎng)電力平衡;式(8)為系統(tǒng)的備用約束。

(2)火電機組約束為

式中Pimax、Pimin分別為機組i的最大、最小有功出力;Toni為機組i的實際連續(xù)運行時間;TUi為機組i的最小持續(xù)開機時間。式(9)、(10)為火電機組的出力約束、連續(xù)啟停時間約束。

(3)熱電聯(lián)產(chǎn)機組運行約束

式中:Dhload，t為系統(tǒng)的熱負荷需求;Pkmin、Pkmax分別為機組k的最大、最小有功出力;Dkmin、Dkmax分別為機組k 的最大、最小供熱量;Pkmax(Dk，t)、Pkmin(Dk，t)為在一定供熱狀態(tài)下，對應的發(fā)電限制的上下限;Dkmax(Pk，t)、Dkmin(Pk，t)為在一定電負荷狀態(tài)下，對應的供熱量的上下限。式(11)、(12)分別為熱電機組的發(fā)電和供熱約束，式(13)表示所有供熱機組的供熱量必須滿足用戶的熱負荷需求，式(14)、(15)描述了供熱機組的熱、電負荷之間相互制約的關系。式(16)為熱電機組的啟停狀態(tài)約束，在冬季時段，熱電機組不能關停，非供暖期間則視具體情況而定。

(4)PHS機組約束

式中:Ppmax，t、Ppmin分別為水泵的最大、最小功率;Phmax，t、Phmin分別為水輪機的最大、最小功率;Emin、Emax、Et分別為PHS水庫的最小儲能值，最大儲能和t時段的儲能;ηp、ηh分別為PHS的抽水效率、發(fā)電效率;Δt為每個時段的時長。式(17)～(20)為PHS的發(fā)電和抽水功率限制;式(21)、(22)為PHS的水庫的存儲容量限制，文中將PHS中水庫的儲水容量用電量表示，因此水庫的庫容可以用PHS的儲存的電能表示;式(23)表示PHS在同一時段只能有1個工況。

(5)風力發(fā)電場約束

式中:Nwg為風力發(fā)電機數(shù)目;Pwg，t為風電機在時段t的預測可利用風電功率;Pwn為風機的額定功率;Vt為時段 t的預測風速;Vcin、Vcf為切入、切出風速;為常系數(shù)。式(24)、(25)為風場輸出功率，不考慮風電機組的同時率。

1.2 應用遺傳算法優(yōu)化系統(tǒng)經(jīng)濟運行

遺傳算法(genetic algorithms，GA)結合了計算機科學與進化論思想，利用計算機的強大計算搜索能力，模擬生物進化遺傳機制，是一種全局優(yōu)化概率隨機搜索算法，在電力系統(tǒng)中得到了廣泛應用。本文采用實數(shù)編碼的GA，在遺傳操作過程中對個體進行調(diào)整使之滿足各約束條件，并選取了適合本文的適應度函數(shù)，從而減小搜索空間，提高搜索效率。具體步驟如下:

(1)整理原始數(shù)據(jù)。包括負荷及風速風機特性，PHS的參數(shù)及系統(tǒng)內(nèi)火電、熱電機組的數(shù)據(jù)等。

(2)本文采用實數(shù)編碼，染色體長度根據(jù)研究時段內(nèi)系統(tǒng)中火電機組數(shù)量和PHS的抽水發(fā)電工況確定。根據(jù)預測風速計算風電場的輸出功率，隨機生成初始種群。種群中每個個體染色體長度為N+Q+P+2P，其中N為火電機組的組合數(shù)量，Q為熱電機組的組合數(shù)量，P為PHS的工況數(shù)量，2P為PHS水輪機輸出的有功功率和水泵抽水機組的組合數(shù)量。在火電機組、熱電機組開停機情況和PHS的工況確定后，火電機組和熱電機組的出力按等耗量微增率準則確定。

(3)個體調(diào)整方法。為保證種群具有良好的特性，根據(jù)系統(tǒng)中不同的約束條件，采用不同的處理方法，使得每個個體均滿足各項約束。

1)對于火電機組的連續(xù)啟停時間約束，按以下策略進行修正。首先對于機組i的連續(xù)啟動、停運時間進行判斷，如果滿足約束條件，則不需要進行修正;如果不滿足約束條件，則延長機組i的啟動、停運時間，直到滿足最小啟動、停運時間約束為止。

2)對于系統(tǒng)的旋轉備用約束，按以下策略進行修正。當t時段的開機機組最大出力之和小于系統(tǒng)的負荷和備用需求之和時，首先檢查當前解中t時段是否有停運機組。如果沒有則終止修正;如果有，則從停運機組中選擇一臺機組改為開機，此時不能違背機組的連續(xù)啟停時間約束。

3)多余機組檢查。如果某些時段有過多機組投入運行，例如某時段所有機組都開機，雖然滿足約束條件但是不經(jīng)濟也不合理，這時要對多余機組進行修正，關閉多余機組［12］。同時，不能違背機組的連續(xù)啟停時間約束。

(4)計算目標函數(shù)時，首先檢驗個體是否滿足所有約束條件。當個體不滿足約束時，則目標函數(shù)值F返回1個較大的懲罰值;如果滿足所有約束，則計算運行成本得出目標函數(shù)值。為了使得PHS盡量在負荷低谷時抽水，在負荷高峰期間發(fā)電，引入PHS的懲罰費用系數(shù)，評價函數(shù)由目標函數(shù)轉換，其表達式為

式中:Cp，t為抽水懲罰系數(shù);Ch，t為發(fā)電懲罰系數(shù)，其計算公式為

當抽水懲罰系數(shù)和發(fā)電懲罰系數(shù)小于或等于0時，PHS的虛擬運行費用可以減小系統(tǒng)成本;且發(fā)電懲罰系數(shù)和抽水懲罰系數(shù)越小，適應度函數(shù)越大。這樣能夠使得PHS在滿足約束條件的情況下盡可能在峰谷時段工作，減少火電機組出力的頻繁調(diào)整，降低系統(tǒng)的運行成本費用，提高搜索效率。

(5)保存種群中最大適應度值對應的個體，然后按選擇、精英保存、交叉和變異等步驟進行遺傳操作實現(xiàn)種群的不斷進化，直到滿足迭代次數(shù)，得到全局最優(yōu)解。

2 算例分析

2.1 評價指標

本文主要從系統(tǒng)的運行成本、PHS的單位凈利潤Pprofit、凈負荷峰谷差變化率 σn來評價系統(tǒng)運行的效果。

式中:Ct為t時刻的上網(wǎng)電價;Cp，t為t時刻的抽水費用;Ccost為PHS的投資成本費用;CE，rated為PHS的能量費用;CPHS，rated為PHS的功率費用;COM為運行維護費用;r為社會折現(xiàn)率;Y為 PHS的生產(chǎn)使用年限;Pnload，pv為等效負荷的峰谷差，將風電作為負負荷處理，系統(tǒng)負荷減去風電為等效負荷;Pload，pv為凈負荷峰谷差，等效負荷減去PHS的發(fā)電及抽水功率即為凈負荷。PHS的造價成本包括固定投資成本和運行維護費用;固定投資成本包括能量成本和功率成本;能量成本包括系統(tǒng)的電力變換設備和系統(tǒng)中的一些輔助設備費用，與PHS的水庫的存儲容量即儲能上限成正比;功率成本與PHS的額定功率成正比［13］。

2.2 基礎數(shù)據(jù)資料

火電機組采用IEEE10機系統(tǒng)，美元兌人民幣的匯率為1美元兌換6元人民幣，火電機組參數(shù)見文獻［14］。系統(tǒng)中有250臺額定功率為1MW的風機，采用Matlab7.0中的雙饋感應風力機數(shù)據(jù)，其風速－功率特性如圖1所示。PHS的固定投資成本包括能量費用72元/(kW·h)和功率費用3 000元/kW［13］。年運行維護費用為成本投入的5%，生產(chǎn)期按50年計。抽水費用為上網(wǎng)電價的0.5倍［14］。

冬季供暖期(11月至次年3月)供熱機組采用以熱定電的運行方式［15］，首先滿足熱負荷需求，剩余汽量用來發(fā)電。2臺熱電機組參數(shù)見文獻［16］，其中標煤成本為300元/t。為保持系統(tǒng)總容量不變，熱電機組并網(wǎng)后，停開2號火電機組，增加1臺10號火電機組。熱負荷參數(shù)詳見文獻［17］，其他參數(shù)見文獻［18-19］。系統(tǒng)總裝機容量為2 302MW，包含1 652MW火電機組、250MW熱電機組和400MW熱電機組。

本文的優(yōu)化時間段取為24 h，上網(wǎng)電價采用“峰谷平”三段電價，高峰時段(07:00～11:00和17:00～21:00)電價為 0.75元/(kW·h)，平峰時段(11:00～17:00和 21:00～23:00)電價為 0.5元/(kW·h)，低谷時段(00:00～07:00和23:00～24:00)電價為0.25元/(kW·h)。由于式(30)為年成本，本算例分析的時間段為1天，即式(29)中的T為1天，故式(30)要除以365。

圖1 風電機風速－功率特性曲線Fig.1 Wind speed and power characteristic curve of wind turbine

2.3 仿真結果

向系統(tǒng)中分別加入不同容量的PHS，對應的水庫存儲容量為PHS的額定功率下持續(xù)工作3 h，研究系統(tǒng)中熱電機組比例分別為0%、20%和50%時的運行情況。

對于熱電機組而言，必須先滿足熱負荷要求。首先采用等微增率法對熱負荷進行分配。當熱電機組的熱負荷達到一定值時，往往不能滿出力發(fā)電。圖2所示為系統(tǒng)負荷。由圖2可知，2號機組在供熱量達到最大時，能夠發(fā)出的有功功率最大值僅為170MW，幾乎不能調(diào)整出力。1號機組出力調(diào)整范圍大約在額定容量的70% ～90%，可調(diào)整范圍很小。如果熱電機組比例為0%時，不含PHS時火電機組的最低出力為300MW;熱電機組比例為20%時，不含PHS時常規(guī)機組(包括火電、熱電)的最低出力為479～499MW，由此可見系統(tǒng)的最低出力變大了。這意味著，系統(tǒng)接納風電的空間變小了。熱電機組在系統(tǒng)中比例提高到50%，不含PHS時常規(guī)機組的最低出力為653～693MW，此時為02:00～04:00時段，可利用風電功率加上常規(guī)機組的最小出力之和大于系統(tǒng)負荷，因此不得不對風電采取限制措施。

圖2 系統(tǒng)中日負荷情況Fig.2 Daily load of power system

含風力－抽蓄發(fā)電的電力系統(tǒng)運行成本如圖3所示，通過非線性擬合得到了系統(tǒng)的運行成本和PHS容量的關系曲線。

圖3 系統(tǒng)中熱電機組比例不同時的系統(tǒng)運行成本Fig.3 System operation costs with different proportions of thermal power

由圖3可知，當PHS容量適當時，加入PHS后系統(tǒng)的運行成本明顯減少。若系統(tǒng)中無熱電機組，PHS容量為150MW時，系統(tǒng)的運行成本最小。熱電機組比例為20%時，PHS容量為200MW時，系統(tǒng)的運行成本最小。熱電機組比例為50%時，PHS容量達到150MW時，系統(tǒng)的棄風電量為0;PHS容量達到250MW時，系統(tǒng)的運行成本最小。系統(tǒng)加入了熱電機組后，對PHS的容量需求也越來越大。而當PHS大于某一功率時，PHS是利用系統(tǒng)中的富余電能抽水。當PHS的容量過大時，為了充分利用PHS容量會發(fā)生過充的情況，增加系統(tǒng)的運行成本，具體如表1所示。

表1 系統(tǒng)中熱電機組比例不同時PHS的單位凈利潤Tab.1 Net profit of PHS with different proportions of thermal power

從表1可看出，在并網(wǎng)風電系統(tǒng)中配置PHS可以獲得經(jīng)濟效益，系統(tǒng)中熱電機組比例越高，PHS的凈利潤越大，說明在含有熱電機組時PHS的利用率更高。加入熱電機組后PHS的效益變化明顯，這是由于熱電機組加入后，系統(tǒng)的向下調(diào)整容量減少了，系統(tǒng)接納風電的空間變小了。因此能夠為PHS提供更多的低谷抽水功率。

當系統(tǒng)中無熱電機組時，PHS容量為150MW時的凈利潤最高;熱電機組比例為20%時，PHS容量為200MW時的凈利潤最高;熱電機組比例為50%時，PHS容量越小，凈利潤越大，此時PHS的凈利潤隨著容量的增加反而減小了。這是由于熱電比例為50%時系統(tǒng)存在棄風，PHS儲存棄風時沒有抽水成本。并且系統(tǒng)中機組的開機情況發(fā)生了變化，PHS在平峰時段(12:00～17:00)，可抽水容量減小了，PHS的日利用率減小了，所以凈利潤變小了，經(jīng)濟效益減少了。此時受到PHS造價的影響，PHS的容量越小則其經(jīng)濟效益越好。值得注意的是，PHS容量為200MW時的凈利潤小于PHS容量為250MW的凈利潤，這是由于PHS容量為200MW時在22:00～24:00時段也抽水了的緣故。

σn表示系統(tǒng)的凈負荷峰谷差變化率，這個值為正值，則說明系統(tǒng)的峰谷差變小了，如果為負值，說明系統(tǒng)的峰谷差變大了。熱電機組比例變化時的σn數(shù)據(jù)如表2所示。由表2可知:無PHS時，系統(tǒng)的σn為負值，表明風電加大了系統(tǒng)的峰谷差，風電呈現(xiàn)了反調(diào)峰特性;在同一熱電比例下，隨著PHS容量的增加，σn越來越大，凈負荷峰谷差越來越小，PHS有效地降低了系統(tǒng)的峰谷差;PHS容量相同時，當熱電機組比例增加時，σn變化不大。值得注意的是，PHS容量為250MW時，系統(tǒng)中熱電比例為0%時的σn遠小于熱電比例為20%和熱電比例為50%時的σn。系統(tǒng)中無熱電機組時，需要的調(diào)峰容量更少。但是PHS容量過大時，為充分利用PHS，有時在高峰時段抽水太多發(fā)生過調(diào)峰現(xiàn)象。

表2 系統(tǒng)中熱電機組比例不同時的凈負荷峰谷差變化率Tab.2 Change rate of net load peak valley difference with different proportions of thermal power

綜合表1、2可知，系統(tǒng)的凈負荷峰谷差變化率在抽水蓄能為200MW時達到最大值。圖4為抽水蓄能容量分別為150、200MW時的日運行情況，負值表示抽水蓄能電站處于抽水工況。由圖4可得，抽水蓄能為200MW時在第8和18時段沒有達到儲能上限，而150MW可以達到儲能上限，可以看出PHS容量為150MW更能充分利用儲能資源。

圖4 PHS充放電曲線Fig.4 PHS charging and discharging curves

綜合表1、2和圖4可得:當系統(tǒng)中無熱電機組時，PHS容量為150MW時各項評價指標最優(yōu);當系統(tǒng)中熱電比例為20%時，PHS容量為200MW時各項評價指標最優(yōu);當系統(tǒng)中熱電比例為50%時，PHS的凈利潤最大時的PHS容量和系統(tǒng)運行成最小時的PHS容量并不一致。可見，當系統(tǒng)中熱電比例越高，系統(tǒng)對PHS的容量需求越大。

2.4 PHS的水庫存儲容量

當系統(tǒng)中熱電機組比例為20%時，PHS容量為200MW時各項評價指標最優(yōu)。為此，研究系統(tǒng)中熱電比例為20%時PHS的最優(yōu)水庫存儲容量。將PHS的水庫中水的容量用水庫儲存的電能表示，水庫庫容的變化等效于水庫中儲能如圖5所示，單位凈利潤如表3所示。PHS的儲能上限表示PHS在額定功率下的持續(xù)放電時間，PHS在額定功率為150，200MW，對應的水庫存儲容量可以持續(xù)放電1，2，3，4 h時系統(tǒng)的運行情況，其他參數(shù)保持不變。

圖5 PHS水庫存儲容量不同時系統(tǒng)的日成本費用Fig.5 Daily cost of the system when PHS reservoir storage capacity is different

由圖5和表3可看出，隨著PHS水庫存儲容量的提高，系統(tǒng)的運行成本也逐漸減少，PHS的水庫存儲容量達到600MW·h以后，系統(tǒng)的運行成本和PHS的凈利潤不再變優(yōu)。PHS的額定功率為150、200MW時，持續(xù)放電時間為1 h時，此時PHS的凈利潤為負值。當PHS的功率相同時，水庫存儲容量越高，則其凈利潤越高，PHS容量為150MW 時，水庫存儲容量達到450MW·h，凈利潤最大;PHS為200MW時時水庫存儲容量達到600MW·h，凈利潤最大。

表3 PHS水庫存儲容量不同時的單位凈利潤Tab.3 Net profit of PHS when PHS reservoir storage capacity is different

綜合表1、3可知:當水庫存儲容量相同時，如果PHS在額定功率下持續(xù)放電時間小于等于3 h時，PHS的額定功率越小的，則其凈利潤和σn越大;如果額定功率下的持續(xù)放電時間大于等于3 h時，功率越大，凈利潤和σn越大，這是由于PHS受造價的影響突出。PHS的造價主要分為與功率相關的功率成本和與儲能相關的能量成本，并且功率成本約占造價成本的90%。所以，PHS庫容的大小對其經(jīng)濟效益影響顯著，并且PHS的庫容不能太小，否則難以補償投入的固定成本。

由圖4、5可知:當水庫存儲容量相同時，PHS的功率越大，則系統(tǒng)的運行成本越低。這是由于PHS在高峰時段的發(fā)電功率高，可以減少調(diào)峰機組在高峰時段的開機次數(shù)。綜上，PHS的最優(yōu)容量為200MW，水庫存儲容量達到600MW·h，此時PHS容量約占系統(tǒng)總容量的9.4%。

2.5 峰谷電價比對PHS的影響

在表1中，PHS的單位凈利潤是采用峰谷電價比為3∶1計算的。如果改變峰谷電價比，即在平段電價的基礎上按比例上下浮動，計算系統(tǒng)中無熱電機組時PHS的單位凈利潤結果如表4所示。

由表4可看出:在峰谷電價比為1∶1時，PHS的單位凈利潤為負值，此時PHS的收入不足以支付PHS的造價成本。當峰谷電價比提高到1.25∶1時，PHS容量為50MW時，PHS的單位凈利潤為0.2元/(MW·h)，剛好達到盈利;PHS容量升高到250MW時，PHS的單位凈利潤出現(xiàn)負增長，此時PHS的收入不足以回收PHS的造價成本。當峰谷電價比為1.5∶1時，PHS容量小于250MW 時，PHS的單位凈利潤均為正值;PHS容量為250MW時，PHS的單位凈利潤為負值。峰谷電價比為2∶1及3∶1時，PHS的單位凈利潤均為正值。

表4 系統(tǒng)中無熱電機組時PHS的單位凈利潤Tab.4 Net profit of PHS without thermal units

3 結論

(1)PHS的造價中功率成本約占總造價的90%。受到PHS造價的影響，PHS的功率比水庫存儲容量對其的經(jīng)濟效益影響更大。PHS的水庫存儲容量不宜過小，PHS額定功率為150MW時水庫存儲容量為150MW·h，PHS額定功率為200MW時水庫存儲容量為200MW·h，即占總容量的7.2%和9.4%時，經(jīng)濟效益為負值，不能盈利。受到PHS造價的影響，只有峰谷電價比達到一定比率時，PHS提供的功能才能獲得回報。文中峰谷電價比必須達到1.25∶1時PHS才能實現(xiàn)盈利。并且此時PHS容量不能太大，當 PHS容量為250MW，約占系統(tǒng)總容量的11.5%時的經(jīng)濟效益仍然為負值，不能盈利。

(2)系統(tǒng)存在棄風時，PHS的容量配置必須從系統(tǒng)的運行需求和PHS的經(jīng)濟效益這2個方面考慮。熱電機組比例提高到50%時，系統(tǒng)存在棄風。此時系統(tǒng)的運行成本最小時的PHS容量占總容量的11.5%，而PHS的容量越小，其經(jīng)濟效益越好。

(3)對PHS的容量進行優(yōu)化配置時需要綜合考慮系統(tǒng)的機組的組成、負荷及風電出力、PHS的造價和整個系統(tǒng)的經(jīng)濟運行等多方面的影響因素。通過對該系統(tǒng)的經(jīng)濟運行分析，綜合分析各項技術經(jīng)濟指標，得到該系統(tǒng)中抽水蓄能電站的最優(yōu)容量為200MW，水庫存儲容量為600MW·h，占總容量的9.4%。

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