基于臥式抽蓄的多能互補系統(tǒng)容量配置優(yōu)化研究

摘要：為提升傳統(tǒng)水電的調(diào)節(jié)能力，擴大新能源的接入規(guī)模，可對常規(guī)水電站進行改造并增建泵站，以實現(xiàn)蓄能與發(fā)電的雙重功能。構(gòu)建基于臥式抽蓄的水電融合改造及風(fēng)光水儲多能互補系統(tǒng)，有助于實現(xiàn)對電網(wǎng)的調(diào)峰填谷，提高電網(wǎng)對新能源的消納能力，保證風(fēng)光等清潔能源進一步提質(zhì)增效。通過對風(fēng)電、光伏、水電和臥式抽蓄等發(fā)電子系統(tǒng)建立數(shù)學(xué)模型，設(shè)立目標函數(shù)與約束條件，利用優(yōu)化算法對模型進行求解，得到風(fēng)光互補出力與徑流水電、垃圾發(fā)電和負荷特性規(guī)律，最后引入綜合電費率計算互補基地的經(jīng)濟效益。分析結(jié)果顯示，對第二級水電改造為臥式抽蓄后，豐水年的最優(yōu)容量配置結(jié)果為風(fēng)電645 MW、光伏1 081 MW，互補基地的功率偏差減小至0.532 0 MW/h，電力供應(yīng)總成本降低至4.362 1億元，電網(wǎng)2相連時電費率降低至0.028 4元/（kW·h），經(jīng)濟效益大幅提高?；谂P式抽蓄建立的多能互補容量配置優(yōu)化模型，可進一步提高對能源的利用效率，充分發(fā)揮風(fēng)光水儲等資源的互補優(yōu)勢，提高系統(tǒng)的經(jīng)濟性和穩(wěn)定性。

關(guān)鍵詞：臥式抽蓄;多能互補系統(tǒng);優(yōu)化配置;容量配置

中圖分類號：TV743文獻標識碼：A文章編號：2096-6792（2025）01-0010-10

世界各國正致力于推動能源體系向綠色低碳方向轉(zhuǎn)型，此發(fā)展態(tài)勢已成為全人類的共識［1］。中國在2020年9月向全球承諾，力爭在2030年前實現(xiàn)碳達峰，并在2060年前實現(xiàn)碳中和［2］。為實現(xiàn)“雙碳”目標，中國正在積極轉(zhuǎn)型能源結(jié)構(gòu)。在此框架下，中國在清潔能源和可再生能源利用方面展開積極探索。風(fēng)電、光伏和水電等可再生能源技術(shù)已被廣泛應(yīng)用，憑借其成熟性和發(fā)展前景成為新能源利用的主要途徑。風(fēng)光能源對氣象因素的高度依賴導(dǎo)致了較強的隨機性、間歇性和波動性，對電力系統(tǒng)安全和清潔能源一體化構(gòu)成了重大威脅［3］。利用水電的調(diào)節(jié)能力能夠有效地對風(fēng)光發(fā)電的波動進行平抑，但常規(guī)水電的調(diào)節(jié)能力有限，存在大量的棄水，為提高常規(guī)水電調(diào)節(jié)能力引入儲能技術(shù)成為關(guān)鍵，通過對常規(guī)水電站進行改造，增設(shè)泵站將其轉(zhuǎn)變?yōu)榕P式抽蓄電站，構(gòu)建多能互補系統(tǒng)以增強系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力［4］。

我國在2021年發(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021—2035年）》，提出抽水蓄能電站要因地制宜、創(chuàng)新發(fā)展，越來越多學(xué)者積極探索抽水蓄能電站發(fā)展新形式。羅彬等［5］提出一種融合改造的混合式抽水蓄能與風(fēng)電聯(lián)合運行的互補系統(tǒng)，具有較高的整體收益。夏金磊等［6］構(gòu)建梯級水電功能再造混合式抽蓄電站的梯級水風(fēng)光蓄模型，結(jié)果表明所提方法在兼顧系統(tǒng)收益的同時能充分挖掘系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)潛力。劉欣雨等［7］對已有梯級水電站進行融合改造，結(jié)果表明，梯級混合式抽水蓄能電站相較于常規(guī)梯級電站電網(wǎng)剩余負荷峰谷差減少4.6%。目前，基于常規(guī)水電增設(shè)泵站構(gòu)成臥式抽水蓄能的研究并不多，其中梅祖彥等［8］通過加裝水泵的方式將常規(guī)水電站改建為抽水蓄能電站，電站經(jīng)濟效益顯著。王浩等［9］提出一種基于臥式抽水蓄能的風(fēng)光水儲多能互補系統(tǒng)，盡可能避免了風(fēng)光水儲互補系統(tǒng)的資源浪費，并證明了臥式抽水蓄能的可行性。

臥式抽水蓄能能夠有效平抑風(fēng)電、光伏出力的隨機性和波動性，提高電力系統(tǒng)的安全性、穩(wěn)定性和平衡性，而多能互補系統(tǒng)中各個能源的容量配置尤為重要［10-12］。對于含抽蓄儲能的系統(tǒng)優(yōu)化配置研究及儲能系統(tǒng)優(yōu)化配置研究，GUO L等［13］和ZHOU H等［14］推導(dǎo)出了風(fēng)能、光伏、水電和抽水蓄能電力系統(tǒng)最優(yōu)容量配置的雙級編程模型，通過案例研究驗證了模型的有效性和優(yōu)勢。WANG X X等［15］以經(jīng)濟性和可靠性最高為優(yōu)化目標，通過水電與抽水蓄能聯(lián)合發(fā)電，最大化獲得可再生能源的收入和最小化輸出波動來將剩余電力轉(zhuǎn)移到高峰期。WU X等［16-18］基于粒子群算法配置風(fēng)光抽蓄互補發(fā)電系統(tǒng)的容量，以達到降低系統(tǒng)成本和減少能量浪費率的目的。針對“風(fēng)光火一體化”多能互補項目，為了合理配比風(fēng)電和光伏裝機容量及輸電容量，需設(shè)置目標函數(shù)與約束條件，通過優(yōu)化算法計算出合理的配置方案，實現(xiàn)不同類型電源的協(xié)調(diào)互濟和優(yōu)化運行［19-21］。

通過增加泵站，將常規(guī)水電站擴建為臥式抽水蓄能電站是一項關(guān)鍵舉措。臥式抽水蓄能電站在負荷高峰時發(fā)電，用電低谷時抽水儲能，兼具抽水蓄能和徑流發(fā)電功能，能夠提高電站調(diào)峰填谷和事故備用的能力。本文對四級梯級水電站中的二級水電站增設(shè)泵站，基于此建立了一種基于臥式抽蓄的風(fēng)光水儲多能互補系統(tǒng)。該系統(tǒng)利用水電沿岸的風(fēng)能和光伏資源，通過風(fēng)光出力模型對其出力特性進行分析。針對臥式抽蓄的風(fēng)光水儲多能互補系統(tǒng)，建立了容量配置模型，

并以最小化互補系統(tǒng)出力功率的偏差為目標，確定了系統(tǒng)中各類能源的運行方式。研究采用了全年風(fēng)光數(shù)據(jù)和實際水量數(shù)據(jù)進行系統(tǒng)容量配置，并對兩地電網(wǎng)并網(wǎng)的經(jīng)濟性進行了對比研究。

1系統(tǒng)構(gòu)建與數(shù)學(xué)模型

1.1系統(tǒng)構(gòu)建

基于臥式抽蓄的風(fēng)光水儲蓄多能互補系統(tǒng)包括風(fēng)電、光伏、不可調(diào)水電、垃圾發(fā)電等4個發(fā)電子系統(tǒng)和臥式抽蓄、蓄電池等2個儲能子系統(tǒng)，其中臥式抽蓄為可調(diào)水電和泵站配合運行。該系統(tǒng)通過發(fā)電子系統(tǒng)給負荷供電，通過儲能子系統(tǒng)調(diào)節(jié)發(fā)電子系統(tǒng)與負荷之間的不匹配?；谂P式抽蓄的風(fēng)光水儲蓄多能互補系統(tǒng)的示意圖如圖1所示。

在基于臥式抽蓄的風(fēng)光水儲多能互補系統(tǒng)中，風(fēng)電、光伏和不可調(diào)水電均無調(diào)節(jié)能力，發(fā)電出力不能隨負荷移動。供給負荷時風(fēng)電光伏優(yōu)先進行發(fā)電，當風(fēng)電光伏與負荷不匹配時，通過儲能電源放電或充電進行調(diào)節(jié)。系統(tǒng)進行發(fā)電時，無調(diào)節(jié)能力的電源優(yōu)先進行發(fā)電。當不可調(diào)水電站、垃圾發(fā)電站、風(fēng)電場和光伏電廠出力之和大于負荷時，

泵站開始工作進行儲能;泵站達到最大功率時，儲能電站進行儲能，減少棄風(fēng)棄光量;儲能設(shè)備達到最大功率、系統(tǒng)整體發(fā)電能力大于系統(tǒng)負荷時，系統(tǒng)開始向外賣電。當不可調(diào)水電站、垃圾發(fā)電站、風(fēng)電場和光伏電廠的出力之和小于負荷時，日調(diào)節(jié)水電站開始發(fā)電，調(diào)節(jié)系統(tǒng)的穩(wěn)定性;當日調(diào)節(jié)水電站達到最大功率時，儲能電站開始發(fā)電;當所有發(fā)電系統(tǒng)滿功率發(fā)電仍小于負荷時，系統(tǒng)向外買電，以維持系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

1.2多能互補系統(tǒng)數(shù)學(xué)模型

1.2.1風(fēng)電出力模型

風(fēng)電機組主要由葉片、輪轂和傳動軸等組成，將風(fēng)的動能轉(zhuǎn)換為葉片旋轉(zhuǎn)的機械能。流經(jīng)風(fēng)機葉片后的風(fēng)速不為零，風(fēng)能未被完全利用，只有一部分能量可被轉(zhuǎn)化為葉片的機械能。當風(fēng)速小于切入風(fēng)速時，風(fēng)力發(fā)電機不發(fā)電;當風(fēng)速大于切入風(fēng)速且小于切出風(fēng)速時，風(fēng)力發(fā)電機按最大功率跟蹤模式發(fā)電;當風(fēng)速大于切出風(fēng)速時，風(fēng)力發(fā)電機保持額定功率運行。

風(fēng)電機組輸出功率的計算公式為：

PWi，t=0，Vi，t≤Vcut-in;

12ρACpV3i，t，Vcut-in≤Vi，tlt;Vcut-out;

1.5，Vcut-out≤Vi，t。 """（1）

其中，

Cp=0.5116λ - 0.4β - 5e－21λ+0.006 8λ，1λ=1λ+0.08β - 0.035β3+1，λ=ωrRV=πRn30V。（2）

式中：PWi，t為第i臺風(fēng)力發(fā)電機t時刻的輸出功率，kW;ρ為空氣密度，kg/m3;A為掃風(fēng)面積，m2;Cp為風(fēng)能利用系數(shù)，是槳距角β和葉尖速比λ的函數(shù);Vi，t為t時刻流經(jīng)第i臺風(fēng)力發(fā)電機的風(fēng)速，m/s;Vcut-in為切入風(fēng)速，m/s;Vcut-out為切出風(fēng)速，m/s;ωr為風(fēng)力發(fā)電機轉(zhuǎn)動角速度，rad/s;R為風(fēng)機葉片半徑，m;V為風(fēng)速，m/s；n為風(fēng)輪轉(zhuǎn)速，r/min。

1.2.2光伏出力模型

圖2為光伏組件的等效電路。圖2中，Iph為光伏效應(yīng)產(chǎn)生的電流，Id為流入二極管D的電流，C為光伏列陣電容，Rsh為光伏并聯(lián)電阻，Ish為光伏并聯(lián)電阻分電流，Rs為光伏串聯(lián)電阻。

根據(jù)基爾霍夫電流定律，光伏電池輸出電流I和光伏并聯(lián)電阻分電流Ish的計算公式為：

I=Iph－I0eq（U+IRs）NKT－1－U+IRsRsh，Ish=U+IRsRsh。 ""（3）

式中：I為光伏電池的輸出電流，A;Iph為光生電流，A;I0為二極管的飽和電流，A;q為電子電荷，取1.6×10-19 "C;U為二極管電壓，V;Rs為串聯(lián)電阻，取0 Ω;Rsh為并聯(lián)電阻，Ω;K為玻爾茲曼常數(shù)，取1.38×10-23 J/K;N為光伏電池的理想因子，取1.3，無量綱;T為絕對溫度，K;Ish為分電流，A。

Iph=［Isc+Ki（T－298）］Ir1 000。 ""（4）

式中：Ki為單位溫度下的短路電流，Ki取0.003 2 A/℃;Ir為輻照度，W/m2;Isc為開路電流，A。

二極管的飽和電流及反向飽和電流用函數(shù)表示為：

I0（T）=IsTTn3expTTn－1EgAVt，Is=IsceqUocAKT－1。（5）

式中：I0（T）為飽和電流，A;Is為二極管反向飽和電流，A;Tn為標稱溫度，K;Eg為禁帶寬度，無量綱，取1.1;A為無量綱數(shù)，

取1.3;Vt為熱電壓，V;Uoc為開路電壓。

1.2.3臥式抽蓄出力模型

臥式抽蓄包含常規(guī)可調(diào)水電機組與泵站，數(shù)學(xué)模型分為水輪機模型與水泵模型。

水輪機功率Pturb的計算公式為：

Pturb=ρH2OgQ（H0－h(huán)λ）1 000ηturbηel。（6）

水泵消耗功率為：

Ppump=ρH2OgQ（H0+hλ）1 000ηpumpηel。（7）

其中，

hλ=λLLQ22gπ42D5，（8）

1λL=－2lgKs3.71D+2.51ReλL。（9）

式中：Ppump為水泵消耗功率，MW;ρH2O為水的密度，1 000 kg/m3;g為重力加速度，9.8 m/s2;Q為水流流量，m3/s;H0為凈水頭，m;hλ為沿程損失；ηpump為水泵效率;ηturb為水輪機效率;ηel為發(fā)電機或電動機效率;λL為沿程損失系數(shù);L為管道長度，m;D為輸水管直徑，m;Re為雷諾數(shù);Ks為管道的粗糙程度系數(shù)，本文取1.5×10-3m。

1.3容量優(yōu)化配置模型

1.3.1優(yōu)化變量

優(yōu)化變量為臥式抽蓄的容量。抽水蓄能容量作為儲能手段，用于平衡風(fēng)光發(fā)電的間歇性波動，它的容量大小將直接影響到風(fēng)光的利用效率和系統(tǒng)的經(jīng)濟效率與穩(wěn)定性。

1.3.2目標函數(shù)

容量優(yōu)化配置模型的目標是實現(xiàn)互補系統(tǒng)出力與負荷之間的功率偏差最小，如式（11）所示。

min1Ta∑Tat=1（PLt－Pwindt－Ppvt－Pptt－Psptt－Ptht－Pstt）2。（10）

式中：Ta為時間范圍內(nèi)的間隔總數(shù);PLt為t時刻電網(wǎng)的發(fā)電計劃出力;Pwindt、Ppvt分別為t時刻互補系統(tǒng)風(fēng)電出力、光伏出力;Pptt、Psptt分別為t時刻互補系統(tǒng)可調(diào)水電與不可調(diào)水電的出力;Ptht為t時刻互補系統(tǒng)垃圾發(fā)電的出力;Pstt為t時刻互補系統(tǒng)儲能的出力。

1.3.3約束條件

1）水庫庫容約束。其表達式為：

Vmin≤Vt≤Vmax。（11）

式中：Vt為t時刻水庫庫容;Vmin、Vmax分別為水庫最小、最大庫容。

2）備用功率庫容約束。其表達式為：

Ppt≥λPload+Pwp。（12）

式中：Ppt為臥式抽蓄機組的可用調(diào)節(jié)能力;Pload為電網(wǎng)整體負荷;Pwp為多能互補系統(tǒng)加入電網(wǎng)后引起的備用約束，其值與風(fēng)電和光電的預(yù)測準確率有關(guān);λ為負荷的備用率，一般取5%～10%。

3）電網(wǎng)傳輸功率限制約束。其表達式為：

0≤Pwindout+Ppvout≤Pmax。 "（13）

式中：Pwindout為風(fēng)電場輸出功率;Ppvout為光伏電廠輸出功率;Pmax為電網(wǎng)接收風(fēng)光互補系統(tǒng)的最大容量。

4）水電機組的功率約束。其表達式為：

Phydromin≤Phydrot≤min（Phydromax，P（Vt，Ht））。 "（14）

式中：Ht為t時刻抽水蓄能發(fā)電系統(tǒng)內(nèi)機組的水頭或者揚程;P（Vt，Ht）為t時刻抽水蓄能發(fā)電系統(tǒng)實際的出力值;Phydromin、

Phydromax分別為水力發(fā)電系統(tǒng)機組的最小和最大功率；Phydrot為t時刻水力發(fā)電系統(tǒng)內(nèi)機組的功率約束。

5）風(fēng)電場輸出功率約束。其表達式為：

Pwindmin≤Pwindt≤Pwindmax。（15）

式中，Pwindmin、Pwindmax分別為風(fēng)電場的最小、最大輸出功率。

6）光伏電站輸出功率約束。其表達式為：

Ppvmin≤Ppvt≤Ppvmax。（16）

式中，Ppvmin、Ppvmax分別為光伏電站的最小、最大輸出功率。

7）系統(tǒng)功率約束。其表達式為：

Pf（t）=Pwindt+Ppvt+Pptt+Qwind，pv。（17）

式中：Pf（t）為系統(tǒng)輸出功率;Qwind，pv為系統(tǒng)的棄風(fēng)棄光量。系統(tǒng)功率約束主要是對整個發(fā)電系統(tǒng)輸出功率的約束，在一天的某個時間段或者時間點上，整個系統(tǒng)輸出的功率原則上等于風(fēng)電場發(fā)電系統(tǒng)、光伏發(fā)電系統(tǒng)以及臥式抽蓄系統(tǒng)在相應(yīng)時間輸出到電網(wǎng)負載功率三者的和加棄風(fēng)棄光量。

8）發(fā)電單元約束。其表達式為：

0≤Nwind≤Nwind，max，0≤Npv≤Npv，max。（18）

式中：Nwind為風(fēng)機的裝機數(shù)量;Npv為光伏電廠光伏板數(shù)量;Nwind，max、Npv，max分別表示風(fēng)機和光伏板由于實際場地、峰值負荷等原因限制的最大裝機數(shù)量。

1.4優(yōu)化配置流程

優(yōu)化配置流程如圖3所示，具體步驟如下。

步驟1基于電網(wǎng)采集當?shù)厝? 760 h的風(fēng)光資源。

步驟2針對不可調(diào)水電和垃圾發(fā)電進行出力模擬。

步驟3利用風(fēng)光水（火）儲容量優(yōu)化配置模型進行優(yōu)化配置。

步驟4得出2025年豐、平、枯3種水平年條件下的最優(yōu)配比和。

步驟5進行全局經(jīng)濟對比，計算全電量的買賣電情況。

通過上述5個步驟，系統(tǒng)地優(yōu)化風(fēng)光水（火）儲容量配置，并進行詳細的經(jīng)濟性分析和對比，最終得出最優(yōu)的電力系統(tǒng)配置方案和聯(lián)網(wǎng)方案，為實現(xiàn)經(jīng)濟高效、穩(wěn)定的電力供應(yīng)提供科學(xué)依據(jù)。

2結(jié)果分析

基于紅水河流域四級梯級水電站改建臥式抽蓄風(fēng)光水儲多能互補系統(tǒng)，利用現(xiàn)有梯級水電站增加電網(wǎng)對風(fēng)光的消納水平。系統(tǒng)包括四級可調(diào)水電，裝機容量分別為4×20 MW、3×30 MW、3×21 MW、3×16.5 MW，總裝機容量282.5 MW，同時有127 MW的不可調(diào)徑流水電，對第二級水電站進行臥式抽蓄改造。常規(guī)垃圾發(fā)電裝機容量為7.5 MW。

2.1風(fēng)光互補出力特性分析

選用3 MW的風(fēng)力發(fā)電機和1 MW的光伏發(fā)電陣列，通過對風(fēng)光機組一年內(nèi)8 760 h出力進行分析，可以得到其出力特征曲線，如圖4所示。

由圖4可知：風(fēng)力發(fā)電波動性非常大，而光伏發(fā)電波動相對較小;風(fēng)光在季節(jié)上有一定互補效益，光伏在夏季出力較大，但風(fēng)電在夏季出力較小。

從長期尺度來看，風(fēng)電機組呈現(xiàn)出冬季出力大、夏季出力小的特點;從短期尺度來看，風(fēng)電機組呈現(xiàn)出夜間出力大，日間出力小的特點。從整體來看，風(fēng)電機組出力的不規(guī)則性較為明顯，這主要受風(fēng)速影響，使其呈現(xiàn)出隨機性、波動性的特點。相較于風(fēng)電出力，光伏出力在短期尺度上的規(guī)律較為明顯，早晨時輻照強度由零平緩增加，至午間達到最大，接著開始緩慢下降，傍晚時輻照強度降至零，光伏出力亦如輻照強度變化。從長期尺度看，光伏出力呈現(xiàn)出季節(jié)性規(guī)律，夏季光伏出力較大，冬季光伏出力較小。由于光伏出力的波動性，在接入電網(wǎng)時同樣會造成電網(wǎng)波動。

盡管風(fēng)電和光伏在季度和日度上均有一定的規(guī)律性，兩者之間卻存在一定的不匹配性，這意味著系統(tǒng)負荷與風(fēng)電光伏的出力之間存在電力供需不匹配的問題。因此，可以通過光伏發(fā)電與風(fēng)力發(fā)電天然互補，以及水電的調(diào)節(jié)能力，形成穩(wěn)定電流，提高電網(wǎng)的輸出穩(wěn)定性。

2.2徑流水電、垃圾發(fā)電和負荷特性分析

系統(tǒng)中徑流水電站有46座，裝機容量為127 MW。由于全年不能滿負荷發(fā)電，徑流水電在供電保證率為80%的情況下，一般僅有180 d左右的正常運行時間，在一天24 h內(nèi)通常是均勻發(fā)電。在枯水期如秋季和冬季，降雨量減少，供電保證率小于50%，有時甚至發(fā)不出電；在豐水期如春季和夏季，降水量充沛，通常在6月份水量最為充足，發(fā)電出力能達到總裝機容量的90%。降水量的變化直接影響水電站的發(fā)電量;垃圾發(fā)電總裝機容量為7.5 MW，發(fā)電功率相對比較穩(wěn)定，能夠穩(wěn)定達到總裝機容量的60%（4.5 MW），徑流小水電、垃圾發(fā)電出力特性如圖5所示。

對一年內(nèi)8 760 h的負荷進行分析，年負荷功率曲線如圖6所示。由圖6可知，負荷在一年內(nèi)的出力波動較大，呈現(xiàn)冬春季小、夏秋季大的特點。其中：8月份負荷最大，2月份負荷最小，3—6月份平均負荷變化較小，相對穩(wěn)定，8月份負荷達到峰值后逐漸降低，12月份達到時段（8月份至次年1月份）最低;7—9月份月平均負荷大于400 MW，屬于負荷較大季節(jié);12月份—次年2月份月平均負荷小于350 MW，屬于負荷較小季節(jié)。

2.3優(yōu)化配置結(jié)果分析

電網(wǎng)直調(diào)電源包括：4座具有日調(diào)節(jié)能力的水電站（總裝機容量282.5 MW）、無調(diào)節(jié)能力的小水電站（總裝機容量127.0 MW）、垃圾發(fā)電站（總裝機容量7.5 MW）。按照風(fēng)電裝機容量的25%、光伏裝機容量的20%進行儲能配置。利用現(xiàn)有的風(fēng)光出力特性，水、儲和火力發(fā)電等多種能源現(xiàn)有數(shù)據(jù)，利用優(yōu)化算法對互補系統(tǒng)的容量優(yōu)化配置模型進行求解，結(jié)合現(xiàn)有梯級水電建立合理的運行策略，計算不同水平年下2025年互補系統(tǒng)的配置結(jié)果，見表1。

由表1可知：功率偏差從豐水年的0.531 7 MW/h逐漸增加到枯水年的0.610 3 MW/h，顯示了電力系統(tǒng)在不同水平年中的穩(wěn)定性變化;電力供應(yīng)總成本從豐水年的約4.36億元增長到枯水年的約4.40億元;受降水量影響，不同水平年發(fā)電量發(fā)生變化。

互補系統(tǒng)的經(jīng)濟性也是配置過程中關(guān)注的主要因素之一，繪制豐水年風(fēng)光裝機與系統(tǒng)運行電力供應(yīng)總成本的關(guān)系曲線，如圖7所示。其中，電力供應(yīng)總成本計算公式如下：

C=Ccc+Crc+Cbuy+Csell。（19）

式中：C為電力供應(yīng)總成本;Ccc為互補系統(tǒng)風(fēng)光建設(shè)成本;Crc為互補系統(tǒng)運行成本;Cbuy為互補系統(tǒng)買電成本;Csell為互補系統(tǒng)賣電收益。

從圖7可以看出，互補系統(tǒng)的功率偏差和運行總成本的最小值對應(yīng)不同的風(fēng)光裝機單位數(shù)，運行總成本的最小值對應(yīng)的風(fēng)光裝機容量為150×3 MW：150×5.026 MW，功率偏差最小值對應(yīng)的風(fēng)光裝機容量為215×3 MW：215×5.026 MW，運行總成本的最小值對應(yīng)的風(fēng)光裝機容量比功率偏差最小值對應(yīng)的風(fēng)光裝機容量小。由此確定在不同水平年下的容量配置方案，并在豐水年的配置方案下計算互補系統(tǒng)的出力特性，結(jié)果如圖8所示。

從圖8可以看出，豐水年互補基地的出力基本與所需負荷持平，但仍有偏差，須向外購電，特別是在春季與冬季，因?qū)儆诳菟?，水電出力較小，互補基地出力滿足不了負荷需求。豐水年互補基地缺、賣電量如圖9所示。

通過對互補系統(tǒng)豐水年數(shù)據(jù)的日出力特性進行計算，得出互補系統(tǒng)追蹤負荷的全年數(shù)據(jù)。各季節(jié)典型日的負荷變化如圖10所示。從圖10可知：①12個月的能源互補特性呈現(xiàn)出一些明顯的特點，其中風(fēng)光在四季的差異性較大，在冬季有一定的缺電。②從全年的尺度來看，風(fēng)電和光伏缺電差異比較大，光伏在夏季出力較大，風(fēng)電在秋冬出力較大，但基本能夠滿足當?shù)刎摵?，總出力與負荷變化較吻合。③從全年來看，夏季風(fēng)能和光伏能源的發(fā)電量較高，甚至可能出現(xiàn)一部分電力超出當?shù)刎摵尚枨蠖枰u電的情況;而冬季風(fēng)能和光伏能源的發(fā)電量較低，可能會出現(xiàn)一定程度的缺電情況。④總體來說，風(fēng)力資源和光照資源在夏季較豐富、冬季較匱乏。

2.4一體化基地經(jīng)濟收益分析

風(fēng)光水儲多能互補系統(tǒng)通過與外部電網(wǎng)相連進行購電與賣電，但只能與電網(wǎng)1或電網(wǎng)2之一進行相連，且兩者的購賣電價存在差異。電網(wǎng)1購電價格低于電網(wǎng)2的，但售電價格高于電網(wǎng)2的。為了綜合評估不同互補系統(tǒng)下的聯(lián)網(wǎng)買賣電效益，引入衡量綜合收益的指標——整體發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電綜合電費率。

考慮到現(xiàn)有系統(tǒng)的所需發(fā)電量和發(fā)電總成本，定義發(fā)電綜合電費率，利用互補基地綜合凈花費比上所需發(fā)電量來表征，其中僅考慮購電和倒送售電費用。其具體公式如下：

ER=Cpurchase－CsaleE。（20）

式中：ER為發(fā)電系統(tǒng)綜合電費率;Cpurchase為購買電網(wǎng)電量費用;Csale為向電網(wǎng)倒送電量的收益；E為所需電量從電網(wǎng)購買的費用。

電費率表示滿足當?shù)仉娏π枨蟮那闆r下，每度電所需花費和收益，通過綜合考慮購電費率和售電費率，可以更全面地評估不同電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)對系統(tǒng)整體發(fā)電收益率的影響，電費率越高表示每單位電量所需花費越大，越低表示每單位電量所需花費越小，為負值時表示每單位電量的倒送售賣收益。對不同類型的互補系統(tǒng)進行相應(yīng)綜合電費率計算，結(jié)果見表2。

通過綜合分析不同類型的系統(tǒng)在聯(lián)網(wǎng)電網(wǎng)1和電網(wǎng)2時的電費率，可以得出以下結(jié)論：在聯(lián)網(wǎng)電網(wǎng)1時，電費率略低于聯(lián)網(wǎng)電網(wǎng)2的，但整體經(jīng)濟效益較差。風(fēng)光水儲互補系統(tǒng)的電費率顯著低于傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的，且在聯(lián)網(wǎng)電網(wǎng)2時的電費率更低，經(jīng)濟效益更好。

總體來看，在與電網(wǎng)2聯(lián)網(wǎng)時表現(xiàn)出更好的經(jīng)濟效益，特別是臥式抽蓄改造的系統(tǒng)，其電費率最低，具有顯著的成本優(yōu)勢和經(jīng)濟效益。因此，建議選擇與電網(wǎng)2聯(lián)網(wǎng)的風(fēng)光水儲互補系統(tǒng)，以實現(xiàn)最佳的經(jīng)濟效益。

3結(jié)論

本文旨在研究基于臥式抽蓄的風(fēng)光儲多能互補系統(tǒng)的容量配置優(yōu)化，以克服風(fēng)能和光伏資源的間歇性，提高系統(tǒng)穩(wěn)定性，最大化利用資源，滿足負荷需求，并減少棄風(fēng)棄光量，從而提升經(jīng)濟性能。研究提出了一種基于四級梯級水電站的二級水電增設(shè)泵站的臥式抽蓄系統(tǒng)，建立了風(fēng)光水儲互補系統(tǒng)的出力模型，利用梯級水電站沿岸的風(fēng)光數(shù)據(jù)進行出力特性分析。根據(jù)系統(tǒng)中各類能源的運行方式，以全系統(tǒng)出力功率偏差最小為目標函數(shù)，優(yōu)化風(fēng)電和光伏裝機容量，提出了科學(xué)合理的容量配置模型。此外分析了兩地電網(wǎng)并網(wǎng)的經(jīng)濟性。

1）研究通過對不同發(fā)電系統(tǒng)出力特性的深入分析，揭示了系統(tǒng)的運行規(guī)律與互補特性。研究結(jié)果表明，當臥式抽蓄泵站的裝機容量為80 MW時，各子系統(tǒng)與負荷需求的匹配度達到最佳，同時系統(tǒng)穩(wěn)定性也達到最高水平。

2）在系統(tǒng)容量配置優(yōu)化方面，本研究不僅充分考慮了各發(fā)電系統(tǒng)的出力特性與負荷需求，還全面評估了配置結(jié)果的功率偏差、電力供應(yīng)總成本以及綜合電費率等關(guān)鍵因素。研究結(jié)果顯示，平水年下風(fēng)電、光伏、可調(diào)水電、徑流水電、儲能和垃圾發(fā)電的裝機容量分別為654.0、1 096.0、282.5、127.0、382.6、7.5 MW。在這種配置下，功率偏差為0.547 0 "MW/h，總電力供應(yīng)成本為4.365 8億元。

3）本研究分析了基于臥式抽蓄的風(fēng)光儲多能互補系統(tǒng)在不同電網(wǎng)連接下的經(jīng)濟效益，采用綜合電費率作為評估指標。結(jié)果表明，風(fēng)光水儲互補系統(tǒng)的電費率顯著低于傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的。在電網(wǎng)1中，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的電費率約為0.359 9元/（kW·h），而風(fēng)光水儲互補系統(tǒng)的約為0.041 4元/（kW·h）;在電網(wǎng)2中，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的電費率約為0.362 6元/（kW·h），而風(fēng)光水儲互補系統(tǒng)的約為0.036 4元/（kW·h）。總體來看，風(fēng)光水儲互補系統(tǒng)在兩種電網(wǎng)連接下的電費率均低于傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的，尤其在電網(wǎng)2中表現(xiàn)出更顯著的經(jīng)濟優(yōu)勢。

4）未來的研究將聚焦于不同典型日下的抽蓄容量配置探討。通過更準確地預(yù)測負荷和能源供應(yīng)的不確定性，制定更加科學(xué)合理的運行策略，進一步完善基于臥式抽蓄的風(fēng)光儲蓄多能互補系統(tǒng)。

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Capacity Allocation Optimization of Multi-energy Complementary System Based on Horizontal Pumped Storage

XIE Jianheng1， WANG Hao2， REN Yan3， WANG Chao2， ZHANG Yunhui2， WANG Meijing1， SUN Ketao3， ZOU Wenhang3

（1.Guangxi Energy Co.， Ltd.， Hezhou 542899， China; "2.China Institute of Water Resources and Hydropower Research， Beijing 100038， China; "3.North China University of Water Resources and Electric Power， Zhengzhou 450046， China）

Abstract：

To enhance the regulation capacity of traditional hydropower and expand the scale of new energy access， conventional hydropower stations can be upgraded with additional pumping stations to achieve dual functions of energy storage and power generation. This study constructs multi-energy complementary system integrating horizontal pumped storage with hydropower transformation， wind， solar， and storage systems. The system is designed to assist grid peak shaving and valley filling， increase the grid′s capacity to accommodate new energy， and further improve the quality and efficiency of clean energy such as wind and solar power. Mathematical models for wind power， photovoltaic， hydropower， and horizontal pumped storage generation subsystems were developed， with objective functions and constraints established. An optimization algorithm was applied to solve the configuration model， yielding the complementary output characteristics of wind and solar power， runoff hydropower， waste-to-energy generation， and load profiles. Finally， a comprehensive tariff rate was introduced to evaluate the economic benefits of the complementary base. The analysis results indicate that after transforming the second-stage hydropower station into horizontal pumped storage， the optimal capacity allocation during an abundant water year is 645 MW of wind power and 1 081 MW of photovoltaic. The power deviation of the complementary base is reduced to 0.532 0 MW/h， the total power supply cost decreases to 436.21 million CNY， and the tariff rate for a 2-hour grid connection drops to 0.028 4 CNY/（kW·h）， significantly improving economic benefits. The capacity allocation optimization model based on horizontal pumped storage enhances energy utilization efficiency， maximizes the complementary advantages of wind， solar， hydropower， and storage resources， and improves the system's economic performance and stability.

Keywords：

horizontal pumping storage; multi-energy complementary system; capacity optimization; capability configuration

（編輯：馬偉希）

收稿日期：2024-06-24

基金項目：國家重點研發(fā)計劃項目（2023YFC3209404）;桂東電網(wǎng)風(fēng)光水（火）儲互補關(guān)鍵技術(shù)研究（GDGHFZ-WT-2023036）;教育部產(chǎn)學(xué)合作協(xié)同育人項目（220506429133218）;河南省高等學(xué)校重點科研項目（23B480001）。

第一作者：謝建恒（1978—），男，高級工程師，從事水電、新能源及電網(wǎng)的建設(shè)運營管理方面的研究。E-mail：65544462@qq.com。

通信作者：王超（1989—），男，正高級工程師，博士，從事水資源調(diào)度及水利信息化方面的研究。E-mail：wangchao@iwhr.com。