赵杰君，栾凤奎,杨霄霄

(1.中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司，北京100024；2.国家电网有限公司，北京100031)

0 引 言

随着电网中风电、光伏发电等间歇性可再生能源的比例日渐增大，电网的稳定运行变得更为困难。在电网运行中，抽水蓄能机组的加入，对电网的安全稳定运行起到了一定的保障作用。但目前国内建成运行的抽水蓄能机组均为定速机组，定速机组在水泵工况运行时，不能调节输入功率，在电网快速准确进行频率调节方面反应较慢。变速蓄能机组是常规定速蓄能机组发展到一定规模后的有益补充，应用后可大幅提高电网安全稳定水平和调节能力，改善电网运行条件，提高系统运行的经济性。目前，国外对于变速机组的研究及应用均已成熟，国内也已开始着手研究可变速机组的可行性及必要性，并已取得阶段性成果，但对于可变速蓄能机组前期规划策略并未进行系统研究。本文将从可变速蓄能机组的优势、不同电网的需求等方面对抽水蓄能可变速机组在前期规划选址方面进行研究，以填补蓄能变速机组选址策略的空白。

1 抽水蓄能变速机组在电网中的优势

抽水蓄能变速机组在电网中的优势有：

(1)具有良好的稳定性。与定速机组采用SFC泵工况启动相比，变速机组采用交流励磁系统能够实现自启动。由于机组启动时，交流励磁系统的输出频率逐渐变化，故能实现平滑启动，能使其在最利于出力的转速下运行。这样，无论在抽水或发电工况均可减少对电网的冲击，从根本上解决以往采用改变电机极数所带来的技术上的麻烦以及谐波等对电机运行性能的影响。同时，变速机组具有一定程度的异步运行能力，即可通过直接用变频器控制内相位角更好地适应电力系统扰动，比常规同步电机具有更好的稳定运行性能。

(2)调节范围更大。变速蓄能机组可在较大范围内调节，可配合电力系统频率自动控制。根据大河内电站可变机组与传统蓄能机组的比较，传统抽水蓄能机组在60%～100%范围内抽水时便不可调节，并且在60%以下范围内调节时电力损耗较多；可变速机组发电时，调节范围可由50%～100%扩大至30%～100%，且电力损耗比传统定速抽水蓄能机组要少。

(3)调节性能更好。变速机组在响应时间、调节速度方面明显优于定速机组。大河内电站400 MW变速机组0.2 s内可改变输出功率32 MW或输入功率80 MW，而北京十三陵蓄能电厂机组在AGC控制下的调节速率约为100 MW/min。从启动时间来看，变速机组约为2.5 min，定速机组约为5 min。

(4)具有较好的调节系统无功和深度吸收系统无功的功能。据原苏联对南部联合电力系统的研究表明，在750 kV电力系统中，变速机组深度吸收无功后可稳定运行，并可显著减少并联电抗器的数量。变速机组无功调节是连续的，因此它还可以为各种运行状态下高压电网电压水平的优化创造条件，降低电网电能损耗。

2 抽水蓄能变速机组前期规划策略

2.1 新能源集中区域

根据规划，我国2020年非化石能源的比重将达到15%，将大力发展风电、太阳能等清洁和可再生能源。中国风能协会发布的《2016年中国风电装机容量简报》指出，截止到2016年底，我国风电装机总容量达1.69亿kW。风能是一种随机性、间歇性的能源，本身的特性决定了其发电稳定性和连续性较差，这就给风电并网后电力系统实时平衡以及保持电网安全稳定运行带来了巨大挑战。

从提高资源利用率、减小风电等新能源电源对系统的冲击、提高电力系统运行的经济性等方面考虑，需不断提高抽水蓄能电站响应速度和可调节范围，以提高风电等新能源电源和抽水蓄能电站的契合度。变速抽水蓄能机组具有自动跟踪电网频率变化和有功功率高速调节等优越性，一方面，可根据风电等新能源出力过程，更为灵活地跟踪电网频率，调节水泵输入功率，在保证电网安全稳定运行的前提下提高新能源利用率；另一方面，电站调节速率提高，可更好地跟踪风电等稳定性差电源的出力过程，从而减小新能源电源对电网的冲击。

日本小丸川抽水蓄能电站共安装4台机组，全部是可变速抽水蓄能机组，安装的原因是将其作为预见可再生能源快速增长的风险对冲措施。由此可见，当电力系统配有一定规模的可变速机组后，利用其响应速度快的特点，可在全时段进行电网功率调节控制，更有利于可再生能源项目投入电网运行，提高资源利用率。因此，在新能源集中区域配备一定的抽水蓄能变速机组有利于提高电网与可再生能源电源的契合度。

2.2 特高压集中区域

根据规划，到2020年建成“五纵四横”特高压“三华”同步电网。电力系统越来越趋于大容量、远距离、超高压，重负载等，使得电力系统的稳定和超高压输电线路的无功过剩等问题越来越突出。即，特高压给电网安全稳定运行提出更高的要求。

变速机组采用交流励磁发电机，能够有效解决传统抽水蓄能机组所存在的调速和水轮发电机变速运行等问题，从根本上消除谐波等对电机运行性能的影响，能更好地适应送端电网对可靠性的需求。可以说，交流励磁发电机具有良好的稳定性及变速恒频发电能力、独立的有功与无功调节能力和较强的进相运行能力，应用于抽水蓄能机组对解决特高压输电系统中由于充电无功过剩所引起的持续工频过电压及电力系统稳定性问题起到很好的帮助作用。

2.3 负荷中心区域

交流励磁变速电机通过调节励磁电流的幅度，可以调节机组发出或吸收无功分量，调整功率因数，特别是可以深吸无功稳定运行。调节励磁电流的相位，可以快速完成发电状态的电磁调节过程，从而保证发电机电压或无功的快速调节。有功、无功的独立调节能力将显著提高电力系统的静态和暂态稳定性。在负荷突变时，交流励磁调速电机可以通过改变频率的办法来迅速改变转速，充分利用转子动能，释放或吸收负荷，使电网的扰动比常规电机小，从而可以提高电网的稳定性。其次，可变机组通过提高自身的调节性能，更有利地保障了电网安全稳定运行。再次，可变抽水蓄能机组的调节幅度更大，能够更好地响应电力系统功率变化要求。综合以上分析可以看出，由于可变速抽蓄机组具有调节速率和调节精度高、响应速度较快等特点，以及调节幅度大、对电网扰动小等优势，有利于负荷中心的电网安全稳定运行。

综合抽水蓄能变速机组在电网中具有反应速度更快、调节性能更好、调节范围更大等特点，并结合不同电网的需求发现，新能源集中区域、特高压集中区域、负荷中心区域相较其他地区，更加需要配备一定数量的抽水蓄能变速机组。因此，在前期选址规划时可重点考虑此三类区域。

3 典型案例分析

京津及冀北电网火电比重较大、电源结构单一，网内供热机组装机规模较大，冬季大容量燃煤火电机组被迫超常规高负荷运行。京津及冀北地区经济发展迅速，电力需求发展较快，外购电力、电量逐年增加。此外，河北地区尤其是张家口地区风能资源丰富，作为我国风电的千万千瓦级风电基地之一，张北地区的风电装机规模持续加大。由此可以看出，京津及冀北地区作为负荷高速发展区、新能源集中区以及特高压受端的综合区域，在此区域内选取某个典型案例作为变速机组前期策略的研究对象较为合适。本次研究选取了该区域2009年抽水蓄能选点规划时的尚义站点作为典型案例进行分析。

在对尚义电站展开研究时发现，规划阶段拟定的特征水位已充分利用了地形条件，唯一的限制是因为水头变幅范围的限制，上下水库死水位偏高，以至于上水库死库容达到400万m3以上，造成了库容的浪费。若该电站使用可变速机组，可在正常蓄水位均不变的情况下，降低死水位，更加充分地利用库容，同等满发小时数下，该电站的装机容量可提升至1 200 MW。

京津及冀北电网担负着北京地区电力供应的重大责任，也是我国特高压主网架结构的核心，同时也是我国的几大千万千瓦级风电基地之一，因此，京津及冀北电网能否安全稳定运行就显得尤为重要。可变速抽蓄机组调节精度高、响应速度快、调节幅度大，有利于促进京津及冀北电网坚强智能电网的建设；另外，在负荷突变时，变速机组对电网的扰动比定速机组要小，能够有效降低电站启停对局部电网的冲击性；同时还可促进风电等新能源电源入网的稳定及吸收，可以更好地与网内其他电源相匹配；使用变速机组后，可使尚义电站的装机容量由1 000 MW提升至1 200 MW，更为充分地发挥了蓄能电站的容量效益。

方案比较发现，定速机组和变速机组在工程地质、工程建设征地和环境影响方面差别不大；两种方案上下水库的正常蓄水位相同，水工枢纽布置基本相同；变速机组较定速机组装机容量变大，两方案在厂道布置、机电设备、施工条件等方面有所差别。根据投资匡算成果，定速机组方案工程静态投资488 091万元，单位静态投资4 881元/kW；变速机组方案工程静态投资599 555万元，单位静态投资4 996元/kW。从单位千瓦投资上来看，变速机组投资稍高，但通过费用现值计算发现，定速、变速方案的费用现值分别为562 447万、532 237万元，变速方案较低，所以从系统经济性及长远看，变速机组还是比较经济的。

综上，在负荷集中地区、新能源集中区域以及特高压的受端地区等亟需抽水蓄能这种调节性灵活机组的区域，有时因为利用水头受限，定速机组的水头变幅要求较为严格，使得在前期蓄能规划选点时，电站的装机规模过小或是电站不成立。变速机组与定速机组相比，在选址上最大的优势是水头变幅范围更为宽泛，在工程条件允许的情况下，水头变幅范围更大，电站成立的可能性更大，装机规模也有一定提高，可以充分地发挥蓄能电站的容量效益，也可更为有效地保障系统电网的安全稳定运行。

4 结 论

变速机组具有调节精度高、响应速度快、调节幅度大、调节范围广等优势，可以较好地调节系统无功和深度吸收系统无功，更好地契合电网中的各类发电电源，改善电网运行条件，保证电网运行的安全性和稳定性。在负荷集中区域、新能源集中区域以及特高压受端区域，由于其特殊性对电网的安全稳定要求更高，更需要抽蓄变速机组的加入。因此，在抽水蓄能变速机组前期规划选址时可重点考虑此三类区域。