面向高海拔地区变频抽蓄配置关键技术研究

Research on Key Technical Configuration and Adaptability of Variable Frequency Pumped Storage for High-Altitude Areas

摘要

由于高海拔地区泥沙含量高、水头剧烈波动、低气压空化频发，传统定速机组难以适应高原复杂多变的运行环境等问题。本文以西藏地区为研究背景，提出一套适应高海拔地区复杂环境的变频抽水蓄能系统配置方案。系统以双馈感应电机变速运行、水泵水轮机抗泥沙结构设计、智能控制策略为核心，增强多变工况下的动态响应能力与运行可靠性。然后通过典型工况对比与全生命周期成本建模，系统评估该方案在运行效率、设备寿命、运维成本等方面的综合表现。研究结果表明，本文所提出的分布式变频抽蓄系统配置方案在高海拔地区具备显著的技术优势与经济可行性，可有效支撑清洁能源大规模接入与调节。

Abstract

Due to the high sediment content, violent head fluctuations, and frequent low-pressure cavitation in high-altitude areas, traditional fixed-speed units are unable to adapt to the complex and changing operating environment of the plateau. This paper, based on the Xizang region, proposes a variable-frequency pumped-storage system configuration scheme that is adapted to the complex environment of high altitude areas. The system is centered around variable-speed operation of a doubly-fed induction motor, anti-sedimentation structural design of the pump-turbine, and intelligent control strategies to enhance dynamic response capabilities and operational reliability under variable operating conditions. Then, through typical operating condition comparisons and full life cycle cost modeling, the scheme's comprehensive performance in terms of operating efficiency, equipment life, and operation and maintenance costs is systematically evaluated. The research results show that the distributed variable-frequency pumped-storage system configuration scheme proposed in this paper has significant technical advantages and economic feasibility in high-altitude areas, and can effectively support the large-scale access and regulation of clean energy.

Graphical abstract

关键词

高海拔 / 变频抽水蓄能 / 泥沙空化 / 双馈电机 / 适应性调节 / 经济性评估

Key words

High altitude / Variable-frequency pumped storage / Sediment cavitation / Doubly-fed motor / Adaptive adjustment / Economic assessment

高海拔地区由于其独特的地理与气候条件，在能源开发和利用方面既面临诸多挑战，也蕴含着不少机遇。全球对清洁能源的需求持续增加，抽水蓄能作为新型电力系统中一种灵活、高效、清洁的调节电源，对于保障电力系统安全稳定运行具有重大作用^[1]。此外，高海拔地区具有低气压、低温环境、地形复杂以及生态环境脆弱等特点，这些特性对变频抽水蓄能系统在设计、选型以及运行方面均提出了特殊的要求^[2]。随着可再生能源渗透率的不断提高，大量以风力、光伏等为主的不确定性可再生能源并网将导致电力系统形态发生本质改变，电力系统在多时间尺度上的功率和能量平衡亦面临新的重大挑战^[3]。高海拔地区的水源通常含有较多泥沙，特别是在雨季，泥沙浓度进一步增加。这些泥沙会对泵和水轮机的叶片、导叶等关键部件造成严重磨损，缩短设备的寿命，并降低运行效率。同时，高扬程和有限的库容易引发空化，影响设备性能。季节性降水波动加剧了水量和水头变化，这种波动使得抽水和发电模式需要频繁切换，对机组功率调节的灵活性提出了更高要求，传统的抽水蓄能技术在这样的条件下，很难达成预期的效率与可靠性，针对高海拔地区开展变频抽水蓄能技术的研究就显得极为关键。本研究面向西藏地区电力发展和清洁能源高效利用需求，主要目标是在高海拔环境下推广中小容量抽水蓄能技术，集中攻克变速抽水蓄能机组应用技术难题，推动分布式变速抽水蓄在高海拔地区电力系统中的示范应用。

1 高海拔地区抽水蓄能应用前景

1.1 高海拔地区抽水蓄能需求分析

西藏地区海拔高，气压及近地面气温低，部分河流河段以及支流、支沟都不同程度地存在着冰情，使西藏一些中、小型水电站冬季的发电量大大降低，甚至不能正常运行，而春夏季水电大发，又面临水电无法充分上网消纳的问题；与此同时，在构建西藏新型电力系统的过程中，随着西藏风光新能源快速发展以及雅下地区水电大开发提上日程，新能源与水电的不确定性季节性特征对电网稳定影响愈发明显，源荷容量不匹配以及电网输送能力不足共同成为了制约清洁能源开发及消纳的瓶颈，因此，对更加高效、成熟、安全的储能技术的应用是解决问题的关键所在。没有稳定的能源供应，高海拔地区的生产生活将受到严重影响，居民生活可能面临停电困扰，影响生活质量。所以研究如何利用储能技术保障能源供应稳定至关重要。

1.2 抽水蓄能在高海拔地区的优势及适合性

压缩空气储能受限于地理条件、利用效率低等因素^[4]；电化学储能由于无法达到系统级调峰的规模，尚未实现广泛应用^[5]；而以氢为媒介的化学储能面临多项技术瓶颈和机制难题难以实现高效益化应用^[6]。相比之下，抽水蓄能与风电、太阳能发电及核电联合运行的效果最佳，能够有效弥补风电和太阳能发电所带来的随机性、间歇性和波动性问题^[7]。因此，加快抽水蓄能的发展，对于保障电力系统的安全稳定运行和支持可再生能源的大规模发展具有重要意义^[8]。

发展抽水蓄能电站是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要方式，对深度释放西藏清洁能源利用潜力、保障自治区电力供应安全、推动西藏能源绿色低碳转型具有重要意义。抽水蓄能电站通过灵活响应及多能互补，可实现与其他电源形式的联合协调运行，减少机组调停，消纳富余风光发电量，有效缓解区域性窝电和弃风、弃光、弃水等问题，是目前技术最成熟、经济性最佳、最适合大规模开发的电力系统绿色低碳调节能源^[9,10]，是解决电力系统调峰问题以及确保系统安全稳定运行的最有效和最经济的手段之一。

1.3 分布式变频技术在高海拔抽水蓄能应用的优势

高海拔地区水电建设具有“四高”(高寒、高地应力、高地震烈度、高水头)，“四大”(大埋深、大落差、大保护、大温差)，“三长”(长冬歇、长隧洞、长周期)等特点^[11]。此外，高海拔地区还具有高寒（海拔3 000 ~ 4 000 m）、高地应力（埋深2 000 m时水平方向地应力可达97 MPa）、高地震烈度（基本烈度达到Ⅶ—Ⅷ度）、大落差（最大水头落差可达2 000 m）和大温差（早晚温差可达20 ℃，冬夏温差可达40 ℃）等特点^[11,12]。这些极端的自然环境特征为该地区水电工程的开发以及水电设备的设计和运行带来了重大挑战。

西藏地处中国西南，且地形复杂，多为高山大川，蕴藏着丰富的水资源、地热资源、太阳能资源、风能资源等，但是因为西藏距离较远，所以其蕴含的资源还没得到有效的开发^[13]，尤其是西藏丰富的水力资源。西藏地区夏季水流泥沙含量高，水泵水轮机叶片与导叶冲蚀严重，机组效率衰减，维修频次增加，影响抽蓄系统稳定运行。此外，高原地区水资源受季节性降水、冰雪融水影响大，年内水头变化范围广，电站运行点频繁偏离最优区间，抽水效率、发电稳定性降低。低气压环境下水轮机部分负压区易产生气蚀，诱发空化、振动，造成能量损失，严重影响设备安全与寿命。

传统定速机组运行点固定，难以适应高原复杂多变的运行环境，常出现启停频繁、调节性能不足及电能输出波动等问题，制约了抽蓄系统的调峰调频效能和电网适应能力。变频技术是通过改变电机的转速来调整抽水蓄能机组的输出功率，相较于定速抽水蓄能的优势主要在于其具有更宽泛的转速调节范围，可以保持最佳的运行效率^[14]。精准匹配高海拔地区风光出力的波动特性，实现多点灵活调节，提升系统韧性。结合变速抽水蓄能，可高效消纳清洁能源，缓解源荷矛盾，增强西藏电网稳定性与外送能力。

此外，依托小水电站改造项目，可显著降低初始投资成本。目前，国际上已有多起将定速机组改造为双馈变速抽蓄机组的成功案例，均实现了提高机组性能且更好地服务于电网的目标^[15,16]。

2 变频技术在抽水蓄能中的应用与优化

2.1 变速抽蓄系统架构与高海拔适配性

双馈变速抽水蓄能系统拓扑结构如图1所示，其核心结构为双馈感应电机：定子侧直接并网，转子侧通过变频器与电网连接，实现转速可调。各部分相互配合，最终实现双馈变速抽水蓄能机组的稳定运行^[17]。

变频抽水蓄能系统包括主机组、电力电子接口、控制模块和水力部件，构成了一套完整的高原运行适应型方案。该结构在高海拔复杂的工况下具有显著优势，季节性水头波动时通过调速功能维持机组运行在高效区间；在高扬程、低负荷等易空化工况下，可主动调整运行参数，降低气蚀风险，提高设备安全性；夏季高泥沙期时可适当降低抽水速度与流量，减缓水力部件冲蚀，延长设备寿命。

双馈感应电机的机械转速与同步转速的关系式如下；

n_{\mathrm{1}}=n_{\mathrm{2}}+n_r（1）

式中：n_{\mathrm{1}},n_{\mathrm{2}},n_r分别为双馈感应电机的转速、机械转速、同步旋转速度。

\left\{\begin{array}{c}{f}_{\mathrm{1}}=\frac{n_{\mathrm{1}}}{\mathrm{60}},f_{\mathrm{2}}=\frac{n_{\mathrm{2}}}{\mathrm{60}}\\ f_{\mathrm{2}}\pm \frac{n_r}{\mathrm{60}}=f_{\mathrm{1}}\end{array}\right.（2）

式中：f_{\mathrm{1}},f_{\mathrm{2}}分别为双馈感应电机的定子侧电流频率和转子侧电流频率。

定子电压方程：

\left\{\begin{array}{c}{u}_{ds}=R_s{i}_{ds}+\frac{d{\phi }_{ds}}{dt}-{\omega }_s{\phi }_{qs}\\ u_{qs}=R_s{i}_{qs}+\frac{d{\phi }_{qs}}{dt}-{\omega }_s{\phi }_{ds}\end{array}\right.（3）

转子电压方程：

\left\{\begin{array}{c}{u}_{dr}=R_r{i_d}_r+\frac{d{\phi }_{dr}}{dt}-{\omega }_r{\phi }_{qr}\\ u_{qr}=R_r{i_q}_r+\frac{d{\phi }_{qr}}{dt}+{\omega }_r{\phi }_{dr}\end{array}\right.（4）

定子磁链方程：

\left\{\begin{array}{c}{\phi }_{ds}=L_s{i}_{ds}+L_m{i}_{dr}\\ {\phi }_{qs}=L_s{i}_{qs}+L_m{i}_{qr}\end{array}\right.（5）

转子磁链方程：

\left\{\begin{array}{c}{\phi }_{dr}=L_m{i}_{ds}+L_r{i}_{dr}\\ {\phi }_{qr}=L_m{i}_{qs}+L_r{i}_{qr}\end{array}\right.（6）

u_{ds},u_{qs}为定子dq轴电压，u_{dr},u_{qr}为转子dq轴电压，i_{ds},i_{qs}为定子dq轴电流，i_{dr},i_{qr}为转子dq轴电流，R_s,R_r为定子和转子的电阻，{\phi }_{ds},{\phi }_{qs},{\phi }_{dr},{\phi }_{qr}为定子和转子的磁链，{\omega }_s,{\omega }_r为定子电压的角频率和转子电流的角频率，L_s,L_r为定子和转子的自感，L_m为定子与转子之间的互感。

2.2 智能控制策略与非线性工况适应

双馈变速抽蓄机组控制系统是一个高度非线性、多变量耦合的复杂系统。机组控制系统简图如图2所示，高海拔地区运行环境复杂，传统PI/PID控制结构简单、实现方便，但在面对动态复杂工况时易出现响应滞后、超调明显等问题，难以满足系统调节性能要求。为增强高海拔地区系统适应性与鲁棒性，本文引入模糊PID控制。该方法融合模糊逻辑与经典PID控制优势，具备较强的非线性处理能力与时变系统自适应特性。应用于西藏等高海拔区域，能有效提升系统运行稳定性与调节精度，泥沙高发期、极端天气条件下仍能维持良好动态性能与安全裕度。

西藏等高海拔地区具有典型的季节性水文特征，水资源主要依赖于夏季降水与冰雪融水补给，呈现出年内分布极不均衡的特点。丰水期流量充沛但泥沙浓度高，枯水期则来水紧张、水头偏低，导致抽水蓄能系统运行工况频繁变动。传统控制逻辑已难以适应“高泥沙磨损风险”与“新能源调峰需求”的双重挑战，构建“工况驱动型”控制逻辑是提升系统运行效率的关键路径。本文提出双模式切换控制策略，抽水期（主要对应夏季泥沙集中期）采用“转速优先”策略，系统根据水位与泥沙浓度实时调节泵速，保障抽水稳定性与叶轮安全性，降低磨蚀风险；发电期（主要对应冬春季新能源波动期）采用“功率优先”策略，通过调节励磁电流与电机转速，实现发电输出快速匹配，辅助风光等可再生能源调峰调频。系统结构如图3所示，采用双闭环控制体系，外环根据目标功率或转速生成控制指令，内环基于PWM反馈精确修正电机运行状态，实现负荷扰动下的无扰控制与平稳切换。

图4为发电工况系统功率流向图，水能经水轮机转换为电能，经定子与变频器送入电网，保持输出稳定。图5为抽水工况示意图，系统依据电网负荷与水位变化调节电机转速，柔性抽水，兼顾效率与安全。两种工况下控制策略按运行目标动态切换。

2.3 水轮机与泵的优化设计

西藏地理环境独特，且异于内地的环境，西藏拥有自己独特的高海拔、低气压、低气温的特点^[18]。对水轮机和水泵的设计提出了更高要求。这些特性可能导致空化现象加剧，进而降低设备效率、缩短使用寿命并加剧振动与噪声。水轮机效率是整个水电机组最重要的指标参数，电力的发展极大助力了内陆经济迅速发展，当然水轮机组的研究也都是基于低海拔展开，关于高海拔地区水轮机的相关研究不多^[19]。空化现象广泛存在于以液体为工作介质的叶片式流体机械中，是导致水力机械性能下降、使用寿命缩短以及振动和噪声加剧的主要原因^[20]。因此，水轮机和水泵的优化设计在变频抽水蓄能中至关重要。

水泵水轮机的运行功率为：

\left\{\begin{array}{c}{P}_t=\mathrm{9.81}{Q}_t{H}_t{\eta }_t\\ P_t=\mathrm{9.81}\frac{Q_p{H}_p}{{\eta }_p}\end{array}\right.（7）

式中：Q_t、H_t、和{\eta }_t分别为水轮机的出力、流量、水头和效率；水头和效率；P_p、Q_p、H_p和{\eta }_p分别为水泵的输入功率、流量、扬程和效率。

水泵的选型需结合高海拔地区扬程和流量要求，常见类型包括轴流泵、混流泵和离心泵。其中，轴流泵适用于扬程较低、流量较大场景；离心泵则更适合扬程较高的应用；混流泵则兼具两者特点，适用于高扬程和中等流量需求工况。通过优化叶片形状和流道设计，水泵能够在不同负荷条件下维持高效运行。此外，根据不同应用需求，可选择低速耐冲击型或高速高效型泵体。低速耐冲击型泵体运行速度较慢，适用于泥沙含量较高的环境，使用寿命更长；高速高效型泵体转速较高，适合效率要求较高的场景。

3 分布式变频抽水蓄能经济性评估方法

高海拔地区的抽水蓄能系统运行环境复杂，常面临泥沙高磨蚀、水头剧烈波动以及低气压导致的空化频发等极端工况，这些因素显著影响设备的运行稳定性与使用寿命。在此背景下，全生命周期成本（Life Cycle Cost, LCC）分析逐渐成为衡量系统综合经济性能的核心工具。

LCC覆盖从建设到退役的全过程，涵盖初始投资、运维费用、性能衰减损失、设备更换及报废处理等要素，能系统反映方案在复杂工况下的经济适应性与风险水平。相比传统成本评估，LCC更注重长期效益与全局优化。

因此，LCC不仅是评估经济性的核心指标，更为技术选型、配置优化与风险管控提供决策支撑，尤其适用于高海拔地区复杂条件下抽水蓄能系统的可持续发展评估。

3.1 模型假设

为了构建西藏地区水电站技术改造和新建抽水蓄能电站成本分析的数学模型，可以从生命周期成本评估出发，将各个阶段的成本进行量化，并结合收益计算经济性指标。

生命周期T：设电站寿命为T=30年。

初期投资C_{\mathrm{0}}：包括土地、设备、安装费用。

运维成本C_{\mathrm{o}\mathrm{p}}(t):：每年的运行与维护成本。

充电成本C_{\mathrm{c}\mathrm{h}\mathrm{a}\mathrm{r}\mathrm{g}\mathrm{e}}(t)：与电力消耗相关。

回收成本C_{\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{c}}：:电站寿命结束时的设备回收费用。

年电力收入R(t)：电站每年的电力销售和服务收入。

贴现率r：用于折现未来成本和收益的比率。

（1）总成本模型

总成本C_{t\mathrm{o}\mathrm{t}\mathrm{a}l}是生命周期内的所有支出总和：

C_{\mathrm{t}\mathrm{o}\mathrm{t}\mathrm{a}\mathrm{l}}=C_{\mathrm{0}}+{\displaystyle \sum _{t=\mathrm{1}}^T}\frac{C_{\mathrm{o}\mathrm{p}}(t)+C_{\mathrm{c}\mathrm{h}\mathrm{a}\mathrm{r}\mathrm{g}\mathrm{e}}(t)}{{(\mathrm{1}+r)}^t}-\frac{C_{\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{c},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{w}}}{{(\mathrm{1}+r)}^T}（8）

新建电站成本：

C_{\mathrm{t}\mathrm{o}\mathrm{t}\mathrm{a}\mathrm{l}}=C_{\mathrm{0}}+{\displaystyle \sum _{t=\mathrm{1}}^T}\frac{C_{\mathrm{o}\mathrm{p}}(t)+C_{\mathrm{c}\mathrm{h}\mathrm{a}\mathrm{r}\mathrm{g}\mathrm{e}}(t)}{{(\mathrm{1}+r)}^t}-\frac{C_{\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{c},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{w}}}{{(\mathrm{1}+r)}^T}（9）

改造电站成本：

C_{\mathrm{m}\mathrm{o}\mathrm{d}}=C_{\mathrm{0},\mathrm{m}\mathrm{o}\mathrm{d}}+{\displaystyle \sum _{t=\mathrm{1}}^T}\frac{C_{\mathrm{o}\mathrm{p},\mathrm{m}\mathrm{o}\mathrm{d}}(t)+C_{\mathrm{c}\mathrm{h}\mathrm{a}\mathrm{r}\mathrm{g}\mathrm{e},\mathrm{m}\mathrm{o}\mathrm{d}}(t)}{{(\mathrm{1}+r)}^t}-\frac{C_{\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{c},\mathrm{m}\mathrm{o}\mathrm{d}}}{{(\mathrm{1}+r)}^T}（10）

（2）年净收益模型

年净收益N(t)是电站每年收入减去运行和充电成本：

N(t)=R(t)-C_{\mathrm{o}\mathrm{p}}(t)-C_{\mathrm{c}\mathrm{h}\mathrm{a}\mathrm{r}\mathrm{g}\mathrm{e}}(t)（11）

投资回收期P:回收期为总投资与年净收益的比值：

P=\frac{C_{\mathrm{0}}}{\frac{\mathrm{1}}{T}{\displaystyle \sum _{t=\mathrm{1}}^T}\frac{N(t)}{{(\mathrm{1}+r)}^t}}（12）

（3）经济性对比指标

单位千瓦投资成本C_{\mathrm{u}\mathrm{n}\mathrm{i}\mathrm{t}}：初期投资成本除以装机容量P_{\mathrm{c}\mathrm{a}\mathrm{p}}。

C_{\mathrm{u}\mathrm{n}\mathrm{i}\mathrm{t}}=\frac{C_{\mathrm{0}}}{P_{\mathrm{c}\mathrm{a}\mathrm{p}}}（13）

净现值\left(NPV\right):折现后的收益减去总成本。

NPV={\displaystyle \sum _{t=\mathrm{1}}^T}\frac{R(t)-C_{\mathrm{o}\mathrm{p}}(t)-C_{\mathrm{c}\mathrm{h}\mathrm{a}\mathrm{r}\mathrm{g}\mathrm{e}}(t)}{{(\mathrm{1}+r)}^t}-C_{\mathrm{0}}（14）

内部收益率\left(IRR\right)：使NPV=\mathrm{0}时的贴现率r。

（4）优化问题

通过优化初期投资、运行模式和收益分配，降低总成本，提高经济性。

目标函数：最小化总成本： \underset{C_{\mathrm{o}\mathrm{p}},C_{\mathrm{c}\mathrm{h}\mathrm{a}\mathrm{r}\mathrm{g}\mathrm{e}}}{min}{C}_{total}

约束条件：可用水资源：Q\ge Q_{\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}

设备效率：\eta \ge {\eta }_{\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}

环境约束：E\le Emax

4 算例分析

在本算例分析中，对两种不同类型的变频抽蓄电站分别进行了经济性对比分析：(1)新建的变频抽蓄电站；(2)对现有小水电站进行变频抽蓄改造。这两种电站在30年的生命周期内的初期投资、年运维成本、年电费收入以及充电成本等方面有所不同，且每种电站都会受到泥沙空化影响，导致维修成本的增加。最终，通过模拟每年的现金流变化，分析它们的累计净现金流，并以此评估两种电站的经济性。

4.1 参数设定

新建变频抽蓄电站初期投资10亿元人民币，年运维成本5 000万元人民币，年电费收入10亿元人民币，充电成本20%（即充电成本为2亿元人民币），泥沙空化的影响运营阶段从第9年开始，维修成本增加5%，回收阶段从第26年开始，维修成本增加10%。

小水电变频抽蓄改造初期投资5亿元人民币年运维成本4 000万元人民币年电费收入1.8亿元人民币充电成本20%（即充电成本为0.36亿元人民币）泥沙空化的影响与新建变频抽蓄电站相同，运营阶段从第9年开始，维修成本增加5%，回收阶段从第26年开始，维修成本增加10%。

4.2 现金流模拟

每年的净现金流公式：C_{net}\left(t\right)=电费收入\left(R\right)-运维成本\left(O\right)-充电成本\left(P\right)-维修成本\left(M\right)

R：电费收入（新建：10亿元，小水电改造：1.8亿元）。

O：运维成本（新建：0.5亿元，小水电改造：0.4亿元）。

P：充电成本（电费收入的20%，新建：2亿元，小水电改造：0.36亿元）。

M：维修成本（基础维修成本为0，考虑泥沙空化影响）。

（1）建设期

新建变频抽蓄电站初期投资为10亿元，假设5年建设期内均匀分摊：{\mathit{C}}_{\mathit{n}\mathit{e}\mathit{t}}\left(\mathit{t}\right)=-\frac{\mathrm{3}}{\mathrm{5}}=-2亿元（t=1至5）；小水电改造初期投资为5亿元，假设3年建设期内均匀分摊：{\mathit{C}}_{\mathit{n}\mathit{e}\mathit{t}}\left(\mathit{t}\right)=-\frac{\mathrm{5}}{\mathrm{3}}=-1.67亿元（t=1至3）。

（2）试运行期

新建电站的试运行期为3年，小水电改造为2年，假设运维成本增加50%，新建运维成本=0.5 × 1.5=0.75亿元，小水电改造运维成本=0.4 × 1.5=0.6亿元。C_{\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{t}}\left(t\right)=R-O-P（M=\mathrm{0}无泥沙空化影响)。

新建电站：C_{\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{t}}\left(t\right)=10 - 0.75 - 2=7.25亿元(t=6至8)，小水电改造：C_{\mathrm{n}\mathrm{e}t}\left(t\right)=1.8 - 0.6 - 0.36=0.84亿元(t=4至5)。

（3）稳定运营期

从第9年起，维修成本增加5%：

M=M_{\mathrm{0}}\times \left(\mathrm{1}+\mathrm{10}\%\right)M（15）

新建电站基础维修成本=O × 0.1=0.5 × 0.1=0.05亿元，小水电改造基础维修成本=O × 0.1=0.4 × 0.1=0.04亿元。

新建电站：C_{\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{t}}\left(t\right)=10 - 0.5 - 2 - (0.05 × 1.05)=7.4225亿元(t=9至25)，小水电改造：C_{\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{t}}\left(t\right)=1.8 - 0.4 - 0.36 - (0.04 × 1.05)=1.002亿元(t=9至25)。

（4）回收期

从第26年开始，维修成本增加10%，运维成本整体增加10%：

O=O\times \left(\mathrm{1}+\mathrm{10}\mathrm{\%}\right)O（16）

M=M\times \left(\mathrm{1}+\mathrm{10}\mathrm{\%}\right)M（17）

新建电站：C_{\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{t}}\left(t\right)=10 - (0.5 × 1.1) - 2 - (0.05 × 1.1)=7.395亿元(t=26至30)小水电改造：C_{\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{t}}\left(t\right)=1.8 - (0.4 × 1.1) - 0.36 - (0.04 × 1.1)=0.994亿元(t=26至30)。

4.3 结论分析

为了分析项目的经济性，通过累加每年的净现金流，得出累计净现金流。累计净现金流反映了项目在不同年份的财务状况，最终通过图6所示曲线可以评估项目的投资回报期和整体经济性。

（1）新建变频抽蓄电站回报期为12年，小水电改造为8年，小水电改造回报期更短，适合资金回收周期较短的项目。

（2）新建变频抽蓄电站在长期收益方面更具优势，适合追求长期投资回报的项目。

（3）新建变频抽蓄电站适合资金充裕、追求长期投资收益的企业或政府。小水电改造适合资金有限、希望快速回收成本的小型项目。

综上所述，两种方案各有适用场景，新建项目适合长期回报，而小水电改造则适合短期资金回报需求的投资者。

5 总结与展望

西藏拥有丰富的太阳能、风能、水能等可再生能源资源。然而，可再生能源的发电具有不稳定性和间歇性，需要配套的储能设施来调节。抽水蓄能是目前最成熟、最经济的储能方式之一，可以与可再生能源协同发展，提高可再生能源的消纳能力，同时考虑经济性以及选址等问题，因此西藏地区抽水蓄能需要从以下三个方面进行创新：

（1）西藏地区的风能和太阳能等具有间歇性，如何通过抽水蓄能与这些清洁能源的协同运作，确保电力供应的平稳；

（2）在高海拔地区，建设大规模的储能设施面临较高的成本和技术挑战。因此，需做好以西藏为代表的高海拔地区应用中小型分布式变速抽水蓄能机组或者对已有的小水电进行抽蓄改造的经济性分析；

（3）选址对于系统的整体稳定性至关重要。高海拔地区的地形复杂，合理规划机组的位置，考虑到当地的地质和气候等因素，可以最大化提升电网的稳定性和外送能力，确保在极端天气下电力供应的可靠性。

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基金资助

西藏自治区科技计划中央项目-面向西藏清洁能源消纳的中小型分布式变速抽水蓄能应用关键技术研究(XZ202401YD0013)