抽水蓄能电站的动态效益分析

6.7.2.1　抽水蓄能电站动态效益基本概念

电力系统的用电负荷是不断变化的,电力系统的发电出力也因发、输电设备随时可能发生故障而减少,由此可能引起系统有功功率及无功功率失去平衡,造成系统频率、电压的波动,当这种波动幅度超过允许范围后将给系统运行安全带来严重后果。因而必须要有适应上述变化的手段,使电力系统具有一定的调节能力,亦即设置可随时改变有功出力的发电设备和可随时双向调节无功功率的调相设备,来及时调整系统的频率、电压等运行参数。这就产生一种客观需求,这种客观需求是由于系统负荷及出力动态变化引起的,因而叫做动态需求。抽水蓄能电站具有快速调整有功出力和双向调整无功功率的独特性能,用它来承担电力系统的调频、调相、负荷备用、事故备用等任务,可以避免造成巨大损失,并且与其他手段相比,具有技术经济比较优势,由此给电力系统带来的经济效益和社会效益即为抽水蓄能电站的动态效益。

6.7.2.2　国内外抽水蓄能电站动态效益计算技术发展状况

随着经济的快速发展,电力系统规模逐渐增大,电源组成和用电结构日趋复杂,用电负荷和发电出力的动态变化更加剧烈,电网运行面临调峰、调频、调相、事故备用等问题更加突出。同时随着抽水蓄能电站的发展,投入系统运行的蓄能电站越来越多,逐渐积累了丰富的建设和运行经验,抽水蓄能电站在电力系统中的作用日趋明显,特别是其适应系统用电负荷和发电出力动态变化的能力逐渐受到普遍关注。

水力发电的动态效益是客观存在的,但是以往多偏重于静态效益的计算,忽略对动态效益的计算。20 世纪60年代中期以来,发达国家对抽水蓄能电站动态效益的定量分析进行了研究,不少国家成功地开发了模拟计算软件,如美国的POWRSYM 和DYNATORE、英国的GOAL 以及南非的ESP。这些软件的应用,使动态效益的分析从定性分析进入定量分析阶段。

1984年5月在美国波士顿召开了“蓄能电站运行动态效益”学术讨论会,美、英、法、意、瑞(士)、日、西德及我国台湾省的电力系统计划人员和研究人员参加了会议。

会上由美国电力研究院(EPRI)的A·Ferreiro和麻省理工学院(MIT)的C.E.Carverjr合写的论文《利用抽水蓄能电站动态效益的重要性》中提出了以下研究成果:抽水蓄能电站除了提供峰荷容量和电量而产生的经济效益以外,还可以提供以下的动态效益。

1.调频

抽水蓄能机组具有迅速而灵敏地开、关机的性能,能够替代火电机组适应变化迅速的系统负荷,使系统节省费用,按蓄能电站的装机容量计不少于10美元/kW。

2.负荷调整

可逆式蓄能机组可以迅速在额定出力的50%～105%范围内调整其出力,而一般凝汽式火电机组增减负荷速率不超过额定出力的3%/min。利用蓄能电站来完成负荷调整任务,可以避免系统启动燃气轮机,由此节省系统的运行费用约为10美元/kW。

3.同步调相运行

抽水蓄能机组可以在抽水工况和发电工况都能进行调相运行,替代其他调相措施(安装调相机)约可节省系统运行费用5美元/kW。

4.满足负荷曲线陡坡部分需求

蓄能机组可以快速跟踪负荷运行,减少火电机组变出力运行次数,系统由此获得的经济效益约为10美元/kW。

5.同期备用(旋转备用)

电力系统一般需设置20%以上的备用容量,其中5%～6%为旋转备用容量。蓄能机组代替火电机组承担同期备用,可以节省系统运行费用约45美元/kW。这是抽水蓄能电站最重要的动态效益。

6.增加系统运行可靠性

由于蓄能机组具有高度运行可靠性和快速启动、快速带负荷和快速中断抽水的能力,可以减少系统中其他机组的强迫停运的次数和停运时间,对系统的可靠性起着重大作用,由此节省系统运行费用约5美元/kW。

文中提出蓄能电站的效益或作用,取决于电站所在的地理位置、布局、电力系统的特性,上述动态效益并不是说每个电站都能获得,也不是说某个具体电站都能获得各方面的动态效益。

国内以往在评价水电站经济效益时,基本没有进行动态效益分析,实际上也没有统一的静态效益定量分析方法。改革开放以后,随着《建设项目经济评价方法与参数》(1987年)和《水电建设项目经济评价实施细则》(试行)(1990年)的颁布施行,水电建设项目的经济评价逐步走上正轨,但至今尚未形成统一的水力发电站(包括常规水电和抽水蓄能)经济效益(包括静态效益和动态效益)的计算方法,然而对于水力发电站的经济效益定量计算方法的研究却从未停止过,并且已有不少研究成果发表,有的已在工程实践中加以应用,取得了初步成果。

合肥工业大学和华东勘测设计研究院在评价天荒坪抽水蓄能电站的动态效益时,采用等效替代法进行计算,得出如下成果:

天荒坪抽水蓄能电站在不影响其既定的静态功能发挥的前提下,承担事故备用的效益为15.61元/kW·a、承担负荷备用的效益为9.70元/kW·a。

北京勘测设计研究院采用分项计算方法提出了十三陵抽水蓄能电站的动态效益为:调峰填谷:30.3元/kW·a、旋转备用:12.6元/kW·a、负荷备用及调频:16.2元/kW·a、同步调相:1.8元/kW·a、增加系统可靠性:8.7元/kW·a。

中南勘测设计研究院研究提出了常规水电站动态效益计算模型DBHPM,采用系统工程理论,计算出白山水电站的动态效益值为132元/kW·a,红石水电站的动态效益值为81元/kW·a。

6.7.2.3　国内现有抽水蓄能电站动态效益计算主要方法概述

目前国内研究者提出的动态效益计算方法和数学模型可分为以下两类。

1.分项计算模型

根据抽水蓄能电站在电力系统中可能起的作用,分项计算每项作用的效益。如:

(1)抽水蓄能电站旋转备用效益的计算方法。该方法由合肥工业大学徐得潜、刘新建、韩志刚提出,其原理是:抽水蓄能电站向系统提供补充旋转备用容量(基本方案),使系统减少电量不足期望值EENS,提高了系统供电可靠性,其效益为系统为了获得同样的效果(减少同等电量不足期望值EENS)采用其他替代措施(替代方案)所付出的代价。为此,可以先计算抽水蓄能电站能够提供的补充旋转备用电量PSENY,然后逐步增加火电旋转备用容量及其系统电量不足期望值EENS′Y,直至求出的EENS′Y=EENSY 时,则认为达到了等效替代作用,此时火电旋转备用容量增加值ΔCSRT 即为等效替代需要的旋转备用容量。有了PSENY 和ΔCSRT,再计算相应的基本方案和替代方案费用,替代方案费用与基本方案费用之差即为抽水蓄能电站向系统提供补充旋转备用的效益。

同样也可用等效替代法分别计算抽水蓄能电站事故备用效益、负荷备用效益。

(2)抽水蓄能电站提高可靠性效益计算。此法也由上述合肥工大三位教授提出,其原理是:分别计算有抽水蓄能电站(基本方案)和无抽水蓄能电站(替代方案)的系统期望强迫停运电量EEFODPS和EEFODT,则抽水蓄能电站提高可靠性的效益为:

式中 β——使两方案系统可靠性指标相等,替代方案必须增加旋转备用容量,为此须增加投资和运行费用,β 为单位电能的旋转备用费用。

(3)水电机组调相动态效益计算方法初探。本算法由天津大学季云教授提出,其原理是:用水电机组调相运行向系统提供无功电力,从而可以减少系统调相机设备费用和运行费用,水电机组的调相效益为:

式中　K1——调相机设备费用;

K2——水电站压水设备费用;

u1——调相机年运行费;

u2——水电站调相年运行费;

(A/P,i,n)——等额资金回收系数。

2.总体分析模型

从系统整体出发,通盘考虑抽水蓄能电站的各项动态效益。

(1)动态效益的整体评估。该方法由合肥工业大学刘友翔、丁明二位教授提出,他们将系统对爬坡速率和爬坡容量的要求、事故旋转备用要求和负荷备用要求统一在一个数学模型中。在负荷模型中考虑了日峰荷预测的不确定性、小时负荷的随机波动和负荷的平均增长速率;在机组模型中考虑了由于负荷变化和其他机组状态改变所导致的机组状态转移和冷、热备用机组的差异;在生产模拟模型中综合考虑了静态、爬坡、负荷和事故备用系统需满足的所有约束条件。

(2)水电站动态效益计算MDBHP 模型。该方法由中南勘测设计研究院提出,详见糜又晚教授级高级工程师撰写的《水电站动态效益计算MDBHP模型》。该模型包括以下三部分:动态效益计算模型、电力系统容量优化分配运行模型和运行灵活性效益计算模型。

动态效益计算模型:

某水电站的动态效益是其被其他电源替代后系统运行费用中表现为动态运行机制部分的费用变量,即

式中　DB——某水电站动态效益;

no——电力系统电源计算单元总数;

nt——计算时段总数;

C1、C2——该水电站被替代前后系统优化运行总费用;

C1(j)i1、C2(j)i1——计算单元j 处于最优工况运行状态下提供电能的单位费用;

P1(j)i、P2(j)i——该水电站被替代前后的j 计算单元向系统提供的平均容量;

Y(i)——计算水电站运行灵活性方面在i时段的动态效益值,按下式计算。

式中　∧——取小值运算符;

FP——单位电量经济损失;

RH、RT——水、火电升荷速率。

式中 EP(i)——在i时段电网期望停运容量;

P(i,j)——j计算单元在i时段内投入容量;

λ(j)——计算单元j的故障率。

6.7.2.4　抽水蓄能电站动态效益计算实例

6.7.2.4.1　天荒坪抽水蓄能电站提供补充事故热备用效益计算

1.概述

在天荒坪抽水蓄能电站初步设计阶段,为了论证天荒坪电站的经济效益,华东勘测设计研究院委托并配合合肥工业大学进行天荒坪电站投入华东电网运行动态效益计算,于1988年8月提出了《抽水蓄能电站动态效益评估方法研究》(韩志刚、庄淑贞、丁明、周买春等撰稿),对天荒坪电站投入华东电网运行后,为电网提供补充事故备用效益、补充负荷备用效益及满足负荷曲线陡坡部分需要的效益进行分析计算,取得了可喜成果。

2.基本思路

(1)抽水蓄能电站承担动态任务时以不影响其既定的静态功能的发挥为前提,即利用抽水蓄能电站承担静态任务空余的容量及备用水量来承担动态任务。

设在某时刻系统中突然发生运行机组强迫停运事故,其停运容量为Xi,为使系统功率迅速恢复平衡,必须立即投入旋转备用。假设系统既设的水电备用容量为CSRH、火电的旋转备用容量为CSRT。当Xi>(CSRH+CSRT)时,如没有抽水蓄能电站投入,系统将只有靠拉负荷来恢复功率平衡。图6.3表示系统遇到强迫停运投入旋转备用的情况,其中图6.3(a)、(c)表示CSRH<Xi<(CSRH+CSRT)情况,图6.3(b)、(d)表示Xi>(CSRH+CSRT)情况。设t0 为水电机组由停机到带满负荷所需时间,t1 为系统功率恢复平衡所需时间。台阶线表示火电机组的增荷过程,图6.3(b)中的空白部分为拉负荷损失电量ENSi,拉去的负荷NL=Xi-(CSRH+CSRT)。(www.xing528.com)

假设此时段(假定为1h)抽水蓄能电站有空余容量可以用作补充的旋转备用容量CSRPt,将其立即投入,如图6.3(c)、(d)所示。为了节省顶事故耗水量,蓄能电站投入的补充旋转备用容量随火电旋转备用容量带负荷过程而逐渐减少,如图6.3(c)所示,阴影部分为蓄能电站提供的事故电量ESRPt。图6.3(d)表示蓄能电站顶事故一直到时段末。

(2)由于有抽水蓄能电站补充备用容量的投入,收到以下的效果。

1)系统恢复功率平衡历时由图6.3(a)的t1 缩短为图6.3(c)的t0;由图6.3(b)的1h缩短为图6.3(d)的t2。

2)系统负荷最大功率损失减少了CSRPt。

图6.3　电力系统遇到强迫停运时投入旋转备用容量情况示意图

3)系统损失电量减小了ESRPt。

(3)为了定量计算抽水蓄能电站向系统提供补充旋转备用的经济效益,拟采用“等效替代法”进行估算,即先计算抽水蓄能电站向系统提供补充旋转备用的情况下(基本方案)的系统年负荷损失电量期望值EENSY(CSRH+CSRT+CSRP),然后再计算用增加火电旋转备用容量来替代蓄能电站的情况下(替代方案)的系统年负荷损失电量期望值EENSY(CSRH +CSRT +ΔCSRT),并逐渐加大ΔCSRT,计算相应的EENSY(CSRH +CSRT+ΔCSRT),当

即认为基本方案与替代方案在减小系统年负荷损失电量期望值方面所起的作用是一致的(未考虑两方案在增荷速度方面的差异)。

(4)计算基本方案和替代方案的年费用,并进行比较,替代方案年费用比基本方案年费用多出部分即为蓄能电站提供补充旋转备用的效益。

3.计算成果

(1)基本方案费用计算。

1)年运行费增加。设抽水蓄能电站由于承担补充事故旋转备用任务,使运行费率增加0.5%,则年运行费增加值为:

2)事故电量燃料费。取电站综合效率为0.7,则此项费用为:

(2)替代方案费用计算。

1)增加容量投资。火电投资按1000元/kW 计,并考虑重复投资因素,则此项费用为:

2)增加容量年运行费。设火电机组承担事故旋转备用运行,使行费率增加0.5%,则此项费用为:

3)强迫基荷燃料费增加。按所增加的6台T125机组,每台以90MW 带强迫基荷运行,并考虑每年有一个月检修期,则期望年发电量为:

若不增加这批机组,则这些电量可由稳定运行的基荷机组供给,故增加了燃料费用,其数值为:

4)增加的T125机组事故响应电量燃料费。取其事故响应年电量与抽水蓄能电站相同,则此项费用为:

(3)效益值计算。按天荒坪电站装机容量计算,其补充旋转备用效益为:

6.7.2.4.2　天荒坪抽水蓄能电站提供补充负荷备用效益计算

1.概述

由于负荷的短时波动和计划外负荷增加都是随机性的,因此,对于火电机组,承担系统负荷备用任务的机组,必须时刻处于旋转状态,而对于常规水电和抽水蓄能机组,由于能快速启动,则不必处于旋转状态,只要可随时启用即可。这样用火电机组承担旋转备用必然增加空转煤耗及运行维护费用,而用水电承担此项任务便不存在这个问题。

2.抽水蓄能电站可以提供补充负荷备用容量的概率计算

假设在计算小时,抽水蓄能电站有承担静态功能外的空闲容量CPS.T,此容量在优先用于提供补充事故备用的条件下,还有剩余容量CΔL.PS.I.,其计算方法如下:

在1.2.4.1中计算出系统逐小时在线容量停运分布表,可将它们复制到表6.8中。

表6.8　剩余容量计算表

抽水蓄能电站提供补充负荷备用容量的概率P(CΔL.PS.I)为:

3.提供补充负荷备用效益计算

仍采用等效替代法,以逐步增加燃煤火电承担负荷备用容量ΔCLRT 为等效替代方案,分别计算基本方案和替代方案的电量不足期望值EENSY,当两方案的不足电量期望值相等时,即可定出替代方案需要增加的负荷备用容量。再用与1.2.4.1同样的方法计算抽水蓄能电站提供补充负荷备用效益。

4.计算成果

对于平水年,系统由于预测误差而产生不足电量期望值为396万kW·h,当天荒坪电站按以上方式提供补充负荷备用容量时,可提供的电量为328万kW·h。如果天荒坪电站不提供此负荷备用电量,系统需要在既设负荷备用容量的基础上在增加78.75MW 的火电备用容量,据此算得天荒坪电站提供补充负荷备用效益为6.47元/(kW·a)。

6.7.2.4.3　十三陵抽水蓄能电站动态效益计算

抽水蓄能电站的动态效益是指其在满足系统调频、调相、旋转备用及提高系统运行可靠性等所产生的经济效益,其中旋转备用效益占的比重最大,是最重要的动态效益。基于这样的认识,因此,根据十三陵抽水蓄能电站在京津唐电力系统的运行方式,着重研究十三陵抽水蓄能电站在不同工况下利用承担静态任务之外的空闲容量提供旋转备用所产生的动态效益。

1.计算方法

采用概率方法定量分析抽水蓄能电站为系统提供旋转备用效益。

(1)抽水蓄能电站提供旋转备用的方式。

1)按照前面提出的计算前提,抽水蓄能电站的可用容量优先承担静态任务,当某一时段可用容量承担静态任务有余,即有空闲容量,便可用来发挥旋转备用效应,产生旋转备用效益。

2)在抽水蓄能电站的全部可用容量中划出一部分用于承担旋转备用,即电站既设有备用容量。这种情况可以只计算既设备用容量的动态效益,也可既计算既设备用容量的动态效益,又计算空闲容量的旋转备用效益。

本次计算只考虑1)方式。

(2)用等效替代法计算旋转备用效益

基本方案:利用抽水蓄能电站承担系统静态任务后的空闲容量以及系统既设其他旋转备用容量。

等效替代方案:系统原有既设旋转备用容量及新增燃煤火电承担旋转备用容量。

首先计算基本方案的系统电量不足期望值EENSY 及抽水蓄能电站所提供的旋转备用电能期望值EEPSY。然后用逐步增加火电旋转备用容量的方法计算替代方案的系统电量不足期望值EENSY′,直至(EENSY′-EENSY)的绝对值≤允许误差为止,求出火电旋转备用容量增加值ΔCSRT。由EENSY 和ΔCSRT 分别计算基本方案和替代方案的费用。其中:

基本方案费用包括抽水蓄能电站提供旋转备用增加的年运行费及增加的抽水电量燃料费。

替代方案费用包括增加火电容量的投资、增加的年运行费、增加的强迫基荷燃料费及增加火电旋转备用年发电量燃料费。

抽水蓄能电站单位千瓦年旋转备用效益为:

DBSRPS=(替代方案年费用-基本方案年费用)/NPS

式中 DBSRPS——抽水蓄能电站单位千瓦旋转备用效益;

NPS——抽水蓄能电站的装机容量。

2.计算成果

经计算各项数据如下:

基本方案:EEPSY=187.6万kW·h/a,EENSY=1569.9万kW·h/a;

年费用=1103.4万元/a。

替代方案:EENSY′=1583.9万kW·h/a,

ΔCSRT=78 MW;

年费用=5523.4万元/a。

十三陵抽水蓄能电站的旋转备用效益为4420.0万元/a及55元/(kW·a)。