陈丽
重庆蟠龙抽水蓄能电站有限公司 重庆 401422
摘要：抽水蓄能电站是电力系统中具有调峰、填谷、调频、调相和事故备用等多种功能的特殊电源，运行灵活，反应快速，是解决电力系统调峰问题以及确保安全可靠运行的有效手段和经济现实手段。但是，由于我国抽水蓄能电站规划建设存在电价机制待完善、电站作用未充分发挥、投资主体单一等问题，导致部分抽蓄电站调度运行不合理，电站机组利用率较低、顶峰发电能力未能充分发挥。基于此，本文主要对基于效益分析的抽水蓄能电站运行工况优化调度进行分析探讨。
关键词：基于效益分析；抽水蓄能电站；运行工况；优化调度
1、前言
随着我国节煤减排要求日益提高，抽水蓄能在电力系统中的作用日益显著，制约或影响抽水蓄能电站调度运行的相关政策将得到改善，抽水蓄能电站调度运行要求需进一步提高，以充分体现抽水蓄能电站节煤减排作用。
2、效益分析模型
抽水蓄能电站的静态效益包括容量效益和削峰填谷效益两部分。其中，由于抽水蓄能电站承担电网的发电容量和备用容量，从而减少火电站装机容量，节省电力系统的投资和运行费用而产生的经济效益称为容量效益；当抽水蓄能电站投入系统运行后，一方面由于抽水用电，增加了系统燃料消耗，另一方面由于代替火电调峰和改善火电机组的运行条件，降低了厂用电率和耗煤率，减少系统总燃料消耗，两者之间的差值，就是抽水蓄能电站所提供的削峰填谷效益。
2.1等效替代方案
抽水蓄能电站容量效益分析采用的是基本方案（抽水蓄能电站）与等效替代方案的正常运行年费用值（不包括燃料费）之差值，等效替代方案的确定对于容量效益的分析至关重要。根据宁波电网电源结构及能源资源条件，拟定以下三个方案作为抽水蓄能电站的替代方案：
1）燃煤火电方案（简称煤电方案）；
2）燃气循环机组方案（简称燃气方案）；
3）燃煤燃汽联合机组方案（简称煤电十燃气方案）。
在同等程度满足电力系统负荷及电量需求条件下，计算出相应的系统电源组合。各方案系统电源装机容量差值如表1所示。
表1 替代方案装机容量
对于各方案的实施费用，本文从三个方面来计算：
1）投资费用。按照业内燃煤机组、燃气机组静态投资成本，结合施工期限和年投资比例，分别计算各方案的静态投资费用。
2）燃料费用。根据电力电量平衡求得燃煤机组和燃气机组在负荷图上的工作位置，以系统运行边际成本最小为原则将负荷合理分配给各类机组，计算相应的耗煤量和耗气量，进而得到各机组的燃料费用。
3）总费用现值。根据各方案费用的流程，按照社会现金折现率，计算在投资回报期内各方案的总费用现值。
计算得到各方案总费用现值如表2所示。
表2 各方案总费用现值比较
其中：BC为年总费用；i为折现率；OC为年运行费用；K0为折算到ta年时的总投资；n为投资回收期。比较基本方案的年费用值和替代方案的年费用值，即得抽水蓄能电站的容量效益计算公式为：
替代方案基本方案
对溪口抽水蓄能电站的容量效益分析，我们采用火电机组作为其等效替代方案，按照装机容量90MW进行等效后，其容量效益分析如表3所示。
表3 奉化溪口抽水蓄能电站容量效益分析
2.3削峰填谷效益分析
为了计算抽水蓄能电站的削峰填谷效益，分无抽水蓄能电站和有抽水蓄能电站两种情况进行随机模拟，当系统中机组数较多时先将小机组进行适当的合并。对于每一种模拟过程，均采用以下四个步骤：
（1）由系统持续负荷曲线计算出原始等效电量函数E（0）（J）；
（2）安排火电机组和水电机组的启动顺序表，排列原则为：先把各火电机组的最小技术出力安排在负荷曲线的基荷部分，然后再按各火电机组的腰荷和峰荷单位耗煤率的大小排优先启动顺序，在此过程中当满足水电站经济运行判据时安排水电站运行。
（3）由机组的启动顺序，采用等效电量函数法计算出火电机组各分段所发的电量以及LOLP'（电力不足概率）和EENS'（电量不足期望值）。
（4）根据火电机组各分段所发的电量和相应分段单位煤耗率计算得出系统的燃煤耗量FMH。不同模拟过程所得系统燃煤耗量的差值即为抽水蓄能电站的削峰填谷效益：PSB=FMH'-FMH，由第三点可知，抽水蓄能电站的削峰填谷效益与确定机组的启动顺序有直接关系。如何合理地控制蓄能电站机组的启停，直接影响其削峰填谷效益的大小。当抽水蓄能电站的担当容量PHL越大，其在生产模拟曲线中所代替的火电机组容量越大，越靠近日持续负荷曲线的基荷部分，而对于火电机组，发电边际成本M一般有：
因此对于抽水蓄能电站的削峰填谷效益，在不考虑其余因素的前提下，与PHL的大小是成正相关的。
3、抽水蓄能电站运行工况的优化调度
由上所述蓄能电站的削峰填谷效益是与削峰填谷容量正相关的，但是在实际运营中，蓄能电站的上下水库库容确是一个不争的约束条件。某蓄能电站上水库坝长153.9m，最大坝高48.5m，坝顶海拔高程328.5m，最大库容120万方，其中调节库容84万方。下库坝长274.1m，最大坝高46.2m，坝顶宽6m，下库库容105万方，调节库容84万方。输水系统由混泥土隧洞、明钢管、岔管、球阀、蜗壳、水轮机、尾水管等组成。平隧洞长425.77m，直径3.4m，明钢管段总长639.4m，直径3.2m，水隧洞两条长134.74m，直径2.5m。由于装备了两台单机容量为40MW（总装机容量80MW）的立轴可逆混流式水泵水轮发电电动机组，因此若实现满抽满发的条件时，机组分别能全出力的时间仅为：
其中：G为重力加速度常量；?h为水位的相对做功高度差；P出力为机组出力。
由此可得到：当机组满抽水，双机90MW抽水时，7h后，上库库容满；双机80MW发电时，6h后，上库达到最小库容。因此，在满足蓄能电站削峰填谷效益的最大化的同时，必须兼顾水库上下库容的约束。即
其中：C（t）为机组日效益函数；Pt为机组实时出力；PPc为机组水量/电量转换系数。因此，对蓄能机组的日出力分析，关键的一点即确定机组在当日的边际顶峰负荷Pd。当日实际负荷大于边际顶峰负荷Pd时，机组此时顶峰发电，且满足调峰填谷效益最大，当日实际负荷小于边际顶峰负荷Pd时，机组可以满负荷抽水。
考察某日的日负荷曲线P（t），将首次递归的边际顶峰负荷Pd1设为午高峰负荷，对应的发电出清时间为t1+t2，对应库容约束下，应满足t1+t2=6+tc*为机组满抽时间转换；当t1+t2≤6+tc*，则下移边际顶峰负荷Pd2，则对应发电出清时间变为t1'+t2'，如此递归，可对某日的日负荷曲线P（t）确定当日边际顶峰负荷Pd，对应的高峰负荷顶峰时间和低谷负荷的抽水时间也相应确定。
4、结论和展望
对于抽水蓄能电站的静态效益和动态效益分析一直是抽水蓄能电站项目立项之前进行可行性研究的重点，而衡量静态效益的主要方面：容量效益和削峰填谷效益就是本文讨论的重点。按照等效替代法和随机生产模拟研究结果表明，抽水蓄能电站容量效益与利率、税金等宏观经济因素相关，与蓄能电站的开机发电时间、年利用小时数等动态运行因素并不直接相关；而削峰填谷效益在各种气象模式下的最优抽发电是由库容约束而定的，生产模拟法分析的结果是在满抽满发的运行模式下，削峰填谷效益发挥最优；考虑到不同日的日负荷曲线的上升陡度有所不同，在安排蓄能电站机组出力时，达到双机满发过程中，有可能会安排机组在不同阶段出力下发电的渐增工况，而在出力下降阶段也会相应安排机组出力缓降。
参考文献：
[1]王海涛．抽水蓄能电站在智能电网中的作用［J］．水电自动化与大坝监测，2013，（4）：80－84．
[2]程雄，李刚，程春田，等．含混合式抽水蓄能电站的梯级水电站群调度规则建模方法［J］．水利学报，2013，（4）：388－397．
论文作者:陈丽
论文发表刊物:《防护工程》2018年第12期
论文发表时间:2018/10/8
标签：电站论文; 机组论文; 负荷论文; 效益论文; 库容论文; 火电论文; 方案论文; 《防护工程》2018年第12期论文;