電源擴(kuò)展優(yōu)化模型在抽水蓄能電站合理運(yùn)行中的應(yīng)用

孫 平，張 娜，馬登清

(中國(guó)電建集團(tuán)北京勘測(cè)設(shè)計(jì)研究院有限公司，北京100024)

0 引 言

我國(guó)大型抽水蓄能電站投入運(yùn)行已經(jīng)有近20年的時(shí)間，2015年底總裝機(jī)容量2 151萬(wàn)kW，在電網(wǎng)中承擔(dān)了調(diào)峰填谷、調(diào)頻、調(diào)相、事故備用等作用，為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行起到了重要的作用。2015年，已建抽水蓄能電站按照設(shè)計(jì)發(fā)電能力運(yùn)行調(diào)度。按照這一調(diào)度方式，各抽水蓄能電站為完成設(shè)計(jì)年發(fā)電量，機(jī)組啟動(dòng)次數(shù)、發(fā)電電量、抽水電量都比往年有了很大的提升，對(duì)機(jī)組的穩(wěn)定性、設(shè)備的安全性能都帶來(lái)了極大的考驗(yàn)；同時(shí)，機(jī)組發(fā)電運(yùn)行至上庫(kù)死水位附近，蓄能機(jī)組失去了事故備用和事故黑啟動(dòng)的能力，無(wú)法體現(xiàn)對(duì)電網(wǎng)的安全保障作用。

為充分發(fā)揮抽水蓄能電站功能，有效為電網(wǎng)系統(tǒng)安全穩(wěn)定服務(wù)，有必要針對(duì)蓄能電站不同功能定位，研究合理可行的運(yùn)行控制要求，以對(duì)不同區(qū)域電網(wǎng)的抽水蓄能電站合理的調(diào)度運(yùn)行起到一定的參考作用。

1 電源擴(kuò)展優(yōu)化模型

電力系統(tǒng)中包含不同類型的電源，如燃煤電站、燃?xì)廨啓C(jī)電站、常規(guī)水電站、抽水蓄能電站、核電站等發(fā)電廠，不同的電源均有各自的工作方式和運(yùn)行特點(diǎn)。調(diào)節(jié)性能較好的常規(guī)水電站、燃?xì)廨啓C(jī)電站、抽水蓄能電站，能夠很好的適應(yīng)電力系統(tǒng)的負(fù)荷變化；而徑流式水電站、常規(guī)火電及核電站則適宜承擔(dān)電力系統(tǒng)的穩(wěn)定負(fù)荷。電力系統(tǒng)建設(shè)運(yùn)行時(shí)，需統(tǒng)籌考慮不同類型電源的規(guī)模、布局及比例，從而確定較為合理的電源結(jié)構(gòu)，發(fā)揮電力系統(tǒng)中各類電源資源優(yōu)勢(shì)，以實(shí)現(xiàn)電源建設(shè)和運(yùn)行費(fèi)用最為經(jīng)濟(jì)。

本文使用基于分解協(xié)調(diào)理論的電源擴(kuò)展優(yōu)化模型(Power Source Expansion Optimization Model based on decomposition-coordination technique，PSEOM-DCT)，包括電源擴(kuò)展模擬模型和經(jīng)濟(jì)分析模型兩部分。前者確定每個(gè)電站的生產(chǎn)運(yùn)行；后者計(jì)算系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指及電力系統(tǒng)的可靠性。PSEOM-DCT模型是一個(gè)電力系統(tǒng)電站運(yùn)行的時(shí)序模擬模型，在滿足系統(tǒng)電力電量平衡的基礎(chǔ)上，通過(guò)對(duì)不同方案的運(yùn)行進(jìn)行比較，確定出最經(jīng)濟(jì)的、技術(shù)上可行的方案。PSEOM-DCT模型的邏輯結(jié)構(gòu)圖如圖1所示。

圖1 PSEOM-DCT模型邏輯結(jié)構(gòu)

1.1 模型簡(jiǎn)介

1.1.1 電源擴(kuò)展模擬模型

在擬定電源開(kāi)發(fā)方案和輸入基礎(chǔ)數(shù)據(jù)(負(fù)荷、電力電量需求、水電、火電、燃料等)后，電源擴(kuò)展模擬模型主要完成內(nèi)容如圖2所示。

圖2 電源擴(kuò)展模擬模型工作流程

1.1.2 經(jīng)濟(jì)分析模型

經(jīng)濟(jì)分析模型的主要功能是計(jì)算系統(tǒng)電源擴(kuò)展方案的總現(xiàn)值費(fèi)用，總現(xiàn)值最小的方案，即是最佳的方案。圖3顯示以上各大功能塊的相互聯(lián)系和工作流程。

圖3 經(jīng)濟(jì)分析模型運(yùn)行流程

1.2 模型求解

1.2.1 火電機(jī)組開(kāi)機(jī)的確定

在PSEOM-DCT模型中，火電機(jī)組的開(kāi)機(jī)是通過(guò)一個(gè)(0，1)變量的整數(shù)規(guī)劃模型來(lái)確定的。該整數(shù)規(guī)劃模型的目標(biāo)函數(shù)是火電群總運(yùn)行費(fèi)用最小。它包括兩個(gè)約束條件：

①火電群總工作容量應(yīng)大于或等于電力系統(tǒng)剩余負(fù)荷圖的最大負(fù)荷。

②火電站的最小出力之和要小于或等于最小的負(fù)荷需求。

假設(shè)Xi是i火電站的額定工作容量，Yi是i火電站的最小技術(shù)出力，Ci是i火電站在額定功率狀態(tài)下的單位電能運(yùn)行費(fèi)用，Ii是0、1變量，P是一周或一日內(nèi)的最大負(fù)荷需求，S是最小負(fù)荷需求。則確定火電站開(kāi)機(jī)的整數(shù)規(guī)劃模型可以表示為

目標(biāo)函數(shù)

(1)

約束條件

(2)

(3)

1.2.2 抽水蓄能電站的運(yùn)行

蓄能機(jī)組的工作位置是在前述剩余負(fù)荷圖上，采用替代火電開(kāi)機(jī)的方法進(jìn)行確定的。即利用蓄能電站，積蓄系統(tǒng)廉價(jià)的基荷電能到高峰時(shí)再釋放出去替代系統(tǒng)高峰時(shí)費(fèi)用昂貴的火電機(jī)組的運(yùn)行。

1.2.2.1 發(fā)電量最大模型

設(shè)P1為發(fā)電工作位置，P2為抽水工作位置；E1為發(fā)電量，E2為抽水耗電量，α為機(jī)組效率，則E1=αE2。

由于滿足抽水、發(fā)電經(jīng)濟(jì)轉(zhuǎn)換的(P1、P2)有許多組，最終應(yīng)選用其中經(jīng)濟(jì)效益最大的一組，即發(fā)電量最大，表示為

Max{E1(P1)}

(4)

1.2.2.2 確定抽水蓄能電站機(jī)組的最佳運(yùn)行位置

根據(jù)P1、P2位置按時(shí)間順序計(jì)算各時(shí)段抽水蓄能機(jī)組的發(fā)電出力，發(fā)電量，抽水負(fù)荷，抽水耗電量，以及上、下水庫(kù)的蓄能量、蓄水量。在滿足各種約束條件的基礎(chǔ)上，記下全部P1、P2組中，選取發(fā)電量最大的一組P1、P2位置，作為抽水蓄能電站的邊際運(yùn)行位置。

1.2.3 火電機(jī)組工作位置的確定

火電機(jī)組的工作位置是在抽水蓄能電站的工作位置確定后進(jìn)行的。確定火電機(jī)組工作位置應(yīng)遵循的原則是：在滿足技術(shù)要求的條件下，使火電機(jī)組總運(yùn)行費(fèi)用最小。

(5)

式中，Pn·t是機(jī)組n在t時(shí)刻的出力；Ft是系統(tǒng)負(fù)荷圖在扣除水電出力和蓄能發(fā)電出力加上蓄能抽水負(fù)荷后，在t時(shí)刻負(fù)荷。

式中，Vn是機(jī)組n的爬坡限制速率(%)

Pmin·n≤Pn·t≤Pn

式中，Pn是機(jī)組n的最大工作容量。

2 模型主要特點(diǎn)

PSEOM-DCT模型能較真實(shí)地反映在現(xiàn)實(shí)環(huán)境中每個(gè)電站的運(yùn)行工作，其主要特點(diǎn)如下：

(1)時(shí)序性。由于PSEOM-DCT的最小時(shí)間單位是1小時(shí)，這就允許PSEOM-DCT對(duì)電力系統(tǒng)電站運(yùn)行進(jìn)行時(shí)序模擬。

(2)非線性。電力系統(tǒng)中電站運(yùn)行的特性是非線性的，PSEOM-DCT模型力求真實(shí)地反映這種非線性特性。如火電機(jī)組的開(kāi)機(jī)是通過(guò)混合整數(shù)規(guī)劃模型來(lái)確定的。而每個(gè)電站每臺(tái)機(jī)組的小時(shí)工作容量是通過(guò)燃料費(fèi)最小的動(dòng)態(tài)過(guò)程來(lái)決定的。

(3)靈活性。PSEOM-DCT是通過(guò)一年內(nèi)不能滿足負(fù)荷需求的期望小時(shí)數(shù)和期望電能來(lái)描述供電的可靠性的。當(dāng)一個(gè)規(guī)劃方案滿足所有指標(biāo)要求后，又可以利用PSEOM-DCT對(duì)方案的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行評(píng)價(jià)。

3 實(shí)例應(yīng)用

以京津及冀北電網(wǎng)為例，采用基于分解協(xié)調(diào)技術(shù)的電源擴(kuò)展優(yōu)化模型，對(duì)十三陵抽水蓄能電站計(jì)算，分析其合理運(yùn)行方式，以滿足區(qū)域電網(wǎng)的調(diào)度運(yùn)行要求。

3.1 京津及冀北電網(wǎng)

3.1.1 電網(wǎng)概況

截至2016年3月底，京津及冀北電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)電廠裝機(jī)6 969萬(wàn)kW，其中水電裝機(jī)122萬(wàn)kW，占總裝機(jī)容量1.75%；火電裝機(jī)5 723萬(wàn)kW，占總裝機(jī)容量82.12%；風(fēng)電裝機(jī)991萬(wàn)kW，占總裝機(jī)容量14.22%，光伏裝機(jī)133萬(wàn)kW，占總裝機(jī)容量1.91%。2015年京津及冀北電網(wǎng)最大負(fù)荷達(dá)到5 388萬(wàn)kW，其中北京電網(wǎng)最大負(fù)荷達(dá)到1 847萬(wàn)kW。

3.1.2 負(fù)荷預(yù)測(cè)

根據(jù)華北地區(qū)“十二五”電力發(fā)展規(guī)劃，以及京津及冀北電網(wǎng)的“十二五”電力發(fā)展規(guī)劃有關(guān)成果，京津及冀北電網(wǎng)負(fù)荷增長(zhǎng)趨勢(shì)。預(yù)測(cè)2025年京津及冀北電網(wǎng)全社會(huì)綜合最大負(fù)荷將達(dá)到104 500 MW，用電量達(dá)到6 330億kW·h。

3.1.3 日負(fù)荷特性

綜合分析歷年典型日負(fù)荷曲線，并考慮京津及冀北地區(qū)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整對(duì)用電結(jié)構(gòu)的影響，如主要工業(yè)向曹妃甸工業(yè)區(qū)集中、改革使工業(yè)企業(yè)效益提高、開(kāi)工率增加、第二產(chǎn)業(yè)用電比重逐年減小、第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電比重逐年增加，尤其是夏季高溫持續(xù)時(shí)間變長(zhǎng)、居民生活水平提高等因素影響，典型日γ、β值的未來(lái)發(fā)展有變小趨勢(shì)，據(jù)此預(yù)測(cè)2025年京津及冀北電網(wǎng)的典型日負(fù)荷特性，見(jiàn)圖4。2025水平年京津及冀北電網(wǎng)夏季早、午后高峰比較集中、突出。冬季早高峰不太明顯，晚高峰比較集中、突出。

圖4 京津及冀北電網(wǎng)2025年典型日負(fù)荷曲線

3.1.4 電源發(fā)展規(guī)劃

根據(jù)華北地區(qū)的資源及負(fù)荷分布特點(diǎn)，電源規(guī)劃的基本方針是在能源基地建廠向負(fù)荷中心送電以及在負(fù)荷中心建設(shè)港口和路口電廠。①水、火電源建設(shè)規(guī)劃，2013年～2015年期間，京津及冀北電網(wǎng)已核準(zhǔn)及同意開(kāi)展前期工作電源項(xiàng)目約15 705 MW,2016年～2025年期間新增抽水蓄能機(jī)組容量1 800 MW，火電13 890 MW；②根據(jù)風(fēng)電發(fā)展規(guī)劃，預(yù)計(jì)2025年京津及冀北電網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)將達(dá)到20 108 MW，主要分布在張家口和承德兩地；③京津及冀北電網(wǎng)一直以來(lái)靠外部輸入能源和電力來(lái)滿足發(fā)展需求，根據(jù)相關(guān)規(guī)劃資料，2025年，京津及冀北電網(wǎng)區(qū)外送受電總計(jì)約4 700 MW。

3.2 十三陵抽水蓄能電站

首都電網(wǎng)是典型的受端電網(wǎng)，其中三分之二以上的潮流需要西電東送，十三陵電廠作為首都電網(wǎng)最大蓄能電廠，承擔(dān)了調(diào)峰填谷、調(diào)頻、事故備用、負(fù)荷快速跟蹤等多項(xiàng)功能。

2016年以來(lái)，十三陵電廠按照設(shè)計(jì)發(fā)電能力運(yùn)行，由于運(yùn)行強(qiáng)度增長(zhǎng)，機(jī)組的非停及缺陷明顯增加。每月一次的月度定檢不能保證，機(jī)組運(yùn)行頻繁，水庫(kù)運(yùn)行周期短，庫(kù)水位快速升降，變幅較大，使庫(kù)岸邊坡處于水位頻繁變動(dòng)的工作環(huán)境。因此，研究十三陵抽水蓄能電站合理運(yùn)行方式，有利于充分合理發(fā)揮蓄能電站調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相、緊急事故備用等功能，從而提高區(qū)域電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性。

3.3 計(jì)算成果

十三陵為日調(diào)節(jié)電站，以1 h為間隔，對(duì)其不同發(fā)電小時(shí)數(shù)情況下在電網(wǎng)中進(jìn)行調(diào)節(jié)模擬運(yùn)行計(jì)算，以系統(tǒng)費(fèi)用現(xiàn)值最小為目標(biāo)，尋求調(diào)節(jié)性能最優(yōu)方案。

3.3.1 蓄能電站工作位置

由圖5可見(jiàn)，京津唐電網(wǎng)抽水蓄能電站的發(fā)電位置和抽水位置均優(yōu)于邊際位置，說(shuō)明2025年京津唐電網(wǎng)有較大的容納抽水蓄能電站的能力。

圖5 2025年第52周蓄能電站工作位置(3.5 h)

圖6 2025年第52周十三陵抽水蓄能電站工作位置(3.5 h)

由圖6可見(jiàn)，2025年十三陵抽水蓄能電站在京津唐電網(wǎng)內(nèi)的發(fā)電位置和抽水位置均優(yōu)于邊際位置，且在周一～周四滿負(fù)荷運(yùn)行3 h左右、周五滿負(fù)荷運(yùn)行1 h，說(shuō)明2025年十三陵抽水蓄能電站在京津唐電網(wǎng)能夠根據(jù)其特點(diǎn)得到充分的利用。

3.3.2 經(jīng)濟(jì)性比較

對(duì)十三陵抽水蓄能電站進(jìn)行2025年系統(tǒng)費(fèi)用現(xiàn)值計(jì)算，以系統(tǒng)費(fèi)用現(xiàn)值最小為抽水蓄能電站最優(yōu)配置方案，分析其經(jīng)濟(jì)日發(fā)電小時(shí)數(shù)。

計(jì)算中，燃煤火電機(jī)組單位千瓦投資采用4 100元/kW(含脫硫)，建設(shè)期為3年，運(yùn)行費(fèi)率采用4.5%(不含燃料費(fèi))；抽水蓄能電站單位千瓦投資為5 000元/kW，抽水蓄能電站的運(yùn)行費(fèi)率采用2.4%；清潔煤?jiǎn)蝺r(jià)采用1 000元/t；計(jì)算期取38年(其中生產(chǎn)期為30年)，社會(huì)折現(xiàn)率取為8%，針對(duì)不同蓄能電站日發(fā)電小時(shí)數(shù)方案，進(jìn)行系統(tǒng)費(fèi)用現(xiàn)值計(jì)算。擬定日發(fā)電小時(shí)數(shù)分別為2、2.5、3、3.5、4、4.5 h進(jìn)行計(jì)算，費(fèi)用現(xiàn)值分別為：12 011.49億、12 011.27億、12 011.03億、12 010.91億、12 013.33億、12 013.46億元。

已建的十三陵抽水蓄能電站按照各區(qū)域電網(wǎng)的要求調(diào)度運(yùn)行，且運(yùn)行以來(lái)基本滿足了電網(wǎng)的各項(xiàng)功能要求。本次計(jì)算在滿足電力系統(tǒng)調(diào)峰填谷、事故備用等功能要求的情況下，計(jì)算結(jié)果表明，從費(fèi)用現(xiàn)值的角度考慮，十三陵抽水蓄能電站日發(fā)電3.5 h 方案為較優(yōu)方案。

4 結(jié) 論

為充分發(fā)揮抽水蓄能電站功能，有效為電網(wǎng)系統(tǒng)安全穩(wěn)定服務(wù)，本文針對(duì)蓄能電站的功能定位，使用基于分解協(xié)調(diào)技術(shù)的電源擴(kuò)展優(yōu)化模型(Power Source Expansion Optimization Model based on decomposition-coordination technique，PSEOM-DCT)，包括電源擴(kuò)展模擬模型和經(jīng)濟(jì)分析模型兩部分；并使用該模型，以十三陵抽水蓄能電站為例進(jìn)行計(jì)算，分析其合理運(yùn)行方式。本文的研究成果可以對(duì)抽水蓄能電站合理的調(diào)度運(yùn)行起到一定的參考作用。

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