電源擴展優化模型在抽水蓄能電站合理運行中的應用

孫 平，張 娜，馬登清

(中國電建集團北京勘測設計研究院有限公司，北京100024)

0 引 言

我國大型抽水蓄能電站投入運行已經有近20年的時間，2015年底總裝機容量2 151萬kW，在電網中承擔了調峰填谷、調頻、調相、事故備用等作用，為電網安全穩定運行起到了重要的作用。2015年，已建抽水蓄能電站按照設計發電能力運行調度。按照這一調度方式，各抽水蓄能電站為完成設計年發電量，機組啟動次數、發電電量、抽水電量都比往年有了很大的提升，對機組的穩定性、設備的安全性能都帶來了極大的考驗；同時，機組發電運行至上庫死水位附近，蓄能機組失去了事故備用和事故黑啟動的能力，無法體現對電網的安全保障作用。

為充分發揮抽水蓄能電站功能，有效為電網系統安全穩定服務，有必要針對蓄能電站不同功能定位，研究合理可行的運行控制要求，以對不同區域電網的抽水蓄能電站合理的調度運行起到一定的參考作用。

1 電源擴展優化模型

電力系統中包含不同類型的電源，如燃煤電站、燃氣輪機電站、常規水電站、抽水蓄能電站、核電站等發電廠，不同的電源均有各自的工作方式和運行特點。調節性能較好的常規水電站、燃氣輪機電站、抽水蓄能電站，能夠很好的適應電力系統的負荷變化；而徑流式水電站、常規火電及核電站則適宜承擔電力系統的穩定負荷。電力系統建設運行時，需統籌考慮不同類型電源的規模、布局及比例，從而確定較為合理的電源結構，發揮電力系統中各類電源資源優勢，以實現電源建設和運行費用最為經濟。

本文使用基于分解協調理論的電源擴展優化模型(Power Source Expansion Optimization Model based on decomposition-coordination technique，PSEOM-DCT)，包括電源擴展模擬模型和經濟分析模型兩部分。前者確定每個電站的生產運行；后者計算系統的技術經濟指及電力系統的可靠性。PSEOM-DCT模型是一個電力系統電站運行的時序模擬模型，在滿足系統電力電量平衡的基礎上，通過對不同方案的運行進行比較，確定出最經濟的、技術上可行的方案。PSEOM-DCT模型的邏輯結構圖如圖1所示。

圖1 PSEOM-DCT模型邏輯結構

1.1 模型簡介

1.1.1 電源擴展模擬模型

在擬定電源開發方案和輸入基礎數據(負荷、電力電量需求、水電、火電、燃料等)后，電源擴展模擬模型主要完成內容如圖2所示。

圖2 電源擴展模擬模型工作流程

1.1.2 經濟分析模型

經濟分析模型的主要功能是計算系統電源擴展方案的總現值費用，總現值最小的方案，即是最佳的方案。圖3顯示以上各大功能塊的相互聯系和工作流程。

圖3 經濟分析模型運行流程

1.2 模型求解

1.2.1 火電機組開機的確定

在PSEOM-DCT模型中，火電機組的開機是通過一個(0，1)變量的整數規劃模型來確定的。該整數規劃模型的目標函數是火電群總運行費用最小。它包括兩個約束條件：

①火電群總工作容量應大于或等于電力系統剩余負荷圖的最大負荷。

②火電站的最小出力之和要小于或等于最小的負荷需求。

假設Xi是i火電站的額定工作容量，Yi是i火電站的最小技術出力，Ci是i火電站在額定功率狀態下的單位電能運行費用，Ii是0、1變量，P是一周或一日內的最大負荷需求，S是最小負荷需求。則確定火電站開機的整數規劃模型可以表示為

目標函數

(1)

約束條件

(2)

(3)

1.2.2 抽水蓄能電站的運行

蓄能機組的工作位置是在前述剩余負荷圖上，采用替代火電開機的方法進行確定的。即利用蓄能電站，積蓄系統廉價的基荷電能到高峰時再釋放出去替代系統高峰時費用昂貴的火電機組的運行。

1.2.2.1 發電量最大模型

設P1為發電工作位置，P2為抽水工作位置；E1為發電量，E2為抽水耗電量，α為機組效率，則E1=αE2。

由于滿足抽水、發電經濟轉換的(P1、P2)有許多組，最終應選用其中經濟效益最大的一組，即發電量最大，表示為

Max{E1(P1)}

(4)

1.2.2.2 確定抽水蓄能電站機組的最佳運行位置

根據P1、P2位置按時間順序計算各時段抽水蓄能機組的發電出力，發電量，抽水負荷，抽水耗電量，以及上、下水庫的蓄能量、蓄水量。在滿足各種約束條件的基礎上，記下全部P1、P2組中，選取發電量最大的一組P1、P2位置，作為抽水蓄能電站的邊際運行位置。

1.2.3 火電機組工作位置的確定

火電機組的工作位置是在抽水蓄能電站的工作位置確定后進行的。確定火電機組工作位置應遵循的原則是：在滿足技術要求的條件下，使火電機組總運行費用最小。

(5)

式中，Pn·t是機組n在t時刻的出力；Ft是系統負荷圖在扣除水電出力和蓄能發電出力加上蓄能抽水負荷后，在t時刻負荷。

式中，Vn是機組n的爬坡限制速率(%)

Pmin·n≤Pn·t≤Pn

式中，Pn是機組n的最大工作容量。

2 模型主要特點

PSEOM-DCT模型能較真實地反映在現實環境中每個電站的運行工作，其主要特點如下：

(1)時序性。由于PSEOM-DCT的最小時間單位是1小時，這就允許PSEOM-DCT對電力系統電站運行進行時序模擬。

(2)非線性。電力系統中電站運行的特性是非線性的，PSEOM-DCT模型力求真實地反映這種非線性特性。如火電機組的開機是通過混合整數規劃模型來確定的。而每個電站每臺機組的小時工作容量是通過燃料費最小的動態過程來決定的。

(3)靈活性。PSEOM-DCT是通過一年內不能滿足負荷需求的期望小時數和期望電能來描述供電的可靠性的。當一個規劃方案滿足所有指標要求后，又可以利用PSEOM-DCT對方案的經濟性進行評價。

3 實例應用

以京津及冀北電網為例，采用基于分解協調技術的電源擴展優化模型，對十三陵抽水蓄能電站計算，分析其合理運行方式，以滿足區域電網的調度運行要求。

3.1 京津及冀北電網

3.1.1 電網概況

截至2016年3月底，京津及冀北電網統調電廠裝機6 969萬kW，其中水電裝機122萬kW，占總裝機容量1.75%；火電裝機5 723萬kW，占總裝機容量82.12%；風電裝機991萬kW，占總裝機容量14.22%，光伏裝機133萬kW，占總裝機容量1.91%。2015年京津及冀北電網最大負荷達到5 388萬kW，其中北京電網最大負荷達到1 847萬kW。

3.1.2 負荷預測

根據華北地區“十二五”電力發展規劃，以及京津及冀北電網的“十二五”電力發展規劃有關成果，京津及冀北電網負荷增長趨勢。預測2025年京津及冀北電網全社會綜合最大負荷將達到104 500 MW，用電量達到6 330億kW·h。

3.1.3 日負荷特性

綜合分析歷年典型日負荷曲線，并考慮京津及冀北地區產業結構調整對用電結構的影響，如主要工業向曹妃甸工業區集中、改革使工業企業效益提高、開工率增加、第二產業用電比重逐年減小、第三產業和居民生活用電比重逐年增加，尤其是夏季高溫持續時間變長、居民生活水平提高等因素影響，典型日γ、β值的未來發展有變小趨勢，據此預測2025年京津及冀北電網的典型日負荷特性，見圖4。2025水平年京津及冀北電網夏季早、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2025年典型日負荷曲線

3.1.4 電源發展規劃

根據華北地區的資源及負荷分布特點，電源規劃的基本方針是在能源基地建廠向負荷中心送電以及在負荷中心建設港口和路口電廠。①水、火電源建設規劃，2013年～2015年期間，京津及冀北電網已核準及同意開展前期工作電源項目約15 705 MW,2016年～2025年期間新增抽水蓄能機組容量1 800 MW，火電13 890 MW；②根據風電發展規劃，預計2025年京津及冀北電網風電裝機將達到20 108 MW，主要分布在張家口和承德兩地；③京津及冀北電網一直以來靠外部輸入能源和電力來滿足發展需求，根據相關規劃資料，2025年，京津及冀北電網區外送受電總計約4 700 MW。

3.2 十三陵抽水蓄能電站

首都電網是典型的受端電網，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最大蓄能電廠，承擔了調峰填谷、調頻、事故備用、負荷快速跟蹤等多項功能。

2016年以來，十三陵電廠按照設計發電能力運行，由于運行強度增長，機組的非停及缺陷明顯增加。每月一次的月度定檢不能保證，機組運行頻繁，水庫運行周期短，庫水位快速升降，變幅較大，使庫岸邊坡處于水位頻繁變動的工作環境。因此，研究十三陵抽水蓄能電站合理運行方式，有利于充分合理發揮蓄能電站調峰、填谷、調頻、調相、緊急事故備用等功能，從而提高區域電網的經濟性。

3.3 計算成果

十三陵為日調節電站，以1 h為間隔，對其不同發電小時數情況下在電網中進行調節模擬運行計算，以系統費用現值最小為目標，尋求調節性能最優方案。

3.3.1 蓄能電站工作位置

由圖5可見，京津唐電網抽水蓄能電站的發電位置和抽水位置均優于邊際位置，說明2025年京津唐電網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，2025年十三陵抽水蓄能電站在京津唐電網內的發電位置和抽水位置均優于邊際位置，且在周一～周四滿負荷運行3 h左右、周五滿負荷運行1 h，說明2025年十三陵抽水蓄能電站在京津唐電網能夠根據其特點得到充分的利用。

3.3.2 經濟性比較

對十三陵抽水蓄能電站進行2025年系統費用現值計算，以系統費用現值最小為抽水蓄能電站最優配置方案，分析其經濟日發電小時數。

計算中，燃煤火電機組單位千瓦投資采用4 100元/kW(含脫硫)，建設期為3年，運行費率采用4.5%(不含燃料費)；抽水蓄能電站單位千瓦投資為5 000元/kW，抽水蓄能電站的運行費率采用2.4%；清潔煤單價采用1 000元/t；計算期取38年(其中生產期為30年)，社會折現率取為8%，針對不同蓄能電站日發電小時數方案，進行系統費用現值計算。擬定日發電小時數分別為2、2.5、3、3.5、4、4.5 h進行計算，費用現值分別為：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域電網的要求調度運行，且運行以來基本滿足了電網的各項功能要求。本次計算在滿足電力系統調峰填谷、事故備用等功能要求的情況下，計算結果表明，從費用現值的角度考慮，十三陵抽水蓄能電站日發電3.5 h 方案為較優方案。

4 結 論

為充分發揮抽水蓄能電站功能，有效為電網系統安全穩定服務，本文針對蓄能電站的功能定位，使用基于分解協調技術的電源擴展優化模型(Power Source Expansion Optimization Model based on decomposition-coordination technique，PSEOM-DCT)，包括電源擴展模擬模型和經濟分析模型兩部分；并使用該模型，以十三陵抽水蓄能電站為例進行計算，分析其合理運行方式。本文的研究成果可以對抽水蓄能電站合理的調度運行起到一定的參考作用。

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