电源扩展优化模型在抽水蓄能电站合理运行中的应用

孙 平，张 娜，马登清

(中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司，北京100024)

0 引 言

我国大型抽水蓄能电站投入运行已经有近20年的时间，2015年底总装机容量2 151万kW，在电网中承担了调峰填谷、调频、调相、事故备用等作用，为电网安全稳定运行起到了重要的作用。2015年，已建抽水蓄能电站按照设计发电能力运行调度。按照这一调度方式，各抽水蓄能电站为完成设计年发电量，机组启动次数、发电电量、抽水电量都比往年有了很大的提升，对机组的稳定性、设备的安全性能都带来了极大的考验；同时，机组发电运行至上库死水位附近，蓄能机组失去了事故备用和事故黑启动的能力，无法体现对电网的安全保障作用。

为充分发挥抽水蓄能电站功能，有效为电网系统安全稳定服务，有必要针对蓄能电站不同功能定位，研究合理可行的运行控制要求，以对不同区域电网的抽水蓄能电站合理的调度运行起到一定的参考作用。

1 电源扩展优化模型

电力系统中包含不同类型的电源，如燃煤电站、燃气轮机电站、常规水电站、抽水蓄能电站、核电站等发电厂，不同的电源均有各自的工作方式和运行特点。调节性能较好的常规水电站、燃气轮机电站、抽水蓄能电站，能够很好的适应电力系统的负荷变化；而径流式水电站、常规火电及核电站则适宜承担电力系统的稳定负荷。电力系统建设运行时，需统筹考虑不同类型电源的规模、布局及比例，从而确定较为合理的电源结构，发挥电力系统中各类电源资源优势，以实现电源建设和运行费用最为经济。

本文使用基于分解协调理论的电源扩展优化模型(Power Source Expansion Optimization Model based on decomposition-coordination technique，PSEOM-DCT)，包括电源扩展模拟模型和经济分析模型两部分。前者确定每个电站的生产运行；后者计算系统的技术经济指及电力系统的可靠性。PSEOM-DCT模型是一个电力系统电站运行的时序模拟模型，在满足系统电力电量平衡的基础上，通过对不同方案的运行进行比较，确定出最经济的、技术上可行的方案。PSEOM-DCT模型的逻辑结构图如图1所示。

图1 PSEOM-DCT模型逻辑结构

1.1 模型简介

1.1.1 电源扩展模拟模型

在拟定电源开发方案和输入基础数据(负荷、电力电量需求、水电、火电、燃料等)后，电源扩展模拟模型主要完成内容如图2所示。

图2 电源扩展模拟模型工作流程

1.1.2 经济分析模型

经济分析模型的主要功能是计算系统电源扩展方案的总现值费用，总现值最小的方案，即是最佳的方案。图3显示以上各大功能块的相互联系和工作流程。

图3 经济分析模型运行流程

1.2 模型求解

1.2.1 火电机组开机的确定

在PSEOM-DCT模型中，火电机组的开机是通过一个(0，1)变量的整数规划模型来确定的。该整数规划模型的目标函数是火电群总运行费用最小。它包括两个约束条件：

①火电群总工作容量应大于或等于电力系统剩余负荷图的最大负荷。

②火电站的最小出力之和要小于或等于最小的负荷需求。

假设Xi是i火电站的额定工作容量，Yi是i火电站的最小技术出力，Ci是i火电站在额定功率状态下的单位电能运行费用，Ii是0、1变量，P是一周或一日内的最大负荷需求，S是最小负荷需求。则确定火电站开机的整数规划模型可以表示为

目标函数

(1)

约束条件

(2)

(3)

1.2.2 抽水蓄能电站的运行

蓄能机组的工作位置是在前述剩余负荷图上，采用替代火电开机的方法进行确定的。即利用蓄能电站，积蓄系统廉价的基荷电能到高峰时再释放出去替代系统高峰时费用昂贵的火电机组的运行。

1.2.2.1 发电量最大模型

设P1为发电工作位置，P2为抽水工作位置；E1为发电量，E2为抽水耗电量，α为机组效率，则E1=αE2。

由于满足抽水、发电经济转换的(P1、P2)有许多组，最终应选用其中经济效益最大的一组，即发电量最大，表示为

Max{E1(P1)}

(4)

1.2.2.2 确定抽水蓄能电站机组的最佳运行位置

根据P1、P2位置按时间顺序计算各时段抽水蓄能机组的发电出力，发电量，抽水负荷，抽水耗电量，以及上、下水库的蓄能量、蓄水量。在满足各种约束条件的基础上，记下全部P1、P2组中，选取发电量最大的一组P1、P2位置，作为抽水蓄能电站的边际运行位置。

1.2.3 火电机组工作位置的确定

火电机组的工作位置是在抽水蓄能电站的工作位置确定后进行的。确定火电机组工作位置应遵循的原则是：在满足技术要求的条件下，使火电机组总运行费用最小。

(5)

式中，Pn·t是机组n在t时刻的出力；Ft是系统负荷图在扣除水电出力和蓄能发电出力加上蓄能抽水负荷后，在t时刻负荷。

式中，Vn是机组n的爬坡限制速率(%)

Pmin·n≤Pn·t≤Pn

式中，Pn是机组n的最大工作容量。

2 模型主要特点

PSEOM-DCT模型能较真实地反映在现实环境中每个电站的运行工作，其主要特点如下：

(1)时序性。由于PSEOM-DCT的最小时间单位是1小时，这就允许PSEOM-DCT对电力系统电站运行进行时序模拟。

(2)非线性。电力系统中电站运行的特性是非线性的，PSEOM-DCT模型力求真实地反映这种非线性特性。如火电机组的开机是通过混合整数规划模型来确定的。而每个电站每台机组的小时工作容量是通过燃料费最小的动态过程来决定的。

(3)灵活性。PSEOM-DCT是通过一年内不能满足负荷需求的期望小时数和期望电能来描述供电的可靠性的。当一个规划方案满足所有指标要求后，又可以利用PSEOM-DCT对方案的经济性进行评价。

3 实例应用

以京津及冀北电网为例，采用基于分解协调技术的电源扩展优化模型，对十三陵抽水蓄能电站计算，分析其合理运行方式，以满足区域电网的调度运行要求。

3.1 京津及冀北电网

3.1.1 电网概况

截至2016年3月底，京津及冀北电网统调电厂装机6 969万kW，其中水电装机122万kW，占总装机容量1.75%；火电装机5 723万kW，占总装机容量82.12%；风电装机991万kW，占总装机容量14.22%，光伏装机133万kW，占总装机容量1.91%。2015年京津及冀北电网最大负荷达到5 388万kW，其中北京电网最大负荷达到1 847万kW。

3.1.2 负荷预测

根据华北地区“十二五”电力发展规划，以及京津及冀北电网的“十二五”电力发展规划有关成果，京津及冀北电网负荷增长趋势。预测2025年京津及冀北电网全社会综合最大负荷将达到104 500 MW，用电量达到6 330亿kW·h。

3.1.3 日负荷特性

综合分析历年典型日负荷曲线，并考虑京津及冀北地区产业结构调整对用电结构的影响，如主要工业向曹妃甸工业区集中、改革使工业企业效益提高、开工率增加、第二产业用电比重逐年减小、第三产业和居民生活用电比重逐年增加，尤其是夏季高温持续时间变长、居民生活水平提高等因素影响，典型日γ、β值的未来发展有变小趋势，据此预测2025年京津及冀北电网的典型日负荷特性，见图4。2025水平年京津及冀北电网夏季早、午后高峰比较集中、突出。冬季早高峰不太明显，晚高峰比较集中、突出。

图4 京津及冀北电网2025年典型日负荷曲线

3.1.4 电源发展规划

根据华北地区的资源及负荷分布特点，电源规划的基本方针是在能源基地建厂向负荷中心送电以及在负荷中心建设港口和路口电厂。①水、火电源建设规划，2013年～2015年期间，京津及冀北电网已核准及同意开展前期工作电源项目约15 705 MW,2016年～2025年期间新增抽水蓄能机组容量1 800 MW，火电13 890 MW；②根据风电发展规划，预计2025年京津及冀北电网风电装机将达到20 108 MW，主要分布在张家口和承德两地；③京津及冀北电网一直以来靠外部输入能源和电力来满足发展需求，根据相关规划资料，2025年，京津及冀北电网区外送受电总计约4 700 MW。

3.2 十三陵抽水蓄能电站

首都电网是典型的受端电网，其中三分之二以上的潮流需要西电东送，十三陵电厂作为首都电网最大蓄能电厂，承担了调峰填谷、调频、事故备用、负荷快速跟踪等多项功能。

2016年以来，十三陵电厂按照设计发电能力运行，由于运行强度增长，机组的非停及缺陷明显增加。每月一次的月度定检不能保证，机组运行频繁，水库运行周期短，库水位快速升降，变幅较大，使库岸边坡处于水位频繁变动的工作环境。因此，研究十三陵抽水蓄能电站合理运行方式，有利于充分合理发挥蓄能电站调峰、填谷、调频、调相、紧急事故备用等功能，从而提高区域电网的经济性。

3.3 计算成果

十三陵为日调节电站，以1 h为间隔，对其不同发电小时数情况下在电网中进行调节模拟运行计算，以系统费用现值最小为目标，寻求调节性能最优方案。

3.3.1 蓄能电站工作位置

由图5可见，京津唐电网抽水蓄能电站的发电位置和抽水位置均优于边际位置，说明2025年京津唐电网有较大的容纳抽水蓄能电站的能力。

图5 2025年第52周蓄能电站工作位置(3.5 h)

图6 2025年第52周十三陵抽水蓄能电站工作位置(3.5 h)

由图6可见，2025年十三陵抽水蓄能电站在京津唐电网内的发电位置和抽水位置均优于边际位置，且在周一～周四满负荷运行3 h左右、周五满负荷运行1 h，说明2025年十三陵抽水蓄能电站在京津唐电网能够根据其特点得到充分的利用。

3.3.2 经济性比较

对十三陵抽水蓄能电站进行2025年系统费用现值计算，以系统费用现值最小为抽水蓄能电站最优配置方案，分析其经济日发电小时数。

计算中，燃煤火电机组单位千瓦投资采用4 100元/kW(含脱硫)，建设期为3年，运行费率采用4.5%(不含燃料费)；抽水蓄能电站单位千瓦投资为5 000元/kW，抽水蓄能电站的运行费率采用2.4%；清洁煤单价采用1 000元/t；计算期取38年(其中生产期为30年)，社会折现率取为8%，针对不同蓄能电站日发电小时数方案，进行系统费用现值计算。拟定日发电小时数分别为2、2.5、3、3.5、4、4.5 h进行计算，费用现值分别为：12 011.49亿、12 011.27亿、12 011.03亿、12 010.91亿、12 013.33亿、12 013.46亿元。

已建的十三陵抽水蓄能电站按照各区域电网的要求调度运行，且运行以来基本满足了电网的各项功能要求。本次计算在满足电力系统调峰填谷、事故备用等功能要求的情况下，计算结果表明，从费用现值的角度考虑，十三陵抽水蓄能电站日发电3.5 h 方案为较优方案。

4 结 论

为充分发挥抽水蓄能电站功能，有效为电网系统安全稳定服务，本文针对蓄能电站的功能定位，使用基于分解协调技术的电源扩展优化模型(Power Source Expansion Optimization Model based on decomposition-coordination technique，PSEOM-DCT)，包括电源扩展模拟模型和经济分析模型两部分；并使用该模型，以十三陵抽水蓄能电站为例进行计算，分析其合理运行方式。本文的研究成果可以对抽水蓄能电站合理的调度运行起到一定的参考作用。

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