郭大軍,趙增海,張丹慶,鄭　靜

(1.中國電建集團中南勘測設(shè)計研究院有限公司,湖南長沙410014；2.水電水利規(guī)劃設(shè)計總院,北京100120)

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抽水蓄能電站節(jié)煤效益分析

郭大軍1,趙增海2,張丹慶1,鄭靜1

(1.中國電建集團中南勘測設(shè)計研究院有限公司,湖南長沙410014；2.水電水利規(guī)劃設(shè)計總院,北京100120)

摘要：針對不同電源結(jié)構(gòu)、用電特性的電力系統(tǒng),模擬抽水蓄能電站不同運行工況下電力系統(tǒng)的燃耗變化情況,從抽水蓄能電站發(fā)揮容量作用、承擔工作容量兩個方面,全面深入論述了抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中的節(jié)煤效益。

關(guān)鍵詞：節(jié)煤效益；電力生產(chǎn)模擬；容量替代；燃耗特性；抽水蓄能電站

0引言

我國抽水蓄能電站開發(fā)建設(shè)始于20世紀60年代后期,隨著改革開放政策的實施,經(jīng)濟社會快速發(fā)展,電網(wǎng)規(guī)模不斷擴大,我國抽水蓄能電站進入一個相對快速發(fā)展期。抽水蓄能電站具有調(diào)峰、填谷、儲能、調(diào)頻、調(diào)相、事故備用和黑啟動等多種功能,我國已投產(chǎn)的廣州、十三陵、天荒坪等大型抽水蓄能電站運營以來,在解決電網(wǎng)調(diào)峰矛盾、保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、提高電網(wǎng)消納新能源的能力等方面發(fā)揮了重要作用。

在抽水蓄能電站建設(shè)發(fā)展過程中,圍繞其“4度換3度”的經(jīng)濟性問題一直爭議不斷。另外,目前部分抽水蓄能電站抽水發(fā)電利用小時數(shù)較低,對抽水蓄能電站的發(fā)展不利。為理順抽水蓄能電站發(fā)展的認識,充分研究抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中的節(jié)煤效益,本文針對不同電源結(jié)構(gòu)、用電特性的電力系統(tǒng),模擬抽水蓄能電站不同運行工況下電力系統(tǒng)的燃耗變化情況,全面深入論述抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中的節(jié)煤效益。

1發(fā)揮容量作用的節(jié)煤效益

1.1抽水蓄能電站容量作用分析

為同樣滿足系統(tǒng)電力增長的需要,若不新建抽水蓄能電站,發(fā)電側(cè)火電在既有規(guī)模N火的基礎(chǔ)上需新建一定規(guī)模的火電△N火；抽水蓄能電站N抽投入系統(tǒng)運行后,可以避免建設(shè)同等規(guī)模的火電站N抽,火電開機容量降低,以前需由火電群N火+△N火承擔的發(fā)電量可由較小規(guī)模的火電站N火+△N火-N抽承擔,抽水蓄能電站有效替代了系統(tǒng)需新建火電機組的容量。

以2020年為設(shè)計水平年,在同種程度滿足系統(tǒng)電力、電量需求情況下,根據(jù)重慶、廣東、江蘇、湖南等省電力系統(tǒng)資料,以系統(tǒng)合理抽水蓄能需求規(guī)模為前提,系統(tǒng)不足容量考慮由單機容量600MW燃煤火電替代,進行系統(tǒng)有、無抽水蓄能電站電力生產(chǎn)模擬計算,系統(tǒng)電力平衡計算成果見表1。

表1　各電力系統(tǒng)電力平衡計算成果　MW

表2不同電力系統(tǒng)火電相關(guān)指標統(tǒng)計

電力系統(tǒng)火電承擔備用/MW減少火電備用/MW發(fā)電利用小時/h平均提高調(diào)峰率/%平均降低標煤耗/萬t總量節(jié)省量重慶無抽蓄3390—4423—17.65—3214.22—抽蓄1200MW21901200465723412.075.593195.5718.65廣東無抽蓄19743—3720—63.36—9658.84—抽蓄7880MW127636980410338358.225.149569.8289.02江蘇無抽蓄13200—4579—48.57—16139.45—抽蓄3950MW95003700474917046.532.0416082.756.75湖南無抽蓄3858—3568—32.13—1938.55—抽蓄2600MW12582600391534723.878.261903.7734.78

電力生產(chǎn)模擬計算成果表明,重慶、廣東、江蘇、湖南電力系統(tǒng)2020年水平分別投產(chǎn)裝機容量1 200、7 880、3 950、2 600MW抽水蓄能電站后,系統(tǒng)新增火電裝機容量較無抽蓄情況分別降低1 200、7 880、4 068、2 600MW,抽水蓄能電站有效替代了系統(tǒng)火電新增裝機容量。

1.2抽水蓄能電站承擔備用情況節(jié)煤效益分析

旋轉(zhuǎn)備用容量(熱備用容量)是電力系統(tǒng)總備用容量中必不可少的一部分,承擔這部分備用的機組必須處于運轉(zhuǎn)狀態(tài),要求隨時可以迅速地接受或丟棄負荷,以適應(yīng)系統(tǒng)緊急需求。不同的發(fā)電設(shè)備承擔旋轉(zhuǎn)備用容量付出的代價是不同的,承擔旋轉(zhuǎn)備用的火電機組通常是帶部分負荷,其余容量作為備

用,而這部分容量為了維持同步運轉(zhuǎn)必須消耗燃料,且機組只帶部分負荷運行,導(dǎo)致運行成本增加。當抽水蓄能電站投入系統(tǒng)運行,承擔起備用功能后,就可以減少火電機組承擔的旋轉(zhuǎn)備用容量。

根據(jù)重慶、廣東、江蘇、湖南電力系統(tǒng)運行模擬計算成果,抽水蓄能電站僅承擔備用容量運行工況下,統(tǒng)計系統(tǒng)中火電機組承擔的備用容量、年發(fā)電利用小時數(shù)、調(diào)峰率、煤耗變化情況見表2。

由表2可見,各系統(tǒng)抽水蓄能電站僅承擔備用容量運行工況下,與系統(tǒng)無抽水蓄能電站情況相比,重慶、廣東、江蘇、湖南電力系統(tǒng)燃煤火電在系統(tǒng)中承擔的旋轉(zhuǎn)備用分別減少1 200、6 980、3 700、2 122MW,抽水蓄能電站分別可提高各系統(tǒng)火電發(fā)電利用小時數(shù)234、383、170、347h,降低火電調(diào)峰率5.59%、5.14%、2.04%、8.26%,節(jié)約標煤耗18.65萬、89.02萬、56.75萬、34.78萬t。

可見,當抽水蓄能電站機組僅承擔系統(tǒng)備用容量運行時,能夠有效替代火電承擔的備用容量,減少火電承擔的旋轉(zhuǎn)備用容量,改善了火電運行工況,發(fā)揮了節(jié)煤效益。

2承擔工作容量的節(jié)煤效益

抽水蓄能電站承擔工作容量情況下,調(diào)峰填谷的節(jié)煤效益與電網(wǎng)運行狀況、低谷抽水電源、火電電源類型等密切相關(guān)。

2.1利用系統(tǒng)棄風(fēng)、棄水、棄光抽水節(jié)煤效益

當系統(tǒng)運行存在棄風(fēng)、棄光、棄水時,抽水蓄能電站利用棄風(fēng)、棄光、棄水進行抽水,替代高峰時段火電機組發(fā)電,可顯著減少系統(tǒng)標煤耗。

風(fēng)電出力具有隨機性、間歇性和不可控性等特點,風(fēng)電出力可能在用電高峰時段停止出力或出力較小,也可能在用電低谷時段出力較大,故通常風(fēng)電比重大的電網(wǎng)棄風(fēng)問題比較突出。而風(fēng)電場棄風(fēng)不僅未能有效利用風(fēng)資源,而且也未能完全發(fā)揮風(fēng)電場的作用。如果系統(tǒng)中有抽水蓄能電站進行抽水,便可以利用棄風(fēng)電量作為抽水蓄能機組的抽水電量,抽水蓄能機組在系統(tǒng)中發(fā)揮填谷作用。在系統(tǒng)高峰時期,抽水蓄能電站頂替火電發(fā)電,起到調(diào)峰作用。

假設(shè)某風(fēng)電場年發(fā)電量為100億kW·h,年棄風(fēng)率為20%。抽水蓄能電站1 200MW容量投入系統(tǒng)運行后,按年利用小時數(shù)1 000h考慮,低谷抽水利用風(fēng)電量約為16億kW·h,相當于降低風(fēng)電棄風(fēng)率12%,風(fēng)電利用率從80%提高到92%,效益可觀。同時,抽水蓄能電站替代高峰火電機組發(fā)電,抽水蓄能電站每多發(fā)1億kW·h電量,可節(jié)省系統(tǒng)標煤耗約2.9萬～3.2萬t。

圖1　機組供電標煤耗與負荷率關(guān)系

2.2利用核電低谷抽水節(jié)煤效益

從技術(shù)上講,核電在其燃料周期的前80%時間內(nèi)可以調(diào)峰,但核電站可調(diào)幅度較小,一般為額定容量的5%～15%,且增減負荷速度十分緩慢,可調(diào)幅度和變出力速度隨著核燃料裂變過程進行而逐漸衰減,調(diào)峰運行不具經(jīng)濟性。這是因為核電機組每年都需要定期定量地更換和填裝核燃料,填裝量按機組年滿發(fā)用量來計算,如果核電機組參與電網(wǎng)調(diào)峰,就會導(dǎo)致核電機組不能滿發(fā),從而使核廢料增加,造成核燃料的浪費以及核廢料運輸和處理成本的提高。

當系統(tǒng)中核電和抽水蓄能機組聯(lián)合運行時,在系統(tǒng)低谷期,核電可為抽水蓄能機組提供抽水電量,在日常運行中核電和抽水蓄能機組也能通過聯(lián)合運行跟蹤系統(tǒng)日負荷,由于核電在負荷低谷期提供抽水電量,發(fā)電成本基本不增加,幾乎沒有增加系統(tǒng)總費用,而抽水蓄能機組卻能夠在高峰時段替代火電機組發(fā)電,節(jié)約系統(tǒng)標煤耗,抽水蓄能電站利用核電抽水在高峰時段每多發(fā)1億kW·h電量,可節(jié)省系統(tǒng)標煤耗約2.9萬～3.2萬t。

2.3頂替燃氣輪機等電源發(fā)電節(jié)煤效益

如果電網(wǎng)存在燃氣輪機、燃油機組以及一些高能耗的煤電小機組,抽水蓄能電站利用能耗較低的煤電抽水,高峰替代燃氣輪機、燃油和高能耗的小機組發(fā)電,抽水發(fā)電也是節(jié)能的。

燃氣輪機(燃油機組)電站受制于燃料來源和燃料價格,燃料成本較高導(dǎo)致發(fā)電成本相對較高。按同等程度滿足系統(tǒng)1kW·h電量成本進行折算,燃氣輪機電站標煤耗相當于約565～848g/(kW·h)。根據(jù)節(jié)能發(fā)電調(diào)度辦法,燃氣輪機作為清潔節(jié)能電源來進行高峰發(fā)電,但是燃氣輪機發(fā)電成本高,如果此時系統(tǒng)使用抽水蓄能電站來代替燃氣輪機發(fā)電(可等容量替代),即使使用燃煤火電作為抽水蓄能電站的抽水電量電源,單位發(fā)電煤耗按290～320g/(kW·h),抽水發(fā)電轉(zhuǎn)換效率75%時,使用抽水蓄能電站頂替燃氣輪機發(fā)電(按平均燃耗)節(jié)約標煤耗約為280～320g/(kW·h),則抽水蓄能電站每多發(fā)1億kW·h電量,可節(jié)省系統(tǒng)標煤耗約2.8萬～3.2萬t。

若抽水蓄能電站利用棄水、棄風(fēng)、棄光或低谷核電電量作為抽水電源,則頂替燃氣輪機發(fā)電節(jié)約煤耗約565～848g/(kW·h),抽水蓄能電站每多發(fā)1億kW·h電量,年節(jié)省系統(tǒng)標煤耗約5.6萬～8.5萬t。

2.4利用煤電低谷抽水節(jié)煤效益

若電網(wǎng)運行沒有棄水、棄風(fēng)、棄光,也沒有利用低谷時段核電增發(fā)電量抽水,系統(tǒng)火電主要是煤電機組,抽水蓄能電站以煤電作為低谷抽水電源,在高峰時段替代火電機組發(fā)電,仍能夠改善火電高峰低谷出力情況、降低火電發(fā)電煤耗。

2.4.1燃煤火電燃耗特性分析

燃煤火電機組大幅度變負荷調(diào)峰運行時,發(fā)電燃耗變化較大,目前350MW超臨界、660MW和1 000MW級超超臨界燃煤火電機組供電標煤耗與機組負荷率關(guān)系見圖1。

由圖1可見,隨著機組負荷率的降低,機組供電標煤耗逐漸增加,負荷率越低,機組標煤耗越大,燃煤火電機組調(diào)峰運行燃耗是增加的。

表3各類機組供電煤耗情況

機組容量/MW不同負荷下機組供電耗煤/g·(kW·h)-1100%負荷50%負荷差值/g·(kW·h)-1相差比例/%單機1000283304217.4單機6002913223010.4單機3003053383310.6

表4典型月火電綜合出力變化情況

電力系統(tǒng)開機容量/MW平均出力/MW峰荷平均出力/MW基荷平均出力/MW峰荷工作容量/MW火電平均調(diào)峰率/%系統(tǒng)無抽蓄重慶2215913433227311160723417.65廣東74471354252929261334988663.36抽蓄承擔備用重慶2095913433221911220670212.07廣東67491354252929261334988658.22抽蓄發(fā)電利用小時數(shù)600h重慶2095913533146012073551410.40廣東665913578521378144073589750.33

圖2　重慶電力系統(tǒng)火電典型機組出力變化(7月)

由表3可見,在電力系統(tǒng)中,即使利用煤耗率較低的單機容量1 000MW燃煤火電機組抽水,煤耗按283g/(kW·h)；高峰替代煤耗率較高的單機容量300MW燃煤火電機組發(fā)電,煤耗338g/(kW·h),兩者煤耗率差值與替代高峰火電發(fā)電煤耗率的比值為16%,小于抽水蓄能電站25%～20%的能量損耗(抽水蓄能電站轉(zhuǎn)換效率75%～80%)。因此,抽水蓄能電站在承擔備用時,對系統(tǒng)節(jié)煤效益的貢獻最大,系統(tǒng)利用燃煤火電抽水發(fā)電會降低抽水蓄能電站的節(jié)煤效益。

2.4.2燃煤火電出力變化分析

根據(jù)重慶、廣東電力系統(tǒng)資料,按抽水蓄能電站發(fā)電利用小時數(shù)600h進行電力生產(chǎn)模擬計算,分析不同電力系統(tǒng)火電綜合出力變化情況。重慶、廣東電力系統(tǒng)典型月火電綜合出力變化情況表4。

由表4可見,抽水蓄能電站投入系統(tǒng)運行后,火電開機容量降低,峰荷工作容量也降低。抽水蓄能電站在發(fā)電狀態(tài)下,系統(tǒng)中火電的峰荷平均出力較承擔備用情況下降低,基荷平均出力增高?？梢?抽水蓄能電站投入系統(tǒng)后替代了火電應(yīng)承擔的備用容量,使火電開機容量及峰荷工作容量降低,運行工況得到了改善。

重慶、廣東電力系統(tǒng)火電峰荷出力變化情況見圖2、3。

由圖2、3可見,重慶、廣東電力系統(tǒng)抽水蓄能電站投產(chǎn)運行后,火電綜合出力在高峰時段降低,在低谷時段增加。重慶電力系統(tǒng)主要改善了單機容量600MW機組的運行工況,廣東電力系統(tǒng)主要改善了單機容量300MW及以下和600MW機組的運行工況,火電發(fā)電出力更加均勻。

2.4.3系統(tǒng)節(jié)省標煤耗情況分析

根據(jù)電力生產(chǎn)模擬計算成果,系統(tǒng)建設(shè)抽水蓄能電站容量后,與系統(tǒng)內(nèi)無抽水蓄能電站情況相比,重慶、廣東、江蘇、湖南電力系統(tǒng)節(jié)煤情況見表5。

圖3　廣東電力系統(tǒng)火電典型機組出力變化(7月)

萬t

由表5可見,抽水蓄能電站投入系統(tǒng)運行后,各電力系統(tǒng)均具有節(jié)煤效益,由于系統(tǒng)特性及電源結(jié)構(gòu)不同,節(jié)省的標煤量有所不同。說明抽水蓄能電站承擔系統(tǒng)工程容量情況下,改善系統(tǒng)火電運行工況的同時,可帶來節(jié)煤效益,系統(tǒng)整體是節(jié)煤的。

3抽水蓄能電站的節(jié)煤效益

結(jié)合前面的分析,抽水蓄能電站完全承擔系統(tǒng)備用、部分承擔工作容量情況下,重慶、廣東、江蘇、湖南電力系統(tǒng)節(jié)省系統(tǒng)標煤耗情況見表6。

表6　各電力系統(tǒng)節(jié)省標煤耗情況　萬t

可見,抽水蓄能電站有效發(fā)揮容量作用,對整個電力系統(tǒng)而言肯定會產(chǎn)生節(jié)煤效益,其承擔備用容量對系統(tǒng)的貢獻最大。抽水蓄能電站通過抽水發(fā)電承擔系統(tǒng)工作容量,節(jié)煤多少與電力系統(tǒng)運行狀況、電源結(jié)構(gòu)及類型、負荷特性等密切相關(guān),綜合考慮,抽水蓄能電站承擔備用容量時節(jié)煤效益最大,隨著其工作容量的增加,對系統(tǒng)的節(jié)煤效益是遞減的。整體來說,抽水蓄能電站在一定發(fā)電利用小時范圍內(nèi)運行對電力系統(tǒng)具有節(jié)煤效益是確定無疑的。

4結(jié)論和建議

(1)抽水蓄能電站節(jié)煤效益主要體現(xiàn)在兩個方面：一方面是抽水蓄能電站有效發(fā)揮容量作用,改善火電、核電等機組運行工況,節(jié)省系統(tǒng)燃耗；另一方面是通過抽水發(fā)電轉(zhuǎn)換節(jié)省系統(tǒng)燃耗,此時節(jié)煤大小與電力系統(tǒng)運行狀況、電源結(jié)構(gòu)及類型、負荷特性等密切相關(guān)。

(2)抽水蓄能電站承擔系統(tǒng)備用容量,利用系統(tǒng)棄風(fēng)、棄水、棄光或核電低谷電量抽水時,一定具有節(jié)煤效益。利用煤耗率低的燃煤火電抽水,替代煤耗率高的燃煤火電高峰發(fā)電,能夠改善火電高峰低谷出力情況,降低火電發(fā)電煤耗,節(jié)煤大小與電力系統(tǒng)內(nèi)燃煤火電機組類型及煤耗率變幅密切相關(guān),但抽水蓄能電站在一定發(fā)電利用小時范圍內(nèi)運行對電力系統(tǒng)具有節(jié)煤效益是確定的。

參考文獻：

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(責任編輯高瑜)

收稿日期：2015- 12- 25

作者簡介：郭大軍(1980—),男,河南南陽人,高級工程師,主要從事水能規(guī)劃、水庫優(yōu)化調(diào)度及電力市場設(shè)計等工作．

中圖分類號：TV743

文獻標識碼：A

文章編號：0559- 9342(2016)04- 0081- 05

AnalysisonCoalSavingBenefitofPumped-storagePowerStation

GUODajun1,ZHAOZenghai2,ZHANGDanqing1,ZHENGJing1

(1.PowerChinaZhongnanEngineeringCorporationLimited,Changsha410014,Hunan,China;2.ChinaRenewableEnergyEngineeringInstitute,Beijing100120,China)

Abstract:The changes of fuel consumption in power systems which has different power structure and power consumption characteristics are analyzed based on the simulations of different operating conditions of pumped-storage power stations. The coal saving benefits of pumped-storage power station are comprehensively analyzed from two assumptions of taking pumped-storage as reserve capacity or working capacity in power system．

Key Words:coal saving benefit; power production simulation; capacity replacement; fuel consumption characteristics; pumped-storage power station