抽水蓄能电站节煤效益分析

郭大军,赵增海,张丹庆,郑　静

(1.中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司,湖南长沙410014；2.水电水利规划设计总院,北京100120)



抽水蓄能电站节煤效益分析

郭大军1,赵增海2,张丹庆1,郑静1

(1.中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司,湖南长沙410014；2.水电水利规划设计总院,北京100120)

摘要：针对不同电源结构、用电特性的电力系统,模拟抽水蓄能电站不同运行工况下电力系统的燃耗变化情况,从抽水蓄能电站发挥容量作用、承担工作容量两个方面,全面深入论述了抽水蓄能电站在电力系统中的节煤效益。

关键词：节煤效益；电力生产模拟；容量替代；燃耗特性；抽水蓄能电站

0引言

我国抽水蓄能电站开发建设始于20世纪60年代后期,随着改革开放政策的实施,经济社会快速发展,电网规模不断扩大,我国抽水蓄能电站进入一个相对快速发展期。抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能、调频、调相、事故备用和黑启动等多种功能,我国已投产的广州、十三陵、天荒坪等大型抽水蓄能电站运营以来,在解决电网调峰矛盾、保障电力系统安全稳定运行、提高电网消纳新能源的能力等方面发挥了重要作用。

在抽水蓄能电站建设发展过程中,围绕其“4度换3度”的经济性问题一直争议不断。另外,目前部分抽水蓄能电站抽水发电利用小时数较低,对抽水蓄能电站的发展不利。为理顺抽水蓄能电站发展的认识,充分研究抽水蓄能电站在电力系统中的节煤效益,本文针对不同电源结构、用电特性的电力系统,模拟抽水蓄能电站不同运行工况下电力系统的燃耗变化情况,全面深入论述抽水蓄能电站在电力系统中的节煤效益。

1发挥容量作用的节煤效益

1.1抽水蓄能电站容量作用分析

为同样满足系统电力增长的需要,若不新建抽水蓄能电站,发电侧火电在既有规模N火的基础上需新建一定规模的火电△N火；抽水蓄能电站N抽投入系统运行后,可以避免建设同等规模的火电站N抽,火电开机容量降低,以前需由火电群N火+△N火承担的发电量可由较小规模的火电站N火+△N火-N抽承担,抽水蓄能电站有效替代了系统需新建火电机组的容量。

以2020年为设计水平年,在同种程度满足系统电力、电量需求情况下,根据重庆、广东、江苏、湖南等省电力系统资料,以系统合理抽水蓄能需求规模为前提,系统不足容量考虑由单机容量600MW燃煤火电替代,进行系统有、无抽水蓄能电站电力生产模拟计算,系统电力平衡计算成果见表1。

表1　各电力系统电力平衡计算成果　MW

表2不同电力系统火电相关指标统计

电力系统火电承担备用/MW减少火电备用/MW发电利用小时/h平均提高调峰率/%平均降低标煤耗/万t总量节省量重庆无抽蓄3390—4423—17.65—3214.22—抽蓄1200MW21901200465723412.075.593195.5718.65广东无抽蓄19743—3720—63.36—9658.84—抽蓄7880MW127636980410338358.225.149569.8289.02江苏无抽蓄13200—4579—48.57—16139.45—抽蓄3950MW95003700474917046.532.0416082.756.75湖南无抽蓄3858—3568—32.13—1938.55—抽蓄2600MW12582600391534723.878.261903.7734.78

电力生产模拟计算成果表明,重庆、广东、江苏、湖南电力系统2020年水平分别投产装机容量1 200、7 880、3 950、2 600MW抽水蓄能电站后,系统新增火电装机容量较无抽蓄情况分别降低1 200、7 880、4 068、2 600MW,抽水蓄能电站有效替代了系统火电新增装机容量。

1.2抽水蓄能电站承担备用情况节煤效益分析

旋转备用容量(热备用容量)是电力系统总备用容量中必不可少的一部分,承担这部分备用的机组必须处于运转状态,要求随时可以迅速地接受或丢弃负荷,以适应系统紧急需求。不同的发电设备承担旋转备用容量付出的代价是不同的,承担旋转备用的火电机组通常是带部分负荷,其余容量作为备

用,而这部分容量为了维持同步运转必须消耗燃料,且机组只带部分负荷运行,导致运行成本增加。当抽水蓄能电站投入系统运行,承担起备用功能后,就可以减少火电机组承担的旋转备用容量。

根据重庆、广东、江苏、湖南电力系统运行模拟计算成果,抽水蓄能电站仅承担备用容量运行工况下,统计系统中火电机组承担的备用容量、年发电利用小时数、调峰率、煤耗变化情况见表2。

由表2可见,各系统抽水蓄能电站仅承担备用容量运行工况下,与系统无抽水蓄能电站情况相比,重庆、广东、江苏、湖南电力系统燃煤火电在系统中承担的旋转备用分别减少1 200、6 980、3 700、2 122MW,抽水蓄能电站分别可提高各系统火电发电利用小时数234、383、170、347h,降低火电调峰率5.59%、5.14%、2.04%、8.26%,节约标煤耗18.65万、89.02万、56.75万、34.78万t。

可见,当抽水蓄能电站机组仅承担系统备用容量运行时,能够有效替代火电承担的备用容量,减少火电承担的旋转备用容量,改善了火电运行工况,发挥了节煤效益。

2承担工作容量的节煤效益

抽水蓄能电站承担工作容量情况下,调峰填谷的节煤效益与电网运行状况、低谷抽水电源、火电电源类型等密切相关。

2.1利用系统弃风、弃水、弃光抽水节煤效益

当系统运行存在弃风、弃光、弃水时,抽水蓄能电站利用弃风、弃光、弃水进行抽水,替代高峰时段火电机组发电,可显著减少系统标煤耗。

风电出力具有随机性、间歇性和不可控性等特点,风电出力可能在用电高峰时段停止出力或出力较小,也可能在用电低谷时段出力较大,故通常风电比重大的电网弃风问题比较突出。而风电场弃风不仅未能有效利用风资源,而且也未能完全发挥风电场的作用。如果系统中有抽水蓄能电站进行抽水,便可以利用弃风电量作为抽水蓄能机组的抽水电量,抽水蓄能机组在系统中发挥填谷作用。在系统高峰时期,抽水蓄能电站顶替火电发电,起到调峰作用。

假设某风电场年发电量为100亿kW·h,年弃风率为20%。抽水蓄能电站1 200MW容量投入系统运行后,按年利用小时数1 000h考虑,低谷抽水利用风电量约为16亿kW·h,相当于降低风电弃风率12%,风电利用率从80%提高到92%,效益可观。同时,抽水蓄能电站替代高峰火电机组发电,抽水蓄能电站每多发1亿kW·h电量,可节省系统标煤耗约2.9万～3.2万t。

图1　机组供电标煤耗与负荷率关系

2.2利用核电低谷抽水节煤效益

从技术上讲,核电在其燃料周期的前80%时间内可以调峰,但核电站可调幅度较小,一般为额定容量的5%～15%,且增减负荷速度十分缓慢,可调幅度和变出力速度随着核燃料裂变过程进行而逐渐衰减,调峰运行不具经济性。这是因为核电机组每年都需要定期定量地更换和填装核燃料,填装量按机组年满发用量来计算,如果核电机组参与电网调峰,就会导致核电机组不能满发,从而使核废料增加,造成核燃料的浪费以及核废料运输和处理成本的提高。

当系统中核电和抽水蓄能机组联合运行时,在系统低谷期,核电可为抽水蓄能机组提供抽水电量,在日常运行中核电和抽水蓄能机组也能通过联合运行跟踪系统日负荷,由于核电在负荷低谷期提供抽水电量,发电成本基本不增加,几乎没有增加系统总费用,而抽水蓄能机组却能够在高峰时段替代火电机组发电,节约系统标煤耗,抽水蓄能电站利用核电抽水在高峰时段每多发1亿kW·h电量,可节省系统标煤耗约2.9万～3.2万t。

2.3顶替燃气轮机等电源发电节煤效益

如果电网存在燃气轮机、燃油机组以及一些高能耗的煤电小机组,抽水蓄能电站利用能耗较低的煤电抽水,高峰替代燃气轮机、燃油和高能耗的小机组发电,抽水发电也是节能的。

燃气轮机(燃油机组)电站受制于燃料来源和燃料价格,燃料成本较高导致发电成本相对较高。按同等程度满足系统1kW·h电量成本进行折算,燃气轮机电站标煤耗相当于约565～848g/(kW·h)。根据节能发电调度办法,燃气轮机作为清洁节能电源来进行高峰发电,但是燃气轮机发电成本高,如果此时系统使用抽水蓄能电站来代替燃气轮机发电(可等容量替代),即使使用燃煤火电作为抽水蓄能电站的抽水电量电源,单位发电煤耗按290～320g/(kW·h),抽水发电转换效率75%时,使用抽水蓄能电站顶替燃气轮机发电(按平均燃耗)节约标煤耗约为280～320g/(kW·h),则抽水蓄能电站每多发1亿kW·h电量,可节省系统标煤耗约2.8万～3.2万t。

若抽水蓄能电站利用弃水、弃风、弃光或低谷核电电量作为抽水电源,则顶替燃气轮机发电节约煤耗约565～848g/(kW·h),抽水蓄能电站每多发1亿kW·h电量,年节省系统标煤耗约5.6万～8.5万t。

2.4利用煤电低谷抽水节煤效益

若电网运行没有弃水、弃风、弃光,也没有利用低谷时段核电增发电量抽水,系统火电主要是煤电机组,抽水蓄能电站以煤电作为低谷抽水电源,在高峰时段替代火电机组发电,仍能够改善火电高峰低谷出力情况、降低火电发电煤耗。

2.4.1燃煤火电燃耗特性分析

燃煤火电机组大幅度变负荷调峰运行时,发电燃耗变化较大,目前350MW超临界、660MW和1 000MW级超超临界燃煤火电机组供电标煤耗与机组负荷率关系见图1。

由图1可见,随着机组负荷率的降低,机组供电标煤耗逐渐增加,负荷率越低,机组标煤耗越大,燃煤火电机组调峰运行燃耗是增加的。

表3各类机组供电煤耗情况

机组容量/MW不同负荷下机组供电耗煤/g·(kW·h)-1100%负荷50%负荷差值/g·(kW·h)-1相差比例/%单机1000283304217.4单机6002913223010.4单机3003053383310.6

表4典型月火电综合出力变化情况

电力系统开机容量/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火电平均调峰率/%系统无抽蓄重庆2215913433227311160723417.65广东74471354252929261334988663.36抽蓄承担备用重庆2095913433221911220670212.07广东67491354252929261334988658.22抽蓄发电利用小时数600h重庆2095913533146012073551410.40广东665913578521378144073589750.33

图2　重庆电力系统火电典型机组出力变化(7月)

由表3可见,在电力系统中,即使利用煤耗率较低的单机容量1 000MW燃煤火电机组抽水,煤耗按283g/(kW·h)；高峰替代煤耗率较高的单机容量300MW燃煤火电机组发电,煤耗338g/(kW·h),两者煤耗率差值与替代高峰火电发电煤耗率的比值为16%,小于抽水蓄能电站25%～20%的能量损耗(抽水蓄能电站转换效率75%～80%)。因此,抽水蓄能电站在承担备用时,对系统节煤效益的贡献最大,系统利用燃煤火电抽水发电会降低抽水蓄能电站的节煤效益。

2.4.2燃煤火电出力变化分析

根据重庆、广东电力系统资料,按抽水蓄能电站发电利用小时数600h进行电力生产模拟计算,分析不同电力系统火电综合出力变化情况。重庆、广东电力系统典型月火电综合出力变化情况表4。

由表4可见,抽水蓄能电站投入系统运行后,火电开机容量降低,峰荷工作容量也降低。抽水蓄能电站在发电状态下,系统中火电的峰荷平均出力较承担备用情况下降低,基荷平均出力增高。可见,抽水蓄能电站投入系统后替代了火电应承担的备用容量,使火电开机容量及峰荷工作容量降低,运行工况得到了改善。

重庆、广东电力系统火电峰荷出力变化情况见图2、3。

由图2、3可见,重庆、广东电力系统抽水蓄能电站投产运行后,火电综合出力在高峰时段降低,在低谷时段增加。重庆电力系统主要改善了单机容量600MW机组的运行工况,广东电力系统主要改善了单机容量300MW及以下和600MW机组的运行工况,火电发电出力更加均匀。

2.4.3系统节省标煤耗情况分析

根据电力生产模拟计算成果,系统建设抽水蓄能电站容量后,与系统内无抽水蓄能电站情况相比,重庆、广东、江苏、湖南电力系统节煤情况见表5。

图3　广东电力系统火电典型机组出力变化(7月)

万t

由表5可见,抽水蓄能电站投入系统运行后,各电力系统均具有节煤效益,由于系统特性及电源结构不同,节省的标煤量有所不同。说明抽水蓄能电站承担系统工程容量情况下,改善系统火电运行工况的同时,可带来节煤效益,系统整体是节煤的。

3抽水蓄能电站的节煤效益

结合前面的分析,抽水蓄能电站完全承担系统备用、部分承担工作容量情况下,重庆、广东、江苏、湖南电力系统节省系统标煤耗情况见表6。

表6　各电力系统节省标煤耗情况　万t

可见,抽水蓄能电站有效发挥容量作用,对整个电力系统而言肯定会产生节煤效益,其承担备用容量对系统的贡献最大。抽水蓄能电站通过抽水发电承担系统工作容量,节煤多少与电力系统运行状况、电源结构及类型、负荷特性等密切相关,综合考虑,抽水蓄能电站承担备用容量时节煤效益最大,随着其工作容量的增加,对系统的节煤效益是递减的。整体来说,抽水蓄能电站在一定发电利用小时范围内运行对电力系统具有节煤效益是确定无疑的。

4结论和建议

(1)抽水蓄能电站节煤效益主要体现在两个方面：一方面是抽水蓄能电站有效发挥容量作用,改善火电、核电等机组运行工况,节省系统燃耗；另一方面是通过抽水发电转换节省系统燃耗,此时节煤大小与电力系统运行状况、电源结构及类型、负荷特性等密切相关。

(2)抽水蓄能电站承担系统备用容量,利用系统弃风、弃水、弃光或核电低谷电量抽水时,一定具有节煤效益。利用煤耗率低的燃煤火电抽水,替代煤耗率高的燃煤火电高峰发电,能够改善火电高峰低谷出力情况,降低火电发电煤耗,节煤大小与电力系统内燃煤火电机组类型及煤耗率变幅密切相关,但抽水蓄能电站在一定发电利用小时范围内运行对电力系统具有节煤效益是确定的。

参考文献：

[1]郭大军, 张丹庆, 陈振虹. 发电侧峰谷分时电价机制促进抽水蓄能电站投资回收作用研究[C]//抽水蓄能电站工程建设文集. 北京： 中国电力出版社, 2013: 439- 444.

[2]司祎梅. 抽水蓄能电站效益研究[D]. 北京： 华北电力大学, 2007.

[3]万永华, 张世钦, 赵永生, 等. 抽水蓄能电站调峰填谷节煤效益定量评估方法的研究[J]. 武汉水利电力大学学报. 1998(10)： 1- 5.

[4]张蔼蔷. 抽水蓄能电站的节煤效益[J]. 水力发电, 2007, 33(2)： 63- 65.

(责任编辑高瑜)

收稿日期：2015- 12- 25

作者简介：郭大军(1980—),男,河南南阳人,高级工程师,主要从事水能规划、水库优化调度及电力市场设计等工作．

中图分类号：TV743

文献标识码：A

文章编号：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