抽蓄-火电联合运营的经济效益分析

罗胤，靳国云，赵俊杰，赵颖，余昊杨，严萌

（1.河南天池抽水蓄能有限公司，河南 南阳 473000；2.华北电力大学 电气与电子工程学院，北京 102206）

0 引言

抽水蓄能（以下简称“抽蓄”）作为目前最成熟的储能方式和调节电源，调节速度快、容量大，能为电网提供转动惯量支撑［1］，对确保电力系统安全稳定运行、促进能源消纳、推动能源向绿色低碳转型具有重要意义。通过配套建设抽蓄电站，可降低火电机组运维费用，改善火电运行条件，延长机组使用寿命。值得关注的是，抽蓄机组具有启动迅速、运行灵活等特点，抽蓄电站与传统火力发电厂（以下简称“火电厂”）联合运营将产生一定的经济效益。

抽蓄电站的经济效益主要分为静态经济效益和动态经济效益，静态经济效益分为电量效益和调峰填谷效益，动态经济效益则分为调频效益、调相效益、负荷跟踪效益以及事故备用效益。近年来，国内外学者对抽蓄电站的经济效益进行了研究和探讨。文献［2］指出，抽蓄电站经济评价的方法需要根据电站在电力系统中的功能角色变化而改变。已有的经济评价相关研究主要是基于抽蓄的“节煤”效益、抽蓄机组替代火电机组调峰的电量效益［3］、促进风电的消纳效益［4］、提高电力系统的可靠性指标分析［5］等进行测算。文献［6-7］采用“有无对比法”对有抽蓄电站和无抽蓄电站时的煤耗量进行对比，计算电量效益和削峰填谷效益。文献［8］从抽蓄电站发挥容量作用、承担工作容量两方面入手，全面论述了抽蓄电站在电力系统中的节煤效益。文献［9］运用物元分析法建立经济效益综合评价模型，计算抽蓄电站技术经济效益的评价等级。文献［10］在构建模型时主要考虑系统经济效益和环境效益最大化，计算抽蓄电站调峰填谷所产生的经济效益及风电消纳所产生的经济效益。以上文献为抽蓄-火电联合运营经济效益分析提供了理论基础，但实例分析和理论成果应用的文献并不多见，随着抽蓄运营经验愈发成熟，定量化分析抽蓄-火电联合运营的经济效益并转化为成果应用，已成为电力领域的研究方向。

1 抽蓄-火电联合运营经济效益分析方法

1.1 抽蓄-火电联合运营策略

为了更好地研究抽蓄电站与火电厂之间的经济效益，首先需要计算抽蓄电站的出力和消纳功率的可调节情况，仅考虑抽蓄电站的抽水、发电和事故备用工况时，可以根据式（1）—（2）计算抽蓄电站（以4×300 MW的抽蓄电站为例）消纳/出力可调节范围：

式中：P为抽蓄电站消纳/出力功率，出力时P＞0；P1，i为第i台水轮机额定输出功率；P2，j为第j台水泵额定输入功率；σ1为发电机效率；σ2为抽水电机效率；λ1，i为第i台机组发电时导叶开度，λ1，0=0；λ2，j为第j台机组抽水时导叶开度，λ2，0=0；x1为发电工况电机数量；x2为抽水工况电机数量。

考虑火电机组的带负荷状态，根据式（3）可以计算得到火电厂（以2×1 000 MW的火电厂为例）的出力范围：

式中：P'为火电厂出力；P3，k为第k台火电机组额定出力；x3为火电厂开启机组数。

综上所述，可以得到抽蓄电站与火电厂协调配合的方案，计算公式为：

式中：F为需要达到的目标消纳/出力值。

在此基础上，根据式（5）—（7）计算联合运营产生的经济效益：

式中：I1为抽蓄电站的经济收益；I2为火电厂的电量收益；R1为上网电价；R2为低谷电价；C1为抽蓄电站的运维成本。

1.2 静态经济效益分析

1.2.1 电量效益

抽蓄电站能有效地承担电力系统的工作及备用容量，从而大幅减少低效高煤耗火电机组的装机容量，通过有序调节达到节煤的效果，降低电力系统的投资费用和运行成本，由此产生的经济效益称为抽蓄电站的电量效益。

1）抽蓄机组等效替代火电机组的效益分析。抽蓄电站最直接的效益为其电量效益，即根据发电能力对抽蓄电站进行分析。设抽蓄电站的建设可替代同等容量的火电机组，在此基础上计算抽蓄电站的电量效益：

式中：I3为抽蓄电站等效同等容量的火电机组时的电量效益；W1为抽蓄电站年抽水用电量；W2为抽蓄电站年发电量。

2）火电厂供给抽蓄电站抽水用电的效益分析。假设抽蓄电站的抽水用电全部由火电厂提供，可以计算得到火电厂获得的经济效益。此时，抽蓄电站的用电完全来自火电机组，计算火电机组的电量收入：

式中：I4为火电厂电量增加收益；W为火电厂的发电量；V2为单位度电的燃料成本；S1、S2、S3分别为增值税率、附加税率、所得税率。

根据2021年统计数据，火电厂的平均负载率约为50%，当火电厂不为抽蓄电站生产抽水用电时，若生产相同电量（即电量效益相同），计算此时火电厂比满负荷率时增加的煤耗量：

式中：Ep为增加的煤耗量；ep，1为50%负荷率下的煤耗率；ep，2为满负荷率下的煤耗率。

1.2.2 调峰填谷效益

抽蓄电站一方面通过抽水增加系统的燃料消耗，另一方面则通过代替传统火电机组参与调峰并改善其运行条件减少燃料消耗，从而获得调峰填谷效益［11］。效益主要包含以下两个方面：

1）调峰经济效益：抽蓄电站通过有效地承担电网的调峰服务任务，避免了火电机组调峰运行煤耗率和发电成本高的问题，使得系统的燃料总消耗大幅减少，由此产生的效益称为调峰经济效益。

2）填谷经济效益：在系统处于低谷时，抽蓄电站利用火电机组的空闲容量发电作为抽水用电对空闲发电量进行存储，降低了系统的用电量和煤耗率，由此产生的效益称为填谷经济效益。

以日为单位计算抽蓄机组调峰填谷时的节煤效益：

式中：I5为一年内抽蓄机组参与调峰任务所产生的经济效益；Ef为参与调峰的火电机组在不参与调峰任务时所需的煤耗量；E'f为参与调峰的火电机组参与调峰任务时以最优负荷运行时所需的煤耗量；Eg为参与填谷的火电机组在参与填谷任务时所需的煤耗量；E'g为参与填谷服务的火电机组在其余时段进行最优运行时的煤耗量；Td为平均煤炭价格。

1.3 动态经济效益分析

1.3.1 调频效益

电力系统的实际运行过程有多个原因导致系统频率变化，如负荷的瞬间波动以及短时间内计划外的负荷增减等情况。因此，电力系统内部需要一定容量的火电机组处于旋转状态从而使系统频率维持在稳定状态。抽蓄电站的调频效益指的是其代替传统火电机组完成调频任务时所产生的经济效益。本文采用等效替代法计算调频效益，基本方案是火电机组承担系统调频时所产生的运行成本，替代方案是抽蓄电站承担调频时所产生的运行成本。调频效益的计算公式为：

式中：I6为抽蓄电站的年调频效益；b2为火电机组从最小出力到满负荷出力的平均煤耗；n2为一日内机组的升荷次数或者启动次数；b为机组参与发电时的标准煤耗率；To为一个时段内单台火电机组带计划外负荷运行的时长；So为单台火电机组的容量；mT为相应机组的数量；V为水电机组启动时所需的耗水量；H为水电机组的工作水头均值；η为水电机组的水轮机转化效率；nH为水电机组一日内的启动次数；mH为抽蓄机组数量；rd为当前电价；ER为火电机组承担调频任务时产生的检修费用；EY为速度滞后带来的经济损失。

1.3.2 负荷跟随效益

抽蓄机组对电力系统中负荷的急剧变化能够做出快速反应，从无工作的静止状态切换到满负荷的发电状态仅需2～3 min，同时负荷发电效率可在50%～100%之间调节，从而实现负荷跟随。因此，负荷跟随效益指的则是抽蓄机组替代传统火电机组进行负荷跟随产生的经济效益。图1展示了系统计划内负荷上升时的负荷及系统容量响应曲线，图1（a）表示负荷的升荷情况，图1（b）表示相应的各类型机组的升荷情况。其中：ti为当前响应开始时刻；ti+1为下一响应开始时刻；ΔLti为负荷增量；VL，ti为负荷增长速度；tL，ti为升荷完成时刻；ti，0为抽蓄机组升荷完成时刻，ti，k（k=1，2，3）为第k种类型火电机组升荷完成时刻。

图1 负荷跟踪时系统容量响应曲线Fig.1 Capacity response curves of the system during load tracking

一般情况下，抽蓄机组能够最先完成升荷过程，余下时段则处于带稳定负荷运行状态。在第i种升荷速度下，负荷的升荷时间tL，ti和ti时刻负荷的需求电量EL，ti为：

火电机组发电量ET，ti为：

式中：tri，k为第k种类型火电机组负荷跟踪的实际升荷时间；VTk为第k种类型火电机组负荷跟踪的升荷速度。

抽蓄机组发电量EP，ti为：

式中：ti，rp为抽蓄机组的实际爬坡时间；VP为抽蓄机组负荷跟踪的升荷速度。

系统电量不足期望值EENS，ti为：

在ti时刻，对于负荷增量ΔLti，系统的电量不足期望值EENS，ti、电力不足时间tT，ti和抽蓄机组参加调频发电量的期望值EP，ti分别为：

式中：EENS，ti，q为第q台机组的电量不足期望值；tT，ti，q为第q台机组的电力不足时间；EP，ti，q为第q台机组的抽蓄机组参加调频发电量的期望值；su为机组数。

在满足相同可靠性要求的前提下，基本方案和替代方案的年计算费用之差即为抽蓄电站的负荷跟踪效益。

1.3.3 调相效益

随着电网不断扩大装机容量，对无功容量的要求也不断提高。目前常用的无功调节手段是增设用于调相的机组，或是将发电机组用于调相，以获得大量的无功功率，稳定系统电压。抽蓄机组发电、抽水和调相工况下，均能为电网提供无功调节。

将调相机组替换为相同容量的抽蓄机组，其调相效益就是减少的运行费和固定资产投资，计算方法为：

式中：XD为抽蓄电站同期调相效益；K为所减少的调相机设备投资；AP（e，a）为资金回收因子，其中a为机组设备的使用年限，e为年利率；C0为减少的调相机组的年费用。

1.3.4 事故备用效益

当电力系统出现故障时，部分备用机组通过发电作业提高系统容量，以增加系统负荷来配平故障导致的负荷损失，从而使电力系统恢复平衡，该功能称为事故备用。事故备用功能是抽蓄机组效益中动态效益的体现，其效益值最高可占动态效益的50%。事故备用方法通常是预留部分抽蓄机组作为备用机组，在出现紧急事故时保障系统稳定运行。

当事故发生后，初始阶段所有备用的抽蓄机组都开始升荷，具有较快的综合升荷速度，升荷速度快或者预留备用容量值较小的抽蓄机组会先达到满负荷状态，导致综合升荷速度开始减慢，负荷上升曲线逐渐平缓，直至升荷过程停止，如图2所示。图2中：N0为系统缺供电量的总和；t为时间；t0为有抽蓄机组的系统升荷开始时刻，t1为无抽蓄机组的系统升荷开始时刻，t0＜t1；tf1为系统中有抽蓄机组时的满负荷时刻；tf2为系统中无抽蓄机组时的满负荷时刻。

图2 系统内升荷过程Fig.2 The process of load surge in the system

图2中两个曲线圈出的区域面积为抽蓄电站进行事故运行而减少的总缺供电量，即：

式中：ΔEh为第h次抽水蓄能电站事故运行所减少的缺供电量；V2和V1分别为有、无抽蓄机组时系统的升荷速率；m为当前时刻系统中所有参与升荷进程的火电机组数量；VH为某一火电机组升荷速率；n为当前时刻系统中参与升荷进程的抽蓄机组的数量；VP为某一抽蓄机组升荷速率。

第h次事故时抽蓄电站实现的事故备用效益值Bh为：

式中：ΔPh为抽蓄电站事故响应电力；ug为事故备用电量价格；up为事故备用容量价格。

2 算例分析

以豫西南地区某4×300 MW抽蓄电站和2×1 000 MW火电厂为例进行算例分析：抽蓄电站共安装4台单机组容量为300 MW的混流可逆式机组，总装机容量1 200 MW；火电厂毗邻抽蓄电站，是其良好的能源协调配合对象，安装2台超超临界1 000 MW机组，电厂以“煤-运-储-电”模式建设，具备深度调峰能力。抽蓄电站和火电厂均以500 kV电压接入相同变电站，是豫西南电网的重要电源支撑。

2.1 静态经济效益计算

2.1.1 电量效益计算

抽蓄电站额定参数如表1所示。根据式（1）计算抽蓄电站的可调节范围，如表2所示。

表1 抽蓄电站机组参数Table 1 Parameters of the generators in the pumped storage power plant

表2 抽蓄电站的可调节范围Table 2 Adjustable range of the pumped storage power plant

设火电厂满功率发电带负荷效率为100%，取火电机组在低谷时段带负荷率为50%，根据式（3）计算火电厂的出力范围，如表3所示。

表3 火电厂的可调节范围Table 3 Adjustable range of the thermal power plant

综上所述，可以获得抽蓄-火电联合运行方案。由式（4）计算得到调节范围为-1 273.91～3 205.6MW，取上网电价0.355 1元/kWh，低谷用电电价0.320 17元/kWh，根据式（5）—（7）计算得到此时效益I1∈［-407 867.47，428 108.56］元/h，I2∈［0，710 200］元/h。

当抽蓄电站替代同等容量的火电厂时，电量效益分析如表4所示。由表4可知，在当期电价下，抽蓄电站按规划投入，每年可为电网增加电量效益-0.69亿元。

表4 抽蓄电站的电量效益Table 4 Electricity benefits of the pumped storage power plant

若抽蓄电站的抽水用电全部来源于该火电厂，取增值税率、附加税率、所得税率分别为17%、8%、33%，满负荷时供电煤耗率为280 g/kWh，50%负荷率下煤耗率为305 g/kWh，由式（9）、（10）可以计算得火电厂的增发经济效益和节煤效益，如表5所示。

表5 火电厂的电量效益和节煤效益Table 5 Electricity benefits and coal savings of the thermal power plant

结果表明，抽蓄电站和火电站在协调配合的基础上，均能获得可观的经济效益。抽蓄电站的投运不仅使火电厂获得了更高的电量效益，还减少了煤耗，使机组利用率大幅提高。

2.1.2 调峰填谷效益计算

首先作以下假设：不考虑机组检修情况，在计算系统煤耗时仅考虑静态效益；一年中选取各月具有代表性的运行日计算，并以该日的数据乘以该月的天数，再累加计算全年经济效益。

按照不同的容量分配比例对抽蓄机组进行划分，拟定以下方案：

1）方案1：抽蓄电站装机容量中的300 MW和900 MW分别用于调峰填谷和旋转备用。

2）方案2：抽蓄电站装机容量中的600 MW和600 MW分别用于调峰填谷和旋转备用。

3）方案3：抽蓄电站装机容量中的900 MW和300 MW分别用于调峰填谷和旋转备用。

4）方案4：抽蓄电站装机容量1 200 MW全部用于调峰填谷。

计算不同方案下的调峰填谷效益值，结果如表6所示。

表6 不同方案下的调峰填谷效益Table 6 Benefits from peak shaving and valley filling under different scenarios

2.2 动态经济效益计算

2.2.1 调频效益计算

与调峰填谷效益分析方法类似，计算抽蓄电站调频效益时首先按照容量分配比例拟定不同方案，计算过程中结合经验值及实际情况进行取值［12］，计算结果如表7所示。

表7 不同方案下的调频效益Table 7 Benefits from frequency modulation under different scenarios

计算结果表明：抽蓄电站的调峰填谷效益与调频效益均随其容量的增大而不断增加；抽蓄电站在电力系统中运行可以降低系统的燃煤耗量，同时也能提高系统的运行可靠性。

2.2.2 负荷跟随效益计算

按照不同容量分配比例拟定以下方案：

1）抽蓄电站装机容量中300 MW用于负荷跟随，其余900 MW用于事故备用。

2）抽蓄电站装机容量中600 MW用于负荷跟随，其余600 MW用于事故备用。

3）抽蓄电站装机容量中900 MW用于负荷跟随，其余300 MW用于事故备用。

4）抽蓄电站装机容量为1 200 MW，并全部用于负荷跟随。

5）在相同系统旋转备用容量和可靠性水平下，抽蓄机组承担静态任务（削峰填谷），火电承担动态任务（事故备用）。

6）在相同系统可靠性水平下，抽蓄机组承担静态任务（削峰填谷），火电机组承担动态任务（事故备用）。

取系统的负荷升荷速度为每分钟0.5%的最大连续运行负荷量，计算各方案的技术经济指标，结果如表8所示。

表8 不同负荷跟随方案的技术经济指标Table 8 Techno-economic indicators for different load following schemes

2.2.3 调相效益计算

根据分析，该区域抽蓄电站建成投产后，可减少该区域电网720 Mvar的感性无功投入，减少调相机设备投资7.92亿元，减少调相机年运行费用约1 200万元。取设备使用年限30年，年利率8%，经计算，资金回收因子为0.088，该区域抽蓄电站同期调相效益为8 232.96万元。

2.2.4 事故备用效益计算

假设由于线路故障，导致100 MW的容量缺口，启动旋转备用负荷应急供电。以火电机组为基本方案，以抽蓄电站为替代方案。通过比较分析有、无抽蓄电站所产生的效益差来计算抽蓄电站的事故备用效益。本例旋转备用机组中，火电机组的负荷增长率为2%，抽蓄机组的负荷增长率为40%。选择事故发生后1 h作为研究时长［12］，计算结果如表9所示。

表9 事故备用效益计算结果Table 9 Benefit calculations of contingency reserves

可以看出，抽蓄电站的事故备用效益与其备用容量形成正相关关系，年事故备用效益显著。因此，事故备用效益是动态效益中的重要组成部分。

3 结语

1）抽蓄-火电联合运营产生的经济效益可观，应用抽蓄-火电联合运营经济模型，可以为合理设置区域电网抽蓄电站建设规模及优化地区电源结构提供依据。抽蓄-火电联合运营经济计算方法，也可以为抽蓄-核电、抽蓄-光伏、抽蓄-风电联合运行提供一种计算思路。

2）抽蓄-火电联合运营经济效益模型可用于分析抽蓄电站的静态、动态效益。通过算例定量计算，得出抽蓄-火电联合运营的具体效益值，可以为合理制定抽蓄电站电价、优化抽蓄电站和火电厂运行方式提供参考。

3）抽蓄机组启动迅速，运行灵活，能够承担电力系统的工作和备用容量；火电机组虽能稳定提供电能，但开机代价高，资源消耗大，调节响应慢。抽蓄电站和火电厂优势互补能够很好地实现供需调节和效益优化，节省运行费用，促进地区能源和谐发展。