羅胤，靳國(guó)云，趙俊杰，趙穎，余昊楊，嚴(yán)萌

（1.河南天池抽水蓄能有限公司，河南 南陽(yáng) 473000；2.華北電力大學(xué) 電氣與電子工程學(xué)院，北京 102206）

0 引言

抽水蓄能（以下簡(jiǎn)稱“抽蓄”）作為目前最成熟的儲(chǔ)能方式和調(diào)節(jié)電源，調(diào)節(jié)速度快、容量大，能為電網(wǎng)提供轉(zhuǎn)動(dòng)慣量支撐［1］，對(duì)確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行、促進(jìn)能源消納、推動(dòng)能源向綠色低碳轉(zhuǎn)型具有重要意義。通過(guò)配套建設(shè)抽蓄電站，可降低火電機(jī)組運(yùn)維費(fèi)用，改善火電運(yùn)行條件，延長(zhǎng)機(jī)組使用壽命。值得關(guān)注的是，抽蓄機(jī)組具有啟動(dòng)迅速、運(yùn)行靈活等特點(diǎn)，抽蓄電站與傳統(tǒng)火力發(fā)電廠（以下簡(jiǎn)稱“火電廠”）聯(lián)合運(yùn)營(yíng)將產(chǎn)生一定的經(jīng)濟(jì)效益。

抽蓄電站的經(jīng)濟(jì)效益主要分為靜態(tài)經(jīng)濟(jì)效益和動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)效益，靜態(tài)經(jīng)濟(jì)效益分為電量效益和調(diào)峰填谷效益，動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)效益則分為調(diào)頻效益、調(diào)相效益、負(fù)荷跟蹤效益以及事故備用效益。近年來(lái)，國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)抽蓄電站的經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行了研究和探討。文獻(xiàn)［2］指出，抽蓄電站經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的方法需要根據(jù)電站在電力系統(tǒng)中的功能角色變化而改變。已有的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)相關(guān)研究主要是基于抽蓄的“節(jié)煤”效益、抽蓄機(jī)組替代火電機(jī)組調(diào)峰的電量效益［3］、促進(jìn)風(fēng)電的消納效益［4］、提高電力系統(tǒng)的可靠性指標(biāo)分析［5］等進(jìn)行測(cè)算。文獻(xiàn)［6-7］采用“有無(wú)對(duì)比法”對(duì)有抽蓄電站和無(wú)抽蓄電站時(shí)的煤耗量進(jìn)行對(duì)比，計(jì)算電量效益和削峰填谷效益。文獻(xiàn)［8］從抽蓄電站發(fā)揮容量作用、承擔(dān)工作容量?jī)煞矫嫒胧?，全面論述了抽蓄電站在電力系統(tǒng)中的節(jié)煤效益。文獻(xiàn)［9］運(yùn)用物元分析法建立經(jīng)濟(jì)效益綜合評(píng)價(jià)模型，計(jì)算抽蓄電站技術(shù)經(jīng)濟(jì)效益的評(píng)價(jià)等級(jí)。文獻(xiàn)［10］在構(gòu)建模型時(shí)主要考慮系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益最大化，計(jì)算抽蓄電站調(diào)峰填谷所產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益及風(fēng)電消納所產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益。以上文獻(xiàn)為抽蓄-火電聯(lián)合運(yùn)營(yíng)經(jīng)濟(jì)效益分析提供了理論基礎(chǔ)，但實(shí)例分析和理論成果應(yīng)用的文獻(xiàn)并不多見(jiàn)，隨著抽蓄運(yùn)營(yíng)經(jīng)驗(yàn)愈發(fā)成熟，定量化分析抽蓄-火電聯(lián)合運(yùn)營(yíng)的經(jīng)濟(jì)效益并轉(zhuǎn)化為成果應(yīng)用，已成為電力領(lǐng)域的研究方向。

1 抽蓄-火電聯(lián)合運(yùn)營(yíng)經(jīng)濟(jì)效益分析方法

1.1 抽蓄-火電聯(lián)合運(yùn)營(yíng)策略

為了更好地研究抽蓄電站與火電廠之間的經(jīng)濟(jì)效益，首先需要計(jì)算抽蓄電站的出力和消納功率的可調(diào)節(jié)情況，僅考慮抽蓄電站的抽水、發(fā)電和事故備用工況時(shí)，可以根據(jù)式（1）—（2）計(jì)算抽蓄電站（以4×300 MW的抽蓄電站為例）消納/出力可調(diào)節(jié)范圍：

式中：P為抽蓄電站消納/出力功率，出力時(shí)P＞0；P1，i為第i臺(tái)水輪機(jī)額定輸出功率；P2，j為第j臺(tái)水泵額定輸入功率；σ1為發(fā)電機(jī)效率；σ2為抽水電機(jī)效率；λ1，i為第i臺(tái)機(jī)組發(fā)電時(shí)導(dǎo)葉開(kāi)度，λ1，0=0；λ2，j為第j臺(tái)機(jī)組抽水時(shí)導(dǎo)葉開(kāi)度，λ2，0=0；x1為發(fā)電工況電機(jī)數(shù)量；x2為抽水工況電機(jī)數(shù)量。

考慮火電機(jī)組的帶負(fù)荷狀態(tài)，根據(jù)式（3）可以計(jì)算得到火電廠（以2×1 000 MW的火電廠為例）的出力范圍：

式中：P'為火電廠出力；P3，k為第k臺(tái)火電機(jī)組額定出力；x3為火電廠開(kāi)啟機(jī)組數(shù)。

綜上所述，可以得到抽蓄電站與火電廠協(xié)調(diào)配合的方案，計(jì)算公式為：

式中：F為需要達(dá)到的目標(biāo)消納/出力值。

在此基礎(chǔ)上，根據(jù)式（5）—（7）計(jì)算聯(lián)合運(yùn)營(yíng)產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益：

式中：I1為抽蓄電站的經(jīng)濟(jì)收益；I2為火電廠的電量收益；R1為上網(wǎng)電價(jià)；R2為低谷電價(jià)；C1為抽蓄電站的運(yùn)維成本。

1.2 靜態(tài)經(jīng)濟(jì)效益分析

1.2.1 電量效益

抽蓄電站能有效地承擔(dān)電力系統(tǒng)的工作及備用容量，從而大幅減少低效高煤耗火電機(jī)組的裝機(jī)容量，通過(guò)有序調(diào)節(jié)達(dá)到節(jié)煤的效果，降低電力系統(tǒng)的投資費(fèi)用和運(yùn)行成本，由此產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益稱為抽蓄電站的電量效益。

1）抽蓄機(jī)組等效替代火電機(jī)組的效益分析。抽蓄電站最直接的效益為其電量效益，即根據(jù)發(fā)電能力對(duì)抽蓄電站進(jìn)行分析。設(shè)抽蓄電站的建設(shè)可替代同等容量的火電機(jī)組，在此基礎(chǔ)上計(jì)算抽蓄電站的電量效益：

式中：I3為抽蓄電站等效同等容量的火電機(jī)組時(shí)的電量效益；W1為抽蓄電站年抽水用電量；W2為抽蓄電站年發(fā)電量。

2）火電廠供給抽蓄電站抽水用電的效益分析。假設(shè)抽蓄電站的抽水用電全部由火電廠提供，可以計(jì)算得到火電廠獲得的經(jīng)濟(jì)效益。此時(shí)，抽蓄電站的用電完全來(lái)自火電機(jī)組，計(jì)算火電機(jī)組的電量收入：

式中：I4為火電廠電量增加收益；W為火電廠的發(fā)電量；V2為單位度電的燃料成本；S1、S2、S3分別為增值稅率、附加稅率、所得稅率。

根據(jù)2021年統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，火電廠的平均負(fù)載率約為50%，當(dāng)火電廠不為抽蓄電站生產(chǎn)抽水用電時(shí)，若生產(chǎn)相同電量（即電量效益相同），計(jì)算此時(shí)火電廠比滿負(fù)荷率時(shí)增加的煤耗量：

式中：Ep為增加的煤耗量；ep，1為50%負(fù)荷率下的煤耗率；ep，2為滿負(fù)荷率下的煤耗率。

1.2.2 調(diào)峰填谷效益

抽蓄電站一方面通過(guò)抽水增加系統(tǒng)的燃料消耗，另一方面則通過(guò)代替?zhèn)鹘y(tǒng)火電機(jī)組參與調(diào)峰并改善其運(yùn)行條件減少燃料消耗，從而獲得調(diào)峰填谷效益［11］。效益主要包含以下兩個(gè)方面：

1）調(diào)峰經(jīng)濟(jì)效益：抽蓄電站通過(guò)有效地承擔(dān)電網(wǎng)的調(diào)峰服務(wù)任務(wù)，避免了火電機(jī)組調(diào)峰運(yùn)行煤耗率和發(fā)電成本高的問(wèn)題，使得系統(tǒng)的燃料總消耗大幅減少，由此產(chǎn)生的效益稱為調(diào)峰經(jīng)濟(jì)效益。

2）填谷經(jīng)濟(jì)效益：在系統(tǒng)處于低谷時(shí)，抽蓄電站利用火電機(jī)組的空閑容量發(fā)電作為抽水用電對(duì)空閑發(fā)電量進(jìn)行存儲(chǔ)，降低了系統(tǒng)的用電量和煤耗率，由此產(chǎn)生的效益稱為填谷經(jīng)濟(jì)效益。

以日為單位計(jì)算抽蓄機(jī)組調(diào)峰填谷時(shí)的節(jié)煤效益：

式中：I5為一年內(nèi)抽蓄機(jī)組參與調(diào)峰任務(wù)所產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益；Ef為參與調(diào)峰的火電機(jī)組在不參與調(diào)峰任務(wù)時(shí)所需的煤耗量；E'f為參與調(diào)峰的火電機(jī)組參與調(diào)峰任務(wù)時(shí)以最優(yōu)負(fù)荷運(yùn)行時(shí)所需的煤耗量；Eg為參與填谷的火電機(jī)組在參與填谷任務(wù)時(shí)所需的煤耗量；E'g為參與填谷服務(wù)的火電機(jī)組在其余時(shí)段進(jìn)行最優(yōu)運(yùn)行時(shí)的煤耗量；Td為平均煤炭?jī)r(jià)格。

1.3 動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)效益分析

1.3.1 調(diào)頻效益

電力系統(tǒng)的實(shí)際運(yùn)行過(guò)程有多個(gè)原因?qū)е孪到y(tǒng)頻率變化，如負(fù)荷的瞬間波動(dòng)以及短時(shí)間內(nèi)計(jì)劃外的負(fù)荷增減等情況。因此，電力系統(tǒng)內(nèi)部需要一定容量的火電機(jī)組處于旋轉(zhuǎn)狀態(tài)從而使系統(tǒng)頻率維持在穩(wěn)定狀態(tài)。抽蓄電站的調(diào)頻效益指的是其代替?zhèn)鹘y(tǒng)火電機(jī)組完成調(diào)頻任務(wù)時(shí)所產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益。本文采用等效替代法計(jì)算調(diào)頻效益，基本方案是火電機(jī)組承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)頻時(shí)所產(chǎn)生的運(yùn)行成本，替代方案是抽蓄電站承擔(dān)調(diào)頻時(shí)所產(chǎn)生的運(yùn)行成本。調(diào)頻效益的計(jì)算公式為：

式中：I6為抽蓄電站的年調(diào)頻效益；b2為火電機(jī)組從最小出力到滿負(fù)荷出力的平均煤耗；n2為一日內(nèi)機(jī)組的升荷次數(shù)或者啟動(dòng)次數(shù)；b為機(jī)組參與發(fā)電時(shí)的標(biāo)準(zhǔn)煤耗率；To為一個(gè)時(shí)段內(nèi)單臺(tái)火電機(jī)組帶計(jì)劃外負(fù)荷運(yùn)行的時(shí)長(zhǎng)；So為單臺(tái)火電機(jī)組的容量；mT為相應(yīng)機(jī)組的數(shù)量；V為水電機(jī)組啟動(dòng)時(shí)所需的耗水量；H為水電機(jī)組的工作水頭均值；η為水電機(jī)組的水輪機(jī)轉(zhuǎn)化效率；nH為水電機(jī)組一日內(nèi)的啟動(dòng)次數(shù)；mH為抽蓄機(jī)組數(shù)量；rd為當(dāng)前電價(jià)；ER為火電機(jī)組承擔(dān)調(diào)頻任務(wù)時(shí)產(chǎn)生的檢修費(fèi)用；EY為速度滯后帶來(lái)的經(jīng)濟(jì)損失。

1.3.2 負(fù)荷跟隨效益

抽蓄機(jī)組對(duì)電力系統(tǒng)中負(fù)荷的急劇變化能夠做出快速反應(yīng)，從無(wú)工作的靜止?fàn)顟B(tài)切換到滿負(fù)荷的發(fā)電狀態(tài)僅需2～3 min，同時(shí)負(fù)荷發(fā)電效率可在50%～100%之間調(diào)節(jié)，從而實(shí)現(xiàn)負(fù)荷跟隨。因此，負(fù)荷跟隨效益指的則是抽蓄機(jī)組替代傳統(tǒng)火電機(jī)組進(jìn)行負(fù)荷跟隨產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益。圖1展示了系統(tǒng)計(jì)劃內(nèi)負(fù)荷上升時(shí)的負(fù)荷及系統(tǒng)容量響應(yīng)曲線，圖1（a）表示負(fù)荷的升荷情況，圖1（b）表示相應(yīng)的各類型機(jī)組的升荷情況。其中：ti為當(dāng)前響應(yīng)開(kāi)始時(shí)刻；ti+1為下一響應(yīng)開(kāi)始時(shí)刻；ΔLti為負(fù)荷增量；VL，ti為負(fù)荷增長(zhǎng)速度；tL，ti為升荷完成時(shí)刻；ti，0為抽蓄機(jī)組升荷完成時(shí)刻，ti，k（k=1，2，3）為第k種類型火電機(jī)組升荷完成時(shí)刻。

圖1 負(fù)荷跟蹤時(shí)系統(tǒng)容量響應(yīng)曲線Fig.1 Capacity response curves of the system during load tracking

一般情況下，抽蓄機(jī)組能夠最先完成升荷過(guò)程，余下時(shí)段則處于帶穩(wěn)定負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)。在第i種升荷速度下，負(fù)荷的升荷時(shí)間tL，ti和ti時(shí)刻負(fù)荷的需求電量EL，ti為：

火電機(jī)組發(fā)電量ET，ti為：

式中：tri，k為第k種類型火電機(jī)組負(fù)荷跟蹤的實(shí)際升荷時(shí)間；VTk為第k種類型火電機(jī)組負(fù)荷跟蹤的升荷速度。

抽蓄機(jī)組發(fā)電量EP，ti為：

式中：ti，rp為抽蓄機(jī)組的實(shí)際爬坡時(shí)間；VP為抽蓄機(jī)組負(fù)荷跟蹤的升荷速度。

系統(tǒng)電量不足期望值EENS，ti為：

在ti時(shí)刻，對(duì)于負(fù)荷增量ΔLti，系統(tǒng)的電量不足期望值EENS，ti、電力不足時(shí)間tT，ti和抽蓄機(jī)組參加調(diào)頻發(fā)電量的期望值EP，ti分別為：

式中：EENS，ti，q為第q臺(tái)機(jī)組的電量不足期望值；tT，ti，q為第q臺(tái)機(jī)組的電力不足時(shí)間；EP，ti，q為第q臺(tái)機(jī)組的抽蓄機(jī)組參加調(diào)頻發(fā)電量的期望值；su為機(jī)組數(shù)。

在滿足相同可靠性要求的前提下，基本方案和替代方案的年計(jì)算費(fèi)用之差即為抽蓄電站的負(fù)荷跟蹤效益。

1.3.3 調(diào)相效益

隨著電網(wǎng)不斷擴(kuò)大裝機(jī)容量，對(duì)無(wú)功容量的要求也不斷提高。目前常用的無(wú)功調(diào)節(jié)手段是增設(shè)用于調(diào)相的機(jī)組，或是將發(fā)電機(jī)組用于調(diào)相，以獲得大量的無(wú)功功率，穩(wěn)定系統(tǒng)電壓。抽蓄機(jī)組發(fā)電、抽水和調(diào)相工況下，均能為電網(wǎng)提供無(wú)功調(diào)節(jié)。

將調(diào)相機(jī)組替換為相同容量的抽蓄機(jī)組，其調(diào)相效益就是減少的運(yùn)行費(fèi)和固定資產(chǎn)投資，計(jì)算方法為：

式中：XD為抽蓄電站同期調(diào)相效益；K為所減少的調(diào)相機(jī)設(shè)備投資；AP（e，a）為資金回收因子，其中a為機(jī)組設(shè)備的使用年限，e為年利率；C0為減少的調(diào)相機(jī)組的年費(fèi)用。

1.3.4 事故備用效益

當(dāng)電力系統(tǒng)出現(xiàn)故障時(shí)，部分備用機(jī)組通過(guò)發(fā)電作業(yè)提高系統(tǒng)容量，以增加系統(tǒng)負(fù)荷來(lái)配平故障導(dǎo)致的負(fù)荷損失，從而使電力系統(tǒng)恢復(fù)平衡，該功能稱為事故備用。事故備用功能是抽蓄機(jī)組效益中動(dòng)態(tài)效益的體現(xiàn)，其效益值最高可占動(dòng)態(tài)效益的50%。事故備用方法通常是預(yù)留部分抽蓄機(jī)組作為備用機(jī)組，在出現(xiàn)緊急事故時(shí)保障系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。

當(dāng)事故發(fā)生后，初始階段所有備用的抽蓄機(jī)組都開(kāi)始升荷，具有較快的綜合升荷速度，升荷速度快或者預(yù)留備用容量值較小的抽蓄機(jī)組會(huì)先達(dá)到滿負(fù)荷狀態(tài)，導(dǎo)致綜合升荷速度開(kāi)始減慢，負(fù)荷上升曲線逐漸平緩，直至升荷過(guò)程停止，如圖2所示。圖2中：N0為系統(tǒng)缺供電量的總和；t為時(shí)間；t0為有抽蓄機(jī)組的系統(tǒng)升荷開(kāi)始時(shí)刻，t1為無(wú)抽蓄機(jī)組的系統(tǒng)升荷開(kāi)始時(shí)刻，t0＜t1；tf1為系統(tǒng)中有抽蓄機(jī)組時(shí)的滿負(fù)荷時(shí)刻；tf2為系統(tǒng)中無(wú)抽蓄機(jī)組時(shí)的滿負(fù)荷時(shí)刻。

圖2 系統(tǒng)內(nèi)升荷過(guò)程Fig.2 The process of load surge in the system

圖2中兩個(gè)曲線圈出的區(qū)域面積為抽蓄電站進(jìn)行事故運(yùn)行而減少的總?cè)惫╇娏浚矗?/p>

式中：ΔEh為第h次抽水蓄能電站事故運(yùn)行所減少的缺供電量；V2和V1分別為有、無(wú)抽蓄機(jī)組時(shí)系統(tǒng)的升荷速率；m為當(dāng)前時(shí)刻系統(tǒng)中所有參與升荷進(jìn)程的火電機(jī)組數(shù)量；VH為某一火電機(jī)組升荷速率；n為當(dāng)前時(shí)刻系統(tǒng)中參與升荷進(jìn)程的抽蓄機(jī)組的數(shù)量；VP為某一抽蓄機(jī)組升荷速率。

第h次事故時(shí)抽蓄電站實(shí)現(xiàn)的事故備用效益值Bh為：

式中：ΔPh為抽蓄電站事故響應(yīng)電力；ug為事故備用電量?jī)r(jià)格；up為事故備用容量?jī)r(jià)格。

2 算例分析

以豫西南地區(qū)某4×300 MW抽蓄電站和2×1 000 MW火電廠為例進(jìn)行算例分析：抽蓄電站共安裝4臺(tái)單機(jī)組容量為300 MW的混流可逆式機(jī)組，總裝機(jī)容量1 200 MW；火電廠毗鄰抽蓄電站，是其良好的能源協(xié)調(diào)配合對(duì)象，安裝2臺(tái)超超臨界1 000 MW機(jī)組，電廠以“煤-運(yùn)-儲(chǔ)-電”模式建設(shè)，具備深度調(diào)峰能力。抽蓄電站和火電廠均以500 kV電壓接入相同變電站，是豫西南電網(wǎng)的重要電源支撐。

2.1 靜態(tài)經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算

2.1.1 電量效益計(jì)算

抽蓄電站額定參數(shù)如表1所示。根據(jù)式（1）計(jì)算抽蓄電站的可調(diào)節(jié)范圍，如表2所示。

表1 抽蓄電站機(jī)組參數(shù)Table 1 Parameters of the generators in the pumped storage power plant

表2 抽蓄電站的可調(diào)節(jié)范圍Table 2 Adjustable range of the pumped storage power plant

設(shè)火電廠滿功率發(fā)電帶負(fù)荷效率為100%，取火電機(jī)組在低谷時(shí)段帶負(fù)荷率為50%，根據(jù)式（3）計(jì)算火電廠的出力范圍，如表3所示。

表3 火電廠的可調(diào)節(jié)范圍Table 3 Adjustable range of the thermal power plant

綜上所述，可以獲得抽蓄-火電聯(lián)合運(yùn)行方案。由式（4）計(jì)算得到調(diào)節(jié)范圍為-1 273.91～3 205.6MW，取上網(wǎng)電價(jià)0.355 1元/kWh，低谷用電電價(jià)0.320 17元/kWh，根據(jù)式（5）—（7）計(jì)算得到此時(shí)效益I1∈［-407 867.47，428 108.56］元/h，I2∈［0，710 200］元/h。

當(dāng)抽蓄電站替代同等容量的火電廠時(shí)，電量效益分析如表4所示。由表4可知，在當(dāng)期電價(jià)下，抽蓄電站按規(guī)劃投入，每年可為電網(wǎng)增加電量效益-0.69億元。

表4 抽蓄電站的電量效益Table 4 Electricity benefits of the pumped storage power plant

若抽蓄電站的抽水用電全部來(lái)源于該火電廠，取增值稅率、附加稅率、所得稅率分別為17%、8%、33%，滿負(fù)荷時(shí)供電煤耗率為280 g/kWh，50%負(fù)荷率下煤耗率為305 g/kWh，由式（9）、（10）可以計(jì)算得火電廠的增發(fā)經(jīng)濟(jì)效益和節(jié)煤效益，如表5所示。

表5 火電廠的電量效益和節(jié)煤效益Table 5 Electricity benefits and coal savings of the thermal power plant

結(jié)果表明，抽蓄電站和火電站在協(xié)調(diào)配合的基礎(chǔ)上，均能獲得可觀的經(jīng)濟(jì)效益。抽蓄電站的投運(yùn)不僅使火電廠獲得了更高的電量效益，還減少了煤耗，使機(jī)組利用率大幅提高。

2.1.2 調(diào)峰填谷效益計(jì)算

首先作以下假設(shè)：不考慮機(jī)組檢修情況，在計(jì)算系統(tǒng)煤耗時(shí)僅考慮靜態(tài)效益；一年中選取各月具有代表性的運(yùn)行日計(jì)算，并以該日的數(shù)據(jù)乘以該月的天數(shù)，再累加計(jì)算全年經(jīng)濟(jì)效益。

按照不同的容量分配比例對(duì)抽蓄機(jī)組進(jìn)行劃分，擬定以下方案：

1）方案1：抽蓄電站裝機(jī)容量中的300 MW和900 MW分別用于調(diào)峰填谷和旋轉(zhuǎn)備用。

2）方案2：抽蓄電站裝機(jī)容量中的600 MW和600 MW分別用于調(diào)峰填谷和旋轉(zhuǎn)備用。

3）方案3：抽蓄電站裝機(jī)容量中的900 MW和300 MW分別用于調(diào)峰填谷和旋轉(zhuǎn)備用。

4）方案4：抽蓄電站裝機(jī)容量1 200 MW全部用于調(diào)峰填谷。

計(jì)算不同方案下的調(diào)峰填谷效益值，結(jié)果如表6所示。

表6 不同方案下的調(diào)峰填谷效益Table 6 Benefits from peak shaving and valley filling under different scenarios

2.2 動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算

2.2.1 調(diào)頻效益計(jì)算

與調(diào)峰填谷效益分析方法類似，計(jì)算抽蓄電站調(diào)頻效益時(shí)首先按照容量分配比例擬定不同方案，計(jì)算過(guò)程中結(jié)合經(jīng)驗(yàn)值及實(shí)際情況進(jìn)行取值［12］，計(jì)算結(jié)果如表7所示。

表7 不同方案下的調(diào)頻效益Table 7 Benefits from frequency modulation under different scenarios

計(jì)算結(jié)果表明：抽蓄電站的調(diào)峰填谷效益與調(diào)頻效益均隨其容量的增大而不斷增加；抽蓄電站在電力系統(tǒng)中運(yùn)行可以降低系統(tǒng)的燃煤耗量，同時(shí)也能提高系統(tǒng)的運(yùn)行可靠性。

2.2.2 負(fù)荷跟隨效益計(jì)算

按照不同容量分配比例擬定以下方案：

1）抽蓄電站裝機(jī)容量中300 MW用于負(fù)荷跟隨，其余900 MW用于事故備用。

2）抽蓄電站裝機(jī)容量中600 MW用于負(fù)荷跟隨，其余600 MW用于事故備用。

3）抽蓄電站裝機(jī)容量中900 MW用于負(fù)荷跟隨，其余300 MW用于事故備用。

4）抽蓄電站裝機(jī)容量為1 200 MW，并全部用于負(fù)荷跟隨。

5）在相同系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用容量和可靠性水平下，抽蓄機(jī)組承擔(dān)靜態(tài)任務(wù)（削峰填谷），火電承擔(dān)動(dòng)態(tài)任務(wù)（事故備用）。

6）在相同系統(tǒng)可靠性水平下，抽蓄機(jī)組承擔(dān)靜態(tài)任務(wù)（削峰填谷），火電機(jī)組承擔(dān)動(dòng)態(tài)任務(wù)（事故備用）。

取系統(tǒng)的負(fù)荷升荷速度為每分鐘0.5%的最大連續(xù)運(yùn)行負(fù)荷量，計(jì)算各方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，結(jié)果如表8所示。

表8 不同負(fù)荷跟隨方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)Table 8 Techno-economic indicators for different load following schemes

2.2.3 調(diào)相效益計(jì)算

根據(jù)分析，該區(qū)域抽蓄電站建成投產(chǎn)后，可減少該區(qū)域電網(wǎng)720 Mvar的感性無(wú)功投入，減少調(diào)相機(jī)設(shè)備投資7.92億元，減少調(diào)相機(jī)年運(yùn)行費(fèi)用約1 200萬(wàn)元。取設(shè)備使用年限30年，年利率8%，經(jīng)計(jì)算，資金回收因子為0.088，該區(qū)域抽蓄電站同期調(diào)相效益為8 232.96萬(wàn)元。

2.2.4 事故備用效益計(jì)算

假設(shè)由于線路故障，導(dǎo)致100 MW的容量缺口，啟動(dòng)旋轉(zhuǎn)備用負(fù)荷應(yīng)急供電。以火電機(jī)組為基本方案，以抽蓄電站為替代方案。通過(guò)比較分析有、無(wú)抽蓄電站所產(chǎn)生的效益差來(lái)計(jì)算抽蓄電站的事故備用效益。本例旋轉(zhuǎn)備用機(jī)組中，火電機(jī)組的負(fù)荷增長(zhǎng)率為2%，抽蓄機(jī)組的負(fù)荷增長(zhǎng)率為40%。選擇事故發(fā)生后1 h作為研究時(shí)長(zhǎng)［12］，計(jì)算結(jié)果如表9所示。

表9 事故備用效益計(jì)算結(jié)果Table 9 Benefit calculations of contingency reserves

可以看出，抽蓄電站的事故備用效益與其備用容量形成正相關(guān)關(guān)系，年事故備用效益顯著。因此，事故備用效益是動(dòng)態(tài)效益中的重要組成部分。

3 結(jié)語(yǔ)

1）抽蓄-火電聯(lián)合運(yùn)營(yíng)產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益可觀，應(yīng)用抽蓄-火電聯(lián)合運(yùn)營(yíng)經(jīng)濟(jì)模型，可以為合理設(shè)置區(qū)域電網(wǎng)抽蓄電站建設(shè)規(guī)模及優(yōu)化地區(qū)電源結(jié)構(gòu)提供依據(jù)。抽蓄-火電聯(lián)合運(yùn)營(yíng)經(jīng)濟(jì)計(jì)算方法，也可以為抽蓄-核電、抽蓄-光伏、抽蓄-風(fēng)電聯(lián)合運(yùn)行提供一種計(jì)算思路。

2）抽蓄-火電聯(lián)合運(yùn)營(yíng)經(jīng)濟(jì)效益模型可用于分析抽蓄電站的靜態(tài)、動(dòng)態(tài)效益。通過(guò)算例定量計(jì)算，得出抽蓄-火電聯(lián)合運(yùn)營(yíng)的具體效益值，可以為合理制定抽蓄電站電價(jià)、優(yōu)化抽蓄電站和火電廠運(yùn)行方式提供參考。

3）抽蓄機(jī)組啟動(dòng)迅速，運(yùn)行靈活，能夠承擔(dān)電力系統(tǒng)的工作和備用容量；火電機(jī)組雖能穩(wěn)定提供電能，但開(kāi)機(jī)代價(jià)高，資源消耗大，調(diào)節(jié)響應(yīng)慢。抽蓄電站和火電廠優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)能夠很好地實(shí)現(xiàn)供需調(diào)節(jié)和效益優(yōu)化，節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用，促進(jìn)地區(qū)能源和諧發(fā)展。