湖南深度调峰模式下资江东坪电站发电方式寻优.pdf
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1、121第 46 卷 第 9 期2023 年 9 月Vol.46No.9Sep.2023水 电 站 机 电 技 术Mechanical&ElectricalTechniqueofHydropowerStation1 引言2020 年 12 月 26 日,湖南省内辅助服务市场正式运行,现阶段主要开展深度调峰及启停调峰交易。由于湖南电网清洁能源比重大、外购电逐年增加且峰谷差日益增大,电网调峰压力不断加重,近几年火电机组启停、深度调峰次数大幅增加1。尤其是2018 年祁韶直流入湘并入湖南电网后,电源结构、网架形态和负荷特性将发生显著变化,给湖南电网运行带来诸多挑战2,不仅增加了湖南电网的调峰困难,同时
2、也对水电、风电和光伏等清洁能源的发电效益造成了较大影响。五凌电力有限公司是湖南省最大的清洁能源发电企业,其水电、风电和光伏装机占比达到 90%以上。自深度调峰辅助服务开启以来,公司水电深度调峰分摊费较大3。东坪电站是五凌电力有限公司在资水干流的一座径流式电站,位于安化县城东坪镇闵家湾村,上距柘溪电站 10 km,设计装机容量为 4 台 19.9 MW 水轮发电机组,设计年发电量为2.912 亿 kW h4。作为径流式电站由于其水库不具备调节能力,在汛期一旦深度调峰市场开启,其辅助服务分摊费用明显增加。随着湖南电网发展的趋势,深度调峰市场的规模还会增大、开启频次还会增加,对于径流式水电站而言,在
3、确保电网安全的前提下,减少深度调峰分摊费用和做好电站经济运行是十分有必要的。2 湖南深度调峰交易介绍湖南深度调峰交易是指在系统负备用不足或者可再生能源电力消纳困难的情况下,以火电机组降低出力至有偿调峰基准值以下的调峰服务、抽水蓄能机组的抽水服务和储能电站的充电服务等为交易标的,从而提高系统负备用水平或者可再生能源消纳能力的交易5。深度调峰交易卖方为市场主体中的火电厂(机组)和抽水蓄能电站(机组)、储能电站等。火电机组有偿调峰基准值为火电机组核准容量的 50%。火电机组在有偿调峰基准值及以上的调峰服务属于其基本义务,由调控中心根据电网调峰需求无偿调用。深度调峰交易买方为相应交易周期内产生上网电量
4、的湖南电网内市场主体和通过湖南电网转送跨省跨区电量的省外市场主体5。深度调峰交易如图 1 所示。2.1 深度调峰交易方式深度调峰交易方式为“日前报价,按需调用,按序调用”。每日第一个时段为 00:0000:15,最后一个时段为 23:4524:00,全天共计 96 个交易时段,收稿日期:2023-05-03作者简介:罗炳华(1988-),男,工程师,从事水电集控运行工作。湖南深度调峰模式下资江东坪电站发电方式寻优罗炳华1,2(1.五凌电力有限公司,湖南 长沙 410004;2.湖南省水电智慧化工程技术研究中心,湖南 长沙 410004)摘 要:2020 年湖南深度调峰市场开启以来,对水电、风电
5、和光伏等清洁能源的发电效益造成了较大影响,为了减少和规避深度调峰分摊费用,径流式水电站一般在深度调峰市场开启前提前腾库降低库水位,待开启时再维持生态流量出力运行。本文通过计算深度调峰模式下东坪电站在理论情况和实际情况下腾库至不同水位的发电效益,然后对比分析找出最优腾库水位。结果表明深度调峰模式下东坪电站提前腾库并未起到增加发电效益的目的,保持高水位运行才是东坪电站的最优发电选择。关键词:深度调峰市场;腾库;分析;高水位;最优发电中图分类号:TV737文献标识码:A文章编号:1672-5387(2023)09-0121-05D O I:10.13599/ki.11-5130.2023.09.03
6、7122第 46 卷水 电 站 机 电 技 术以每 15 min 为一个交易周期,计算深度调峰服务费及成本分摊费。2.2 深度调峰交易费用计算2.2.1 深度调峰服务费深度调峰服务费为调用机组深度调峰电量与中标价格乘积的总额,由深度调峰交易时段有上网电量的买方按其上网电量占比予以分摊。一般发电量越大,深度调峰分摊费用也就越多。各类主体分摊费计算公式如下:分摊费=(该交易时段内市场主体上网电量)Ki(该交易时段内各市场主体上网电量)Ki 深调服务费总额式中的 Ki 为各类主体成本分摊调节系数,调节性能为不完全季调节及以上水电厂的成本分摊系数 K 取 0.5;风电分摊调节系数 K 值一般情况下取
7、1.5;其它市场主体分摊调节系数 K 值取 1。具有水库最小生态下泄流量要求的水电厂,分摊深度调峰服务费的电量应剔除相应交易时段其装机容量 10%的发电量对应的上网电量。2.2.2 度电分摊成本度电分摊费用是指某一时间段深度调峰分摊费用与该时间段发电量的比值。度电分摊成本与深度调峰出力成正比关系,一般深度调峰出力越大,度电分摊成本越高。其计算公式如下:度电分摊成本=该交易时段内市场主体分摊费该交易时段内市场主体发电量2.3 东坪电站深度调峰运行情况2021 年以来湖南深度调峰市场开启频繁,2022年东坪电站参与深调分摊天数为 258 d,2021 年为263 d。由于深度调峰市场规模的不断增大
8、,对应的深度调峰分摊费用也发生较大变化,其中 2022 年东坪电站深度调峰分摊费用 449 万元,比 2021 年的260 万元增加了 72.7%;发电量方面,2022 年东坪电站发电量 2.89 亿 kW h,比 2021 年的 2.59 亿 kW h增加了 11.51%。从图 2 可知,深度调峰的分摊费用主要集中在 27 月,其中 2021 年 27 月深度调峰分摊费用占比全年的 97.3%,2022 年 27 月占比全年的 94.85%。由于资水流域的降水集中在 47 月的特点及电网需求,每年 23 月上游柘溪电站都处于大发降水位过程,一般在汛期来临之前其水位会降至死水位左右,所以这两个
9、月深调分摊费用会较多;其次是主汛期来水较大,机组长时间满负荷运行,参与深调分摊的费用也会较多。图 2 东坪电站月度深度调峰分摊费用占比图综上,2022 年深度调峰分摊费用增比远远大于发电量的增比,随着湖南电力辅助服务市场的发展,深度调峰分摊费用还会逐步增加,东坪电站作为径流式水电站无调蓄能力,一旦上游柘溪电站大方式运行,深度调峰费用明显增加,所以在日常的水库调度以及经济运行中,要考虑是否通过提前腾库降低库水位,在深调开启时尽量少带负荷减少分摊费用。3 深度调峰模式下东坪电站提前腾库效益分析东坪电站为灯泡贯流式机组,属于低水头径流式电站,水位变化对于机组发电效益影响较大。为了减少深度调峰分摊费用
10、,需要提前将上游水位降低,待深调开启时再带 10%额定总出力运行,通过这种方法确实可以减少部分深度调峰分摊费用,但在降水位过程中也有水头损失电量,只有在减少分摊费用的折算电量大于水头损失电量时,才能达到增效的目的。3.1 理论情况下东坪提前腾库效益计算在理论计算中,我们假设上游来水维持在一个稳定的流量下,通过提前腾库至不同水位下计算出其理论效益,求出最佳腾库水位。由于湖南电网的特点,其居民、商业用电占有相当大的比重,系统的峰谷差特别大5,尤其是 00:0008:00 电网调峰极图 1 深度调峰交易示意图123第 9 期罗炳华:湖南深度调峰模式下资江东坪电站发电方式寻优其困难,因此在这个时间段深
11、度调峰分摊费用也是最重的,所以本文计算中只考虑减少这个时段的分摊费用。深调模式下东坪电站理论腾库模型如图 3 所示。理论情况下在 22:00 开始加大出力腾库降水位,00:00 时降至目标水位,然后维持最低生态流量出力运行,此时深度调峰市场开启。08:00 后深度调峰关闭,水库库水位蓄至正常水位,保持高水位运行。在 00:0008:00 这个时间段其分摊费用几乎为零,起到了减少深调分摊费用的作用。图 3 深调模式下东坪电站理论腾库模型图3.1.1 计算思路计算理论情况下东坪电站腾库效益分析,分别计算入库流量在 190 m3/s(对应柘溪库水位 160 m,出力 100 MW)、380 m3/s
12、(对应柘溪库水位 160 m,出力 200 MW)情况下东坪提前腾库至 4 个不同水位(96 m、95.8 m、95.5 m、95 m)的效益分析。东坪电站正常蓄水位一般控制在 96.296.5 m 之间,在接下来所有计算中,东坪电站的正常蓄水位均为 96.35 m,腾库时长均设置为 2 h。3.1.2 计算方法已知东坪电站入库流量 Q1,正常蓄水位为 A1及对应库容为 V1,腾库水位为 A2及对应库容为 V2,腾库时长 T1为 2 h,生态出力 P0为 8 MW。(1)维持正常蓄水位时的理论出力 P1计算公式如下:P1=9.81Q1H1 (1)H1=A1-C1 (2)式中,为水轮发电机组效率
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