摘要: 將概率方法應用于電源規劃,結合湖北省“十一五”規劃進行發電可靠性評估和分析,對可靠性指標對應的經濟性等問題進行綜合技術經濟比較分析,探討2010年湖北電力系統發電可靠性指標的合理取值范圍。

電力系統可靠性是指電力系統按可接受的質量標準和所需數量不間斷地向電力用戶供應電力和電能量的能力的量度。研究發電可靠性的主要目標是確定電力系統為保證有充足的電力供應所需的發電設備容量。其分析方法有確定性的和概率性的2種,國內目前通常采用的是確定性方法,而概率性方法能較好地綜合各種因素的影響,其評估技術在國際上已經成熟。現階段,我國發電系統可靠性指標標準還沒有統一的規定,處于一種研究探索階段。本文結合湖北電網“十一五”規劃,對其發電可靠性進行評估和分析。

1可靠性指標計算

預計2010年湖北省統調最大負荷為18200MW,用電量為93TW•h;統調主要電源裝機容量為20222.7MW(不含三峽電站和恩施州)。可靠性指標計算結果如下:2010年湖北電力系統電力不足期望值HLOLE為33.61h/a,電量不足期望值EENS為26332.8MW•h/a。

2敏感性分析

為分析各相關因素對發電可靠性指標的影響程度,特從以下幾方面進行敏感性分析計算。

2.1負荷變化在其它各條件不變的情況下,最大負荷上下浮動,2010年湖北電力系統HLOLE值與負荷大小關系見圖1所示。圖1負荷敏感性分析圖由圖1可見,負荷變化對發電可靠性指標有著明顯的作用,當最大負荷從推薦水平的120%減少時,HLOLE迅速降低,若負荷達到推薦負荷的105%,則HLOLE增加至基準負荷水平時的1.83倍;若負荷未達到推薦負荷水平(95%),則HLOLE僅為基準值的56.9%,HLOLE隨負荷變化趨勢減緩。由上可知,當負荷越處于高水平時,其變化對HLOLE的影響越大。由于負荷發展水平受多方面因素的影響,負荷預測不可能與實際一致。隨著社會的發展,負荷越來越高,其較小的變化相對值,也會導致較大的絕對值變化,而且電源建設存在一定的周期。因此,更應重視負荷的中長期預測,使之更接近實際水平,另一方面也說明在電源規劃中應確定合理的HLOLE的取值范圍,使之具有一定的適應能力。

2.2電源裝機由于電源建設項目受各方面因素影響較多,特別是在電力市場改革正在進行的今天,電源項目的投產期存在更多的不確定性。減少電源裝機對HLOLE有一定的影響,但略低于負荷變化的影響;而增加電源裝機對降低HLOLE的影響幅度小于因減少電源裝機導致電力不足期望值增加的幅度,即系統裝機容量越少,其變化對HLOLE的影響越大。從這一點也說明確定電力不足期望值的合理范圍的重要性。

2.3等效可用系數通過提高現有機組的等效可用系數,相當于增加系統的可用容量,經濟性方面優于新增機組方案。2005年湖北省火電機組的等效可用系數為91.90%,還具備一定的提高潛力。通過機組等效可用系數的浮動計算可知,隨著等效可用系數的提高,HLOLE不斷下降,在基準值上,可用系數平均降低4個百分點,相當于減少600MW的裝機容量,而增加1個百分點,其效果接近于增加300MW的裝機容量。因此加強技術水平和提高管理水平,提高機組的等效可用系數,在同樣裝機容量下,能有效地提高發電可靠性指標。

2.4強迫停運率2005年湖北省屬機組等效強迫停運率為2.18%。由于各機組的強迫停運率本身不高,因此其變化時對可靠性指標的影響相對要小些。機組強迫停運率在基準值基礎上,上下浮動30%對HLOLE的影響并不大,僅相差10%左右。即使機組強迫停運率增加一倍,對HLOLE的影響界于減少一臺300MW機組和減少一臺600MW機組之間;機組強迫停運率為零時,效果相當于增加一臺300MW機組和增加一臺600MW機組之間。

2.5電源結構湖北電力系統一個重要特點就是水電比重大,截止2005年底,湖北電力系統統調水電裝機比重高達65.8%,隨著三峽電站的建設投產以及水布埡等水電的開發建設,湖北電力系統水電比重仍將維持較高的比重。下面通過擬定不同的電源結構方案,其可靠性指標計算結果見表1。由表2可見,不同的電源構成對電力不足期望值HLOLE有影響,一般來看,相同裝機容量下,火電裝機容量比重高的系統其HLOLE要低一些,主要是因為水電存在受阻容量。從逐月計算結果看,火電裝機容量比重高的系統枯水期HLOLE明顯低于火電裝機容量比重少的系統,主要是因為水電枯水期空閑容量的增加,使其可用裝機減少。水火電的替代容量在0.875左右。當然,水電出力受各方面因素影響較多,計算結果與各個水電站有關,也與水電站的設計保證率有關。

2.6火電機組檢修湖北電力系統水電機組檢修一般安排在枯水季節,不影響電站出力。通過縮短火電機組的檢修時間,可提高發電可靠性指標。火電機組檢修周期提高30%,其效果相當于減少系統一臺300MW的裝機;而降低30%,其效果界于增加系統一臺300MW和600MW的裝機之間。

2.7與電力電量平衡程序計算結果對照現階段,電源規劃軟件常用的是華中科技大學編制的《聯合電力系統運行模擬軟件(WHPS2000)》,因此,特對該軟件計算結果與發電可靠性計算指標進行對照。注:表中備用系數不包含機組檢修備用。由表2可見,隨著備用系數的取值不斷下降,發電可靠性指標不斷增大,也就表明系統的發電可靠性變差,基本上是備用系數降低0.01,發電裝機可減少200MW,發電可靠性指標增加10%左右。由上述各計算結果可見,負荷水平和裝機容量的變化對可靠性指標影響最大。從電源構成看,相同裝機容量下,水電比重大的系統其可靠性要差些,2010年湖北省的水電替代容量在0.875左右,從這方面看,水電比重大的區域備用系數應高一些;從機組本身看,提高其等效可用系數比降低機組的強迫停運率的效果明顯;另外,在可靠性指標計算中,檢修是根據等備用原則安排,實際生產中,合理安排檢修計劃,提高機組的計劃檢修水平,逐步開展狀態檢修方法,也是提高發電可靠性的措施之一。

3技術經濟綜合比較

任何可靠性水平總是與經濟性密切相關,當電力系統越來越復雜、電力用戶對供電質量的要求不斷提高時,就需要用科學的可靠性理論來進行定量的研究。我國作為一個發展中國家,受到多種因素包括經濟以及政治、社會因素的影響,一般認為可靠性指標的取值宜在1～2d/a之間。

3.1停電損失與裝機成本計算與發電可靠性有關的指標是由電能價格來維持的,發電可靠性并非越高越好,需綜合考慮投資、停電損失及用戶的電價承受能力。發電可靠性成本就是電源建設的投資成本以及運行成本,而可靠性效益計算卻比較難,在進行成本-效益析時,一般將可靠性效益計算轉化為對用戶的缺電成本計算。缺電成本計算與國民經濟發展狀況、國情、電力系統發展水平等多種因素有關,目前采用的有以下幾種簡單的估算方法。

(1)按GDP計算,即按每缺1kW•h電量而減少的國民生產總值計算平均缺電成本。

(2)按電價倍數計算,根據對各類用戶進行缺電損失的調查和分析,用平均電價的倍數來估算缺電成本。如英國、法國、瑞典等。

(3)按缺電功率、缺電量、缺電持續時間及缺電頻率計算,如美國等。以下分析僅考慮上述第一和第二種方法。2005年湖北省每kW•h電量對應的GDP為9.62元,預計2010年停電損失費可達到12.3～15.5元/(kW•h);另一方面,目前,湖北省綜合電價水平在0.4元/(kW•h)左右,按50倍電價水平計算得到停電損失費用約為20元/(kW•h)。根據國產2×600MW機組的造價水平,折算到每年的發電成本約為900元/kW•a-1。

據此,我們可以算出裝機變化成本與停電損失費用,進行成本-效益分析。由表3可見,當停電損失費用取15元/(kW•h),裝機成本始終超過停電損失;當停電損失費用取20元/(kW•h),按成本-效益分析,可減少裝機容量在1800～2400MW之間;當停電損失費用取25元/(kW•h),可減少裝機容量在1200～1800MW之間;當停電損失費用取30元/(kW•h),可減少裝機容量在600～900MW之間;當停電損失費用取40元/(kW•h),可減少裝機容量在0～300MW之間。超級秘書網

4結論和建議

本文結合湖北電網的“十一五”規劃進行可靠性指標的計算以及敏感性分析,對電源裝機成本與效益進行了分析,主要有如下結論。

(1)“十一五”期間,湖北省的電源裝機進度與負荷水平是相適應的。

(2)2010年,湖北省電力不足期望值HLOLE為33.61h/a,電量不足期望值EENS為26332.8MW•h/a,其取值是與經濟發展水平相符的,或略有超前。

(3)與現有的確定性分析方法比較,其備用系數(不含檢修)取11%左右是相對應的。但仍有以下幾點需注意:

(a)由于負荷水平存在不確定性和模糊性,在分析可靠性效益時應注意因負荷水平不確定性而帶來的風險。

(b)電力系統可靠性指標受多種因素影響,上述計算主要考慮停電對經濟方面的損失,而沒有考慮政治方面、社會方面及日常生活方面的影響。同時電力工業是國民經濟基礎性行業,應有一定的裕度,因此按成本-效益分析得到的裝機容量應是電力系統的最低裝機容量。

(c)LOLE(d/a)計算模型比較粗略,但該指標忽略了一天24h負荷變化的情況,而且該負荷模型無法求得電量不足期望值EENS,建議采用HLOLE和EENS指標,并推薦2010年湖北電力系統可靠性指標HLOLE取值在30h/a左右,隨著國民經濟的增長,該值可適當地縮小。