电力系统电源规划发电系统可靠性研究.docx
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电力系统电源规划发电系统可靠性研究
电力系统电源规划(发电系统)可靠性研究
电力设计总院
一、总论
1.任务依据
根据原电力部于1997年12月31日起颁布试行的《电力发展规划编制原则》后续工作的要求,以及电力可靠性管理中心赴美进行电力可靠性管理考察的建议,为使电源规划更为科学、经济、合理,国家电力公司计划投资部,电力可靠性管理中心和电力规划设计总院研究决定,共同开展我国电源规划(发电系统)可靠性研究工作。
此项工作由国家电力公司计划投资部、电力可靠性管理中心、电力规划设计总院共同组织开展,由电力规划设计总院负责课题组的具体工作,由有关网(省)电力公司、各大设计院等单位共同配合完成此项工作。
课题组以规划院、西安交通大学、西北院的专家为主开展工作,各设计院参加阶段性工作。
2.研究目的
为了保证可靠供电,电力系统的发电容量必须有一定的充裕度,即有一定的备用容量。
长期以来,我国电力系统规划一直采用确定性分析方法来确定装机规模,其中之一就是采用系统发电备用容量为系统最大发电负荷的20~30%来计算。
然而,当系统容量愈来愈大,机组愈来愈多和愈来愈大时,这种方法就显得过于粗放了,因为它难以计及由于系统规模、机组构成、负荷特性和运行管理水平等因素的不同,对可靠性水平带来的显著差异。
因此,国外许多电力公司在规划设计阶段愈来愈多地采用概率分析法,以此定量分析发电系统的可靠性,并根据设定的可靠性判据确定合理的备用容量。
其中,更多的电力公司采用了LOLE(LOLE(D)或LOLE(H)准则,(电力不足期望值),这一准则能从发电能力,计划检修、故障停机、负荷水平及特性等诸多方面来综合判断发电供应的可靠程度。
本课题旨在结合我国各电网的具体情况,开展用概率性方法评估发电系统可靠性的研究,了解我国发电系统可靠性现状并与传统的备用裕度法进行校核。
目的是为提出适应我国国情的电源规划可靠性准则,修改有关的规程、规定,指导和规范电源规划工作奠定基础。
从而使电源规划更为科学、合理,更好地适应市场经济条件下电力建设的需要。
3.工作思路及范围
(1)工作思路
1)首先对我国主要电网1997年及2000年发电可靠性进行计算评估,了解我国目前电网的实际发电可靠性水平以及相关因素影响分析,并与传统的备用裕度方法互相校核。
2)以2000年为基础,为了使电力系统可靠性与经济得到最佳协调,采用总成本最小法进行最优可靠度计算。
总成本包括两部分,一是为提高可靠性所需增加发电设备的一次投资,二是由于电力供应不足造成的用户停电损失费用,两者之和为总成本。
通过分析所研究电网的发电最优可靠性水平及相关因素的影响,并考虑与北美可靠性标准进行接轨,探讨适合我国国情电源规划LOLE标准值,提出初步建议。
11
(2)研究范围
考虑到我国各大地区的电力系统电源结构不同,地区经济发展也有异差。
因此,本研究范围包括有华东、华中、华北、东北、西北、以及川渝、福建、山东独立省网在内的八个电网,并分别进行研究。
所选的这八个电网,已经在很大范围上代表了全国不同的系统容量,不同水火电比重,不同负荷特性、地区经济条件等,应该说其复盖的广度是足够的。
(3)主要设计原则
1)计算口径为统调口径。
基本计算数据由各有关设计院提供。
2)等效强迫停运率指标由电力可靠性管理中心提供,其中1997年等效强迫停运率以实际值为基准,2000年等效强迫停运率按分网、不同机组类型的1993年-1997年五年统计值为基准。
3)各网机组检修1997年时间以实际值为基准,2000年按检修规程规定取值。
4)水文年1997年为实际水文年,2000年取枯水年。
5)计算模型采用西安交通大学开发的发电系统可靠性评估软件包。
二、基本原理及计算软件
1.发电系统可靠性
电力系统的主要功能是以最经济的方式向用户连续提供高质量的电能。
由于电力在现代社会和国民经济中的地位非常重要,对供电的可靠性要求也愈来愈高。
但是电力设备的随机故障是不可避免的,因此从概率角度电力系统不可能绝对100%满足用户对连续供电的要求。
电力系统可靠性的评估通常分为系统的充裕度(adequacy)和系统的安全度(security)两个方面。
充裕度指电力系统内有足够的电力设备以满足用户的需求和运行的约束。
换句话说,电力系统应有足够的发电、输电及配电设备,才能保证向用户连续提供高质量的电能。
在这里,充裕度是一个静态条件,不涉及系统的扰动及动态情况。
安全度与电力系统的扰动有关。
安全度涉及电力系统是否能抵御出现的扰动。
这些扰动包括局部或全局性的扰动以及突然失去主要发电设备或输电设备等情况。
电力系统可靠性评估方法有确定性方法和概率性方法两类。
自从1930年以来就有人提出用概率性方法来分析电力系统的行为,但在过去很长时期没有采用概率性方法,其主要原因为:
--缺少必要的数据
--计算工具的限制
--缺乏实用的评估方法
--对概率性方法的误解
现在这些理由正在逐渐消失,人们也认识到没有必要把系统固有的随机特性限制在确定性的框架里。
目前,概率性评估理论和算法在充裕度方面比较成熟,形成了一些电力系统充裕度方面的指标,而安全度的模型则比较复杂,因此目前还是以确定性方法为主。
充裕度的评估方法可按电力系统的不同功能部分,即发电系统、输电系统及配电系统分别进行。
由于大多数电力公司都是按这几部分进行规划、运行和分析,所以充裕度也可按这些功能部分单独进行评估。
将上述三个功能部分结合起来可以形成电力系统可靠性评估的三个分层,如图2-1所示。
第一层只考虑发电系统的可靠性;第二层将发电系统及输电系统结合起来研究其可靠性;第三层则将三个功能部分全部放在一起分析可靠性。
由于第三层可靠性分析过分复杂,一般只单独对配电系统可靠性进行评估,这时配电系统的供电电源一般假定为完全可靠的。
发电系统第一层
输电系统第二层
配电系统第三层
图2-1电力系统可靠性评估的分层
本报告涉及的范围为电力系统第一层可靠性研究,即发电系统可靠性研究。
在这里假定输电系统有足够输电能力并且完全可靠,不会影响发电设备向用户的供电。
重点研究在考虑发电机组随机停运的情况下是否能满足负荷的要求和有无足够的裕度去安排检修。
因此,在评估发电系统可靠性时,电力系统采用单节点的模型,即假定系统的发电机组和负荷都接在同一个母线上。
2.发电系统可靠性指标
在过去曾广泛应用确定性可靠性指标来指导电力系统规划和运行,如百分数备用法,它要求发电系统的备用容量为系统年最大负荷的某一固定百分数。
(如我国电力系统设计技术规程SDJ161-85(试行)规定:
系统总备用容量不得低于系统最大发电负荷的20%)。
这种方法是从运行经验中总结出来的定性量度,它没有考虑到各种类型机组的具体情况:
诸如不同机组的故障率不一样,检修状态不一样等。
显然,对于易出故障的机组,必须为它多准备些备用。
而概率性指标,则可考虑上述因素。
尽管直到现在备用容量还起着制约作用,但随着电力生产规模的不断扩大,社会物质文化生活对电能供应的依赖程度不断加深,越来越多的国家不满足于诸如“备用容量”等基于定性概念的可靠性量度,而在规划中引入了以概率为基础的定量可靠性指标。
据AdhocGroup(该组织成立于1989年,主要致力于发输电规划裕度标准的研究)1993年的一份对32个国家/公司的调查统计,其中有87%的国家/公司使用概率性指标。
概率性指标主要有以下几种:
(1)电力不足期望值LOLE(LossofLoadExpectation),该指标又可分为LOLE(D)或LOLE(H),表示在给定时间内(如一年)系统可用发电容量小于峰荷天数或小时数的期望值,由下式决定
(2-1)
式中
为系统在第
日考虑计划检修及随机停运时的可用容量
为系统在第
日的最大负荷
为第
日可用容量小于该日最大负荷的概率
或者:
(2-2)
式中
为第j天第k小时的负荷
显然,LOLE(D)是在假定系统日峰荷持续一天不变的条件下求得的,即采用所谓日最大负荷变化曲线DPLVC(DailyPeakLoadVariationCurve)作为负荷模型。
因此相对LOLE(H)而言,对发电系统可靠性是一种偏保守的估计。
电力不足概率LOLP(LossofLoadProbability),与上面指标不同,它描述的是当期间为一天或只是一个负荷时,有
(1天)(2-3)
LOLP是一真正概率值(无量纲),通常用来研究一发电系统的可用容量不满足年最大负荷需要的概率。
(3)电量不足期望值EENS(ExpectedEnergyNotSupplied),其意义为在某一研究周期内(如一年)由于供电不足造成用户减少用电量的期望值。
计算这种指标需要考虑每小时负荷的变化情况,一般用持续负荷曲线LDC(LoadDurationCurve)作为负荷模型。
(4)系统分钟数SM(SystemMinute),其定义为:
(2-4)
SM的单位是m(分钟),表示系统在最大负荷时整个系统停电的分钟数,显然SM愈小愈可靠。
此外,可靠性分析还有F&D指标,即故障频率及持续时间指标,但其应用没有上述可靠性指标普遍。
目前,世界上许多国家或电力公司提出了一些推荐的可靠性指标,为了便于参考,表2-1给出了一些国外电力公司的可靠性标准。
表2-1国外电力公司发电可靠性标准
国家(或公司)LOLE(D)(d/a)LOLE(H)(h/a)容量裕度(%)国家(或公司)LOLE(D)(d/a)LOLE(H)(h/a)容量裕度(%)澳大利亚5~720~30日本0.3*20~30比利时16约旦0.425~30巴西2.5瑞典0.4加拿大0.12.520荷兰30~34独联体3515~17挪威3丹麦20葡萄牙20芬兰914罗马尼亚0.1~1.230~35法国0.22斯洛维尼亚2024西德20南非62022~28爱尔兰共和国1.5933~35西班牙0.110意大利25英国1.824象牙海岸17美国15~20注:
*表中LOLE(D)、LOLE(H)、容量裕度的统计数据不存在一一对应关系。
*日本的LOLE指标为0.3天/月,该月为最大负荷月。
*统计数据包括加拿大4个电力公司、澳大利亚3个电力公司,美国3个电力公司。
*本表引用数据来自AdHocGroup37.02inELECTRANo.150,OCTOBER1993
从表2-1可看出,各国可靠性指标有的取LOLE(D),有的取LOLE(H),各国指标取值相差很大:
1)容量裕度各国在10%~35%之间,容量裕度小于20%的有5个国家,容量裕度在20%~30%的有11个国家,容量裕度在30%以上的有3个国家
2)各国的LOLE(D)指标从0.1d/a~6d/a不等,多数国家的LOLE(D)在0.1~0.4d/a的范围内,有3个国家的指标在1.5d/a~2.5d/a的范围内。
3)各国的LOLE(H)指标从2h/a~35h/a不等。
另外,表中未给出美国的LOLE指标,据中国电力大百科全书介绍,美国大多电力公司采用LOLE(D)为0.1d/a。
3.发电系统可靠性与经济性
目前国外各电力公司的可靠性准则普遍是基于多年经验中产生的经验法。
系统充裕度或可靠性的评估是电源规划及运行方式决策的一个方面,与此相联系的另一个方面是经济性的评估。
可靠性标准高,要求系统装机多,发电费用增加,但用户停电损失费用减少,也就是社会效益损失减少,反之亦然。
因此选择发电系统可靠性标准的目标是要在可靠性与经济性之间作出合理的折衷,从而使整体社会效益最大。
为了使电力系统既能保证适度的供电可靠性,又能使电源一次性投资发挥最佳经济效益。
需要对可靠性水平进行优选,最优可靠性水平以总成本最小为判据,总成本包括两部分,即为提高发电系统可靠性所需的一次投资,和由于电力供应不足造成的用户停电损失费用。
图2-2表示了这种可靠性评估方法的一个示例。
图中横坐标为系统可靠度,纵坐标为年费用。
随着发电系统可靠度的提高,相应的投资的年费用增大,而停电损失费用降低,总年费用在图中出现一个最低点,这一点应为系统最优可靠度。
我国电力系统仍习惯于采用备用率的方法评估电力系统规划。
为了使电源规划更为科学、经济合理,应该推广应用概率性方法评估发电系统可靠性,并推荐出符合我国实际的可靠性指标。
在这里遇到的最大困难是如何确定可靠性的效益,这涉及到如何评估用户和社会的停电损失问题。
在我们数据不足的情况下,只有通过作一些不同停电费用的灵敏度分析,通过分析提出建议。
图2-2系统最优可靠度的确定
4.计算软件
本课题采用西安交通大学开发的发电系统可靠性评估软件包REGEN进行计算。
随机生产模拟是在给定的系统负荷下,考虑发电机组随机强迫停运影响及负荷预测、水文特性等不确定性因素,模拟发电机组运行,计算发电生产费用和系统可靠性指标的一种仿真算法。
REGEN程序将一年分为12个计算周期,即逐月进行随机生产模拟,它采用小时负荷与发电容量相结合的方法,在等效持续负荷曲线上逐小时按月进行随机生产模拟,因此使用该程序计算出的可靠性指标为LOLE(H)(小时电力不足期望值)及EENS(电量不足期望值)。
考虑到我国有不少电力系统水电比重较大,各水电站在不同的月份及各水电站之间的来水有很大的区别,在枯水季节系统可能会出现空闲容量。
REGEN程序对水电机组的随机生产模拟做了大量工作,该程序用水电平均出力、受阻出力、强迫出力来模拟水电月出力过程,根据利用小时数对水电厂进行排序,并根据水电电量与水电预想出力的比例处理水电空闲容量。
由于该程序采用等效电量函数法直接用电量进行卷积及反卷积计算,不仅提高了计算速度,同时也便于处理水电机组及抽水蓄能机组的模拟问题。
发电系统机组检修计划的制定对可靠性的影响较大,是研究发电系统可靠性不得不考虑的问题。
为了符合实际情况,REGEN将采用我国大多数电力系统所用的等备用原则来安排检修计划。
等备用法安排检修计划的出发点是使研究周期内系统在考虑检修后各时段的备用容量尽可能相等,从而使系统在各时段具有大致相同的可靠性。
在安排检修时,程序做了如下假设:
(1)各电厂大修台数的确定:
根据检修周期采用四舍五入的方法确定检修台数,如电厂j有n台机,每台机大修周期为3年,则每年大修台数为n/3,再四舍五入取整。
(2)水电机组检修应排在该水电厂的枯水时段。
同(3)一电厂在同(4)一时段内不(5)能安排两台发电机组检修。
(6)一台机组检修后必须在一连续的期间内完成。
在系统的可靠性计算中考虑检修计划的目的是为了计及机组有一定的的检修停运时间,提高可靠性计算的准确性,而不是安排真正用于操作的检修计划。
在本报告中,由于随机生产模拟是按月进行的,因此,在计算中无法精确计入实际大小修天数及间隔,只能采用模拟间隔的整数倍来近似表示检修周期及时间,即一台机组不论大修或小修,每次检修时间只能按0.5、1、2、3个月考虑。
关于计算原理及软件包REGEN的详细说明请见附录1。
5.LOLE(H)与LOLE(D)指标的比较
如前所述,各国在采用可靠性标准时,采用LOLE(D)及LOLE(H)指标均有,LOLE(D)是在假定日峰荷持续一整天条件下算出的,实际是对研究期间在日峰荷停电次数的估计。
而LOLE(H)则计及了日负荷曲线特性变化对供电的影响,它表明研究期间系统可用发电容量不满足逐小时负荷的小时数的期望值。
两者对日负荷的反映是有本质区别,两者之间没有直接的相互转换关系。
系统电量不足期望值EENS可反映停电的严重程度,便于将可靠性与经济性结合。
在计算系统电量不足期望值EENS时,需要采用小时负荷曲线进行生产模拟,而不能用日负荷曲线处理电量问题。
由于REGEN程序按小时负荷曲线进行生产模拟,因此该程序能恰当地处理电量的问题,可计算出EENS。
由该程序直接计算出的电力可靠性指标为LOLE(H)。
为了便于与LOLE(D)指标进行对比,REGEN程序采用将负荷曲线拉平的方法同时计算了LOLE(D)。
报告对LOLE(H)及LOLE(D)结果均进行了分析。
三、基本数据
1.我国发电系统基本情况
目前我国除了大区电网以外,还有一些独立省(区)电网,这些电网在规模大小、机组构成以及负荷特性方面都各有特点。
为了全面反映我国发电系统的情况,在研究中选择了五个大区电网,即东北电网、华北电网、西北电网、华东电网、华中电网,三个独立省网,即山东电网、福建电网、川渝电网。
各电网系统数据由有关电力设计院提供,均以统调口径为准。
1997年当年投产机组,若投产月份是在该电网最大负荷月以前,则投产机组在计算中计入。
若是在最大负荷月之后,计算中则不考虑。
对2000年,当年投产机组,则全部参加计算。
1997年、2000年各电网计算主要数据见表3-1、3-2。
表3-11997年各网计算基本数据单位:
万kW,亿kWh
地区总装机水电装机水电比例发电量最大负荷最大负荷利用小时数总装机备用东北2675.45412.2515.41%1282.002129.8601925.62%华北3273.30276.80(172.8)8.46%(5.28%)1674.202481.5674731.91%西北1390.00510.3036.71%651.85958.0680445.09%华东3432.45197.455.75%1809.002918.0619917.63%华中2617.00899.7034.38%1196.201889.3633138.52%山东1323.000.000.00%707.501074.0658823.18%福建471.10251.1053.30%231.70356.5649932.15%川渝882.12321.8536.49%451.26720.0626822.52%
表3-22000年各网计算基本数据单位:
万kW,亿kW·h
地区总装机水电水电比例发电量最大负荷最大负荷利用小时数总装机备用率东北3181.10483.4015.20%1391.392395.7580832.78%华北3840.8384.80(108.00)10.49%(2.95%)1888.472967.4636429.43%西北1783.00673.0037.75%860.001370.0627730.18%华东4450.45377.458.48%2206.623666.0601921.40%华中3198.80974.0030.45%1350.902200.0614045.40%山东1543.000.000.00%810.001260.0642922.46%福建908.30483.3053.21%358.89637.7562842.48%川渝1411.14717.4050.84%639.901040.0615335.69%注:
(1)福建电网2000年采用的是全网数据。
(2)表中括号内数据为实际水电机组容量。
在计算时华北电网将一部分燃油机组作为水电处理,包括大港2台32万kW,杨柳青2台10万kW及京西共104万kW,1997年油机各电厂实际发电量取实际值,2000年考虑燃油机组发电在冬季3个月。
从表3-1、3-2可看出,水电比重大的系统,其发电装机备用率均高于水电比重小或全火电系统,如1997年西北、华中、福建电网备用在45.14%-32.14%之间,2000年为45.4%-30.17%。
而1997年华北、东北、华东、山东电网备用则在31.91%-17.63%之间,2000年为25.62%-21.43%。
在上述电网中,华东网、山东网的装机备用相对较小,华中网的装机备用相对较大。
2.负荷特性
本报告采用小时负荷模型进行生产模拟,因此各网输入的负荷数据均包含有年负荷曲线,典型周负荷曲线及典型日负荷曲线。
其中1997年为实际值,2000年为规划值。
图3-1、表3-3、及图3-1、表3-4给出了1997年及2000年各网的年负荷曲线图及年负荷曲线标么值。
并给出了各网的季不均衡系数。
由上述表可看出,东北、华北、西北、山东、川渝电网最大负荷月出现在冬季,华东、华中、福建最大负荷出现在夏季。
东北电网季不均衡系数最小,冬季3个月负荷明显高于其它月份,华东电网2000年季不均衡系数较小,年负荷曲线较尖,8月份负荷明显高于其它月份。
3.机组特性
可靠性水平与发电机组特性十分有关,影响可靠性指标最为主要的参数一般包括:
机组的类型与规模,强迫停运率,对水电机组来说,还包括水电机组的出力过程。
机组等效强迫停运率EFOR指标由电力可靠性管理中心提供,由于EFOR是统计值,统计方法将直接影响该指标。
首先从定义上,我国将机组非计划停运按其紧迫程度划分为5类。
第一、二、三类分别是指立即停运、在6h内停运和在72h必须停运者;第4类为可延迟至72h后,但需在下次计划停运前停运者;第五类为因故超过计划停运时间的延长停运。
目前我国的强迫停运率定义为前3类的总和。
而北美将强迫停运分为3类,分别对应为立即停运、在6h停运、及在下个周末前立即停运的机组。
因此北美的强迫停运率统计时段有可能包含在168h前必须停运机组,与我国相比,其统计的时段长。
为便于与北美指标进行比较,本次计算EFOR取5类值做为基本方案。
第二,从统计时段上,统计年限取值不同,机组的EFOR也不同。
本报告用了3种统计时段:
(1)1997年取逐台机组的实际运行值。
(2)2000年各机组的EFOR值按1993-1997年分网不同机组类型的5年统计值为基础。
(3)同
(2),但取1995-1997近三年的平均值。
由于5年的统计取样时间长,其结果更具代表性,在报告中2000年以5年EFOR做为基准。
另外,由于缺乏10万kW以下的小火电机组EFOR值,也没有用户自备电厂的EFOR值。
考虑到这些小机组所占比重在某些系统中还比较大,因而计算中取同一电网10万kW机组EFOR的平均值,自备电厂取同一电网同类型机组EFOR的平均值,小水电机组取4万kW水电机组EFOR的平均值。
为了便于比较各网1997年及2000所采用的不同类型机组EFOR的差异,以及与北美机组的EFOR进行比较,表3-5、3-6、给出了所研究电网1997年及1993-1997年分网、典型机组的EFOR指标,表3-7给出了北美燃煤机组1991-1995年EFOR指标。
表3-51997年各网典型机组EFOR(%)指标汇总表
机组容量(万kW)东北华北西北华东华中山东福建川渝102.242.391.815.854.220.631.826.98201.623.433.002.512.080.553.44305.814.3811.175.706.572.893.19350.084.793.420.175012.91608.313.05轴流4-9.90.0300.6830.010混流4-9.90.010.1302.1930.250.210.38混流10-19.9005.650.05蓄能2016.18
表3-61993~1997年各网典型机组EFOR(%)统计指标汇总表
机组容量(万kW)东北华北西北华东华中山东福建川渝102.0483.082.3081.653.5121.1342.457.422202.6384.9369.0863.7343.411.8326.592308.96217.82816.7246.8268.8445.4063.19350.3424.0552.3441.0045017.6366010.5111.37轴流4-9.90.23200.7881.0180.104混流4-9.90.3940.0640.441.6021.2020.3841.506混流10-19.90.045.650.528蓄能2
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