东欧水力发电和抽水蓄能的任务和价值
摘要：在欧洲东南部地区水力发电和抽水蓄能占有重要的地位，并且将对地区电力市场的带来明显的收益。本文对该地区水力发电和抽水蓄能的评估方法进行了详细的研究，这项研究成果正被用于优先投资传输的依据。
关键词：东欧 水力发电 抽水蓄能 任务 价值
1996年，为了提高东南欧各国家之间的协作，东南欧协作开发社(SECI )成立。在其领导下，又创立了许多的开发社，并且对地区电力市场的发展做出了巨大的努力。考虑到水力发电和抽水蓄能在电力系统运行中担负的任务独一无二，美国国际开发署发起了对它的任务和价值的研究工作。通过查阅雅典2002年11月15日的备忘录，把分析的重点集中在2005年电力市场的形势上，这是一个对、居民消费者和广大非居民消费者的地区性无约束电力市场开始运行的目标年。
图1是这个地区主要的电网图。本项研究主要集中在罗马尼亚、保加利亚、马其顿王国，阿尔巴尼亚，波斯尼亚和黑塞哥维那，克罗地亚，塞尔维亚到南斯拉夫西南部等地区，土耳其作为一个观察员国家也参与个案计划，但不作为典范国。
图1注释：
Centrel ——中心
ROMANIA ——罗马尼亚
SLOVENIA——斯洛文尼亚
CROATIA ——克罗地亚
BOSNIA&HERZEGOVINA ——波斯尼亚&黑赛哥维那
Serbia ——塞尔维亚
YUGOSLAVIA ——南斯拉夫
Montenegro ——黑山（南斯拉夫西南部一地区）
MACEDONIA ——马其顿王国
ALBANIA ——阿尔巴尼亚
GREECE ——希腊
BULGARIA ——保加利亚
TURKEY ——土耳其
1.水力发电在东欧的重要性
如表1所示，从占总装机容量高达92％ 的阿尔巴尼亚到最低占22％的保加利亚，水力发电在各个不同的国家都是相当可观的。罗马尼亚拥有装机容量为5925MW的最大的传统水力发电量，相当于总装机容量的37 ％。保加利亚拥有最大的抽水蓄能装机容量(1399 MW)。而这只是因为核电站和大型火力发电站的存在。总体上，这个地区有装机总量为15926 MW的常规水力发电量和2801MW的抽水蓄能，相当于总装机容量 52244MW的36%。
为了评估在丰、中和枯水水文条件下水力发电潜在的生产能力，又从其它电站获得了一些数据。分析中，丰水年被定义为设计保证率为30%的水文年，中水年和枯水年设计保证率分别假定为50%和90%。
成果见表2。根据不同的水文条件，年发电量也从33567GWh到68795GWh发生着变化。平均起来，枯水年（90%的时间）设计发电量大约是平均发电量的50%，然而丰水年（30%的时间）设计发电量大约是平均发电量的112%。在罗马尼亚中水年水力发电量预计大约是地区总发电量的50%。然而由于罗马尼亚大量尚未开发的工程，枯水年的设计年生产量仅仅是地区总生产量的35%。
2.水文调查
为了分析地区水文多样性和相似性的影响，对水文进行了详细的研究。这项研究以主水力发电站所在干流和细小支流的流量数据为基础，并且单独分析了整个地区的降雨量数据。
各个国家典型测站的月径流模式如图2所示。他们更多倾向于径流的相似性而不是差异，春季径流量较高而夏末较低。罗马尼亚测站以最低的冬季径流量和夏季持续高径流量而著称，它是一个具有冷冬和丰富的冰雪融水的典型测站。
为了阐明丰水年、中水年和枯水年状况下径流量的波动，图3中是同一个典型测站的年径流曲线。一般情况下，丰水年的年径流量大约是中水年的110%到130%。而枯水年的年径流量大约是中水年的60%到80%。
综上所述，水文分析的结果显示如下：
·在所有的数据中没有明显的迹象表明一部分流域面积是枯水状况而另一部分是丰水状况。
·这个地区有一个典型的径流模式，即春季的高径流量和夏末的低径流量。
·从已有的记录上看，阿尔巴尼亚和马其顿王国的径流量有下降的趋势。
·在这个地区有一个多年平均低径流量的现象。
·这个地区的径流图显示了具有明显相似性的时期。
·显示的数据对水文的相似性是非常有利的。
·当水文条件趋向于特别缺乏或特别丰富的时候，地区水文相似性表现得更为强烈。
·这个地区一些河流中的径流总是与一般的相矛盾。
·无一例外，整个地区的水文丰水年和枯水年都是相一致的。
3.电力系统研究
对2005年每个电力系统进行每小时一次的模拟，以便证明水力发电的价值。Argonne国家图书馆发明的生产传输最优化(GTMax )机程序被用于模拟在每小时的负荷需求下生产和传输运行情况，这种模拟在以下四个典型月的工作周进行：2005年的一月，四月，七月和十月。GTMax考虑了每小时电力传输、位置边缘价格(LMPs)、生产费用和税收。为了获得水力发电入流的可变性，在丰、中、枯三种水文条件下做了分析。图4显示了2005年的互联传输模型。如图所示，每一节都包含一个或多个物理传输回路。
在丰、中、枯水水文条件下，每个水电站的设计月生产数据通过应用程序获得。利用GTMax 程序，每个典型工作日被逐时模拟，以便获得水电站和抽水蓄能电站的一些运行方式。大多数水电站至少能得到日规定容量和高峰期与非高峰期的不同运行方式。而且，对具有较大蓄能的水电站，他们的运行方式在平日和周末是明显不同的。
表3中概括了GTMax的计算结果。操作运行费用仅包括燃料和运行中所有单元不确定的O&M费用。一年的数据是周数据之和乘以13所得（4×13＝52周或一整年）。在中水水文条件下，整个地区的总生产花费预计是25亿美元，丰水年将会使年花费减少3.05亿美元，然而枯水年将会使年花费增加3.10亿美元。
将整个区域作为一个完整的电力系统来运行将会使2005年的年运行花费从24.8亿美元减少到21.5亿美元，在中水水文条件下将会减少3.38亿美元，在丰水和枯水条件下将分别减少2.41亿美元和3.87亿美元。
表3所示结果表明，相对于在地区市场机制上联合运行的电力系统来讲，单独运行的电力系统受到水入流可变性的影响更大，在地区市场中的运行单元比在单个电力系统中的运行单元调度更，由不利的水文条件而增加的花费也更小。结论是地区网络越大就越健全，受到系统变化的影响就越小。
这个模拟也表明，地区市场机制中的平均发电成本比单个电力系统运行的花费明显偏低。图4阐明了这个地区在不同季节和不同水文条件下的平均发电成本。图4所示的生产成本是发电中的不确定费用（也就是燃料费和电购买费），并不包括固定费用（也就是固定的O&M和资本费）。由于这两种情况中发电成本的固定成份是相同的，由图4可以看出地区电力市场在整个分析时段（季节）内和所有水文条件下，是在较低的平均发电成本条件下运行。
4.辅助设施
在电力系统模拟研究中，每一个电力系统都要求准备一定量的调节和应急储备设施（辅助设施）。在以小时计的基础上，由单个的水电站来维持的调节（自动装载控制，ALC）和应急储备设施（自旋和非自旋）的储备容量分配在这次模拟中达到最优化。在地区电力市场中的综合运行中考虑到了辅助设备的节约，特别是在提供应急储备上的节约。
模拟研究的结果表明，在理想状态下，抽水蓄能电站可以提供单独运行和在地区市场机制中运行的大多数辅助设施。水力发电、火力发电和抽水蓄能所占比例如图5所示。火电站所分担的辅助设施相对较少，在地区市场机制中更少。在单系统运行中，火电站所分担的总体常规储量平均约为121MW，占总量的16.1%。而在地区市场运行中则减少到76 MW，占总量的10.5%。
5 结论
水力发电在这个地区发挥着重要作用，并将给地区电力市场的带来重大的收益。春季的高径流量和夏末的低径流量这个典型的模式具有更多的水文相似性而不是多样性。作为一个地区电力市场去运行，实际上所有国家的发电费用将会有所降低。
一般而言，地区市场运行机制将使这个地区的发电更有效，并通过更的发电机组和更好的优化水力发电和抽水蓄能的分配来实现。
这项研究也说明水力发电可以在一个地区市场中提供相当可观的辅助性服务。研究成果随同区域输电计划正被应用于在新的网络输送领域中进行优先投资的研究。