黃顯峰，格桑央拉，吳志遠，顏山凱

(河海大學水利水電學院，江蘇 南京 210098)

0 引 言

隨著光伏等清潔能源的裝機容量不斷增長，其出力的“間歇性、隨機性和波動性”等人為不可控的特性，對電力系統(tǒng)的安全和穩(wěn)定運行會造成不利影響[1-2]，還會在光伏發(fā)電高峰時段，因無法儲存富余的電量而導致棄光。水電機組具有啟停速度快的特點，利用該特點可有效平抑光伏出力的波動性，水光聯(lián)合并網(wǎng)，有益于光伏的消納，減少棄光量[3- 4]。

目前，已有很多學者研究了水電光伏混合電站的聯(lián)合調(diào)度運行。以往的研究主要是針對短期的日尺度進行研究[5-7]。由于光伏出力具有即時性且在日內(nèi)波動性大的原因，在日尺度上的互補運行優(yōu)化的重要性顯而易見，但長期互補運行的優(yōu)化也至關(guān)重要，它決定著發(fā)電計劃，影響短期運行。以往中長期水光互補的研究[8-9]大多都未充分考慮到光伏出力逐時變化的波動性，以此制定的調(diào)度規(guī)則可能無法有效平抑光伏出力在日內(nèi)的波動性，造成一定的棄光量。

鑒于此，本文提出一種考慮調(diào)度期內(nèi)光伏出力逐時變化波動性的水光互補中長期優(yōu)化調(diào)度方法。采用創(chuàng)新的度量方法衡量光伏的消納程度，即用需調(diào)(需要調(diào)節(jié)的光伏電量)和可調(diào)(可調(diào)節(jié)的水電電量)的大小來衡量逐月逐日的光伏消納程度。通過利用水庫的優(yōu)良調(diào)節(jié)性能，在年內(nèi)、月內(nèi)、日內(nèi)多時間尺度分層對光伏消納進行調(diào)節(jié)，在不增加水庫棄水的前提下，以消納光伏最大化和水電電量受損最小化為目標進行水電站發(fā)電調(diào)度，實現(xiàn)基地水光互補電量效益最大化。

1 水光互補模型構(gòu)建

水光互補即以逐時波動的光伏出力作為水庫優(yōu)化的邊界條件，充分利用年調(diào)節(jié)庫容的調(diào)節(jié)能力，構(gòu)建長期年尺度上水光發(fā)電總量最優(yōu)、中期月尺度光伏消納率最優(yōu)、水電電量損失最小的多時間尺度分層模型，并以此大尺度優(yōu)化調(diào)度的結(jié)果作為策略指導日尺度的調(diào)度。模型逐級優(yōu)化水光系統(tǒng)的水電出力過程，最大化平抑逐時光伏的波動性，提升水光系統(tǒng)發(fā)電效益。

1.1 目標函數(shù)集

1.1.1 年尺度的目標函數(shù)

年尺度的目標函數(shù)是年水光合計電量最大。年尺度的水光互補是以月為調(diào)度期，但光伏出力是逐時變化的。因此若用月光伏總電量擬合運算，以此制定的調(diào)度規(guī)則可能無法有效協(xié)調(diào)短期的光伏消納，故在年尺度的計算可采用月內(nèi)每日同時段光伏出力平均值代替逐時光伏出力，進而不僅在長期優(yōu)化調(diào)度中考慮到了月內(nèi)每日的光伏隨機波動性，且降低了時間維度復雜性。

(1)

(2)

(3)

1.1.2 月尺度的目標函數(shù)

(1)光伏消納率最大

(4)

(5)

(2)水電電量損失最小

(6)

1.2 優(yōu)化調(diào)度模型約束條件

(1)梯級水電站水量平衡約束

(7)

式中，Vi，t、Vi，t+1分別為第i個水電站第t時段初、末水庫蓄水量，m3；RQi，t為第i個水電站第t時段入庫流量，m3/s；XQi，t為第i個水電站t時段的下泄流量，m3/s；Qi，t為第i個水電站第t時段的發(fā)電流量，m3/s；Si，t為第i個水電站第t時段棄水流量，m3/s。

(2)上下游水力聯(lián)系。對于處在同一干流的電站，上游電站下泄的水量會匯入到下游電站，和區(qū)間流量一起共同構(gòu)成下游電站的入庫徑流。

RQi,t=XQi-1,t+QJi,t

(8)

式中，XQi-1，t為第i-1個水電站(第i個水電站的上游電站)的下泄流量，m3/s；QJi，t為第i-1個電站到第i個電站的區(qū)間流量，m3/s。

(3)水位限制

Zimin≤Zi≤Zimax

(9)

式中，Zimin為第i個水電站t時段允許最低運行水位，m；Zimax為第i個水電站t時段允許最高運行水位，m。

(4)發(fā)電流量限制

Qi,tmin≤Qi,t≤Qi,tmax

(10)

(11)

(5)電站出力約束

Ni,tmin≤AQi,tHi,t≤Ni,tmax

(12)

式中，Ni，tmin為第i個水電站在t時段發(fā)電機組被允許的最小出力，kW；Ni，tmax為第i個水電站在t時段發(fā)電機組被允許的最大出力，kW；Hi,t為第i個水電站在t時段發(fā)電水頭，m。

(6)所有參數(shù)均非負約束。

2 模型求解

水光互補優(yōu)化調(diào)度模型涉及到的約束條件較多，目前難以用蟻群算法、粒子群算法等智能算法求解，故嵌入優(yōu)化思想，采用基于POA的模擬優(yōu)化方法進行求解。將調(diào)度過程分為若干個時段，對各個時段進行迭代反演模擬優(yōu)化，通過POA滑動尋優(yōu)從而得到最終方案。

2.1 水光互補系統(tǒng)光伏消納量化

梯級水電出力和光伏出力進行疊加，形成水光合計出力如圖1所示。t2時段為水光合計出力超出電網(wǎng)通道的時段，即棄光時段，該時段超出通道的棄光電量，稱為需要調(diào)節(jié)的光伏電量(以下稱為“需調(diào)”)。

t1時段為水光合計出力未超出輸電通道的時段，該時段水電出力距離水電出力上限、水光合計出力距離通道的剩余的可增加出力的空間，該空間稱為可以調(diào)節(jié)的水電電量(以下稱為“可調(diào)”)

水光互補即利用水電易調(diào)節(jié)性能，通過減少t2時段的水電出力，騰出一定輸電通道給光伏，使得光伏“需調(diào)”電量得到最大化的消納利用；同時通過增加t1時段的水電出力，保持調(diào)度期內(nèi)的水電電量平衡。

水電“可調(diào)”電量分為水電出力上限可調(diào)與輸電通道可調(diào)，“可調(diào)”取二者各個時段較小值，以下以年尺度調(diào)節(jié)為例，水電可調(diào)與光伏需調(diào)見式(13)～(14)。

(13)

(14)

水光合計出力分為3種情況：①“需調(diào)”>“可調(diào)”，說明水電的調(diào)節(jié)能力不足以將產(chǎn)生的棄光電量全部消納，如圖1a所示；②“需調(diào)”≤“可調(diào)”，說明通過水光互補可以使棄光電量能完全被消納，如圖1b所示；③水光合計出力沒有超出通道的時段，水光不互補的情況下，也不會產(chǎn)生棄光，如圖1c所示。故需調(diào)和可調(diào)的大小可衡量光伏出力的消納程度。

圖1 水光出力疊加示意

第①、②種情況一般出現(xiàn)在在典型年汛期，第③種情況一般出現(xiàn)在典型年枯期。對于情況①，為了減少棄光量，要調(diào)整水電出力大小。隨著水電出力變小，使得可調(diào)變大，需調(diào)變小，當達到需調(diào)小于等于可調(diào)時，調(diào)度期內(nèi)無棄光電量。水光互補過程是通過損失水電電量來消納光伏電量，故在達到光伏消納量最大化的目標時，要保證水電電量損失最小。第②種情況雖棄光電量能完全被消納，但水電電量受損，故最理想的狀態(tài)為需調(diào)等于可調(diào)，這時的水電出力能在光伏消納量達到最大化的前提下，保證水電電量損失最小，即臨界出力。

臨界出力受水電預想出力和水電出力下限約束，同時由于光伏出力的波動性與不確定性，在平水、枯水年應(yīng)避免棄水，優(yōu)先保證水電出力效益，在該基礎(chǔ)上實現(xiàn)水光合計出力最優(yōu)。

2.2 求解步驟

水光互補優(yōu)化調(diào)度模型包含的約束條件眾多，采用基于POA的模擬優(yōu)化方法景象求解，主要步驟如下：

(1)以梯級水庫水位為決策變量，設(shè)定初始梯級水庫水位序列和運行策略。

(3)進行月調(diào)節(jié)，以日為階段變量。以光伏消納率最大、水電電量損失最小為目標函數(shù)，調(diào)節(jié)年內(nèi)棄光月份的逐日日均水電出力。

(4)進行日調(diào)節(jié)，以小時為階段變量。用月尺度得到的優(yōu)化調(diào)度作為策略指導指導日尺度的調(diào)度，得到最終的逐時水電出力調(diào)度方式。

3 實例分析

3.1 背景介紹

瀾滄江上游西藏段規(guī)劃的范圍為西藏昌都市地區(qū)以下(扎曲與昂曲匯口)至芒康縣曲孜卡鄉(xiāng)古學村附近，規(guī)劃河段長317 km，落差877 m。瀾滄江西藏昌都區(qū)域年總輻射在5 800～6 700 MJ/m2之間，穩(wěn)定度RW為0.65，因此，區(qū)域的太陽能資源屬很豐富～最豐富等級，太陽能資源穩(wěn)定度屬很穩(wěn)定等級[10]。西藏瀾滄江清潔能源基地采取水電+光伏互補的開發(fā)模式，規(guī)劃的水電梯級以如美為控制性調(diào)節(jié)水庫的6級電站作為河段梯級布局及資源規(guī)劃方案。即：班達、如美、邦多、古學、曲孜卡、古水水電站，是以年調(diào)節(jié)如美水庫為控制性工程的梯級水電站，其余電站為周、日調(diào)節(jié)庫容，6站總裝機規(guī)模9 525 MW，目前大部分在開展前期工作。

規(guī)劃中的光伏電站主要分布在西藏芒康、察雅和貢覺縣，總裝機規(guī)模10 000 MW。本次典型氣象年出力計算，以芒康站點資料為依據(jù)，收集芒康站點Solargis數(shù)據(jù)庫21年的月平均值，從近10年的數(shù)據(jù)中選取各月接近21年的平均值的年份作為典型氣象年。

圖2為基地全年光伏電量箱型示意。受高原氣候影響，光伏電量在年內(nèi)各月間變化較明顯，枯期11月～次年2月的光伏電量明顯高于汛期，在1月份最大；受光伏波動性與不確定性影響，月內(nèi)各天也發(fā)生著明顯的變化?；毓夥娬究傄?guī)模為19 525 MW，輸電工程采用±800 kV特高壓直流輸電線路，送電容量為10 000 MW。

圖2 基地全年光伏電量示意

3.2 結(jié)果分析

為了驗證模型的可靠性、適用性與有效性，本文在梯級水電站歷史徑流資料中選取3種具有代表性的水文年：偏豐年、平水年和偏枯年，對應(yīng)的來水頻率分別為34.8%、50.1%、65.2%。本文將3種場景代入模型，對比水光互補前后光伏消納情況及梯級電站的出力變化。

水光互補前，3種典型年均在汛期發(fā)生棄光，棄光原因為汛期水電出力大，占據(jù)了大部分的輸電通道。基地是以“先棄光后棄水”的原則運行，超出輸電通道的光伏無法被消納，產(chǎn)生棄光。經(jīng)過“年”調(diào)節(jié)水光互補后，棄光月份的水電出力降低至月均臨界出力，實現(xiàn)“需調(diào)”=“可調(diào)”，可完全消納光伏而不發(fā)生棄光現(xiàn)象，具體見表1。

表1 3種典型年“年”調(diào)節(jié)前后棄光量對比 億kW·h

通過年調(diào)節(jié)水光互補后，得到全年水電及光伏逐月出力過程。3個典型年在“年”調(diào)節(jié)水光互補前后全年基地水光電量，如美水電站的棄水量、水位對比如圖3～5所示。

圖3 偏枯水年“年”調(diào)節(jié)前后水光電量、棄水量、水位對比

圖4 平水年“年”調(diào)節(jié)前后水光電量、棄水量、水位對比

圖5 偏豐水年“年”調(diào)節(jié)前后水光電量、棄水量、水位對比

通過對全年水電及光伏逐月出力過程分析，3種典型年全年光伏消納率在年尺度水光互補后均可以達到100%。由水光互補前后基地水光電量對比圖可看出，棄光月份光伏消納率變大是通過損失水電電量實現(xiàn)的。對于偏枯、平水年因水光互補損失的水電電量遠小于增加的光伏消納電量；對于偏豐年，水光互補損失的水電電量與光伏電量增量大致相等，原因在于徑流來水偏豐，汛期水電出力已逼近水電出力上限，當水光互補優(yōu)化調(diào)度出現(xiàn)棄水時，無法加大之前月份的水電出力，由5b中8、9月數(shù)據(jù)可知，在棄光月份水位驟增至上限值，產(chǎn)生了大量棄水，導致?lián)p失的水電電量接近光伏電量增量，具體見表2所示。

表2 3種典型年“年”調(diào)節(jié)前后水光電量

上述“年”調(diào)節(jié)求得水電月均出力后，繼續(xù)以光伏消納率最大、水電電量損失最小為目標，調(diào)節(jié)棄光月份的逐日日均水電出力，使得逐日的光伏消納率均為100%，如圖6所示。用月調(diào)節(jié)所得的逐日日均出力指導日調(diào)節(jié)的逐時水電出力。在棄光時段降低水電出力，其余時段增加水電出力，保持日內(nèi)的水電電量平衡，如圖7所示。從而達到從年內(nèi)、月內(nèi)，到日內(nèi)，多時間尺度分層協(xié)調(diào)水光互補優(yōu)化調(diào)度，逐級優(yōu)化水光互補系統(tǒng)水電出力過程的目的。

圖6 3種典型年“月”調(diào)節(jié)前后對比

圖7 3種典型水文年“日”調(diào)節(jié)前后對比

4 結(jié) 論

通過分析將3種具有代表性的水文年帶入本模型后的結(jié)果，偏枯、平水年中，水電電量在水光互補后損失了1.80億、2.06億kW·h，但光伏消納量則分別增加了11.2億、13.91億kW·h，遠多于損失的水電電量。在不產(chǎn)生棄水的前提下，水光系統(tǒng)效益大幅增加，故本調(diào)度模型是合理、有效的。在年徑流量頻率小的來水偏豐的年份，因整年來水較大，往往在光伏的棄光時期，水電出力也逼近上限，難以留出通道來消納光伏，因此光伏效益的增加也會導致?lián)p失較大的水電效益，該情況下應(yīng)以“先棄光再棄水”的水光互補原則，最大化利用水電資源。