大型水电与光伏互补运行的并网优先级研究.pdf
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1、 年 月水利学报 第 卷第 期文章编号:()收稿日期:;网络首发日期:网络首发地址:?基金项目:国家自然科学基金项目(,);博士后创新人才支持计划项目();中国博士后科学基金面上项目()作者简介:明波(),博士,副教授,主要从事多能互补调度研究。:大型水电与光伏互补运行的并网优先级研究明波,郭肖茹,程龙,方伟,于淼,黄强(西安理工大学 省部共建西北旱区生态水利国家重点实验室,陕西 西安 ;中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司,陕西 西安 ;青海黄河上游水电开发有限责任公司,青海 西宁 )摘要:合理确定多能互补系统内不同能源的并网优先级对于效能提升具有重要作用。为此,本文提出大型水电与光伏互补
2、运行的并网优先级确定方法。首先,建立长 短期嵌套调度模型对水光互补运行过程进行精细模拟;其次,从发电经济性、资源利用率以及供电可靠性三个维度,建立多能互补效能评估指标体系;最后,设置水电优先、光伏优先、汛期水电优先且非汛期光伏优先三种典型情景,对比效能指标以确定并网优先级。以西藏忠玉水光互补、黄河上游龙羊峡水光互补电站为实例,结果表明:光伏优先并网的运行方式可以更好地发挥多能互补效能。研究结果可为多能互补系统的高效运行提供决策支持。关键词:水光互补;并网优先级;效能评估中图分类号:文献标识码:?研究背景在“双碳”目标驱动下,以风电和光伏为主的新能源已成为保证能源安全、应对全球气候变暖的重要途径
3、 。然而,风电和光伏具有随机性、波动性和不可调度性,制约了其大规模并网消纳。利用资源的天然互补 性 以 及 水 电 的 灵 活 性,实 施 多 能 互 补 运 行,是 促 进 新 能 源 消 纳 的 有 效 方式 。多能互补系统通过电量和容量的互补、互济,可以更好满足电网负荷需求。典型的多能互补形式有水光互补 、水风互补 、水风光互补 等。随着绿色低碳能源转型的持续推进,多能互补系统逐渐从小规模、离网向大规模、并网方向发展,成为新型电力系统的重要组成部分。如何对多能互补系统进行科学规划和高效调度,是当前水资源与能源电力交叉领域的研究热点和前沿问题。由于现有水电站运行调度方式在制订时往往未考虑风
4、、光电厂的参与,因而在指导多能互补运行调度时,往往会导致灵活性水电与不可调度新能源间的协同性不足、多能互补效能难以有效发挥 。针对这一问题,国内外学者主要从新能源捆绑容量合理规划、互补调度策略优化两方面对多能互补效能进行提升。其中,新能源捆绑容量规划以互补运行调度模拟为基础 ,结合技术经济分析模型 ,可确定与水电站打捆的适宜新能源装机,从而从规划阶段提升多种能源的协同性。然而,由于容量规划与互补调度策略制订子问题相互影响,二者构成一个双层规划问题而难于求解 。因此,如何制订高效的互补调度策略,依然是容量规划过程中面临的一个核心难题 。通过准确表征风、光出力的时空不确定性 ,构建不确定性条件下的
5、随机?鲁棒优化调度模型 ,并研制高效的求解算法 ,是获取高效互补调度策略的有效途径。然而,现有研究在制订互补调度策略时,往往预先假定新能源优先并网,忽略了水电和新能源不同并网次序对多能互补效能的长期累积影响,可能制约多能互补效能的提升。鉴于此,本文提出多能互补系统内大型水电与光伏互补动行的并网优先级确定方法,以龙羊峡、忠玉两种典型水光互补工程为例,验证方法的有效性。首先,建立长 短期嵌套调度模型对水光互补系统的出力过程进行精细模拟;其次,从发电经济性、资源利用率以及供电可靠性三个维度,建立互补效能评估体系;最后,设置光伏优先并网、水电优先并网、汛期水电优先且非汛期光伏优先并网三个典型场景,对比
6、效能指标以确定并网优先级。水光互补长 短期嵌套调度模型基于长 短嵌套调度模型,模拟水光互补运行过程,如图 所示。该模型可充分考虑径流与光伏出力的长期季节性以及光伏出力的日内波动性,从而实现水光互补运行过程的精细化模拟。其中,长期调度模型基于日尺度建立,根据面临时刻水库蓄水量()以及当日来水(),利用调度规则确定日平均出力(),基于水量平衡方程实现状态更新(),以此模拟水电多年运行过程中逐日计划电量;短期调度模型基于小时尺度建立,先根据水电日平均出力()、光伏日平均光伏出力预测()以及典型发电计划曲线编制互补系统日发电计划,再考虑光伏出力预测不确定性,模拟实时运行过程中水电()与光伏()逐时上网
7、出力。图 水光互补长 短期嵌套调度滚动模拟示意图 水电出力决策的标准运行规则 发电计划编制发电计划编制用于确定水光互补电站的日负荷过程。首先,基于水库日尺度的入库径流资料以及光伏出力过程,采用标准运行规则(,)进行决策 ,可得到互补系统逐日计划发电量;然后,利用典型负荷曲线,将计划电量分配到逐小时,从而 得 到 互 补 系 统 逐 日 发 电 计 划,具 体 计 算 过 程如下。水电出力决策 决策方法通过输入系统当前时段的可用能量确定水电出力,决策过程示意见 图 ,具体分为 个阶段:()当可用能量()小于保证出力对应能量()时,按可用能量对应出力发电;()当可用能量大 于保 证 出力 对应 能
8、 量,但 小 于 保 证 出 力 对 应 能量 与 正 常 蓄 水 位 对 应蓄 能()之和时,按照水电站保证出力发电;()当可用能量大于保证出力对应能量与正常蓄水位对应蓄能之和,但小于正常蓄水位对应的蓄能与装机容量对应能量()之和时,按照可用能量减去最大蓄能对应出力发电;()当可用能量大于正常蓄水位对应蓄能与装机容量对应能量之和时,按照水电装机容量发电。各阶段水电决策出力计算式如下:,(,(,(,(,?)()()式中:为水电出力;为可用能量对应出力;为水电站保证出力;为以出力形式表征的正常蓄水位对应蓄能;为水电站装机容量;为可用能量;为保证出力对应能量;为正常蓄水位对应的蓄能;为装机容量对应
9、能量;为度电耗水量;为库容;为入库流量;为调度时段;为第 个离散库容状态下的度电耗水量。日发电计划编制采用典型负荷曲线对日计划电量进行分解,可得到小时尺度的日发电计划(负荷)过程。考虑到实时出力可能与设定的负荷不匹配,为尽可能保障新能源上网,须对设定的负荷过程进行调整:当产生失负荷时,即所制定的负荷值过高,实际出力达不到计划值,此时按照失负荷值降低发电计划负荷值;当发生弃电时,即制定的负荷值较低,但实际出力较大,可能产生弃电,此时按照弃电量对发电计划负荷值进行抬升。发电计划编制过程如下:()珔 ,()式中:为互补电站的日发电计划;和 分别为水电和光伏的日计划电量;为计划出力值;为典型日负荷过程
10、;珔为典型日负荷均值;为日调度时段数。实时运行模拟实时运行模拟用于确定给定负荷条件下的水电与光伏上网出力,该过程须考虑光伏日前出力的预测不确定性,在一定并网优先级条件下,先估算水电出力,再考虑水库调度约束对水电出力进行修正,最后计算水电实际出力与光伏上网出力。预测不确定性表征根据最新光伏短期出力预测技术,光伏出力预测误差()基本可控制在 以内 。本文假定各时段光伏出力预测误差服从正态分布,即 (,),平均预测误差为 。因此,在给定预测误差范围基础上,可确定 置信水平下各个时段的正态分布标准差,如下:,?()式中:为预测误差的标准差;,为预测光伏出力值。将预测误差与预测出力叠加,可得到光伏理论出
11、力值。考虑光伏电站的装机容量限制以及非负约束,光伏理论出力可表示为:,()()式中:为光伏理论出力;为光伏装机容量。实时出力计算考虑光伏优先并网时,光伏优先满足负荷需求,缺额负荷由水电进行补偿。因此,可根据电网负荷以及光伏实时出力计算水电出力:()考虑水电优先并网时,水电优先承担负荷需求,缺额负荷由光伏承担,即水电先满足系统的负荷需求,当水电出力无法满足要求时,由光伏电站弥补缺额,此时水电出力如下:()式中 为水电站的预测出力值。由于水电出力受水头、下泄流量等约束限制,在根据出力反算流量时,须对水电出力进行调整。若计算出力值小于零,为满足下游生态流量要求,水电站将最小下泄流量作为发电引用流量进
12、行下泄;若计算出力值大于零,水电站按照需求电量对发电引用流量进行反算。根据水电出力反算流量时,须满足如下约束条件:水量平衡约束 ()()蓄水量约束()发电流量约束 ()水电出力约束()式中:为水库蓄水量;为水库蓄水量下限值;为水库蓄水量上限值;为时段入库流量;为发电引用流量;为弃水流量;为水库出库流量下限值;为水库出库流量上限值;为水电最小出力值;为水电预想出力值。多能互补效能评估指标体系从发电经济性、资源利用率以及供电可靠性三个维度建立多能互补效能评估指标体系。其中,经济性指标包括多年平均发电量与剩余负荷标准差;资源利用率指标包括多年平均弃水率、多年平均水电转换系数以及多年平均弃电率,供电可
13、靠性指标采用多年平均失负荷率表征。()多年平均上网电量。表示多年运行期间水电站与光伏电站的发电量之和,其值越大,互补系统所取得的电量收益越高:()()()剩余负荷标准差。表示火电机组所承担负荷的波动性大小,剩余负荷标准差越小,表明火电机组出力越平稳,运行成本越低。剩余负荷考虑由火电机组承担,火电机组出力的频繁调整会显著影响机组发电效率和使用寿命,增加运行成本 。()槡()()多年平均弃水率。表示水电站多年运行期间弃水流量与下泄流量比值的均值:()()弃水概率。表示在整个调度期电站发生弃水的概率:()()多年平均水 电转换系数。表示单方水的可发电量,值越大表明单方水的可发电量越大,水能利用效率越
14、高:珔 ()()多年平均弃电率。表示整个调度期内新能源电厂弃电量与理论发电量的比值:()()弃电概率。表示在整个运行阶段电站发生弃电的概率,用时段比表示:()()多年平均失负荷率。表示整个调度期内出力无法满足电网负荷需求的比例:()()失负荷概率。表示在整个调度期内电站发生弃电的概率,用时段比表示:()式中:为年数;为多年平均发电量;为剩余负荷标准差;为大电网负荷;为多年平均弃水率;为弃水流量、为发电引用流量、为总下泄流量;弃水概率;为发生弃水的时段总数;为多年平均弃电率;为某一时段内光伏的弃电量;为光伏理论发电量;为弃电概率;为发生弃电的时段总数;为多年平均失负荷率;为失负荷概率;为发生失负
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