烏江流域水光互補梯級蓄能調(diào)度圖繪制

高 英,蘇華英,于 潔,丁紫玉,秦濟(jì)森,譚喬鳳

(1.貴州烏江水電開發(fā)有限責(zé)任公司水電站遠(yuǎn)程集控中心,貴州 貴陽 550002; 2.貴州電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力調(diào)度控制中心,貴州 貴陽 550002; 3.河海大學(xué)水利水電學(xué)院,江蘇 南京 210098)

為大力落實“30·60”碳達(dá)峰碳中和目標(biāo),構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系,水電、風(fēng)電、光伏等可再生能源將是我國能源發(fā)展的主導(dǎo)方向,在未來能源轉(zhuǎn)型中發(fā)揮支柱引領(lǐng)作用[1-2]。由于風(fēng)電、光伏等新能源的隨機(jī)性和間歇性,難以保障電力可靠供應(yīng)和電網(wǎng)安全運行[3-5],水電作為啟停迅速、運行靈活、響應(yīng)快速、調(diào)節(jié)幅值大、技術(shù)成熟的傳統(tǒng)優(yōu)質(zhì)可再生能源,是構(gòu)建以風(fēng)光新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的重要支撐?！秶鴦?wù)院關(guān)于印發(fā)2030年前碳達(dá)峰行動方案的通知》《中華人民共和國國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要》等文件明確提出,“推動西南地區(qū)水電與風(fēng)電、太陽能發(fā)電協(xié)同互補”“建設(shè)一批多能互補的清潔能源基地”。2022年,國家能源局全面啟動全國主要流域可再生能源一體化規(guī)劃研究工作,推動以水電調(diào)節(jié)能力為核心的水風(fēng)光一體化資源配置、規(guī)劃建設(shè)、調(diào)度運行和消納。水風(fēng)光一體化協(xié)同發(fā)展是可再生能源未來發(fā)展方向,是新時期可再生能源高質(zhì)量發(fā)展的必由之路[6-9]。

水風(fēng)光多能互補系統(tǒng)的核心是利用水電快速靈活的調(diào)節(jié)能力平抑風(fēng)光出力波動性,在提升互補發(fā)電系統(tǒng)輸電質(zhì)量的同時,提升多種能源的綜合利用效率。由于風(fēng)電、光伏不可儲存,多能互補系統(tǒng)調(diào)度運行的關(guān)鍵是提出多能協(xié)同運行機(jī)制,優(yōu)化水電站群的調(diào)度運行方式。按照時間尺度劃分,多能互補調(diào)度可以分為中長期調(diào)度和短期調(diào)度。其中,中長期調(diào)度旨在利用風(fēng)能、光能、水能資源的季節(jié)性分布規(guī)律和互補特性,提高互補發(fā)電系統(tǒng)長時間的發(fā)電效益,為短期調(diào)度提供能夠兼顧系統(tǒng)長遠(yuǎn)效益的邊界條件[10-14]。

國內(nèi)外學(xué)者圍繞水光互補系統(tǒng)的中長期發(fā)電運行策略開展了廣泛研究。例如:Li等[15]構(gòu)建以水光互補系統(tǒng)發(fā)電量最大和出力波動性最小為目標(biāo)的多目標(biāo)優(yōu)化調(diào)度模型,提出了豐、平、枯典型水文年的水光互補運行策略;Tan等[16]提出了長期、中期、短期、實時多時間尺度嵌套的風(fēng)光水多能互補調(diào)度方法,評價了多能互補系統(tǒng)的效益和風(fēng)險;Yang等[17]以互補系統(tǒng)的發(fā)電量和發(fā)電保證率最大化為目標(biāo)建立了水光互補確定性優(yōu)化調(diào)度模型,并基于隱隨機(jī)優(yōu)化方法提取了水光互補系統(tǒng)的長期調(diào)度規(guī)則;Ding等[18]提出了預(yù)報信息驅(qū)動的風(fēng)光水多能互補兩階段決策模型,實現(xiàn)了在有限預(yù)報信息情況下梯級水庫長期優(yōu)化調(diào)度和滾動決策。上述研究主要集中于單個水電站與風(fēng)電或光伏的互補調(diào)度,由于流域梯級水電站存在復(fù)雜的水力、電力聯(lián)系,尤其是流域控制性水庫對下游梯級水電站的調(diào)度方式影響巨大,因此有必要研究新能源大規(guī)模接入要求下流域梯級水電站的調(diào)度運行策略。

為此,本文以烏江流域梯級水電站為研究對象,考慮其中龍頭電站洪家渡水電站接入光伏出力聯(lián)合調(diào)度的新要求,研究汛初、年末關(guān)鍵時間節(jié)點的梯級水電站蓄能合理范圍,并繪制水光互補梯級蓄能調(diào)度圖,為流域水光互補中長期調(diào)度運行提供參考。

1 研究區(qū)域概況

烏江流域梯級水電站包含洪家渡、東風(fēng)、索風(fēng)營、烏江渡、構(gòu)皮灘、思林、沙沱、大花水、格里橋9座水電站,各水電站位置如圖1所示,各水電站主要約束見表1。其中洪家渡水電站是烏江流域的龍頭電站,調(diào)節(jié)庫容33.61億m3,具有多年調(diào)節(jié)性能,總裝機(jī)600MW。洪家渡水光互補一體化調(diào)度涉及洪家渡水電站、先鋒光伏電站、團(tuán)箐光伏電站。先鋒光伏電站位于貴州省織金縣,總裝機(jī)容量為300MW;團(tuán)箐光伏電站位于貴州省黔西縣,總裝機(jī)容量為150MW。兩個光伏電站均通過220kV升壓站以1回220kV架空線路接入洪家渡水電站220kV高壓側(cè),并利用洪家渡水電站現(xiàn)有的220kV送出通道接入電網(wǎng)側(cè)。

表1 烏江流域梯級水電站主要約束

圖1 烏江流域主要水電站分布Fig.1 Distribution map of main hydropower stations in Wujiang River Basin

本文收集了梯級水電站1952年1月到2015年12月的梯級逐月入庫徑流數(shù)據(jù)、2015—2020年逐時實際運行資料?？紤]到光伏電站缺乏長系列運行資料,從中國氣象網(wǎng)站(https://data.cma.cn)下載了1952—2020年逐月輻射和氣溫數(shù)據(jù),采用光伏出力轉(zhuǎn)換模型計算了光伏電站逐月出力[19-20]。

2 蓄能調(diào)度圖繪制

為了提升水光互補系統(tǒng)的綜合發(fā)電效益,減少水光互補外送通道競爭帶來的棄電風(fēng)險,本文根據(jù)烏江流域徑流季節(jié)變化規(guī)律和梯級實際蓄能控制方式的差異,提出梯級分期發(fā)電策略,在此基礎(chǔ)上,研究汛初、年末關(guān)鍵時間節(jié)點的梯級蓄能合理范圍,并應(yīng)用長系列徑流、光伏出力資料,研制水光互補梯級蓄能調(diào)度圖。

2.1 梯級分期發(fā)電策略

梯級水電站調(diào)度通常以發(fā)電效益最大為目標(biāo),枯期考慮引水、灌溉、生態(tài)等綜合利用要求,梯級蓄能漸漸消落,調(diào)節(jié)性能較差的水電站盡量保持高水位運行;汛期來水較豐,水電站多發(fā)滿發(fā),調(diào)節(jié)性能好的水電站利用自身調(diào)節(jié)庫容減小棄水風(fēng)險,并在汛后期達(dá)到較高水位以保證枯期的發(fā)電能力[21]。根據(jù)烏江流域年內(nèi)的來水季節(jié)變化規(guī)律和梯級實際蓄能控制方式的差異進(jìn)行分期,梯級分期發(fā)電策略如下:

2.1.1 汛期(5—8月)

該時期來水偏多,為控制梯級棄水量,龍頭電站洪家渡水電站在滿足汛期60MW的生態(tài)調(diào)度出力要求下盡量多蓄少發(fā),光伏出力可借由洪家渡水電站的送出通道完全送出,下游梯級水電站按出入庫平衡控制發(fā)電,梯級水電站蓄能值由于洪家渡水電站的蓄水而上漲。

a.水光互補系統(tǒng)發(fā)電量計算公式為

EHP,t=EH,t+EP,t

(1)

式中:EHP,t為第t月水光互補系統(tǒng)發(fā)電量;EH,t為第t月梯級水電站發(fā)電量;EP,t為第t月光伏電站發(fā)電量;EH,i,t為第t月水電站i的發(fā)電量;th為時段長度;ki為水電站i的綜合出力系數(shù);Qi,t為第t月水電站i的發(fā)電流量;Hi,t為第t月水電站i的發(fā)電水頭;m為梯級水電站總數(shù)。

b.梯級水電站蓄能值計算公式為

Xt=Xt-1+ETR,t-EH,t

(2)

式中:Xt、Xt-1為第t、t-1月梯級水電站蓄能值;ETR,t為第t月梯級水電站天然來水的發(fā)電量;ETR,i,t為第t月水電站i天然來水的發(fā)電量;QTR,i,t為第t月水電站i的天然來水流量。

2.1.2 后汛期(9—10月)

該時期龍頭電站洪家渡水電站采用天然來水流量發(fā)電,光伏優(yōu)先送出,水電利用剩余通道送出;下游梯級水電站優(yōu)先以生態(tài)流量發(fā)電,提高水頭效益,梯級水電站蓄能值由于下游水電站的蓄水而上漲。

a.水光互補系統(tǒng)發(fā)電量計算公式為

(3)

式中QST,i,t為水電站i的最小生態(tài)流量。

b.梯級水電站蓄能值計算公式同式(2)。

2.1.3 調(diào)整期(11—12月)

該時期梯級水電站向預(yù)控的年末水位調(diào)整,各水電站均勻發(fā)電(即各水電站相鄰時段的發(fā)電量相同),梯級水電站蓄能值逐月向預(yù)控的年末蓄能值進(jìn)行調(diào)整。

a.水光互補系統(tǒng)發(fā)電量計算公式為

(4)

b.梯級水電站蓄能值計算公式同式(2)。

2.1.4 枯期(1—4月)

該時期龍頭電站洪家渡水電站均勻發(fā)電,向下游補水,光伏優(yōu)先送出,水電利用剩余通道送出;下游水電站均勻發(fā)電,梯級水電站由年末水位向預(yù)控汛初水位消落,梯級蓄能值由于各水電站逐月均勻發(fā)電而逐月消落。

a.水光互補系統(tǒng)發(fā)電量計算公式同式(4)。

b.梯級水電站蓄能值計算公式同式(2)。

2.2 關(guān)鍵節(jié)點梯級水電站蓄能控制

汛初(枯水期末)節(jié)點是梯級水電站調(diào)度運行的關(guān)鍵時間節(jié)點,一方面為了減少汛期棄水風(fēng)險,提高發(fā)電效益,梯級水電站蓄能值處于相對較低的水平;同時,水電站群也要防止過度消落,影響供電可靠性。另外,年末節(jié)點的梯級水電站蓄能值與來年流域來水情況決定了下一年梯級水電站的發(fā)電情況,同為梯級水電站調(diào)度運行的重要時間節(jié)點。因此,本文將汛初(5月初)、年末(12月末)節(jié)點作為梯級水電站蓄能控制的關(guān)鍵時間節(jié)點,在滿足發(fā)電與生態(tài)調(diào)度出力要求的前提下,研究分析得出關(guān)鍵時間節(jié)點的梯級蓄能合理范圍。

2.2.1 汛初節(jié)點梯級水電站蓄能控制范圍

汛初節(jié)點是控制汛期棄水風(fēng)險的重要時間節(jié)點,通過分析梯級水電站5—8月的調(diào)度過程,確定汛初節(jié)點的梯級水電站蓄能范圍。結(jié)合汛期的梯級發(fā)電策略,基于汛期梯級水電站不棄水原則,根據(jù)不同豐枯程度的來水過程,從汛初不同的梯級水電站蓄能位置,模擬5—8月的蓄能調(diào)度過程,分析梯級水電站汛期5—8月的蓄水情況和棄水情況,確定梯級水電站的汛初蓄能上限;同時為保證非汛期洪家渡水電站向下游補水的能力,8月末洪家渡水電站水位應(yīng)盡量達(dá)到1125m,從洪家渡水電站8月末1125m逆推至5月初,分析洪家渡水電站汛期5—8月的蓄水情況,確定梯級水電站的汛初蓄能下限,最終確定烏江流域梯級水電站汛初蓄能合理范圍。

表2是在較多年平均流量偏豐30%來水條件下5—8月的梯級水電站發(fā)電與蓄能情況統(tǒng)計,在較多年平均偏豐30%來水情況下,當(dāng)汛初蓄能大于或等于40億kW·h時,8月末梯級水電站蓄能超上限,即梯級水電站將產(chǎn)生棄水,基于梯級水電站不棄水原則,梯級水電站的汛初蓄能不宜高于35億kW·h。

表2 偏豐30%來水條件下5—8月梯級水電站發(fā)電與蓄能情況 單位:億kW·h

表3是洪家渡水電站在滿足8月末水位1125m前提下,不同徑流等級條件下逆推的月初水位統(tǒng)計。由表3可見,在較多年平均偏枯30%來水條件下,汛初水位應(yīng)盡量控制在1098.1m以上,使得洪家渡水電站能夠在8月末蓄至1125m,足夠為非汛期供水,結(jié)合烏江下游水電站實際調(diào)度資料統(tǒng)計,推得梯級水電站的汛初蓄能下限為28億kW·h。

表3 不同徑流等級條件下逆推的洪家渡水電站月初水位

綜上所述,洪家渡水電站在60MW生態(tài)調(diào)度出力和450MW光伏出力接入的條件下,梯級水電站的汛初蓄能范圍為28億～35億kW·h。

2.2.2 年末節(jié)點梯級水電站蓄能控制范圍

年末節(jié)點的梯級水電站蓄能情況與來年流域來水情況決定了1—4月的梯級發(fā)電能力,通過分析梯級水電站1—4月的調(diào)度過程,確定年末節(jié)點的梯級水電站蓄能范圍。結(jié)合枯期的梯級發(fā)電策略,基于不同的年末梯級水電站蓄能狀態(tài),根據(jù)不同豐枯程度的來水過程,模擬1—4月的蓄能調(diào)度過程,計算枯期的梯級水電站日均發(fā)電量、16h頂峰能力和火電負(fù)荷率等指標(biāo),根據(jù)枯期梯級水電站的16h頂峰能力(全網(wǎng)頂峰需求2000萬～2300萬kW),確定梯級水電站的年末蓄能下限;根據(jù)枯期火電負(fù)荷率(本文取全網(wǎng)火電負(fù)荷率大于47%)確定梯級水電站的年末蓄能上限,最終確定烏江流域梯級水電站年末蓄能合理范圍。

經(jīng)分析,在較多年平均流量偏豐30%的來水條件下,梯級水電站汛初蓄能為最小值時梯級水電站日均發(fā)電量最大,其對應(yīng)的枯期火電負(fù)荷率最小,因此采用該條件計算梯級水電站的年末蓄能上限;在較多年平均流量偏枯30%的來水條件下,梯級水電站汛初蓄能為最小值時梯級水電站日均發(fā)電量最小,其對應(yīng)的枯期16h頂峰能力最小,因此采用該條件計算梯級水電站的年末蓄能下限。

表4是不同年末蓄能消落方案的火電負(fù)荷率和梯級水電站16h頂峰能力情況統(tǒng)計。由表4可見,當(dāng)梯級水電站的年末蓄能為72億kW·h時,全網(wǎng)火電負(fù)荷率最小,為46.9%。按照枯期全網(wǎng)火電負(fù)荷率47%測算,確定梯級水電站的年末蓄能上限為72億kW·h;全網(wǎng)火電調(diào)峰能力為1909.8萬kW,電網(wǎng)調(diào)峰需求為2000萬～2300萬kW,水電的調(diào)峰能力需求為90.2萬～390.2萬kW,當(dāng)梯級年末蓄能為58億kW·h時,梯級水電站16h調(diào)峰能力最低為615.83萬kW,能夠滿足電網(wǎng)調(diào)峰能力,因此確定梯級水電站的年末蓄能下限為58億kW·h。

表4 不同年末蓄能消落方案的火電負(fù)荷率和梯級水電站16h頂峰能力

表4中的“不滿足汛初水位”表示在當(dāng)前梯級水電站的年末蓄能條件下,通過1—4月的發(fā)電模擬,最終洪家渡水電站達(dá)不到預(yù)控汛初水位。例如,當(dāng)梯級水電站的年末蓄能為44億kW·h時,在來水較多年平均偏豐30%的條件下,由于洪家渡水電站年末水位過低,即使洪家渡水電站1—4月停機(jī)蓄水,也不能達(dá)到預(yù)控的汛初水位。

綜上所述,洪家渡水電站在60MW生態(tài)調(diào)度出力和450MW光伏出力接入的條件下,梯級水電站的年末蓄能范圍為58億～72億kW·h。

2.3 水光互補梯級蓄能調(diào)度圖

根據(jù)長系列徑流、光伏出力資料和汛初、年末關(guān)鍵節(jié)點的梯級水電站合理蓄能范圍分析結(jié)果,設(shè)置梯級水電站汛初、年末蓄能離散區(qū)間和離散間隔,結(jié)合不同時期梯級水電站的發(fā)電策略,模擬在不同汛初、年末蓄能組合方案下的梯級水電站全年蓄能控制過程,將其上包線和下包線之間的范圍視為梯級水電站的正常蓄能區(qū),在正常蓄能區(qū)以上的范圍視為降低蓄能區(qū),在正常蓄能區(qū)以下的范圍視為增大蓄能區(qū),最終得到水光互補梯級蓄能調(diào)度圖如圖2所示,梯級水電站的正常蓄能區(qū)上下限見表5。

表5 梯級水電站的正常蓄能區(qū)上下限

圖2 水光互補梯級蓄能調(diào)度圖Fig.2 Hydro-PV complementary cascade energy storage dispatching diagram

3 實例驗證

3.1 蓄能調(diào)度圖使用規(guī)則

考慮光伏出力接入洪家渡水電站和生態(tài)調(diào)度要求,使用水光互補梯級蓄能調(diào)度圖,安排梯級水電站發(fā)電運行方式,使梯級水電站蓄能盡量在正常蓄能區(qū),形成相應(yīng)的梯級蓄能調(diào)度圖使用規(guī)則:

a.正常蓄能區(qū):①枯期(1—4月)梯級水電站由年初(上一年年末)水位向汛初目標(biāo)水位消落,光伏出力優(yōu)先送出,梯級水電站均勻發(fā)電;②汛期(5—8月)龍頭電站洪家渡水電站以60MW的生態(tài)調(diào)度出力要求發(fā)電,光伏出力可借由水電輸送通道完全送出,下游梯級水電站按出入庫平衡原則發(fā)電,梯級水電站的蓄能值由于洪家渡水電站蓄水而增加;③后汛期(9—10月)洪家渡水電站采用天然來水流量發(fā)電,下游梯級水電站優(yōu)先以生態(tài)流量發(fā)電調(diào)整水位,梯級水電站的蓄能值由于下游水電站蓄水而增加;④調(diào)整期(11—12月)梯級水電站向年末目標(biāo)水位調(diào)整,各水電站均勻發(fā)電,年末梯級水電站的蓄能值達(dá)到較高水平以備次年發(fā)電。

b.降低蓄能區(qū):若梯級水電站的蓄能值位于降低蓄能區(qū)的范圍,則應(yīng)適當(dāng)增大梯級水電出力,增加水光互補系統(tǒng)發(fā)電量使梯級水電站的蓄能值降低至正常蓄能區(qū)的范圍。利用蓄能調(diào)度圖時常結(jié)合判別式法[22-23],根據(jù)判別式法得出梯級水電站在枯期自上而下消落水位,在汛期自下而上存蓄水量,因此優(yōu)先增大上游水電站的出力。

c.增大蓄能區(qū):若梯級水電站的蓄能值位于增大蓄能區(qū)的范圍,則應(yīng)適當(dāng)降低梯級水電出力,減小水光互補系統(tǒng)發(fā)電量使梯級水電站的蓄能值增大至正常蓄能區(qū)的范圍。同理根據(jù)判別式法可得,應(yīng)優(yōu)先降低上游水電站的出力。

3.2 驗證結(jié)果

根據(jù)收集的2015—2020年梯級水電站逐時的實際運行資料,洪家渡水電站的多年平均流量為142m3/s,2015—2020年的年平均流量分別為150.5、133.6、133.8、131.0、145.1、139.0m3/s,其流量水平基本在較多年平均流量偏枯10%到偏豐10%之間。分別選取2015年(偏豐10%)、2020年(平均流量水平)、2018年(偏枯10%)作為代表年份進(jìn)行水光互補梯級蓄能調(diào)度圖實例驗證研究,設(shè)置兩種調(diào)度方式:方式1運用水光互補梯級蓄能調(diào)度圖進(jìn)行梯級水電站調(diào)度模擬,方式2根據(jù)梯級水電站實際調(diào)度運行水位過程,直接疊加光伏出力進(jìn)行調(diào)度模擬。

為了研究水光互補一體化調(diào)度對烏江梯級水電站供電任務(wù)的作用,以方式2為例進(jìn)行分析,不同代表年洪家渡水電站水光出力過程見圖3,其中2015年、2018年、2020年的光伏發(fā)電量分別為5.48億、5.50億、5.33億kW·h。光伏出力接入洪家渡水電站后,提高了水電站的送出通道利用率,提高了水電站的發(fā)電量與枯期16h頂峰能力。在中長期尺度水電消納光伏能源,光伏能源增加水電站的送出電量,水電站與光伏電站形成電量互補。

圖3 方式2下洪家渡水電站水光出力過程Fig.3 Hydro-PV output process of Hongjiadu Hydropower Station under mode 2

以3個代表年的梯級水電站年初水位計算梯級水電站的年初蓄能,控制兩種方式的年初蓄能一致,比較兩種方式的發(fā)電能力與棄水量,對水光互補梯級蓄能調(diào)度圖進(jìn)行檢驗。3個代表年不同調(diào)度方式的水光互補系統(tǒng)發(fā)電量和棄水量統(tǒng)計情況如表6所示,各年的梯級水電站蓄能調(diào)度過程見圖4。如表6和圖4可見,

表6 不同調(diào)度方式水光互補系統(tǒng)發(fā)電量與棄水量

圖4 不同代表年梯級水電站蓄能調(diào)度過程Fig.4 Energy storage dispatching process of cascade hydropower stations in different typical years

各代表年方式1的水光互補系統(tǒng)發(fā)電量均比方式2有所增大,增幅在0.7億～2.1億kW·h;同時各代表年方式1的水光互補系統(tǒng)棄水量均比方式2有所降低,降幅在0.03億～0.15億m3。方式1的梯級水電站蓄能基本高于方式2,發(fā)揮梯級水電站的水頭效益以便達(dá)到更大的發(fā)電效益,同時又可根據(jù)水光互補梯級蓄能調(diào)度圖調(diào)整發(fā)電策略,使梯級水電站的棄水量更小,減少棄電風(fēng)險。

梯級蓄能調(diào)度過程與實際蓄能調(diào)度過程趨勢一致,符合水電站發(fā)電運行策略;水光互補系統(tǒng)發(fā)電量與棄水量與實際運行結(jié)果接近,計算結(jié)果符合實際,發(fā)電計劃編制過程簡單、合理,表明繪制的水光互補梯級蓄能調(diào)度圖是合理有效的。

4 結(jié) 語

本文針對烏江流域中長期水光互補梯級水電站蓄能控制問題,提出水光互補系統(tǒng)的分期發(fā)電策略,從汛初、年末節(jié)點梯級蓄能合理范圍著手,繪制水光互補梯級蓄能調(diào)度圖,形成相應(yīng)的梯級蓄能控制和使用規(guī)則,可根據(jù)梯級的蓄能狀況對短期發(fā)電計劃進(jìn)行調(diào)整,提高發(fā)電效益,降低調(diào)度風(fēng)險。實例驗證結(jié)果表明,梯級水電站汛初蓄能范圍為28億～35億kW·h、年末蓄能范圍為58億～72億kW·h;水光互補梯級蓄能調(diào)度圖能夠提高系統(tǒng)發(fā)電量0.7億～2.1億kW·h,減少棄水量0.03億～0.15億m3,使得水光互補系統(tǒng)在減少汛期通道競爭風(fēng)險的同時,保證水光互補系統(tǒng)的發(fā)電效益,可為烏江流域水光互補優(yōu)化調(diào)度提供參考。