面向清潔能源消納的抽水蓄能電站運行方式研究

孫望良，梅亞東，肖小剛，張 祥，余姚果，朱 迪

(1.國家電網公司華中分部，武漢 430077；2.武漢大學 水資源與水電工程國家重點實驗室，武漢 430072)

0 引 言

近年來，在國家優先發展清潔能源政策推動下，我國以風電、光伏電為代表的新能源發電規模迅速擴大，截止2020年6月，風電、光伏發電裝機均超過2.1 億kW，在世界各國中均位居第一[1]。風電、光伏電等大規模并網發電，在替代煤電的同時，由于其具有的隨機性、波動性、間歇性等特點，亦會對電網造成較大沖擊，不利于電網安全穩定運行。尤其是優先消納風電、光伏電，將可能壓縮電網中其他電源(如火電)發電空間，增加其他電源出力波動性。當電網中各類電源出力無法相互協調平衡負荷時，將導致棄風電、棄光伏電及棄水電的發生。在優先消納風電和光伏電等清潔能源同時如何保證電網安全穩定運行已經成為面臨的重大挑戰[2]。

抽水蓄能電站作為目前經濟性最好的大規模儲能設施，具有調峰填谷、調頻、調相以及旋轉備用等多重功能，加上啟停靈活，在傳統的以火電、水電為主要電源的電網中，能夠發揮平抑負荷波動、改善火電機組運行條件的作用[3]。隨著我國風電、光伏電迅速發展，關于抽水蓄能與風電、光伏電聯合優化調度的研究越來越多。文獻[4]考慮到抽水蓄能電站同時承擔調峰和備用功能，建立了基于機組組合的抽水蓄能聯合大規模并網風電的優化調度模型。文獻[5]以棄風量最小為目標，考慮到線路傳輸容量約束，建立了風-抽蓄協同優化模型，采用 IBM ILOG Cplex 求解器求解。文獻[6]以風電-光伏-抽水蓄能聯合出力曲線跟蹤負荷特性曲線為目標，對河北豐寧抽水蓄能電站運行方式進行優化。文獻[7]提出考慮風光出力相關性的風光抽蓄聯合系統兩級出力優化模型，其中風-光-抽蓄系統優化模型采用改進粒子群法求解。文獻[8]考慮了風電、光伏、負荷、發電故障等不確定因素，建立一種風-光-抽蓄聯合發電和備用模型，并采用隨機且仿射可調整的魯棒性優化(AARO)方法求解。文獻[8]建立了福建電網風光水互補發電系統短期調峰優化調度模型，采用改進粒子群法求解。文獻[9]建立了農村偏遠地區風光電和小型水電、抽水蓄能電站聯合運行模型；文獻[10]以棄風棄光量最小和梯級水電站蓄能最大為目標，建立了大型風光水混合能源互補發電系統的優化調度模型，但該系統未包含抽水蓄能電站。由于抽水蓄能電站運行時存在發電與抽水、停機狀態轉換、運行最短歷時、抽水功率離散化等復雜約束，研究中針對模型的特點，采用不同的方法求解，例如針對線性目標函數的混合整數規劃模型，采用 Cplex 優化軟件，或針對非線性目標函數采用粒子群等智能算法求解。但這些方法都存在求解效率較低問題。為此，文獻[11]提出一種抽蓄電站電能計劃優化的搜索方法，文獻[12]針對大電網平臺抽蓄電站群短期電鍍，提出了一種啟發式調峰方法，以實現問題快速求解。文獻[13]將逐次切負荷法用于優化抽水蓄能電站運行方式，以減少系統棄水量。

本文聚焦面向清潔能源消納的抽水蓄能電站運行方式優化問題。在風電和光伏電全部被消納的前提下，以剩余負荷均方差最小為目標，建立抽水蓄能電站運行優化模型。然后針對模型非線性、混合變量及時間關聯限制強特點，提出了一種基于雙向切負荷法的抽水蓄能電站運行搜索優化方法。采用湖北電網2019年運行數據，分析了優先消納風電、光伏電功率后電網剩余負荷特性變化，并針對典型日負荷過程，應用上述模型及方法，對白蓮河抽水蓄能電站運行方式進行優化，驗證了模型方法的有效性。

1 模型構建

針對由火電、常規水電、風電、光伏電及抽水蓄能電站等多種電源組成的省級電網，研究面向清潔能源消納的抽水蓄能電站日運行方式優化問題。由于風電、光伏電及部分常規水電(例如徑流式電站)的出力不具有調節性和風電、光伏電具有的天然反調峰特性，按照優先消納清潔能源政策，電網負荷扣減風電、光伏電功率后的剩余負荷特征將發生一定變化，如峰谷差擴大、波動性增加。通過優化抽水蓄能電站日運行計劃，對沖優先消納風電、光伏電功率后的不利影響，使電網其他電源承擔的剩余負荷盡量平穩，為電網安全、穩定、經濟運行創造條件。

1.1 目標函數

常見的衡量負荷波動性指標有峰谷差、負荷率及負荷均方差等。本文以電網負荷扣減風電、光伏電等功率和抽水蓄能電站功率后剩余負荷均方差最小作為目標。設電網日負荷過程已知，并以15 min為時間粒度進行離散，第t時刻(時段)負荷記為L(t),t=1,2,…,T，目標函數表達式如下：

(1)

(2)

式中：R(t)表示電網第t時段剩余負荷；Pw(t)表示電網第t時段風電出力；Pv(t)表示電網第t時段光伏電出力；Pk(t)表示第k個抽蓄電站在第t時刻功率；Pk(t)可正可負，Pk(t)>0，表示第k抽蓄電站處于發電工況；Pk(t)<0，表示第k抽蓄電站處于抽水工況；Pk(t)=0，表示第k抽蓄電站停止運行；K為電網中抽蓄電站集合。

1.2 約束條件

(1)抽蓄電站發電功率約束。

(3)

(2)抽蓄電站抽水功率約束。抽蓄電站機組可分為常規機組與變速機組，在抽水工況(水泵工況)時，單臺常規機組輸入功率為不可調的額定輸入功率，單臺變速機組輸入功率在50%～100%范圍可調。在實際運行中，抽蓄電站抽水功率常常是離散數值，表達如下：

(4)

(3)功率變幅約束。

|Pk(t+1)-Pk(t)|≤ΔPk

(5)

式中：ΔPk表示抽蓄電站k在第t時刻發電(或抽水)功率變幅限制。

(4)最小開機歷時約束。抽水蓄能電站在發電工況下運行歷時不得小于最小開機歷時：

(6)

Pk(t)>0

抽蓄電站在抽水工況下最小開機歷時約束與式(6)類似，此處省略。

(5)工況轉換約束。抽蓄電站k在第t時刻只能處于發電、抽水或停機3種狀態。即：

(7)

同時規定，抽蓄電站在發電工況和抽水工況之間轉換時，需至少停機一個時段，即：

(8)

(6)電能-水量轉換關系。抽蓄電站運行時，導致上、下水庫第t時刻蓄水量發生變化，蓄水量增幅計算式如下：

(9)

(7)上下庫水量平衡及蓄水量限制。不考慮上庫入庫徑流及棄水，抽蓄電站上水庫水量平衡方程如下：

(10)

(11)

對于下水庫可列出類似約束。一般情況下，抽蓄電站上水庫調節庫容小于下水庫調節庫容，因此可以只考慮上水庫蓄水量約束。

(8)電站日運行控制約束。在實際運行中，在日初庫水位(蓄水量)給定條件下，抽蓄電站日運行控制約束可分為如下3種類型：

第一類：日發電量與日抽水用電量給定：

(12)

第二類：日發電量(或日抽水電量)與日末庫水位給定：

(13)

攤鋪機選擇應具有超厚（厚度可達400mm）、寬幅（寬度可達到15m）、抗離析、功率大等技術性能。本工程選用DT1600攤鋪機，其相關性能參數如下：攤鋪寬度3～16m，行走速度為0～25m/min，攤鋪厚度0～500mm。攤鋪過程中為減少混合料離析應增大螺旋布料機的螺旋直徑、加大輸料槽寬度及高度，降低螺旋布料器轉速。

第三類：給定日末庫水位：

(14)

同時日發電量與日抽水電量滿足下式：

(15)

從水量(能量)守恒角度，抽水蓄能電站調度期(日)初蓄水量、日末蓄水量及發電水量(電量)、抽水量(電量)之間存在固定關系。上述3類控制約束中，第二類運行控制約束可以轉換成第一類約束形式，而第三類運行控制約束在最小、最高庫水位給定下，也可轉換成第一類約束形式。

(9)日初庫蓄水量(庫水位)約束。調度期初上下水庫蓄水量(或水位)給定：

(16)

2 模型求解

本文建立的模型目標函數是非線性的，且包含0～1變量和整型變量，復雜的最小開機歷時約束，工況轉換約束。常用的混合線性規劃法及目前流行的智能算法如GA，PSO等，難以用來快速求解。

逐次切負荷法是制定電力系統中各類電站運行方式的常用方法之一[13]，它先假定所求電站在電力系統日負荷圖上工作位置，然后計算工作位置以上所求電站所能發出的電量，如果該電量與電站事先設定的日發電量相等，則相應的工作位置及電站出力過程即為所求；否則逐次調整電站的工作位置直至收斂。本文基于逐次切負荷法思想，提出一種基于雙向切負荷法的抽水蓄能電站日運行搜索優化方法。該方法基本步驟如下：

Step3: 確定抽水運行方式。

Step4: 確定發電運行方式。

Step5：上下水庫水位及蓄水過程復核。

基于計算的抽水蓄能電站抽水-發電過程，根據式(9)、式(10)和式(11)，逐時段檢查水庫蓄水量是否滿足約束。如果不滿足，轉向step6；如果滿足，計算剩余負荷R(t)=L1(t)-Pp(t)-Pg(t)及均方差(目標值)，判斷目標值是否最小，如是最小，轉向step2，計算下一個抽蓄電站運行方式；如不是最小，轉向step 6。

Step6：對所有抽水區間及發電區間電站工作位置尋優。

圖1為上述方法的計算流程圖。

圖1 基于雙向切負荷法的抽水蓄能電站運行方式計算流程圖

3 實例研究

本文以湖北電網白蓮河抽水蓄能電站運行為實例。截止2019年底湖北電網火電、常規水電、風電、光伏電及抽水蓄能電站裝機容量合計7 907.9 萬kW，其中，常規水電、火電裝機容量占比分別達到44.%和39.9%，風電、光伏電裝機占比分別為5.1%和8.4%，抽水蓄能電站裝機容量127 萬kW，僅占1.6%。近三年風電、光伏電高速發展，裝機容量增長率分別達到92%和247%。2019年湖北省網用電量為2 104.0 億kWh，比上一年增長7.0%，年最大用電負荷3 936.3 萬kW，最大日峰谷差1 318.9 萬kW，年最大負荷和最大日峰谷差均較上一年有所增加。湖北電網通過9條聯絡線與河南、湖南、江西電網及華東、西南電網和南方電網實現功率交換。白蓮河抽水蓄能電站裝機容量120 萬kW，是電網直調的抽蓄電站，具有重要的削峰填谷、平抑負荷波動作用，及調頻、調相、備用等輔助作用。

3.1 優先消納風電、光伏電后剩余負荷特性變化

電網日用電負荷具有峰谷相間特點。一般講，22∶00至次日6∶00負荷低，8∶00至12∶00為早高峰，18∶00至22∶00為晚高峰。光伏電站則是夜晚不發電，白天功率隨太陽輻射強弱而變。風電出力日內變化比較劇烈，隨機性、間歇性顯著。電網吸納風電、光伏電功率后，剩余負荷的日最大負荷、日最小負荷相應降低，但日峰谷差確是有增有減。以2019年為例，湖北電網負荷扣除風電、光伏電功率后得到剩余負荷，逐日計算剩余負荷日峰谷差及日均方差，并與原始負荷進行比較，結果如圖 2所示。圖2中日峰谷差之差、日均方差之差過程線分別表示扣減風光功率后剩余負荷的日峰谷差、日均方差與原始負荷相應指標的差值。峰谷差之差大于0，表示剩余負荷日峰谷差大于原始負荷的日峰谷差。圖3點繪了2019年日峰谷差之差與日均方差之差之間關系。

圖2 湖北電網2019年優先消納風電、光伏電后負荷特性變化

圖3 湖北電網2019年負荷日峰谷差之差與日均方差之差之間關系

從圖2、圖3可見，日峰谷差之差、日均方差之差均有正有負，波動較大，尤其日峰谷差之差為甚。日峰谷差之差與日均方差之差之間大致呈線性關系。2019年負荷日峰谷差之差和日均方差之差的年均值分別為-9.0萬kW和-15.6萬kW，且全年剩余負荷日峰谷差和均方差小于原始負荷對應指標的天數占全年天數比例分別為57.8%和77.0%，說明風光功率在年內大多數日期內具有一定程度上減少電網日負荷峰谷差，降低日負荷波動性的作用。另一方面，全年剩余負荷日峰谷差和均方差大于原始負荷對應指標的天數占全年天數比例也不低，分別為42.1%和23.0%，尤其是日峰谷差之差的最大值達到189.5 萬kW。這說明電網優先消納風電、光伏電功率后，有可能擠壓了火電、常規水電等其他電源的發電空間，導致其他電源的發電調節范圍擴大，而且可能性還很高。從剩余負荷日最小負荷進一步降低角度，對火電機組運行或常規水電站也會造成一定壓力。極端情況下，導致棄水或棄風、棄光發生。

分月統計剩余負荷日峰谷差最大日的原始負荷、剩余負荷的峰谷差和均方差，結果列于表1中。表中變化率表示剩余負荷的峰谷差(均方差)相對于原始負荷峰谷差(均方差)的變化率。從表1可見，扣減風光功率后，各月典型日剩余負荷的峰谷差及均方差變化率大不相同，從峰谷差變化率看，除6月 為-4.33%外，其他各月均大于0，其中5月最大，達到32.42%；從均方差變化率看，1月、3月、6-9月的變化率小于或等于0，其他各月均大于0，其中5月最大，達到26.02%。綜合來看，6月典型日消納風光電功率后，負荷的峰谷差及波動性均減少；1月、3月、7-8月典型日消納風光電功率后，負荷的峰谷差有所擴大，但波動性反而有一定降低；其他各月典型日消納風光電功率后，負荷的峰谷差及波動性均擴大，其中以5月、10-11月尤其明顯。這說明，5月、10-11月典型日風光電出力的“反調峰”作用較為突出，是制訂抽水蓄能電站日運行計劃時要重點關注的。

表1 各月典型負荷日原始負荷及剩余負荷峰谷差及均方差

3.2 白蓮河抽蓄電站運行平抑負荷波動效果

針對2019年12月的扣減風光電出力后剩余負荷峰谷差最大典型日，以抽蓄電站運行后剩余負荷均方差最小為目標，采用基于雙向切負荷法的搜索優化方法對白蓮河抽水蓄能電站運行方式進行優化。為保證結果可比性，優化運行時以白蓮河抽水蓄能電站該日實際運行的抽水電量、發電量及相應的抽水、發電機組數為約束。計算結果列于表2中。情形1和情形2分別對應白蓮河抽水蓄能電站實際運行及優化運行，均方差(峰谷差)削減率按下式計算：

表2 抽水蓄能電站運行效果比較 %

(17)

式中：r為均方差(或峰谷差)削減率，%；V0為不考慮抽蓄電站運行的負荷(即原始負荷扣減風光電功率后負荷)均方差(或峰谷差)，MW；V為考慮抽蓄電站運行后的剩余負荷均方差(或峰谷差)，MW，V又區分實際運行與優化運行兩種情形。

從表2可以看出，對于1-12月典型負荷日，抽蓄電站優化運行的均方差削減率相較實際運行的均方差削減率有一定增加，5月削減率提高最大，為2.42%，3月最小為0.19%。從峰谷差削減率上看，各月典型日峰谷差削減率相差較大，6月抽蓄電站優化運行后的負荷峰谷差削減率提高最為明顯，達到10.07%，5月其次為7.39%。1月、7月和9月的優化運行峰谷差削減率小于實際運行的峰谷差削減率，主要原因是實際運行時電站抽水功率超過機組額定容量(一般在5%左右)，而優化運行時嚴格按機組額定容量控制。綜合起來，白蓮河抽蓄電站運行方式的優化可增加平抑負荷波動的效果和降低負荷峰谷差。

12個典型日的無抽蓄電站運行時負荷過程、抽蓄電站實際運行時負荷過程及優化運行時的負荷過程如圖4所示。在0∶00-8∶00低谷期間，抽水蓄能電站抽水后，負荷過程有所抬升，負荷上升幅度與可投入運行的機組數目有關。可投運的機組越多，抽水功率越大，負荷抬升越明顯。如1月、2月。在8∶00-22∶00之間，抽蓄電站實際發電過程與優化過程有比較大不同。一般地講，抽蓄電站按優化方式運行時負荷較實際運行的平坦，明顯者如2月、4-6月、8月、11月。

圖4 3種情形下電網剩余負荷過程比較

3.3 抽水蓄能電站運行方式比較

1月-12月各典型日白蓮河抽水蓄能電站實際運行和優化運行過程如圖 5所示。從圖5可見，兩種情形下白蓮河抽水蓄能電站運行方式差別較大。首先是電站運行模式的差別，實際運行中1月、7月、8月是“二抽二發”，而優化運行沒有“二抽二發”模式。原因是第二次抽水抬升負荷，會導致剩余負荷方差增大；4月、5月及12月發電階段，優化運行次數也不同于實際運行的發電次數。4月優化運行是“一抽一發”，實際則是“一抽一發”，5月卻剛好相反。其次發電的時間段有明顯不同。優化運行抽水時間段基本與實際運行相同，但在發電階段卻有很大變化。如4月典型日負荷呈現雙峰，且主峰在第46點，所以優化運行時安排在第36～48點發電，發揮了顯著的削峰效果。又如5月典型日，負荷主峰在第66～第88點之間，優化運行時集中在這段時間發電，削減負荷峰谷差和均方差的效果優于實際運行兩次發電的效果。9月、11月和12月情況與此類似。總之，優化運行時抽蓄電站的抽水和發電功率能夠更好地適應負荷的變化，以降低剩余負荷的峰谷差和均方差。

圖5 優化運行及實際運行時抽蓄電站功率過程比較

4 結 論

本文在分析了優先吸納風電和光伏電功率對電網剩余負荷影響的基礎上，建立了以抽蓄電站運行后剩余負荷均方差最小為目標的面向清潔能源消納的抽水蓄能電站運行優化模型，并根據模型特點，提出了一種基于雙向切負荷法的搜索優化方法，并以湖北電網2019年數據進行了驗證。研究表明：

(1)由于風電、光伏電出力的波動性、間歇性，電網優先消納風電、光伏電功率后，有可能導致剩余負荷的峰谷差增大，波動性增強，從而擠壓火電、常規水電等其他電源的發電空間，對火電機組運行或常規水電站也會造成一定壓力。

(2)通過優化白蓮河抽水蓄能電站的運行方式一方面可以盡可能消納清潔能源，另一方面可以顯著改善清潔能源出力對電網造成的沖擊，使得電網剩余負荷更加平穩，有利于電網安全穩定運行。優化運行后的湖北電網12個月典型日剩余負荷均方差和峰谷差有所削減，與實際運行比較，剩余負荷均方差和峰谷差削減率增加值，最大分別達到了2.42%和10.07%。

(3)優化運行后的白蓮河抽水蓄能電站運行模式有一定改變，12個月典型日全部為“一抽一發”或“一抽二發”模式，尤其是發電階段的發電次數和起止時間有明顯不同。優化運行方式能夠更好地適應負荷的變動。

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