含海上風儲聯合發電系統的韌性調度策略

郭俊, 劉升偉，趙天陽

(1. 國網湖南省電力有限公司防災減災中心, 長沙市 410007； 2.暨南大學能源電力研究中心，廣東省珠海市 519070)

0 引 言

2021年，我國新增海上風電裝機容量達到10.8 GW，總裝機容量躍居世界第一[1]。大規模海上風電場集中分布的東南沿海地區，具有優質而豐富的風資源，同時也飽受以臺風為代表的氣象災害的侵擾[2-3]。臺風過境過程中的強風可能迫使風電機組需要快速關停，當系統備用不足時，短時間內有功功率的巨大缺額可能導致切負荷，影響系統可靠性[4]?？紤]到當前高精度氣象預測的困難，制定韌性調度策略對于提高系統應對臺風不確定影響的能力具有重要意義。

“韌性”作為一個普遍的概念，在心理學、生物學、經濟學、工程學等方面具有不同的定義[5]。目前接受較廣的是2009年聯合國提出的“韌性”定義，即一個系統抵御、吸收、適應災害和從災害影響中快速恢復的能力[6]?！绊g性”區別于“可靠性”的一個重要方面在于：可靠性衡量的是系統在“高概率-低影響”不利事件下的表現[7]；而韌性描述的是系統在“低概率-高影響”極端事件下的應對和恢復能力，如臺風災害等。

韌性調度由預防性調度(如臺風來臨前的日前調度)和應急響應(如臺風過境期間的實時調度)兩階段構成，是優化現有可調度資源以期降低極端事件影響的短期活動[8]。與常規調度面向的一般工況不同，韌性調度面向的工況為極端事件下的非常規工況，如臺風事件可能導致系統中多發線路故障以及可再生能源出力的大幅劇烈波動[9]。常規調度由于沒有明確的主導事件，因此各擾動間多不具有明確的聯系，可建模為隨機量；而韌性調度具有明確的擾動源，如風電并網系統內不同位置風電場的停機時間和預測風功率都受到同一臺風路徑和強度的影響，具有時空耦合性[10]。因此，制定韌性調度策略需要明確極端事件對系統的影響，形成極端事件下考慮耦合擾動的工況集合。

高風速下機械載荷超過設計極限易導致風機損壞，高風停機(high wind speed shutdown，HWSS)過程中，風電場內風電機組需要快速關停，其出力可能在數分鐘內由滿發降至0[11-12]。相較于小幅、高頻的出力波動，高滲透率風電大幅單向的快速爬坡事件對系統頻率穩定的影響更大[13]。實際調度過程中往往采用計劃停機的方式以保障風電機組資產安全和減少風電快速爬坡對系統供需平衡的沖擊，但過早關停風電機組將造成巨大的風能損失，不符合盡可能消納風電的原則，降低了運行的經濟性[11]。因此，臺風過境過程中含海上風電場系統的調度需要綜合考慮臺風預測信息、系統備用成本與備用裕度以及風電場風機的風速-出力特性，以平衡經濟性和可靠性。

在高占比風電并網的備用需求優化方面，已有學者開展大量研究工作。近年來研究主要集中在兩個方面：一是量化風電預測誤差和波動對系統備用增量影響相關的研究[14-15]，二是考慮新能源納入備用方面研究[16-17]。文獻[14]基于所建立的可靠性指標“期望失負荷比例”，確定一定可靠性水平下的最小備用需求。文獻[15]引入了相似性理論，通過聚類算法統計相似日預測誤差數據，以提高備用容量計算的準確性。文獻[16]基于風電場的具體運行方式，建立了考慮風機降載運行和快速并網的風電備用模型，利用給定的誤差系數和預測風速描述魯棒優化的不確定集合。上述備用模型在考慮風電出力時多認為其各時段之間相互獨立，不具有時序和趨勢聯系。在臺風場景下，不能有效反映臺風軌跡-強度的連續變化對系統影響的一致性。

為了避免由于預測誤差過大導致風電場承受高額罰金，風電場需要配備儲能，以提高運行的經濟性[18]。風電場配置的有功輔助控制儲能一般采用DC/AC變流器連接至并網節點處，形成風儲聯合發電系統[19]。文獻[20]提出了一種考慮運行成本控制的風儲系統調度模式，通過預設運行成本以實現棄風量與機組啟停費用之間平衡；文獻[21]建立了考慮超短期預測信息的滾動協調調度計劃，實現了多時間尺度下的有功調度模式。上述風儲聯合系統調度方法主要聚焦于如何在保障風電消納量的同時控制開關機成本以及減少預測誤差所導致的懲罰成本。在高風停機的極端場景中，風電場在停機前均運行于滿發狀態，風儲系統中的儲能無出力跟蹤需求。

為此，本文考慮利用儲能控制靈活、快速響應的特性，利用風儲系統中的儲能提供一部分備用平抑高風停機事件下的風電出力爬坡，形成風儲聯合發電系統在極端風況下的韌性調度策略，以提高系統韌性和減少棄風。首先，通過當前和歷史臺風信息，利用全生命周期模擬方法建立臺風的軌跡-強度模型，得到包含高風停機事件的預測風功率分布魯棒模糊集；然后，基于風電爬坡的系統備用需求和儲能的快速出力特性，建立含風儲聯合發電的日前-實時兩階段調度框架；最后，通過IEEE-RTS系統驗證所提調度策略的經濟性和有效性。

1 海上風電高風停機特性及其影響分析

風電機組高風停機往往出現在臺風等極端天氣下，一方面具有出力幅值變化大、爬坡速率快的特點；另一方面由于氣象預測的復雜性，目前臺風過境過程中高風停機引起的風電爬坡事件難以準確預測[22]，高風停機事件是否發生、關停時間點、持續時間和重新切入時間點均具有不確定性。日前調度階段系統調度員需要基于不確定的場景信息安排調度計劃。

1.1 基于臺風軌跡全生命周期模擬的高風停機事件

在日前調度階段，系統操作員需要根據考慮HWSS的風電預測功率制定機組啟停計劃和備用安排。臺風過境過程中，風電場中風機輪轂處的風速取決于臺風的強度、風場內的風速分布和臺風與風機的相對位置，當風機測風裝置檢測到陣風強度或平均風速達到風機設計的切出風速時，觸發高風停機。

評估臺風危害和經濟風險時，臺風完整生命周期包含海上形成-發展-登陸-衰減4個階段[23]。研究對陸上風電的風速影響時一般只考慮臺風登陸后的衰減過程，而目前發展中的海上風電一般處于淺海區域，過境臺風近岸發展-登陸-衰減過程均對其風速預測有影響。因此，本文采用基于物理-數據驅動的臺風軌跡全生命周期模擬方法生成多風速預測場景，描述調度周期內風速變化及其不確定性，結合風電機組的出力-風速曲線，形成考慮高風停機事件的風電機組可用出力模糊集合。

基于馬爾科夫鏈的臺風軌跡模型為[24]：

vt=a1+a2vt-1+a3vt-2+v

(1)

θt=b1+b2θt-1+b3θt-2+b4φt-1+b5λt-1θ

(2)

式中：vt和θt表示當前時段的臺風移動速度與前進方向；vt-1、vt-2與θt-1、θt-2表示前兩個時段的對應變量；a1、a2、a3，b1、b2、b3、b4、b5為軌跡發展模型的系數；臺風當前時段前進方向還與上一時段臺風所處的經度φt-1和緯度λt-1相關；v與θ為隨機誤差項。

當臺風處于海上發展階段時，其強度變化受到地區季節狀況的限制，表示臺風強度的指標中心氣壓降需要根據海洋表面溫度、相對濕度、大氣對流層頂部溫度等區域的氣候指標標幺化為相對強度[25]：

(3)

It=c1+c2It-1+c3It-2+I

(4)

式中：It為臺風當前時段相對強度；Pa為標準大氣壓強，取101.3 kPa;Δpt為中心氣壓降；RH表示相對濕度；x為最小可持續中心壓力表面值與環境干燥空氣分壓表面值之比；c1、c2、c3表示強度發展模型的系數；es表示飽和蒸汽壓強；I表示隨機誤差項。

Δpt=ΔpLexp(-dΔt)

(5)

Δt=t-tL

(6)

d=d0+d1(ΔpLvL/Rmw)

(7)

式中：ΔpL與vL分別為登陸時的中心氣壓降和移動速度；t表示當前時刻；tL表示登陸時刻；Δt為登陸后經過時間；d為衰減系數；Rmw為最大風速半徑；d0與d1為根據歷史數據得到的衰減常數。

上述臺風軌跡-強度模型式(3)—(7)中的系數a1、a2、a3，b1、b2、b3、b4、b5，c1、c2、c3均由所模擬區域的歷史臺風數據通過自回歸方法確定。隨機誤差項v、θ、I則通過歷史數據擬合過程中殘差項所構成的經驗分布獲得[26]。

聯合臺風基于數據驅動的軌跡-強度模型與基于物理特征的梯度風和風切面模型[27]，可以計算風機輪轂處的時變風速，進一步根據風電機組的風速-出力曲線得到風電機組預測功率的時序曲線[28]。由于誤差項計及了全生命周期發展過程中的隨機性，通過蒙特卡洛模擬可以得到描述風電預測功率與負荷不確定性的多場景模糊集，其中負荷的波動假設滿足正態分布。

(8)

1.2 高風停機事件關停策略對系統備用影響分析

針對風電場的出力波動，我國風電場并網的技術規范文件中規定：正常運行情況下有功功率變化需滿足1 min和10 min時間尺度的變化限值，具體如表1所示[29]。

表1 正常運行情況下風電場功率變化限值Table 1 Power variation limit of wind farm under normal operation

不同時間尺度的風電出力變化所需要的調節資源不同，1 min時間尺度的風電出力變化需要響應速度快的調頻備用進行平衡，而10 min時間尺度的風電出力變化對調節資源的響應速度要求相對較低，可利用系統的旋轉備用進行平衡。此外，技術規范中規定，允許出現因風速降低或風速超出切出風速而引起的風電場出力變化超過最大變化限值的情況，因此，在高風停機引起的爬坡事件中，風電場的有功出力變化往往取決于風電場所采用的關停策略。

基于風電場的測風塔所收集的風速和風向，可以得到風電機組達到切出風速的最短時間，即關停時點[11]。在關停時點前，風電場可以靈活安排風電場出力，一方面，提前分批關停風電機組降低風電場出力，可以降低風電爬坡率，減少對系統向上爬坡旋轉備用的需求；另一方面，過早安排風電機組關停，會產生大量棄風，影響系統運行的經濟性。因此，風電場的實時調度需要綜合考慮系統中機組的備用裕度、啟停成本、棄風成本等因素進行效益分析以權衡經濟性和可靠性。

2 考慮海上風儲聯合發電的多備用系統協調調度模型

2.1 兩階段分布魯棒優化

本文建立考慮風險規避的兩階段分布魯棒優化模型，如下所示：

(9)

式中：x表示第一階段即日前機組組合的決策變量，包括機組啟停、日前預設出力和備用安排；x∈X表示考慮第一階段的約束條件；f(x)和QDRO(·)分別為第一和第二階段的目標函數；ξ表示實時調度中的隨機變量，包括風電場的可用出力和負荷波動；CVaR,β為第二階段優化問題在置信度為β下的條件風險價值；(·)表示期望；ρ為表征風險厭惡的參數，ρ值越小，對風險厭惡程度越高。

2.2 日前小時級日前機組組合和備用安排

考慮到電能量市場與輔助服務市場之間耦合聯系，可分為聯合出清和順序出清兩種方式[30]。本文中日前市場采用了電能與調頻備用、旋轉備用聯合出清的方式，以保障所提出的機組組合與備用方案的安全性和經濟性。

第一階段的目標函數主要包括機組的啟停成本和備用成本，表示如下：

(10)

第一階段的約束條件主要包括機組啟停、出力和備用容量約束和系統備用需求約束。

1)機組約束：

(11)

(12)

(13)

(14)

ug,t=ug,0,?t∈{1,…,tUR,g+tDR,g}

(15)

(16)

(17)

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

(23)

式(11)—(15)表示機組的啟停約束；式(16)與(17)表示考慮備用的機組出力上下限約束；式(18)—(21)表示機組的備用容量約束，分別考慮了常規機組向上/向下的調頻與旋轉備用約束；式(22)與(23)表示機組的向上和向下1 h爬坡約束。

2)系統備用需求約束：

(24)

(25)

(26)

(27)

(28)

式(24)與(25)表示系統的旋轉備用約束，考慮了系統中常規機組事故停機的緊急備用與風電機組向下爬坡事件所需的系統向上旋轉備用；式(26)為考慮風電機組向上爬坡事件的系統向下旋轉備用需求，式(25)與(26)說明，系統所需提供的旋轉備用容量隨著一定時間步長內風電功率爬坡幅值的增大而增大；式(27)與(28)表示系統所需的調頻備用容量，系統所需的調頻備用容量由預測的系統負荷和風電出力確定，用于應對短時的負荷波動和由陣風引起的風電機組分鐘級的出力波動。

2.3 實時次小時級經濟調度

為分析實時調度對日前調度的影響，在隨機事件發生后，對給定的第一階段優化變量x，構建第二階段的追索問題。第二階段優化變量y考慮了棄風、切負荷和發電機組切機，追索問題的可行解非空，因此該問題為完全追索問題(full recourse problem)。

為適應風電出力在小時內的快速變化和波動，本文在實時調度階段采用了次小時級(10 min)的時間尺度，反映了實際調度過程中發電機組出力的連續調節過程,以避免機組小時級階躍變化違反爬坡約束影響調度方案的可行性[31-32]。

第二階段的目標函數主要包括實時調度階段可能出現的切負荷成本、切機成本、棄風成本和儲能系統充放電成本，表示如下：

(29)

第二階段的約束條件主要包括網側運行約束和風儲系統運行約束。

1)電網側約束：

(30)

(31)

(32)

(33)

(34)

(35)

(36)

(37)

式(30)表示實時調度中計及旋轉備用的常規機組出力范圍；式(31)表示機組的切機容量不能超過日前調度中預設的機組出力；式(32)表示節點i到節點j線路的輸電容量約束；式(33)表示切負荷值不能超過實際負荷；式(34)表示節點的功角約束；式(35)與(36)表示次小時常規機組出力的向上/向下爬坡約束；式(37)表示次小時調度中的系統節點功率平衡約束。

2)風儲聯合發電系統運行約束：

(38)

(39)

(40)

(41)

(42)

(43)

(44)

(45)

(46)

(47)

(48)

儲能的快速出力特性可以根據需要調節風電場注入系統的功率，式(38)表示風電場考慮儲能裝置充放電的功率平衡約束；式(39)表示t小時時段內每一個相鄰次小時時段的風電機組出力向上/向下爬坡都小于日前調度中的風電向上/向下爬坡預設值，從而保證在實時調度中出現風電機組快速爬坡事件時系統能提供足夠的旋轉備用；式(40)表示日前調度中設置調頻備用的風電預測功率應大于實時調度中各小時時段風電功率，滿足多場景的調頻需求；式(41)—(43)表示實時調度中考慮棄風的風電場出力約束；式(44)與(45)表示儲能系統的充放電約束；式(46)表示儲能系統的荷電狀態變化；式(47)表示一個調度周期開始和結束時段的荷電狀態應保持一致。

2.4 模型的確定性轉化

式(9)中的兩階段分布魯棒優化含有min-max問題，無法直接求解。首先通過拉格朗日對偶進行確定性轉化[33]：

(49)

(50)

3 算例分析

3.1 算例設計與參數設置

表2 風電機組型號與參數Table 2 The type and parameters of wind turbines

陸上可調度儲能與海上風電場中的儲能在極端場景下都可以接受調度中心控制發揮儲能的快速出力特性，提升系統韌性，已有文獻對包含風儲聯合發電系統的站內儲能在內多類型儲能的協調調度進行了相關研究[35-36]。本文從韌性調度策略魯棒性的角度出發，僅考慮了海上風儲聯合發電系統中所配置的儲能。

表3 仿真實驗設計Table 3 Simulation case

3.2 調度策略效果對比分析

不同調度策略下的結果如表4所示，所有算例中均未出現切機，各算例極端場景中調度期間累計出現0.18、0.10、0.03、0.20、0.01、0.14、0.01 pu的切負荷，系統小時峰值負荷為29.36 pu。

表4 算例的結果對比Table 4 Result comparison of different cases

由算例1與算例2的比較可知，臺風過境期間考慮風電場參與系統調度具有更好的經濟性。采用基于軌跡-強度模型的風速場景來安排風電場的出力，相比于在臺風過境期間直接關停風電場，第一階段目標函數降低了4.26%。風速高于額定風速但未達到切出風速的調度期間，風電機組可用出力為其額定功率，該部分出力減少了常規機組發電燃料成本4.62×104美元。算例2相比算例1第二階段的目標函數降低了57.63%，主要是由于高峰負荷階段，風電場的出力減少了系統切負荷所造成的經濟損失。

比較算例2、3與算例4、5可知，考慮棄風成本后，系統的棄風量減少，但常規機組的調度成本上升。算例4、5中增加的風電消納量降低了常規機組的燃料成本，算例4中燃料成本相比算例2減少4.70×104美元，但旋轉備用成本和調頻備用成本分別增加8.82×104美元和1.91×104美元。在風電高風停機、重新切入和臺風登陸后衰減過程中風電出力急劇變化，要求跟隨風電出力的同時保證系統的供需平衡，日前調度中常規機組需要提供大量的旋轉備用容量，因此從系統發電成本的角度來看，完全消納和跟隨臺風場景下的風電場出力，并不是經濟性最高的方案。

在風電場內配置儲能，與風電場形成風儲聯合發電系統，在極端臺風天氣下，有利于提高系統對可用風能的消納作用和系統可靠性。比較算例2與3，算例4與5可知，在考慮儲能系統參與協調調度后，極端場景下的切負荷值分別降低了70%和95%，負荷的供電可靠性提升；極端場景下的棄風量分別減少了4.60 、3.59 pu，燃料成本降低了2.13×104和0.88×104美元，進一步提高了風能的消納。此外，在考慮棄風成本，即要求系統盡可能消納風能時，儲能系統快速出力特性改善系統靈活性的效果更為顯著，算例5相比于算例4，其旋轉備用成本降低了1.41×104美元，在消納更多風能的同時，減少了常規機組所需備用。

各算例中為滿足系統內風電場向下爬坡所需的向上旋轉備用容量如圖1所示。算例2、3中所需的旋轉備用低于算例4、5，在不考慮棄風成本時，消納更多風能導致的備用成本和機組啟停成本高于減少的燃料成本，因此調度策略傾向于棄風以減少運行成本。在算例4、5中，向上旋轉備用需求最高的分別是06:00—08:00和20:00—24:00兩個時段，06:00—08:00期間隨著臺風的移動，臺風中心與風電場逐漸接近，風速超過風電機組的切出風速觸發高風停機，快速爬坡導致的功率缺額需要由旋轉備用進行補償；20:00—24:00期間由于臺風登陸后失去動力來源，強度衰減的同時逐漸遠離風電場，因此風電場處風速低于風機額定風速且快速下降，對系統旋轉備用需求再次升高。第二次備用高峰的持續時間更長，因為隨著模擬時間的增長，各場景的風功率預測中爬坡事件發生的時間不確定增大，為了滿足系統在多場景下的可靠運行，需要安排更為充足的備用。

圖1 不同算例中風電場所需向上旋轉備用Fig.1 Up spinning reserve required of wind farms in different cases

以棄風量最大的場景17中風機切出過程為例，對儲能裝置在風電爬坡事件中的效用進行研究。根據臺風模擬和風場模型得到的風功率預測曲線如圖2所示，風電場2中機組在06:30風速超出切出風速，因此機組在此時間前需關停。在不考慮儲能參與韌性調度的算例4中，風電場的出力受限于高風停機快速爬坡所需的旋轉備用，風電場從06:00開始逐步降低功率和關停，其間共產生棄風量為2.67 pu。

圖2 儲能對高風停機事件期間風電消納的影響Fig.2 Effects of energy storage system on wind power accommodation during HWSS events

在韌性調度策略下，儲能系統利用其雙向出力和快速調節特性，通過在關停前時段充電，在關停時段放電，平滑了風儲聯合系統整體的輸出功率，使得系統在不增加備用需求的條件下，可以暫緩風電機組的關停。在風電場按照5%、10%和15%的容量進行儲能配置并參與韌性調度的算例6、5、7中，棄風量分別減少了34%、74%、85%。如表4所示，儲能容量的提高在有效減少風電場在高風停機事件中棄風量的同時，降低了常規機組的燃料成本和系統所需的旋轉備用，算例6、5、7相比于算例4，總運行成本分別降低了6.7%、8.0%、10.3%。

4 結 論

為了應對臺風過境期間包含高風停機事件在內的風電爬坡事件對系統可靠性和經濟性的影響，提升極端天氣下系統的調度韌性，結合臺風的全生命周期模擬方法，本文提出了一種考慮海上風儲聯合發電系統的次小時多備用韌性調度策略。通過仿真算例驗證，得到以下結論：

1)所提出的調度策略能夠合理安排日前機組組合、備用安排和實時調度計劃，在不確定臺風場景下確定風電場的出力，在高可靠性的前提下盡可能消納風能以提高運行的經濟性。

2)在包含高風停機等風功率快速爬坡的場景中，完全跟隨風電場預測功率進行調度會顯著提高系統備用需求，在不考慮棄風成本時可能會降低系統運行的經濟性。

3)利用儲能的快速充放電特性，可以平滑風電爬坡速率，減少常規機組備用負擔，幫助系統消納更多風能。