汛限水位動態控制對水電-新能源互補能力的提升研究

張陽博,張 帥,朱燕梅 ,黃煒斌,鄧靖微,曹敏琦

(1.四川大學水利水電學院, 四川 成都 610065;2.國網四川省電力公司經濟技術研究院,四川 成都 610041)

0 引 言

水庫汛期的限制水位是水電站防洪調度中的關鍵參數[1],分靜態和動態兩種控制方式,前者采用固定的汛限水位,在防洪時期,超過靜態汛限水位的水一律泄掉,一方面大量水資源浪費[2],也存在后續水庫無法蓄滿的風險。汛限水位動態控制是在設計的水位范圍內上下浮動,有效地改善了靜態控制的缺陷[3]。學者們針對汛期分期、汛限水位的分期控制、汛限水位的動態控制閾[4]等開展了有效的研究。文獻[5]在考慮溪洛渡—向家壩梯級電站調蓄影響的條件下,研究了三峽水庫的分期汛限水位。文獻[6]采用蒙特卡羅隨機方法對動態汛限水位帶來的風險進行了分析和量化。文獻[7]以最小化出庫流量的最大值為目標構建了碧流河水庫汛限水位優化模型,通過遺傳算法求解發現,汛限水位優化使得水庫的蓄水發電效益提高。綜上所述,現有文獻就如何通過梯級水庫群汛限水位動態控制進行汛期防洪調度,提高流域整體防洪效益和發電效益作了深入探索,并取得了較好的成果;然而,將水庫汛限水位動態控制與新能源消納相結合的研究尚未見報道。

在水能富集地區,豐水期來水量大,水電發電量大,調節能力不足,水風光等多能互補系統在來水量較大的汛期常常存在棄水、總出力波動較大的現象,水電、新能源消納矛盾更為突出,互補調度困難較大。新型電力系統建設背景下,出力不可控的新能源發展迅猛,如何利用梯級水庫群汛限水位動態控制思想盡可能多地增加新能源消納量是解決其汛期消納問題的重要手段,這對推動水能富集地區新型電力系統建設具有戰略意義。因此,下面立足于汛期水電-新能源消納矛盾點,將水庫汛限水位動態控制與風電調節相結合,重點探討汛限水位動態控制對于水電承載風電能力的提升效果。

1 互補模型

1.1 目標函數

梯級水電-新能源汛期互補調度面臨著流域防洪、新能源消納及水能利用等問題。由于新能源出力具有不可調節性,需要通過梯級水電調節自身出力來平抑新能源出力波動,會出現水電出力上調或者下調兩種情況。汛期入庫徑流較大,水量充沛,一般不會出現水電出力上調無法滿足的情形;但汛期調度還受限于防洪任務及其他流域水資源綜合利用約束,可能會出現水電出力下調無法滿足的情形。

1)水電-新能源總出力大于電網分配的負荷需求,且梯級水電出力已達到最小出力,無法繼續下調,為滿足電量供需平衡,需要棄掉部分新能源電量。

2)水電-新能源總出力可以滿足電網分配的負荷需求,但水庫水位達到汛期上限要求,梯級水電出力無法繼續下調,產生了一定棄水,考慮到防洪風險,需要棄掉部分新能源電量。

為在防洪安全范圍內既充分消納新能源電量,又合理利用水能資源,所提模型利用動態汛限水位,設定目標函數為一定棄電率條件下源荷匹配度最大,目標函數表達式為

(1)

式中:Eq為互補系統總棄電量;Eque為互補系統缺電量;Eload為系統需求電量;ρ為源荷匹配度;Nt和Nload,t分別為t時段光伏發電總出力和負荷需求;Δt為第t時段持續時間;I為所有水電站的集合;Nh,i,t為第i個水電站第t時段的發電出力;Nw,t和Npv,t分別為第t時段風電出力和光伏發電出力。

1.2 約束條件

模型考慮的約束條件分為電網類約束、電站類約束、水力類約束。

1)電網類約束:輸電通道約束和系統棄電率約束

(2)

(3)

2)電站類約束:新能源接入裝機約束、各類電站出力約束

(4)

3)水力類約束:水量平衡約束、流量平衡約束、水庫蓄水量約束、水庫水位約束、發電流量約束、下泄流量約束

(5)

1.3 模型求解算法

考慮到遺傳算法作為一種快捷、簡便、容錯性強的算法,與傳統的搜索方法相比,具有廣泛的適應性、并行性、魯棒性、全局優化性等優點,對求解問題的目標函數無連續、可微等要求,特別適合于求解類似水庫群優化調度等含有多參數多變量的優化問題。因此采用遺傳算法求解水風互補模型。

遺傳算法主要包含優化解的編碼設計、種群規模及計算參數的設定、約束處理與適應度函數、進化算子操作等方面,計算流程如圖1所示。

圖1 遺傳算法計算流程

1.4 動態汛限水位的確定方法

采用預泄能力約束法確定水庫的動態汛限水位。預泄能力約束法是根據預報信息和水庫自身條件來預判泄流能力,從而確定汛限水位可以上調的空間。降雨及洪水預報精度、預報信息的預見期及有效預見期、有效預泄期內水庫的出入水量、有效預見期內預蓄水量、有效預見期內水庫泄流能力、有效預見期內預泄水量以及其他人為操作、地質等因素是預泄能力約束法的主要影響因素。預泄能力約束法具體求解步驟如下:

1)計算有效預見期

預見期指從預報信息發布時刻與預報事件發生時刻之間的間隔時長。有效預見期指將預報信息獲得分析、決策指令傳達、現場指令執行等時間從預見期中扣除后的剩余有效時間,具體計算公式為

(6)

式中:Tv為有效預見期;Tx為預報精度達到可利用程度的預見期;Ty為預泄水庫極限預泄時間;Tz為預報信息獲得分析時間、決策指令傳達時間、現場指令執行時間之和;Tr為獲得、分析預報信息時間;Tp為傳達決策指令時間;Tq為現場執行指令時間。

2)計算有效預見期內預泄水庫的平均出入庫流量

出于安全考慮,根據洪水預報信息,有效預見期期間預泄水庫的平均入庫流量取該時段內多年最大平均入庫流量,平均出庫流量取下游河道的最低安全允許泄流量,具體公式為

(7)

式中:Qin為有效預見期內預泄水庫的平均入庫流量;QH,n為第n次發布洪水預報時的洪水流量,N為發布洪水預報總次數;Qout為有效預見期內預泄水庫的平均出庫流量;QN,l為下游河道第l級安全允許泄流量,L為下游河道防洪安全允許泄流量級數。

3)計算有效預見期內預泄水庫的泄流能力

根據有效預見期內預泄水庫平均出入庫流量Qin、Qout,按式(8)計算預泄水庫最大允許泄水量,即泄流能力。

Wx=(Qout-Qin)×Tv

(8)

4)計算汛限水位動態控制域的上限水位

將水庫在有效預見期內的最大安全泄流能力作為汛期水位上浮的增效庫容,通過庫容-水位關系即可得到增效庫容所對應的動態汛限水位上限值,計算公式為

(9)

2 案例分析

已有研究表明相比光伏發電,風電的不確定性對水電調節能力影響更大[8]。因此以水風互補系統為研究對象,選取雅礱江流域下游5座梯級水電站及其周邊風電場作為研究案例,梯級水電總裝機為14 700 MW,根據最新研究成果,雅礱江流域規劃風電5377 MW,下面將以此作為邊界條件。各水電站的特征參數如表1所示。

表1 雅礱江流域下游控制性水庫設計特征參數

選取具有汛限水位要求的7月中旬(7月11日至7月20日)為計算周期,以小時為計算時段,共計240個時段。在固定負荷需求曲線下,優化得到滿足一定棄電率要求和源荷匹配度最大化目標的風電接入規模和消納電量。為了分析動態汛限水位對于汛期互補調度運行的影響,設定一個對照方案,即按原靜態汛限水位要求運行,其中錦屏一級水庫、二灘水庫的靜態汛限水位分別為1 859.00 m、1 190.00 m,根據預泄能力約束法得到錦屏一級、二灘兩水庫的動態汛限水位范圍分別為[1 859.00,1 862.71]m、[1 190.00,1 195.00]m。兩個方案中水位約束條件不同:靜態汛限水位方案中,除水庫初末水位保持與實際運行時水位一致以外,中間時段的運行水位應不超過原靜態汛限水位;動態汛限水位方案中,中間時段水位可在動態汛限水位范圍內變動。兩方案風電出力特性相同,5座梯級電站初末水位為實際運行數據,如表2所示。

表2 梯級水電站初末運行水位 單位:m

表3統計了兩種汛限水位方案下消納的風電、水電等各類電源的數據。由表3可知,通過汛限水位動態控制,按照5%的棄電率水平,梯級水電可多接入122 MW風電。在相同負荷需求下,可多消納風電電量9 528.9 MW,相比靜態汛限水位方案可多消納2.55%的風電,源荷匹配度可提高0.29個百分點。

表3 不同汛限水位方案容量配置成果

兩種方案下梯級水電與風電出力互補過程分別如圖2和圖3所示?？傮w來看,兩種方案下水風互補總出力較好地跟蹤負荷,與負荷需求曲線趨勢一致,其中汛限水位靜態控制時源荷匹配度為94.37%,汛限水位動態控制時源荷匹配度為94.66%,相比靜態控制方案提高0.29%。兩種方案的水風電量構成差異不大,其中動態汛限水位控制方案下風、水電量分別占13.72%、86.28%,靜態汛限水位控制方案下風、水電量分別占13.42%、86.58%。

圖2 靜態汛限水位方案下水風互補出力過程

圖3 動態汛限水位方案下水風互補出力過程

兩種方案下錦屏一級水庫和二灘水庫水位變化過程分別如圖4和圖5所示。在水位升到汛限水位之前,錦屏一級電站和二灘電站在靜態汛限水位方案和動態汛限水位方案下蓄水過程基本一致。當蓄至原靜態汛限水位后,在動態汛限水位方案下,兩個電站繼續蓄水至動態汛限水位上限,將此部分水存于水庫中,給風電讓出發電空間,存蓄起來的水量用于后期風電發電較少時段放水發電以滿足用電量需求,這是動態汛限水位方案能多接納風電的本質原因。

圖4 兩種方案下錦屏一級電站水位過程

圖5 兩種方案下二灘電站水位過程

綜上所述,豐水期來水量大,水電發電量大,調節能力不足,因此在不新增棄水的情況下,豐水期水電可以調節消納的新能源電量十分有限。通過汛限水位的動態控制可以動態增加水電可利用的調節庫容,從而提升水電調節新能源的能力。在實際調度運行中,可結合洪水預報情況,在洪水來臨之前采取提前預泄手段以騰出一定的調節庫容,促進水電-新能源的消納。

3 結 論

在水能富集地區,豐水期來水量大,水電發電量大,調節能力不足,水電-新能源消納矛盾突出,互補調度困難較大。為了緩解汛期水電-新能源消納矛盾,所做研究以雅礱江下游“兩庫五級”梯級電站為例,以旬為計算周期,以小時為計算時段,計算汛限水位動態控制方案和靜態控制方案下可調節的風電電量,發現汛限水位動態控制方案可多消納風電電量9 528.9 MWh,相比靜態汛限水位方案可多消納2.55%的風電;源荷匹配度可提高0.29%。結果表明,通過汛限水位的動態控制可以動態增加水電可利用的調節庫容,從而提升水電調節新能源的能力。