梯级水光蓄协调优化控制技术研究

2021-01-07单鹏珠阎应飞

西华大学学报（自然科学版） 2021年1期

单鹏珠，阎应飞，王雁，王军

（1.南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司），江苏南京 211106；2.西华大学电气与电子信息学院，四川成都 610039）

大力开发可再生能源已成为我国能源发展的重要战略举措。我国《电力发展“十三五”规划》明确提出“全面推进分布式光伏发电建设，推动多能互补、协同优化的新能源电力综合开发”。然而，由于规划设计、运行管理等多方面原因，我国可再生能源的“弃水、弃光、弃风”问题突出。我国西南云贵川地区梯级水电资源丰富，利用梯级水电与光伏进行互补联合发电，对于减少新能源弃电，降低高渗透率下新能源接入对电网的冲击，具有重要的工程应用价值[1-2]。

当前，对于多能互补的研究主要集中于电源侧的水风光互补和用户侧的风光柴储互补2 方面。文献[3]以黄河上游梯级水电与甘肃河西风电为研究对象，建立互补调度模型，并采用改进的量子粒子群算法对其求解，结果表明，该模型可有效减少弃风量，但其仅考虑梯级水库流量约束，对于库容较小的日调节水电站并不适用；文献[4]建立了含风电场和抽水蓄能电站的优化调度模型，并采用NBI算法进行求解，结果表明，该模型可使抽水蓄能电站实现对风电场出力的稳定作用，但其强调了对电网安全性的要求，未考虑抽蓄机组的优化运行。上述研究多侧重于优化调度问题，求解的时间尺度为15 min 或1 h，研究成果不适用于秒级时间尺度的实时出力控制，而且对国内梯级水电站群结合变速抽蓄机组与风光新能源互补的实时控制研究相对较少，也无实用化的工程示范项目投入运行。

本文根据四川小金流域梯级水电与美兴光伏电站的实际运行情况，建立梯级水电与光伏的协调优化控制数学模型，利用梯级水电和变速抽蓄机组的快速调节能力平抑光伏出力波动，并通过小金流域丰水期和枯水期2 组历史运行数据进行工程化算例仿真测试，对梯级水光蓄协调优化控制策略进行了验证。

1 梯级水光蓄运行控制方式

梯级水光蓄协调优化控制系统包括金川河梯级流域的木坡、杨家湾和猛固桥3 座水电站，沃日河支流的春厂坝电站及新建的一台全功率变速抽水蓄能机组。梯级流域电站中，木坡为日调节水电站，杨家湾和猛固桥均为径流式水电站。梯级水光蓄运行控制不仅需要考虑梯级水电联合运行，还需要将非梯级流域的春厂坝电站及变速抽蓄机组纳入控制范围。

1.1 运行模式

梯级水电机组总装机容量为141 MW，光伏装机容量为50 MW，春厂坝装机容量为54 MW，全功率变速抽蓄机组容量为5 MW。考虑梯级水光蓄互补发电系统的安全稳定性及调节能力，联合运行采取主从运行和多级调节方式[5]。

主从运行是指梯级水电站与光伏电站并列在网的运行方式。在这种运行方式下，梯级水电站支撑区域电网的频率与电压；光伏电站受光照、辐射及温度影响出力实时波动。梯级水光蓄联合运行接受调度控制指令，在保证光伏出力不受限的情况下，通过梯级水电站机组的优化控制，平抑光伏出力的波动。

多级调节是指梯级水光蓄送出功率由梯级木坡、杨家湾和猛固桥电站作为主要调节电源，变速抽蓄机组作为快速调节电源，春厂坝电站作为备用调节电源。不同运行方式下，各调节电源承担各自相应的功能。

1.2 调节方式

本项目梯级水光蓄包含多种类型的调节机组，其调节性能各不相同，协调优化控制系统的调节方式需要满足电网调度对于负荷响应能力的要求。

小金示范工程中梯级流域的木坡、杨家湾和猛固桥电站存在电力和水量的双重平衡约束，并存在动态联合振动区，是梯级水光蓄协调优化控制中最重要和最复杂的控制环节。梯级水电机组承担基荷和平抑光伏波动低频分量。

变速抽蓄机组安装在春厂坝电站，在梯级水光蓄联合运行中可作为快速调节电源[6]，用于平抑光伏波动高频分量；春厂坝电站不属于梯级流域，与其他电站没有水力联系，因此主要是作为备用调节电源。

美兴光伏电站是梯级水光蓄中的波动电源，本项目中美兴光伏电站不做出力限制，由梯级水电和变速抽蓄机组平滑其出力波动。

1.3 运行控制模式

梯级水光蓄各机组不仅接受小金集控的控制调节，还接受来自四川省调的调控指令。综合考虑业主及电网调度机构的不同要求，梯级水光蓄运行控制方式主要包括集控/调度、定值/曲线和功率/频率3 种方式。

集控/调度模式是指协调优化控制系统处于小金集控控制还是四川省调远方控制[7]。处于集控控制时，集控中心值班人员手动设定总有功功率；处于调度控制时，系统自动执行调度远动下发的总有功设定值。

定值模式是指系统总有功设定值的数据源取自本地手动设定值（集控控制）或调度远方自动设定值（调度控制）。曲线模式是指系统总有功设定值的数据源取自日发电计划曲线。

功率模式是指系统进行梯级水光蓄的功率调节，其主要应用于并网状态；频率模式是指系统进行梯级水光蓄的频率调节，频率调节仅应用于离网状态。

2 系统结构

梯级水光蓄协调优化控制系统运行于NARI IMC 一体化平台[8]，系统功能结构如图1 所示。

图1 协调优化控制系统功能结构框图

人机界面模块主要包括参数监视、运行控制、报警信息、组态工具等人机交互接口；模式控制模块实现调度/集控、曲线/定值等不同运行模式的切换；校验模块是对系统人机交互和模式切换等的安全校验；保护模块是对系统运行中异常情况的处理。系统的底层控制单元包括光伏逆变器控制、抽蓄机组控制、水电机组控制等，各控制单元分别承担不同控制对象的内部约束和控制实现。

协调优化控制的核心功能包括计划跟踪、平滑控制、预测控制、辅助服务和离网控制等，系统可接收电力调度的调控指令，对区域多能源被控对象联合调控，将经济运行的实时优化结果通过AGC/AVC 模块或通信接口模块，对各梯级水电站出力或光伏出力进行调节和控制，并使联合发电功率满足电网要求。

3 梯级水光蓄协调优化控制模型

梯级水光蓄协调优化控制是通过对梯级水电和抽蓄机组出力的控制调节，平抑光伏出力引起的联合送出功率波动，在确保区域总出力满足调度要求和其他约束条件的同时，使梯级水电机组保持较为经济的运行方式。

梯级水光蓄协调优化控制功能主要由梯级水电机组优化控制和光伏平滑控制2 部分构成。光伏平滑控制采用滤波算法，分离光伏出力波动的高、低频分量，低频波动分量由梯级水电机组平抑，高频波动分量由抽水蓄能机组平抑；梯级水电机组优化则综合考虑光伏低频波动平抑和系统二次调频要求，采用成熟的动态规划算法，优化给定总出力下各电站的发电出力、机组成组方式等，使梯级水电机组的总能耗最小。

由于梯级优化算法运算周期相对较长，为满足梯级水光蓄协调优化控制的实时性，本项目采用了实时负荷分配与优化算法分离的方法协调优化控制系统，为优化算法提供输入接口。优化算法则根据运行条件和生产数据的变化离线滚动更新优化结果。实时负荷分配功能使用滚动优化结果动态更新优化后的策略表或运算库[9]。

3.1 目标函数

式中：PSET为电网调度下发的梯级水光蓄总有功设定值；PPV为光伏实时有功发电出力；PFSC为全功率可变速抽水蓄能机组实时有功发电出力；PEDC为梯级水电站实时总有功发电出力；QMP为木坡水电站功率调节时的发电流量；QYJW为杨家湾水电站功率调节时的发电流量；QMGQ为猛固桥水电站功率调节时的发电流量。

3.2 主要约束条件

3.2.1 功率平衡

功率平衡约束条件为：

式中：PMP为木坡水电站实时有功发电出力；PYJW为杨家湾水电站实时有功发电出力；PMGQ为猛固桥水电站实时有功发电出力；PCCB为春厂坝水电站实时有功发电出力；其他同上。

3.2.2 水量平衡

水量平衡约束条件为

式中：Vi,t为i电站t时刻水库蓄水量：Vi,t+1为i电站t+1 时刻蓄水量；qi,t为i电站t时刻的平均入库流量；Qi,t为i电站t时刻的平均出库流量；Δt为时长，本文取 Δt等于流量滞时。

3.2.3 流量平衡

流量平衡约束条件为：

3.2.4 电站水位及联合振动区

电站水位约束条件为

电站或梯级流域联合振动区有功功率的约束条件为

式中：Pt为t时刻水电站或梯级流域实时总有功功率；[]为t时刻水电站或梯级流域联合振动区i的有功功率上、下限；[]为t时刻水电站或梯级流域联合振动区i+1 的有功功率上、下限。水电站或梯级流域的联合振动区是各运行电站t时刻发电机组的有功不可调区间组合，取决于电站或机组台数、电站水头及机组固有振动区。

4 控制策略

4.1 梯级水位控制策略

4.1.1 常水位控制

大型梯级流域各电站水库库容较大，大多为年调节甚至多年调节水库，其水位在梯级总出力调节过程中保持不变或者变化幅度很小。对于水库水位变化平缓的梯级电站，采用流量平衡进行厂间负荷分配，使上下游各电站水库水位保持平缓上升或平缓下降的运行状态，维持各电站水库水位尽可能处于较高水位。

4.1.2 动水位控制

对于小型梯级流域，各电站的库容相对较小，为周调节、日调节甚至径流式，其水位在梯级总出力调节过程中变化较为明显。考虑水库的安全运行及出力的实时调节，在库水位进入高水位死水位运行区，或者进入高水位死水位的趋势趋向加快时，需要对各电站的出力进行重新分配，将水位拉回至正常水位，或者降低进入高水位死水位的趋势，因此需要采用动水位控制策略，使梯级电站通过厂间负荷的重新分配和机组出力调节，使电站的水库水位尽可能在可运行区的中间位置。

4.2 平滑控制策略

平滑控制是将光伏功率中的快速波动的部分，即高频分量由抽水蓄能机组补偿；波动缓慢的部分，即低频分量由梯级水电机组补偿。对于光伏功率中高频和低频分量的筛选和提取采用滤波算法。本文算例采用低通滤波的方法进行工程仿真测试，系统具备其他智能滤波算法的输入接口[10]。

光伏发电功率PPV由高频功率分量PHFP和低频功率分量PLFP组成。通过滤波，滤去高频率的功率波动分量，获得波动平缓的功率分量PLFP。

式中：PPV表示光伏发电功率；PLFP表示光伏功率滤波后的低频波动分量；PHFP表示光伏功率滤波后的高频波动分量；PFSC表示抽蓄机组输入功率。

5 算例分析

本文算例采用四川小金川梯级流域木坡（3×15 MW）、杨家湾（3×20 MW）和猛固桥（3×12 MW）电站以及美兴光伏（50 MW）电站2018 年7 月份丰水期和10 月份枯水期某天的历史出力数据，并在南瑞工程试验平台进行仿真测试，以验证本文提出的控制策略。

5.1 仿真参数设置

小金川流域为小型梯级流域，其中木坡电站水库为日调节水库，其他电站水库为径流式水库，因此采用动水位调节策略。梯级各电站设定的控制水位在电站设计高水位和死水位之间，其中木坡电站控制水位设定为2 708 m，杨家湾设定为2 573 m，猛固桥设定为 2 304 m。

本项目变速抽蓄机组额定功率为5 MW，丰水期光伏波动频繁，滤波系数设为0.8，即由抽蓄机组平抑4 MW 内的高频光伏波动分量；枯水期光伏出力相对稳定，滤波系数设为0.3，抽蓄机组可使用较多的容量参与系统调峰调频。

5.2 丰水期优化控制仿真测试

丰水期水电大发，光伏出力受天气影响，波动频率高，梯级水电与抽蓄机组的调节也较为频繁。算例仿真结果如图2 所示。算例中梯级水光蓄调度总出力设定基本保持固定值不变，梯级水电各电站出力在设定水位约束下，其变化趋势基本相同；梯级水电机组除承担区域基荷外，还对光伏波动的低频分量进行平抑；抽蓄机组在滤波功率（4 MW）范围内平抑光伏波动的高频分量。

图2 丰水期算例分析结果图

丰水期梯级水光蓄联合运行仿真的出力最大波动率为4.3%，平均波动率为1.7%，可满足调度要求的3%的平均波动。

5.3 枯水期优化控制仿真测试

枯水期降雨减少，气象条件有利于光伏发电，光伏出力的波动较小，梯级水电出力则受限，此时梯级水电机组和抽蓄机组的出力调节相对较为平缓。算例仿真结果如图3 所示。算例中：梯级水光蓄调度总出力设定随时间逐渐下降；在光伏出力上升阶段，梯级水电中各电站在设定水位约束下出力缓慢减少，在光伏出力下降阶段则逐渐增加出力；抽蓄机组除了平抑光伏产生的出力波动外，出力基本保持稳定。

枯水期梯级水光蓄联合运行仿真的出力最大波动率为4.7%，平均波动率为1.9%，亦满足调度要求的3%的平均波动。