海水可变速抽水蓄能与风电联合运行优化研究

欧阳晨曦 赵志高 李旭东 胡金弘 杨威嘉 杨建东

摘要：

海水可变速抽水蓄能是国内尚未应用的新技术，是消纳海上风电、提高沿海及海岛电力系统可靠性的新思路。以经济效益最大化和输出功率波动最小化为目标，提出考虑分时电价、变速机组运行特性的多层次约束条件，建立海水抽水蓄能与风电联合系统运行优化模型；引入NSGA-Ⅱ算法结合罚函数求解；以广东万山群岛微网系统为例，定量对比了含可变速和定速机组的海水抽水蓄能与风电联合系统运行性能，阐明了可变速技术优势。结果表明：在一个日调节周期内，相较于同容量下的常规抽水蓄能与风电联合运行系统，可变速抽水蓄能与风电联合运行系统可提高经济效益4.16%，降低输出功率波动12.10%，减小弃电量26.78%，提高风能利用率1.69%。研究成果对探寻适合中国沿海地区和海岛的海水抽蓄系统发展模式具有借鉴意义。

关键词：

海水抽水蓄能； 可变速机组； 风电； 经济效益； 功率波动

中图法分类号：TV743

文献标志码：A

DOI：10.15974/j.cnki.slsdkb.2023.05.011

文章编号：1006-0081（2023）05-0065-08

0 引 言

构建安全稳定、面向海洋应用的基于储能与可再生能源联合运行的区域电网是国家海洋战略实施的重要能源保障。《“十四五”现代能源体系规划》中提出，鼓励建设海上风电基地，而海水抽水蓄能（简称“抽蓄”）电站作为新型储能技术是解决海上风电消纳问题的有效手段。从电站侧角度看，随着中国抽蓄电站爆发式发展，优质资源站点越来越少，与常规抽蓄电站相比，海水抽蓄电站具有无需修建下水库、水资源丰富的优势；从电网侧角度看，随着海上风电等新能源开发，配套建设海水抽蓄电站可优化电源结构，对沿海发达地区及能源匮乏海岛地区构建安全、稳定、清洁的能源供应体系具有重要作用。

在海水抽蓄电站中引入可变速技术，可有效抑制海浪波动对机组稳定性的影响，并可提高功率响应的速动性和运行调节的灵活性［1］。日本是最早建设海水可变速抽蓄电站的国家，冲绳电站的真机运行验证了海水抽蓄的安全性和可靠性［2］。国外学者就海水抽蓄已开展了大量研究，明确了海水抽蓄消纳新能源的可行性及其发展前景，建立了有关抽蓄-风电联合的系统模型，并提出了相关的优化运行策略［3-5］。其中，海水可变速抽蓄与海上风电联合运行示意如图1所示。从国内角度来看，国家能源局通过海水抽蓄资源站点普查，确定了238个开发站点，装机总量达4 208万kW，然而中国暂无已投运的可变速机组，海水抽蓄电站尚处于规划階段，开展针对风光可再生能源消纳的含可变速机组的海水抽蓄电站运行优化研究迫在眉睫。

针对常规抽蓄电站联合风电运行的优化调度问题，前人已做过大量研究。可变速机组具有运行调节的速动性、高效性、灵活性等优势，可弥补传统抽蓄机组运行范围窄、功率响应慢、加权效率低等缺点［6］。Yang等［7］通过建模仿真与性能评估分析了可变速机组平抑风电功率波动的优势。DENG等［8］基于IEEE 14节点测试系统，评估了变速抽蓄电站抑制风电功率波动的调节性能。然而上述研究仅针对功率波动的单一目标开展，未考虑多目标之间的矛盾冲突。曹辉等［9］针对水风光多能互补系统，以新能源装机规模最大、新能源及水电弃电量最小为目标，提出了一种适用于千万千瓦级多能互补系统水风光资源互补规模的计算方法。武荷月等［10］提出了一种海上风电与可变速海水抽蓄电站联合运行的多时间尺度优化调度方法，但该方法本质是通过制定弹性电价引导需求侧资源响应，并未考虑可变速机组的运行特性。曹宇等［11］提出了海岛风-光-海水抽蓄联合发电系统的调度策略，实现了系统的容量配置优化。范刘洋等［12］提出了一种将海水抽蓄电站作为储能设备，配合风电场、柴油机组运行的海岛微网供电方案。曹敏健等［13］提出了含抽蓄电站与新能源发电的柔性直流系统日前优化调度方法，验证了抽蓄平抑新能源出力波动的有效性。

然而，现有研究的局限性有两点：① 从研究对象方面看，中国暂无已投运的海水可变速抽蓄电站，海水抽蓄与风电联合运行研究既无工程经验借鉴，又无实测数据积累，无法保证联合运行策略的可靠性；② 从研究方法方面看，多集中在系统层面，研究目的侧重在容量配置、运行成本、系统效益等，未考虑变速机组运行特性的关键约束，既无法体现可变速技术优势，又无法协调联合系统经济效益与变速机组平抑风电波动之间的矛盾关系。

为此，本文以广东省万山群岛周边新能源系统为对象，优化分析不同风电、抽蓄容量配比场景下的海水抽蓄电站最佳装机容量；基于所确定的装机容量与可变速抽蓄机组动态特性物理模型实验台实测运行数据，建立可变速海水抽蓄与风电联合运行优化模型，提出系统、电站、机组不同层面的约束条件，从经济效益、输出功率波动以及弃电量等方面量化可变速抽蓄机组与风电联合运行的技术优势，为海上风电等可再生能源消纳提供新思路。

1 联合系统运行优化模型

可变速抽蓄-风电联合系统运行优化模型以经济效益最大化和输出功率波动最小化为目标函数，充分考虑变速机组运行特性作为关键约束，采用多目标优化算法协调目标函数之间的矛盾关系。

1.1 目标函数

（1） 目标函数1：联合运行系统经济效益最大化。

Max （F 1）=∑ni=1（C iP wi+C iP hi－C piP pi）△t（1）

式中： n 为计算区间，24 h； P wi为i时 段风电场输送到电网的功率，MW； P hi为i时 段海水抽蓄电站水力发电输送到电网的功率，MW； P pi为i时 段海水抽蓄电站抽水功率，MW； C i为i时 段的分时电价，元/（MW·h）； C pi为i时 段的抽蓄抽水电价，元/（MW·h）； △t 为计算时段长，h。

参考《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》［14］与电力市场现状，采用如表1所示的广东省一般工商业代理购电用户分时电价进行计算。本文在计算联合运行系统经济效益时，仅考虑了上网电价以及抽蓄抽水成本，并未考虑风电场与水电站建设成本以及年运行费等一系列生产成本，过于简单化，因此如何在联合运行系统经济效益中体现相关生产成本是后续仍需研究的问题。

（4） 工况限制约束，抽蓄机组发电工况和抽水工况不能同时发生，即：

P pi×P hi=0（10）

式中： P h， max ，P h， min  分别为海水抽蓄电站最大、最小发电功率，MW； P p， max ，P p， min  分别为海水抽蓄电站最大、最小抽水功率，MW； E i为i 时段海水抽蓄电站储能量，MW·h； E  max  为海水抽蓄电站最大储能量，MW·h； η h 为海水抽蓄电站发电工况效率； η p 为海水抽蓄电站抽水工况效率； △t 为各计算时段长，h。

1.2.3 可变速机组运行特性约束

可变速机组引入了“转速调节”自由度，实现了运行工况点的灵活可控。相比定速机组，可变速机组具有运行范围拓宽、最优效率追踪和变速灵活入力调节的优势。将变速机组运行特性量化为约束条件是联合系统运行优化的关键。

本文基于中国唯一的海水抽蓄动态特性物理模型实验平台［15］（图2），采集了变速机组在发电和抽水模式下运行实测数据，在发电工况下变速机组采用最优效率追踪策略，不同出力工况下的最优效率由图3的实测运行轨迹线插值求得。在水泵模式下出力变化与转速变化的关系式如下：

P 1P 2=n 1n 23（11）

式中： n 1和n 2 为变速前后的机械转速，r/min； P 1和P 2 为对应的机组功率，MW；实验平台变速范围为±8%。根据实验平台的实测运行特性，定、变速运行的约束条件设置如表2所示。

1.3 模型求解

本文所建海水抽蓄与风电联合运行系统，旨在权衡系统经济效益和输出功率波动之间的矛盾关系，属于多目标优化问题。采用综合优化性能较强的NSGA-Ⅱ算法［16-19］对所提模型进行求解，采用罚函数［20-23］方法，引入惩罚因子 M 1，M 2 对不符合约束条件的子代个体进行处理，保证结果的可靠性。模型求解流程如图4所示。

2 算例分析

2.1 工程背景

以海水可变速抽蓄动态特性物理模型实验台的原型电站所在的广东省万山群岛微网系统为例，对含可变速机组的海水抽蓄与海上风电联合系统进行运行优化。该地区建有装机容量为200 MW的海上风电场，主联络网传输功率上限为120 MW。根据当地电力规划部门预测，将主联络网传输功率下限定为30 MW。海水抽蓄电站上水库最大储能电量约为300 MW·h，下水库为海洋，储能量为无穷大。为便于海水抽蓄电站调度运行，现设置上水库初始蓄能量为调节库容的30%，即90 MW·h。选取联合运行系统典型日的海上风电（表3）作为本算例的风电预测出力。

2.2 方案設置

为确定合适的风电与海水抽蓄装机容量配比，设置装机容量为40，50，60 MW可变速海水抽蓄消纳风电场景（各场景电站功率参数如表4所示）进行多目标优化求解，各场景Pareto前沿如图5所示。从图5分析可知，在不考虑工程造价的条件下，相较于场景2，场景1的发电、抽水限制在较低功率范围，无法灵活地消纳风电，会产生大量弃电以保证稳定的输出功率，其经济效益较差；而场景3则是因为抽水限制在较高功率范围，当风电剩余量未达到36 MW时，该场景无法对风电的过剩电量进行存储，同样也会产生大量弃电，故在输出功率波动相同情况下，场景3经济效益较差。综合对比可知，场景2具有更优解集，因此选择50 MW装机容量，开展定、变速海水抽蓄与风电联合运行研究。

为了量化可变速抽蓄机组消纳风电的技术优势，在联合系统中设置变速机组和定速机组两种方案进行对比，除运行方式不同外，其余条件均保持一致：① 方案1为可变速海水抽蓄—风电联合运行；② 方案2为定速海水抽蓄—风电联合运行。

2.3 多目标优化

图6为方案1与方案2的Pareto前沿对比，从图6可知，联合系统运行经济效益与输出功率平滑度成反比；对比方案2，方案1具有更优解集，即在相同经济效益下，方案1的输出功率波动更小；在相同输出功率波动的情况下，方案1的经济效益更大。相比定速机组，可变速机组具有更强的调节性能，既能有效平抑风电出力波动，又能提高联合系统运行效益。

在两组Pareto解集中分别选取最优方案进行分析，选取方法如下：

（1）集对解进行归一化处理，即：

f F 1=F 1－F 1， min F 1， max －F 1， min ， f F 2=F 2－F 2， min F 2， max －F 2， min （12）

式中： f F 1，f F 2为归一化后的目标值；F 1，F 2为方案对应的各目标函数值；F 1， min ，F 2， min  为Pareto前沿各目标函数的最小值。

（2）将归一化之后目标值的和作为标准，选取最小值为最优方案，即：

f  opti = min （f F 1+f F 2）（13）

2.4 定、变速运行对比分析

根据式（12）和（13）分别选取方案1与方案2的最优解，并代入联合系统运行优化模型中，求得方案1与方案2的经济效益、输出功率波动与总弃电量如表5所示。相比方案2，方案1的总经济效益增加5.33万元（其中，风电效益增加6.43万元、抽水成本减小0.56万元），输出功率波动减小1.14 MW，弃电量减小30.90 MW·h。方案1与方案2的效益成本比（Benefit-Cost Ratio，BCR）分别为27.34，23.54，BCR越大经济效益越好，因此方案1经济效益高于方案2，若以365 d估算，相较方案2，方案1将增加年收益1 945.45万元，减小弃电量1.13×104 MW·h。根据国际可再生能源署（IRENA）发布的《2021年可再生能源发电成本》报告，2021年全球平均平准化度电成本（Levelized Cost of Energy，LCOE）为0.075美元/（kW·h），折合成人民币约0.52元/（kW·h）；而根据全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风能报告2022》，2021年中国海上风电新增装机占全球新增海上风电装机的80.02%。因此，为简化计算，采用全球平均LCOE计算风电成本，即0.52元/（kW·h）。抽蓄平准化储能成本（Levelized Cost of Storage，LCOS）以及储能市场现状［24-26］，取0.30元/kW·h。由风电LCOE和抽蓄LCOS大致估算计算方案的度电成本，估算结果如表5所示。

方案1與方案2的各电源输出功率情况分别如图7与图8所示（水力发电功率为正，抽水储能功率为负），方案1和方案2的系统输出总功率对比如图9。相较于方案2，方案1更充分地发挥了抽蓄机组的调节优势、总经济效益较大、输出功率波动和弃电量较小。分析原因可知，方案2采用的定速机组，按照电站运行规范的发电运行范围被限制在50%以上，抽水功率限定在额定功率50 MW不可调节，使得方案2的抽水只能发生在风电过剩较多（风电预测和风力发电功率差大于50 MW）的时段：00∶00～01∶00，11∶00～13∶00以及14∶00～16∶00，而在其他风电过剩情况下，由于达不到抽水功率，导致在01∶00～02∶00，08∶00～09∶00，10∶00～11∶00以及13∶00～14∶00的4个时段弃电量超过15 MW·h，分别为19.80，15.40，17.90 MW·h和20.60 MW·h；共有6个时段的弃电量超过10 MW·h。

相比方案2，方案1采用了变速抽蓄机组，发电运行范围可拓宽至0～100%，发电效率更高，抽水功率亦可灵活调节，具有较强的风电消纳能力。当风电短缺时，特别是在04∶00～07∶00和18∶00～24∶00风电供应处于低谷时段，通过灵活调节抽蓄机组出力进行电量补充，使得系统输出功率曲线更加平滑（图9）。在不同程度的风电过剩情况下，凭借变速抽蓄机组的入力调节能力将风电的过剩电量进行存储，减少了弃电量。因此，方案1仅在01∶00～02∶00内产生弃电量超过15 MW·h，为19.40 MW·h；仅有3个时段的弃电量超过10 MW·h。

方案1和方案2的水库蓄能对比如图10所示。经计算，方案1和2上游水库日储能变化分别为167.77，203.02 MW·h，综合效率分别为99.99%，99.89%；方案1水库储能变化最大发生在19∶00～20∶00，变化量为47.79 MW·h；方案2水库储能变化最大发生在20∶00～21∶00，变化量为53.09 MW·h。日储能变化对应着水位变化，因此方案2水位日变化和单次变化均较大，其主要原因为：① 方案2的发电和抽水功率都限制在较高范围内（发电输出功率范围50%～100%；抽水输出功率限定在100%），单次发电或抽水的功率较大；② 由图3可知，在相同出力下，方案2的发电效率低于方案1，这意味着相同发电量下，方案2的耗水量更高。较大的库水位变化幅度会降低边坡稳定［27-28］，因此变速机组有利于提高水库安全性。

3 结 论

本文建立了兼顾经济效益和送端出力波动的可变速海水抽蓄与风电联合运行优化模型，基于海水抽蓄动态特性实验台实测运行数据，考虑系统、电站和机组多层面约束条件，以广东省万山群岛海上风电系统为案例，对比分析了定速抽蓄机组和变速抽蓄机组与风电联合运行的综合性能，得到如下结论。

（1） 相较于定速抽蓄-风电联合运行，可变速抽蓄-风电联合运行充分发挥了抽蓄机组的调节优势，在一个日调节周期内，总经济效益、风能利用量、水库综合利用率可分别提高4.16%，1.69%，0.10%，输出功率波动和弃电量可分别减小12.10%，26.78%。

（2） 相较于定速抽蓄机组，变速抽蓄机组发电运行范围更宽，发电效率更高，抽水功率亦可灵活调节，具有较强的风电消纳能力；同时，变速抽蓄机组还可以减小水库耗水量，降低库水位变化，提高水库安全性。

本文量化分析了变速抽蓄联合风电运行的技术优势，为解决海上风电消纳问题提供了思路。

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（编辑：唐湘茜）

Abstract：

Seawater pumped storage with variable-speed units is a novel technology that has not yet been applied in China，and it is a new idea to consume offshore wind power and improve the reliability of power systems in coastal cities and islands.In this paper，a combined seawater pumped storage-wind power system operation optimization model was proposed to make trade-off between the objectives of maximizing economic benefits and minimized output power fluctuations，considered multi-level constraints of time-sharing tariff and operating characteristics of variable-speed units；the NSGA-II algorithm combined with penalty function was introduced to solve the proposed model.Taking a micro-grid system of an archipelago in Guangdong Province as an example，the operational performances of the combined seawater pumped storage-wind power system with variable-speed and fixed-speed units were quantitatively compared，and the advantages of variable-speed technology were illustrated.The results showed that compared with the conventional pumped storage-wind power combined operation system with the same capacity，the variable speed pumped storage-wind power combined operation system could improve the economic efficiency by 416%，reduced the output power fluctuation by 1210%，reduced the abandoned power by 2678%，and improved the wind energy utilization rate by 169%in one daily regulation cycle.It has novel reference for exploring the development mode of seawater pumped storage systems suitable for coastal areas and islands in China.

Key words：

seawater pumped storage； variable speed units； wind power； economic efficiency； power fluctuation