負荷頻繁波動情景下梯級水電站實時調度策略

楊鈺琪，莫 莉，周建中，效文靜，徐占興

（1. 華中科技大學土木與水利工程學院，湖北武漢 430074；2. 華中科技大學數字流域科學與技術湖北省重點實驗室，湖北武漢 430074）

0 引言

構建以新能源為主體的新型電力系統，是實現我國碳達峰、碳中和目標的重要途徑［1］。在電力系統轉型的過程中，以風電、光伏為代表的新能源電力以高速、大體量模式并入電網，發電側功率波動頻率加劇且變化幅度加大［2］。

在新的運行環境下，水電調度與以往有著明顯不同。在編制調度計劃時，電網調度部門遵循新能源優先并網的原則，將風電與光伏大發時段納入考量，制定避開新能源大發時段的水電站出力運行方案，使水電站承擔電網負荷減去新能源出力后的凈負荷，因而凈負荷也具有新能源出力的間歇性。在調度計劃執行的過程中，電網調度機構原則上按照新能源電廠上報的功率預測結果下達新能源發電計劃，采用“預報值即為計劃值”的確定性調度模式［3］，這種模式高度依賴新能源功率預測水平，一旦預測結果出現較大偏差，電網就需借助水電等靈活性電源提供的額外出力調整服務對沖預測偏差引起的電力供應風險。受限于新能源功率預測精度，在實際運行中可能需要水電站進行多次、連續的出力調整，這易導致水位越限工況的出現，從而給水電站帶來不利影響，因此，如何將水電站頻繁響應負荷波動對其后續運行產生的累積效應納入其出力調整決策過程，使出力調整在滿足基本電力平衡要求的同時有效契合水電站自身實際生產需求，是在新能源高比例并網環境下使水電站積極發揮自身調節能力的一個關鍵問題。

根據輸入信息，水電實時調度研究可分為徑流預報不確定性研究［4］、負荷不確定性研究［5］以及網內調度優先級更高的電源出力不確定性研究［6］3類。文獻［7］通過設置調整成本實時調控機組以實現節能降耗；文獻［8］引入實時棄水風險的概念，建立考慮調度公平性的梯級水電實時調整模型；文獻［9］考慮機組振動區、平穩出力以及水電站棄水3 個方面的約束，提出可快速可靠滿足實時調整需求的優化調度方法及策略；文獻［10-11］在實時調控中考慮新能源影響因素，從風電功率實時波動角度出發，提出風水協同運行計劃的數據實時修正策略?，F有研究大多為單時段下負荷偏差量的優化分配，鮮有將水電未來多時段連續調整的累積效應反饋至當前實時調度決策，傳統單一調整視角易導致水電站調度期末水位達不到預期控制目標，出現水電站經濟性甚至安全性受到影響的問題。

此外，實時調度通常與滾動調度［12］共同配合來修正日前出力計劃，可將其描述為“預報、決策、實施”（日前計劃編制過程）后的“再預報、再決策、再實施”過程［13］。其中，滾動調度主要包括按總運行成本最?。?4］、修正后計劃與修正前計劃之間的調整成本最?。?5］等調度目標重新編制余留期計劃以及在單時段實時調整后根據最新運行水位、余留期原始出力計劃滾動更新水電站水位及出庫過程［16］2 類。需說明的是，本文主要關注的是在水電實時調度中如何將后效性反饋至當前實時決策，將第二類滾動調度與本文所提實時調度機制進行配合的方法此處不再贅述。

綜上，在新能源高比例并網環境下，針對新能源預測偏差導致水電頻繁調整出力的情況，本文提出一種考慮負荷頻繁波動的梯級水電站實時調度策略。首先，明確水電系統實時響應出力調整需求對自身運行的延續性影響，并在傳統實時調度常用的實時視角基礎上，建立考慮延續性影響的遠期視角靈活性量化準則；然后，在實時決策中，根據長期靈活性確定各梯級水電站的調整次序，根據實時靈活性確定各梯級水電站的出力調整量，避免單純犧牲水電效益保障電網安全運行的情況出現，有效控制水電及電網未來調度風險；最后，對所提策略進行算例分析，結果表明，所提策略能夠降低水電站連續實時調整對其長期運行安全性的影響，穩固水電系統調度周期性，為水電側調度人員提供有效控制調度期末水位的實時調度建議。

1 水電實時調整的后效性

在水電系統調度實踐中，通常根據中長期優化運行情況給定短期尺度下計劃期末庫水位，由此限定短期計劃期內的總可用水量，調度人員通過多個短期時間節點的分割與節點水位的控制來靈活調控水電站運行。圖1為后效性影響示意圖。圖中：t0為電站h出力調整時段；T為調度期內總時段數；τ為水流時滯的時段數；ΔZh為水電站h出力調整后與調整前的T時段末水位之差；ΔPt為當前出力變化量。由圖可見，在水電系統實時補償的過程中，在時間尺度上，ΔPt不僅改變了本時段的出力計劃與末水位，而且對未來時段的末水位也會產生持續性影響，而在空間尺度上，ΔPt不僅改變了本電站的末水位，而且因式（1）所示的梯級水電站間的水力聯系也會對下游電站的末水位產生影響。

圖1 后效性影響示意圖Fig.1 Schematic diagram of aftereffect influence

式中：fh(·)為水電站h的水位-庫容函數；Zh，t為t時段末水電站h的水位；Ih，t為t時段水電站h的區間入流；Qh-1，t-τ為t時段上游水電站h-1匯入水電站h的流量；Δt為時段步長，本文取為1 h；Vh，t為t時段末水電站h的庫容。

從事后角度分析，本電站的調度期末水位不僅受到期末時段出力調整量的影響，還受到前若干個時段出力調整量的影響，即水電實時補償對自身運行具有一定的后效性影響，因此，本文以水電站h出力調整后與調整前的T時段末水位之差ΔZh表示該水電站調整出力后對自身后續運行的累積效應，將其作為后效性影響的量化指標。

2 水電靈活性量化準則

受限于當前的技術條件，新能源發電的不確定性在預測誤差上有明顯體現［17］。當新能源實際功率大于預測功率時：若水電站仍按原定計劃發電，則將由網內電源側其他能源承擔電網負荷的平衡任務，這會影響其他能源的正常運行，從而可能造成更大的經濟損失；若水電站削減自身出力滿足電網負荷平衡需求，則雖然可增加網內的新能源消納總量，但水電站將可能面臨調度期末水位高于安全運行水位的情況，這無論是在汛期還是在枯水期都會使水庫面臨極大的運行風險。反之，當新能源實際功率小于預測功率時，為彌補系統功率缺口，水電站需加大出力運行，大幅加快了可用水量的消耗速度，從而將會面臨后期無電可發的風險，水電站長期調度的周期性也將因此被破壞。

此外，水電系統因響應電網實時調度需求而產生的潛在調度風險大小取決于水電靈活性的量化準則，對水電實時靈活性的過高與過低判斷均可能誘發未來風險，因此，本文結合水電實際運行過程，提出實時尺度下結合當前與遠期視角的水電靈活性量化準則，以使實時調度決策可行、有效。

2.1 實時視角量化指標

根據電網實時供需平衡要求，將實時視角靈活性定義為水電站的靈活性裕度，分為上調靈活性裕度與下調靈活性裕度。

根據約束計算廊道的方法見文獻［18］。

2.2 長期視角量化指標

在水電站實際運行中，長期視角通常重點考慮水電站的周期性與安全性［19］。由于水庫在不同運行時期均有節點性水位要求，將長期視角靈活性定義為水電站的安全裕度，即當前計劃下水電站h的調度期末水位Zh，T與水調部門給定的調度期末水位Zh，END的差值ΔZh，如式（4）所示。

水電站調度期末水位偏離安全水位的不同狀態可表征水電實時響應新能源出力波動后自身不同的運行工況，水電站運行工況從偏離程度ΔZh的正負性和幅值兩方面進行判別。

1）ΔZh的正負性。

偏離程度ΔZh的正負性表示水電站前期運行用水情況：若其值為正，則表示水電站前期運行用水過少，導致調度期末水庫處于水位越限狀態；若其值為負，則表示水電站前期運行用水過多，導致調度期末水電站面臨無水可用、出力不足的狀況。

2）ΔZh的幅值。

ΔZh的幅值大小表示水電站前期運行方式帶給未來時段的調度風險：若幅值大于水電站水位容忍閾值，即|ΔZh|＞|ΔZtolerate|，則表示此時的調度期末水位已經超出電站風險可控范圍；若|ΔZh|≤|ΔZtolerate|，則表示此時的調度期末水位還有一定的靈活調整空間，長期尺度下存在可調節余量。

3）水電站運行工況判別式。

3 考慮負荷頻繁波動的梯級水電站實時調度策略

3.1 負荷頻繁波動下梯級水電站實時補償調整順序

在負荷突減的情景下，水電系統需要提供下調靈活性裕度?？紤]到實時出力變動對水電系統長期調度的影響，由于在所有電站中低水位風險電站調度期末水位最低，因此優先對其進行出力下調，以使該類型電站調度期末水位有所回升，依此類推，水電站出力調整順序為：低水位風險電站＞低水位安全電站＞高水位安全電站（這些電站為該情景下的相對低水位電站）。此時，若同一電站集中存在多座電站，則按ΔZh升序對電站集中的電站進行排列，優先調整各電站集中末水位最低者。

在負荷突增的情景下，水電系統需要提供上調靈活性裕度?？紤]到實時出力變動對水電系統長期調度的影響，由于在所有電站中高水位風險電站調度期末水位最高，因此優先對其進行出力上調，以使該類型電站調度期末水位有所回落，依此類推，水電站出力調整順序為：高水位風險電站＞高水位安全電站＞低水位安全電站（這些電站為該情景下的相對高水位電站）。此時，若同一電站集中存在多座電站，則按ΔZh降序對電站集中的電站進行排列，優先調整各電站集內末水位最高者。

需要注意的是，每當一座電站調整完畢時，需立即更新負荷情景與各電站分類，保證在負荷頻繁波動時，前續調整決策影響的末水位狀態可通過長期視角量化指標ΔZh反饋至當前決策中。

3.2 梯級水電站實時調度步驟

傳統實時補償方法通常以實時調整成本最低為目標，將發電任務變化量在各水電站間進行優化分配，容易忽略當前出力調整量對水電站未來運行的影響。為此，本文在梯級水電站經濟調度模型的基礎上，以各水電站日前優化發電計劃方案為初始過程值，根據實時尺度下水電靈活性量化準則，準確計算各水電站靈活性裕度與安全裕度，將二者同時納入出力調整決策過程，提出考慮后效性的實時補償機制，具體調整步驟如下。

1）量化水電站靈活性。根據式（2）、（3）計算水電站靈活性裕度，根據式（4）計算水電站安全裕度，并根據式（5）將各水電站劃分至相應電站集中。

2）根據負荷超短期預測結果對下一調度時段進行情景判別。

3）根據3.1節確定水電站實時補償調度順序。

4）根據面臨的情景類型與最優調整順序逐一分配電網下達的預測誤差補償任務，如式（6）、（7）所示。

若為負荷突減場景，則有：

5）根據水庫當前水位以及計劃出力更新余留期水位與出庫流量信息，重新量化水電站靈活性。

考慮后效性的實時補償機制流程圖如附錄A 圖A1所示，其中出力調整量分配流程圖如附錄A圖A2所示。

4 算例分析

4.1 輸入參數

本文以湖北電網及清江梯級水電站為研究對象，選取2018年4月某典型日為研究時段，給出該典型日下梯級水電站日前調度方案，如附錄A 圖A3所示。此外，設定水位容忍閾值ΔZtolerate=0.5 m，將日前調度方案實際末水位作為實時調整輸入，各水電站調度期末水位和小出力運行區參數如表1 所示。表中：末水位偏差是指實際末水位與設定安全水位之差；小出力運行區是指在水電站非高效運行下極易造成機組頻繁穿越振動區的區域，應在運行中盡量避開。

4.2 單時段實時補償出力結果分析

基于2018年4月該典型日湖北電網實際運行情況，通過負荷突減與負荷突增2 種情景驗證所提實時補償機制的可行性。

1）負荷突減情景。

計算條件如下：t=1，新能源增量為-31.74 MW，電網實時調度需求為31.74 MW。在實時調度需求分配方面，根據表1 中調度期末水位，可將水布埡、隔河巖和高壩洲電站分別劃分為低水位風險電站、高水位風險電站和高水位安全電站。根據實時調整策略，水電站實時調整順序為：隔河巖電站＞高壩洲電站＞水布埡電站。該情景下的實時調度結果如圖2 所示。由圖可知，由于隔河巖電站出力上調空間受限于小出力運行區（0，50］MW，基于自身安全考慮，該電站加大出力至50 MW 以彌補新能源功率預測誤差，此時，系統實時調度需求為-18.26 MW，需水位較低的電站減小出力，在滿足實時調度需求的同時使自身水位得到回升。重新獲取各水電站調度期末水位值，實時調整順序為：水布埡電站＞隔河巖電站＞高壩洲電站。因此，水布埡電站出力減小18.26 MW，水電系統出力總調節量為31.74 MW，滿足實時調控要求。

圖2 負荷突減情景下的實時調度結果Fig.2 Real-time dispatching results under sudden load down scenario

表1 梯級水電站調度期末水位和小出力運行區Table 1 Water level in end of dispatching period and small output operation area of cascaded hydropower stations

2）負荷突增情景。

計算條件如下：t=1，新能源增量為47.46 MW，電網實時調度需求為-47.46 MW。根據實時調整策略，水電站實時調整順序為：水布埡電站＞高壩洲電站＞隔河巖電站。該情景下的實時調度結果如圖3所示。水布埡電站的計劃出力為74.02 MW，為躲避小出力運行區，該電站僅能向下減小出力34.02 MW，此時仍需水電系統提供下調靈活性裕度，因此，由高壩洲電站補償剩余預測偏差量，使其出力減小13.44 MW，滿足實時調度需求。

圖3 負荷突增情景下的實時調度結果Fig.3 Real-time dispatching results under sudden load up scenario

4.3 單時段實時補償水位結果分析

負荷突減與負荷突增情景下水電系統實時調整前后的水位分別如圖4、5所示。

圖4 負荷突減情景下水電系統實時調整前后的水位Fig.4 Water level of hydropower system before and after real-time adjustment under sudden load down scenario

在負荷突減情景下：隔河巖電站因優先調整順序的優勢，其末水位偏差改善效果明顯；水布埡電站出力調整量較小，其末水位偏差由-0.641 m 變為-0.640 m，偏差程度略有減??；而高壩洲電站受到隔河巖電站出庫流量的影響，在時段2—23 出現了調整后的末水位偏差大于調整前的現象，但其末水位偏差在調度期末明顯小于調整前。

圖5 負荷突增情景下水電系統實時調整前后的水位Fig.5 Water level of hydropower system before and after real-time adjustment under sudden load up scenario

在負荷突增情景下：水布埡電站出力小幅調整，其末水位偏差由0.641 m 減小至0.639 m；隔河巖電站未進行出力調整，但受水布埡電站下泄流量的影響，其末水位偏差也得以減??；高壩洲電站則因自身出力變化，其末水位偏差在調度期末得以減小，相較于負荷突減情景改善程度更大。

綜上可知，考慮響應新能源預測偏差對自身后續運行持續性影響的補償策略，能在提供足夠的額外出力調整服務的同時，不同程度地減小各水電站調度期末水位偏差，對沖了水電作為補償電源響應新能源預測偏差所承擔的后期無水可用或水位越限的風險，減小了水電站實時調整對其長期運行安全性的影響，穩固了水電系統的長期調度周期性。

4.4 同一水電系統連續多時段的實時補償效果分析

為驗證負荷頻繁波動下所提實時補償機制的有效性，在調度期內的各時段連續設置60 MW 的新能源突減量，分析同一水電系統在利用所提實時補償機制頻繁提供上調靈活性裕度后對自身長期運行的影響。水電系統連續實時調整后的調度期末水位如附錄A圖A4所示。

計算條件如下：t取值范圍為1～T，新能源增量為-60 MW，電網實時調度需求為60 MW，水電系統連續在每個時段進行60 MW 的實時補償。與4.2 節相同，由表1 中末水位偏差可得各水電站調整順序為：隔河巖電站＞高壩洲電站＞水布埡電站。在隔河巖電站出力增加60 MW 后，當前時段末水位降低，后續時段按原出力計劃與當前時段末水位滾動更新調度期末水位。水布埡電站因位于隔河巖電站上游，其水位未受此次調整影響，而高壩洲電站位于隔河巖電站下游，受隔河巖電站出力加大、出庫流量增加的影響，高壩洲電站的來水增加，調度期末水位改變。梯級水電站末水位調整順序更新為：高壩洲電站＞隔河巖電站＞水布埡電站。高壩洲電站出力增加60 MW，在滿足實時調整需求的同時繼續降低自身末水位偏差。由圖A4 可知，經過連續實時調整后，除低水位風險電站（水布埡電站）外，其余水電站均有效利用實時補償機會調整自身調度期末水位，逐漸逼近設定的安全水位，有效減小了水電實時補償新能源預測偏差對自身運行的影響。

4.5 同一水電系統不同時段的實時補償效果分析

為分析水電系統在不同時段提供同樣的上調靈活性裕度對自身的影響，在調度期內各時段獨立設置60 MW 的新能源突減量，保存t時段實時補償后滾動更新得到的調度期末水位，并將水電站重置為實時補償前的運行狀態，再進行t+1 時段的實時補償，得到調整時段對各水電站末水位的影響規律，如附錄A 圖A5 所示，圖中時段1 為未進行調整時各水電站的調度期末水位與水位偏差，后續時段為進行實時補償后的調度期末水位與水位偏差。

計算條件如下：t取值范圍為1～T，新能源增量為-60 MW，電網實時調度需求為60 MW，水電系統在每個時段獨立進行60 MW的實時補償。在所提實時補償機制普適性方面，由圖A5 可知，水布埡電站作為低水位風險電站，其末水位已低于安全水位，因此，在需要加大出力的實時補償中避免了出力調整，其末水位偏差未改變，而隔河巖電站與高壩洲電站在不同時段采用本文機制進行實時補償，其調度期末水位偏差均有所減小。由表1 可知，在各時段獨立實時調整時，水電站調整順序均為：隔河巖電站＞高壩洲電站＞水布埡電站。進一步，根據圖A5 分析相同調整量、不同調整時段的實時補償對調度期末水位偏差量的影響：水布埡電站末水位偏差未改變；隔河巖電站作為調整主力，實時補償時段越靠近調度期初始時段，對其末水位的影響越小，該電站具有足夠的時間與水量資本來利用考慮后效性的實時補償機制進行末水位調整，而實時補償時段越靠近調度期末，對該電站末水位的影響越大，該電站的末水位偏差修正能力有限，補償產生的后效性影響不可忽略；高壩洲電站作為下游平衡電站，其末水位因受上游出庫與區間入流的影響而有所上升，其末水位偏差呈現先減小后增大的趨勢。因此，對于承擔多種綜合利用任務的水電站，在臨近長期調度關鍵時間節點（例如汛前消落期末、蓄水期末、汛期）時，應充分考慮實時調整對其自身運行的影響，而在以調峰為主的枯水期，本文所提實時補償機制可為調度人員提供有效控制調度期末水位的實時調度建議，具有一定的工程應用價值。

5 結論

新能源的高速、大體量并網對水電實時補償機制提出了更高要求。在該運行環境下，如何在實時調度過程中提升水電系統運行的安全性與經濟性顯得尤為重要。為此，本文提出一種考慮負荷頻繁波動的梯級水電站實時補償策略，并將其應用于湖北省清江梯級水電站的日內實時優化運行，通過算例分析得到以下結論：

1）本文提出的考慮后效性的實時補償機制能夠不同程度地減小各水電站末水位的絕對偏差量，有效對沖了水電作為補償電源響應實時調整需求所承擔的后期無水可用或水位越限的風險，減小了水電站實時調整對其長期運行安全性的影響，穩固了水電系統長期調度周期性；

2）對于承擔多種綜合利用任務的水電站，在臨近長期調度關鍵水位控制節點時，應充分考慮水電站參與實時調整對其后期運行的影響，此時宜以消落、蓄水、防洪等任務為主，而在以調峰為主的枯水期，本文所提實時補償機制可為調度人員提供有效控制調度期末水位的實時調度建議。

新能源高滲透率將成為未來電力系統發展的一個突出特征，因此，在水電短期優化運行中考慮新能源現行運行方式尤為重要。本文重點研究了新形勢下考慮后效性的水電實時補償機制，暫未考慮機組層面，下一步的研究計劃是將研究對象從電站精細化至水電機組，使得建立的短期運行模型更符合實際情況。

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