CN111882131A - 一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽蓄电站容量优化方法 - Google Patents

一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽蓄电站容量优化方法 Download PDF

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Abstract

本发明属电力规划领域，尤其是一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽蓄电站容量优化方法，可用于海上风电平抑和消纳，步骤如下：S1.针对变速机组提出一种基于综合特性曲线的双工况最优效率跟踪方法；S2.建立海水抽蓄电站水头变幅随机扰动模型；S3.以最大化投资主体静态收益为目标，考虑市场和技术约束，建立含变速机组的海水抽蓄电站与海上风电联合运行系统优化模型并求解，计算最佳容量。本发明提出了一种基于综合特性曲线的最高效率跟踪方法，结合海水抽蓄电站尾水位季节性随机波动的特点，建立联合系统模型。本方法综合考虑风蓄联合系统和主网双方利益，在电网电源规划方案设计方面有较强的实用性。

Description

一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽蓄电站容量优化 方法
技术领域
本发明属于电力系统规划领域，涉及一种抽水蓄能电站的容量优化配置的方法，尤其是一种适用于海上风电平抑，基于双工况最优效率跟踪的可变海水抽水蓄能电站容量优化配置方法。
背景技术
现有的抽水蓄能电站容量优化研究成果已有很多，且较为成熟，但这些抽水蓄能电站都是采用传统定速抽水蓄能机组，而关于含变速机组的抽水蓄能电站的容量优化配置方法研究极少，特别是如果将其与海上风电平抑问题相结合，组成一个联合运行的海岛微电网应用场景。因此提出一种含变速机组的海水抽水蓄能电站的容量配置方法显得十分必要和迫切。
具体来讲，首先现有的抽水蓄能电站容量配置方法都是针对常规定速机组的。抽水蓄能电站作为一个大容量储能系统，其核心设备定速抽水蓄能机组的响应速度相较一般储能(如电化学储能、飞轮储能等)而言更慢，在功率响应速率方面存在劣势。无论是水轮机工况还是水泵工况，定速机组机械转速都必须为同步速，而无法改变。而且在抽水工况下，定速机组的输入功率不能够随外部负载的变化而改变，适应性差，这都给电网的功率调节带来一定程度困难。随着大功率变流器技术的飞速进步，相应的可变速机组也逐渐显现出取代定速机组的发展趋势。可变速机组具备功率响应速度极快、机械转速变化(适应)范围宽和抽水工况下可随负载调节(自动跟踪)的优点。在电站的容量优化规划领域，发明一种含可变速机组的容量配置方法将显得十分必要。
其次，传统上解决风电波动问题的方法之一是配置一定容量的储能电池，但是现阶段受制于技术和成本因素，储能电池容量还无法做到足够大(一般不超过10MW)，且随之带来的环境污染和安全问题也无法忽略。大量研究已经证明，现阶段最适合电网大容量储能应用的依旧是具有悠久历史的抽水蓄能电站。抽水蓄能电站与风电场组成联合运行系统，可以平抑风电送出功率的波动，为电网调度带来方便，也为风电运营商带来更多的经济效益。正由于变速机组区别于定速机组具备更加优良的电网调节性能，因此将其应用于海上风电平抑和消纳领域将具有很大的发展前途。建设一定容量的海水抽水蓄能电站能很大程度上解决海上风电的消纳和波动问题，因此对于工程应用也具有重要意义。
发明内容
本发明在充分考虑海上风电消纳的前提下，提出一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽水蓄能容量优化配置方法。该方法能够保证在一定约束条件下(如联络线功率波动约束、变速机组出力约束)，得到抽水蓄能电站的最优容量值，以确保微电网投资主体(海上风电场与海水抽水蓄能电站)总体收益最大化。
相较于常规的定速机组的配置方法，本方法充分考虑的变速机组的复杂性，同时又满足规划需求而进行一定程度地精简，最后的机组模型能够取得复杂度和精度两者的平衡。其次，本发明充分利用变速机组的优良特性，将其推广至海上风电平抑和消纳领域，为海上风电消纳问题提供一种全新的解决方案。
一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽蓄电站容量优化方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1.基于综合特性曲线外特性法的双工况最优效率跟踪方法建立变速抽蓄机组最优效率跟踪模型；
S2.分析并建立海水抽蓄电站水头变幅随机扰动模型；
S3.以联合体投资主体静态收益最大化为目标函数，综合考虑分时电价、联络线功率波动率等约束，建立含变速机组的海水抽蓄电站与海上风电联合运行系统模型并求解，得到含变速机组的海水抽蓄电站最佳容量，具体是：
S3-1.建立以联合体投资主体静态收益最大化为目标函数：
抽蓄电站运行效益主要是利用系统峰谷差，由抽水和发电的电价差产生的静态效益；同时风蓄联合运行系统还必须考虑风电上网限制，允许一定程度的弃风，综合考虑风蓄联合系统和主网双方的利益，即同时确保联合体年经济效益最大和联络线送出功率的稳定性；以联合运行系统年经济效益最大为目标函数，有
Figure BDA0002613507150000031
式中：K为年运行天数；
Figure BDA0002613507150000032
为联合运行系统电量收益；
Figure BDA0002613507150000033
为变速海水抽蓄电站容量收益；
Figure BDA0002613507150000034
为电站初建成本；
Figure BDA0002613507150000035
为电站运维成本；
Figure BDA00026135071500000310
为风电场弃风惩罚成本；
下面对目标函数maxf的各组成成分作进一步阐述，有：
Figure BDA0002613507150000036
式中：T为一个调度周期的时段数；Δt为每个时段的时长；
Figure BDA0002613507150000037
和
Figure BDA00026135071500000311
分别为第d天t时段海上风电场的实际送出功率平均值和上网分时电价；
Figure BDA00026135071500000312
和Ct(t)分别为抽蓄电站的发电功率和上网分时电价；
Figure BDA0002613507150000038
和Cp(t)为抽蓄电站抽水功率和购电电价；
Figure BDA0002613507150000039
式中：CEI为抽蓄电站容量电价；N为装机容量；
Figure BDA0002613507150000041
式中：CEC为抽蓄电站总投资额；L为电站使用寿命；
Figure BDA0002613507150000042
式中：CEO为电站年运维成本；
Figure BDA0002613507150000043
式中：kp为单位弃风惩罚费用；
Figure BDA0002613507150000049
为弃风功率；
S3-2.综合考虑分时电价、联络线功率波动率等约束，建立含变速机组的海水抽蓄电站与海上风电联合运行系统模型，具体说明如下；
1)变速海水抽蓄电站约束，主要包括水库能量平衡约束、库容约束、水头(扬程)约束和机组出力约束等：
Figure BDA0002613507150000044
E(0)＝E(T)
Emin≤E(t)≤Emax
VΔ＝f(Zz)-f(Zs)
Figure BDA0002613507150000045
Zs≤Hs(t)+Hr(t)≤Zz
Figure BDA0002613507150000046
Figure BDA0002613507150000047
x(t)+y(t)≤1
式中，Pt(t)、Pp(t)分别为t时刻的发电和抽水工况机组出力和入力；
Figure BDA0002613507150000048
分别为t时刻发电和抽水工况下水泵水轮机能达到的最大运行效率；E(t)为t时刻上水库蓄能电量；VΔ、Zz、Zs分别为上水库调节库容、正常蓄水位和死水位；f(·)为水位库容曲线；Hs(t)为t时刻以静止海平面为基准的工作水头(扬程)；Hr(t)为由海浪引起的水头变化附加值；x(t)、y(t)为布尔变量以确保电站不会同时处于发电和抽水两种状态；
2)海上风电-变速海水抽蓄联合系统约束
海上风电和变速海水抽蓄捆绑运行，由同一通道接入主网；值得注意的是，抽水功率可以来自两个途径：主网或海上风电场；对风蓄联合体投资主体而言，只有向主网购电是需要付费的，在联合体内部，由风电大发时供给抽水功率是免费的，但有可能需要承担更大的弃风惩罚成本；该约束主要包含了联合系统功率约束、海上风电场约束和联络线传输容量约束：
Pl(t)＝Pt(t)-Pw(t)-[Pp(t)-Ppw(t)]
Pw(t)+Ppw(t)＝Pwg(t)
0≤Pw(t)≤Pwg(t)
0≤Ppw(t)≤Pwg(t)y(t)
Figure BDA0002613507150000051
-Pl max≤Pl(t)≤Pl max
Pl max＝αPl rated
Figure BDA0002613507150000052
式中，Pl(t)为t时刻联合系统联络线功率，Pw(t)、Ppw(t)分别为t时刻上网功率和用于抽水的功率；Pwg(t)、
Figure BDA0002613507150000053
分别为t时刻海上风电实发功率和最大可发功率；Pl max为联络线功率最大允许值；Pl rated为联络线断面稳定极限，其值受系统调峰、热稳及暂稳等因素综合制约；α为输电线路功率安稳系数，一般来说，当α小于90％时认为此断面是稳定的；β为联络线功率波动率。
在上述一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽蓄电站容量优化方法，所述步骤S1具体包括：
S1-1.基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水轮机工况)，分析水轮机工况下的最优效率跟踪方法，具体是：
根据可逆式水力机械相似理论，可得单位参数：
Figure BDA0002613507150000061
Figure BDA0002613507150000062
Figure BDA0002613507150000063
式中：n为机械转速；H为实时水头(扬程)；Q为水泵水轮机流量；D1为转轮名义直径；n11、Q11、P11分别为水泵水轮机单位转速、单位流量和单位功率；
基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水轮机工况)建立效率ηt曲线C1:
C1:ηt＝f1(Q11t,n11t)
由综合特性曲线可知，每个单位流量会对应一组n11t～ηt曲线，C1是一系列曲线族，每条C1曲线均会出现一个最大效率ηt max，即为最优工况点，并对应最优单位流量
Figure BDA0002613507150000064
和最优单位转速
Figure BDA0002613507150000065
分别记为最优效率
Figure BDA0002613507150000066
曲线C2与最优单位转速
Figure BDA0002613507150000067
曲线C3，有
Figure BDA0002613507150000068
Figure BDA0002613507150000069
由水轮机模型下的水能转换方程P＝γHQη,且海水比重为10.3，因此得到最优效率下原动机的最大单位出力
Figure BDA00026135071500000610
曲线C4，即
Pet＝Ptηet
Figure BDA00026135071500000611
式中：Pet为发电机出力；Pt为水轮机轴功率；ηet为发电机效率；γ为海水比重；
另外，根据最优工况点还可以对应从模型综合特性曲线中找到最优导叶开度
Figure BDA0002613507150000071
曲线C5，有
Figure BDA0002613507150000072
综上所述，发电系统只需根据海水抽蓄电站的实时净水头Ht和系统有功负荷需求Pet，通过最优单位参数曲线计算，便可得到最优转速
Figure BDA0002613507150000073
最优流量
Figure BDA0002613507150000074
和导叶开度
Figure BDA0002613507150000075
之后功率设定值、最优转速和导叶开度指令作为励磁和调速系统的输入控制参数来调控机组行为；在实际调节中，导叶开度用于负荷和转速的粗调，交流励磁系统则进一步细调，这样通过水泵水轮机和电动发电机的协调控制，机电系统联合调节使机组运行于最优工况；
S1-2.基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水泵工况)和压力管道特性曲线，分析水泵工况下的最优效率跟踪方法；但是，水泵工况下的机组运行特性还受到管道特性曲线的限制，即
Figure BDA0002613507150000076
式中：Hst为静扬程，与流动状态无关；hw为管道流动水力损失；
Figure BDA0002613507150000077
为管路特性系数；
需要注意的是，常规基于定速机组的水泵工况H～Q坐标特性曲线是不合适计算的；因为若要考虑不同转速和导叶开度对性能的影响，那么绘制出来的图形会显得异常杂乱，不具备可读性；因此需要将H～Q坐标转换为类似水轮机工况的含等效率圈的n11～Q11坐标表示方法；
具体的最优效率跟踪流程与水轮机工况步骤S1-1类似，首先基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水泵工况)建立效率ηp曲线C1:
C1:ηp＝f1(Q11p,n11p)
每个单位流量会对应一组n11p～ηp曲线，每条C1曲线均会出现一个最大效率
Figure BDA0002613507150000078
即为最优工况点，并对应最优单位流量
Figure BDA0002613507150000079
和最优单位转速
Figure BDA00026135071500000710
分别记为最优效率
Figure BDA0002613507150000081
曲线C2与最优单位转速
Figure BDA0002613507150000082
曲线C3，有
Figure BDA0002613507150000083
Figure BDA0002613507150000084
由水泵模式下的水能转换方程P＝γHQ/η,且海水比重为10.3，因此得到最优效率下原动机的最优单位出力
Figure BDA0002613507150000085
曲线C4，即
Pep＝Pp/ηep
Figure BDA0002613507150000086
式中：Pep为电动机所需功率；Pp为水泵所需轴功率；ηep为电动机效率；γ为海水比重；
Figure BDA0002613507150000087
为最优工况下的水泵单位入力，
Figure BDA0002613507150000088
分别为最优工况下的单位流量和效率；
同水轮机工况计算步骤相似，即根据可逆式水力机械的相似理论，利用单位参数转换公式得出对应的转速、流量：
Figure BDA0002613507150000089
综上所述，抽水系统只需知道海水抽蓄电站的实时扬程Hp和系统有功需求Pep，通过最优单位参数曲线计算，结合单位参数转换公式，便可得到最优单位转速
Figure BDA00026135071500000810
和最优单位流量
Figure BDA00026135071500000811
各自所对应的最优转速
Figure BDA00026135071500000812
和最优流量
Figure BDA00026135071500000813
需要特别注意的是，水泵工况下的最大功率曲线C4与水轮机工况下的C4曲线的不同。
在上述的一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽蓄电站容量优化方法，所述步骤S2具体包括：
考虑到海水抽蓄电站下水库是海洋，因此不可避免会受到洋流、潮汐和台风的影响，进而影响进出水口处水泵水轮机吸入吸出高度，导致电站水位落差变化，影响机组稳定运行；从日内时间尺度看，海浪造成的尾水位变化可认为是随机的，但从年内时间尺度看，其受洋流、气象等影响，又呈现一定的季节规律性；
模型采用风速时间序列的季节特性来间接模拟水头变化，同时兼顾自由波动波高的随机性，由一个正负交替带方向的一次拟合函数组成，即
Hr(t)＝(-1)-t[aW(t)+b]
式中：Hr(t)为t时刻海浪引起的水头变化附加值；W(t)为t时刻站址所在地的风速；a、b为拟合系数；t为时段数(正整数)，需保持一致。
本发明的有益效果在于：本方法充分考虑了一种新型的可变速抽蓄机组的功率特性，同时考虑了海水抽水蓄能电站的尾水位随机波动特性，将两者的优势结合起来，替代传统的含定速抽蓄机组的淡水抽蓄电站。最后将其应用在海上风电平抑和消纳领域，将一定程度上提高风电消纳率、抑制功率波动，最大程度提高海上风电-海水抽蓄电站联合体的经济效益，具备很高的科学和实用性。
附图说明
附图1是本发明关于一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽蓄电站容量优化方法的流程图。
附图2是本发明中关于海上风电-可变速海水抽水蓄能电站联合运行系统的电网结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图，对实施例作详细说明。
如附图1所示，本发明关于电站容量优化配置方法具体步骤如下：
S1.提出一种基于综合特性曲线外特性法的双工况最优效率跟踪方法并建立变速抽蓄机组最优效率跟踪模型。又包括以下步骤：
S1-1.基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水轮机工况)，分析水轮机工况下的最优效率跟踪方法，具体是：
根据可逆式水力机械相似理论，可得单位参数：
Figure BDA0002613507150000101
Figure BDA0002613507150000102
Figure BDA0002613507150000103
式中：n为机械转速；H为水头(扬程)；Q为水泵水轮机流量；D1为转轮名义直径；n11、Q11、P11分别为水泵水轮机单位转速、单位流量和单位功率。
基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水轮机工况)建立效率ηt曲线C1:
C1:ηt＝f1(Q11t,n11t)
由综合特性曲线可知，每个单位流量会对应一组n11t～ηt曲线，C1是一系列曲线族，每条C1曲线均会出现一个最大效率ηt max，即为最优工况点，并对应最优单位流量
Figure BDA0002613507150000104
和最优单位转速
Figure BDA0002613507150000105
分别记为最优效率
Figure BDA0002613507150000106
曲线C2与最优单位转速
Figure BDA0002613507150000107
曲线C3，有
Figure BDA0002613507150000108
Figure BDA0002613507150000109
由水轮机模型下的水能转换方程P＝γHQη,且海水比重为10.3，因此得到最优效率下原动机的最大单位出力
Figure BDA00026135071500001010
曲线C4，即
Pet＝Ptηet
Figure BDA00026135071500001011
式中：Pet为发电机出力；Pt为水轮机轴功率；ηet为发电机效率；γ为海水比重。
另外，根据最优工况点还可以对应从模型综合特性曲线中找到最优导叶开度
Figure BDA0002613507150000111
曲线C5，有
Figure BDA0002613507150000112
综上所述，发电系统只需根据海水抽蓄电站的实时净水头Ht和系统有功负荷需求Pet，通过最优单位参数曲线计算，便可得到最优转速
Figure BDA00026135071500001112
最优流量
Figure BDA0002613507150000113
和导叶开度
Figure BDA0002613507150000114
之后功率设定值、最优转速和导叶开度指令作为励磁和调速系统的输入控制参数来调控机组行为。在实际调节中，导叶开度用于负荷和转速的粗调，交流励磁系统则进一步细调，这样通过水泵水轮机和电动发电机的协调控制，机电系统联合调节使机组运行于最优工况。
S1-2.基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水泵工况)和压力管道特性曲线，分析水泵工况下的最优效率跟踪方法。但是，水泵工况下的机组运行特性还受到管道特性曲线的限制，即
Figure BDA0002613507150000115
式中：Hst为静扬程，与流动状态无关；hw为管道流动水力损失；
Figure BDA0002613507150000116
为管路特性系数。
需要注意的是，常规基于定速机组的水泵工况H～Q坐标特性曲线是不合适计算的。因为若要考虑不同转速和导叶开度对性能的影响，那么绘制出来的图形会显得异常杂乱，不具备可读性。因此需要将H～Q坐标转换为类似水轮机工况的含等效率圈的n11～Q11坐标表示方法。
具体的最优效率跟踪流程与水轮机工况步骤S1-1类似，首先基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水泵工况)建立效率ηp曲线C1:
C1:ηp＝f1(Q11p,n11p)
每个单位流量会对应一组n11p～ηp曲线，每条C1曲线均会出现一个最大效率
Figure BDA0002613507150000117
即为最优工况点，并对应最优单位流量
Figure BDA0002613507150000118
和最优单位转速
Figure BDA0002613507150000119
分别记为最优效率
Figure BDA00026135071500001110
曲线C2与最优单位转速
Figure BDA00026135071500001111
曲线C3，有
Figure BDA0002613507150000121
Figure BDA0002613507150000122
由水泵模式下的水能转换方程P＝γHQ/η,且海水比重为10.3，因此得到最优效率下原动机的最优单位出力
Figure BDA0002613507150000123
曲线C4，即
Pep＝Pp/ηep
Figure BDA0002613507150000124
式中：Pep为电动机所需功率；Pp为水泵所需轴功率；ηep为电动机效率；γ为海水比重；
Figure BDA0002613507150000125
为最优工况下的水泵单位入力，
Figure BDA0002613507150000126
分别为最优工况下的单位流量和效率。
综上，抽水系统只需知道海水抽蓄电站的实时扬程Hp和系统有功需求Pep，通过最优单位参数曲线计算，便可得到最优转速
Figure BDA0002613507150000127
和最优流量
Figure BDA0002613507150000128
需要特别注意的是，水泵工况下的最大功率曲线C4与水轮机工况下的C4曲线的不同。
S2.分析并建立海水抽蓄电站水头变幅随机扰动模型。又包括以下步骤：
S2-1.分析并建立海水抽蓄电站水头变幅随机扰动模型，具体是：
考虑到海水抽蓄电站下水库是海洋，因此不可避免会受到洋流、潮汐和台风的影响，进而影响进出水口处水泵水轮机吸入吸出高度，导致电站水位落差变化，影响机组稳定运行。从日内时间尺度看，海浪造成的尾水位变化可认为是随机的，但从年内时间尺度看，其受洋流、气象等影响，又呈现一定的季节规律性。
因此本专利提出一种模拟海水抽蓄电站附加水头变幅的随机扰动模型，此模型采用风速时间序列的季节特性来间接模拟水头变化，同时兼顾自由波动波高的随机性，由一个正负交替带方向的一次拟合函数组成，即
Hr(t)＝(-1)-t[aW(t)+b]
式中：Hr(t)为t时刻海浪引起的水头变化附加值；W(t)为t时刻站址所在地的风速；a、b为拟合系数；t为时段数(正整数)。
S3.以联合体投资主体静态收益最大化为目标函数，综合考虑分时电价、联络线功率波动率等约束，建立含变速机组的海水抽蓄电站与海上风电联合运行系统模型并求解，得到含变速机组的海水抽蓄电站最佳容量。又包括以下步骤：
S3-1.建立以联合体投资主体静态收益最大化为目标函数：
抽蓄电站运行效益主要是利用系统峰谷差，由抽水和发电的电价差产生的静态效益。同时风蓄联合运行系统还必须考虑风电上网限制，允许一定程度的弃风，综合考虑风蓄联合系统和主网双方的利益，即同时确保联合体年经济效益最大和联络线送出功率的稳定性。以联合运行系统年经济效益最大为目标函数，有
Figure BDA0002613507150000131
式中：K为年运行天数；
Figure BDA0002613507150000132
为联合运行系统电量收益；
Figure BDA0002613507150000133
为变速海水抽蓄电站容量收益；
Figure BDA0002613507150000134
为电站初建成本；
Figure BDA0002613507150000135
为电站运维成本；
Figure BDA0002613507150000136
为风电场弃风惩罚成本。
Figure BDA0002613507150000137
式中：T为一个调度周期的时段数；Δt为每个时段的时长；
Figure BDA0002613507150000138
和
Figure BDA0002613507150000139
分别为第d天t时段海上风电场的实际送出功率平均值和上网分时电价；Pt d(d)和Ct(t)分别为抽蓄电站的发电功率和上网分时电价；
Figure BDA00026135071500001310
和Cp(t)为抽蓄电站抽水功率和购电电价。
Figure BDA00026135071500001311
式中：CEI为抽蓄电站容量电价；N为装机容量。
Figure BDA0002613507150000141
式中：CEC为抽蓄电站总投资额；L为电站使用寿命。
Figure BDA0002613507150000142
式中：CEO为电站年运维成本。
Figure BDA0002613507150000143
式中：kp为单位弃风惩罚费用；
Figure BDA0002613507150000144
为弃风功率。
S3-2.综合考虑分时电价、联络线功率波动率等约束，建立含变速机组的海水抽蓄电站与海上风电联合运行系统模型，具体说明如下。
1)变速海水抽蓄电站约束，主要包括水库能量平衡约束、库容约束、水头(扬程)约束和机组出力约束等：
Figure BDA0002613507150000145
E(0)＝E(T)
Emin≤E(t)≤Emax
VΔ＝f(Zz)-f(Zs)
Figure BDA0002613507150000146
Zs≤Hs(t)+Hr(t)≤Zz
Figure BDA0002613507150000147
Figure BDA0002613507150000148
x(t)+y(t)≤1
式中，Pt(t)、Pp(t)分别为t时刻的发电和抽水工况机组出力和入力；
Figure BDA0002613507150000149
分别为t时刻发电和抽水工况下水泵水轮机能达到的最大运行效率；E(t)为t时刻上水库蓄能电量；VΔ、Zz、Zs分别为上水库调节库容、正常蓄水位和死水位；f(·)为水位库容曲线；Hs(t)为t时刻以静止海平面为基准的工作水头(扬程)；Hr(t)为由海浪引起的水头变化附加值；x(t)、y(t)为布尔变量以确保电站不会同时处于发电和抽水两种状态。
2)海上风电-变速海水抽蓄联合系统约束
海上风电和变速海水抽蓄捆绑运行，由同一通道接入主网。值得注意的是，抽水功率可以来自两个途径：主网或海上风电场。对风蓄联合体投资主体而言，只有向主网购电是需要付费的，在联合体内部，由风电大发时供给抽水功率是免费的，但有可能需要承担更大的弃风惩罚成本。该约束主要包含了联合系统功率约束、海上风电场约束和联络线传输容量约束：
Pl(t)＝Pt(t)-Pw(t)-[Pp(t)-Ppw(t)]
Pw(t)+Ppw(t)＝Pwg(t)
0≤Pw(t)≤Pwg(t)
0≤Ppw(t)≤Pwg(t)y(t)
Figure BDA0002613507150000151
-Pl max≤Pl(t)≤Pl max
Figure BDA0002613507150000152
Figure BDA0002613507150000153
式中，Pl(t)为t时刻联合系统联络线功率，Pw(t)、Ppw(t)分别为t时刻上网功率和用于抽水的功率；Pwg(t)、
Figure BDA0002613507150000154
分别为t时刻海上风电实发功率和最大可发功率；Pl max为联络线功率最大允许值；Pl rated为联络线断面稳定极限，其值受系统调峰、热稳及暂稳等因素综合制约；α为输电线路功率安稳系数，一般来说，当α小于90％时认为此断面是稳定的；β为联络线功率波动率。
附图2是本发明中关于海上风电-可变速海水抽水蓄能电站联合运行系统的电网结构示意图。
如附图2所示，展示了海上风电-可变速海水抽水蓄能电站联合运行系统中各组成元件的电气关系。海上风电场WP与可变速海水抽水蓄能电站PS互联，以便合适的情形下输送给抽水蓄能电站抽水功率。同时WP和PS分别都各自与主网相连。这样抽水蓄能电站在抽水工况下既可以由主网供电也可以由风电供电，大大提高了系统的灵活性和可靠性，也进一步提高了风-蓄联合体的总体收益。
具体案例
通过模拟试验，最终结果可知：采用本方法后能够比较容易地准确地获得含变速机组的海水抽蓄电站的最佳容量。在联络线默认10％波动率下且计及弃风惩罚时，风电场收益为负0.54亿元，无法盈利。当逐渐放松联络线波动率要求后，变速机组最佳容量稍有增大，对应年收益最大值也逐渐增大。此外，本方法还能分别比较采用传统定速机组和新型变速机组后的整理效益，采用变速机组后的联合体总体效益提升了68％。
模拟试验参数如下：系统网络结构如附图2所示，海水抽水蓄能水库及100MW级海上风电相关数据采集于南海某岛。海上风电采用固定电价0.75元/kWh。抽蓄电站采用两部制电价，其中容量电价1000元/(kW年)，上网分时电价峰时段为9～12、15～17、19～23时，电价1.7元/kWh；谷时段为24～次日7时，电价0.5元/kWh；其余平时段电价为1元/kWh，依发改价格[2014]1763号文，抽蓄电站向主网的购电价格为上网电价0.75倍。风电弃风惩罚系数为1元/kWh。其余部分见下表：
Figure BDA0002613507150000161
Figure BDA0002613507150000171
上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域的技术开发人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域及相关领域的技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形，仍在本发明的保护范围以内。

Claims (3)

1.一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽蓄电站容量优化方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1.基于综合特性曲线外特性法的双工况最优效率跟踪方法建立变速抽蓄机组最优效率跟踪模型；
S2.分析并建立海水抽蓄电站水头变幅随机扰动模型；
S3.以联合体投资主体静态收益最大化为目标函数，综合考虑分时电价、联络线功率波动率等约束，建立含变速机组的海水抽蓄电站与海上风电联合运行系统模型并求解，得到含变速机组的海水抽蓄电站最佳容量，具体是：
S3-1.建立以联合体投资主体静态收益最大化为目标函数：
抽蓄电站运行效益主要是利用系统峰谷差，由抽水和发电的电价差产生的静态效益；同时风蓄联合运行系统还必须考虑风电上网限制，允许一定程度的弃风，综合考虑风蓄联合系统和主网双方的利益，即同时确保联合体年经济效益最大和联络线送出功率的稳定性；以联合运行系统年经济效益最大为目标函数，有
Figure FDA0002613507140000011
式中：K为年运行天数；
Figure FDA0002613507140000012
为联合运行系统电量收益；
Figure FDA0002613507140000013
为变速海水抽蓄电站容量收益；
Figure FDA0002613507140000014
为电站初建成本；
Figure FDA0002613507140000015
为电站运维成本；
Figure FDA0002613507140000016
为风电场弃风惩罚成本；
下面对目标函数maxf的各组成成分作进一步阐述，有：
Figure FDA0002613507140000017
式中：T为一个调度周期的时段数；Δt为每个时段的时长；
Figure FDA0002613507140000018
和
Figure FDA0002613507140000019
分别为第d天t时段海上风电场的实际送出功率平均值和上网分时电价；Pt d(d)和Ct(t)分别为抽蓄电站的发电功率和上网分时电价；
Figure FDA0002613507140000021
和Cp(t)为抽蓄电站抽水功率和购电电价；
Figure FDA0002613507140000022
式中：CEI为抽蓄电站容量电价；N为装机容量；
Figure FDA0002613507140000023
式中：CEC为抽蓄电站总投资额；L为电站使用寿命；
Figure FDA0002613507140000024
式中：CEO为电站年运维成本；
Figure FDA0002613507140000025
式中：kp为单位弃风惩罚费用；
Figure FDA0002613507140000026
为弃风功率；
S3-2.综合考虑分时电价、联络线功率波动率等约束，建立含变速机组的海水抽蓄电站与海上风电联合运行系统模型，具体说明如下；
1)变速海水抽蓄电站约束，主要包括水库能量平衡约束、库容约束、水头(扬程)约束和机组出力约束等：
Figure FDA0002613507140000027
E(0)＝E(T)
Emin≤E(t)≤Emax
VΔ＝f(Zz)-f(Zs)
Figure FDA0002613507140000028
Zs≤Hs(t)+Hr(t)≤Zz
Figure FDA0002613507140000029
Figure FDA00026135071400000210
x(t)+y(t)≤1
式中，Pt(t)、Pp(t)分别为t时刻的发电和抽水工况机组出力和入力；
Figure FDA0002613507140000031
分别为t时刻发电和抽水工况下水泵水轮机能达到的最大运行效率；E(t)为t时刻上水库蓄能电量；VΔ、Zz、Zs分别为上水库调节库容、正常蓄水位和死水位；f(·)为水位库容曲线；Hs(t)为t时刻以静止海平面为基准的工作水头(扬程)；Hr(t)为由海浪引起的水头变化附加值；x(t)、y(t)为布尔变量以确保电站不会同时处于发电和抽水两种状态；
2)海上风电-变速海水抽蓄联合系统约束
海上风电和变速海水抽蓄捆绑运行，由同一通道接入主网；值得注意的是，抽水功率可以来自两个途径：主网或海上风电场；对风蓄联合体投资主体而言，只有向主网购电是需要付费的，在联合体内部，由风电大发时供给抽水功率是免费的，但有可能需要承担更大的弃风惩罚成本；该约束主要包含了联合系统功率约束、海上风电场约束和联络线传输容量约束：
Pl(t)＝Pt(t)-Pw(t)-[Pp(t)-Ppw(t)]
Pw(t)+Ppw(t)＝Pwg(t)
0≤Pw(t)≤Pwg(t)
0≤Ppw(t)≤Pwg(t)y(t)
Figure FDA0002613507140000032
-Pl max≤Pl(t)≤Pl max
Pl max＝αPl rated
Figure FDA0002613507140000033
式中，Pl(t)为t时刻联合系统联络线功率，Pw(t)、Ppw(t)分别为t时刻上网功率和用于抽水的功率；Pwg(t)、
Figure FDA0002613507140000034
分别为t时刻海上风电实发功率和最大可发功率；Pl max为联络线功率最大允许值；Pl rated为联络线断面稳定极限，其值受系统调峰、热稳及暂稳等因素综合制约；α为输电线路功率安稳系数，一般来说，当α小于90％时认为此断面是稳定的；β为联络线功率波动率。
2.根据权利要求1所述一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽蓄电站容量优化方法，其特征在于，所述步骤S1具体包括：
S1-1.基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水轮机工况)，分析水轮机工况下的最优效率跟踪方法，具体是：
根据可逆式水力机械相似理论，可得单位参数：
Figure FDA0002613507140000041
Figure FDA0002613507140000042
Figure FDA0002613507140000043
式中：n为机械转速；H为实时水头(扬程)；Q为水泵水轮机流量；D1为转轮名义直径；n11、Q11、P11分别为水泵水轮机单位转速、单位流量和单位功率；
基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水轮机工况)建立效率ηt曲线C1:
C1:ηt＝f1(Q11t,n11t)
由综合特性曲线可知，每个单位流量会对应一组n11t～ηt曲线，C1是一系列曲线族，每条C1曲线均会出现一个最大效率ηt max，即为最优工况点，并对应最优单位流量
Figure FDA0002613507140000044
和最优单位转速
Figure FDA0002613507140000045
分别记为最优效率
Figure FDA0002613507140000046
曲线C2与最优单位转速
Figure FDA0002613507140000047
曲线C3，有
Figure FDA0002613507140000048
Figure FDA0002613507140000049
由水轮机模型下的水能转换方程P＝γHQη,且海水比重为10.3，因此得到最优效率下原动机的最大单位出力
Figure FDA00026135071400000410
曲线C4，即
Pet＝Ptηet
Figure FDA0002613507140000051
式中：Pet为发电机出力；Pt为水轮机轴功率；ηet为发电机效率；γ为海水比重；
另外，根据最优工况点还可以对应从模型综合特性曲线中找到最优导叶开度
Figure FDA0002613507140000052
曲线C5，有
Figure FDA0002613507140000053
综上所述，发电系统只需根据海水抽蓄电站的实时净水头Ht和系统有功负荷需求Pet，通过最优单位参数曲线计算，便可得到最优转速
Figure FDA0002613507140000054
最优流量
Figure FDA0002613507140000055
和导叶开度
Figure FDA0002613507140000056
之后功率设定值、最优转速和导叶开度指令作为励磁和调速系统的输入控制参数来调控机组行为；在实际调节中，导叶开度用于负荷和转速的粗调，交流励磁系统则进一步细调，这样通过水泵水轮机和电动发电机的协调控制，机电系统联合调节使机组运行于最优工况；
S1-2.基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水泵工况)和压力管道特性曲线，分析水泵工况下的最优效率跟踪方法；但是，水泵工况下的机组运行特性还受到管道特性曲线的限制，即
Figure FDA0002613507140000057
式中：Hst为静扬程，与流动状态无关；hw为管道流动水力损失；
Figure FDA0002613507140000058
为管路特性系数；
需要注意的是，常规基于定速机组的水泵工况H～Q坐标特性曲线是不合适计算的；因为若要考虑不同转速和导叶开度对性能的影响，那么绘制出来的图形会显得异常杂乱，不具备可读性；因此需要将H～Q坐标转换为类似水轮机工况的含等效率圈的n11～Q11坐标表示方法；
具体的最优效率跟踪流程与水轮机工况步骤S1-1类似，首先基于水泵水轮机模型综合特性曲线(水泵工况)建立效率ηp曲线C1:
Figure FDA0002613507140000061
每个单位流量会对应一组n11p～ηp曲线，每条C1曲线均会出现一个最大效率
Figure FDA0002613507140000062
即为最优工况点，并对应最优单位流量
Figure FDA0002613507140000063
和最优单位转速
Figure FDA0002613507140000064
分别记为最优效率
Figure FDA0002613507140000065
曲线C2与最优单位转速
Figure FDA0002613507140000066
曲线C3，有
Figure FDA0002613507140000067
Figure FDA0002613507140000068
由水泵模式下的水能转换方程P＝γHQ/η,且海水比重为10.3，因此得到最优效率下原动机的最优单位出力
Figure FDA0002613507140000069
曲线C4，即
Pep＝Pp/ηep
Figure FDA00026135071400000610
式中：Pep为电动机所需功率；Pp为水泵所需轴功率；ηep为电动机效率；γ为海水比重；
Figure FDA00026135071400000611
为最优工况下的水泵单位入力，
Figure FDA00026135071400000612
分别为最优工况下的单位流量和效率；
同水轮机工况计算步骤相似，即根据可逆式水力机械的相似理论，利用单位参数转换公式得出对应的转速、流量：
Figure FDA00026135071400000613
综上所述，抽水系统只需知道海水抽蓄电站的实时扬程Hp和系统有功需求Pep，通过最优单位参数曲线计算，结合单位参数转换公式，便可得到最优单位转速
Figure FDA00026135071400000614
和最优单位流量
Figure FDA00026135071400000615
各自所对应的最优转速
Figure FDA00026135071400000616
和最优流量
Figure FDA00026135071400000617
需要特别注意的是，水泵工况下的最大功率曲线C4与水轮机工况下的C4曲线的不同。
3.根据权利要求1所述的一种基于双工况最优效率跟踪的变速海水抽蓄电站容量优化方法，其特征在于，所述步骤S2具体包括：
考虑到海水抽蓄电站下水库是海洋，因此不可避免会受到洋流、潮汐和台风的影响，进而影响进出水口处水泵水轮机吸入吸出高度，导致电站水位落差变化，影响机组稳定运行；从日内时间尺度看，海浪造成的尾水位变化可认为是随机的，但从年内时间尺度看，其受洋流、气象等影响，又呈现一定的季节规律性；
模型采用风速时间序列的季节特性来间接模拟水头变化，同时兼顾自由波动波高的随机性，由一个正负交替带方向的一次拟合函数组成，即
Hr(t)＝(-1)-t[aW(t)+b]
式中：Hr(t)为t时刻海浪引起的水头变化附加值；W(t)为t时刻站址所在地的风速；a、b为拟合系数；t为时段数(正整数)，需保持一致。
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