考虑新能源的梯级水电中长期调度策略研究
发布时间：2020-12-10 05:53
研究风光水中长期互补协调调度对探索风光的接入对水电运行的影响有重要意义。以流域Y下游两库五级梯级水电站及其周边的风光资源为例,建立了计及发电量最大化和时段最小出力最大化的双目标模型,在求解时将时段最小出力最大化目标转化为约束条件,在约束破坏时对目标函数加以惩罚,以达到简化求解的目的。最后通过分析互补协调调度的效果及风光对水库蓄泄水的影响提取了互补运行中梯级水电的调度策略,即互补运行中,水库群蓄水时期的调度策略以水资源最优化为原则,供水时期需重点关注,应根据风光总发电特性进行策略调整。
【文章来源】：水电能源科学. 2020年11期 第67-71页 北大核心
【文章页数】：5 页
【部分图文】：
A站入库流量及风光电站出力过程
互补优化后，风光水全年总发电量为1 042.81×108kW·h，其中梯级水电站发电量为753.05×108kW·h，占总发电量的72.21%，风光总发电量为289.75×108kW·h，各电站发电量占比见图2。从各水期发电量来看，丰（6月上旬～10月下旬）、平（5、11月）、枯（12月上旬～翌年4月下旬）水期总发电量分别为548.05×108、142.49×108、352.27×108kW·h，分别占全年电量的52.56%、13.66%、33.78%。互补优化后风光水总出力过程见图3。其中全年保证出力达到969.79×104kW，出现在3月下旬，枯水期（12月到翌年4月）最大出力为985.724×104kW，出现在4月上旬，枯水期出力极差为15.93×104kW。为观察梯级水电调节风光出力后对于风光波动的调节效果，统计风光水互补运行与单独运行各种情况下枯水期出力的最大、最小出力值、出力极差等指标，见表2，表2中单独运行的各种情况是指各类电源单独运行后出力简单叠加后的结果。由表2可知，相较于单独运行，通过水库的调节，风光水总保证出力由792.5×104kW提升至969.79×104kW，提高了22.37%，同时互补运行可将风光水出力波动（出力标准差）降低为单独运行的1.20%。表明风光水互补运行后，在最小出力最大化的调节目标下，出力波动得到明显改善。
互补优化后风光水总出力过程见图3。其中全年保证出力达到969.79×104kW，出现在3月下旬，枯水期（12月到翌年4月）最大出力为985.724×104kW，出现在4月上旬，枯水期出力极差为15.93×104kW。为观察梯级水电调节风光出力后对于风光波动的调节效果，统计风光水互补运行与单独运行各种情况下枯水期出力的最大、最小出力值、出力极差等指标，见表2，表2中单独运行的各种情况是指各类电源单独运行后出力简单叠加后的结果。由表2可知，相较于单独运行，通过水库的调节，风光水总保证出力由792.5×104kW提升至969.79×104kW，提高了22.37%，同时互补运行可将风光水出力波动（出力标准差）降低为单独运行的1.20%。表明风光水互补运行后，在最小出力最大化的调节目标下，出力波动得到明显改善。图4为互补优化后各电站出力过程。由图4可知，梯级水电站A～E由于具有强耦合的水力联系，其发电出力过程具有极强的相似性，各水电站出力过程的两两相关系数均在0.87以上。风光出力尤其是风电出力波动剧烈，枯水期最为显著，呈现出“高低交错、循环反复”的特点。调节风光后，为跟踪风光出力，水电站根据风光总出力的峰谷波动情况，适时调整水库蓄泄水方式和过程，使其出力过程表现出与风光互补的特性，从图4中大致可看出水电与风光“此消彼长”的趋势。为进一步探讨水电对风光出力的互补，采用皮尔逊相关系数来度量枯水期各水电站及梯级水电站与风光发电出力的互补性，见表3。总体来看，梯级中各水电站发电出力与风电的互补性优于与光伏的互补性，主要由于风电的波动较剧烈，而光伏的年内出力过程相对稳定；但各水电站与光伏的相关系数接近于0，也在一定程度上说明了其互补性。就单站来看，E站由于受D水库调节后，其出力过程与风光发电的互补性不太高，其余电站出力均表现出与风光出力的互补特性，尤其是直接受A水库调节的A、B、C三个电站。梯级水电与风光总发电出力的互补系数高达-0.99，表现出极强的互补性。
本文编号：2908188
【文章来源】：水电能源科学. 2020年11期 第67-71页 北大核心
【文章页数】：5 页
【部分图文】：
A站入库流量及风光电站出力过程
互补优化后，风光水全年总发电量为1 042.81×108kW·h，其中梯级水电站发电量为753.05×108kW·h，占总发电量的72.21%，风光总发电量为289.75×108kW·h，各电站发电量占比见图2。从各水期发电量来看，丰（6月上旬～10月下旬）、平（5、11月）、枯（12月上旬～翌年4月下旬）水期总发电量分别为548.05×108、142.49×108、352.27×108kW·h，分别占全年电量的52.56%、13.66%、33.78%。互补优化后风光水总出力过程见图3。其中全年保证出力达到969.79×104kW，出现在3月下旬，枯水期（12月到翌年4月）最大出力为985.724×104kW，出现在4月上旬，枯水期出力极差为15.93×104kW。为观察梯级水电调节风光出力后对于风光波动的调节效果，统计风光水互补运行与单独运行各种情况下枯水期出力的最大、最小出力值、出力极差等指标，见表2，表2中单独运行的各种情况是指各类电源单独运行后出力简单叠加后的结果。由表2可知，相较于单独运行，通过水库的调节，风光水总保证出力由792.5×104kW提升至969.79×104kW，提高了22.37%，同时互补运行可将风光水出力波动（出力标准差）降低为单独运行的1.20%。表明风光水互补运行后，在最小出力最大化的调节目标下，出力波动得到明显改善。
互补优化后风光水总出力过程见图3。其中全年保证出力达到969.79×104kW，出现在3月下旬，枯水期（12月到翌年4月）最大出力为985.724×104kW，出现在4月上旬，枯水期出力极差为15.93×104kW。为观察梯级水电调节风光出力后对于风光波动的调节效果，统计风光水互补运行与单独运行各种情况下枯水期出力的最大、最小出力值、出力极差等指标，见表2，表2中单独运行的各种情况是指各类电源单独运行后出力简单叠加后的结果。由表2可知，相较于单独运行，通过水库的调节，风光水总保证出力由792.5×104kW提升至969.79×104kW，提高了22.37%，同时互补运行可将风光水出力波动（出力标准差）降低为单独运行的1.20%。表明风光水互补运行后，在最小出力最大化的调节目标下，出力波动得到明显改善。图4为互补优化后各电站出力过程。由图4可知，梯级水电站A～E由于具有强耦合的水力联系，其发电出力过程具有极强的相似性，各水电站出力过程的两两相关系数均在0.87以上。风光出力尤其是风电出力波动剧烈，枯水期最为显著，呈现出“高低交错、循环反复”的特点。调节风光后，为跟踪风光出力，水电站根据风光总出力的峰谷波动情况，适时调整水库蓄泄水方式和过程，使其出力过程表现出与风光互补的特性，从图4中大致可看出水电与风光“此消彼长”的趋势。为进一步探讨水电对风光出力的互补，采用皮尔逊相关系数来度量枯水期各水电站及梯级水电站与风光发电出力的互补性，见表3。总体来看，梯级中各水电站发电出力与风电的互补性优于与光伏的互补性，主要由于风电的波动较剧烈，而光伏的年内出力过程相对稳定；但各水电站与光伏的相关系数接近于0，也在一定程度上说明了其互补性。就单站来看，E站由于受D水库调节后，其出力过程与风光发电的互补性不太高，其余电站出力均表现出与风光出力的互补特性，尤其是直接受A水库调节的A、B、C三个电站。梯级水电与风光总发电出力的互补系数高达-0.99，表现出极强的互补性。
本文编号：2908188
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