劉娟楠，王守國，王敏

（ 國網(wǎng)陜西省電力公司 經(jīng)濟技術(shù)研究院， 陜西 西安 710065）

光伏電站的發(fā)電出力受溫度、晝夜、天氣、季節(jié)等的變化，具有一定的波動性、隨機性、間隙性，發(fā)電穩(wěn)定性較差[1-2]。 將光伏電站與水電站匯集入同一升壓站，利用水電站調(diào)節(jié)能力強、運行靈活、啟動迅速、能夠快速適應(yīng)光伏發(fā)電出力變動的特點補償光伏電站的不穩(wěn)定出力波動，構(gòu)成水光互補系統(tǒng)。 龍羊峽水光互補系統(tǒng)是國內(nèi)裝機容量最大的水光互補系統(tǒng)，光伏電站經(jīng)一回330 kV線路接入龍羊峽水電站，并通過龍羊峽水電站的快速調(diào)節(jié)性能對光伏電站補償調(diào)節(jié)，將兩個電源互補組合后的平滑出力送入電網(wǎng)。

龍羊峽水電站庫容大，控制流域面積廣，是黃河的“ 龍頭”水電站，兼有發(fā)電、防洪、防凌、灌溉等功能，在電網(wǎng)中擔(dān)任調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相及事故備用等多項任務(wù)。 本文主要研究水光互補運行后，對龍羊峽水電站的水量電量以及電網(wǎng)的運行方式的影響。

1 光伏電站運行特性分析

光伏電站裝機容量為320 MW， 經(jīng)測算多年平均發(fā)電量4.89億kW·h， 通過對光伏電站日小時出力過程進行統(tǒng)計分析，繪制光伏電站出力、保證率、電量累積曲線和光伏電站代表年日發(fā)電量保證率函數(shù)曲線如圖1—3所示[3-4]。 圖1和圖3中的下側(cè)橫坐標保證率表示保證縱坐標所示的光伏出力（ 光伏日發(fā)電量） 的時間占代表年總時間的比率百分數(shù)。圖2中的出力-電量函數(shù)曲線表示在保證縱坐標所示的光伏最大出力的前提下，光伏電站的全年發(fā)電量。

由圖1和圖2可知，光伏電站最大出力320 MW的保證率僅0.2%； 而保證率10%的出力197.1 MW，年電量4.70億kW·h，比多年平均發(fā)電量少0.19億kW·h；由于光伏電站僅在白天有太陽光時間段發(fā)電，因此，保證率50%的出力僅2.1 MW，即一年中一半以上時間不發(fā)電。

圖1 光伏電站出力-保證率累積曲線Fig. 1 Photovoltaic power station output-guarantee rate curve

圖2 光伏電站出力-電量累積曲線Fig. 2 Photovoltaic power station output-electric quantity curve

圖3 光伏電站代表年日電量保證率曲線Fig. 3 Daily electric quantity guarantee rate curve of photovoltaic power station in a typical year

由圖3可知，光伏電站代表年平均日發(fā)電量135萬kW·h，各月日最小和最大發(fā)電量在日平均發(fā)電量22%～133%波動， 代表年約有20%時間的日電量小于110萬kW·h，40%的時間日發(fā)電量大于日平均發(fā)電量135萬kW·h。

光伏電站在各種天氣情況下的發(fā)電量如表1所示[5]。

由表1可知， 光伏電站在晴天的日發(fā)電量相對較大，其中冬季晴天發(fā)電量最大，晴轉(zhuǎn)多云及多云天氣情況下的日發(fā)電量次之，有雨及陰天時的日發(fā)電量較小，沙塵天氣發(fā)電量最小。

表1 不同天氣情況下光伏電站日發(fā)電量Tab.1 Daily generating capacity of photovoltaic power station under different weather conditions 萬kW·h

光伏電站在不同季節(jié)的發(fā)電能力統(tǒng)計分析結(jié)果如表2所示。

表2 光伏電站在不同的季節(jié)的發(fā)電能力Tab. 2 Generating capacity of photovoltaic power station in different seasons

由表2可知，光伏電站發(fā)電時間冬季最短，春秋季基本相當(dāng)，夏季最長，但發(fā)電出力卻呈現(xiàn)冬季略高，春秋季基本相當(dāng)，夏季相對較低。

根據(jù)以上分析可知， 光伏電站日內(nèi)發(fā)電受天氣、季節(jié)等的影響，出力具有一定的波動性、隨機性。 同時，光伏電站發(fā)電具有一定的間歇性，且間歇的規(guī)律性較強。

2 龍羊峽水電站運行特性分析

由黃河流域水電站分布圖（ 圖4）和黃河上游主要梯級水電站參數(shù)表（ 表3）可知，龍羊峽水電站是全河段的“ 龍頭”水庫。 龍羊峽水電站調(diào)節(jié)系數(shù)達0.94屬多年調(diào)節(jié)水庫，具有良好的多年調(diào)節(jié)能力，擔(dān)負對徑流進行年內(nèi)和跨年度的調(diào)節(jié)任務(wù)[6-7]。

龍羊峽水電站年運行方式受黃河梯級水電站灌溉、防汛、防凌等綜合利用要求分為以下幾個時段[8-9]：

1） 灌溉期。 每年4月下旬至6 月中下旬是灌溉用水高峰期，此時，黃河下游綜合用水較大，由劉家峽水庫按下游灌溉用水流量發(fā)電，為下游供水。 龍羊峽在滿足龍劉區(qū)間綜合利用要求的情況下，日均下泄流量一般不小于290 m3/s。

圖4 黃河流域水電站分布圖Fig. 4 Distribution map of hydropower stations on the Yellow River

表3 黃河上游主要梯級水電站參數(shù)表Tab. 3 Parameter table of hydropower stations on the upper Yellow River

2） 蓄水期。 每年7月至9月中旬是汛期，河流來水量較大，龍羊峽水庫充分利用庫容，在滿足發(fā)電及綜合用水要求的情況下將多余的水量留蓄在水庫中。

3） 凌汛期。每年12月至次年3月是防凌期，為保證下游寧、蒙河段的凌汛期安全，必須由劉家峽水庫控制下泄流量，凌汛期劉家峽電站的下泄流量受防凌調(diào)度的制約。 此時，龍羊峽電站合理調(diào)整流量泄放，對下游梯級電站進行補償。

基于龍羊峽水電站年度綜合運用要求，統(tǒng)計分析得龍羊峽水電站典型年各月的日負荷率情況如表4所示。

3 水光互補系統(tǒng)影響分析

3.1 龍羊峽水電站日出庫水量影響分析

在水光互補系統(tǒng)滿足黃河水量調(diào)度對龍羊峽水電站出庫水量的要求的前提下，分析不同發(fā)電情況時， 根據(jù)龍羊峽水電站1988年～2013年的統(tǒng)計資料進行分析測算，得到光伏最大發(fā)電情況時龍羊峽出庫水量變化值，如表5所示。

表4 龍羊峽水電站典型年各月日負荷率統(tǒng)計表Tab. 4 Daily load rate statistics of Longyangxia Hydropower Station each month in a typical year MW

表5 光伏最大發(fā)電情況時龍羊峽出庫流量減少統(tǒng)計表Tab. 5 Storage outflow decrease of Longyangxia as photovoltaic reaches the maximum output萬m3/日

由表5可知，遇光伏最大發(fā)電情況時，龍羊峽出庫水量可能減少97萬m3～487萬m3， 需要臨近龍羊峽水電站的拉西瓦水電站反調(diào)節(jié)庫容約500萬m3，占拉西瓦調(diào)節(jié)庫容1.5億m3的3%左右， 通過拉西瓦反調(diào)節(jié)滿足下游梯級對龍羊峽水庫出庫水量的要求，滿足黃河水量調(diào)度要求。

3.2 對龍羊峽和拉西瓦水電站發(fā)電量影響分析

假定實際水光互補運行中按照光伏最大發(fā)電情況時的運行方式調(diào)度，龍羊峽調(diào)節(jié)庫容500萬m3蓄水或放水，占龍羊峽水電站調(diào)節(jié)庫容193.5億m3的比例很小，龍羊峽水庫水位約波動1.61～1.82 cm，占龍羊峽水電站平均水頭133 m的0.01%，因此，基本不影響龍羊峽水電站的發(fā)電量。

龍羊峽水電站下游拉西瓦水電站的調(diào)節(jié)庫容1.5億m3，多年平均發(fā)電量102.2億kW·h。水光互補光伏最大發(fā)電情況需要拉西瓦水電站反調(diào)節(jié)庫容500萬m3，相應(yīng)拉西瓦水庫水位增長0.4 m，影響拉西瓦水電站的發(fā)電量僅0.91%，影響較小。 但是，由于水電站正常運用時，白天負荷高峰期，用水多發(fā)電，水位消落，夜晚負荷低谷期，少發(fā)電蓄水，水位增長，水光互補運行后，拉西瓦水電站需要反調(diào)節(jié)，白天光伏發(fā)電期間水位就要增長0.4 m，正常運行調(diào)度運行時，白天要給拉西瓦水電站更多的空間發(fā)電消落水位；夜里蓄水量適當(dāng)減少，為白天反調(diào)節(jié)預(yù)留一部分庫容。 因此，水光互補基本不影響龍羊峽、拉西瓦水電站的發(fā)電量，但是，增加了電網(wǎng)調(diào)度的難度。

3.3 對龍羊峽水電站電網(wǎng)運行特性的影響

由表3和圖4可知，龍羊峽水電站雖具有多年調(diào)節(jié)性能， 但其發(fā)電特性仍受其來水的不同， 有枯、平、 豐水年， 按梯級水電站群的設(shè)計保證率為90%時， 梯級電站聯(lián)合運行水電站群徑流補償調(diào)節(jié)成果，并考慮設(shè)計電站的代表年平均電量與多年平均發(fā)電量的關(guān)系，以及水電站汛期、枯水期及全年平均出力保證率關(guān)系，可得在豐水年、平水年、枯水年龍羊峽水電站出力過程如圖5所示。

光伏電站每日發(fā)電特性也不同，也分為平均、最大、最小發(fā)電情況。 其中，日最大平均出力如表6所示。考慮水光互補最不利的情況，即豐水年光伏發(fā)電最大的情況進行進行水光互補前后電力電量平衡及日運行方式模擬計算，模擬計算結(jié)果如表7所示。

圖5 龍羊峽水電站各代表年出力過程曲線Fig. 5 Output curve of Longyangxia Hydropower Station in different representative years

表7 水光互補運行時龍羊峽電力電量平衡模擬計算表Tab. 7 Electric power and energy balance simulation calculation table of Longyangxia operating in the hydro-photovoltaic power complementary mode MW

由表7可知， 豐水年7月和9月龍羊峽水電站滿出力運行，水電站和光伏無互補的能力，若系統(tǒng)無法消納時，將會棄水或棄光。 其他月份水光互補前龍羊峽水電站各月平均出力51.9 MW ～1 129.1 MW，基荷出力200 MW，可調(diào)出力351.9 MW～ 929.1 MW，可調(diào)工作容量680 MW～1 000 MW， 日負荷率55.2%～94.1%。

水光互補后組合電源遇光伏電站最大出力情況各月平均出力629.1 MW～1 210.6 MW， 基荷出力320 MW，可調(diào)出力309.1 MW～890.6 MW，可調(diào)工作容量560 MW～960 MW，除汛期7月和9月，日負荷率62.9%～94.6%。 與互補前相比，最大工作容量減少，可調(diào)出力減少31.8 MW～51.4 MW， 日負荷率增加6.4%～10.0%，電力電量均可被系統(tǒng)完全利用。

4 結(jié)論

本文在綜合分析光伏電站和龍羊峽水電站運行特性的基礎(chǔ)上，進行龍羊峽水電站和光伏電站互補計算。 計算結(jié)果表明，水光互補后，龍羊峽水量減少97萬m3～487萬m3， 可通過下游水電站進行補償調(diào)節(jié)；水光互補組合電源對龍羊峽水電站及其下游梯級電站的水庫水量和發(fā)電量對電網(wǎng)可調(diào)容量、備用容量影響較小，但是水光互補系統(tǒng)增加了電網(wǎng)調(diào)控的難度和復(fù)雜性。 目前，亟需要根據(jù)運行的實際情況，尋求水光互補最優(yōu)調(diào)度運行方式，更好地發(fā)揮水光互補系統(tǒng)的優(yōu)勢。

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