風光水互補發(fā)電系統(tǒng)送出能力分析

朱燕梅，陳仕軍，3，黃煒斌，王 黎，馬光文

(1.四川大學水力學與山區(qū)河流開發(fā)保護國家重點實驗室，四川 成都 610065；2.四川大學水利水電學院，四川 成都 610065；3.四川大學商學院，四川 成都 610065)

風光出力受環(huán)境氣象因素影響極大，具有不可調(diào)度性[1]，造成了風光發(fā)電的并網(wǎng)和消納難題。為此，國內(nèi)外學者提出了多能互補開發(fā)方式。目前國內(nèi)外對于多能互補的研究主要分為三類：系統(tǒng)中各能源互補性研究[2-3]；系統(tǒng)中各能源容量優(yōu)化配置[4]；系統(tǒng)運行調(diào)度[5- 6]。大量研究表明，風光水互補發(fā)電具有較大的可行性和適用性；但鮮有關于風光水互補發(fā)電系統(tǒng)送出能力及其影響因素的深入研究。本研究立足于風光水互補發(fā)電系統(tǒng)，構(gòu)建了以接入風光規(guī)模最大為目標的互補送出能力分析模型，從運行的角度分析了系統(tǒng)允許棄風光率、風光容量比例和送出通道容量對系統(tǒng)送出能力的影響，對風光水互補發(fā)電系統(tǒng)的運行優(yōu)化具有一定參考價值。

1 風光水互補系統(tǒng)送出能力影響因素分析

受氣象環(huán)境因素的影響，風光發(fā)電出力具有不確定性，需要水電利用水庫調(diào)節(jié)能力，來平抑其出力的短期波動。

1.1 水電站調(diào)節(jié)能力

水庫按照庫容系數(shù)β(水庫調(diào)節(jié)庫容與多年平均來水量的比值)不同可分為日、季、年和多年調(diào)節(jié)水庫。在同等情況下，水庫調(diào)節(jié)能力越大，調(diào)節(jié)庫容越大。就水電站而言，當接入風光規(guī)模較大時，出力的短期波動性越大，其最大出力與最小出力的差值越大，而對于風光水互補發(fā)電系統(tǒng)而言，這部分差值由水電來補償調(diào)節(jié)。調(diào)節(jié)能力大的水電站，可以充分利用有效庫容對徑流進行調(diào)節(jié)，發(fā)出相應出力來調(diào)節(jié)風光出力波動，既能保證較多地接入風光，又能充分利用水資源，避免過多棄水。

1.2 風光容量比例

容量系數(shù)是指統(tǒng)計周期內(nèi)發(fā)電量和同期滿負荷運行條件下發(fā)電量的比值。風光容量系數(shù)不同，光伏發(fā)電由于受太陽輻射的影響，只在白天發(fā)電，夜晚出力為0，因此一般情況下，光伏電站的容量系數(shù)小于風電。就同一個水電站而言，單獨接入風電時，可接入規(guī)模較單獨接入光伏的規(guī)模小，因此在風光水互補發(fā)電系統(tǒng)中，水電站可接入的風光規(guī)模與風光容量的比例有關。

1.3 互補系統(tǒng)送出通道容量

送出通道容量即可送出最大負荷，是一個剛性約束。對同一個水電站來說，當接入風光容量比例一定時，在水電站可調(diào)的范圍內(nèi)，送出通道容量越大，可接入的風光規(guī)模越大。

1.4 互補系統(tǒng)允許棄風光率

系統(tǒng)棄風光率等于系統(tǒng)棄風光總電量與風光理論總電量的比值，允許棄風光率即系統(tǒng)允許的最大棄風光率，可根據(jù)用戶需求或國家政策等相關規(guī)定設定。系統(tǒng)允許棄風光率越大，在同等條件下，系統(tǒng)可接入的風光規(guī)模越大，系統(tǒng)送出的風光總電量也越大，但同時由于棄風光造成的經(jīng)濟損失也越大。

2 風光水互補送出能力分析模型構(gòu)建

充分考慮風光容量比例、互補送出通道容量、系統(tǒng)允許棄風光率等因素對互補系統(tǒng)送出能力的影響，構(gòu)建了風光水互補送出能力分析模型。

2.1 目標函數(shù)

系統(tǒng)接入的風光總規(guī)模最大

maxNSW=NS+NW

(1)

式中，NSW為水電站可接入的風光總規(guī)模，萬kW；NS表示水電站可接入的光伏規(guī)模，萬kW；NW為水電站可接入的風電規(guī)模，萬kW，可由光伏規(guī)模和風光容量比例計算得出

NW=αNS

(2)

式中，α表示風電、光伏規(guī)模之比。

2.2 約束條件

滿足系統(tǒng)允許棄風光率要求：

EQI/ESW≤n

(3)

式中，EQI為計算周期內(nèi)累計棄風光電量，億kW·h；ESW為風光理論累計總電量，億kW·h；n為系統(tǒng)允許的棄風光率。EQI,ESW可由式(4)計算

(4)

式中，PSi為i時段內(nèi)光伏平均出力，萬kW；PWi為i時段內(nèi)風電平均出力，萬kW；PHi為i時段內(nèi)水電平均出力，萬kW；N為互補發(fā)電系統(tǒng)送出通道容量，萬kW。

滿足系統(tǒng)送出通道容量要求：

(5)

3 風光水互補出力特性

3.1 工程簡況

本研究中的互補發(fā)電系統(tǒng)由金沙江上游的葉巴灘及其周邊的風光資源組成。葉巴灘水電站為規(guī)劃中的金沙江上游13個梯級電站中的第7級，上游為波羅電站，下游與拉哇電站銜接，采用壩式開發(fā)，壩址處多年平均流量839 m3/s，具有不完全年調(diào)節(jié)能力。電站裝機容量224萬kW，單獨運行多年平均年發(fā)電量91.60億kW·h；同上游崗托水庫聯(lián)合運行多年平均年發(fā)電量102.05億kW·h。

葉巴灘水電站周邊風電和光伏資源量豐富，分別為200萬kW和365萬kW，風光比例為0.55，具有較大的開發(fā)潛力。

3.2 風光水出力互補特性

互補系統(tǒng)年內(nèi)、日內(nèi)出力特性對比圖如圖1a、b所示。風電資源出力5月～10月較小，11月～翌年4月出力較大，其中2月出力最大，最小值出現(xiàn)在7月，最大出力是最小出力的4.56倍。光伏資源6～10月出力相對較小，最大出力出現(xiàn)在1月而最小值出現(xiàn)在6月，兩者的比值為1.37，與風電相比，其出力在年內(nèi)的分布較為均勻。就水電而言，汛期(6月～10月)出力一般大于枯期(12～翌年4月)出力。從資源特性上分析，對豐平枯典型年，風電、光伏與葉巴灘水電站在年內(nèi)均具有較好的互補性，其中風電平枯期(11月～5月)出力是豐水期(6月～10月)的2.4倍，與水電的年內(nèi)互補性更好。

圖1 葉巴灘水電站與風電場、光伏電站出力特性對比圖

風電資源日內(nèi)出力變化相對較小，且白天5∶00～14∶00出力相對較小，16∶00～24∶00出力相對較大。光伏資源日內(nèi)出力特性變化較為顯著，受太陽輻射影響，光伏出力集中在白天7∶00～18∶59，夜間出力為0，且正午12∶00～13∶59光伏出力最大。風電和光伏的峰段存在相位差，在一定程度上存在互補性。水電站日內(nèi)出力分布較為均勻。從日內(nèi)出力特性來看，風電與水電互補運行，對水電站自身的影響較小，而光伏電站由于晝夜波動大，與水電互補運行后，一定程度上增加了水電夜間出力，減少了白天出力。因此水電站接入光伏規(guī)模較大后，容易產(chǎn)生日內(nèi)棄光，增加系統(tǒng)棄風光率。

4 風光水互補送出能力敏感性分析

4.1 敏感性分析基本思路

針對風光水互補送出能力的不同影響因素，根據(jù)互補送出能力分析模型計算結(jié)果，采用單因素分析法進行互補送出能力敏感性分析，主要分析系統(tǒng)送出通道容量、風光容量比例分配以及系統(tǒng)允許的棄風光率三種影響因素。其基本思路是：

(1)分別給以上3種敏感因素賦一個初始值，作為敏感性分析的基準方案，并進行風光水互補送出能力測算。①為兼顧風電規(guī)模大于及小于光伏規(guī)模的情況，取風光比例初值為0.95；②根據(jù)國家電網(wǎng)公司力爭到2020年將其經(jīng)營區(qū)范圍內(nèi)棄風棄光率控制在5%以內(nèi)的目標，取系統(tǒng)允許棄風光率初值為5%；③為充分利用水電站已有送出通道，取系統(tǒng)送出通道容量初值為葉巴灘水電站裝機規(guī)模，即224萬kW。

(2)針對以上3種影響因素的每一種因素，在基準方案所選初值的基礎上分別上調(diào)5%和10%，其他因素保持初值不變，形成上調(diào)5%方案和上調(diào)10%方案，進行風光水互補送出能力測算，各方案3種影響因素取值如表1所示。

表1 各方案敏感性因素取值

(3)統(tǒng)計分析風光水互補能力測算結(jié)果，進行互補送出能力敏感性分析。

4.2 敏感性分析結(jié)果

表2為不同方案下互補系統(tǒng)的送出能力分析結(jié)果。風光容量比例影響下，基準方案、上調(diào)5%方案和上調(diào)10%方案系統(tǒng)可接入的風光總規(guī)模分別為80.3萬、80.9萬kW和81.5萬kW，即系統(tǒng)可接入的風光總規(guī)模隨著風光比例的增加而增加。但隨著風光比例的增加，系統(tǒng)可接入的風電規(guī)模相應的增加，光伏規(guī)模相應減少；同樣地，送出風電電量增加，送出光伏電量相應減少。

同理，系統(tǒng)在允許棄風光率的影響下，上調(diào)5%方案和上調(diào)10%方案系統(tǒng)可接入的風光總規(guī)模較基礎方案分別增加了3.17萬kW和6.64萬kW。即，系統(tǒng)可接入的風光總規(guī)模隨著系統(tǒng)允許棄風光率的增加而增加，二者呈正相關關系。隨著系統(tǒng)棄風光率的增加，系統(tǒng)送出的風光電量均有相應的增加。

系統(tǒng)允許送出通道容量影響下，上調(diào)5%方案和上調(diào)10%方案系統(tǒng)可接入的風光總規(guī)模顯著增長，分別在基準方案的基礎上增加了146.63萬、293.26萬kW。即送出通道容量與系統(tǒng)可接入的風光規(guī)模呈正相關關系。隨著系統(tǒng)允許送出通道容量的增加，系統(tǒng)可送出風光電量也相應增加，其中送出風電電量分別增加了13.66億、27.33億kW·h，送出光伏電量分別增加了10.12億、20.24億kW·h。

表2 不同方案系統(tǒng)互補送出能力分析結(jié)果

表3 互補送出能力敏感性分析結(jié)果

圖2 不同影響因素敏感性分析

從風光水互補送出能力敏感性分析結(jié)果(見表3)可知，系統(tǒng)送出通道容量對水電站可接入的風光規(guī)模的影響最大，系統(tǒng)允許棄風光率的影響次之。圖2為不同因素對水電站可接入的風光規(guī)模影響的敏感性分析圖。從圖2a看，風光容量比例作為系統(tǒng)內(nèi)部的影響因素，對系統(tǒng)接入的風電、光伏規(guī)模以及風電、光伏送出電量結(jié)構(gòu)具有較大影響，對系統(tǒng)風光總送出能力有一定影響；隨著風光比例增大，系統(tǒng)接入風電規(guī)模越大，而接入光伏規(guī)模則呈負增長。系統(tǒng)允許棄風光率對系統(tǒng)接入的風光總規(guī)模、風電規(guī)模、光伏規(guī)模、送出風電電量、光伏電量等指標的影響基本一致；但對系統(tǒng)棄風光電量的影響極大，因此在實際工程應用中，不能盲目提升系統(tǒng)棄風光率來增加系統(tǒng)接入的風光規(guī)模，需適當控制棄風光電量，兼顧系統(tǒng)接入的風光規(guī)模和棄風光電量兩個因素。系統(tǒng)送出通道容量作為一個外部因素，對風光水互補發(fā)電系統(tǒng)送出能力的影響顯著；對系統(tǒng)接入的風光總規(guī)模、風電和光伏規(guī)模、送出風電和光伏電量以及系統(tǒng)棄風光電量等指標的影響也相當一致(見圖2c)。系統(tǒng)送出通道容量的增加提升了互補系統(tǒng)的送出能力，但也需要較大的成本投入，因此在實際工程應用中，對于采用增加系統(tǒng)送出通道容量的方式來提升系統(tǒng)送出能力需要慎重考慮，應當綜合考慮新建送出通道的成本投入和送出能力的提升效益。

綜上，3個因素中，送出通道容量對系統(tǒng)送出能力的影響最為敏感，但其投入成本和經(jīng)濟損失也最大；系統(tǒng)允許棄風光率對送出能力的影響較為敏感，但隨著允許棄風光率的增大，其造成的電量損失也急劇攀升；系統(tǒng)風光容量比例對送出能力的影響最不敏感，但同時對系統(tǒng)棄風光電量的影響也較小，因此推薦采用調(diào)整系統(tǒng)風光容量比例來提升系統(tǒng)送出能力。

5 結(jié)論與建議

(1)互補系統(tǒng)中風光水出力具有較好的互補性，且風電與水電的年內(nèi)互補性最好。

(2)對單一的水電站來說，其可接入的風電和光伏規(guī)模與水電站本身的調(diào)節(jié)性能、互補系統(tǒng)送出通道容量、風光容量比例分配以及系統(tǒng)允許的棄風光率等相關；其中系統(tǒng)送出能力對系統(tǒng)送出通道容量最為敏感，對系統(tǒng)允許棄風光率次之。

(3)當系統(tǒng)風光容量比例取0.95，允許棄風光率取5%，系統(tǒng)送出通道容量取水電站裝機規(guī)模224萬kW時，葉巴灘水電站可接入風光容量總規(guī)模為80.3萬kW，可送出風光電量13.05億kW·h。風光水互補后，三種電源打捆送出，系統(tǒng)送出通道利用率可提升6.65%。

(4)綜合考慮三種因素投入成本、對互補送出能力以及棄風光電量損失的影響，推薦將系統(tǒng)送出通道容量和系統(tǒng)允許棄風光率作為剛性約束，通過調(diào)整系統(tǒng)風光容量比例來提升系統(tǒng)送出能力。

(5)流域梯級電站之間具有一定的水力聯(lián)系，調(diào)節(jié)性水庫對下游非調(diào)節(jié)性水庫電站具有補償作用，互補運行后將會影響下游梯級水電站的電量及運行方式，建議對此進行深入探索。