水光互补系统对龙羊峡水电站综合运用影响分析

刘娟楠，王守国，王敏

（ 国网陕西省电力公司 经济技术研究院， 陕西 西安 710065）

光伏电站的发电出力受温度、昼夜、天气、季节等的变化，具有一定的波动性、随机性、间隙性，发电稳定性较差[1-2]。 将光伏电站与水电站汇集入同一升压站，利用水电站调节能力强、运行灵活、启动迅速、能够快速适应光伏发电出力变动的特点补偿光伏电站的不稳定出力波动，构成水光互补系统。 龙羊峡水光互补系统是国内装机容量最大的水光互补系统，光伏电站经一回330 kV线路接入龙羊峡水电站，并通过龙羊峡水电站的快速调节性能对光伏电站补偿调节，将两个电源互补组合后的平滑出力送入电网。

龙羊峡水电站库容大，控制流域面积广，是黄河的“ 龙头”水电站，兼有发电、防洪、防凌、灌溉等功能，在电网中担任调峰、调频、调相及事故备用等多项任务。 本文主要研究水光互补运行后，对龙羊峡水电站的水量电量以及电网的运行方式的影响。

1 光伏电站运行特性分析

光伏电站装机容量为320 MW， 经测算多年平均发电量4.89亿kW·h， 通过对光伏电站日小时出力过程进行统计分析，绘制光伏电站出力、保证率、电量累积曲线和光伏电站代表年日发电量保证率函数曲线如图1—3所示[3-4]。 图1和图3中的下侧横坐标保证率表示保证纵坐标所示的光伏出力（ 光伏日发电量） 的时间占代表年总时间的比率百分数。图2中的出力-电量函数曲线表示在保证纵坐标所示的光伏最大出力的前提下，光伏电站的全年发电量。

由图1和图2可知，光伏电站最大出力320 MW的保证率仅0.2%； 而保证率10%的出力197.1 MW，年电量4.70亿kW·h，比多年平均发电量少0.19亿kW·h；由于光伏电站仅在白天有太阳光时间段发电，因此，保证率50%的出力仅2.1 MW，即一年中一半以上时间不发电。

图1 光伏电站出力-保证率累积曲线Fig. 1 Photovoltaic power station output-guarantee rate curve

图2 光伏电站出力-电量累积曲线Fig. 2 Photovoltaic power station output-electric quantity curve

图3 光伏电站代表年日电量保证率曲线Fig. 3 Daily electric quantity guarantee rate curve of photovoltaic power station in a typical year

由图3可知，光伏电站代表年平均日发电量135万kW·h，各月日最小和最大发电量在日平均发电量22%～133%波动， 代表年约有20%时间的日电量小于110万kW·h，40%的时间日发电量大于日平均发电量135万kW·h。

光伏电站在各种天气情况下的发电量如表1所示[5]。

由表1可知， 光伏电站在晴天的日发电量相对较大，其中冬季晴天发电量最大，晴转多云及多云天气情况下的日发电量次之，有雨及阴天时的日发电量较小，沙尘天气发电量最小。

表1 不同天气情况下光伏电站日发电量Tab.1 Daily generating capacity of photovoltaic power station under different weather conditions 万kW·h

光伏电站在不同季节的发电能力统计分析结果如表2所示。

表2 光伏电站在不同的季节的发电能力Tab. 2 Generating capacity of photovoltaic power station in different seasons

由表2可知，光伏电站发电时间冬季最短，春秋季基本相当，夏季最长，但发电出力却呈现冬季略高，春秋季基本相当，夏季相对较低。

根据以上分析可知， 光伏电站日内发电受天气、季节等的影响，出力具有一定的波动性、随机性。 同时，光伏电站发电具有一定的间歇性，且间歇的规律性较强。

2 龙羊峡水电站运行特性分析

由黄河流域水电站分布图（ 图4）和黄河上游主要梯级水电站参数表（ 表3）可知，龙羊峡水电站是全河段的“ 龙头”水库。 龙羊峡水电站调节系数达0.94属多年调节水库，具有良好的多年调节能力，担负对径流进行年内和跨年度的调节任务[6-7]。

龙羊峡水电站年运行方式受黄河梯级水电站灌溉、防汛、防凌等综合利用要求分为以下几个时段[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，此时，黄河下游综合用水较大，由刘家峡水库按下游灌溉用水流量发电，为下游供水。 龙羊峡在满足龙刘区间综合利用要求的情况下，日均下泄流量一般不小于290 m3/s。

图4 黄河流域水电站分布图Fig. 4 Distribution map of hydropower stations on the Yellow River

表3 黄河上游主要梯级水电站参数表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，河流来水量较大，龙羊峡水库充分利用库容，在满足发电及综合用水要求的情况下将多余的水量留蓄在水库中。

3） 凌汛期。每年12月至次年3月是防凌期，为保证下游宁、蒙河段的凌汛期安全，必须由刘家峡水库控制下泄流量，凌汛期刘家峡电站的下泄流量受防凌调度的制约。 此时，龙羊峡电站合理调整流量泄放，对下游梯级电站进行补偿。

基于龙羊峡水电站年度综合运用要求，统计分析得龙羊峡水电站典型年各月的日负荷率情况如表4所示。

3 水光互补系统影响分析

3.1 龙羊峡水电站日出库水量影响分析

在水光互补系统满足黄河水量调度对龙羊峡水电站出库水量的要求的前提下，分析不同发电情况时， 根据龙羊峡水电站1988年～2013年的统计资料进行分析测算，得到光伏最大发电情况时龙羊峡出库水量变化值，如表5所示。

表4 龙羊峡水电站典型年各月日负荷率统计表Tab. 4 Daily load rate statistics of Longyangxia Hydropower Station each month in a typical year MW

表5 光伏最大发电情况时龙羊峡出库流量减少统计表Tab. 5 Storage outflow decrease of Longyangxia as photovoltaic reaches the maximum output万m3/日

由表5可知，遇光伏最大发电情况时，龙羊峡出库水量可能减少97万m3～487万m3， 需要临近龙羊峡水电站的拉西瓦水电站反调节库容约500万m3，占拉西瓦调节库容1.5亿m3的3%左右， 通过拉西瓦反调节满足下游梯级对龙羊峡水库出库水量的要求，满足黄河水量调度要求。

3.2 对龙羊峡和拉西瓦水电站发电量影响分析

假定实际水光互补运行中按照光伏最大发电情况时的运行方式调度，龙羊峡调节库容500万m3蓄水或放水，占龙羊峡水电站调节库容193.5亿m3的比例很小，龙羊峡水库水位约波动1.61～1.82 cm，占龙羊峡水电站平均水头133 m的0.01%，因此，基本不影响龙羊峡水电站的发电量。

龙羊峡水电站下游拉西瓦水电站的调节库容1.5亿m3，多年平均发电量102.2亿kW·h。水光互补光伏最大发电情况需要拉西瓦水电站反调节库容500万m3，相应拉西瓦水库水位增长0.4 m，影响拉西瓦水电站的发电量仅0.91%，影响较小。 但是，由于水电站正常运用时，白天负荷高峰期，用水多发电，水位消落，夜晚负荷低谷期，少发电蓄水，水位增长，水光互补运行后，拉西瓦水电站需要反调节，白天光伏发电期间水位就要增长0.4 m，正常运行调度运行时，白天要给拉西瓦水电站更多的空间发电消落水位；夜里蓄水量适当减少，为白天反调节预留一部分库容。 因此，水光互补基本不影响龙羊峡、拉西瓦水电站的发电量，但是，增加了电网调度的难度。

3.3 对龙羊峡水电站电网运行特性的影响

由表3和图4可知，龙羊峡水电站虽具有多年调节性能， 但其发电特性仍受其来水的不同， 有枯、平、 丰水年， 按梯级水电站群的设计保证率为90%时， 梯级电站联合运行水电站群径流补偿调节成果，并考虑设计电站的代表年平均电量与多年平均发电量的关系，以及水电站汛期、枯水期及全年平均出力保证率关系，可得在丰水年、平水年、枯水年龙羊峡水电站出力过程如图5所示。

光伏电站每日发电特性也不同，也分为平均、最大、最小发电情况。 其中，日最大平均出力如表6所示。考虑水光互补最不利的情况，即丰水年光伏发电最大的情况进行进行水光互补前后电力电量平衡及日运行方式模拟计算，模拟计算结果如表7所示。

图5 龙羊峡水电站各代表年出力过程曲线Fig. 5 Output curve of Longyangxia Hydropower Station in different representative years

表7 水光互补运行时龙羊峡电力电量平衡模拟计算表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， 丰水年7月和9月龙羊峡水电站满出力运行，水电站和光伏无互补的能力，若系统无法消纳时，将会弃水或弃光。 其他月份水光互补前龙羊峡水电站各月平均出力51.9 MW ～1 129.1 MW，基荷出力200 MW，可调出力351.9 MW～ 929.1 MW，可调工作容量680 MW～1 000 MW， 日负荷率55.2%～94.1%。

水光互补后组合电源遇光伏电站最大出力情况各月平均出力629.1 MW～1 210.6 MW， 基荷出力320 MW，可调出力309.1 MW～890.6 MW，可调工作容量560 MW～960 MW，除汛期7月和9月，日负荷率62.9%～94.6%。 与互补前相比，最大工作容量减少，可调出力减少31.8 MW～51.4 MW， 日负荷率增加6.4%～10.0%，电力电量均可被系统完全利用。

4 结论

本文在综合分析光伏电站和龙羊峡水电站运行特性的基础上，进行龙羊峡水电站和光伏电站互补计算。 计算结果表明，水光互补后，龙羊峡水量减少97万m3～487万m3， 可通过下游水电站进行补偿调节；水光互补组合电源对龙羊峡水电站及其下游梯级电站的水库水量和发电量对电网可调容量、备用容量影响较小，但是水光互补系统增加了电网调控的难度和复杂性。 目前，亟需要根据运行的实际情况，寻求水光互补最优调度运行方式，更好地发挥水光互补系统的优势。

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