基于效益最大化的风水互补优化设计

中国华电集团物资有限公司 张 壮

引言

近些年，在风力发电装机规模不断增大的同时，风电的电能质量较差、送出困难、弃风、弃电等问题逐渐凸显。作为技术成熟的清洁能源，水电具有稳定的调节能力和供电质量[1]。水风互补一般依托已建成的水电站，将新建风力发电场视为扩建容量而接入。这种形式不但可以解决风力发电安全并网的难题；也最大程度地利用了自然资源，发挥了各自的优势，使之做到有益的补充[2,3]；利用现有的水电送出通道，可有效节省建设投资，提高输配电设备的使用率；另外，方案使机组在运行过程中实现出力的灵活调配成为可能，通过合理优化，有效提升企业盈利水平，成为新能源行业发展的趋势之一。

现阶段，工程上对于多能互补的研究，多集中于提升新能源系统并网的电能质量，增加其电网友好性[4-6]，但对发电企业的经济价值则少有提及。本文侧重研究建设水风互补工程后，如何借助调整电站原有出力调度策略，实现最大程度的发电效率提升，加强企业盈利能力。

1.某水利发电站概况简述

某水电站水库基本情况：正常水位为703米，与之相对应容量为9640万立方米，死水位692米，与之相应库容为4940万立方米。水电站正常运行期间水头在51米～42米之间变化。

水轮机基本情况：额定水头为40米，额定转速为231转/分钟，单机额定流量41.35立方米/秒。

发电机概况：共采用3台发电机，其单机额定出力为15兆瓦，电压额定值为10.5千伏，额定的cosΦ为0.85（滞后），额定转速n为231转/分钟。经技改调整之后，单机最大功率得到提升，达到16.8MW。

图1 某电站水轮机效率特性

本水电站一年中各个月份的平均来水及流量情况参见表1，其中4～9月份可视为丰水期，发电量较高；10月份～下一年3月份视为枯水期，电站一般只能维持在很低出力运行。观察水轮机运行效率特性（图1），水轮机组在负载偏低时发电效率也相应低下，产生极大的电量损失和资源浪费（分析1月份数据，该电站的径流量仅8.6m3/s，只能利用来水发电，以维持平稳水头，相应水轮机效率不足50%）；另外，根据与电网公司签订的调度协议，如果采取停机蓄水的间断式发电策略，公司又将面临可观的停机罚款。

表1 各月电站来水量统计

2.水风互补方案规划

2.1 优化方案设计

本研究计划在水电场址附近建设风力工程，构建水风协同发电的发电形态，项目完工后，两种发电形式可看做一个完整的发电系统对外送电。在此基础上重新与电力公司商定适用于新系统的调度协议，该方案有望扭转公司当前经营状况，使其更好的盈利。

项目初步拟建设13台风电机组，总计19.5MW，与原有水电站之间形成互补发电。水风互补形成以后，水电站可利用风电机组工作期间实现蓄水，只在风力出现间断、波动期间，或水库处于高水位时发电的调度策略，从而提高发电时段的负荷率，进而提升电站发电效率。另一方面，当地电力公司同意，该互补发电系统在发电过程中，不对水、风总体的输出特性做严格监督，即水电不必与风电在发电时段上进行严格的互补，以避免频繁的启停机操作，而是根据总体的出力安排，相对灵活地实现优化调度。

工程所在地风电上网电价偏低，其本身存在盈利困难，但由于风电的加入，水电效率得以大幅提高，从而促使整个系统发电效率和收益率的提高。

2.2 水电站优化运行

将年作为考察周期，以发电量最大为优化目标，分T个时段进行优化调度，用t表示时段变量，t=1，2，3，…，T；Qt代表水电站t时段发电引流量；Vt代表电站t时段平均库容，Ht代表电站在t时段平均水头，目标为：

约束：

电站发电引流量约束：

库容约束：

水库水量平衡约束：

机组出力约束：

式中：A为系数，为发电效率和时段的函数；

Qmax，Qmin为电站允许的最大、最小发电引流量；

Vmax，Vmin为发电允许的最大、最小库容；

Qrt为t时段入库流量；

ΔVqt为t时段总弃水量；

Nmax，Nmin为机组允许的出力上、下限。

借助水轮机效率特性曲线，拟合发电机组出力——效率模型（设发电机效率为97%定值）；优化周期为一年，水电站一个最小调度周期为20分钟，水头波动范围为42～51米，优化结果如下。

表2 枯水优化期各月的日发电时间、效率和发电量

1）针对来水量不大的工况：只利用实时来水无法使电站维持满发，在“维持高水头，利用当天来水”这一原则的基础上，本方案考虑了互补系统中，水电场发电调度更加灵活的优势，借助合理安排调度计划，使水电在工作时间保持高负荷和高发电效率。从方案的优化结果中看出，对应月份优化后，全部达到了最佳耗水率7.64m3/kWh，低于优化前。尤其是对严重枯水期，发电量提升发电近50%之多，体现了本方案的经济价值。

2）丰水期电站将大量弃水。在汛期之前优化方案充分调动了水库自身的调节能力，即总优化目标为通过科学使用库容，尽可能延长满发时间；洪水来临后，电站可满发同时恢复水库的水位。分析优化结果显示，虽然4～5月电站耗水率升高，但4月发电量提升近40%，5月发电量未受影响。

图2 4月水头高度变化趋势

图3 4月机组耗水量变化（保持32.4MW）趋势

图4 5月水头高度变化趋势

图5 5月机组耗水量变化（保持50.1MW）趋势

3.项目经济预测

项目新建风电机组20年可研平均利用小时数为1834h。项目新增风电装机为19.5MW，可利用水电站已建设施并网，无需另建升压站和送出线路。

本项目中风电的上网电价偏低，但对于整个发电系统而言，将互补后水电额外增加的收入，计入到风电的经济概算中，得到工程资本金内部收益率为19.37%，盈利良好。

表3 项目经济指标汇总表

4.结语

为扭转某水电站盈利能力低下的现状，本研究给出了水/风互补发电系统的优化建设方案：

1）在水电站厂址附近建设风电，组成互补系统，重新商定电站与当地电力公司间的调度规则，提高水电调配的灵活性；

2）水电枯/汛期采用不同的调度原则，大幅提高水电站发电效率；

3）本方案拟建设19.5MW风电项目，对提升整个发电系统效益有积极影响，使风电工程资本金内部收益率达到19.37%，盈利良好。

[1]王社亮,冯黎,张娉,吴来群.多能互补促进新能源发展[J].西北水电,2014,6:79～82.

[2]左婷婷,杨建华,邵冰然.风,水,光互补发电系统优化与环境价值[C].中国高等学校电力系统及其自动化专业第二十四届学术年会论文集(下册),2008.

[3]Yang H,Zhou W, Lu L,et al.Optimal sizing method for stand-alone hybrid solar–w ind system w ith LPSP technology by using genetic algorithm[J].Solar energy,2008,82(4):354～367.

[4]龚传利,王英鑫,陈小松,等.龙羊峡水光互补自动发电控制策略及应用[J].水电站机电技术,2014,37(3): 63～64.

[5]沈有国,祁生晶,侯先庭.水光互补电站建设分析[J].西北水电,2014(6):83～86.

[6]汪洋.水光互补模式推广应用的分析[J].资源节约与环保,2015,3:114.