风光水互补发电系统送出能力分析

朱燕梅，陈仕军，3，黄炜斌，王 黎，马光文

(1.四川大学水力学与山区河流开发保护国家重点实验室，四川 成都 610065；2.四川大学水利水电学院，四川 成都 610065；3.四川大学商学院，四川 成都 610065)

风光出力受环境气象因素影响极大，具有不可调度性[1]，造成了风光发电的并网和消纳难题。为此，国内外学者提出了多能互补开发方式。目前国内外对于多能互补的研究主要分为三类：系统中各能源互补性研究[2-3]；系统中各能源容量优化配置[4]；系统运行调度[5- 6]。大量研究表明，风光水互补发电具有较大的可行性和适用性；但鲜有关于风光水互补发电系统送出能力及其影响因素的深入研究。本研究立足于风光水互补发电系统，构建了以接入风光规模最大为目标的互补送出能力分析模型，从运行的角度分析了系统允许弃风光率、风光容量比例和送出通道容量对系统送出能力的影响，对风光水互补发电系统的运行优化具有一定参考价值。

1 风光水互补系统送出能力影响因素分析

受气象环境因素的影响，风光发电出力具有不确定性，需要水电利用水库调节能力，来平抑其出力的短期波动。

1.1 水电站调节能力

水库按照库容系数β(水库调节库容与多年平均来水量的比值)不同可分为日、季、年和多年调节水库。在同等情况下，水库调节能力越大，调节库容越大。就水电站而言，当接入风光规模较大时，出力的短期波动性越大，其最大出力与最小出力的差值越大，而对于风光水互补发电系统而言，这部分差值由水电来补偿调节。调节能力大的水电站，可以充分利用有效库容对径流进行调节，发出相应出力来调节风光出力波动，既能保证较多地接入风光，又能充分利用水资源，避免过多弃水。

1.2 风光容量比例

容量系数是指统计周期内发电量和同期满负荷运行条件下发电量的比值。风光容量系数不同，光伏发电由于受太阳辐射的影响，只在白天发电，夜晚出力为0，因此一般情况下，光伏电站的容量系数小于风电。就同一个水电站而言，单独接入风电时，可接入规模较单独接入光伏的规模小，因此在风光水互补发电系统中，水电站可接入的风光规模与风光容量的比例有关。

1.3 互补系统送出通道容量

送出通道容量即可送出最大负荷，是一个刚性约束。对同一个水电站来说，当接入风光容量比例一定时，在水电站可调的范围内，送出通道容量越大，可接入的风光规模越大。

1.4 互补系统允许弃风光率

系统弃风光率等于系统弃风光总电量与风光理论总电量的比值，允许弃风光率即系统允许的最大弃风光率，可根据用户需求或国家政策等相关规定设定。系统允许弃风光率越大，在同等条件下，系统可接入的风光规模越大，系统送出的风光总电量也越大，但同时由于弃风光造成的经济损失也越大。

2 风光水互补送出能力分析模型构建

充分考虑风光容量比例、互补送出通道容量、系统允许弃风光率等因素对互补系统送出能力的影响，构建了风光水互补送出能力分析模型。

2.1 目标函数

系统接入的风光总规模最大

maxNSW=NS+NW

(1)

式中，NSW为水电站可接入的风光总规模，万kW；NS表示水电站可接入的光伏规模，万kW；NW为水电站可接入的风电规模，万kW，可由光伏规模和风光容量比例计算得出

NW=αNS

(2)

式中，α表示风电、光伏规模之比。

2.2 约束条件

满足系统允许弃风光率要求：

EQI/ESW≤n

(3)

式中，EQI为计算周期内累计弃风光电量，亿kW·h；ESW为风光理论累计总电量，亿kW·h；n为系统允许的弃风光率。EQI,ESW可由式(4)计算

(4)

式中，PSi为i时段内光伏平均出力，万kW；PWi为i时段内风电平均出力，万kW；PHi为i时段内水电平均出力，万kW；N为互补发电系统送出通道容量，万kW。

满足系统送出通道容量要求：

(5)

3 风光水互补出力特性

3.1 工程简况

本研究中的互补发电系统由金沙江上游的叶巴滩及其周边的风光资源组成。叶巴滩水电站为规划中的金沙江上游13个梯级电站中的第7级，上游为波罗电站，下游与拉哇电站衔接，采用坝式开发，坝址处多年平均流量839 m3/s，具有不完全年调节能力。电站装机容量224万kW，单独运行多年平均年发电量91.60亿kW·h；同上游岗托水库联合运行多年平均年发电量102.05亿kW·h。

叶巴滩水电站周边风电和光伏资源量丰富，分别为200万kW和365万kW，风光比例为0.55，具有较大的开发潜力。

3.2 风光水出力互补特性

互补系统年内、日内出力特性对比图如图1a、b所示。风电资源出力5月～10月较小，11月～翌年4月出力较大，其中2月出力最大，最小值出现在7月，最大出力是最小出力的4.56倍。光伏资源6～10月出力相对较小，最大出力出现在1月而最小值出现在6月，两者的比值为1.37，与风电相比，其出力在年内的分布较为均匀。就水电而言，汛期(6月～10月)出力一般大于枯期(12～翌年4月)出力。从资源特性上分析，对丰平枯典型年，风电、光伏与叶巴滩水电站在年内均具有较好的互补性，其中风电平枯期(11月～5月)出力是丰水期(6月～10月)的2.4倍，与水电的年内互补性更好。

图1 叶巴滩水电站与风电场、光伏电站出力特性对比图

风电资源日内出力变化相对较小，且白天5∶00～14∶00出力相对较小，16∶00～24∶00出力相对较大。光伏资源日内出力特性变化较为显著，受太阳辐射影响，光伏出力集中在白天7∶00～18∶59，夜间出力为0，且正午12∶00～13∶59光伏出力最大。风电和光伏的峰段存在相位差，在一定程度上存在互补性。水电站日内出力分布较为均匀。从日内出力特性来看，风电与水电互补运行，对水电站自身的影响较小，而光伏电站由于昼夜波动大，与水电互补运行后，一定程度上增加了水电夜间出力，减少了白天出力。因此水电站接入光伏规模较大后，容易产生日内弃光，增加系统弃风光率。

4 风光水互补送出能力敏感性分析

4.1 敏感性分析基本思路

针对风光水互补送出能力的不同影响因素，根据互补送出能力分析模型计算结果，采用单因素分析法进行互补送出能力敏感性分析，主要分析系统送出通道容量、风光容量比例分配以及系统允许的弃风光率三种影响因素。其基本思路是：

(1)分别给以上3种敏感因素赋一个初始值，作为敏感性分析的基准方案，并进行风光水互补送出能力测算。①为兼顾风电规模大于及小于光伏规模的情况，取风光比例初值为0.95；②根据国家电网公司力争到2020年将其经营区范围内弃风弃光率控制在5%以内的目标，取系统允许弃风光率初值为5%；③为充分利用水电站已有送出通道，取系统送出通道容量初值为叶巴滩水电站装机规模，即224万kW。

(2)针对以上3种影响因素的每一种因素，在基准方案所选初值的基础上分别上调5%和10%，其他因素保持初值不变，形成上调5%方案和上调10%方案，进行风光水互补送出能力测算，各方案3种影响因素取值如表1所示。

表1 各方案敏感性因素取值

(3)统计分析风光水互补能力测算结果，进行互补送出能力敏感性分析。

4.2 敏感性分析结果

表2为不同方案下互补系统的送出能力分析结果。风光容量比例影响下，基准方案、上调5%方案和上调10%方案系统可接入的风光总规模分别为80.3万、80.9万kW和81.5万kW，即系统可接入的风光总规模随着风光比例的增加而增加。但随着风光比例的增加，系统可接入的风电规模相应的增加，光伏规模相应减少；同样地，送出风电电量增加，送出光伏电量相应减少。

同理，系统在允许弃风光率的影响下，上调5%方案和上调10%方案系统可接入的风光总规模较基础方案分别增加了3.17万kW和6.64万kW。即，系统可接入的风光总规模随着系统允许弃风光率的增加而增加，二者呈正相关关系。随着系统弃风光率的增加，系统送出的风光电量均有相应的增加。

系统允许送出通道容量影响下，上调5%方案和上调10%方案系统可接入的风光总规模显著增长，分别在基准方案的基础上增加了146.63万、293.26万kW。即送出通道容量与系统可接入的风光规模呈正相关关系。随着系统允许送出通道容量的增加，系统可送出风光电量也相应增加，其中送出风电电量分别增加了13.66亿、27.33亿kW·h，送出光伏电量分别增加了10.12亿、20.24亿kW·h。

表2 不同方案系统互补送出能力分析结果

表3 互补送出能力敏感性分析结果

图2 不同影响因素敏感性分析

从风光水互补送出能力敏感性分析结果(见表3)可知，系统送出通道容量对水电站可接入的风光规模的影响最大，系统允许弃风光率的影响次之。图2为不同因素对水电站可接入的风光规模影响的敏感性分析图。从图2a看，风光容量比例作为系统内部的影响因素，对系统接入的风电、光伏规模以及风电、光伏送出电量结构具有较大影响，对系统风光总送出能力有一定影响；随着风光比例增大，系统接入风电规模越大，而接入光伏规模则呈负增长。系统允许弃风光率对系统接入的风光总规模、风电规模、光伏规模、送出风电电量、光伏电量等指标的影响基本一致；但对系统弃风光电量的影响极大，因此在实际工程应用中，不能盲目提升系统弃风光率来增加系统接入的风光规模，需适当控制弃风光电量，兼顾系统接入的风光规模和弃风光电量两个因素。系统送出通道容量作为一个外部因素，对风光水互补发电系统送出能力的影响显著；对系统接入的风光总规模、风电和光伏规模、送出风电和光伏电量以及系统弃风光电量等指标的影响也相当一致(见图2c)。系统送出通道容量的增加提升了互补系统的送出能力，但也需要较大的成本投入，因此在实际工程应用中，对于采用增加系统送出通道容量的方式来提升系统送出能力需要慎重考虑，应当综合考虑新建送出通道的成本投入和送出能力的提升效益。

综上，3个因素中，送出通道容量对系统送出能力的影响最为敏感，但其投入成本和经济损失也最大；系统允许弃风光率对送出能力的影响较为敏感，但随着允许弃风光率的增大，其造成的电量损失也急剧攀升；系统风光容量比例对送出能力的影响最不敏感，但同时对系统弃风光电量的影响也较小，因此推荐采用调整系统风光容量比例来提升系统送出能力。

5 结论与建议

(1)互补系统中风光水出力具有较好的互补性，且风电与水电的年内互补性最好。

(2)对单一的水电站来说，其可接入的风电和光伏规模与水电站本身的调节性能、互补系统送出通道容量、风光容量比例分配以及系统允许的弃风光率等相关；其中系统送出能力对系统送出通道容量最为敏感，对系统允许弃风光率次之。

(3)当系统风光容量比例取0.95，允许弃风光率取5%，系统送出通道容量取水电站装机规模224万kW时，叶巴滩水电站可接入风光容量总规模为80.3万kW，可送出风光电量13.05亿kW·h。风光水互补后，三种电源打捆送出，系统送出通道利用率可提升6.65%。

(4)综合考虑三种因素投入成本、对互补送出能力以及弃风光电量损失的影响，推荐将系统送出通道容量和系统允许弃风光率作为刚性约束，通过调整系统风光容量比例来提升系统送出能力。

(5)流域梯级电站之间具有一定的水力联系，调节性水库对下游非调节性水库电站具有补偿作用，互补运行后将会影响下游梯级水电站的电量及运行方式，建议对此进行深入探索。