基于富余风光资源利用的调水线路评价研究

阎 平，赵 丹，许 珂，王 超，廖卫红，王晓颖

（1．北京洛斯达数字遥感技术有限公司，北京 100120；2.江苏大学 流体机械工程技术研究中心，江苏 镇江 212013；3.中国水利水电科学研究院，北京 100038）

1 研究背景

我国西北地区气候干旱，降雨稀少，生态环境脆弱，水土流失严重[1-2]。水资源作为限制西北地区经济发展的稀缺性资源，是西北干旱地区可持续发展的生命线[3]。而以“五江一河”（雅鲁藏布江、怒江、澜沧江、金沙江、雅砻江、大渡河）为代表的我国西南地区，河流水量充沛、水质优良却利用率极低[4-5]。西部跨流域调水工程作为解决水资源时空分布不均的关键措施，可以有效缓解西北地区水资源严重短缺问题，显著提高西南地区水系水资源利用率，此外，该调水工程对于实现大范围水资源优化配置、改变中国西部地区经济格局、全面保护西北地区生态环境具有重要影响[6-10]。

另一方面，西藏、青海、新疆等西北地区是我国风、光、水等清洁能源资源最富集的区域，区域内风、光能源理论可开发量约为120亿kW，开发潜力巨大[11-14]。但是，近年来由于远距离大容量输电、调峰能力不足，以及供给侧严重过剩等问题，导致西北地区在新能源发展中面临着严重的弃光、弃风困局，制约了西北地区在新能源方面的进一步发展。根据国家电网数据显示，2018年西北地区合计弃风电量占全网总弃风电量的60%，弃光电量占全网总弃光电量的86%。因此，提高能源利用率，减少弃风弃光电量，成为未来西部地区新能源发展亟待解决的关键问题。

由此而来，将风光能源消纳与跨流域调水工程相结合，提出适合西部地区经济社会发展特点的水资源空间配置方案，对于推进西北地区可持续发展和社会稳定具有十分重要的战略意义。本文以拟定的西部调水工程中雅鲁藏布江-怒江段调水为例，依据规划的有利于开发西部地区风、光资源的调水线路，建立跨流域长距离调水工程耗能计算模型。本文构建的能耗计算模型可以用于计算调水线路的能耗情况，同时可为结合富余风光资源利用的西部调水线路选定评价提供技术支撑[15]。

2 调水工程耗能计算模型

西部调水的线路已经有了不少研究，但主要集中在工程的选线、调水规模、工程配置、调水方式及施工难易等，实际上，我国西南地区海拔高，太阳能、风电、水电等可再生能源都比较丰富[16-18]。其次，由于山体众多，调水线路都会存在线路长短以及工程规模和施工的博弈，若要线路短，势必会设计出与自然高程走向不一致的线路，甚至是开凿山体等；而要想施工容易，尽量按自然高程来设计线路，路线又会非常长。因此，本文研究了一个通用的调水工程耗能模型，只要设定一条调水线路，即可依据高程走向划分自流段、提水段。自流段主要是通过重力引水，按照一定的规则规划水电站发电，并确定水电站的年发电量和装机容量，同时结合调水线路所在区域的风光电出力特性确定水电站的调蓄能力；提水段则是规划梯级泵站提水，按照一定的规则规划梯级泵站的分级数和总装机容量，并依据动能计算方法计算梯级泵站的年耗能情况。综合沿线水电站的发电情况和泵站耗能情况，分析得出拟定调水线路的整体能耗情况。

2.1 引提水段划分根据拟定的调水线路确定坐标点阵序列，并按照如下规则确定自流段与提水段。（1）对调水线路点阵序列进行平滑处理。基于DEM数据拟定调水线路，受高程数据精度以及人为选线等因素的影响，所选出的高程序列数据存在毛刺现象，难以进行分段处理。因此，需要对所选线路进行平滑处理。卡尔曼滤波方法是一种经典的数据平滑算法[19]，该方法对一个离散的序列数据，可按照如下公式对线路进行平滑处理：

式中：n维向量xk为k时刻的系统状态变量；n维向量xk-1为k-1时刻的系统状态变量；A为n×n阶的转移矩阵；B是可选的控制输入u的增益；wk-1为过程激励噪声；zk为m阶的观测向量；H为m×n阶的转移矩阵；vk为观测噪声。

（2）确定调水线路中的极值点。根据平滑处理过后的高程序列数据，运用牛顿分解法确定高程序列的极大值点和极小值点。

（3）确定自流段和提水段。将极大值点开始、极小值点结束的区段划分为自流段，将极小值点开始、极大值点结束的区段划分为提水段，引提水段的划分示意图如图1所示。

（4）结果验证。将划分好的自流段与提水段绘制到原始的线路中进行验证，并确定提升段、自流段划分的准确性。

图1 引提水段划分示意图

2.2 自流段水电站规划与发电量计算

2.2.1 水电站规划开发原则 本文拟定的调水线路主要在青藏高原，水电站可以布设于人工构建的渠道，因此，规划的水电站仅考虑引水和发电功能。为了充分利用调水线路沿线的风能、太阳能资源，提水段所需电量可以由沿线的风电、光伏联合提供。而考虑到风电、光伏的随机性和波动性，规划的水电站需具备一定的调蓄能力，从而可以降低风光发电输出功率的不确定性[20-22]。

2.2.2 水电站发电量计算

（1）确定年平均发电量。水电站依靠水的重力势能驱动水轮机发电。根据自流段确定的总水头，结合引水线路的调水规模，确定年平均发电量[23]。水电站发电计算的公式如下：

式中：η为机组总效率；a为出力系数，一般大中型水电站可取a值为8.0～8.5；Qi、Ni、Hi分别为某时段的流量、出力及水头。

（2）确定装机容量。根据自流段总水头确定的平均出力和发电量后，还需根据水电站发电设备的年利用小时数，确定水电站的装机容量。

式中：Ninstall为装机容量；Navg为根据水头测算的平均出力；R为发电设备的年利用小时数。

考虑到引水渠道规划的梯级水电站流量比较稳定，年利用小时数较一般水电站发电设备的年利用小时数高；本次调水线路中需要考虑风电、光伏的随机性和间歇性，因此，规划的水电站要有一定的调蓄能力。综合两种因素，选择5000 h作为规划水电站发电设备的年利用小时数。

图2 西藏风电、光伏日内综合出力系数

（3）基于风光出力随机性确定水电站调蓄能力。西藏风电、光伏日综合出力系数如图2所示，风电和光伏的综合出力系数白天大、晚上小，因此，要求调水线路上规划的水电站可以对风光资源驱动的梯级泵站进行日内调节。

富余风光资源驱动的调水工程模型中，通过利用规划水电站的调蓄能力，在风电、光伏综合出力大于平均出力的时段，抽取的多余水量存储在水电站的水库中；在风电、光伏综合出力小于平均出力的时段，将水库中的水用于补偿发电，填补风光电能出力不足导致的出力空缺。假定西藏平均电力需求为100万kW，拟定调水线路中水电站补偿存/供水的情况如图3所示。

图3 西藏水电补偿存/供水示意图

2.3 提水段泵站规划与耗电量计算

2.3.1 梯级泵站开发原则 对于长距离、高扬程梯级泵站的输水工程，分级数量和泵站选址将直接决定整个泵站工程的投资及运行费用[24-25]。通过比较国内外跨流域调水工程中泵站分级数量和选址的研究成果，结合我国青藏高原的地理情况，以100 m左右的扬程为梯级泵站分级原则[26-27]。

2.3.2 测算梯级泵站耗电量 对于离心泵而言，确定其工况点流量Q和扬程H的方法包括图解法和数解法。水泵的工况点是水泵特性曲线和管路特性曲线的交点，可以利用数解法列出两条曲线方程，联立求解得到水泵的工况点。

式中：H为水泵的实际工作扬程，m；HST为水泵的静扬程，m；Q为水泵的实际工作流量，m3/s；S为管路沿程和局部阻力系数之和，S2/m5。

确定离心泵特性曲线函数关系的方法有抛物线法和最小二乘法。在实际应用中，不是所有水泵的高效段都能符合抛物线方程，故在实际应用中会存在一定的误差。因此，采用最小二乘法拟合离心泵高效段的Q-H曲线，设曲线方程如下：

式中：α0、α1、α2、α3、…αn为水泵性能曲线方程的系数；n在实际工程中，一般取2次精度。

根据高效段的水泵参数便可拟合出曲线，当管路系统确定时，HST和S均为已知数，则可以求解出水泵的工况点参数。而水在管道中的水头损失包括沿程水头损失和局部水头损失两部分，局部水头损失可以按照沿程水头损失的10%计算。基于水泵的轴功率和泵站运行时间可以计算水泵的耗电量，梯级水泵年运行耗电量可用下式概算：

式中：W为耗电量；P为水泵的轴功率；T为水泵的运行时间；ρ为密度；g为重力加速度；η为水泵的效率。

2.4 计算成果人工校核按照前述方法确定调水线路中规划的水电站、梯级泵站，同时还需要对规划结果进行人工修正。比如：提水段落差太小，不宜设置泵站，建议从规划的梯级泵站中去掉该段；自流段落差太小，不宜设置水电站，建议从规划的梯级泵站中去掉该段；前后的提水段组成新的提水段，整体考虑规划梯级泵站等。

3 实例研究

3.1 调水线路设定调水线路的选定需要综合考虑地形、气候、地质、土地利用、水资源禀赋条件、生态环境保护、移民拆迁、施工安全及便利、材料能源需求、成本核算乃至后续的运行管理等方方面面的问题，是一个非常复杂的系统工程。本文仅从西南地区富余清洁能源利用的角度，来评价既定西部调水路线的能源需求和发电潜力，从富余能源利用角度，调水线路应重点考虑以下方面：（1）充分利用西南地区的清洁能源资源，在有多余电能的地区可多规划提水线路；（2）在高程变幅较大的自流段可规划一些水电站，利用水头发电，也对全线的能源进行调节。

3.1.1 长距离调水方式 长距离大规模输水，主要有3种调水方式：隧道、管道和明渠。隧道输水方式中水流主要是缓坡自流，对地面的扰动影响小，有利于保护生态，但在大量长距离输水隧洞在建设过程中，将不可避免地需要穿越具有复杂地质构造的山岭地区，面临着自然环境恶劣、地震烈度高、不良地质多发等不利因素；管道输水有流速高、占地小、工程相对简单易行、调水利用率高的优点，但也有寿命短和工程实施后的运行管理和维护的问题；采用明渠方式施工难度适中，但寒冷地区冬季水面易结冰，从而阻碍渠道正常运行，且由于蒸发渗漏等原因，输水损失也相当大，但相对容易维护和管理。

不同的调水方式各有优劣和适用条件，应根据实际情况和地质地貌特征选用不同的调水方式。不仅要考虑施工技术水平，还要考虑长远的运行调度和管理维护难度和能力。考虑到我国西部青藏高原地形特点，管道和渠道方式需要考虑山体起伏，不可避免的会遇到提水以及向下的陡坡输水等工况需求，这就可以结合富余风光资源进行综合考虑。如果施工条件可行的话，大规模绵延山体可主要考虑隧道方式引水，减少能源的使用量和水能损失率。

图4 调水工程线路

3.1.2 调水路线设定 本文以风光资源丰富的西藏地区为研究对象，设定一条从雅鲁藏布江支流帕隆藏布引水至怒江的线路开展研究，线路如图4所示，首先采用翻山明渠方式从帕隆藏布引水，穿越大量山体部分采用自流隧道方式，出隧道后缓坡自流至怒江，这其中仅翻山明渠部分涉及到能源需求问题，其线路长约28.61 km，年引水量为230亿m3。需要说明的是，本线路仅初步考虑地形和土地利用条件设定，随后围绕富余风光资源利用角度来进行线路方面的评价分析。

图5 调水工程线路高程

3.2 西藏地区风光资源分析受地势较高和高空西风环流的影响，西藏大部分地区属于风能较丰富区和可利用区。初步估算西藏风能资源在7 m/s以上的区域约占全区面积的30%，风能资源理论蕴藏量为1.8×105万kW，技术可开发量约为理论蕴藏量的十分之一（1.8×104万kW）。此外，西藏太阳能资源居全国首位，是世界上太阳能最丰富的地区之一，大部分地区年日照时间达3100～3400 h，平均每天9 h左右。西藏小部分东南地区日照时间较少、太阳辐射较弱，年均总辐射低于5000×106J/m2；大部分地区日照时间长、辐射强，年均总辐射高于6000×106J/m2，局部地区高达8000×106J/m2。截止到2018年底，西藏地区电网装机容量307万kW，其中光伏101.5万kW，占总装机容量的33.06%；风电0.75万kW，占总装机容量的0.24%。根据全国新能源消纳监测预警中心2019年底的统计数据，西藏全年弃光量达4.1亿kW·h，弃光率为24.1%。远期规划中，仅光伏一项西藏地区可开发量就高达5000万kW。

4 调水线路能源转化分析

4.1 自流段、提水段划分依据上述模型，本文设定线路在海拔2800～4000 m之间，共划分自流段5段，总发电水头为2581.07 m；提水段4段，总提水扬程为1777.33 m，具体自流段、提水段划分如表1和图6所示。表1中经纬度与高程为自流段、提水段终点的位置信息。

4.2 水电站与梯级泵站规划结果根据设定线路的自流段可规划水电站5座，总引水年发电量1286.23亿kW·h，总装机容量2572.46万kW·h，总储能19632.96万kW·h；该线路提水段需规划梯级泵站20个，总引水年耗电量1391.95万kW·h，总额定功率2783.90万kW。水电站与泵站总体规划如表2所示；水电站与梯级泵站位置设置如图7所示。

表1 水段划分结果

根据提水段水头划分规划梯级泵站，共4段提水段累计20个梯级泵站，为便于安装、管理、维护，规划4种功率的泵站设备，具体梯级泵站分级规划如表3所示。

表2 水电站与梯级泵站总体规划

4.3 耗能计算结果合理性分析基于调水线路及前述方法确定的规划水电站、梯级泵站，本文提出的调水工程耗能模型的计算结果基本合理；提水段、自流段的划分结果与实际的地形起伏情况一致；各提水段梯级泵站的额定扬程、额定功率以及梯级泵站的分级数基本合理；各水电站的总发电水头、装机容量和调节容量基本合理。本文设定线路年总能耗为1391.95万kW·h，经线路自身年发电量1286.23亿kW·h补充后，还需约105.72万kW·h的外部供电。按目前西藏地区尚未消纳利用的弃光量及将来规划开发的风、光资源量来看，完全足够覆盖所需外部供电量。

图6 水段划分示意图

图7 水电站和泵站设置图

5 结论

本文将西部调水工程与沿线的风光资源富集区的弃光、弃风利用相结合，规划调水线路时充分考虑沿线风光电开发前景，将风光能源消纳与跨流域调水工程相结合。在线路规划评价方面构建了调水工程耗能计算模型。该模型通过划分引提水段、规划提水段梯级泵站与测算耗能、规划自流段水电站与测算耗能，从而测算整个调水线路的整体年均耗能，并针对拟定的考虑富余风光资源利用的调水线路进行实例研究。

表3 梯级泵站分级规划

研究结果表明，从年均角度进行评价，翻山明渠输水工程中，在其自流段发电量的补充下，提水段所需消耗的电量足够利用沿途待开发的风光资源来支持。所构建的耗能计算模型能够计算规划调水线路的能耗，且计算结果合理。实际上，从能源角度来看，还应考虑到季节、月度、日内的水资源、风光资源及用电的差异，后续还可深入进行分析。总的来说，实际调水线路的选择要考虑的因素非常多，是一个复杂的系统工程，本文研究可作为其中线路评价的一方面支撑，也可作为西部富余风光能源利用的一个新的思路。