黄河上游水电开发与水风光互补技术研究

谢小平

（国家电力投资集团有限公司，青海省西宁市 810008）

1 黄河上游青海清洁能源规划与开发利用

1.1 黄河上游水电资源的建设成就

规划布局引领资源有序发展。20世纪50年代，全国人大批准了黄河上游龙羊峡—青铜峡河段综合利用规划，拉开了黄河上游水电建设的序幕，盐锅峡、青铜峡、刘家峡、龙羊峡、李家峡、公伯峡、拉西瓦、积石峡等水电站工程相继建成投产。1990年国家提出抢建2000万kW的中型水电站，龙羊峡—青铜峡河段的调整规划增加了一批中型水电，截至2010年，原规划的25座大中型水电站除黑山峡河段、山坪水电站外全部建成投产。截至2021年底，黄河上游水电开发有限责任公司班多至青铜峡河段水电站装机容量1125.86万kW，多年平均发电量401.45亿kW·h，多年平均利用小时数3808h。龙羊峡水电站1987年投产时，以大坝最高、库容最大、单机容量最大“三最”代表了我国水电站的筑坝水平和装备制造水平。李家峡水电站1997年投产时以国内最高的双曲拱坝、双排机组布置、蒸发冷却技术、最大的单机容量代表了同时代的国内装备制造和筑坝技术水平。公伯峡水电站建设过程中的现场施工管理代表了时代水平，建成后囊括了国家环境友好工程奖、中国土木工程詹天佑奖、国优金奖、新中国成立60年百项工程奖、国优金奖设立30年经典工程奖等全部国家级奖。拉西瓦水电站2009年投产发电，是我国北方地区黄河流域规模最大的水电站，也是同期国内250米级高拱坝、单机容量最大，并称世界三大巨型水电工程之一。

水电资源开发利用促进经济社会发展协调发展。高坝大库的建设，确保了黄河安澜。防洪、防凌、供水、发电效果显著。大型水电站建设促进我国电力工业和装备制造业的发展，220kV、330kV、500kV、750kV电压等级输电线路及其电气设备应运而生，单机32万、40万、60万、70万、80万、100万kW水轮发电机组相继投行。水电站筑坝水平、施工现场管理水平日益提高，不断创造新的世界纪录，我国成为名副其实的水电强国。流域梯级电站的调度能力、调度现代化水平不断提高，流域水情测报系统、洪水预报能力大幅度提升，洪水资源化利用水平不断提高。

科技创新促进水电行业健康发展。复杂地质条件下双曲拱坝力学计算方法的研究应用；复杂地质条件下灌浆材料与灌浆技术的研究应用；岩质高边坡变形机理分析与研究方法在水电站工程中的应用；高地应力区基础开挖防止基岩回弹控制技术；库岸高速滑坡机理分析与涌浪高度分析计算方法的研究应用；峡谷地区机组采用双排布置形式；竖井式水平旋流消能工的应用；混凝土面板堆石坝采用掩埋式电站进水口形式；镶嵌组合坝首次在百米级大坝中的应用；坝后背管技术的应用；双曲薄拱坝防止坝体裂缝的综合技术措施；混凝土面板堆石坝大坝填筑料利用开挖料筑坝的多组分软岩筑坝的快速检测技术应用；反拱水垫塘技术应用；利用梯级水电站调控技术，实现了水电站零流量截流；大吨位预应力锚索技术应用；250米级高落差金属封闭气体绝缘管道输电线路的采用；发电机蒸发冷却技术应用；大直径压力钢管整体卷制技术。

1.2 黄河上游青海境内光伏电站发展回顾

青海的光照资源和荒漠化土地资源极为丰富，约10万km2的荒漠化土地，太阳年平均辐照量5400～7200MJ/m2，按照目前的晶硅电池组件的转换效率计算，可开发的装机容量达到40亿kW，年发电量约为7.2万亿kW·h。青海经过十多年光伏电站开发建设，持续引领行业技术发展的方向，积累了丰富的建设管理经验。首次在全球建设了单体20万kW的电站，将光伏电站的建设规模提高了10倍，为大规模并网光伏电站建设提供了借鉴。首次将组串式逆变器应用到大规模并网光伏电站。首次提出智能光伏电站的概念，并成功将4G、电力载波、蓝牙技术应用到光伏子阵。首次将光伏电站建设与生态环境保护的理念应用到光伏电站的规划、设计、建设、运行各个环节，多项技术的综合运用颠覆了传统光伏电站的设计理念。首次提出水光互补的理念并成功实施，实现了电性能之间互补，改变了光伏电是垃圾电的传统观念。首次提出了水风光互补的多能互补理念并开展深入研究，规划了青海海南、海西两个“千万千瓦级”多能互补基地，使之上升为国家的可再生能源规划并实施，国家推广新能源基地化建设模式。首次提出并实施了“五统一”基地建设模式，“统一规划、统一征地、统一报批、基础设施统一建设、统一管理”的基地化建设管理新模式。首次将N型双面组件、perc双面组件+平单轴产品应用到大规模并网光伏电站之中，这两种产品+平单轴成为光伏电站的主流配置。首次提出光伏+储能，建成20MW/16MW·h的储能试验实证基地，同时提出了储能产品集中式、分布式、分散式布置的概念。首次提出模块化、装配式光伏电站的概念并开展产品研发，大幅度减少现场的安装工作量和开挖工程量、大幅度减少了现场的安装缺陷。

1.3 光伏电站开发与生态环境保护的关系

青藏高原是地球第三极，生态环境极为脆弱，一旦破坏难以恢复[1-3]。习近平总书记参加十二届全国人大四次会议青海代表团的审议时强调，一定要生态保护优先，扎扎实实推进生态环境保护，像保护眼睛一样保护生态环境，像对待生命一样对待生态环境，推动形成绿色发展方式和生活方式，保护好三江源，保护好“中华水塔”，确保“一江清水向东流”。要正确处理好经济发展同生态环境保护的关系，牢固树立保护生态环境就是保护生产力、改善生态环境就是发展生产力的理念。习近平总书记指出，进入新发展阶段、贯彻新发展理念、构建新发展格局，青海的生态安全地位、国土安全地位、资源能源安全地位显得更加重要。要优化国土空间开发保护格局，坚持绿色低碳发展，结合实际、扬长避短，走出一条具有地方特色的高质量发展之路。把青海打造成为国家清洁能源产业高地，要贯彻落实党中央关于新时代推进西部大开发形成新格局、推动共建“一带一路”高质量发展的战略部署，黄河流域生态保护和高质量发展等重要论述[4-7]。

黄河上游水电开发有限责任公司从2013年开始在海南、海西光伏电站中试验种植各种适应性植物，分别与中科院寒旱研究所、西北水利旱区国家重点实验室开展荒漠戈壁植物种植试验，在共和盆地开展退化牧草地种植试验，对大规模光伏电站影响下退化牧草地气象因子、土壤有机质变化连续进行在线监测和取样测试，在收集大量数据基础上开展比对分析、揭示大规模光伏电站作用下对环境影响、植被恢复、生态修复的内在规律[8-11]（见图1）。

图1 共和基地光伏园区电站建设前后生态环境变化趋势分析Figure 1 Trend analysis on the change of ecological environment before and after the construction of solar PV power stations in Gonghe Solar Industrial Park，Qinghai Province

NDVI最小值出现在光伏电站建设初期2012年，最大值出现在2019年，总体呈现逐年增加态势（见图2）。

图2 归一化植被指数（NDVI）分析Figure 2 Normalized Difference Vegetation Index （NDVI） analysis

FVC最小值出现在光伏电站建设初期2012年，最大值出现在2019年，总体呈现逐年增加态势（见图3）。

图3 植被覆盖度（FVC）分析Figure 3 Fractional Vegetation Cover （FVC） analysis

1.4 水风光储多能互补技术研究

大规模并网光伏电站的安全、送出、消纳问题始终伴随着光伏电站的发展而存在，是电网、电源企业之间存在的根本矛盾。主要原因：一是光伏发电自身的随机性、波动性被视为垃圾电。二是利用小时数低，我国一类资源区的保障性发电利用小时数1500h，电网送出工程的经济性差。三是光伏电站是通过光子激活电子收集电荷、逆变形成交流电升压送入电网，全过程都是电力电子产品的静态转换过程，没有转动惯量（现有机构研究虚拟转动惯量）。

水光互补研究的目的就是将光伏电送入水电站，由水电站监控系统测得光伏发电的出力自动调节水轮机出力的技术，光伏发电可以称作为虚拟水电，利用原有的水电站送出线路送入电网，是一种改变电能质量的技术，与目前的“光伏+”有本质的区别，农光互补、渔光互补等是国土空间再利用的简单叠加。

研究水风光储多能互补是基地化开发新能源资源必须要研究的问题。由于资本的逐利性，参与新能源开发的市场主体越来越多，竞争越来越激烈，资源获取难度越来越大。大规模的新能源开发需要强大电网支撑为前提，传统电源企业为消纳新能源，常规机组的利用小时数越来越低、深度调峰、灵活性改造等对常规电源提出了更高要求，这是将自身利益建立在公共服务之上的利益获取。研究多种能源互补，目的在于能源开发企业必须承担相应的社会责任，生产的产品合格，产量可以预测。

基于新能源海量运行数据的分析，黄河上游水电开发有限责任公司与西北电网调度部门、西安理工大学、天津大学、西北勘测设计研究院等单位合作开展研究，深入分析了光伏、风电发电特性，对光伏电站通过不同布置形式、不同支架型式、不同容配比、不同光伏储能容量配置提出各种天气情况下光伏电站自身补偿设计原则，对同一地区风电自身特性研究与风电储能容量配置研究，提出了光储与风储互补后水电再参与互补调节的研究。该项研究由于体制的原因被迫中断。

不同规模各类光伏出力互补性研究，利用其光伏自身的互补性合理配置其容量，提高光伏电站经济性，降低出力波动幅度，提高多能互补可行性（见图4）。

图4 不同类型光伏典型出力（一）Figure 4 Typical solar output of different types（No.1）

图4 不同类型光伏典型出力（二）Figure 4 Typical solar output of different types（No.2）

风电场出力特性研究，考虑季节特性、日出力和电量特征的风电场日出力特性评价方法，得到24种典型风电场日出力曲线（见图5～图7）。

图5 典型天气下各类光伏出力Figure 5 Outputs of various solar PV Systems under different typical weather conditions

图6 不同规模各类光伏出力互补性研究Figure 6 Research on the complementarity of solar output with different scales and types

图7 24种典型风电场出力曲线Figure 7 24 typical wind farm power output curves in different seasons

区域协同控制下风电本体互补研究，考虑同一区域内风电站群之间尾流等影响因素，通过区域协同控制，提升风机之间的互补性能，实现同区域风电场本体之间的互补运行。

光伏、风电日出力互补性，黄河上游区域光伏、风电日出力特性具备天然互补性。

光、风能源互补容量配比，依据《光伏电站/风电场接入电网技术规定》，以超标天数最少为目标，黄河上游区域光、风装机容量配比接近2：1时，出力的互补性相对最佳（见图8）。

图8 风电场出力特性研究Figure 8 Research on power output characteristics of wind farms

光伏发电、风电年度出力互补性，依据月发电量过程判定，黄河上游区域风电和光伏发电具有季节尺度的电量互补性（见图9）。

图9 区域协同控制下风电本体互补研究Figure 9 Research on wind power self-complementation under regional coordinated control

水光互补运行研究，结合光伏出力特点，采取水位蓄放控制方式，合理调整水电站发电泄流和出力过程，实现水－光互补出力满足电力送出要求（见图10）。

图10 光伏、风电日出力互补性Figure 10 Solar and wind power complementarity （daily）

根据黄河上游水、光互补电力送出需求特征，设定了日三段线电力送出需求 （特高压远距离送出） 和日五段线电力送出需求（就地消纳）两种情景。

水－光－风多能互补系统容量优化配置，按照光、风容量2：1计算，茨哈峡—班多—羊曲梯级水电站的可行互补风光装机容量为5400MW。如配以适当储能容量，茨哈峡—班多—羊曲梯级水电站互补风光容量可达到6000MW。

水光风储互补研究，利用储能电池的快速调节，可以实现削峰填谷及跟踪出力（见图11～图15，表1）。

表1 水-光-风多能互补系统容量优化配置Table 1 Optimal capacity configuration for hydro-solar-wind power hybrid system

图11 风、光能源互补容量配比Figure 11 Capacity ratio of wind-solar power hybrid

图12 光伏、风电年度出力互补性Figure 12 Solar and wind power complementarity（annual）

图13 水-光互补特性研究Figure 13 Research on characteristics of hydro-solar power hybrid

图14 水、风、光互补Figure 14 Hydro-wind-solar hybrid

图15 水光风储互补研究Figure 15 Study on complementarity of hydro，solar，wind and energy storage

黄河上游青海境内水电支撑了新能源发展，2011年，青海的电力装机容量为1328万kW，截至2021年底，青海省电力装机达4286万kW（其中，水电1263万kW、光伏1656万kW、光热21万kW、风电953万kW、火电393万kW），清洁能源装机占比90.83%，新能源装机占比61.36%。随着新能源装机容量的不断增加，黄河上游水电机组运行方式发生了根本性的变化。

（1）日间出力大幅减少。中午时段总负荷65万kW，负荷率仅为6%，其中龙羊峡、拉西瓦等水电站机组负荷最低至1万kW运行。

（2）机组利用小时数降低。因电网电源结构调整，黄河公司各水电站年利用小时数逐年下降，2017年龙羊峡、拉西瓦、李家峡、公伯峡、积石峡五站平均年利用小时数同比2014年下降27.63%。

（3）发电耗水率增加。2017年五站耗水率比2014年增加1.8%～4.6%，折合损失电量6.36亿kW·h，主要原因是低负荷运行导致电站发电耗水率增加，造成电量损失。

（4）机组空耗损失电量增加。2016年各站机组旋转备用不断增加，空载损耗电量大幅上升，2017年度龙羊峡、拉西瓦、李家峡、公伯峡、积石峡五站合计空耗损失电量11.93亿kW·h。较2014年增加3.21亿kW·h。2011～2021年公司属黄河干流电站空载损失电量42.94亿kW·h。

（5）机组检修投入不断增加。机组运行负荷率的不断下降及电网调峰、调频的需要，日间调频次数多达2000多次，机组较长时间低负荷运行或不断穿越振动区，水轮发电机组转动部件损耗加大，过流部件磨蚀、转轮裂纹逐年加剧，设备状态趋于劣化，机组的主、辅设备损耗严重。2017年较2015年检修费用增加13613万元。

（6）提供电力系统必需的转动惯量。

2 清洁能源发展的机遇与挑战

2.1 政策机遇

2014年6月13日，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，引领我国能源行业发展进入了新时代。

2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会宣示：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

2021年12月12日，习近平总书记在联合国气候雄心峰会上宣布：到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。

2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议提出：要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

习近平总书记2016年视察青海省时指示，“一定要把光伏产业做好”“使青海成为国家重要的新型能源产业基地”，2021年习近平总书记到青海视察时指示：进入新发展阶段、贯彻新发展理念、构建新发展格局，青海的生态安全地位、国土安全地位、资源能源安全地位显得更加重要，要把青海打造成为“国家的清洁能源产业高地”。

2022年1月17日，习近平总书记在2022年世界经济论坛视频会议上宣布：实现碳达峰、碳中和是中国高质量发展的内在要求，也是中国对国际社会的庄严承诺。中国已建成全球规模最大的碳市场和清洁发电体系，可再生能源装机容量超10亿kW，1亿kW大型风电光伏基地已有序开工建设。

2.1.1 大规模光伏电站运行对电力系统的影响，现行电力体制下考核办法制约新能源电力的消纳

构建以新能源为主的新型电力系统需要解决的问题：由于光伏电站的间歇性、波动性、随机性，电力系统在消纳时需要配置相当容量的常规电源作为热备用。光伏电站是电力电子设备将太阳能激活，电子收集电荷转化为电能的过程，是静态的。常规电源是通过旋转设备切割磁力线产生电荷，是动态的。由于机械惯性的存在，对电力系统安全具有非常重要的作用。光伏电站配置储能设备后，通过储能设备的控制可以提供一定的虚拟转动惯量。目前国家层面没有制定针对光伏电站规模大小、利用小时数、有功功率、发电量的保证率标准和规范，国家仅按照不同资源区规定了保障性利用小时数。由此产生两个方面的问题。一是国家没有规范光伏电站开发商的标准，使得这个行业的门槛越来越低。二是光伏电站开发商无法计算电站的年发电量和多年平均发电量，企业无法计算电站的预期收益，造成投资的盲目性。使发电企业在决策时清楚地知道产能、产量和预期收益。在电力市场发展过程中加强法制建设，最基本的制度、标准应尽快制定。

大电网涉及经济社会发展的各个方面，电网安全从来都是非常敏感的政治问题。电网建设首要关心的是安全，对设备的可靠性要求非常高，特别是对涉网设备要求很高。目前，国家电网有限公司对光伏电站的要求越来越高，从设计到生产运行全过程进行审查、验收、考核。由于国家标准缺失，使得发电企业必须执行电网企业的标准。因此，国家电网有限公司下属各单位对光伏电站的要求已经超出了发电企业应该承担的范围，发电企业在设备配置中配置了许多应该由电网企业配置的设备。例如，海南特高压配套电源点项目，电网公司要求将原来光伏电站配置的SVG（静止型动态无功补偿装置）改为调相机，致使投资增加了9亿元，是项目可行性研究报告的11倍，调相机需要长期在网上备用，运行费用大幅度增加，备用时还需要消耗大量的电能，21台调相机每年仅电费一项支出接近5000万元。

构建以新能源为主的新型电力系统，必须从改变电源的电能质量做起，笔者设想在有条件的地方将新能源为主的局部电网分开与公共电网分开，形成职责明确的两张网，以新能源发电为主的电网承担其应有的安全责任和社会责任，确保上网电能的质量，服从公共电网的调度，各司其职、各负其责。以羊曲储能工厂为例，羊曲储能工厂用来抽水的电量全部由局部电网中的一部分新能源提供，另外一部分送到羊曲电站后通过水电站水轮机的调节将光伏电转化为水电+虚拟水电送到为用户服务的大电网，以解决大规模新能源上网对大电网的冲击来保证大电网的安全。局部电网由行业协会或者监管部门出台相应的制度、标准规范其行为。

2.1.2 以创新驱动传统思维方式的转变，为构建以新能源为主体的新型电力系统提供支撑

技术创新方面，黄河上游水电开发有限责任公司从2018年开始，为了新能源电量的消纳开展储能泵技术研究，该项研究得到了青海省发展改革委的大力支持，划拨专项研究经费，青海省委指定省人大常委会副主任牵头督导，青海省发展改革委、能源局、水利厅、国网青海公司派人指导。课题研究重点在于大泵水力开发、设计、制造、启动方式、电价政策等方面开展研究，哈尔滨电气公司、东方电气公司、上海福伊特、西勘院、西安理工大学等单位开展研究。项目针对黄河上游羊曲水电站工程设计进行深入系统的研究，已经认为羊曲储能工厂功能及作用：

（1）符合“构建以新能源为主体的新型电力系统”的要求，羊曲储能工厂装机容量800MW（4×200MW），机组变速范围为±10%，功率变幅范围为50%～100%，机组具有自适应新能源波动特性运行的能力。

（2）配置约4000MW容量的光伏电源，通过独立局域网直接向储能泵机组供电，减少对电网的扰动及冲击。

（3）将波动的新能源以水能形式储存，提升水电机组调节能力。

（4）采用“水光互补”技术建立水电机组+储能泵机组+新能源联合调度运行方式，将未被有效利用的新能源与水电打捆送出，向电网输送优质电能。

（5）针对未来新型电力系统，创新性提出一套新的新能源电站建设及入网技术标准，为建立和完善新型电力系统体制、机制提供技术依据。

（6）助力高质量打造清洁能源产业高地，实现青海省提出的2030年全省风电、光伏装机达到1亿kW以上的目标，新能源装机容量增加约7500万kW，新能源+储能是必经的一条发展路径。

（7）储能工厂作为一种新型储能，可有效提高灵活电源的调节比例以及对电网的调峰、支撑能力，形成新能源“基地化”开发的新模式。通过建设储能工厂可规模化带动新能源发展，以羊曲储能工厂80万kW的装机容量，通过水电机组+储能泵机组联合调度运行方式可带动和调节400万kW的新能源。

（8）提高水电站的调节能力，有效缓解新能源出力受限。储能工厂的建成，可实现水资源的循环利用，通过与羊曲水电站的联合调度运行，提高水电机组运行灵活性，提升水电站的短期及长期调峰、事故备用能力及电网的安全稳定性，有效缓解新能源出力受限。

（9）有效抑制青海电网新能源侧的暂态及稳态过电压。羊曲储能泵电动机功率因数为0.85～0.9，单台机组可向系统提供120～150Mvar的无功调节容量，4台机组可向系统提供480～600Mvar的无功调节容量，可替代10～12台容量为50 Mvar分布式调相机。

（10）向系统提供转动惯量与短路容量，提高电网的稳定性。《电力系统安全稳定导则》中“电力系统应具备基本的惯量和短路容量支持能力，在新能源并网发电比重较高的地区，新能源场站应提供必要惯量与短路容量支撑。”羊曲储能泵单台机组转动惯量为17140～17636t·m2，运行时可向系统提供远大于调相机的转动惯量（单台分布式调相机的转动惯量为8.56～24.31t·m2），可以更好地抑制电网的频率波动或者振荡。羊曲储能泵电动机短路比为0.68，分布式调相机短路比为1.11～1.47，储能泵可向电网提供更大的短路容量，可以更好地抑制电网大功率负荷、无功设备投切时电压的变化幅值，提升电网的安全稳定性。

（11）增加新能源消纳空间，撬动新能源开发建设。羊曲储能工厂直接消纳新能源负荷的能力为1300～1500MW，利用“水光互补”技术可带动2500～2700MW新能源的开发。

（12）实现重大装备制造业技术突破。国内在变速、变功率机组，交流励磁装置等技术处于空白，只在少数欧美发达国家应用该项技术。开展变速、变功率储能泵机组、交流励磁变频装置的设计、制造、应用，可形成一套完整的变速机组设计、制造标准，实现国产变速机组零的突破。

2.2 政策支持

（1）允许建立局部电网。

（2）允许建立清洁能源枢纽调控中心，电网调度对中心进行调度。近几年来，青海非水可再生能源装机增速是负荷增速的8倍，本省电力消纳空间有限，外送通道数量、建设进度与巨大的能源资源开发潜力不相适应。能源安全和新型电力系统对能源供应和电网安全提出了新的更高要求。利用黄河上游已建拟建大型水库，采用“常规水电+抽水蓄能+储能泵站”三位一体化开发模式，打造清洁能源调控枢纽，形成“风光水储多能互补”向电网输送平稳电能，由电网对清洁能源调控枢纽进行调度，解决大容量新能源能量储存、搬移及电网调节作用，保证大电网安全，带动新能源规模化发展。据测算，羊曲、龙羊峡、茨哈峡3个清洁能源调控枢纽工程可以撬动新能源总装机近1亿kW。