基于旭龙水电站的水光蓄互补规划研究

严凌志 侯进进 蔡淑兵 王攀

摘要：旭龙水电站位于金沙江干流上游川滇河段，周边太阳能资源丰富，具备抽水蓄能站点资源。目前，旭龙水电站已开工建设，但周边新能源配套开发方案尚未明确。考虑水量平衡、年弃光率等约束条件，分别构建了旭龙水电站水光互补、光蓄互补、水光蓄互补容量配置数学模型，计算分析了不同开发模式的容量配比关系，并对不同开发模式的综合上网电价进行了分析。结果表明：枯水年情景下，年弃光率均不超过5%，水光蓄互补可配套6 210 MW光伏开发，比水光互补、光蓄互补模式配套光伏规模分别增加了4 045，3 305 MW。配置光伏装机规模6 210 MW，水光蓄互补模式平均弃光率为7.3%，通道利用小时数5 468 h，在3种互补模式中水平居中、较为合理。此外，水光蓄互补模式一体化综合上网电价为0.318 7元/（kW·h），比水电站本身电价降低了0.007 4元/（kW·h），提升了水电站的市场竞争力。研究成果量化了水电站和抽水蓄能电站促进新能源开发的效益，可为旭龙水电站周边新能源资源开发规划提供参考。

关键词：抽水蓄能电站；光伏发电；多能互补；经济性；旭龙水电站

中图法分类号：TM612；TM615

文献标志码：A

DOI：10.15974/j.cnki.slsdkb.2024.05.001

文章编号：1006-0081（2024）05-0001-07

0 引言

光伏发电具有随机性、波动性、间歇性等特点［1］，与传统电力系统存在矛盾，是目前制约其发展的主要因素［2-4］。水电具有良好的调节能力和储能能力［5-6］，可以与光伏发电结合，形成“水光互补”系统［7］，通过改变水电出力过程来减缓光伏发电的波动性、随机性和间歇性等问题，并利用水电站的输电通道将水电和光伏发电打捆送出，从而改善光伏电能质量，减少输电线路投资成本，增加枯水期送电量，促进新能源大规模开发和消纳。

当前，许多机构和研究人员开展了大量的水光互补研究和实践［8-9］。主要思路都是在分析水光互补程度的基础上，综合考虑弃光率和经济性等，围绕单个大容量水电站求解可配置的光伏容量［10-12］。对于太阳能资源丰富区域，鉴于单个水电站调节能力和输电通道容量有限，为将弃光率控制在合理范围内，可配比的光伏规模有限，若能适当增加储能设施，如新建抽水蓄能电站，可带动更多规模光伏项目开发。但是，目前关于水光蓄联合开发方式的研究尚处于起步阶段［13-15］，水光互补、光蓄互补和水光蓄互补等不同开发方案的容量配比关系有待进一步研究。

旭龙水电站位于金沙江干流上游川滇河段，是金沙江上游河段“一库十三级”梯级开发方案中的第12级，站址周边大部分区域太阳能资源丰富、具备抽水蓄能站点资源。开展旭龙水电站水光蓄互补开发规划研究，总结提出水光互补、光蓄互补和水光蓄互补等不同开发模式的容量配比关系差异。

1 旭龙水电站工程概述

1.1 工程概况

旭龙水电站位于云南省德钦县与四川省得荣县交界的金沙江干流上游河段，装机容量2 400 MW，多年平均年发电量约105.14亿kW·h。工程开发任务以发电为主，并促进地区经济社会发展。水库正常蓄水位2 302 m，死水位2 294 m，调节库容1.26亿m3，具有日调节能力。

旭龙水电站日常运行主要承担基荷和腰荷，可根据电力系统需求进行适度调峰运行。在控制下游水位日变幅不超过1.5 m、满足最小下泄流量要求［16］的前提下，枯水期水库水位在正常蓄水位2 302 m至死水位2 294 m之间波动；丰水期入库流量较大，电站主要承担基荷，库水位一般维持在正常蓄水位附近，保持较高水位运行。

1.2 水电出力特性

旭龙水电站坝址处径流年内分配不均，主要集中在汛期6～10月。采用1953～2018年长系列径流资料进行径流调节计算，从中选取10%、50%、90%来水频率的年份分别作为丰水年、平水年和枯水年代表年，各代表年的旬平均出力如图1所示，汛期水电站的旬平均出力明显高于枯期，且丰水年和平水年的旬平均出力明显高于枯水年，与其径流规律基本一致。

为平抑光伏发电的波动性，提高其持续性，需要水电站灵活调整自身出力过程，此处将水电站在满足调度约束条件下其发电出力实际可以增大或减小的最大幅度，即出力变幅阈值，作为衡量其调度灵活性的指标［17］。

为满足控制下游水位日变幅不超过1.5 m和最小下泄流量要求，旭龙水电站正常运行时日出力变幅不能过大，根据水位流量关系推算出各旬日出力变幅阈值如图2所示。不同来水情况下旭龙水电站调度灵活性的差异主要表现在汛期，枯水年的汛期调度灵活性明显优于丰水年和平水年。

鉴于水光互补模式需利用水电站的输电通道容量，为将弃光率控制在合理范围内，水电汛期的调度灵活性是影响可配置光伏裝机规模的关键因素。

2 周边新能源资源

2.1 开发潜力

旭龙水电站地处四川和云南两省交界的金沙江干流上游河段，主要涉及巴塘县、乡城县、得荣县、稻城县、维西县等地区。其中，风能资源相对较好的区域，年平均风速在7 m/s以上，但海拔高度均超过4 000 m，受高海拔区域空气密度较低影响，场址区域风功率密度较低，各区域实际发电能力受到较大影响。考虑到目前具备商业化应用价值的超高海拔风电机组技术尚不成熟，且区域内生态红线、风景名胜区与可开发风电场区重合度较高，暂未规划风电项目。

旭龙水电站周边大部分区域太阳能资源丰富，其中，四川侧太阳能资源年总辐射量高于6 000 MJ/m2，云南侧迪庆州区域内太阳能资源年总辐射量为5 500～6 000 MJ/m2。在排除生态红线、基本农田、国家公益林等制约因素的前提下，可规划光伏总装机容量18 100 MW，其中四川侧可规划13个项目总装机容量13 700 MW，云南侧可规划9个项目总装机容量4 400 MW。

2.2 光伏出力特性

结合气象资料逐时模拟规划光伏电站8 760 h出力过程，设计年利用小时数1 668 h，月平均出力如图3所示，各月的日平均出力过程如图4所示。各月日平均出力过程规律较为一致，整体呈现春、秋、冬季出力较大，而夏季相对较低的规律，其中12月平均出力最大，7月平均出力最小。

统计各时刻出力最大值、最小值和平均值（图5），光伏电站一般在中午12∶00～14∶00出力达到峰值，20∶00至次日5∶00出力为0，受昼夜影响较大。光伏电站最大出力仅约为装机容量的90%，主要因为太阳能与电能、直流与交流等转化存在能量损耗［18］。

统计日内相邻时段的最大出力变幅，如图6所示，13∶00左右的出力变幅最大，出力系数差异可达0.7左右，即与12∶00时的出力相比，13∶00时光伏发电的出力增加值或减小值可以达到装机规模的70%。随着光伏装机规模的增加，其相邻时刻出力变化程度虽然不变，但数值会变大，对灵活调节电源的需求也随之增加。因此，为促进更大规模的光伏项目开发，需要考虑进一步增加灵活调节电源。

3 研究思路与计算原则

3.1 研究思路

为分析说明水光互补、光蓄互补、水光蓄互补等不同开发方案的差异，在满足弃光率和水库调度等约束条件的前提下，分别构建水光互补、光蓄互补、水光蓄互补容量配置数学模型，分析提出水光蓄配比差异。

对于水光互补开发方案，以可配置光伏装机规模最大为优化目标，将水光互补的容量配置优化问题抽象为线性规划数学模型。对于光蓄互补、水光蓄互补开发方案，构建双层嵌套数学模型，外层采用二分法试算最大可配置光伏规模；内层以光蓄或水光蓄总发电量最大为优化目标，将光蓄或水光蓄联合运行优化问题抽象为混合整数线性规划数学模型。上述线性规划数学模型和混合整数线性规划数学模型均采用开源求解器GLPK （GNU Linear Programming Kit）求解［19］。

3.2 水光蓄互补原则

水光蓄互补的核心是依托水电站、抽水蓄能电站启停迅速、调节灵活、跟踪负荷能力强的特点，对光伏发电的日内波动进行互补［20］，并利用水电站、抽水蓄能电站输电通道，将电力打捆送出。本文按照以下原则进行水光蓄互补分析。

3.2.1 旭龙水电站调度

（1） 根据旬平均径流和调节库容考虑水量平衡约束；

（2） 旭龙水电站具备日调节性能，水光互补或水光蓄互补应以日内互补平衡为主，不改变水库年内运行方式，即互补前后各代表年的旬平均出力不变；

（3） 满足各月最小生态流量要求；

（4） 控制坝下游日水位变幅不超过1.5 m；

（5） 单机稳定最小出力按机组额定容量的45%考虑。

3.2.2 抽水蓄能电站调度

根据初步规划分析，旭龙水电站周边具备抽水蓄能站点资源，初拟装机容量1 200 MW、连续满发小时数6 h。模拟抽水蓄能电站调度运行时，规定只可利用弃光储能。

3.2.3 输电通道容量

本文分析不同情况下输电通道容量分别为：① 水光互补时，按水电站装机容量控制打捆电力的最大送出能力；② 光蓄互补时，按抽水蓄能电站装机容量控制打捆电力的最大送出能力；③ 水光蓄互补时，按水电站和抽水蓄能电站总装机容量控制打捆电力的最大送出能力。

3.2.4 弃光率

鉴于本文的互补开发是依托于水电建设，不宜额外增加弃水，当打捆电力超过最大送出能力时，优先考虑弃光。

3.2.5 调峰

水光互补、光蓄互补或水光蓄互补时，打捆电力应不增加系统调峰压力，即不增加各日剩余负荷的最大峰谷差。

3.2.6 计算步长

水光互补或水光蓄互补时，水电站出力过程考虑丰、平、枯不同水文代表年共3种情景，按照全年8 760 h逐小时时间尺度进行互补计算。

4 水光蓄容量配比

4.1 水光互补

水光互补开发方案各水文代表年的容量配置成果如表1所示。在满足前文所述的旭龙水电站调度、输电通道容量、调峰等方面约束条件的前提下，仅枯水年可控制全年弃光率不超过5%，求解得到旭龙水电站可配置最大光伏裝机规模为2 165 MW，水、光容量比为1∶0.9。对于丰水年和平水年，来水增加，输电通道容量不变，水电出力相应加大，故光伏可利用的送出通道容量减小，弃光率增加。若配置2 165 MW光伏电站，在满足前文所述的旭龙水电站调度、输电通道容量、调峰等方面约束条件的前提下，丰水年、平水年的全年弃光率分别达到了26.1%、18.8%。

4.2 光蓄互补

光蓄互补开发方案的容量配置成果如表2所示。抽水蓄能电站的调度灵活性不受来水条件限制，在满足前文所述的抽水蓄能电站调度、输电通道容量、调峰等方面约束条件的前提下，控制全年弃光率不超过5%，求解得到可配置最大光伏规模为2 905 MW，抽水蓄能、光伏的容量比为1∶2.4。

4.3 水光蓄互补

在满足前文所述的旭龙水电站调度、抽水蓄能电站调度、输电通道容量、调峰等方面约束条件的前提下，各水文代表年均可控制全年弃光率不超过5%，水光蓄互补开发方案的容量配置成果如表3所示，枯水年可配置最大光伏装机规模为6 210 MW，其中水电、光伏的容量比为1∶2.6；平水年可配置最大光伏装机规模为5 805 MW，其中水电、光伏的容量比为1∶2.4；丰水年可配置最大光伏装机规模为5 520 MW，其中水电、光伏的容量配比为1∶2.3。若各代表年均配置6 210 MW光伏、抽水蓄能电站规模为1 200 MW，如表4所示，在满足前文所述的旭龙水电站调度、输电通道容量、调峰等方面约束条件的前提下，丰水年、平水年的全年弃光率分别达到了9.4%、7.5%。

4.4 结果分析

在满足旭龙水电站调度、输电通道容量、调峰等方面约束条件的前提下，枯水年场景中，年弃光率均不超过5%，水光互补模型可配置的光伏装机规模为2 165 MW，光蓄互补模型可配置的光伏装机规模为2 905 MW，水光蓄互补模型可配置的光伏规模为6 210 MW，增加抽水蓄能电站在可配套光伏规模方面产生了“1+1>2”的效果。

水光互补方式主要为白天光伏大发时段水电减小出力为新能源让出输电通道，夜间或光伏出力降低时水电根据电力系统需要加大出力。汛期水电对光伏的互补能力较弱，光伏主要利于水电富余输电通道入网。在不额外增加弃水调峰的原则下，配套2 165 MW光伏的水光互补电源组合平均年弃光率为16.6%。在水光互补模型中加入抽水蓄能电站（即水光蓄互补模式），抽水蓄能电站不仅自身可以互补光伏并提供送出通道，还可将部分超出水电通道能力的光伏进行储能，从而增加新能源消纳率，配套6 210 MW光伏的水光蓄互补电源组合平均年弃光率为7.3%。综上所述，水光蓄互补开发模式不仅能进一步提升可配套光伏规模，也有助于提升光伏入网消纳率。

5开发方案经济性分析

5.1 基本参数

以各互补方案的综合上网电价作为财务指标，按照上网电量进行加权平均计算，其中光伏发电上网电价按照8%资本金财务内部收益率进行测算，抽水蓄能电站按资本金财务内部收益率6.5%测算其容量电价［21］。水电上网电价采用旭龙水电站可研报告设计成果。

参考同类工程，光伏电站按单位kW投资3 600元计，建设期2 a，运行期25 a；抽水蓄能电站按单位kW投资5 500元计，建设期6 a，运行期40 a。一体化综合开发成本暂不考虑远距离输电通道成本，但考虑内部电源接入成本，结合周边地区其他电力工程设计概算，光伏项目接入成本根据不同距离按180～240元/kW考虑。

5.2 上网电价

根据容量配置优化得出的水电站、光伏电站和抽水蓄能电站装机规模、电量，按照上述原则计算得到水光蓄互补、水光互补、光蓄互补这3种开发模式的综合上网电价，如表5所示。旭龙水电站自身电价为0.326 1元/（kW·h），水光蓄互补和水光互补开发模式的综合上网电价分别为0.318 7，0.308 0/kW·h，比水电站本身电价分别降低了0.007 4，0.018 1元/（kW·h），提升了水电站的市场竞争力，且均低于四川电网燃煤发电基准价（0.401 2元/（kW·h））；光蓄互补开发模式的综合上网电价为0.410 7元/（kW·h），高于四川电网燃煤发电基准价。

6 结论

（1） 旭龙水电站具备日调节性能，周边太阳能资源丰富、开发条件较好，可按水、光容量配比1∶0.9配套开发光伏电站，利用水电调节能力和剩余通道，实现水光互补打捆送出，增加清洁能源电量供应。但对于平水年和丰水年，由于水电出力相比枯水年明显增加，在不额外增加弃水调峰的前提下，水光互补模式的弃光率由4.9%增加至18.8%～26.1%。平均来看，水光互补模式可开发光伏2 165 MW，水光合计平均年发电量共135.28亿kW·h，相应通道利用率5 637 h，弃光率16.6%。

（2） 抽水蓄能电站的调度灵活性不受来水条件限制，可按抽水蓄能、光伏装机配比1∶2.4促进光伏开发，且能满足不增加电力系统调峰压力、全年弃光率不超过5%等约束条件。1 200 MW抽水蓄能电站可带动2 905 MW光伏开发，光蓄合计年发电量共43.03亿kW·h，相应通道利用率3 586 h，弃光率4.9%。

（3） 若以水光蓄一体化的形式开发，根据周边抽水蓄能电站资源情况，考虑配套建设1 200 MW抽水蓄能电站，可带动6 210 MW光伏开发，水电、光伏的容量比为1∶2.6，水光蓄合计平均年发电量共196.85亿kW·h，相应通道利用率5 468 h，弃光率7.3%。

（4） 旭龙水电站上网电价为0.326 1元/kW·h，通过水光蓄互补或水光互补模式配套开发周边清洁能源资源，上网电价分别为0.318 7，0.308 0元/（kW·h），比水电站本身电价分别降低了0.007 4，0.018 1元/（kW·h），提升了水电站的市场竞争力。

综合带动新能源开發规模、通道利用率、一体化综合上网电价和调节电源灵活性等因素来看，建议考虑采取水电、抽水蓄能、光伏互补开发模式，对光伏开发规模的促进作用不仅达到“1+1>2”的效果，还可以保证电源组合在丰、平、枯3种来水场景中均能实现年弃光率维持在较低水平，且一体化综合上网电价低于水电站本身电价，具备一定的市场竞争力。

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编辑：李晗

Research on complementary planning of hydro-photovoltaic storage based on Xulong Hydropower Station

YAN Lingzhi，HOU Jinjin，CAI Shubing，WANG Pan

（Changjiang Survey，Planning，Design and Research Co.，Ltd，Wuhan 430010，China）

Abstract：

Xulong Hydropower Station is located in the upstream of the Jinsha River，with abundant solar energy resources and pumped storage resources.At present，Xulong Hydropower Station is under construction，while the surrounding renewable energy′s development plan has not yet been clarified.Considering the constraints of water balance and annual curtailment rate，we constructed three mathematical models of hydro-photovoltaic hybrid power system，pumped storage-photovoltaic hybrid power system，and hydro-pumped storage-photovoltaic hybrid power system，calculated and analyzed the capacity ratio relationship of different development modes.The grid-connected tariffs for the three models described above was analyzed.The results showed that under the dry year scenario，the annual curtailment rate cannot exceed 5%，and 6 210 MW of PV can be developed with hydro-pumped storage-PV complementation，which was 4 045 MW and 3 305 MW more than that of hydro-PV and PV-pumped storage complementation，respectively.The configuration of installed PV capacity reached 6 210 MW，the average light abandonment rate for the hydro-pumped storage-photovoltaic hybrid power systemwas 7.3%，and the annual utilization hours of transmission lines were 5 468 h，which was most reasonable among the three complementary modes.In addition，the integrated feed-in tariff of the hydro-pumped storage-photovoltaic hybrid power system was 0.318 7 yuan/（kW·h），which was 0.007 4 yuan/（kW·h） lower than on-grid tariff of Xulong Hdropower Project itself and increased its market competitiveness.The results quantify the benefits of pumped storage power stations in promoting renewable energy utilization，which can provide a reference for the development of solar energy resources around Xulong Hydropower Station.

Key words：

pumped storage power station； photovoltaic power； multi-energy complementarity； economical； Xulong Hydropower Station

收稿日期：2024-03-18

基金項目：国家重点研发计划“水工程协同联合防洪调度技术”（2021YFC3200302）；长江勘测规划设计研究有限责任公司自主创新基金“面向新能源消纳的风光水储一体化开发规划技术”（CX2021214—1）

作者简介：严凌志， 女， 工程师， 硕士， 主要从事水能规划、 多能互补与水库调度研究。Email：yanlingzhi@cjwsjy.com.cn.