西藏光水互補發(fā)電研究現(xiàn)狀與對策

劉 威

(華能西藏雅魯藏布江水電開發(fā)投資有限公司，西藏 拉薩 850000)

西藏地區(qū)傳統(tǒng)能源十分缺乏，電網(wǎng)覆蓋率底，無法滿足全區(qū)農(nóng)牧民的生活用電問題，但全區(qū)太陽能與水電資源儲量極為豐富。當前，西藏水電存在因季節(jié)性缺水問題，發(fā)電機組損壞嚴重，發(fā)電量少且不穩(wěn)定等問題；全區(qū)光伏產(chǎn)品市場份額仍比較小。光水互補發(fā)電系統(tǒng)是雙向互補系統(tǒng)，可根據(jù)外界環(huán)境變化、負載特性等靈活調(diào)動，承擔電力系統(tǒng)調(diào)峰任務(wù)，提高電能輸出質(zhì)量，對緩解全區(qū)電力需求增長問題有重要意義。

1 光水互補發(fā)電研究現(xiàn)狀

在光水互補上，楊清[1]建立了獨立型水光儲微電網(wǎng)容量優(yōu)化配置模型，以水電機組啟停次數(shù)為優(yōu)化評價指標，綜合考慮各種約束條件及能量管理策略，利用粒子群優(yōu)化算法驗證了模型的有效性。邢健[2]驗證了抽水蓄能電站可緩解光伏電站接入對局域電網(wǎng)的影響。杜俊[3]以來水量、光照強度為因子，采用遺傳算法篩選出了最適合光水聯(lián)合運營的調(diào)度策略。黃河公司提出了龍羊峽“光水互補電站”項目，共有4臺320 MW的水電機組和1臺320 MW光伏機組，使線路利用率提高到了5 019 h，該電站光水互補協(xié)調(diào)運行效果良好、運行穩(wěn)定[4]。

針對西藏地區(qū)，當前沒有大型光水互補電站，光水互補發(fā)電技術(shù)也處在初期研究階段。孟濤[5]、楊秀媛[6]針對適用于西藏阿里地區(qū)的光/水/儲/柴互補獨立電力系統(tǒng)進行了運行方式分析和仿真研究，提出了小容量獨立電網(wǎng)中光伏電站儲能裝置的改進PQ下垂控制及兩種功率外環(huán)控制策略。萬久春[7]探討了阿里地區(qū)風光蓄水互補開發(fā)方式的可行性。

2 西藏光伏與水電開發(fā)利用現(xiàn)狀

2.1 太陽能利用

截至2015年年底，西藏全區(qū)光伏總裝機容量達到了199 MW，其中多數(shù)是由大型MW級光伏電站組成。微小型光伏發(fā)電系統(tǒng)主要推廣應(yīng)用的產(chǎn)品有太陽能熱水器、太陽能手提式便攜燈、太陽能戶用系統(tǒng)等。此外，2～5 kW的光伏通訊基站也廣泛應(yīng)用于青藏鐵路、G318、G217等主干道沿線。全區(qū)從事太陽能開發(fā)利用的企業(yè)達到了百余家，企業(yè)代表有國電投西藏公司、中源能源、金凱能源等?！肮怆娪媱潯?、“金太陽工程”等項目為西藏太陽能資源開發(fā)利用做了良好鋪墊，但仍存在體制、人員不足，太陽能高效利用、光熱利用、多能互補利用技術(shù)缺乏等諸多問題。

2.2 水電利用

截至2015年，西藏全區(qū)水電裝機容量達到了1 057 MW，輸變電線路總長度達到了3萬km?！笆濉逼陂g，全區(qū)建成了昌都金河、拉薩直孔、林芝老虎嘴等多座水電站；建成了區(qū)內(nèi)第一條220 kV輸變電線路；電網(wǎng)最高電壓等級提升到了±400 kV(DC)、±500 kV(AC)；青藏直流聯(lián)網(wǎng)、川藏聯(lián)網(wǎng)工程都紛紛建成投產(chǎn)。全區(qū)從事水電開發(fā)的企業(yè)主要有中國華能、華電、大唐等，主要開發(fā)片區(qū)有雅魯藏布江、“三江流域”以及拉薩年儲河和尼洋河等兩河流域。西藏水電在政府和企業(yè)的帶領(lǐng)下飛速發(fā)展，但主要以開發(fā)大型水電站為主，缺乏對光水互補發(fā)電的開發(fā)利用。

3 光水互補發(fā)電系統(tǒng)

3.1 光水互補發(fā)電系統(tǒng)原理

光水互補發(fā)電系統(tǒng)由水電站、光伏電站和PID策略控制中心三大部分組成，其系統(tǒng)構(gòu)成如圖1所示。工作原理是：光伏發(fā)電系統(tǒng)通過太陽能電池板吸收轉(zhuǎn)化太陽能形成交流電A，水電發(fā)電系統(tǒng)經(jīng)過水輪機等水電站輔助設(shè)備將水能轉(zhuǎn)化成機械能最終形成交流電B，將交流電A、B分別輸入到PID策略控制中心，通過控制中心的程序控制與反饋處理，對交流電A/B進行整合輸出供給負載使用。其中，蓄電池組2作為整個光水互補系統(tǒng)的儲能裝置，需要大容量配置，其造價會比較高；但它具有調(diào)節(jié)電能質(zhì)量和平穩(wěn)電力輸出的優(yōu)越性。如有多余電量，可以上傳到公共電網(wǎng)。也可以開展獨立光伏發(fā)電系統(tǒng)、獨立水電發(fā)電系統(tǒng)、各個影響因子對整個光水互補發(fā)電系統(tǒng)的影響等研究工作。

圖1 光水互補發(fā)電系統(tǒng)原理圖

3.2 光水互補物理模型

根據(jù)光水互補的原理，搭建了光水互補的物理模型，如圖2所示。其中水電站由引水系統(tǒng)、蓄水系統(tǒng)、電動機啟停機組、大壩閘門、壓力鋼、支墩、水輪機、發(fā)電機組、尾水管以及其他輔助設(shè)備組成；光伏電站由太陽能電池板陣列、匯流箱、充放電控制器、逆變器等組成。光伏發(fā)電與水力發(fā)電均輸送至廠房內(nèi)的中心調(diào)控室，與互補控制中心進行數(shù)據(jù)處理與策略控制，再進行整流、濾波、儲能、變電等處理，最后輸變電給負載使用。其中，光伏電站的建設(shè)可以安裝在廠房頂部或者受光照面上，也可以安裝在廠房附近通過電纜與中心控制進行連接，其他組成部分的建設(shè)安裝依據(jù)相關(guān)標準和要求進行。

圖2 光水互補的物理模型圖

3.3 光水互補運行模式

根據(jù)裝機容量和負荷分配情況，光水互補發(fā)電系統(tǒng)可分為主從式和對等式兩種[8]。

主從運行方式可分為以“水電為主，光伏為輔”和以“光伏為主、水電為輔”兩種?！肮夥鼮橹?、水電為輔”模式、因其造價太高，投入與收益不成正比，在實際生產(chǎn)生活中不適用。“水電為主，光伏為輔”模式下，水電站為主電網(wǎng)，電網(wǎng)的頻率與電壓依靠水電站維持，光伏電站并網(wǎng)運行作為輔助電源，兩者同時接受調(diào)度指令以滿足變化的負載需求。該模式下水電站承擔基荷較大，泄水量較大，需要壩前蓄水量足夠充分。在白天光照輻射較強時，光伏電站出力水平較高，可以減小水電發(fā)電的出力。該模式是當前光水互補系統(tǒng)應(yīng)用最典型的模式，也是將來光水互補電站研究的重點。

對等模式是指光伏電站與水電站在裝機容量中所占的比例對等。白天由光伏電站作為主要電源進行供電，供給負載使用或者上傳至公共電網(wǎng)；夜間由水電站作為主要電源進行供電；當負載較大時，由光伏電站和小水電站同時供電。該模式下光伏發(fā)電及儲能系統(tǒng)承擔系統(tǒng)的調(diào)峰調(diào)頻作用，需要較大蓄電池容量，建設(shè)成本較高。

4 案例應(yīng)用與經(jīng)濟效益分析

吳迪[9]綜合考慮水電、光伏以及柴油發(fā)電等因素，建立了10 MW阿里光/水/蓄/柴互補微網(wǎng)系統(tǒng)，其裝機組成見表1。

表1 阿里地區(qū)微網(wǎng)建設(shè)方案表

針對上述方案中的光水互補模塊進行經(jīng)濟效益分析如下。

水電站裝機為9.6 MW，光伏電站為10 MW。該電站主要含蓋建設(shè)費用和后續(xù)電站維護費用。阿里地區(qū)建設(shè)成本較高，非常規(guī)值，本文以華能藏木水電站(1.88萬元/kW)、加查水電站(1.77萬元/kW)建設(shè)費用為參考，結(jié)合藏區(qū)其他水電建設(shè)費用，取水電站建設(shè)費用單價1.5萬元/kW。那么，此方案建設(shè)費用為9.6 MW×1.5萬元/kW=14 400萬元。光伏電站的建設(shè)設(shè)備包括逆變器、匯流器、控制器、電池板、光伏支架及其配件、蓄電池、避雷裝置、調(diào)控監(jiān)控室、電纜等裝置。當前光伏建設(shè)成本逐年下降，市場均價(8～12)萬元/kW，本文取10萬元/kW為計算價格。那么，10 MW的光伏電站建設(shè)費用為10 000萬元。所以，該方案總的建設(shè)費用為24 400萬元。該方案后續(xù)的維護費用，以光伏電站的使用壽命為25年(為一次性投入)計算，維護費用主要集中在設(shè)備的跟換上，此處以項目25%作為維護費用；但水電站的維護費用較高，如水輪機的保養(yǎng)維護等，此處以項目30%進行計算。那么該方案的實際投入總費用為31 220萬元。

針對該方案的效益分析，以光伏電站每天照射時間8h進行計算，光伏電站日發(fā)電量為10 MW×8 h×0.75×0.8=48 000 kW·h，其中0.75為光伏發(fā)電系統(tǒng)綜合發(fā)電效率，0.8為每天光照的有效時間效率；水電站日發(fā)電量為9.6 MW×24 h=230 400 kW·h。那么，該方案中光水互補型電站日總發(fā)電量為230 400+48 000=278 400 kW·h，折合成標準煤約111.36 t/d。按照西藏發(fā)改委給予的光伏發(fā)電單價補貼(0.3元/kW·h)，假設(shè)發(fā)電量全部被使用(民用電0.5元/kW·h、工業(yè)用電1.2元/kW·h)，則光伏電站日發(fā)電經(jīng)濟效益為48 000 kW·h×{(0.3+0.5)～(0.3+1.2)kW·h}=(38 400～72 000)元；水電站日發(fā)電經(jīng)濟效益為230 400 kW·h×0.3元/kW·h=69 120元。那么，25年該方案光水互補型電站所產(chǎn)生的總經(jīng)濟效益總額為{(38 400～72 000)+69 120}元×25×365=(98 112～128 772)萬元，為初期建設(shè)費用的(3.14～4.12)倍。根據(jù)計算，光水互補在經(jīng)濟效益上是完全可行的。

5 結(jié) 語

光水互補發(fā)電可滿足在豐水期和枯水期用電量的周期性變化、減少晝夜變化的不穩(wěn)定性；在建設(shè)和運營上，光伏電站和水電站在土建和電氣部分的建設(shè)上較多相似之處，可利用水電站開挖渣場或回填地作光伏電站用地降低成本，還可以共用輸變電裝置；在對環(huán)境影響上，建設(shè)和運營階段不產(chǎn)生新的“三廢”排放。

1)當前，在藏光伏電站與水電站建設(shè)費用已經(jīng)基本上持平，而太陽能源源不斷、清潔無污染、不受庫容、調(diào)峰等影響，優(yōu)勢明顯，可大力發(fā)展光水互補電站。

2)政府應(yīng)提高對光水互補發(fā)電技術(shù)重視程度，挖掘光水互補發(fā)電巨大市場潛力，加大高原特色光水互補技術(shù)研究，建立地方政府、高校和企業(yè)聯(lián)合工程技術(shù)中心和實驗室，大力引進新能源技術(shù)人才。

3)建議地方政府出臺有力新能源發(fā)電補貼政策，鼓勵在藏企業(yè)大力發(fā)展光水互補發(fā)電技術(shù)的研究與投入，可以華能加查和藏木水電站回填渣場建立光伏電站，搭建光水互補發(fā)電系統(tǒng)和集控運行系統(tǒng)，攻克互補發(fā)電技術(shù)各個重難點。