基于旭龍水電站的水光蓄互補規(guī)劃研究

嚴凌志 侯進進 蔡淑兵 王攀

摘要：旭龍水電站位于金沙江干流上游川滇河段，周邊太陽能資源豐富，具備抽水蓄能站點資源。目前，旭龍水電站已開工建設，但周邊新能源配套開發(fā)方案尚未明確。考慮水量平衡、年棄光率等約束條件，分別構建了旭龍水電站水光互補、光蓄互補、水光蓄互補容量配置數學模型，計算分析了不同開發(fā)模式的容量配比關系，并對不同開發(fā)模式的綜合上網電價進行了分析。結果表明：枯水年情景下，年棄光率均不超過5%，水光蓄互補可配套6 210 MW光伏開發(fā)，比水光互補、光蓄互補模式配套光伏規(guī)模分別增加了4 045，3 305 MW。配置光伏裝機規(guī)模6 210 MW，水光蓄互補模式平均棄光率為7.3%，通道利用小時數5 468 h，在3種互補模式中水平居中、較為合理。此外，水光蓄互補模式一體化綜合上網電價為0.318 7元/（kW·h），比水電站本身電價降低了0.007 4元/（kW·h），提升了水電站的市場競爭力。研究成果量化了水電站和抽水蓄能電站促進新能源開發(fā)的效益，可為旭龍水電站周邊新能源資源開發(fā)規(guī)劃提供參考。

關鍵詞：抽水蓄能電站；光伏發(fā)電；多能互補；經濟性；旭龍水電站

中圖法分類號：TM612；TM615

文獻標志碼：A

DOI：10.15974/j.cnki.slsdkb.2024.05.001

文章編號：1006-0081（2024）05-0001-07

0 引言

光伏發(fā)電具有隨機性、波動性、間歇性等特點［1］，與傳統電力系統存在矛盾，是目前制約其發(fā)展的主要因素［2-4］。水電具有良好的調節(jié)能力和儲能能力［5-6］，可以與光伏發(fā)電結合，形成“水光互補”系統［7］，通過改變水電出力過程來減緩光伏發(fā)電的波動性、隨機性和間歇性等問題，并利用水電站的輸電通道將水電和光伏發(fā)電打捆送出，從而改善光伏電能質量，減少輸電線路投資成本，增加枯水期送電量，促進新能源大規(guī)模開發(fā)和消納。

當前，許多機構和研究人員開展了大量的水光互補研究和實踐［8-9］。主要思路都是在分析水光互補程度的基礎上，綜合考慮棄光率和經濟性等，圍繞單個大容量水電站求解可配置的光伏容量［10-12］。對于太陽能資源豐富區(qū)域，鑒于單個水電站調節(jié)能力和輸電通道容量有限，為將棄光率控制在合理范圍內，可配比的光伏規(guī)模有限，若能適當增加儲能設施，如新建抽水蓄能電站，可帶動更多規(guī)模光伏項目開發(fā)。但是，目前關于水光蓄聯合開發(fā)方式的研究尚處于起步階段［13-15］，水光互補、光蓄互補和水光蓄互補等不同開發(fā)方案的容量配比關系有待進一步研究。

旭龍水電站位于金沙江干流上游川滇河段，是金沙江上游河段“一庫十三級”梯級開發(fā)方案中的第12級，站址周邊大部分區(qū)域太陽能資源豐富、具備抽水蓄能站點資源。開展旭龍水電站水光蓄互補開發(fā)規(guī)劃研究，總結提出水光互補、光蓄互補和水光蓄互補等不同開發(fā)模式的容量配比關系差異。

1 旭龍水電站工程概述

1.1 工程概況

旭龍水電站位于云南省德欽縣與四川省得榮縣交界的金沙江干流上游河段，裝機容量2 400 MW，多年平均年發(fā)電量約105.14億kW·h。工程開發(fā)任務以發(fā)電為主，并促進地區(qū)經濟社會發(fā)展。水庫正常蓄水位2 302 m，死水位2 294 m，調節(jié)庫容1.26億m3，具有日調節(jié)能力。

旭龍水電站日常運行主要承擔基荷和腰荷，可根據電力系統需求進行適度調峰運行。在控制下游水位日變幅不超過1.5 m、滿足最小下泄流量要求［16］的前提下，枯水期水庫水位在正常蓄水位2 302 m至死水位2 294 m之間波動；豐水期入庫流量較大，電站主要承擔基荷，庫水位一般維持在正常蓄水位附近，保持較高水位運行。

1.2 水電出力特性

旭龍水電站壩址處徑流年內分配不均，主要集中在汛期6～10月。采用1953～2018年長系列徑流資料進行徑流調節(jié)計算，從中選取10%、50%、90%來水頻率的年份分別作為豐水年、平水年和枯水年代表年，各代表年的旬平均出力如圖1所示，汛期水電站的旬平均出力明顯高于枯期，且豐水年和平水年的旬平均出力明顯高于枯水年，與其徑流規(guī)律基本一致。

為平抑光伏發(fā)電的波動性，提高其持續(xù)性，需要水電站靈活調整自身出力過程，此處將水電站在滿足調度約束條件下其發(fā)電出力實際可以增大或減小的最大幅度，即出力變幅閾值，作為衡量其調度靈活性的指標［17］。

為滿足控制下游水位日變幅不超過1.5 m和最小下泄流量要求，旭龍水電站正常運行時日出力變幅不能過大，根據水位流量關系推算出各旬日出力變幅閾值如圖2所示。不同來水情況下旭龍水電站調度靈活性的差異主要表現在汛期，枯水年的汛期調度靈活性明顯優(yōu)于豐水年和平水年。

鑒于水光互補模式需利用水電站的輸電通道容量，為將棄光率控制在合理范圍內，水電汛期的調度靈活性是影響可配置光伏裝機規(guī)模的關鍵因素。

2 周邊新能源資源

2.1 開發(fā)潛力

旭龍水電站地處四川和云南兩省交界的金沙江干流上游河段，主要涉及巴塘縣、鄉(xiāng)城縣、得榮縣、稻城縣、維西縣等地區(qū)。其中，風能資源相對較好的區(qū)域，年平均風速在7 m/s以上，但海拔高度均超過4 000 m，受高海拔區(qū)域空氣密度較低影響，場址區(qū)域風功率密度較低，各區(qū)域實際發(fā)電能力受到較大影響?？紤]到目前具備商業(yè)化應用價值的超高海拔風電機組技術尚不成熟，且區(qū)域內生態(tài)紅線、風景名勝區(qū)與可開發(fā)風電場區(qū)重合度較高，暫未規(guī)劃風電項目。

旭龍水電站周邊大部分區(qū)域太陽能資源豐富，其中，四川側太陽能資源年總輻射量高于6 000 MJ/m2，云南側迪慶州區(qū)域內太陽能資源年總輻射量為5 500～6 000 MJ/m2。在排除生態(tài)紅線、基本農田、國家公益林等制約因素的前提下，可規(guī)劃光伏總裝機容量18 100 MW，其中四川側可規(guī)劃13個項目總裝機容量13 700 MW，云南側可規(guī)劃9個項目總裝機容量4 400 MW。

2.2 光伏出力特性

結合氣象資料逐時模擬規(guī)劃光伏電站8 760 h出力過程，設計年利用小時數1 668 h，月平均出力如圖3所示，各月的日平均出力過程如圖4所示。各月日平均出力過程規(guī)律較為一致，整體呈現春、秋、冬季出力較大，而夏季相對較低的規(guī)律，其中12月平均出力最大，7月平均出力最小。

統計各時刻出力最大值、最小值和平均值（圖5），光伏電站一般在中午12∶00～14∶00出力達到峰值，20∶00至次日5∶00出力為0，受晝夜影響較大。光伏電站最大出力僅約為裝機容量的90%，主要因為太陽能與電能、直流與交流等轉化存在能量損耗［18］。

統計日內相鄰時段的最大出力變幅，如圖6所示，13∶00左右的出力變幅最大，出力系數差異可達0.7左右，即與12∶00時的出力相比，13∶00時光伏發(fā)電的出力增加值或減小值可以達到裝機規(guī)模的70%。隨著光伏裝機規(guī)模的增加，其相鄰時刻出力變化程度雖然不變，但數值會變大，對靈活調節(jié)電源的需求也隨之增加。因此，為促進更大規(guī)模的光伏項目開發(fā)，需要考慮進一步增加靈活調節(jié)電源。

3 研究思路與計算原則

3.1 研究思路

為分析說明水光互補、光蓄互補、水光蓄互補等不同開發(fā)方案的差異，在滿足棄光率和水庫調度等約束條件的前提下，分別構建水光互補、光蓄互補、水光蓄互補容量配置數學模型，分析提出水光蓄配比差異。

對于水光互補開發(fā)方案，以可配置光伏裝機規(guī)模最大為優(yōu)化目標，將水光互補的容量配置優(yōu)化問題抽象為線性規(guī)劃數學模型。對于光蓄互補、水光蓄互補開發(fā)方案，構建雙層嵌套數學模型，外層采用二分法試算最大可配置光伏規(guī)模；內層以光蓄或水光蓄總發(fā)電量最大為優(yōu)化目標，將光蓄或水光蓄聯合運行優(yōu)化問題抽象為混合整數線性規(guī)劃數學模型。上述線性規(guī)劃數學模型和混合整數線性規(guī)劃數學模型均采用開源求解器GLPK （GNU Linear Programming Kit）求解［19］。

3.2 水光蓄互補原則

水光蓄互補的核心是依托水電站、抽水蓄能電站啟停迅速、調節(jié)靈活、跟蹤負荷能力強的特點，對光伏發(fā)電的日內波動進行互補［20］，并利用水電站、抽水蓄能電站輸電通道，將電力打捆送出。本文按照以下原則進行水光蓄互補分析。

3.2.1 旭龍水電站調度

（1） 根據旬平均徑流和調節(jié)庫容考慮水量平衡約束；

（2） 旭龍水電站具備日調節(jié)性能，水光互補或水光蓄互補應以日內互補平衡為主，不改變水庫年內運行方式，即互補前后各代表年的旬平均出力不變；

（3） 滿足各月最小生態(tài)流量要求；

（4） 控制壩下游日水位變幅不超過1.5 m；

（5） 單機穩(wěn)定最小出力按機組額定容量的45%考慮。

3.2.2 抽水蓄能電站調度

根據初步規(guī)劃分析，旭龍水電站周邊具備抽水蓄能站點資源，初擬裝機容量1 200 MW、連續(xù)滿發(fā)小時數6 h。模擬抽水蓄能電站調度運行時，規(guī)定只可利用棄光儲能。

3.2.3 輸電通道容量

本文分析不同情況下輸電通道容量分別為：① 水光互補時，按水電站裝機容量控制打捆電力的最大送出能力；② 光蓄互補時，按抽水蓄能電站裝機容量控制打捆電力的最大送出能力；③ 水光蓄互補時，按水電站和抽水蓄能電站總裝機容量控制打捆電力的最大送出能力。

3.2.4 棄光率

鑒于本文的互補開發(fā)是依托于水電建設，不宜額外增加棄水，當打捆電力超過最大送出能力時，優(yōu)先考慮棄光。

3.2.5 調峰

水光互補、光蓄互補或水光蓄互補時，打捆電力應不增加系統調峰壓力，即不增加各日剩余負荷的最大峰谷差。

3.2.6 計算步長

水光互補或水光蓄互補時，水電站出力過程考慮豐、平、枯不同水文代表年共3種情景，按照全年8 760 h逐小時時間尺度進行互補計算。

4 水光蓄容量配比

4.1 水光互補

水光互補開發(fā)方案各水文代表年的容量配置成果如表1所示。在滿足前文所述的旭龍水電站調度、輸電通道容量、調峰等方面約束條件的前提下，僅枯水年可控制全年棄光率不超過5%，求解得到旭龍水電站可配置最大光伏裝機規(guī)模為2 165 MW，水、光容量比為1∶0.9。對于豐水年和平水年，來水增加，輸電通道容量不變，水電出力相應加大，故光伏可利用的送出通道容量減小，棄光率增加。若配置2 165 MW光伏電站，在滿足前文所述的旭龍水電站調度、輸電通道容量、調峰等方面約束條件的前提下，豐水年、平水年的全年棄光率分別達到了26.1%、18.8%。

4.2 光蓄互補

光蓄互補開發(fā)方案的容量配置成果如表2所示。抽水蓄能電站的調度靈活性不受來水條件限制，在滿足前文所述的抽水蓄能電站調度、輸電通道容量、調峰等方面約束條件的前提下，控制全年棄光率不超過5%，求解得到可配置最大光伏規(guī)模為2 905 MW，抽水蓄能、光伏的容量比為1∶2.4。

4.3 水光蓄互補

在滿足前文所述的旭龍水電站調度、抽水蓄能電站調度、輸電通道容量、調峰等方面約束條件的前提下，各水文代表年均可控制全年棄光率不超過5%，水光蓄互補開發(fā)方案的容量配置成果如表3所示，枯水年可配置最大光伏裝機規(guī)模為6 210 MW，其中水電、光伏的容量比為1∶2.6；平水年可配置最大光伏裝機規(guī)模為5 805 MW，其中水電、光伏的容量比為1∶2.4；豐水年可配置最大光伏裝機規(guī)模為5 520 MW，其中水電、光伏的容量配比為1∶2.3。若各代表年均配置6 210 MW光伏、抽水蓄能電站規(guī)模為1 200 MW，如表4所示，在滿足前文所述的旭龍水電站調度、輸電通道容量、調峰等方面約束條件的前提下，豐水年、平水年的全年棄光率分別達到了9.4%、7.5%。

4.4 結果分析

在滿足旭龍水電站調度、輸電通道容量、調峰等方面約束條件的前提下，枯水年場景中，年棄光率均不超過5%，水光互補模型可配置的光伏裝機規(guī)模為2 165 MW，光蓄互補模型可配置的光伏裝機規(guī)模為2 905 MW，水光蓄互補模型可配置的光伏規(guī)模為6 210 MW，增加抽水蓄能電站在可配套光伏規(guī)模方面產生了“1+1>2”的效果。

水光互補方式主要為白天光伏大發(fā)時段水電減小出力為新能源讓出輸電通道，夜間或光伏出力降低時水電根據電力系統需要加大出力。汛期水電對光伏的互補能力較弱，光伏主要利于水電富余輸電通道入網。在不額外增加棄水調峰的原則下，配套2 165 MW光伏的水光互補電源組合平均年棄光率為16.6%。在水光互補模型中加入抽水蓄能電站（即水光蓄互補模式），抽水蓄能電站不僅自身可以互補光伏并提供送出通道，還可將部分超出水電通道能力的光伏進行儲能，從而增加新能源消納率，配套6 210 MW光伏的水光蓄互補電源組合平均年棄光率為7.3%。綜上所述，水光蓄互補開發(fā)模式不僅能進一步提升可配套光伏規(guī)模，也有助于提升光伏入網消納率。

5開發(fā)方案經濟性分析

5.1 基本參數

以各互補方案的綜合上網電價作為財務指標，按照上網電量進行加權平均計算，其中光伏發(fā)電上網電價按照8%資本金財務內部收益率進行測算，抽水蓄能電站按資本金財務內部收益率6.5%測算其容量電價［21］。水電上網電價采用旭龍水電站可研報告設計成果。

參考同類工程，光伏電站按單位kW投資3 600元計，建設期2 a，運行期25 a；抽水蓄能電站按單位kW投資5 500元計，建設期6 a，運行期40 a。一體化綜合開發(fā)成本暫不考慮遠距離輸電通道成本，但考慮內部電源接入成本，結合周邊地區(qū)其他電力工程設計概算，光伏項目接入成本根據不同距離按180～240元/kW考慮。

5.2 上網電價

根據容量配置優(yōu)化得出的水電站、光伏電站和抽水蓄能電站裝機規(guī)模、電量，按照上述原則計算得到水光蓄互補、水光互補、光蓄互補這3種開發(fā)模式的綜合上網電價，如表5所示。旭龍水電站自身電價為0.326 1元/（kW·h），水光蓄互補和水光互補開發(fā)模式的綜合上網電價分別為0.318 7，0.308 0/kW·h，比水電站本身電價分別降低了0.007 4，0.018 1元/（kW·h），提升了水電站的市場競爭力，且均低于四川電網燃煤發(fā)電基準價（0.401 2元/（kW·h））；光蓄互補開發(fā)模式的綜合上網電價為0.410 7元/（kW·h），高于四川電網燃煤發(fā)電基準價。

6 結論

（1） 旭龍水電站具備日調節(jié)性能，周邊太陽能資源豐富、開發(fā)條件較好，可按水、光容量配比1∶0.9配套開發(fā)光伏電站，利用水電調節(jié)能力和剩余通道，實現水光互補打捆送出，增加清潔能源電量供應。但對于平水年和豐水年，由于水電出力相比枯水年明顯增加，在不額外增加棄水調峰的前提下，水光互補模式的棄光率由4.9%增加至18.8%～26.1%。平均來看，水光互補模式可開發(fā)光伏2 165 MW，水光合計平均年發(fā)電量共135.28億kW·h，相應通道利用率5 637 h，棄光率16.6%。

（2） 抽水蓄能電站的調度靈活性不受來水條件限制，可按抽水蓄能、光伏裝機配比1∶2.4促進光伏開發(fā)，且能滿足不增加電力系統調峰壓力、全年棄光率不超過5%等約束條件。1 200 MW抽水蓄能電站可帶動2 905 MW光伏開發(fā)，光蓄合計年發(fā)電量共43.03億kW·h，相應通道利用率3 586 h，棄光率4.9%。

（3） 若以水光蓄一體化的形式開發(fā)，根據周邊抽水蓄能電站資源情況，考慮配套建設1 200 MW抽水蓄能電站，可帶動6 210 MW光伏開發(fā)，水電、光伏的容量比為1∶2.6，水光蓄合計平均年發(fā)電量共196.85億kW·h，相應通道利用率5 468 h，棄光率7.3%。

（4） 旭龍水電站上網電價為0.326 1元/kW·h，通過水光蓄互補或水光互補模式配套開發(fā)周邊清潔能源資源，上網電價分別為0.318 7，0.308 0元/（kW·h），比水電站本身電價分別降低了0.007 4，0.018 1元/（kW·h），提升了水電站的市場競爭力。

綜合帶動新能源開發(fā)規(guī)模、通道利用率、一體化綜合上網電價和調節(jié)電源靈活性等因素來看，建議考慮采取水電、抽水蓄能、光伏互補開發(fā)模式，對光伏開發(fā)規(guī)模的促進作用不僅達到“1+1>2”的效果，還可以保證電源組合在豐、平、枯3種來水場景中均能實現年棄光率維持在較低水平，且一體化綜合上網電價低于水電站本身電價，具備一定的市場競爭力。

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編輯：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：國家重點研發(fā)計劃“水工程協同聯合防洪調度技術”（2021YFC3200302）；長江勘測規(guī)劃設計研究有限責任公司自主創(chuàng)新基金“面向新能源消納的風光水儲一體化開發(fā)規(guī)劃技術”（CX2021214—1）

作者簡介：嚴凌志， 女， 工程師， 碩士， 主要從事水能規(guī)劃、 多能互補與水庫調度研究。Email：yanlingzhi@cjwsjy.com.cn.