水光互補項目光伏并網運行增益研究

陳 述，趙金凡，陳 云，俞 越

（三峽大學 水利與環境學院，湖北 宜昌 443002）

0 引言

由于光伏出力具有的波動性和間歇性，其并網運行對電網安全穩定帶來挑戰。水電可快速啟停或調整發電出力，在調峰性能上具有優勢。依托水電站對光伏電站進行互補調節和水光聯合運行的增益進行研究，具有重要的理論意義和應用價值。

目前，許多學者利用水光互補來提高發電效率，并進行了大量的研究工作。文獻[1]針對互補發電系統存在穩態誤差的問題，提出了一種新型光伏微電網功率控制策略，實現了對互補發電系統頻率的控制和改善。文獻[2]結合金沙江上游典型水光風電站實例，提出了水光風三者聯合運行方式，解決了風電、光伏發電出力不穩定問題。文獻[3]將光伏電站作為水電站的額外機組，利用水電補償光電，優化光伏發電質量。文獻[4]，[5]為解決多能源互補聯合運行短期調度的可行性問題，建立調峰能力最大數學模型，利用模擬優化思想進行求解。文獻[6]針對水風光打捆外送系統，提出一種考慮資源約束的水電、風電和光伏配套電源的容量優化規劃方法。

現有研究主要集中在水光互補項目的運行模式、運行策略、調度優化等方面，較少涉及到水光互補項目的宏觀技術經濟分析。本文針對已建水電站對光伏電站進行實時互補運行，研究水光互補聯合運行經濟收益。考慮不同氣候條件下光電出力情況、不同典型期水電出力情況以及光伏發電標桿電價變化情況，計算各電站獨立運行的經濟收益以及水光互補聯合運行總收益，采用增量分析法對水光互補項目增益進行評價，為水光互補項目經濟評價提供理論依據。

1 水光互補項目收益

水光互補項目是在已建水電站的基礎上，與光伏電站聯合運行，通過水電站對光伏電站進行補償，達到系統的穩定運行。水光互補項目聯合運行相對于水、光電站獨立運行產生的增量收益，即為水光互補項目增益，其互補式發電結構如圖1所示。

圖1 水光互補項目發電結構示意圖Fig.1 Schematic diagram of power generation structure of water and light complementary project

1.1 水光互補獨立運行

水光互補項目獨立運行時分為水力發電和光伏發電兩部分。在水光互補項目中，水電的調節能力對光電出力的波動性和間歇性進行實時補償，水電站的發電收益為

光伏電站運行產生的收益為

式中：BL為光伏電站收益，元；W為電站裝機容量，kW；Hfp為年滿負荷發電小時數，h；η為光伏電站綜合效率；pl為光伏上網電價，元/（kW·h）；Isub為國家政策補貼，元。

1.2 水光互補聯合運行

為使組合電源的棄電量最小，對水光互補出力過程進行逐時段優化。光伏電站按照最大能力發電，通過調節水電進行出力補償調節[7]，上網電量為

式中：Esub為水光互補系統聯合調度下產生的年上網電量，kW·h；pt（i）為輸電線路第i時刻最大輸送量，kW；p（i）為光伏發電在第i時刻的最大出力，kW；f（h，p）為水電站的單獨運行時的調度規則；phy（f（h，p），i）為水電站按照既定的日調度以上規則時第i時段的出力，kW；min[pt（i），（p（i）+phy（f（h，p），i））]為第i時刻輸電線路的輸送電量，kW。

徑流是影響水電站發電的重要因素，分為枯水期、平水期、豐水期。在枯水期，水電站的出力過程產生了改變，主要原因是要滿足調度需求的組合電源出力要求，當光伏電站增大出力或者負荷需求變小時，水電站就須要減小出力，而其它時段水電站須要增加出力。在豐水期時，水電站不在擔任系統峰荷，隨流量增加，全部裝機容量轉化為基荷運行，以增加水電站發電量。此時，水電站對光伏電站無補償能力，若此時其他電源無法補償光電，則出現棄光、棄水現象，導致資源浪費。本文假設光伏電站按最大能力發電，在水電無法補償光電時，水電站按棄水計算，則水光互補項目收益為

式中：Bsum，t為水光互補系統在聯合調度下第t時段的發電收益，元；psum為上網電價，元/（kW·h）；Edro為系統發電棄水量損失，kW·h；pdro為棄水損失電價，元/（kW·h）。

光伏電站約束條件：

式中：Sp為光伏電站容量；G（sp）=0為電力系統安全準則，即水光互補電站約束方程；Spmin，Spmax為光伏容量的約束條件。

1.3 水光互補增益

在水光互補聯合運行過程中，通過水電對光伏進行實時補償，使光伏電站穩定并網運行，提高系統發電量，產生增益，增益為水光互補聯合調度下，水電站獨立運行時總發電收益，即：

式中：T為調度期內時段數；ΔB為增益值；Bh，t為水電站單獨運行下第t時段產生的發電收益。

互補增益表征，如果互補增益ΔB＞0，則表示系統受益于互補特性，且ΔB越大，互補特性越強。

2 水光互補增益評價

從水光互補系統項目成本和收益的角度進行財務分析，計算單個水電站和水光互補聯合運行兩個方案的經濟收益。運用增量分析法將水光互補聯合運行與水電站獨立運行的投資、收益進行比較，并對方案進行比選。

①增量凈現值

在電站規劃期內，按照一定的利率，計算水光互補各年效益的現值總和與成本現值總和之差為NPVd，其表達式為

式中：B為所有收益現值和，元；Bt為第t年發生的收益，元；C為所有成本現值和，元；Ct為第t年發生的成本，元；n為光伏電站壽命年限；i0為基準折現率。

若NPVd≥0，說明增量投資在經濟效果上可以接受；投資額大的方案經濟效果好，否則，增量投資不予接受，投資額小的方案經濟效果好。

②增量投資回收期

在計算過程中，考慮項目資金的時間價值，故使用動態投資回收期。增量投資回收期是指水光互補項目的增量成本須要被增量收益抵償所需的年限，其表達式為

③內部收益率

式中：ΔIRRd為內部收益率；增量內部收益率必選方案的判別準則：若ΔIRRd＞i0，則投資現值大的方案為優；反之，則投資現值小的為優。

3 案例分析

3.1 工程概況

龍羊峽水電站位于青海省黃河干流上，調節水庫同時進行年調節和日調節。光伏電站位于青海省塔拉灘上，占地面積約為9.16 km2。光伏電站建成后以330 kV電壓等級并入龍羊峽水電站，實行水光互補聯合運行，具體經濟技術參數如表1所示。

表1 水光互補電站技術經濟指標Table 1 Technical and economic indicators of hydro-optical complementary power station

3.2 水光互補項目出力分析

光電出力受晝夜交替、季節變化等因素影響，具有波動性、間歇性、隨機性3大特征，對電網的穩定運行帶來一定負面影響。選取2015-2019年光伏電站和水光互補機組出力數據進行測算。數據來源于水電公司。模擬不同天氣條件下光伏電站和水光互補的典型出力曲線如圖2所示。

圖2 3種天氣條件下光電和水光互補出力情況Fig.2 The output of photovoltaic power plants under three weather conditions

由圖2可知，光伏受太陽輻射影響日內波動較大，出力集中在8：00-18：00，13：00左右達到出力最大，不超過3×106kW。同時，受天氣條件的影響，在晴天、陰天、雨天出力明顯不同，晴天出力最大，陰、雨天出力較小且不穩定，尤為突出的是雨天，出力在0.5×106kW左右。光電出力受天氣條件變化非常明顯，特別是在惡劣的天氣環境下，若此時將光電進行并網，則會對電網的安全性造成很大影響。通過水電對光電進行補償后，水光互補電站出力曲線發生變化，晴天互補效果最好，出力最大且在14：00之后晴天和陰天的互補接近重合，雨天出力曲線也極為相似，針對不同天氣條件水電能夠很好的對光電進行補償以滿足電網的供電要求[8]。

選取2015-2019年龍羊峽水電站機組出力數據，并整理不同時間段出力均值，未互補曲線如圖3所示。水電為補償光電出力，其出力過程與光電出力過程相反，出力曲線主要呈雙峰趨勢。

圖3 龍羊峽水電站典型日出力情況Fig.3 Typical sunrise power situation of Longyangxia Hydropower Station

并入光伏后，在光電出力減小時段，水電加大出力，所以其日出力過程不再是原來的雙峰曲線，而是呈現中間低、兩側高趨勢。根據水電站的發電特性分為枯水、平水、豐水3種典型期。針對3種典型期水光互補典型日出力進行分析可知，豐水期水電站最低補償出力不足1×106kW且白天和夜晚出力呈極端狀態，平水期補償出力平穩且最高不超過5×106kW。水光互補聯合運行方式改變了水電站的出力特點，確保光電出力被電網安全消納[9]。

本文選取水電站各設計代表年日出力與光伏電站典型日出力情況相結合，分析水電站獨立運行出力情況與水光互補聯合運行出力情況，如圖4所示。

圖4 不同典型年水光互補電站出力情況Fig.4 The output of hydro-optical complementary power stations in different typical years

由圖4可知，與互補前出力相比，水光互補項目的出力明顯增加，且不同時間段增量也不同。其中，光伏發電在枯水年、平水年、豐水年并網過程中年出力分別增加了12%，9%和5%左右。這主要因為水電的流量已確定，利用水電已知出力去確定光電出力。在枯水年時，水電站出力受下泄水量約束，水電在互補前具有較大的調峰潛力，互補后，水電須要承擔由光電增加所帶來的系統調峰，以保證光電安全并網。在豐水年汛期時，水庫來水量較多，為減少棄水棄電，水電在系統中承擔調峰能力減少，因此，水電出力無法很好地補償光伏出力，導致其互補能力有所降低[10]。

3.3 水光互補項目增益分析

①電價分析

龍羊峽水電站上網電價為0.157元/（kW·h），且價格穩定不變。光電電價趨勢如圖5所示。

圖5 我國光伏發電標桿電價/指導電價變化情況Fig.5 Changes of China's photovoltaic power benchmark price/guidance price

由圖5可知，不同資源區光伏發電上網電價不同，且隨著時間的變化呈下降趨勢。水光互補光伏電站屬于II類資源區，電價變化主要在0.45～0.95元/（kW·h）。為促使光伏發電規模化發展，適當取消光電補貼，實施光伏發電平價上網項目將是未來發展的必然趨勢。

②收益分析

在水光互補項目生產運行期內，考慮不同典型年水電站獨立運行和互補后項目聯合運行兩種方案，根據水電站對光伏電站出力補償情況，計算水光互補前后發電量發生變化以及收益[12]，如圖6所示。

圖6 不同典型期下水光互補發電量及收益圖Fig.6 Hydro-photovoltaic complementary power generation and revenue graphs in different typical periods

比較水電站獨立運行和水光互補聯合運行兩個方案，計算不同典型年水光互補前后多年平均年發電量及收益，得出其年發電量增加2.06×108kW·h，年發電收益增加4.69×108元，故水光互補聯合運行項目比獨立運行帶來經濟收益更大。

③增益評價

經計算，光伏電站多年平均年上網電量為4.98×108kW·h，動態投資為1.35×103元/kW，單位發電成本為0.028元/（kW·h）。按照光伏發電項目的補貼標準，其電價補貼為2.03×108元/a，發電年收入為5.73×108元，運營期管理成本及維修費用約為8.42×105元。經過聯合運行后，水光互補電站投資回收期為9.7 a，內部收益率9.64%，且高于基準收益率。故在已建水電站的基礎上興建光伏電站實行水光互補聯合運行具有一定的可行性，不會造成投資風險，具有一定的盈利能力。

4 結論

本文基于水電和光電出力特性，考慮不同氣候條件下光電出力情況、不同典型期水電出力情況以及光伏發電標桿電價變化情況，計算各電站獨立運行的經濟收益以及水光互補聯合運行總收益，運用增量分析法對水光互補項目增益進行評價。結果表明：①針對光電出力的不確定性問題，可利用水電調整出力以補償光電實行互補調節，充分發揮水電調節啟停靈活的優勢，解決光電的不穩定問題，實現光電安全并網；②將水光互補項目聯合運行模式運用到龍羊峽水光互補項目中，并結合光電上網標桿電價變化情況，計算水光互補獨立運行和聯合運行的經濟收益，其年發電量增加2.06×108kW·h，年發電收益增加4.69×108元。由此表明水光互補聯合運行不但能夠解決光伏安全并網的難題，還提高了企業的經濟收益；③運用增益分析法對水光互補項目進行增益研究表明，實行水光互補項目具有一定的可行性。同時，也驗證了該方法的正確性和有效性。