雅礱江水風光互補與梯級水庫協調運行研究

何 思 聰

(中國電建集團成都勘測設計研究院有限公司，四川 成都 610072)

1 概 況

雅礱江流域水能、風能和太陽能資源富集，風光資源的總規劃規模5 692萬kW，兩河口及以下總規模為2 116萬kW(風電978萬kW，光伏1 138萬kW)。雅礱江干流中下游有兩河口、錦屏一級、二灘三大控制性水庫，孟底溝、官地等日調節電站調節庫容也較大，水電整體調節性能強，是優質的儲能電站。水風光互補運行可發揮水電的調節能力和儲能作用，平抑風光波動，有效減少棄風棄光，提高新能源電能品質，保障新能源規?；_發。

當前，國內外對于水風光互補運行對多個梯級水庫協調運行的研究相對較少，也缺乏系統性的論證與研究。水風光互補運行以后，水電站日內水庫調度運行方式將發生較大改變，而雅礱江干流各梯級相互銜接，水力聯系緊密，各梯級日內調度運行所需的調節庫容也相互影響。本研究在開展水風光互補運行及系統電力電量平衡計算的基礎上，研究水風光互補運行時梯級水庫運行的特性，分析干流梯級水庫是否能夠協調運行，明確梯級水庫之間如何協調運行。

2 水風光互補運行的特性分析

2.1 水風光互補接入方案

水風光互補包括新能源接入水電站和接入電網這兩種接入方式。對于風光接入水電站互補，即水風光一體化，可通過水電靈活調節風光出力，形成優質穩定的打捆出力后接入電網，送出高質量的電能[1]；對于風光直接接入電網互補，需通過電網中的水電等電源的調節[2]，平抑風光出力波動，需要電網具有較強的調峰能力[3]。本文重點研究第一種互補方式。

結合流域水風光資源情況，參與水風光互補的水電站為兩河口、孟底溝、楊房溝、卡拉、官地、二灘和錦屏一級，并在雅礱江流域水風光互補清潔能源基地規劃、雅礱江流域水風光一體化可再生能源綜合開發基地研究、四川電網發展規劃等相關研究的基礎上，提出了初步可行的風光接入方案(表1)。

表1 雅礱江水風光互補接入方案

水風光互補的7個水電站共計1 722萬kW，可接入1 266萬kW的新能源，包括584萬kW的風電和682萬kW的光伏，水風光規模比例為1∶0.34∶0.4。同時流域還有1 051萬kW的新能源接入電網。

2.2 水風光互補計算基礎

基于上述方案，以電力電量平衡計算為基礎，開展電力電量平衡計算，分析整體互補電源的日內運行特性。

2.2.1 規劃水平年

結合雅礱江水電開發進展及四川省電力系統發展需求等綜合分析，并與國民經濟和社會發展2035遠景年契合，擬訂本次研究規劃水平年為2035年。

2.2.2 負荷預測

結合四川省區域經濟及電力系統發展現狀，參考“十四五”電力能源發展規劃相關研究成果，預測2025、2030年和2035年的最大負荷分別達到6 550、7 700和8 800萬kW(表2)。

表2 四川省電力系統負荷預測

2.2.3 電源規劃

全面梳理規劃水電的開發建設條件，合理擬定2021～2035年水電電源安排時序。到2025年全省水電裝機達到1.05億kW，2030年達到1.19億kW，2035年達到1.26億kW。其中各水平年供電四川電網的規模分別約為7 930萬kW、9 100萬kW和9 730萬kW。

根據四川省現有風能、太陽能發展規劃，梳理風電、光伏開發時序，規劃2035年四川省風電裝機規模1 800萬kW，其中雅礱江流域風電裝機1 028萬kW；規劃2035年四川省太陽能發電裝機規模2 700萬kW，其中雅礱江流域太陽能發電裝機1 289萬kW。

2020年底全省火電裝機容量1 570萬kW。結合國家清潔能源發展要求，預計2030年、2035年燃煤火電裝機容量可控制在1 700萬kW左右。

四川省電源規劃見表3。

表3 四川省電源規劃

2.2.4 外送規劃

隨著雅中直流線路的建成投運，四川電網與區外電網呈“5直+8交”的外送格局，至2035年，送電能力最高達到3 850萬kW，扣除金沙江界河直送省外后的川電外送規模為2 320萬kW。四川省電力外送規劃見表4。

表4 四川省電力外送規劃

2.2.5 水風光互補運行原則

風光電站接入水電作為整體接受系統調度，按水電站裝機容量作為控制互補的最大送出功率，水風光共同利用水電站的送出線路[4]。

利用水電站啟停迅速、運行靈活、跟蹤負荷能力強的特點，通過水電站的調節能力平抑風光波動[5]，對風電光伏的日內波動進行互補，在風電光伏出力大時減少水電出力，風電光伏出力小時增加水電出力，共同滿足電力系統需求及保持整體送出出力穩定[6]。水風光互補運行需遵循水量平衡的原則。

當水風光打捆電源的月平均出力超過水電裝機容量時，以不影響水電出力為原則，適當棄風棄光，初步按照相同比例棄風和棄光考慮[7]。當水風光互補電源月平均出力高于系統負荷需求時，按照同比例原則棄風棄光棄水。

2.3 水風光互補運行特性

基于上述方案，開展電力系統電力電量平衡計算，分析雅礱江水風光互補整體電源(7個水電站、1 266萬kW新能源)的日內運行特性。

從在日內出力過程來看，風電較均勻、晚上出力較高[8]；光伏晚上不發電、下午發電峰值高；水電可在日內靈活調節。水風光互補運行，可充分利用雅礱江水電的調蓄能力平抑風光日內波動，根據風光出力特性進行調節，滿足日內負荷高峰和低估時段的不同需求。

選擇枯水年的8月和12月進行日內互補計算分析，雅礱江水風光互補電源日內出力(圖1、圖2)。

圖1 雅礱江水風光互補電源日內出力過程(枯水年8月)

圖2 雅礱江水風光互補電源日內出力過程(枯水年12月)

分析表明，水風光互補日內出力與負荷需求特性表現出較好的一致性，對系統的適應性良好。風光出力在10～17點相對較高，水電出力略有降低，以實現水風光互補。在負荷高峰18～19點，水電出力增加，以滿足系統的高峰期負荷需求。

3 水風光互補對梯級水庫協調運行的影響

3.1 梯級水庫協調運行分析基礎

水風光互補運行以后，水電站日內水庫調度運行將發生較大改變[9]。雅礱江各梯級電站相互銜接，聯系緊密，上下游出庫流量的變化，對各電站所需的調節庫容也有所影響。從上下游梯級流量匹配、水庫水位變化、日調節庫容要求等方面出發，分析水風光互補運行對水庫日內調度運行的影響，及各梯級電站的適應性[10]，很有必要。

3.1.1 基礎資料

系統枯水年(1959～1960)、平水年(1964 ～1965)雅礱江各梯級電站壩址天然流量；系統枯水年、平水年梯級電站水利動能計算基本參數及調節計算成果(主要包括特征水位、調節庫容、水位庫容曲線、入庫流量、出庫流量、月平均水頭、月平均出力等)；系統枯水年、平水年電力電量平衡及水風光互補的運行成果。

3.1.2 計算原則與方法

根據電力電量平衡及水風光互補運行成果，提取電站各月典型日出力的過程，進行日內徑流調節計算，分析各電站所需的日調節庫容，判斷水庫是否能夠協調運行，研究水風光互補運行對水庫日內調度運行的影響。由于龍頭水庫兩河口電站具有多年調節能力，調節庫容巨大，水庫適應性強，因此主要分析兩河口以下的梯級水庫。

3.1.3 分析方案

風光出力特性變化較大，不同的風光出力典型會影響水風光互補結果，考慮風光出力分別采用保證容量典型出力(95%)、負荷相反典型出力(與系統負荷特性相反)2種代表性出力，分析對梯級水庫協調運行的影響程度。

3.2 水風光互補對梯級水庫協調運行的影響分析

在不制定任何梯級協調運行規則情況下，進行水風光互補運行及電力電量平衡計算。分析水庫運行所需的最大日調節庫容，結果見表5。

表5 水風光互補梯級水庫日內運行所需最大調節庫容(不制定梯級協調運行規則)

無論風光采用何種出力方式，水風光互補運行后，牙根一級、錦屏二級、桐子林水電站均會出現日內調度運行時所需最大調節庫容大于梯級本身調節庫容的情況，即上述幾個電站會出現棄水，上下游梯級水庫難以協調運行。其余電站調節庫容足夠大，均能滿足水庫協調運行[11]。

在不制定梯級協調運行規則時，風電、光伏采用不同出力方式，對各梯級電站所需的最大日調節庫容有一定的影響，但未表現出較為可循的規律[12]。

分析原因可知，未接入風光情況下，各梯級電站的設計引用流量與調節庫容是匹配的[13]。但接入風光進行互補后，水電站需適應風光出力波動的變化，改變自身的出力過程，日內下泄水量分配發生變化。上游出庫流量變化，會改變下游的入庫流量，對水庫運行所需的日調節庫容也有所影響。

當水電站接入風光規模較大，或者風光出力波動較大時，可能導致水電站出力變化波動變大，發電流量相應波動變化增大，從而出現所需調節庫容大于本身調節庫容的情況，使得梯級之間難以協調運行。

4 梯級水庫協調和梯級同步運行規則

4.1 梯級水庫協調運行規則

考慮風光出力分別采用2種代表性的出力情況，并考慮不制定任何協調運行規則、制定相應的協調運行規則2種情景分別進行計算，分析水電站所需的最大日調節庫容(表6)。

表6 水風光互補梯級水庫日內運行所需最大調節庫容

若不制定協調運行規則，無論風光采用何種出力方式，互補之后，牙根一級、錦屏二級、桐子林電站均會出現所需最大日調節庫容大于梯級本身調節庫容的情況。而其他水電站自身調節庫容相對較大，即使水風光互補，所需日調節庫容均小于本身調節庫容。

上下游梯級共同調度運行決定了調節庫容需求[14]，因此，分別對兩河口-牙根一級、錦屏一級-錦屏二級、二灘-桐子林這3組電站，以日內水庫運行所需的庫容小于或等于電站本身的調節庫容，且以水庫不棄水為目標，在電力電量平衡中，設置相應的約束條件，制定協調運行規則，如上下游梯級同步發電運行、控制上游梯級調峰時間等規則，使得各梯級電站充分利用調節庫容，梯級之間協調運行。

在制定協調運行規則之后，牙根一級、錦屏二級、桐子林所需最大日調節庫容均小于梯級本身調節庫容，均能滿足協調運行要求。

由于水風光互補運行影響，個別上下游梯級組合之間會出現水庫無法協調運行而導致棄水的情況。但研究表明，可以通過制定相應的協調運行規則，包括上下游梯級同步發電運行、控制上游梯級調峰時間等，對梯級電站水庫調度運行加以一定的約束，使電站能充分利用調節庫容，做到梯級之間協調運行不棄水。

兩種約束規則分別用兩河口與牙根一級、錦屏一級與錦屏二級為例加以說明。

4.2 上下游梯級同步發電運行規則

以兩河口、牙根一級這組梯級為代表。在沒有水風光互補時，兩河口是電力系統中重要的調峰電源。牙根一級與之聯合運行，進行反調節，下泄基荷流量在滿足生態要求前提下，可與兩河口聯合參與調峰運行。

兩河口電站接入大量風電、光伏后，日內出力過程發生了較大變化。為平抑風光波動，兩河口在風光出力較小時段(24 h～7 h)加大出力，在風光出力較大時段(11 h～19 h)減小出力。當不對牙根一級的同步運行進行約束時，牙根一級個別月份(以風光保證容量出力典型、平水年3月為例)所需日調節庫容大于梯級本身的調節庫容。兩河口水風光互補典型日出力過程、牙根一級出力過程、牙根一級出庫入庫流量及調節庫容變化過程見圖3。

圖3 兩河口-牙根一級水庫協調運行分析(無協調運行規則)

牙根一級沒有與風光進行互補，在無同步運行規則，低谷時段(24 h～7 h)僅維持35%單機出力基荷，以滿足下泄生態流量要求，在高峰時段根據系統要求調峰，發揮容量作用。牙根一級的入出庫流量過程差異較大，水庫調節所需要的日調節庫容約2 411萬m3，超出了本身的調節庫容(1 659萬m3)。

為了使得牙根一級水庫能夠協調運行，需對牙根一級制定相應的規則，使其與兩河口盡量同步運行。具體方法為：在電力電量平衡計算中，參照兩河口的出力過程，對牙根一級切負荷平衡出力進行逐步調整，并滿足牙根一級日內平均出力、工作容量等邊界約束。

在對牙根一級制定同步運行規則后，牙根一級水庫所需要的日調節庫容約1 633萬m3，小于本身的調節庫容(1 659萬m3)。兩河口水風光互補典型日出力過程、牙根一級出力過程，牙根一級出庫入庫流量及庫容變化過程，見圖4。

圖4 兩河口-牙根一級水庫協調運行分析(有協調運行規則)

將圖3、圖4對比分析，在遵循協調運行規則之后，牙根一級與兩河口電站可基本同步運行。

對其他上下游銜接緊密的梯級組合，同樣可通過制定相應的同步運行規則，使下游梯級與上游梯級同步運行，水庫能夠協調運行。

4.3 控制上游梯級調峰時間規則

以錦屏一級、錦屏二級這組梯級為例。無梯級協調運行規則時，錦屏一級水風光互補典型日出力過程(以風光負荷相反出力典型、平水年7月為例)，錦屏二級出力過程、錦屏二級出庫入庫流量及庫容變化過程見圖5。

圖5 錦屏一級-錦屏二級水庫協調運行分析(無協調運行規則)

錦屏一級為適應風光出力波動，在1 h～13 h時段，出力較小且波動變化大，與此同時，錦屏二級在該時段出力過程變化不大。而在17 h～23 h，錦屏一級出力較大且平穩，連續調峰時間長。錦屏二級需要936萬m3日調節庫容，超出本身的調節庫容(496萬m3)。

對于這種情況，可適當控制錦屏一級電站調峰時長，提高錦屏一級低谷時段的出力，使錦屏二級電站滿足調節庫容限制要求。具體方法為：縮短錦屏一級調峰時長，并提高非調峰時段的出力。

調整后錦屏一級水風光互補典型日出力過程(風光負荷相反出力典型、平水年7月)、錦屏二級出力過程、錦屏二級出庫入庫流量及庫容變化過程如圖6。

對比圖5和圖6，在控制調峰運行時間這一協調運行規則約束下，錦屏一級和錦屏二級運行更加協調，錦屏二級需要日調節庫容493萬m3，略小于本身調節庫容(496萬m3)，水庫能夠正常運行。

5 結 語

雅礱江流域水能、風能和太陽能資源豐富，區位優勢突出，有利于建設全流域的“水風光互補”清潔能源示范基地，充分利用水電站群調節性能，平抑風電、光伏的不穩定性，實現三種清潔能源的優化利用。水風光互補電源的日內出力與負荷需求特性表現出較好的一致性，對系統的適應性良好。

雅礱江各梯級電站相互銜接，聯系緊密，水風光互補運行后會改變上下游梯級的入庫、出庫流量過程，對各梯級電站和水庫日內調度運行產生較大影響。各個梯級組合之間可能會出現水庫無法協調運行而導致棄水的情況。

研究表明，無論在何種風光出力典型下，均可以制定相應的協調運行規則，如下游梯級與上游梯級同步發電運行、控制上游梯級調峰時間等，對梯級之間調度運行加以一定的約束，使各梯級電站能夠充分利用本身的調節庫容，做到水風光互補之后，水庫協調運行不棄水。