新能源對清江梯級電站運行影響分析研究

劉 曉，黃 迪，趙 軍

(湖北清江水電開發有限責任公司，湖北 宜昌 443000)

0 引 言

2020年，我國正式提出“雙碳”目標，預計到2030年爭取實現碳達峰戰略目標，2060年爭取實現碳中和戰略目標[1-2]。在“雙碳”目標引領下，加速構建以新能源為主體的新型電力系統[3-5]，是重塑我國能源體系的根本路徑。與常規電源相比，新能源出力具有顯著的間歇性、波動性、隨機性特點[6-8]，隨著新能源的大規模并網，給電網的安全穩定運行帶來一定的沖擊。水電作為一種清潔能源，具有調節容量大、調節性能良好等顯著優點，可充分彌補新能源出力的不確定性[9-11]。

目前，國內針對新能源消納以及多能互補聯合發電調度運行有大量研究成果，文獻[12]以雅礱江下游流域水風光一體化多能互補示范基地為研究對象，提出水風光多能源集總式調度運行模式；文獻[13]以瀾滄江流域為研究對象，探索建設水風光多能互補基地的優勢；文獻[14]以金沙江下游水風光清潔能源互補基地為研究對象，建立以新能源裝機規模最大、新能源及水電棄電量最小為目標的多能互補系統新增新能源裝機規模計算模型。

清江梯級作為華中電網中調節性能良好的調峰、調頻電站，必然承擔著與新能源互補調度運行的責任。但目前國內鮮少有關于清江梯級電站和新能源互補方面的研究。針對上述現狀，本文結合目前已有的一些研究成果，考慮水、風、光發電出力特性，建立清江梯級水電與風電、光伏互補運行情況下的出力模型，探索新型電力系統下清江梯級電站的出力特性以及面臨的形勢，為后期進一步探索互補運行下的清江梯級水庫各期水位控制策略奠定基礎。

1 研究背景與意義

1.1 流域及電站概況

清江流域橫貫湖北省西南部，位于東經108°35′～111°35′與北緯29°33′～30°50′之間的副熱帶地區。干流全長423，總落差1 430 m，流域面積為17 000 km2。

清江自上而下建有水布埡、隔河巖、高壩洲3個梯級電站。其中水布埡電站裝機容量1 840 MW，是湖北省乃至華中地區不可多得的具有多年調節性能的水電站。隔河巖電站裝機容量1 212 MW，具有年調節能力。高壩洲電站裝機容量270 MW，是隔河巖的反調節電站，具有日調節能力。

1.2 湖北新能源開發前景

湖北風能處于Ⅳ類資源區，太陽能處于Ⅲ類資源區，根據湖北省氣象局對全省風能和太陽能資源儲量核算結果，全省風能資源可開發總量4 620萬kW；全省光伏發電理論可開發量55.89億kW，按保守型計算(取3%計算面積可開發率)，光伏發電技術可開發量1.68億kW，按激進型計算(取10%計算面積可開發率)，光伏發電技術可開發量5.59億kW。從資源儲量來看，湖北地區光伏發電潛力將明顯超過風電。

1.3 近年來新能源對清江的影響

近年來，隨著新能源裝機的大幅增長及大規模并網運行，對清江梯級水電站的運行方式影響已逐漸凸顯。

2021年、2022年，在汛前水位消落的關鍵期3月～5月，清江梯級頻繁出現無法按照計劃發電的情況，主要原因一方面是這段時間電網負荷需求不算高，另一方面是新能源出力較大，清江為新能源調峰，導致清江外送通道頻繁受限。受此影響，梯級水庫汛前水位消落進展較預期變緩，為水庫防洪度汛安全帶來一定隱患。

根據能源發展規劃，未來新能源裝機規模將不斷擴大，對清江梯級水庫運行方式會帶來更加明顯的影響，為此需要探索與新能源互補運行下的清江梯級電站運行特性，并為進一步調整梯級水庫的調度策略奠定基礎。

2 理論分析

2.1 風電出力特性研究

風力發電是將風的動能轉換成電能，風速是影響風機輸出功率的重要因素。由風速確定的風力發電機的輸出功率可以用以下分段函數[15]表示。

(1)

式中，NWP(t)為t時段風機出力；v(t)為t時段風速；vin為風機切入風速；vout為風機切出風速；vr為風機額定風速；NWP.r為風機額定出力。設風機額定出力為1 MW，則NWP(t)可視為1 MW風電裝機容量產生的功率。

2.2 光伏出力特性研究

光伏電站是將太陽光輻射能轉換成電能，光伏面板的輸出功率主要取決于溫度和太陽輻射強度，可以描述為如下函數[16]

(2)

(3)

式中，Nps(t)為t時段光伏發電機組出力；IPV為光伏機組額定裝機容量；Hs(t)為t時段輻射強度；HSTC為標準測試條件下輻射強度，這里取1 000 W/m2；Ts(t)為t時段面板溫度；TSTC為標準測試條件下溫度，25 ℃；Ta(t)為t時段地表溫度；Ts，TETC為標準測試下面板溫度，47 ℃；Ta，TETC為估算測試條件下環境溫度，20 ℃；HTETC為估算測試條件下輻射強度，這里取800 W/m2；c1為降額系數；c2為功率溫度系數。目前典型的光伏面板c1、c2分別是93%/℃、-0.5%/℃。設光伏機組額定裝機容量為1 MW，則Nps(t)可視為1 MW光伏裝機容量產生的功率。

2.3 互補運行下水電發電能力研究

以清江梯級龍頭電站水布埡為研究對象，研究互補運行下水布埡發電能力，建立水布埡電站與風電、光伏互補運行下的出力模型為

Hp，SBY(t)=Lq，SBY(t)-ICWPNWP(t)-ICPVNps(t)

(4)

(5)

式中，Hp，SBY(t)為t時段水布埡最大可發出力；Lq，SBY(t)為t時段水布埡外送線路最大限制出力；ICWP為與水布埡共用外送線路的風力發電裝機容量值；NWP(t)為t時段風電機組單位裝機出力；ICPV為與水布埡共用外送線路的光伏發電機組裝機容量值；Nps(t)為t時段光伏機組單位裝機出力；ESBY為水布埡日最大發電量；T為時刻，這里取23∶00。

3 計算成果

3.1 水布埡近區風電出力分析

以水布埡近區2020年、2021年風速數據為研究對象，數據來源為NASA氣象數據(網址https：∥disc.gsfc.nasa.gov)，經緯度范圍為東經109.67°-111°，北緯30.25°-30.75°，對其進行處理后，確定分月、分時水布埡近區平均風速，見表1。

表1 水布埡近區平均風速 m/s

目前常見的風力發電機其切入風速一般是2.5～3 m/s，額定風速為8～12 m/s，切出風速19～25 m/s。取明陽MYSE3.0型號風機參數作為計算依據，其切入風速為2.5 m/s，額定風速為8.5 m/s，切出風速為20 m/s，額定裝機容量取單位裝機(1 MW)，可計算出每單位裝機對應的風電出力，見表2。

表2 水布埡近區單位裝機風電平均出力 MW

由表2可以看出，水布埡近區風電季節性差異不算明顯，但是日內出力呈現相對明顯差異。日內風電出力在13∶00～20∶00出力水平相對較低，在其他時間段出力水平整體較高。

3.2 水布埡近區光伏發電出力分析

以水布埡近區2020年、2021年輻射強度、地表溫度數據為研究對象，數據來源與經緯度范圍同上述風速數據一致，額定裝機容量取單位裝機(1 MW)，可計算出每單位裝機對應的光伏發電出力，見表3。

表3 水布埡近區單位裝機光伏發電平均出力 MW

由表3可以看出，在太陽輻射較強的5月～8月，光伏出力最大；其次是3、4、9月，光伏出力也相對較大，1、2、10、11、12月，光伏出力相對較弱。日內，受太陽輻射影響，10∶00～15∶00光伏出力較大，7∶00～10∶00、15∶00～18∶00光伏出力較小，其他時間光伏基本沒有出力。

3.3 互補運行下水布埡最大發電能力分析

水布埡位于華中電網500 kV電網架構中，其通過水漁I回、II回線路接入漁峽變，再通過恩漁線、漁興線、漁宜線以及漁朝線(在建)與外部電網產生聯系。計算時水布埡外送線路最大限制出力以水漁I回、II回線路最大容量(3 800 MW)為邊界，并考慮電網峰、平、谷段用電需求比例(冬夏季峰、平、谷段負荷比例一般為1∶1∶0.7，春秋季峰、平、谷段負荷比例一般為1∶0.8∶0.7)，設置水布埡外送線路冬夏季(12月～翌年2月和6月～8月)分月、分時最大限制出力為

(6)

春秋季(3～5月和9～11月)分月、分時最大限制出力為

(7)

式中，Lq，SBY(t)為t時段水布埡外送線路最大限制出力；Lmax為水漁I回、II回線路最大容量。

在研究背景中提到，根據湖北省氣象局對全省風能和光伏資源儲量核算結果，按保守型計算出的光伏發電技術可開發量，全省風電與光伏裝機比例1∶3.6，按激進型計算出的光伏發電技術可開發量，全省風電與光伏裝機比例1∶12.1。以保守型比例分配與水布埡共用外送線路的風電與光伏裝機，計算新能源不同裝機規模下水布埡分月、分時最大發電能力如圖1所示。

圖1 水布埡水電站最大發電出力

從以上對水布埡最大發電能力的計算分析中，可以得出以下規律：

(1)當風電裝機規模達到一定趨勢時，水布埡夜間最大發電出力將受限；當風電、光伏發電規模達到一定程度時，水布埡白天的最大發電出力也將受到影響。

(2)因湖北省內光伏資源可開發量遠高于風能資源可開發量，預計未來光伏發電對水布埡出力的影響將會更加明顯。日內，在光伏出力比較強的時段，疊加風電出力，水布埡將會出現連續時段的無法發電的情況，且隨著新能源裝機規模的擴大，受影響時段變長。

(3)在光伏相對比較強的4月～9月，水布埡最大發電能力受到的影響最大；根據用電規律，谷段期間負荷需求很低，白天受新能源發電影響出力受限，預計在風電、光伏達到一定規模后，水布埡僅在18∶00～22∶00才會有較大的出力空間。

對隔河巖水電站進行相應計算后，其在與新能源互補運行下最大發電能力呈現出的規律與水布埡水電站一致。

4 結 論

根據電網當前實際運行情況，湖北電網最大負荷一般出現在每日18∶00～22∶00之間，最小負荷一般出現3∶00～5∶00之間；風電最大出力一般出現在每日23∶00～次日1∶00之間，光伏最大出力一般出現在每日11∶00～14∶00之間，比早峰最大負荷時段略滯后。

從季節性來看，春秋兩季無降溫和采暖負荷，用電負荷相對輕，新能源出力對常規電源有較強的限制作用，而對調節性能良好的電站，影響更大。結合以上分析，可以得出以下結論：

(1)隨著新能源裝機規模的增加，清江梯級運行必然會受到影響。因湖北省內光伏資源可開發量遠高于風能資源可開發量，預計未來光伏發電對清江梯級出力的影響將會更加明顯。

(2)谷段，受用電負荷低和省內風電出力影響，清江梯級在谷段出力有限，且可能長期以小出力運行方式與新能源互補運行，以保障電網的安全穩定；白天，在光伏出力較大的時段，與風電出力疊加影響，清江梯級出力也會存在明顯的受限，當新能源達到足夠的裝機規模時，清江梯級在8∶00～17∶00基本無出力空間，即使開機運行，也會以最小出力方式與新能源互補運行；18∶00～22∶00這段時間，電網負荷需求旺盛，光伏無出力，清江梯級有比較充足的發電空間。

(3)春秋兩季，系統負荷輕，新能源出力也比較大，此時清江處于汛前水位消落關鍵時期和可能發生秋汛的時期，若這段時間來水充沛，汛前消落壓力會增加，秋汛期來水消納也會有難度，棄水風險隨著新能源裝機的增加而增大。