楚雄风光水互补协调运行及新能源建设运行管理初探

2016-09-09杨学伟

水电站机电技术 2016年8期

杨学伟

杨学伟

（楚雄水电开发有限公司，云南楚雄 675000）

在分析了楚雄地区风、光、水资源特性及发电特性后，证明楚雄短中长期互补是可行的。然后提出实时分组风光水互补概念、分组策略及软件实现，并介绍了风光水互补控制策略。在短期风光水互补中，提出电站群日计划曲线制作方法和调度给定发电计划下的最大效益模型；中长期风光水互补中，侧重资源的互补性，在天气预报和多年经验基础上，以发电量最大为目标，制作中长期发电计划。文章还对风、光新能源的建设、运行管理经验进行探讨。

风光水互补；控制策略；互补模型；建设运行

1　概述

近年来新能源大规模发展，但由于风、光受天气影响大，以及昼夜、季节、天气等因素的变化，造成出力具有随机性、波动性、间歇性，单独供电系统的可靠性和经济性较差，即便是互补系统也需配备大容量的储能装置，对电网影响比较大，其电能质量对电力系统的稳定运行产生一定的影响。水电机组具有启动迅速、调节灵活、负荷响应快等特点，对风光电站出力变化进行快速补偿调节，优化电能质量，以满足电网对频率、电压的质量要求，为此，不少学者提出了将水电与风、光发电进行互补开发，不仅能够弥补单一资源的不足，还能提高系统供电可靠性和经济性。

国内外对多种可再生能源互补开发应用进行了一定的研究。一些学者针对经济性、可靠性和环保性，进行了相关优化设计和研究。有文献针对农村水电与光伏混合利用这一模式，设计了一种互补型的混合发电系统；有文献提出了一种孤岛型风光沼可再生能源发电系统的优化设计。一些学者从功率控制和能量管理的角度，对互补发电系统的协调运行进行了研究。另有文献考虑多个约束条件，以经济性最优为目标，建立了孤岛运行的容量优化配置模型，采用遗传算法进行求解。还有文献提出独立和并网运行调度策略，然后考虑供电可靠性和蓄水库水量平衡等约束，建立了以全寿命周期成本最小为目标的优化配置模型，采用改进遗传算法进行求解。这些研究成果主要是侧重于互补发电系统的方案设计，并且大多数只是针对孤岛运行，缺乏对并网运行、供电可靠性和调度策略等方面的考虑和研究，实际应用较少，更无风光水的互补应用先例。楚雄集控对风光水互补进行了一系列有益的尝试。

云南楚雄风光水互补集控中心通过建设发电集控优化调度中心实现对电站的远程控制和值班，该集控中心包含打挂山、大荒山、仙人洞、老青山、青苔坡5个风电场，共748.5MW，秀田光伏、小西村光伏2个光伏电站共40MW以及老虎山零级、老虎山一级、老虎山二级、空龙河零级、不管河三级、泥堵河三级、伊尔格、红石岩等8个水电站，共110.1MW，总装机898.6MW。其中，老虎山一级、老虎山二级、空龙河零级、不管河三级为季调节水电站，伊尔格、红石岩为日调节水电站，老虎山零级、泥堵河三级为径流式电站。为了解决未来可能出现的弃风、弃光、限电情况，充分利用楚雄集控风、光、水资源，最大限度减少风电和光电由于天气突变对电网的冲击，系统研究风光水互补协调运行，既是工程的需要，也是理论发展的需要。

2　楚雄地区风、光、水资源特点及发电特性分析

2.1风资源特性及发电特性分析

由于云南特殊的气候和地理位置，云南汛期6～10月风速较小，10月中下旬后，云南近地面风速增大，冬、春季风力最强，5月后渐渐减弱，风能资源总体呈现冬、春季大，夏、秋季小的特点，因此风电场出力也具有枯期出力大、汛期出力小的特性，与水电的汛、枯期出力特性正好相反，因此，风电对改善云南电源结构特性有利好作用，有利于改善云南电源的结构特性。

根据楚雄州已运行的风电场历史出力数据和部分已经开展可研工作的风电场的风频特性、风机风速-功率曲线的研究，得到楚雄风电场的年平均出力曲线和典型日出力曲线，如图1所示，其中仙人洞风电场出力曲线为2013年6月投产至今的实际平均出力曲线。

图1　滇中和楚雄风电场年平均出力曲线示意图

仙人洞风电场的年平均出力曲线与楚雄州相似，丰期出力相差不大，枯期出力稍高于楚雄平均水平，由于仙人洞风电场出力仅为1年数据，不具有代表性，以下重点对楚雄风电特性进行分析。楚雄州全年风电出力明显呈现出丰期小、枯期大的特性，7～11月风电平均出力不足20%。而风电出力较大的1～6月为枯期，平均出力在30%以上，其中2月和4月平均出力超过40%。

图2　楚雄风电场典型日出力曲线示意图

楚雄风电场丰、枯期出力有较大区别，丰期风电场日平均出力基本在25%以下，枯期风电场日平均出力在30%～50%左右。风电场丰、枯期日出力曲线总趋势较为相似，均呈现上午10∶00左右出力最小，随后出力逐渐增大，枯期出力最大时刻约在下午17∶00～18∶00左右，枯期出力约在夜间22∶00～临晨01∶00左右达到最大，然后出力逐渐减小。

2.2光资源特性及发电特性分析

根据秀田光伏电站可研报告对发电量的估算，秀田光伏一期电站年平均出力曲线如图3所示。光伏电站出力基本也呈现丰期少、枯期多的特点，主要是由于雨季多云，光照相对旱季较少。秀田一期6～8月出力最少（1月调试，不具参考性），平均出力不足40%；枯期12月～次年5月出力较大，最大出力在2月，平均出力超过50%。

图3　秀田光伏一期年平均出力曲线示意图

2.3水资源特性及发电特性分析

楚雄集控下辖8座水电站，总装机为110.1 MW，其中老虎山零级和泥堵河三级电站总计31 MW，均为径流式电站，无调节能力；伊尔格电站和红石岩电站总计20.6MW，具有日调节能力；老虎山一级电站、老虎山二级电站、空龙河零级、不管河三级电站总计58.5MW，具有季调节能力，占参与风光水互补水电站的53%，占所有风光水互补电站的6.7%。因此，具有调节能力水电厂71.1MW，占参加水光互补水电站的64.6%。

分析2010～2012年径流电站、日调节电站、季调节电站平均出力特性可知：径流式电站无调节能力，6月进入丰期后出力陡增，7～10月出力达到最高。12 月～次年5月枯期出力均在40%以下，5月出力全年最低，平均出力在10%左右。日调节电站年出力特性与径流式电站相似，但丰期6月、7月出力相对较小，8～10月基本满出力，4月、5月出力全年最低。季调节电站具有一定蓄水能力，因此，丰期出力较径流式和日调节电站明显减小，枯期水库排水，出力相对较高，11～12月出力可达到50%左右，3～5月最低，出力在20%左右，空龙河零级电站是季调节特性电站中容量最小的，仅2MW装机，其年出力特性甚至具有反季节调节能力，即枯期出力大、丰期出力小。

图4　各水电站年平均出力特性（2010～2012年平均值）

3　风光水协调运行方案

3.1实时风光水互补

3.1.1实时风光水互补可行性

根据实际运行情况，风电场和光伏电站1min 和10min出力变化限制不应大于装机容量的1/10 和1/3，即风光水互补系统中风电场和光伏电站1min 和10min出力变化值最大不超过79MW和263MW。而水电站机组出力变幅50MW调节速度约5～23s，出力变幅100MW调节速度约18～38s。因此，100MW水电站机组的调节控制相应速度一定程度上可以满足1000MW风电场、光伏电站有功功率变化限值的要求。虽然风光水互补系统中110.1MW装机的水电站受装机规模限制，调节能力有限，无法承受新能源出力长时间持续大幅波动，但一方面风光水互补系统中各风电场、光伏电站地理位置相距较大，出现各电站出力长时间同时按极限变化率变大或变小的概率较小；另一方面在无法完全调节新能源出力波动时，也在一定程度上能够减小新能源的瞬时波动幅度，缓解出力波动随机性对电网的影响。

3.1.2分组风光水互补

3.1.2.1“分组风光水互补”概念

为了实现有效的风光水互补，将楚雄集控所辖的8个水电站、5个风电场、2个光伏电站分为若干组，根据组内各电站发电特点，实现组内风光水互补。针对风电、光电随机性、波动性特点，通过多种电源协调运行，实现“削峰填谷、平滑曲线”的效果，减少风光电站不确定性对电网带来的冲击，将电网认为的“垃圾电”转化为像水电一样的“优质电”。

3.1.2.2分组原则

分组不能只是简单的电站组合，基于“分组风光水互补”概念，根据楚雄集控所辖电站特点，制定出分组策略，具体如下：

（1）处于同一电网调度，接入电网位置接近。

（2）资源具有互补性，拥有多种电源类型，同一电源类型资源具有差异性。

（3）匹配的水电机组容量相当，能有效补偿风、光电站负荷波动。

针对每个分组，运行一个风光水互补进程，调度给每个分组电站群总有功，风光水互补进程调节组内水电机组，维持该组总有功在调度给定总有功一定误差范围内。

3.1.3实时风光水互补控制策略

3.1.3.1调节对象

以组内各电厂为调节对象，鉴于风电和光电资源无法存储的特点，主要以调节参与的水电厂为主，只有负荷超过调度要求一定值，且水电机组无法再减时，才考虑弃风和弃光的功率调节。

3.1.3.2调节模式

方式一：给定总有功方式

调度给定电站群实时总有功，风光水互补控制软件读取给定总有功，减去风光发电实时总有功，剩余有功在参与调节水电机站间调节。当风电光电机组由于天气原因造成负荷变动，若变化超出预设数值，软件将调节参与调节的水电站，以维持总负荷不变。当风光总负荷超出调度给定总有功，若水电站无法再减少负荷，按照预设策略减少风电和光电出力，以满足调度要求。

方式二：给定负荷曲线方式

调度给定电站群总负荷曲线，其他策略同方式一。

3.1.3.3调节策略

（1）风光调节死区

为了快速补偿风光有功变化，同时防止过于频繁调节，软件可以设置风光调节死区，在调度目标负荷不变情况下，当风光电站总有功变化超过预设值时，软件将重新计算，调节水电机组，以补偿风光电站有功变化导致的有功差值。调度目标负荷变化时，无论风光电站有功是否变化，软件都要重新计算，调节水电机组达到目标负荷。

（2）响应时间

为了防止风光有功变化过于频繁，如果软件因为风光有功变化补偿调节不足10s，风光电站有功变化过大，需要再次调节，此时，软件不响应。只有超过10s以上，软件才会再次响应来进行补偿光伏电站有功变化。

（3）负荷分配原则

1）机组不能运行在振动区；

2）不能频繁跨越振动区；

3）当给定总有功大于实发总有功时，机组尽可能不减负荷；当给定总有功小于实发总有功时，机组尽可能不增负荷；

4）机组不能频繁调节（小负荷变化由1或2台机调节）。

为了防止机组频繁调节，程序设定一定的步长循环分配，增有功时，每次循环由实发有功最小的机组优先增加负荷，步长最大为预设步长，小于步长则由1台机组承担，超过部分，下次循环采用相同方法找出分配有功最小机组增加负荷，直至分配完毕（当然需考虑机组流量特性曲线允许最大、最小有功值）。减负荷时，有功分配策略类似。这样负荷变幅不大时，只有1台或2台机组采用调节，可以防止机组过于频繁调节，同时也可减少多台机组参与小负荷波动造成累计负荷偏差，较好地跟踪有功给定值。

3.2短期风光水互补

3.2.1制作日发电计划

制作发电计划考虑互补电站内的3种类型电源：

（1）各风电场根据风功率预测曲线，考虑预测精确度，制作各厂24h风电计划曲线。

（2）各光伏电厂根据光功率预测曲线，考虑预测准确度，制作各光伏电站24h光电计划曲线。

（3）各水电厂根据水库水位、来水预报、下泄流量要求等，制作24h发电计划曲线。对于有调节库容水电站求一天24h平均计划曲线作为最终计划曲线（径流式电站保持计划曲线不变）。

水光互补电站内各厂计划曲线叠加后，作为电站群发电计划曲线，上报调度，作为次日发电计划曲线。

3.2.2发电效益最大模型建立发电效益最大模型如下：

其中，Pri（t）为第i个电站t时段电价，Ni（t）为第i个电站t时段有功，M为参与互补电站群中电站总数，N为研究期长度（N=24h）。

约束条件为：

即各电站有功总和等于调度总有功给定值。

在调度给定电站群总日发电量的情况下：

（1）如果给定值大于等于电站群中日调节水电站、径流式水电站、风电、光电预测日发电量之和时，电站群不存在弃风、弃水和弃光现象，季调节电站只需根据前3种电站发电情况，补充总负荷中不足部分，前3种电站按照预测计划曲线即可。

（2）如果给定值小于电站群中日调节水电站、径流式水电站、风电、光电预测日发电量之和时，电站需要抉择弃水、弃风还是弃光。该情况下，考虑各电站上网电价，以发电效益最高为目标函数，对于电价最低的电站，降低发电量以满足调度要求。

3.3中长期风光水互补

中长期侧重资源互补，根据水电和新能源资源互补性，新能源“丰小枯大”特性；风电和光电昼夜互补性，利用光电主要白天发电，风电夜间风速较大互补特点，实现资源互补。

3.3.1风光水发电量最大模型

根据天气预报或多年经验，预测月、季、年风光资源和水资源，对于季调节水库，按照防汛要求控制期末水位，以发电量最大为优化目标，制作月、季度和年发电计划。

充分利用风、光、水资源的同时，也满足了楚雄地区电力需求。

3.3.2风光水发电效益最大模型

在给定风光水发电计划的情况下，结合风光功率预测和电价因素，以发电效益最大为目标，优化分配风光水电站负荷，根据风光水电站情况，决定是否弃水、弃风和弃光，在满足调度负荷要求情况下，实现风光水电站群效益最大化。

4　楚雄风光水互补运行对电网影响分析

4.1实时风光水互补对电网影响

楚雄风光水互补，利用了水电良好快速的调节性能，以及不同电源类型受天气影响的不同，互相之间有一定互补作用，在电站群对发电过程起到了“削峰填谷，平滑曲线”的功能，将风光电电网认为的“垃圾电”转化为接近水电的优质电，提高了电网对新能源接受度和消纳能力。

4.2中长期风光水互补对电网影响

风光水互补发电系统是风力发电系统、光伏发电系统与水力发电系统的有机结合与调控，在资源分布上三者有着天然的时间互补性。光伏电站只能白天发电晚上不发电，风电场一般晚上较白天出力大，风电、光电在日负荷特性上具有互补性。新能源出力特性“丰小枯大”缓解枯期水电出力过小造成的地区电网枯期电力缺额较大，甚至丰期余电、枯期缺电的突出丰枯矛盾，并以水电的调节性能弥补新能源的随机性、间歇性和不可控性对电网产生的不利影响，优化新能源和水电的综合出力特性、提高资源利用效益。

5　建设、运行管理经验

5.1建设管理经验

新能源建设项目的建设管理分为5个具体的阶段：起始阶段、计划阶段、实施阶段、控制阶段和结束阶段。从项目建设单位的角度看，在工程实施过程中我们需要控制安全、质量、进度和成本。以下主要谈工程质量的控制以及建设中应注意的事项。

5.1.1工程质量的控制方面工作

工程质量的控制是各项工作的重中之重，是项目在存续期间内实现营业利润的保证。质量控制重点抓好以下几个环节：

（1）在工程进行施工以前，建设单位一定要拿到相关的审批手续。施工单位的资质、施工材料、机械等都要经过审查，并根据施工需要的总平面布置图的要求来进行临建设施布置。

（2）控制进入施工现场的原材料源头。对进场的钢筋与钢材、水泥、模板及其支架要进行检验和质量把控。

（3）资料的收集保管始终贯穿施工过程，重点是采用的标准和资料的完整性，自始至终做好资料的收集和整理保存，为竣工验收做好基础。

5.1.2工程建设中应该注重的事项

（1）工程质量把关原则：严把预控关、实施过程监督、健全旁站制度、强化工程验收管理。

（2）工程进度控制，把好预控第一关，工程开工前，严格审核施工组织设计中人、材、机的配置是否满足本项目施工的强度要求，审核进度计划安排是否满足合同工期要求，是否切实可行。并将审核意见与建设单位、施工单位进行交流，取得共识后由施工单位进行调整，施工时严格按调整后的进度计划进行。组织协调多专业立体施工，避免互相阻滞影响施工。

（3）强化以安全质量为中心的全过程管理。加强安全质量培训，提高安全质量管理意识和能力；制定并认真落实执行安全质量检查计划和工程验收管理办法；招标选择业绩好、履约能力强，有实力的监理及施工单位。

（4）加强执行概算管理，多环节控制造价。提高设计深度，加强设计审查和优化；对具备条件的采购采用打捆招标、集中采购的方式；加强在建项目过程审计。

（5）注重专业人才培养，满足快速发展需求。切实加强人才队伍建设，不断提高员工队伍素质，有意识的培养年轻技术管理人才，培养技术带头人。坚持“系统、全员、分层、持续”的原则，形成专业水平、岗位技能和个人素质提升的培训体系，实行分层、分步、内外结合的培训方式培养专业人才，满足新能源快速发展的需要。

5.2运行管理经验

5.2.1运行管理工作的主要任务

运行管理工作主要任务就是提高设备可利用率和供电可靠性，保证风、光伏电场的安全经济运行和工作人员的人身安全，保持输出电能符合电网质量标准，降低各种损耗。工作中必须以安全生产为基础，科技进步为先导，以整治设备为重点，以提高员工素质为保证，以经济效益为中心，全面扎实地做好各项工作。

5.2.2生产运营中存在的问题

（1）运营管理的问题。各级风电场、光伏电站的建设较为分散，不同风电场、光伏电站、水电站的设备配置和所处环境不同，因此，当管理人员需要随时掌握各风电场、光伏电站、水电站的运行情况，并对不同风电场、光伏电站、水电站的运行情况作相互比较，以便掌握全局时，现有的各风电场、光伏电站、水电站当地的监视与控制系统就难以满足此项要求。

（2）运行维护的问题。各风电场、光伏电站相距较远，而每个风电场、光伏电站内装机数量很多，各种设备供应商也不尽相同，给维护检修造成一定困难。因此，如果生产管理部门不能提前分析到设备的劣化状况，或及时发现到设备异常、故障，就无法统筹安排、督促检修人员快速修复故障设备，从而降低人员利用效率，延长故障的时间，影响发电量，造成经济损失。

（3）人员管理的问题。风电场、光伏电站地理位置比较偏僻，环境一般都比较恶劣，工作人员长期驻守现场，其工作、生活都很不方便，因此，很难吸引人才和稳定人员。

（4）风电场、光伏电站并网安全问题。风光电的不确定性和对电能质量的影响，使得风电场、光伏电站、水电站接入电网受到影响。为了能够更多地接纳风电、光电，电网公司开始对风电场、光伏电站提出准入条件，其中如要求风电公司具备风功率预测功能，提供风电场测风数据，要求光伏电站具备光功率预测功能，提供光照数据，对风电场群、光伏电站的智能化管理和友好型接入提出了新的要求。

5.2.3建立风光水互补集控中心

根据风电、光伏行业发展的状况和趋势，以及风电场、光伏电站运营的特点，实施“集中控制，少人值守”的远程监控系统，实行生产运营集约化管理，提高设备健康发电水平，全面提升风电运行管理水平，着眼于系统的整体性，系统内部的有序性，以及系统结构的优化性的管理模式，积极开展集中监控，实时监控各电场设备运行状况将是今后发展的必然趋势。

目前很多风力发电企业下属各风电场采用了不同厂家的风机，各种机型的操作界面及数据存储互不相同，通过远程监控系统不仅能将这些风机厂家的数据和控制全部纳入监控系统中，并且能够将风机数据和升压站数据统一在一个数据平台内，实现数据共享，系统联动。

集控中心和各风电场、光伏电站、水电站间交互的所有信息按国家及行业标准执行，实现信息在运行系统和其他支持系统之间的共享，只需要掌握一个统一的系统及界面，不仅维护方便，还可以减少重复建设和投资，提高设备、系统的兼容性和稳定性，降低监测成本，同时还能够有效提高风电场、光伏电站、水电站运行自动化程度，提高运行维护水平，改善工作人员的工作、生活环境。

通过设立集中监控中心，由远程集控中心进行“集中监控”，负责所有风电场、光伏电站、水电站的运行监视、分析、调整与控制。风电场、光伏电站、水电站采用“少人值守”的模式进行管理，只需留下少许人员，负责风电场、光伏电站、水电站的倒闸操作、事故处理、设备管理工作，并通过点检定修制的管理模式，组织实施检修维护作业和运行操作作业即可。此外，通过数据分析以及实时数据和状态监控，可以及早检测出风机、太阳能电池板、水轮机的潜在问题，根据天气及人员情况，提前进行计划性修复，从而降低设备故障率，减少故障停机造成的经济损失，也就可以避免例行维护时不必要的停机所造成的经济损失。

综上所述，风电场、光伏电站、水电站的稳定、高效运行直接关系着发电企业的经济效益，因此，需不断探索风电场、光伏电站、水电站生产管理模式，最大程度地节约人力、物力，有效地降低生产和管理成本，提高设备健康水平和可利用率，保证设备的可靠性和发电量，提高发电企业整体的运营能力和水平，实现发电企业的盈利和可持续发展。