水光多能互补清洁能源智能发电技术

黄 鹤，秦 岭，喻洋洋，魏道万

(国家电投集团贵州金元象鼻岭水电厂，贵州 毕节 553107)

0 引言

发展清洁能源，是改善能源结构、保障能源安全、推进生态文明建设的重要任务。当前，国际形势深刻复杂，能源安全、粮食安全、防灾减灾、气候变化等全球性问题依然突出，能源安全是关系国计民生、人民福祉的重大问题。大力发展清洁能源是我国应对能源紧缺、保障能源供应的重要发展方向。从能源格局演变看，新型的清洁能源取代传统能源是大势所趋。开发利用水能、太阳能、风能等可再生的清洁能源符合能源发展的轨迹，对建立可持续的能源系统，促进国民经济发展和环境保护发挥着重大作用。近年来，随着国家政策的大力支持和清洁能源发电技术的快速发展，风、光、水等清洁能源基地的开发规模不断扩大[1-6]，建设了甘肃龙羊峡水光互补光伏电站、青海大型光伏电站、四川巨型水电站以及东南地区分布式发电等项目[7-10]。

多能互补是目前研究的热点，其中建设水光多能互补电站是实现清洁能源利用的可靠方案。将光伏发电与水电站进行完美结合，真正做到优势互补，打造新型发电系统，提高电能质量和电力系统的运行效率，推动电力企业可持续发展[11-12]。如何规划建设水电站和水光互补光伏电站，利用水电和光伏的互补特性实现联合优化调度，减少弃光，增加项目产出，是建设水光多能互补电站面临的最主要问题。为此，本文以象鼻岭水电站和象鼻岭水光互补农业光伏电站为研究对象，在清洁能源规划建设，以及水光互补调度关键技术上进行探索和研究，研制国内首套水光互补联合自动优化控制系统。

1 水光多能互补电站规划建设

1.1 规划建设原则

开展水光多能互补电站规划建设，需要针对水电站和光伏电站的特性，将水电长周期建设和光伏短周期建设相结合，利用水电先行建设的场地、资金和送出优势，借助水光互补的科学调度，实现水电与光伏的协同建设，创新清洁能源发展的模式，达到促进企业健康发展的任务目标。在此基础上，利用水光互补关键技术研究成果，提高水光发电综合效率，扩大可再生能源使用率，提高企业效益。

1.2 象鼻岭电站规划建设

1.2.1 工程概况

图1 水光互补项目送出路线示意图Fig.1 Schematic diagram of the water-light complementary project delivery route

象鼻岭水电站位于贵州省威宁县与云南省会泽县交界处的牛栏江上，水电站坝址多年平均流量128 m3/s，水库正常蓄水位1 405 m，死水位1 370 m，设计总库容2.63×108m3，调节库容1.68×108m3，装机容量2×120 MW，电站以I回220 kV线路接入威宁220 kV变电站，年发电量9.3×108kW·h。象鼻岭水电站所在地日照时间在1 800～1 830 h，为贵州之冠。因此，以象鼻岭水电站为基础，建设象鼻岭光伏电站，形成水光多能互补清洁能源电站。

象鼻岭光伏电站利用水电站附近荒地进行建设，依托水电站线路进行送出,如图1所示。规划一期装机规模48 MW，采用集散式结构，选用290 W单晶硅电池板，占地面积1.24 km2，年发电量0.63×108kW·h。象鼻岭光伏电站于2017年6月建成并网发电，水电站于同年8月建成并网发电。

1.2.2 水光互补分析

基于水光联合出力不大于240 MW，在除丰水年7—9月象鼻岭水电站无调节性能存在弃光或者弃水的可能外，其他时段和水文年情况下，象鼻岭水电与光伏电站联合运行均具有良好的互补能力。

1.2.3 送出线路输送能力分析

光伏电站接入后，丰水年7—9月电站送出线路最大输送功率不超过300 MW；其余时节，电站送出线路最大输送功率不超过240 MW，均低于电网调度允许的线路最大输送容量370 MW。象鼻岭—威宁220 kV送出线路可以满足水电及光伏全额送出的要求。

象鼻岭水电站装机240 MW，多年平均发电量约9.3×108kW·h，象鼻岭—威宁线路年利用小时数约3 875 h。光伏电站年发电量约0.63×108kW·h，与象鼻岭水电站打捆送出后，象鼻岭—威宁线路年利用小时数可提高至约4 175 h。

2 水光多能互补优化调度运行

2.1 面临的技术难题

水光多能互补涉及大量技术难题，包括光伏功率预测、并网逆变器、水光互补智能发电调度、平滑功率输出模式、水电控制技术、无功电压支撑与控制等。其中，对水电站和光伏电站进行统一集中的运行控制，是实现水光多能互补的关键所在。本文根据水光运行特性差异，搭建统一监控平台，解决了2个电站的数据共享和联合调度问题，进而实现互补优化运行，减少弃光弃水，增加整体发电效益。

2.1.1 水光多能互补统一监控平台

通常水电站和光伏电站使用独立的计算机监控系统。目前，国内水电站监控系统包括自动发电控制(automatic generation control，AGC)和自动电压控制(automatic voltage control，AVC)[13-15]，均较为成熟可靠。然而，光伏电站计算机监控系统厂家较多，各厂家产品性能差异大，无成熟稳定的AGC和AVC。两套监控系统独立运行，数据共享需通过通讯方式实现，该方式系效率低、容错率小、稳定性差，两套系统间耦合性差。实现水光互补联合运行，需要在两套监控系统基础之上新增一套水光多能互补智能控制系统、AGC和AVC，同时增加一套水光联合控制系统，如图2所示。

图2 水光互补项目控制系统架构Fig.2 Control system architecture of water-light complementary project

该架构一般应用于在已建成的水电站基础上，再新建光伏电站。该系统架构存在一定的缺陷，整个联合控制系统被分割成多个子系统，每个子系统都通过独立的人机接口进行监控，整体结构复杂，集成性低，需要同时运行维护多套系统。对于类似象鼻岭水电站和光伏电站同时建设的情况，更加适合研制水光互补统一运行的平台，即将水电站计算监控、光伏电站计算机监控和水光联合控制计算机监控有机结合为一个完整的系统。

2.1.2 自动运行控制技术

根据水电和光伏电站的运行特点，研究水电光伏AGC和AVC的控制模式、负荷优化分配策略及保护闭锁逻辑。研究在水光协调互补运行模式下，满足电网发电要求，最大限度利用太阳能，减少弃水和弃光为目标的光伏与水电AGC、AVC的联合控制模型和控制策略。

2.1.3 经济运行发电计划

基于区域地理、气候、水文、气象等历史信息，分析光伏、水电能源特性和运行情况，研究项目中光伏、水电能源的互补特性。建立相应的水光联合调度模型，在满足电网安全稳定运行情况下，充分利用清洁能源，减少弃光、弃水。

根据光伏区的气象信息和发电历史信息，分析光伏功率预测的准确性，研究逆变器光伏发电功率因数控制、有功功率和无功功率控制；研究水光互补联合运行特性，水电站对光伏电站出力变化的补偿能力，主要是不同季节、天气时的补偿程度等；分析评价水电机组在光伏随机波动和突变时的跟随互补性能，主要是天气变化导致光伏出力突变时水电机组的调节速率，互补效果；研究水光互补叠加出力的电能质量，评价水电对光伏出力电能质量提升的作用；研究发电效益最大化的水光互补运行方案。

2.2 象鼻岭电站优化调度运行

针对上述水光多能互补电站调度运行中的技术难题，象鼻岭电站重点围绕水光多能互补统一监控平台和自动运行控制技术开展了研究。在此基础上，研制了水光多能互补统一监控平台及水光互补AGC系统。

(1) 水光多能互补统一监控平台。通过有机整合水电站计算机监控、光伏电站计算机监控，以及水光联合计算机监控，解决三套系统各自独立运行，耦合性差的问题。在统一监控平台中，使用分布式数据实时数据库技术，光伏电站为1套数据库，使用独立冗余的2台实时数据库服务器，水电站为另1套数据库，同样使用独立冗余的2台实时数据库服务器，水电站和光伏电站共用1套历史站服务器、4套操作员站服务器、1套工程师服务器、1套厂内通讯服务器、2套调度通讯服务器。2个电站数据通过统一监控平台内存映射进行数据共享，AGC、AVC和智能控制系统通过组件的方式嵌入到平台中，实现联合控制的数据都从平台的共享内存中获取，如图3所示。

图3 水光互补项目统一监控平台Fig.3 Unified monitoring platform for water and light complementary projects

(2) 水光互补AGC系统。水光互补AGC的最终目的是在保证机组安全可靠运行的前提下，让光伏电站发电以最大功率进行发电，以最少的耗水量让水电站发出最大的电能，并且尽可能确保总有功出力与调度下发的负荷设定值相等。由于水电站每台机组的容量、运行特性等因素不同，使得在同样的水头和功率下，所消耗的发电流量有所不同。因此，应综合考虑水头、机组容量、机组不可运行区(汽蚀区、振动区)、机组耗量特性、运行工况等多方面因素，进行水电站自动发电控制，以达到经济运行的目的。

由于光伏电站能量无法存储，为了减少弃光，需要优先分配光伏电站负荷。即在调度负荷设定不小于光伏电站当前输出功率时，不对光伏电站负荷进行限制。在此基础上，结合考虑水电站AGC的相关优化策略，形成水光互补AGC优化策略：①光伏电站优先分配负荷；②省水多发；③AGC分配值与调度给定值尽可能最接近；④避免机组频繁穿越振动区；⑤相邻2次负荷调节所造成的机组负荷波动最小。

为了简化水电站和光伏电站之间的负荷分配，可以将光伏电站虚拟为1台不可调节的光电机组，通过快速调节水电机组负荷来弥补光电机组的负荷变化，以达到联合优化运行目的。最终建立的优化自动发电控制模型如图4所示。

图4 水光互补项目AGC控制模型Fig.4 AGC control model of water-light complementary project

当水电机组运行效率特性相同时，可按照不同机组的有功可调区间容量进行等比例分配，从而简化优化算法，提高自动发电控制的实时性。基本算法如下：

式中：Pset为水电全厂AGC负荷待分配值；Ps为水光互补联合调节有功出力目标值；Pw为光伏电站实时有功出力值；Pnotagc为未投入AGC的水电机组有功出力总和；ΔPi为投入AGC的第i台水电机组有功出力可调容量；Phi为投入AGC的第i台水电机组有功出力可调上限；PLi为投入AGC的第i台水电机组有功出力可调下限；N为投入AGC的水电机组台数；Pt为投入AGC的水电机组可调有功出力总容量；PL为投入AGC水电机组有功出力可调下限；ΔPset为投入AGC的水电机组可调区间内总有功负荷分配值；Pseti为投入AGC的第i台水电机组有功出力负荷分配值。

由于光伏变化频繁，水电机组需要频繁调节以跟踪联合调节目标，水轮机组的频繁动作会造成机械系统和油压系统的损耗，降低机组健康寿命。因此，当电网下发的有功负荷指令与机组有功实发值接近时，不宜按照上述可调区间容量等比例原则进行分配。为此，在AGC中设置机组小负荷调节增优先权和机组小负荷调节减优先权，当相邻两次电网调度下发的有功负荷指令差异较小时，可优先考虑选择1台机组进行小负荷进行调节。若1台机组进行小负荷调整无法满足电网有功负荷指令要求，可再增加1台机组参与有功调节。通过上述小负荷调节策略，可以最大限度减少机组启停次数和调节次数，从而减少机组的运行磨损和水耗量。

小负荷调节策略仍然会使单台机组随着光伏电站负荷变化而频繁调节，需要在AGC中设置光伏小负荷梯度调节保护功能降低水轮机组的频繁动作，如果光伏电站在设定时间内负荷变化超过了梯度调节设值，则启用小负荷调节功能，水电机组进行负荷调整，从而进一步降低机组的磨损。

在上述基本分配原则之上，考虑避免机组负荷频繁穿越振动区(穿越震动区的次数最少、负荷调整死区)，避免机组负荷大范围波动，AGC负荷给定值与系统负荷给定值相差最小等。为了减少机组跨越振动区次数,应设置跨越振动区死区。仅在当前不跨越振动区运行区域无法跟踪目标值,且不跨越振动区功率缺额减少值大于跨越振动区死区时,机组才跨越振动区。另外，当机组之间功率严重不平衡，影响全厂综合效益时，跨越振动区。试验证明,上述跨越振动区策略可有效减少机组跨越振动区次数，同时尽可能维持电厂较高的发电效益。

3 工程运行实际效果

象鼻岭光伏电站于2017年2月13日全面开工，首个方阵于2017年6月17日并网发电，6月30日实现全容量(48 MW)并网。象鼻岭水电站于2017年4月26日开始下闸蓄水，同年8月15日2号机组(120 MW)通过72 h试运行，8月18日1号机组(120 MW)通过72 h试运行，标志着贵州首个水光多能互补项目(288 MW)全部建成投产。

通过构建的水光多能互补统一监控平台，如图5所示，水光互补AGC在接收到调度指令后优先给光伏电站分配负荷，同时又兼顾到丰水期时水电站水能利用的最大化，最终实现了水光智能调度和经济运行。其中，水电站水能利用率由73%提高至86%，光伏电站太阳能利用率由82%提高至91%，如图6所示。

图5 水光互补项目AGC智能调度管理Fig.5 AGC intelligent dispatch management of water-light complementary project

图6 2016—2019年水光多能互补项目水能利用率和太阳能利用率Fig.6 Water and solar energy utilization and solar energy utilization in 2016—2019

通过对象鼻岭水光多能互补项目投产至今的运行进行统计分析，利用已有的象鼻岭—威宁220 kV送出线路，水光互补项目投产后线路年利用小时数由3 875 h提高至约4 175 h，如图7所示。通过水光互补联合调度，使光伏发电效益最大化。2017年象鼻岭水电站发电2.7×108kW·h，光伏电站发电0.34×108kW·h，创造产值9 891万元，产生效益1 010万元，其中象鼻岭光伏电站盈利1 289万元。

图7 水光互补项目投产后线路年利用小时数Fig.7 Annual utilization hours of the line after the water-light complementary project is put into production

4 结论

象鼻岭水光多能互补项目规划建设和优化调度的经验表明，充分利用水电站已征地的施工生活区土地和水电站220 kV送出线路的容量富裕，共用控制室和出线通道降低工程造价。此外，依托水电站的管理优势，最大限度地节约了光伏电站建设的管理成本和后期运行费用。水光多能互补电站可将光伏资源和水电资源整合为1个电源，不仅优化了光伏电站的电能质量，还为探索大规模多元能源联合优化调度运行模式积累经验。水光多能互补有利于落实我国大力发展清洁能源的战略部署，符合国家发改委、国家能源局关于推进多能互补集成优化示范工程建设实施意见的要求，具有良好的示范效应。