水光互补项目光伏并网运行增益研究

陈 述，赵金凡，陈 云，俞 越

（三峡大学 水利与环境学院，湖北 宜昌 443002）

0 引言

由于光伏出力具有的波动性和间歇性，其并网运行对电网安全稳定带来挑战。水电可快速启停或调整发电出力，在调峰性能上具有优势。依托水电站对光伏电站进行互补调节和水光联合运行的增益进行研究，具有重要的理论意义和应用价值。

目前，许多学者利用水光互补来提高发电效率，并进行了大量的研究工作。文献[1]针对互补发电系统存在稳态误差的问题，提出了一种新型光伏微电网功率控制策略，实现了对互补发电系统频率的控制和改善。文献[2]结合金沙江上游典型水光风电站实例，提出了水光风三者联合运行方式，解决了风电、光伏发电出力不稳定问题。文献[3]将光伏电站作为水电站的额外机组，利用水电补偿光电，优化光伏发电质量。文献[4]，[5]为解决多能源互补联合运行短期调度的可行性问题，建立调峰能力最大数学模型，利用模拟优化思想进行求解。文献[6]针对水风光打捆外送系统，提出一种考虑资源约束的水电、风电和光伏配套电源的容量优化规划方法。

现有研究主要集中在水光互补项目的运行模式、运行策略、调度优化等方面，较少涉及到水光互补项目的宏观技术经济分析。本文针对已建水电站对光伏电站进行实时互补运行，研究水光互补联合运行经济收益。考虑不同气候条件下光电出力情况、不同典型期水电出力情况以及光伏发电标杆电价变化情况，计算各电站独立运行的经济收益以及水光互补联合运行总收益，采用增量分析法对水光互补项目增益进行评价，为水光互补项目经济评价提供理论依据。

1 水光互补项目收益

水光互补项目是在已建水电站的基础上，与光伏电站联合运行，通过水电站对光伏电站进行补偿，达到系统的稳定运行。水光互补项目联合运行相对于水、光电站独立运行产生的增量收益，即为水光互补项目增益，其互补式发电结构如图1所示。

图1 水光互补项目发电结构示意图Fig.1 Schematic diagram of power generation structure of water and light complementary project

1.1 水光互补独立运行

水光互补项目独立运行时分为水力发电和光伏发电两部分。在水光互补项目中，水电的调节能力对光电出力的波动性和间歇性进行实时补偿，水电站的发电收益为

光伏电站运行产生的收益为

式中：BL为光伏电站收益，元；W为电站装机容量，kW；Hfp为年满负荷发电小时数，h；η为光伏电站综合效率；pl为光伏上网电价，元/（kW·h）；Isub为国家政策补贴，元。

1.2 水光互补联合运行

为使组合电源的弃电量最小，对水光互补出力过程进行逐时段优化。光伏电站按照最大能力发电，通过调节水电进行出力补偿调节[7]，上网电量为

式中：Esub为水光互补系统联合调度下产生的年上网电量，kW·h；pt（i）为输电线路第i时刻最大输送量，kW；p（i）为光伏发电在第i时刻的最大出力，kW；f（h，p）为水电站的单独运行时的调度规则；phy（f（h，p），i）为水电站按照既定的日调度以上规则时第i时段的出力，kW；min[pt（i），（p（i）+phy（f（h，p），i））]为第i时刻输电线路的输送电量，kW。

径流是影响水电站发电的重要因素，分为枯水期、平水期、丰水期。在枯水期，水电站的出力过程产生了改变，主要原因是要满足调度需求的组合电源出力要求，当光伏电站增大出力或者负荷需求变小时，水电站就须要减小出力，而其它时段水电站须要增加出力。在丰水期时，水电站不在担任系统峰荷，随流量增加，全部装机容量转化为基荷运行，以增加水电站发电量。此时，水电站对光伏电站无补偿能力，若此时其他电源无法补偿光电，则出现弃光、弃水现象，导致资源浪费。本文假设光伏电站按最大能力发电，在水电无法补偿光电时，水电站按弃水计算，则水光互补项目收益为

式中：Bsum，t为水光互补系统在联合调度下第t时段的发电收益，元；psum为上网电价，元/（kW·h）；Edro为系统发电弃水量损失，kW·h；pdro为弃水损失电价，元/（kW·h）。

光伏电站约束条件：

式中：Sp为光伏电站容量；G（sp）=0为电力系统安全准则，即水光互补电站约束方程；Spmin，Spmax为光伏容量的约束条件。

1.3 水光互补增益

在水光互补联合运行过程中，通过水电对光伏进行实时补偿，使光伏电站稳定并网运行，提高系统发电量，产生增益，增益为水光互补联合调度下，水电站独立运行时总发电收益，即：

式中：T为调度期内时段数；ΔB为增益值；Bh，t为水电站单独运行下第t时段产生的发电收益。

互补增益表征，如果互补增益ΔB＞0，则表示系统受益于互补特性，且ΔB越大，互补特性越强。

2 水光互补增益评价

从水光互补系统项目成本和收益的角度进行财务分析，计算单个水电站和水光互补联合运行两个方案的经济收益。运用增量分析法将水光互补联合运行与水电站独立运行的投资、收益进行比较，并对方案进行比选。

①增量净现值

在电站规划期内，按照一定的利率，计算水光互补各年效益的现值总和与成本现值总和之差为NPVd，其表达式为

式中：B为所有收益现值和，元；Bt为第t年发生的收益，元；C为所有成本现值和，元；Ct为第t年发生的成本，元；n为光伏电站寿命年限；i0为基准折现率。

若NPVd≥0，说明增量投资在经济效果上可以接受；投资额大的方案经济效果好，否则，增量投资不予接受，投资额小的方案经济效果好。

②增量投资回收期

在计算过程中，考虑项目资金的时间价值，故使用动态投资回收期。增量投资回收期是指水光互补项目的增量成本须要被增量收益抵偿所需的年限，其表达式为

③内部收益率

式中：ΔIRRd为内部收益率；增量内部收益率必选方案的判别准则：若ΔIRRd＞i0，则投资现值大的方案为优；反之，则投资现值小的为优。

3 案例分析

3.1 工程概况

龙羊峡水电站位于青海省黄河干流上，调节水库同时进行年调节和日调节。光伏电站位于青海省塔拉滩上，占地面积约为9.16 km2。光伏电站建成后以330 kV电压等级并入龙羊峡水电站，实行水光互补联合运行，具体经济技术参数如表1所示。

表1 水光互补电站技术经济指标Table 1 Technical and economic indicators of hydro-optical complementary power station

3.2 水光互补项目出力分析

光电出力受昼夜交替、季节变化等因素影响，具有波动性、间歇性、随机性3大特征，对电网的稳定运行带来一定负面影响。选取2015-2019年光伏电站和水光互补机组出力数据进行测算。数据来源于水电公司。模拟不同天气条件下光伏电站和水光互补的典型出力曲线如图2所示。

图2 3种天气条件下光电和水光互补出力情况Fig.2 The output of photovoltaic power plants under three weather conditions

由图2可知，光伏受太阳辐射影响日内波动较大，出力集中在8：00-18：00，13：00左右达到出力最大，不超过3×106kW。同时，受天气条件的影响，在晴天、阴天、雨天出力明显不同，晴天出力最大，阴、雨天出力较小且不稳定，尤为突出的是雨天，出力在0.5×106kW左右。光电出力受天气条件变化非常明显，特别是在恶劣的天气环境下，若此时将光电进行并网，则会对电网的安全性造成很大影响。通过水电对光电进行补偿后，水光互补电站出力曲线发生变化，晴天互补效果最好，出力最大且在14：00之后晴天和阴天的互补接近重合，雨天出力曲线也极为相似，针对不同天气条件水电能够很好的对光电进行补偿以满足电网的供电要求[8]。

选取2015-2019年龙羊峡水电站机组出力数据，并整理不同时间段出力均值，未互补曲线如图3所示。水电为补偿光电出力，其出力过程与光电出力过程相反，出力曲线主要呈双峰趋势。

图3 龙羊峡水电站典型日出力情况Fig.3 Typical sunrise power situation of Longyangxia Hydropower Station

并入光伏后，在光电出力减小时段，水电加大出力，所以其日出力过程不再是原来的双峰曲线，而是呈现中间低、两侧高趋势。根据水电站的发电特性分为枯水、平水、丰水3种典型期。针对3种典型期水光互补典型日出力进行分析可知，丰水期水电站最低补偿出力不足1×106kW且白天和夜晚出力呈极端状态，平水期补偿出力平稳且最高不超过5×106kW。水光互补联合运行方式改变了水电站的出力特点，确保光电出力被电网安全消纳[9]。

本文选取水电站各设计代表年日出力与光伏电站典型日出力情况相结合，分析水电站独立运行出力情况与水光互补联合运行出力情况，如图4所示。

图4 不同典型年水光互补电站出力情况Fig.4 The output of hydro-optical complementary power stations in different typical years

由图4可知，与互补前出力相比，水光互补项目的出力明显增加，且不同时间段增量也不同。其中，光伏发电在枯水年、平水年、丰水年并网过程中年出力分别增加了12%，9%和5%左右。这主要因为水电的流量已确定，利用水电已知出力去确定光电出力。在枯水年时，水电站出力受下泄水量约束，水电在互补前具有较大的调峰潜力，互补后，水电须要承担由光电增加所带来的系统调峰，以保证光电安全并网。在丰水年汛期时，水库来水量较多，为减少弃水弃电，水电在系统中承担调峰能力减少，因此，水电出力无法很好地补偿光伏出力，导致其互补能力有所降低[10]。

3.3 水光互补项目增益分析

①电价分析

龙羊峡水电站上网电价为0.157元/（kW·h），且价格稳定不变。光电电价趋势如图5所示。

图5 我国光伏发电标杆电价/指导电价变化情况Fig.5 Changes of China's photovoltaic power benchmark price/guidance price

由图5可知，不同资源区光伏发电上网电价不同，且随着时间的变化呈下降趋势。水光互补光伏电站属于II类资源区，电价变化主要在0.45～0.95元/（kW·h）。为促使光伏发电规模化发展，适当取消光电补贴，实施光伏发电平价上网项目将是未来发展的必然趋势。

②收益分析

在水光互补项目生产运行期内，考虑不同典型年水电站独立运行和互补后项目联合运行两种方案，根据水电站对光伏电站出力补偿情况，计算水光互补前后发电量发生变化以及收益[12]，如图6所示。

图6 不同典型期下水光互补发电量及收益图Fig.6 Hydro-photovoltaic complementary power generation and revenue graphs in different typical periods

比较水电站独立运行和水光互补联合运行两个方案，计算不同典型年水光互补前后多年平均年发电量及收益，得出其年发电量增加2.06×108kW·h，年发电收益增加4.69×108元，故水光互补联合运行项目比独立运行带来经济收益更大。

③增益评价

经计算，光伏电站多年平均年上网电量为4.98×108kW·h，动态投资为1.35×103元/kW，单位发电成本为0.028元/（kW·h）。按照光伏发电项目的补贴标准，其电价补贴为2.03×108元/a，发电年收入为5.73×108元，运营期管理成本及维修费用约为8.42×105元。经过联合运行后，水光互补电站投资回收期为9.7 a，内部收益率9.64%，且高于基准收益率。故在已建水电站的基础上兴建光伏电站实行水光互补联合运行具有一定的可行性，不会造成投资风险，具有一定的盈利能力。

4 结论

本文基于水电和光电出力特性，考虑不同气候条件下光电出力情况、不同典型期水电出力情况以及光伏发电标杆电价变化情况，计算各电站独立运行的经济收益以及水光互补联合运行总收益，运用增量分析法对水光互补项目增益进行评价。结果表明：①针对光电出力的不确定性问题，可利用水电调整出力以补偿光电实行互补调节，充分发挥水电调节启停灵活的优势，解决光电的不稳定问题，实现光电安全并网；②将水光互补项目联合运行模式运用到龙羊峡水光互补项目中，并结合光电上网标杆电价变化情况，计算水光互补独立运行和联合运行的经济收益，其年发电量增加2.06×108kW·h，年发电收益增加4.69×108元。由此表明水光互补联合运行不但能够解决光伏安全并网的难题，还提高了企业的经济收益；③运用增益分析法对水光互补项目进行增益研究表明，实行水光互补项目具有一定的可行性。同时，也验证了该方法的正确性和有效性。