雅砻江水风光互补与梯级水库协调运行研究

何 思 聪

(中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司，四川 成都 610072)

1 概 况

雅砻江流域水能、风能和太阳能资源富集，风光资源的总规划规模5 692万kW，两河口及以下总规模为2 116万kW(风电978万kW，光伏1 138万kW)。雅砻江干流中下游有两河口、锦屏一级、二滩三大控制性水库，孟底沟、官地等日调节电站调节库容也较大，水电整体调节性能强，是优质的储能电站。水风光互补运行可发挥水电的调节能力和储能作用，平抑风光波动，有效减少弃风弃光，提高新能源电能品质，保障新能源规模化开发。

当前，国内外对于水风光互补运行对多个梯级水库协调运行的研究相对较少，也缺乏系统性的论证与研究。水风光互补运行以后，水电站日内水库调度运行方式将发生较大改变，而雅砻江干流各梯级相互衔接，水力联系紧密，各梯级日内调度运行所需的调节库容也相互影响。本研究在开展水风光互补运行及系统电力电量平衡计算的基础上，研究水风光互补运行时梯级水库运行的特性，分析干流梯级水库是否能够协调运行，明确梯级水库之间如何协调运行。

2 水风光互补运行的特性分析

2.1 水风光互补接入方案

水风光互补包括新能源接入水电站和接入电网这两种接入方式。对于风光接入水电站互补，即水风光一体化，可通过水电灵活调节风光出力，形成优质稳定的打捆出力后接入电网，送出高质量的电能[1]；对于风光直接接入电网互补，需通过电网中的水电等电源的调节[2]，平抑风光出力波动，需要电网具有较强的调峰能力[3]。本文重点研究第一种互补方式。

结合流域水风光资源情况，参与水风光互补的水电站为两河口、孟底沟、杨房沟、卡拉、官地、二滩和锦屏一级，并在雅砻江流域水风光互补清洁能源基地规划、雅砻江流域水风光一体化可再生能源综合开发基地研究、四川电网发展规划等相关研究的基础上，提出了初步可行的风光接入方案(表1)。

表1 雅砻江水风光互补接入方案

水风光互补的7个水电站共计1 722万kW，可接入1 266万kW的新能源，包括584万kW的风电和682万kW的光伏，水风光规模比例为1∶0.34∶0.4。同时流域还有1 051万kW的新能源接入电网。

2.2 水风光互补计算基础

基于上述方案，以电力电量平衡计算为基础，开展电力电量平衡计算，分析整体互补电源的日内运行特性。

2.2.1 规划水平年

结合雅砻江水电开发进展及四川省电力系统发展需求等综合分析，并与国民经济和社会发展2035远景年契合，拟订本次研究规划水平年为2035年。

2.2.2 负荷预测

结合四川省区域经济及电力系统发展现状，参考“十四五”电力能源发展规划相关研究成果，预测2025、2030年和2035年的最大负荷分别达到6 550、7 700和8 800万kW(表2)。

表2 四川省电力系统负荷预测

2.2.3 电源规划

全面梳理规划水电的开发建设条件，合理拟定2021～2035年水电电源安排时序。到2025年全省水电装机达到1.05亿kW，2030年达到1.19亿kW，2035年达到1.26亿kW。其中各水平年供电四川电网的规模分别约为7 930万kW、9 100万kW和9 730万kW。

根据四川省现有风能、太阳能发展规划，梳理风电、光伏开发时序，规划2035年四川省风电装机规模1 800万kW，其中雅砻江流域风电装机1 028万kW；规划2035年四川省太阳能发电装机规模2 700万kW，其中雅砻江流域太阳能发电装机1 289万kW。

2020年底全省火电装机容量1 570万kW。结合国家清洁能源发展要求，预计2030年、2035年燃煤火电装机容量可控制在1 700万kW左右。

四川省电源规划见表3。

表3 四川省电源规划

2.2.4 外送规划

随着雅中直流线路的建成投运，四川电网与区外电网呈“5直+8交”的外送格局，至2035年，送电能力最高达到3 850万kW，扣除金沙江界河直送省外后的川电外送规模为2 320万kW。四川省电力外送规划见表4。

表4 四川省电力外送规划

2.2.5 水风光互补运行原则

风光电站接入水电作为整体接受系统调度，按水电站装机容量作为控制互补的最大送出功率，水风光共同利用水电站的送出线路[4]。

利用水电站启停迅速、运行灵活、跟踪负荷能力强的特点，通过水电站的调节能力平抑风光波动[5]，对风电光伏的日内波动进行互补，在风电光伏出力大时减少水电出力，风电光伏出力小时增加水电出力，共同满足电力系统需求及保持整体送出出力稳定[6]。水风光互补运行需遵循水量平衡的原则。

当水风光打捆电源的月平均出力超过水电装机容量时，以不影响水电出力为原则，适当弃风弃光，初步按照相同比例弃风和弃光考虑[7]。当水风光互补电源月平均出力高于系统负荷需求时，按照同比例原则弃风弃光弃水。

2.3 水风光互补运行特性

基于上述方案，开展电力系统电力电量平衡计算，分析雅砻江水风光互补整体电源(7个水电站、1 266万kW新能源)的日内运行特性。

从在日内出力过程来看，风电较均匀、晚上出力较高[8]；光伏晚上不发电、下午发电峰值高；水电可在日内灵活调节。水风光互补运行，可充分利用雅砻江水电的调蓄能力平抑风光日内波动，根据风光出力特性进行调节，满足日内负荷高峰和低估时段的不同需求。

选择枯水年的8月和12月进行日内互补计算分析，雅砻江水风光互补电源日内出力(图1、图2)。

图1 雅砻江水风光互补电源日内出力过程(枯水年8月)

图2 雅砻江水风光互补电源日内出力过程(枯水年12月)

分析表明，水风光互补日内出力与负荷需求特性表现出较好的一致性，对系统的适应性良好。风光出力在10～17点相对较高，水电出力略有降低，以实现水风光互补。在负荷高峰18～19点，水电出力增加，以满足系统的高峰期负荷需求。

3 水风光互补对梯级水库协调运行的影响

3.1 梯级水库协调运行分析基础

水风光互补运行以后，水电站日内水库调度运行将发生较大改变[9]。雅砻江各梯级电站相互衔接，联系紧密，上下游出库流量的变化，对各电站所需的调节库容也有所影响。从上下游梯级流量匹配、水库水位变化、日调节库容要求等方面出发，分析水风光互补运行对水库日内调度运行的影响，及各梯级电站的适应性[10]，很有必要。

3.1.1 基础资料

系统枯水年(1959～1960)、平水年(1964 ～1965)雅砻江各梯级电站坝址天然流量；系统枯水年、平水年梯级电站水利动能计算基本参数及调节计算成果(主要包括特征水位、调节库容、水位库容曲线、入库流量、出库流量、月平均水头、月平均出力等)；系统枯水年、平水年电力电量平衡及水风光互补的运行成果。

3.1.2 计算原则与方法

根据电力电量平衡及水风光互补运行成果，提取电站各月典型日出力的过程，进行日内径流调节计算，分析各电站所需的日调节库容，判断水库是否能够协调运行，研究水风光互补运行对水库日内调度运行的影响。由于龙头水库两河口电站具有多年调节能力，调节库容巨大，水库适应性强，因此主要分析两河口以下的梯级水库。

3.1.3 分析方案

风光出力特性变化较大，不同的风光出力典型会影响水风光互补结果，考虑风光出力分别采用保证容量典型出力(95%)、负荷相反典型出力(与系统负荷特性相反)2种代表性出力，分析对梯级水库协调运行的影响程度。

3.2 水风光互补对梯级水库协调运行的影响分析

在不制定任何梯级协调运行规则情况下，进行水风光互补运行及电力电量平衡计算。分析水库运行所需的最大日调节库容，结果见表5。

表5 水风光互补梯级水库日内运行所需最大调节库容(不制定梯级协调运行规则)

无论风光采用何种出力方式，水风光互补运行后，牙根一级、锦屏二级、桐子林水电站均会出现日内调度运行时所需最大调节库容大于梯级本身调节库容的情况，即上述几个电站会出现弃水，上下游梯级水库难以协调运行。其余电站调节库容足够大，均能满足水库协调运行[11]。

在不制定梯级协调运行规则时，风电、光伏采用不同出力方式，对各梯级电站所需的最大日调节库容有一定的影响，但未表现出较为可循的规律[12]。

分析原因可知，未接入风光情况下，各梯级电站的设计引用流量与调节库容是匹配的[13]。但接入风光进行互补后，水电站需适应风光出力波动的变化，改变自身的出力过程，日内下泄水量分配发生变化。上游出库流量变化，会改变下游的入库流量，对水库运行所需的日调节库容也有所影响。

当水电站接入风光规模较大，或者风光出力波动较大时，可能导致水电站出力变化波动变大，发电流量相应波动变化增大，从而出现所需调节库容大于本身调节库容的情况，使得梯级之间难以协调运行。

4 梯级水库协调和梯级同步运行规则

4.1 梯级水库协调运行规则

考虑风光出力分别采用2种代表性的出力情况，并考虑不制定任何协调运行规则、制定相应的协调运行规则2种情景分别进行计算，分析水电站所需的最大日调节库容(表6)。

表6 水风光互补梯级水库日内运行所需最大调节库容

若不制定协调运行规则，无论风光采用何种出力方式，互补之后，牙根一级、锦屏二级、桐子林电站均会出现所需最大日调节库容大于梯级本身调节库容的情况。而其他水电站自身调节库容相对较大，即使水风光互补，所需日调节库容均小于本身调节库容。

上下游梯级共同调度运行决定了调节库容需求[14]，因此，分别对两河口-牙根一级、锦屏一级-锦屏二级、二滩-桐子林这3组电站，以日内水库运行所需的库容小于或等于电站本身的调节库容，且以水库不弃水为目标，在电力电量平衡中，设置相应的约束条件，制定协调运行规则，如上下游梯级同步发电运行、控制上游梯级调峰时间等规则，使得各梯级电站充分利用调节库容，梯级之间协调运行。

在制定协调运行规则之后，牙根一级、锦屏二级、桐子林所需最大日调节库容均小于梯级本身调节库容，均能满足协调运行要求。

由于水风光互补运行影响，个别上下游梯级组合之间会出现水库无法协调运行而导致弃水的情况。但研究表明，可以通过制定相应的协调运行规则，包括上下游梯级同步发电运行、控制上游梯级调峰时间等，对梯级电站水库调度运行加以一定的约束，使电站能充分利用调节库容，做到梯级之间协调运行不弃水。

两种约束规则分别用两河口与牙根一级、锦屏一级与锦屏二级为例加以说明。

4.2 上下游梯级同步发电运行规则

以两河口、牙根一级这组梯级为代表。在没有水风光互补时，两河口是电力系统中重要的调峰电源。牙根一级与之联合运行，进行反调节，下泄基荷流量在满足生态要求前提下，可与两河口联合参与调峰运行。

两河口电站接入大量风电、光伏后，日内出力过程发生了较大变化。为平抑风光波动，两河口在风光出力较小时段(24 h～7 h)加大出力，在风光出力较大时段(11 h～19 h)减小出力。当不对牙根一级的同步运行进行约束时，牙根一级个别月份(以风光保证容量出力典型、平水年3月为例)所需日调节库容大于梯级本身的调节库容。两河口水风光互补典型日出力过程、牙根一级出力过程、牙根一级出库入库流量及调节库容变化过程见图3。

图3 两河口-牙根一级水库协调运行分析(无协调运行规则)

牙根一级没有与风光进行互补，在无同步运行规则，低谷时段(24 h～7 h)仅维持35%单机出力基荷，以满足下泄生态流量要求，在高峰时段根据系统要求调峰，发挥容量作用。牙根一级的入出库流量过程差异较大，水库调节所需要的日调节库容约2 411万m3，超出了本身的调节库容(1 659万m3)。

为了使得牙根一级水库能够协调运行，需对牙根一级制定相应的规则，使其与两河口尽量同步运行。具体方法为：在电力电量平衡计算中，参照两河口的出力过程，对牙根一级切负荷平衡出力进行逐步调整，并满足牙根一级日内平均出力、工作容量等边界约束。

在对牙根一级制定同步运行规则后，牙根一级水库所需要的日调节库容约1 633万m3，小于本身的调节库容(1 659万m3)。两河口水风光互补典型日出力过程、牙根一级出力过程，牙根一级出库入库流量及库容变化过程，见图4。

图4 两河口-牙根一级水库协调运行分析(有协调运行规则)

将图3、图4对比分析，在遵循协调运行规则之后，牙根一级与两河口电站可基本同步运行。

对其他上下游衔接紧密的梯级组合，同样可通过制定相应的同步运行规则，使下游梯级与上游梯级同步运行，水库能够协调运行。

4.3 控制上游梯级调峰时间规则

以锦屏一级、锦屏二级这组梯级为例。无梯级协调运行规则时，锦屏一级水风光互补典型日出力过程(以风光负荷相反出力典型、平水年7月为例)，锦屏二级出力过程、锦屏二级出库入库流量及库容变化过程见图5。

图5 锦屏一级-锦屏二级水库协调运行分析(无协调运行规则)

锦屏一级为适应风光出力波动，在1 h～13 h时段，出力较小且波动变化大，与此同时，锦屏二级在该时段出力过程变化不大。而在17 h～23 h，锦屏一级出力较大且平稳，连续调峰时间长。锦屏二级需要936万m3日调节库容，超出本身的调节库容(496万m3)。

对于这种情况，可适当控制锦屏一级电站调峰时长，提高锦屏一级低谷时段的出力，使锦屏二级电站满足调节库容限制要求。具体方法为：缩短锦屏一级调峰时长，并提高非调峰时段的出力。

调整后锦屏一级水风光互补典型日出力过程(风光负荷相反出力典型、平水年7月)、锦屏二级出力过程、锦屏二级出库入库流量及库容变化过程如图6。

对比图5和图6，在控制调峰运行时间这一协调运行规则约束下，锦屏一级和锦屏二级运行更加协调，锦屏二级需要日调节库容493万m3，略小于本身调节库容(496万m3)，水库能够正常运行。

5 结 语

雅砻江流域水能、风能和太阳能资源丰富，区位优势突出，有利于建设全流域的“水风光互补”清洁能源示范基地，充分利用水电站群调节性能，平抑风电、光伏的不稳定性，实现三种清洁能源的优化利用。水风光互补电源的日内出力与负荷需求特性表现出较好的一致性，对系统的适应性良好。

雅砻江各梯级电站相互衔接，联系紧密，水风光互补运行后会改变上下游梯级的入库、出库流量过程，对各梯级电站和水库日内调度运行产生较大影响。各个梯级组合之间可能会出现水库无法协调运行而导致弃水的情况。

研究表明，无论在何种风光出力典型下，均可以制定相应的协调运行规则，如下游梯级与上游梯级同步发电运行、控制上游梯级调峰时间等，对梯级之间调度运行加以一定的约束，使各梯级电站能够充分利用本身的调节库容，做到水风光互补之后，水库协调运行不弃水。