新能源对清江梯级电站运行影响分析研究

刘 晓，黄 迪，赵 军

(湖北清江水电开发有限责任公司，湖北 宜昌 443000)

0 引 言

2020年，我国正式提出“双碳”目标，预计到2030年争取实现碳达峰战略目标，2060年争取实现碳中和战略目标[1-2]。在“双碳”目标引领下，加速构建以新能源为主体的新型电力系统[3-5]，是重塑我国能源体系的根本路径。与常规电源相比，新能源出力具有显著的间歇性、波动性、随机性特点[6-8]，随着新能源的大规模并网，给电网的安全稳定运行带来一定的冲击。水电作为一种清洁能源，具有调节容量大、调节性能良好等显著优点，可充分弥补新能源出力的不确定性[9-11]。

目前，国内针对新能源消纳以及多能互补联合发电调度运行有大量研究成果，文献[12]以雅砻江下游流域水风光一体化多能互补示范基地为研究对象，提出水风光多能源集总式调度运行模式；文献[13]以澜沧江流域为研究对象，探索建设水风光多能互补基地的优势；文献[14]以金沙江下游水风光清洁能源互补基地为研究对象，建立以新能源装机规模最大、新能源及水电弃电量最小为目标的多能互补系统新增新能源装机规模计算模型。

清江梯级作为华中电网中调节性能良好的调峰、调频电站，必然承担着与新能源互补调度运行的责任。但目前国内鲜少有关于清江梯级电站和新能源互补方面的研究。针对上述现状，本文结合目前已有的一些研究成果，考虑水、风、光发电出力特性，建立清江梯级水电与风电、光伏互补运行情况下的出力模型，探索新型电力系统下清江梯级电站的出力特性以及面临的形势，为后期进一步探索互补运行下的清江梯级水库各期水位控制策略奠定基础。

1 研究背景与意义

1.1 流域及电站概况

清江流域横贯湖北省西南部，位于东经108°35′～111°35′与北纬29°33′～30°50′之间的副热带地区。干流全长423，总落差1 430 m，流域面积为17 000 km2。

清江自上而下建有水布垭、隔河岩、高坝洲3个梯级电站。其中水布垭电站装机容量1 840 MW，是湖北省乃至华中地区不可多得的具有多年调节性能的水电站。隔河岩电站装机容量1 212 MW，具有年调节能力。高坝洲电站装机容量270 MW，是隔河岩的反调节电站，具有日调节能力。

1.2 湖北新能源开发前景

湖北风能处于Ⅳ类资源区，太阳能处于Ⅲ类资源区，根据湖北省气象局对全省风能和太阳能资源储量核算结果，全省风能资源可开发总量4 620万kW；全省光伏发电理论可开发量55.89亿kW，按保守型计算(取3%计算面积可开发率)，光伏发电技术可开发量1.68亿kW，按激进型计算(取10%计算面积可开发率)，光伏发电技术可开发量5.59亿kW。从资源储量来看，湖北地区光伏发电潜力将明显超过风电。

1.3 近年来新能源对清江的影响

近年来，随着新能源装机的大幅增长及大规模并网运行，对清江梯级水电站的运行方式影响已逐渐凸显。

2021年、2022年，在汛前水位消落的关键期3月～5月，清江梯级频繁出现无法按照计划发电的情况，主要原因一方面是这段时间电网负荷需求不算高，另一方面是新能源出力较大，清江为新能源调峰，导致清江外送通道频繁受限。受此影响，梯级水库汛前水位消落进展较预期变缓，为水库防洪度汛安全带来一定隐患。

根据能源发展规划，未来新能源装机规模将不断扩大，对清江梯级水库运行方式会带来更加明显的影响，为此需要探索与新能源互补运行下的清江梯级电站运行特性，并为进一步调整梯级水库的调度策略奠定基础。

2 理论分析

2.1 风电出力特性研究

风力发电是将风的动能转换成电能，风速是影响风机输出功率的重要因素。由风速确定的风力发电机的输出功率可以用以下分段函数[15]表示。

(1)

式中，NWP(t)为t时段风机出力；v(t)为t时段风速；vin为风机切入风速；vout为风机切出风速；vr为风机额定风速；NWP.r为风机额定出力。设风机额定出力为1 MW，则NWP(t)可视为1 MW风电装机容量产生的功率。

2.2 光伏出力特性研究

光伏电站是将太阳光辐射能转换成电能，光伏面板的输出功率主要取决于温度和太阳辐射强度，可以描述为如下函数[16]

(2)

(3)

式中，Nps(t)为t时段光伏发电机组出力；IPV为光伏机组额定装机容量；Hs(t)为t时段辐射强度；HSTC为标准测试条件下辐射强度，这里取1 000 W/m2；Ts(t)为t时段面板温度；TSTC为标准测试条件下温度，25 ℃；Ta(t)为t时段地表温度；Ts，TETC为标准测试下面板温度，47 ℃；Ta，TETC为估算测试条件下环境温度，20 ℃；HTETC为估算测试条件下辐射强度，这里取800 W/m2；c1为降额系数；c2为功率温度系数。目前典型的光伏面板c1、c2分别是93%/℃、-0.5%/℃。设光伏机组额定装机容量为1 MW，则Nps(t)可视为1 MW光伏装机容量产生的功率。

2.3 互补运行下水电发电能力研究

以清江梯级龙头电站水布垭为研究对象，研究互补运行下水布垭发电能力，建立水布垭电站与风电、光伏互补运行下的出力模型为

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

(4)

(5)

式中，Hp，SBY(t)为t时段水布垭最大可发出力；Lq，SBY(t)为t时段水布垭外送线路最大限制出力；ICWP为与水布垭共用外送线路的风力发电装机容量值；NWP(t)为t时段风电机组单位装机出力；ICPV为与水布垭共用外送线路的光伏发电机组装机容量值；Nps(t)为t时段光伏机组单位装机出力；ESBY为水布垭日最大发电量；T为时刻，这里取23∶00。

3 计算成果

3.1 水布垭近区风电出力分析

以水布垭近区2020年、2021年风速数据为研究对象，数据来源为NASA气象数据(网址https：∥disc.gsfc.nasa.gov)，经纬度范围为东经109.67°-111°，北纬30.25°-30.75°，对其进行处理后，确定分月、分时水布垭近区平均风速，见表1。

表1 水布垭近区平均风速 m/s

目前常见的风力发电机其切入风速一般是2.5～3 m/s，额定风速为8～12 m/s，切出风速19～25 m/s。取明阳MYSE3.0型号风机参数作为计算依据，其切入风速为2.5 m/s，额定风速为8.5 m/s，切出风速为20 m/s，额定装机容量取单位装机(1 MW)，可计算出每单位装机对应的风电出力，见表2。

表2 水布垭近区单位装机风电平均出力 MW

由表2可以看出，水布垭近区风电季节性差异不算明显，但是日内出力呈现相对明显差异。日内风电出力在13∶00～20∶00出力水平相对较低，在其他时间段出力水平整体较高。

3.2 水布垭近区光伏发电出力分析

以水布垭近区2020年、2021年辐射强度、地表温度数据为研究对象，数据来源与经纬度范围同上述风速数据一致，额定装机容量取单位装机(1 MW)，可计算出每单位装机对应的光伏发电出力，见表3。

表3 水布垭近区单位装机光伏发电平均出力 MW

由表3可以看出，在太阳辐射较强的5月～8月，光伏出力最大；其次是3、4、9月，光伏出力也相对较大，1、2、10、11、12月，光伏出力相对较弱。日内，受太阳辐射影响，10∶00～15∶00光伏出力较大，7∶00～10∶00、15∶00～18∶00光伏出力较小，其他时间光伏基本没有出力。

3.3 互补运行下水布垭最大发电能力分析

水布垭位于华中电网500 kV电网架构中，其通过水渔I回、II回线路接入渔峡变，再通过恩渔线、渔兴线、渔宜线以及渔朝线(在建)与外部电网产生联系。计算时水布垭外送线路最大限制出力以水渔I回、II回线路最大容量(3 800 MW)为边界，并考虑电网峰、平、谷段用电需求比例(冬夏季峰、平、谷段负荷比例一般为1∶1∶0.7，春秋季峰、平、谷段负荷比例一般为1∶0.8∶0.7)，设置水布垭外送线路冬夏季(12月～翌年2月和6月～8月)分月、分时最大限制出力为

(6)

春秋季(3～5月和9～11月)分月、分时最大限制出力为

(7)

式中，Lq，SBY(t)为t时段水布垭外送线路最大限制出力；Lmax为水渔I回、II回线路最大容量。

在研究背景中提到，根据湖北省气象局对全省风能和光伏资源储量核算结果，按保守型计算出的光伏发电技术可开发量，全省风电与光伏装机比例1∶3.6，按激进型计算出的光伏发电技术可开发量，全省风电与光伏装机比例1∶12.1。以保守型比例分配与水布垭共用外送线路的风电与光伏装机，计算新能源不同装机规模下水布垭分月、分时最大发电能力如图1所示。

图1 水布垭水电站最大发电出力

从以上对水布垭最大发电能力的计算分析中，可以得出以下规律：

(1)当风电装机规模达到一定趋势时，水布垭夜间最大发电出力将受限；当风电、光伏发电规模达到一定程度时，水布垭白天的最大发电出力也将受到影响。

(2)因湖北省内光伏资源可开发量远高于风能资源可开发量，预计未来光伏发电对水布垭出力的影响将会更加明显。日内，在光伏出力比较强的时段，叠加风电出力，水布垭将会出现连续时段的无法发电的情况，且随着新能源装机规模的扩大，受影响时段变长。

(3)在光伏相对比较强的4月～9月，水布垭最大发电能力受到的影响最大；根据用电规律，谷段期间负荷需求很低，白天受新能源发电影响出力受限，预计在风电、光伏达到一定规模后，水布垭仅在18∶00～22∶00才会有较大的出力空间。

对隔河岩水电站进行相应计算后，其在与新能源互补运行下最大发电能力呈现出的规律与水布垭水电站一致。

4 结 论

根据电网当前实际运行情况，湖北电网最大负荷一般出现在每日18∶00～22∶00之间，最小负荷一般出现3∶00～5∶00之间；风电最大出力一般出现在每日23∶00～次日1∶00之间，光伏最大出力一般出现在每日11∶00～14∶00之间，比早峰最大负荷时段略滞后。

从季节性来看，春秋两季无降温和采暖负荷，用电负荷相对轻，新能源出力对常规电源有较强的限制作用，而对调节性能良好的电站，影响更大。结合以上分析，可以得出以下结论：

(1)随着新能源装机规模的增加，清江梯级运行必然会受到影响。因湖北省内光伏资源可开发量远高于风能资源可开发量，预计未来光伏发电对清江梯级出力的影响将会更加明显。

(2)谷段，受用电负荷低和省内风电出力影响，清江梯级在谷段出力有限，且可能长期以小出力运行方式与新能源互补运行，以保障电网的安全稳定；白天，在光伏出力较大的时段，与风电出力叠加影响，清江梯级出力也会存在明显的受限，当新能源达到足够的装机规模时，清江梯级在8∶00～17∶00基本无出力空间，即使开机运行，也会以最小出力方式与新能源互补运行；18∶00～22∶00这段时间，电网负荷需求旺盛，光伏无出力，清江梯级有比较充足的发电空间。

(3)春秋两季，系统负荷轻，新能源出力也比较大，此时清江处于汛前水位消落关键时期和可能发生秋汛的时期，若这段时间来水充沛，汛前消落压力会增加，秋汛期来水消纳也会有难度，弃水风险随着新能源装机的增加而增大。