叶 瑞，邹 金，卢斯煜，龙 健，王 健，周 星，周保荣，吴亚杰

(1.华能澜沧江能源销售有限公司，云南 昆明 650206；2.南方电网科学研究院有限责任公司，广东 广州 510663；3.华能澜沧江水电股份有限公司，云南 昆明 650214)

0 引 言

在西电东送的大背景下，具有大型控制性水库的流域龙头水电站因其具备大范围的枯汛期电量调节能力，在促进区域节能减排，优化地区能源结构，促进可再生能源消纳等方面具有重要作用[1-2]。因此，对含控制性水库的流域龙头水电站的综合价值进行充分发掘，有利于发挥水电资源在电力系统运行中的多方面价值，实现水电资源的高效利用。此外，随着我国电力体制改革的持续深化，市场化定价机制成为主导，对含控制性水库水电站的综合价值研究成果，将对优先发用电计划管理、中长期交易市场完善、现货及辅助服务市场建设等核心改革方向起到积极的参考作用[3]。

目前，国内外对于大型流域梯级电站的研究主要集中在电站集群优化调度方面，从调度模型、优化算法等角度对水电站集群优化调度进行了详细研究[4- 8]，对流域梯级电站在电力系统中的作用和价值研究则较少。同时，在电力系统运行模拟的研究中，对水电站模型及运行特性的考虑一般较为简化，详细考虑流域梯级水电站特性的研究则更少，运行模拟结果无法充分体现梯级水电在系统中的调节作用和价值，因而对于梯级水电占主导的区域电力系统，需考虑详细的梯级水电站模型和运行特性，全面分析流域梯级水电站在电力系统发挥的综合价值。

本文从系统运行的角度，采用电力系统运行模拟分析手段，基于流域含控制性水库水电站的历史发电曲线，对含控制性水库水电站的运行特性进行详细建模，并通过对区域电力系统进行全年逐小时的运行模拟，对流域含控制性水库水电站在系统节能减排、可再生能源消纳等多个方面的作用进行定量分析，总结归纳含控制性水库水电站在电力系统中的综合价值。

1 含控制性水库水电站模拟方法

水电是低碳清洁的一次能源，水电站的运行成本低，环境污染少，但受水电站的库容限制和上游流域的降水量影响，水电站的可利用水能有限。为增强流域水资源的时空优化配置能力，水电开发通常采用梯级电站的形式，而控制性电站因其库容较大，具有良好的调节能力，在区域调节、系统运行中发挥重要作用。

以某流域的梯级水电站群为例，X、Y电站是流域具备较强调节能力的两个大型控制性电站，其多年调节能力对流域电站群发电优化，以及区域电网全年运行调节起到关键的作用。图1所示为该流域的X、Y电站及无调节能力的径流式电站的平均出力曲线，可以看出X、Y电站与径流式电站出力曲线存在较大差异，流域含控制性水库的电站汛枯调节作用显著。

在电力系统运行模拟计算中，为充分体现含控制性水库电站的容量调节特性及水库的汛枯电量调节能力，其出力可通过下述优化方式进行：基于各水电站在给定水文条件下的“三段式出力”，即预想出力、平均出力和强迫出力，其中预想出力为机组一定时间段内的可发最大出力，平均出力为机组一定时间段内的平均出力，用以表征机组在给定时间内的发电量，强迫出力表示机组在一定时间段内的最小技术出力。“三段式出力”表可根据水电站的水文条件和历史出力情况统计而得，如表1所示。

表1 X、Y电站的三段式出力 (p.u.)

基于水电站的“三段式出力”表，可在系统或分区逐月典型日负荷曲线上按各水电站的出力优化序位确定各水电站的工作位置，同时对具有不同调节能力的电站设置不同的水库调节系数以表征电站在不同调节方式(如周调节、月调节、年调节、多年调节等)下的调节能力，以实现充分利用水电站容量效益和电量效益的目的。

2 系统运行模拟优化模型

含大型控制性水电站的电力系统运行模拟过程中应充分发挥水电的综合效益，以中长期水文预测为基础，在已知各电站天然径流和区间入流过程的前提下，考虑水库群之间的耦合关系，建立包含大型控制性水电站的电力系统运行模拟模型。

2.1 目标函数

含大型控制性水电站的电力系统运行模拟模型，以系统总能耗最小、可再生能源弃电量最小与系统电力不足最小为目标函数，为多目标问题的联合协调优化。该模型的目标函数为

(1)

式中，∩表示并列关系；C(Pg)、C(Ps)分别为水平年系统和火电站的总能耗；Pg、Ps分别为电站及火电站的发电出力；Ew，Q、Ep，Q、Eh，Q分别为风电、光伏和水电的弃电量；m为月份；Nm为水平年m月的天数；Ph，m，i，max和PRh，m，i分别为水平年m月i日水电最大发电出力和承担备用容量；ΔPm和ΔEm分别为电力盈余和电量不足。

2.2 约束条件

本文所述的电力系统运行优化模型考虑的约束条件主要有10个。

(1)电力电量平衡约束

(2)

(3)

式中，NG为系统电站数量；Ns为与该系统具有电力交换关系的系统数量；Pimt、Eim分别为电站i水平年m月t小时的发电出力以及m月的累计发电量；Psmt、Esm分别为其他系统水平年m月t小时送入该系统的电力以及m月的累积送电量(送入为正，送出为负)；PLmt和ELm分别为系统水平年m月t小时负荷以及m月负荷的累积用电量。

(2)调峰平衡约束

(4)

式中，ΔPim、ΔPsm分别为m月典型日电站i和其他系统的调峰容量；ΔPLm为系统m月典型日负荷的峰谷差；PRm为系统m月热备用容量。

(3)负荷及事故备用约束

(5)

式中，PRim、PCim分别为电站i水平年m月承担系统的热(负荷及事故旋转)备用及冷(事故停机)备用容量；PRsm、PCsm分别为其他系统水平年m月送入系统的热备用及冷备用容量；PRm、PCm分别为系统水平年m月热备用及冷备用容量。

(4)水电站电量平衡约束

(6)

式中，PhAVim、Phimt、PhQimt分别为水电站i水平年m月平均出力、t小时发电出力和弃水出力。

(5)电站出力上下限约束

Pim，min≤Pimt≤Pim，max

(7)

式中，Pim，max、Pim，min分别为水平年m月电站i发电出力的上、下限。

(6)火电旋转备用下限约束

(8)

式中，NGT为系统火电站数量；PTRim为火电站i水平年m月承担热备用容量；ηTmin为火电机组承担系统热备用最低比例。

(7)水电备用容量上限约束

(9)

式中，NGH为系统水电站数量；Phim为水电站i水平年m月承担系统的备用容量；ηhmax为系统水电站承担系统总备用的最大比例。

(8)火电站开机台数约束

nim，min≤nTim≤nim，max

(10)

式中，nTim为火电站i水平年m月开机台数；nim，max、nim，min分别为火电站i水平年m月开机台数上、下限。

(9)火电站启停调峰运行时最短开机、停机时间约束

tSi，min≤tSim∩tOi，min≤tOim

(11)

式中，tOim、tSim分别为火电站i水平年m月典型日启停调峰运行时连续开机小时数和连续停机小时数；tOi，min、tSi，min分别为火电站i启停调峰运行时连续开机小时数和连续停机小时数下限。

(10)电站爬坡约束

ΔPdown，i≤Pim，t-Pim，t-1≤ΔPup，i

(12)

式中，ΔPdown，i、ΔPup，i分别为电站i的最大向下爬坡能力和最大向上爬坡能力；Pim，t、Pim，t-1分别为电站i在水平年m月t时刻和t-1时刻出力。

3 综合价值分析

本节基于前述系统运行模拟优化模型，采用流域所在的某省级电网未来某年规划的负荷、电源等相关边界条件，通过对系统进行全年8 760 h的逐小时运行模拟，研究含大型控制性水库电站在电力系统中的综合价值。

根据该省级电网相关规划，未来某年全省最大负荷4 900万kW，用电量约3 000亿kW·h，外送通道最大送电3 990万kW，送电电量总计1 861亿kW·h。考虑到新能源的发展，电源装机则将达到1.36亿kW，其中水电0.78亿kW，煤电0.14亿kW，风电0.23亿kW，光伏0.18亿kW，其他类型电源0.04亿kW。

该省级区域电网中，具备调节能力的水电比重较低，水电全年可发电量中60%左右集中在6月～10月，日均发电量汛枯比在2∶1左右。其中，X和Y电站属于具有多年调节能力的大型水电站，其中X电站装机容量为420万kW，Y电站装机容量为585万kW，是该流域的控制性水电站。本文将以X、Y电站为例，从控制性电站的节能减排效益以及清洁能源消纳效益两个方面分析大型控制性水电站的综合价值。

3.1 基础方案分析

以前述系统运行模型和参数为基础，假定运行年内各类电源装机容量不发生变化，流域来水情况按平水年考虑，对该省级电网全年逐小时的运行情况进行模拟，为节能减排效益和可再生能源消纳效益分析提供基础方案。

电力方面，全年逐月最大负荷日的系统电力盈亏结果如图2所示。从图中可以看出，系统7月～10月的最大负荷日高峰时段存在少量的电力缺口，其余月份有部分电力盈余，整体满足电力平衡要求。

电量方面，各类电源中，水电全年发电量3 330亿kW·h，约占总电量的66%，新能源全年发电量985亿kW·h，约占总电量的20%，火电全年发电量715亿kW·h，约占总电量的14%。各类型电源的分月电量占比如图3所示，从各电源分月电量结构来看，水电电量占据主要地位，且发电量在汛期较高，新能源在枯期整体电量较汛期高。此外，运行模拟结果显示，系统全年弃电量均为0，系统实现了清洁能源的全额消纳。

3.2 节能减排效益

为进一步分析控制性水电站所产生的节能减排效益，将X和Y两处总容量为1 005万kW的大型控制性水电站替换为等容量的火电机组进行运行模拟，计算替代前后电力系统的发电能耗、污染排放等指标，定量分析大型控制性水电站给系统带来的节能减排效益。

电力方面，全年逐月最大负荷日系统电力盈亏结果如图4所示。从图中可以看出，火电替代方案下，系统最大负荷日电力盈余有所增加，整体而言电力盈亏情况变化不大。

电量方面，在火电替代方案下，水电电量全年减少478亿kW·h，减少的水电电量由火电顶替，系统整体满足电量需求。进一步对系统的各项指标进行统计，结果如表2所示，可以看出，X和Y电站被等容量火电机组替代后，火电发电量上升导致系统整体能耗增加。其中，系统总能耗上升61%，CO2排放和SO2排放增长约60%，说明X和Y两座大型控制性水电站具有良好的节能减排效益。

表2 火电替代后系统各项指标变化

根据上述分析可知，火电替代方案下，系统的电力和电量均能保持基本平衡，但是系统能耗和污染物排放量有显著的上升，说明控制性水电站给系统带来的节能减排效益明显，能够有效降低系统能耗及污染物排放。

3.3 清洁能源消纳效益

为进一步分析流域控制性水电站在清洁能源消纳方面所产的效益，将X和Y两处大型控制性水电站替换为等容量的无调节能力的水电站，电站的出力特性采用典型径流式电站的平均出力曲线，在此基础上对控制性电站径流替代方案下的系统进行运行模拟。

电力方面，在控制性电站径流替代方案下系统的电力盈亏变化如图5所示。由于径流电站无汛枯调节能力，枯期发电相较于具有调节能力的控制性电站更低，系统枯期月份最大负荷日的电力盈余有所降低。相较于基础方案，径流替代方案下系统5月份即出现电力缺口，10月份电力缺口较大，而在汛期7月、8月、9月，由于径流电站出力较大，系统盈亏情况与基础方案相近。

电量方面，径流替代方案下整体满足系统电量需求，但由于径流替代方案中，系统负荷高峰时段水电无法调节出力，挤占了风电和光伏的发电空间，造成系统弃风和弃光。径流替代方案下的系统逐月弃风和弃光电量结果如图6所示。从图6可以看出，弃电电量集中在汛期月份，系统全年累计弃风6.8亿kW·h，弃光0.12亿kW·h。对比基础方案可以发现控制性电站的调节能力对系统清洁能源消纳起到了重要作用。

根据上述分析可知，控制性电站径流替代方案下，由于电站失去调节能力，系统电力平衡情况有所恶化，且出现了清洁能源弃电现象。对比基础方案结果可以看出，大型控制性水电站能够在保证其容量效益的同时能够充分发挥调节能力，促进风光等清洁能源的消纳。

4 结 论

为充分评估流域大型控制性水电站在电力系统运行中发挥的重要作用和价值，本文通过建立电力系统优化模型，对系统进行运行模拟。从系统节能减排效益及系统清洁能源消纳效益两个方面对流域大型控制性水电站的综合价值进行量化评估，结果表明，大型控制性水电站能够在保证其容量效益的同时，充分发挥其库容调节能力，降低系统能耗和污染物排放，促进风光等清洁能源的消纳。

随着电力体制改革的持续深化，大型控制性水电站综合价值研究成果对将对优先发用电计划管理、中长期交易市场完善、现货及辅助服务市场建设等核心改革方向起到积极的参考作用。