2014年9月10～14日，作者在中电投黄河上游水电开发有限责任公司(以下简称黄河公司)与公司总经理谢小平、副总经理杨存龙以及有关部门负责人就龙羊峡“水光互补”32万千瓦并网光伏发电项目进行了座谈，并到青海省海南州共和县恰卜恰镇的塔拉滩和龙羊峡水电站进行了实地调研。现将调研情况撰文与读者分享。
青海省太阳能资源简况
青海省地处中高纬度地带，太阳辐射强度大，光照时间长，年平均总辐射量可达5560～7400兆焦耳/平方米，其中直接辐射量占总辐射量的60%以上，仅次于西藏，位居全国第二。省内海南州太阳辐射强，光照充足，属于高原型大陆气候，年均降雨量相对偏少，该地区的年平均太阳辐射量在6381.6兆焦耳/平方米以上，年平均日照时数在2719小时以上，年平均日照百分率在55%～80%之间。由于青海的日照条件优越，地势平缓，荒漠、戈壁广袤，得天独厚的优势使青海成为我国重要的光伏电站基地。
2013年，青海光伏电站发电量超过了26亿千瓦时。截至2014年2月底，青海省已并网的大型光伏电站有131座，累计装机容量达到了310万千瓦。
龙羊峡“水光互补”光伏电站概况
并网光伏电站存在的问题
太阳能发电属于能量密度低的能源，光伏发电具有出力不稳定和间歇性的特点，长距离输送中电力潮流变化将会给电网的电压控制增加难度，电力系统需要有足够备用容量来调节，通常会有相应的火电机组承担旋转备用，因而消耗煤炭、油气等化石能源，造成污染物及温室气体的排放。
“水光互补”并网光伏电站建设的目的
为充分利用青海省丰富的太阳能资源，促进太阳能发电产业发展，推动产业结构调整和节能减排，将资源优势转变为经济优势，促进地方经济发展，解决并网光伏电站运行时对电网的影响，黄河公司提出探索“水光互补”协调运行机制，根据国家能源局国能新能〔2012〕364号复函，开展了龙羊峡“水光互补”32万千瓦并网光伏发电项目的前期工作。该项目由西北勘测设计研究院设计，经青海省发展和改革委员会青发改能源〔2013〕452号文核准批复立项。
龙羊峡“水光互补”32万千瓦并网光伏发电项目
龙羊峡“水光互补”项目中的光伏电站位于青海省海南州共和县恰卜恰镇西南约12千米处的塔拉滩光伏发电产业园内，总规划容量85万千瓦。一期建设容量32万千瓦，于2013年3月开工，当年12月投产发电。项目生产运行期为25年，在运行期内年平均上网电量约为4.98亿千瓦时，总投资35.5亿元。二期建设容量53万千瓦，已于2014年8月开工建设。
一期并网光伏电站占地面积9.16平方千米，光伏组件选用单晶硅电池组件240～255MWp和多晶硅电池组件235～255MWp多种规格组合方式，组件采用固定式安装，固定倾角为33度。光伏发电单元以1MWp为1个方阵，共320个方阵，每个方阵设一座逆变器室，室内设2台500千瓦逆变器，室外设一台1000千伏安箱变，将逆变器出口270伏交流电升压至35千伏。每8个箱变高压侧环网连接组成1回集电线路，共4回集电线路，输送阵列区35千伏升关站(35千伏开关站选用SF6充气柜，开关采用真空断路器)。每64兆瓦光伏发电区建一座35千伏开关站，共6座开关站，其中4座开关站各以2回35千伏架空线采用同塔双回或同塔四回方式接入330千伏升压站，2座距离升压站较近的开关站采用直埋电缆方式接入升压站。330千伏升压站按4台240兆伏安主变配置，一期新建2台240兆伏安主变，预留两台主变位置。
光伏电站并网工程建设一回330千伏架空线，送电距离约50千米，接入龙羊峡水电站。光伏电站及并网工程构成了龙羊峡水光互补32万千瓦并网光伏发电项目，实现了光伏电站和龙羊峡水电站的协调控制运行。
龙羊峡水电站简况
龙羊峡水电站位于青海省共和县和贵南县交界处的黄河干流上，是龙羊峡至青铜峡河段的第一个梯级。正常蓄水位2600米，总库容247亿立方米，其中有效库容193.5亿立方米。校核洪水位2607米，相应库容276亿立方米，具有多年调节性能。龙羊峡水库控制着黄河上游水电站的平均水头，是一座巨大的调蓄电能库。
工程枢纽由主坝，左、右岸重力墩和左右岸副坝，泄水建筑物及电站厂房等组成。电站装机128万千瓦(4×32万千瓦)，保证出力58.98万千瓦，设计多年平均发电量59.42亿千瓦时。1987年9月第一台机组发电，1989年全部机组投产发电。电站自投产发电以来，发挥了水库多年调节性能和电站调峰调频能力，为青海省乃至黄河全流域的国民经济发展发挥了重要作用，为下游梯级电站稳发、多发、减少弃水提供了保证。截至2014年8月底，电站累计发电量1236.88亿千瓦时。
电站投运初期的15年期间水库上游来水偏少，大部分年份来水偏枯甚至特枯。因90年代黄河下游河道多次断流出现用水危机，以及经济发展电力紧缺等原因，多次对龙羊峡水库采取非正常调水，导致龙羊峡水库长期低水位运行。2005～2013年间，龙羊峡水库多年平均来水量202.27亿立方米，水库的年平均水位保持在2577.34米至2587.2米之间运行。
龙羊峡“水光互补”协调运行简要情况
为 解决光伏发电存在的问题，黄河公司组织有关科研院所，研发了水光互补协调运行控制系统，利用水轮发电机组的快速调节能力和龙羊峡水库的调节能力，改善了光 伏发电的有功出力曲线，使之较为平滑，因而提高了光伏电站的电能质量，较好地实现了水力发电和光伏发电快速补偿的功能，使光伏发电转换为安全、稳定的优质 电源并能够安全并网。
光伏发电特性
光伏发电受太阳能季节变化、昼夜变化、云层厚度、温度等多种因素的影响，具有明显的间歇性、波动性、随机性、不可改变和不可储存等特点，出力曲线如图1、图2所示。
图1 光伏电站运行出力曲线图(多云天气)
图2 光伏电站运行出力曲线图(小雨天气)
“水光互补”是可再生能源之间的优势互补
龙羊峡“水光互补”32万 千瓦并网光伏电站是在考虑水量平衡的基础上，结合龙羊峡水库调节能力，通过水轮机组快速调节性能，将光伏发电锯齿形出力曲线调整为平滑稳定曲线，为电网提 供优质电能，提高了电网运行稳定性。同时，也提高了水电站对电网的调节能力和送出线路的利用率。“水光互补”模式可以腾出部分水电机组容量作为系统备用容 量，增加调峰能力，其送出的电相对于独立光伏电站而言，对电网更为友好。“水光互补”是清洁能源之间的优势互补，且减少煤炭消费的同时，效率更高。
当龙羊峡水电站水轮发电机组切入水光互补协调控制模式时，可选择单机或多机AGC成组方式运行，补偿光伏出力与调度发电计划之间的出力，仍能基本保证全厂总出力与调度发电计划吻合，满足调度对幅值响应误差不超过3%的波动要求，尤其是多机成组控制方式下，调节响应性能更好。“水光互补”协调运行实际情况从实际运行情况看，每天从上午9时开始，光伏电站负荷逐渐增加，水电负荷逐渐降低，从16时开始，光伏电站负荷逐渐减小，水电负荷逐渐增加，形成“水光互补”。还可以根据天气状况进行协调控制，使之不论晴天天气或是变化天气均可以达到调节效果(见图3)。目前，龙羊峡“水光互补”32万千瓦光伏电站与龙羊峡水电站在投入AGC成组控制后水光互补协调运行，效果良好，运行稳定。
图3 光伏有功曲线及水电互补曲线
注：蓝色曲线为光伏实际发电值，绿色曲线为全厂负荷曲线值，红色为水电与光伏互补后全厂实发总有功，紫色为龙羊峡水电实发出力。
由图3可以看出，在全天晴天天气或变化天气中，经“水光互补”AGC调节后的水电及光伏联合实发总有功，严格跟随全厂负荷曲线值，调节性能良好。
对“水光互补”协调运行的评价
龙羊峡“水光互补”并网光伏电站，通过对龙羊峡原有监控系统的改造，自主开发了水光互补协调运行控制软件，实现了“水光互补”协调运行AGC控制、AVC控制及水量平衡控制；提高了光伏发电电能质量，实现了最大限度的利用太阳能和水能资源的目的。目前“水光互补”协调运行在国际上尚属首例，由水规总院等单位组成的专家组认为该项目技术处于国际领先水平，应用前景广阔，具有较高社会经济效益。
一是龙羊峡“水光互补”并网光伏电站将光伏电站与水电站作为同一个电源点，在考虑水量平衡的基础上，结合龙羊峡水库调节能力，通过水电机组快速调节性能，优化光伏发电出力曲线，为电网提供优质电能。“水光互补”后的总出力曲线满足电网波动范围要求，提高了电网运行稳定性。
二是光伏电站通过水电站调节后与独立光伏电站相比，对电力系统更加友好，减少了电力系统为吸纳独立光伏电站发电所需的旋转备用容量；将并网光伏电站需全网有功与无功补偿变为局部龙羊峡水电站补偿，提高了电力系统的安全性和稳定性。
三是黄河上游青海境内水电站设计发电利用小时均在4000小时左右，送出线路送出能力较大。龙羊峡水电站于1989年投运以来，实际年发电利用小时数在3500小时左右。通过龙羊峡“水光互补”协调运行，在不影响龙羊峡水电站发电效益基础上，不但提高了光伏发电电能质量，还使龙羊峡水电站送出线路年利用小时数提高到5019小时，提高了已建送出工程的经济性。
四是通过龙羊峡“水光互补”项目的实施，进行水电站设备参与协调控制性能的研究，确定了“水光互补”的控制方式及调节原则，自主研发了一套适合大规模并网光伏电站与大型水电站联合控制运行的AGC、AVC系统控制软件，得出水电站水库水位与光伏电站协调运行的关系曲线，填补了国内大规模水光互补关键技术的空白，推动国内乃至国际大规模“水光互补”技术的发展。
建议
有关资料显示，青藏高原具有丰富的太阳能和水电资源，水电技术可开发装机容量约占全国的25%，荒漠土地数量大，在青藏高原建设大规模“水光互补”并网光伏电站，具有得天独厚的条件。龙羊峡“水光互补”项目的实施，为青藏高原实现更大范围的“水光互补”提供了技术支撑。
一是黄河公司应继续通过“水光互补”协调控制实践，探索更加合理可行的“水光互补”实际控制运行方式，收集积累运行相关数据，总结“水光互补”光伏电站的理论及其系统设计、建设、运行和管理技术，为探索水光互补能源基地建设奠定实证基础，为电力系统输送优质电能。
二是各级能源主管部门要重视和支持黄河公司“水光互补”的探索实践，组织总结和推广成熟经验，并应及时研究、制定推广“水光互补”项目规划。
