范开明，黄滔滔

（中国电建集团贵阳勘测设计研究院有限公司，贵州 贵阳 550081）

0 引言

根据国家“30，60”碳达峰、碳中和战略规划，到2030 年末，风电、光伏等新能源电源的装机总容量将超过12 亿kW，占一次能源的消费比重将达到25%左右[1，2]。光伏、风电新能源电源的出力因受阳光、风力的随机性和不确定影响，天生具有间歇性、不稳定性和随机性，且相关电气设备的抗干扰能力及系统稳定支撑能力较弱，若通过新建长距离高压送电线路直接将如此大规模的新能源电源接入电网，将对电网潮流、频率和电压产生较大影响，对电网稳定性造成威胁[3-5]，同时，高昂的送出通道建设费将大大提高新能源项目每千瓦的投资指标，甚至造成项目因为经济指标不达标而无法获批。因此，研究大规模大容量新能源项目的送出消纳方式显得尤为重要。

水电站具有运行灵活、启动迅速、较快适应负荷变动等特点，可对不稳定的新能源电源进行补偿。利用水能、光能的互补性，依托水轮发电机组的快速调节能力，当光伏电站出力发生变化时调整水电站的有功出力进行补偿，实现水光互补发电，达到平滑光伏出力曲线、提高光伏发电质量的目的[6，7]。

本文通过分析研究将新建的大规模新能源电站接入附近已有水电站，利用水电站原有送出通道的空闲裕度，将新能源发电与水电发电打捆联合送出这一新模式，并通过多方面影响因素的分析，探讨水光互补开发模式。

1 工程概况

光伏电站拟装机规模为300 MWp，采用445 Wp单晶硅光伏组件，运行期20 年平均年上网电量约30 753.64 万kW·h，等效满负荷年利用小时数为1 015.72 h。本项目采用水光互补模式开发，本光伏电站与光照水电站同属于一家发电企业且本光伏电站与光照水电站相距较近，光照水电站前期已采用500 kV 电压等级接入南方电网。光伏电站初拟以1回长约4 km 的500 kV 架空线路（导线截面4×300 m2）接入光照水电站500 kV 备用间隔，与光照水电站联合送出接入南方电网，充分发挥水电的调节能力，达到水光互补的目的。

2 水电站接入光伏的基础条件分析

2.1 水电站电力运行现状

光照水电站的工程任务主要为发电，兼顾航运。电站装机总容量1 040 MW，机组台数4 台，多年平均发电量27.54 亿kW·h，保证出力180.2 MW，调节库容20.37 亿m3。根据2015~2019 年光照水电站各月出力的均值统计，7 月出力最大，5 月、11 月出力最小；5 年的年平均接近满发小时数（按装机容量的90%计）376 h，占白昼时间（按日12 h）的比例为8.58%，其中2017 年最多（21.42%），2015 年次之（15.34%）。光照水电站近5 年月平均出力见图1。

图1 光照水电站近5 年月平均出力折线图（2015~2019 年）

2.2 水电站送出通道利用现状

光照水电站在整个贵州电网主要承担调峰、调频、事故备用和改善电网运行条件的作用，根据收集的光照水电站2015~2019 年的运行资料来看，光照水电站2015 年、2016 年送出线路通道容量为1 630 MW，2017~2019 年送出线路通道容量为1 170 MW。近5 年通道利用率在12.6%~25.0%之间[8]，其小时累计的5 年平均通道利用率为19.2%，可见“水光互补”有一定的通道条件。光照水电站近5 年送出通道利用率见表1。

表1 光照水电站近5 年送出通道利用率

3 水光互补规模配置分析

3.1 配置原则

为充分利用太阳能资源，发展非水可再生能源，水电站配置光伏装机规模的原则如下：

（1）光照水电站“水光互补”时的通道容量按水电站装机容量（1 040 MW）考虑，总出力原则上不超过水电站最大出力，不额外占用电力输送通道容量。

（2）北盘江梯级电站是贵州电网的关键电源，其功能与作用应尽量不变；因此，光照水库及水电站在北盘江梯级中的作用不变[8，9]，逐月平均出力过程考虑整个北盘江梯级水电站的协调运行，其月或旬的水量保持原有的平衡不变。

（3）通过“水光互补”协调方式，按在通道容量一定的前提下，发挥光照水电站的“可调节性、启动迅速、调度灵活”等特性，实施对光伏出力的调节，并使光伏发电量多年平均吸纳率控制在95%左右。实际调度时，应结合水电具体的来水及库容等情况，相应核定其吸纳率。

3.2 弃水及弃光率分析

根据光照水电站长系列径流调节计算成果，按出力过程选择丰、平、枯典型年。同时，根据光照水电站2015~2019 年5 年实际运行出力情况，考虑配置光伏后进行弃水及弃光率统计。由于水电电能质量较好，在水库基本蓄满和电站基本满发的情况下，优先水电发电。

光照水电站配置30 万kW 光伏项目，水电归入互补比例为25%时，留有75%通道作为水电原功能的保留，通过水电站日内调节光伏，弃光率为0.1%。经过水光互补，可平抑光伏的出力过程，在保持水电站一日总出力不变的原则下，使水电以容量支持光伏，光伏以电量支持水电，提高通道的利用率。水电站不同典型年配置30 万kW 光伏后弃光率统计见表2。

4 水电站受影响分析

4.1 对水电站库容的影响分析

为调节光伏，水电站按预见期1 日安排次日发电，考虑最不利的光伏随机性预报误差，即预报为0而实际是最大（或相反），且预报误差的发电由光照水电站来存储或填补，此时光照水库下泄流量的误差变化将需由下游梯级水库来调节。

北盘江流域光伏年平均发电利用小时数约1 000 h，光照水电站推荐配置的光伏装机30 万kW，相当于一天的光伏电量82.2 万kW，相应需要光照水库调节库容258 万m3。光照调节库容20.37 亿m3，调节光伏所需的库容仅占调节库容的0.13%，占比甚微，不影响光照原设计的水库库容要求。

4.2 对水电站出力过程的影响分析

根据2015~2019 年光照水电站实际出力过程，光照水电站5 月开始逐渐加大出力，8 月以后逐渐减少出力。根据2015~2019 年各月的典型日出力过程，光照日出力高峰有两个，一个位于11：00~13：00之间，另一个位于19：00~21：00 之间，与贵州省的负荷特性基本一致。光照配置300 MW 光伏时，水电站25%的容量、电量及通道用于协助吸纳光伏，可满足光伏吸纳率不低于95%，水电站及通道另外的75%保留原设计的调峰、调频和备用等功能。

2015~2019 年各月平均情况下，对于光照水电站配置30 万kW 的光伏电站，水电站因调节光伏而改变的水电日出力过程对应的电量占原水电电量比重均值为0.005%；仅7 月需要调整，仅为0.06%。因此，从近五年的光照水电站实际的出力过程平均情况来看，水电站配置300 MW 的光伏电站，对光照水电站日出力过程的影响较小。

4.3 对下游梯级电站补水的影响分析

根据2015~2019 年各月平均日出力过程和配置300 MW 的平均光伏吸纳成果，分析光照水电站在近五年平均情况下，因调节光伏，水电站在各别月份会改变少量日内水电站的出力过程，特别是在非汛期，光照水电站利用自身的调节性能使其在非汛期均匀对下游梯级补水，因此需要考虑光照水电站调节光伏改变日出力过程后对下游梯级的补水影响。

从2015~2019 年各月平均出力统计来看，11 月~次年2 月出力相对较为均匀，以最不利月份（2017年10 月）为例，为调节光伏，如电网对水电站日内出力无新增要求，由于日内高峰时段光伏发电，原水电站日平均发电量565.3 万kW·h，若不改变水电站的日出力过程，新增光伏后日均减少13.84 万kW·h的发电量，假设原本10 d 完成的补水任务，需10.25 d完成，影响较小。

5 结语

由前文的分析可知，在现有水电站送出通道具备利用率的前提下，将新建光伏电站按合适的规模接入水电站后利用原有送出通道打捆送出，不仅对水电站本身及其所在流域梯级电站基本无影响。而且，在合理的调度运行方式下，可实现水电站与光伏电站之间容量、电量互补，提高水电站原有送出通道利用率，实现水光互补。