光伏電站接入光照水電站的水光互補分析

范開明，黃滔滔

（中國電建集團貴陽勘測設計研究院有限公司，貴州 貴陽 550081）

0 引言

根據國家“30，60”碳達峰、碳中和戰略規劃，到2030 年末，風電、光伏等新能源電源的裝機總容量將超過12 億kW，占一次能源的消費比重將達到25%左右[1，2]。光伏、風電新能源電源的出力因受陽光、風力的隨機性和不確定影響，天生具有間歇性、不穩定性和隨機性，且相關電氣設備的抗干擾能力及系統穩定支撐能力較弱，若通過新建長距離高壓送電線路直接將如此大規模的新能源電源接入電網，將對電網潮流、頻率和電壓產生較大影響，對電網穩定性造成威脅[3-5]，同時，高昂的送出通道建設費將大大提高新能源項目每千瓦的投資指標，甚至造成項目因為經濟指標不達標而無法獲批。因此，研究大規模大容量新能源項目的送出消納方式顯得尤為重要。

水電站具有運行靈活、啟動迅速、較快適應負荷變動等特點，可對不穩定的新能源電源進行補償。利用水能、光能的互補性，依托水輪發電機組的快速調節能力，當光伏電站出力發生變化時調整水電站的有功出力進行補償，實現水光互補發電，達到平滑光伏出力曲線、提高光伏發電質量的目的[6，7]。

本文通過分析研究將新建的大規模新能源電站接入附近已有水電站，利用水電站原有送出通道的空閑裕度，將新能源發電與水電發電打捆聯合送出這一新模式，并通過多方面影響因素的分析，探討水光互補開發模式。

1 工程概況

光伏電站擬裝機規模為300 MWp，采用445 Wp單晶硅光伏組件，運行期20 年平均年上網電量約30 753.64 萬kW·h，等效滿負荷年利用小時數為1 015.72 h。本項目采用水光互補模式開發，本光伏電站與光照水電站同屬于一家發電企業且本光伏電站與光照水電站相距較近，光照水電站前期已采用500 kV 電壓等級接入南方電網。光伏電站初擬以1回長約4 km 的500 kV 架空線路（導線截面4×300 m2）接入光照水電站500 kV 備用間隔，與光照水電站聯合送出接入南方電網，充分發揮水電的調節能力，達到水光互補的目的。

2 水電站接入光伏的基礎條件分析

2.1 水電站電力運行現狀

光照水電站的工程任務主要為發電，兼顧航運。電站裝機總容量1 040 MW，機組臺數4 臺，多年平均發電量27.54 億kW·h，保證出力180.2 MW，調節庫容20.37 億m3。根據2015~2019 年光照水電站各月出力的均值統計，7 月出力最大，5 月、11 月出力最小；5 年的年平均接近滿發小時數（按裝機容量的90%計）376 h，占白晝時間（按日12 h）的比例為8.58%，其中2017 年最多（21.42%），2015 年次之（15.34%）。光照水電站近5 年月平均出力見圖1。

圖1 光照水電站近5 年月平均出力折線圖（2015~2019 年）

2.2 水電站送出通道利用現狀

光照水電站在整個貴州電網主要承擔調峰、調頻、事故備用和改善電網運行條件的作用，根據收集的光照水電站2015~2019 年的運行資料來看，光照水電站2015 年、2016 年送出線路通道容量為1 630 MW，2017~2019 年送出線路通道容量為1 170 MW。近5 年通道利用率在12.6%~25.0%之間[8]，其小時累計的5 年平均通道利用率為19.2%，可見“水光互補”有一定的通道條件。光照水電站近5 年送出通道利用率見表1。

表1 光照水電站近5 年送出通道利用率

3 水光互補規模配置分析

3.1 配置原則

為充分利用太陽能資源，發展非水可再生能源，水電站配置光伏裝機規模的原則如下：

（1）光照水電站“水光互補”時的通道容量按水電站裝機容量（1 040 MW）考慮，總出力原則上不超過水電站最大出力，不額外占用電力輸送通道容量。

（2）北盤江梯級電站是貴州電網的關鍵電源，其功能與作用應盡量不變；因此，光照水庫及水電站在北盤江梯級中的作用不變[8，9]，逐月平均出力過程考慮整個北盤江梯級水電站的協調運行，其月或旬的水量保持原有的平衡不變。

（3）通過“水光互補”協調方式，按在通道容量一定的前提下，發揮光照水電站的“可調節性、啟動迅速、調度靈活”等特性，實施對光伏出力的調節，并使光伏發電量多年平均吸納率控制在95%左右。實際調度時，應結合水電具體的來水及庫容等情況，相應核定其吸納率。

3.2 棄水及棄光率分析

根據光照水電站長系列徑流調節計算成果，按出力過程選擇豐、平、枯典型年。同時，根據光照水電站2015~2019 年5 年實際運行出力情況，考慮配置光伏后進行棄水及棄光率統計。由于水電電能質量較好，在水庫基本蓄滿和電站基本滿發的情況下，優先水電發電。

光照水電站配置30 萬kW 光伏項目，水電歸入互補比例為25%時，留有75%通道作為水電原功能的保留，通過水電站日內調節光伏，棄光率為0.1%。經過水光互補，可平抑光伏的出力過程，在保持水電站一日總出力不變的原則下，使水電以容量支持光伏，光伏以電量支持水電，提高通道的利用率。水電站不同典型年配置30 萬kW 光伏后棄光率統計見表2。

4 水電站受影響分析

4.1 對水電站庫容的影響分析

為調節光伏，水電站按預見期1 日安排次日發電，考慮最不利的光伏隨機性預報誤差，即預報為0而實際是最大（或相反），且預報誤差的發電由光照水電站來存儲或填補，此時光照水庫下泄流量的誤差變化將需由下游梯級水庫來調節。

北盤江流域光伏年平均發電利用小時數約1 000 h，光照水電站推薦配置的光伏裝機30 萬kW，相當于一天的光伏電量82.2 萬kW，相應需要光照水庫調節庫容258 萬m3。光照調節庫容20.37 億m3，調節光伏所需的庫容僅占調節庫容的0.13%，占比甚微，不影響光照原設計的水庫庫容要求。

4.2 對水電站出力過程的影響分析

根據2015~2019 年光照水電站實際出力過程，光照水電站5 月開始逐漸加大出力，8 月以后逐漸減少出力。根據2015~2019 年各月的典型日出力過程，光照日出力高峰有兩個，一個位于11：00~13：00之間，另一個位于19：00~21：00 之間，與貴州省的負荷特性基本一致。光照配置300 MW 光伏時，水電站25%的容量、電量及通道用于協助吸納光伏，可滿足光伏吸納率不低于95%，水電站及通道另外的75%保留原設計的調峰、調頻和備用等功能。

2015~2019 年各月平均情況下，對于光照水電站配置30 萬kW 的光伏電站，水電站因調節光伏而改變的水電日出力過程對應的電量占原水電電量比重均值為0.005%；僅7 月需要調整，僅為0.06%。因此，從近五年的光照水電站實際的出力過程平均情況來看，水電站配置300 MW 的光伏電站，對光照水電站日出力過程的影響較小。

4.3 對下游梯級電站補水的影響分析

根據2015~2019 年各月平均日出力過程和配置300 MW 的平均光伏吸納成果，分析光照水電站在近五年平均情況下，因調節光伏，水電站在各別月份會改變少量日內水電站的出力過程，特別是在非汛期，光照水電站利用自身的調節性能使其在非汛期均勻對下游梯級補水，因此需要考慮光照水電站調節光伏改變日出力過程后對下游梯級的補水影響。

從2015~2019 年各月平均出力統計來看，11 月~次年2 月出力相對較為均勻，以最不利月份（2017年10 月）為例，為調節光伏，如電網對水電站日內出力無新增要求，由于日內高峰時段光伏發電，原水電站日平均發電量565.3 萬kW·h，若不改變水電站的日出力過程，新增光伏后日均減少13.84 萬kW·h的發電量，假設原本10 d 完成的補水任務，需10.25 d完成，影響較小。

5 結語

由前文的分析可知，在現有水電站送出通道具備利用率的前提下，將新建光伏電站按合適的規模接入水電站后利用原有送出通道打捆送出，不僅對水電站本身及其所在流域梯級電站基本無影響。而且，在合理的調度運行方式下，可實現水電站與光伏電站之間容量、電量互補，提高水電站原有送出通道利用率，實現水光互補。