新能源對傳統水電外送的影響和應對建議

呂祥熙 王由武 熊奇 程曉東盧克勤

摘 要：電能是一種優質、高效、清潔的二次能源，對國計民生起著至關重要的作用。近年來，傳統水電開發速度放緩，而風能、太陽能等新能源裝機容量則快速增長，所占電網裝機容量比例逐步追趕傳統水電、火電。隨著越來越多的新能源裝機并入電網，伴隨而來的是電網調峰困難、新能源供應電能不夠穩定等問題。分析了金沙江下游流域新能源開發現狀以及新能源對W、B、X1等傳統水電外送的影響，同時結合金沙江下游大型梯級水電站現有條件，探索當前形勢下通過建設集控中心實現金沙江下游水風光發電打捆外送，以及通過建設混蓄電站促進新能源與傳統水電互補的可行性。

關鍵詞：新能源；傳統水電；外送影響

中圖分類號：TM73 文獻標志碼：A

0 引 言

作為傳統的發電方式，水力發電一直在電力系統的發展過程中扮演重要角色。經過100多年的發展完善，水輪發電機在單機容量、技術水平以及自動控制等方面取得了長足進步，B電站單機容量甚至達到100萬kW。常規水電站和抽水蓄能電站，除了作為電力系統重要的能量來源，在電力系統運行的過程中，還擔任著調峰、調頻、調相、黑啟動以及事故備用等關鍵作用。隨著國民經濟的快速發展，我國對清潔能源的需求日益增多，近年來新能源產業發展勢頭強勁，在裝機容量和容量占比方面均取得了巨大的突破，專家預計2050年全球發電裝機容量將達到246億kW，年均增長4.0%，其中新能源發電裝機容量將達到167億kW，占全球總發電裝機容量的68%，風電、太陽能發電裝機容量分別約為25%、41%。

1 金沙江下游流域水電資源開發現狀

金沙江下游流域擁有豐富的水、風、光資源，金沙江干流共規劃開發25級梯級水電站，總裝機容量8 002萬kW。其中上游電站包括西絨、曬拉、果通、崗托、巖比、波羅、葉巴灘、拉哇、巴塘、蘇洼龍、昌波、旭龍和奔子欄共13個梯級，總裝機容量約1 450萬kW，多年平均發電量642.3億kW·h；

中游電站包括龍盤、兩家人、梨園、阿海、金安橋、龍開口、魯地拉、觀音巖共8個梯級，總裝機容量約2 096萬kW，多年平均發電量930億kW·h；下游河段分布著長江干流4座梯級控制性水庫，依次為W、B、X1、X2，總裝機容量4 646萬kW，多年平均發電量1 922.5億kW·h。

2 金沙江下游流域新能源資源條件

我國“十四五”規劃的大型清潔能源的分部基地總共有九個，“西南地區能源基地”是其中之一，包括金沙江上游清潔能源基地、雅礱江流域清潔能源基地和金沙江下游清潔能源基地，涉及的省份包括西藏、四川和云南等。從電力能源構成來看，主要是水力發電、風力發電和太陽能發電。這一地區地處我國一、二級階梯的交界處，地勢落差大，降水豐富，發育了金沙江、雅礱江等眾多河流，水能蘊藏量極為豐富，是世界級的水電開發區域。同時，該地區屬于亞熱帶季風氣候和高原季風氣候，年平均氣溫較高，冬季盛行東北風，夏季盛行西南風，日照時間長，太陽輻射強度大，有利于風能和太陽能的資源開發利用。

2.1 四川區域規劃新能源裝機分布

金下流域四川側風電及光伏裝機總量約為1 300萬kW，其中風電約460萬kW、光伏約840萬kW

（截至2022年8月）。X2電站近區風電規劃裝機較少，無光伏規劃裝機；X1電站近區的四川側風電和光伏規劃裝機主要集中在美姑縣，以光伏裝機為主，雷波縣規劃裝機較少；B電站近區的四川側風電和光伏規劃裝機主要集中在會東縣、寧南縣、布拖縣、普格縣、金陽縣，昭覺縣、會理縣、美姑縣，規劃裝機較多但距離較遠，仁和縣、鹽邊縣規劃裝機較少且距離較遠。

2.2 云南區域規劃新能源裝機分布

金沙江下游流域云南側風電及光伏裝機總量約760萬kW，其中風電約310萬kW、光伏約440

萬kW（截至2022年8月）。永善縣、會澤縣、巧家縣、昭通市等地區規劃風電和光伏裝機較少；多數資源集中在W電站近區的祿勸縣、尋甸縣。

3 新能源對大水電的影響

截至2021年底，南方電網裝機總量37 067萬kW，新能源裝機6 510萬kW，其中風電裝機3 395萬kW，集中式光伏裝機1 997萬kW，分布式光伏裝機602萬kW，生物質裝機516萬kW。云南、貴州、廣東、廣西、海南新能源裝機分別為2 494萬、1 116萬、1 294萬、1 417萬、182萬kW。2021年，南網全網新能源發電量1 089億kW·h，占總發電量的8.3%，其中全網風電發電量627億kW·h，全網光伏發電量221億kW·h。全網新能源基本實現全額消納，風電利用率99.84%，光伏利用率99.81%。

新能源出力波動幅度大，南網全網新能源出力占裝機容量比例在2.2%～80%。為了保證新能源消納，勢必增加全網調峰壓力。W電站是南方電網最大的骨干電源，除承擔正常的發電任務外，在風光等新能源大發期間，為確保其能發盡發，W水電站需進行大幅度調峰以騰出發電空間，直接導致W電站的發電空間受限，在主汛期階段，控制庫水位的難度相應增大。2022年W電站全年計劃修改900余次，大部分修改是受新能源發電影響而需平衡系統負荷，電站大幅度調峰伴隨著機組頻繁啟停、頻繁運行在振動區工況以及發電計劃曲線頻繁調整等問題，以下以W電站運行調峰情況為例進行說明。

W電站全部機組投產以來，除機組全天滿發或外送系統受限等少數情況無法調峰外，其余時段均調峰運行，其中2021年下半年僅27 d未調峰，最大調峰量達全廠裝機容量的88%（2021年10月15日）；2022年全年調峰，最大調峰量達全廠裝機容量的88%（2022年10月25日）。W電站平均日調峰量約為全廠裝機容量的48%，整體調峰情況呈現出豐水期（6—10月）大、枯水期（11—次年5月）小的特點，其中豐水期平均調峰量約為全廠裝機容量的56.7%，枯水期平均調峰量約為全廠裝機容量的40%。

W電站日負荷曲線呈現明顯雙峰雙谷過程。其中高峰分為早高峰和晚高峰，晚高峰持續時間、最大負荷與早高峰持平或高于早高峰；低谷時段23—次日6時、午間12—14時調峰幅度較大。出力曲線雙峰雙谷的情況下，存在兩個突出問題：一是出力曲線短時間內調節幅度過大（如1 h內密集開停多臺機組）；二是出力曲線波動調節頻次高（如開機不到1 h甚至0.5 h立即需要停機），出力曲線呈現鋸齒狀。以2022年12月13日為例，早高峰向午間低谷過渡時，30 min內全廠出力下降幅度約為全廠裝機容量的40%，且高晚高峰鋸齒明顯，機組頻繁啟停。具體過程如圖1所示。

W電站2022年全年開停機次數為6 780次，日平均開停機18.58次。12月中旬，現貨市場試運行期間，日開停機達39次，深度調峰導致的開停機頻繁帶來了諸多不利影響，機組頻繁穿越振動區，水力不平衡會導致轉輪應力大幅度波動，日積月累，會對流道、廠房等產生一定的影響；發電機組發電機出口斷路器（GCB）在頻繁分合過程中的振動可能導致螺栓松動、絕緣墊片滑動等，從而降低GCB動作的可靠性；發電機組調速器、高壓油等管路壓力油和回油反復切換，則會降低相應管件的使用壽命。

4 新能源與傳統水電外送矛盾的應對策略

4.1 新能源與大水電打捆外送

通過水風光一體化能源基地建設，合理優化水風光資源配置，根據水電站周邊新能源資源條件，以傳統水電與新能源打捆輸送的形式，利用水電外送通道統一輸送至受端市場[1]。建立以金沙江下游流域梯級水電站為依托的“風光水”一體化集控中心，加強多廠站協同調控能力，對水、風、光電站的電力生產、運行管理、運行監測和智能化運維等環節進行統一管理，實現水風光多能源互補[2]。同時對系統潮流、氣象條件、電站發電能力等生產信息進行整合處理，實現水風光能源利用最大化。金沙江下游流域風電和光伏項目呈零散式分布于多個鄉（鎮），可以考慮將新能源以低電壓等級匯流后，整體升壓至220 kV送出，以減少投資。再將片區內多個220 kV匯集站統一接入500 kV匯集站，最終通過500 kV電壓等級接入水電站500 kV母線[3]。

4.1.1 W、B、X1近區外送能力限制

W右岸電站采用500 kV一級電壓出線3回接至近區換流站500 kV側，W右岸電站送出線路極限輸送功率受制于N-1熱穩定校核。在W近區新能源接入W右岸電站后，如果考慮汛期水電站滿發情況，新能源留存本省消納，該種運行方式將受制于電站送出通道極限輸送能力。W右岸電站滿發期間，新能源最大可輸送功率僅為42萬kW。

B左岸電站采用500 kV出線4回接至近區換流站500 kV側，B右岸電站采用500 kV出線4回接至近區流站500 kV側，B左、右岸電站送出線路極限輸送功率均受制于N-1熱穩定校核。在B近區新能源接入B左、右岸電站后，如果考慮汛期水電站滿發情況，新能源留存本省消納，該種運行方式將受制于電站送出通道極限輸送能力。B左、右岸電站滿發時刻，新能源最大可輸送功率均為148萬kW。

X1左岸電站采用500 kV一級電壓出線3回接至近區換流站500 kV側，送出線路長度約長度60 km，X1左岸電站送出線路極限輸送功率受制于N-1熱穩定校核。在X1近區新能源接入X1左岸電站后，如果考慮汛期水電站滿發，新能源留存本省消納，該種運行方式將受制于電站送出通道極限輸送能力。X1左岸電站滿發期間，新能源最大可輸送功率為64萬kW。

4.1.2 W、B、X1電站接入新能源可行性

W電站左、右岸出線規模均為4回，目前左右岸電站500 kV出線各3回，左、右岸電站均利用預留的1回500 kV出線間隔，分別裝設1組母線高抗。在W電站接入系統設計中，考慮到適應未來電網發展，W左岸或右岸電站的第4回線，母線高抗可以轉為線路高抗，為新能源的匯集接入提供了可能。W電站近區風電和光伏資源距離負荷中心均較遠，優先考慮新能源接入W右岸電站，統一打捆外送。新能源打捆接入W右岸電站無需跨越金沙江，但是為滿足新能源接入，右岸電站電廠需進行改造；新能源打捆接入W左岸電站廠內改造費用較低，但需跨越金沙江，此外，W左岸電站配套直流容量僅有300萬kW，且存在一定程度的外送受阻，在實際研究過程中應予以考慮。

B電站目前左右岸出線豎井各預留1回500 kV出線間隔，具備較好的新能源匯集接入條件?；诂F階段外部條件，暫考慮接入B左岸電站500 kV預留間隔，后期如果新增新能源接入規模進一步擴大，可考慮接入B右岸電站500 kV預留間隔。B電站近區風電和光伏資源距離負荷中心均較遠，優先考慮新能源接入B左岸電站（匯集送出線路無需跨越金沙江），在無法滿足新能源并網需求情況下再考慮接入B右岸電站，統一打捆外送。

X1左岸電站500 kV GIS開關站位于地下廠房，500 kV出線采用GIL管道穿過約475 m的垂直豎井，從GIS開關站引至500 kV出線場，GIL管道兩端分別與地下廠房和外部架空輸電線路連接?，F左岸廠房內共3回GIL在戶外出線場與3回架空線路進行連接。為提高X1左岸電站電源外送的可靠性，計劃在左岸GIS站新增一回GIL到出線場，新增一個地面開關站，將4回GIL作為新建開關站的進線，增加新能源的進線連接點，3回架空線路作為新增開關站的出線。新建開關站初期預留2回風光新能源接入點，為后期新能源接入提供可能。X1電站近區風電和光伏資源距離負荷中心均較遠，優先考慮新能源接入X1左岸電站，統一打捆外送。優先考慮距離水電站較近的新能源項目，并統籌考慮升壓站匯集接入容量限制、預留間隔限制、地理地形限制等因素，擬定新能源匯集接入電站方案。

4.2 建設混蓄電站消納新能源發電

考慮到金沙江下游流域未來風電、光伏發電體量持續增長，水電站外送通道可能難以滿足汛期水電、風電、光伏發電的打捆功率需求，造成棄水、棄光、棄風的情況?？梢圆捎迷赪、B、X1等庫區合適位置建設混合式抽蓄能電站的方式確保能源利用最大化。

混合式抽蓄能電站是兼具抽水蓄能和徑流發電功能的水電站，裝備若干可逆式機組。電站上水庫有充足的天然徑流補給，利用天然徑流可為原有水電站提供備用容量，能夠根據電網負荷需求，快速調整發電功率，增強電網調峰能力。電網電力過剩時段，混蓄電站可通過抽水蓄能方式將新能源進行能量轉換，避免棄風、棄光等能源浪費，提高能源利用率[4]。

在W、B、X1等大水電和新能源同時大發期間，四川、云南省內無法消納多余電力，送往華東、華南地區的配套外送通道極限輸電能力可能受限。在此期間，可利用混蓄機組工況轉換靈活的特點，進行新能源電力消納，將水電站下游流水抽至大壩上游，風光等能量資源轉換為水的重力勢能進行存儲，既避免了棄風、棄光現象的發生，也能緩解大發時期新能源搶占水電外送通道的不利局面，進而減小大水電日內巨大的調峰量。同時也可規避電網上級調度頻繁修改廠站側發電計劃，導致W、B、X1等控制性水庫水位控制不滿足調度要求的風險。

5 結束語

新能源發電是未來世界能源發展的必然方向，對于解決能源危機和環境污染問題具有重要意義。金沙江流域是我國水風光資源較為豐富的地區，但遠離電力負荷中心，需要大容量長線路進行電力外送，使得傳統大水電與新能源發電的打捆輸送極具研究價值。金沙江流域太陽能及風能資源呈現冬春季大、夏秋季小的特點，這使得該地區的風、光資源在季節上具有互補性，X1、B、W三大控制性水庫總庫容達346億m3，利用水電優異的調節性能，可以有效平抑風能、光能出力變化，提高電網對風能、光能的接納能力。建設水電站配套的外送線路消納清潔能源，以及建設混蓄電站利用抽水蓄能消納風光能源，是解決新能源與傳統水電相互融合較為可行的途徑，值得推廣實踐。

參考文獻：

[1]劉洲紅. 大規模光伏發電對電力系統的影響探析[J].流體測量與控制，2023，4（5）：33-36.

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[3]吳淳，范國福，龔蘭強，等. 基于流域梯級水電站的水風光可再生能源基地研究 [J]. 電工技術，2022（19）： 45-47.

[4]吳世勇，周永，王瑞，等. 雅礱江流域建設風光水互補千萬千瓦級清潔能源示范基地的探討[J]. 四川水力發電，2016，35（3）： 105-108.

Response Recommendations for Impacts of New Energy Sources on Traditional Hydropower Transmission

Xiangxi，WANG Youwu，XIONG Qi，CHENG Xiaodong，LU Keqin

（China Yangtze Power Co.，Ltd.，Yichang 443000，China）

Abstract：As a high-quality，efficient and clean secondary energy source，electricity is vital to the country's economy and people's livelihood. Recently，compared to the slowdown in traditional hydropower development，new energy sources such as wind and solar power has seen rapid increase in installed capacity. The proportion of installed capacity of new energy sources in the power grid has gradually surpassed those of traditional hydropower and thermal power. As new energy sources are increasingly integrated into the grid，various consequential challenges arise，such as the grid peaking difficulty and the instability of electricity supply generated from these new sources. This paper focuses on analyzing the current situation of new energy development in the lower Jinsha River basin and the impact of new energy on the transmission of traditional hydropower such as W，B and X1. Additionally，given the existing conditions of the large-scale cascade hydropower stations on the lower Jinsha River，we explore two approaches to increase the feasibility of integrating new energy sources with traditional hydropower. These two approaches include the construction of a collective control centre to achieve bundled transmission of hydro and wind power from the lower Jinsha River，and the construction of a hybrid storage power station.

Key words：new energy；traditional hydropower；impact of outward transmission

作者簡介：呂祥熙，男，工程師，主要從事水電站運行管理及水風光、抽蓄、電力市場等新業務研究工作。Email：lv_xiangxi@ctg.com.cn