新能源对传统水电外送的影响和应对建议

吕祥熙 王由武 熊奇 程晓东卢克勤

摘 要：电能是一种优质、高效、清洁的二次能源，对国计民生起着至关重要的作用。近年来，传统水电开发速度放缓，而风能、太阳能等新能源装机容量则快速增长，所占电网装机容量比例逐步追赶传统水电、火电。随着越来越多的新能源装机并入电网，伴随而来的是电网调峰困难、新能源供应电能不够稳定等问题。分析了金沙江下游流域新能源开发现状以及新能源对W、B、X1等传统水电外送的影响，同时结合金沙江下游大型梯级水电站现有条件，探索当前形势下通过建设集控中心实现金沙江下游水风光发电打捆外送，以及通过建设混蓄电站促进新能源与传统水电互补的可行性。

关键词：新能源；传统水电；外送影响

中图分类号：TM73 文献标志码：A

0 引 言

作为传统的发电方式，水力发电一直在电力系统的发展过程中扮演重要角色。经过100多年的发展完善，水轮发电机在单机容量、技术水平以及自动控制等方面取得了长足进步，B电站单机容量甚至达到100万kW。常规水电站和抽水蓄能电站，除了作为电力系统重要的能量来源，在电力系统运行的过程中，还担任着调峰、调频、调相、黑启动以及事故备用等关键作用。随着国民经济的快速发展，我国对清洁能源的需求日益增多，近年来新能源产业发展势头强劲，在装机容量和容量占比方面均取得了巨大的突破，专家预计2050年全球发电装机容量将达到246亿kW，年均增长4.0%，其中新能源发电装机容量将达到167亿kW，占全球总发电装机容量的68%，风电、太阳能发电装机容量分别约为25%、41%。

1 金沙江下游流域水电资源开发现状

金沙江下游流域拥有丰富的水、风、光资源，金沙江干流共规划开发25级梯级水电站，总装机容量8 002万kW。其中上游电站包括西绒、晒拉、果通、岗托、岩比、波罗、叶巴滩、拉哇、巴塘、苏洼龙、昌波、旭龙和奔子栏共13个梯级，总装机容量约1 450万kW，多年平均发电量642.3亿kW·h；

中游电站包括龙盘、两家人、梨园、阿海、金安桥、龙开口、鲁地拉、观音岩共8个梯级，总装机容量约2 096万kW，多年平均发电量930亿kW·h；下游河段分布着长江干流4座梯级控制性水库，依次为W、B、X1、X2，总装机容量4 646万kW，多年平均发电量1 922.5亿kW·h。

2 金沙江下游流域新能源资源条件

我国“十四五”规划的大型清洁能源的分部基地总共有九个，“西南地区能源基地”是其中之一，包括金沙江上游清洁能源基地、雅砻江流域清洁能源基地和金沙江下游清洁能源基地，涉及的省份包括西藏、四川和云南等。从电力能源构成来看，主要是水力发电、风力发电和太阳能发电。这一地区地处我国一、二级阶梯的交界处，地势落差大，降水丰富，发育了金沙江、雅砻江等众多河流，水能蕴藏量极为丰富，是世界级的水电开发区域。同时，该地区属于亚热带季风气候和高原季风气候，年平均气温较高，冬季盛行东北风，夏季盛行西南风，日照时间长，太阳辐射强度大，有利于风能和太阳能的资源开发利用。

2.1 四川区域规划新能源装机分布

金下流域四川侧风电及光伏装机总量约为1 300万kW，其中风电约460万kW、光伏约840万kW

（截至2022年8月）。X2电站近区风电规划装机较少，无光伏规划装机；X1电站近区的四川侧风电和光伏规划装机主要集中在美姑县，以光伏装机为主，雷波县规划装机较少；B电站近区的四川侧风电和光伏规划装机主要集中在会东县、宁南县、布拖县、普格县、金阳县，昭觉县、会理县、美姑县，规划装机较多但距离较远，仁和县、盐边县规划装机较少且距离较远。

2.2 云南区域规划新能源装机分布

金沙江下游流域云南侧风电及光伏装机总量约760万kW，其中风电约310万kW、光伏约440

万kW（截至2022年8月）。永善县、会泽县、巧家县、昭通市等地区规划风电和光伏装机较少；多数资源集中在W电站近区的禄劝县、寻甸县。

3 新能源对大水电的影响

截至2021年底，南方电网装机总量37 067万kW，新能源装机6 510万kW，其中风电装机3 395万kW，集中式光伏装机1 997万kW，分布式光伏装机602万kW，生物质装机516万kW。云南、贵州、广东、广西、海南新能源装机分别为2 494万、1 116万、1 294万、1 417万、182万kW。2021年，南网全网新能源发电量1 089亿kW·h，占总发电量的8.3%，其中全网风电发电量627亿kW·h，全网光伏发电量221亿kW·h。全网新能源基本实现全额消纳，风电利用率99.84%，光伏利用率99.81%。

新能源出力波动幅度大，南网全网新能源出力占装机容量比例在2.2%～80%。为了保证新能源消纳，势必增加全网调峰压力。W电站是南方电网最大的骨干电源，除承担正常的发电任务外，在风光等新能源大发期间，为确保其能发尽发，W水电站需进行大幅度调峰以腾出发电空间，直接导致W电站的发电空间受限，在主汛期阶段，控制库水位的难度相应增大。2022年W电站全年计划修改900余次，大部分修改是受新能源发电影响而需平衡系统负荷，电站大幅度调峰伴随着机组频繁启停、频繁运行在振动区工况以及发电计划曲线频繁调整等问题，以下以W电站运行调峰情况为例进行说明。

W电站全部机组投产以来，除机组全天满发或外送系统受限等少数情况无法调峰外，其余时段均调峰运行，其中2021年下半年仅27 d未调峰，最大调峰量达全厂装机容量的88%（2021年10月15日）；2022年全年调峰，最大调峰量达全厂装机容量的88%（2022年10月25日）。W电站平均日调峰量约为全厂装机容量的48%，整体调峰情况呈现出丰水期（6—10月）大、枯水期（11—次年5月）小的特点，其中丰水期平均调峰量约为全厂装机容量的56.7%，枯水期平均调峰量约为全厂装机容量的40%。

W电站日负荷曲线呈现明显双峰双谷过程。其中高峰分为早高峰和晚高峰，晚高峰持续时间、最大负荷与早高峰持平或高于早高峰；低谷时段23—次日6时、午间12—14时调峰幅度较大。出力曲线双峰双谷的情况下，存在两个突出问题：一是出力曲线短时间内调节幅度过大（如1 h内密集开停多台机组）；二是出力曲线波动调节频次高（如开机不到1 h甚至0.5 h立即需要停机），出力曲线呈现锯齿状。以2022年12月13日为例，早高峰向午间低谷过渡时，30 min内全厂出力下降幅度约为全厂装机容量的40%，且高晚高峰锯齿明显，机组频繁启停。具体过程如图1所示。

W电站2022年全年开停机次数为6 780次，日平均开停机18.58次。12月中旬，现货市场试运行期间，日开停机达39次，深度调峰导致的开停机频繁带来了诸多不利影响，机组频繁穿越振动区，水力不平衡会导致转轮应力大幅度波动，日积月累，会对流道、厂房等产生一定的影响；发电机组发电机出口断路器（GCB）在频繁分合过程中的振动可能导致螺栓松动、绝缘垫片滑动等，从而降低GCB动作的可靠性；发电机组调速器、高压油等管路压力油和回油反复切换，则会降低相应管件的使用寿命。

4 新能源与传统水电外送矛盾的应对策略

4.1 新能源与大水电打捆外送

通过水风光一体化能源基地建设，合理优化水风光资源配置，根据水电站周边新能源资源条件，以传统水电与新能源打捆输送的形式，利用水电外送通道统一输送至受端市场[1]。建立以金沙江下游流域梯级水电站为依托的“风光水”一体化集控中心，加强多厂站协同调控能力，对水、风、光电站的电力生产、运行管理、运行监测和智能化运维等环节进行统一管理，实现水风光多能源互补[2]。同时对系统潮流、气象条件、电站发电能力等生产信息进行整合处理，实现水风光能源利用最大化。金沙江下游流域风电和光伏项目呈零散式分布于多个乡（镇），可以考虑将新能源以低电压等级汇流后，整体升压至220 kV送出，以减少投资。再将片区内多个220 kV汇集站统一接入500 kV汇集站，最终通过500 kV电压等级接入水电站500 kV母线[3]。

4.1.1 W、B、X1近区外送能力限制

W右岸电站采用500 kV一级电压出线3回接至近区换流站500 kV侧，W右岸电站送出线路极限输送功率受制于N-1热稳定校核。在W近区新能源接入W右岸电站后，如果考虑汛期水电站满发情况，新能源留存本省消纳，该种运行方式将受制于电站送出通道极限输送能力。W右岸电站满发期间，新能源最大可输送功率仅为42万kW。

B左岸电站采用500 kV出线4回接至近区换流站500 kV侧，B右岸电站采用500 kV出线4回接至近区流站500 kV侧，B左、右岸电站送出线路极限输送功率均受制于N-1热稳定校核。在B近区新能源接入B左、右岸电站后，如果考虑汛期水电站满发情况，新能源留存本省消纳，该种运行方式将受制于电站送出通道极限输送能力。B左、右岸电站满发时刻，新能源最大可输送功率均为148万kW。

X1左岸电站采用500 kV一级电压出线3回接至近区换流站500 kV侧，送出线路长度约长度60 km，X1左岸电站送出线路极限输送功率受制于N-1热稳定校核。在X1近区新能源接入X1左岸电站后，如果考虑汛期水电站满发，新能源留存本省消纳，该种运行方式将受制于电站送出通道极限输送能力。X1左岸电站满发期间，新能源最大可输送功率为64万kW。

4.1.2 W、B、X1电站接入新能源可行性

W电站左、右岸出线规模均为4回，目前左右岸电站500 kV出线各3回，左、右岸电站均利用预留的1回500 kV出线间隔，分别装设1组母线高抗。在W电站接入系统设计中，考虑到适应未来电网发展，W左岸或右岸电站的第4回线，母线高抗可以转为线路高抗，为新能源的汇集接入提供了可能。W电站近区风电和光伏资源距离负荷中心均较远，优先考虑新能源接入W右岸电站，统一打捆外送。新能源打捆接入W右岸电站无需跨越金沙江，但是为满足新能源接入，右岸电站电厂需进行改造；新能源打捆接入W左岸电站厂内改造费用较低，但需跨越金沙江，此外，W左岸电站配套直流容量仅有300万kW，且存在一定程度的外送受阻，在实际研究过程中应予以考虑。

B电站目前左右岸出线竖井各预留1回500 kV出线间隔，具备较好的新能源汇集接入条件。基于现阶段外部条件，暂考虑接入B左岸电站500 kV预留间隔，后期如果新增新能源接入规模进一步扩大，可考虑接入B右岸电站500 kV预留间隔。B电站近区风电和光伏资源距离负荷中心均较远，优先考虑新能源接入B左岸电站（汇集送出线路无需跨越金沙江），在无法满足新能源并网需求情况下再考虑接入B右岸电站，统一打捆外送。

X1左岸电站500 kV GIS开关站位于地下厂房，500 kV出线采用GIL管道穿过约475 m的垂直竖井，从GIS开关站引至500 kV出线场，GIL管道两端分别与地下厂房和外部架空输电线路连接。现左岸厂房内共3回GIL在户外出线场与3回架空线路进行连接。为提高X1左岸电站电源外送的可靠性，计划在左岸GIS站新增一回GIL到出线场，新增一个地面开关站，将4回GIL作为新建开关站的进线，增加新能源的进线连接点，3回架空线路作为新增开关站的出线。新建开关站初期预留2回风光新能源接入点，为后期新能源接入提供可能。X1电站近区风电和光伏资源距离负荷中心均较远，优先考虑新能源接入X1左岸电站，统一打捆外送。优先考虑距离水电站较近的新能源项目，并统筹考虑升压站汇集接入容量限制、预留间隔限制、地理地形限制等因素，拟定新能源汇集接入电站方案。

4.2 建设混蓄电站消纳新能源发电

考虑到金沙江下游流域未来风电、光伏发电体量持续增长，水电站外送通道可能难以满足汛期水电、风电、光伏发电的打捆功率需求，造成弃水、弃光、弃风的情况。可以采用在W、B、X1等库区合适位置建设混合式抽蓄能电站的方式确保能源利用最大化。

混合式抽蓄能电站是兼具抽水蓄能和径流发电功能的水电站，装备若干可逆式机组。电站上水库有充足的天然径流补给，利用天然径流可为原有水电站提供备用容量，能够根据电网负荷需求，快速调整发电功率，增强电网调峰能力。电网电力过剩时段，混蓄电站可通过抽水蓄能方式将新能源进行能量转换，避免弃风、弃光等能源浪费，提高能源利用率[4]。

在W、B、X1等大水电和新能源同时大发期间，四川、云南省内无法消纳多余电力，送往华东、华南地区的配套外送通道极限输电能力可能受限。在此期间，可利用混蓄机组工况转换灵活的特点，进行新能源电力消纳，将水电站下游流水抽至大坝上游，风光等能量资源转换为水的重力势能进行存储，既避免了弃风、弃光现象的发生，也能缓解大发时期新能源抢占水电外送通道的不利局面，进而减小大水电日内巨大的调峰量。同时也可规避电网上级调度频繁修改厂站侧发电计划，导致W、B、X1等控制性水库水位控制不满足调度要求的风险。

5 结束语

新能源发电是未来世界能源发展的必然方向，对于解决能源危机和环境污染问题具有重要意义。金沙江流域是我国水风光资源较为丰富的地区，但远离电力负荷中心，需要大容量长线路进行电力外送，使得传统大水电与新能源发电的打捆输送极具研究价值。金沙江流域太阳能及风能资源呈现冬春季大、夏秋季小的特点，这使得该地区的风、光资源在季节上具有互补性，X1、B、W三大控制性水库总库容达346亿m3，利用水电优异的调节性能，可以有效平抑风能、光能出力变化，提高电网对风能、光能的接纳能力。建设水电站配套的外送线路消纳清洁能源，以及建设混蓄电站利用抽水蓄能消纳风光能源，是解决新能源与传统水电相互融合较为可行的途径，值得推广实践。

参考文献：

[1]刘洲红. 大规模光伏发电对电力系统的影响探析[J].流体测量与控制，2023，4（5）：33-36.

[2]朱燕梅，邹祖建，黄伟斌，等. 金沙江上游典型电站水光风互补运行研究 [J]. 水力发电学报，2017，36 （4）： 78-85.

[3]吴淳，范国福，龚兰强，等. 基于流域梯级水电站的水风光可再生能源基地研究 [J]. 电工技术，2022（19）： 45-47.

[4]吴世勇，周永，王瑞，等. 雅砻江流域建设风光水互补千万千瓦级清洁能源示范基地的探讨[J]. 四川水力发电，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

作者简介：吕祥熙，男，工程师，主要从事水电站运行管理及水风光、抽蓄、电力市场等新业务研究工作。Email：lv_xiangxi@ctg.com.cn