（1 中国长江电力股份有限公司 湖北宜昌 443000；2 内蒙古电力（集团）有限责任公司电力调度控制分公司 内蒙古呼和浩特 010000）
一、概述
为完成2020年和2030年非化石能源相继占一次能源消费比重15%和20%的计划，加快建成清洁低碳的现代能源体系，促进可再生能源产业向好发展，在我国将来的能源构建中，可再生能源的比重将越来越大。今后一段时间，水、光、风等清洁能源能源将会以较高的速度发展。
我国水电装机总容量将在2016年底达到332GW，占理论蕴藏量的47%，技术可开发容量的62%，经济可开发量的83%。从资源蕴藏总量的角度看，水电的开发比例仍然不高，从经济可开发容量的角度看，水电的开发比例已经较高，由此一段时间之后，水电的进一步开发，技术难度与要求会进一步增高，开发成本也将会增加。
2016年底中国光伏装机容量已达到77.42GW，占世界光伏总装机容量的26.2%。同时，我国又是太阳能组件的生产大国，太阳能光伏发电在我国具有广阔的发展前景。
根据GWEC的数据，中国是风力发电累计装机容量最多的国家，在全球累计风力装机最多的国家中，除中国和印度为发展中国家外，其余均为发达国家。截至2016年底，中国的风力装机达169GW，占全国电力总装机容量（1650GW）的10.2%。
为实现2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15%和20%的目标，水、风、光等清洁能源将承担起我国能源结构调整的重担，全力发展清洁能源将成为我国应对气候变化、推进能源生产和消费革命、推动能源转型的重要措施，所以各能源间的联合优化运行迫在眉睫。
二、水电与风电、光伏发电联合优化运行分析
我国荒漠面积庞大，沙漠面积与戈壁面积总计达128万平方公里，光伏发电平均出力按100 计算，则发电量达1280亿千瓦时。尽管光能资源丰富，但鉴于光伏发电必须具有光照条件，因此，光伏发电一定具有昼夜间歇性和随机性（例如云层对光伏电站的遮挡），必须与另外的储能蓄电装置配合，方能形成稳定的负荷响应。
对于容量在百万千瓦以上的光伏发电厂，至少需要具有日调节以上性能的大型储能蓄电系统进行调节，中大型水电站是不二选择。在反应速度上，水电站由零到满出力运行的时间从数秒到数分钟不等，足以应对光伏电站受光照强度变化而引起的出力渐变过程。而从河道的天然属性来说，水库必须不停的放水，但同时水电还承担着系统调峰的重担，若河道来流不足，水电出力将无法满足系统要求，如果光伏发电并入系统后，水电可在白天高峰减出力，从而更多储能，增加灵活性；夜间光伏电站全停，水电可用白天储存的水能弥补光伏发电缺额，达到双向互补。随着风电的高速发展，水电的灵活“开关能力”将成为平衡和消纳风电的重要手段。通过对水电厂水量、水位和出力等特性的优化调度控制，可以达到对风电场的控制和调节，实现风电场向常规发电厂的转变。同时，通过风电和水电的联合运行提升对风电的消纳水平，减少水库弃水和风电场弃风限电现象。因此，在未来的电力系统中，风电和水电联合运行必将对电力系统稳定运行产生积极作用。
水电是品质优良的电源，风电与太阳能光伏发电同属于间歇性能源，现阶段应当尽可能地利用水电承担峰荷任务，协调可再生新能源的入网。即水电要起调控风能、太阳能等间歇性能源的重要作用，这将有利于可再生能源电力入网比例的最大化、减少弃风（光）、有利于电网系统的平稳安全运行，并同时减少化石能源特别是煤炭消耗的比例。
在具体安排水电与风电、光伏发电的协调运行时，应优先安排风电、光电的调度运行，由此在系统负荷曲线的基础上形成等效负荷曲线（相当于新能源全部入网后的负荷曲线，如图1）；此后，在等效负荷曲线上，优化安排有调节库容水电站的可调出力部分进行调度运行。在这种方式下，水电在高端位置运行，发挥出了容量效益，其不仅参与了负荷的调节，同时也参与了风电、光电的调节，即实现了水电与风光的协调运行。
通过上述安排，系统日负荷曲线上剩余的部分即为其它电源成份（如火电）所应承担的负荷。这时，需要对火电的发电出力进行校核，分析火电出力能否满足系统日负荷曲线上剩余部分的负荷，按照常规的调度原则，缺少部分的电量需要外购（图2）。
下面结合算例予以详细说明。在图1中，某发展水平年（近期）电力系统要求的负荷在1000万千瓦上下，光伏出力的峰值为270万千瓦，风电出力较大值约在20-35万千瓦，光伏、风电100%入网后，系统等效负荷曲线的谷值为740万千瓦，时间点在午后1~2点，此时正是太阳能辐射强度最大的时候。
图2（a）针对于枯水年来流，此时水电所能担负的调峰能力较小（曲线最上部分），水电的出力主要表现为泄放生态基流时所发出的基荷，调峰的主体为火电。火电调峰，热效率必定降低，带来资源的损耗，另外，火电调峰其调峰比例受到限制。由于系统内总体供电能力不足，尚需要外购电力（曲线最下部）。
图2（b）为平水年来流的情况，比之于枯水年，水库的调蓄作用有了充分的发挥，调峰作用大大增加（曲线最上部），火电调峰程度减小，这对火电站的平稳运行是有好处的。由于来水量增加，水电出力增大，本省电力系统已经可以满足负荷要求，图2（a）中的外购部分已经移除，不再需要外购电力。
图2（c）为丰水年来流情况下的日调度图，水电的调峰作用进一步增强，水电站获得了最大的出力，火电完全不需要再进行调峰运行，且其承担的基荷进一步减少，有效地减少了化石能源的消耗、提高了燃煤热效率。此时整个电力系统中可再生能源的发电比例最大，但受制于天然来流，这是一种理想的状态。
抽水蓄能对间歇性电力的支持与协调运行。
间歇性电力入网增加到一定程度之后，等效负荷的峰谷差随之增大，受制于水库的调节能力和电网总负荷的要求，可能会出现一方面需要弃光（风）、另一方面又需要外购电力的矛盾情况，一个有效的解决措施是利用抽水蓄能电站进行调节。从资源和环境的条件看，中国东部地区经济发达，需吸纳西部电力；又由于海上风资源丰富，发展风电，对电力系统的储能、调节要求增高。由于东部地势平坦，可考虑在条件合适的地方修建海水抽水蓄能电站。西部地区光资源、风资源丰富，咸水湖泊众多，而淡水资源相对不足，可考虑修建咸水湖泊抽水蓄能电站。也可考虑配置一定的储能装置，在水风光系统供电能力不足时及时补充系统用能，蓄电池具有工作效率高、简单可靠、放电功率大、充电迅速、循环寿命长，重量轻等优点，能完成多余风光能的储存为负载供电。
三、三峡集团参与的金沙江下游风光水清洁能源示范基地建设实例
金沙江下游风、光、水资源概况
金沙江流域总长3479 km，天然落差5100 m，是中国水能资源最为丰富的地区，其水能资源蕴藏量近1.124亿千瓦，约占全国的16.7% 。其中又以金沙江下游河段水能资源的富集程度最高，河段总长782 km，落差729 m，水电规划分四级开发，从下至上依次为向家坝、溪洛渡、白鹤滩、和乌东德四座梯级水电站，4梯级水电站总装机容量为4646万千瓦，年发电量为1900亿千瓦时。
金沙江下游流经的攀枝花市、凉山州为风能资源主要集中分布区域。其中，攀枝花地区8Om高度平均风速在5.5一7.0m/s之间，风能资源条件较好；凉山州的会理、会东、普格、布拖、昭觉等县80m高度平均风速可达5.0m/ s以上，风能资源条件较好。根据地形条件判断，金沙江下游区域风电场类型主要为山地风电场，风电场平均风速大多在6m/s以上，风能资源等级多为2级，具备一定的开发价值。
金沙江下游攀枝花地区大部分年总辐射量高于6 000 ，属于四川省太阳能资源最丰富的地区之一；凉山州西部各县均有较好的太阳能资源，大部分地区年总辐射量为5 000一5 500 。凉山州东部地区的雷波县、金阳县、美姑县等地区年平均太阳能辐射值为5000 左右；宜宾市太阳能年辐射量低于3500 ，太阳能资源贫乏。总体来看，金沙江下游地区太阳能资源较好地区主要分布于凉山州、攀枝花市等，大多数规划场址属于太阳能资源很丰富地区，按照目前的经济技术水平，太阳能资源具备一定的开发价值。
金沙江下游风、光、水资源互补规划分析
从年内互补特性看，金沙江下游水电、风电与光伏发电出力具有较为明显的季节性差异，在年内存在长期稳定的天然互补性，为风光水互补运行提供了良好的基础条件。金沙江下游水电站每年的6月至9月为汛期，来水量大、发电量多，12月至次年4月为枯期，来水量小、发电量少。风电场出力具有典型的季节性特点，基本呈冬春季大、夏秋季小的特点，一般11月一次年4月风速、风功率密度较大，5月至10月的风速、风功率密度较小。光伏电站出力也具有一定的季节性特点，常年冬春季节略高于夏秋季节。
从日内互补特性看，水电与风、光日内互补运行后，水电站白天出力相对减小，夜间出力相对增加，风光水整体输出出力特性仍能够满足负荷特性需求。风电和光伏发电并网对电力系统的影响主要体现在调峰、频率稳定、无功电压稳定等方面，而水电站在调峰、调频、调相方面均具有一定的作用。金沙江流域下游的溪洛渡等水电站具有一定的调节库容和较好的调节性能，可动用库容的调蓄能力和水电机组灵活调节能力平抑风电和光伏发电的短期波动，能够对水电站周边的风光资源进行较好的跟踪调节，对水电站本身影响较小，并减少新能源波动对电网的冲击。风光水互补运行提高了风电和光伏发电单独接入电网时的安全稳定运行水平，可提高电网接纳风电和光伏发电的能力，也有助于提高电网电能质量，提高输电线路和跨区输电通道的利用率，是一种对电网友好型的开发运行方式。
故在金沙江下游地区，初步确定金沙江下游风光水互补基地风电规划总规模为696万千瓦，其中凉山州境内608万千瓦、攀枝花境内58万千瓦、宜宾市境内30万千瓦；光伏电站规划总规模为446万千瓦，其中凉山州场址总规模占343万千瓦，攀枝花场址总规模I03万千瓦。风电和光伏发电规划总容量为1142万千瓦。扣除已建及在建的风电、光伏项目，金沙江下游风光水互补基地可开发风光资源总规模858万千瓦，其中风电规模为453万千瓦，光伏规模为405万千瓦。结合四川省内的能源消纳形式。金沙江风光水互补清洁能源消纳方向主要为省外，依托水电送出通道互补送出。
根据金沙江下游风电和光伏发电的资源和建设条件及周边电网和水电站情况分析，按照“统一规划、先期示范、分步实施”的原则，“十三五”期间以试点示范为主，可先建成投产风光项目总规模100万千瓦（风电90万千瓦、光伏发电10万千瓦）；在取得良好示范效果和成功经验的基础上，“十四五”期间根据消纳市场开展规模化建设，规划建设其余项目。
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论文作者:孙大威1,张绍辉2
论文发表刊物:《电力设备》2017年第26期
论文发表时间:2018/1/6
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