隨著“2030年碳達峰、2060年碳中和”以及“2030年非化石能源消費比重達25%，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億kW以上”［1-2］等一系列新發(fā)展目標的提出，國家對能源高質(zhì)量發(fā)展提出了更高要求。由于水、風、光等可再生能源具有互補特性，實現(xiàn)水風光多能互補綜合開發(fā)是可再生能源未來重要的發(fā)展方向［3-4］，同時源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展［5-6］是提升可再生能源開發(fā)、促進新能源消納水平和非化石能源消費比重的必然選擇。因此，高質(zhì)量發(fā)展多能互補對推動中國能源轉(zhuǎn)型和經(jīng)濟社會發(fā)展具有重要意義。

金沙江下游流域風、光、水資源豐富且資源互補性較好，歷經(jīng)20 a的建設(shè)，金沙江下游梯級水電站在2021年全部建成投產(chǎn)。與此同時，金沙江下游清潔能源基地于2021年3月正式列入《中華人民共和國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠景目標綱要》［7］。利用水電優(yōu)異的調(diào)節(jié)性能平抑風能、光能出力變化特性，提高電網(wǎng)對風能、光能的接納能力，通過水電站配套的外送線路送出消納，是破解清潔能源高質(zhì)量發(fā)展難題的關(guān)鍵，是推動清潔能源大規(guī)模集中開發(fā)的重大創(chuàng)新。

目前，關(guān)于多能互補系統(tǒng)接入新能源的研究對象普遍規(guī)模較小，主要針對微網(wǎng)、孤網(wǎng)或龍羊峽、北盤江等百萬千瓦級水光互補系統(tǒng)等，鮮有針對千萬千瓦級的巨大多能互補系統(tǒng)。千萬千瓦級多能互補系統(tǒng)意味著不確定性問題更突出，模型結(jié)構(gòu)、協(xié)同關(guān)系、優(yōu)化技術(shù)難度和要求高。特別是金沙江下游水風光清潔能源互補基地是由百余座不同類型、不同規(guī)模、不同外送方式電站共同組成的千萬千瓦級多源多網(wǎng)混合發(fā)電系統(tǒng)，構(gòu)成了非常復(fù)雜的水力-電力時空耦合體系，具有大規(guī)模、大容量、多級數(shù)、強不確定性、復(fù)雜異構(gòu)并網(wǎng)、跨流域跨電網(wǎng)互聯(lián)等全新的特點和更為復(fù)雜的綜合要求。因此，合理規(guī)劃新增新能源規(guī)模，充分發(fā)揮金沙江下游巨型水電站與風光互補的調(diào)節(jié)優(yōu)勢，進一步增加對于風光清潔能源的消納能力，打造更加綜合、靈活的水-風-光-抽蓄一體化能源系統(tǒng)，是未來進一步推進中國大規(guī)模多能互補清潔能源示范基地建設(shè)和發(fā)展的關(guān)鍵。

針對上述現(xiàn)狀，本文首先考慮按照“宜送則送、宜留則留”的思路確定外送和留存規(guī)模，然后根據(jù)川、滇兩省的新能源資源和規(guī)劃裝機分布情況，選擇適合建設(shè)可再生能源多能互補基地的大型水電站，最后以受端消納為前提，結(jié)合水電站配套直流運行和規(guī)劃情況，分析直流受端省份電力市場空間和受端負荷特性及現(xiàn)有直流運行情況，以新能源裝機規(guī)模最大、新能源及水電棄電量最小為目標，考慮電力電量平衡約束以及水電站發(fā)電約束，提出多能互補系統(tǒng)新增新能源裝機規(guī)模計算模型。以金沙江下游溪洛渡、白鶴灘、烏東德水電站為研究實例，計算出2023～2025年可新增外送新能源規(guī)模。

1 基本情況

1.1 流域概況

金沙江是長江的上游河段，其主源通天河在青海玉樹附近匯入巴塘河后稱金沙江。金沙江流經(jīng)青、藏、川、滇4省區(qū)至四川宜賓與岷江匯合后始稱長江。金沙江流域面積47.32萬km²，約占長江全流域面積的26%。金沙江全長2 308 km，落差3 280 m，多年平均流量4 570 m³/s，多年平均徑流量1 550億m³。青海省玉樹（巴塘河口）至云南省石鼓稱為金沙江上游，河段長974 km；石鼓至四川省攀枝花稱為金沙江中游，河段長725.6 km；攀枝花至宜賓稱為金沙江下游，河段長608.4 km。

1.2 電站概況

金沙江下游自上而下依次建有烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩4座水電站，截止2021年底已經(jīng)全部投產(chǎn)發(fā)電，預(yù)計2023年底白鶴灘水電站配套直流外送通道建成，屆時金沙江下游梯級電站將全部建成，總裝機容量4 646萬kW，相當于2個三峽水電站裝機容量；調(diào)節(jié)庫容346億m³，是三峽水電站調(diào)節(jié)庫容的0.9倍。4座水電站均通過7條直流線路外送8省市，送電量近2 000億kW·h，外送線路如圖1所示。

1.3 資源分布情況

1.3.1 水量資源

由于地理位置與地區(qū)氣候影響，金沙江下游降雨具有以下特征：① 流域所在地區(qū)的海拔對降水量有明顯的影響；② 水平縱向分布由西向東逐漸增加；③ 水平橫向分布呈南多北少格局；④ 降水量年際變化大。從數(shù)值上來看，年降水量在500～900 mm，干濕季節(jié)分明，6～9月約占全年降水量的70%～80%，5～10月占90%［8］。

金沙江下游流域徑流量的年際變化不大［9］，烏東德壩址多年平均徑流量約1 200億m³，其空間分布與平均年降水量空間分布趨勢大體一致；金沙江流域徑流年內(nèi)分配不均，汛期徑流占年徑流比重大，且干、支流差異較明顯，5～10月來水占全年80%。

1.3.2 風能資源

川、滇兩省金沙江下游區(qū)域風電類型主要為山地風電場，風電場平均風速6 m/s以上，風能資源等級為2級，具備較大開發(fā)價值。從空間分布特征來看，四川省風能資源的理論開發(fā)量約4 850萬kW，開發(fā)價值較高的地區(qū)主要分布在西北部高原、西南部山區(qū)、盆地北部山區(qū)、東部山區(qū)等地區(qū)［10］；云南風能資源總儲量為1.23億kW，規(guī)劃可開發(fā)量為3 630萬kW，主要分布在哀牢山以東地區(qū)，多數(shù)地區(qū)風能資源有開發(fā)價值［11］。從時間分布特征來看：川滇兩省的風能資源主要集中在11月至次年5月，對應(yīng)是河流的枯水期，與水電的出力形成了良好的季節(jié)性時間互補。根據(jù)兩省“十四五遠景規(guī)劃”［12-13］，在四川地區(qū)初步確定了46個風電場址，總規(guī)模456萬kW；云南地區(qū)44個風電場，總規(guī)模316萬kW。

1.3.3 光能資源

四川省川西高原、云南全省是中國太陽能資源最豐富的區(qū)域之一，年輻射變化范圍在5 000～6 700 MJ/m²之間，大部分地區(qū)日照小時數(shù)在2 000～2 700 h之間［10，14］。從地理分布特征來看，四川省日照分布整體呈現(xiàn)“西低東高”的特點，東西部輻射差異達2 200 MJ/m²，川西高原最為豐富。從時間分布特征來看，四川高原冬春日輻射值高于夏秋；云南日照分部為南多北少。從時間分布特征來看，四川高原冬春日照多于夏秋，云南輻射最高值在4～5月，最低值在11～12月。根據(jù)兩省“十四五遠景規(guī)劃”［12-13］，在四川地區(qū)初步確定了33個光伏場址，總規(guī)模839萬kW；云南地區(qū)50個光伏場址，總規(guī)模409萬kW。

1.3.4 風電與光伏規(guī)劃情況

根據(jù)三峽集團后期統(tǒng)計結(jié)果，金沙江下游流域四川地區(qū)風電及光伏裝機總量1 295萬kW，風電456萬kW、光伏839萬kW。其中向家壩水電站附近風電規(guī)劃裝機較少，無光伏規(guī)劃裝機；溪洛渡水電站附近的四川地區(qū)風電和光伏規(guī)劃裝機主要集中在美姑縣，以光伏裝機為主，雷波縣規(guī)劃裝機較少；白鶴灘水電站附近的四川地區(qū)風電和光伏規(guī)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，具體分布情況如圖2所示。

根據(jù)三峽集團后期統(tǒng)計結(jié)果，金沙江下游流域云南地區(qū)風電及光伏裝機總量753萬kW，風電312萬kW、光伏441萬kW。其中永善縣、會澤縣、巧家縣、昭通等地區(qū)規(guī)劃風電和光伏裝機較少；多數(shù)資源均集中在烏東德水電站附近的祿勸縣、尋甸縣，具體分布情況如圖3所示。

2 水風光運行特性

2.1 水電站運行特性

烏東德水電站平水年設(shè)計利用小時數(shù)為 3 703 h，多年平均年發(fā)電量 389.1億kW·h，枯水年設(shè)計利用小時數(shù)為3 040 h，平水年的豐期電量占到了全年電量的70%，與預(yù)想出力之比在0.7左右，具備一定的調(diào)節(jié)能力。白鶴灘水電站平水年設(shè)計利用小時數(shù)為3 830 h，多年平均年發(fā)電量610.94 億kW·h，枯水年設(shè)計利用小時數(shù)為2 967 h，平水年的豐期電量占到了全年電量的62%，與預(yù)想出力之比在0.6左右，具備較強的調(diào)節(jié)能力。溪洛渡水電站平水年設(shè)計利用小時數(shù)為4 533 h，設(shè)計平均發(fā)電量571億kW·h，枯水年設(shè)計利用小時數(shù)為3 858 h，設(shè)計平均發(fā)電量486億kW·h，平水年的豐期電量占到了全年電量的67%，與預(yù)想出力之比在0.75左右，具備一定的調(diào)節(jié)能力。各水電站運行特性曲線如圖4～6所示。

由于金沙江下游目前已投產(chǎn)并已多年運行的大型水電站僅溪洛渡、向家壩兩座水電站，因此對于實際出力僅分析上述兩座水電站。

向家壩水電站設(shè)計年發(fā)電量309億kW·h，其中豐期占比65%（202億kW·h），枯期占比35%（107億kW·h）。2015～2020年，向家壩水電站實際發(fā)電量308億～338億kW·h，年均發(fā)電量328億kW·h，大部分高于設(shè)計值；枯期占全年發(fā)電量的35%左右，與設(shè)計值相當，具體見圖7～8。

溪洛渡水電站設(shè)計年發(fā)電量546億kW·h，其中豐期占比66%（362億kW·h），枯期占比34%（184億kW·h）。2015～2020年，溪洛渡水電站實際發(fā)電量551億～632億kW·h，年均發(fā)電量606億kW·h，均高于設(shè)計值；枯期占全年發(fā)電量的比例為35%左右，也高于設(shè)計值（34%），具體內(nèi)容見圖9～10所示。

2.2 風電運行特性

選取四川省布拖區(qū)域的典型風電場，研究金沙江下游四川地區(qū)風電場的年出力特性，如圖11～12所示?？梢钥闯霾纪蠀^(qū)域典型風電場在枯水期1～3月、11～12月發(fā)電量較高，風電場出力系數(shù)在0.41～0.58，豐水期6～9月相對較低，風電場出力系數(shù)在0.12～0.18。并且布拖區(qū)域風電出力波動較大，隨機性較強，日最大出力出現(xiàn)時段逐月不盡相同，其中2月平均出力最大，8月平均出力最小，汛期5～11月最大出力出現(xiàn)時刻在上午05∶00附近，11～12月、1～4月最大出力出現(xiàn)時間在下午18∶00附近，風電年利用小時數(shù)約為2 400 h?？傮w而言，金沙江下游布拖區(qū)域風電場出力月際變化較顯著，呈冬春季大、夏秋季小的特點，與水電有較強的互補特性。

云南省姚安區(qū)域的典型風電場年出力特性如圖13～14所示。可以看出姚安區(qū)域典型風電場在枯水期1～4月、12月發(fā)電量較高，風電場出力系數(shù)在0.47～0.56，豐水期7～9月相對較低，風電場出力系數(shù)在0.21～0.28。并且姚安區(qū)域風電出力波動較大，隨機性較強，日最大出力出現(xiàn)時段逐月不盡相同，其中2月平均出力最大，8月平均出力最小，汛期最大出力出現(xiàn)在14∶00附近，枯期最大出力出現(xiàn)時間在22∶00附近，風電年利用小時數(shù)大約為 2 600 h?？傮w而言，金沙江下游姚安區(qū)域風電場出力月際變化相對布拖區(qū)域更小，與水電有較強的互補特性。

2.3 光伏運行特性

選取四川布拖光伏區(qū)域為代表，研究金沙江下游四川地區(qū)光伏的年出力特性，具體如圖15～16所示。布拖區(qū)域內(nèi)光伏裝機203萬kW，從光伏年內(nèi)出力特性來看，1～5月出力較大，6～12月出力相對較小。年發(fā)電量29.1億kW·h，利用小時1 431 h，豐枯電量比46∶54。從光伏日內(nèi)出力特性來看，布拖區(qū)域內(nèi)光伏逐月典型日平均出力如圖16所示。光伏電站出力集中在9∶00～18∶00，日最大出力出現(xiàn)時段較為集中，在12∶00～14∶00。

選取云南會理光伏區(qū)域為代表，研究金沙江下游云南側(cè)光伏的年出力特性，具體如圖17所示。從年出力特性來看，會理縣代表光伏電站月平均出力系數(shù)在0.15～0.19。會理縣代表光伏電站在7月發(fā)電量最低，在4月發(fā)電量最高。

3 金沙江下游直流送受端電力消納空間

3.1 送端電力消納空間

3.1.1 四川電力電量平衡計算

3.1.1.1平衡計算原則

（1） 負荷水平。根據(jù)“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃前期相關(guān)研究成果，結(jié)合近年來四川實際用電增長情況，預(yù)計2025年四川全社會用電量和最大負荷分別約3 745億kW·h和7 100萬kW，兩者“十四五”期間年均增速分別約5.5%和5.6%；2030年四川全社會用電量和最大負荷分別約4 500億kW·h和8 600萬kW，“十五五”期年均增速分別約3.7%和3.9%。四川省電力電量需求預(yù)測結(jié)果見表1。最大負荷水平按上述負荷預(yù)測結(jié)果計算。

（2） 電源裝機。根據(jù)電源安排，僅考慮核準在建火電項目的前提下，到2025,2030年四川省全口徑電源裝機規(guī)模約15 316萬,19 380萬kW，各類電源規(guī)劃見表2所示。

（3） 外區(qū)送電。平衡中枯水期和平水期（每年11月至次年5月），溪洛渡、向家壩水電站四川份額和錦屏一級、錦屏二級、官地水電站留存30%的電力電量；白鶴灘水電站按留存100億kW·h電量及對應(yīng)容量。結(jié)合川渝電力盈虧情況，統(tǒng)籌安排德寶直流各水平年電力交換規(guī)模，四川僅枯期均考慮德寶直流受入300萬kW的電力。

（4） 備用率。根據(jù)國能發(fā)電力〔2020〕12號文，四川按12%的備用率進行計算。

（5） 新能源出力。四川風電豐、枯期按照裝機容量5%，10%參與電力平衡計算，光伏按各月典型曲線參與電力平衡。

（6） 需求側(cè)響應(yīng)。豐枯期分別按各自最大負荷3%考慮。

3.1.1.2計算結(jié)果分析

根據(jù)電力平衡結(jié)果，在考慮了7回直流外送水電后，四川電力平衡由豐枯電力盈余轉(zhuǎn)為豐枯均缺的局面。2022年，雅中、白鶴灘直流尚未滿功率運行或完全投運，四川豐枯期電力富余。2023～2025年，隨著雅安、白鶴灘和金上直流逐步雙級投運，省內(nèi)負荷持續(xù)增長、本地裝機增長趨于穩(wěn)定，四川省內(nèi)出現(xiàn)較大電力缺額。2023～2025年豐期最大電力缺額約720萬～1 180萬kW，枯期最大電力缺額約370萬～500萬kW，存在較大的電力空間。

3.1.2 四川電力電量平衡計算

3.1.2.1平衡計算原則

（1） 負荷水平。根據(jù)南方電網(wǎng)“十四五”電力工業(yè)發(fā)展規(guī)劃相關(guān)研究成果，云南電網(wǎng)2025，2030，2035年全社會最大負荷分別達到4 900萬，5 900萬，6 700萬kW，“十四五”期增長率為8.18%，“十五五”期增長率為3.70%。具體結(jié)果見表3。最大負荷水平按上述負荷預(yù)測結(jié)果計算。

（2） 電源裝機。預(yù)計至2025年，云南省電源總裝機規(guī)模達11 776萬kW（不含向家壩、白鶴灘，下同），其中水電裝機7 773萬kW，火電和綜合利用裝機1 830萬kW，風電裝機2 300萬kW，光伏裝機1 600萬kW。

（3） 備用率。負荷備用取3%，旋轉(zhuǎn)事故備用取4%，停機事故備用取5%。

（4） 發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)。中小水電利用小時數(shù)3 800 h；火電利用小時數(shù)按4 000 h限制；風電年最大利用小時數(shù)約2 600 h，發(fā)電豐枯比為33∶67左右。光伏年最大利用小時數(shù)約1 300 h，發(fā)電豐枯比為46∶54左右。

（5） 西電東送。云南西電東送方面，2025年，云南西電東送送電量1 755億kW·h，最大電力3 450萬kW，其中云貴互聯(lián)僅小方式送電，送電量60億kW·h。云南送電境外方面，2025年以后考慮對越送電電力200萬kW，電量90億kW·h。

3.1.2.2計算結(jié)果分析

考慮明確及規(guī)劃新增電源方案，同時火電利用小時數(shù)預(yù)計僅能保持在3 000～4 000 h，2025年云南省電量基本平衡，但受電源投產(chǎn)時序影響，2022～2024年逐年電量缺口為204億，223億，115億kW·h。2022～2025年豐期均存在少量棄電量，約20億～60億kW·h，可通過充分利用西電東送富余通道進行消納，如：2022年考慮協(xié)議外利用西電東送富余通道7～9月增送電58億kW·h后，云南2022年棄水電量由58億kW·h降低至5.5億kW·h，火電利用小時增加40 h；2025年考慮協(xié)議外利用西電東送富余通道7～9月增送電44億kW·h后，云南2025年棄水電量由44億kW·h降低至3.3億kW·h，火電利用小時增加18 h（由3 534 h增加至3 552 h）。由于省內(nèi)新增有效裝機容量不足，2023～2025年按照大方式（電源功率最大、變壓器容量最多、線路阻抗最小的運行方式）運行時均存在電力缺口，其中2025年電力缺口存在510萬kW。

3.2 受端電力消納空間

根據(jù)電力市場空間測算結(jié)果，江蘇、浙江、廣東“十四五”及中長期電力供需形勢趨緊。2023～2025年江蘇最大電力缺額分別約為400萬、300萬、500萬kW，遠期隨省內(nèi)負荷的進一步增長，2030年最大電力缺額將達到約3 100萬kW；浙江最大電力缺額分別約200萬、700萬、1 100萬kW，2030年最大電力缺額將達到約3 600萬kW；廣東最大電力缺額分別約220萬、580萬、1 320萬kW，2030年最大電力缺額將約達3 100萬kW。

4 金沙江下游水風光打捆規(guī)模

4.1 水風光打捆計算原則

目前初步考慮的金沙江下游多能互補方案以白鶴灘電站左右岸1 600萬kW、溪洛渡左岸電站630萬kW、烏東德右岸（左岸）510萬kW裝機規(guī)模為依托，在各電站深度調(diào)峰的基礎(chǔ)上，建設(shè)水、風、光多能互補項目。研究金沙江下游風光資源總量為 2 048萬kW，風電768萬kW、光伏1 280萬kW，其中四川地區(qū)預(yù)計開發(fā)風電456萬kW、光伏839萬kW，合計1 295萬kW；云南地區(qū)預(yù)計開發(fā)風電312.4萬kW、光伏440.5萬kW，合計752.9萬kW。

金沙江下游多能互補項目均以水電站為依托，聯(lián)合新能源打捆外送。為更加真實反應(yīng)多能互補項目電力電量平衡情況，本研究盡量采用水電站實際出力曲線作為研究基礎(chǔ)。其中，溪洛渡水電站左岸電站出力曲線為2015～2021年溪洛渡水電站左岸電站實際出力平均值；白鶴灘水電站由于尚未完全建成，出力曲線為單獨運行時（不考慮梯級的影響）的設(shè)計水文曲線；烏東德水電站右岸電站在2021年6月全部投產(chǎn)，烏東德水電站右岸電站6～10月出力值為2021年烏東德水電站右岸電站實際出力平均值，其余月份為單獨運行時的設(shè)計水文曲線。

計算時汛、枯期水電站及新能源聯(lián)合出力最大值不超過水電裝機容量，最小值不低于水電站生態(tài)流量。為充分驗證受端電網(wǎng)對水電疊加新能源出力后的外送方案的消納能力、受端電網(wǎng)是否對新的送電曲線存在調(diào)峰不足的情況，考慮水電及新能源聯(lián)合外送曲線與現(xiàn)有金沙江下游配套直流送電曲線保持協(xié)調(diào)。在聯(lián)合外送方案的電力電量平衡計算中，若存在棄電的情況，原則上優(yōu)先消納水電，其次消納新能源。多能互補項目整體送電曲線參考現(xiàn)有金沙江下游配套直流外送曲線，送電曲線跟隨受端日、年負荷特性波動。

4.2 水風光打捆規(guī)模計算模型

4.2.1 目標函數(shù)

4.2.2 約束條件

4.2.2.1電力平衡約束

考慮水電與新能源打捆后疊加出力不超過當天需求約束曲線，當天水電出力用于填補新能源出力存在的不足，超過約束部分則視為棄電。

   

     式中：L為小時級約束曲線總出力；P_w為風電小時級出力；P_pv為光伏小時級出力；P_hy為水電小時級出力；P_c為每小時棄電。

4.2.2.2電量平衡約束

考慮水電與新能源打捆后疊加出力不超過當天需求約束曲線，當天水電出力用于填補新能源出力存在的不足，超過約束部分則視為棄電。

4.2.2.3水電站發(fā)電約束

水電站月發(fā)電量嚴苛按照實際發(fā)電量與設(shè)計可發(fā)電量執(zhí)行，在疊加新能源發(fā)電后水電月度發(fā)電量無偏差；枯期考慮水電機組和直流檢修，不增加水電發(fā)電量；水電站逐月日發(fā)電量最大偏差考慮為：水電所打捆的新能源當月最大發(fā)電量（實測值）減去當月最小發(fā)電量（實測值）；水電站逐月日發(fā)電量最大變幅應(yīng)控制在可調(diào)范圍內(nèi)。

4.3 水風光打捆規(guī)模計算   

      首先按照“宜送則送、宜留則留”的原則確定外送和留存規(guī)模，再以4.2節(jié)所提模型確定接入溪洛渡、白鶴灘、烏東德水電站的風電、光伏的裝機并確定聯(lián)合送電出力控制曲線。最后以溪洛渡水電站為例分析接入風電、光伏之后對水電站運行的影響。

4.3.1溪洛渡水電站水風光聯(lián)合送出配置方案

溪洛渡水電站近區(qū)風電和光伏資源距離負荷中心均較遠，優(yōu)先考慮新能源接入溪洛渡水電站左岸電站，統(tǒng)一打捆外送。原則上為減少投資，優(yōu)先考慮距離水電站較近的新能源項目，并統(tǒng)籌考慮升壓站匯集接入容量限制、導(dǎo)線選截面選型限制、預(yù)留間隔限制、地理地形限制等多方面因素，最終擬定打捆溪洛渡水電站65 km范圍內(nèi)風電和光伏，匯集接入溪洛渡水電站左岸電站500 kV母線，接入新能源總規(guī)模約354萬kW，其中風電86萬kW，光伏268萬kW。

4.3.1.1聯(lián)合送電出力控制曲線

調(diào)峰曲線參考目前賓金直流送電曲線以及浙江省負荷曲線，在原有直流送電曲線基礎(chǔ)上，增加送電電量，初步考慮汛期和其他月份枯期分別按照不同的送電曲線控制送電，若超過該值則出現(xiàn)調(diào)峰不足，即出現(xiàn)棄電。取當日最高出力為出力系數(shù)1，調(diào)峰深度為實時出力占最高出力比例，其中汛期日最大調(diào)峰深度為16%，枯期最大調(diào)峰深度為43%。以該疊加新能源后的外送電曲線為邊界條件，計算浙江電網(wǎng)電力電量平衡，浙江電網(wǎng)不產(chǎn)生新增棄電，具備消納新增新能源電力的市場空間。具體汛、枯期送電曲線如圖18所示。

4.3.1.2電力電量平衡計算結(jié)果

依據(jù)以上邊界條件，以水電站平水年出力特性為基礎(chǔ)，計算全年電量平衡。根據(jù)測算，水風光配置方案綜合棄電率為4.9%，棄電電量2.8億kW·h，多能互補項目送電電量351.4億kW·h，多能互補項目利用小時數(shù)為5 532 h，新能源發(fā)電量占項目發(fā)電量的15.7%。多能互補項目各電源逐月出力情況如圖19所示。以梯級水電及近區(qū)電網(wǎng)送電能力為上限，溪洛渡左岸電站打捆新能源可提升外送電力64萬kW。

4.3.1.3多能互補模擬結(jié)果分析

根據(jù)溪洛渡水電站近幾年實際出力數(shù)據(jù)，統(tǒng)計分析求得每月典型24 h出力曲線，如圖20所示?？梢钥闯?～10月曲線在10∶00～23∶00是基本維持水平出力，其中9月接近滿出力；其他月份呈現(xiàn)出一定的調(diào)峰特性，在10∶00～12∶00達到出力和送電高峰，在00∶00～07∶00為出力和送電低谷。

在新能源匯集接入溪洛渡水電站左岸電站后，按照聯(lián)合送電出力控制曲線確定整體項目24 h出力。水電站豐、枯期應(yīng)保證在受端盈虧控制時刻與調(diào)峰控制時刻差值不發(fā)生變化，盡量不削弱水電站原有調(diào)峰水平為原則，在疊加新能源出力后，多能互補項目整體出力不超過水電站裝機容量。以9月為例，在疊加新能源前后水電及多能互補項目整體出力如圖21所示，多能互補項目在受端系統(tǒng)盈虧控制時刻出力為620萬kW，高于溪洛渡水電站左岸電站9月平均出力值；在受端系統(tǒng)調(diào)峰控制時刻出力為522萬kW，也略高于溪洛渡水電站左岸電站9月平均出力值，總體而言，在疊加新能源后，項目9月調(diào)峰范圍等于溪洛渡水電站左岸原有調(diào)峰量，滿足既定原則要求。

以12月為例，疊加新能源前后水電及多能互補項目整體出力如圖22所示，多能互補項目在受端系統(tǒng)盈虧控制時刻出力為453萬kW，高于溪洛渡水電站左岸電站12月平均出力值；在受端系統(tǒng)調(diào)峰控制時刻出力為261萬kW，也略高于溪洛渡水電站左岸電站12月平均出力值，總體而言，在疊加新能源后，項目12月調(diào)峰范圍等于溪洛渡水電站左岸原有調(diào)峰量，滿足既定原則要求。

4.3.2 白鶴灘水電站水風光聯(lián)合送出配置方案

白鶴灘水電站近區(qū)風電和光伏資源距離負荷中心均較遠，優(yōu)先考慮新能源接入白鶴灘水電站左岸電站（匯集送出線路無需跨越金沙江），在無法滿足新能源并網(wǎng)需求情況下再接入白鶴灘水電站右岸電站，統(tǒng)一打捆外送。原則上為減少投資，優(yōu)先考慮距離水電站較近的新能源項目，并統(tǒng)籌考慮升壓站匯集接入容量限制、導(dǎo)線選截面選型限制、預(yù)留間隔限制、地理地形限制等多方面因素，最終擬定入白鶴灘水電站70 km范圍內(nèi)的規(guī)劃風電和光伏至白鶴灘水電站左岸電站500 kV母線。接入新能源總規(guī)模約449萬kW，其中風電141萬kW，光伏308萬kW。

4.3.2.1聯(lián)合送電出力控制曲線

調(diào)峰曲線參考目前賓金直流、復(fù)奉直流送電曲線以及浙江省和江蘇省負荷曲線，在原有直流送電曲線基礎(chǔ)上，增加送電電量，初步考慮汛期和枯期分別按照不同的送電曲線控制送電，若超過該值則出現(xiàn)調(diào)峰不足，即出現(xiàn)棄電。其中汛期最大送電電力與裝機容量相等，日最大調(diào)峰深度為17%；枯期最大送電電力為裝機容量的0.9，日最大調(diào)峰深度為33%。具體汛、枯期送電曲線如圖23所示。

4.3.2.2 電力電量平衡計算結(jié)果

依據(jù)以上邊界條件，以水電站平水年出力特性為基礎(chǔ)，計算全年電量平衡。根據(jù)測算，在參與受端調(diào)峰情況下，水風光配置方案綜合棄電率為2.2%，棄電電量1.7億kW·h，多能互補項目送電電量409.2億kW·h，多能互補項目利用小時數(shù)為5 094 h，新能源發(fā)電量占項目發(fā)電量的18.3%。多能互補項目各電源逐月出力情況如圖24所示。以梯級水電及近區(qū)電網(wǎng)送電能力為上限，白鶴灘水電站左岸電站打捆新能源可提升外送電力100萬kW。

4.3.3 烏東德水電站水風光聯(lián)合送出配置方案

烏東德水電站近區(qū)風電和光伏資源距離負荷中心均較遠，優(yōu)先考慮新能源接入烏東德水電站，統(tǒng)一打捆外送。原則上為減少投資，優(yōu)先考慮距離水電站較近的新能源項目，并統(tǒng)籌考慮升壓站匯集接入容量限制、導(dǎo)線選截面選型限制、預(yù)留間隔限制、地理地形限制等多方面因素，最終擬定接入烏東德水電站70 km范圍及尋甸縣域內(nèi)規(guī)劃風電和光伏至烏東德右岸電站500 kV母線。接入新能源總規(guī)模約245.7萬kW，其中風電110.7萬kW，光伏135萬kW。

4.3.3.1 聯(lián)合送電出力控制曲線

調(diào)峰曲線參考目前牛從直流送電曲線以及廣東省負荷曲線，在原有直流送電曲線基礎(chǔ)上，增加送電電量，初步考慮汛期和枯期分別按照不同的送電曲線控制送電，若超過該值則出現(xiàn)調(diào)峰不足，即出現(xiàn)棄電。其中汛期最大送電電力與為裝機容量相同，日最大調(diào)峰深度為0%；枯期最大送電電力為裝機容量的0.8，日最大調(diào)峰深度為25%。具體汛、枯期送電曲線如圖25所示。

4.3.3.2 電力電量平衡計算結(jié)果

依據(jù)以上邊界條件，以水電站平水年出力特性為基礎(chǔ)，計算全年電量平衡。根據(jù)測算，水風光配置方案綜合棄電率為5.0%，棄電電量2.4億kW·h，多能互補項目送電電量238.0億kW·h，多能互補項目利用小時數(shù)為4 620 h，新能源發(fā)電量占項目發(fā)電量的18.8%。多能互補項目各電源逐月出力情況如圖26所示。以梯級水電站及近區(qū)電網(wǎng)送電能力為上限，烏東德水電站右岸電站打捆新能源可提升外送電力42萬kW。

4.4 金沙江下游水風光打捆規(guī)模擬定

      根據(jù)4.3節(jié)計算結(jié)果，3個多能互補項目一體化項目配置方案如圖27所示。對于金沙江下游四川地區(qū)規(guī)劃新能源而言，參與多能互補項目的規(guī)劃新能源裝機容量803萬kW，其中風電裝機容量227萬kW，光伏容量576萬kW；其余規(guī)劃新能源項目（裝機容量492萬kW，其中風電裝機容量229萬kW，光伏裝機容量263萬kW）考慮就近匯集接入四川電網(wǎng)消納。對于金沙江下游云南地區(qū)規(guī)劃新能源而言，參與多能互補項目的規(guī)劃新能源裝機容量245.7萬kW，其中風電裝機容量110.7萬kW，光伏裝機容量135萬kW；其余規(guī)劃新能源項目（裝機容量507萬kW，其中風電裝機容量201.7萬kW，光伏裝機容量306萬kW）考慮就近匯集接入云南電網(wǎng)消納。

5 結(jié) 論

      本文按照“宜送則送、宜留則留”的原則，根據(jù)川、滇兩省的新能源資源和規(guī)劃裝機分布情況，選擇適合建設(shè)可再生能源多能互補基地的大型水電站，再以受端消納、接入電網(wǎng)安全為前提并結(jié)合水電站配套直流通道利用情況，分析直流受端省份可消納空間，最終推薦溪洛渡水電站接入新能源總規(guī)模約354萬kW，其中風電裝機容量86萬kW，光伏裝機容量268萬kW；白鶴灘水電站接入新能源總規(guī)模約449萬kW，其中風電裝機容量141萬kW，光伏裝機容量308萬kW；烏東德水電站右岸接入新能源總規(guī)模約245.7萬kW，其中風電裝機容量110.7萬kW，光伏裝機容量135萬kW，并給出以下建議。

     （1） 深化金沙江下游風光發(fā)展規(guī)劃研究。建議在國家及四川、云南相關(guān)產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策和規(guī)劃的指導(dǎo)下，結(jié)合本地消納能力、送端市場及電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行要求，進一步深入研究金沙江下游風光發(fā)展規(guī)劃，合理規(guī)劃發(fā)展規(guī)模，引導(dǎo)新能源產(chǎn)業(yè)合理有序發(fā)展。

    （2） 統(tǒng)籌規(guī)劃、設(shè)計、建設(shè)與運營。建議盡快研究一體化規(guī)劃、一體化設(shè)計、一體化開發(fā)、一體化調(diào)度運營的管理機制，統(tǒng)籌協(xié)調(diào)水電、風電、光伏各類資源的規(guī)劃、設(shè)計、建設(shè)、運營。

   （3） 水風光配比滾動優(yōu)化研究。建議根據(jù)水電投產(chǎn)時序、負荷發(fā)展、消納條件等因素變化情況，考慮儲能等新技術(shù)發(fā)展以及風電光伏的成本降低趨勢，對配套電源規(guī)模進行滾動調(diào)整優(yōu)化。