鄧振辰，謝越韜，肖晉宇，楊 揚(yáng)

(1.中國(guó)電建集團(tuán)中南勘測(cè)設(shè)計(jì)研究院有限公司，湖南 長(zhǎng)沙 410014；2.水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院，北京 100120；3.全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織，北京 100032)

0 引 言

當(dāng)前，能源低碳化、清潔化發(fā)展的趨勢(shì)日益彰顯，規(guī)模化清潔能源的開(kāi)發(fā)在能源安全和能源治理中發(fā)揮著越來(lái)越重要的作用。近年來(lái)，光伏發(fā)電規(guī)模增長(zhǎng)迅猛，成本快速下降，有望成為最具價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力的可再生能源電力，但隨著開(kāi)發(fā)的深入，也面臨一系列挑戰(zhàn)——大容量光伏并網(wǎng)，遠(yuǎn)距離外送，電能質(zhì)量差等問(wèn)題亟待解決。水電是清潔的可再生能源，且具備快速調(diào)節(jié)出力，蓄放能靈活等特點(diǎn)，水電對(duì)光伏進(jìn)行補(bǔ)償運(yùn)行可有效地為上述問(wèn)題提供解決方案。

為探索經(jīng)濟(jì)、高效的水光聯(lián)合開(kāi)發(fā)方式，本文以尋求受端落地電價(jià)最低為目標(biāo)，優(yōu)化水光互補(bǔ)運(yùn)行模式，計(jì)算經(jīng)濟(jì)較優(yōu)的水、光裝機(jī)配比，并選取非洲具有代表性的水電工程——復(fù)興大壩水電站和大英加水電站為案例，進(jìn)行水光互補(bǔ)外送技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析，驗(yàn)證相關(guān)結(jié)論。

1 研究思路及量化模型

1.1 研究思路

為確定水光互補(bǔ)大規(guī)模外送的經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)方案，以受端落地電價(jià)最低為優(yōu)化目標(biāo)，構(gòu)建考慮水電、光伏發(fā)電運(yùn)行要求，優(yōu)化水光互補(bǔ)運(yùn)行模式，計(jì)算綜合落地電價(jià)的量化模型；按照水電調(diào)節(jié)性能進(jìn)行分類，依托量化模型，分別對(duì)給定裝機(jī)的水電配以不同裝機(jī)規(guī)模的光伏，進(jìn)行多方案水光打捆遠(yuǎn)距離外送的技術(shù)經(jīng)濟(jì)計(jì)算，從而選擇經(jīng)濟(jì)性較優(yōu)的水光裝機(jī)配比；應(yīng)用水光配比結(jié)論，以大英加水電站、復(fù)興大壩水電站為案例，分別進(jìn)行水光互補(bǔ)打捆送出的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)計(jì)算，得出相關(guān)的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。

1.2 量化模型

量化模型可根據(jù)水、光電站資源特性、輸電規(guī)模及特性，對(duì)水光出力過(guò)程進(jìn)行模擬，得到水電、光伏的上網(wǎng)電量、棄電量、輸電損失、落地電量、輸電通道利用率等參數(shù)，并結(jié)合電站、輸電線路的投資及運(yùn)行費(fèi)用參數(shù)完成綜合落地電價(jià)測(cè)算。

1.2.1水光互補(bǔ)運(yùn)行要求

(1)在光伏出力高峰時(shí)段，水庫(kù)蓄水，降低出力，充分消納光伏電量；在光伏出力小的時(shí)段，根據(jù)受端用電負(fù)荷特性，調(diào)節(jié)水電出力滿足受端用電要求。

(2)為保證下游用水，水電最小出力不低于強(qiáng)迫出力；同時(shí)，滿足水量、庫(kù)容的約束條件。

(3)打捆外送電力的出力特性盡可能匹配受端用電負(fù)荷要求。即組合電源的出力過(guò)程盡可能擬合受端負(fù)荷標(biāo)幺曲線。

(4)為避免影響水電的水庫(kù)綜合利用效益的發(fā)揮，仍按水庫(kù)設(shè)計(jì)調(diào)度規(guī)則運(yùn)行，水庫(kù)的日發(fā)電流量與單獨(dú)運(yùn)行保持一致，僅在日內(nèi)對(duì)光伏進(jìn)行互補(bǔ)調(diào)節(jié)。

1.2.2電量指標(biāo)計(jì)算

為使組合電源的棄電量最小，輸電通道利用率最大，對(duì)水光互補(bǔ)出力過(guò)程進(jìn)行逐時(shí)段優(yōu)化。光伏電站按照最大能力發(fā)電，即光伏為基荷，調(diào)節(jié)水電進(jìn)行出力補(bǔ)償調(diào)節(jié)。

上網(wǎng)電量的計(jì)算

(1)

式中，Esum為水光互補(bǔ)電源的年上網(wǎng)電量；Pt(i)為輸電線路第i時(shí)段的最大輸送容量；P(i)為光伏發(fā)電在第i時(shí)刻的最大出力；f(h，q)為水電站的單獨(dú)運(yùn)行時(shí)的調(diào)度規(guī)則；Phy(f(h，q)，i)為水電按照既定的日以上調(diào)度規(guī)則時(shí)第i時(shí)段的出力。

棄電量損失計(jì)算

(2)

1.2.3電價(jià)指標(biāo)計(jì)算

電價(jià)指標(biāo)采用LCOE(平準(zhǔn)化度電成本)來(lái)表示，按照式(3)分別計(jì)算水電、光伏、輸電線的LCOE：

(3)

式中，i為能源品種，在本文中分別為水電、光伏發(fā)電、輸電線路；It，i為i能源在第t年的投資支出；Mt，i為i能源在第t年的運(yùn)行費(fèi)用支出；Et，i為i能源在第t年的上網(wǎng)電量或輸電量；r為折現(xiàn)率；n是運(yùn)行年限。

水光互補(bǔ)外送工程的綜合落地單位度電成本LCOEd的計(jì)算

(4)

2 水光打捆裝機(jī)配比研究

水、光裝機(jī)配比的優(yōu)化采用擬定不同方案測(cè)算落地電價(jià)，確定經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)的水、光裝機(jī)配比。

2.1 季調(diào)節(jié)能力以上的水電

選取年調(diào)節(jié)水電站A，裝機(jī)容量為6 000 MW，裝機(jī)滿發(fā)利用小時(shí)數(shù)為4 060 h，電站總投資103億美元。配套的光伏基地B最大可開(kāi)發(fā)容量為12 GW，年利用小時(shí)數(shù)為2 000 h，電站單位容量投資900美元。輸電距離2 000 km，輸電容量按水、光裝機(jī)較大者確定，輸電線路單位容量投資650美元。

計(jì)算方案為水電站A與不同裝機(jī)規(guī)模的光伏打捆送出的落地電價(jià)測(cè)算。水電容量為6 000 MW，光伏裝機(jī)容量在0～12 000 MW范圍內(nèi)選擇，從0開(kāi)始，以600 MW為步長(zhǎng)逐步增加至12 000 MW，共21個(gè)計(jì)算方案。運(yùn)用量化模型對(duì)21個(gè)方案進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)測(cè)算，計(jì)算成果表明：各方案棄光率均低于3%。光伏上網(wǎng)電價(jià)、水電上網(wǎng)電價(jià)水平基本一致。而通道利用小時(shí)數(shù)隨著光伏裝機(jī)的增大，呈現(xiàn)先升后降的趨勢(shì)，光伏裝機(jī)6 000 MW方案的輸電通道利用率最高(利用小時(shí)數(shù)為5 985)，輸電價(jià)最低(0.016 2美元/(kW·h))，故裝機(jī)配比1∶1的方案綜合落地電價(jià)最低(0.047 1美元/(kW·h))，較水電單獨(dú)外送電價(jià)降低16%，較光伏單獨(dú)送出降低28%，具備明顯的競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。各方案運(yùn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)分別見(jiàn)圖1、2。

圖1 各光伏裝機(jī)方案棄光率和輸電利用小時(shí)數(shù)

圖2 各光伏裝機(jī)方案測(cè)算經(jīng)濟(jì)指標(biāo)

2.2 日調(diào)節(jié)水電

選擇具有代表性日調(diào)節(jié)水電站B，光伏發(fā)電及輸電線路參數(shù)不變。一般情況下，調(diào)節(jié)能力差的水電站利用小時(shí)數(shù)較高，送出線路的利用小時(shí)數(shù)已相對(duì)較高，打捆光伏的能力有限。

計(jì)算方案為水電站B與不同裝機(jī)的光伏打捆外送的電價(jià)測(cè)算。水電容量為6 000 MW，光伏裝機(jī)容量在0～3 000 MW范圍內(nèi)選擇，從0開(kāi)始，以300 MW為步長(zhǎng)逐步增加至3 000 MW，共11個(gè)計(jì)算方案。

使用量化模型對(duì)上述方案進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的計(jì)算，結(jié)果表明：隨著打捆光伏裝機(jī)容量的增加，輸電通道利用小時(shí)數(shù)由6 330 h增加值6 995 h，輸電電價(jià)由0.021美元/(kW·h)降低至0.019 3美元/(kW·h)，光伏的棄電量從1.2億kW·h增加至20.1億kW·h逐步增加，光伏單位電度成本由0.028美元/(kW·h)增加至0.042 1美元/(kW·h)，綜合落地電價(jià)在0.0495～0.051美元/(kW·h)范圍內(nèi)變化，當(dāng)光伏裝機(jī)為1 800 MW時(shí)，綜合落地電價(jià)最低，為0.049 5美元/(kW·h)。水光配比1∶0.3的方案經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)，較水電單獨(dú)送出電價(jià)降低3%，較光伏單獨(dú)外送電價(jià)降低15%，各方案運(yùn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)分別見(jiàn)圖3、4。

圖3 不同光伏裝機(jī)方案棄光率和輸電利用小時(shí)數(shù)

圖4 不同光伏裝機(jī)方案經(jīng)濟(jì)指標(biāo)

3 案例分析

選取非洲的大型水電站復(fù)興大壩水電工程、大英加水電工程，分別與大規(guī)模光伏基地打捆外送進(jìn)行經(jīng)濟(jì)指標(biāo)計(jì)算分析。方案特性如圖5所示。

案例1，復(fù)興大壩水電站與棟古拉光伏電站水光互補(bǔ)，打捆外送南歐的希臘和意大利。

案例2，大英加水電與摩洛哥光伏電站打捆外送西班牙。

3.1 案例1

復(fù)興大壩位于埃塞爾比亞青尼羅河下游河段，水庫(kù)調(diào)節(jié)庫(kù)容約600億m3，具備多年調(diào)節(jié)能力，水電站裝機(jī)6 400 MW，多年平均發(fā)電量161.45億kW·h，裝機(jī)滿發(fā)利用小時(shí)數(shù)2 502 h，單位電度成本為0.030 6美元/(kW·h)。棟古拉光伏基地位于蘇丹北部，年輻照強(qiáng)度為2 300 kW·h/m2，技術(shù)可開(kāi)發(fā)裝機(jī)容量為280 GW，發(fā)電利用小時(shí)數(shù)為2 000 h。單位度電成本0.028美元/(kW·h)。

圖5 非洲典型水光互補(bǔ)工程案例示意圖

復(fù)興大壩水電站及光伏電站裝機(jī)利用小時(shí)數(shù)均不高，若采用單獨(dú)送出的方式，輸電通道利用率低，輸電電價(jià)較高?？紤]到復(fù)興大壩調(diào)節(jié)能力強(qiáng)，且光伏電站位于水電外送通道上，考慮將復(fù)興大壩電力打捆6 400 MW光伏容量，送電南歐，以提高方案的經(jīng)濟(jì)性。對(duì)水光互補(bǔ)過(guò)程進(jìn)行模擬(如圖6所示)，通過(guò)水電對(duì)光伏出力進(jìn)行補(bǔ)償調(diào)節(jié)，通道利用小時(shí)數(shù)提高到4 421 h，水光互補(bǔ)的輸電電價(jià)較單獨(dú)送出降低50%以上。另外，電能質(zhì)量提高，高峰電量增加，若考慮受端峰谷電價(jià)差異，更能突出水光互補(bǔ)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)效益。

圖6 復(fù)興大壩水光互補(bǔ)日出力過(guò)程

計(jì)算表明：水光互補(bǔ)送出的綜合度電成本降低為0.067 2美元/(kW·h)，較水電單獨(dú)送出降低0.019 4美元/(kW·h)，較光伏單獨(dú)送出降低0.012 7美元/(kW·h)，大幅改善了項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性。

3.2 案例2

大英加水電站位于剛果河干流中下游河段，電站最終裝機(jī)規(guī)模為60 GW，多年平均發(fā)電量為390 TW·h，裝機(jī)滿發(fā)利用小時(shí)數(shù)為6 313 h，基本無(wú)調(diào)節(jié)能力。電站單位度電成本0.03美元/(kW·h)。北非摩洛哥扎格光伏基地太陽(yáng)能年輻照強(qiáng)度為2 300 kW·h/m2，技術(shù)可開(kāi)發(fā)裝機(jī)容量為110 GW，發(fā)電利用小時(shí)數(shù)2 000 h。根據(jù)經(jīng)濟(jì)測(cè)算，光伏電站單獨(dú)上網(wǎng)度電成本約0.028美元/(kW·h)。英加水電站調(diào)節(jié)性能差，大部分時(shí)段保持基荷運(yùn)行，大幅降低出力將產(chǎn)生棄水，打捆光伏的能力較小，外送可調(diào)電量約3 800 MW·h。通過(guò)計(jì)算，打捆2 400 MW光伏可提高輸電通道利用率和打捆電源經(jīng)濟(jì)性。大英加水電站送電8 000 MW至北非摩洛哥，打捆光伏發(fā)電容量2 400 MW，接續(xù)送往西班牙、葡萄牙。水光互補(bǔ)模擬運(yùn)行典型日運(yùn)行方式如圖7所示。

圖7 大英加水光互補(bǔ)運(yùn)行典型日出力過(guò)程

經(jīng)濟(jì)指標(biāo)計(jì)算成果表明，水光互補(bǔ)送出的落地綜合度電成本降低為0.065 6美元/(kW·h)時(shí)，較水電單獨(dú)送出的落地電價(jià)低0.001美元/(kW·h)。較光伏單獨(dú)送出的落地電價(jià)低0.006 5美元/(kW·h)，改善了項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性。

4 結(jié) 論

非洲、中南美和東南亞等地區(qū)不僅擁有豐富的水能資源，同時(shí)太陽(yáng)能資源也非常豐富，采用水光互補(bǔ)的開(kāi)發(fā)方式，一是可提高輸電通道利用率，二是利用水庫(kù)調(diào)節(jié)能力可減少打捆電源的棄電損失，從而降低打捆電源的受端落地電價(jià)，提高整體經(jīng)濟(jì)性。

(1)有調(diào)節(jié)能力的水電是水光互補(bǔ)的優(yōu)質(zhì)資源，在清潔能源基地的規(guī)劃建設(shè)中應(yīng)優(yōu)先考慮開(kāi)發(fā)利用。當(dāng)水電站具備季調(diào)節(jié)以上的調(diào)節(jié)能力，搭配同等容量的光伏外送可大幅改善經(jīng)濟(jì)性，提高外送電能質(zhì)量。以復(fù)興大壩為例，打捆外送南歐的綜合落地電價(jià)0.067 2美元/(kW·h)，相對(duì)水電單獨(dú)送出方案降低0.019 4美元/(kW·h)。

(2)無(wú)調(diào)節(jié)能力的水電在一定條件下也可通過(guò)水光互補(bǔ)提升經(jīng)濟(jì)性。當(dāng)光伏電價(jià)低于水電電價(jià)，且增加的外送通道建設(shè)投資小的條件下，無(wú)調(diào)節(jié)能力的水電也可適當(dāng)打捆光伏。水光裝機(jī)配比應(yīng)根據(jù)水電利用小時(shí)數(shù)、水光電價(jià)等因素計(jì)算確定，一般地，水光配比不大于1∶0.3。以大英加水電站為例，8 000 MW水電與2 400 MW光伏打捆外送南歐，電價(jià)較水電單獨(dú)外送可降低0.001美元/(kW·h)。