0 前 言

水电是优质可靠的调节电源。水电与新能源互补运行，通过发挥水电的调节能力，可提高输电通道利用效率，改善其经济性。非洲拥有丰富的水能资源和极具开发潜力的光资源。其中，水能资源的技术可开发量约为3.3亿kW，目前开发率仅为10%，资源富集区域主要位于非洲中部，开发潜力较大的河流包括刚果河、尼罗河、尼日尔河、赞比西河等流域。同样，非洲的光照资源丰富，开发利用条件优越，太阳能技术可开发量达665万亿kW·h/年。其中，具备大规模开发条件的地区主要位于中北部的撒哈拉沙漠周边、南部大西洋沿岸和东部非洲内陆。

如何拟定水、光互补开发方式，科学、合理地开发和利用非洲丰富的水能和太阳能资源，改善电能质量，降低开发成本，提高市场竞争力，是非洲能源开发面临的关键问题。本研究通过对非洲具有代表性的水电工程——复兴大坝水电站和大英加水电站，以水光互补方式进行开发外送研究，探索合理的水光互补开发应用方式。

1 水光互补开发案例研究

1.1 水光互补原则

1)在光伏出力高峰时期，通过水电站蓄水，降低出力，在光伏出力小的时段，根据负荷特性，充分利用水库的调节库容，调节水电出力。

2)为保证下游用水，保持水电最小出力不低于强迫出力；同时，出力须满足水电站水量约束条件。

3)组合电源出力尽可能匹配受端负荷特性。

1.2 复兴大坝水光互补案例(见图1)

图1 非洲典型水光互补工程案例示意图

1)复兴大坝。复兴大坝位于埃塞俄比亚青尼罗河下游河段，水库调节库容约600亿m3，具备多年调节能力，水电站装机645万kW，多年平均发电量161.45亿kW·h，装机满发利用小时数2 502 h。规划将电力外送希腊、意大利消纳。根据测算电站上网单位电度成本为3.06美分/(kW·h)，若单独外送落地电价8.06美分/(kW·h)。

2)栋古拉光伏基地。栋古拉光伏基地位于苏丹北部，年辐照强度为2 300 kW·h/m2。规划建设600万kW的光伏电站，年发电量为120亿kW·h，电站投资67.9亿美元。若单独外送南欧，落地电价为9.05美分/(kW·h)。

3)水光互补。考虑到复兴大坝调节能力强，利用小时数偏低，采取水光互补、打捆送出方式进行开发。在水光互补过程中，水电通过灵活的水库调度，在光伏出力加大的时段，降低水电出力，减少弃光电量，提高通道利用效率，同时按照需求侧要求，在负荷较大光伏出力降低的时刻，加大水电出力。提高了输电通道的利用率，有效地降低了输电电价，同时减少了弃光电量，改善光伏发电的经济性；另外，结合受端需求特性，水光互补可大幅提高用电高峰期电量，若考虑受端峰谷电价差异，将更大程度地显示水光互补运行的经济效益。出力过程见图2。

图2 复兴大坝水电项目水光互补出力过程

经济指标计算成果表明，水光互补送出的落地综合度电成本降低为6.43美分/(kW·h)，较水电单独送出的落地电价低2.23美分/(kW·h)，较光伏单独送出的落地电价低4.42美分/(kW·h)，大幅改善了项目的经济性。

1.3 大英加水电水光互补案例

大英加水电站位于刚果河干流中下游河段，装机规模为6 000万kW，多年平均发电量为3 899.4亿kW·h，装机满发利用小时数为6 499 h，电站为径流式电站，基本无调节能力。单位度电成本2.8美分/(kW·h)。

北非摩洛哥扎格光伏基地太阳能年辐照强度为2 300kW·h/m2，规划光伏电站装机800万kW，发电利用小时数约2 000 h。电站度电成本约2.8美分/(kW·h)。

根据非洲骨干网架规划成果，大英加水电站送电1 000万kW至北非的摩洛哥，就地消纳200万kW后，接续打捆摩洛哥光伏发电容量后接续送往西班牙、葡萄牙消纳。通过水光互补运行模拟，典型日出力过程见图3。

图3 大英加与摩洛哥光伏电站互补运行典型日出力过程

由于大英加水电站调节性能差，在光伏出力加大时段，因通道阻塞、输电与负荷特性不匹配等因素而产生大量弃电，年弃电量达69.1亿kW，综合落地电价7.26美分/kW·h。若单独外送大英加水电800万kW，落地电价为6.46美分/kW·h；单独外送光伏的落地单位度电成本为7.21美分/kW·h。可见，大英加与摩洛哥光伏电站的水光互补方案，落地电价反而较水电、光伏单独外送高，经济性较差。

2 水光互补改善经济性的适用条件

1)水电站库容系数达到8%以上。水光互补的重要基础在于通过水库的调蓄，水光出力互补，减少组合电源弃电，增加输电通道利用小时数，而库容系数达到8%以上的水电具备季调节能力，可有效提高组合电源经济性。

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