全球最大两座水光互补电站都是中国的！你还不知道什么是“水光互补”？（附增益研究报告）

　　光伏能源圈

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　　全球最大的两座水光互补电站

　　共和百兆瓦光伏发电技术实证基地

　　在平均海拔2700米的高寒干旱沙质草原上，巨大的光伏组件排列成整齐的子阵，远远看上去如同一片浩瀚的蓝色海洋，在正午的阳光下熠熠生辉。这里是青海省海南州共和县，这里有着当今全球建设规模最大的水光互补并网光伏电站——“龙羊峡水光互补电站”。

　　2012年，国家电投集团黄河上游水电开发公司，在全球范围内首次提出了“水光互补”的概念，并于2013年建成龙羊峡水光互补一期320兆瓦并网光伏电站；2015年6月，装机总容量850兆瓦、占地面积约25平方公里的水光互补光伏电站在塔拉滩全部建成。850兆瓦的电站一年可发电14.94亿度，对应到火力发电相当于一年节约标准煤18.356万吨，减少二氧化碳排放约48.09万吨，创造了良好的社会生态环境效益。

　　龙羊峡水电站

　　2022年6月26日，“龙羊峡水光互补电站”正式获得吉尼斯世界纪录认证，成为全球最大装机容量的水光互补发电站。

　　龙羊峡水光互补电站”获吉尼斯世界纪录认证

　　而这一世界纪录，将在2023年再次由中国刷新，进入GW级别！

　　2022年7月8日，位于四川省甘孜州雅江县的100万千瓦（1GW）柯拉光伏电站开始建设，项目分布在川西高原海拔4000米至4600米间，面积约16平方公里，相当于80个鸟巢的面积，光伏组件达200多万块！建成后，柯拉光伏电站发的电将通过一条500千伏输电线路，接入今年3月刚刚全部并网发电的两河口水电站，实现水光互补。

　　据国投集团介绍，柯拉光伏电站将于2023年6月份并网投产发电，预计每年可提供20亿度的清洁电能，相当于节约标准煤超60万吨，可减少二氧化碳排放超160万吨！

　　8月26日，柯拉光伏电站已完成EPC定标工作，根据公示文件，EPC加权平均价格为3.631元/W。

　　（表：雅砻江1GW柯拉光伏电站EPC中标结果）

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　　什么是水光互补？

　　虽然全球最大的两座水光互补电站都已经在中国大地上诞生，但掐指一算，不少小伙伴可能还不太了解什么是“水光互补”。

　　到底何为“水光互补”？

　　水，就是水电站。光，就是光伏电站。

　　水光互补，就是水电站和光伏电站强强联手，相辅相成共同组成安全稳定的绿色能源供应体系。

　　那么问题来了，水光互补有什么好处？它们又是如何进行互补的？

　　1、水电可以弥补光伏发电的不稳定性

　　光伏电站只能在白天发电，晚上完全没电；同时很容易受到气候影响，比如阴天、下雪、沙尘暴，都会导致光电出现波动性。因为这些原因，光伏电站伏发电的波动会比较大，发电曲线呈锯齿状，直接并入电网可能会对导致电压不稳定。这会有什么后果呢？我们小时候应该都看到过电灯忽明忽暗的样子，那就是电压不稳定导致的。

　　水光互补就可以很好地帮助消除这些锯齿状的波动。原理在于，光伏电站发出的电并不直接接入电网，而是通过线路接入水电站，和水电站发出的电捆绑在一起，再接入电网。

　　这个过程是如何调节的呢？

　　以龙羊峡850兆瓦光伏电站为例，整座光伏电站可视为一个“虚拟水电机组”，接入龙羊峡水电站，通过水轮机组的快速调节，将原本光伏间歇、波动、随机的功率不稳定的锯齿型光伏电源，调整为均衡、优质、安全更加友好的平滑稳定电源，以两个电源组合的电量，利用龙羊峡水电站的送出通道送入电网。这个过程不但使送出功率更加平稳，还提高了电网送出线路的利用率和经济性。

　　这一技术填补了国内大规模水光互补关键技术的空白，推动了国际大规模水光互补技术的发展，四川柯拉光伏电站后续建成后便将沿用这一技术手段，将电站发出的电接入两河口水电站以后，在水电站内进行加工。

　　2、光电助理水电提高整体水域的调峰能力

　　光电得到了水电的容量支持，水电则得到了光电的电量支持。

　　水电由于其灵活性，常参与负荷调峰。“水光互补”模式下，在光伏发电充足的时候，水电可以少放水少发电。先将水储存在水库中，等到用电高峰期，再将这些额外储存的水放出发电，以满足高峰期的用电需求，我们把这个过程称为“调峰”。水电这额外的调峰能力，就是得益于光电的助力。

　　两种调节模式，一种是短期的日调节——白天，光伏多发，水电少发；阴天，光伏少发，水电多发；晚上，光伏不发，水电多发。

　　第二种则是中长期的季调节、年调节，主要体现在光伏对水电枯水季节的电量补充，以改善水电丰枯季节悬殊的特性：枯水期，光伏多发，水电少发；丰水期，光伏少发，水电多发。

　　雅砻江

　　果然：

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　　开发建设要点

　　虽然水光互补电站优点多多，但也不能随便建，因为水电互补发电，还需要注意以下这几个问题：

　　一是水光容量配比问题。水光互补发电可减少光伏直接并网对系统的影响，但也降低了水电机组调节能力和运行灵活度。因此，合理的水光容量配比是发挥水光互补发电优势和作用的关键。

　　二是消纳与接入系统问题。西南地区的大中型水电站以220千伏及以上电压等级并网为主，电力一般需远距离传输至负荷中心消纳。对于光伏电站接入系统来说，应首先分析清楚电力消纳方向，详细论证光伏电站直接与大中型水电站“打捆”送出的必要性。若近区具备消纳空间和送出条件，则优先考虑光伏电站通过低电压等级接入周边站点；否则可推荐光伏电站接入高电压等级的水电站升压站，通过水电站已有线路“打捆”送出。

　　三是与常规电源协调问题。光伏发电以水光互补形式大规模发展，将挤占常规电源的电量空间，导致部分机组低效运行，加剧电源企业间的利益冲突。由于目前电力市场辅助服务机制尚未完善，常规电源的基础支撑作用若被削弱，将影响电力系统安全稳定性。因此，需统筹水光互补发电与常规电源协调发展。

　　四是对电网运行影响问题。例如，西南区域光伏大规模并网将对黔西南、黔西北、滇西北等电力外送断面持续造成压力。随着大量的电力电子元器件接入系统，可能导致转动惯量下降、短路容量支撑不足、次同步谐振等新问题，影响电网安全稳定运行。

　　我国目前能源紧缺，土地资源也较为紧张，在此背景下推进随着双碳目标、推进清洁能源发展，必将建设更多的水光、水风互补电站，未来还需要进一步通过“加强规划协同，统筹各方需求”“完善技术标准，规范管理体系”“健全市场机制，促进协调发展”等多重举措来推动水光互补发电高质量发展。

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　　水光互补项目光伏并网运行增益分析

　　附件：水光互补项目光伏并网运行增益研究.PDF