酒泉至湖南±800 kV特高壓直流規劃運行曲線

鐘勝，黃娟娟，李泰軍，田昕，夏懿，范雪峰，宋汶秦

(1.中國電力工程顧問集團中南電力設計院，武漢市 430071； 2.國網甘肅省電力公司經濟技術研究院，蘭州市 730050)

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酒泉至湖南±800 kV特高壓直流規劃運行曲線

鐘勝1，黃娟娟1，李泰軍1，田昕1，夏懿2，范雪峰2，宋汶秦2

(1.中國電力工程顧問集團中南電力設計院，武漢市 430071； 2.國網甘肅省電力公司經濟技術研究院，蘭州市 730050)

大力開發和利用可再生能源是我國能源可持續發展和經濟可持續發展戰略的重要組成部分。正在建設中的酒泉至湖南±800 kV特高壓直流工程額定輸送容量800萬kW，是西北集風、火、太陽能電源協同外送的大型直流輸電工程。如何結合送端電源外送特性和受端負荷消納特性，達到電力輸送、消納和經濟效益最優化，需要對特高壓直流輸送電力的功率運行曲線進行研究。該文對送端直流可能的輸送方式進行了分析研究，對受端如何消納以及經濟效益進行了分析探討，提出了研究此類問題的思路和方法，為工程運行提供了技術參考，對其他工程也有重要的參考價值。

直流運行曲線；出力特性；負荷特性；調峰；直流送電量；利用小時數

0 引 言

甘肅酒泉地區能源資源豐富，被譽為“世界風庫”，是我國規劃開發的千萬kW級風電基地之一，開發條件優越，適合大規模開發外送。同時，酒泉地區太陽能資源豐富，年平均太陽能輻射量超過6 000 MJ/m2，規劃建設百萬kW級規模的太陽能電源基地[1]。

湖南省“缺煤、無油、無氣、水電資源開發殆盡”，是典型的一次能源匱乏地區，長期屬于能源凈輸入省份，能源輸入量逐年增加。隨著國家“中部崛起”戰略的實施，中部地區經濟增長迅速，2014年湖南省GDP增速達到9.5%，高于全國平均水平2.1個百分點，隨著用電負荷的快速增長，湖南省能源資源總量不足、煤炭運輸壓力大、環保壓力較大等問題日益突出[2]。

為滿足酒泉風電基地外送需要，緩解湖南及華中東4省電力供需矛盾，2013年9月，國家能源局以國能電力[2013]335號文，同意國家電網公司開展酒泉至湖南±800 kV特高壓直流輸電工程前期工作論證。目前酒泉至湖南±800 kV特高壓直流輸電工程已完成預初步設計，根據國家電網公司工程進度安排，計劃于2018年左右建成投產。

根據《國家能源局關于做好甘肅河西走廊清潔能源基地建設有關要求的通知》(國能新能[2014]171號)，酒泉至湖南±800 kV特高壓直流輸電工程輸送容量為800萬kW，電源項目構成按火電600萬kW、風電700萬kW、光伏發電280萬kW初步安排。目前酒泉地區風電棄風問題突出，國家能源局要求統籌考慮送、受端電網的調峰能力，把解決酒泉地區風電棄風問題作為清潔能源基地建設的重要任務，切實提高風電、光伏發電的消納能力。

為了兼顧送、受端的利益，在保證不增加受端電網調峰壓力和保障受端電網火電出力情況下，盡可能增加送端可再生能源的外送，減少新能源棄電比例，特提出酒泉至湖南特高壓直流運行曲線研究，為后續工程投運后的調度運行提供參考。

1 酒泉地區新能源出力特性

1.1 風電出力特性

酒泉千萬kW級風電基地是我國規劃建設的第一個千萬kW級風電基地，截止2014年底，酒泉地區已投產并網風電裝機850萬kW，核準在建75萬kW(其中，酒泉風電基地二期工程第一批項目 65萬kW)，開展前期工作104萬kW。預計酒泉地區2017年、2020年風電裝機規模將分別達到970萬kW、1 730萬kW。

與常規電源相比，風電出力受氣候和天氣影響，具有很強的間歇性和不確定性，風電出力特性一般通過概率特征來表示[3-6]。

(1)風電有效容量。根據風電基地出力特性，在某一出力值以下的累積概率達到90%～95%時，選擇這一出力值為風電基地有效容量。該指標用于衡量風電并網后增加的調峰需求，指標的選取要綜合考慮系統調峰和送出工程，使系統達到技術經濟最優，在增加棄風電量與配套送出工程投資減少、系統調峰代價降低之間取得一個經濟最優的平衡點。

(2)風電保證出力。該指標主要用來確定風電是否能參加電力平衡和參加電力平衡容量的多少，是通過統計得出的地區風電大部分概率下可以保證的一個最低出力容量。

根據酒泉地區風電場出力-累積概率特性，酒泉風電對應95%保證率的保證出力為1.6%，可以認為基本沒有容量效益，不能替代其他電源裝機；對應5%保證率的有效容量為52.8%，即，按照風電基地裝機容量的53%左右安排輸電通道及調峰電源，就可以保證95%時間概率下的風電接納。

1.2 光伏出力特性

甘肅省太陽能資源豐富，年太陽能總輻射量在5 226～6 330 MJ/m2，年總日照小時數達1 912～3 316 h，自東南向西北逐漸遞增。目前甘肅省已成為我國光伏發電大規模應用示范基地。

截至2014年，酒泉地區光伏電源裝機146萬kW。目前，核準在建69萬kW，開展前期工作197萬kW。預計酒泉地區2017年、2020年光伏發電規模分別達到307萬kW、417萬kW。

光伏電站的發電出力取決于太陽的輻照強度，中午陽光最強時出力最大，早晨和傍晚很小，晚上出力降到0，白天云霧的遮擋也會導致光伏電站出力的急劇變化[3-4]。

根據歷史數據統計：2～10月，光伏電站出力較大，基本在72%以上，其中3月份出力最大，為80%，其次為8月份，約79%；1月份光伏電站出力最小，約48%。

一天之中光伏出力主要集中在07:00～19:00，每天19點至次日7點，光伏電站出力基本為0，7點之后出力慢慢增加，13點～14點，光伏電站出力達到最大值，之后又開始慢慢降低，光伏電站日出力曲線如圖1所示。

與風電相比，太陽能電源出力具有較明顯的規律性，在預測準確度較高的情況下，太陽能電源出力可作為確定值疊加在負荷曲線上，相當于對原負荷曲線進行調整。

圖1 光伏晴天日出力特性

2 湖南電網負荷特性

2.1 負荷特性

根據相關預測，湖南電網2018年的年負荷曲線見圖2。湖南全年最大負荷出現在8月份，豐水期(5～10月)日最大負荷一般出現在晚上21:00，最小負荷發生在早上6:00；枯水期(11～4月)日最大負荷一般出現在晚上19:00，最小負荷出現在凌晨4:00，豐、枯電量比為54∶46。

圖2 2018年湖南電網年負荷曲線

2.2 調峰分析

選取酒泉直流投產的2018年，對湖南電網進行調峰計算，電力不足部分暫考慮以火電補齊，火電旋轉備用按7%考慮，為校核較為嚴苛的情況，抽蓄機組暫按全年備用運行考慮[7]。湖南電網2018年調峰平衡計算結果見表1。

表1 2018年湖南電網調峰計算結果

Table 1 Peak-load regulation calculation results of Hunan Power Grid in 2018

由調峰計算結果可見：

湖南為水電大省，水電具備一定的調峰能力，豐水期，水電調峰容量約為其最大出力的16%～36%，其中6月份水電調峰能力最差，約16%；枯期水電調峰容量約為其最大出力的47%～54%，枯期調峰能力相對較強。

湖南省火電出力率在67%～80%，其中6月份出力率最低，為67.4%，火電調峰深度為32.6%，湖南省內火電機組現況調峰能力約為40%，湖南火電調峰裕度不大。

3 酒泉至湖南直流運行曲線

3.1 方案擬定

結合送端電源組織方案、送端電源出力特性和受端電網特點，擬定以下3種直流運行曲線方案[8-12]。

方案1：酒泉至湖南直流全年送電量約261億kW·h，其中豐期電量138.7億kW·h，枯期電量122.2億kW·h，豐枯電量比為53∶47，通道利用小時數為3 575 h。

方案2：酒泉至湖南直流全年送電量約341億kW·h，其中豐期送電178億kW·h，枯期送電163億kW·h，豐枯電量比為52∶48，通道利用小時數為4 677 h。

方案3：酒泉至湖南全年送電量約503億kW·h，其中豐期送電252億kW·h，枯期送電251億kW·h，豐枯電量比為50∶50，方案3直流通道利用小時數為6 887 h。

酒泉至湖南直流3種運行曲線特性指標比較見表2，3種直流運行曲線方案見圖3～5。

表2 各方案直流送電曲線特性指標

Table 2 Characteristic index of DC transmission curve in each scheme

3.2 技術比較

針對上述擬定的3個方案對送端電源利用情況和受端電網消納情況進行分析，計算結果見表3、表4。

根據光伏出力特性，送端光伏利用小時數約為1 600 h，光伏裝機為280萬kW，發電量為45億kW·h。送端風電利用小時數約2 200 h，風電規模為700萬kW，發電量為154億kW·h。

圖3 酒泉直流送電曲線1

圖4 酒泉直流送電曲線2

圖5 酒泉直流送電曲線3

由計算結果可知：

方案1：酒泉直流送電湖南約261億kW·h，送端配套風電和光伏發電量分別為78億kW·h、34億kW·h，新能源發電量占總送出電量的43%；配套火電發電量為149億kW·h，火電利用小時數不足2 500 h，約2 479 h。該方案新能源棄電率高達43.6%。

表3 送端電源利用情況

Table 3 Power utilization of Jiuquan

表4 受端電網消納情況

受端湖南接受酒泉直流后，火電最小出力率為83%，湖南火電利用小時數為5 019 h，2018年，若考慮用730萬kW火電機組(直流扣除網損)補平湖南電力缺額，則湖南本省火電利用小時數為4 658 h，酒泉直流送電曲線采用方案1，使得湖南火電利用小時數增加了約360 h。

方案2：酒泉直流送電湖南341億kW·h，送端配套風電和光伏發電量分別為100億kW·h、 38億kW·h，新能源發電量占總送出電量的40%左右；配套火電發電量為204億kW·h，火電利用小時數為3 400 h。該方案新能源棄電率下降至30.9%。

受端湖南接受酒泉直流后，火電最小出力率為78.4%，湖南火電利用小時數為4 656 h，與采用在本省建煤電的方式相比，火電出力率及利用小時數基本維持不變。

方案3：酒泉直流送電湖南電量高達503億kW·h，送端風電和光伏發電量分別為144億kW·h、 43億kW·h，新能源發電量占總送出電量的37.3%；配套火電發電量為315億kW·h，火電利用小時數為5 251 h。該方案新能源棄電率僅為5.6%。

受端湖南接受酒泉直流后，火電最小出力率降低至63.6%，火電調峰深度增加至36.4%，電網調峰壓力較大，湖南火電利用小時數為3 936 h，與采用在本省建煤電的方式相比，火電利用小時數下降了約720 h。

3個方案中，方案1，受端火電基本沒有空閑，火電得到較為充分的利用，湖南電網火電出力率及年利用小時數均最高；方案3，送端配套的風電和光伏得到較充分的利用，棄風和棄光率在3%～6%，新能源棄電量較低，新能源送電量約占直流輸電量的37%，該方案送端火電利用小時數最高。

3.3 經濟比較

以不考慮酒泉直流送入，而采用在湖南省內補充火電裝機為基準方案，比較不同的酒泉直流送入曲線相對于基準方案的電價差。

火電單位造價參考《火電工程限額設計參考造價指標(2013年水平)》，平均取4 000元/kW；火電廠內部收益率暫按8%考慮，湖南火電發電標煤耗按310 g/(kW·h)、煤價按800元/噸標煤考慮。

經濟比較只是粗略的估算，目的僅在于比較不同方案之間的差別趨勢，因此對于火電固定費用僅考慮了裝機投資，未計及運行維護費等；對于可變成本，僅考慮了火電出力率不同而產生的煤耗成本。3種酒泉直流運行曲線方案經濟比較結果見表5。

表5 酒泉直流曲線經濟比較(內部收益率8%)

Table 5 Economic comparison of Juquan DC curves (Internal rate of return of 8%)

由表5可知：

(1)若不考慮接受酒泉直流，而采取省內補充火電裝機的方式，2018年湖南火電利用小時數約4 658 h，火電發電量1 386 億kW·h，火電發電成本粗略估計約0.329 4元/(kW·h)。

(2)方案1，酒泉直流送入261億kW·h，直流通道利用小時數約3 575 h，該送電曲線，優化了湖南火電開機，使湖南本省火電基本沒有空閑，提高了火電利用率，湖南火電利用小時數增加到5 020 h左右，火電發電量1 126億kW·h，按8%的內部收益率考慮，火電成本為0.320 4元/(kW·h)，與基準方案(在省內補充火電裝機)相比，該方案湖南火電上網電價可降低0.008 9元/(kW·h)。

(3)方案2，酒泉直流送入341億kW·h，直流通道利用小時數4 677 h，該方案酒泉直流送入后湖南火電利用小時數與基準方案(在省內補充火電裝機)基本相同，為4 656 h，火電發電量1 044億kW·h，火電成本約0.329 1元/(kW·h)，與采取在省內補充火電裝機基本相同。

(4)方案3，酒泉直流送入電量高達503億kW·h，直流通道利用小時數約6 887 h，該方案對應的湖南火電利用小時數僅為3 936 h，與基準方案(在省內補充火電裝機)相比，減少了722 h，火電發電量883億kW·h，按8%的年收益率考慮，火電成本每度電高達0.351 1元，與基準方案相比，該方案湖南火電上網電價每度電需補貼0.021 8元。

(5)3個方案中，酒泉直流送電曲線采用方案2，湖南火電成本與基準方案(在省內補充火電裝機)基本相同，送端無須為湖南火電上網補貼電價。方案1，酒泉直流落地電價可高于湖南省火電標桿電價0.047 3元。方案3，酒泉直流利用小時數高達6 877 h，其送電量較大，為維持湖南用電成本，相比基準方案，直流落地電價需降低0.06元，該方案才有競爭力。

需要說明的是，火電成本和直流落地電價受諸多因素影響，本項目的目的僅在于比較不同送電曲線下直流落地電價的相對趨勢。

3.4 國家補貼新能源專項基金估算

依據我國當前新能源發電量交易機制，風電或光伏電站按照標桿上網電價售電，其高出當地燃煤機組標桿上網電價的部分，由國家專項基金予以補貼。

酒泉地區光伏屬于Ⅰ類資源區，光伏電站標桿上網電價為0.9元/(kW·h)；風電屬于Ⅱ類資源區，標桿上網電價為0.52元/(kW·h)；甘肅火電標桿上網電價為0.325元/(kW·h)。3個方案國家補貼給新能源的基金詳見表6。

表6 國家補貼給新能源的專項基金

Table 6 Special fund state subsidies to new energy sources

由計算結果可見：方案3，酒泉直流輸送新能源電量最大，國家補貼給新能源的專項基金最多，高達53億元左右。方案1，由于輸送新能源電量最少，因此補貼的基金最少，約35億元。但均攤到每度電后，方案3的單位度電補貼最少，為0.282 9元；方案1的每度電補貼最多，為0.311 2元。

3.5 方案比選分析

(1)方案1：從受端角度考慮，酒泉直流送入后優化了湖南火電開機，火電基本得到全部利用，其年利用小時數最高(約5 020 h)，與采用在本省建煤電的方式相比，火電利用小時數增加了約360 h；送端新能源棄電率較高，為43.6%，配套火電年利用小時數較低，不足2 500 h。

(2)方案2：兼顧送、受端，酒泉直流送入后，與采用在本省建煤電的方式相比，湖南火電利用小時數基本維持不變(約4 656 h)；送端新能源棄電率下降至30.9%，配套火電利用小時數也增加至3 400 h。

(3)方案3：從送端角度考慮，結合送端風電和光伏出力特性，為避免少棄風、棄光，擬定酒泉送電曲線，直流通道利用小時數高達6 887 h，新能源棄電率僅為5.6%，配套火電利用小時數超過5 200 h；但對受端而言，酒泉直流送入后惡化了湖南火電開機，火電調峰深度增加至36.4%，接近調峰上限，湖南火電利用小時數降為3 936 h，與采用在本省建煤電的方式相比，火電利用小時數下降了約720 h。

(4)3個方案中，酒泉直流送電曲線采用方案2，湖南火電每度電成本與采取省內自建火電相同，送端無須為湖南火電補貼電價；方案1，酒泉直流落地電價可高于湖南省火電標桿電價0.047 3元/(kW·h)；方案3，為維持湖南用電成本，直流落地電價需比湖南火電上網電價低0.06元，該方案才有競爭力。

(5)當酒泉直流送電量為340億kW·h、年利用小時數為4 700 h左右時，湖南火電利用基本不受影響，與在本省自建火電一致。當火電收益率越高、直流送電量越大，酒泉直流落地電價補貼給湖南火電上網的電價越高。

(6)從環保和國民經濟的角度考慮，多送酒泉風電和光伏電源，有利于提高新能源利用率，減少煤炭消耗和環境污染。但依據我國當前新能源發電量交易機制，風電或光伏電站按照標桿上網電價售電，其高出當地燃煤機組標桿上網電價的部分，由國家專項基金予以補貼。

方案3新能源利用率較高，棄電率僅為5%左右，新能源輸送電量最多，國家補貼給新能源的專項基金最高，初步估算，約53億元，但單位度電補貼卻是3個方案中最低的，為0.282 9元。

4 結 論

本文對酒泉直流運行曲線進行了深入研究，對不同的運行曲線，給出了直流落地電價和湖南火電上網電價差別趨勢，研究結果顯示，當酒泉直流送電量為340億kW·h、年利用小時數為4 700 h左右時，湖南火電利用基本不受影響，與在本省自建火電一致。當火電收益率越高、直流送電量越大，酒泉直流落地電價補貼給湖南火電上網的電價越高。

風電、光伏等新能源與火電打捆通過特高壓直流送出，如何結合送端新能源特性和受端負荷特性研究直流運行曲線，是電力系統領域嶄新的課題，目前尚無成熟的經驗與方法。本文主要是提供了一種研究思路和方法，實際工程投產后，需結合送端電源組織及配比方案，進一步深入研究。

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(編輯：張媛媛)

±800 kV UHVDC Planning Operation Curve from Jiuquan to Hunan

ZHONG Sheng1, HUANG Juanjuan1, LI Taijun1, Tian Xin1, XIA Yi2, FAN Xuefeng2, SONG Wenqin2

(1. Central Southern China Electric Power Design Institute (CSEPDI) of China Power Engineering Consulting Group Corporation, Wuhan 430071, China; 2. Gansu Electric Power Company Economic Research Institute, Lanzhou 730050, China)

Vigorously developing and utilizing renewable energy is an important part of the sustainable development of energy and the sustainable economic development strategy in China. ±800 kV UHVDC transmission project from Jiuquan to Hunan with rated transmission capacity of 8 million kW is under construction, which transports thermal power, wind power and solar energy power of Northwest Power Grid. How to achieve the optimization of power transmission, consumption and economic benefit combined with the power delivery characteristics of Jiuquan and the load consumption characteristics of Hunan, it is needed to study the power running curve of UHVDC transmission power. The possible DC power transmission modes of Jiuquan and the consumptive situation and economic benefits of Hunan were analyzed. The ideas and methods of researches on these similar issues were proposed, which could provide technical reference for the operation of the project and important reference for other projects.

DC operation curve; output characteristics; load characteristics; peak load regulation; DC transmission quantity; utilization hours

TM 721.1

A

1000-7229(2015)09-0096-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2015.09.016

2015-06-25

2015-08-04

鐘勝(1975)，男，碩士，高級工程師，從事電力系統規劃設計和研究工作；

黃娟娟(1979)，女，碩士，高級工程師，從事電力系統規劃設計和研究工作；

李泰軍(1977)，男，碩士，高級工程師，從事電力系統規劃設計和研究工作；

夏懿(1974)，男，本科，高級工程師，從事電力系統規劃設計和研究工作；

范雪峰(1972)，男，碩士，高級工程師，從事電力系統規劃設計和研究工作；

宋汶秦(1983)，女，碩士，高級工程師，從事電力系統規劃設計和研究工作。