區外直流特高壓送大區電網電能消納方式分析

白順明，楊東俊，盛堯，張銀芽，丁堅勇，熊煒

(1.國家電網華中電力交易分中心，武漢市430077；2.國網湖北省電力公司經濟技術研究院，武漢市430077；3.武漢大學電氣工程學院，武漢市430072)

區外直流特高壓送大區電網電能消納方式分析

白順明1，楊東俊2，盛堯3，張銀芽1，丁堅勇3，熊煒2

(1.國家電網華中電力交易分中心，武漢市430077；2.國網湖北省電力公司經濟技術研究院，武漢市430077；3.武漢大學電氣工程學院，武漢市430072)

隨著互聯電網的發展，跨區輸電交易日益增加，區外電力送大區電網面臨著電能消納優化配置問題。基于此，提出了就地消納、按各省火電裝機容量比消納、按各省負荷比消納、按各省負荷與各省負荷中心到特高壓落點的電氣距離比消納等4種消納方式，定義了計及電價、碳排放的綜合經濟性指標，并利用火電替代率和火電出力率對消納方式進行量化評估。選取華中電網作為大區電網，以特高壓天中直流送華中電網為例進行分析，針對不同輸電容量、豐枯條件和負荷空間給出相應的省間消納方式，為區域電網調度運行部門提供依據和行之有效的定量決策手段。

跨區輸電；大區電網；電能消納；綜合經濟指標；火電替代率；火電出力率

0 引 言

跨區送電是資源優化配置的必然選擇[1-2]，建設以特高壓為骨干網架的堅強智能電網已成為國家電網公司的發展戰略，特高壓輸電交易是實現跨區域長距離輸電、大范圍電力資源優化配置的主要手段[3-5]。

特高壓交直流輸電向大區電網輸送優質的外來電能可以緩解大區電網內供電不足的矛盾。加強區外來電通道建設可以促進電網發展，利用區間送電通道使區域電網之間相互支持，有利于我國西部地區豐富的清潔可再生能源的開發和改善中東部地區的環境壓力[6-9]。但同時也面臨如何解決外送電力消納和資源優化配置，如何應對大區電網本地火電機組利用小時數大幅下降，如何最大程度發揮特高壓交直流輸電工程作用的同時，又能保證送入電能順利消納等問題。

目前國內有關消納問題的研究主要集中在提高風電和水電消納能力方面。文獻[7]提出了風電消納方案構建方法，通過風火聯合外送的風電跨區輸送方式提高風電送出能力，實現跨區風電消納；文獻[10]提出了一種考慮調峰時段限制風電出力的風電消納能力計算方法，通過在調峰裕度不足時少量棄風來保證更大的允許裝機總量，從而在非調峰困難期獲得更大的風電發電負荷，增加總的風力發電量，提高風電消納能力；文獻[11-12]根據華中電網負荷水平、負荷特性及電源構成，分析了華中電網消納水電的能力，給出了電能消納的原則意見，但沒有提出具體消納方式。文獻[13]以月度電力電量平衡為研究對象，提出全網統籌的國、省2級協調的模式與方法,分別處理在電量富余時和電量緊缺時受端電量消納平衡問題。

本文在跨區送電的大背景下，針對外送電力如何消納的問題，提出4種跨區送電電能的省間消納方式，對各種消納方式進行量化評估，分析比較各消納方式的優缺點和適用場合。

1 大區電網電能消納能力分析

大區電網消納區外電能的能力取決于電網的電力需求空間和電網運行的安全穩定性約束條件。大區電網接受區外特高壓電能的示意圖，如圖1所示。

圖1 大區電網接受區外特高壓電力

圖中G1至Gn表示n個區外等效電源，經特高壓輸電線路向大區電網輸送電力；i，j=2，…，n(i≠j)代表n個省中第i省和第j省；Pw1至Pwn表示各省區外特高壓線路輸送功率；Gg1、Ggi、Ggj表示區域電網內各省電源；Pg1、Pgi、Pgj表示大區電網內各省電源發電功率；Pl1、Pli、Plj表示大區電網內各省負荷；P1i、P1j、Pij表示省間斷面之間的交換功率。

1.1 電力需求空間

為了研究大區電網消納區外電力的最優方案，需要分析大區電網消納區外電力的能力。

(1)特高壓聯絡線最大輸送容量。依據大區電網各年的電源分布、負荷預測以及區外送電計劃，對大區電網進行電力電量平衡計算[14-15]，從數學平衡的角度得出大區電網消納區外電力的能力。消納能力表現為特高壓聯絡線的有效傳輸容量，在實際計算中，大區電網消納區外電力的大小將由區內電力缺口和區內電源開機情況綜合決定，且受限于特高壓聯絡線的物理輸電容量。

根據電力電量平衡計算，圖1模型應滿足式(1)。

(1)

(2)

式中：Pmax為大區電網間特高壓聯絡線輸送區外電力的最大能力；pmga和qma分別表示第a條母線上發電機的有功功率注入(若非發電機母線則為0)和無功補償裝置的無功功率注入(若無無功補償裝置則為0)；J表示大區電網內的母線集合。

(2)大區電網內各省電力需求空間。依據大區電網內各省每年的電源分布、負荷預測以及區外送電計劃，對各省電網進行電力電量平衡計算，從數學平衡的角度得出各省電網消納區外電力的能力。各省消納區外電力的能力將作為后文消納方式的邊界條件。

1.2 網架約束校核

在不同的運行方式下，特高壓交流輸電線路僅以線路的設計容量或熱穩定極限來限制通道上的傳輸容量是不合理的。研究交直流混合輸電大區電網的受電能力，必須對特高壓線路和大區電網內輸電通道進行安全校核，按“N-1”潮流約束、靜態和暫態穩定性潮流約束，得到不同約束條件下的聯絡線最大輸電容量；取各聯絡線最大輸電容量中的最小值，得到滿足電力電量平衡、潮流約束和安全校核的聯絡線最大輸電容量，作為分析不同消納方式經濟性的聯絡線輸電容量限值。

1.2.1 安全校核

(1)靜態安全約束(“N-1”潮流分析)

潮流方程：

f(x,pmga,pl,qma)=0

(3)

正常運行條件下，電壓、線路電流及設備負荷應滿足約束條件：

(4)

當選定的故障發生且系統功率振蕩平息后，在調整故障相關系統的運行方式之前，電壓、線路電流和設備負荷應滿足約束條件：

(5)

(2)動態安全約束

小擾動功角穩定性約束：

(6)

電壓穩定性約束：

(7)

暫態穩定性及暫態過程電壓約束：

(8)

式(3)～(8)中：x表示系統狀態向量；cb∈Rc表示選定的故障；pl表示電網內給定的負荷水平；有關約束函數gk(k=1,2,…,5)的具體表達式取決于所選擇的穩定性分析方法；[t0,te]表示所考慮的暫態時間段。

1.2.2 省間聯絡線最大輸送容量

大區電網內各省網間聯絡線的最大輸送容量：

(9)

當電能分配方式確定后，若某2省間聯絡線的傳輸容量超過該聯絡線最大輸送容量，則該聯絡線按最大輸送容量運行，而相關的下游省間應按原分配方式分配最大輸送容量，多出部分應在上游其他省間消納或轉送區外。

2 區外特高壓送大區電網電能消納方式

跨大區特高壓電網建設及受端區內電源建設和負荷需求的增長都受多重因素影響，不可能完全同步，各省的電力發展也不平衡，科學合理的消納方式應在區內電力富余和電力緊缺2種情況下都能夠保證特高壓區外電力在區內各省間公平、合理分配和消納[16]。本文從不同角度提出了4種省間消納方式。

2.1 就地消納

就地消納即區外特高壓所有電力全部由落點省消納，消納準則：

(10)

(11)

特高壓落點省就地消納方式，潮流路徑短，網損一般較小。但是，由于只由落點省消納，負荷空間可能有限，且其他非落點省得不到廉價、清潔的區外電能。當區內電力緊缺時對落點省有利，而電力富余時，落點省吃虧。因此，就地消納方式有失公平原則。

2.2 按各省火電裝機比分配消納

消納準則：

(12)

(13)

特高壓輸電的重要作用之一是替代區內發電成本高、污染重的火電，按各省火電裝機比分配消納區外電能的方式體現了這一作用在區內各省間的公平性，但沒有計及各省負荷大小及各省火電機組效率的差異性。

2.3 按各省負荷比分配消納

消納準則：

(14)

式中：Pli為第i省消納的電量；Phi為第i省總負荷大小；k為比例因子，k=Pw/∑Phi。

(15)

該方式雖計及各省負荷的大小，貌似公平合理，但卻不能反映輸電網損及發電容量以及發電容量中火電(可替代)及水電、核電和新能源等不應替代的容量對電能分配的作用。

2.4 按各省負荷與各省負荷中心到特高壓落點的電氣距離比分配消納

首先定義各省負荷中心到特高壓落點的電氣距離Zoi。設特高壓落點為o,第i(i=1,2,…,n)省有l(l=1,2,…,m)個負荷中心，各中心負荷為Phil，各負荷中心至o點的距離為Zoil。

(16)

消納準則：

(17)

(18)

該方式同時計及各省負荷的大小和負荷中心與特高壓落點的電氣距離，即綜合考慮負荷的影響和減小輸電網損2方面因素，雖未計及發電容量及其不同構成對電能分配的作用，但與就地消納和按各省負荷比分配消納相比，更為合理。

3 評價消納的相關指標

科學、公平、合理的省間消納方式應該在保證電網安全可靠運行和充分利用區外電能的前提下，綜合考量各省負荷的大小、輸電網損、電價、節能環保效益、各省發電容量以及發電容量中火電(可替代)及水電、核電和新能源等不應替代的容量大小對電能分配的作用等多重因素，本質上是一個多維度、多約束、非線性的復雜運籌學問題，還有待深入研究探討。

3.1 經濟指標量化評估

取樣參考點為

S=(Pw,Pi.j) (i,j=1,2,…n;i≠j)

(19)

式中Pi.j表示i省與j省省間斷面的潮流。

選取能夠使潮流收斂的合適取樣域：

Ω=[(P-δ,P21-σ,…,Pij-σ),

(P+δ,P21+σ,…,Pij-σ)]

(20)

式中δ和σ分別為外送電量鄰域半徑和斷面潮流鄰域半徑。

對消納方案潮流分布中的經濟性參數和電力市場分析中常用的經濟指標進行量化評估，可以得到以下綜合經濟性指標表達式：

(21)

式中：η表示綜合經濟性指標，其值越大代表消納方案經濟性越優；PIf表示區外來電等效的大區電網內的火電替代容量；Δm表示大區電網內火電與區外來電電價差；t表示所選定的考察時間長度；▽P表示大區電網內及特高壓聯絡線上的綜合網損；m表示大區電網內的當期火電電價；▽me表示區外來電的環保補貼；▽me2表示火電的碳排放權交易單位盈利值。

3.2 火電替代率

(22)

式中Pgg為區內火電關機容量。

3.3 火電出力率

(23)

式中：Pgi為區內第i省份當前出力；PGi為區內第i省總裝機容量。

4 算例分析

選取華中電網為區域電網。華中電網由河南、湖北、湖南、四川、重慶、江西共6個省級電網組成，2015年系統總裝機容量為232 959 MW，其中火電裝機容量為144 729 MW。區外特高壓來電以2015年天中直流特高壓送華中電網為例，利用PSASP軟件對所提出的省間分配消納方式進行仿真分析。

4.1 華中電網消納天中直流能力分析

華中地區水資源豐富，水電比重較大，將華中電網的典型方式分為豐期(5至9月)和枯期(10至次年4月)分別做消納方式分析。

根據主要網架結構進行省間通道輸電能力校核：(1)鄂豫斷面，南陽至荊門1 000 kV特高壓交流，500 kV交流襄樊—白河線2回、孝感—浉河線2回，最大南送電力5 000 MW；(2)鄂湘斷面，500 kV交流江陵—復興線2回、葛洲壩—崗市線，最大送電能力 2 800 MW；(3)鄂贛斷面，500 kV交流咸寧—夢山線2回，磁湖—永修線，最大送電能力3 000 MW。

4.1.1 華中電網電力需求空間

首先，根據華中電網各省市最大負荷、火電裝機容量和區外其他電源已確定的分配方案，得出2015年華中各省(市)的電力需求空間，如表1所示。

表1 華中各省(市)2015年電力需求空間

Table 1 Central China provinces (municipalities) 2015 electricity demand for space MW

注：“-”表示可接受區外特高壓輸電容量。。

4.1.2 網架結構校核

由于省間聯絡線上輸送的電量不能超過其穩定極限，因此除了考慮天中直流的電力外，還要考慮其他省間電力流對省間聯絡線輸電能力的占用。2015年各斷面輸電能力占用及剩余情況如表2所示。

表2 2015年份省間聯絡線輸電情況

Table 2 Provincial tie-line transmission case in 2015 MW

由表2可知：(1)2015年豐期鄂豫斷面輸電能力只有2 910 MW，因此，天中直流經鄂豫斷面南送最大功率為2 910 MW，多余的電能只能由河南消納；由于受鄂湘斷面和鄂贛斷面輸電能力限制，湖南消納210 MW，江西消納740 MW，剩余的1 960 MW由湖北消納；(2)2015年枯期，天中直流受限于鄂豫斷面的輸電能力，只能南送1 630 MW，剩余的電能由河南消納，而鄂湘斷面和鄂贛斷面輸電能力大于南送的總容量，因此不會限制這部分電能的分配，可以根據負荷情況等靈活消納。

4.2 天中直流送華中電網消納方式分析

4.2.1 豐期

三峽周邊外送通道主要輸送三峽電力，且湖北、湖南等省的水電比重都較大。水電大發期間，受省間通道送電能力限制，為了保證汛期三峽電力順利輸送，鄂豫通道上應保持電力北送。因此，汛期三峽電廠大發期間，天中直流電力穿越河南電網送往南部省份將受到限制。因此在豐期方式下，目前天中直流送入電能原則上由河南消納。

4.2.2 枯期

枯期是充分利用天中直流電力的佳期。針對不同消納方式分別得出省間電能分配如下。

(1)就地消納。就地消納即天中直流輸送的電能全部由河南消納。

(2)按各省火電裝機比分配消納。初始數據中華中各省(市)的裝機情況和火電出力情況見表3。

表3 華中電網2015年分省火電裝機情況

Table 3 Thermal power installed capacity of 2015 provincial situation in Central China Power Grid MW

按規定原則，川渝電網只接受德陽—寶雞直流輸送的電能，不參與天中直流輸送電能的分配。因此按華中東4省火電裝機比分配消納天中直流輸送的電能，河南、湖北、湖南、江西4省消納比例分別為3.388 1∶1.321 6∶1∶1.084 9。具體分配結果見表4。

表4 按省間火電裝機比例方式消納

Table 4 Consumption according to proportion of provincial thermal power installed capacity MW

(3)按各省負荷比分配消納。按東4省負荷比分配消納天中直流輸送的電能，河南、湖北、湖南、江西消納比例分別為3.007 6∶1.476 3∶1.296 2∶1.000 0。具體分配結果見表5。

(4)按各省負荷與各省負荷中心到特高壓落點的

表5 按省間負荷比方式消納電量

Table 5 Electric power consumption according to provincial load ratio MW

電氣距離比分配消納。按東4省各省負荷中心到特高壓落點的電氣距離比分配消納天中直流輸送的電能，河南、湖北、湖南、江西消納比例分別為11.596∶3.498∶1.036∶1.000。具體分配結果見表6。

表6 按各省負荷與電氣距離比分配消納

Table 6 Consumption according to load/electrical distance of each province MW

(5)求取評價消納的相關指標。華中電網區內各省上網桿標電價如表7所示。

表7 華中地區上網電價

Table 7 Central China sale price 元/( MW·h)

本地火電平均電價根據分省電價與各省火電機組出力加權獲得，哈密下網關口電價為392.5元/(MW·h)，所選定的考察時間長度為1 h；新疆風電補貼均值為289元/( MW·h)，區內火電機組的平均碳排放強度取0.8 kg/(kW·h)，碳排放權交易價格為25.5元/t，則碳排放稅為201.4元/( MW·h)。

天中直流不同輸電容量情況下，鄂豫斷面輸送容量見表8。

表8 鄂豫斷面輸送容量(南送)

Table 8 Hubei, Henan section transmission capacity (South delivery) MW MW

注：“—”表示受省間聯絡線最大功率限制，下同。

由表8可知，當天中直流送電6 000 MW及以上時，只能考慮按鄂豫斷面輸送容量極限向湖北送電，剩余電力由落點省河南消納或轉區外。

不同方法綜合經濟指標比較見表9。由表9可知，就地消納的綜合經濟性指標值遠高于其他3種消納方式。天中直流輸送4 000 MW及以下時，在其他3種方式中，按負荷與電氣距離比分配消納的經濟性指標值最高。

表9 綜合經濟指標值比較

Table 9 Comparison of comprehensive economic indexes

不同消納方式的火電替代率見表10。由表10可知，就地消納方式的火電替代率在不同的天中直流輸送情況下都較理想。按負荷比分配消納，在不越限情況下取值均較理想，按火電裝機比和按負荷與電氣距離比分配消納的火電替代率在輸送電力上升至4 000 MW時顯著下降。橫向比較不同消納方式下各省(市)火電最小出力，出力率僅針對火電總裝機量，偏差比針對各方式下各個省份的不同基準值，具體數值見表11。

表10 火電替代率比較

Table 10 Comparison of thermal power replacement rate

由表11可知，就地消納方式的各省火電出力率之和、各省偏差比之和高于其他3種消納方式，但此種消納方式的公平性和持續性受到詬病；在其他3種消納方式中，按各省負荷與各省負荷中心到特高壓落點的電氣距離比分配消納時，各省火電出力率之和、各省偏差比之和最高。

綜上可知，當天中直流送電4 000 MW及以下時，為確保綜合效益，建議按各省負荷與各省負荷中心到特高壓落點的電氣距離比分配消納的方式分配電能，該方式下綜合經濟指標和火電替代率、火電出力率均取得較理想值。

當天中直流送電4 000 MW及以上時，受限于鄂豫斷面的穩定極限，建議4 000 MW按各省負荷與各省負荷中心到特高壓落點的電氣距離比分配消納，超出部分則由河南本地消納或轉送區外。

表11 不同消納方式下各省火電出力率

Table 11 Comparison of thermal power output rate in each province under different consumption modes

5 結 語

本文在分析大區電網電能消納能力的基礎上，提出了在受端各省間分配區外電能的4種方式，并建立了相應指標對各種消納方式進行綜合評估。

各種消納方式的綜合評估指標受區內各省火電裝機容量、水電出力的季節變化、負荷大小變化和省間輸電通道的制約和區外特高壓輸送落點和輸送容量的影響，不可能有某種確定的電能消納方式。在滿足各省負荷空間和省間聯絡線約束的條件下，按各省負荷與各省負荷中心到特高壓落點的電氣距離比分配消納區外電能的公平性及綜合經濟指標相對較優。應當對具體的特高壓輸電通道在不同季節和負荷方式下進行省間不同消納方式計算，再求出相應綜合評估指標，相應綜合評價指標最優的消納方式即為最合理的消納方式。

本文所提出的消納區外電力的方法為區域電網調度運行部門提供了決策的手段。綜合考量各省負荷大小、各省火電裝機容量、各省負荷中心到特高壓落點的電氣距離及省間聯絡線容量等因素的消納分配是本課題進一步深化研究的方向之一。

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(編輯 張小飛)

Electric Power Consumption Mode Analysis of UHVDC outside Sending to Large Area of Power Grid

BAI Shunming1, YANG Dongjun2, SHENG Yao3, ZHANG Yinya1, DING Jianyong3, XIONG Wei2

(1. Central China Electric Power Exchange Sub-Center of SG, Wuhan 430077, China; 2. State Grid Hubei Economy & Technology Research Institute, Wuhan 430077, China; 3. School of Electrical Engineering, Wuhan University, Wuhan 430072, China)

With the development of interconnected grids and the increase of trans-regional transmission trading, the power outside sending to large area is faced with the problem of electric energy consumption optimization configuration. Based on this, we propose four electric power consumption modes of the power outside sending to large area by UHV DC: placement consumption, consumption according to the thermal power installed capacity ratio of each province, consumption according to the load ratio of each province, and consumption according to the ratio of the load to the electrical distance between load centers and placement of UHV in each province. Then, we define the comprehensive economic index with considering electricity price and carbon emission, and use thermal power replacement rate and thermal power output rate for the quantitative assessment of the consumption modes. An example of the power outside sending to central China power grid as large area by the Hami-Zhengzhou UHV DC is taken to be analyzed. Finally, we propose the corresponding consumption mode among the respective provinces based on different transmission capacity, wet and dry conditions and load space, which can provide an effective basis and a quantitative means of decision-making for regional power grid dispatching sector.

trans-regional transmission; large power grid; electric power consumption； comprehensive economic index； thermal power replacement rate； thermal power output rate

國家電網公司科技項目(JS033[2014] )

TM 711

A

1000-7229(2016)01-0084-08

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.01.013

2015-10-11

白順明(1965)，男，高級經濟師，主要研究方向為電力市場研究與管理；

楊東俊(1975)，男，博士，高級工程師，主要研究方向為電網規劃，電力系統運行與控制；

盛堯(1993)，男，碩士研究生，主要研究方向為電力系統運行分析、電力系統規劃；

張銀芽(1970)，男，高級經濟師，主要研究方向為電力系統運行管理、電力技術經濟及調度；

丁堅勇(1957)，男，博士，教授，主要研究方向為電力系統規劃與可靠性，電力系統運行與控制；

熊煒(1987)，男，碩士，工程師，主要研究方向為電力系統運行分析、電力系統規劃。