提升金沙江二期特高壓直流外輸電舉措

陳漢雄，李曉明

(四川電力設計咨詢有限責任公司，四川 成都 610021)

0 引 言

2021—2023年地處金沙江下游白鶴灘水電站(裝機總容量為16 GW)將規劃建設投運，為實現白鶴灘水電站電能在更大范圍內實現資源優化配置，將同步配套規劃建設金沙江二期2回±800 kV特高壓直流輸電工程[1](即金沙江二期特高壓直流，直流額定容量均為8 GW)。

根據金沙江二期2回特高壓直流輸電工程本身的特點與優勢、白鶴灘水電站出力特性、四川電網“十四五”期大量富余清潔能源的電力發展狀況以及豐水期調峰棄水問題等，借助金沙江二期2回±800 kV特高壓直流輸電通道的送電能力并發揮白鶴灘水電站良好的調節性能，提出了提升金沙江二期特高壓直流外輸電的電力舉措：豐水期白鶴灘水電站參與四川電網調峰運行，金沙江二期特高壓直流輸電平臺全年差異化接收四川電網部分富余清潔能源(豐水期季節性水電與平枯期新能源電量)。通過該優化電力舉措，既實現減少四川電網豐期大量棄水電量；同時借助金沙江二期2回特高壓直流輸電平臺，四川電網亦實現全年更多富余清潔能源外送。從而提高金沙江二期2回±800 kV特高壓直流輸電線路利用小時數(提高其建設運行經濟性)。

1 四川清潔能源(水電/新能源)規劃及川電東輸外送交直流電網

1.1 四川清潔能源(水電/新能源)規劃

1.1.1 水電

四川作為全國重要清潔能源基地，“十三”期及以后，每年均規劃建設有大量清潔能源(水電、風電、光伏電站)。根據四川電網全口徑電源規劃，到2025年四川全省水電裝機總容量達到約為128.9 GW(其中包括金沙江二期白鶴灘水電站16 GW)。四川水電及水能資源主要集中在四川西部的甘孜、阿壩、涼山州境內的金沙江、雅礱江、大渡河等三大江流域。

四川現有及規劃新建的各大中小型水電站所發電能，主要為兼顧滿足四川省內與區外電網兩個電力負荷需求市場，其中區外電網為重慶、華東、華中以及西北電網。

1.1.2 新能源

2025年四川全省初步規劃風電總裝機容量約11 GW(其中約85%風電集中在四川涼山州境內)；太陽能光伏電站規模達到約為5 GW。

另截至2025年四川火電裝機總容量達到16.6 GW。

1.2 川電外送交直流電網通道建設及規劃

截止2018年，四川電網通過“4直+6交” 的多回交直流輸電線路與區外電網(重慶、華東、華中、華中、西北)實現電力交換，其中4回直流為3回±800 kV特高壓直流工程(向家壩—上海、錦屏—蘇南、溪洛渡左—浙西，豐水期外送電力總輸電規模為21.6 GW)、1回德陽—寶雞±500 kV直流工程(豐水期可實現最大送電規模為 3GW)； 6回500 kV交流線路為2回黃巖—萬縣、2回資陽—思源、 2回洪溝—板橋。“十三五”期該6回交流線路豐水期大方式下可實現最大外送電力為6 GW。

到2020年四川電網與區外電網交換的川電出口交直流輸電線路在現有電網基礎上發展為“5直”(增加1回雅中—江西±800 kV特高壓直流，額定送電容量8 GW[2])；到2025年，四川與區外電網實現電力交換的川電出口交直流輸電線路增加至“7直+6交”(增加2回白鶴灘—區外電網2回±800 kV特高壓直流，額定送電容量均為8 GW)。

2 白鶴灘水電站及金沙江二期特高壓直流工程

2.1 白鶴灘水電站

白鶴灘水電站為金沙江下游四個水電梯級——烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩中的第二個梯級(其中烏東德、白鶴灘為金沙江二期水電站)；白鶴灘水電站總裝機容量為16 GW，電站具有年調節能力；電站左、右岸各8臺單機容量1 GW機組，機組計劃投產時間為于2021年至2023年。白鶴灘水電站16 GW投產后按單獨運行的情景考慮，水電出力特性如表1所示。

根據白鶴灘水電站出力特性：1)具有年調節性能的白鶴灘水電站調節性能優良；2)白鶴灘水電站平水年總發電量約61.11 TW·h，電站年利用小時數3818 h；枯水年總發電量約47.8 TW·h，電站年利用小時數2986 h。白鶴灘水電站年利用小時數相較于四川全口徑水電機組近2年來的平均水平(約4240 h)還略低[3-4]約400 h。

表1 白鶴灘水電站出力特性

2.2 金沙江二期特高壓直流輸電工程

作為金沙江二期水電站之一的白鶴灘水電站總裝機容量巨大，為實現白鶴灘水電站電能在更大范圍內實現資源優化配置，2021年左右川西南將同步配套規劃建設金沙江二期2回(白鶴灘—江蘇、白鶴灘—浙江)±800 kV特高壓直流輸電工程(即金沙江二期特高壓直流，直流額定容量均為8 GW)[1]。該直流工程送端側地處川西，受端均暫考慮為華東電網。

金沙江二期2回特高壓直流工程目前功能定位為：全年輸送電能，主要為對應金沙江二期白鶴灘水電站本身所發電力電量，其工程設計年(平水年)利用小時數約為3900 h，若枯水年工程利用小時數則更低約3000 h。

金沙江二期2回特高壓直流(白鶴灘—江蘇、白鶴灘—浙江)送端白鶴灘換流站側接入四川電網的推薦方案為：兩回直流送端換流站推薦采用布置在布拖縣先鋒站址的“一站”方案，布拖換流站分一、二期兩步實施，其中一期為白鶴灘—江蘇送端換流站(與500 kV布拖變電站合建)，二期為白鶴灘—浙江送端換流站。金沙江二期2回特高壓直流送端換流站側接入四川電網的方案如圖1所示。金沙江二期2回特高壓直流送端側換流站地處川西清潔能源富集匯集送出地。

圖1 金沙江二期特高壓直流送端換流站接入系統方案

3 提升金沙江二期特高壓直流外送電舉措

3.1 四川電網豐水期棄水問題

3.1.1 現四川電網調峰棄水問題

根據電力規劃，到2020/2025年底四川電網水電總裝機將分別達到約80.46 GW/128.9 GW，整個“十三五”期間四川水電裝機總量約占全省總裝機的80%。一方面水電占四川電網比重大，但大部分水電站調節性能不理想；另一方面，四川電網日負荷峰谷差較大，日最小負荷率僅約為0.55。這種水電出力特性和四川電網負荷特性的較大不匹配，決定了整個豐水季節(主要是6—10月)四川電網始終存在較大的水電調峰棄水及四川電網運行經濟性不理想。此外，根據計算，未來隨著四川電網“十三五”中后期一大批具有相當容量規模的新能源(太陽能與風電)上網，若四川調度仍維持現在優先消納本省上網新能源，則豐水期四川全省的大量棄水電量問題將會進一步增加。

近幾年四川調度通過一系列優化整個四川電網運行方式的舉措，減少了部分四川電網豐期棄水問題，但豐期四川電網調峰棄水問題依然存在，且棄水電量的數值仍相當可觀。2016、2017年四川電網實際全年棄水電量均高達約14.0 TW·h[3]；2018年四川電網全年棄水電量有所降低，但仍達到約12.2 TW·h。

3.1.2 2025年四川電網棄水電量

根據四川電網規劃，2025年四川電網全口徑的需電量和最高負荷需求預測分別達到350.0 TW·h和59 GW；2025年四川電網總電源規模(現有與規劃水電、火電、新能源)達到約163.5 GW(其中包括金沙江二期白鶴灘水電站16 GW)；2025年川電通過“7直+6交”的交直流外輸通道總外送電規模達到54.6 GW。

四川電網是以水電為主、火電為輔、新能源為補充的混合電源結構系統。“十三五”期及以后，四川全網電源開機已充分兼顧考慮了多方面因素：1)合理與優先消納四川的清潔能源(水電/風電/太陽能光伏)且同時避免豐水期較多的棄水棄能問題；2)滿足四川省保安電源開機、電網運行安全的最小火電開機。

若金沙江二期2回特高壓直流輸送電量僅為對應送端側白鶴灘水電站本身所發電力電量，不考慮白鶴灘水電站參與四川全網豐水期調峰運行(即無優化電力舉措)，此條件下2025年四川電網電量平衡計算結果如表2所示(其中包括金沙江二期2回特高壓直流經濟性的年利用小時數)。

2025年四川全網電力電量平衡計算結果表明：1)四川全網2025年全網調峰棄水電量高達約41.0 TW·h；2)金沙江二期2回特高壓直流的年利用小時數約為3900 h(平水年)。

3.1.3 金沙江二期2回特高壓直流工程及相關電網條件特點分析

針對四川電網近年來一直存在的豐水期較大棄水電量問題，相關文獻提出了降低四川電網豐水期棄水電量與提高川電外送電的優化電網運行措施方案[5-7]。相較于文獻[5-6]中所研究項目內容與電網研究背景條件，作為金沙江二期2回特高壓直流送端側白鶴灘水電站，其“十四五”期規劃建設更具自身特點，主要有：1)白鶴灘水電站總裝機容量更大(總裝機容量16 GW)且全年水電站調節性能相對更優(年調節)，但水電站本身年利用利用小時數相對不高(平水年3818 h)；2)金沙江二期2回特高壓直流總輸電容量大(16 GW)且送端側兩換流站電氣距離相對較近，作為白鶴灘水電站電力外送的配套電網工程年利用小時數(平水年約3900 h)存在可提升空間；3)“十四五”期四川全網豐期棄水電量更為突出，經計算棄水電量更高達約41.12 TW·h(詳見表2)；4)“十四五”期四川全網規劃新能源總量亦達到約16 GW，新能源的電能消納在省內市場趨于飽和。

表2 2025年四川電網電量平衡計算

3.2 增加金沙江二期特高壓直流外送電的技術理論分析

1)一方面，從滿足四川富余清潔能源外輸角度分析考察。如前所述，若金沙江二期2回±800 kV特高壓直流輸電工程功能定位僅為全年輸送金沙江二期白鶴灘水電站本身所發電力電量，其全年直流工程年利用小時并不高(平水年利用小時約為3900 h，枯水年工程利用小時則更低約3000 h)；但金沙江2回特高壓直流輸電工程送端側換流站均處于整個川西南清潔能源(水電、風電、太陽能)富余送出通道電網節點上，而四川電網本身全年均有較多富余清潔能源沒有被充分利用，四川全網2025年全年清潔能源(水電與新能源)均有不同程度的棄能(棄水、棄風、棄光)問題，具體為：2025年四川電網豐水期(6—10月)棄水電量高達約41 TW·h(如表2所示)；2025年四川電網平枯水期(11月至次年5月)新能源電力所發電力電量不能充分消納。

因此，在不增加川西南500 kV主干電網通道建設投資條件下，可考慮把四川電網全年富余清潔能源就近經金沙江二期2回特高壓直流輸電平臺實現外送，有效補充該2回特高壓直流工程的全年外送清潔能源電量。顯然，部分四川電網全年富余清潔能源借助金沙江二期2回特高壓直流輸電平臺實現外送后，既減少四川電網豐期水電棄水并增加新能源平枯期電能消納，同時亦對應增加金沙江二期2回特高壓直流輸電工程年利用小時數。

2)另一方面，從水電站水電調節性能與豐小調峰電網運行角度考察。如前所述，金沙江二期白鶴灘水電站具有年調節的優良水電調節性能(如表1所示)，全年無論是豐水期(6—10月)還是平枯期(11月至次年2約)電站預想出力數值較大而電站平均出力數值不高，且預想出力與平均出力差值相對較大，均說明水電站在本身所發電力電量確定條件下有較好水電調節性能。

因此在豐水期為減少四川全網豐腰及豐小方式下較大調峰棄水電力電量，此時可考慮適當安排白鶴灘水電站部分水電機組(2～6臺)參與全網豐腰、豐小調峰運行方式進行配合(具體為豐腰、豐小方式部分水電機組壓出力或停機，但因電站本身理想水庫調節性能，全天電站本身并不損失所發電量)。此時，送端換流站近區500 kV電網接納川西南富余清潔電能再經金沙江二期直流輸電平臺實現外送。在平枯期，水電站本身所發電量相對更有限且川西南電網輸送潮流較豐期明顯降低，此時再接納附近電網轉送的富余新能源實現外輸沒有問題。

3.3 提升金沙江二期特高壓直流外送電舉措

充分利用四川電網規劃建設的金沙江二期2回特高壓直流輸電平臺的強大送電能力以及白鶴灘電站良好的年調節性能，在保證電網安全穩定運行條件下，合理與適當補充接收四川電網富余清潔能源(包括豐水期季節性水電與平枯期新能源所發電量)，具體電網運行的電力舉措如下：

1)電力舉措1：豐水期(6—10月)，白鶴灘水電站參與四川電網調峰運行，金沙江二期特高壓直流輸電平臺接收四川電網部分富余季節性水電(棄水電量)，金沙江二期2回特高壓直流均按照全天24 h近直線滿負荷送電。通過調整增加金沙江二期2回特高壓直流在豐期外送電量，以部分減少“十四五”期及以后四川電網存在的季節性水電電能(棄水電量)，從而亦增加了金沙江二期2回特高壓直流工程的年利用小時數。

從表2可見，通過電力舉措1，2025年四川電網豐水期棄水電量可減少約5000 GW·h，對應可增加金沙江二期2回特高壓直流工程的年利用小時數約312 h。

2)電力舉措2：平枯水期(11月至次年5月)，金沙江二期特高壓直流輸電平臺接收四川電網部分富余新能源(風電場與太陽能光伏)所發電量，從而增加金沙江二期2回特高壓直流在平枯期外送電量。

從表2可見，通過電力舉措2，2025年四川電網平枯期可再增加新能源(風電場與太陽能光伏電站)外送電共約2500 GW·h，對應可再增加金沙江二期2回特高壓直流工程的年利用小時數約158 h。

綜上所述，若2025年四川電網全年電網運行方式下豐水期(6—10月)采取電力舉措1，平枯水期(11月至次年5月)采取電力舉措2，則全年可增加金沙江二期2回特高壓直流工程的年利用小時數共約470 h，發揮工程的經濟效益相當可觀；同時亦有利于進一步減少四川棄水電量，在更大范圍內實現資源優化配置。

4 川西南電網運行適應性分析

金沙江二期2回特高壓直流送端側兩換流站地處四川西南的涼山州布拖縣境內，兩換流站與布拖站合建。送端側兩換流站接入四川交流系統方案為就近接入川西南500 kV電網，且均為整個川西南(涼山州、攀枝花、甘南)富余清潔能源外送四川500 kV主干電網的送電通道上(詳見圖1)。

鑒于整個川西南境內(包括涼山州、攀枝花、甘孜南部)本就為四川最主要清潔能源(大中型水電站、風電以及太陽能光伏)資源的富集地，為滿足該地區電力送出的配套500 kV及以上交直流輸電線路現已投運及規劃建設項目較多。“十四五”期間川西南共有4回特高壓直流項目(1回錦屏—蘇南、1回雅中直流、2回金沙江二期直流)相繼建成投運，川西南更多富余清潔能源大部分將直接通過該4回特高壓直流項目外送華東電網，僅剩余部分富余電能通過川西南500 kV交流線路外送四川主干電網。

經電網潮流穩定計算校核，整個“十四五”期豐水季期間，川西南外送四川主干電網的豐大方式下的最大送電能力為電網安全穩定運行的控制方式。

1)在滿足電網安全穩定(熱穩及暫穩)運行條件下，“十四五”期規劃的川西南電網網架能夠適應與滿足豐水期白鶴灘電站調峰運行方式下的電網安全穩定運行條件。

2025年電網豐小調峰運行方式下，若考慮白鶴灘水電站安排6臺機組停機以配合金沙江二期平臺接納更多富余季節性電能外輸，即金沙江二期兩特高壓直流送端側換流站需接納川西南及近期電網富余清潔能源6 GW)，此時，與白鶴灘左岸、右岸換流站一級、二級相連500 kV電網(近區電網接線方案示意圖如圖1所示)相關線路輸送潮流分別約為：

①橄欖—布拖(白鶴灘左岸換流站)1回500 kV輸送潮流約為690 MW；

②橄欖—普提1回500 kV輸送潮流約為1130 MW；

③鹽源—普提1回500 kV輸送潮流約為1236 MW；

④月城—布拖(白鶴灘左岸換流站)2回500 kV輸送潮流約為2×900 MW；

⑤普提—白鶴灘右岸換流站3回500 kV輸送

潮流約為3×1000 MW；

⑥白鶴灘左岸電站—布拖(左岸換流站)4回500 kV輸送潮流約為4×1250 MW；

⑦白鶴灘右岸電站—右岸換流站4回500 kV輸送潮流約為4×1250 MW；

⑧普提—洪溝3回500 kV輸送潮流約為3×360 MW。

上述500 kV輸電線路導線截面為4×400 mm2/4×500 mm2/4×720 mm2(分別對應夏季熱穩極限分別約為2 GW/3 GW/3.9 GW)。因此，白鶴灘送端換流站豐小調峰運行方式下，近期西南電網完全可滿足電網的熱穩安全運行且有相當裕度。

2)平枯水期隨著水電出力的逐漸下降，整個川西南多回交直流外送通道輸電容量整體亦隨之降低，川西南外送電輸電能力裕度相對更大，因此平枯期部分增加新能源(風電與太陽能)所發電力不會增加送電通道的輸電壓力，其所發電能完全可就近經接入川西南220 kV及以上主干電網逐級匯集升壓后，再經金沙江二期的2回特高壓直流輸電平臺外輸區外電網。

總之，現有及規劃川西南500 kV及以上交直流電網能適應豐期調峰運行及平枯期川西南更多富余清潔能源經2回金沙江二期直流輸電平臺外輸區外電網。

5 結 語

上面根據金沙江二期2回特高壓直流輸電工程本身的特點與優勢，結合白鶴灘水電站水電出力特性、“十四五”期新能源及四川電網電力規劃發展狀況等，提出了提升金沙江二期特高壓直流外輸電的電力舉措：豐水期白鶴灘水電站參與四川電網調峰運行，金沙江二期特高壓直流輸電平臺全年差異化接收四川電網部分富余清潔能源(季節性水電與新能源電量)。所提舉措在既實現減少四川電網豐期大量棄水電量的同時，亦實現四川電網全年更多富余清潔能源外送，提高了金沙江二期2回±800 kV特高壓直流輸電線路利用小時數。通過計算表明2025年豐水期可實現減少四川電網棄水約5000 GW·h，可增加金沙江二期2回±800 kV特高壓直流輸電線路年利用小時數約470 h。