特高压直流风电火电联合外送电源规模优化方法

王智冬

(国网北京经济技术研究院，北京市102209)



特高压直流风电火电联合外送电源规模优化方法

王智冬

(国网北京经济技术研究院，北京市102209)

特高压直流(UHVDC)风火联合外送可实现西部、北部风电跨区远距离输送，扩大风电消纳范围。提出了优化特高压直流风火打捆外送配套电源规模的研究方法，首先研究了UHVDC输送火电、风电的技术性约束，包括UHVDC输电运行方式，以及对风电、火电配套规模的影响，提出了配套电源的研究原则及思路；其次，建立了特高压直流风电、火电联合外送配套电源规模的优化方法；最后，以酒泉—湖南±800 kV特高压直流输电工程为例，给出了酒泉—湖南特高压直流风电、火电配套规模，验证了方法的科学性。提出的研究方法对扩大我国北部风电消纳范围，提高特高压直流通道输送效率具有重要意义。

特高压直流;风电;火电;打捆外送

0 引 言

大力开发风能资源对于满足我国快速发展的能源需求，实现节能减排目标，治理大气污染具有重要意义。我国风能资源十分丰富，但主要集中在“三北”地区，根据规划，我国将建设黑龙江、吉林、“蒙东”、“蒙西”、河北、山东、甘肃、新疆和江苏九大千万kW级风电基地，2015年，2020年我国风电装机容量将分别达1亿kW和2亿kW[1-2]。风电消纳应按照“由近及远”的原则，先本地或省级电网，再区域电网，后跨区电网的顺序安排消纳[3]，近期通过优化电力系统现有资源，提高电网消纳风电能力，中远期通过跨区电网建设、抽水蓄能电站建设、智能化用电等手段，提高电力系统消纳风电能力。我国九大风电基地除山东和江苏外的其他7个均位于经济和电网发展落后的地区，本地电力需求小，为了实现风电大规模开发，必需通过远距离跨区输电，扩大风电消纳范围。为了实现风电开发目标，到2015年和2020年，在本地和省内消纳风电的基础上，需跨区输送的风电装机容量将分别达36 GW和100 GW[1]。跨区输送风电主要包括纯送风电和风火联合外送2种方式，纯送风电方式主要适用于地区能源形式较为单一的大型风电基地，例如河北千万kW风电基地等；风火联合跨区直流输送方式是在能源资源具备条件的风电基地同步建设风电、火电机组，利用配套建设的火电调节能力，平衡风电出力，保证跨区输送通道的利用效率，例如新疆哈密、“蒙东”、酒泉等基地采取此种方式[3]。

对火电、风电打捆跨区外送的安全稳定、运行控制和生产运行模拟等问题[4-8]，国内外学者进行过大量的研究，但对特高压直流输电外送火电、风电规模的研究相对较少。文献[9]在考虑了阻塞电量导致的损失，打捆送出时对火电的不利影响以及输电线路建设成本的基础上，提出了输电容量的优化方法。文献[10]提出风火打捆联合外送中的风火容量优化分配问题，并以特高压交流工程风火打捆外送为例，提出风火打捆容量的合理配置原则。文献[11]将风火容量及直流多电压等级、多落点优化处理为多约束条件的非线性优化问题。但是这些文献研究中尚未考虑直流输电的运行要求、风电和火电调节速度匹配等问题。

本文提出一种特高压直流风火打捆送出时的电源容量优化方法，综合考虑特高压直流运行特点、送端风电和火电调节需求、风电弃电量、安全稳定等约束，以最大化风电送出为目标，求出配套电源规模，扩大风电消纳范围。

1 送端风电火电联合运行方式

一般而言，电网调峰能力主要受网内常规机组最小技术出力及系统备用容量的限制[12]；同时电网结构、负荷水平及联络线输送能力也是重要的约束。实际运行中，电网的负荷和运行方式时刻变化，因此，可用于平衡风电功率波动的电网调峰容量在电网的不同运行方式和负荷水平下都是不同的。常规火电机组具备一定调峰能力[13]，机组最大与最小技术出力之间的差值可作为机组调节风电出力的能力。特高压直流输电送端风火联合运行通过配套火电调节风电出力波动，使特高压直流输电送出功率保持稳定，当送端配套风电出力增大时，通过降低配套火电或调节联络线来保证送端系统电力平衡；当电网中风电出力减小时，送端系统已降低出力的机组需要提高出力以平衡风电场的出力变化，特高压直流风火联合运行系统功率平衡如图1所示。

图1 送端风电火电联合运行电网Fig.1 System of wind and thermal power combined operation for sending end

送端系统发电负荷：

PG.real=PLoad+PTrans+PLoss+KGen×PG.total

(1)

式中：PG.real为电网实际发电出力；Pload为电网用电负荷；PTrans为联络线送出功率；PLoss为电网网损；KGen为电厂厂用电率；PG.total为电网总开机容量。

PTrans=PTransac+PTransdc

(2)

式中：PTransac为交流联络线送出功率；PTransdc为直流联络线送出功率。

电网可用于平衡风电波动的调峰容量：

PWbalance=PG.real-PG.low-PReserve

(3)

式中：PG.low为电网发电最低出力下限；PReserve为电网总备用容量。

当风电实际出力大于电网可用于平衡风电波动容量时，将产生弃风。此外，仅通过直流送端配套火电调节配套风电时，若出现配套风电出力波动大于火电机组出力调节能力时，也将产生弃风。

2 研究原则及思路

2.1 研究原则

(1)送端电网配套火电与新能源出力应满足直流工程安全稳定运行要求，送端换流站短路比应满足设计规范要求；

(2)目前的直流调节性能尚不能跟随风电功率变化进行调节，为保证直流设备的安全和使用寿命，直流输电功率按日前制定的计划曲线运行；

(3)风电满发概率低，全部接纳风电电量将造成调峰资源浪费，应在考虑一定弃风情况下，消纳绝大部分清洁能源电量，弃风电量比例控制在 5%～10%；

(4)考虑送端电网不新增配套调峰、调频机组，特高压直流配套的风电(光伏)基本上依靠配套的火电电源进行调节，同时考虑火电机组运行的技术经济性，火电机组调峰深度不大于额定容量的50%；

(5)送、受端电网满足《电力系统安全稳定导则》要求。

2.2 研究思路

首先结合特高压直流送端能源基地资源情况、受端对直流运行的要求等，确定特高压直流典型运行曲线。其次分析特高压直流送端风电电源出力特性，应用生产运行模拟方法，迭代计算配套电源装机容量；最后，校核配套装机规模方案的安全稳定性。考虑风电合理弃风(一般为5%)和直流受端电网装机替代情况，确定配套规模。

3 配套风电火电规模优化方法

3.1 配套火电、风(光)电规模初值

基于风电出力历史数据统计，重构风电典型出力曲线，应用生产运行模拟方法对配套电源规模进行优化计算，得出风(光)、火打捆配置下的实际新能源弃电情况和风电(光伏)、火电的利用小时数。

(1)配套火电装机容量。根据大量风电数据测算及实际运行情况可知，风电保证出力水平较低，在保证率为90%的情况下，风电保证出力不及装机容量的10%，若保证率要求为95%，则保证出力将进一步降低。为满足高峰时段的送电需求，一般根据特高压直流输电额定功率，并考虑一定备用确定火电机组容量，在特高压直流送端建设火电条件受限的情况下，可考虑适当减少火电建设规模的方案。

(2)配套风电装机容量。公式(1)～(3)给出了含联络线的特高压直流送端电力平衡约束，若直流配套风电全部由配套火电进行调节，并计及直流利用小时数、火电调节深度，上述公式可简化为如下约束条件。

(4)

PDCi=Ci+Wi+Si

(5)

(6)

(7)式(4)～(7)中：C为直流配套火电装机容量；PDC为直流额定输送容量；TDC为直流利用小时数；W为直流配套风电装机容量；TW为配套风电利用小时数；S为直流配套光伏装机容量；TS为配套光伏利用小时数；TC为配套火电利用小时数；PDCi为直流i时刻的输送容量；Wi为配套风电i时刻的出力；Si为配套光伏i时刻的出力；Ci为配套光伏i时刻的出力。

为提高特高压直流输电工程输送的风电电量，应尽量提高直流输电工程的利用小时数，生产运行模拟直流利用小时数控制在6 500～7 000 h。配套火电机组按50%参与调峰，扣除20%检修容量后的配套火电机组调节范围为0.4～0.8 pu；配套火电利用小时数按5 000 h左右考虑。配套风电出力及利用小时数，应结合多年统计计算。

根据公式(4)～(7)，可以计算出风电配套规模的初值，根据风电典型出力曲线及生产运行模拟计算流程，对配套规模进行优化。

3.2 计算流程

(1)边界条件。确定特高压直流外送通道输电能力及年利用小时数，根据统计给出风电出力特性曲线及受端负荷特性曲线。

(2)拟定特高压直流运行曲线。根据目前直流输电运行控制现状，直流输电输送功率无法实现实时跟随风电波动进行调节，因此采用送端配套火电调节配套风电，尽量不增加受端调峰压力，所以，直流输电采用恒功率控制方式。从受端电网适应性角度出发，研究受端电网调峰能力，对特高压直流外送通道典型日运行曲线提出调峰要求，拟定运行曲线。在外送通道参与受端电网调峰情况下，在受端电网负荷高峰时段，外送通道按照额定功率运行，其他时段为了减少受端电网调峰压力，可以降功率运行。在受端电网负荷高峰时段，为充分发挥直流工程效益，满足受端负荷发展需求，应满功率运行；在受端电网负荷平峰或小负荷时段，以小负荷方式运行，一般为满功率的0.6～0.7 pu。

(3)计算配套电源规模初值。以外送通道高峰负荷时段的送电需求来确定火电装机容量，并根据公式(4)～(7)计算配套风电装机容量初值。

(4)生产运行模拟。考虑火电机组调节特性，结合风电典型出力特性曲线，基于拟定的特高压外送通道典型日运行曲线，进行生产模拟。仿真得出当前配套规模下弃风电量和配套火电利用小时数。迭代计算并最终输出配套电源规模方案。

(5)安全稳定校验。基于生产模拟结果确定的风电、火电装机容量，对送端电网和外送输电通道进行安全稳定校验，如果校验结果不满足《电力系统安全稳定导则》要求，通过优化送端电网网架、无功补偿配置等措施提高电网安全稳定水平，如优化后仍不满足导则要求，则降低风电配置容量，直至满足要求为止。

上述计算流程如图2所示。图中，Sw0是风电配置容量初始值；St0是火电配置容量初始值；Swn为第n次叠加后的风电配置容量(n=1，2，…，m)；λ是弃风电量百分率，λ0是弃风(光)电量门槛值，一般取5%；t是火电利用小时数，t0是火电利用小时数门槛值，可根据实际情况进行选取；Δ1、Δ2为风电容量调整步长，应满足Δ2<Δ1。

图2 配套电源优化计算流程Fig.2 Optimal calculationprocess of power capacity

4 酒泉—湖南直流工程配套合理规模研究

酒泉风电基地既具有丰富的风能资源，又具有大规模发展路口煤电的条件，是我国为数不多的可同时大规模发展清洁能源和煤电的大型能源基地，为满足酒泉千万kW级风电基地风电消纳的需要，解决湖南电网一次能源缺乏的问题，国家电网公司规划建设酒泉—湖南±800 kV特高压直流输电工程，额定输送容量8 000 MW。根据本文提出的研究方法，计算酒泉—湖南直流外送通道输送风电火电的装机规模。

4.1 酒泉风电出力特性

根据统计分析，从风电出力的年特性看，甘肃风电各月的平均出力在0.17～0.31 pu之间，7月平均出力最大，1月平均出力最小。总体来看，甘肃风电的年特性为夏秋两季大，冬春两季小(3月出力较大)。风电保证容量为1.4%，有效出力为62.9%。

图3给出了酒泉风电四季典型日出力曲线，夏季出力最大，冬季出力最小，典型日最大出力时段出现在后半夜和凌晨用电低谷时期(00:00—08:00)，最小出力时段出现在午后14:00—15:00。

图3 酒泉风电四季典型日出力曲线Fig.3 Typical curves of wind power in Jiuquan

4.2 酒泉—湖南直流运行曲线设定

为了尽可能多输送风电，直流小负荷方式运行功率不宜过低，以保证在直流小负荷运行时不弃风或少弃风；而直流小负荷方式功率过高，则又将加大受端电网调峰压力，因此需要选择合理的直流小负荷运行功率。湖南电网电源装机中水电比重高、容量小、调节性能较差，且主要分布在西部地区，远离负荷中心，根据湖南调峰平衡计算，丰水期湖南电网调峰问题较为突出，枯水期系统调峰压力相对较小。因此，酒泉—湖南直流运行曲线应按照丰水期不增加湖南调峰压力、枯水期充分利用湖南调峰裕度的原则进行拟定。

直流运行曲线拟定时考虑丰水期湖南电网大负荷时段直流均满功率输送，腰荷和低谷时段直流降功率运行；枯水期充分利用湖南电网水电调峰能力，在风电大发时多输送电量，湖南大负荷时段直流降功率运行，其余时段满功率运行。

(1)配套800万kW火电。为提升直流工程利用效率，发挥直流输电对受端电网机组的替代作用，本地建设800万kW火电，丰水期大负荷时段酒泉—湖南直流送电800万kW，其余时间送电500万kW；枯水期大负荷时段直流送电500万kW，其余时段送电800万kW。该运行曲线丰水期能够较好地适应湖南负荷特性，枯水期湖南电网火电调峰深度达35.0%，能够发挥湖南电网枯水期水电调峰能力。此运行曲线下(以下简称曲线1)，直流年利用小时数约6 500 h，如图4所示。

图4 本地配套火电800万kW酒湖直流运行曲线Fig.4 HVDC operating curve of the 8 000 MW thermal power plantcoordinate construction

(2)配套600万kW火电。分本地配套火电600万kW、网络不汇集和本地配套火电400万kW、网络汇集200万kW 2种情况，丰水期直流运行曲线最大功率安排600万kW。为了在丰水期减少湖南电网调峰压力，01:00—10:00以直流小功率方式运行，其余时段按照600万kW运行；枯水期后半夜考虑尽量多输送风电，直流按600万kW，其余时间按400万kW，直流工程丰水期、枯水期调峰深度均为33.3%。该运行曲线(以下简称曲线2)如图5所示。

图5 本地配套火电600万kW酒湖直流运行曲线Fig.5 HVDC operating curve of the 6 000 MW thermal power plantcoordinate construction

(3)配套火电400万kW。本地配套火电200万kW、网络汇集200万kW，酒泉—湖南直流丰水期按照400万kW运行，其余时段按照272万kW运行；枯水期后半夜直流按照520万kW运行，其余时间按照360万kW运行，直流工程丰水期、枯水期调峰深度分别为32%、31%。该运行曲线(以下简称曲线3)如图6所示。

图6 本地配套火电400万kW酒湖直流运行曲线Fig.6 HVDC operating curve of the 4 000 MW thermal power plantcoordinate construction

4.3 生产运行模拟

在拟定直流运行曲线的基础上，采用前述计算流程，考虑火电调节速度(本文按照火电装机容量的2%/min)等约束，采用国家电网公司运行模拟软件，计及送端已建成风电场约610万kW及本地其他电源，建立酒泉—湖南直流送端生产运行模拟模型，以风电弃电量为5%为条件，进行优化计算。由于酒泉能源基地具备建设路口煤电的条件，计算考虑多种本地火电和汇集火电的场景：(1)配套火电800万kW；(2)配套火电400万kW、联络线汇集200万kW，配套火电600万kW、不汇集；(3)配套火电200万kW、汇集200万kW。此外，对配套火电200万kW、汇集200万kW，配套风电1000万kW方案的弃风情况进行校核。仿真结果见表1。

表1 酒湖直流配套电源装机仿真结果

Table 1 Simulation results of HVDC transmission capacity of wind, photovoltaicand thermal power

仿真结果表明，以弃风电量5%为条件，火电配套400万kW以上，配套风电装机容量在245万～620万kW之间，其中配套火电800万kW，酒泉—湖南直流按曲线1运行的情况下，可配套风电最大，达到620万kW。配套火电200万kW、网络汇集200万kW，配套风电1 000万kW的方案由于送端调峰能力不足，风电弃电量比例较高，达到30.05%，若在此种情况下控制风电弃风电量比例在5%左右，需将配套风电容量降低到245万kW。

曲线1方案下，直流输送功率可以不受风电出力随机性的影响，根据系统需要实现满功率运行。酒泉—湖南直流按曲线1运行，直流利用小时数约6 500 h，此方案能够满足湖南用电高峰时段800万kW的电力需求。直流工程满功率运行时间仍可达全年的33%。

曲线2方案下，本地配套火电400万kW、西北网内组织200万kW电源、打捆风电610万kW。根据酒泉风电出力特性，配套的610万kW风电全年仅有30%的时间出力在200万kW及以上。在此送端配套方案下，全年仅有30%的时间直流工程能够实现满功率运行。因此，为避免出现直流被迫降功率运行，直流最大运行功率随配套火电减少而降低，此方案仅可替代湖南装机600万kW。

曲线3方案下，本地配套火电200万kW、西北网内组织200万kW电源、打捆风电1 000万kW。考虑酒泉风电出力特性，直流最大运行功率随配套火电减少而降低，只能够满足湖南用电高峰时段400万kW的电力需求，本方案下直流利用小时数为4 125 h，直流工程利用效率偏低。在此送端配套方案下，运行模拟分析结果显示弃风电量高达30%，风电年利用小时数只有1 540 h，此时送端风电打捆容量偏大，风电利用效率偏低，送端火电调峰容量不足。若按弃风电量不超过5%考虑，风电规模则需控制到245万kW，打捆风电规模过小。

4.4 安全稳定校核

当酒泉本地配套200万kW火电电源时，若汇集电源由新疆准东或哈密提供，哈密—郑州发生双极闭锁故障后，系统失稳，需要采取切机措施，酒泉—河西、敦煌—桥湾750 kV线路发生“N-2”严重故障后，系统失稳，需要采取切机措施，切机量大于本地建设的400万kW方案，安全稳定性较差。

酒泉直流本地配套400万kW及以上时火电电源能够有效提高直流换流站出口处750 kV交流线路发生“N-2”故障且采取切机措施后的直流换流站有效短路比，增强交流系统对直流系统的支撑作用。

当风电机组具备低电压穿越能力时，酒泉直流送端本地配套400，600，800万kW火电电源时，桥湾750 kV主变发生“N-1”故障后，不会引起风电机组脱网；酒泉直流送端本地配套200万kW火电电源、甘肃汇集200万kW火电电源，桥湾750 kV主变发生“N-1”故障后，会引起酒泉地区224万kW风电机组脱网。

仿真研究表明，酒泉—湖南直流配套火电增加时，可以提高系统的安全稳定性，有效提高直流换流站的有效短路比，减少风机脱网事故及其引起的直流换流站电压冲击和波动。酒泉—湖南直流可打捆外送的风电装机容量为540～740万kW。为保障电网的安全稳定运行，酒泉—湖南直流送端至少配套建设600万kW火电，打捆风电700万kW，弃风电量可控制在5%以内，直流年利用小时数可达6 500 h。

5 结 语

研究特高压直流风火联合外送配套火电风电的最优规模，对于实现我国新能源发展目标，扩大风电消纳范围具有重要意义。本文研究了特高压直流输电送端风火联合运行基本原理，提出了打捆输送火电风电的约束条件，建立了特高压直流风电火电联合外送配套电源规模的优化方法和计算流程，综合送受端电源和调峰特点，给出了直流运行曲线拟定原则。以酒泉—湖南±800 kV特高压直流输电工程为例，考虑不同火电建设方式，通过多方案计算，提出了酒泉—湖南特高压直流火电风电配套规模建议，验证了方法的科学性、可行性。

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(编辑： 张小飞)

Optimization Method of UHVDC Combined Wind-Thermal Power Transmission Scale

WANG Zhidong

(State Power Economic Research Institute, Beijing 102209, China)

UHVDC combined wind-thermal power transmission can resolve the long-distance transmission of wind power from western and north, and expand the accommodation range of wind power. This paper presented research method for the auxiliary power supply scale optimization of UHVDC wind-thermal power bundled transmission. First of all, this paper studied the technical constraints of wind-thermal power transmission through UHVDC, including the operation mode of UHVDC transmission and its influence on the scale of wind-thermal power, as well as proposed the research principles and ideas of auxiliary power supply. Secondly, the optimization method for auxiliary power supply scale of UHVDC combined wind-thermal power transmission was studied. Finally, taking the Jiuquan-Hunan ±800 kV UHVDC project as an example, this paper presented the wind-thermal power scale in Jiuquan-Hunan UHVDC, and verified the scientificity of the proposed method. The proposed method has great significance for expanding the accommodation range of wind power in the north of our country and improving the transmission efficiency of UHVDC transmission.

UHVDC; wind power; thermal power; bundled transmission

国家电网公司科技项目(促进新能源消纳和提升电网综合效益的电力系统规划技术研究)。

TM 715

A

1000-7229(2015)10-0060-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2015.10.009

2015-06-22

2015-08-22

王智冬(1981)，男，博士，高级工程师，研究方向为电网规划、新能源发展研究。