酒泉至湖南±800 kV特高压直流规划运行曲线

钟胜，黄娟娟，李泰军，田昕，夏懿，范雪峰，宋汶秦

(1.中国电力工程顾问集团中南电力设计院，武汉市 430071； 2.国网甘肃省电力公司经济技术研究院，兰州市 730050)



酒泉至湖南±800 kV特高压直流规划运行曲线

钟胜1，黄娟娟1，李泰军1，田昕1，夏懿2，范雪峰2，宋汶秦2

(1.中国电力工程顾问集团中南电力设计院，武汉市 430071； 2.国网甘肃省电力公司经济技术研究院，兰州市 730050)

大力开发和利用可再生能源是我国能源可持续发展和经济可持续发展战略的重要组成部分。正在建设中的酒泉至湖南±800 kV特高压直流工程额定输送容量800万kW，是西北集风、火、太阳能电源协同外送的大型直流输电工程。如何结合送端电源外送特性和受端负荷消纳特性，达到电力输送、消纳和经济效益最优化，需要对特高压直流输送电力的功率运行曲线进行研究。该文对送端直流可能的输送方式进行了分析研究，对受端如何消纳以及经济效益进行了分析探讨，提出了研究此类问题的思路和方法，为工程运行提供了技术参考，对其他工程也有重要的参考价值。

直流运行曲线；出力特性；负荷特性；调峰；直流送电量；利用小时数

0 引 言

甘肃酒泉地区能源资源丰富，被誉为“世界风库”，是我国规划开发的千万kW级风电基地之一，开发条件优越，适合大规模开发外送。同时，酒泉地区太阳能资源丰富，年平均太阳能辐射量超过6 000 MJ/m2，规划建设百万kW级规模的太阳能电源基地[1]。

湖南省“缺煤、无油、无气、水电资源开发殆尽”，是典型的一次能源匮乏地区，长期属于能源净输入省份，能源输入量逐年增加。随着国家“中部崛起”战略的实施，中部地区经济增长迅速，2014年湖南省GDP增速达到9.5%，高于全国平均水平2.1个百分点，随着用电负荷的快速增长，湖南省能源资源总量不足、煤炭运输压力大、环保压力较大等问题日益突出[2]。

为满足酒泉风电基地外送需要，缓解湖南及华中东4省电力供需矛盾，2013年9月，国家能源局以国能电力[2013]335号文，同意国家电网公司开展酒泉至湖南±800 kV特高压直流输电工程前期工作论证。目前酒泉至湖南±800 kV特高压直流输电工程已完成预初步设计，根据国家电网公司工程进度安排，计划于2018年左右建成投产。

根据《国家能源局关于做好甘肃河西走廊清洁能源基地建设有关要求的通知》(国能新能[2014]171号)，酒泉至湖南±800 kV特高压直流输电工程输送容量为800万kW，电源项目构成按火电600万kW、风电700万kW、光伏发电280万kW初步安排。目前酒泉地区风电弃风问题突出，国家能源局要求统筹考虑送、受端电网的调峰能力，把解决酒泉地区风电弃风问题作为清洁能源基地建设的重要任务，切实提高风电、光伏发电的消纳能力。

为了兼顾送、受端的利益，在保证不增加受端电网调峰压力和保障受端电网火电出力情况下，尽可能增加送端可再生能源的外送，减少新能源弃电比例，特提出酒泉至湖南特高压直流运行曲线研究，为后续工程投运后的调度运行提供参考。

1 酒泉地区新能源出力特性

1.1 风电出力特性

酒泉千万kW级风电基地是我国规划建设的第一个千万kW级风电基地，截止2014年底，酒泉地区已投产并网风电装机850万kW，核准在建75万kW(其中，酒泉风电基地二期工程第一批项目 65万kW)，开展前期工作104万kW。预计酒泉地区2017年、2020年风电装机规模将分别达到970万kW、1 730万kW。

与常规电源相比，风电出力受气候和天气影响，具有很强的间歇性和不确定性，风电出力特性一般通过概率特征来表示[3-6]。

(1)风电有效容量。根据风电基地出力特性，在某一出力值以下的累积概率达到90%～95%时，选择这一出力值为风电基地有效容量。该指标用于衡量风电并网后增加的调峰需求，指标的选取要综合考虑系统调峰和送出工程，使系统达到技术经济最优，在增加弃风电量与配套送出工程投资减少、系统调峰代价降低之间取得一个经济最优的平衡点。

(2)风电保证出力。该指标主要用来确定风电是否能参加电力平衡和参加电力平衡容量的多少，是通过统计得出的地区风电大部分概率下可以保证的一个最低出力容量。

根据酒泉地区风电场出力-累积概率特性，酒泉风电对应95%保证率的保证出力为1.6%，可以认为基本没有容量效益，不能替代其他电源装机；对应5%保证率的有效容量为52.8%，即，按照风电基地装机容量的53%左右安排输电通道及调峰电源，就可以保证95%时间概率下的风电接纳。

1.2 光伏出力特性

甘肃省太阳能资源丰富，年太阳能总辐射量在5 226～6 330 MJ/m2，年总日照小时数达1 912～3 316 h，自东南向西北逐渐递增。目前甘肃省已成为我国光伏发电大规模应用示范基地。

截至2014年，酒泉地区光伏电源装机146万kW。目前，核准在建69万kW，开展前期工作197万kW。预计酒泉地区2017年、2020年光伏发电规模分别达到307万kW、417万kW。

光伏电站的发电出力取决于太阳的辐照强度，中午阳光最强时出力最大，早晨和傍晚很小，晚上出力降到0，白天云雾的遮挡也会导致光伏电站出力的急剧变化[3-4]。

根据历史数据统计：2～10月，光伏电站出力较大，基本在72%以上，其中3月份出力最大，为80%，其次为8月份，约79%；1月份光伏电站出力最小，约48%。

一天之中光伏出力主要集中在07:00～19:00，每天19点至次日7点，光伏电站出力基本为0，7点之后出力慢慢增加，13点～14点，光伏电站出力达到最大值，之后又开始慢慢降低，光伏电站日出力曲线如图1所示。

与风电相比，太阳能电源出力具有较明显的规律性，在预测准确度较高的情况下，太阳能电源出力可作为确定值叠加在负荷曲线上，相当于对原负荷曲线进行调整。

图1 光伏晴天日出力特性

2 湖南电网负荷特性

2.1 负荷特性

根据相关预测，湖南电网2018年的年负荷曲线见图2。湖南全年最大负荷出现在8月份，丰水期(5～10月)日最大负荷一般出现在晚上21:00，最小负荷发生在早上6:00；枯水期(11～4月)日最大负荷一般出现在晚上19:00，最小负荷出现在凌晨4:00，丰、枯电量比为54∶46。

图2 2018年湖南电网年负荷曲线

2.2 调峰分析

选取酒泉直流投产的2018年，对湖南电网进行调峰计算，电力不足部分暂考虑以火电补齐，火电旋转备用按7%考虑，为校核较为严苛的情况，抽蓄机组暂按全年备用运行考虑[7]。湖南电网2018年调峰平衡计算结果见表1。

表1 2018年湖南电网调峰计算结果

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

由调峰计算结果可见：

湖南为水电大省，水电具备一定的调峰能力，丰水期，水电调峰容量约为其最大出力的16%～36%，其中6月份水电调峰能力最差，约16%；枯期水电调峰容量约为其最大出力的47%～54%，枯期调峰能力相对较强。

湖南省火电出力率在67%～80%，其中6月份出力率最低，为67.4%，火电调峰深度为32.6%，湖南省内火电机组现况调峰能力约为40%，湖南火电调峰裕度不大。

3 酒泉至湖南直流运行曲线

3.1 方案拟定

结合送端电源组织方案、送端电源出力特性和受端电网特点，拟定以下3种直流运行曲线方案[8-12]。

方案1：酒泉至湖南直流全年送电量约261亿kW·h，其中丰期电量138.7亿kW·h，枯期电量122.2亿kW·h，丰枯电量比为53∶47，通道利用小时数为3 575 h。

方案2：酒泉至湖南直流全年送电量约341亿kW·h，其中丰期送电178亿kW·h，枯期送电163亿kW·h，丰枯电量比为52∶48，通道利用小时数为4 677 h。

方案3：酒泉至湖南全年送电量约503亿kW·h，其中丰期送电252亿kW·h，枯期送电251亿kW·h，丰枯电量比为50∶50，方案3直流通道利用小时数为6 887 h。

酒泉至湖南直流3种运行曲线特性指标比较见表2，3种直流运行曲线方案见图3～5。

表2 各方案直流送电曲线特性指标

Table 2 Characteristic index of DC transmission curve in each scheme

3.2 技术比较

针对上述拟定的3个方案对送端电源利用情况和受端电网消纳情况进行分析，计算结果见表3、表4。

根据光伏出力特性，送端光伏利用小时数约为1 600 h，光伏装机为280万kW，发电量为45亿kW·h。送端风电利用小时数约2 200 h，风电规模为700万kW，发电量为154亿kW·h。

图3 酒泉直流送电曲线1

图4 酒泉直流送电曲线2

图5 酒泉直流送电曲线3

由计算结果可知：

方案1：酒泉直流送电湖南约261亿kW·h，送端配套风电和光伏发电量分别为78亿kW·h、34亿kW·h，新能源发电量占总送出电量的43%；配套火电发电量为149亿kW·h，火电利用小时数不足2 500 h，约2 479 h。该方案新能源弃电率高达43.6%。

表3 送端电源利用情况

Table 3 Power utilization of Jiuquan

表4 受端电网消纳情况

受端湖南接受酒泉直流后，火电最小出力率为83%，湖南火电利用小时数为5 019 h，2018年，若考虑用730万kW火电机组(直流扣除网损)补平湖南电力缺额，则湖南本省火电利用小时数为4 658 h，酒泉直流送电曲线采用方案1，使得湖南火电利用小时数增加了约360 h。

方案2：酒泉直流送电湖南341亿kW·h，送端配套风电和光伏发电量分别为100亿kW·h、 38亿kW·h，新能源发电量占总送出电量的40%左右；配套火电发电量为204亿kW·h，火电利用小时数为3 400 h。该方案新能源弃电率下降至30.9%。

受端湖南接受酒泉直流后，火电最小出力率为78.4%，湖南火电利用小时数为4 656 h，与采用在本省建煤电的方式相比，火电出力率及利用小时数基本维持不变。

方案3：酒泉直流送电湖南电量高达503亿kW·h，送端风电和光伏发电量分别为144亿kW·h、 43亿kW·h，新能源发电量占总送出电量的37.3%；配套火电发电量为315亿kW·h，火电利用小时数为5 251 h。该方案新能源弃电率仅为5.6%。

受端湖南接受酒泉直流后，火电最小出力率降低至63.6%，火电调峰深度增加至36.4%，电网调峰压力较大，湖南火电利用小时数为3 936 h，与采用在本省建煤电的方式相比，火电利用小时数下降了约720 h。

3个方案中，方案1，受端火电基本没有空闲，火电得到较为充分的利用，湖南电网火电出力率及年利用小时数均最高；方案3，送端配套的风电和光伏得到较充分的利用，弃风和弃光率在3%～6%，新能源弃电量较低，新能源送电量约占直流输电量的37%，该方案送端火电利用小时数最高。

3.3 经济比较

以不考虑酒泉直流送入，而采用在湖南省内补充火电装机为基准方案，比较不同的酒泉直流送入曲线相对于基准方案的电价差。

火电单位造价参考《火电工程限额设计参考造价指标(2013年水平)》，平均取4 000元/kW；火电厂内部收益率暂按8%考虑，湖南火电发电标煤耗按310 g/(kW·h)、煤价按800元/吨标煤考虑。

经济比较只是粗略的估算，目的仅在于比较不同方案之间的差别趋势，因此对于火电固定费用仅考虑了装机投资，未计及运行维护费等；对于可变成本，仅考虑了火电出力率不同而产生的煤耗成本。3种酒泉直流运行曲线方案经济比较结果见表5。

表5 酒泉直流曲线经济比较(内部收益率8%)

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

由表5可知：

(1)若不考虑接受酒泉直流，而采取省内补充火电装机的方式，2018年湖南火电利用小时数约4 658 h，火电发电量1 386 亿kW·h，火电发电成本粗略估计约0.329 4元/(kW·h)。

(2)方案1，酒泉直流送入261亿kW·h，直流通道利用小时数约3 575 h，该送电曲线，优化了湖南火电开机，使湖南本省火电基本没有空闲，提高了火电利用率，湖南火电利用小时数增加到5 020 h左右，火电发电量1 126亿kW·h，按8%的内部收益率考虑，火电成本为0.320 4元/(kW·h)，与基准方案(在省内补充火电装机)相比，该方案湖南火电上网电价可降低0.008 9元/(kW·h)。

(3)方案2，酒泉直流送入341亿kW·h，直流通道利用小时数4 677 h，该方案酒泉直流送入后湖南火电利用小时数与基准方案(在省内补充火电装机)基本相同，为4 656 h，火电发电量1 044亿kW·h，火电成本约0.329 1元/(kW·h)，与采取在省内补充火电装机基本相同。

(4)方案3，酒泉直流送入电量高达503亿kW·h，直流通道利用小时数约6 887 h，该方案对应的湖南火电利用小时数仅为3 936 h，与基准方案(在省内补充火电装机)相比，减少了722 h，火电发电量883亿kW·h，按8%的年收益率考虑，火电成本每度电高达0.351 1元，与基准方案相比，该方案湖南火电上网电价每度电需补贴0.021 8元。

(5)3个方案中，酒泉直流送电曲线采用方案2，湖南火电成本与基准方案(在省内补充火电装机)基本相同，送端无须为湖南火电上网补贴电价。方案1，酒泉直流落地电价可高于湖南省火电标杆电价0.047 3元。方案3，酒泉直流利用小时数高达6 877 h，其送电量较大，为维持湖南用电成本，相比基准方案，直流落地电价需降低0.06元，该方案才有竞争力。

需要说明的是，火电成本和直流落地电价受诸多因素影响，本项目的目的仅在于比较不同送电曲线下直流落地电价的相对趋势。

3.4 国家补贴新能源专项基金估算

依据我国当前新能源发电量交易机制，风电或光伏电站按照标杆上网电价售电，其高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，由国家专项基金予以补贴。

酒泉地区光伏属于Ⅰ类资源区，光伏电站标杆上网电价为0.9元/(kW·h)；风电属于Ⅱ类资源区，标杆上网电价为0.52元/(kW·h)；甘肃火电标杆上网电价为0.325元/(kW·h)。3个方案国家补贴给新能源的基金详见表6。

表6 国家补贴给新能源的专项基金

Table 6 Special fund state subsidies to new energy sources

由计算结果可见：方案3，酒泉直流输送新能源电量最大，国家补贴给新能源的专项基金最多，高达53亿元左右。方案1，由于输送新能源电量最少，因此补贴的基金最少，约35亿元。但均摊到每度电后，方案3的单位度电补贴最少，为0.282 9元；方案1的每度电补贴最多，为0.311 2元。

3.5 方案比选分析

(1)方案1：从受端角度考虑，酒泉直流送入后优化了湖南火电开机，火电基本得到全部利用，其年利用小时数最高(约5 020 h)，与采用在本省建煤电的方式相比，火电利用小时数增加了约360 h；送端新能源弃电率较高，为43.6%，配套火电年利用小时数较低，不足2 500 h。

(2)方案2：兼顾送、受端，酒泉直流送入后，与采用在本省建煤电的方式相比，湖南火电利用小时数基本维持不变(约4 656 h)；送端新能源弃电率下降至30.9%，配套火电利用小时数也增加至3 400 h。

(3)方案3：从送端角度考虑，结合送端风电和光伏出力特性，为避免少弃风、弃光，拟定酒泉送电曲线，直流通道利用小时数高达6 887 h，新能源弃电率仅为5.6%，配套火电利用小时数超过5 200 h；但对受端而言，酒泉直流送入后恶化了湖南火电开机，火电调峰深度增加至36.4%，接近调峰上限，湖南火电利用小时数降为3 936 h，与采用在本省建煤电的方式相比，火电利用小时数下降了约720 h。

(4)3个方案中，酒泉直流送电曲线采用方案2，湖南火电每度电成本与采取省内自建火电相同，送端无须为湖南火电补贴电价；方案1，酒泉直流落地电价可高于湖南省火电标杆电价0.047 3元/(kW·h)；方案3，为维持湖南用电成本，直流落地电价需比湖南火电上网电价低0.06元，该方案才有竞争力。

(5)当酒泉直流送电量为340亿kW·h、年利用小时数为4 700 h左右时，湖南火电利用基本不受影响，与在本省自建火电一致。当火电收益率越高、直流送电量越大，酒泉直流落地电价补贴给湖南火电上网的电价越高。

(6)从环保和国民经济的角度考虑，多送酒泉风电和光伏电源，有利于提高新能源利用率，减少煤炭消耗和环境污染。但依据我国当前新能源发电量交易机制，风电或光伏电站按照标杆上网电价售电，其高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，由国家专项基金予以补贴。

方案3新能源利用率较高，弃电率仅为5%左右，新能源输送电量最多，国家补贴给新能源的专项基金最高，初步估算，约53亿元，但单位度电补贴却是3个方案中最低的，为0.282 9元。

4 结 论

本文对酒泉直流运行曲线进行了深入研究，对不同的运行曲线，给出了直流落地电价和湖南火电上网电价差别趋势，研究结果显示，当酒泉直流送电量为340亿kW·h、年利用小时数为4 700 h左右时，湖南火电利用基本不受影响，与在本省自建火电一致。当火电收益率越高、直流送电量越大，酒泉直流落地电价补贴给湖南火电上网的电价越高。

风电、光伏等新能源与火电打捆通过特高压直流送出，如何结合送端新能源特性和受端负荷特性研究直流运行曲线，是电力系统领域崭新的课题，目前尚无成熟的经验与方法。本文主要是提供了一种研究思路和方法，实际工程投产后，需结合送端电源组织及配比方案，进一步深入研究。

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(编辑：张媛媛)

±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

钟胜(1975)，男，硕士，高级工程师，从事电力系统规划设计和研究工作；

黄娟娟(1979)，女，硕士，高级工程师，从事电力系统规划设计和研究工作；

李泰军(1977)，男，硕士，高级工程师，从事电力系统规划设计和研究工作；

夏懿(1974)，男，本科，高级工程师，从事电力系统规划设计和研究工作；

范雪峰(1972)，男，硕士，高级工程师，从事电力系统规划设计和研究工作；

宋汶秦(1983)，女，硕士，高级工程师，从事电力系统规划设计和研究工作。