区外直流特高压送大区电网电能消纳方式分析

白顺明，杨东俊，盛尧，张银芽，丁坚勇，熊炜

(1.国家电网华中电力交易分中心，武汉市430077；2.国网湖北省电力公司经济技术研究院，武汉市430077；3.武汉大学电气工程学院，武汉市430072)

区外直流特高压送大区电网电能消纳方式分析

白顺明1，杨东俊2，盛尧3，张银芽1，丁坚勇3，熊炜2

(1.国家电网华中电力交易分中心，武汉市430077；2.国网湖北省电力公司经济技术研究院，武汉市430077；3.武汉大学电气工程学院，武汉市430072)

随着互联电网的发展，跨区输电交易日益增加，区外电力送大区电网面临着电能消纳优化配置问题。基于此，提出了就地消纳、按各省火电装机容量比消纳、按各省负荷比消纳、按各省负荷与各省负荷中心到特高压落点的电气距离比消纳等4种消纳方式，定义了计及电价、碳排放的综合经济性指标，并利用火电替代率和火电出力率对消纳方式进行量化评估。选取华中电网作为大区电网，以特高压天中直流送华中电网为例进行分析，针对不同输电容量、丰枯条件和负荷空间给出相应的省间消纳方式，为区域电网调度运行部门提供依据和行之有效的定量决策手段。

跨区输电；大区电网；电能消纳；综合经济指标；火电替代率；火电出力率

0 引 言

跨区送电是资源优化配置的必然选择[1-2]，建设以特高压为骨干网架的坚强智能电网已成为国家电网公司的发展战略，特高压输电交易是实现跨区域长距离输电、大范围电力资源优化配置的主要手段[3-5]。

特高压交直流输电向大区电网输送优质的外来电能可以缓解大区电网内供电不足的矛盾。加强区外来电通道建设可以促进电网发展，利用区间送电通道使区域电网之间相互支持，有利于我国西部地区丰富的清洁可再生能源的开发和改善中东部地区的环境压力[6-9]。但同时也面临如何解决外送电力消纳和资源优化配置，如何应对大区电网本地火电机组利用小时数大幅下降，如何最大程度发挥特高压交直流输电工程作用的同时，又能保证送入电能顺利消纳等问题。

目前国内有关消纳问题的研究主要集中在提高风电和水电消纳能力方面。文献[7]提出了风电消纳方案构建方法，通过风火联合外送的风电跨区输送方式提高风电送出能力，实现跨区风电消纳；文献[10]提出了一种考虑调峰时段限制风电出力的风电消纳能力计算方法，通过在调峰裕度不足时少量弃风来保证更大的允许装机总量，从而在非调峰困难期获得更大的风电发电负荷，增加总的风力发电量，提高风电消纳能力；文献[11-12]根据华中电网负荷水平、负荷特性及电源构成，分析了华中电网消纳水电的能力，给出了电能消纳的原则意见，但没有提出具体消纳方式。文献[13]以月度电力电量平衡为研究对象，提出全网统筹的国、省2级协调的模式与方法,分别处理在电量富余时和电量紧缺时受端电量消纳平衡问题。

本文在跨区送电的大背景下，针对外送电力如何消纳的问题，提出4种跨区送电电能的省间消纳方式，对各种消纳方式进行量化评估，分析比较各消纳方式的优缺点和适用场合。

1 大区电网电能消纳能力分析

大区电网消纳区外电能的能力取决于电网的电力需求空间和电网运行的安全稳定性约束条件。大区电网接受区外特高压电能的示意图，如图1所示。

图1 大区电网接受区外特高压电力

图中G1至Gn表示n个区外等效电源，经特高压输电线路向大区电网输送电力；i，j=2，…，n(i≠j)代表n个省中第i省和第j省；Pw1至Pwn表示各省区外特高压线路输送功率；Gg1、Ggi、Ggj表示区域电网内各省电源；Pg1、Pgi、Pgj表示大区电网内各省电源发电功率；Pl1、Pli、Plj表示大区电网内各省负荷；P1i、P1j、Pij表示省间断面之间的交换功率。

1.1 电力需求空间

为了研究大区电网消纳区外电力的最优方案，需要分析大区电网消纳区外电力的能力。

(1)特高压联络线最大输送容量。依据大区电网各年的电源分布、负荷预测以及区外送电计划，对大区电网进行电力电量平衡计算[14-15]，从数学平衡的角度得出大区电网消纳区外电力的能力。消纳能力表现为特高压联络线的有效传输容量，在实际计算中，大区电网消纳区外电力的大小将由区内电力缺口和区内电源开机情况综合决定，且受限于特高压联络线的物理输电容量。

根据电力电量平衡计算，图1模型应满足式(1)。

(1)

(2)

式中：Pmax为大区电网间特高压联络线输送区外电力的最大能力；pmga和qma分别表示第a条母线上发电机的有功功率注入(若非发电机母线则为0)和无功补偿装置的无功功率注入(若无无功补偿装置则为0)；J表示大区电网内的母线集合。

(2)大区电网内各省电力需求空间。依据大区电网内各省每年的电源分布、负荷预测以及区外送电计划，对各省电网进行电力电量平衡计算，从数学平衡的角度得出各省电网消纳区外电力的能力。各省消纳区外电力的能力将作为后文消纳方式的边界条件。

1.2 网架约束校核

在不同的运行方式下，特高压交流输电线路仅以线路的设计容量或热稳定极限来限制通道上的传输容量是不合理的。研究交直流混合输电大区电网的受电能力，必须对特高压线路和大区电网内输电通道进行安全校核，按“N-1”潮流约束、静态和暂态稳定性潮流约束，得到不同约束条件下的联络线最大输电容量；取各联络线最大输电容量中的最小值，得到满足电力电量平衡、潮流约束和安全校核的联络线最大输电容量，作为分析不同消纳方式经济性的联络线输电容量限值。

1.2.1 安全校核

(1)静态安全约束(“N-1”潮流分析)

潮流方程：

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

(3)

正常运行条件下，电压、线路电流及设备负荷应满足约束条件：

(4)

当选定的故障发生且系统功率振荡平息后，在调整故障相关系统的运行方式之前，电压、线路电流和设备负荷应满足约束条件：

(5)

(2)动态安全约束

小扰动功角稳定性约束：

(6)

电压稳定性约束：

(7)

暂态稳定性及暂态过程电压约束：

(8)

式(3)～(8)中：x表示系统状态向量；cb∈Rc表示选定的故障；pl表示电网内给定的负荷水平；有关约束函数gk(k=1,2,…,5)的具体表达式取决于所选择的稳定性分析方法；[t0,te]表示所考虑的暂态时间段。

1.2.2 省间联络线最大输送容量

大区电网内各省网间联络线的最大输送容量：

(9)

当电能分配方式确定后，若某2省间联络线的传输容量超过该联络线最大输送容量，则该联络线按最大输送容量运行，而相关的下游省间应按原分配方式分配最大输送容量，多出部分应在上游其他省间消纳或转送区外。

2 区外特高压送大区电网电能消纳方式

跨大区特高压电网建设及受端区内电源建设和负荷需求的增长都受多重因素影响，不可能完全同步，各省的电力发展也不平衡，科学合理的消纳方式应在区内电力富余和电力紧缺2种情况下都能够保证特高压区外电力在区内各省间公平、合理分配和消纳[16]。本文从不同角度提出了4种省间消纳方式。

2.1 就地消纳

就地消纳即区外特高压所有电力全部由落点省消纳，消纳准则：

(10)

(11)

特高压落点省就地消纳方式，潮流路径短，网损一般较小。但是，由于只由落点省消纳，负荷空间可能有限，且其他非落点省得不到廉价、清洁的区外电能。当区内电力紧缺时对落点省有利，而电力富余时，落点省吃亏。因此，就地消纳方式有失公平原则。

2.2 按各省火电装机比分配消纳

消纳准则：

(12)

(13)

特高压输电的重要作用之一是替代区内发电成本高、污染重的火电，按各省火电装机比分配消纳区外电能的方式体现了这一作用在区内各省间的公平性，但没有计及各省负荷大小及各省火电机组效率的差异性。

2.3 按各省负荷比分配消纳

消纳准则：

(14)

式中：Pli为第i省消纳的电量；Phi为第i省总负荷大小；k为比例因子，k=Pw/∑Phi。

(15)

该方式虽计及各省负荷的大小，貌似公平合理，但却不能反映输电网损及发电容量以及发电容量中火电(可替代)及水电、核电和新能源等不应替代的容量对电能分配的作用。

2.4 按各省负荷与各省负荷中心到特高压落点的电气距离比分配消纳

首先定义各省负荷中心到特高压落点的电气距离Zoi。设特高压落点为o,第i(i=1,2,…,n)省有l(l=1,2,…,m)个负荷中心，各中心负荷为Phil，各负荷中心至o点的距离为Zoil。

(16)

消纳准则：

(17)

(18)

该方式同时计及各省负荷的大小和负荷中心与特高压落点的电气距离，即综合考虑负荷的影响和减小输电网损2方面因素，虽未计及发电容量及其不同构成对电能分配的作用，但与就地消纳和按各省负荷比分配消纳相比，更为合理。

3 评价消纳的相关指标

科学、公平、合理的省间消纳方式应该在保证电网安全可靠运行和充分利用区外电能的前提下，综合考量各省负荷的大小、输电网损、电价、节能环保效益、各省发电容量以及发电容量中火电(可替代)及水电、核电和新能源等不应替代的容量大小对电能分配的作用等多重因素，本质上是一个多维度、多约束、非线性的复杂运筹学问题，还有待深入研究探讨。

3.1 经济指标量化评估

取样参考点为

S=(Pw,Pi.j) (i,j=1,2,…n;i≠j)

(19)

式中Pi.j表示i省与j省省间断面的潮流。

选取能够使潮流收敛的合适取样域：

Ω=[(P-δ,P21-σ,…,Pij-σ),

(P+δ,P21+σ,…,Pij-σ)]

(20)

式中δ和σ分别为外送电量邻域半径和断面潮流邻域半径。

对消纳方案潮流分布中的经济性参数和电力市场分析中常用的经济指标进行量化评估，可以得到以下综合经济性指标表达式：

(21)

式中：η表示综合经济性指标，其值越大代表消纳方案经济性越优；PIf表示区外来电等效的大区电网内的火电替代容量；Δm表示大区电网内火电与区外来电电价差；t表示所选定的考察时间长度；▽P表示大区电网内及特高压联络线上的综合网损；m表示大区电网内的当期火电电价；▽me表示区外来电的环保补贴；▽me2表示火电的碳排放权交易单位盈利值。

3.2 火电替代率

(22)

式中Pgg为区内火电关机容量。

3.3 火电出力率

(23)

式中：Pgi为区内第i省份当前出力；PGi为区内第i省总装机容量。

4 算例分析

选取华中电网为区域电网。华中电网由河南、湖北、湖南、四川、重庆、江西共6个省级电网组成，2015年系统总装机容量为232 959 MW，其中火电装机容量为144 729 MW。区外特高压来电以2015年天中直流特高压送华中电网为例，利用PSASP软件对所提出的省间分配消纳方式进行仿真分析。

4.1 华中电网消纳天中直流能力分析

华中地区水资源丰富，水电比重较大，将华中电网的典型方式分为丰期(5至9月)和枯期(10至次年4月)分别做消纳方式分析。

根据主要网架结构进行省间通道输电能力校核：(1)鄂豫断面，南阳至荆门1 000 kV特高压交流，500 kV交流襄樊—白河线2回、孝感—浉河线2回，最大南送电力5 000 MW；(2)鄂湘断面，500 kV交流江陵—复兴线2回、葛洲坝—岗市线，最大送电能力 2 800 MW；(3)鄂赣断面，500 kV交流咸宁—梦山线2回，磁湖—永修线，最大送电能力3 000 MW。

4.1.1 华中电网电力需求空间

首先，根据华中电网各省市最大负荷、火电装机容量和区外其他电源已确定的分配方案，得出2015年华中各省(市)的电力需求空间，如表1所示。

表1 华中各省(市)2015年电力需求空间

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

注：“-”表示可接受区外特高压输电容量。。

4.1.2 网架结构校核

由于省间联络线上输送的电量不能超过其稳定极限，因此除了考虑天中直流的电力外，还要考虑其他省间电力流对省间联络线输电能力的占用。2015年各断面输电能力占用及剩余情况如表2所示。

表2 2015年份省间联络线输电情况

Table 2 Provincial tie-line transmission case in 2015 MW

由表2可知：(1)2015年丰期鄂豫断面输电能力只有2 910 MW，因此，天中直流经鄂豫断面南送最大功率为2 910 MW，多余的电能只能由河南消纳；由于受鄂湘断面和鄂赣断面输电能力限制，湖南消纳210 MW，江西消纳740 MW，剩余的1 960 MW由湖北消纳；(2)2015年枯期，天中直流受限于鄂豫断面的输电能力，只能南送1 630 MW，剩余的电能由河南消纳，而鄂湘断面和鄂赣断面输电能力大于南送的总容量，因此不会限制这部分电能的分配，可以根据负荷情况等灵活消纳。

4.2 天中直流送华中电网消纳方式分析

4.2.1 丰期

三峡周边外送通道主要输送三峡电力，且湖北、湖南等省的水电比重都较大。水电大发期间，受省间通道送电能力限制，为了保证汛期三峡电力顺利输送，鄂豫通道上应保持电力北送。因此，汛期三峡电厂大发期间，天中直流电力穿越河南电网送往南部省份将受到限制。因此在丰期方式下，目前天中直流送入电能原则上由河南消纳。

4.2.2 枯期

枯期是充分利用天中直流电力的佳期。针对不同消纳方式分别得出省间电能分配如下。

(1)就地消纳。就地消纳即天中直流输送的电能全部由河南消纳。

(2)按各省火电装机比分配消纳。初始数据中华中各省(市)的装机情况和火电出力情况见表3。

表3 华中电网2015年分省火电装机情况

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

按规定原则，川渝电网只接受德阳—宝鸡直流输送的电能，不参与天中直流输送电能的分配。因此按华中东4省火电装机比分配消纳天中直流输送的电能，河南、湖北、湖南、江西4省消纳比例分别为3.388 1∶1.321 6∶1∶1.084 9。具体分配结果见表4。

表4 按省间火电装机比例方式消纳

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

(3)按各省负荷比分配消纳。按东4省负荷比分配消纳天中直流输送的电能，河南、湖北、湖南、江西消纳比例分别为3.007 6∶1.476 3∶1.296 2∶1.000 0。具体分配结果见表5。

(4)按各省负荷与各省负荷中心到特高压落点的

表5 按省间负荷比方式消纳电量

Table 5 Electric power consumption according to provincial load ratio MW

电气距离比分配消纳。按东4省各省负荷中心到特高压落点的电气距离比分配消纳天中直流输送的电能，河南、湖北、湖南、江西消纳比例分别为11.596∶3.498∶1.036∶1.000。具体分配结果见表6。

表6 按各省负荷与电气距离比分配消纳

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

(5)求取评价消纳的相关指标。华中电网区内各省上网杆标电价如表7所示。

表7 华中地区上网电价

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

本地火电平均电价根据分省电价与各省火电机组出力加权获得，哈密下网关口电价为392.5元/(MW·h)，所选定的考察时间长度为1 h；新疆风电补贴均值为289元/( MW·h)，区内火电机组的平均碳排放强度取0.8 kg/(kW·h)，碳排放权交易价格为25.5元/t，则碳排放税为201.4元/( MW·h)。

天中直流不同输电容量情况下，鄂豫断面输送容量见表8。

表8 鄂豫断面输送容量(南送)

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

注：“—”表示受省间联络线最大功率限制，下同。

由表8可知，当天中直流送电6 000 MW及以上时，只能考虑按鄂豫断面输送容量极限向湖北送电，剩余电力由落点省河南消纳或转区外。

不同方法综合经济指标比较见表9。由表9可知，就地消纳的综合经济性指标值远高于其他3种消纳方式。天中直流输送4 000 MW及以下时，在其他3种方式中，按负荷与电气距离比分配消纳的经济性指标值最高。

表9 综合经济指标值比较

Table 9 Comparison of comprehensive economic indexes

不同消纳方式的火电替代率见表10。由表10可知，就地消纳方式的火电替代率在不同的天中直流输送情况下都较理想。按负荷比分配消纳，在不越限情况下取值均较理想，按火电装机比和按负荷与电气距离比分配消纳的火电替代率在输送电力上升至4 000 MW时显著下降。横向比较不同消纳方式下各省(市)火电最小出力，出力率仅针对火电总装机量，偏差比针对各方式下各个省份的不同基准值，具体数值见表11。

表10 火电替代率比较

Table 10 Comparison of thermal power replacement rate

由表11可知，就地消纳方式的各省火电出力率之和、各省偏差比之和高于其他3种消纳方式，但此种消纳方式的公平性和持续性受到诟病；在其他3种消纳方式中，按各省负荷与各省负荷中心到特高压落点的电气距离比分配消纳时，各省火电出力率之和、各省偏差比之和最高。

综上可知，当天中直流送电4 000 MW及以下时，为确保综合效益，建议按各省负荷与各省负荷中心到特高压落点的电气距离比分配消纳的方式分配电能，该方式下综合经济指标和火电替代率、火电出力率均取得较理想值。

当天中直流送电4 000 MW及以上时，受限于鄂豫断面的稳定极限，建议4 000 MW按各省负荷与各省负荷中心到特高压落点的电气距离比分配消纳，超出部分则由河南本地消纳或转送区外。

表11 不同消纳方式下各省火电出力率

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

5 结 语

本文在分析大区电网电能消纳能力的基础上，提出了在受端各省间分配区外电能的4种方式，并建立了相应指标对各种消纳方式进行综合评估。

各种消纳方式的综合评估指标受区内各省火电装机容量、水电出力的季节变化、负荷大小变化和省间输电通道的制约和区外特高压输送落点和输送容量的影响，不可能有某种确定的电能消纳方式。在满足各省负荷空间和省间联络线约束的条件下，按各省负荷与各省负荷中心到特高压落点的电气距离比分配消纳区外电能的公平性及综合经济指标相对较优。应当对具体的特高压输电通道在不同季节和负荷方式下进行省间不同消纳方式计算，再求出相应综合评估指标，相应综合评价指标最优的消纳方式即为最合理的消纳方式。

本文所提出的消纳区外电力的方法为区域电网调度运行部门提供了决策的手段。综合考量各省负荷大小、各省火电装机容量、各省负荷中心到特高压落点的电气距离及省间联络线容量等因素的消纳分配是本课题进一步深化研究的方向之一。

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(编辑 张小飞)

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

国家电网公司科技项目(JS033[2014] )

TM 711

A

1000-7229(2016)01-0084-08

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.01.013

2015-10-11

白顺明(1965)，男，高级经济师，主要研究方向为电力市场研究与管理；

杨东俊(1975)，男，博士，高级工程师，主要研究方向为电网规划，电力系统运行与控制；

盛尧(1993)，男，硕士研究生，主要研究方向为电力系统运行分析、电力系统规划；

张银芽(1970)，男，高级经济师，主要研究方向为电力系统运行管理、电力技术经济及调度；

丁坚勇(1957)，男，博士，教授，主要研究方向为电力系统规划与可靠性，电力系统运行与控制；

熊炜(1987)，男，硕士，工程师，主要研究方向为电力系统运行分析、电力系统规划。