特高压交直流混联背景下的江苏电网区外来电消纳能力分析

蔡晖,孟繁骏,葛毅,黄俊辉, 罗金山,谢珍建,祁万春

(1. 江苏省电力公司电力经济技术研究院，南京市 210008;2.国网北京经济技术研究院，北京市 102209)

特高压交直流混联背景下的江苏电网区外来电消纳能力分析

蔡晖1,孟繁骏2,葛毅1,黄俊辉1, 罗金山2,谢珍建1,祁万春1

(1. 江苏省电力公司电力经济技术研究院，南京市 210008;2.国网北京经济技术研究院，北京市 102209)

首先介绍了江苏电网及区外来电的概况。针对区外来电的运行现状，从总体受电容量、实际调节特性、电力平衡等角度阐述了区外来电入苏后所带来的问题。在简要分析影响区外来电消纳的主要因素的基础上，对现有区外来电的消纳能力和应对未来区外来电增长的规划方案进行了分析研究。通过分析发现，2020年江苏电网的规划网架可以满足高峰时段受入55 GW区外来电的需要，但需考虑在特高压落点附近配置一定容量的动态无功补偿装置，加强落点附近500 kV网架建设以及优化布局省内事故备用容量。与此同时，规划的江苏2020年主网架能够满足N-2故障或省内一条直流发生双级闭锁故障时安全稳定运行的要求。

特高压；交直流混联；江苏电网; 区外来电；消纳能力

0 引 言

±800 kV锦苏直流投运以来，江苏区外受电能力大幅增加，2014年最大受电16 910 MW，占全社会最高负荷20%左右,其中协议受电电力13 140 MW。区外来电为缓解江苏电网电力缺口发挥了巨大作用。

在国家实施大气污染防治行动的推动下，华东地区特高压交流电网建设获得了长足发展，考虑现有及在建的特高压工程后，华东交流特高压骨干网架基本成形,电网接纳区外来电的能力大幅提升。目前，华东区内在建在运的特高压直流达到5条，包括向家坝—上海、锦屏—苏南、溪洛渡—浙西、宁东—浙江和晋北—江苏，输电能力达到37 600 MW。根据国家电网公司“十三五”规划，华东特高压交流骨干电网还将接入±800 kV锡盟—泰州直流(输电能力10 000 MW，与特高压交流泰州站合建并分层接入)和±1 100 kV准东—皖南直流(输电能力12 000 MW，落点特高压交流芜湖站并分层接入，分电江苏2 000 MW)。

江苏电网2018年区外特高压直流来电25 200 MW，2020年达到35 200 MW，计及特高压交流、华东直管电源、阳城送电及其他直流分电，到2020年江苏区外来电规模达到55 000 MW左右，约占江苏省132 GW负荷的42%。

随着区外来电规模的大幅增加，江苏电网承接消纳区外来电的压力剧增，因此，有必要基于当前形势，进一步分析江苏消纳区外来电的能力，为进一步引入区外来电提供决策参考。

目前关于区外来电对于地区电网的影响,部分文献已经进行了相关的研究工作[1-10]。区外来电已成为资源优化配置的选择和今后电网发展的趋势。文献[1-2]就华东电网跨区送电的现状，指出跨区送电的优势在于实现大区间资源优化配置，阐述了华东电网做好区外来电消纳工作的若干措施。文献[3-5]通过调研和分析南方电网大功率区外来电情况以及所采取的各项措施，结合江苏电网的实际运行情况，从大功率区外来电对电网潮流影响、直流停运对受端电网无功电压影响等方面分析了大功率区外来电对电网调度运行的影响以及应对策略。作为能源资源稀缺的浙江省，长期以来需要从华东电网和其他省份大量外购电力以满足省内用电需求。文献[6-7]分析了浙江区外来电的现状以及“十二五”期间浙江外购电力的规划情况，从经济性、安全性等方面论证了加大区外受电的迫切性与必要性。上海电网作为负荷中心，长期依赖区外来电。文献[8-9]分析了在交直流区外来电的背景下上海电网静态无功电压控制、容性无功平衡、正常方式及直流小方式下的系统感性无功平衡、调峰资源配置和发展策略。湖北电网作为华中电网的典型代表，既需要从外部受电，也向华东电网输送电能。文献[10]针对湖北电网的电能结构，采用了发展经济学、产业结构理论等对电价和电力体制方面的理论和实践进行了研究。上述文献对于区外来电的研究多集中于对现有电网的影响及防范措施的采取。对于在特高压交直流和大规模跨区送电的场景下，规划网架对增长的外来电的消纳能力缺少评估与研究。

1 江苏区外来电现状及存在的问题

2014年，江苏500 kV电网已经建成“五纵五横”的骨干输电网架，其中长江以北电网形成“五纵二横”的送端网架，长江以南的苏南电网形成“四纵三横”的受端网架。

江苏电网有10回交流500 kV省际联络线与周边省市电网相连，其中4回联接安徽、2回联接浙江、4回联接上海，另有3回专线与山西阳城电厂相联；此外，有2回跨区直流输电通道，分别是±500 kV龙政直流、 ±800 kV锦苏直流，形成点对网直送、网间互供并存、交直流并供的区外来电输送模式，如图1所示。

2014年，江苏区外受电量66.47 TW·h，占全社会电量的13.3%。最大区外来电电力达到16 910 MW，占统调用电负荷21.7%。2015年，区外受进电力13 600 MW，同时考虑省内风电、燃气供应不确定、机组出力带不足等受阻容量7 400 MW，预留 2 500 MW备用后，最大统调可用电力资源 85 200 MW，与82 000～86 000 MW统调负荷需求相比，预计最大电力缺口800 MW左右，上述缺口通过从区外临时购电予以解决。

大规模区外来电入苏后存在以下亟需解决的问题。

(1)电源调峰压力增大

区外受电大部分通过远距离、大功率特高压直流或交流电网输送，其中锦屏水电、三峡水电带基荷运行，不参与省内电网调峰，给目前全省电源调峰增加了压力。

(2)电网安全运行风险增加

目前华东电网已形成大规模特高压直流多落点馈入受电的电网格局，由于华东电网网架内部联系紧密，存在复杂严重故障下多个直流同时失去的风险，对电网安全稳定运行和抗干扰能力提出更高要求。

(3)阳城送出系统仍受暂态稳定限制

阳城电厂大功率远距离接入江苏，规划确定的全线串补方案没有得到完全落实，仍存在暂态稳定问题，使得阳城电厂无法满出力运行。

2 影响区外来电消纳的主要因素

2.1 电力市场空间

电力市场空间决定区外受电规模。电力市场空间主要包括电力负荷和电量2个方面，影响电力电量增长的主要因素包括气候变化和区域经济发展。当受端电网的电力电量总量大、增长快时，则有利于快速形成市场空间，提高区外受电规模。

图1 江苏主要区外来电情况示意图Fig.1 Electric power input from external regions in Jiangsu

电力负荷特性也会影响区外来电的规模。具有平稳负荷特性的电力系统，调峰需求小，有利于区外电力的消纳。江苏电网随着负荷的增长及用电结构的变化，峰谷差值将会越来越大，调峰矛盾越来越突出。

2.2 电网受电能力

(1)受端网架结构

区外来电的容量大、数量多、组成复杂和季节性电能占比大，都会使得电网传输功率多、变化幅度大，不利于电网安全运行。因此，需要规划建设合理的电网网架结构，合理布局区外来电受电落点，提高重要送出通道的安全稳定标准，构筑坚强的受端电网网架，提高省内主干网架的区外来电接纳能力。

(2)关键断面输电能力

随着区外来电规模增加以及区内电源建设，省内原有的关键输电通道可能成为电网发展的制约因素，主要体现在：苏北电网部分通道的电力输送能力仍受到电网暂态稳定水平低的制约，“北电南送”部分通道的输送能力还受限于设备的热稳定输送水平，苏南负荷中心部分500 kV通道潮流偏重。提高关键断面的输电能力，可以有效提高受端电网接纳区外来电的容量。

(3)电压无功支撑能力

随着特高压区外来电规模的增大，特高压交直流落点附近的无功电压支撑能力关系到电网的整体安全稳定水平，为提高受端系统接纳特高压区外来电的规模，需考虑在特高压区外来电落点附近规划建设一定容量的静、动态无功补偿装置，提高受端系统电压支撑能力。

2.3 电源调节能力

(1)调峰能力

区外来电大多由水电基地、火电基地和大规模可再生能源发电基地构成，具有弱调节特性，给全网的调频调峰带来困难。另一方面，省内调峰电源不足，电源综合调节能力跟不上电网峰谷差的扩大，给电网调峰带来巨大压力。

(2)备用容量

大规模区外来电需考虑在严重故障下出现较大的功率缺额时，电网能够释放出预留在系统的旋转备用(约为最大负荷的5%)，保持系统频率稳定。因此，电网事故备用的合理预留和区外来电规模有很大关系。

2.4 清洁能源消纳

“十三五”期间，江苏电网的电源结构进一步优化。预计到2020年，核电、风电和光伏发电总装机规模预计将达到23 GW·h，省内燃煤机组将面临用电负荷波动、清洁能源消纳带来的巨大调节压力。在区外受电大方式下，省内电源开机规模减少，如果区外来电的调节能力不足，可能影响省内风电、太阳能等清洁能源全额消纳。

2.5 严重事故风险

华东电网至2020年有8条特高压直流，江苏电网也将形成“六交四直”的特高压受电格局，电网结构日趋紧密。单条直流发生闭锁故障后，系统瞬时失去大量功率，一方面造成系统频率下跌，另一方面造成局部电网潮流分布改变。在复杂严重事故情况下，将有可能导致多个直流同步闭锁，功率缺口巨大，可能引发大面积限电和停电。考虑复杂严重事故情况下，受端电网区外直流馈入数量越多，容量越大，电网面临的安全风险越大。受端电网的安全稳定水平是影响区外受电规模的主要因素。

3 江苏接纳区外来电规划及分析

根据国家电网公司“十三五”规划，预计到2020年，江苏省全社会用电负荷将达到132 GW，全社会用电量730 TW·h。省内电源总装机容量124 GW，扣除受阻及电源出力不足等因素后的省内有效电源容量约94 GW。

江苏电网将建设10回1 000 kV特高压交流省际联络线，安排受进区外特高压交流9 GW。省内还将规划建设3个特高压直流(锡盟—泰州、晋北—南京、陇彬—徐州)，输电规模28 GW，再计入准东—皖南给江苏分电2 GW，则省内新增直流输入电力30 GW。

江苏电网区外来电将新增39 GW，加上已有的区外来电资源16 GW(华东统配、三峡、阳城、锦屏等)，江苏省受电规模将达到55 GW。区外电源占发电装机的比例由目前的20%上升到44%，最大受电电力占全社会最大用电负荷的比例由目前的20%上升到42%，如图2所示。

3.1 区内、区外电源协调分析

根据江苏省“十三五”电力发展规划，按照节能减排和大气污染防治的要求，省内外电源应合理安排发电计划，协调好发电市场空间、电网调峰以及备用容量安排，以满足电网安全稳定和经济运行的要求。

(1)新增区外电源特性

江苏新增的39 GW区外来电送端电源均为燃煤或风火打捆机组，其中采用风火打捆形式的20 GW送端电源拟按照30%风电、70%火电安排出力。这些电源的特性主要与送端燃煤机组的调节特性、风火配置比例等因素有关。预计到2020年，区外来电中水电为10.06 GW，风电为6 GW，其余均为优质火电。区外来电的主要组成部分也将由目前的水电转变成优质火电。

图2 “十三五”末区外来电规划Fig.2 Planned electric power from external regions at end of “Thirteenth Five-Year”

(2)电力电量平衡情况

2020年，全社会用电负荷将达到132 GW，江苏电网电力供需基本平衡，全省备用率13%左右(规程规定，电源备用率为15%～20%)。如用电增长达不到预计水平，电力将呈现富裕，全省备用率也有所提高。

预计到2020年，江苏省全社会最大用电量达730 TW·h，其中省外受进电量250 TW·h，约占全社会用电量的1/3，省内电源发电量约480 TW·h，约占2/3。

由图3可见，区外来电电量主要替代省内燃煤电厂的发电量，区外来电利用小时数越高，导致省内煤电利用小时数越低。当区外来电的综合发电利用小时数超过4 375 h，省内煤电利用小时数将低于区外来电综合利用小时数。

图3 省内煤电与区外来电综合利用小时数关系图Fig.3 Utilization hours of inner-coal-generated and outer-received electricity

(3)调峰平衡分析

依据现有省内电源和区外来电的实际调峰能力(核电、光伏和非统调机组不参加调峰；风电考虑反调峰85%；燃煤机组调峰能力50%；燃机(供热及调峰机组)综合调峰能力取70%)，分析2020年在区外来电规模达到55 GW·h时电网的调峰平衡情况。

若新增的39 GW区外来电不参加省内机组调峰，则全省调峰缺口高达12 GW。若这些调峰缺口由省内燃煤机组承担，则燃煤机组的调峰深度需要达到70%以上，远远超过常规燃煤机组的最小技术出力。若采用省内启停燃煤机组，则省内启停燃煤机组容量需要24 GW，年启停调峰成本将大幅增加。

若新增的区外来电参与调峰，相应可以减少省内调峰容量缺口。图4绘出了区外来电调节特性需求与区外来电总量之间的关系。可见，区外来电受入规模越大，区外来电的调节系数要求就越高。预计2020年江苏省区外受入规模为55 GW，为满足电网调峰需求，区外来电的综合调节幅度应不低于25%，新增区外来电调节幅度应不低于30%～35%。

图4 区外来电调节特性与区外来电总量的关系Fig.4 Relation between regulating characteristics and total amount of electric power input from external regions

(4)清洁能源消纳能力分析

风电具有典型的反调峰特性，风电并网规模的扩大，必然要求全网的调峰需求相应增加，在保持2020年规划电源结构不变的条件下，区外来电的调节特性要求也更高。

2020年，江苏区外来电规模达到55 GW，省内风电装机容量由10 GW上升到15 GW。由图5可知，区外来电的最低综合调峰系数将从25%上升到34%左右，新增部分区外来电的调峰系数也将从最小30%～35%上升到40%～45%左右，调峰系数需求总体上升了10个百分点。若区外来电调节能力不足，则可能导致省内风电机组因不满足调峰要求而出现弃风的情况。若区外来电最低综合调峰系数仍为25%，为保证电网稳定运行及调峰要求，必要时江苏将弃风5 GW。

图5 区外来电调峰系数与省内风机总量的关系Fig.5 Relation between peak regulation coefficient of electric power input from external regions and inner-wind-generator installed capacity

3.2 电网网架接纳区外来电能力分析

(1)网架结构

根据国家电网公司“十三五”规划，江苏区外来电总规模将达到55 GW，其中通过特高压直流输送电力达到35 GW。江苏电网和华东电网共同构成大型受端电网，初步形成“强交强直”的特高压混联电网结构。

根据规划，在现有与华东电网10回500 kV省际交流联络的基础上，江苏电网将进一步加强特高压交流骨干网架建设，建成1 000 kV淮南—南京—泰州—苏州—上海双回线路、徐州—驻马店双回线路、徐州—枣庄双回线路、临沂—连云港双回线路，形成10回与“三华”电网的联络通道。与此同时，新增锡盟—泰州、晋北—南京、陇彬—徐州3条特高压直流。江苏500 kV电网将建成与区外来电规模相适应的“六纵七横”骨干网架结构。

通过仿真计算分析，2020年江苏目标网架可以适应电源和负荷变化的电力输送和供电需求，“北电南送”、“西电东送”、省际电力交换、变电站降压功率均能够满足需要，电网具有较好的适应能力和抗风险能力，可以满足“N-1”、“N-2”安全校核原则。对于500 kV主变设定在80%最高负荷下，根据“N-1-1”安全校核原则，电网能够保持安全供电。

(2)省内电网接纳能力分析

通过规划建设特高压交直流落点配套500 kV送出工程，对省内北电南送、西电东送关键输电通道进行加强和增容改造，可以满足区外来电不同运行方式下，电网输送电力的需要。

目前，江苏电网具备消纳16～17 GW区外来电的能力。经过计算分析，特高压淮沪北环工程建成后，按照“N-2”的标准，江苏电网可以消纳36 GW区外来电，满足特高压晋北—南京直流(8 GW)、锡盟—泰州直流(10 GW)、准东—皖南直流(分电2 GW)接入江苏电网安全运行的要求；考虑特高压南京—徐州—连云港—泰州环网建成后，按照“N-2”的标准，江苏电网可以消纳46 GW区外来电，进一步满足陇彬—徐州直流(10 GW)接入安全运行的要求。如果特高压徐州—驻马店双回线路、徐州—枣庄双回线路、临沂—连云港双回线路建成投运，实现“三华”同步联网，按照“N-2”的标准，江苏电网可以消纳55 GW的区外来电，进一步满足增加特高压交流受电9 GW的电网安全运行要求。

如果按照检修状态下，发生N-2故障(即N-1-1)的标准校核，或者考虑2条特高压直流(如锡盟直流和晋北直流)同时失去的情况，江苏电网将难以保持安全运行，必须采取相应的应急措施。在切除部分负荷后，系统可以维持稳定运行。

(3)电压支撑能力

多条特高压直流输电馈入受端电网时，存在交流故障引发直流换相失败，导致系统大容量功率缺额的风险。为进一步提高受端系统接纳特高压区外来电的规模，需考虑在特高压区外来电的负荷集中落点附近配置充足的无功电源，安装一定容量的静、动态无功补偿装置，以提高受端系统电压支撑能力。江苏电网已经安排在区外受电集中的吴江地区安装300 Mvar 静止同步补偿器，降低了锦屏直流换相失败风险。经分析，规划的锡盟、晋北直流配套无功补偿措施落实后，江苏苏北、苏中电网无功支撑能力较强，没有发现交流故障引发特高压直流换相失败，导致电压稳定破坏的问题。

4 结 论

(1)区外来电规模的确定需要综合考虑一系列相关因素，包括省内电力市场空间、电网的接纳能力以及区内区外电源的协调运行。基于2020年规划网架，江苏电网可满足在高峰时段受入55 GW电力的需要，但需考虑在特高压落点附近配置一定容量的动态无功补偿装置，加强落点附近500 kV网架建设以及优化布局省内事故备用容量。

(2)省内电源和区外电源应合理安排发电计划，同步承担调峰，以满足电网安全稳定和经济运行的要求。2020年，江苏省新增区外来电的调峰幅度应不低于30%～35%。如果省内反调节特性的风电装机规模增加，区外来电的调峰幅度还需进一步提高。

(3)大规模区外来电将挤占省内电源的市场空间，引起省内煤电的发电利用小时数大幅下降，且区外来电利用小时数越高，省内煤电的发电利用小时数越低。预计到2020年，省内煤电利用小时数仅为4 200 h，相比2014年大幅下降；区外来电的综合利用小时数将达到约4 600 h。

(4)研究结果显示，规划的江苏2020年主网架能够满足N-2故障或省内一条直流发生双级闭锁故障时安全稳定运行的要求。但是由于华东及江苏电网结构紧密，故障相互影响较大，在复杂严重故障情况下(2个直流同时失去)，可能造成江苏受端系统电力缺口巨大，威胁到江苏电力系统的稳定。在切除部分负荷后，系统可以维持稳定运行。

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黄俊辉(1965) 男，高级工程师，主要研究方向为电网规划研究及管理;

罗金山(1980)男，高级工程师，主要研究方向为电力系统规划技术;

谢珍建(1980)男，高级工程师，主要研究方向为电力系统规划技术;

祁万春(1979) 男，高级工程师，主要研究方向为电力系统规划技术。

(编辑 刘文莹)

Accommodation Capacity of Jiangsu Power Grid External Electricity Based on UHV AC/DC Hybrid

CAI Hui1, MENG Fanjun2, GE Yi1, HUANG Junhui1,LUO Jinshan2, XIE Zhenjian1, QI Wanchun1

(1. State Grid Jiangsu Economic Research Institute, Nanjing 210008, China;2. State Power Economic Research Institute, Beijing 102209, China)

This paper firstly introduces the general situation of Jiangsu Power Grid and electric power input from external regions. According to the operation status of electric power input from external regions, we discuss the problems caused by inputting electric power to Jiangsu Power Grid from views of total amount, regulating characteristics, electricity balance, etc. Based on the brief analysis of the main influence factors of electric power accommodation from external regions, we analyze the accommodation capacity of the existing electric power input and the planning schemes for the future input electric power increase. From the analysis it can be found that, the planned grid structure of Jiangsu Power Grid in 2020 can be satisfied to receive 55 GW electricity from outside system; but the dynamic reactive power compensation device with a certain capacity should be configured near the UHV placement, and the 500 kV grid construction should be improved near the placement and the layout of accident reserve capacity should be optimized in the province. Meanwhile, the planned main grid structure of Jiangsu Power Grid in 2020 can meet the requirements of the safe and stable operation duringN-2 fault or double-level locking fault in a DC convertor station.

UHV; AC/DC hybrid system; Jiangsu Power Grid; electric power input from external regions; accommodation capacity

TM 715

A

1000-7229(2016)02-0100-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.02.014

2015-01-07

蔡晖(1984)男，博士，工程师，主要研究方向为电力系统规划技术；

孟繁骏(1985)男，博士，工程师，主要研究方向为电网规划和智能电网技术;

葛毅(1987)男，博士，工程师，主要研究方向为电力系统规划技术;