基于特高压输电系统温室气体减排模型的“西电东送”项目碳减排量化

周岩，燕京，胡蓉，刘慧，王植，周曼曼

(1. 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司，广东 广州 510530；2. 广州绿石碳科技股份有限公司，广东 广州510630)

“西电东送”是中央实施西部大开发战略的标志性工程。支持西部地区开发建设，实现东西部地区协调发展，是我国现代化建设中一项重要的战略任务。其成效除了体现为战略价值、经济价值外，生态价值也不容忽略[1]。南方电网“西电东送”系统采用的特高压直流输电技术与普通高压直流输电技术相比，极大地降低了电流输送过程中的线路损耗，实现了温室气体的大幅减排[2-3]。但是目前“西电东送”系统采用特高压输电技术的减排效益、社会效益在现有的电价体系下并没有得到体现[4]。

2017年12月19日启动的全国碳排放权交易市场赋予了温室气体减排技术新的经济价值和资产形式。经过核证的项目减排量是碳市场的重要补充产品，可以通过碳排放权交易市场来实现生态价值到经济价值的转化[5-11]。电力行业的碳排放配额分配方式决定了电力企业以及输电企业在碳交易背景下面临的机遇与挑战[12-13]，增加碳交易履约成本的同时也意味着电力行业新的资产配置方式。碳资产核算将是电力行业的一个新挑战[14-15]，同时也会给碳交易背景下的电力系统优化运行提出挑战[16-17]。

本研究利用基准线模拟比较法，开发一个针对特高压输电线路的温室气体减排量化模型。利用此模型，可以实现特高压直流通道的碳减排以及碳资产量化。采用楚穗通道实际运行数据进行应用计算，以验证该模型的可行性、易用性及推广价值。

1 特高压输电系统温室气体减排模型

1.1 基准线模拟比较法理论基础

特高压输电系统技术凭借其安全性高、大容量输送能力、节约用地、降低线路损耗、提高新能源电力吸纳能力等特点，是更为绿色、经济、可靠和智能的输电技术。在节能减碳方面，特高压输电线路通过降低损耗来提高输电线路效率，相对于我国现阶段普遍使用的输电技术具有减排效应[18-19]。特高压输电技术与普通高压直流输电项目或者交流输电项目相比，极大地降低了电流输送过程中线路的损耗[20-22]，实现了温室气体的大幅减排。

特高压输电系统温室气体减排模型的基本原理是将特高压输电技术(项目情景)与普通高压直流输电技术或者交流输电技术(基准线情景)2种情景下的温室气体排放量进行比较，所得差值即为通过采用特高压输电技术实现的温室气体减排量。

基准线情景实际上是一种假设情况，合理代表在没有采用特高压输电技术但是需要提供同样服务的情况下所普遍采用的输电技术的温室气体排放量。对于本研究，基准线情景定义为不实施特高压直流输电项目，但是为了提供同样的输电量而最有可能实施的其他输电技术。基准线情景的确定是计算项目减排量的前提。

1.1.1 现有计算模型以及存在的问题

目前国内关于特高压输电系统的温室气体减排量化方法仅有《CM-102-V01特高压输电系统温室气体减排方法学》(第一版)，该方法学适用于新建高压直流/交流输电线路，用于从源/供点向受点传输电力。

该方法学的直流输电减排量计算方法要求虚拟的基准线情景采用电力输电线平衡负荷潮流研究来模拟，利用平衡负荷潮流研究来模拟电网运行条件，确定从供点到受点的电力潮流，并采用牛顿-拉夫逊方法或高斯-赛德尔方法等方法进行负荷潮流研究，从而计算基准线情景的输电损耗。该计算方法模拟过程复杂，对计算软件要求极高，相应的计算成本较高，不适合广泛应用。现有方法学计算模型最大的问题是不适用于特高压输电系统。

1.1.2 本研究模型的改进

本研究在现有模型的基础上，通过分析电力输送行业相关法律法规要求和发展趋势，舍弃了交流输电这种基准线情景。本研究将基准线情景替代方案确定为±500 kV高压直流输电系统。该基准线情景与现有计算方法模型相比更为保守，而保守是碳减排量化最重要的原则。

本研究提出的计算模型与现有模型最大的区别是：本研究模型以特高压输电系统为研究和量化对象，将项目基准线情景直接确定为±500 kV高压直流输电系统，将输电线路简化为点对网孤岛送电，不存在复杂的潮流分布和变化，基准线情景损耗的理论计算也不需要用到潮流分析，只需要用简化的模型计算，在准确度上也能达到要求，与现有方法学相比，结果偏差在1%以内。因此，也不需要开发定制一套高规格的电力潮流计算软件。

基于以上，本研究提出了新的量化方法——网损减少系数法(以下简称“系数法”)，网损减少系数即项目情景相对于基准线情景减少的理论电量损耗占项目情景理论电量损耗的比例。最终的项目减排量确定为：采用特高压输电系统运行后实际监测到的输电损耗乘以该网损减少系数。

系数法分别计算基准线情景及项目情景的电量损耗各组成部分，主要包括输电线电阻损耗、电晕损耗、换流站损耗及变压器损耗。考虑到基准线情景和项目情景下的变压器损耗相等，因此2种情景下均忽略变压器损耗，只计入其余部分的损耗。系数法的改进主要体现在更简便、更低成本。

1.2 本研究的减排模型理论基础和量化过程

1.2.1 特高压输电系统的温室气体减排量计算

特高压输电系统的温室气体减排量需要用项目情景相对于基准线情景减少的损耗电量乘以排放因子得到，即

AUHVDC,y=BUHVDC,yCEL,y.

(1)

式中：下标y表示第y年，下同；AUHVDC,y为特高压输电系统的温室气体减排量；BUHVDC,y为项目情景相对于基准线情景减少的损耗电量；CEL,y为电网排放因子。

1.2.2 项目情景相对于基准线情景减少的损耗电量计算

项目情景相对于基准线情景减少的损耗电量需要用项目情景(特高压输电系统)实际运行的线损电量乘以网损减少系数计算得到。

BUHVDC,y=(EHVDC,ST,y-EHVDC,RT,y)φUHVDC,LR,y，

(2)

φUHVDC,LR,y=(DHVDC,y-DUHVDC,y)/DUHVDC,y.

(3)

式(2)、(3)中：EUHVDC,ST,y为项目实际运行的第y年送电端供电量；EUHVDC,RT,y为项目实际运行的第y年受电端接收电量；φUHVDC,LR,y为网损减少系数；DHVDC,y为基准线情景输电损耗电量理论值；DUHVDC,y为项目情景输电损耗电量理论值。

1.2.3 基准线情景输电损耗电量理论值的计算

基准线情景输电损耗电量理论值采用电阻损耗电量、电晕损耗电量与换流站损耗电量之和乘以基准线情景损耗功率折算因子得到。

DHVDC,y=(ΣLHVDC,R,i,y+LHVDC,C,y+

ΣLHVDC,CS,i,y)f.

(4)

式中：下标i表示第i个送电计量时段，下同；LHVDC,R,i,y为基准线情景计量时段电阻损耗电量；LHVDC,C,y为基准线情景电晕损耗电量；LHVDC,CS,i,y为基准线情景计量时段换流站损耗电量；f为基准线情景损耗功率折算因子。

a)基准线情景计量时段电阻损耗电量

(5)

IHVDC,ra=PHVDC/2UHVDC,ra.

(6)

式(5)、(6)中：l为线路送端与受端之间的距离；RHVDC为基准线情景直流线路的单位长度电阻值，取常规设计的理论值；IHVDC,ra为基准线情景每回线路的额定电流；WHVDC,i为基准线情景送电曲线计量时段换流站有功占比；tHVDC为基准线情景送电曲线各计量时段的时间间隔；UHVDC,ra为基准线情景的额定电压；PHVDC为基准线情景的额定输送功率。

b)基准线情景电晕损耗电量

LHVDC,C,y=2lFHVDCTHVDC,y.

(7)

式中：FHVDC为基准线情景直流线路单位长度电晕损耗，取额定电压下电晕损耗的平均值；THVDC,y为基准线情景直流线路年利用时间，为计量时段数总和乘以tHVDC。

c)基准线情景计量时段换流站损耗电量

LHVDC,CS,i,y=HHVDC,raWHVDC,i.

(8)

式中HHVDC,ra为基准线情景直流换流站额定功率下单位运行时间内的损耗。

1.2.4 项目情景输电损耗电量理论值的计算

项目情景输电损耗电量理论值

DUHVDC,y=(ΣLUHVDC,R,i,y+LUHVDC,C,y+

ΣLUHVDC,CS,i,y)f.

(9)

式中：LUHVDC,R,i,y为项目情景计量时段电阻损耗电量；LUHVDC,C,y为项目情景电晕损耗电量；LUHVDC,CS,i,y为项目情景计量时段换流站损耗电量。

a)项目情景计量时段电阻损耗电量

(10)

IUHVDC,ra=PUHVDC/2UUHVDC,ra.

(11)

式(10)、(11)中：RUHVDC为项目情景直流线路的单位长度电阻值，取常规设计的理论值；IUHVDC,ra为项目情景每回线路的额定电流；WUHVDC,i为项目情景送电曲线计量时段换流变有功比例；tUHVDC为项目情景送电曲线各计量时段的时间间隔；UUHVDC,ra为项目情景的额定电压；PUHVDC为项目情景的额定输送功率。

b)项目情景电晕损耗电量

LUHVDC,C,y=2lFUHVDCTUHVDC,y.

(12)

式中：FUHVDC为项目情景直流线路单位长度电晕损耗，取额定电压下电晕损耗的平均值；TUHVDC,y为项目情景直流线路年利用时间，为计量时段数总和乘以tUHVDC。

c)项目情景计量时段换流站损耗电量

LUHVDC,CS,i,y=HUHVDC,raWUHVDC,i.

(13)

式中HUHVDC,ra为项目情景直流换流站额定功率下单位运行时间内的损耗。

2 南方电网楚穗直流线路量化应用

2.1 量化模型的计算步骤

a)计算基准线情景的输电损耗理论值；

b)计算项目情景的输电损耗理论值；

c)计算网损减少系数；

d)计算特高压输电运行过程中的实际网损电量；

e)计算电网排放因子；

f)计算项目的碳减排量。

2.2 实例应用的量化

楚穗直流线路是南方电网超高压输电公司所辖首条特高压直流线路，电压等级为±800 kV，西起云南楚雄州禄丰县，东至广州市增城区，直流线路全长1 373 km，主要将云南小湾、金安桥水电站和云南电网部分富余电量送到广东。工程于2010年6月18日双极投产。工程投产以来始终保持安全稳定运行，年利用时间超过5 000 h，对于优化东西部资源配置、保障云南清洁水电外送消纳、减少广东大气污染发挥了重要作用。

本研究获取楚穗直流线路2017至2018年期间每年的送端供电量、线路长度、线路单位长度电阻值、线路单位长度电晕损耗、电网排放因子等参数以及实际运行的潮流数据，采用前文计算模型计算此特高压直流线路产生的碳减排量。

2.2.1 电网排放因子取值

要完成碳减排的量化，需要一个将电量转化为碳排放的因子，即电网排放因子CEL,y。该因子根据主管部门公布的默认值来获取，具体是根据不同年份的《中国区域电网基准线排放因子》中电网电量边际排放因子(operating margin，OM)与容量边际排放因子(build margin，BM)计算得到，其中2017年《中国区域电网基准线排放因子》中南方电网OM为0.836 7 t/MWh(CO2当量，下同)、BM为0.247 6 t/MWh，2018年《中国区域电网基准线排放因子》中南方电网OM为0.809 4 t/MWh、BM为0.196 3 t/MWh。CEL,y计算公式为

CEL,y=0.5CCSG,OM,y+0.5CCSG,BM,y.

(14)

式中：CCSG,OM,y为南方电网OM；CCSG,BM,y为南方电网BM。计算得到：2017年CEL,y=0.542 2 t/MWh；2018年CEL,y=0.502 9 t/MWh。

2.2.2 线路节约电量的量化

根据楚穗直流线路2017至2018年的实时运行数据(数据采样间隔为15 min)累积得到送端供电量等数据，再将线路长度、线路单位长度电阻值、线路单位长度电晕损耗、电网排放因子等参数输入量化模型，得到楚穗直流线路的碳减排量，计算参数与结果见表1。

表1 楚穗直流线路碳减排量计算Tab.1 Calculation of carbon emission reduction of Chusui lines

3 和现有方法学计算结果的比较

将楚穗线路2017至2018年数据代入现有方法学《CM-102-V01特高压输电系统温室气体减排方法学》(第一版)进行计算，得到的碳减排量结果与表1结果进行比较，见表2。

表2 系数法与现有方法学的计算结果比较Tab.2 Calculation results comparisons between coefficient method and existing methodology

由表2可得出2种方法计算结果偏差在1%以内，而系数法与现有方法学计算方法相比，不需要使用模拟软件进行负荷潮流研究，具有更简便和更低成本的优点。

4 结束语

针对现有模型对计算软件要求高、不适用于特高压输电系统的情况，本研究提出针对特高压输电线路的温室气体减排量化模型，并运用该模型对南方区域“西电东送”电网楚穗通道的输电实际运行数据进行计算应用，完成了该线路的碳减排量化，证明了该量化模型可行、易用、可推广。