疆電與河西風電外送對西北電網網損影響

王燕，周鑫

（西北電網有限公司，陜西西安710048）

西北區域為我國能源資源的富集區和戰略儲備區，煤炭、水能、風能和太陽能等資源儲藏豐富，是我國“西電東送”的重要源頭之一[1-3]。西北不同省（區）具有不同的能源分布優勢，跨區外送及省間電能資源互補潛力巨大。目前，新疆與西北750 kV聯網工程、甘肅千萬kW級風電一期外送工程建成投運，開辟了“疆電外送”和甘肅河西地區風電外送的重要通道，促進了國家西部大開發戰略的實施，有力推動了新疆能源資源優勢以及甘肅清潔能源優勢的轉化利用[4-5]。同時，隨著西北750 kV電網骨干網架基本成型，330 kV電網將逐步解環運行，主要承擔省網內部潮流分配和輸送的任務，750 kV電網必將承擔更多的跨區跨省功率交換任務。

當前西北電力市場的網損分攤方法雖然取得了較好的效果，但是電網結構的快速變化、跨區跨省潮流交換規模的迅速增大以及電網資產的歸屬變更，都對西北電網的網損產生重大影響，給電網的網損管理帶來一系列新問題，分析研究各類交易情況下750 kV網損情況，形成符合最新市場特性的更加公平、合理的網損分攤機制，無論對提高整個西北電力系統的經濟效率，還是對電網間用戶的公平開放，都有重大意義。

本文在西北750 kV電網初步成型、河西風電大規模接入、跨區跨省交易大規模展開的背景下，研究了國內外電力市場中的網損分攤方法，著重計算分析了“疆電外送”及河西風電大規模上網等跨區跨省電能交易對西北網損的影響，提出了對西北電力市場現行網損分攤機制的補充方法，提高了市場效率與公平。

1 國內外電力市場中的網損分攤

網損分攤目前有兩種思路，一種是利用邊際成本定價理論所得到的節點電價一攬子解決能量、損耗、阻塞等分攤問題[6]；一種是單獨對輸電損耗成本進行分攤，主要包括郵票法[7-8]、合同路徑法[9]、邊際類方法[10]、損耗增量法[11]、潮流追蹤法[12]等。由于目前對損耗分攤問題的研究仍處于探討、摸索階段，在國內外電力市場中實際采用的損耗分攤方法也各不相同。英國電力市場采用的是一種基于平均網損的統一定價，即按照郵票法分攤損耗，此種方法計算簡單，結果相對穩定，有利于維持電力交易的同一性和流暢性，但該方法沒有考慮位置因素，一方面造成缺乏長期和短期經濟信號[13]，另一方面造成對市場成員的不公平。在北歐電力市場[14]網損被視為是TSO的“電能消耗”，要以雙邊合同的方式或在交易所中購買，購買輸電損耗的成本通過節點式電價機制的輸電費率進行分攤和回收，體現了市場成員的位置因素，但也與所發生的交易無關。澳大利亞國家電力市場[15]采用的是一種基于分區的邊際損耗系數方法，輸電損耗以邊際損耗系數的形式包含在節點電價中實現分攤，與北歐電力市場中的節點式輸電費率具有一定相似性，此外在澳大利亞國家電力市場中，各點的邊際網損系數不僅用于損耗的結算，還在發電與負荷參與競價時對其報價予以網損修正。美國PJM電力市場中采用節點電價機制，長期的運營實踐表明，忽略損耗的節點電價在經濟運行、輸電權交易方面存在一些問題，因此PJM正在策劃摒棄目前所使用的平均網損系數法，而將邊際網損系數引入節點電價[16]，以考慮損耗對競價交易以及對節點電價的影響，事實上，在美國的紐約（NY）、新英格蘭（NEISO）、中西部電力系統運營（MISO）中均采用的是邊際損耗系數法。在我國國內，不同區域市場根據其交易特點選取了不同的網損分攤方法，華東區域電力市場[17-18]選擇了符合邊際概念、經濟信號較強的邊際損耗系數法；東北區域電力市場中[19-20]的發電報價網損修正采用了潮流追蹤算法；南方電力市場中的發電報價網損修正采用平均網損系數法[21]。

通過研究國內外典型電力市場中所采用的損耗分攤方法，我們可以看出各電力市場因市場運營模式、市場對損耗分攤算法的要求等諸多因素的不同，選擇的損耗分攤方法也有所不同，但這些方法通常具有原理明確、計算簡單等特點。

2 西北電網網損管理及分攤現狀

2002年網省分離之后，在當時的跨省互供電管理辦法中規定，跨省聯絡線電量的計量按照“誰受電誰背線損”的原則確定，即從送出端計量。這樣在功率交換時，受電省承擔了聯絡線損耗。由于甘肅電網地處西北電網中部，承擔了各省網交換電量造成的轉運網損、聯絡線網損（含750 kV聯絡線）、原西北電網公司資產網損，西北電網公司在年末用現金形式，以全年交易電量作為基數對甘肅進行一次性聯絡線網損補償。

2007年后，對于跨省聯絡線計量一直沿用從送出端計量這一方式至今，750 kV跨省聯絡線投運后也是如此。

2008年西北電力交易中心先后制訂了一系列規范跨區跨省交易的管理辦法，其中針對轉運網損分攤專門制定了《西北電網跨地區電能交易轉運網損補償實施細則》，規定每一筆交易都由送出方用電量補償的形式向轉運省提供轉運網損補償。此細則明確了轉運網損分攤原則、轉運網損補償率、轉運方以及轉運網損分攤方法。對于轉運網損補償率，根據目前西北電網的實際情況，如果采用節點電價法或者邊際成本法等方法來進行網損分攤，存在一些困難：目前，西北網調的SCADA系統只能夠采集到網調調管的750 kV及330 kV線路和機組的實時功率值，這些信息不足以支持在線進行潮流追蹤計算或者邊際成本計算的功能。所以，這兩種辦法雖然較為準確，但是在西北電網實際運行中用于電量結算，目前還不具備條件。現有辦法是首先確定轉運網損補償率，然后以交易電量作為基數計算補償電量，其中補償率是按照前3 a轉運省主網架（330 kV及以上電壓等級電網）實際網損率的平均值計算得到的，這一計算辦法完全符合《關于促進跨地區交易的指導意見》（發改能源292號文件）的規定，并且已經執行將近4 a時間，該辦法公開透明且操作簡便，在西北網內得到一致認可。但是該辦法并未突出補償電量是由轉運交易而額外產生的網損電量，因而有必要對轉運網損補償率的計算方法做進一步改進。

目前，西北電網沒有對省間調峰等原因造成的非交易的穿越電量進行分攤，原因是對于這部分電量難以確定責任方，因而也難以落實分攤主體。

3 疆電外送及河西風電大規模上網對西北電網網損影響的計算及分析

圖1 2010年底西北電網省際間聯絡線示意圖

截至2010年底，西北電網的潮流控制斷面如圖1所示，根據這些潮流控制斷面我們定義5種典型的潮流交換方式分別為“西電東送”、“東電西送”、“北電南送”、“南電北送”、“新疆送出”。“西電東送”、“東電西送”是指經陜甘斷面發生的電能交易方式。“北電南送”、“南電北送”是指經750 kV黃白雙回線、330 kV迎石線、安白雙回線、固靖線和固西線組成的地理斷面發生的電能交易方式，與潮流控制斷面略有不同。“新疆送出”指新疆電網經750 kV哈安雙回線送出電能的交易方式。

圖2 河西地區電網網架結構圖

截至2010年底，酒泉風電大規模上網后甘肅河西地區網架與西北主網結構如圖2所示。

在上述網架結構的基礎上,為了考察新疆西北聯網及河西風電大規模接入后,跨區跨省電力交易對西北電網網損的影響，我們選取新疆電力經甘肅、寧夏送華北，新疆電力經甘肅、陜西送華中，新疆電力經甘肅送陜西，河西風電經寧夏送華北，河西風電經陜西送華中5種典型交易方式進行了計算。

表1 新疆電力送華北對西北4省網損影響 MW

3.1 疆電及河西風電外送對西北4省網損的影響

為考察新疆接入西北主網后，新疆注入功率對西北主網網損的影響，本文以2010年冬大方式為基礎數據（后文計算同），首先通過潮流計算對新疆電力經甘肅、寧夏送華北交易方式下西北4省的網損變化進行了分析，計算結果如表1所示。

由表1可見，這種情況下，受到影響的主要是甘肅、寧夏的網損。進一步分析西北4省的網損變化情況，如圖3所示。

圖3 新疆電力送華北對西北四省網損的影響圖

由圖3可以看出，在新疆電力經甘肅、寧夏送華北時，甘肅電網網損增加較為明顯，寧夏網損有所增加，陜西、青海電網網損基本不變，主要因為在新疆送出功率增大時，僅南電北送斷面隨之增大，而令其他斷面基本保持不變，由于甘肅省自西向東跨度較大，因此，長距離的功率輸送必然會造成電網網損明顯增加。

為進一步考察新疆送入功率對西北電網網損的影響，對新疆電力經甘肅送抵陜西,新疆電力經甘肅、陜西送華中兩種典型交易方式進行計算，“疆電外送”對西北各省網損的影響如圖4、圖5所示。綜合圖3—圖5可以看出,新疆電力外送主要增大了甘肅電網網損，同時也增加了送抵省份或轉運省份網損，而對其他省份網損影響較小。

圖4 新疆電力送陜西對西北4省網損的影響圖

對于河西地區風電，選取河西風電經甘肅、寧夏送華北方式，河西風電經甘肅、陜西送華中兩種典型交易方式進行計算，對西北各省網損的影響如圖6、圖7所示。由圖6、圖7可以看出，河西風電外送在典型交易方式下對西北各省網損的影響與新疆電力外送類似，原因在于河西風電上網地理位置與新疆電力外送出口位置接近。

圖5 新疆電力送華中對西北四省網損的影響圖

圖6 河西風電送華北對西北四省網損的影響圖

圖7 河西風電送華中對西北4省網損的影響圖

3.2 電力轉運對電網網損的影響分析

新疆電力及河西風電的外送，大多要經過甘肅等相關省份的轉運，由圖3～圖7可以看出，電力的轉運主要增加了途經省份的網損，對其他省份網損影響不大。為理清電力轉運對各相關省份影響的不同，以便形成合理的網損分攤機制，體現市場公平，借鑒國內外電力市場網損分攤的先進經驗，本文提出交易功率的額外平均網損系數，其定義如下。

式中，wi為系統轉運功率為Pi時的網損；N為計算的運行方式數。

此時，對于新疆電力經甘肅、寧夏送抵華北的典型交易方式，由上節的計算結果，甘肅的額外平均網損系數為3.75%，而寧夏的額外平均網損系數為0.44%。也就是說，在轉運過程中應該分別將轉運電量的3.75%和0.44%作為甘肅和寧夏的網損補償。寧夏的網損系數相對較小是因為轉運的大部分功率直接通過750 kV或者330 kV線路，且輸電距離較短。

同時，為對甘肅電網的網損組成進行詳細分析，將安西—酒泉—金昌—武勝750 kV線路作為河西輸電走廊單獨統計網損，根據新疆電力經甘肅、寧夏送抵華北的典型交易方式，可得甘肅內部網損分布如表2所示。

表2 新疆電力轉送華北對甘肅電網網損影響 MW

從表2可以看出，當新疆電力經甘肅、寧夏送抵華北時，隨著轉運功率的增加，甘肅總網損雖然顯著增大，但這些新增的網損大部分消耗在河西地區（約占80%），甘肅其他部分電網的網損增加并不大，額外平均網損系數僅為0.66%，遠遠小于甘肅全省3.75%的額外平均網損系數。

對圖3～圖6所對應的典型交易方式進行計算，得到各種交易方式下，甘肅全省及河西輸電走廊網損額外平均網損系數計算結果，如表3所示。綜合表2及表3計算結果，可以看出在轉運過程中甘肅總網損新增的大部分消耗在河西地區。

表3 各交易方式下甘肅及河西網損額外平均網損系數 %

4 西北電網網損分攤機制改進

實踐表明，西北電網目前執行的轉運網損分攤辦法基本上是公平合理的。但隨著新疆與主網的交流互聯，河西風電大規模接入以及華中、華北外送功率的進一步增大，使得轉運網損問題成為有關各方關注的焦點。

通過第3節的計算，我們可以看出新疆電力的送出以及河西風電的大規模上網將對西北主網網損產生較大的影響。而甘肅作為直接與新疆相連的省份，在新疆及河西電力外送過程中受到的影響最大。進一步人為的將河西地區劃分為一個單獨的網絡，對其750 kV網損進行統計得到，河西地區網損的增加量占甘肅電網總網損增加量的比例最高，達到了約80%，最低時也達到了約50%。因而本文認為，作為當前網損分攤機制的一個補充，有必要對河西地區的轉運電量進行統計，根據電價確定每kW·h合適的補償價格，對河西地區電網轉運網損進行單獨補償。

同時，通過第3節的計算，我們也可以看出，式（1）提出的交易功率的額外平均網損系數在計算的過程中始終將增加的網損與交易功率一一對應，能夠更加直觀的體現補償電量是由于轉運電量造成的，概念更為明確，計算結果也更為精確。同時，該系數的計算也較為簡便，只需對各種典型交易方式下的不同功率交換水平進行潮流計算，就能夠得到轉運電網交易功率的額外平均網損系數。由于該系數的計算反映了各種功率交換水平下的平均網損，建議在西北電力市場電量結算時，可以直接用交易電量乘以該系數，得到轉運電網的補償電量。

最后，針對第2節最后所提出的現有跨省交易日清模式下，對非交易的穿越電量難以明確責任主體，網損難以分攤的問題，建議首先繼續縮小跨區跨省交易結算周期，將目前的日結算細化為每日峰、平、谷3段結算或每日24點結算，這樣省間交換電量將基本轉化為交易電量，按現有轉運網損分攤辦法，甘肅、陜西將得到本省網完全轉運網損補償。其次，進一步深入研究各省峰谷差及調峰問題，制定辦法解決非交易網損在各省間的分攤問題。

5 結語

本文對西北電網的跨區跨省交易情況，輸電損耗問題的復雜性、研究的必要性等問題進行了歸納。介紹了國內外電力市場及西北電網的網損管理現狀，通過分析指出西北電網目前的轉運網損分攤辦法是較為合理的。在計算分析的基礎上，明確了“疆電外送”和河西大規模風電大規模上網對西北電網網損的影響，提出了對西北電網網損管理所面臨新問題的合理補充辦法。本文提出的交易功率的額外平均網損系數理清了各轉運省份及局部電網的網損補償量，原理明確、計算簡單，體現了市場公平的原則。

近年來，西北網內網省公司均開展了多項網損問題的理論研究，但不同的結算辦法得到的結果千差萬別，至今沒有非常權威的計算辦法。鑒于國家近期正在積極推動輸配電價改革，且西北750 kV電網的投資建設主體較為復雜，在西北網內網省公司電網資產管理運行模式以及跨區跨省交易格局不斷變化的情況下，建議對網損分攤辦法暫時維持現狀，進一步加強研究，并隨著國家輸配電價改革逐步推進做相應調整。

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