特高壓交直流混聯背景下的江蘇電網區外來電消納能力分析

蔡暉,孟繁駿,葛毅,黃俊輝, 羅金山,謝珍建,祁萬春

(1. 江蘇省電力公司電力經濟技術研究院，南京市 210008;2.國網北京經濟技術研究院，北京市 102209)

特高壓交直流混聯背景下的江蘇電網區外來電消納能力分析

蔡暉1,孟繁駿2,葛毅1,黃俊輝1, 羅金山2,謝珍建1,祁萬春1

(1. 江蘇省電力公司電力經濟技術研究院，南京市 210008;2.國網北京經濟技術研究院，北京市 102209)

首先介紹了江蘇電網及區外來電的概況。針對區外來電的運行現狀，從總體受電容量、實際調節特性、電力平衡等角度闡述了區外來電入蘇后所帶來的問題。在簡要分析影響區外來電消納的主要因素的基礎上，對現有區外來電的消納能力和應對未來區外來電增長的規劃方案進行了分析研究。通過分析發現，2020年江蘇電網的規劃網架可以滿足高峰時段受入55 GW區外來電的需要，但需考慮在特高壓落點附近配置一定容量的動態無功補償裝置，加強落點附近500 kV網架建設以及優化布局省內事故備用容量。與此同時，規劃的江蘇2020年主網架能夠滿足N-2故障或省內一條直流發生雙級閉鎖故障時安全穩定運行的要求。

特高壓；交直流混聯；江蘇電網; 區外來電；消納能力

0 引 言

±800 kV錦蘇直流投運以來，江蘇區外受電能力大幅增加，2014年最大受電16 910 MW，占全社會最高負荷20%左右,其中協議受電電力13 140 MW。區外來電為緩解江蘇電網電力缺口發揮了巨大作用。

在國家實施大氣污染防治行動的推動下，華東地區特高壓交流電網建設獲得了長足發展，考慮現有及在建的特高壓工程后，華東交流特高壓骨干網架基本成形,電網接納區外來電的能力大幅提升。目前，華東區內在建在運的特高壓直流達到5條，包括向家壩—上海、錦屏—蘇南、溪洛渡—浙西、寧東—浙江和晉北—江蘇，輸電能力達到37 600 MW。根據國家電網公司“十三五”規劃，華東特高壓交流骨干電網還將接入±800 kV錫盟—泰州直流(輸電能力10 000 MW，與特高壓交流泰州站合建并分層接入)和±1 100 kV準東—皖南直流(輸電能力12 000 MW，落點特高壓交流蕪湖站并分層接入，分電江蘇2 000 MW)。

江蘇電網2018年區外特高壓直流來電25 200 MW，2020年達到35 200 MW，計及特高壓交流、華東直管電源、陽城送電及其他直流分電，到2020年江蘇區外來電規模達到55 000 MW左右，約占江蘇省132 GW負荷的42%。

隨著區外來電規模的大幅增加，江蘇電網承接消納區外來電的壓力劇增，因此，有必要基于當前形勢，進一步分析江蘇消納區外來電的能力，為進一步引入區外來電提供決策參考。

目前關于區外來電對于地區電網的影響,部分文獻已經進行了相關的研究工作[1-10]。區外來電已成為資源優化配置的選擇和今后電網發展的趨勢。文獻[1-2]就華東電網跨區送電的現狀，指出跨區送電的優勢在于實現大區間資源優化配置，闡述了華東電網做好區外來電消納工作的若干措施。文獻[3-5]通過調研和分析南方電網大功率區外來電情況以及所采取的各項措施，結合江蘇電網的實際運行情況，從大功率區外來電對電網潮流影響、直流停運對受端電網無功電壓影響等方面分析了大功率區外來電對電網調度運行的影響以及應對策略。作為能源資源稀缺的浙江省，長期以來需要從華東電網和其他省份大量外購電力以滿足省內用電需求。文獻[6-7]分析了浙江區外來電的現狀以及“十二五”期間浙江外購電力的規劃情況，從經濟性、安全性等方面論證了加大區外受電的迫切性與必要性。上海電網作為負荷中心，長期依賴區外來電。文獻[8-9]分析了在交直流區外來電的背景下上海電網靜態無功電壓控制、容性無功平衡、正常方式及直流小方式下的系統感性無功平衡、調峰資源配置和發展策略。湖北電網作為華中電網的典型代表，既需要從外部受電，也向華東電網輸送電能。文獻[10]針對湖北電網的電能結構，采用了發展經濟學、產業結構理論等對電價和電力體制方面的理論和實踐進行了研究。上述文獻對于區外來電的研究多集中于對現有電網的影響及防范措施的采取。對于在特高壓交直流和大規模跨區送電的場景下，規劃網架對增長的外來電的消納能力缺少評估與研究。

1 江蘇區外來電現狀及存在的問題

2014年，江蘇500 kV電網已經建成“五縱五橫”的骨干輸電網架，其中長江以北電網形成“五縱二橫”的送端網架，長江以南的蘇南電網形成“四縱三橫”的受端網架。

江蘇電網有10回交流500 kV省際聯絡線與周邊省市電網相連，其中4回聯接安徽、2回聯接浙江、4回聯接上海，另有3回專線與山西陽城電廠相聯；此外，有2回跨區直流輸電通道，分別是±500 kV龍政直流、 ±800 kV錦蘇直流，形成點對網直送、網間互供并存、交直流并供的區外來電輸送模式，如圖1所示。

2014年，江蘇區外受電量66.47 TW·h，占全社會電量的13.3%。最大區外來電電力達到16 910 MW，占統調用電負荷21.7%。2015年，區外受進電力13 600 MW，同時考慮省內風電、燃氣供應不確定、機組出力帶不足等受阻容量7 400 MW，預留 2 500 MW備用后，最大統調可用電力資源 85 200 MW，與82 000～86 000 MW統調負荷需求相比，預計最大電力缺口800 MW左右，上述缺口通過從區外臨時購電予以解決。

大規模區外來電入蘇后存在以下亟需解決的問題。

(1)電源調峰壓力增大

區外受電大部分通過遠距離、大功率特高壓直流或交流電網輸送，其中錦屏水電、三峽水電帶基荷運行，不參與省內電網調峰，給目前全省電源調峰增加了壓力。

(2)電網安全運行風險增加

目前華東電網已形成大規模特高壓直流多落點饋入受電的電網格局，由于華東電網網架內部聯系緊密，存在復雜嚴重故障下多個直流同時失去的風險，對電網安全穩定運行和抗干擾能力提出更高要求。

(3)陽城送出系統仍受暫態穩定限制

陽城電廠大功率遠距離接入江蘇，規劃確定的全線串補方案沒有得到完全落實，仍存在暫態穩定問題，使得陽城電廠無法滿出力運行。

2 影響區外來電消納的主要因素

2.1 電力市場空間

電力市場空間決定區外受電規模。電力市場空間主要包括電力負荷和電量2個方面，影響電力電量增長的主要因素包括氣候變化和區域經濟發展。當受端電網的電力電量總量大、增長快時，則有利于快速形成市場空間，提高區外受電規模。

圖1 江蘇主要區外來電情況示意圖Fig.1 Electric power input from external regions in Jiangsu

電力負荷特性也會影響區外來電的規模。具有平穩負荷特性的電力系統，調峰需求小，有利于區外電力的消納。江蘇電網隨著負荷的增長及用電結構的變化，峰谷差值將會越來越大，調峰矛盾越來越突出。

2.2 電網受電能力

(1)受端網架結構

區外來電的容量大、數量多、組成復雜和季節性電能占比大，都會使得電網傳輸功率多、變化幅度大，不利于電網安全運行。因此，需要規劃建設合理的電網網架結構，合理布局區外來電受電落點，提高重要送出通道的安全穩定標準，構筑堅強的受端電網網架，提高省內主干網架的區外來電接納能力。

(2)關鍵斷面輸電能力

隨著區外來電規模增加以及區內電源建設，省內原有的關鍵輸電通道可能成為電網發展的制約因素，主要體現在：蘇北電網部分通道的電力輸送能力仍受到電網暫態穩定水平低的制約，“北電南送”部分通道的輸送能力還受限于設備的熱穩定輸送水平，蘇南負荷中心部分500 kV通道潮流偏重。提高關鍵斷面的輸電能力，可以有效提高受端電網接納區外來電的容量。

(3)電壓無功支撐能力

隨著特高壓區外來電規模的增大，特高壓交直流落點附近的無功電壓支撐能力關系到電網的整體安全穩定水平，為提高受端系統接納特高壓區外來電的規模，需考慮在特高壓區外來電落點附近規劃建設一定容量的靜、動態無功補償裝置，提高受端系統電壓支撐能力。

2.3 電源調節能力

(1)調峰能力

區外來電大多由水電基地、火電基地和大規模可再生能源發電基地構成，具有弱調節特性，給全網的調頻調峰帶來困難。另一方面，省內調峰電源不足，電源綜合調節能力跟不上電網峰谷差的擴大，給電網調峰帶來巨大壓力。

(2)備用容量

大規模區外來電需考慮在嚴重故障下出現較大的功率缺額時，電網能夠釋放出預留在系統的旋轉備用(約為最大負荷的5%)，保持系統頻率穩定。因此，電網事故備用的合理預留和區外來電規模有很大關系。

2.4 清潔能源消納

“十三五”期間，江蘇電網的電源結構進一步優化。預計到2020年，核電、風電和光伏發電總裝機規模預計將達到23 GW·h，省內燃煤機組將面臨用電負荷波動、清潔能源消納帶來的巨大調節壓力。在區外受電大方式下，省內電源開機規模減少，如果區外來電的調節能力不足，可能影響省內風電、太陽能等清潔能源全額消納。

2.5 嚴重事故風險

華東電網至2020年有8條特高壓直流，江蘇電網也將形成“六交四直”的特高壓受電格局，電網結構日趨緊密。單條直流發生閉鎖故障后，系統瞬時失去大量功率，一方面造成系統頻率下跌，另一方面造成局部電網潮流分布改變。在復雜嚴重事故情況下，將有可能導致多個直流同步閉鎖，功率缺口巨大，可能引發大面積限電和停電。考慮復雜嚴重事故情況下，受端電網區外直流饋入數量越多，容量越大，電網面臨的安全風險越大。受端電網的安全穩定水平是影響區外受電規模的主要因素。

3 江蘇接納區外來電規劃及分析

根據國家電網公司“十三五”規劃，預計到2020年，江蘇省全社會用電負荷將達到132 GW，全社會用電量730 TW·h。省內電源總裝機容量124 GW，扣除受阻及電源出力不足等因素后的省內有效電源容量約94 GW。

江蘇電網將建設10回1 000 kV特高壓交流省際聯絡線，安排受進區外特高壓交流9 GW。省內還將規劃建設3個特高壓直流(錫盟—泰州、晉北—南京、隴彬—徐州)，輸電規模28 GW，再計入準東—皖南給江蘇分電2 GW，則省內新增直流輸入電力30 GW。

江蘇電網區外來電將新增39 GW，加上已有的區外來電資源16 GW(華東統配、三峽、陽城、錦屏等)，江蘇省受電規模將達到55 GW。區外電源占發電裝機的比例由目前的20%上升到44%，最大受電電力占全社會最大用電負荷的比例由目前的20%上升到42%，如圖2所示。

3.1 區內、區外電源協調分析

根據江蘇省“十三五”電力發展規劃，按照節能減排和大氣污染防治的要求，省內外電源應合理安排發電計劃，協調好發電市場空間、電網調峰以及備用容量安排，以滿足電網安全穩定和經濟運行的要求。

(1)新增區外電源特性

江蘇新增的39 GW區外來電送端電源均為燃煤或風火打捆機組，其中采用風火打捆形式的20 GW送端電源擬按照30%風電、70%火電安排出力。這些電源的特性主要與送端燃煤機組的調節特性、風火配置比例等因素有關。預計到2020年，區外來電中水電為10.06 GW，風電為6 GW，其余均為優質火電。區外來電的主要組成部分也將由目前的水電轉變成優質火電。

圖2 “十三五”末區外來電規劃Fig.2 Planned electric power from external regions at end of “Thirteenth Five-Year”

(2)電力電量平衡情況

2020年，全社會用電負荷將達到132 GW，江蘇電網電力供需基本平衡，全省備用率13%左右(規程規定，電源備用率為15%～20%)。如用電增長達不到預計水平，電力將呈現富裕，全省備用率也有所提高。

預計到2020年，江蘇省全社會最大用電量達730 TW·h，其中省外受進電量250 TW·h，約占全社會用電量的1/3，省內電源發電量約480 TW·h，約占2/3。

由圖3可見，區外來電電量主要替代省內燃煤電廠的發電量，區外來電利用小時數越高，導致省內煤電利用小時數越低。當區外來電的綜合發電利用小時數超過4 375 h，省內煤電利用小時數將低于區外來電綜合利用小時數。

圖3 省內煤電與區外來電綜合利用小時數關系圖Fig.3 Utilization hours of inner-coal-generated and outer-received electricity

(3)調峰平衡分析

依據現有省內電源和區外來電的實際調峰能力(核電、光伏和非統調機組不參加調峰；風電考慮反調峰85%；燃煤機組調峰能力50%；燃機(供熱及調峰機組)綜合調峰能力取70%)，分析2020年在區外來電規模達到55 GW·h時電網的調峰平衡情況。

若新增的39 GW區外來電不參加省內機組調峰，則全省調峰缺口高達12 GW。若這些調峰缺口由省內燃煤機組承擔，則燃煤機組的調峰深度需要達到70%以上，遠遠超過常規燃煤機組的最小技術出力。若采用省內啟停燃煤機組，則省內啟停燃煤機組容量需要24 GW，年啟停調峰成本將大幅增加。

若新增的區外來電參與調峰，相應可以減少省內調峰容量缺口。圖4繪出了區外來電調節特性需求與區外來電總量之間的關系。可見，區外來電受入規模越大，區外來電的調節系數要求就越高。預計2020年江蘇省區外受入規模為55 GW，為滿足電網調峰需求，區外來電的綜合調節幅度應不低于25%，新增區外來電調節幅度應不低于30%～35%。

圖4 區外來電調節特性與區外來電總量的關系Fig.4 Relation between regulating characteristics and total amount of electric power input from external regions

(4)清潔能源消納能力分析

風電具有典型的反調峰特性，風電并網規模的擴大，必然要求全網的調峰需求相應增加，在保持2020年規劃電源結構不變的條件下，區外來電的調節特性要求也更高。

2020年，江蘇區外來電規模達到55 GW，省內風電裝機容量由10 GW上升到15 GW。由圖5可知，區外來電的最低綜合調峰系數將從25%上升到34%左右，新增部分區外來電的調峰系數也將從最小30%～35%上升到40%～45%左右，調峰系數需求總體上升了10個百分點。若區外來電調節能力不足，則可能導致省內風電機組因不滿足調峰要求而出現棄風的情況。若區外來電最低綜合調峰系數仍為25%，為保證電網穩定運行及調峰要求，必要時江蘇將棄風5 GW。

圖5 區外來電調峰系數與省內風機總量的關系Fig.5 Relation between peak regulation coefficient of electric power input from external regions and inner-wind-generator installed capacity

3.2 電網網架接納區外來電能力分析

(1)網架結構

根據國家電網公司“十三五”規劃，江蘇區外來電總規模將達到55 GW，其中通過特高壓直流輸送電力達到35 GW。江蘇電網和華東電網共同構成大型受端電網，初步形成“強交強直”的特高壓混聯電網結構。

根據規劃，在現有與華東電網10回500 kV省際交流聯絡的基礎上，江蘇電網將進一步加強特高壓交流骨干網架建設，建成1 000 kV淮南—南京—泰州—蘇州—上海雙回線路、徐州—駐馬店雙回線路、徐州—棗莊雙回線路、臨沂—連云港雙回線路，形成10回與“三華”電網的聯絡通道。與此同時，新增錫盟—泰州、晉北—南京、隴彬—徐州3條特高壓直流。江蘇500 kV電網將建成與區外來電規模相適應的“六縱七橫”骨干網架結構。

通過仿真計算分析，2020年江蘇目標網架可以適應電源和負荷變化的電力輸送和供電需求，“北電南送”、“西電東送”、省際電力交換、變電站降壓功率均能夠滿足需要，電網具有較好的適應能力和抗風險能力，可以滿足“N-1”、“N-2”安全校核原則。對于500 kV主變設定在80%最高負荷下，根據“N-1-1”安全校核原則，電網能夠保持安全供電。

(2)省內電網接納能力分析

通過規劃建設特高壓交直流落點配套500 kV送出工程，對省內北電南送、西電東送關鍵輸電通道進行加強和增容改造，可以滿足區外來電不同運行方式下，電網輸送電力的需要。

目前，江蘇電網具備消納16～17 GW區外來電的能力。經過計算分析，特高壓淮滬北環工程建成后，按照“N-2”的標準，江蘇電網可以消納36 GW區外來電，滿足特高壓晉北—南京直流(8 GW)、錫盟—泰州直流(10 GW)、準東—皖南直流(分電2 GW)接入江蘇電網安全運行的要求；考慮特高壓南京—徐州—連云港—泰州環網建成后，按照“N-2”的標準，江蘇電網可以消納46 GW區外來電，進一步滿足隴彬—徐州直流(10 GW)接入安全運行的要求。如果特高壓徐州—駐馬店雙回線路、徐州—棗莊雙回線路、臨沂—連云港雙回線路建成投運，實現“三華”同步聯網，按照“N-2”的標準，江蘇電網可以消納55 GW的區外來電，進一步滿足增加特高壓交流受電9 GW的電網安全運行要求。

如果按照檢修狀態下，發生N-2故障(即N-1-1)的標準校核，或者考慮2條特高壓直流(如錫盟直流和晉北直流)同時失去的情況，江蘇電網將難以保持安全運行，必須采取相應的應急措施。在切除部分負荷后，系統可以維持穩定運行。

(3)電壓支撐能力

多條特高壓直流輸電饋入受端電網時，存在交流故障引發直流換相失敗，導致系統大容量功率缺額的風險。為進一步提高受端系統接納特高壓區外來電的規模，需考慮在特高壓區外來電的負荷集中落點附近配置充足的無功電源，安裝一定容量的靜、動態無功補償裝置，以提高受端系統電壓支撐能力。江蘇電網已經安排在區外受電集中的吳江地區安裝300 Mvar 靜止同步補償器，降低了錦屏直流換相失敗風險。經分析，規劃的錫盟、晉北直流配套無功補償措施落實后，江蘇蘇北、蘇中電網無功支撐能力較強，沒有發現交流故障引發特高壓直流換相失敗，導致電壓穩定破壞的問題。

4 結 論

(1)區外來電規模的確定需要綜合考慮一系列相關因素，包括省內電力市場空間、電網的接納能力以及區內區外電源的協調運行。基于2020年規劃網架，江蘇電網可滿足在高峰時段受入55 GW電力的需要，但需考慮在特高壓落點附近配置一定容量的動態無功補償裝置，加強落點附近500 kV網架建設以及優化布局省內事故備用容量。

(2)省內電源和區外電源應合理安排發電計劃，同步承擔調峰，以滿足電網安全穩定和經濟運行的要求。2020年，江蘇省新增區外來電的調峰幅度應不低于30%～35%。如果省內反調節特性的風電裝機規模增加，區外來電的調峰幅度還需進一步提高。

(3)大規模區外來電將擠占省內電源的市場空間，引起省內煤電的發電利用小時數大幅下降，且區外來電利用小時數越高，省內煤電的發電利用小時數越低。預計到2020年，省內煤電利用小時數僅為4 200 h，相比2014年大幅下降；區外來電的綜合利用小時數將達到約4 600 h。

(4)研究結果顯示，規劃的江蘇2020年主網架能夠滿足N-2故障或省內一條直流發生雙級閉鎖故障時安全穩定運行的要求。但是由于華東及江蘇電網結構緊密，故障相互影響較大，在復雜嚴重故障情況下(2個直流同時失去)，可能造成江蘇受端系統電力缺口巨大，威脅到江蘇電力系統的穩定。在切除部分負荷后，系統可以維持穩定運行。

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黃俊輝(1965) 男，高級工程師，主要研究方向為電網規劃研究及管理;

羅金山(1980)男，高級工程師，主要研究方向為電力系統規劃技術;

謝珍建(1980)男，高級工程師，主要研究方向為電力系統規劃技術;

祁萬春(1979) 男，高級工程師，主要研究方向為電力系統規劃技術。

(編輯 劉文瑩)

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

蔡暉(1984)男，博士，工程師，主要研究方向為電力系統規劃技術；

孟繁駿(1985)男，博士，工程師，主要研究方向為電網規劃和智能電網技術;

葛毅(1987)男，博士，工程師，主要研究方向為電力系統規劃技術;