應對區外來電比例提高的省內外電源協調運行機制

衛　鵬，劉建坤，劉國平，王　崗(.江蘇省電力公司電力科學研究院，江蘇南京03；.江蘇省電力公司，江蘇南京004)

?

應對區外來電比例提高的省內外電源協調運行機制

衛鵬1，劉建坤1，劉國平2，王崗2
(1.江蘇省電力公司電力科學研究院，江蘇南京211103；2.江蘇省電力公司，江蘇南京210024)

摘要：為更好地應對大功率區外來電對電網調度和安全穩定運行的影響，在分析了江蘇電網區外來電現狀的基礎上，從發用電平衡面臨新的壓力、省內電源調節壓力增大和發電利用小時數偏低等方面研究了內外電源協調運行面臨的主要問題，提出了調節義務分攤機制和輔助服務補償機制等內外電源協調運行機制。

關鍵詞：區外來電；調峰；電力電量平衡；電源；協調運行

2014年國家電網總部管理指南項目

至“十二五”末2015年，江蘇電網已有13回交流500 kV省際聯絡線與周邊省市電網相連，其中4回連接安徽、2回連接浙江、4回連接上海，3回與山西陽城電廠相連；此外，有2回跨區直流輸電通道，分別是500 kV龍政直流、800 kV特高壓錦蘇直流，形成點對點直送、網間互供并存、交直流并供的區外來電的輸送模式[1]。根據年度受電計劃，最大區外受電約13 600 MW，受電量670億kW·h，分別占最大全社會用電負荷和用電量15.1%和13.38%。主要成分包括：皖電東送、陽城直送、秦山核電、天荒坪抽蓄、三峽水電、錦屏官地水電等，正常不調峰的核電和水電合計9280 MW，占受電計劃總量的68.2%。日調峰比例約13%，比全省統調用電負荷年平均峰谷差率16.5%低3.5個百分點。

1　區外來電現狀

1.1總體規模

江蘇省目前最高統調用電負荷達7800 MW，電網裝機容量超過90 000 MW。大型的區外來電主要包括三峽水電、陽城直送、皖電東送。各主要區外來電規模及現狀如圖1所示。

圖1　區外來電現狀及規模

三峽水電站水電通過500 kV龍政直流送出江蘇電網，落地約為1200 MW，根據國家發改委分電方案，江蘇分電比例為28%，其余電力再通過江蘇電網省際聯絡線送華東各地區，上海、浙江、安徽按既定比率消納三峽電力?！笆濉逼陂g國家布局西南水電19 860 MW送華東的特高壓直流送電方案，其中錦屏水電站7200 MW送華東落點在江蘇。三峽水電和錦屏官地水電合計8720 MW，占“十二五”末江蘇電網區外受電比例達64.1%，區外受電成分以水電為主，分月受電計劃受送端水電豐水期和枯水期變化呈現非常明顯的季節性特征，冬季枯水期受電計劃6000 MW，約為夏季豐水期受電計劃的44%，比夏季最大受電少7600 MW，調峰比例明顯高于夏季。山西陽城電廠包括6臺350 MW進口燃煤發電機組，以專線、專供方式通過760 km長線路接人江蘇電網輸送至江蘇500 kV三堡變電站[2]。

1.2電價情況

目前，江蘇電網區外受電各成分只有三峽水電和秦山二期價格低于我省普通燃煤機組標桿電價，其他成分考慮輸電費后均高于我省普通燃煤機組標桿電價，其中約占受電量46%的錦蘇水電價格比標桿電價高0.035 4元/（kW·h）。

2　區外來電規劃

2.1區外受電規劃

根據目前國家電網公司“十三五”電網發展規劃，江蘇電網將建設10回1000 kV特高壓交流省際聯絡線（淮南—南京雙回線路、蘇州—上海雙回線路、徐州—豫北雙回線路、徐州—棗莊雙回線路、臨沂—連云港雙回線路），輸電規模15 000 MW；將建設3回特高壓直流（錫盟—泰州、晉北—南京、隴東—徐州），輸電規模28 000 MW；預計到2020年江蘇電網區外來電規模將超過56 000 MW，較2015年年度計劃最大受電電力13 600 MW增加3倍以上。預計“十三五”主要區外來電及規模如圖2所示。

2.2省內電源規劃

預計到2020年，省內電源總裝機容量117 000 MW左右。其中預計燃煤機組約76 000 MW，占總裝機容量2/3左右；核電、可再生能源、綜合利用機組等非靈活調節電源合計容量約20 000 MW，占總裝機容量1/6左右；抽蓄機組、燃氣機組等靈活調節電源合計容量約21 000 MW，占總裝機容量1/6左右。2020年省內裝機省內電源規劃如圖3所示。

圖2　“十三五”區外受電規劃

圖3　2020年省內裝機規模

2.3區外來電比例

預計“十三五”期間，江蘇省區外受電占比大幅提高，其中，區外電源占江蘇電網所有發電資源的比例由目前的13%上升到33%，最大受電電力占全社會最大用電負荷的比例由目前的14%上升到44%?！笆濉眳^外來電容量占比情況如圖4所示。其中各年的柱狀圖族從左至右依次為：區外電源、省內電源和最大全社會用電。

圖4　“十三五”省內裝機規模

新增43 000 MW的區外受電送端電源均為具有調峰能力的燃煤機組，“十三五”末，區外受電中水電比例由64.1%降至15.4%，由以水電為主轉變成以火電為主，應該可以分攤電網調峰義務，即使與當地風電、太陽能發電打捆送江蘇，日送電負荷曲線按照1: 0.7或1:0.8的峰谷比，應該困難不大。區外受電中不調峰的核電和水電仍只有約9000 MW，送端火電如1: 0.7的峰谷比進行調峰，低谷受電約42 300 MW，區外受電日負荷曲線的峰谷比為1: 0.75；送端火電如1: 0.8的峰谷比進行調峰，低谷受電約47 000 MW，區外受電日負荷曲線的峰谷比為1:0.83，與目前江蘇省用電負荷的峰谷比基本相當。

2.4電力平衡情況

預計到2015年，江蘇省全社會用電負荷將達到90 000 MW，“十三五”期間年均增長5.0%～6.5%，到2020年，江蘇省全社會用電負荷將達到1.3億kW，2015年至2017年，江蘇電網電力供需基本平衡，2018年起，隨著區外受電大幅增加，電力供應將出現富裕，到2020年將富裕約20 000 MW。如用電增長達不到預計水平，富裕電力將更大。“十三五”電力平衡情況如圖5所示。其中各年的柱狀圖族由左至右分別為省內電源容量、扣減容量、最大可調出力、區外受電、預留備用、最大電力資源、最大全社會用電和電力缺口。

圖5　“十三五”電力平衡情況

3　內外電源協調運行的主要問題

3.1發用電平衡面臨新的壓力

“十三五”期間，區外受電大幅增加后，我省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，單個輸送通道輸送功率最大達10 000 MW，任何一個輸送通道失去將對江蘇省全網及局部電網平衡造成很大影響，如何進一步統籌省內外電源發電能力、合理安排備用容量、做好發用電平衡工作面臨前所未有的困難[3]。

（1）電力電量平衡的靈活性降低。區外受電分月電量和典型曲線上級部門確定后，省調在進行省內電力電量平衡時優先保證區外受電計劃執行，即使出現臺風或氣溫巨變造成用電負荷大幅波動時，很難說服上級調度臨時調整受電計劃，滿足省內發用電需求。江蘇電網日用電負荷曲線季節性特征非常明顯，夏季、冬季、春秋季用電負荷曲線走勢相差較大，區外受電各成分日送電曲線由國調或華東分中心編制，一般很難與用電負荷曲線走勢吻合，增加省內機組調峰任務。區外受電計劃很難根據省內用電負荷的波動和走勢靈活地進行調整。

（2）大功率直流輸電失去后果嚴重?！笆濉蹦?，饋入江蘇電網的跨區特高壓直流共計4回，總容量35 000 MW，輸送能力最小的錦蘇直流也有6700 MW，任何一個輸送通道失去將對我省全網及局部電網電力平衡造成很大影響，系統頻率降低，有關通道潮流大幅增加，電網運行備用不足。省調要統籌全省和局部電網備用容量安排，確保既不能影響省內發電機組發電負荷率，又能留有突然失去區外電源應對空間[4]。

（3）區外受電不確定性增加。“十三五”末，江蘇電網區外來電規模超過56 000 MW，涉及的送端機組有近100臺，并且基本都是長距離輸電，送端機組和輸送通道的計劃檢修和非計劃停運，不可避免地影響區外受電計劃，省調不掌握送端機組運行情況，只能被動地接受計劃的變更，預計受電計劃會比較頻繁地臨時變更，不確定性大大增加。

3.2省內電源發電利用小時大幅下降

預計2015年，江蘇電網全社會用電量約5300 億kW·h，增長率5%?！笆濉逼陂g江蘇省平均用電量增長率5.2%，2020年全社會用電量約6782億kW·h。在區外受電大幅增加的情況下，按省內省外電源利用小時基本相當的原則估算，年發電利用小時數逐年下降至約3900 h。若全省用電量增長不如預期，甚至可能低于3600 h。

江蘇省大部分燃煤電廠以2至4臺機組為主，根據江蘇省實際運行經驗，當燃煤機組利用小時低于3800 h，春秋兩季，單機運行、電廠全?，F象將會比較普遍。發電利用小時數偏低將會引發一系列利用小時數較高時未暴露的新問題。比如電廠發電情況可能出現兩極分化，部分有供熱約束、電網約束的電廠多發電，無約束電廠少發電，甚至經常處于、甚至突破現有最小開機方式，大小機組利用小時數倒掛的情況也可能出現，電廠之間、網廠之間矛盾可能激化，電網運行將面臨很大的協調壓力和政策風險，機組運行方式安排難度加大。

3.3影響省內清潔能源全額消納

“十三五”期間，隨著核電、風電、太陽能、燃機等清潔能源逐步上升，江蘇電網燃煤發電比例繼續下降，能源結構在清潔、綠色、可持續發展方面將得到進一步優化。清潔能源占比從2015年底的1/6左右上升到“十三五”末的1/3左右。在區外大受電方式下，如因天氣原因實際用電負荷與預計的大負荷相差較多，省內燃煤機組即使按最小方式開機（受供熱、局部電網電力平衡要求、電壓支撐、保護整定要求限制），仍可能影響省內風電、太陽能等清潔能源全額消納，出現棄風、棄光現象。省內燃煤機組將面臨用電負荷波動、清潔能源消納、區外受電變動帶來的多重調節壓力。

3.4電網調節能力下降導致調峰矛盾突出

“十三五”末，區外電源約占江蘇電網所有發電資源的1/3，一般不參加江蘇電網調頻和調壓，不提供一次調頻、自動發電控制（AGC）、無功調節、自動電壓控制（AVC）、旋轉備用等輔助服務，區外水電和核電不參加電網調峰。省內風電、太陽能也基本不提供輔助服務，參與電網調節的機組比例大幅下降，調節能力下降，調節品質降低[5-7]。江蘇電網大多數燃氣機組均承擔供熱任務，至少需要一臺機組連續運行，且負荷基本保持不變，不參與電網調峰，燃氣機組為電網調峰的職能有所弱化。部分135 MW及以上機組進行了供熱改造，最大出力低于額定容量的情況日益嚴重，最低技術出力提高到額定容量的65%左右。機組完成脫硫脫硝改造后，減排設施對機組運行出力有更高要求，限制了機組深度調峰能力的提高。目前，江蘇電網燃煤機組的平均可調范圍從原先的50%額定容量下降至45%?！笆濉焙笃?，江蘇電網電力平衡將嚴重富裕，即使區外受電日調峰達到20%，節假日和雙休日電網負備用不足，調峰矛盾突出，需要調停大量燃煤機組方可滿足電網調峰要求[8]。

4　內外電源協調運行機制

4.1加強上下級調度協同運行機制

強化大電網意識，建設調度業務高度關聯、運行控制高度協同的一體化調控體系。國、分、省三級共同采取提升清潔能源功率預測水平、強化網源協調、加強風險協同處置等措施，提高各周期跨區跨省輸送計劃的預見性、準確性、靈活性，方便送受端電網電力生產的有序組織，確保電網長期安全穩定運行。加強運行控制精益協作，充分發揮大電網聯網在錯峰、互濟方面的經濟效益，優化提升日前、日內和實時調度計劃編制、執行效率效能，提升電網運行經濟性?？鐓^跨省送電計劃曲線與受端省用電負荷曲線走勢要基本一致，遇受端省用電負荷大幅波動時，省調可向上級調度申請臨時修改送電計劃。當系統電力供應大于需求時，可以降低區外來電出力實現系統的頻率調節；當區外來電出力低于自身具備的發電能力時，且系統有功不足時，可以增加區外來電，參與系統頻率調節。區外來電參與電網有功控制的模式如圖6所示。

4.2建立利益共享機制

近年來，區外受電電價呈上升趨勢，與江蘇省標桿電價相比，基本沒有價格優勢。甚至由于目前省內電價進入下行通道，而區外受電電價調整不及時、不對應，往往造成價格倒掛現象，如錦蘇直流較江蘇省現有標桿電價0.40 96元高出0.035 4元，皖電東送落地電價高出0.006 5元。隨著區外受電規模的日益擴大，價格因素將對受端省份消納積極性產生重要影響。建議進一步理順受電價格，形成與省內電價同步調整機制，以江蘇省煤電標桿電價為參照，合理地控制江蘇省區外來電購電成本。

圖6　區外來電功率智能控制系統框圖

參照現有陽城電廠、皖電東送電廠年度上網電量確定機制，以年度利用小時與省內機組大致相當為基礎，確定區外火電機組年度上網電網，并按江蘇電網分月用電量水平及送端電源發電是否有季節性特征合理分解至各月執行，均衡內外火電年度利用小時數，做到利益共享、風險共擔。一方面確保內外火電在江蘇電力市場中處于相對公平的競爭地位。另一方面約束外部火電根據我省電網發電市場變化和年度利用小數情況，合理安排機組檢修、調停，優化年、季、月機組組合，合理安排機組日電量峰谷比，優化日負荷分配，主動適應電網周期性、季節性、時段性調節要求。該措施總體目標是系統成本VOBJ最低，即：

4.3建立調節義務分攤機制

區外燃煤機組和有調節能力的水電均應分攤電網調峰義務，參與電網年、周和日調峰，節日期間區外燃煤機組停機比例應省內同類型機組停電比例一致。對晉東南、陜西等煤電基地的純火電區外送端電源，建議借鑒現有江蘇省電力公司陽城電廠調度管理經驗，在機組調節性能方面實施同質化管理，按1: 0.9的周峰谷比和1: 0.7的日峰谷比送電。對風光火打捆外送等區外受電新形式，結合送、受端電網調節特性、網架結構，以及大型風電機群、光伏基地等電源運行機理，制定相應區外受電形式下的送端省與受端省、省內電源和省外電源的調節義務分攤機制，按1: 0.9的周峰谷比和1:0.8的日峰谷比送電。實現省外機組與省內機組公平分攤電網調節義務。

進一步規范省內機組供熱改造相關技術標準，明確供熱機組調峰能力要求。組織開展1000 MW，600 MW機組最低技術出力試驗，嚴肅機組環保設施在最低技術出力連續運行的要求，提高非供熱大機組深度調峰能力，開拓機組組合和出力優化空間。

當電網中區外來電比例增大時，需要降低電網中火電或水電機組的出力以保證整個電網的電力平衡，區外來電將占用電網可用的調峰容量；當電網中區外來電減小時，原先電網中降低出力的機組需要升高出力以平衡區外來電的出力變化。區外電網調峰容量的簡化示意如圖7所示。

圖7　電網調峰容量計算簡化示意圖

計算電網可用于平衡區外來電波動功率的調峰容量即：

式（2，3）中：PG.real為電網實際發電出力；PLoad為電網用電負荷；PTrans為聯絡線送出功率；PLoss為電網網損；K為電廠廠用電率；PG.total為電網總開機容量；PG.low為電網發電最低出力下限；PReserve為電網總備用容量。

4.4健全輔助服務補償機制

充分考慮省內電源為促進區外電力電量消納，參與調頻、調壓、深度調峰、啟停調峰時產生的經濟成本，由區外電源給予省內電源一定補償費用。一方面促進區外清潔能源等發電資源主動考慮受端電網用電特點，提高自身發電能力預測、控制精度，以及內部優化調度水平。另一方面協調省內電源與省外電源經濟利益矛盾，提高省內電源服從全國資源優化配置大局、支持區外能源消納的積極性。

4.5堅持備用共享和事故支援機制

在電網調度運行過程中按照《華東電網運行備用管理規定》要求預留足夠運行備用，根據江蘇電網特點和區外來電落點合理分配備用容量，確保發生重要輸電通道故障、用電負荷大幅波動、省內大機組跳閘時，具有足夠應對手段和互濟能力?？拷鼌^外大功率受入點附近盡量適當多預留備用容量，確保區外受電N-1情況下，電網潮流、電壓可控。通過以大代小、有序調停等手段，嚴控備用過高，優化制定本省年度分月、月度分旬機組啟停方案，根據電力平衡情況調整機組檢修安排策略，實現我省電網備用水平長期穩定在合理水平，保障區外受電穩定消納，提高省內機組運行效率，確保電網運行的經濟性。江蘇電網特高壓直流輸電通道單極或雙極故障，受電功率大幅度減少，啟動備用共享機制，并向上級調度及相鄰省市申請事故支援。

5　結束語

“十三五”期間，江蘇電網區外受電量大、來源多、路徑遠，交直流、送受端、不同電壓等級之間相互影響和制約進一步增強，電網運行一體化特征愈加明顯，電網運行整體性對調控協調運行機制提出更高要求。迫切需要建立上下級調度協同運行機制、省內和省外電源利益同享機制、省內和省外電源調節義務分攤機制、跨區跨省輔助服務補償機制、相鄰省市電網備用共享和事故支援機制，調動省內、省外電源參與電網調節的主動性、積極性，保障江蘇電網安全、優質、經濟運行。

參考文獻：

[1]章云雄，劉金官，劉華偉.大功率區外來電對江蘇電網調度運行的影響及對策[J].江蘇電機工程，2005，24（9）：1-6.

[2]胡偉，劉金官，劉華偉.區外來電對江蘇電網的影響及對策[J].華東電力，2006，34（1）：52-56.

[3]葉斌，葛斐.安徽電網電源規劃及調峰能力平衡研究[J].安徽電力，2011，28（3）：81-84.

[4]何建虎，王峰華，張帆.浙江電網區外來電狀況淺析[J].浙江電力，2013（3）：26-28.

[5]葉劍斌，黃堃，劉瓊，等.面向電網削峰的商業樓宇空調負荷調控實證研究[J].江蘇電機工程，2014，33（1）：30-34.

[6]吳雪花.應用于月度用電量預測的小波分析法[J].江蘇電機工程，2014，33（2）：8-11.

[7]薛鐘兵，彭程.新能源發電與電動汽車充換儲站協調運行研究[J].江蘇電機工程，2014，33（5）：36-38.

[8]丁楠，陳中，胡呂龍.基于源網協同的風電并網系統雙層優化調度[J].江蘇電機工程，2014，33（5）：6-10.

衛鵬（1988），男，陜西寶雞人，工程師，從事電力系統運行分析和穩定研究工作；

劉建坤（1980），男，山東濰坊人，高級工程師，從事電力系統運行分析和規劃研究工作；

劉國平（1970），男，江蘇淮安人，高級工程師，從事電力系統運行方式和穩定管理工作；

王崗（1978），男，浙江紹興人，高級工程師，從事電力系統運行方式和穩定管理工作。

下期要目

·IEC 61970 CIM與IEC 61850 SCL模型互通性分析與研究

·先進控制技術在1000 MW超超臨界機組上的應用

·基于變電站二次直流失電的區域距離保護

·XLPE電纜交叉互聯系統接地直流電流在線監測

·基于大數據及智能算法的連云港電量負荷預測研究

·區域保護控制系統網絡拓展研究

Operating Mechanism of Inter-province Generation Sources for Coping with the Increase of Power from Outside

WEI Peng1, LIU Jiankun1, LIU Guoping2, WANG Gang2
(1. Jiangsu Electric Power Company Electric Power Research Institute, Nanjing 211103, Chin a; 2. Jiangsu Electric Power Company, Nanjing 210024, China)

Abstract：In order to cope with the impact of large power from outside on the power grid scheduling and safe and stable operation, the current situation of power from outside for Jiangsu Power Grid has been analyzed. Based on the analysis, from the aspects of power balance, increase of power from outside and low utilization hours of power generation, the main problems facing the coordination between inside and outside generation sources have been studied. The power regulating obligation sharing mechanism and the ancillary services compensation mechanism have been proposed for coordinating the operation of generation sources.

Key words：power from outside; regulating peak-load; power and electricity quantity balance; sources; coordinated operation

作者簡介：

收稿日期：2015-10-28；修回日期：2015-12-05

中圖分類號：TM732

文獻標志碼：A

文章編號：1009-0665（2016）02-0011-05