±800 kV扎魯特—山東特高壓直流運行曲線研究

康世崴，李 凱，王 慶，楊鵬程，尹成竹

（1.國核電力規劃設計研究院有限公司，北京 100095；2.國家電網公司，北京 100031）

0 引言

山東是我國經濟和人口大省，經濟發展速度及經濟規模處于全國前列，用電需求持續平穩增長。由于一次能源資源匱乏，土地和環保空間有限，同時為改善大氣環境質量，大規模接受區外電力的要求極為迫切。根據《山東省能源中長期發展規劃》，預計2020年、2030年接受省外電力分別達到3 500萬kW、5 000 萬 kW［1］。

近幾年東北地區電力需求增長放緩，裝機容量持續增加，出現了較嚴重的“窩電”問題。《國務院關于近期支持東北振興若干重大政策措施的意見》（國發〔2014〕28號）明確要求，加快電力外送通道建設，切實解決東北地區“窩電”問題。考慮已核準、納入國家規劃的火電項目及新能源項目，“十三五”期間東北地區富余電力約2 000萬kW。

新建扎魯特—山東特高壓直流輸電工程 （以下簡稱魯固直流），可以將東北地區富余電力外送，切實解決東北地區“窩電”問題，提高存量電源裝機的利用率和經濟性，促進東北地區經濟社會發展。

在考慮山東電網調峰能力的基礎上，針對山東電網春夏秋冬四季的典型負荷曲線，分別擬定魯固直流運行曲線方案，并基于電力系統運行模擬軟件進行不同方案的仿真分析，為后續工程投運后的調度運行提供參考。

1 山東省能源消費分析

1.1 能源消費概況

改革開放以來，山東省能源產業發展取得了巨大成就，已成為全國重要的生產和消費大省，有效保障了國民經濟持續健康發展和人們生活水平日益提高。

“十二五”以來，山東省能源產業加快發展，供應能力平穩增長，能源結構不斷優化，節能減排成效顯著。2016年，山東省一次能源消費總量約3.87億t標準煤，比2015年（3.79億t）增長約 2.1%；一次能源生產約1.40億t，煤炭、油品、天然氣、電力等能源品種供應形勢穩定，基本平衡。2011—2016年山東能源消費構成如表1所示。

表1 山東省能源消費構成 %

1.2 能源消費存在問題

在新形勢、新常態下，山東省能源發展面臨諸多機遇和挑戰。為推動山東省能源消費由大到強的戰略轉變，努力在全面建成小康社會進程中走在前列，必須加快推進能源生產消費變革。綜合分析全省能源發展現狀，主要呈現如下特點：

能源供給安全穩定，但生態環境約束凸顯。高強度、粗放式的能源開發利用，導致資源日趨枯竭、積累了大量的生態環境問題，傳統的能源生產和消費模式已難以為繼。

能源結構逐步優化，但煤炭消費占比過重。以煤為主的結構性矛盾依然比較突出，加快供給側結構性改革，推進能源結構優化任務依然艱巨。

能效水平不斷提升，但消耗強度仍然較高。能源消耗強度依然較高，單位生產總值能耗高于東部地區平均水平。

2 山東電網調峰能力分析

2.1 負荷特性分析

受當地氣候環境影響，山東電網年負荷曲線呈現明顯的夏（7、8 月份）冬（11、12 月份）季高峰和春秋季低谷特征。山東電網統調最大負荷、最大峰谷差逐年增長，且由于山東經濟具有重化工化特點，大多連續生產，故年平均日負荷率、年平均日最小負荷率以及季負荷率（季不均衡系數）較高。2010—2016年山東電網年負荷曲線如圖1所示。

圖1 2010—2016年山東電網年負荷曲線

隨著產業結構的不斷優化調整，三產和居民用電比重的不斷提升，在未來一段時期內，預計山東電網的季負荷率及年平均日負荷率、年平均最小日負荷率將會呈現下降趨勢，最大負荷將繼續顯現夏、冬雙高峰特性，且夏高峰將更加突出，如表2所示。

2.2 調峰能力分析

山東電網是以火電為主的電網，常規水電機組裝機容量僅78MW，且大多數為地方小水電，因此山東電網目前主要依靠火電機組的調峰能力以及機組開停進行調峰，調峰電源較為單一。隨著用電需求增加、峰谷差逐年增大、核電與風電基地的建設以及省外來電的增加，電網調峰矛盾將更加突出［2］。

根據山東電網發展規劃，對山東電網2018—2020年調峰能力進行研究分析，結果如下表3所示。其中，山東電網統調火電機組全部參加調峰，常規機組最小技術出力按開機容量的50%考慮，供熱機組最小技術出力在供熱季和非供熱季分別按70%、58%考慮［3-6］。

表2 山東電網負荷及負荷特性預測

表3 山東電網調峰平衡表 MW

隨著新能源的快速發展及外電入魯容量的不斷增大，山東電網調峰問題愈加嚴重。“十三五”中后期，山東電網調峰平衡將由基本平衡轉為缺額。

3 魯固直流運行曲線仿真

3.1 研究思路

以2020年為例，選取山東春、夏、秋、冬4季的最大負荷典型日、最小負荷典型日，以及最大峰谷差典型日進行模擬運行仿真計算。

天津南—濟南、石家莊—濟南特高壓交流通道運行曲線參考黃驊—濱州、辛安—聊城運行曲線，最小出力系數為0.56。上海廟—臨沂特高壓直流（以下簡稱昭沂直流）運行曲線暫參考銀東直流運行曲線，年運行小時數約7 000 h，最小出力系數為0.7。

魯固直流不同運行曲線下，山東電網新能源棄電率盡量控制在一定范圍內，同時盡量避免出現電力不足現象。

3.2 方案擬定

根據山東電網年負荷特性及現有區外來電運行情況，初步擬定如下3種方案，運行曲線如圖2～4所示。

方案1：魯固直流全年輸送電量約680億kW·h，通道年利用小時數約6 800 h。

圖2 方案1魯固直流運行曲線

方案2：魯固直流全年輸送電量約600億kW·h，通道年利用小時數約6 000 h。

圖3 方案2魯固直流運行曲線

方案3：魯固直流全年輸送電量約550億kW·h，通道年利用小時數約5 500 h。

圖4 方案3魯固直流運行曲線

3.3 仿真分析

采用由華中科技大學開發的權威度較高的電力系統運行模擬軟件進行不同方案的仿真分析。通過對以上3種方案下冬季典型日模擬運行分析，仿真結果如圖5～7所示。由于冬季供暖期間供熱機組調峰能力有限，系統調峰能力相對偏低，導致山東電網在冬季最小負荷日和最大峰谷差日均出現新能源棄電現象，其中最大峰谷差日尤為嚴重，方案1新能源棄電率約6%，方案2新能源棄電率約4.5%，方案3新能源棄電率約4.1%。

圖5 方案1冬季典型日運行情況

圖6 方案2冬季典型日運行情況

圖7 方案3冬季典型日運行情況

為減少山東電網新能源棄電量，在方案3基礎上繼續進行運行曲線優化，尤其對冬季夜間01∶00∶00—08∶00∶00 時進行重點優化，提出了年利用小時數為5 000 h的運行方案，該方案下魯固直流春夏秋冬四季典型日運行區曲線如圖8所示。

圖8 魯固直流運行曲線優化方案

通過模擬運行仿真分析，如圖9所示，在最大峰谷差日，該優化方案可保證山東電網新能源棄電量為0，且通過對最大負荷日校核，不會出現電力不足現象。

圖9 方案3魯固直流運行曲線優化方案運行情況

3.4 上海廟—臨沂直流對魯固直流運行曲線的敏感性分析

在參考銀東直流運行曲線的基礎上，仿真昭沂直流年運行時間分別為6 000 h、5 500 h和5 000 h時，對魯固直流運行的敏感性分析。昭沂直流運行曲線如圖10所示。

在昭沂直流多種運行方案下，著重對棄風現象較嚴重的冬季最大峰谷差日進行敏感性分析，仿真結果如圖11所示，分析結果如表4所示。通過分析可知，魯固直流年運行時間在5 000 h時適應性最強，最小出力系數為0.1～0.3，山東新能源棄電率為0；魯固直流年運行小時數在5 500 h時，最小出力系數0.5以下，山東新能源棄電率控制在5%以內。

圖10 昭沂直流運行曲線

表4 冬季最大峰谷差日新能源棄電比較表

圖11 昭沂、魯固直流年運行5 000 h運行情況

4 結語

對山東省負荷特性進行系統規律分析，重點對“十三五”期間負荷特性進行了預測。結合山東省電源規劃、機組實際調峰性能等因素，對山東省“十三五”中后期調峰能力進行了平衡分析，隨著新能源的快速發展，山東電網調峰能力不足問題將愈發凸顯。

在綜合分析山東省負荷特性、調峰能力基礎上，應用電力系統運行模擬軟件對魯固直流四季運行情況進行仿真研究，并就昭沂直流運行小時數對魯固直流運行曲線的影響進行了敏感性分析，得出在魯固直流年運行時間在5 000 h時適應性最強，最小出力系數為0.1～0.3，山東新能源棄電率為0；魯固直流年運行時間在5 500 h左右，最小出力系數0.5以下，山東新能源棄電率控制在5%以內。

目前，國內對直流運行曲線研究的文獻不多。在總結已投運特高壓直流工程系統調試工作和運行情況的基礎上，結合山東電網和扎魯特—山東直流的具體條件，對直流輸電系統及受端電網的運行方式進行深入細致的仿真研究，并給出客觀性、適應性較強的研究結論，為后續相關規劃直流運行曲線研究提供了一種值得借鑒的研究方法和思路。