【精彩论文】全清洁能源特高压青豫直流初期打捆外送模式

全清洁能源特高压青豫直流初期打捆外送模式

贺元康^1,2, 刘瑞丰¹, 陈天恩¹, 别朝红²

（1. 国家电网公司西北分部，陕西 西安 710048; 2. 西安交通大学 电气工程学院，陕西 西安 710049）

摘要：全清洁能源特高压青豫直流工程顺利投产初期，由于配套电源尚未全部投运，青海水电峰枯季节出力差异较大，新能源出力随机性、间歇性和波动性问题突出，仅依托青海难以满足直流大功率稳定输电要求。在深入分析青豫直流送端青海电网的负荷特性和发电特性的基础上，开展青豫直流外送电力平衡分析，针对存在的峰盈谷缺和汛富枯贫问题，提出发挥西北电网整体合力，实现西北多省份清洁能源打捆外送的模式，在新能源大发、新能源小发、黄河丰水期、黄河枯水期4种场景下开展模拟测算，结果表明，通过清洁能源打捆外送可有效提升特高压青豫直流稳定外送水平。

引文信息

贺元康, 刘瑞丰, 陈天恩, 等. 全清洁能源特高压青豫直流初期打捆外送模式[J]. 中国电力, 2021, 54(7): 83-92.

HE Yuankang, LIU Ruifeng, CHEN Tian'en, et al. Exploration of bundled transaction model for all clean energy transmission of qing-yu uhv dc project[J]. Electric Power, 2021, 54(7): 83-92.

引言

全清洁能源特高压青豫直流工程（以下简称青豫直流），起点青海海南藏族自治州，落点河南驻马店市，额定输电能力800万kW，是中国乃至世界第一条专为清洁能源外送而建设的特高压通道，于2020年12月正式投产。青豫直流将西北清洁电能外送至华中地区，保障河南等地区电力可靠供应。清洁能源发电出力受水文、气象、光照等因素影响，存在较大的不稳定性，而特高压直流输电需要送端稳定大功率电源支撑，如何实现清洁能源与特高压直流优化匹配，保障直流按照稳定电力曲线外送，是社会各界关注的热点，也是当前亟须解决的难题。

关于跨区直流外送模式和打捆模式，国内学者做了一些探索。葛南直流输电系统投运后，就有学者研究建立大区省际电力市场的可行性，讨论双边交易模式和经纪人模式开展电力交易的方式^[1]。在新能源外送和电网峰谷特性方面，文献[2]指出新能源单独远距离传输经济性差，若采用风电、光伏、火电捆绑外送，可减少线路功率波动，降低输电成本，建议新能源送电比例为30%时系统稳定性较好；文献[3]分析了低谷交易和峰谷打捆交易2种交易模式，在调峰能力评估的基础上提出了欠调峰电网的调峰需求量确定方法。在跨省区外送建模方面，文献[4]构建了市场仿真模型研究跨省跨区促进清洁能源消纳的市场补偿机制；文献[5]研究了不同区域间新能源发电功率的互补性，建立了考虑跨区直流功率优化的新能源消纳能力计算分析模型；文献[6]提出了不同装机配置方案模式下特高压通道外送风电、光伏电量以及相应的弃电情况；文献[7]提出了特高压直流外送风光火电力一体化调度计划模型，解决外送风光电力、配套火电、电力交易及直流计划的协调问题。在重点针对西北地区电能外送方面，文献[8]提出在西北现有交易规则基础上，通过开展跨省发电权交易以促进新疆电力外送的电力交易过渡模式；文献[9-10]以酒泉风火打捆特高压直流外送规划系统为对象，研究了能源资源与市场逆向分布、风电消纳和能源输送问题、风功率波动典型扰动对系统稳定性的影响。在跨省区外送电能落地消纳方面，文献[11]给出特高压送华中电网电能消纳在交易组织、电价形成、交易调整等方面的机制。

上述文献在新能源外送方面开展了有益探索，但是在如何实现高比例清洁能源外送或全清洁能源外送方面探索较少，在综合考虑水电峰枯季节性、光伏峰谷间歇性、风电波动性等因素，实现清洁打捆外送方面探索较少。本文针对特高压青豫直流初期全清洁能源稳定外送面临的问题和存在的不足，在深入研究青海电网负荷、水电、风电和太阳能特性的基础上，探索发挥西北电网整体合力，开展保证青豫直流稳定外送的清洁能源打捆外送模式。

1  特高压青豫直流基本情况

1.1  青豫直流联络接线

青豫直流送受端接线如图1所示，青豫直流送端青南站通过6回750 kV线路接入西北750 kV电网。青豫直流受端通过分层接入华中电网1000 kV和500 kV交流系统，受端双高端接入豫南站，双低端接入驻马店站，通过500 kV线路和1000 kV主变接入华中电网。

图1  青豫直流送受端网架接线Fig.1  The sending-end and receiving-end grids of Qing-Yu UHV DC

1.2  配套电源基本情况

根据能源电力发展规划，青豫直流工程配套电源合计1686万kW，其中，配套新能源装机1200万kW（其中，光伏500万kW，风电400万kW，光热300万kW）；配套水电装机486万kW（其中，羊曲水电站120万kW（3×40万kW），玛尔挡水电站220万kW（4×52万kW+12万kW生态机组），李家峡水电站扩机40万kW，拉西瓦水电站扩机70万kW，班多水电站36万kW（3×12万kW，2011年5月全部机组投产发电））。由于多种原因，配套电源建设和投产存在滞后情况，如表1所示，拉西瓦扩机预计于2021年9月投产，李家峡扩机预计于2021年12月投产，羊曲水电站和玛尔挡水电站机组预计于2022—2023年陆续投产。光热项目投产时间尚不确定^[12]。

表1  青豫直流配套电源投产进度

Table 1  Production progress of matching power sources

由于青海配套水电机组尚未按期投产，仅投运配套风电和光伏电源，风光出力缺少可调节资源匹配和支撑，难以保证特高压直流稳定运行。

2  青海电网支撑特高压青豫直流外送情况

2.1  系统装机和发电量

青海水电资源丰富，太阳能资源得天独厚，风电资源居全国前列。截至2019年年底，青海电网调度口径装机容量3183万kW（其中，火电装机容量383万kW，水电装机容量1194万kW，风电装机容量487万kW，太阳能装机容量1119万kW），新能源装机占比达50%，清洁能源（水电+风光）占比达88%。2019年青海电网发电量873亿kW•h（其中，火电发电量95亿kW•h，水电发电量553亿kW•h，风电发电量68 kW•h，太阳能发电量157 kW•h），水电发电量占比63%，清洁能源（水电+风光）占比达89%。在装机容量和发电量方面，青海清洁能源高占比特性非常显著。

2.2  水力发电

黄河发源于青海，上游从龙羊峡至青铜峡河段全长918 km，集中落差1324 m，建成拉西瓦、公伯峡、苏只、尼那等水电站10余座，共同组成梯级水电站群。青海电网水电装机容量占总装机容量的38%，是青海电网第一大电源。上游首座龙羊峡水电站总库容247亿m³，具有多年调节能力，其余水电大多数为径流式电站，只有日调节能力，青海水电的发电量主要取决于龙羊峡水库的出库流量。龙羊峡水库的出库流量由黄河流域来水情况、黄河水电综合运用（防洪、防凌、灌溉、取水等）、电网检修等综合因素决定。结合龙羊峡出库流量，从年度和月度维度分析青海水电发电量如表2和表3所示。在年度维度，受黄河来水不同影响，在平水年、枯水年和丰水年，水电发电量年度差异较大。在月度维度，受防凌、防洪、春灌和秋灌等因素影响，水电发电量月度差异也很大。

表2  2010—2019年青海水电发电量

Table 2  Hydropower generation in Qinghai from 2010 to 2019

表3  青海多年月度平均水电发电量Table 3  Monthly average hydropower generation in Qinghai
综上可知，水电发电受综合因素影响，发电量存在较大差异，要保证青豫直流水电成分可靠外送，需要做好丰枯优化和季节性优化^[13]。

2.3  新能源发电

青海新能源装机占总装机容量的50%，太阳能、风电是青海第二、第三大电源，新能源固有的间歇性、波动性、随机性和季节性对特高压直流稳定外送提出严峻挑战^[14-16]。（1）间歇性。太阳能发电受光照、天气、云层、气温、季节等多因素影响，存在明显的间歇性，分析青海电网一周的太阳能间歇特性如图2所示。

图2  青海电网连续一周太阳能出力间歇性示意

Fig.2  Intermittence of solar power in Qinghai Grid within a week

由图2可知，受光照时间自然规律影响，青海光伏存在明显的间歇性，中午时段10:00—16:00光伏大发，由于青海光伏装机已超过最大负荷，中午时段光伏出力大量富余；在夜间低谷时段，光伏出力为零，如果风电和水电出力不足，青海电网存在功率缺额，因此，高占比光伏的间歇性对青豫直流全天稳定电量外送影响较大。

（2）波动性（随机性）。青海新能源发电波动性较为明显，如图3所示，以年度为周期，典型年新能源日最大可发电量为9163万kW•h，日均可发电量为6177万kW•h，最小可发电量为2919万kW•h，逐日、3天内、一周内新能源可用电量最大波动幅度分别达到4982万kW•h、4039万kW•h和5073万kW•h。全年相邻日电量波动超过1000万kW•h的时间占40%，即全年40%的时间需要的调峰量相当于4台300 MW火电机启停调峰接纳新能源相邻日的电量波动^[17-21]。因此，受风电波动性（随机性）影响，青豫直流难以实现稳定曲线外送。

图3  青海新能源可发电量相邻日波动图

Fig.3  Daily fluctuation of renewable energy

（3）季节性。新能源发电受气候、季节、天气状况等因素影响，发电出力存在明显季节性特性，统计分析青海电网2014—2018年新能源分月利用小时，如图4所示。由图4可知，每年3月、4月、5月新能源呈现大发趋势，7月、8月新能源有一定大发概率，1月、2月、12月新能源呈现小发趋势，新能源季节性特性对青豫直流外送提出分月合理配置清洁能源和常规能源交易电量的要求。

图4  青海电网新能源利用小时色阶图

Fig.4  Renewable energy utilization hour color map in Qinghai Grid

2.4  火力发电

青海电网火电装机占比12%（较低），由于电煤供应和生产经营等原因，青海电网火电发电积极性不高^[22]，主要以提供青海北部电压支撑和事故备用，以及冬季供暖为主，调节能力有限。

3  青豫直流典型曲线

由于青海电网光伏装机容量大、占比高，对青豫直流外送影响较大，本文重点选取光伏曲线进行比对分析。青豫直流输电典型曲线设置需兼顾送端青海以光伏为主的发电特性和受段河南电网负荷特性，根据青海电网光伏曲线和河南电网负荷曲线的历史数据，绘制青海-河南光伏-负荷匹配曲线，如图5所示。青海光伏出力和河南电网负荷的量级差较大，因此选取标么值进行对比（光伏基准值为月度最大出力、负荷基准值为月度最大负荷）。

图5  青海-河南光伏-负荷匹配曲线

Fig.5  Qinghai-Henan photovoltaic-load matching curve

由图5可知，青海电网光伏出力主要分布在10:00—16:00，河南电网用电高峰期（晚高峰）主要集中在17:30—21:30。根据青海电网以及西北其他省区发电特性和发电能力，结合河南电网（华中电网）负荷特性，测定特高压青豫直流典型运行曲线，如图6所示，高峰段时间为10:00—21:00（非汛期），10:00—22:00（汛期7月、8月），其他时段为低谷时段，青豫直流峰谷比为1∶0.7。

图6  特高压青豫直流典型曲线

Fig.6  Qing-Yu UHV DC typical transmission curve

4  青豫直流投产后电力平衡情况

基于以上分析，根据青海电网典型负荷曲线、典型水电曲线、典型新能源发电曲线，结合跨省跨区典型交易曲线，选取2021年为典型年，设置新能源小发期（2月）、新能源大发期（5月）、汛期（7月）和枯水期（11月）4种场景开展青海电力平衡分析测算。典型年测算边界条件如下：青海电网最大负荷为1005万kW，风电装机容量1117万kW（配套风电装机300万kW），光伏装机容量1551万kW（配套光伏装机400万kW），水电装机容量1303万kW，直流输电功率280万~400万kW。

4.1  新能源小发月份电力平衡测算

测算典型年新能源小发月份电力平衡，如图7所示，为了直观反映供需关系，设置总发电曲线为火电、水电、风电和光伏之和；设置地理曲线为总发电减去负荷；考虑青豫直流之后的平衡电力曲线为地理曲线与青豫直流之差，平衡电力为正值（横坐标轴上方），表明青海可以满足外送需求，如为负值（横坐标轴下方），表明青海不能满足外送需求。由图7平衡曲线可知，在新能源小发月份，白天光伏大发时段青海电力基本平衡，在夜间时段青海存在较大缺口，峰谷不平衡特性非常显著。

图7  典型年新能源小发月份青海电网典型日电力平衡曲线

Fig.7  Typical daily power balance curve of Qinghai Grid in the renewable energy barren period

4.2  新能源大发月份电力平衡测算

测算典型年新能源大发月份青海电网典型日电力平衡情况，如图8所示，新能源大发月份，在白天光伏大发时段和风电大发时段基本可以满足青豫直流外送需求，在夜间光伏出力为零时段和风电局部小发时段，存在一定缺口。电力平衡受新能源波动性影响较大。

图8  典型年新能源大发月份青海电网典型日电力平衡曲线

Fig.8  Typical daily power balance curve of Qinghai Grid in the renewable energy enrichment period

4.3  黄河流域汛期电力平衡测算

测算典型年黄河流域汛期青海电网典型日电力平衡情况，如图9所示，在汛期，黄河流域水电大发，基本可以满足青豫直流外送需求，在中午光伏大发时段存在较多富余，夜间低谷时段基本平衡，受风电波动影响，局部小风时段存在一定缺口。

图9  典型年黄河流域汛期青海电网典型日电力平衡曲线

Fig.9  Typical daily power balance curve of Qinghai Grid in the flood season of Yellow River

4.4  黄河流域枯水期电力平衡测算

测算典型年黄河流域枯水期青海电网典型日电力平衡情况，如图10所示，在冬季枯水期，水电发电能力和调节能力下降，即使中午光伏大发时段，依然存在一定功率缺额，在夜间光伏出力为零时段和风电小风时段，存在明显功率缺额。

图10  典型年黄河流域枯水期青海电网典型日电力平衡曲线

Fig.10  Typical daily power balance curve of Qinghai Grid in the dry season of Yellow River

5  青豫直流投产后打捆外送模式

青海电网清洁能源占比较高，电源结构以水电和光伏为主，水电受黄河来水情况和丰枯变化影响较大，大型水电站除了龙羊峡水电站外，均为径流式水电站，仅具备日调节能力，调节能力有限。光伏发电存在明显间歇性，中午光伏大发时段电能富余，存在弃光风险，夜间低谷时段出力为零，易引起功率缺额。风电存在明显随机性和波动性，难以保证特高压直流稳定外送。为解决以上问题，本文提出一种青海清洁能源和甘肃、陕西、新疆、宁夏水风光打捆外送模式。5.1  清洁能源打捆实现方式

清洁能源打捆^[23-31]以保证特高压青豫直流稳定外送曲线为目标。首先，实现配套光伏和配套风电优先发电外送，其中，配套新能源的波动性和间歇性由青海水电和甘新宁陕等省份的清洁能源通过互补互济方式解决；其次，实现青海配套电源之外富余清洁能源外送；最后，实现甘新宁陕等省份清洁能源外送。配套新能源、青海富余清洁能源、甘新宁陕等省份清洁能源通过灵活调节交易和省间互济互补交易实现打捆匹配。

5.2  清洁能源打捆实现可行性

西北电网东西跨度3000 km，在新能源方面，分布有酒泉风电光伏基地、达坂城风电光伏基地、青海海西海南风电光伏基地；在水电方面，覆盖黄河流域、汉江流域、白龙江流域；风电、光伏、水电在时空特性上存在一定的互补特性和接续特性。以光伏为例，西北电网随着纬度从东向西变化，光伏发电呈现一定的接续性，如图11典型日光伏出力曲线所示，陕西光伏出力极值时刻为11:30，宁夏光伏出力的极值时刻为12:00，甘肃光伏出力极值时刻为13:45，青海光伏出力极值时刻为14:00，新疆光伏出力的极值时刻为14:30，西北光伏出力呈现明显的接续特性。运用这一特性，可以灵活开展互济交易，实现电能互补，保证光伏整体外送的连续稳定性。

图11  西北电网光伏发电出力

Fig.11  Photovoltaic power generation output

在省间输电通道方面，目前西北电网已建成覆盖五省（区）的750 kV骨干网架，省间联络线通过4~6回750 kV线路联络，输电能力为500万~700万kW，可以满足省间打捆外送输电能力。

在清洁能源外送能力方面，西北电网清洁能源大规模接入，用电负荷水平较低，装机负荷比和清洁能源装机占比较高。典型年西北电网装机负荷比为3.2，清洁能源占比为49.5%，其中陕西清洁能源占比38.1%，甘肃为61.3%，青海为90.6%，宁夏为43.1%，新疆为41.4%。清洁能源总体富余，外送需求较为迫切。

5.3  青豫直流打捆外送典型模式场景分析

5.3.1  新能源小发月份打捆外送交易曲线

新能源小发月份打捆外送交易模式如图12所示。由图12可知，在新能源小发季（2月）的夜间低谷阶段，青海风电发电能力不足时，存在大量购电需求，中午光伏大发时段，存在较大供需波动。通过在夜间灵活互济补充清洁能源，在白天运用灵活互济外送清洁能源的打捆交易方式，可以满足青豫直流稳定送电，同时可以平抑新能源波动性引起的青海富余电力（青豫后）的波动，实现青海供需平衡。

图12  典型年新能源小发月份青豫直流打捆外送曲线

Fig.12  Qing-Yu DC bundled transmission curve in the renewable energy barren period in a typical year

注：图中各量均为有功电力，其中：设置新能源小发月份的配套风电、配套光伏曲线；根据青豫直流打捆方式原则，设置青海地理（不含配套）曲线=青海火电出力+青海水电出力+青海风电出力+青海光伏出力−青海负荷出力−配套风电出力−配套光伏出力；设置青豫直流外送曲线=配套新能源送青豫电力+青海富余送青豫电力+甘、新、陕、宁送青豫电力；配套新能源送青豫=配套风电送青豫+配套光伏送青豫，配套新能源全部通过青豫直流外送；青海富余送青豫电力为青海电网内配套风电和配套光伏之外的通过青豫直流外送的清洁能源；为了测算打捆交易灵活互济电力，设置青海富余电力（青豫后）=青海地理（不含配套）−青海富余送青豫电力。

5.3.2  新能源大发月份打捆外送交易曲线

新能源大发月份打捆外送交易模式如图13所示。由图13可知，在新能源大发季（5月），新能源发电能力较强，但受新能源波动性影响，局部时段平衡困难，通过打捆交易平抑配套新能源发电的波动性和间歇性，满足青豫直流稳定送电。

图13  典型年新能源大发月份青豫直流打捆外送曲线

Fig.13  Qing-Yu DC bundled transmission curve in the renewable energy enrichment period in a typical year

5.3.3  黄河流域汛期打捆外送交易曲线

黄河流域汛期打捆外送交易模式如图14所示。由图14可知，7月黄河流域进入主汛期，黄河水电发电能力较强，仅局部风电小发时段存在电力缺口，通过打捆交易平抑配套新能源发电的波动性和间歇性，可以满足青豫直流稳定送电。

图14  典型年黄河流域汛期青豫直流打捆外送曲线

Fig.14  Qing-Yu DC bundled transmission curve in the flood season of Yellow River in a typical year

5.3.4  黄河流域枯水期打捆外送交易曲线

黄河流域枯水期打捆外送交易模式如图15所示。由图15可知，11月黄河流域全面进入防凌期，水电发电能力不足，在夜间低谷时段存在购电需求，在中午光伏时段存在富余外送需求，由于水电调节能力下降，风电波动性影响较大，通过打捆交易方式，夜间补偿功率缺额，光伏大发时段吸收富余电力，通过灵活互济平抑新能源波动，满足青豫直流稳定送电。

图15  典型年黄河流域枯水期青豫直流打捆外送曲线

Fig.15  Qing-Yu DC bundled transmission curve in the dry season of Yellow River in a typical year

6  结语

全清洁能源特高压直流初期大功率稳定外送对电网优化运行提出新的要求和挑战。由于清洁能源占比较高，光伏间歇性引起电网严重峰谷不平衡，风电波动性导致电力富余和缺额频繁切换，水电季节性引起峰枯差异较大。为了解决以上难题，本文在深入分析青海清洁能源发电特性和电力平衡的基础上，探索充分调用西北电网整体调峰资源实现打捆外送模式，按照新能源大发季、新能源小发季、黄河流域汛期、黄河流域枯水期4种典型方式开展模拟测算，结果表明，通过打捆外送可以实现清洁能源互补互济，发挥整体合力，实现清洁能源按照特高压直流用电需要稳定外送。

下一步，将深入研究青豫直流外送黄河水电来水敏感性，峰谷丰枯电价机制，打捆交易新能源承载力等方面的研究，进一步完善清洁能源打捆外送模式，实现清洁能源大范围优化配置。

（责任编辑　李博）

作者介绍

贺元康(1983—)，男，博士研究生，高级工程师，从事电力市场、电力系统运行与控制研究，E-mail：[e-mail];

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刘瑞丰(1979—)，男，硕士，高级工程师，从事电力市场体系建设、省间电力交易和新能源高占比电力系统运行优化等研究和管理工作，E-mail：[e-mail];

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陈天恩(1963—)，男，硕士，正高级经济师，从事电力市场、电力交易、电力营销研究，E-mail：[e-mail];

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别朝红(1970—)，女，教授，博士生导师，从事电力系统 规划与可靠性、弹性电力系统、能源互联网研究，E-mail：[e-mail].

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编辑：杨彪

审核：方彤

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