王智冬

(國網(wǎng)北京經(jīng)濟技術(shù)研究院，北京市102209)

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特高壓直流風(fēng)電火電聯(lián)合外送電源規(guī)模優(yōu)化方法

王智冬

(國網(wǎng)北京經(jīng)濟技術(shù)研究院，北京市102209)

特高壓直流(UHVDC)風(fēng)火聯(lián)合外送可實現(xiàn)西部、北部風(fēng)電跨區(qū)遠距離輸送，擴大風(fēng)電消納范圍。提出了優(yōu)化特高壓直流風(fēng)火打捆外送配套電源規(guī)模的研究方法，首先研究了UHVDC輸送火電、風(fēng)電的技術(shù)性約束，包括UHVDC輸電運行方式，以及對風(fēng)電、火電配套規(guī)模的影響，提出了配套電源的研究原則及思路；其次，建立了特高壓直流風(fēng)電、火電聯(lián)合外送配套電源規(guī)模的優(yōu)化方法；最后，以酒泉—湖南±800 kV特高壓直流輸電工程為例，給出了酒泉—湖南特高壓直流風(fēng)電、火電配套規(guī)模，驗證了方法的科學(xué)性。提出的研究方法對擴大我國北部風(fēng)電消納范圍，提高特高壓直流通道輸送效率具有重要意義。

特高壓直流;風(fēng)電;火電;打捆外送

0 引 言

大力開發(fā)風(fēng)能資源對于滿足我國快速發(fā)展的能源需求，實現(xiàn)節(jié)能減排目標，治理大氣污染具有重要意義。我國風(fēng)能資源十分豐富，但主要集中在“三北”地區(qū)，根據(jù)規(guī)劃，我國將建設(shè)黑龍江、吉林、“蒙東”、“蒙西”、河北、山東、甘肅、新疆和江蘇九大千萬kW級風(fēng)電基地，2015年，2020年我國風(fēng)電裝機容量將分別達1億kW和2億kW[1-2]。風(fēng)電消納應(yīng)按照“由近及遠”的原則，先本地或省級電網(wǎng)，再區(qū)域電網(wǎng)，后跨區(qū)電網(wǎng)的順序安排消納[3]，近期通過優(yōu)化電力系統(tǒng)現(xiàn)有資源，提高電網(wǎng)消納風(fēng)電能力，中遠期通過跨區(qū)電網(wǎng)建設(shè)、抽水蓄能電站建設(shè)、智能化用電等手段，提高電力系統(tǒng)消納風(fēng)電能力。我國九大風(fēng)電基地除山東和江蘇外的其他7個均位于經(jīng)濟和電網(wǎng)發(fā)展落后的地區(qū)，本地電力需求小，為了實現(xiàn)風(fēng)電大規(guī)模開發(fā)，必需通過遠距離跨區(qū)輸電，擴大風(fēng)電消納范圍。為了實現(xiàn)風(fēng)電開發(fā)目標，到2015年和2020年，在本地和省內(nèi)消納風(fēng)電的基礎(chǔ)上，需跨區(qū)輸送的風(fēng)電裝機容量將分別達36 GW和100 GW[1]?？鐓^(qū)輸送風(fēng)電主要包括純送風(fēng)電和風(fēng)火聯(lián)合外送2種方式，純送風(fēng)電方式主要適用于地區(qū)能源形式較為單一的大型風(fēng)電基地，例如河北千萬kW風(fēng)電基地等；風(fēng)火聯(lián)合跨區(qū)直流輸送方式是在能源資源具備條件的風(fēng)電基地同步建設(shè)風(fēng)電、火電機組，利用配套建設(shè)的火電調(diào)節(jié)能力，平衡風(fēng)電出力，保證跨區(qū)輸送通道的利用效率，例如新疆哈密、“蒙東”、酒泉等基地采取此種方式[3]。

對火電、風(fēng)電打捆跨區(qū)外送的安全穩(wěn)定、運行控制和生產(chǎn)運行模擬等問題[4-8]，國內(nèi)外學(xué)者進行過大量的研究，但對特高壓直流輸電外送火電、風(fēng)電規(guī)模的研究相對較少。文獻[9]在考慮了阻塞電量導(dǎo)致的損失，打捆送出時對火電的不利影響以及輸電線路建設(shè)成本的基礎(chǔ)上，提出了輸電容量的優(yōu)化方法。文獻[10]提出風(fēng)火打捆聯(lián)合外送中的風(fēng)火容量優(yōu)化分配問題，并以特高壓交流工程風(fēng)火打捆外送為例，提出風(fēng)火打捆容量的合理配置原則。文獻[11]將風(fēng)火容量及直流多電壓等級、多落點優(yōu)化處理為多約束條件的非線性優(yōu)化問題。但是這些文獻研究中尚未考慮直流輸電的運行要求、風(fēng)電和火電調(diào)節(jié)速度匹配等問題。

本文提出一種特高壓直流風(fēng)火打捆送出時的電源容量優(yōu)化方法，綜合考慮特高壓直流運行特點、送端風(fēng)電和火電調(diào)節(jié)需求、風(fēng)電棄電量、安全穩(wěn)定等約束，以最大化風(fēng)電送出為目標，求出配套電源規(guī)模，擴大風(fēng)電消納范圍。

1 送端風(fēng)電火電聯(lián)合運行方式

一般而言，電網(wǎng)調(diào)峰能力主要受網(wǎng)內(nèi)常規(guī)機組最小技術(shù)出力及系統(tǒng)備用容量的限制[12]；同時電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、負荷水平及聯(lián)絡(luò)線輸送能力也是重要的約束。實際運行中，電網(wǎng)的負荷和運行方式時刻變化，因此，可用于平衡風(fēng)電功率波動的電網(wǎng)調(diào)峰容量在電網(wǎng)的不同運行方式和負荷水平下都是不同的。常規(guī)火電機組具備一定調(diào)峰能力[13]，機組最大與最小技術(shù)出力之間的差值可作為機組調(diào)節(jié)風(fēng)電出力的能力。特高壓直流輸電送端風(fēng)火聯(lián)合運行通過配套火電調(diào)節(jié)風(fēng)電出力波動，使特高壓直流輸電送出功率保持穩(wěn)定，當(dāng)送端配套風(fēng)電出力增大時，通過降低配套火電或調(diào)節(jié)聯(lián)絡(luò)線來保證送端系統(tǒng)電力平衡；當(dāng)電網(wǎng)中風(fēng)電出力減小時，送端系統(tǒng)已降低出力的機組需要提高出力以平衡風(fēng)電場的出力變化，特高壓直流風(fēng)火聯(lián)合運行系統(tǒng)功率平衡如圖1所示。

圖1 送端風(fēng)電火電聯(lián)合運行電網(wǎng)Fig.1 System of wind and thermal power combined operation for sending end

送端系統(tǒng)發(fā)電負荷：

PG.real=PLoad+PTrans+PLoss+KGen×PG.total

(1)

式中：PG.real為電網(wǎng)實際發(fā)電出力；Pload為電網(wǎng)用電負荷；PTrans為聯(lián)絡(luò)線送出功率；PLoss為電網(wǎng)網(wǎng)損；KGen為電廠廠用電率；PG.total為電網(wǎng)總開機容量。

PTrans=PTransac+PTransdc

(2)

式中：PTransac為交流聯(lián)絡(luò)線送出功率；PTransdc為直流聯(lián)絡(luò)線送出功率。

電網(wǎng)可用于平衡風(fēng)電波動的調(diào)峰容量：

PWbalance=PG.real-PG.low-PReserve

(3)

式中：PG.low為電網(wǎng)發(fā)電最低出力下限；PReserve為電網(wǎng)總備用容量。

當(dāng)風(fēng)電實際出力大于電網(wǎng)可用于平衡風(fēng)電波動容量時，將產(chǎn)生棄風(fēng)。此外，僅通過直流送端配套火電調(diào)節(jié)配套風(fēng)電時，若出現(xiàn)配套風(fēng)電出力波動大于火電機組出力調(diào)節(jié)能力時，也將產(chǎn)生棄風(fēng)。

2 研究原則及思路

2.1 研究原則

(1)送端電網(wǎng)配套火電與新能源出力應(yīng)滿足直流工程安全穩(wěn)定運行要求，送端換流站短路比應(yīng)滿足設(shè)計規(guī)范要求；

(2)目前的直流調(diào)節(jié)性能尚不能跟隨風(fēng)電功率變化進行調(diào)節(jié)，為保證直流設(shè)備的安全和使用壽命，直流輸電功率按日前制定的計劃曲線運行；

(3)風(fēng)電滿發(fā)概率低，全部接納風(fēng)電電量將造成調(diào)峰資源浪費，應(yīng)在考慮一定棄風(fēng)情況下，消納絕大部分清潔能源電量，棄風(fēng)電量比例控制在 5%～10%；

(4)考慮送端電網(wǎng)不新增配套調(diào)峰、調(diào)頻機組，特高壓直流配套的風(fēng)電(光伏)基本上依靠配套的火電電源進行調(diào)節(jié)，同時考慮火電機組運行的技術(shù)經(jīng)濟性，火電機組調(diào)峰深度不大于額定容量的50%；

(5)送、受端電網(wǎng)滿足《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》要求。

2.2 研究思路

首先結(jié)合特高壓直流送端能源基地資源情況、受端對直流運行的要求等，確定特高壓直流典型運行曲線。其次分析特高壓直流送端風(fēng)電電源出力特性，應(yīng)用生產(chǎn)運行模擬方法，迭代計算配套電源裝機容量；最后，校核配套裝機規(guī)模方案的安全穩(wěn)定性。考慮風(fēng)電合理棄風(fēng)(一般為5%)和直流受端電網(wǎng)裝機替代情況，確定配套規(guī)模。

3 配套風(fēng)電火電規(guī)模優(yōu)化方法

3.1 配套火電、風(fēng)(光)電規(guī)模初值

基于風(fēng)電出力歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計，重構(gòu)風(fēng)電典型出力曲線，應(yīng)用生產(chǎn)運行模擬方法對配套電源規(guī)模進行優(yōu)化計算，得出風(fēng)(光)、火打捆配置下的實際新能源棄電情況和風(fēng)電(光伏)、火電的利用小時數(shù)。

(1)配套火電裝機容量。根據(jù)大量風(fēng)電數(shù)據(jù)測算及實際運行情況可知，風(fēng)電保證出力水平較低，在保證率為90%的情況下，風(fēng)電保證出力不及裝機容量的10%，若保證率要求為95%，則保證出力將進一步降低。為滿足高峰時段的送電需求，一般根據(jù)特高壓直流輸電額定功率，并考慮一定備用確定火電機組容量，在特高壓直流送端建設(shè)火電條件受限的情況下，可考慮適當(dāng)減少火電建設(shè)規(guī)模的方案。

(2)配套風(fēng)電裝機容量。公式(1)～(3)給出了含聯(lián)絡(luò)線的特高壓直流送端電力平衡約束，若直流配套風(fēng)電全部由配套火電進行調(diào)節(jié)，并計及直流利用小時數(shù)、火電調(diào)節(jié)深度，上述公式可簡化為如下約束條件。

(4)

PDCi=Ci+Wi+Si

(5)

(6)

(7)式(4)～(7)中：C為直流配套火電裝機容量；PDC為直流額定輸送容量；TDC為直流利用小時數(shù)；W為直流配套風(fēng)電裝機容量；TW為配套風(fēng)電利用小時數(shù)；S為直流配套光伏裝機容量；TS為配套光伏利用小時數(shù)；TC為配套火電利用小時數(shù)；PDCi為直流i時刻的輸送容量；Wi為配套風(fēng)電i時刻的出力；Si為配套光伏i時刻的出力；Ci為配套光伏i時刻的出力。

為提高特高壓直流輸電工程輸送的風(fēng)電電量，應(yīng)盡量提高直流輸電工程的利用小時數(shù)，生產(chǎn)運行模擬直流利用小時數(shù)控制在6 500～7 000 h。配套火電機組按50%參與調(diào)峰，扣除20%檢修容量后的配套火電機組調(diào)節(jié)范圍為0.4～0.8 pu；配套火電利用小時數(shù)按5 000 h左右考慮。配套風(fēng)電出力及利用小時數(shù)，應(yīng)結(jié)合多年統(tǒng)計計算。

根據(jù)公式(4)～(7)，可以計算出風(fēng)電配套規(guī)模的初值，根據(jù)風(fēng)電典型出力曲線及生產(chǎn)運行模擬計算流程，對配套規(guī)模進行優(yōu)化。

3.2 計算流程

(1)邊界條件。確定特高壓直流外送通道輸電能力及年利用小時數(shù)，根據(jù)統(tǒng)計給出風(fēng)電出力特性曲線及受端負荷特性曲線。

(2)擬定特高壓直流運行曲線。根據(jù)目前直流輸電運行控制現(xiàn)狀，直流輸電輸送功率無法實現(xiàn)實時跟隨風(fēng)電波動進行調(diào)節(jié)，因此采用送端配套火電調(diào)節(jié)配套風(fēng)電，盡量不增加受端調(diào)峰壓力，所以，直流輸電采用恒功率控制方式。從受端電網(wǎng)適應(yīng)性角度出發(fā)，研究受端電網(wǎng)調(diào)峰能力，對特高壓直流外送通道典型日運行曲線提出調(diào)峰要求，擬定運行曲線。在外送通道參與受端電網(wǎng)調(diào)峰情況下，在受端電網(wǎng)負荷高峰時段，外送通道按照額定功率運行，其他時段為了減少受端電網(wǎng)調(diào)峰壓力，可以降功率運行。在受端電網(wǎng)負荷高峰時段，為充分發(fā)揮直流工程效益，滿足受端負荷發(fā)展需求，應(yīng)滿功率運行；在受端電網(wǎng)負荷平峰或小負荷時段，以小負荷方式運行，一般為滿功率的0.6～0.7 pu。

(3)計算配套電源規(guī)模初值。以外送通道高峰負荷時段的送電需求來確定火電裝機容量，并根據(jù)公式(4)～(7)計算配套風(fēng)電裝機容量初值。

(4)生產(chǎn)運行模擬?？紤]火電機組調(diào)節(jié)特性，結(jié)合風(fēng)電典型出力特性曲線，基于擬定的特高壓外送通道典型日運行曲線，進行生產(chǎn)模擬。仿真得出當(dāng)前配套規(guī)模下棄風(fēng)電量和配套火電利用小時數(shù)。迭代計算并最終輸出配套電源規(guī)模方案。

(5)安全穩(wěn)定校驗。基于生產(chǎn)模擬結(jié)果確定的風(fēng)電、火電裝機容量，對送端電網(wǎng)和外送輸電通道進行安全穩(wěn)定校驗，如果校驗結(jié)果不滿足《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》要求，通過優(yōu)化送端電網(wǎng)網(wǎng)架、無功補償配置等措施提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定水平，如優(yōu)化后仍不滿足導(dǎo)則要求，則降低風(fēng)電配置容量，直至滿足要求為止。

上述計算流程如圖2所示。圖中，Sw0是風(fēng)電配置容量初始值；St0是火電配置容量初始值；Swn為第n次疊加后的風(fēng)電配置容量(n=1，2，…，m)；λ是棄風(fēng)電量百分率，λ0是棄風(fēng)(光)電量門檻值，一般取5%；t是火電利用小時數(shù)，t0是火電利用小時數(shù)門檻值，可根據(jù)實際情況進行選取；Δ1、Δ2為風(fēng)電容量調(diào)整步長，應(yīng)滿足Δ2<Δ1。

圖2 配套電源優(yōu)化計算流程Fig.2 Optimal calculationprocess of power capacity

4 酒泉—湖南直流工程配套合理規(guī)模研究

酒泉風(fēng)電基地既具有豐富的風(fēng)能資源，又具有大規(guī)模發(fā)展路口煤電的條件，是我國為數(shù)不多的可同時大規(guī)模發(fā)展清潔能源和煤電的大型能源基地，為滿足酒泉千萬kW級風(fēng)電基地風(fēng)電消納的需要，解決湖南電網(wǎng)一次能源缺乏的問題，國家電網(wǎng)公司規(guī)劃建設(shè)酒泉—湖南±800 kV特高壓直流輸電工程，額定輸送容量8 000 MW。根據(jù)本文提出的研究方法，計算酒泉—湖南直流外送通道輸送風(fēng)電火電的裝機規(guī)模。

4.1 酒泉風(fēng)電出力特性

根據(jù)統(tǒng)計分析，從風(fēng)電出力的年特性看，甘肅風(fēng)電各月的平均出力在0.17～0.31 pu之間，7月平均出力最大，1月平均出力最小。總體來看，甘肅風(fēng)電的年特性為夏秋兩季大，冬春兩季小(3月出力較大)。風(fēng)電保證容量為1.4%，有效出力為62.9%。

圖3給出了酒泉風(fēng)電四季典型日出力曲線，夏季出力最大，冬季出力最小，典型日最大出力時段出現(xiàn)在后半夜和凌晨用電低谷時期(00:00—08:00)，最小出力時段出現(xiàn)在午后14:00—15:00。

圖3 酒泉風(fēng)電四季典型日出力曲線Fig.3 Typical curves of wind power in Jiuquan

4.2 酒泉—湖南直流運行曲線設(shè)定

為了盡可能多輸送風(fēng)電，直流小負荷方式運行功率不宜過低，以保證在直流小負荷運行時不棄風(fēng)或少棄風(fēng)；而直流小負荷方式功率過高，則又將加大受端電網(wǎng)調(diào)峰壓力，因此需要選擇合理的直流小負荷運行功率。湖南電網(wǎng)電源裝機中水電比重高、容量小、調(diào)節(jié)性能較差，且主要分布在西部地區(qū)，遠離負荷中心，根據(jù)湖南調(diào)峰平衡計算，豐水期湖南電網(wǎng)調(diào)峰問題較為突出，枯水期系統(tǒng)調(diào)峰壓力相對較小。因此，酒泉—湖南直流運行曲線應(yīng)按照豐水期不增加湖南調(diào)峰壓力、枯水期充分利用湖南調(diào)峰裕度的原則進行擬定。

直流運行曲線擬定時考慮豐水期湖南電網(wǎng)大負荷時段直流均滿功率輸送，腰荷和低谷時段直流降功率運行；枯水期充分利用湖南電網(wǎng)水電調(diào)峰能力，在風(fēng)電大發(fā)時多輸送電量，湖南大負荷時段直流降功率運行，其余時段滿功率運行。

(1)配套800萬kW火電。為提升直流工程利用效率，發(fā)揮直流輸電對受端電網(wǎng)機組的替代作用，本地建設(shè)800萬kW火電，豐水期大負荷時段酒泉—湖南直流送電800萬kW，其余時間送電500萬kW；枯水期大負荷時段直流送電500萬kW，其余時段送電800萬kW。該運行曲線豐水期能夠較好地適應(yīng)湖南負荷特性，枯水期湖南電網(wǎng)火電調(diào)峰深度達35.0%，能夠發(fā)揮湖南電網(wǎng)枯水期水電調(diào)峰能力。此運行曲線下(以下簡稱曲線1)，直流年利用小時數(shù)約6 500 h，如圖4所示。

圖4 本地配套火電800萬kW酒湖直流運行曲線Fig.4 HVDC operating curve of the 8 000 MW thermal power plantcoordinate construction

(2)配套600萬kW火電。分本地配套火電600萬kW、網(wǎng)絡(luò)不匯集和本地配套火電400萬kW、網(wǎng)絡(luò)匯集200萬kW 2種情況，豐水期直流運行曲線最大功率安排600萬kW。為了在豐水期減少湖南電網(wǎng)調(diào)峰壓力，01:00—10:00以直流小功率方式運行，其余時段按照600萬kW運行；枯水期后半夜考慮盡量多輸送風(fēng)電，直流按600萬kW，其余時間按400萬kW，直流工程豐水期、枯水期調(diào)峰深度均為33.3%。該運行曲線(以下簡稱曲線2)如圖5所示。

圖5 本地配套火電600萬kW酒湖直流運行曲線Fig.5 HVDC operating curve of the 6 000 MW thermal power plantcoordinate construction

(3)配套火電400萬kW。本地配套火電200萬kW、網(wǎng)絡(luò)匯集200萬kW，酒泉—湖南直流豐水期按照400萬kW運行，其余時段按照272萬kW運行；枯水期后半夜直流按照520萬kW運行，其余時間按照360萬kW運行，直流工程豐水期、枯水期調(diào)峰深度分別為32%、31%。該運行曲線(以下簡稱曲線3)如圖6所示。

圖6 本地配套火電400萬kW酒湖直流運行曲線Fig.6 HVDC operating curve of the 4 000 MW thermal power plantcoordinate construction

4.3 生產(chǎn)運行模擬

在擬定直流運行曲線的基礎(chǔ)上，采用前述計算流程，考慮火電調(diào)節(jié)速度(本文按照火電裝機容量的2%/min)等約束，采用國家電網(wǎng)公司運行模擬軟件，計及送端已建成風(fēng)電場約610萬kW及本地其他電源，建立酒泉—湖南直流送端生產(chǎn)運行模擬模型，以風(fēng)電棄電量為5%為條件，進行優(yōu)化計算。由于酒泉能源基地具備建設(shè)路口煤電的條件，計算考慮多種本地火電和匯集火電的場景：(1)配套火電800萬kW；(2)配套火電400萬kW、聯(lián)絡(luò)線匯集200萬kW，配套火電600萬kW、不匯集；(3)配套火電200萬kW、匯集200萬kW。此外，對配套火電200萬kW、匯集200萬kW，配套風(fēng)電1000萬kW方案的棄風(fēng)情況進行校核。仿真結(jié)果見表1。

表1 酒湖直流配套電源裝機仿真結(jié)果

Table 1 Simulation results of HVDC transmission capacity of wind, photovoltaicand thermal power

仿真結(jié)果表明，以棄風(fēng)電量5%為條件，火電配套400萬kW以上，配套風(fēng)電裝機容量在245萬～620萬kW之間，其中配套火電800萬kW，酒泉—湖南直流按曲線1運行的情況下，可配套風(fēng)電最大，達到620萬kW。配套火電200萬kW、網(wǎng)絡(luò)匯集200萬kW，配套風(fēng)電1 000萬kW的方案由于送端調(diào)峰能力不足，風(fēng)電棄電量比例較高，達到30.05%，若在此種情況下控制風(fēng)電棄風(fēng)電量比例在5%左右，需將配套風(fēng)電容量降低到245萬kW。

曲線1方案下，直流輸送功率可以不受風(fēng)電出力隨機性的影響，根據(jù)系統(tǒng)需要實現(xiàn)滿功率運行。酒泉—湖南直流按曲線1運行，直流利用小時數(shù)約6 500 h，此方案能夠滿足湖南用電高峰時段800萬kW的電力需求。直流工程滿功率運行時間仍可達全年的33%。

曲線2方案下，本地配套火電400萬kW、西北網(wǎng)內(nèi)組織200萬kW電源、打捆風(fēng)電610萬kW。根據(jù)酒泉風(fēng)電出力特性，配套的610萬kW風(fēng)電全年僅有30%的時間出力在200萬kW及以上。在此送端配套方案下，全年僅有30%的時間直流工程能夠?qū)崿F(xiàn)滿功率運行。因此，為避免出現(xiàn)直流被迫降功率運行，直流最大運行功率隨配套火電減少而降低，此方案僅可替代湖南裝機600萬kW。

曲線3方案下，本地配套火電200萬kW、西北網(wǎng)內(nèi)組織200萬kW電源、打捆風(fēng)電1 000萬kW?？紤]酒泉風(fēng)電出力特性，直流最大運行功率隨配套火電減少而降低，只能夠滿足湖南用電高峰時段400萬kW的電力需求，本方案下直流利用小時數(shù)為4 125 h，直流工程利用效率偏低。在此送端配套方案下，運行模擬分析結(jié)果顯示棄風(fēng)電量高達30%，風(fēng)電年利用小時數(shù)只有1 540 h，此時送端風(fēng)電打捆容量偏大，風(fēng)電利用效率偏低，送端火電調(diào)峰容量不足。若按棄風(fēng)電量不超過5%考慮，風(fēng)電規(guī)模則需控制到245萬kW，打捆風(fēng)電規(guī)模過小。

4.4 安全穩(wěn)定校核

當(dāng)酒泉本地配套200萬kW火電電源時，若匯集電源由新疆準東或哈密提供，哈密—鄭州發(fā)生雙極閉鎖故障后，系統(tǒng)失穩(wěn)，需要采取切機措施，酒泉—河西、敦煌—橋灣750 kV線路發(fā)生“N-2”嚴重故障后，系統(tǒng)失穩(wěn)，需要采取切機措施，切機量大于本地建設(shè)的400萬kW方案，安全穩(wěn)定性較差。

酒泉直流本地配套400萬kW及以上時火電電源能夠有效提高直流換流站出口處750 kV交流線路發(fā)生“N-2”故障且采取切機措施后的直流換流站有效短路比，增強交流系統(tǒng)對直流系統(tǒng)的支撐作用。

當(dāng)風(fēng)電機組具備低電壓穿越能力時，酒泉直流送端本地配套400，600，800萬kW火電電源時，橋灣750 kV主變發(fā)生“N-1”故障后，不會引起風(fēng)電機組脫網(wǎng)；酒泉直流送端本地配套200萬kW火電電源、甘肅匯集200萬kW火電電源，橋灣750 kV主變發(fā)生“N-1”故障后，會引起酒泉地區(qū)224萬kW風(fēng)電機組脫網(wǎng)。

仿真研究表明，酒泉—湖南直流配套火電增加時，可以提高系統(tǒng)的安全穩(wěn)定性，有效提高直流換流站的有效短路比，減少風(fēng)機脫網(wǎng)事故及其引起的直流換流站電壓沖擊和波動。酒泉—湖南直流可打捆外送的風(fēng)電裝機容量為540～740萬kW。為保障電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，酒泉—湖南直流送端至少配套建設(shè)600萬kW火電，打捆風(fēng)電700萬kW，棄風(fēng)電量可控制在5%以內(nèi)，直流年利用小時數(shù)可達6 500 h。

5 結(jié) 語

研究特高壓直流風(fēng)火聯(lián)合外送配套火電風(fēng)電的最優(yōu)規(guī)模，對于實現(xiàn)我國新能源發(fā)展目標，擴大風(fēng)電消納范圍具有重要意義。本文研究了特高壓直流輸電送端風(fēng)火聯(lián)合運行基本原理，提出了打捆輸送火電風(fēng)電的約束條件，建立了特高壓直流風(fēng)電火電聯(lián)合外送配套電源規(guī)模的優(yōu)化方法和計算流程，綜合送受端電源和調(diào)峰特點，給出了直流運行曲線擬定原則。以酒泉—湖南±800 kV特高壓直流輸電工程為例，考慮不同火電建設(shè)方式，通過多方案計算，提出了酒泉—湖南特高壓直流火電風(fēng)電配套規(guī)模建議，驗證了方法的科學(xué)性、可行性。

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(編輯： 張小飛)

Optimization Method of UHVDC Combined Wind-Thermal Power Transmission Scale

WANG Zhidong

(State Power Economic Research Institute, Beijing 102209, China)

UHVDC combined wind-thermal power transmission can resolve the long-distance transmission of wind power from western and north, and expand the accommodation range of wind power. This paper presented research method for the auxiliary power supply scale optimization of UHVDC wind-thermal power bundled transmission. First of all, this paper studied the technical constraints of wind-thermal power transmission through UHVDC, including the operation mode of UHVDC transmission and its influence on the scale of wind-thermal power, as well as proposed the research principles and ideas of auxiliary power supply. Secondly, the optimization method for auxiliary power supply scale of UHVDC combined wind-thermal power transmission was studied. Finally, taking the Jiuquan-Hunan ±800 kV UHVDC project as an example, this paper presented the wind-thermal power scale in Jiuquan-Hunan UHVDC, and verified the scientificity of the proposed method. The proposed method has great significance for expanding the accommodation range of wind power in the north of our country and improving the transmission efficiency of UHVDC transmission.

UHVDC; wind power; thermal power; bundled transmission

國家電網(wǎng)公司科技項目(促進新能源消納和提升電網(wǎng)綜合效益的電力系統(tǒng)規(guī)劃技術(shù)研究)。

TM 715

A

1000-7229(2015)10-0060-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2015.10.009

2015-06-22

2015-08-22

王智冬(1981)，男，博士，高級工程師，研究方向為電網(wǎng)規(guī)劃、新能源發(fā)展研究。