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(jīng)濟技術(shù)研究院，南京市 210008;2.國網(wǎng)北京經(jīng)濟技術(shù)研究院，北京市 102209)

特高壓交直流混聯(lián)背景下的江蘇電網(wǎng)區(qū)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(jīng)濟技術(shù)研究院，南京市 210008;2.國網(wǎng)北京經(jīng)濟技術(shù)研究院，北京市 102209)

首先介紹了江蘇電網(wǎng)及區(qū)外來電的概況。針對區(qū)外來電的運行現(xiàn)狀，從總體受電容量、實際調(diào)節(jié)特性、電力平衡等角度闡述了區(qū)外來電入蘇后所帶來的問題。在簡要分析影響區(qū)外來電消納的主要因素的基礎(chǔ)上，對現(xiàn)有區(qū)外來電的消納能力和應(yīng)對未來區(qū)外來電增長的規(guī)劃方案進行了分析研究。通過分析發(fā)現(xiàn)，2020年江蘇電網(wǎng)的規(guī)劃網(wǎng)架可以滿足高峰時段受入55 GW區(qū)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(tài)無功補償裝置，加強落點附近500 kV網(wǎng)架建設(shè)以及優(yōu)化布局省內(nèi)事故備用容量。與此同時，規(guī)劃的江蘇2020年主網(wǎng)架能夠滿足N-2故障或省內(nèi)一條直流發(fā)生雙級閉鎖故障時安全穩(wěn)定運行的要求。

特高壓；交直流混聯(lián)；江蘇電網(wǎng); 區(qū)外來電；消納能力

0 引 言

±800 kV錦蘇直流投運以來，江蘇區(qū)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(xié)議受電電力13 140 MW。區(qū)外來電為緩解江蘇電網(wǎng)電力缺口發(fā)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(qū)特高壓交流電網(wǎng)建設(shè)獲得了長足發(fā)展，考慮現(xiàn)有及在建的特高壓工程后，華東交流特高壓骨干網(wǎng)架基本成形,電網(wǎng)接納區(qū)外來電的能力大幅提升。目前，華東區(qū)內(nèi)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(jù)國家電網(wǎng)公司“十三五”規(guī)劃，華東特高壓交流骨干電網(wǎng)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(zhǔn)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(wǎng)2018年區(qū)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(qū)外來電規(guī)模達到55 000 MW左右，約占江蘇省132 GW負荷的42%。

隨著區(qū)外來電規(guī)模的大幅增加，江蘇電網(wǎng)承接消納區(qū)外來電的壓力劇增，因此，有必要基于當(dāng)前形勢，進一步分析江蘇消納區(qū)外來電的能力，為進一步引入?yún)^(qū)外來電提供決策參考。

目前關(guān)于區(qū)外來電對于地區(qū)電網(wǎng)的影響,部分文獻已經(jīng)進行了相關(guān)的研究工作[1-10]。區(qū)外來電已成為資源優(yōu)化配置的選擇和今后電網(wǎng)發(fā)展的趨勢。文獻[1-2]就華東電網(wǎng)跨區(qū)送電的現(xiàn)狀，指出跨區(qū)送電的優(yōu)勢在于實現(xiàn)大區(qū)間資源優(yōu)化配置，闡述了華東電網(wǎng)做好區(qū)外來電消納工作的若干措施。文獻[3-5]通過調(diào)研和分析南方電網(wǎng)大功率區(qū)外來電情況以及所采取的各項措施，結(jié)合江蘇電網(wǎng)的實際運行情況，從大功率區(qū)外來電對電網(wǎng)潮流影響、直流停運對受端電網(wǎng)無功電壓影響等方面分析了大功率區(qū)外來電對電網(wǎng)調(diào)度運行的影響以及應(yīng)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(wǎng)和其他省份大量外購電力以滿足省內(nèi)用電需求。文獻[6-7]分析了浙江區(qū)外來電的現(xiàn)狀以及“十二五”期間浙江外購電力的規(guī)劃情況，從經(jīng)濟性、安全性等方面論證了加大區(qū)外受電的迫切性與必要性。上海電網(wǎng)作為負荷中心，長期依賴區(qū)外來電。文獻[8-9]分析了在交直流區(qū)外來電的背景下上海電網(wǎng)靜態(tài)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(tǒng)感性無功平衡、調(diào)峰資源配置和發(fā)展策略。湖北電網(wǎng)作為華中電網(wǎng)的典型代表，既需要從外部受電，也向華東電網(wǎng)輸送電能。文獻[10]針對湖北電網(wǎng)的電能結(jié)構(gòu)，采用了發(fā)展經(jīng)濟學(xué)、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)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(qū)外來電的研究多集中于對現(xiàn)有電網(wǎng)的影響及防范措施的采取。對于在特高壓交直流和大規(guī)模跨區(qū)送電的場景下，規(guī)劃網(wǎng)架對增長的外來電的消納能力缺少評估與研究。

1 江蘇區(qū)外來電現(xiàn)狀及存在的問題

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

江蘇電網(wǎng)有10回交流500 kV省際聯(lián)絡(luò)線與周邊省市電網(wǎng)相連，其中4回聯(lián)接安徽、2回聯(lián)接浙江、4回聯(lián)接上海，另有3回專線與山西陽城電廠相聯(lián)；此外，有2回跨區(qū)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(wǎng)直送、網(wǎng)間互供并存、交直流并供的區(qū)外來電輸送模式，如圖1所示。

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

大規(guī)模區(qū)外來電入蘇后存在以下亟需解決的問題。

(1)電源調(diào)峰壓力增大

區(qū)外受電大部分通過遠距離、大功率特高壓直流或交流電網(wǎng)輸送，其中錦屏水電、三峽水電帶基荷運行，不參與省內(nèi)電網(wǎng)調(diào)峰，給目前全省電源調(diào)峰增加了壓力。

(2)電網(wǎng)安全運行風(fēng)險增加

目前華東電網(wǎng)已形成大規(guī)模特高壓直流多落點饋入受電的電網(wǎng)格局，由于華東電網(wǎng)網(wǎng)架內(nèi)部聯(lián)系緊密，存在復(fù)雜嚴(yán)重故障下多個直流同時失去的風(fēng)險，對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和抗干擾能力提出更高要求。

(3)陽城送出系統(tǒng)仍受暫態(tài)穩(wěn)定限制

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

2 影響區(qū)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(qū)外受電規(guī)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(qū)域經(jīng)濟發(fā)展。當(dāng)受端電網(wǎng)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(qū)外受電規(guī)模。

圖1 江蘇主要區(qū)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(qū)外來電的規(guī)模。具有平穩(wěn)負荷特性的電力系統(tǒng)，調(diào)峰需求小，有利于區(qū)外電力的消納。江蘇電網(wǎng)隨著負荷的增長及用電結(jié)構(gòu)的變化，峰谷差值將會越來越大，調(diào)峰矛盾越來越突出。

2.2 電網(wǎng)受電能力

(1)受端網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

區(qū)外來電的容量大、數(shù)量多、組成復(fù)雜和季節(jié)性電能占比大，都會使得電網(wǎng)傳輸功率多、變化幅度大，不利于電網(wǎng)安全運行。因此，需要規(guī)劃建設(shè)合理的電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，合理布局區(qū)外來電受電落點，提高重要送出通道的安全穩(wěn)定標(biāo)準(zhǔn)，構(gòu)筑堅強的受端電網(wǎng)網(wǎng)架，提高省內(nèi)主干網(wǎng)架的區(qū)外來電接納能力。

(2)關(guān)鍵斷面輸電能力

隨著區(qū)外來電規(guī)模增加以及區(qū)內(nèi)電源建設(shè)，省內(nèi)原有的關(guān)鍵輸電通道可能成為電網(wǎng)發(fā)展的制約因素，主要體現(xiàn)在：蘇北電網(wǎng)部分通道的電力輸送能力仍受到電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)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(shè)備的熱穩(wěn)定輸送水平，蘇南負荷中心部分500 kV通道潮流偏重。提高關(guān)鍵斷面的輸電能力，可以有效提高受端電網(wǎng)接納區(qū)外來電的容量。

(3)電壓無功支撐能力

隨著特高壓區(qū)外來電規(guī)模的增大，特高壓交直流落點附近的無功電壓支撐能力關(guān)系到電網(wǎng)的整體安全穩(wěn)定水平，為提高受端系統(tǒng)接納特高壓區(qū)外來電的規(guī)模，需考慮在特高壓區(qū)外來電落點附近規(guī)劃建設(shè)一定容量的靜、動態(tài)無功補償裝置，提高受端系統(tǒng)電壓支撐能力。

2.3 電源調(diào)節(jié)能力

(1)調(diào)峰能力

區(qū)外來電大多由水電基地、火電基地和大規(guī)?？稍偕茉窗l(fā)電基地構(gòu)成，具有弱調(diào)節(jié)特性，給全網(wǎng)的調(diào)頻調(diào)峰帶來困難。另一方面，省內(nèi)調(diào)峰電源不足，電源綜合調(diào)節(jié)能力跟不上電網(wǎng)峰谷差的擴大，給電網(wǎng)調(diào)峰帶來巨大壓力。

(2)備用容量

大規(guī)模區(qū)外來電需考慮在嚴(yán)重故障下出現(xiàn)較大的功率缺額時，電網(wǎng)能夠釋放出預(yù)留在系統(tǒng)的旋轉(zhuǎn)備用(約為最大負荷的5%)，保持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定。因此，電網(wǎng)事故備用的合理預(yù)留和區(qū)外來電規(guī)模有很大關(guān)系。

2.4 清潔能源消納

“十三五”期間，江蘇電網(wǎng)的電源結(jié)構(gòu)進一步優(yōu)化。預(yù)計到2020年，核電、風(fēng)電和光伏發(fā)電總裝機規(guī)模預(yù)計將達到23 GW·h，省內(nèi)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(diào)節(jié)壓力。在區(qū)外受電大方式下，省內(nèi)電源開機規(guī)模減少，如果區(qū)外來電的調(diào)節(jié)能力不足，可能影響省內(nèi)風(fēng)電、太陽能等清潔能源全額消納。

2.5 嚴(yán)重事故風(fēng)險

華東電網(wǎng)至2020年有8條特高壓直流，江蘇電網(wǎng)也將形成“六交四直”的特高壓受電格局，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)日趨緊密。單條直流發(fā)生閉鎖故障后，系統(tǒng)瞬時失去大量功率，一方面造成系統(tǒng)頻率下跌，另一方面造成局部電網(wǎng)潮流分布改變。在復(fù)雜嚴(yán)重事故情況下，將有可能導(dǎo)致多個直流同步閉鎖，功率缺口巨大，可能引發(fā)大面積限電和停電?？紤]復(fù)雜嚴(yán)重事故情況下，受端電網(wǎng)區(qū)外直流饋入數(shù)量越多，容量越大，電網(wǎng)面臨的安全風(fēng)險越大。受端電網(wǎng)的安全穩(wěn)定水平是影響區(qū)外受電規(guī)模的主要因素。

3 江蘇接納區(qū)外來電規(guī)劃及分析

根據(jù)國家電網(wǎng)公司“十三五”規(guī)劃，預(yù)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(nèi)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(nèi)有效電源容量約94 GW。

江蘇電網(wǎng)將建設(shè)10回1 000 kV特高壓交流省際聯(lián)絡(luò)線，安排受進區(qū)外特高壓交流9 GW。省內(nèi)還將規(guī)劃建設(shè)3個特高壓直流(錫盟—泰州、晉北—南京、隴彬—徐州)，輸電規(guī)模28 GW，再計入準(zhǔn)東—皖南給江蘇分電2 GW，則省內(nèi)新增直流輸入電力30 GW。

江蘇電網(wǎng)區(qū)外來電將新增39 GW，加上已有的區(qū)外來電資源16 GW(華東統(tǒng)配、三峽、陽城、錦屏等)，江蘇省受電規(guī)模將達到55 GW。區(qū)外電源占發(fā)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(qū)內(nèi)、區(qū)外電源協(xié)調(diào)分析

根據(jù)江蘇省“十三五”電力發(fā)展規(guī)劃，按照節(jié)能減排和大氣污染防治的要求，省內(nèi)外電源應(yīng)合理安排發(fā)電計劃，協(xié)調(diào)好發(fā)電市場空間、電網(wǎng)調(diào)峰以及備用容量安排，以滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定和經(jīng)濟運行的要求。

(1)新增區(qū)外電源特性

江蘇新增的39 GW區(qū)外來電送端電源均為燃煤或風(fēng)火打捆機組，其中采用風(fēng)火打捆形式的20 GW送端電源擬按照30%風(fēng)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(diào)節(jié)特性、風(fēng)火配置比例等因素有關(guān)。預(yù)計到2020年，區(qū)外來電中水電為10.06 GW，風(fēng)電為6 GW，其余均為優(yōu)質(zhì)火電。區(qū)外來電的主要組成部分也將由目前的水電轉(zhuǎn)變成優(yōu)質(zhì)火電。

圖2 “十三五”末區(qū)外來電規(guī)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(wǎng)電力供需基本平衡，全省備用率13%左右(規(guī)程規(guī)定，電源備用率為15%～20%)。如用電增長達不到預(yù)計水平，電力將呈現(xiàn)富裕，全省備用率也有所提高。

預(yù)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(nèi)電源發(fā)電量約480 TW·h，約占2/3。

由圖3可見，區(qū)外來電電量主要替代省內(nèi)燃煤電廠的發(fā)電量，區(qū)外來電利用小時數(shù)越高，導(dǎo)致省內(nèi)煤電利用小時數(shù)越低。當(dāng)區(qū)外來電的綜合發(fā)電利用小時數(shù)超過4 375 h，省內(nèi)煤電利用小時數(shù)將低于區(qū)外來電綜合利用小時數(shù)。

圖3 省內(nèi)煤電與區(qū)外來電綜合利用小時數(shù)關(guān)系圖Fig.3 Utilization hours of inner-coal-generated and outer-received electricity

(3)調(diào)峰平衡分析

依據(jù)現(xiàn)有省內(nèi)電源和區(qū)外來電的實際調(diào)峰能力(核電、光伏和非統(tǒng)調(diào)機組不參加調(diào)峰；風(fēng)電考慮反調(diào)峰85%；燃煤機組調(diào)峰能力50%；燃機(供熱及調(diào)峰機組)綜合調(diào)峰能力取70%)，分析2020年在區(qū)外來電規(guī)模達到55 GW·h時電網(wǎng)的調(diào)峰平衡情況。

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

若新增的區(qū)外來電參與調(diào)峰，相應(yīng)可以減少省內(nèi)調(diào)峰容量缺口。圖4繪出了區(qū)外來電調(diào)節(jié)特性需求與區(qū)外來電總量之間的關(guān)系。可見，區(qū)外來電受入規(guī)模越大，區(qū)外來電的調(diào)節(jié)系數(shù)要求就越高。預(yù)計2020年江蘇省區(qū)外受入規(guī)模為55 GW，為滿足電網(wǎng)調(diào)峰需求，區(qū)外來電的綜合調(diào)節(jié)幅度應(yīng)不低于25%，新增區(qū)外來電調(diào)節(jié)幅度應(yīng)不低于30%～35%。

圖4 區(qū)外來電調(diào)節(jié)特性與區(qū)外來電總量的關(guān)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(fēng)電具有典型的反調(diào)峰特性，風(fēng)電并網(wǎng)規(guī)模的擴大，必然要求全網(wǎng)的調(diào)峰需求相應(yīng)增加，在保持2020年規(guī)劃電源結(jié)構(gòu)不變的條件下，區(qū)外來電的調(diào)節(jié)特性要求也更高。

2020年，江蘇區(qū)外來電規(guī)模達到55 GW，省內(nèi)風(fēng)電裝機容量由10 GW上升到15 GW。由圖5可知，區(qū)外來電的最低綜合調(diào)峰系數(shù)將從25%上升到34%左右，新增部分區(qū)外來電的調(diào)峰系數(shù)也將從最小30%～35%上升到40%～45%左右，調(diào)峰系數(shù)需求總體上升了10個百分點。若區(qū)外來電調(diào)節(jié)能力不足，則可能導(dǎo)致省內(nèi)風(fēng)電機組因不滿足調(diào)峰要求而出現(xiàn)棄風(fēng)的情況。若區(qū)外來電最低綜合調(diào)峰系數(shù)仍為25%，為保證電網(wǎng)穩(wěn)定運行及調(diào)峰要求，必要時江蘇將棄風(fēng)5 GW。

圖5 區(qū)外來電調(diào)峰系數(shù)與省內(nèi)風(fēng)機總量的關(guān)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(wǎng)網(wǎng)架接納區(qū)外來電能力分析

(1)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

根據(jù)國家電網(wǎng)公司“十三五”規(guī)劃，江蘇區(qū)外來電總規(guī)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(wǎng)和華東電網(wǎng)共同構(gòu)成大型受端電網(wǎng)，初步形成“強交強直”的特高壓混聯(lián)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

根據(jù)規(guī)劃，在現(xiàn)有與華東電網(wǎng)10回500 kV省際交流聯(lián)絡(luò)的基礎(chǔ)上，江蘇電網(wǎng)將進一步加強特高壓交流骨干網(wǎng)架建設(shè)，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(wǎng)的聯(lián)絡(luò)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(wǎng)將建成與區(qū)外來電規(guī)模相適應(yīng)的“六縱七橫”骨干網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。

通過仿真計算分析，2020年江蘇目標(biāo)網(wǎng)架可以適應(yīng)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(wǎng)具有較好的適應(yīng)能力和抗風(fēng)險能力，可以滿足“N-1”、“N-2”安全校核原則。對于500 kV主變設(shè)定在80%最高負荷下，根據(jù)“N-1-1”安全校核原則，電網(wǎng)能夠保持安全供電。

(2)省內(nèi)電網(wǎng)接納能力分析

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

目前，江蘇電網(wǎng)具備消納16～17 GW區(qū)外來電的能力。經(jīng)過計算分析，特高壓淮滬北環(huán)工程建成后，按照“N-2”的標(biāo)準(zhǔn)，江蘇電網(wǎng)可以消納36 GW區(qū)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(zhǔn)東—皖南直流(分電2 GW)接入江蘇電網(wǎng)安全運行的要求；考慮特高壓南京—徐州—連云港—泰州環(huán)網(wǎng)建成后，按照“N-2”的標(biāo)準(zhǔn)，江蘇電網(wǎng)可以消納46 GW區(qū)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(xiàn)“三華”同步聯(lián)網(wǎng)，按照“N-2”的標(biāo)準(zhǔn)，江蘇電網(wǎng)可以消納55 GW的區(qū)外來電，進一步滿足增加特高壓交流受電9 GW的電網(wǎng)安全運行要求。

如果按照檢修狀態(tài)下，發(fā)生N-2故障(即N-1-1)的標(biāo)準(zhǔn)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(wǎng)將難以保持安全運行，必須采取相應(yīng)的應(yīng)急措施。在切除部分負荷后，系統(tǒng)可以維持穩(wěn)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(wǎng)時，存在交流故障引發(fā)直流換相失敗，導(dǎo)致系統(tǒng)大容量功率缺額的風(fēng)險。為進一步提高受端系統(tǒng)接納特高壓區(qū)外來電的規(guī)模，需考慮在特高壓區(qū)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(tài)無功補償裝置，以提高受端系統(tǒng)電壓支撐能力。江蘇電網(wǎng)已經(jīng)安排在區(qū)外受電集中的吳江地區(qū)安裝300 Mvar 靜止同步補償器，降低了錦屏直流換相失敗風(fēng)險。經(jīng)分析，規(guī)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(wǎng)無功支撐能力較強，沒有發(fā)現(xiàn)交流故障引發(fā)特高壓直流換相失敗，導(dǎo)致電壓穩(wěn)定破壞的問題。

4 結(jié) 論

(1)區(qū)外來電規(guī)模的確定需要綜合考慮一系列相關(guān)因素，包括省內(nèi)電力市場空間、電網(wǎng)的接納能力以及區(qū)內(nèi)區(qū)外電源的協(xié)調(diào)運行?；?020年規(guī)劃網(wǎng)架，江蘇電網(wǎng)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(tài)無功補償裝置，加強落點附近500 kV網(wǎng)架建設(shè)以及優(yōu)化布局省內(nèi)事故備用容量。

(2)省內(nèi)電源和區(qū)外電源應(yīng)合理安排發(fā)電計劃，同步承擔(dān)調(diào)峰，以滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定和經(jīng)濟運行的要求。2020年，江蘇省新增區(qū)外來電的調(diào)峰幅度應(yīng)不低于30%～35%。如果省內(nèi)反調(diào)節(jié)特性的風(fēng)電裝機規(guī)模增加，區(qū)外來電的調(diào)峰幅度還需進一步提高。

(3)大規(guī)模區(qū)外來電將擠占省內(nèi)電源的市場空間，引起省內(nèi)煤電的發(fā)電利用小時數(shù)大幅下降，且區(qū)外來電利用小時數(shù)越高，省內(nèi)煤電的發(fā)電利用小時數(shù)越低。預(yù)計到2020年，省內(nèi)煤電利用小時數(shù)僅為4 200 h，相比2014年大幅下降；區(qū)外來電的綜合利用小時數(shù)將達到約4 600 h。

(4)研究結(jié)果顯示，規(guī)劃的江蘇2020年主網(wǎng)架能夠滿足N-2故障或省內(nèi)一條直流發(fā)生雙級閉鎖故障時安全穩(wěn)定運行的要求。但是由于華東及江蘇電網(wǎng)結(jié)構(gòu)緊密，故障相互影響較大，在復(fù)雜嚴(yán)重故障情況下(2個直流同時失去)，可能造成江蘇受端系統(tǒng)電力缺口巨大，威脅到江蘇電力系統(tǒng)的穩(wěn)定。在切除部分負荷后，系統(tǒng)可以維持穩(wěn)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(wǎng)規(guī)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(tǒng)規(guī)劃技術(shù);

謝珍建(1980)男，高級工程師，主要研究方向為電力系統(tǒng)規(guī)劃技術(shù);

祁萬春(1979) 男，高級工程師，主要研究方向為電力系統(tǒng)規(guī)劃技術(shù)。

(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(tǒng)規(guī)劃技術(shù)；

孟繁駿(1985)男，博士，工程師，主要研究方向為電網(wǎng)規(guī)劃和智能電網(wǎng)技術(shù);

葛毅(1987)男，博士，工程師，主要研究方向為電力系統(tǒng)規(guī)劃技術(shù);