衛(wèi)　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)

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應對區(qū)外來電比例提高的省內外電源協(xié)調運行機制

衛(wèi)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(qū)外來電對電網調度和安全穩(wěn)定運行的影響，在分析了江蘇電網區(qū)外來電現(xiàn)狀的基礎上，從發(fā)用電平衡面臨新的壓力、省內電源調節(jié)壓力增大和發(fā)電利用小時數(shù)偏低等方面研究了內外電源協(xié)調運行面臨的主要問題，提出了調節(jié)義務分攤機制和輔助服務補償機制等內外電源協(xié)調運行機制。

關鍵詞：區(qū)外來電；調峰；電力電量平衡；電源；協(xié)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(lián)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(qū)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(qū)外來電的輸送模式[1]。根據年度受電計劃，最大區(qū)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(tǒng)調用電負荷年平均峰谷差率16.5%低3.5個百分點。

1　區(qū)外來電現(xiàn)狀

1.1總體規(guī)模

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

圖1　區(qū)外來電現(xiàn)狀及規(guī)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(fā)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(lián)絡線送華東各地區(qū)，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(qū)外受電比例達64.1%，區(qū)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(xiàn)非常明顯的季節(jié)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(fā)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(qū)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(qū)外來電規(guī)劃

2.1區(qū)外受電規(guī)劃

根據目前國家電網公司“十三五”電網發(fā)展規(guī)劃，江蘇電網將建設10回1000 kV特高壓交流省際聯(lián)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(guī)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(guī)模28 000 MW；預計到2020年江蘇電網區(qū)外來電規(guī)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(qū)外來電及規(guī)模如圖2所示。

2.2省內電源規(guī)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(jié)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(jié)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(guī)劃如圖3所示。

圖2　“十三五”區(qū)外受電規(guī)劃

圖3　2020年省內裝機規(guī)模

2.3區(qū)外來電比例

預計“十三五”期間，江蘇省區(qū)外受電占比大幅提高，其中，區(qū)外電源占江蘇電網所有發(fā)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^(qū)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(qū)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(guī)模

新增43 000 MW的區(qū)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(qū)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?shù)仫L電、太陽能發(fā)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(qū)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(qū)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(qū)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(qū)外受電大幅增加，電力供應將出現(xiàn)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?！笆濉彪娏ζ胶馇闆r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(qū)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(xié)調運行的主要問題

3.1發(fā)用電平衡面臨新的壓力

“十三五”期間，區(qū)外受電大幅增加后，我省區(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(tǒng)籌省內外電源發(fā)電能力、合理安排備用容量、做好發(fā)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(qū)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(yōu)先保證區(qū)外受電計劃執(zhí)行，即使出現(xiàn)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(fā)用電需求。江蘇電網日用電負荷曲線季節(jié)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(qū)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(qū)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(qū)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(tǒng)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(tǒng)籌全省和局部電網備用容量安排，確保既不能影響省內發(fā)電機組發(fā)電負荷率，又能留有突然失去區(qū)外電源應對空間[4]。

（3）區(qū)外受電不確定性增加?！笆濉蹦K電網區(qū)外來電規(guī)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(qū)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(fā)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(qū)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?shù)脑瓌t估算，年發(fā)電利用小時數(shù)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、電廠全停現(xiàn)象將會比較普遍。發(fā)電利用小時數(shù)偏低將會引發(fā)一系列利用小時數(shù)較高時未暴露的新問題。比如電廠發(fā)電情況可能出現(xiàn)兩極分化，部分有供熱約束、電網約束的電廠多發(fā)電，無約束電廠少發(fā)電，甚至經常處于、甚至突破現(xiàn)有最小開機方式，大小機組利用小時數(shù)倒掛的情況也可能出現(xiàn)，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(xié)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(fā)電比例繼續(xù)下降，能源結構在清潔、綠色、可持續(xù)發(fā)展方面將得到進一步優(yōu)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(qū)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(xiàn)棄風、棄光現(xiàn)象。省內燃煤機組將面臨用電負荷波動、清潔能源消納、區(qū)外受電變動帶來的多重調節(jié)壓力。

3.4電網調節(jié)能力下降導致調峰矛盾突出

“十三五”末，區(qū)外電源約占江蘇電網所有發(fā)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(fā)電控制（AGC）、無功調節(jié)、自動電壓控制（AVC）、旋轉備用等輔助服務，區(qū)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(jié)的機組比例大幅下降，調節(jié)能力下降，調節(jié)品質降低[5-7]。江蘇電網大多數(shù)燃氣機組均承擔供熱任務，至少需要一臺機組連續(xù)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濉焙笃冢K電網電力平衡將嚴重富裕，即使區(qū)外受電日調峰達到20%，節(jié)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(xié)調運行機制

4.1加強上下級調度協(xié)同運行機制

強化大電網意識，建設調度業(yè)務高度關聯(lián)、運行控制高度協(xié)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(xié)調、加強風險協(xié)同處置等措施，提高各周期跨區(qū)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(wěn)定運行。加強運行控制精益協(xié)作，充分發(fā)揮大電網聯(lián)網在錯峰、互濟方面的經濟效益，優(yōu)化提升日前、日內和實時調度計劃編制、執(zhí)行效率效能，提升電網運行經濟性?？鐓^(qū)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(tǒng)電力供應大于需求時，可以降低區(qū)外來電出力實現(xiàn)系統(tǒng)的頻率調節(jié)；當區(qū)外來電出力低于自身具備的發(fā)電能力時，且系統(tǒng)有功不足時，可以增加區(qū)外來電，參與系統(tǒng)頻率調節(jié)。區(qū)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(qū)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(yōu)勢。甚至由于目前省內電價進入下行通道，而區(qū)外受電電價調整不及時、不對應，往往造成價格倒掛現(xiàn)象，如錦蘇直流較江蘇省現(xiàn)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(qū)外受電規(guī)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(qū)外來電購電成本。

圖6　區(qū)外來電功率智能控制系統(tǒng)框圖

參照現(xiàn)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(qū)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(fā)電是否有季節(jié)性特征合理分解至各月執(zhí)行，均衡內外火電年度利用小時數(shù)，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(fā)電市場變化和年度利用小數(shù)情況，合理安排機組檢修、調停，優(yōu)化年、季、月機組組合，合理安排機組日電量峰谷比，優(yōu)化日負荷分配，主動適應電網周期性、季節(jié)性、時段性調節(jié)要求。該措施總體目標是系統(tǒng)成本VOBJ最低，即：

4.3建立調節(jié)義務分攤機制

區(qū)外燃煤機組和有調節(jié)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(jié)日期間區(qū)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(qū)外送端電源，建議借鑒現(xiàn)有江蘇省電力公司陽城電廠調度管理經驗，在機組調節(jié)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(qū)外受電新形式，結合送、受端電網調節(jié)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(qū)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(jié)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(xiàn)省外機組與省內機組公平分攤電網調節(jié)義務。

進一步規(guī)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(huán)保設施在最低技術出力連續(xù)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(yōu)化空間。

當電網中區(qū)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(qū)外來電將占用電網可用的調峰容量；當電網中區(qū)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(qū)外來電的出力變化。區(qū)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(qū)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(fā)電出力；PLoad為電網用電負荷；PTrans為聯(lián)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(fā)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(qū)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(qū)外電源給予省內電源一定補償費用。一方面促進區(qū)外清潔能源等發(fā)電資源主動考慮受端電網用電特點，提高自身發(fā)電能力預測、控制精度，以及內部優(yōu)化調度水平。另一方面協(xié)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(yōu)化配置大局、支持區(qū)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(guī)定》要求預留足夠運行備用，根據江蘇電網特點和區(qū)外來電落點合理分配備用容量，確保發(fā)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^(qū)外大功率受入點附近盡量適當多預留備用容量，確保區(qū)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(yōu)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(xiàn)我省電網備用水平長期穩(wěn)定在合理水平，保障區(qū)外受電穩(wěn)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(qū)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(xié)調運行機制提出更高要求。迫切需要建立上下級調度協(xié)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(jié)義務分攤機制、跨區(qū)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(jié)的主動性、積極性，保障江蘇電網安全、優(yōu)質、經濟運行。

參考文獻：

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衛(wèi)鵬（1988），男，陜西寶雞人，工程師，從事電力系統(tǒng)運行分析和穩(wěn)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(tǒng)運行分析和規(guī)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(tǒng)運行方式和穩(wěn)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(tǒng)運行方式和穩(wěn)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(qū)域距離保護

·XLPE電纜交叉互聯(lián)系統(tǒng)接地直流電流在線監(jiān)測

·基于大數(shù)據及智能算法的連云港電量負荷預測研究

·區(qū)域保護控制系統(tǒng)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