傅旭，劉聯(lián)濤，田旭，李富春，馮斌，黨楠，王世斌

1.中國電力工程顧問集團(tuán)西北電力設(shè)計院有限公司；2.國網(wǎng)青海省電力公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院

0 引言

中國能源種類豐富，但能源生產(chǎn)與消費不均衡，這決定了能源必須在全國范圍內(nèi)優(yōu)化配置。以電能為例，要以大型水電基地、新能源基地為依托，通過建設(shè)特高壓電網(wǎng)，實現(xiàn)跨地區(qū)、跨流域資源優(yōu)化調(diào)配，將清潔電力從西部和北部地區(qū)大規(guī)模輸送到中東部地區(qū)［1-3］。在以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)大背景下，特高壓電網(wǎng)將成為中國“西電東送、北電南供、水火互濟(jì)、風(fēng)光互補(bǔ)”的能源運輸“主動脈”，實現(xiàn)能源從就地平衡到大范圍配置的根本性轉(zhuǎn)變，加快推進(jìn)能源生產(chǎn)清潔替代，有力推動能源清潔低碳轉(zhuǎn)型，高質(zhì)量打造清潔低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系［4-5］。在國家“雙碳”戰(zhàn)略驅(qū)動下，新能源持續(xù)大規(guī)模開發(fā)，特高壓直流外送通道也將從以輸送煤電為主逐步轉(zhuǎn)變?yōu)橐暂斔颓鍧嵞茉礊橹鳌?021年10月國務(wù)院發(fā)布國發(fā)〔2021〕23號《關(guān)于印發(fā)2030年前碳達(dá)峰行動方案的通知》，強(qiáng)調(diào)“嚴(yán)控跨區(qū)外送可再生能源電力配套煤電規(guī)模，新建通道可再生能源電量比例原則上不低于50%”。目前對于新建特高壓輸電通道如何打捆新能源尚沒有統(tǒng)一規(guī)定，由于不同地區(qū)電源結(jié)構(gòu)和出力特性有一定差別，直流電源組織方案一般需通過有針對性的研究確定，但新增特高壓直流外送通道存在的共性問題包括以下兩個方面：一方面直流配套支撐電源需保證直流平穩(wěn)送電需求，尤其是保障受端高峰時段電力需求；另一方面直流配套調(diào)峰電源需保證直流配套新能源利用率在合理水平。

1 國內(nèi)外現(xiàn)狀研究

國內(nèi)學(xué)者針對直流外送電源配置方面的研究一直在不斷深入。文獻(xiàn)［6］研究了不同區(qū)域間新能源發(fā)電功率的互補(bǔ)性，建立了考慮跨區(qū)直流功率優(yōu)化的新能源消納能力計算分析模型；文獻(xiàn)［7］提出了基于年度輸電量和典型風(fēng)、光發(fā)電曲線的配套電源裝機(jī)容量優(yōu)化計算方法和調(diào)度生產(chǎn)模擬方法；文獻(xiàn)［8］提出了特高壓直流外送風(fēng)光火電力一體化調(diào)度計劃模型，解決了外送風(fēng)光電力、配套火電、電力交易及直流計劃的協(xié)調(diào)問題；文獻(xiàn)［9］提出了火電電量、新能源電源電量、新能源棄電比例、主網(wǎng)補(bǔ)充電力電量等一系列指標(biāo)，為確定特高壓直流送端火電電源與新能源電源打捆送出的配比方案提供決策依據(jù)；文獻(xiàn)［10］提出了一種考慮直流聯(lián)絡(luò)線功率階梯化運行、送端電網(wǎng)與多個受端電網(wǎng)跨區(qū)協(xié)調(diào)的常規(guī)能源與新能源聯(lián)合優(yōu)化的發(fā)電計劃模型；文獻(xiàn)［11］計及 UHVDC輸送火電、風(fēng)電的技術(shù)性約束，提出了特高壓直流風(fēng)電、火電聯(lián)合外送配套電源規(guī)模的優(yōu)化方法；文獻(xiàn)［12］構(gòu)建了兼顧新能源穿透功率極限和新能源出力反調(diào)峰及大波動風(fēng)險的多目標(biāo)優(yōu)化配置模型，并采用設(shè)計嵌套的遺傳算法對模型進(jìn)行求解；文獻(xiàn)［13］針對水風(fēng)光打捆外送系統(tǒng)，提出一種考慮資源約束的水電、風(fēng)電和光伏配套電源的容量優(yōu)化規(guī)劃方法，可適應(yīng)多種直流運行模式。此外，國內(nèi)學(xué)者還針對特高壓外送新能源電源優(yōu)化配置［14-16］、安全穩(wěn)定運行［17-21］、交易模式和市場機(jī)制［21-23］等開展了一系列研究。

現(xiàn)有研究主要針對確定類型的直流電源組織開展研究，并通過優(yōu)化直流外送功率曲線優(yōu)化配套新能源規(guī)模，未考慮不同調(diào)節(jié)電源的技術(shù)路線比較，對于電源組織方案的評價指標(biāo)尚未建立。本文針對青海省新能源開發(fā)外送需要，結(jié)合青海省電源結(jié)構(gòu)和新能源出力特性，考慮不同技術(shù)路線研究青海省外送通道電源組織方案，通過多維度指標(biāo)綜合評估，提出青海省直流外送配置氣電的優(yōu)越性，以期對青海省清潔能源開發(fā)外送提供參考。

2 直流配套氣電方案研究

2.1 研究思路及計算方法

青海省直流電源不同于其他省份，外送電源主要由光伏、風(fēng)電、光熱等清潔能源構(gòu)成，基本均為限能電站，造成多能互補(bǔ)系統(tǒng)新能源滲透率高，實際運行中調(diào)峰困難，多時間尺度電量平衡問題突出。因此，青海省清潔能源大規(guī)模外送需要重點解決好直流電平穩(wěn)輸送問題。

青海省不同資源呈現(xiàn)出不同的成本特征。隨著光伏和風(fēng)電技術(shù)不斷進(jìn)步，光伏建設(shè)成本仍有下降空間，光伏將形成新的低電價優(yōu)勢，成為主要的直流配套電源；青海省光熱建設(shè)條件優(yōu)越，可作為調(diào)峰電源考慮，但光熱電站技術(shù)發(fā)展緩慢，成本居高不下，并且缺少相關(guān)補(bǔ)貼政策，光熱電站的規(guī)?；ㄔO(shè)存在較大不確定性；電池儲能受地域限制較少，建設(shè)周期短，但成本還有待進(jìn)一步下降；水電建設(shè)周期長，進(jìn)度緩慢，成本正逐步提高；青海省缺煤，煤電建設(shè)條件略差，成本較高，且與“打造清潔能源產(chǎn)業(yè)高地”戰(zhàn)略不相符；澀北氣田通過澀寧蘭（澀北氣田—西寧—蘭州）輸氣管道，將資源輸送貫穿青海省西部和南部兩大基地，在氣源和氣價落實前提下，發(fā)展氣電作為直流支撐電源和調(diào)峰電源具有一定優(yōu)勢。本文首先根據(jù)不同技術(shù)路線擬定直流外送電源方案，然后開展生產(chǎn)模擬計算和多維度評價指標(biāo)比較，從而提出青海省直流電源組織方案。

傳統(tǒng)的生產(chǎn)模擬方法及電源規(guī)劃方法已不能更好地適應(yīng)包括大規(guī)模風(fēng)電、光伏等新能源電源的電力系統(tǒng)規(guī)劃。目前，電力系統(tǒng)生產(chǎn)模擬是對電力系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計中常用的電力電量平衡分析技術(shù)，是調(diào)峰計算的基礎(chǔ)。電力系統(tǒng)生產(chǎn)模擬的基本任務(wù)是從電力系統(tǒng)整體和實際出發(fā)，充分考慮電力系統(tǒng)中各類能源電站包括水電、火電、氣電、核電、風(fēng)電、光伏、光熱、生物質(zhì)能、抽水蓄能等電站的特點，充分利用水電等限能電站的容量和電量，模擬電力系統(tǒng)全年的運行方式，校驗系統(tǒng)的裝機(jī)容量是否滿足系統(tǒng)負(fù)荷的需求，并確定各電站在負(fù)荷曲線上的工作位置和工作容量。在生產(chǎn)模擬過程中除考慮各類電站的運行特性外，還要計及系統(tǒng)中各電站的計劃檢修和系統(tǒng)的負(fù)荷備用、事故備用，檢驗系統(tǒng)內(nèi)各分區(qū)的電力電量平衡，計算各類電站的年發(fā)電量和年利用小時數(shù)、年燃料需求和可變運行費用、水電站的棄水電量、風(fēng)電、光伏等新能源棄電量以及分區(qū)間聯(lián)絡(luò)線的交換潮流等技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。在大規(guī)模新能源接入的背景下，為充分反映新能源在不同時間尺度下的特性，電力規(guī)劃生產(chǎn)模擬方法由中長期運行模擬和短期運行模擬組成：面向各個月間電量調(diào)整、水電月度電量分配以及機(jī)組檢修等的中長期生產(chǎn)模擬；逐小時模擬多種電源的相互協(xié)調(diào)配合運行的周生產(chǎn)模擬。

本文采用生產(chǎn)模擬計算程序基于最優(yōu)化算法編寫，某時段內(nèi)在給定負(fù)荷曲線、水文信息、間歇性電源出力特性等基本信息后，以產(chǎn)生最小煤耗，最大接納水能、間歇性新能源為目標(biāo)，制定常規(guī)機(jī)組開機(jī)計劃、運行方式，計算間歇性電源的棄電量，計算區(qū)間聯(lián)絡(luò)線的購電需求以及電力不足期望（EENS）等指標(biāo)。青海省直流電源方案研究思路見圖1。

圖1 青海省直流電源方案研究思路

青海省有著以水電和新能源為主的多能互補(bǔ)能源系統(tǒng)，由于新能源電量在日間甚至日內(nèi)各小時間分布都極不均勻，這就需要進(jìn)行8 760 h逐小時生產(chǎn)模擬，進(jìn)而得到電量平衡結(jié)果，其中含有各類電源全年發(fā)電量、利用小時數(shù)、新能源棄電率（棄電量）、系統(tǒng)可靠性、直流電力構(gòu)成等指標(biāo)。

光伏、風(fēng)電本身出力的隨機(jī)性導(dǎo)致其直接參與電力平衡困難，但其可與光熱、水電、儲能、氣電等調(diào)節(jié)電站配合，通過電量置換，改變上述調(diào)節(jié)電站的工作出力，從而間接發(fā)揮其容量效益。本文選取極端天氣新能源發(fā)電量較少場景進(jìn)行典型日生產(chǎn)模擬，確定各種電源工作出力位置，進(jìn)而得到電力平衡結(jié)果。

2.2 直流送電曲線

2.2.1 受端負(fù)荷特性

圖2給出了華中某省電網(wǎng)年負(fù)荷特性曲線?？梢钥闯?，該省電網(wǎng)年負(fù)荷曲線呈現(xiàn)冬、夏兩個高峰，最大負(fù)荷出現(xiàn)在7—8月，最小負(fù)荷出現(xiàn)在3—5月。

圖2 華中某省電網(wǎng)年負(fù)荷特性曲線

圖3給出了華中某省電網(wǎng)日負(fù)荷特性曲線?？梢钥闯?，該省電網(wǎng)日負(fù)荷特性曲線呈現(xiàn)午、晚兩個高峰，午高峰一般出現(xiàn)在12—13時，晚高峰一般出現(xiàn)在18—20時。冬季最大負(fù)荷出現(xiàn)在晚高峰，夏季出現(xiàn)在午高峰。

圖3 華中某省電網(wǎng)日負(fù)荷特性曲線

2.2.2 送端新能源特性

2.2.2.1 光伏出力特性

圖 4給出了青海省光伏出力-電量累積特性曲線。其中，限制光伏出力標(biāo)幺值在0.53以下取得的累積電量占比為90%，標(biāo)幺值在0.60以下為95%。

圖4 青海省光伏出力-電量累積特性曲線

圖5給出了青海省光伏逐月電量分布特性?？梢钥闯?，3月光伏發(fā)電量最大，6月最小。

圖5 青海省光伏逐月電量特性曲線

圖6給出了青海光伏逐月日平均出力曲線?？梢钥闯觯嗪９夥隽Τ署z頭形狀，中時段出力最大，晚間出力為0。

圖6 青海省光伏逐月日平均出力曲線

2.2.2.2 風(fēng)電出力特性

圖7給出了青海省風(fēng)電出力-電量累積特性。其中，限制風(fēng)電出力標(biāo)幺值在0.37以下取得的電量累積占比為90%，出力標(biāo)幺值在0.45以下為95%。

圖7 青海省風(fēng)電出力-電量累積特性曲線

圖8給出了青海省風(fēng)電逐月電量分布特性?？梢钥闯?，4月風(fēng)電發(fā)電量最大，10月最小。

圖8 青海省風(fēng)電逐月電量特性曲線

圖9給出了青海省風(fēng)電逐月日平均出力曲線?？梢钥闯?，風(fēng)電出力日內(nèi)各時點分布不均，晚上風(fēng)電出力略大，中午時段出力略小。

圖9 青海省風(fēng)電逐月日平均出力曲線

2.2.3 直流送電曲線

根據(jù)華中地區(qū)受端高峰負(fù)荷需求以及青海省送端季節(jié)性電量差異擬定直流送電曲線，在白天 11點至晚上21～22點為保證受端負(fù)荷供電，考慮滿容量送電，其他時段低功率運行，詳述如下：

（1）從9月至次年6月，每日12—21時送電容量達(dá)到8 000 MW，11時送電容量5 000 MW，其他時段送電容量2 000 MW；

（2）7月至 8月，每日 12—22時送電容量達(dá)到8 000 MW，11時送電容量5 500 MW，其他時段送電容量3 000 MW。

圖10給出了按上述思路擬定的直流送電曲線。按此曲線，青海省特高壓直流全年送出電量約 400×108kW·h，年利用小時數(shù)約5 000 h（考慮檢修）。

圖10 青海省直流送電曲線

2.3 電源組織方案

根據(jù)能源資源和電源建設(shè)實際情況，青海省調(diào)節(jié)電源可考慮采用水電、光熱、儲能、氣電和煤電等［24-28］，技術(shù)路線不同，電源配置方案也有差異。根據(jù)相關(guān)規(guī)劃和研究結(jié)論，青海省直流外送配套水電按4 860 MW、風(fēng)電按4 000 MW考慮，光伏和其他調(diào)峰電源配置原則如下：按相同電量配置調(diào)峰電源和光伏裝機(jī)，按新能源棄電率控制在約5%配置儲能電源規(guī)模。由此，青海直流電源組織初步考慮以下4種方案（光伏規(guī)模以光熱方案為基準(zhǔn)，方案描述僅列差別部分）：

方案一：光熱方案，配套光熱3 000 MW；

方案二：儲能+光伏方案（簡稱儲能方案），配套儲能3 000 MW和光伏6 500 MW，儲能形式暫考慮選擇建設(shè)周期較短的電化學(xué)儲能；

方案三：氣電+光伏方案（簡稱氣電方案），配套氣電2 000 MW和光伏1 500 MW；

方案四：煤電方案，配套煤電2 000 MW。

氣電作為特高壓直流配套電源，首次作為調(diào)節(jié)電源在電源側(cè)進(jìn)行嘗試。表1給出了青海省直流電源組織方案。

表1 青海省直流電源方案 單位：MW

2.4 電源組織方案評價

針對青海省直流供電特點，本文將分別從電力平衡、電量平衡、新能源棄電指標(biāo)、系統(tǒng)可靠性指標(biāo)、直流電量構(gòu)成、環(huán)保指標(biāo)和經(jīng)濟(jì)性等維度對上述電源組織方案進(jìn)行評估。

2.4.1 電力平衡維度

受資源約束，光熱方案和儲能方案參加電力平衡能力有限，初步測算光熱參加電力平衡容量約60%，儲能參加電力平衡容量約30%。表2給出了2025年青海省電網(wǎng)電力平衡結(jié)果。可以看出，2025年青海省電網(wǎng)電力缺口較大，約3 100～3 360 MW，氣電方案和煤電方案不考慮高海拔影響，參加電力平衡容量可以達(dá)到100%，從而使電網(wǎng)電力缺口基本相同，約2 300 MW。

表2 2025年青海省電網(wǎng)電力平衡簡表 單位：MW

2.4.2 電量平衡維度

表3給出了2025年青海電網(wǎng)電量平衡結(jié)果?？梢钥闯觯鉄岱桨负蛢δ芊桨妇枰獜奈鞅敝骶W(wǎng)受電41×108kW·h，其中短期購電約6×108～7×108kW·h；氣電方案和煤電方案需要從西北主網(wǎng)受電35×108kW·h，基本不存在短期購電。

表3 2025年青海省電網(wǎng)電量平衡簡表 單位：108 kW·h

2.4.3 新能源棄電維度

計算青海電網(wǎng)棄電率指標(biāo)相關(guān)條件設(shè)置為，光熱最小技術(shù)出力按20%，可啟停調(diào)峰；儲能時長按4 h；煤電最小出力按40%；氣電可啟停調(diào)峰。可以看出，儲能方案棄電率略高，為5.2%，氣電方案和煤電方案棄電率最低，約4.6%（見圖11）。

圖11 2025年青海省電網(wǎng)棄電率指標(biāo)統(tǒng)計

2.4.4 系統(tǒng)可靠性維度

圖12給出了2025年青海省電網(wǎng)可靠性指標(biāo)統(tǒng)計結(jié)果?？梢钥闯?，光熱方案和儲能方案可靠性指標(biāo)較差，電力系統(tǒng)電量不足期望值（EENS）約6.4×108～6.9×108kW·h，系統(tǒng)存在短期購電的天數(shù)約77～99 d；氣電和煤電方案可靠性指標(biāo)較好，電力系統(tǒng)電量不足期望值（EENS）約0.3×108～0.5×108kW·h，系統(tǒng)存在短期購電的天數(shù)約20～23 d。

圖12 2025年青海省電網(wǎng)可靠性指標(biāo)統(tǒng)計

2.4.5 直流電量構(gòu)成

圖13給出了2025年青海直流電量構(gòu)成?？梢钥闯觯鉄岱桨负蛢δ芊桨钢星嗪Ｖ绷麟娏咳坑汕鍧嵞茉礃?gòu)成，清潔能源和可再生能源電量占比均為100%；氣電方案中青海直流電量仍全部由清潔能源構(gòu)成，清潔能源電量占比仍為100%，但可再生能源電量占比降至80%；煤電方案中青海直流清潔能源電量和可再生能源電量占比均降至74%。

圖13 2025年青海省直流電量構(gòu)成示意圖

2.4.6 環(huán)保維度

表4給出了2025年青海直流環(huán)保指標(biāo)統(tǒng)計結(jié)果?？梢钥闯?，光熱方案和儲能方案基本不存在污染物排放問題；氣電方案以二氧化碳和氮氧化物排放量為主（約為煤電方案的30%），二氧化硫和煙塵排放量較少；煤電方案中二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和煙塵最多，對環(huán)境影響較大。

表4 2025年青海省直流環(huán)保指標(biāo)統(tǒng)計 單位：t

2.4.7 經(jīng)濟(jì)性維度

圖14給出了青海各種電源上網(wǎng)電價水平，從國民經(jīng)濟(jì)角度看，光熱方案送端電源綜合上網(wǎng)電價最貴為0.474 2元/（kW·h），儲能方案電價次之為0.331元/（kW·h），氣電方案電價最便宜為 0.296 5元/（kW·h），煤電方案電價略貴為0.297 3元/（kW·h）。由于煤電調(diào)節(jié)能力最大約40%，氣電可做到啟停調(diào)峰，兩個方案在獲得相同電量時，氣電方案新能源電量占比更高，綜合電價相對較低（見圖15）。

圖14 各種電源上網(wǎng)電價結(jié)果

圖15 直流配套電源綜合上網(wǎng)電價測算

2.4.8 綜合分析

表5給出了青海直流電源組織方案綜合分析結(jié)果。綜合各方案優(yōu)缺點來看，氣電方案系統(tǒng)運行指標(biāo)最好，青海全省電力缺額最小，環(huán)保效益相對較好，發(fā)電成本略低于煤電方案，遠(yuǎn)低于光熱方案和儲能方案，在氣源和氣價保證前提下，可以作為青海直流調(diào)峰電源和支撐電源考慮，但直流輸送的可再生能源電量占比不能達(dá)到100%。

3 結(jié)論及展望

“雙碳”戰(zhàn)略為青海省發(fā)揮能源資源和土地資源優(yōu)勢，更大規(guī)模發(fā)展清潔能源，提升清潔能源產(chǎn)品輻射力帶來了新機(jī)遇。青海省將清潔能源外送至中東部地區(qū)消納，可為中國實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)做出貢獻(xiàn)。按照打造國家清潔能源產(chǎn)業(yè)高地行動方案確定的規(guī)劃目標(biāo)，青海全省在2030年前滿足省內(nèi)自用基礎(chǔ)上，可外送清潔能源總裝機(jī)規(guī)模約57 100 MW，年發(fā)電量約1 176×108kW·h，具備建設(shè)2～3條特高壓直流外送通道潛力。

青海省擁有澀北氣電和澀寧蘭管線，建設(shè)氣電條件較好，青海直流外送配套氣電優(yōu)勢明顯，氣電屬于清潔能源，一方面可以作為支撐電源，解決水電和新能源存在的季節(jié)性電力電量不平衡問題，保障直流平穩(wěn)送電，尤其是高峰時段為受端提供可靠電力支撐；另一方面氣電可以啟停調(diào)峰，可以充分利用該優(yōu)勢最大化消納新能源，保證新能源利用率在合理水平。具體如下：

一是與光熱方案和儲能方案相比，氣電方案可全容量參加電力平衡，青海直流配套2 000 MW氣電，可減少西北主網(wǎng)電力支撐2 000 MW。

二是青海直流配套2 000 MW氣電，與煤電方案相比，在相同棄電率下，通過啟停調(diào)峰運行可多接納約1 500 MW光伏。

需要說明的是，氣電發(fā)電成本相對較高，冬季缺電和缺氣重疊，氣源和氣價需要進(jìn)一步落實，青海直流配套氣電后，綜合上網(wǎng)電價較高，但考慮到直流電量全部是清潔電量，電力品質(zhì)好，可通過直流傳導(dǎo)至受端疏導(dǎo)，以充分體現(xiàn)清潔能源價值。