哈郑直流投运后河南电网事故备用适应性及应对策略

董浩宇，吕泉，朱全胜，武亚光，李卫东

（1.大连理工大学电气工程学院，辽宁大连　116024；2.国网河南省电力公司电力科学研究院，河南郑州　450052；3.国家电网公司客户服务中心，天津　300309）

哈郑直流投运后河南电网事故备用适应性及应对策略

董浩宇1，吕泉1，朱全胜2，武亚光3，李卫东1

（1.大连理工大学电气工程学院，辽宁大连116024；2.国网河南省电力公司电力科学研究院，河南郑州450052；3.国家电网公司客户服务中心，天津300309）

分析了哈郑直流的故障特性，探讨了哈郑直流投运对河南电网运行可靠性的影响，提出了采用基于成本效益分析的事故备用确定策略以折衷可靠性和经济性，并根据我国电网调度特点，设计了简化求解数学模型，提高了计算效率。以河南电网2016年夏季大负荷日为例进行了计算分析，结果表明，该日最佳的事故备用容量略小于哈郑直流单极闭锁容量加上1台主力发电机停运所损失的容量，但会受到闭锁概率、失负荷价值、燃煤价格等因素的影响而变化；电解铝等可中断负荷参与事故备用，将有效替代燃煤机组旋转事故备用，大幅提高事故备用的经济性。

事故备用；哈郑直流；河南电网；经济性

特高压直流输电系统具有容量巨大、运行可控、调节灵活的特点，近年来在我国电力系统中正得到迅速发展，大幅提高了我国电网在全国范围内资源配置的能力［1］。

然而，特高压直流输电系统因其具有较高的故障概率和巨大的容量，也给电网带来了很大的运行风险。当前，±800 kV、±1 100 kV直流输电系统的输电能力可分别达到8 000 MW和12 000 MW，是当前电网主流机组的8～10倍；而理论分析和统计表明，其单极闭锁概率要远高于传统发电机组的停运概率［2］，双极闭锁事故也偶有发生［3］。特高压直流输电系统一旦发生闭锁故障，将会在瞬间给送、受端电网带来巨大的功率盈、缺，严重威胁系统的安全稳定和供电可靠性。

目前，已有诸多文献对如何在特高压直流系统闭锁后保证系统安全稳定运行进行了研究［4-7］。在实际系统运行时，一旦发生闭锁故障，通过切机、切负荷、直流调制等事先设计的控制措施，可保证系统的运行稳定性［6］。

不过，对受端系统而言，不仅需要保证系统的安全稳定运行，还需要保证受端系统有足够的供电可靠性，而事故备用是保证系统供电可靠性的主要手段［8］。那么，特高压直流系统的投运，对受端电网的供电可靠性影响有多大？现有的事故备用确定方法适应性如何？若不适应又该如何调整？就成为特高压直流投运后电网调度部门所需要解决的另一个问题。然而，当前，这方面的研究却鲜有报道。

为此，本文以哈郑直流为研究对象，在分析哈郑直流运行特性的基础上，对这些问题进行了研究，得出了一些有意义结论。

1　哈郑直流投运后河南电网备用适应性

1.1哈郑直流在河南电网负荷占比

哈郑直流是我国首条打捆输送风电、光电、火电的直流特高压线路，额定功率8 GW，额定电压±800 kV［9］，预计2016年可实现满负荷运行。届时，送入河南的电力约相当于8台河南电网内最大发电机组（1 GW）的满负荷上网功率之和。

图1给出了2014年—2020年哈郑直流送入功率占河南电网最大统调负荷的比例。由图1可知，在相当长的时间里，哈郑直流送入功率占最大统调负荷的比例均会超过10%。

图1　哈郑直流送入功率占河南统调负荷的比例Fig.1　The percentage of the capacity of Hami-Hazheng UHVDC line in the unified dispatch load of Henan province

1.2哈郑直流的闭锁风险

文献［10］建立了±800 kV/2 000 km直流输电系统的可靠性模型，来分析特高压直流系统的闭锁风险。研究表明，±800 kV/2 000 km直流输电系统单极强迫停运次数为5.244 7次/a，强迫停运时间为33.537 h/次；双极强迫停运次数为2.018 6次/a，停运时间约为29.637 h/次。

文献［2］则统计分析了2006年—2012年国家电网公司直流输电系统强迫停运情况。其中，复奉和锦苏直流的电压等级和输送距离与哈郑直流相似，具有典型参考价值。统计结果表明，复奉直流在2011年和2012年分别发生了3次和5次单极闭锁故障，累计停电时间分别为67.39 h和72.29 h，低于理论分析结果。此外，近年来二者双极闭锁事故也有报道：2013年3月8日，±800 kV锦苏直流因山火造成双极闭锁；7月5日，复奉直流上海奉贤换流站因外部交流系统扰动出现换相失败，造成复奉直流双极低端闭锁。

尽管由于直流系统存在运行环境、设备水平、工程质量等个体差异，不能简单以类似工程作为可靠性判断依据，然而，哈郑直流存在较大的单极闭锁风险和可能的双极闭锁风险是不容忽视的。特别是对于单极闭锁，其3～5次的年均闭锁概率要远高于传统火电机组（约0.5次/a［11］），将给河南电网带来很大的可靠性风险。

1.3哈郑直流投运对河南电网可靠性的影响

电力系统发电可靠性既取决于发电机组的可靠性，又取决于系统的备用水平。按照现有备用规则的要求，电网的事故备用容量（一般要求10 min内可调）为最大负荷的8%～10%，且至少要大于系统内单一元件（包括机组）故障所引起的最大功率缺额［12］。

以2016年河南电网夏季最大负荷日（预测最大负荷59.5 GW）为例，若哈郑直流未投运，根据要求，河南电网的事故备用容量水平应该在4.8 GW左右，可抵御5台单机容量为1 GW的发电机组同时停运的风险，具有非常高的可靠性。

然而，若哈郑直流满负荷运行，以单极闭锁作为N-1参考事件，4.8 GW备用容量尽管依然满足规则要求，但却只能抵御哈郑直流单极闭锁和最大1台发电机同时停运的风险，系统可靠性将会大幅下降。

1.4哈郑直流投运后事故备用方法的适应性

若在现有基础上增加事故备用水平以提高系统可靠性，则新增备用需要由火电旋转备用提供，而火电高备用率将严重降低火电机组的经济性。文献［13］的研究表明，火电机组负荷率每降低5%，平均煤耗率将提高约1%。因此，若以哈郑直流双极闭锁容量预留备用，则火电负荷率将降低约5%。取发电煤耗率为300 g，标煤价格500元/t，以河南电网全年火电发电量2 500亿kW·h计算，则年备用成本会增加约3.75亿元。

上述分析表明，哈郑直流满负荷运行后，若依旧采用当前备用确定规则，则电网可靠性水平将会大幅下降。然而，若增加备用，又会产生巨大的备用成本。那么，该如何确定系统的备用水平，就成为河南电网面临的新问题。

2　哈郑直流投运后的事故备用策略

2.1基于成本效益分析确定备用

备用确定问题本质上属于备用成本和备用效益折中的问题。为此，本文建议：在哈郑直流满负荷运行之后，采用基于成本效益分析的备用确定方法，通过对系统备用成本和备用经济价值的分析，以社会效益最大化为目标，寻求系统最优备用容量。

2.2备用资源的多样化

2.2.1充分利用负荷侧备用

由于哈郑直流双极闭锁的概率很低，因此新增备用基本属于低调用概率备用，此时，采用可中断负荷比采用旋转备用可能更具经济性［14-16］。

当前，河南电网的电解铝、钢铁、化工和水泥四大高耗能工业负荷占全网最大负荷的30%左右，且其中有相当一部分已经具备直接负荷控制能力，具有很大的可中断潜力。理论上讲，通过合理的机制激励［17-19］，可以激励这些高耗能企业作为可中断负荷参与河南电网事故备用，从而节约大量的旋转备用成本。

2.2.2充分利用外网备用

华中电网内，湖北、四川水电相对比较充裕，在非丰水期，水电具有很好的事故备用特性。因此，尽管当前哈郑直流电量主要在河南电网内消纳，但理论上讲，只要有很好的激励机制，就可以充分利用华中其他省网的水电替代省内的火电旋转容量作为事故备用，降低河南电网总事故备用成本。

3　基于成本效益分析的事故备用确定模型

3.1备用确定基本模型

目前，已有诸多文献研究了备用的成本效益问题，提出以社会效益最大化为目标确定最优备用容量。在备用单独清算的市场中，通常以备用购买成本和期望失负荷损失之和最小作为目标函数［20］；在备用和主能量市场联合优化的市场中，则通常以发电成本和期望失负荷损失最小为目标函数［21-23］。

目前，我国各省网尚没有建立单独的备用市场，因此采用成本效益法确定备用容量时，采用在机组组合模型中把备用约束松弛为期望失负荷损失项放在目标函数中的方法更为适合。然而，尽管由于期望失负荷损失与备用容量呈反比关系，而二者解析关系表达非常困难，所建立的数学模型也非常难于求解，很多文献仅仅考虑了单一故障［23］。

为此，根据成本效益法确定的原理，考虑河南电网火电均为大型燃煤机组、日内很少启停的实际情况，本文设计如下算法确定河南电网最优备用：

1）初始化机组组合。忽略系统事故备用需求，仅考虑负荷备用和水电计划，根据节能调度原则，确定一个初始的火电机组组合以及初始的事故备用容量Rc，0（包括水电、抽水蓄能等提供的事故备用）；取迭代变量i=0。

2）计算增加容量步长为ΔR的事故备用的效益。①取i=i+1；根据当前机组组合和日负荷曲线，计算系统发电裕度的概率分布。②根据发电裕度的概率分布，即可计算增加容量步长ΔR的事故备用容量所能减少的期望失负荷电量ΔEENSi，再乘以失负荷价值VOLL，可得到期望失负荷损失减少量ΔLRi，以此作为增加第i段备用ΔRi的效益［24］。

3）计算增加容量步长为ΔR的事故备用的成本。基于增加备用前的系统失负荷概率LOLPi-1，计算分别从发电侧、负荷侧以及外网联络线提供容量步长ΔR的事故备用的成本（具体计算原理见3.2节），选取其最小值作为增加该段事故备用容量所增加的运行成本ΔCi。

4）确定是否增加本段备用。比较ΔR事故备用的ΔLRi和ΔCi。若ΔLRi大于ΔCi，说明增加ΔR的备用效益大于备用成本，应该增加该段备用。增加该段备用需求后，根据新的备用需求，重新调整火电机组组合，转步骤2）。否则，说明增加ΔR的备用效益已经小于等于备用成本，考虑到备用效益的递减性和备用成本的递增性，可以认为不应该继续增加包括本段备用在内的其他事故备用。已有的备用，已经达到最优，转步骤5）。

5）输出最优备用容量及其备用源配置。计算系统最优备用容量，并记录i循环过程中每段备用容量ΔR的提供者，汇总各备用提供者的提供容量。至此，完成备用容量的确定和配置任务。

3.2备用成本计算模型

3.2.1发电侧事故备用成本计算

由于水电、抽蓄等备用已经在初始备用中考虑，因此新增备用可认为由火电旋转备用提供。

旋转备用的成本主要体现在，由于火电旋转备用增多，导致机组负荷率的下降所引起的平均煤耗率上升所增加的煤耗成本。因此，发电侧增加容量为ΔR的旋转备用所带来的备用成本可按如下计算。

在一个发电周期T内，增加第i段备用之前的火电机组平均负荷率为：

式中：Q为火电系统在T内的发电量；Gi-1为当前已开机的机组容量之和。在增加第i段备用ΔR之后，火电机组平均负荷率变为：

变化量为：

由于河南电网在调度运行时基本上采用均衡调度模式，故而可近似认为各类火电机组的负荷率变化基本相同。根据Δαi%以及各类火电机组的煤耗率与出力水平的关系曲线［13］，即可估算出各类机组日内煤耗成本变化量，进而计算出周期内总煤耗成本变化量。

由于河南电网机组类型较多，为简化计算且保持精度，本文选取当前河南电网主力机组600 MW火电机组作为典型机组，来测算负荷率变化对发电煤耗率的影响。则周期内系统总的发电成本变化量为：

式中：Δyi为600 MW机组负荷率降低Δαi%时所增加的单位煤耗，g/kW·h；ΔCg，i即可作为在发电侧增加第i段事故备用的成本。

3.2.2负荷侧事故备用成本模型

由于哈郑直流双极闭锁的概率很低，因此可中断负荷采用高赔偿方式（ILH）更具经济性。故而，负荷侧提供ΔR的备用成本模型可表示为：

式中：VOLLILH为负荷侧备用的失负荷价值，也即赔偿的价格；TILH为负荷侧备用的调用时间。

3.2.3联络线侧事故备用成本模型

同理，对河南电网而言，联络线侧备用也采用临时高价购买支援电量形式比较经济（类似于ILH），具体费用指标可由互联省份提前签订的备用协议进行规定，所以联络线侧的事故备用成本模型可表示为：

式中：PRICET为联络线提供事故备用支援的电量价格；TT为联络线侧备用的调用时间。

4　算例分析

利用第3节基于成本效益分析的事故备用确定的模型，对2016年哈郑直流满负荷运行后夏季最大负荷日的备用容量问题进行了分析。

预测该日最大负荷为59 500 MW，负荷曲线如图2所示。火电机组（包括燃煤和燃气机组）强迫停运率取为0.004 1；水电取为0.000 33［25］。哈郑直流的闭锁概率根据文献［2］的统计数据估计，取单极闭锁停运概率为0.009，双极闭锁停运概率为0.001 1。

图2　预测2016年夏季大负荷日负荷曲线Fig.2　The prediction load curve in the biggest load day in summer of 2016

计算时，取决策时间尺度为1 d，即T=24 h，容量步长ΔR取5 MW，VOLL取20元/kW·h［26-28］。火电机组的发电平均成本曲线以600 MW火电机组的为基准进行计算，具体曲线取自文献［13］，标准煤价取500元/t。

已知目前省内已经具有稳控装置的电解铝负荷约为2 900 MW，考虑到中断时间不易超过2 h［29］，而负荷高峰时段的时间约为5 h，保守估计通过轮流停电可在高峰时段提供600 MW的负荷侧备用容量，计算时VOLLILH取1.658元/kW·h［28］。

在实际运行中，联络线侧可调用的备用容量大小由潮流、断面容量以及送端发电能力决定，本文只是举例分析联络线侧提供备用的经济性，故假设联络线侧备用由华中水电提供，容量为200 MW，采用事故后河南购买高价电的方式，取PRICET为0.8元/kW·h。

已知河南省网可由水电和抽水蓄能机组提供2 170 MW（其中抽蓄1 320 WM，水电850 MW）的初始事故备用容量。

4.1事故备用容量应对策略

基于以上基础数据，对以下5组事故备用策略进行对比分析。

策略A：仅考虑发电侧作为备用源，事故备用取最大负荷的8%。

策略B：仅考虑发电侧作为备用源，事故备用取哈郑直流单极闭锁容量。

策略C：仅考虑发电侧作为备用源，事故备用取哈郑直流双极闭锁容量。

策略D：仅考虑发电侧作为备用源，基于成本效益分析确定事故备用容量。

策略E：考虑发电侧、负荷侧以及联络线侧共同作为备用源，基于成本效益分析确定事故备用容量。

4.2事故备用策略比较

表1给出了5种事故备用确定策略的可靠性和经济性数据的计算结果。表2给出了对应的事故备用的容量组成。

表1　事故备用策略的可靠性和经济性参数比较Tab.1　The comparison of the reliabilities and economies of different contingency reserve strategies

表2　事故备用策略的事故备用容量组成Tab.2　The components of the capacity of the different contingency reserve strategies

由表1可知，随着备用容量的增加，系统的可靠性在不断增加。在仅考虑发电侧提供备用的情况下，当备用容量为4 370 MW时，备用的边际成本约等于备用的边际效益，达到了社会效益的最大化。

由表2对比D、E 2种方式可看出，当负荷侧和联络线侧以高电价补偿方式参与事故备用时，这些备用替代了很大一部分火电旋转备用，这说明较之使用火电旋转备用，使用这些备用更加经济。

4.3备用的边际成本和边际效益

图3给出了初始备用下该日的发电裕度曲线。图4给出了只由发电侧提供备用时系统的边际效益和火电的边际成本随着火电备用增加的变化曲线。

图3　初始备用下的发电裕度概率分布Fig.3　The generation margin probability density in the initial condition

由图4可知，备用边际成本随备用容量的变化率较低，这是由火电机组煤耗率随负荷率的变化较小所决定的。然而，备用边际效益随备用容量的增加会快速下降，由图3可知，这是因为随着备用容量的增大，系统的失负荷概率和期望失负荷电量都会快速下降，而且由于实际发电裕度曲线并非平滑曲线，下降会呈阶跃特征。

4.4最优备用的灵敏度

以策略E为基础，分析了各类因素对最优事故备用的影响。

图4　备用边际成本和边际效益随火电备用容量变化曲线Fig.4　The variation of the marginal cost and marginal benefit of contingency reserve with the capacity of contingency reserve of thermal power unit

4.4.1特高压单极、双极闭锁概率

由图5和图6可知，随着哈郑直流单极和双极闭锁概率的提高，最优事故备用容量也呈递增趋势。不过，二者递增的幅度不同，当单极闭锁概率从0.009提高50%后，备用增加了约100 MW（2.3%）；而当双极闭锁概率从0.001 1提高50%后，备用增加了约650 MW（14.8%）。这是因为当备用超过哈郑单极闭锁容量时，单极闭锁事故已经有足够的容量应对，影响备用的因素主要是单极闭锁和机组停运、双极闭锁等双重以上的故障概率，故而此时单极闭锁概率变化对最优备用的影响较小。而由于此时备用容量小于哈郑直流双极闭锁容量，因而双极闭锁概率会直接影响到系统的期望失负荷电量，从而影响到备用的边际效益，故而双极闭锁概率对最优备用的影响较大。

图5　最优事故备用容量随单极闭锁概率的变化曲线Fig.5　The variation of optimal contingency reserve with the probability of the monopolar fault of the UHVDC

图7给出了单极闭锁概率和双极闭锁概率提高到2倍时的备用效益曲线。由图7可知，双极闭锁概率变化对效益曲线的影响更大，这也是为何最优备用对双极闭锁更为敏感的原因。

图7　单极闭锁概率和双极闭锁概率提高到2倍时的备用效益曲线Fig.7　The profit curve of contingency reserve with the probability of the monopolar fault and the bipolar fault doubled

4.4.2失负荷价值VOLL

由图8可知，失负荷价值越大，备用效益曲线越高，最优备用就越大。当失负荷价值从20元/kW·h提高50%时，备用增加了约600 MW（13.6%）。

图8　最优事故备用容量随失负荷价值VOLL的变化曲线Fig.8　The variation of optimal contingency reserve with VOLL

4.4.3标准煤价

由图9可知，随着标准煤价的提高，备用成本也会提高，而最优事故备用容量会相应的降低；当标煤价从500元/t提高50%时，备用降低了约530 MW（12.0%）。

图9　最优事故备用容量随标煤价格的变化曲线Fig.9　The variation of optimal contingency reserve with the price of standard coal

4.4.4可中断负荷

文中，在确定初始备用之后，可中断负荷的成本始终低于发电侧提供备用的成本。因此，在决策时始终优先选择可中断负荷。

随着可中断负荷的增加，图4中的备用边际成本曲线不断右移。然而，由于备用边际成本曲线斜率很小，总备用容量基本保持不变。

图10给出了可中断负荷容量增加时，发电侧备用的变化情况。由图10可知，随着可中断负荷备用的增加，发电侧备用逐渐减少，但总备用基本不变。这说明，可中断负荷参与事故备用，可替代传统发电侧旋转事故备用，从而提高火电运行经济性。

图10　可中断负荷容量对最优事故备用容量组成的影响Fig.10　The influence of the interruptible load capacity on the components of optimal contingency reserve

5　结语

以2016年哈郑直流满负荷运行后的河南电网为对象，基于成本效益分析的方法，研究了其最优事故备用的确定问题，所得结论如下：

1）哈郑直流满负荷运行后，河南电网2016年夏季最大负荷日的最优备用水平约等于哈郑直流的单极闭锁容量和1台主流机组的故障容量之和。

2）双极闭锁概率、失负荷价值和标准煤价格的变化对最优备用水平具有较大影响。

3）可中断负荷的参与会减少火电旋转备用，从而提高备用的经济性。应充分利用河南省内有潜力的可中断负荷，参与电网事故备用。

［1］赵云峰．微盘点：中国特高压电网［EB/OL］．（2015-02-12）［2015-08-25］http：//www.china5e.com/news/news-897765-1.html．

［2］梁志峰，董昱，张智刚．2006-2012年国家电网公司直流输电系统强迫停运统计分析［J］．电力系统自动化，2014，38（6）：1-5．LIANG Zhifeng，DONG Yu，ZHANG Zhigang．Statistical analysis on forced outages of HVDC transmission systems in state grid corporation of China from 2006 to 2012［J］．Automation of Electric Power Systems，2014，38（6）：1-5（in Chinese）．

［3］国家能源局．2013年7月份全国电力安全生产情况［EB/ OL］．［2015-08-25］.http：//www.gov.cn/gzdt/2013-08/23/ content_2472545.htm．

［4］叶圣永，王云玲，唐权，等．±1 100 kV“疆电入川”特高压直流输电对四川电网安全稳定影响［J］．电网技术，2013，37（10）：2726-2731．YE Shengyong，WANG Yunling，TANG Quan，et al．Impact of±1 100 kV UHVDC power transmission project from Xinjiang to Sichuan on security and stability of sichuan power grid［J］．Power System Technology，2013，37（10）：2726-2731（in Chinese）．

［5］李新年，李涛，王晶芳，等．云广±800 kV特高压直流对南方电网稳定性的影响［J］．电网技术，2009，33（20）：21-26．LI Xinnian，LI Tao，WANG Jingfang，et al．Impacts of ±800 kV DC power transmission from Yunnan to Guangdong on stability of China southern power grid［J］．Power System Technology，2009，33（20）：21-26（in Chinese）．

［6］王建明，孙华东，张健，等．锦屏—苏南特高压直流投运后电网的稳定特性及协调控制策略［J］．电网技术，2012，36（12）：66-70．WANG Jianming，SUN Huadong，ZHANG Jian，et al．Stability characteristic and coordinated control strategy of interconnected grid integrated with HVDC transmission line from Jingping to Sunan［J］．Power System Technology，2012，36（12）：66-70（in Chinese）．

［7］胡艳梅，吴俊勇，李芳，等．±800 kV哈郑特高压直流控制方式对河南电网电压稳定性影响研究［J］．电力系统保护与控制，2013，（21）：147-153．HU Yanmei，WU Junyong，LI Fang，et al．Impacts of DC system control mode for±800 kV Hazheng UHVDC on voltage stability of Henan power grid［J］．Power System Protection and Control，2013，（21）：147-153（in Chinese）．

［8］郭永基．电力系统可靠性分析［M］．北京：清华大学出版社，2003．

［9］刘振亚，张启平，董存，等．通过特高压直流实现大型能源基地风、光、火电力大规模高效率安全外送研究［J］．中国电机工程学报，2014，34（16）：2513-2522．LIU Zhenya，ZHANG Qiping，DONG Cun，et al．Efficient and security transmission of wind，photovoltaic and thermal power of large-scale energy resource bases through UHVDC projects［J］．Proceedings of the CSEE，2014，34（16）：2513-2522（in Chinese）．

［10］曾庆禹．特高压交直流输电系统可靠性分析［J］．电网技术，2013，37（10）：2681-2688．ZENG Qingyu．Analysis on reliability of UHVAC and UHVDCtransmission systems［J］．Power System Technology，2013，37（10）：2681-2688（in Chinese）．

［11］国家能源局电力可靠性管理中心．历年可靠性指标［EB/ OL］．（2015-06-19）［2015-08-25］http：/www.chinaer.org/ list.aspx？m=201004241254342 50110．

［12］中国人民共和国水利电力部．SD 131—1984电力系统技术导则（试行）［S］．北京：中国电力出版社，1984．

［13］刘福国，蒋学霞，李志．燃煤发电机组负荷率影响供电煤耗的研究［J］．电站系统工程，2008，24（4）：47-49．LIU Fuguo，JIANG Xuexia，LI Zhi．Investigation on effects of fenerator load on coal consumption rate in fossil power plant［J］．Power System Engineering，2008，24（4）：47-49（in Chinese）．

［14］DOORMAN G L，WANGENSTEEN I．Demand side provision of peaking capacity and reserves in deregulated power systems［C］．Proceedings of Power Engineering Society Winter Meeting，New York：IEEE，2000：1766-1771．

［15］赵学顺，余志伟，文福拴，等．电力市场环境下运行备用问题的研究［J］．电力科学与工程，2002（4）：1-7．ZHAO Xueshun，YU Zhiwei，WEN Fushuan，et al． Studies on critical issues related to operating reserves in deregulatedelectricitymarketenvironment［J］．Electric Power Science and Engineering，2002（4）：1-7（in Chinese）．

［16］孔祥清，雷霞，刘斌，等．节能减排背景下可中断负荷参与系统备用的优化模型［J］．电网与清洁能源，2012（1）：35-39．KONG Xiangqing，LEI Xia，LIU Bin，et al．An optimal reserve dispatching model with interruptible load considerations with energy saving and emission reduction［J］．Power System and Clean Energy，2012（1）：35-39（in Chinese）．

［17］罗运虎，王勤，邢丽冬，等．系统备用容量优化问题综述［J］．电网技术，2007，31（23）：41-46．LUO Yunhu，WANG Qin，XING Lidong，et al．Survey on reserve capacity optimization of power system［J］．Power System Technology，2007，31（23）：41-46（in Chinese）．

［18］罗运虎，薛禹胜，Gerard，等．低电价与高赔偿2种可中断负荷的协调［J］．电力系统自动化，2007，31（11）：17-21．LUO Yunhu，XUE Yusheng，Gerard，et al．Coordination of low price interruptible load and high compensation interruptible load［J］．Automation of Electric Power Systems，2007，31（11）：17-21（in Chinese）．

［19］薛禹胜，罗运虎，李碧君，等．关于可中断负荷参与系统备用的评述［J］．电力系统自动化，2007，31（10）：1-6．XUE Yusheng，LUO Yunhu，LI Bijun，et al．A review of interruptible load participating system reserve［J］．Automation of Electric Power Systems，2007，31（10）：1-6（in Chinese）．

［20］王建学，王锡凡，张显．电力市场中弹性运行备用研究［J］．中国电机工程学报，2005，25（18）：20-27．WANG Jianxue，WANG Xifan，ZHANG Xian．The flexible operating reserve model in the power market［J］．Proceedings of the CSEE，2005，25（18）：20-27（in Chinese）．

［21］ORTEGA-VAZQUEZ M，KIRSCHEN D S．Optimizing the spinning reserve requirements using a cost/benefit analysis［J］．Power Systems，IEEE Transactions on，2007，22（1）：24-33．

［22］ORTEGA-VAZQUEZ M，KIRSCHEN D S．Estimating the spinning reserve requirements in systems with significant wind power generation penetration［J］．Power Systems，IEEE Transactions on，2009，24（1）：114-124．

［23］BOUFFARD F，GALIANA F D，CONEJO A J．Market-clearing with stochastic security-part I：formulation［J］．Power Systems，IEEE Transactions on，2005，20（4）：1818-1826．

［24］谭永才．电力系统规划设计技术［M］．北京：中国电力出版社，2012．

［25］中电联可靠性管理中心．2012年上半年电力可靠性情况通报［EB/OL］．（2012-09-26）［2015-08-25］.Chinaer.cec.org.cn/zhibiaofabu/linianzhibiao/2012-09-26/91622.html．

［26］谭显东，胡兆光．基于投入产出法的电力失负荷价值研究拓展［J］.电网技术，2008，32（1）：51-55．TAN Xiandong，HU Zhaoguang．Further study on value of lost load based on input-output method［J］．Power System Technology，2008，32（1）：51-55（in Chinese）．

［27］王焰．关于我国产业部门的电力失负荷价值与碳减排责任研究［J］.华北电力技术，2011（5）：11-15．WANG Yan．Study on value of lost load and carbon reduction responsibility of chinese industries［J］．North China Electric Power，2011（5）：11-15（in Chinese）．

［28］何永秀，黄文杰，谭忠富，等．基于投入-产出法的电力失负荷价值研究［J］．电网技术，2006，30（1）：44-49．HE Yongxiu，HUANG Wenjie，TAN Zhongfu，et al．Study on value of lost of load based on input-output method［J］．Power System Technology，2006，30（1）：44-49（in Chinese）．

［29］张振安，张晓东．典型电解铝用户负荷构成及仿真负荷模型分析［J］．河南电力，2011，（1）：25-30．ZHANG Zhen'an，ZHANG Xiaodong．Analysis of the load characteristics of typical aluminum users［J］．Henan Electric Power，2011，（1）：25-30（in Chinese）．

（编辑董小兵）

Adaptability and Countermeasures for Contingency Reserve of Henan Grid Integrated with UHVDC Transmission Line from Hami to Zhengzhou

DONG Haoyu1，LÜ Quan1，ZHU Quansheng2，WU Yaguang3，LI Weidong1
（1.College of Electrical Engineering，Dalian University of Technology，Dalian 116024，Liaoning，China；2.Electric Power Research Institute of State Grid Henan Electric Power Company，Zhengzhou 450052，Henan，China；3.State Grid Customer Service Center，Tianjin 300309，China）

This paper analyzes the fault characteristic of the UHVDC transmission line from Hami to Zhengzhou and explores its influence on the operation reliability of Henan power grid.To avoid operation risks of the UHVDC transmission line，the paper puts forward the contingency reserve strategy for Henan province.Based on the cost-benefit analysis，the paper builds the contingency reserve model，and calculates and analyzes the example of the contingency reserve capacity of Henan power grid on the day of large load in the summer of 2016.The results show that the optimal contingency reserve capacity of the day，for the example is approximately equal to the sum of the capacity of monopolar fault of the UHVDC transmission line and the outage capacity of one main generator.However，the facts such as the probability of the fault，the VOLL and the price of coal exert influence on the result of optimal contingency reserve capacity.In addition，as a part of the contingency reserve capacity，the interruptible load of electrolytic aluminum can be used to replace the spinning contingency reserve capacity of coal-fired unit effectively and remarkably improves the economy of contingency reserve.

contingency reserve；UHVDC transmission line from Hami to Zhengzhou；Henan power grid；economy

1674-3814（2016）07-0030-08

TM732

A

国家自然科学基金资助项目（51107007）。

Project Supported by National Natural Science Foundation of China（51107007）.

2016-01-07。

董浩宇（1990—），男，硕士，主要研究方向为特高压直流电力受入条件下省网事故备用容量确定的问题；

吕泉（1980—），男，博士，副教授，主要研究方向为大规模可再生能源并网后的消纳问题；

朱全胜（1982—），男，博士，高级工程师，主要研究方向为电网调度运行。