±800 kV扎鲁特—山东特高压直流运行曲线研究

康世崴，李 凯，王 庆，杨鹏程，尹成竹

（1.国核电力规划设计研究院有限公司，北京 100095；2.国家电网公司，北京 100031）

0 引言

山东是我国经济和人口大省，经济发展速度及经济规模处于全国前列，用电需求持续平稳增长。由于一次能源资源匮乏，土地和环保空间有限，同时为改善大气环境质量，大规模接受区外电力的要求极为迫切。根据《山东省能源中长期发展规划》，预计2020年、2030年接受省外电力分别达到3 500万kW、5 000 万 kW［1］。

近几年东北地区电力需求增长放缓，装机容量持续增加，出现了较严重的“窝电”问题。《国务院关于近期支持东北振兴若干重大政策措施的意见》（国发〔2014〕28号）明确要求，加快电力外送通道建设，切实解决东北地区“窝电”问题。考虑已核准、纳入国家规划的火电项目及新能源项目，“十三五”期间东北地区富余电力约2 000万kW。

新建扎鲁特—山东特高压直流输电工程 （以下简称鲁固直流），可以将东北地区富余电力外送，切实解决东北地区“窝电”问题，提高存量电源装机的利用率和经济性，促进东北地区经济社会发展。

在考虑山东电网调峰能力的基础上，针对山东电网春夏秋冬四季的典型负荷曲线，分别拟定鲁固直流运行曲线方案，并基于电力系统运行模拟软件进行不同方案的仿真分析，为后续工程投运后的调度运行提供参考。

1 山东省能源消费分析

1.1 能源消费概况

改革开放以来，山东省能源产业发展取得了巨大成就，已成为全国重要的生产和消费大省，有效保障了国民经济持续健康发展和人们生活水平日益提高。

“十二五”以来，山东省能源产业加快发展，供应能力平稳增长，能源结构不断优化，节能减排成效显著。2016年，山东省一次能源消费总量约3.87亿t标准煤，比2015年（3.79亿t）增长约 2.1%；一次能源生产约1.40亿t，煤炭、油品、天然气、电力等能源品种供应形势稳定，基本平衡。2011—2016年山东能源消费构成如表1所示。

表1 山东省能源消费构成 %

1.2 能源消费存在问题

在新形势、新常态下，山东省能源发展面临诸多机遇和挑战。为推动山东省能源消费由大到强的战略转变，努力在全面建成小康社会进程中走在前列，必须加快推进能源生产消费变革。综合分析全省能源发展现状，主要呈现如下特点：

能源供给安全稳定，但生态环境约束凸显。高强度、粗放式的能源开发利用，导致资源日趋枯竭、积累了大量的生态环境问题，传统的能源生产和消费模式已难以为继。

能源结构逐步优化，但煤炭消费占比过重。以煤为主的结构性矛盾依然比较突出，加快供给侧结构性改革，推进能源结构优化任务依然艰巨。

能效水平不断提升，但消耗强度仍然较高。能源消耗强度依然较高，单位生产总值能耗高于东部地区平均水平。

2 山东电网调峰能力分析

2.1 负荷特性分析

受当地气候环境影响，山东电网年负荷曲线呈现明显的夏（7、8 月份）冬（11、12 月份）季高峰和春秋季低谷特征。山东电网统调最大负荷、最大峰谷差逐年增长，且由于山东经济具有重化工化特点，大多连续生产，故年平均日负荷率、年平均日最小负荷率以及季负荷率（季不均衡系数）较高。2010—2016年山东电网年负荷曲线如图1所示。

图1 2010—2016年山东电网年负荷曲线

随着产业结构的不断优化调整，三产和居民用电比重的不断提升，在未来一段时期内，预计山东电网的季负荷率及年平均日负荷率、年平均最小日负荷率将会呈现下降趋势，最大负荷将继续显现夏、冬双高峰特性，且夏高峰将更加突出，如表2所示。

2.2 调峰能力分析

山东电网是以火电为主的电网，常规水电机组装机容量仅78MW，且大多数为地方小水电，因此山东电网目前主要依靠火电机组的调峰能力以及机组开停进行调峰，调峰电源较为单一。随着用电需求增加、峰谷差逐年增大、核电与风电基地的建设以及省外来电的增加，电网调峰矛盾将更加突出［2］。

根据山东电网发展规划，对山东电网2018—2020年调峰能力进行研究分析，结果如下表3所示。其中，山东电网统调火电机组全部参加调峰，常规机组最小技术出力按开机容量的50%考虑，供热机组最小技术出力在供热季和非供热季分别按70%、58%考虑［3-6］。

表2 山东电网负荷及负荷特性预测

表3 山东电网调峰平衡表 MW

随着新能源的快速发展及外电入鲁容量的不断增大，山东电网调峰问题愈加严重。“十三五”中后期，山东电网调峰平衡将由基本平衡转为缺额。

3 鲁固直流运行曲线仿真

3.1 研究思路

以2020年为例，选取山东春、夏、秋、冬4季的最大负荷典型日、最小负荷典型日，以及最大峰谷差典型日进行模拟运行仿真计算。

天津南—济南、石家庄—济南特高压交流通道运行曲线参考黄骅—滨州、辛安—聊城运行曲线，最小出力系数为0.56。上海庙—临沂特高压直流（以下简称昭沂直流）运行曲线暂参考银东直流运行曲线，年运行小时数约7 000 h，最小出力系数为0.7。

鲁固直流不同运行曲线下，山东电网新能源弃电率尽量控制在一定范围内，同时尽量避免出现电力不足现象。

3.2 方案拟定

根据山东电网年负荷特性及现有区外来电运行情况，初步拟定如下3种方案，运行曲线如图2～4所示。

方案1：鲁固直流全年输送电量约680亿kW·h，通道年利用小时数约6 800 h。

图2 方案1鲁固直流运行曲线

方案2：鲁固直流全年输送电量约600亿kW·h，通道年利用小时数约6 000 h。

图3 方案2鲁固直流运行曲线

方案3：鲁固直流全年输送电量约550亿kW·h，通道年利用小时数约5 500 h。

图4 方案3鲁固直流运行曲线

3.3 仿真分析

采用由华中科技大学开发的权威度较高的电力系统运行模拟软件进行不同方案的仿真分析。通过对以上3种方案下冬季典型日模拟运行分析，仿真结果如图5～7所示。由于冬季供暖期间供热机组调峰能力有限，系统调峰能力相对偏低，导致山东电网在冬季最小负荷日和最大峰谷差日均出现新能源弃电现象，其中最大峰谷差日尤为严重，方案1新能源弃电率约6%，方案2新能源弃电率约4.5%，方案3新能源弃电率约4.1%。

图5 方案1冬季典型日运行情况

图6 方案2冬季典型日运行情况

图7 方案3冬季典型日运行情况

为减少山东电网新能源弃电量，在方案3基础上继续进行运行曲线优化，尤其对冬季夜间01∶00∶00—08∶00∶00 时进行重点优化，提出了年利用小时数为5 000 h的运行方案，该方案下鲁固直流春夏秋冬四季典型日运行区曲线如图8所示。

图8 鲁固直流运行曲线优化方案

通过模拟运行仿真分析，如图9所示，在最大峰谷差日，该优化方案可保证山东电网新能源弃电量为0，且通过对最大负荷日校核，不会出现电力不足现象。

图9 方案3鲁固直流运行曲线优化方案运行情况

3.4 上海庙—临沂直流对鲁固直流运行曲线的敏感性分析

在参考银东直流运行曲线的基础上，仿真昭沂直流年运行时间分别为6 000 h、5 500 h和5 000 h时，对鲁固直流运行的敏感性分析。昭沂直流运行曲线如图10所示。

在昭沂直流多种运行方案下，着重对弃风现象较严重的冬季最大峰谷差日进行敏感性分析，仿真结果如图11所示，分析结果如表4所示。通过分析可知，鲁固直流年运行时间在5 000 h时适应性最强，最小出力系数为0.1～0.3，山东新能源弃电率为0；鲁固直流年运行小时数在5 500 h时，最小出力系数0.5以下，山东新能源弃电率控制在5%以内。

图10 昭沂直流运行曲线

表4 冬季最大峰谷差日新能源弃电比较表

图11 昭沂、鲁固直流年运行5 000 h运行情况

4 结语

对山东省负荷特性进行系统规律分析，重点对“十三五”期间负荷特性进行了预测。结合山东省电源规划、机组实际调峰性能等因素，对山东省“十三五”中后期调峰能力进行了平衡分析，随着新能源的快速发展，山东电网调峰能力不足问题将愈发凸显。

在综合分析山东省负荷特性、调峰能力基础上，应用电力系统运行模拟软件对鲁固直流四季运行情况进行仿真研究，并就昭沂直流运行小时数对鲁固直流运行曲线的影响进行了敏感性分析，得出在鲁固直流年运行时间在5 000 h时适应性最强，最小出力系数为0.1～0.3，山东新能源弃电率为0；鲁固直流年运行时间在5 500 h左右，最小出力系数0.5以下，山东新能源弃电率控制在5%以内。

目前，国内对直流运行曲线研究的文献不多。在总结已投运特高压直流工程系统调试工作和运行情况的基础上，结合山东电网和扎鲁特—山东直流的具体条件，对直流输电系统及受端电网的运行方式进行深入细致的仿真研究，并给出客观性、适应性较强的研究结论，为后续相关规划直流运行曲线研究提供了一种值得借鉴的研究方法和思路。