中國儲能網(wǎng)訊：全清潔能源特高壓青豫直流初期打捆外送模式
賀元康1,2, 劉瑞豐1, 陳天恩1, 別朝紅2
（1. 國家電網(wǎng)公司西北分部，陜西 西安 710048; 2. 西安交通大學(xué) 電氣工程學(xué)院，陜西 西安 710049）
摘要：全清潔能源特高壓青豫直流工程順利投產(chǎn)初期，由于配套電源尚未全部投運(yùn)，青海水電峰枯季節(jié)出力差異較大，新能源出力隨機(jī)性、間歇性和波動性問題突出，僅依托青海難以滿足直流大功率穩(wěn)定輸電要求。在深入分析青豫直流送端青海電網(wǎng)的負(fù)荷特性和發(fā)電特性的基礎(chǔ)上，開展青豫直流外送電力平衡分析，針對存在的峰盈谷缺和汛富枯貧問題，提出發(fā)揮西北電網(wǎng)整體合力，實(shí)現(xiàn)西北多省份清潔能源打捆外送的模式，在新能源大發(fā)、新能源小發(fā)、黃河豐水期、黃河枯水期4種場景下開展模擬測算，結(jié)果表明，通過清潔能源打捆外送可有效提升特高壓青豫直流穩(wěn)定外送水平。
引文信息
賀元康, 劉瑞豐, 陳天恩, 等. 全清潔能源特高壓青豫直流初期打捆外送模式[J]. 中國電力, 2021, 54(7): 83-92.
HE Yuankang, LIU Ruifeng, CHEN Tian'en, et al. Exploration of bundled transaction model for all clean energy transmission of qing-yu uhv dc project[J]. Electric Power, 2021, 54(7): 83-92.
引言
全清潔能源特高壓青豫直流工程（以下簡稱青豫直流），起點(diǎn)青海海南藏族自治州，落點(diǎn)河南駐馬店市，額定輸電能力800萬kW，是中國乃至世界第一條專為清潔能源外送而建設(shè)的特高壓通道，于2020年12月正式投產(chǎn)。青豫直流將西北清潔電能外送至華中地區(qū)，保障河南等地區(qū)電力可靠供應(yīng)。清潔能源發(fā)電出力受水文、氣象、光照等因素影響，存在較大的不穩(wěn)定性，而特高壓直流輸電需要送端穩(wěn)定大功率電源支撐，如何實(shí)現(xiàn)清潔能源與特高壓直流優(yōu)化匹配，保障直流按照穩(wěn)定電力曲線外送，是社會各界關(guān)注的熱點(diǎn)，也是當(dāng)前亟須解決的難題。
關(guān)于跨區(qū)直流外送模式和打捆模式，國內(nèi)學(xué)者做了一些探索。葛南直流輸電系統(tǒng)投運(yùn)后，就有學(xué)者研究建立大區(qū)省際電力市場的可行性，討論雙邊交易模式和經(jīng)紀(jì)人模式開展電力交易的方式[1]。在新能源外送和電網(wǎng)峰谷特性方面，文獻(xiàn)[2]指出新能源單獨(dú)遠(yuǎn)距離傳輸經(jīng)濟(jì)性差，若采用風(fēng)電、光伏、火電捆綁外送，可減少線路功率波動，降低輸電成本，建議新能源送電比例為30%時系統(tǒng)穩(wěn)定性較好；文獻(xiàn)[3]分析了低谷交易和峰谷打捆交易2種交易模式，在調(diào)峰能力評估的基礎(chǔ)上提出了欠調(diào)峰電網(wǎng)的調(diào)峰需求量確定方法。在跨省區(qū)外送建模方面，文獻(xiàn)[4]構(gòu)建了市場仿真模型研究跨省跨區(qū)促進(jìn)清潔能源消納的市場補(bǔ)償機(jī)制；文獻(xiàn)[5]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)[6]提出了不同裝機(jī)配置方案模式下特高壓通道外送風(fēng)電、光伏電量以及相應(yīng)的棄電情況；文獻(xiàn)[7]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。在重點(diǎn)針對西北地區(qū)電能外送方面，文獻(xiàn)[8]提出在西北現(xiàn)有交易規(guī)則基礎(chǔ)上，通過開展跨省發(fā)電權(quán)交易以促進(jìn)新疆電力外送的電力交易過渡模式；文獻(xiàn)[9-10]以酒泉風(fēng)火打捆特高壓直流外送規(guī)劃系統(tǒng)為對象，研究了能源資源與市場逆向分布、風(fēng)電消納和能源輸送問題、風(fēng)功率波動典型擾動對系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響。在跨省區(qū)外送電能落地消納方面，文獻(xiàn)[11]給出特高壓送華中電網(wǎng)電能消納在交易組織、電價形成、交易調(diào)整等方面的機(jī)制。
上述文獻(xiàn)在新能源外送方面開展了有益探索，但是在如何實(shí)現(xiàn)高比例清潔能源外送或全清潔能源外送方面探索較少，在綜合考慮水電峰枯季節(jié)性、光伏峰谷間歇性、風(fēng)電波動性等因素，實(shí)現(xiàn)清潔打捆外送方面探索較少。本文針對特高壓青豫直流初期全清潔能源穩(wěn)定外送面臨的問題和存在的不足，在深入研究青海電網(wǎng)負(fù)荷、水電、風(fēng)電和太陽能特性的基礎(chǔ)上，探索發(fā)揮西北電網(wǎng)整體合力，開展保證青豫直流穩(wěn)定外送的清潔能源打捆外送模式。
1 特高壓青豫直流基本情況
1.1 青豫直流聯(lián)絡(luò)接線
青豫直流送受端接線如圖1所示，青豫直流送端青南站通過6回750 kV線路接入西北750 kV電網(wǎng)。青豫直流受端通過分層接入華中電網(wǎng)1000 kV和500 kV交流系統(tǒng)，受端雙高端接入豫南站，雙低端接入駐馬店站，通過500 kV線路和1000 kV主變接入華中電網(wǎng)。
圖1 青豫直流送受端網(wǎng)架接線
Fig.1 The sending-end and receiving-end grids of Qing-Yu UHV DC
1.2 配套電源基本情況
根據(jù)能源電力發(fā)展規(guī)劃，青豫直流工程配套電源合計1686萬kW，其中，配套新能源裝機(jī)1200萬kW（其中，光伏500萬kW，風(fēng)電400萬kW，光熱300萬kW）；配套水電裝機(jī)486萬kW（其中，羊曲水電站120萬kW（3×40萬kW），瑪爾擋水電站220萬kW（4×52萬kW+12萬kW生態(tài)機(jī)組），李家峽水電站擴(kuò)機(jī)40萬kW，拉西瓦水電站擴(kuò)機(jī)70萬kW，班多水電站36萬kW（3×12萬kW，2011年5月全部機(jī)組投產(chǎn)發(fā)電））。
由于多種原因，配套電源建設(shè)和投產(chǎn)存在滯后情況，如表1所示，拉西瓦擴(kuò)機(jī)預(yù)計于2021年9月投產(chǎn)，李家峽擴(kuò)機(jī)預(yù)計于2021年12月投產(chǎn)，羊曲水電站和瑪爾擋水電站機(jī)組預(yù)計于2022—2023年陸續(xù)投產(chǎn)。光熱項目投產(chǎn)時間尚不確定[12]。
表1 青豫直流配套電源投產(chǎn)進(jìn)度
Table 1 Production progress of matching power sources
由于青海配套水電機(jī)組尚未按期投產(chǎn)，僅投運(yùn)配套風(fēng)電和光伏電源，風(fēng)光出力缺少可調(diào)節(jié)資源匹配和支撐，難以保證特高壓直流穩(wěn)定運(yùn)行。
2 青海電網(wǎng)支撐特高壓青豫直流外送情況
2.1 系統(tǒng)裝機(jī)和發(fā)電量
青海水電資源豐富，太陽能資源得天獨(dú)厚，風(fēng)電資源居全國前列。截至2019年年底，青海電網(wǎng)調(diào)度口徑裝機(jī)容量3183萬kW（其中，火電裝機(jī)容量383萬kW，水電裝機(jī)容量1194萬kW，風(fēng)電裝機(jī)容量487萬kW，太陽能裝機(jī)容量1119萬kW），新能源裝機(jī)占比達(dá)50%，清潔能源（水電+風(fēng)光）占比達(dá)88%。2019年青海電網(wǎng)發(fā)電量873億kW?h（其中，火電發(fā)電量95億kW?h，水電發(fā)電量553億kW?h，風(fēng)電發(fā)電量68 kW?h，太陽能發(fā)電量157 kW?h），水電發(fā)電量占比63%，清潔能源（水電+風(fēng)光）占比達(dá)89%。在裝機(jī)容量和發(fā)電量方面，青海清潔能源高占比特性非常顯著。
2.2 水力發(fā)電
黃河發(fā)源于青海，上游從龍羊峽至青銅峽河段全長918 km，集中落差1324 m，建成拉西瓦、公伯峽、蘇只、尼那等水電站10余座，共同組成梯級水電站群。青海電網(wǎng)水電裝機(jī)容量占總裝機(jī)容量的38%，是青海電網(wǎng)第一大電源。上游首座龍羊峽水電站總庫容247億m3，具有多年調(diào)節(jié)能力，其余水電大多數(shù)為徑流式電站，只有日調(diào)節(jié)能力，青海水電的發(fā)電量主要取決于龍羊峽水庫的出庫流量。龍羊峽水庫的出庫流量由黃河流域來水情況、黃河水電綜合運(yùn)用（防洪、防凌、灌溉、取水等）、電網(wǎng)檢修等綜合因素決定。
結(jié)合龍羊峽出庫流量，從年度和月度維度分析青海水電發(fā)電量如表2和表3所示。在年度維度，受黃河來水不同影響，在平水年、枯水年和豐水年，水電發(fā)電量年度差異較大。在月度維度，受防凌、防洪、春灌和秋灌等因素影響，水電發(fā)電量月度差異也很大。
表2 2010—2019年青海水電發(fā)電量
Table 2 Hydropower generation in Qinghai from 2010 to 2019
表3 青海多年月度平均水電發(fā)電量
Table 3 Monthly average hydropower generation in Qinghai
綜上可知，水電發(fā)電受綜合因素影響，發(fā)電量存在較大差異，要保證青豫直流水電成分可靠外送，需要做好豐枯優(yōu)化和季節(jié)性優(yōu)化[13]。
2.3 新能源發(fā)電
青海新能源裝機(jī)占總裝機(jī)容量的50%，太陽能、風(fēng)電是青海第二、第三大電源，新能源固有的間歇性、波動性、隨機(jī)性和季節(jié)性對特高壓直流穩(wěn)定外送提出嚴(yán)峻挑戰(zhàn)[14-16]。
（1）間歇性。太陽能發(fā)電受光照、天氣、云層、氣溫、季節(jié)等多因素影響，存在明顯的間歇性，分析青海電網(wǎng)一周的太陽能間歇特性如圖2所示。
圖2 青海電網(wǎng)連續(xù)一周太陽能出力間歇性示意
Fig.2 Intermittence of solar power in Qinghai Grid within a week
由圖2可知，受光照時間自然規(guī)律影響，青海光伏存在明顯的間歇性，中午時段10:00—16:00光伏大發(fā)，由于青海光伏裝機(jī)已超過最大負(fù)荷，中午時段光伏出力大量富余；在夜間低谷時段，光伏出力為零，如果風(fēng)電和水電出力不足，青海電網(wǎng)存在功率缺額，因此，高占比光伏的間歇性對青豫直流全天穩(wěn)定電量外送影響較大。
（2）波動性（隨機(jī)性）。青海新能源發(fā)電波動性較為明顯，如圖3所示，以年度為周期，典型年新能源日最大可發(fā)電量為9163萬kW?h，日均可發(fā)電量為6177萬kW?h，最小可發(fā)電量為2919萬kW?h，逐日、3天內(nèi)、一周內(nèi)新能源可用電量最大波動幅度分別達(dá)到4982萬kW?h、4039萬kW?h和5073萬kW?h。全年相鄰日電量波動超過1000萬kW?h的時間占40%，即全年40%的時間需要的調(diào)峰量相當(dāng)于4臺300 MW火電機(jī)啟停調(diào)峰接納新能源相鄰日的電量波動[17-21]。因此，受風(fēng)電波動性（隨機(jī)性）影響，青豫直流難以實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定曲線外送。
圖3 青海新能源可發(fā)電量相鄰日波動圖
Fig.3 Daily fluctuation of renewable energy
（3）季節(jié)性。新能源發(fā)電受氣候、季節(jié)、天氣狀況等因素影響，發(fā)電出力存在明顯季節(jié)性特性，統(tǒng)計分析青海電網(wǎng)2014—2018年新能源分月利用小時，如圖4所示。由圖4可知，每年3月、4月、5月新能源呈現(xiàn)大發(fā)趨勢，7月、8月新能源有一定大發(fā)概率，1月、2月、12月新能源呈現(xiàn)小發(fā)趨勢，新能源季節(jié)性特性對青豫直流外送提出分月合理配置清潔能源和常規(guī)能源交易電量的要求。
圖4 青海電網(wǎng)新能源利用小時色階圖
Fig.4 Renewable energy utilization hour color map in Qinghai Grid
2.4 火力發(fā)電
青海電網(wǎng)火電裝機(jī)占比12%（較低），由于電煤供應(yīng)和生產(chǎn)經(jīng)營等原因，青海電網(wǎng)火電發(fā)電積極性不高[22]，主要以提供青海北部電壓支撐和事故備用，以及冬季供暖為主，調(diào)節(jié)能力有限。
3 青豫直流典型曲線
由于青海電網(wǎng)光伏裝機(jī)容量大、占比高，對青豫直流外送影響較大，本文重點(diǎn)選取光伏曲線進(jìn)行比對分析。青豫直流輸電典型曲線設(shè)置需兼顧送端青海以光伏為主的發(fā)電特性和受段河南電網(wǎng)負(fù)荷特性，根據(jù)青海電網(wǎng)光伏曲線和河南電網(wǎng)負(fù)荷曲線的歷史數(shù)據(jù)，繪制青海-河南光伏-負(fù)荷匹配曲線，如圖5所示。青海光伏出力和河南電網(wǎng)負(fù)荷的量級差較大，因此選取標(biāo)么值進(jìn)行對比（光伏基準(zhǔn)值為月度最大出力、負(fù)荷基準(zhǔn)值為月度最大負(fù)荷）。
圖5 青海-河南光伏-負(fù)荷匹配曲線
Fig.5 Qinghai-Henan photovoltaic-load matching curve
由圖5可知，青海電網(wǎng)光伏出力主要分布在10:00—16:00，河南電網(wǎng)用電高峰期（晚高峰）主要集中在17:30—21:30。根據(jù)青海電網(wǎng)以及西北其他省區(qū)發(fā)電特性和發(fā)電能力，結(jié)合河南電網(wǎng)（華中電網(wǎng)）負(fù)荷特性，測定特高壓青豫直流典型運(yùn)行曲線，如圖6所示，高峰段時間為10:00—21:00（非汛期），10:00—22:00（汛期7月、8月），其他時段為低谷時段，青豫直流峰谷比為1∶0.7。
圖6 特高壓青豫直流典型曲線
Fig.6 Qing-Yu UHV DC typical transmission curve
4 青豫直流投產(chǎn)后電力平衡情況
基于以上分析，根據(jù)青海電網(wǎng)典型負(fù)荷曲線、典型水電曲線、典型新能源發(fā)電曲線，結(jié)合跨省跨區(qū)典型交易曲線，選取2021年為典型年，設(shè)置新能源小發(fā)期（2月）、新能源大發(fā)期（5月）、汛期（7月）和枯水期（11月）4種場景開展青海電力平衡分析測算。
典型年測算邊界條件如下：青海電網(wǎng)最大負(fù)荷為1005萬kW，風(fēng)電裝機(jī)容量1117萬kW（配套風(fēng)電裝機(jī)300萬kW），光伏裝機(jī)容量1551萬kW（配套光伏裝機(jī)400萬kW），水電裝機(jī)容量1303萬kW，直流輸電功率280萬~400萬kW。
4.1 新能源小發(fā)月份電力平衡測算
測算典型年新能源小發(fā)月份電力平衡，如圖7所示，為了直觀反映供需關(guān)系，設(shè)置總發(fā)電曲線為火電、水電、風(fēng)電和光伏之和；設(shè)置地理曲線為總發(fā)電減去負(fù)荷；考慮青豫直流之后的平衡電力曲線為地理曲線與青豫直流之差，平衡電力為正值（橫坐標(biāo)軸上方），表明青?？梢詽M足外送需求，如為負(fù)值（橫坐標(biāo)軸下方），表明青海不能滿足外送需求。由圖7平衡曲線可知，在新能源小發(fā)月份，白天光伏大發(fā)時段青海電力基本平衡，在夜間時段青海存在較大缺口，峰谷不平衡特性非常顯著。
圖7 典型年新能源小發(fā)月份青海電網(wǎng)典型日電力平衡曲線
Fig.7 Typical daily power balance curve of Qinghai Grid in the renewable energy barren period
4.2 新能源大發(fā)月份電力平衡測算
測算典型年新能源大發(fā)月份青海電網(wǎng)典型日電力平衡情況，如圖8所示，新能源大發(fā)月份，在白天光伏大發(fā)時段和風(fēng)電大發(fā)時段基本可以滿足青豫直流外送需求，在夜間光伏出力為零時段和風(fēng)電局部小發(fā)時段，存在一定缺口。電力平衡受新能源波動性影響較大。
圖8 典型年新能源大發(fā)月份青海電網(wǎng)典型日電力平衡曲線
Fig.8 Typical daily power balance curve of Qinghai Grid in the renewable energy enrichment period
4.3 黃河流域汛期電力平衡測算
測算典型年黃河流域汛期青海電網(wǎng)典型日電力平衡情況，如圖9所示，在汛期，黃河流域水電大發(fā)，基本可以滿足青豫直流外送需求，在中午光伏大發(fā)時段存在較多富余，夜間低谷時段基本平衡，受風(fēng)電波動影響，局部小風(fēng)時段存在一定缺口。
圖9 典型年黃河流域汛期青海電網(wǎng)典型日電力平衡曲線
Fig.9 Typical daily power balance curve of Qinghai Grid in the flood season of Yellow River
4.4 黃河流域枯水期電力平衡測算
測算典型年黃河流域枯水期青海電網(wǎng)典型日電力平衡情況，如圖10所示，在冬季枯水期，水電發(fā)電能力和調(diào)節(jié)能力下降，即使中午光伏大發(fā)時段，依然存在一定功率缺額，在夜間光伏出力為零時段和風(fēng)電小風(fēng)時段，存在明顯功率缺額。
圖10 典型年黃河流域枯水期青海電網(wǎng)典型日電力平衡曲線
Fig.10 Typical daily power balance curve of Qinghai Grid in the dry season of Yellow River
5 青豫直流投產(chǎn)后打捆外送模式
青海電網(wǎng)清潔能源占比較高，電源結(jié)構(gòu)以水電和光伏為主，水電受黃河來水情況和豐枯變化影響較大，大型水電站除了龍羊峽水電站外，均為徑流式水電站，僅具備日調(diào)節(jié)能力，調(diào)節(jié)能力有限。光伏發(fā)電存在明顯間歇性，中午光伏大發(fā)時段電能富余，存在棄光風(fēng)險，夜間低谷時段出力為零，易引起功率缺額。風(fēng)電存在明顯隨機(jī)性和波動性，難以保證特高壓直流穩(wěn)定外送。為解決以上問題，本文提出一種青海清潔能源和甘肅、陜西、新疆、寧夏水風(fēng)光打捆外送模式。
5.1 清潔能源打捆實(shí)現(xiàn)方式
清潔能源打捆[23-31]以保證特高壓青豫直流穩(wěn)定外送曲線為目標(biāo)。首先，實(shí)現(xiàn)配套光伏和配套風(fēng)電優(yōu)先發(fā)電外送，其中，配套新能源的波動性和間歇性由青海水電和甘新寧陜等省份的清潔能源通過互補(bǔ)互濟(jì)方式解決；其次，實(shí)現(xiàn)青海配套電源之外富余清潔能源外送；最后，實(shí)現(xiàn)甘新寧陜等省份清潔能源外送。配套新能源、青海富余清潔能源、甘新寧陜等省份清潔能源通過靈活調(diào)節(jié)交易和省間互濟(jì)互補(bǔ)交易實(shí)現(xiàn)打捆匹配。
5.2 清潔能源打捆實(shí)現(xiàn)可行性
西北電網(wǎng)東西跨度3000 km，在新能源方面，分布有酒泉風(fēng)電光伏基地、達(dá)坂城風(fēng)電光伏基地、青海海西海南風(fēng)電光伏基地；在水電方面，覆蓋黃河流域、漢江流域、白龍江流域；風(fēng)電、光伏、水電在時空特性上存在一定的互補(bǔ)特性和接續(xù)特性。以光伏為例，西北電網(wǎng)隨著緯度從東向西變化，光伏發(fā)電呈現(xiàn)一定的接續(xù)性，如圖11典型日光伏出力曲線所示，陜西光伏出力極值時刻為11:30，寧夏光伏出力的極值時刻為12:00，甘肅光伏出力極值時刻為13:45，青海光伏出力極值時刻為14:00，新疆光伏出力的極值時刻為14:30，西北光伏出力呈現(xiàn)明顯的接續(xù)特性。運(yùn)用這一特性，可以靈活開展互濟(jì)交易，實(shí)現(xiàn)電能互補(bǔ)，保證光伏整體外送的連續(xù)穩(wěn)定性。
圖11 西北電網(wǎng)光伏發(fā)電出力
Fig.11 Photovoltaic power generation output
在省間輸電通道方面，目前西北電網(wǎng)已建成覆蓋五?。▍^(qū)）的750 kV骨干網(wǎng)架，省間聯(lián)絡(luò)線通過4~6回750 kV線路聯(lián)絡(luò)，輸電能力為500萬~700萬kW，可以滿足省間打捆外送輸電能力。
在清潔能源外送能力方面，西北電網(wǎng)清潔能源大規(guī)模接入，用電負(fù)荷水平較低，裝機(jī)負(fù)荷比和清潔能源裝機(jī)占比較高。典型年西北電網(wǎng)裝機(jī)負(fù)荷比為3.2，清潔能源占比為49.5%，其中陜西清潔能源占比38.1%，甘肅為61.3%，青海為90.6%，寧夏為43.1%，新疆為41.4%。清潔能源總體富余，外送需求較為迫切。
5.3 青豫直流打捆外送典型模式場景分析
5.3.1 新能源小發(fā)月份打捆外送交易曲線
新能源小發(fā)月份打捆外送交易模式如圖12所示。由圖12可知，在新能源小發(fā)季（2月）的夜間低谷階段，青海風(fēng)電發(fā)電能力不足時，存在大量購電需求，中午光伏大發(fā)時段，存在較大供需波動。通過在夜間靈活互濟(jì)補(bǔ)充清潔能源，在白天運(yùn)用靈活互濟(jì)外送清潔能源的打捆交易方式，可以滿足青豫直流穩(wěn)定送電，同時可以平抑新能源波動性引起的青海富余電力（青豫后）的波動，實(shí)現(xiàn)青海供需平衡。
圖12 典型年新能源小發(fā)月份青豫直流打捆外送曲線
Fig.12 Qing-Yu DC bundled transmission curve in the renewable energy barren period in a typical year
注：圖中各量均為有功電力，其中：設(shè)置新能源小發(fā)月份的配套風(fēng)電、配套光伏曲線；根據(jù)青豫直流打捆方式原則，設(shè)置青海地理（不含配套）曲線=青海火電出力+青海水電出力+青海風(fēng)電出力+青海光伏出力?青海負(fù)荷出力?配套風(fēng)電出力?配套光伏出力；設(shè)置青豫直流外送曲線=配套新能源送青豫電力+青海富余送青豫電力+甘、新、陜、寧送青豫電力；配套新能源送青豫=配套風(fēng)電送青豫+配套光伏送青豫，配套新能源全部通過青豫直流外送；青海富余送青豫電力為青海電網(wǎng)內(nèi)配套風(fēng)電和配套光伏之外的通過青豫直流外送的清潔能源；為了測算打捆交易靈活互濟(jì)電力，設(shè)置青海富余電力（青豫后）=青海地理（不含配套）?青海富余送青豫電力。
5.3.2 新能源大發(fā)月份打捆外送交易曲線
新能源大發(fā)月份打捆外送交易模式如圖13所示。由圖13可知，在新能源大發(fā)季（5月），新能源發(fā)電能力較強(qiáng)，但受新能源波動性影響，局部時段平衡困難，通過打捆交易平抑配套新能源發(fā)電的波動性和間歇性，滿足青豫直流穩(wěn)定送電。
圖13 典型年新能源大發(fā)月份青豫直流打捆外送曲線
Fig.13 Qing-Yu DC bundled transmission curve in the renewable energy enrichment period in a typical year
5.3.3 黃河流域汛期打捆外送交易曲線
黃河流域汛期打捆外送交易模式如圖14所示。由圖14可知，7月黃河流域進(jìn)入主汛期，黃河水電發(fā)電能力較強(qiáng)，僅局部風(fēng)電小發(fā)時段存在電力缺口，通過打捆交易平抑配套新能源發(fā)電的波動性和間歇性，可以滿足青豫直流穩(wěn)定送電。
圖14 典型年黃河流域汛期青豫直流打捆外送曲線
Fig.14 Qing-Yu DC bundled transmission curve in the flood season of Yellow River in a typical year
5.3.4 黃河流域枯水期打捆外送交易曲線
黃河流域枯水期打捆外送交易模式如圖15所示。由圖15可知，11月黃河流域全面進(jìn)入防凌期，水電發(fā)電能力不足，在夜間低谷時段存在購電需求，在中午光伏時段存在富余外送需求，由于水電調(diào)節(jié)能力下降，風(fēng)電波動性影響較大，通過打捆交易方式，夜間補(bǔ)償功率缺額，光伏大發(fā)時段吸收富余電力，通過靈活互濟(jì)平抑新能源波動，滿足青豫直流穩(wěn)定送電。
圖15 典型年黃河流域枯水期青豫直流打捆外送曲線
Fig.15 Qing-Yu DC bundled transmission curve in the dry season of Yellow River in a typical year
6 結(jié)語
全清潔能源特高壓直流初期大功率穩(wěn)定外送對電網(wǎng)優(yōu)化運(yùn)行提出新的要求和挑戰(zhàn)。由于清潔能源占比較高，光伏間歇性引起電網(wǎng)嚴(yán)重峰谷不平衡，風(fēng)電波動性導(dǎo)致電力富余和缺額頻繁切換，水電季節(jié)性引起峰枯差異較大。為了解決以上難題，本文在深入分析青海清潔能源發(fā)電特性和電力平衡的基礎(chǔ)上，探索充分調(diào)用西北電網(wǎng)整體調(diào)峰資源實(shí)現(xiàn)打捆外送模式，按照新能源大發(fā)季、新能源小發(fā)季、黃河流域汛期、黃河流域枯水期4種典型方式開展模擬測算，結(jié)果表明，通過打捆外送可以實(shí)現(xiàn)清潔能源互補(bǔ)互濟(jì)，發(fā)揮整體合力，實(shí)現(xiàn)清潔能源按照特高壓直流用電需要穩(wěn)定外送。
下一步，將深入研究青豫直流外送黃河水電來水敏感性，峰谷豐枯電價機(jī)制，打捆交易新能源承載力等方面的研究，進(jìn)一步完善清潔能源打捆外送模式，實(shí)現(xiàn)清潔能源大范圍優(yōu)化配置。
