中國儲能網(wǎng)訊：大力發(fā)展新能源是我國踐行“雙碳”目標(biāo)，著力構(gòu)建清潔低碳安全高效能源體系的重要途徑。但我們必須清醒地意識到電力消納問題已逐步成為制約新能源進(jìn)一步發(fā)展的主要問題?！巴ㄟ^直流特高壓線路進(jìn)行電力外送”作為解決電力資源與負(fù)荷區(qū)域不平衡的主要路徑，從理論上來講，可以解決能源負(fù)荷分布失衡與新能源消納問題，但在實際運行中還存在著諸多現(xiàn)實性的制約因素，無法從根本上解決外送消納的問題。本文從現(xiàn)有直流特高壓線路外送存在問題切入，結(jié)合擬規(guī)劃建設(shè)的新能源基地項目對外送電情況進(jìn)行系統(tǒng)推演分析，并提出針對性建議。
傳統(tǒng)直流特高壓線路運行面臨的主要問題
無法滿足功率靈活調(diào)節(jié)的客觀需求，進(jìn)一步加劇受電端省份的調(diào)峰難度。受常規(guī)直流采用的晶閘管換流技術(shù)特性限制，常規(guī)直流特高壓不能實現(xiàn)功率靈活調(diào)節(jié)，已投運的直流特高壓線路基本采用兩段式或三段式功率曲線，與受電端省份的負(fù)荷曲線無法完全匹配，一定程度上甚至可能加劇受電端省份的峰谷差，增大其調(diào)峰難度。近期，山東、河南、江西、河北等多個省份自身的調(diào)峰壓力日漸增長，作為主要受電端省份如再消納外部直流輸電將面臨更為嚴(yán)峻的調(diào)峰挑戰(zhàn)。
多饋入受電端省份無法承受和消納多條直流特高壓線路電力電量。受電端省份交流網(wǎng)架結(jié)構(gòu)是制約特高壓線路輸送能力的關(guān)鍵因素，尤其是多饋入點的受電端省份更面臨巨大挑戰(zhàn)。如天中直流和青豫直流均落點河南省，在正常運行中兩條直流之間存在耦合效應(yīng)。為保證電網(wǎng)穩(wěn)定運行，兩者只能按照總送電功率不超過600萬千瓦控制，輸送功率此消彼長、互為制約。同時，天中直流、青豫直流與長南線（華中華北交流特高壓聯(lián)絡(luò)線）也存在著耦合效應(yīng)，當(dāng)兩個直流高負(fù)荷率運行時，會將特高壓長南線調(diào)減出力。在“十四五”規(guī)劃中，存在兩條及以上直流特高壓線路落點的受電端省份（如山東、河南、浙江等省份）均將面臨此困境。
“水電大省”電力市場供需存在季節(jié)性波動，嚴(yán)重影響外送線路利用率。如果受電端省份為水電大省（如湖南、四川等省份），其電力需求則會存在較大的季節(jié)性波動，豐水期基本不需受入電量，需求主要在枯水期，特高壓線路的利用率因此受到嚴(yán)重影響。以四川為例，水電裝機容量占比高達(dá)80%。豐水期（6～10月），四川的水電機組高負(fù)荷運行，屬于外送型電網(wǎng)，尤其是日間平谷段水電大量富余。枯水期（11月～次年5月），四川的水電發(fā)電能力大幅下降，只占豐水期的40%左右，需要通過外購電來滿足省內(nèi)的用電需求。該類季節(jié)性用電缺口從根本上對外送線路的利用率存在不可調(diào)和的限制，不利于新能源基地持續(xù)、穩(wěn)定的外送輸出。
大容量、高比例新能源接入加劇對傳統(tǒng)直流特高壓的挑戰(zhàn)
電網(wǎng)平穩(wěn)調(diào)度、供需動態(tài)平衡，與新能源發(fā)電“靠天吃飯”特性存在較大沖突。新能源發(fā)電出力受風(fēng)力、光照等氣候因素影響，難以實現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)定供電或根據(jù)負(fù)荷需求調(diào)節(jié)發(fā)電出力。同時，隨機性和波動性也降低了發(fā)電曲線置信度。以風(fēng)電為例，單個場站的風(fēng)功率1分鐘波動值最大約為20%，10分鐘波動最大值可達(dá)100%甚至更大。日內(nèi)逆調(diào)峰特性加劇“鴨型曲線”現(xiàn)象。一般而言，風(fēng)電夜間大發(fā)時是用電低谷，用電高峰期風(fēng)電出力反而較??；光伏發(fā)電在晚高峰出力為零，大量的光伏接入電網(wǎng)、特別是分布式接入，導(dǎo)致“鴨型曲線”效應(yīng)越來越嚴(yán)重。
常規(guī)電源集中性好、單機容量大，設(shè)備性能穩(wěn)定，計劃性強，調(diào)節(jié)主要以負(fù)荷側(cè)變化為主。反觀新能源裝機，單體容量小、發(fā)電曲線變化多且快，電壓接入等級不同、源荷同為變量，對電網(wǎng)規(guī)劃、調(diào)度方式均形成巨大挑戰(zhàn)。隨著新能源裝機比例的逐步提升，電網(wǎng)功率實時平衡難度進(jìn)一步增大，電網(wǎng)潮流多變，可測、可控、可調(diào)難度呈指數(shù)型上升。
規(guī)?；履茉吹慕尤?，將導(dǎo)致電網(wǎng)抗干擾能力下降，系統(tǒng)的安全性穩(wěn)定性無法有效保證。系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量越大，電網(wǎng)穩(wěn)定性越強。旋轉(zhuǎn)設(shè)備被靜止設(shè)備替代，即新能源發(fā)電代替?zhèn)鹘y(tǒng)化石能源發(fā)電方式，系統(tǒng)慣量不再隨規(guī)模增長、甚至呈下降趨勢。當(dāng)電網(wǎng)出現(xiàn)擾動時，由于有效轉(zhuǎn)動慣量減小，系統(tǒng)整體波動加劇，兼之新能源機組電壓、頻率耐受能力差，新能源可能出現(xiàn)大規(guī)模脫網(wǎng)風(fēng)險，并引發(fā)系統(tǒng)連鎖反應(yīng)。新能源機組動態(tài)無功支撐能力較常規(guī)電源弱，且新能源發(fā)電逐級升壓接入電網(wǎng)，與主網(wǎng)的電氣距離是常規(guī)機組的2～3倍。隨著新能源發(fā)電占比快速提高，系統(tǒng)動態(tài)無功儲備及支撐能力急劇下降，系統(tǒng)電壓穩(wěn)定問題突出，高比例新能源接入地區(qū)的電壓控制困難，高比例受電地區(qū)的動態(tài)無功支撐能力不足。
風(fēng)光變流器等大量電力電子設(shè)備接入，電能質(zhì)量問題日益突出，不僅傳統(tǒng)電網(wǎng)頻率、電壓和功角穩(wěn)定問題受到深度影響，而且出現(xiàn)新的次/超同步振蕩穩(wěn)定問題，造成火電機組連鎖跳閘，從而帶來新的電網(wǎng)安全風(fēng)險。
常規(guī)直流特高壓技術(shù)特性劣勢制約新能源高比例送出。常規(guī)直流特高壓采用半控晶閘管作為換流核心元件，在換流過程中，無論整流還是逆變，均需要吸收大量無功功率保證換流器運行。一般無功消耗約為有功的40%～60%，因此傳統(tǒng)直流特高壓送受電端均需要能夠提供大量的無功功率的交流電網(wǎng)作為支撐。當(dāng)直流特高壓發(fā)生換相失敗、甩負(fù)荷或換流器閉鎖故障時，系統(tǒng)輸送功率大量缺失甚至中斷，此時無功補償過剩，引發(fā)送端換流站母線暫態(tài)過電壓，而隨著新能源大規(guī)模接入送端電網(wǎng)，使得交流系統(tǒng)強度進(jìn)一步降低，加劇過電壓嚴(yán)重程度，如果過電壓進(jìn)一步誘發(fā)大規(guī)模風(fēng)電場脫網(wǎng)，將導(dǎo)致故障范圍擴大。因此，常規(guī)特高壓送電端需要配備滿足一定電氣距離的煤電機組作為解決暫態(tài)過電壓的措施，并且為了保障電網(wǎng)設(shè)備安全，現(xiàn)有直流特高壓會采取降功率運行方式來滿足暫態(tài)過電壓安全裕度。
受暫態(tài)過電壓限制，嚴(yán)重制約了直流輸電能力，天中、吉泉、祁韶、魯固、錫泰等線路均因此受限，同時直流特高壓輸送功率與新能源送電功率還存在反向制約關(guān)系。如青豫直流輸送功率提高到400萬千瓦，則新能源上網(wǎng)功率必須小于260萬千瓦；吉泉直流輸送功率由600萬千瓦提升至1000萬千瓦，近區(qū)風(fēng)電接納能力則由450萬千瓦下降至300萬千瓦。從運行情況看已投運的風(fēng)光火為主力電源的直流特高壓線路可再生能源電量占比均不足40%。
直流特高壓外送對沙戈荒新能源基地制約的案例分析
以寧夏騰格里沙漠基地項目為例，其配套電源裝機1764萬千瓦，其中煤電464萬千瓦，風(fēng)電400萬千瓦，光伏900萬千瓦。通過寧夏-湖南±800千伏直流特高壓外送，設(shè)計輸送能力800萬千瓦。
近電氣距離的煤電機組建設(shè)條件差。受暫態(tài)過電壓影響，需配套煤電機組直接接入換流站，滿足一定電氣距離，提高對直流的支撐能力。煤電廠廠址調(diào)整后，煤炭運輸距離增大，導(dǎo)致到廠煤價上漲，當(dāng)入爐煤價提高140元/噸時，度電成本增加0.042元/千瓦時。
煤電提供可靠支持，但擠占新能源發(fā)電空間。為保證對直流特高壓線路的無功支撐，配套煤電機組需常態(tài)保持開機方式。按照煤電機組最小出力30%考慮，午間光伏大發(fā)時，即使線路滿送，不考慮風(fēng)電發(fā)電量，僅光伏棄電功率將達(dá)到約240萬～300萬千瓦，此時段棄電率達(dá)到27%。
大量儲能緩解限電情況但降低項目收益率。為保證外送輸電通道可再生能源電量比例原則上不低于50%，需要配置高冗余新能源裝機，同時為解決午間光伏大發(fā)高棄電率和晚高峰頂峰需求的問題，要同步配置高比例儲能，投資大幅增加，進(jìn)一步降低項目收益率。當(dāng)儲能容量由20%，2小時調(diào)整至20%，4小時時，投資增加導(dǎo)致資本金收益率降低0.6個百分點。
兩省發(fā)受曲線匹配困難。湖南省的用電曲線和寧夏新能源基地的發(fā)電曲線存在季節(jié)性和日間錯配現(xiàn)象。從受電端省份湖南省的用電曲線看（見圖1、圖2），湖南省用電負(fù)荷呈現(xiàn)工作日內(nèi)日峰谷差明顯，最大峰谷差達(dá)40%以上，用電高峰時段為9:00～11:00、18:00～21:00，且節(jié)假日負(fù)荷曲線較工作日下降最大可達(dá)40%左右，與光伏發(fā)電曲線匹配性差；年際最高負(fù)荷變化幅度大，3～6月最高負(fù)荷明顯降低，年際變化幅度超50%，而寧夏風(fēng)電則呈現(xiàn)夏季發(fā)電量低的特點，尤其是7、8月。如果湖南省根據(jù)用電負(fù)荷情況修改送電功率曲線，將會造成更高的棄風(fēng)、棄光率。如受電端需求減少，通道送電功率400萬千瓦，除去煤電最低運行負(fù)荷，午間僅棄光率就超過70%，晚間風(fēng)電大發(fā)時，棄風(fēng)率達(dá)到20%左右。
電網(wǎng)需配備大量集中式或分布式調(diào)相機。根據(jù)相關(guān)測算，夏腰方式下直流滿送，新能源大發(fā)，火電保持開一半方式下，直流特高壓三次換相失敗閉鎖情況下，暫態(tài)過電壓標(biāo)幺值超過1.3，還需加裝20臺分布式調(diào)相機。
結(jié)論及建議
多維度綜合考慮基地項目選址論證。基地項目規(guī)劃論證要綜合考慮消納、電力市場、場址、資源、技術(shù)方案等多方面因素，加強源網(wǎng)合作力度，延伸源網(wǎng)合作工作周期。抓住目前項目開發(fā)建設(shè)中的主要矛盾，即在優(yōu)先解決外部條件的情況下進(jìn)行內(nèi)部優(yōu)化，減少項目不可控因素，將電源端投資經(jīng)營壓力與電網(wǎng)企業(yè)在特高壓線路的投資經(jīng)營壓力實現(xiàn)捆綁，促使源網(wǎng)同時發(fā)力，更好地解決消納問題。
加快柔性直流技術(shù)的研究和試點應(yīng)用。基于柔性直流具備如下技術(shù)優(yōu)勢：可實現(xiàn)無源孤島送電、在受電端電網(wǎng)不存在換相失敗，具備電壓支撐能力、不需要火電等常規(guī)電源為其電壓支持，可改善受電端電壓穩(wěn)定性，功率調(diào)節(jié)靈活，送電曲線可以靈活調(diào)節(jié)、不需采用常規(guī)直流的臺階式曲線，在送受電端之間分擔(dān)新能源的調(diào)峰需求的技術(shù)優(yōu)勢，建議大力推進(jìn)柔性直流研發(fā)應(yīng)用，著力推進(jìn)柔性直流在設(shè)備成本、輸送容量、輸送距離、單站損耗等瓶頸技術(shù)的研發(fā)力度，建議把遠(yuǎn)海風(fēng)電基地送出作為示范應(yīng)用場景，推動在大規(guī)模風(fēng)電場接入系統(tǒng)試點工程，充分發(fā)揮柔性直流在新能源消納方面靈活性和安全性的優(yōu)勢。
合理設(shè)置傳統(tǒng)直流特高壓可再生能源電量占比。細(xì)化可再生能源基地分類。結(jié)合基地項目資源情況、電源裝機類型及消納路徑，匹配不同類型的特高壓線路建設(shè)型式，并分類合理設(shè)置電量占比，避免“大撥轟、一刀切”現(xiàn)象，建議將風(fēng)光火儲等基地外送項目可再生能源電量占比由50%調(diào)整為40%左右，水風(fēng)光儲或水火風(fēng)光等基地項目可再生能源電量占比可酌情提高的合理化建議。
合理設(shè)置裝機方案，豐富拓展集團“一體化調(diào)度”內(nèi)涵。結(jié)合受電省份的實際消納情況合理配置新能源裝機，合理控制光伏超配比率和儲能設(shè)備的配置規(guī)模，爭取較優(yōu)的送電曲線，進(jìn)一步拓展豐富“一體化調(diào)度”內(nèi)涵，綜合考慮送電端、受電端相關(guān)省區(qū)煤電、風(fēng)電、光伏發(fā)電等各電源點的機組容量、電價、市場需求等因素，統(tǒng)一研究售電營銷策略、發(fā)電調(diào)度計劃、機組檢修計劃等，統(tǒng)籌開展風(fēng)光火、跨省區(qū)的統(tǒng)籌調(diào)度。
