傳統特高壓對新能源基地發展的影響

大力發展新能源是我國踐行“雙碳”目標，著力構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一步發展的主要問題。“通過直流特高壓線路進行電力外送”作為解決電力資源與負荷區域不平衡的主要路徑，從理論上來講，可以解決能源負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。本文從現有直流特高壓線路外送存在問題切入，結合擬規劃建設的新能源基地項目對外送電情況進行系統推演分析，并提出針對性建議。

（來源：微信公眾號“中國電力企業管理” 作者：肖玲娟等）

傳統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節的客觀需求，進一步加劇受電端省份的調峰難度。受常規直流采用的晶閘管換流技術特性限制，常規直流特高壓不能實現功率靈活調節，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，增大其調峰難度。近期，山東、河南、江西、河北等多個省份自身的調峰壓力日漸增長，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峻的調峰挑戰。

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。受電端省份交流網架結構是制約特高壓線路輸送能力的關鍵因素，尤其是多饋入點的受電端省份更面臨巨大挑戰。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。為保證電網穩定運行，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絡線）也存在著耦合效應，當兩個直流高負荷率運行時，會將特高壓長南線調減出力。在“十四五”規劃中，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性波動，嚴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重影響。以四川為例，水電裝機容量占比高達80%。豐水期（6～10月），四川的水電機組高負荷運行，屬于外送型電網，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的用電需求。該類季節性用電缺口從根本上對外送線路的利用率存在不可調和的限制，不利于新能源基地持續、穩定的外送輸出。

大容量、高比例新能源接入

加劇對傳統直流特高壓的挑戰

電網平穩調度、供需動態平衡，與新能源發電“靠天吃飯”特性存在較大沖突。新能源發電出力受風力、光照等氣候因素影響，難以實現持續穩定供電或根據負荷需求調節發電出力。同時，隨機性和波動性也降低了發電曲線置信度。以風電為例，單個場站的風功率1分鐘波動值最大約為20%，10分鐘波動最大值可達100%甚至更大。日內逆調峰特性加劇“鴨型曲線”現象。一般而言，風電夜間大發時是用電低谷，用電高峰期風電出力反而較小；光伏發電在晚高峰出力為零，大量的光伏接入電網、特別是分布式接入，導致“鴨型曲線”效應越來越嚴重。

常規電源集中性好、單機容量大，設備性能穩定，計劃性強，調節主要以負荷側變化為主。反觀新能源裝機，單體容量小、發電曲線變化多且快，電壓接入等級不同、源荷同為變量，對電網規劃、調度方式均形成巨大挑戰。隨著新能源裝機比例的逐步提升，電網功率實時平衡難度進一步增大，電網潮流多變，可測、可控、可調難度呈指數型上升。

規模化新能源的接入，將導致電網抗干擾能力下降，系統的安全性穩定性無法有效保證。系統轉動慣量越大，電網穩定性越強。旋轉設備被靜止設備替代，即新能源發電代替傳統化石能源發電方式，系統慣量不再隨規模增長、甚至呈下降趨勢。當電網出現擾動時，由于有效轉動慣量減小，系統整體波動加劇，兼之新能源機組電壓、頻率耐受能力差，新能源可能出現大規模脫網風險，并引發系統連鎖反應。新能源機組動態無功支撐能力較常規電源弱，且新能源發電逐級升壓接入電網，與主網的電氣距離是常規機組的2～3倍。隨著新能源發電占比快速提高，系統動態無功儲備及支撐能力急劇下降，系統電壓穩定問題突出，高比例新能源接入地區的電壓控制困難，高比例受電地區的動態無功支撐能力不足。

風光變流器等大量電力電子設備接入，電能質量問題日益突出，不僅傳統電網頻率、電壓和功角穩定問題受到深度影響，而且出現新的次/超同步振蕩穩定問題，造成火電機組連鎖跳閘，從而帶來新的電網安全風險。

常規直流特高壓技術特性劣勢制約新能源高比例送出。常規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作為支撐。當直流特高壓發生換相失敗、甩負荷或換流器閉鎖故障時，系統輸送功率大量缺失甚至中斷，此時無功補償過剩，引發送端換流站母線暫態過電壓，而隨著新能源大規模接入送端電網，使得交流系統強度進一步降低，加劇過電壓嚴重程度，如果過電壓進一步誘發大規模風電場脫網，將導致故障范圍擴大。因此，常規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過電壓的措施，并且為了保障電網設備安全，現有直流特高壓會采取降功率運行方式來滿足暫態過電壓安全裕度。

受暫態過電壓限制，嚴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系。如青豫直流輸送功率提高到400萬千瓦，則新能源上網功率必須小于260萬千瓦；吉泉直流輸送功率由600萬千瓦提升至1000萬千瓦，近區風電接納能力則由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，設計輸送能力800萬千瓦。

近電氣距離的煤電機組建設條件差。受暫態過電壓影響，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。煤電廠廠址調整后，煤炭運輸距離增大，導致到廠煤價上漲，當入爐煤價提高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，午間光伏大發時，即使線路滿送，不考慮風電發電量，僅光伏棄電功率將達到約240萬～300萬千瓦，此時段棄電率達到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，進一步降低項目收益率。當儲能容量由20%，2小時調整至20%，4小時時，投資增加導致資本金收益率降低0.6個百分點。

兩省發受曲線匹配困難。湖南省的用電曲線和寧夏新能源基地的發電曲線存在季節性和日間錯配現象。從受電端省份湖南省的用電曲線看（見圖1、圖2），湖南省用電負荷呈現工作日內日峰谷差明顯，最大峰谷差達40%以上，用電高峰時段為9:00～11:00、18:00～21:00，且節假日負荷曲線較工作日下降最大可達40%左右，與光伏發電曲線匹配性差；年際最高負荷變化幅度大，3～6月最高負荷明顯降低，年際變化幅度超50%，而寧夏風電則呈現夏季發電量低的特點，尤其是7、8月。如果湖南省根據用電負荷情況修改送電功率曲線，將會造成更高的棄風、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荷，午間僅棄光率就超過70%，晚間風電大發時，棄風率達到20%左右。

電網需配備大量集中式或分布式調相機。根據相關測算，夏腰方式下直流滿送，新能源大發，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，暫態過電壓標幺值超過1.3，還需加裝20臺分布式調相機。

結論及建議

多維度綜合考慮基地項目選址論證。基地項目規劃論證要綜合考慮消納、電力市場、場址、資源、技術方案等多方面因素，加強源網合作力度，延伸源網合作工作周期。抓住目前項目開發建設中的主要矛盾，即在優先解決外部條件的情況下進行內部優化，減少項目不可控因素，將電源端投資經營壓力與電網企業在特高壓線路的投資經營壓力實現捆綁，促使源網同時發力，更好地解決消納問題。

加快柔性直流技術的研究和試點應用。基于柔性直流具備如下技術優勢：可實現無源孤島送電、在受電端電網不存在換相失敗，具備電壓支撐能力、不需要火電等常規電源為其電壓支持，可改善受電端電壓穩定性，功率調節靈活，送電曲線可以靈活調節、不需采用常規直流的臺階式曲線，在送受電端之間分擔新能源的調峰需求的技術優勢，建議大力推進柔性直流研發應用，著力推進柔性直流在設備成本、輸送容量、輸送距離、單站損耗等瓶頸技術的研發力度，建議把遠海風電基地送出作為示范應用場景，推動在大規模風電場接入系統試點工程，充分發揮柔性直流在新能源消納方面靈活性和安全性的優勢。

合理設置傳統直流特高壓可再生能源電量占比。細化可再生能源基地分類。結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型式，并分類合理設置電量占比，避免“大撥轟、一刀切”現象，建議將風光火儲等基地外送項目可再生能源電量占比由50%調整為40%左右，水風光儲或水火風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。

合理設置裝機方案，豐富拓展集團“一體化調度”內涵。結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備的配置規模，爭取較優的送電曲線，進一步拓展豐富“一體化調度”內涵，綜合考慮送電端、受電端相關省區煤電、風電、光伏發電等各電源點的機組容量、電價、市場需求等因素，統一研究售電營銷策略、發電調度計劃、機組檢修計劃等，統籌開展風光火、跨省區的統籌調度。

（本文僅代表作者個人觀點）

本文刊載于《中國電力企業管理》2023年06期，作者肖玲娟、蔣海波、劉長棟供職于國家能源集團技術經濟研究院