孫珂，張琳，宋福龍，孫英云，肖筍

(1.國網(wǎng)北京經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，北京市 100052;2.華北電力大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院，北京市 102206)

0 引言

電力流向與能源資源分布、能源流向、國家能源政策、區(qū)域經(jīng)濟(jì)發(fā)展、地區(qū)電價(jià)水平等因素密切相關(guān)。美國、歐盟地區(qū)能源資源的分布與負(fù)荷分布較為匹配，電力流向主要呈就地平衡模式，目前未出現(xiàn)大規(guī)模的電力流動(dòng)。與之不同的是，我國能源資源與負(fù)荷需求呈逆向分布，導(dǎo)致我國電力出現(xiàn)“西電東送”、“南電北送”大規(guī)模電力流向。

在以往的電力流向及規(guī)模的確定中，常用的方法是在確定電源基地送電能力和受端市場空間的基礎(chǔ)上，依據(jù)送電通道的輸電能力，參考專家經(jīng)驗(yàn)，確定各電源基地的送出規(guī)模和送電方向［1-3］。這種判斷方式具有一定的合理性，能夠保證電力流向及規(guī)模的結(jié)果是一個(gè)可行解，但無法回答是否為最優(yōu)解問題。因此，需要建立明確的目標(biāo)函數(shù)，對(duì)電力流向及規(guī)模進(jìn)行數(shù)學(xué)優(yōu)化。本文考慮影響電力流向及規(guī)模的因素，圍繞優(yōu)化目標(biāo)的確定、目標(biāo)函數(shù)的建立、限制條件的選取、優(yōu)化問題的數(shù)學(xué)解析及結(jié)果分析為主線，對(duì)未來我國電力流向及規(guī)模進(jìn)行優(yōu)化。

1 基于電力流向及規(guī)模優(yōu)化的電力傳輸模型

1.1 模型描述

電力流向問題的實(shí)質(zhì)是研究如何把電力從能源基地送往負(fù)荷中心，并滿足技術(shù)、經(jīng)濟(jì)上的要求。其模型可抽象為:假設(shè)在電力網(wǎng)絡(luò)內(nèi)具有M個(gè)送端，N個(gè)受端，每個(gè)送端均可向不同受端輸送電力。為簡化模型，考慮送端與受端之間的電力傳送，不考慮各受端之間的電力中轉(zhuǎn)。電力傳輸網(wǎng)絡(luò)的簡化模型如圖1所示。圖中:B1～BM為M個(gè)能源基地，作為送端;D1～DN為N個(gè)負(fù)荷中心，作為受端;Qi為能源基地Bi的發(fā)電裝機(jī)容量，i=1，2，…，M;Sj為負(fù)荷中心Dj的市場空間，j=1，2，…，N;Lij為能源基地Bi到負(fù)荷中心Dj的距離;Pij為由能源基地Bi送往負(fù)荷中心Dj的電力。

圖1 電力傳輸網(wǎng)絡(luò)的簡化模型Fig.1Simplified model of power transmission network

1.2 模型約束條件

在實(shí)際電網(wǎng)中，各能源基地的出力不可能大于其裝機(jī)總?cè)萘?，從相同能源基地出發(fā)的所有線路傳輸功率總和不能多于該能源基地的裝機(jī)容量，送往相同負(fù)荷中心的所有線路輸送功率總和不能高于該負(fù)荷中心的受電空間。此外，由于負(fù)荷中心不得向能源基地反送電力，因此所有線路的輸送功率均為正值;考慮我國電力“北電南送”、“西電東送”的實(shí)際電力流向，依據(jù)能源基地與負(fù)荷中心的相對(duì)位置，違背整體電力流向的送電模式不存在。例如西南水電不向華北送電，即Pef=0。所以，各參數(shù)需滿足以下約束條件

式中:Qimax為能源基地Bi的最大裝機(jī)能力;αi為能源基地Bi的裝機(jī)出力系數(shù);βj為負(fù)荷中心Dj的外受電系數(shù)。

各參數(shù)的計(jì)算方法為:

(1)根據(jù)能源資源可支撐最大裝機(jī)水平和裝機(jī)規(guī)劃情況，確定能源基地Bi的裝機(jī)規(guī)模Qi。

(2)αi與裝機(jī)類型有關(guān)。一般，火電的αi為0.92，水電的αi為0.67［4-6］，風(fēng)電的αi為0.5［7-9］。

(3)通過各負(fù)荷中心電力需求預(yù)測(cè)結(jié)果和本地已核準(zhǔn)裝機(jī)情況，進(jìn)行電力電量平衡計(jì)算，得到負(fù)荷中心Dj的市場空間Sj。

(4)考慮負(fù)荷中心通過本地建電源滿足25%～30%的用電需要，βj一般為70%～75%［10-11］。

2 電力流向及規(guī)模優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)

2.1 電力傳輸成本最小

從電網(wǎng)規(guī)劃的技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)角度來看，電力流向優(yōu)化作為電網(wǎng)規(guī)劃的一部分，其最終目標(biāo)也應(yīng)為經(jīng)濟(jì)性最好。在經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)中，常用的方法為年費(fèi)用最小法，即以整個(gè)輸電網(wǎng)絡(luò)每年產(chǎn)生的費(fèi)用最小為目標(biāo)。

電力傳輸成本最小法是以總輸電年費(fèi)用最小為目標(biāo)的電力流向優(yōu)化方法，即從能源基地Bi向負(fù)荷中心Dj的輸電總費(fèi)用為

式中:Cbase，ij為從能源基地Bi向負(fù)荷中心Dj送電的投資年值;Cwast，ij為從能源基地Bi向負(fù)荷中心Dj送電的年損耗費(fèi)用;Coperate，ij為從能源基地Bi向負(fù)荷中心Dj送電的年運(yùn)行費(fèi)用;Cother，ij為從能源基地Bi向負(fù)荷中心Dj送電的其他費(fèi)用。且有

式中:cij為初投資，cij=ηijPijLij，ηij為輸電工程的單位容量、單位距離投資;γ為折現(xiàn)率;T為運(yùn)營期;δij為運(yùn)行維護(hù)費(fèi)率;λ為環(huán)保系數(shù)。

因直流輸電的損耗包括線路損耗和換流站損耗，而交流輸電的損耗僅為線路損耗，則有

式中:vi為能源基地Bi的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià);τij為利用小時(shí)數(shù);μij為交流線路損耗系數(shù)(線損);μx-ij為直流線路線路損耗系數(shù)(線損)，μh-ij為直流線路換流站損耗系數(shù)(換損)。

因此，基于電力傳輸成本最小的電力流向及規(guī)模優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)為

2.2 電價(jià)競爭力最大

將能源基地電力送至受端負(fù)荷中心的電價(jià)與本地建廠發(fā)電的上網(wǎng)電價(jià)之差是較為明確的，且容易被大眾接受的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。電價(jià)差越大，代表該輸電方式電價(jià)競爭力越大，有利于抑制電價(jià)上漲，具有更好的社會(huì)效益。因此，可以考慮以電價(jià)競爭力最大為目標(biāo)，進(jìn)行電力流向優(yōu)化。

電價(jià)競爭力最大法是以受端上網(wǎng)電價(jià)與到網(wǎng)電價(jià)差的總和最大為目標(biāo)的電力優(yōu)化方法，其目標(biāo)函數(shù)為

式中:Fj為負(fù)荷中心Dj的火電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià);Ei為能源基地Bi的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià);Mij為將容量Pij的電力從能源基地Bi送至負(fù)荷中心Dj的輸電價(jià)(含損耗電價(jià))，主要影響因素有工程造價(jià)、輸電量、輸電損耗等。

電力從能源基地Bi送至負(fù)荷中心Dj往往具有多種輸電方式和多個(gè)工程，其輸電價(jià)是各項(xiàng)工程輸電價(jià)的和，不能用統(tǒng)一的公式和幾個(gè)固定參數(shù)計(jì)算。但工程造價(jià)、輸電損耗、輸電量等因素對(duì)于輸電價(jià)的影響趨勢(shì)是一致的，因此，考慮簡化輸電價(jià)模型，用以代表輸電價(jià)的相對(duì)大小?？紤]各參數(shù)之間的關(guān)系，輸電價(jià)簡化為

2.3 綜合目標(biāo)函數(shù)

綜合電力傳輸成本最小及電價(jià)競爭力最大目標(biāo)函數(shù)，得到電力流向及規(guī)模優(yōu)化的綜合目標(biāo)函數(shù)為

3 我國電力流向及規(guī)模優(yōu)化計(jì)算分析

3.1 優(yōu)化計(jì)算經(jīng)濟(jì)指標(biāo)及參數(shù)

(1)輸電距離。通過初步估算，各大型水、火、風(fēng)電基地到華北、華中、華東負(fù)荷中心的距離及送電方式選擇如表1所示。

表1 大型能源基地至負(fù)荷中心送電距離及送電方式Tab.1Transmission mode and distance from power base to load center

(2)交直流送電模型及參數(shù)。交流輸電采用“點(diǎn)對(duì)網(wǎng)”送電模型，在雙回線路送電9 GW·h，考慮送端電廠通過1 000 kV線路直接接入，送端設(shè)開關(guān)站;受端設(shè)變電站，加裝3×3 GW主變;每300 km建設(shè)1個(gè)變電站，加裝3×3 GW主變。具體的投資參數(shù)為:①送端開關(guān)站投資7.57億元;②中間變電站規(guī)模3×3 GW，投資22億元;③受端變電站規(guī)模3× 3 GW，投資17.39億元［12-16］。

(3)直流輸電參數(shù)如表2所示。

表2 直流輸電投資參數(shù)Tab.2Investment parameters of DC transmission

(4)年費(fèi)用計(jì)算參數(shù)如表3所示。

表3 年費(fèi)用計(jì)算基本參數(shù)Tab.3Calculation parameters of annual fee

3.2 電力流向優(yōu)化結(jié)果分析

3.2.1 2020年電力流向優(yōu)化結(jié)果

采用上述電力流向及規(guī)模優(yōu)化方法，得到2020年我國電力流向優(yōu)化結(jié)果如圖2。

華北電網(wǎng)負(fù)荷中心距離北部的煤電、風(fēng)電基地距離較近，其外受電力主要考慮來自距離其較近的能源基地，包括錫盟、蒙西、呼盟、寧東、陜北、山西能源基地。此外，寶清能源基地距離華北電網(wǎng)相對(duì)于華中、華東電網(wǎng)更近，按照就近消納的原則，同樣考慮送入華北電網(wǎng)。

圖2 2020年我國電力流向Fig.2China power flow in 2020

華中電網(wǎng)位于華北、華中、華東(“三華”)電網(wǎng)的樞紐位置，一方面其與西北部煤電基地的距離遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于與華東電網(wǎng)的距離，另一方面，華中電網(wǎng)的湖北等省份水電裝機(jī)較多。考慮水火互濟(jì)原則，新疆的哈密、伊犁、準(zhǔn)東及西北隴東、彬長等能源基地的火電、風(fēng)電送入華中電網(wǎng)，提高電網(wǎng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。此外，為滿足華中負(fù)荷中心的用電需要，結(jié)合我國“西電東送”的整體電力流向，部分四川水電和金沙江水電也考慮送至華中東四省消納，部分通過山西等附近的能源基地補(bǔ)充。

華東電網(wǎng)通過直流線路接受來自金沙江、酒泉、錫盟、蒙西、赤峰能源基地電力，充分發(fā)揮直流線路遠(yuǎn)距離送電的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)。錫盟、寧東、陜西、山西部分電力通過交流通道接遞送至華東。

3.2.2 2015年電力流向優(yōu)化結(jié)果

2015年我國電力流向如圖3所示。與2020年優(yōu)化結(jié)果相對(duì)照，2015年電力流向優(yōu)化結(jié)果基本可以實(shí)現(xiàn)網(wǎng)架的合理過渡。

圖3 2015年我國電力流向計(jì)算結(jié)果Fig.3Calculation results of China power flow in 2015

4 結(jié)論

本文綜合考慮影響電力流向及規(guī)模的各個(gè)因素，從電力建設(shè)成本最小化以及電價(jià)競爭力最大化的角度探討了電力流向及規(guī)模。確定了優(yōu)化目標(biāo)、建立了目標(biāo)函數(shù)、設(shè)定了限制條件，同時(shí)介紹了求解優(yōu)化問題的數(shù)學(xué)解析方法并對(duì)結(jié)果進(jìn)行了深入的分析，以此對(duì)未來我國電力流向及規(guī)模進(jìn)行了優(yōu)化研究。結(jié)果表明未來我國電力將由西北流向華中，西南水電流向華中和華東，北方煤電就近送往華北，部分富余電力送往華東，整體呈現(xiàn)“西電東送”、“北電南送”的格局。

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(編輯:蔣毅恒)