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张昌1，杨建华1，帅航2，舒康安2，艾小猛2 （1.国家电网公司华中分部，湖北武汉 430077；2.华中科技大学电气与电子工程学院强电磁工程与新技术国家重点实验室，湖北武汉 430074） 摘 要：随着中国风电、水电等清洁能源的大规模开发利用及特高压工程建设的高速发展，跨区电力交易日益频繁且交易量逐年增长。大规模区外来电增加了受端电网的调峰、备用等压力，然而目前不参与受端电网辅助服务的考核和补偿体系。针对这一情况，介绍了华中电网电源及负荷特点，分析了跨区电力交易的现状；提出了跨区电力交易参与华中电网调峰和备用辅助服务的机制建议；根据所提机制，测算了天中等直流跨区联络线送电应分担华中电网调峰和备用辅助服务的大小。所提模型有利于建立跨省区辅助服务分担共享机制，进而缓解华中地区火电机组调峰压力，促进西北等地的清洁能源送往华中电网消纳。 关键词：电力市场；跨区电力交易；辅助服务；调峰；备用；直流联络线 0 引言随着化石能源的逐渐枯竭及环境污染问题日益严重，传统化石能源正逐步被水力、风力、光伏在内的清洁能源所替代。然而中国这些清洁能源资源与电力负荷在地理上分布极不均匀[1]。因此，在 “西电东送”战略规划中，利用远距离、大容量输电线路将西南、西北等地区丰富的水力、风力、太阳能资源输送至华中和华东负荷中心，是缓解中国能源矛盾的重要手段。 随着远距离、大容量输电线路建设的完善，中国近年的跨区电力交易量逐年增长，对消纳清洁能源起到了较大的促进作用。据统计，2007—2011年中国跨区交易电量年均增长率达14.81%，2015年及2016年，国家电力市场跨省区交易电量分别完成7 221.42亿kW·h、7 743.74亿kW·h。然而，大规模跨区消纳区（省）外电力，需要本地发电厂提供大量的辅助服务来支撑，目前中国大多数电网仅建立了以 “两个细则”[2-3]为基础的省内辅助服务考核与补偿机制，跨区输入电能不在考核与补偿范围内，基本不承担相应的辅助服务义务，因此，受端电网的辅助服务负担日益加重[4-6]。针对这一问题，已有学者开展针对改进受端电网辅助服务补偿机制的研究[7-9]。文献[7]引入了调峰容量责任制的思维，提出了用等效可用负荷率概念建立调峰容量补偿机制的方法；文献[8]提出一种考虑机组调峰能力实现程度的调峰辅助服务补偿模型，旨在激励更多的机组在电网负荷低谷期参与调峰辅助服务，在增加电网稳定性的同时为更多的风电并网创造条件；文献[9]建立了外来电分摊受电省份机组辅助服务成本的分摊模型和基于报价、补偿的调停交易模型，应用公平分配理论中 “无嫉妒”性，给出了市场定价和结算规则。 在电力体制改革新形势下 [10-12]， “9号文”[13]及电网公司相关文件[14-15]，已明确要求尽快建立涵盖跨省区电力市场下的辅助服务分担共享机制，构建更加公平合理的辅助服务市场机制。 华中电网是大规模消纳中国西北、西南外送电量的重要受端电网之一。目前华中电网与西北电网通过±500 kV德宝和灵宝、±800 kV天中直流相连，输送总容量1 211万kW，2017年6月投运的酒泉—湖南直流工程进一步加强了华中与西北的跨区互联；四川作为中国西南地区重要水电外送基地，目前已通过 “四直四交”分别与华东、西北、华中电网相连，最大外送能力2 660万kW左右。本文将重点分析跨区电力交易对华中电网辅助服务的影响大小，为后续建立华中电网跨区辅助服务机制奠定基础，从而缓解华中火电机组的调峰压力，同时优化和促进西北地区风电、光伏和西南地区水电资源更好的送往华中地区消纳。 1 华中电网电源及负荷特点华中电网是中国目前供电人口最多的区域电网。华中电网在全国电力系统中处于枢纽地位，也是西电东送的主要通道。 截至2016年底，华中电网四省（湖北、湖南、河南、江西）调度口径发电机组12 776台（座）（风电场、光伏和生物质能发电场按座统计），总容量20 132万kW，其中包括：火电11 679.6万kW，占58.01%；水电6 692.5万kW，占33.24%；风电容量704.3万kW，光伏、生物质能等其他发电厂1 055.6万kW，风电、光伏及生物质能等其他发电容量占总容量比例为8.74%。华中电网四省电源呈现水电占比较大，新能源装机占比较小的特点。此外，华中电网已投运若干座抽水蓄能电站，总装机容量为379万kW。作为中国的枢纽电网，华中电网水电比重较大，而且建有大容量的抽水蓄能电站，可调节能力强，为大规模跨区电力的消纳提供了良好的基础。 在用电方面，近年华中地区用电需求增长放缓。如2015年，湖北、湖南、河南、江西调度口径用电量6 385亿kW·h，同比下降0.57%；调度口径最大用电负荷15 469万kW，同比增长2.77%。2016年调度口径用电量有所回升，同比上涨超过5%。2015年上半年华中全网用电负荷增长平稳；进入夏季后，受气温影响，导致 “迎峰度夏”期间的全网降温负荷出现负增长；入冬后，华中地区平均气温相较往年偏高，用电负荷也出现负增长。2016年，受厄尔尼诺现象影响，华中电网夏季用电需求出现多轮高峰，各省电力需求创历史新高。华中四省2016年每个月全社会用电量情况如图1所示，典型日负荷曲线如图2所示。总体而言，华中电网负荷特点为：（1）华中电网用电高峰一般出现在夏季的7—8月和冬季的12月及1月；（2）华中电网最大高峰用电负荷和最大日用电量一般发生在夏季7—8月；（3）华中电网最大用电峰谷差一般发生在2月；（4）华中电网日负荷曲线呈现 “双峰”特点，一般11:00—12:00、18:00—19:00出现用电高峰。  图1 2016年华中各省市分月负荷电量  图2 华中全网典型日负荷曲线 虽然华中调峰能力相对充裕，但是近年来受用电需求增长放缓影响，华中电网火电机组的利用小时数大幅下降。为保障电网安全稳定运行，华中本地火电的调峰压力不断增大。 2 华中电网跨区电力交易现状2.1 跨区输电通道建设情况“十二五”期间，华中地区特高压跨区输电线路发展迅猛，系统主网联系不断增强，大电源投产集中，更加凸显了其 “特高压、大电网、大机组”的特征。随着天中、复奉、锦苏、宾金等特高压直流陆续投运，华中已形成 “十二直二交、大功率送受”的跨区互联格局，其跨区通道总交换能力5 194万kW，比 “十一五”末增加3 247万kW。华中电网已成为国家电网公司跨区输电通道数量最多、输送能力最强的区域电网。2015年华中电网与华东电网、南方电网、西北电网等电网通过多条高压输电线路相连，如图3所示。华中电网与华东电网通过4条±500 kV（龙政、宜华、林枫、葛南）、3条±800 kV（复奉、锦苏、宾金）直流相连，输送总容量3 176万kW；与西北电网通过±500 kV德宝和灵宝、±800 kV天中直流通道相连，输送总容量1 211万kW；与南方电网通过±500 kV江城直流相连，输送容量300万kW；与华北电网通过特高压1 000 kV长南线相连，输送极限-500万kW或430万kW（华北送华中为正）。  图3 华中电网跨区联络线 2.2 跨区电力交易华中电网跨省区电量交易近年来呈不断增长的态势，如图4所示。2015年，华中电网（包括湖北、湖南、河南、江西、四川、重庆电网）累计跨区跨省电量交易722.1亿kW·h，同比增加94.4亿kW·h。其中：跨区交易679.6亿kW·h，同比增加124.7亿kW·h；跨省交易42.4亿kW·h，同比减少30.4亿kW·h。跨区交易增加主要是天中直流送电增加，以及德宝送西北和特高压直流送华东电量大幅增加。其他向华中送入的通道交易电量均大幅下降。2016年华中东四省（湖北、湖南、河南、江西）完成跨区交易电量472.3亿kW·h，同比增长17.9%。 2.3 华中电网跨区电力交易特点分析华中电网既是跨区交易的受电端，又是跨区交易的送电端。华中电网作为电力送出端，每年将四川水电以及三峡水电大量送往华东等负荷中心。同时，为促进西北风电和光伏等清洁能源的消纳，大量的新能源又通过天中直流等跨区通道送往华中。  图4 华中电网跨区电力交易 华中跨区电力交易特点为：（1）交易量巨大，跨区交易量呈增长态势。2016年，华中电网四省送华东 337.4亿 kW·h（含三峡），同比增长10.9%；送南方160.7亿kW·h（含三峡），同比增长9.8%；西北送华中376.8亿kW·h，同比增长23.9%；华中送华北 28.5亿 kW·h，同比增长18.8%；华北送华中 53.6亿 kW·h，同比增长0.3%；（2）以中长期交易为主要形式。主要通过与各大型发电厂以及区域电网签订长期交易合同的形式来保障跨区交易电量。如在2015年，华中电网公司在上年已签订大水电（三峡、锦官电站）中长期消纳合同基础上，组织签订《2015—2020年四川送重庆年度计划内跨省电能交易合同》和《2015—2020年四川富余水电送西北电能交易合同》，并按要求组织签订《2015—2020年华中送华东葛洲坝电能交易合同》和《2015—2020年华中送西北（四川富余水电）交易合同》，以中长期合约机制全面落实四川富余水电的消纳。（3）主要通过高压直流联络线实现跨区电量的输送。华中电网主要通过3条±800 kV直流和4条±500 kV直流与华东电网互联；通过2条±500 kV和1条±800 kV直流通道与西北电网互联；与南方电网通过±500 kV江城直流相连；与华北电网通过特高压1 000 kV长南线相连。此外，随着2017年祁韶（酒泉-湖南）特高压直流的投产，华中电网与西北电网的电量交换能力进一步提升。（4）跨区电量交易中清洁能源占比较大。由于华中电网水电资源丰富，三峡水电、四川水电大量外送华东等区域电网消纳；同时华中电网作为枢纽电网，西北电网大量风电、光伏等新能源送入华中消纳或过境华中。2016年湖北、湖南、河南、江西电网跨区电力交易量增加了71.7亿kW·h，其主要是由于天中直流送电增加，以及特高压直流送华东电网、南方电网电量大幅增加。 由于清洁能源的间歇性和波动性，大规模消纳区（省）外电力，需各发电厂提供大量的辅助服务，而目前该辅助服务主要由本地火电机组承担。因此，华中电网火电的调峰、调频和备用等辅助服务负担日益加重。例如2015年湖南电网跨省区购电比例超过1/10，统调火电机组仅占总发电量的41.5%，却承担七成以上的辅助服务任务。 3 跨区电力交易参与华中电网辅助服务的机制建议3.1 机制建议中国对辅助服务的定义为：辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能产生、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。华中电网自2009年以来，已建立起以 “两个细则”为基础的辅助服务考核与补偿机制。但目前所建立的机制，适用于省内机组的辅助服务考核与补偿，跨区电厂不承担相应的辅助服务义务。但是，由于跨区送电与本地电网的负荷需求上存在时空差异性，为确保电网的安全稳定运行，消纳大量的区外来电需要受端电网提供相应的辅助服务。按照 “谁引发，谁承担”的原则，跨区送电方应承担相应的辅助服务费用。根据 “两个细则”实行以来的历史数据，可以发现通常对提供辅助服务的电厂进行的补偿费用大多集中在调峰、备用项目。因此，下面建立跨区电力交易参与受端电网调峰和备用辅助服务市场的途径。 本文作如下假设：如果跨区联络线的送电功率曲线 “形状”与本地电网的负荷曲线完全一致（本文定义其为 “类负荷”送电功率曲线），那么跨区送电对本地电网的调峰及备用辅助服务无影响。基于这一思路，本文提出基于 “类负荷”功率曲线的跨区电力交易参与受端电网辅助服务的分析模型。根据受端电网的负荷曲线、跨区联络线送电功率曲线计算跨区送电方应分担的辅助服务份额。 假设某天受端电网的负荷曲线如图5所示，根据图5即可得到受端电网一天的总负荷为  式中：  图5 华中电网典型负荷曲线 同一天跨区直流联络线的送电功率曲线如图6中的红色曲线所示。考虑到直流系统运行可靠性、控制可行性和设备运行寿命等因素的限制，正常运行方式下直流联络线应滤除毛刺、锯齿、频繁往复波动等因素，即传输功率应呈现阶梯状[16]。根据图6可计算得到跨区联络线一天向受端电网注入的电量为  式中：  图6 实际送电曲线与“类负荷”送电曲线 下面根据负荷曲线、受端电网总用电量D以及联络线注入的总电量E计算联络线的 “类负荷”功率曲线。“类负荷”送电功率曲线即不需要受端电网提供调峰及备用辅助服务时的送电计划。其确定方法为，根据日送电电量占受端电网日负荷电量的大小等比例缩小负荷曲线。因此，时刻t联络线的 “类负荷”送电功率为  式中： 根据华中电网峰、平、谷时段跨区联络线对华中调峰和备用影响的差异，按照如下基本规则计算其应承担的辅助服务份额：在负荷谷段，区外送电仅影响受端电网的调峰辅助服务，其应承担相应的调峰辅助服务费用；在负荷峰段，区外送电仅影响受端电网的备用辅助服务，其应承担相应的备用辅助服务费用；在负荷平段，区外送电对受端电网的调峰辅助服务有影响，影响大小为联络线实际功率与 “类负荷”功率之差的绝对值。但考虑到该时段电网的调峰资源比负荷峰段充裕，因此该时段对调峰辅助服务的影响量乘以比例系数k，其应承担相应的调峰辅助服务费用。跨区联络线对受端电网辅助服务的影响按照以下公式计算。 式中：Epeak调峰电量为跨区联络线对调峰辅助服务的影响大小；EReserve备用电量为跨区联络线对备用辅助服务的影响大小；Ptline为跨区联络线时刻t的实际送电功率；Ptper为跨区联络线时刻t的 “类负荷”送电功率；T1，T2，T3分别为受端电网的负荷峰、谷、平时间段。本文将一天均分为96个时段统计计算。由式（4）和式（5）可知，跨区联络线对受端电网辅助服务的影响可能为负，此即表明跨区联络线为受端电网提供了辅助服务，受端电网应该补偿跨区电厂相应的辅助服务费用。 3.2 测算分析根据2016年全年华中受端省电网负荷数据以及天中、灵宝、德宝3条直流联络线的2016年历史数据，分别测算3条联络线对华中调峰和备用辅助服务的影响，也即相应跨区送电方应承担华中电网调峰和备用辅助服务的份额。式（4）的k取值0.5。由2016年365天的历史数据计算每天各条联络线对华中受端电网调峰的影响，然后将每天的影响值相加即可得到全年联络线对华中受端电网调峰和个辅助服务的影响总量。本文对华中电网峰、平、谷时段的划分如表1所示。 表1 华中电网峰、平、谷时段划分 峰段平段谷段10:00—12:00 18:00—22:00 00:00—08:00 08:00—10:00 12:00—18:00 22:00—24:00 根据上述测算思路分别进行计算，测算结果如图7~9所示。2016年全年上述3条跨区联络线对河南、四川的辅助服务影响如表2及表3所示。由以上计算结果可知，为接纳跨区联络线送入的电能，受端电网需要为其提供调峰和备用辅助服务。且天中和灵宝直流给受端电网带来的辅助服务影响量占交易电量的比例小于3%；德宝直流给受端电网带来的辅助服务影响量占交易电量的比例超过 10%，这是由于2016年德宝直流日送电功率曲线较少随受端电网负荷进行调整。 图7 天中直流2016年对河南电网辅助服务影响 图8 灵宝直流2016年对河南电网辅助服务影响 图9 德宝直流2016年对四川电网辅助服务影响 表2 2016年3条跨区联络线对受端电网辅助服务影响
表3 2016年3条跨区联络线对受端电网辅助服务影响占交易电量比例
3.3 利弊分析根据3.2测算结果，按照 “谁引发，谁承担”的原则，天中直流应分担的调峰和备用辅助服务电量分别为 42 473万 kW·h和 31 042万 kW·h。如果按照华中电网 “两个细则”补偿标准，火电机组提供深度调峰和旋转备用辅助服务的补偿标准为 1 000 元/（万 kW·h）和 200 元/（万 kW·h），天中直流应补偿河南火电机组所提供的辅助服务费为4 868.14万元。按照本文所提机制，跨区送电方适当补偿受端电网机组提供的辅助服务，将产生正面效益：（1）有利于所有辅助服务市场参与成员更加公平合理的承担相应的辅助服务责任和义务，建立更加公平合理的跨省区辅助服务市场机制；（2）将极大地挖掘受端电网提供辅助服务的能力，缓解本地电网辅助服务压力；（3）提升本地机组提供跨区辅助服务的积极性，从而促进受端电网消纳更多的风电、水电等清洁能源，进而也缓解了西北/西南地区弃风/弃水的压力。 4 结论本文针对跨区电力交易给受端电网带来的辅助服务压力，提出了跨区送电企业参与受端电网调峰和备用辅助服务的机制建议，并根据2016年天中、灵宝、德宝3条直流联络线的历史运行数据，分析了其应分担河南和四川电网调峰和备用辅助服务的份额，计算结果表明跨区电力交易对华中电网的调峰和备用辅助服务均有影响，且对调峰的影响大于备用。本文提出的跨区辅助服务分担共享机制，对后续建立华中全网跨区辅助服务分担共享机制奠定了基础，有利于建立更加公平合理的辅助服务市场机制。采取跨区辅助服务分担共享机制，有利于提高跨区交易电量，缓解西北地区的弃风/光问题和西南地区的弃水问题；同时可缓解火电机组的调峰压力。 参考文献： [1]刘振亚，张启平，董存，等.通过特高压直流实现大型能源基地风、光、火电力大规模高效率安全外送研究[J].中国电机工程学报,2014,34（16）:2513-2522.LIU Zhenya,ZHANG Qiping,DONG Cun,et al.Efficient and security transmission of wind,photovoltaic and thermal power of large-scale energy resource bases through UHVDC projects[J].Proceedings of the CSEE,2014,34(16):2513-2522. 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Research on Ancillary Services Market Based on Inter-Regional Electricity Transactions in Central China Power Grid ZHANG Chang1,YANG Jianhua1,SHU AIHang2,SHU Kang’an2,AI Xiaomeng2 Abstract:With the large-scale development of such clean energies as wind power and hydropower in China and the rapid construction of UHV projects,the inter-provincial electricity transactions are becoming more frequent with transaction volume increasing year by year.Large-scale out-of-area electricity increases the pressure for the receiving-end power grid to shave peak and reserve power,but it is not involved in the current assessment and compensation system of the ancillary market.Firstly,the power source and load characteristics of the central China power grid(CCPG)are introduced in this paper,and then the status quo of its inter-regional power transaction is analyzed.Secondly,a mechanism is proposed for the inter-regional power transaction to participate in CCPG peak shaving and reserve ancillary service.Finally,according to the proposed mechanism,the influences of the high-voltage DC transmission lines on the peak shaving and reserve ancillary service in CCPG are computed.The model proposed in this paper is conducive to the establishment of sharing mechanism of inter-regional ancillary services,subsequently alleviating the peak shaving pressure of the thermal power units in CCPG and promoting the consumption of clean energy transmitted from the northwest and other areas to CCPG. Keywords:power market;inter-regional electricity transaction;ancillary service;peak shaving;reserve;HVDC transmission tie line 中图分类号：F426.61；TM73 文献标志码：A DOI：10.11930/j.issn.1004-9649.201705089 收稿日期：2017-05-08 作者简介：张昌（1962—），男，湖北武汉人，高级工程师，从事电力调度、交易和基建相关工作。 E-mail:227262318@qq.com （责任编辑 张重实） |
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为时刻t受端电网的负荷功率；D为受端一天的总用电量，万kW·h。
为时刻t联络线的传输功率；E为联络线注入受端电网的总电量，万kW·h。
