西南水电外送规模及流向

我国水电资源丰富,主要蕴藏在西部地区,约占全国水电经济可开发量的59%,其中:云南、西川2省集中了近2亿kW的待开发水电,是我国未来"西电东送"的重要水电基地.为合理利用西南水电资源,通过对水电基地开发容量及受电地区电力市场情况的分析,提出西南水电的外送方案,涉及外送规模、受电市场容量及送电方向等,可供电力规划参考.     

优化川电东送曲线 减少四川丰期弃水

为发挥"十二五"期间规划建设的川渝—华中交流特高压输电网强大的送电能力,提高华中交流特高压工程建设的经济效益,亦为实现四川水电更多季节性电能外送,减少四川电网丰期大量的弃水电量,通过优化2015年川电丰水期外送华中东四省的送电曲线,实现减少四川丰期弃水电量、提高华中交流特高压电网的利用小时数目标。通过对川渝间输电线路网架适应性的校核计算,进一步确定和提出较有利于川电东送的川渝省际联网方案。研究表明,优化川电东送华中东四省的送电曲线后,2015年可减少四川电网丰期调峰弃水电量约90亿kW·h,经济效益显著。     

三峡的建设与金沙江的西电东送

长江上游金沙江中下游河段，以其远大于三峡的水能资源早已被世人所关注。随着我国东部经济的飞速发展，东部能源供应紧张局面日益加剧，金沙江西电东送已经列入议事日程。本文分析了金沙江水电可外送的容量和东部地区从金沙江受电的能力，认为金属江与三峡同为我国缺一可的重要电源，三峡电站接入系统应考虑与金沙江西电东送输忆网架相衔接。由于金沙江外送电力巨大，送电距离远，建议尽早开展特高压输电技术的研究。     

西南水电资源开发现状与问题

我国西南地区蕴藏着丰富的水能资源.目前,国内开发西南水电的热情高涨,特别是云南、四川2省,各大发电公司和民营企业纷纷涉足水电开发.根据西南水电开发情况,结合对西南水电受电市场前景和机电设备制造能力等方面分析,对西南水电开发面临的主要问题进行了初步探讨,提出科学引导西南水电的有序开发及外送是合理、高效利用水电资源的重要措施.     

优化川电东送曲线 减少四川丰期弃水

为发挥“十二五”期间规划建设的川渝一华中交流特高压输电网强大的送电能力．提高华中交流特高压工程建设的经济效益．亦为实现四川水电更多季节性电能外送．减少四川电网丰期大量的弃水电量．通过优化2015年川电丰水期外送华中东四省的送电曲线．实现减少四川丰期弃水电量、提高华中交流特高压电网的利用小时数目标。通过对川渝间输电线路网架适应性的校核计算．进一步确定和提出较有利于川电东送的川渝省际联网方案。研究表明,优化川电东送华中东四省的送电曲线后．2015年可减少四川电网丰期调峰弃水电量约90亿kW·h．经济效益显著。     

对西南地区水电站装机容量的几点看法

合理利用西南水电资源是我国能源发展战略的重要组成部分,当前在水电开发中,水电站装机容量普遍偏大,利用小时数不断降低。水电站合理装机容量是电厂和电网2方面综合考虑的结果。西南水电不仅要满足送端省用电需求,还有部分电站要外送到东部负荷中心。送受端系统特点不同,对水电站的装机容量要求也不同。因此水电站装机容量不宜仅考虑自身的技术经济指标,还应考虑在系统中的定位和电网送出工程,对于西电东送电源不宜降低利用小时数。     

我国研究西藏水电外送的方向及规模

《西藏水电开放和外送有关问题研究》的研究报告已经完成,报告描绘了藏电外送的送电方向及送电规模。根据这项研究成果。藏电外送主要方向为川渝、华中东四省和广东：主要外送电河流为金沙江上游、澜沧江上游、怒江上游及雅江干流和主要支流。     

兼顾正负旋转备用的华中电力调峰辅助服务市场设计与实践

由于中国华中地区区外受电不断增大、区内新能源快速发展,加之近年来区内电力平衡从华中四省富余转向部分省份部分时段紧缺,华中电网实际运行中面临部分省份低谷调峰困难和高峰备用容量不足等问题。迫切需要通过市场化机制打破省间壁垒,促进省间调峰互济,从而提升华中电网消纳可再生能源能力和系统运行经济性。文中重点介绍了华中电力调峰辅助服务市场设计的时代背景、基本原则和基本理念、市场运营规则,并针对性地分析了与水电应急交易的关系、与"两个细则"的关系、与中长期交易的关系、网省两级安全校核协调机制等相关问题。实际电网的运行实践表明,所设计的电力调峰辅助服务市场能够实现正负旋转备用在华中全网范围内的优化配置。     

中通道“西电东送”规划研究概论

中通道“西电东送”是将西部的三峡水电、四川水电和金沙江梯级水电送往华中、华东和福建地区。三峡电力供电范围为上海市、浙江省、江苏省、安徽省、湖南省、湖北省、江西省、河南省和广东省八省一市。四川水电的特点是具有丰富的可开发资源,可形成较好的调节性能,可建设大、中、小水电站。四川电力在外送华东、华中、福建电网的同时,也将向重庆、广东送电。金沙江电力“西电东送”是对金沙江溪洛渡和向家坝水电站的电力在大区之间消纳和在各大区内分省消纳。输电系统中,在对送电方式分别按纯直流、纯交流、交直流混合方案进行了技术经济比较后,推荐采用纯直流±500～ ±600 kV 送电方案。至华中送电落点考虑湖北、湖南、江西3 个落点,至华东考虑上海、浙江、安徽3 个落点。     

大规模特高压直流水电消纳问题及应用实践

随着金沙江、雅砻江、澜沧江流域溪洛渡、向家坝、糯扎渡、锦屏等巨型水电站陆续全部竣工和集中并网发电,中国水电输送规模急剧扩大,大规模水电输送直接影响到中国电力资源大范围合理配置,其消纳和对受电端电网的调峰矛盾凸显。然而,由于送端电网水电调节性能弱和消纳能力有限,中国现行的按照电站自身的运行要求或者送端电网的电力盈余安排输送计划的方式,极易出现"直线"或者"反调峰"水电输送计划,加重了受电端电网调峰压力,不利于水电大规模消纳和发挥其优质的调峰作用。如何根据送受端电网负荷特性差异,发挥跨流域梯级水电站群相互补偿作用,利用不同电源特性以最大程度消纳水电和发挥水电的调峰作用,需要研究水电大规模输送的网网协调、网省协调、厂网协调优化调度方法、补偿机制、调峰阀值和协调策略等。上述问题是中国现阶段特高压直流水电大规模输送核心所在,其研究将能够更加合理配置中国电力资源,缓解受电端电网调峰压力,改善长三角洲、珠江三角洲电源结构,减轻这些地区的雾霾压力,切实保障中国电网安全、经济、环保、可靠运行。