基于特高壓輸電系統(tǒng)溫室氣體減排模型的“西電東送”項目碳減排量化

周巖，燕京，胡蓉，劉慧，王植，周曼曼

(1. 中國南方電網(wǎng)有限責任公司超高壓輸電公司，廣東 廣州 510530；2. 廣州綠石碳科技股份有限公司，廣東 廣州510630)

“西電東送”是中央實施西部大開發(fā)戰(zhàn)略的標志性工程。支持西部地區(qū)開發(fā)建設，實現(xiàn)東西部地區(qū)協(xié)調(diào)發(fā)展，是我國現(xiàn)代化建設中一項重要的戰(zhàn)略任務。其成效除了體現(xiàn)為戰(zhàn)略價值、經(jīng)濟價值外，生態(tài)價值也不容忽略[1]。南方電網(wǎng)“西電東送”系統(tǒng)采用的特高壓直流輸電技術與普通高壓直流輸電技術相比，極大地降低了電流輸送過程中的線路損耗，實現(xiàn)了溫室氣體的大幅減排[2-3]。但是目前“西電東送”系統(tǒng)采用特高壓輸電技術的減排效益、社會效益在現(xiàn)有的電價體系下并沒有得到體現(xiàn)[4]。

2017年12月19日啟動的全國碳排放權(quán)交易市場賦予了溫室氣體減排技術新的經(jīng)濟價值和資產(chǎn)形式。經(jīng)過核證的項目減排量是碳市場的重要補充產(chǎn)品，可以通過碳排放權(quán)交易市場來實現(xiàn)生態(tài)價值到經(jīng)濟價值的轉(zhuǎn)化[5-11]。電力行業(yè)的碳排放配額分配方式?jīng)Q定了電力企業(yè)以及輸電企業(yè)在碳交易背景下面臨的機遇與挑戰(zhàn)[12-13]，增加碳交易履約成本的同時也意味著電力行業(yè)新的資產(chǎn)配置方式。碳資產(chǎn)核算將是電力行業(yè)的一個新挑戰(zhàn)[14-15]，同時也會給碳交易背景下的電力系統(tǒng)優(yōu)化運行提出挑戰(zhàn)[16-17]。

本研究利用基準線模擬比較法，開發(fā)一個針對特高壓輸電線路的溫室氣體減排量化模型。利用此模型，可以實現(xiàn)特高壓直流通道的碳減排以及碳資產(chǎn)量化。采用楚穗通道實際運行數(shù)據(jù)進行應用計算，以驗證該模型的可行性、易用性及推廣價值。

1 特高壓輸電系統(tǒng)溫室氣體減排模型

1.1 基準線模擬比較法理論基礎

特高壓輸電系統(tǒng)技術憑借其安全性高、大容量輸送能力、節(jié)約用地、降低線路損耗、提高新能源電力吸納能力等特點，是更為綠色、經(jīng)濟、可靠和智能的輸電技術。在節(jié)能減碳方面，特高壓輸電線路通過降低損耗來提高輸電線路效率，相對于我國現(xiàn)階段普遍使用的輸電技術具有減排效應[18-19]。特高壓輸電技術與普通高壓直流輸電項目或者交流輸電項目相比，極大地降低了電流輸送過程中線路的損耗[20-22]，實現(xiàn)了溫室氣體的大幅減排。

特高壓輸電系統(tǒng)溫室氣體減排模型的基本原理是將特高壓輸電技術(項目情景)與普通高壓直流輸電技術或者交流輸電技術(基準線情景)2種情景下的溫室氣體排放量進行比較，所得差值即為通過采用特高壓輸電技術實現(xiàn)的溫室氣體減排量。

基準線情景實際上是一種假設情況，合理代表在沒有采用特高壓輸電技術但是需要提供同樣服務的情況下所普遍采用的輸電技術的溫室氣體排放量。對于本研究，基準線情景定義為不實施特高壓直流輸電項目，但是為了提供同樣的輸電量而最有可能實施的其他輸電技術?；鶞示€情景的確定是計算項目減排量的前提。

1.1.1 現(xiàn)有計算模型以及存在的問題

目前國內(nèi)關于特高壓輸電系統(tǒng)的溫室氣體減排量化方法僅有《CM-102-V01特高壓輸電系統(tǒng)溫室氣體減排方法學》(第一版)，該方法學適用于新建高壓直流/交流輸電線路，用于從源/供點向受點傳輸電力。

該方法學的直流輸電減排量計算方法要求虛擬的基準線情景采用電力輸電線平衡負荷潮流研究來模擬，利用平衡負荷潮流研究來模擬電網(wǎng)運行條件，確定從供點到受點的電力潮流，并采用牛頓-拉夫遜方法或高斯-賽德爾方法等方法進行負荷潮流研究，從而計算基準線情景的輸電損耗。該計算方法模擬過程復雜，對計算軟件要求極高，相應的計算成本較高，不適合廣泛應用?，F(xiàn)有方法學計算模型最大的問題是不適用于特高壓輸電系統(tǒng)。

1.1.2 本研究模型的改進

本研究在現(xiàn)有模型的基礎上，通過分析電力輸送行業(yè)相關法律法規(guī)要求和發(fā)展趨勢，舍棄了交流輸電這種基準線情景。本研究將基準線情景替代方案確定為±500 kV高壓直流輸電系統(tǒng)。該基準線情景與現(xiàn)有計算方法模型相比更為保守，而保守是碳減排量化最重要的原則。

本研究提出的計算模型與現(xiàn)有模型最大的區(qū)別是：本研究模型以特高壓輸電系統(tǒng)為研究和量化對象，將項目基準線情景直接確定為±500 kV高壓直流輸電系統(tǒng)，將輸電線路簡化為點對網(wǎng)孤島送電，不存在復雜的潮流分布和變化，基準線情景損耗的理論計算也不需要用到潮流分析，只需要用簡化的模型計算，在準確度上也能達到要求，與現(xiàn)有方法學相比，結(jié)果偏差在1%以內(nèi)。因此，也不需要開發(fā)定制一套高規(guī)格的電力潮流計算軟件。

基于以上，本研究提出了新的量化方法——網(wǎng)損減少系數(shù)法(以下簡稱“系數(shù)法”)，網(wǎng)損減少系數(shù)即項目情景相對于基準線情景減少的理論電量損耗占項目情景理論電量損耗的比例。最終的項目減排量確定為：采用特高壓輸電系統(tǒng)運行后實際監(jiān)測到的輸電損耗乘以該網(wǎng)損減少系數(shù)。

系數(shù)法分別計算基準線情景及項目情景的電量損耗各組成部分，主要包括輸電線電阻損耗、電暈損耗、換流站損耗及變壓器損耗?？紤]到基準線情景和項目情景下的變壓器損耗相等，因此2種情景下均忽略變壓器損耗，只計入其余部分的損耗。系數(shù)法的改進主要體現(xiàn)在更簡便、更低成本。

1.2 本研究的減排模型理論基礎和量化過程

1.2.1 特高壓輸電系統(tǒng)的溫室氣體減排量計算

特高壓輸電系統(tǒng)的溫室氣體減排量需要用項目情景相對于基準線情景減少的損耗電量乘以排放因子得到，即

AUHVDC,y=BUHVDC,yCEL,y.

(1)

式中：下標y表示第y年，下同；AUHVDC,y為特高壓輸電系統(tǒng)的溫室氣體減排量；BUHVDC,y為項目情景相對于基準線情景減少的損耗電量；CEL,y為電網(wǎng)排放因子。

1.2.2 項目情景相對于基準線情景減少的損耗電量計算

項目情景相對于基準線情景減少的損耗電量需要用項目情景(特高壓輸電系統(tǒng))實際運行的線損電量乘以網(wǎng)損減少系數(shù)計算得到。

BUHVDC,y=(EHVDC,ST,y-EHVDC,RT,y)φUHVDC,LR,y，

(2)

φUHVDC,LR,y=(DHVDC,y-DUHVDC,y)/DUHVDC,y.

(3)

式(2)、(3)中：EUHVDC,ST,y為項目實際運行的第y年送電端供電量；EUHVDC,RT,y為項目實際運行的第y年受電端接收電量；φUHVDC,LR,y為網(wǎng)損減少系數(shù)；DHVDC,y為基準線情景輸電損耗電量理論值；DUHVDC,y為項目情景輸電損耗電量理論值。

1.2.3 基準線情景輸電損耗電量理論值的計算

基準線情景輸電損耗電量理論值采用電阻損耗電量、電暈損耗電量與換流站損耗電量之和乘以基準線情景損耗功率折算因子得到。

DHVDC,y=(ΣLHVDC,R,i,y+LHVDC,C,y+

ΣLHVDC,CS,i,y)f.

(4)

式中：下標i表示第i個送電計量時段，下同；LHVDC,R,i,y為基準線情景計量時段電阻損耗電量；LHVDC,C,y為基準線情景電暈損耗電量；LHVDC,CS,i,y為基準線情景計量時段換流站損耗電量；f為基準線情景損耗功率折算因子。

a)基準線情景計量時段電阻損耗電量

(5)

IHVDC,ra=PHVDC/2UHVDC,ra.

(6)

式(5)、(6)中：l為線路送端與受端之間的距離；RHVDC為基準線情景直流線路的單位長度電阻值，取常規(guī)設計的理論值；IHVDC,ra為基準線情景每回線路的額定電流；WHVDC,i為基準線情景送電曲線計量時段換流站有功占比；tHVDC為基準線情景送電曲線各計量時段的時間間隔；UHVDC,ra為基準線情景的額定電壓；PHVDC為基準線情景的額定輸送功率。

b)基準線情景電暈損耗電量

LHVDC,C,y=2lFHVDCTHVDC,y.

(7)

式中：FHVDC為基準線情景直流線路單位長度電暈損耗，取額定電壓下電暈損耗的平均值；THVDC,y為基準線情景直流線路年利用時間，為計量時段數(shù)總和乘以tHVDC。

c)基準線情景計量時段換流站損耗電量

LHVDC,CS,i,y=HHVDC,raWHVDC,i.

(8)

式中HHVDC,ra為基準線情景直流換流站額定功率下單位運行時間內(nèi)的損耗。

1.2.4 項目情景輸電損耗電量理論值的計算

項目情景輸電損耗電量理論值

DUHVDC,y=(ΣLUHVDC,R,i,y+LUHVDC,C,y+

ΣLUHVDC,CS,i,y)f.

(9)

式中：LUHVDC,R,i,y為項目情景計量時段電阻損耗電量；LUHVDC,C,y為項目情景電暈損耗電量；LUHVDC,CS,i,y為項目情景計量時段換流站損耗電量。

a)項目情景計量時段電阻損耗電量

(10)

IUHVDC,ra=PUHVDC/2UUHVDC,ra.

(11)

式(10)、(11)中：RUHVDC為項目情景直流線路的單位長度電阻值，取常規(guī)設計的理論值；IUHVDC,ra為項目情景每回線路的額定電流；WUHVDC,i為項目情景送電曲線計量時段換流變有功比例；tUHVDC為項目情景送電曲線各計量時段的時間間隔；UUHVDC,ra為項目情景的額定電壓；PUHVDC為項目情景的額定輸送功率。

b)項目情景電暈損耗電量

LUHVDC,C,y=2lFUHVDCTUHVDC,y.

(12)

式中：FUHVDC為項目情景直流線路單位長度電暈損耗，取額定電壓下電暈損耗的平均值；TUHVDC,y為項目情景直流線路年利用時間，為計量時段數(shù)總和乘以tUHVDC。

c)項目情景計量時段換流站損耗電量

LUHVDC,CS,i,y=HUHVDC,raWUHVDC,i.

(13)

式中HUHVDC,ra為項目情景直流換流站額定功率下單位運行時間內(nèi)的損耗。

2 南方電網(wǎng)楚穗直流線路量化應用

2.1 量化模型的計算步驟

a)計算基準線情景的輸電損耗理論值；

b)計算項目情景的輸電損耗理論值；

c)計算網(wǎng)損減少系數(shù)；

d)計算特高壓輸電運行過程中的實際網(wǎng)損電量；

e)計算電網(wǎng)排放因子；

f)計算項目的碳減排量。

2.2 實例應用的量化

楚穗直流線路是南方電網(wǎng)超高壓輸電公司所轄首條特高壓直流線路，電壓等級為±800 kV，西起云南楚雄州祿豐縣，東至廣州市增城區(qū)，直流線路全長1 373 km，主要將云南小灣、金安橋水電站和云南電網(wǎng)部分富余電量送到廣東。工程于2010年6月18日雙極投產(chǎn)。工程投產(chǎn)以來始終保持安全穩(wěn)定運行，年利用時間超過5 000 h，對于優(yōu)化東西部資源配置、保障云南清潔水電外送消納、減少廣東大氣污染發(fā)揮了重要作用。

本研究獲取楚穗直流線路2017至2018年期間每年的送端供電量、線路長度、線路單位長度電阻值、線路單位長度電暈損耗、電網(wǎng)排放因子等參數(shù)以及實際運行的潮流數(shù)據(jù)，采用前文計算模型計算此特高壓直流線路產(chǎn)生的碳減排量。

2.2.1 電網(wǎng)排放因子取值

要完成碳減排的量化，需要一個將電量轉(zhuǎn)化為碳排放的因子，即電網(wǎng)排放因子CEL,y。該因子根據(jù)主管部門公布的默認值來獲取，具體是根據(jù)不同年份的《中國區(qū)域電網(wǎng)基準線排放因子》中電網(wǎng)電量邊際排放因子(operating margin，OM)與容量邊際排放因子(build margin，BM)計算得到，其中2017年《中國區(qū)域電網(wǎng)基準線排放因子》中南方電網(wǎng)OM為0.836 7 t/MWh(CO2當量，下同)、BM為0.247 6 t/MWh，2018年《中國區(qū)域電網(wǎng)基準線排放因子》中南方電網(wǎng)OM為0.809 4 t/MWh、BM為0.196 3 t/MWh。CEL,y計算公式為

CEL,y=0.5CCSG,OM,y+0.5CCSG,BM,y.

(14)

式中：CCSG,OM,y為南方電網(wǎng)OM；CCSG,BM,y為南方電網(wǎng)BM。計算得到：2017年CEL,y=0.542 2 t/MWh；2018年CEL,y=0.502 9 t/MWh。

2.2.2 線路節(jié)約電量的量化

根據(jù)楚穗直流線路2017至2018年的實時運行數(shù)據(jù)(數(shù)據(jù)采樣間隔為15 min)累積得到送端供電量等數(shù)據(jù)，再將線路長度、線路單位長度電阻值、線路單位長度電暈損耗、電網(wǎng)排放因子等參數(shù)輸入量化模型，得到楚穗直流線路的碳減排量，計算參數(shù)與結(jié)果見表1。

表1 楚穗直流線路碳減排量計算Tab.1 Calculation of carbon emission reduction of Chusui lines

3 和現(xiàn)有方法學計算結(jié)果的比較

將楚穗線路2017至2018年數(shù)據(jù)代入現(xiàn)有方法學《CM-102-V01特高壓輸電系統(tǒng)溫室氣體減排方法學》(第一版)進行計算，得到的碳減排量結(jié)果與表1結(jié)果進行比較，見表2。

表2 系數(shù)法與現(xiàn)有方法學的計算結(jié)果比較Tab.2 Calculation results comparisons between coefficient method and existing methodology

由表2可得出2種方法計算結(jié)果偏差在1%以內(nèi)，而系數(shù)法與現(xiàn)有方法學計算方法相比，不需要使用模擬軟件進行負荷潮流研究，具有更簡便和更低成本的優(yōu)點。

4 結(jié)束語

針對現(xiàn)有模型對計算軟件要求高、不適用于特高壓輸電系統(tǒng)的情況，本研究提出針對特高壓輸電線路的溫室氣體減排量化模型，并運用該模型對南方區(qū)域“西電東送”電網(wǎng)楚穗通道的輸電實際運行數(shù)據(jù)進行計算應用，完成了該線路的碳減排量化，證明了該量化模型可行、易用、可推廣。