深度！亚洲电网互联模式探讨-北极星输配电网

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清洁能源,尤其是以风电、光伏发电为主的间歇式电源是未来发展的主要电力[1-5],预计到2050年,全球风电和太阳能发电电量将占总电量的66%[6]。从世界范围内看,清洁能源资源与生产力逆向分布,主要负荷集中在北美、欧洲和东北亚、东南亚地区,而北极、非洲和西亚、俄罗斯远东等地区则是清洁能源富集区域,因此要实现全球能源低碳供应,尤其是电力清洁供应,必须依靠清洁能源资源的优化配置,其中全球能源互联网的实现是关键。全球能源互联网中,围绕北美、欧洲和亚洲负荷中心构筑互联电网又是其中的重点。

欧洲和北美洲电网整体已经实现大范围互联,调度运行模式、技术标准相对统一,其洲内电网互联从20世纪20年代就已经开始,50年代开始快速发展,80—90年代,覆盖广、交换规模大的跨国、跨区大型互联电网基本形成[7-9]。同样,面对新的发展目标,北美和欧洲相关研究机构也提出了其设想。美国的“Grid2030”[10]预想其未来电网将建立由东岸到西岸、北到加拿大、南到墨西哥,主要采用超导技术、储能技术和更先进的直流输电技术的骨干网架。2010年1月,欧洲公布北海超级电网计划[11],提议将苏格兰的海上风电、德国的太阳能发电、比利时和丹麦的波浪能发电与挪威的水电连接起来,从而形成贯穿从北海到欧洲大陆北部的联合电网,形成环网状或放射状的多端直流电网,从而实现风能、太阳能、水电、波浪能等多种资源的互补互济。

相较于欧洲和北美洲,亚洲是全球负荷增长最快地区,拥有丰富的可再生能源资源,未来将形成以洲内大型可再生能源基地为电源基地、连接各大负荷中心的亚洲互联电网,并接受来自“一极一道”的跨国跨洲电力。但亚洲各国经济发展水平差异大,电网形态和发展道路各不相同,政治体制和法规政策又是大相径庭,所以亚洲联网是实现全球能源互联网的关键,但无论是方案设计、还是工程实施都是难度最大的。1998年俄罗斯提出了最早称之为“亚洲超级圈”跨国电网计划,围绕俄罗斯亚洲部分、蒙古、日本、朝鲜半岛和我国东部沿海地区构筑输电通道,但由于缺乏输电技术支撑,没有提出更为具体的结构和实现路径。

根据设想的全球能源互联网的实施路径[6],2030年前实施洲内互联,本文借鉴全球能源互联网的研究思路,综合了能源资源分析、负荷预测等相关基础资料,分析了输电技术发展趋势,探讨了亚洲电网互联的可能模式和优缺点,并采用层次分析法提出了可能的模式。

1、亚洲洲内电力流向分析

文献[12-14]考虑到政策和技术的不同发展趋势,分别对全球负荷预测建立了不同的情景,并作了负荷预测。不同报告的具体量化结果不同,为了不失一般性,对其进行平均值求解所得的结果,作为后续研究的基础条件。

亚洲的电力需求集中在中国、日本和印度等国家,3个国家需求量之和约占亚洲总需求量的66%。未来,亚洲电力需求仍将保持上升趋势,2030、2050、电力需求将分别达到15500TW•h和21200TW•h,预计到2030年,亚洲电力需求将占全球的50%。

亚洲水能、风能及太阳能理论蕴藏量分别约为每年1.8×104TW•h、5×105TW•h及3.75×107TW•h。大型可再生能源基地主要分布在中国西部、俄罗斯远东及西伯利亚、蒙古东南部、中亚五国及西亚南部等区域。

综合电源布局及负荷发展预测来看,亚洲大型能源基地远离主要负荷中心,总体呈现“西电东送、北电南送”电力流格局。北部风电资源、西部太阳能资源以及南部水电资源经纬度差异明显,时空互补特性突出,南北跨季节互济、东西跨时区互供效益显著。据预测,2030年,亚洲洲内跨区清洁能源电量配置规模约2000TW•h。按照通道利用小时数(非电源利用小时数)5000h计算,需要跨区输送电力400GW,中国国内跨区输送的清洁电力约150GW,因此亚洲洲内跨国输送电力约250GW,考虑一个通道输送电力为8~10GW,则需要25~30个输电通道。

2、亚洲特高压交流同步电网模式及支撑技术

2.1 电网结构及发展路径

从国内外电网发展历程来看,电网都是随着负荷的增加和大型电源基地的开发,电压等级不断提高,电网规模不断扩大。我国从220kV的地区性小电网,发展到500kV跨省电网一直到今天的特高压交流跨区电网;欧洲已经实现了400kV的跨国性大陆同步电网;北美也通过750kV线路实现了跨国输送和联网。随着资源优化配置需求的提升,按照上述规律,同步电网规模也可能进一步扩大。

亚洲幅员辽阔,跨国互联尚处在起步阶段,随着特高压1000kV交流技术的成熟,实现跨国的交流互联在理论和技术上成为可能。根据地域分布,未来特高压交流同步电网结构示意图如图1所示。亚洲洲内采用特高压交流联网,形成网状紧密联系的交流同步电网结构,各区域形成以主要负荷中心、电源集中接入点为节点的环状电网,部分高负荷密度地区,形成网格式电网结构。部分60Hz的电网(日本大阪、韩国、菲律宾、中国台湾等)采用直流背靠背隔开。

目前,特高压交流工程在中国大规模建设[15],构建更高一级的骨干网架。因此其未来发展路径可以先建设中国特高压电网,并逐渐向周边地区辐射,建设跨国联络线,并实施建设区域性特高压电网。这些区域性电网,根据地域,大致分为东北亚、东南亚、中亚和西亚电网。

2.2 技术特点

亚洲同步电网具有以下优点：

1）可以兼顾负荷需求与电源接入,运行相对灵活。

2）电网容易扩展,便于跨洲际电源的就近接入和分散消纳。

3）电网跨度大、覆盖范围广,电源互补特性、负荷错峰效益、相互支援能力容易发挥。

同样,该电网方案也存在比较明显的缺点：

1）电网跨度大部分通道距离达到了600~1000km,单位通道输送能力不易充分发挥。

2）覆盖面积大,地区电网形态、管理水平和运行制度差异大,电网安全稳定风险较大。

3）将会改变各国家和地区电网发展既定模式,对其特性和运行模式影响大。

2.3 支撑技术

从实现电网所需要的硬件技术来看,亚洲特高压交流同步电网需要以下技术：

1）特高压交流输电技术。我国的电网实践已经证明这是一项成熟技术,考虑到远距离输电等问题,则需要特高压的FACTS技术,包括可控串补、可控电抗器等,这些技术在我国已经开展基础性研究[16-18],基本不存在难以突破的技术瓶颈。

2）特高压气体绝缘管道输电(gasinsulatedline,GIL)技术。考虑到部分联网工程需要跨越江河、适应一些特殊和复杂的自然环境和施工环境,需要采用GIL技术,该技术已经开展研究设计,计划在泰州—苏州特高压交流段实现。

3）特高压海底电缆技术。与岛国联网需要建设跨海联网工程,需要采用该技术,预计在2030年后才能实现工程应用。

从电网运行控制的软件技术来看,主要在于亚洲电网的调度控制技术。目前欧洲大陆同步电网是一个成功的跨国联网的典型,但与欧洲相对统一的技术标准、制度和语言等外部环境,亚洲则存在很大的差异,因此要设计一个亚洲电网协调控制和统一调度的体系难度非常大。

3、特高压直流输电模式及支撑技术

3.1 输电模式

由于亚洲大同步电网在实施上难度大,因此可以考虑采用更为直接的“点对网”方式。电网的升级改造往往都是从大电源的送出开始的,譬如我国的第一个220kV电网工程是为了满足丰满电厂送出,第一个330kV电网工程是为了满足刘家峡水电站[19]送出等。所以未来洲内跨国、跨区联网也可以按照这个模式发展,即建设电源到负荷中心的输电工程。

原标题：【热点专题论文】中国电力科学研究院周勤勇：亚洲电网互联模式探讨

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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