清潔能源,尤其是以風電、光伏發(fā)電為主的間歇式電源是未來發(fā)展的主要電力[1-5],預計到2050年,全球風電和太陽能發(fā)電電量將占總電量的66%[6]。從世界范圍內看,清潔能源資源與生產力逆向分布,主要負荷集中在北美、歐洲和東北亞、東南亞地區(qū),而北極、非洲和西亞、俄羅斯遠東等地區(qū)則是清潔能源富集區(qū)域,因此要實現全球能源低碳供應,尤其是電力清潔供應,必須依靠清潔能源資源的優(yōu)化配置,其中全球能源互聯網的實現是關鍵。全球能源互聯網中,圍繞北美、歐洲和亞洲負荷中心構筑互聯電網又是其中的重點。
歐洲和北美洲電網整體已經實現大范圍互聯,調度運行模式、技術標準相對統一,其洲內電網互聯從20世紀20年代就已經開始,50年代開始快速發(fā)展,80—90年代,覆蓋廣、交換規(guī)模大的跨國、跨區(qū)大型互聯電網基本形成[7-9]。同樣,面對新的發(fā)展目標,北美和歐洲相關研究機構也提出了其設想。美國的“Grid2030”[10]預想其未來電網將建立由東岸到西岸、北到加拿大、南到墨西哥,主要采用超導技術、儲能技術和更先進的直流輸電技術的骨干網架。2010年1月,歐洲公布北海超級電網計劃[11],提議將蘇格蘭的海上風電、德國的太陽能發(fā)電、比利時和丹麥的波浪能發(fā)電與挪威的水電連接起來,從而形成貫穿從北海到歐洲大陸北部的聯合電網,形成環(huán)網狀或放射狀的多端直流電網,從而實現風能、太陽能、水電、波浪能等多種資源的互補互濟。
相較于歐洲和北美洲,亞洲是全球負荷增長最快地區(qū),擁有豐富的可再生能源資源,未來將形成以洲內大型可再生能源基地為電源基地、連接各大負荷中心的亞洲互聯電網,并接受來自“一極一道”的跨國跨洲電力。但亞洲各國經濟發(fā)展水平差異大,電網形態(tài)和發(fā)展道路各不相同,政治體制和法規(guī)政策又是大相徑庭,所以亞洲聯網是實現全球能源互聯網的關鍵,但無論是方案設計、還是工程實施都是難度最大的。1998年俄羅斯提出了最早稱之為“亞洲超級圈”跨國電網計劃,圍繞俄羅斯亞洲部分、蒙古、日本、朝鮮半島和我國東部沿海地區(qū)構筑輸電通道,但由于缺乏輸電技術支撐,沒有提出更為具體的結構和實現路徑。
根據設想的全球能源互聯網的實施路徑[6],2030年前實施洲內互聯,本文借鑒全球能源互聯網的研究思路,綜合了能源資源分析、負荷預測等相關基礎資料,分析了輸電技術發(fā)展趨勢,探討了亞洲電網互聯的可能模式和優(yōu)缺點,并采用層次分析法提出了可能的模式。
1、亞洲洲內電力流向分析
文獻[12-14]考慮到政策和技術的不同發(fā)展趨勢,分別對全球負荷預測建立了不同的情景,并作了負荷預測。不同報告的具體量化結果不同,為了不失一般性,對其進行平均值求解所得的結果,作為后續(xù)研究的基礎條件。
亞洲的電力需求集中在中國、日本和印度等國家,3個國家需求量之和約占亞洲總需求量的66%。未來,亞洲電力需求仍將保持上升趨勢,2030、2050、電力需求將分別達到15500TW?h和21200TW?h,預計到2030年,亞洲電力需求將占全球的50%。
亞洲水能、風能及太陽能理論蘊藏量分別約為每年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國西部、俄羅斯遠東及西伯利亞、蒙古東南部、中亞五國及西亞南部等區(qū)域。
綜合電源布局及負荷發(fā)展預測來看,亞洲大型能源基地遠離主要負荷中心,總體呈現“西電東送、北電南送”電力流格局。北部風電資源、西部太陽能資源以及南部水電資源經緯度差異明顯,時空互補特性突出,南北跨季節(jié)互濟、東西跨時區(qū)互供效益顯著。據預測,2030年,亞洲洲內跨區(qū)清潔能源電量配置規(guī)模約2000TW?h。按照通道利用小時數(非電源利用小時數)5000h計算,需要跨區(qū)輸送電力400GW,中國國內跨區(qū)輸送的清潔電力約150GW,因此亞洲洲內跨國輸送電力約250GW,考慮一個通道輸送電力為8~10GW,則需要25~30個輸電通道。
2、亞洲特高壓交流同步電網模式及支撐技術
2.1 電網結構及發(fā)展路徑
從國內外電網發(fā)展歷程來看,電網都是隨著負荷的增加和大型電源基地的開發(fā),電壓等級不斷提高,電網規(guī)模不斷擴大。我國從220kV的地區(qū)性小電網,發(fā)展到500kV跨省電網一直到今天的特高壓交流跨區(qū)電網;歐洲已經實現了400kV的跨國性大陸同步電網;北美也通過750kV線路實現了跨國輸送和聯網。隨著資源優(yōu)化配置需求的提升,按照上述規(guī)律,同步電網規(guī)模也可能進一步擴大。
亞洲幅員遼闊,跨國互聯尚處在起步階段,隨著特高壓1000kV交流技術的成熟,實現跨國的交流互聯在理論和技術上成為可能。根據地域分布,未來特高壓交流同步電網結構示意圖如圖1所示。亞洲洲內采用特高壓交流聯網,形成網狀緊密聯系的交流同步電網結構,各區(qū)域形成以主要負荷中心、電源集中接入點為節(jié)點的環(huán)狀電網,部分高負荷密度地區(qū),形成網格式電網結構。部分60Hz的電網(日本大阪、韓國、菲律賓、中國臺灣等)采用直流背靠背隔開。
目前,特高壓交流工程在中國大規(guī)模建設[15],構建更高一級的骨干網架。因此其未來發(fā)展路徑可以先建設中國特高壓電網,并逐漸向周邊地區(qū)輻射,建設跨國聯絡線,并實施建設區(qū)域性特高壓電網。這些區(qū)域性電網,根據地域,大致分為東北亞、東南亞、中亞和西亞電網。
2.2 技術特點
亞洲同步電網具有以下優(yōu)點：
1）可以兼顧負荷需求與電源接入,運行相對靈活。
2）電網容易擴展,便于跨洲際電源的就近接入和分散消納。
3）電網跨度大、覆蓋范圍廣,電源互補特性、負荷錯峰效益、相互支援能力容易發(fā)揮。
同樣,該電網方案也存在比較明顯的缺點：
1）電網跨度大部分通道距離達到了600~1000km,單位通道輸送能力不易充分發(fā)揮。
2）覆蓋面積大,地區(qū)電網形態(tài)、管理水平和運行制度差異大,電網安全穩(wěn)定風險較大。
3）將會改變各國家和地區(qū)電網發(fā)展既定模式,對其特性和運行模式影響大。
2.3 支撐技術
從實現電網所需要的硬件技術來看,亞洲特高壓交流同步電網需要以下技術：
1）特高壓交流輸電技術。我國的電網實踐已經證明這是一項成熟技術,考慮到遠距離輸電等問題,則需要特高壓的FACTS技術,包括可控串補、可控電抗器等,這些技術在我國已經開展基礎性研究[16-18],基本不存在難以突破的技術瓶頸。
2）特高壓氣體絕緣管道輸電(gasinsulatedline,GIL)技術?？紤]到部分聯網工程需要跨越江河、適應一些特殊和復雜的自然環(huán)境和施工環(huán)境,需要采用GIL技術,該技術已經開展研究設計,計劃在泰州—蘇州特高壓交流段實現。
3）特高壓海底電纜技術。與島國聯網需要建設跨海聯網工程,需要采用該技術,預計在2030年后才能實現工程應用。
從電網運行控制的軟件技術來看,主要在于亞洲電網的調度控制技術。目前歐洲大陸同步電網是一個成功的跨國聯網的典型,但與歐洲相對統一的技術標準、制度和語言等外部環(huán)境,亞洲則存在很大的差異,因此要設計一個亞洲電網協調控制和統一調度的體系難度非常大。
3、特高壓直流輸電模式及支撐技術
3.1 輸電模式
由于亞洲大同步電網在實施上難度大,因此可以考慮采用更為直接的“點對網”方式。電網的升級改造往往都是從大電源的送出開始的,譬如我國的第一個220kV電網工程是為了滿足豐滿電廠送出,第一個330kV電網工程是為了滿足劉家峽水電站[19]送出等。所以未來洲內跨國、跨區(qū)聯網也可以按照這個模式發(fā)展,即建設電源到負荷中心的輸電工程。
亞洲跨國電力輸送規(guī)模約250GW,且電源布局距離負荷中心距離在2000~4000km,因此采用特高壓直流輸送是合理的方式。從電力流向來看,大致分為4個：俄羅斯遠東水電、風電輸送至東北亞地區(qū);中亞風電、光伏輸送至中國西南、西北地區(qū);東南亞水電輸送至中國華南地區(qū);西亞光伏輸送至南亞地區(qū),示意圖如圖2所示。為充分利用通道輸送容量,每回直流輸送容量應在10GW左右,共需要25~30回直流,圖2主要為通道示意,每個通道2~3回直流。
3.2 技術特點
特高壓直流輸電模式具有以下優(yōu)點：1）工程相對獨立,容易論證設計。2）單位通道輸送功率大,通道利用效率高。3）對當地電網發(fā)展模式影響小。
由于采用特高壓直流輸送,而各國電網規(guī)模、結構差異大,因此該方案也存在比較明顯的缺點：
1）“點對網”形式無法兼顧通道中間負荷及電源接入需求,同時也無法兼顧未來的跨洲際電力輸送需求。
2）單位通道輸送容量大,送端電源匯集難度較大。
3）單通道輸送容量大,可能超過受端負荷規(guī)模的10%,通道故障對受端電網沖擊嚴重,安全穩(wěn)定隱患大。
3.3 支撐技術
實現遠距離大容量送電,除了考慮單通道輸送容量的需求以外,同時還要解決送端風電、光伏在不依托當地電網的情況下的接入及受端電網承受能力等問題,因此,需要采用以下技術：
1）特高壓直流輸電技術,目前,中國已經成功建設運行±800kV、8GW直流,正在建設±800kV、10GW和±1100kV、12GW直流,技術趨于成熟,未來可能需要進一步研制更高電壓等級和更大容量的直流。
2）特高壓VSC直流輸電技術。從送端電源接入來看,與常規(guī)電源相比,風電、光伏電源缺乏足夠的慣量和電壓支撐,在不依托當地電網的情況下,不能支撐直流的正常運行,抗干擾能力也差,所以送端的換流站需要采用電壓源換流器(voltagesourceconverter,VSC)技術的換流站,考慮到電源分散,還需要考慮采用多端直流技術,這是較低的技術要求,從優(yōu)化的角度來看,直流組網和直流變壓器(DC/DC)將更好地實現送端電源的接入。目前,VSC換流站最高電壓等級±320kV[20]、容量1GW,±500kV、3GW和±800kV、5GW的技術研發(fā)也已經開始,預計到2030年左右,突破±800kV、5GW的VSC直流換流閥、架空線路等關鍵技術,2030—2040年實現應用[21-22]。
3）多端直流技術。為了減小一個換流站的電力過于集中后的風險和對于換流站的電壓支撐,受端電網的換流站應該采用多端形式,對于電網較弱的區(qū)域,應該采用VSC直流換流技術。
綜上分析,“點對網”直流輸電通道需要采用VSC-LCC(linecommutedconvertor)多端直流技術,其中關鍵為特高壓VSC直流輸電技術。從技術發(fā)展趨勢來看,2030年左右實現突破是可能的。但是由于單個通道容量過大,導致受端電網的安全風險依然是瓶頸。
4、亞洲直流電網模式及支撐技術
4.1 電網結構及發(fā)展路徑
綜合上述兩種方案,雖然從技術發(fā)展趨勢來看,不存在難以突破的瓶頸,但都存在重大的缺陷。綜合上述缺點,對于未來亞洲跨國電網的模式,可以提出以下需求：1）對各國和地區(qū)電網影響小。
2）可以兼顧沿線負荷需求和電源接入。3）安全穩(wěn)定有保障。4）可以承接未來跨洲際電力輸送。
5）可以通過現有的輸電技術改造和實現對接。
從技術的觀點來看,直流電網[23-24]在理論上能夠滿足上述要求。
未來亞洲直流電網結構示意圖如圖3所示。各國電網維持既有的電網結構和發(fā)展模式,以中國電網為核心,形成東北亞、東南亞、西亞和南亞4個直流電網,各直流電網之間都有通道互聯。中國、東北亞、東南亞的直流換流站以負荷為主,需要接入本地電網。其余地區(qū)直流換流站則以電源匯集為主,視電源的具體配置情況,確定是否接入當地電網。
從技術原理來看,將來直流輸電,尤其是VSC直流輸電可以通過改造接入直流電網,因此從實現
的路徑來看,可以分為3個階段：第一階段,根據需要,先建設直流輸電工程;第二階段,在技術逐步成熟的情況下,在我國中東部的部分區(qū)域逐步形成局部直流電網,并通過換流站和交流系統連接,該階段可以為將來更大規(guī)模的直流電網儲備技術和積累運行經驗;第三階段,通過直流聯絡線把局部直流電網連接起來。
4.2 技術特點
直流電網兼具直流和交流電網的優(yōu)點,其優(yōu)點與4.1的技術要求是一致的。
直流電網作為一種新興的技術,目前缺乏工程示范和實踐,因此也存在缺點：1）對技術依賴程度高,存在一定的不確定性;2）調度控制相對復雜,缺乏實踐經驗。
4.3 支撐技術
理論上,直流電網的構成可以有多種技術路線,但考慮到VSC-HVDC技術具有潮流翻轉時不改變電壓極性的特點,因此更適合于構成多端直流系統和直流電網。關于VSC-HVDC技術在3.3節(jié)已經分析,直流電網需要在該技術基礎上,進一步研發(fā)相關技術,主要包括：
1）高壓直流斷路器。目前,我國已經基本研制成功200kV直流斷路器,并準備工程應用示范。2020年前開發(fā)500kV直流斷路器,2030年左右可以將電壓等級進一步提升。
2）大容量DC/DC變壓器。2030年前研制
±500kVDC/DC變壓器樣機,完成試驗平臺建設,開展相關示范應用。
3）高壓直流電纜。目前,國際上已具備制造最高電壓為500kV高壓直流電纜的能力,國內已具備320kV直流電纜生產能力,并投入廈門柔性直流示范工程中使用。2030年,完成電壓等壓等級達±800kV、通流能力達6kA的高壓直流電纜系統研發(fā)與生產。
綜上,在2030年前,技術上可以建設500kV電壓等級的直流電網。