闽赣两省电网异步互联探索研究

2022-09-14聂更生张雪婷

江西电力 2022年7期

胡晟，郑春，聂更生，张雪婷

（1.国网江西省电力有限公司经济技术研究院，江西南昌 330043；2.江西腾达电力设计院有限公司，江西南昌 330043）

0 引言

在“碳达峰、碳中和”发展背景下，我国持续推动能源低碳转型发展，电网作为连接能源与消费者之间的“桥梁”，在能源转型中起着至关重要的作用，高比例新能源的格局对电力保供提出了更高的要求，同时也对电网未来的建设和运行提出了极大的考验。

江西省和福建省是我国华东地区的两个相邻省份，而两省电网又分属于华中和华东电网，两省电力合作以及电网互联，一直为相关部门所关注。早期闽赣联网项目曾列入全国联网规划，实现华中、华东电网同步互联，后因同步联网安全性争议导致搁置。2021年4月1日，国家电网公司董事长辛保安调研指导江西公司工作时，明确指出“要推进好江西第二条直流工作”，即闽赣直流联网工程。2021年底国家发布“十四五”电力规划，明确提出“研究闽赣异步联网工程”。

闽赣联网工程关乎华中电网与华东电网两大区域电网相连，涉及电源布局、联网效益、技术实现等诸多方面的问题。文中基于中长期电力需求及平衡分析，结合地区能源发展战略，从联网效益、功能定位、技术方案等方面提出两省电网异步互联，提高能源效率的探索和思考。

1 闽赣两省供需形势及电网特点

1.1 江西供需形势及电网特点

根据《江西省国民经济与社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》，“十四五”期间江西省主要经济指标增速继续保持全国“第一方阵”，GDP年均增速6.7%～7%左右[1]。同时，江西省目前人均用电量仅为全国平均水平的64%，电气化率（电能占终端能源消费比重）仅为18%左右，较全国平均水平低7～8个百分点。随着江西工业化、城镇化加速推进，城乡电气化水平持续提升，人民对美好生活的追求，经济发展用电潜力将加快释放，电力需求将呈刚性增长。预计“十四五”、“十五五”末，江西全社会用电量将分别达到2 300、2 980亿kW·h，最高负荷4 300、5 600万kW左右[2-3]。

江西用电需求呈现夏、冬季“双峰”形态。受亚热带季风性湿润气候影响，夏、冬两季降温、采暖负荷需求大，且极寒极热时段新能源出力不稳定，全年用电最大需求出现在夏季或冬季，近年均实施了需求侧响应及有序用电措施。

江西电力供应以火电为主，新能源为辅，新能源装机占比较大。火电装机占比56%，电煤供应需从北方内陆省份运入；水电基本已开发完毕，装机增长空间非常有限；内陆核电暂无规划；“十三五”期间大力发展风电、光伏，年均增长率达到49.9%、77.9%，2021年新能源装机占比达到32.4%，风电、光伏资源为三、四类地区，风电发电利用小时数平均2 000 h左右，光伏利用小时数为1 000 h左右。

江西电网周边电网联络不断增强，江西特高压工程投运后，江西电网通过南昌—长沙1 000 kV特高压线路与湖南电网相连，通过雅湖±800 kV特高压直流线路受入西南水电，通过三回500 kV线路与湖北电网相连，整体送、受电能力得到大幅提高。“十四五”期间，规划建成南昌—武汉1 000 kV特高压线路工程，融入华中“日字型”特高压交流环网，进一步提升江西电网与区外电网电力交换能力。

1.2 福建供需形势及电网特点

近年来，国家出台一系列政策持续支持福建加快发展，赋予福建省自由贸易试验区、21世纪海上丝绸之路核心区、生态文明试验区、福州新区、平潭综合实验区、自主创新示范区等“多区叠加”建设任务。2021年，习总书记来闽考察，明确提出“一个篇章”总目标、“四个更大”重要要求和四项重点任务，为福建省“十四五”期间社会经济稳定增长指明方向，根据《福建省国民经济与社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》，“十四五”期间福建省主要经济指标保持较快增长，GDP年均增速6.3%左右[4]。综合考虑福建省区域地缘及资源禀赋和产业经济发展动能特点，预计“十四五”、“十五五”末福建全社会用电量将分别达到3 370、3 900亿kW·h，最高负荷5 600、6 600万kW左右[5-6]。

与江西不同的是，福建用电需求呈现夏季最高的“单峰”形态。受亚热带海洋性季风气候影响，福建夏季高温，冬季较为温暖，全年用电最大需求一般出现在夏季（7～8月）。由于电源出力的季节性较为明显，在满足夏季最大用电需求、实现自平衡基础上，福建电网春、秋和冬季存在一定的盈余电力。

福建省电源结构较为多元化，保障相对充足。支撑性电源（火电、核电）装机占比接近70%，新能源装机占比为11%左右。大型煤电依托沿海区位优势，电煤供应较有保障；沿海核电厂址丰富，已开发四个大型核电厂址资源（福清、福鼎、云霄、霞浦）；受台湾海峡狭管效应影响，海上风电资源丰富；境内水系较为发达，具有一定规模的水力资源。

福建电网现与浙江联网相连，联络通道由浙南（莲都）—福州（榕城）双回1 000 kV特高压线路及宁德—金华双回500 kV超高压线路组成，送、受电能力强。预计2023年将建成闽粤联网工程，实现福建电网与广东电网之间互补余缺，互为备用和紧急事故支援。

2 闽赣电力联网效益分析与定位

江西与福建的用电负荷特性具有互补优势，通过电网互联能够充分发挥两省风、光资源季节性互补优势，提升清洁能源消纳总体利用率，提高电网互济能力，节省电源建设投资，具有较好的建设效益。

2.1 错峰互补效益

江西用电负荷为夏季、冬季“双高峰”，福建用电负荷为夏季“单峰”，如图1所示。根据“十四五”末分月电力平衡，江西夏季晚高峰存在少量电力缺口，早高峰时段有较大电力盈余，冬季早晚高峰均有较大电力缺口。福建冬季早、晚高峰均有较大电力盈余，扣除送电华东450万kW后，还有一定电力盈余。因此，冬季江西电力紧缺时段，福建具备送电江西的能力，如图2所示。

图1 闽赣两省年负荷和特性

图2 闽赣两省典型月份电力盈余互补情

从闽赣两省典型日电力盈亏情况来看，预计“十四五”福建夏季呈现紧平衡状态，早高峰时段缺口在120万kW左右，同时段江西电力盈余较多（686万kW以上），具备送电能力“；十五五”江西日间电力盈余在520万kW以上，可向福建送电。如图3所示。冬季两省则情况相反，预计“十四五”、“十五五”福建具备支援江西的能力，如图4所示。

煤矿的产煤处会有大量的裂缝和空隙出现，因为地质原因，这样会使煤层之间的空隙发生变化，严重影响煤层之间的透气性。而采用水力压裂技术可改变这种情况。利用含有沙子的高压水流或者其他的一些液体进行水力压裂，高压水通过煤层之间的空隙逐渐渗透，随着高压水的水压不断增强，煤层与煤层之间就会产生高压，使煤层的弱面进行延伸和扩展，同时，高压水中的沙子会填充新出现的空隙，这样，煤层与煤层之间的缝隙就会形成空隙网络，提高煤层之间的透气性，进而使煤层产生的瓦斯可以轻松转移消散，这样，有利于大面积瓦斯的抽采。合理利用水力压裂技术能够有效地增加煤层通气性，提高瓦斯抽取效率。

图3 闽赣两省夏季典型日电力盈亏

图4 闽赣两省冬季典型日电力盈亏

2.2 新能源消纳提升

闽赣两省风光资源具有较为明显的气候性互补特性，江西光伏中长期发展空间大，“十四五”末预计达到2 400万kW，“十五五”末预计达到3 680万kW。如图5所示，江西夏季白天光伏大发，多数月份将存在弃光现象，可考虑在弃光时段将清洁电量向外输送，福建光伏资源有限，且全年含水可再生能源消纳权重指标考核压力较大，可消纳江西光伏盈余电力。

图5 江西夏季、冬季典型日光伏出力对比图

相比之下，福建海上风电发展空间大，“十四五”末预计达到1 300万kW，“十五五”末预计达到1 800万kW，如图6所示，冬季盛风，供应能力充足，具备外送条件。两省风光资源形成气候性互补效应，江西冬季寒冷，出现全年用电负荷高峰，极端天气下出现枯水、风机结冰等恶劣情况，电力供应早晚高峰紧张，可考虑消纳福建风电盈余电力。

图6 福建夏季、冬季典型日风电出力对比图

2.3 紧急事故支援

江西电网冬季寒潮冰冻灾害时有发生，福建电网夏季台风自然灾害频发，电网安全稳定运行面临较大风险，即使华中电网特高压“日字型”环网建成，江西电网抗灾害能力得到一定的提升，但华中区域气候条件类似，冬季寒潮期间，华中四省均存在供电紧张风险。且从电网结构看，江西和福建电网分别位于华中电网和华东电网的末端，抗灾害能力不足。

江西与福建联网后，能够大大增强两省电网紧急事故下的支援能力，可加快电网事故后的恢复，降低运行风险，紧急事故支援互补效益显著。

2.4 碳减排

“十四五”、“十五五”时期，江西省内盈余光伏电量送至福建省域，既能增加江西省内的新能源利用率，又能提升福建省含水可再生能源消纳指标权重，助力两省实现“双碳”目标。根据目前两省用电负荷预测推算，预计“十四五”末，福建2025年新增碳减排量将达到86.35～149.74万t，江西2025年新增碳减排量将达到0.49～0.5万t；到“十五五”末，福建新增碳减排量将达到112.47～216.23万t，江西新增碳减排量将达到1.75～2.0万t。

2.5 现货市场效益

另一方面是扩大碳排放权的现货市场，实现省间及大区域间碳排放交易，以市场化手段，以光伏、风电、核电等清洁能源为主体，通过闽赣联网实现直接的碳排放交易，进一步提升两省绿色低碳发展水平，加快区域的“碳中和、碳达峰”步伐，为全国早日实现“双碳”目标贡献力量。

3 闽赣电力联网方案

3.1 联网模式

福建、江西电网分属于华东区域电网和华中区域电网，目前华东、华中区域电网彼此独立，属于“不同步”的两个大型交流电网。交流联网将带来一系列的短路电流、暂态稳定等问题[7]，国内大电网之间联网互济的工程应用场景主要采用的是背靠背直流输电工程。

早期的背靠背直流工程均为采用半控换流阀的常规直流，电压等级低、输送容量较小。灵宝背靠背工程是我国第一个背靠背工程，连接西北电网和华中电网，灵宝背靠背有2个单元，电压分别120 kV、167 kV，设计容量36万kW和75万kW，总容量111万kW。高岭背靠背工程连接东北电网和华北电网，由4个换流单元构成，容量4×75万kW。中俄背靠背连接东北电网和俄罗斯电网，容量75万kW，直流电压±125 kV。

随着换流阀技术进步，直流背靠背工程开始出现全控器件，鲁西背靠背连接云南电网和南网主网，是世界上首个采用大容量柔直与常规直流组合模式的背靠背直流工程，工程最终规模300万kW，其中柔直单元100万kW，直流电压±350 kV[8]。渝鄂背靠背则是我国首个全部采用柔性技术的背靠背直流工程，其连接华中电网和川渝电网，该工程分为南北两个通道，分别新建两座背靠背换流站，每座换流站建设±420 kV电压等级，2×125万kW柔性直流换流单元[9]。