碳中和目标下水电高占比电网研究框架与发展形态

文云峰，甄玉萌，陆艺丹，苟 竞，韩宇奇，李 旻

（1.湖南大学电气与信息工程学院,湖南省长沙市 410082；2.国网四川省电力公司经济技术研究院,四川省成都市 610041）

0 引言

近年来,为应对当前气候变化和控制全球温升在合理范围内,许多国家相继提出了碳中和的发展愿景［1］。中国作为最大的发展中国家,依据自身情况,力争在2060 年实现碳中和［2］。水电高占比电网拥有大量具备惯性支撑和一定调节性能的水电机组,转型为碳中和电力系统具备较好的资源禀赋优势。挪威、冰岛已经基本构建为零碳电力系统,加拿大、巴西等国已经制定了转型为碳中和电力系统的发展目标［3-5］。

但由于水电出力季节性差异明显,水电高占比电网在碳中和转型过程中也面临着诸多挑战。例如,随着大规模煤电机组退役和高比例新能源并网,其在枯水期和极端天气下的供需平衡和调节能力问题将日益严峻；新能源大规模接入和巨量直流送出后,其交流网架功能定位转变,安全稳定适应性有待加强。为应对这些挑战问题,需要从多个层面进行技术攻关。

目前,国内外在水电高占比电网碳中和转型研究方面已有相关初步成果。文献［6］对水电在碳中和目标下的角色重塑问题进行了研究。文献［7］对水电在未来电力系统中平衡和储存新能源的最新技术进行了研究。奥地利、加拿大等水电资源丰富的国家将水电作为应对碳中和转型过程中大规模新能源并网问题的一种手段［8-10］。文献［11］利用规划与运行模拟模型,探讨了水电高占比的北美东北部地区多区域互联及水电在碳中和转型中的作用；文献［12］针对水文气候条件变化对南美某水电高占比地区脱碳的影响进行了研究；文献［13］利用长期规划和短期调度联合优化模型,研究了水电多时间尺度的灵活性在水电富集地区深度脱碳中的价值。

西电东送实施后,中国西南地区已成为世界上规模最大的水电基地。截至2020 年底,四川、云南、西藏三省（区）的水电装机占比分别达到78.1%、73.1%、53.8%［14］,这些省（区）的光伏、风电等新能源也具备极大的可开发潜力。但有别于世界上其他水电大国,中国的水电呈现出大规模水电站群、跨省跨区消纳等特征［15］。同时,国内外电力市场机制也存在一定差异。目前,国外水电高占比电网碳中和转型的相关研究成果并不完全适用于国内西南地区水电资源富集省份。

本文分析了中国水电高占比电网在碳中和转型过程中存在的主要问题与挑战,考虑电源规划、网架规划、稳定性分析与控制、规划方案评估与运行模拟4 个层面,构建了碳中和目标下水电高占比电网研究框架体系。进而,根据碳中和电力系统技术特征和所构建研究框架,探讨了水电高占比电网面临的碳中和过渡期和形成期两阶段形态演化路径。最后,以水电高占比为特征的中国四川电网为例,提出了碳中和目标下四川电网电源结构形态和主网架形态的演化路径。

1 碳中和目标下水电高占比电网转型面临的主要问题与挑战

碳中和电力系统（carbon neutrality power system）是指碳排放强度小于或等于零的电力系统,其构成如图1 所示。其发电机组由安装碳补集、利用与封存（carbon capture,utilization and storage,CCUS）装置的火电、水电、新能源、生物质能、核电及储能机组等构成,在电力生产过程中造成的CO2净排放量为零甚至为负［14,16］。

图1 碳中和电力系统构成Fig.1 Composition of carbon neutrality power system

CO2净零排放是碳中和电力系统最主要的特征,净零是从大气中吸收等量的CO2来抵消生产活动所造成的碳排放。这意味着碳中和电力系统在发电过程中并不一定完全没有碳排放,而是允许有少量的CO2产生,但必须吸收等量CO2来平衡。因此,碳中和电力系统中允许有限和有针对性地使用化石能源,但需要与CCUS 技术相结合。

碳中和电力系统的形态并不唯一。在碳中和电力系统中,除占比较高的可再生能源机组外,还需要配置至少一种出力稳定的清洁电源来确保系统运行的可靠性和灵活性,如装有CCUS 装置的火电机组、零碳燃料机组（氢气、沼气）、生物质能等。具体选用哪种清洁能源技术或技术组合需要根据各地区实际情况确定［17］。

对于水电高占比电网来说,其在碳中和转型过程中将陆续关停存量煤电机组,同时,为满足未来新增电力电量需求还需投建一定规模的水电、风电/光伏等清洁电源。然而,煤电退役和新能源加速发展可能带来电力电量平衡、安全稳定形态变化等诸多问题,电源结构和网架形态的适应能力将面临重大挑战。具体而言,主要包括以下几个方面。

1）水电出力季节性变化和大量新能源并网引起的调峰缺口和供需紧平衡问题

水电出力具有典型的季节性差异特点。由于中国西南地区水电集中开发、投产,远超当地负荷增长规模,在丰水期水电存在大量富余。然而,水电在枯水期出力大幅下降（如径流式电站在枯水期水电出力只有丰水期的40%左右）,常规煤电机组在冬季电力供应方面发挥了重要的支撑作用,而大量新能源并网将挤占火电机组的开机空间,虽然风电、光伏与水电在出力方面具有一定的季节互补性,但其在负荷高峰期出力相对较低［18-19］。因此,水电高占比电网在枯水期迎峰度冬期间供需紧平衡问题将十分严峻,极端天气情况下甚至会陷入拉闸限电等困境。抽水蓄能通常只能进行日调节,而常规水电通过梯级水电站群的联合运行,在年、月、日、时不同时间尺度下均有一定的调节作用［9］。如何充分利用常规水电和抽水蓄能在多时间尺度下的调节作用,应对“丰余枯缺”结构性矛盾和大规模新能源并网所导致的供需平衡问题,促进新能源大规模消纳,是水电高占比电网在碳中和转型过程中面临的一大挑战。

2）高度电力电子化趋势下水电高占比电网稳定形态演化问题

中国云南、四川等水电高占比电网均为多回直流密集外送的送端电网。在转型过程中,随着直流外送规模进一步扩大和大量新能源接入,将引起系统电力电子化程度加深、转动惯量减小和抗扰动能力恶化,水电机组“水锤效应”引起的超低频振荡与大量新能源并网引入的宽频振荡并存,电网复杂程度和脆弱性不断增加、稳定形态演化,可能诱发多种机理不明的稳定问题。

直流双极闭锁、多回直流连续换相失败带来的巨量有功冲击,远超常规N-1 分析中最大一台机组的停运容量,是水电高占比电网面临的主要安全稳定风险,其稳定控制策略复杂,应对大容量有功盈余风险的稳控切机量大,多道防线协调配置难度高。

新能源设备间以及设备与电网的耦合加剧,可能引发次同步振荡等多尺度稳定性问题。由于新能源机组耐压、耐频能力较差,大容量直流故障后引起较大的电压、频率波动,容易导致新能源大规模连锁脱网,进一步恶化系统频率和电压稳定,维持系统稳定性所需采取的紧急切负荷量可能超出事故规程所容许的范围。

此外,水电机组存在“水锤”效应,若调速器控制参数设置不当或运行方式不合理,系统的阻尼和稳定性会恶化,是引起电网超低频振荡的主要原因；大扰动下调速器限幅饱和、大型水电站尾水流道内水压脉动等因素也是相关诱因。云南电网与南方电网主网异步互联、西南电网与华中电网异步联网试验期间均已出现超低频振荡事件［20］。

3）密集型直流外送和新能源快速发展下原有水电外送交流主网架结构滞后问题

水电高占比电网的网架建设主要服务于大规模水电向负荷中心输送,电网潮流分布与省内水电地理位置相关。投建多回特高压大容量直流输电通道将西南水电送至华东、华南等地区是缓解负荷中心地区清洁电力紧缺的重要举措,也是未来满足水电集群远距离、大容量跨区送出的关键选择［21］。然而,伴随着特高压直流输电规模的阶跃式提升,水电高占比电网“强直弱交”的矛盾突出,现有交流输电网网架建设滞后,其规模和强度与直流外送规模匹配程度较低,严重制约了直流承载能力和网架适应性的进一步提升。

同时,新能源快速发展下,需要通过交流网架汇集进行外送,网架功能定位发生相应转变。由于新能源出力的强不确定性,电网运行方式多样化,部分线路潮流出现双向变化的问题,这将有可能导致一些重载的水电通道出现过载现象,原有交流网架不能完全满足新能源送出的需求［22］。

4）负荷中心常规电源空心化引起的无功电压支撑问题

由于资源分布特性,水电高占比电网内具备无功支撑能力的水电机组均集中于源端（多位于偏远地区）,转型过程中随着煤电机组的退役,电网负荷中心将呈现常规电源空心化态势。为避免无功功率远距离传输带来的压降问题,负荷中心地区的无功需求只能依靠无功就地补偿解决。新能源场站的无功调节能力较弱,其在电网故障期间的无功电压支撑能力与煤电等常规机组相比也相差甚远。随着煤电机组退役和大量新能源并网,水风光电源送出基地的功角稳定问题与电源空心化负荷中心的电压稳定问题的深度耦合将成为水电高占比电网面临的新问题和新挑战。

综上所述,水电高占比电网在碳中和演进过程中,电网运行不确定性显著增加,负荷中心常规电源空心化愈发突出,网架结构适应性、电网调节能力和安全稳定性面临诸多挑战。上述挑战性问题是中国西南地区水电高占比电网面临的共性问题,有必要在碳中和转型背景下开展深入的系统性研究。

2 碳中和目标下水电高占比电网研究框架

为应对水电高占比电网在转型过程中面临的主要问题与挑战,实现向碳中和电力系统的成功转型,本文构建了一种碳中和目标下水电高占比电网转型研究框架,如图2 所示。

图2 碳中和目标下水电高占比电网转型研究框架Fig.2 Research framework toward carbon neutrality target for transformation of power grid with high proportion of hydropower

该研究框架主要涉及电源规划、网架规划、稳定性分析与控制、规划方案评估与运行模拟4 个层面。

1）电源规划层面

加强可再生能源开发与多类型灵活调节资源的协调规划是应对水电季节性变化、持续提升新能源消纳、推进煤电机组逐步退役的关键。为此,需开展煤电机组退役路径专题研究,确保退役规模和时序与新能源扩张速度、负荷增长相匹配,在保证电力充裕的前提下分阶段有序退役。开展常规和可变速抽水蓄能的投资与规划研究,制定合理的定容策略和装机比例；可变速抽水蓄能具有快速响应能力和较宽的功率调节范围,有助于提升新能源消纳水平,有必要开展常规水电站改造为常规/变速抽水蓄能的技术经济性评估。与煤电相比,气电具有更好的调节性能和较低的碳排放强度,通过CCUS 装备进行技术改造以降低碳排放的成本也较低,在天然气资源富集地区规划投建气电机组并安装CCUS 装备将是其转型为碳中和电力系统的重要技术途径之一［23］。未来,有必要统筹季节性供需平衡、转动惯量、频率和电压支撑等多方面需求,纳入燃气机组、新型储能等多类型调节资源,研究构建适应超高比例可再生能源消纳的灵活调节资源配置模型,提出多类型调节资源优化组合及容量配置方案和电源结构优化策略。

2）网架规划层面

构建支撑大水电机群并网和巨量直流送出的特高压等级骨干网架,加强交流网架与大容量特高压直流输电的协调发展,由当前典型的“强直弱交”网架形态逐步过渡到“强直强交”形态,是水电高占比电网规划中面临的十分紧迫的问题。在水电季节性、新能源随机性和波动性的共同作用下,系统运行方式更加复杂多样,需建立大规模水电及新能源发电的多场景时序模型,研究考虑水电和新能源时空分布特性的多阶段网源协调规划［24］。此外,需要考虑多直流外送功率联合优化和可再生能源出力特性差异,研究多直流送端可再生能源场站集群汇集方案优化方法,合理规划建设新的外送通道满足大规模新能源和水电集群汇集、接入和送出需要,实现水风光一体化送出,使输电网网架结构在多种运行方式下均能满足运行要求。

3）稳定性分析与控制层面

针对水电机组“水锤效应”引起的超低频振荡问题,需考虑水电机组调速系统控制参数优化策略对水电高占比电网一次调频及抑制超低频振荡的适应性,根据电网频率调节需求,提出水电机组调速控制策略。针对大量新能源接入后电力电子设备多时间尺度控制引入的宽频振荡问题,需要研究宽频振荡快速检测方法和适用于多种运行工况和时变特性的抑制策略。针对大规模新能源接入下电力电子化趋势,需要分析其多时间尺度的控制特性对系统功角、电压、频率稳定性影响的机理,研究提升水电高占比电网功角/电压/频率稳定性的稳控策略。随着碳中和转型进程的推进,负荷中心常规电源空心化愈加凸显,无功电压支撑能力下降,需深入研究负荷中心电压稳定特性变化机理,构建负荷中心无功电压支撑措施。

4）规划方案评估与运行模拟层面

基于人为经验的少量典型和极端运行场景难以表征水电高占比电网在碳中和演进过程中复杂多样的运行方式,需开展精细化运行模拟,建立考虑可再生能源集群出力特性的多时间尺度精细化运行模拟模型,进行全年8 760 h 全景运行模拟,为规划方案评估决策提供支撑［25］。分析超高比例可再生能源接入下多样化运行场景的系统供需平衡、调峰需求、转动惯量变化趋势,研究考虑新型电力系统安全约束的调节能力综合评估方法。此外,需充分考虑特高压交流故障、特/超高压直流故障情况下交流断面潮流转移能力和连锁停电风险,建立水电高占比系统安全性量化评价指标体系,确定指标取值范围,对规划方案的安全性进行校验。

3 碳中和目标下水电高占比电网发展形态

基于所构建的水电高占比电网碳中和转型研究框架,考虑碳中和电力系统技术特征,本章将水电高占比电网的转型路径划分为过渡期和形成期两阶段,对碳中和目标下水电高占比电网发展形态进行阐释,包括电源结构形态和主网架形态的演化路径。电源层面主要涉及煤电机组退出路径、新能源扩张等问题,电网层面主要涉及网架形态和结构适应性的演化。

3.1 碳中和过渡期

在碳中和过渡期,增长的用电需求应当由新增的新能源来满足,煤电机组退役应考虑装机容量、服役时间等因素,同时应与新能源扩张速度、负荷增长相匹配,在保证电力充裕的前提下分阶段进行退役。部分装机容量小、运行年限长的煤电机组可在碳中和过渡期逐步退役［26］。煤电退出带来的系统调节能力下降、地区内无功资源缺乏等问题可根据地区实际资源情况,利用生物质能、地热、气电等来进行补偿。为应对大量新能源的出力波动性和反调峰特性,需考虑对已建常规水电加以改造利用,加入抽水蓄能功能或规划新的抽水蓄能电站,依靠抽水蓄能电站基本满足日内的电力平衡需求。在该阶段末期,除少量装机容量大、运行年限短的煤电机组外,其余机组均为净零排放机组,接近碳中和电力系统,并形成以水电为主、风光为辅、少量煤电和其他形式清洁能源并存的电源结构形态。

此阶段对于新能源场站,应建设新的外送通道与水电站群进行汇集,同时为与特高压直流外送相协调,需要建设特高压等级的主网架,通过特高压输电通道进行集中外送消纳,特高压交流主网架初步形成［27］。

3.2 碳中和形成期

在碳中和形成期,剩余煤电机组将陆续退役,新能源比例进一步提升以满足负荷的自然增长,同时也需要更多的抽水蓄能和其他形式清洁电源参与调峰,完成供需实时平衡。在此阶段末期,煤电机组全部退役,系统内电源主要为水风光清洁能源,同时包含一定比例其他形式清洁电源,如安装CCUS 装备的气电机组、生物质能、地热等,系统整体碳排放强度为零,完成向碳中和电力系统的转型,电源结构形态将由原来的水电为主、风光为辅转变为水风光并举的格局。

此阶段新能源大规模远距离外送格局进一步加深,需加强超/特高压输电通道建设,跨省输电、特高压交流互联规模将进一步扩大,最终形成“强直强交”的骨干网架形态。

4 碳中和目标下四川电网形态演化路径

为验证所提研究框架和发展形态的适用性,本章以水电高占比为特征的四川电网为例,考虑所述关键问题与挑战,根据所提研究框架和发展形态,从规划角度探讨四川电网的电源结构及主网架形态演化路径。

4.1 四川电网电源结构形态演化路径

中国西南地区水电资源非常丰富,同时这些省份的风、光、地热等清洁能源也较为丰富,具备绿色低碳发展的现实基础和广阔空间［28-29］。截至2020年底,各省清洁能源分布及开发状况如表1 所示。可见,水电仍具备一定的待开发空间,风电和光伏的开发程度目前还较低,具备率先转型为碳中和电力系统的可行性。

表1 中国西南地区清洁能源分布及开发状况Table 1 Distribution and development situation of clean energy in Southwest China

四川省内清洁能源及气田分布情况如附录A图A1 所示。水电资源主要位于省内西部的“三江”流域（金沙江、雅砻江、大渡河）,风光资源主要位于阿坝州以及攀西等负荷较轻的川西地区。本文以四川电网2030 年相关规划数据为基础,探讨2031—2040 年四川电网构建为碳中和电力系统的两阶段演化路径,其中2031—2035 年为碳中和过渡期,2036—2040 年为碳中和形成期。

1）碳中和过渡期电源结构形态

在碳中和过渡期,优先退出使用年限较长、装机容量较小的煤电机组。同时,考虑新能源布点和特高压网架建设时序等因素,安排所在地区靠近新增新能源电源点和新建特高压变电站点的煤电机组优先退役。按照上述煤电机组退役策略,预计2031—2035 年煤电机组可退役3 960 MW,占2030 年煤电装机总容量的30.09%；2035 年底,在运行煤电机组均位于负荷较重的川中/川东地区,川西地区所有煤电机组均关停、率先完成该地区电力系统碳中和转型。

相较2030 年,2035 年省内最大用电负荷预计增长13.0 GW。为满足增长的电力需求,综合考虑丰大和枯大两种运行方式下所需新能源出力情况,基于电力电量平衡分析确定合理的新能源装机容量。丰水期,新能源出力和负荷需求具有一定的正相关性；而枯水期,新能源出力呈现反调峰特性。为避免大面积弃风弃光现象,新增新能源考虑满足丰大方式下系统的电力缺额,2031—2035 年四川电网需新增新能源装机容量19 GW（风电新增装机容量3 GW,光伏新增装机容量16 GW）。川东地区天然气极为丰富,为满足枯水期调峰需求,同时为川东重负荷地区提供无功支撑,在煤电退役过程中可在川东天然气资源丰富地区建设一定比例的气电机组并安装CCUS 装置（共9.4 GW）。此外,为满足调峰需求,在2030 年基础上将已建水电站改造为抽水蓄能电站（共2 GW）。至2035 年底,四川电网净零碳排放机组装机占比将达到96%。

2）碳中和形成期电源结构形态

煤电机组全部退役将造成电厂临近区域电力缺额,且原有煤电送出线路被搁置。而剩余煤电厂所在区域都是天然气资源较为丰富的地区,因此可考虑依托退役电厂投建加装CCUS 装置的气电机组,以减少搁浅成本。按照上述策略,2036—2040 年剩余的9.2 GW 煤电机组均被替代为安装CCUS 装置的气电机组,至2040 年底,四川电网内所有煤电机组全部退役。

2036—2040 年,四川省内最大用电负荷预计增长10 GW,同过渡期一样,新增新能源主要考虑满足丰大方式下系统增长的用电需求,2036—2040 年需新增新能源装机容量27 GW（风电新增装机容量3 GW,光伏新增装机容量24 GW）。为满足枯大方式下剩余有功缺额,同时为川东重负荷地区提供无功电压支撑,在川东北地区新增总装机容量为5.60 GW的气电机组,同时新增改造2.64 GW 已建常规水电为抽水蓄能电站以满足调峰需求。至2040 年底,除一定比例安装CCUS 装置的气电机组外,其余均为水风光清洁电源,四川省将率先完成电力系统碳中和转型目标,由原来的以水电为主过渡到水风光并举的电源格局。

3）电力碳排放轨迹及供需平衡分析

计算水电高占比电网碳中和转型过程中各阶段的年碳排放量,边界条件为:2030 年煤电、气电碳排放强度分别设定为820 g/（kW∙h）和370 g/（kW∙h）,并按照每10 年降低5%考虑；2030、2035、2040 年的年利用小时数分别设定为3 300、3 100、2 700 h,得到电力碳排放轨迹如附录A 图A2 所示。随着煤电机组逐步退役和气电机组投建,四川电网总直接碳排放和净碳排放均呈逐步下降趋势,至2040 年煤电机组全部退役后,网内火电机组全部为装有CCUS装置的气电机组,最终实现净零碳排放。

分析四川电网转型过程中各阶段丰大和枯大两种运行方式下的供需平衡,如附录A 图A3 所示。平衡原则为:常规电源出力方面,煤电及气电考虑100%,常规水电丰大运行方式平均出力90%,枯大方式按60%考虑；抽水蓄能100%；风电、光伏丰大方式下出力分别按装机容量的20%、30%考虑,枯大方式下分别按装机容量的50%、10%考虑；为应对水电出力季节性变化,7 回特高压直流在枯水期外送功率降至丰水期一半,德宝直流在枯水期向四川电网反送电力,四川电网在枯水期直流外送规模降至23.8 GW。由附录A 图A3 可知,丰大运行方式下2030—2040 年均有部分电力盈余；枯大运行方式下2030 年尚有一定盈余,但随着用电负荷逐步增长,至2035 和2040 年,即使气电机组全部参与调峰,仍将存在较大的电力缺口,通过建设抽水蓄能机组可以降低系统峰谷差,解决2035、2040 年枯大运行方式下的电力缺口问题。

4.2 四川电网网架结构形态演化路径

在电源结构形态研究的基础上,本节进一步探讨适应四川电网碳中和电力系统构建的主网架两阶段演化路径,分两阶段同步扩展特高压交流主网架结构,加强交流网架强度,满足碳中和目标下大规模清洁电力传输和安全稳定运行的需求。

1）碳中和过渡期主网架形态

为满足四川省大规模水电开发和西电东送的需要,按照现有规划（见附录A 图A4）,至2030 年,四川电网将投建8 回大容量直流输电线路与外省相连,送电规模最大可达到56.6 GW；四川省内形成“U”字形特高压交流主网架,并通过天府南—铜梁特高压交流线路实现川渝特高压交流联网。

原有网架结构主要是为了满足水电群外送,各水电外送通道潮流已经处于相对较重的状态,不能满足川西大量新能源外送需求,故应合理规划新的外送通道满足川西大规模清洁能源汇集外送的需要。碳中和过渡期的特高压交流主网架具体扩展方案如图3 所示。2031—2035 年期间,为支撑川西大规模水电及新能源开发送出需要,可规划投建特高压交流线路2 条（共4 回）,至2035 年形成“八直六交”的特高压联网格局。四川电网内部形成“三横一纵”特高压交流网架结构,为适应特高压交流主网架发展模式,四川电网500 kV 交流网架需适当加强,主要为新建攀西、绵阳特高压变电站的配套500 kV线路。

图3 2035 年四川电网主网架结构示意图Fig.3 Schematic diagram of main grid structure of Sichuan power grid in 2035

2）碳中和形成期主网架形态

碳中和形成期主要加强川东地区特高压网架,具体扩展方案如图4 所示。为进一步增强网架承载能力,提升成渝双城地区电力供应保障能力,四川电网共规划投建特高压交流线路4 条,至2040 年形成“八直九交”的特高压联网格局,川渝电网形成两个“U”字形特高压交流网架结构,共同构筑川渝特高压交流双环网发展形态,其中,四川省内“U”字形特高压交流网架为阿坝—成都—天府南—甘孜,四川与重庆的省际“U”字形特高压交流网架为阿坝—绵阳—达州—万州—铜梁—天府南,“强直强交”的主网架格局最终形成。

图4 2040 年四川电网主网架结构示意图Fig.4 Schematic diagram of main grid structure of Sichuan power grid in 2040

4.3 安全稳定仿真分析

根据《电力系统安全稳定导则》等技术规程,利用PSD-BPA 软件对丰大、枯大运行方式下四川电网碳中和转型不同阶段（2030 年、2035 年、2040 年）系统进行仿真计算。结果表明,水电高占比的四川电网在碳中和转型过程中能够满足安全稳定要求,验证了所提形态演化路径的可行性。

总体而言,3 个阶段的规划系统均能满足N-1要求,随着特高压网架的逐步加强,同塔双回线路N-2 故障导致系统失稳的个数逐渐减少（采用稳控措施均可保持系统稳定性）,“强直强交”网架形态逐步形成。但随着新能源的增加和特高压主网架的加强,需要配置大量并联无功设备以满足增长的无功需求,且各变电站母线短路电流呈现逐步上升趋势。由于多直流调制可提供较为充裕的可调空间,直流双极闭锁故障引起的高频问题不再突出,直流闭锁后系统的暂态极值频率和准稳态频率均有所改善。该部分具体分析见附录B。

然而,由于耐频/耐压性能差的大规模新能源渗入,新能源脱网对系统频率稳定的影响不断加深,四川电网主要运行风险将由直流闭锁故障引发的高频问题转变为大规模新能源脱网导致的低频问题。如图5 所示,部分区域发生新能源脱网不会对系统频率稳定造成太大影响,但到碳中和形成期,全网新能源脱网后若不采取稳控措施,系统最低频率将接近低频减载阈值。针对碳中和过渡期及形成期的新能源脱网事故加入多直流调制策略后,能够有效抑制系统频率下降幅度,避免低频减载。

图5 2030—2040 年新能源脱网后的系统最低频率Fig.5 System frequency nadir after renewable energy inaccessible to power grid from 2030 to 2040

仿真结果（参见附录B）表明,四川电网具备在远期构建为碳中和电力系统的可行性,得益于资源禀赋优势,在中国西南地区水电超高占比的清洁能源富集省份积极探索电网转型路径和碳中和路线图,率先构建碳中和电力系统,将对其余省份提升电力系统的清洁化水平提供重要的参考和示范。

为维持水电高占比碳中和电力系统的可持续发展,未来需进一步开展大规模储能、新能源主动支撑、柔性负荷响应等技术的研究和应用。此外,可加强水电高占比电网与临近电网的连接,从外部电网获取一定的旋转备用和事故响应支撑。

5 结语

在碳中和目标与新型电力系统建设背景下,中国西南地区水电超高占比的清洁能源富集省份有望陆续退役装机占比极低的煤电机组,率先转型为碳中和电力系统。在此背景下,本文分析了水电高占比电网在转型过程中存在的主要问题与挑战,从电源规划、网架规划、稳定性分析与控制、规划方案评估与运行模拟4 个层面,建立了面向碳中和目标的水电高占比电网转型研究框架体系。进而,基于所构建的研究框架将其发展路径划分为过渡期和形成期两阶段,分析了碳中和目标下水电高占比电网发展形态演化路径:水电高占比电网经历碳中和过渡期形成水电为主、风光为辅的电源结构形态,并初步形成特高压交流主网架；至碳中和形成期,电源结构形成水风光并举的格局,“强直强交”骨干网架最终形成。最后,以四川电网为例,探讨了2031—2040年四川电网逐步构建为碳中和电力系统的发展模式,提出了其电源结构和主网架形态的两阶段演化路径,说明了本文所提出的研究框架和发展形态具有一定的通用性。

应当指出,水电高占比电网碳中和转型目标的完成除了从技术方面提出应对方案以外,还需针对政策激励、市场机制等方面进一步开展研究。例如,研究构建协调统一的规划建设体系,统筹优化特高压外送通道与水风光电源基地的建设时序；研究完善可再生能源运行消纳保障机制,实现可再生能源在全国范围内的优化配置；针对水电高占比电网丰枯发电特性,研究构建丰枯双期市场模式,契合市场建设与水电、新能源消纳政策；研究完善辅助服务市场,提高系统调节能力,满足系统碳中和转型过程中在惯性、调峰、调频、调压、备用等方面的辅助服务需求；研究完善碳排放市场,推动电网低碳化进程等。

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。