舒印彪:未来电力系统功能将向能源互联网演进

作者:光伏协会    浏览:9    发布时间:2018-11-6 17:05:20

国家电网有限公司董事长舒印彪在第三届国际能源变革论坛电力系统转型分论坛上作了题为《构建新一代电力系统》的开幕致辞和主旨发言。

金秋十月,大美姑苏。今天,我们相聚在这里,交流电力发展最新成果,探讨电力清洁发展、电能替代、电力市场建设、未来电网发展趋势等关键问题,对于促进电力系统转型、推动能源生产和消费革命,具有重要意义。今天召开的电力系统转型论坛,由中国国家电网公司承办,国际能源署、中国电力规划设计总院给予大力支持,来自各国政府机构、国际组织、电力企业、研究机构、高等院校以及制造厂商的100余名代表参加会议。在此,我谨代表论坛承办方,向出席会议的各位嘉宾表示热烈欢迎和衷心感谢!

中国国家电网公司成立于2002年12月,以投资建设运营电网为核心业务,致力于为经济社会发展提供可持续的电力保障,连续3年位居世界500强企业第2位,是全球最大的公用事业企业。在国内,我们运营着全球装机规模最大、输电能力最强的特大型电网,为超过11亿人口提供供电服务;在境外,我们投资运营7个国家和地区的骨干能源网,并以工程承包等方式参与能源电力基础设施建设,管理境外资产约655亿美元,拥有良好的市场信誉和国际影响力。

下面,结合论坛主题和中国国家电网公司的实践,就构建新一代电力系统与大家分享三个方面的认识。

1、中国电力系统发展实践

电是人类历史上最伟大的科学发现之一,电能的广泛应用,极大地解放了社会生产力,促进人类文明的进步。如今,电能已经成为全球使用最广泛、最重要的能源之一,遍布世界各地的电力系统,每天源源不断地为人类社会发展提供不竭动力。

中国有电始于1882年。到1949年全国发电装机容量185万千瓦,年发电量43亿千瓦时,人均装机仅有3瓦。新中国成立后,中国政府把电力工业作为国民经济的先行工业摆在优先发展的位置,经过近70年的艰苦努力,特别是改革开放40年来的快速发展,中国电力工业取得举世瞩目的成就。

回顾新中国成立以来的电力发展历程,大致可分为三个阶段:

第一个阶段:从建国后的1949年到改革开放前的1978年。

这一时期,中国电力发展的主要任务是加快建立电力工业体系,提高电力自主建设能力,电力系统的主要特点是小机组、低电压、省内联网,电力供需主要在省内平衡。到1978年,中国平均单机容量仅为3万千瓦,初步形成以220千伏为主网架的省级电网。

第二阶段:从改革开放后的1979年到上世纪末的2000年。

这一时期,随着改革开放的深入,中国经济加快发展,电力需求快速增长,电力供应长期紧缺,中国电力发展的主要任务是通过引进先进技术、多方集资办电,着力解决缺电问题,电力系统的主要特点是大机组、高电压、省间联网,电力供需主要在区域内统筹平衡。到2000年,30万千瓦及以上机组逐步成为主力机型,电网主网架向500千伏升级,跨省联网规模不断扩大,基本形成六大区域电网。

第三阶段:新世纪以来至今。

这一时期,中国工业化、城镇化进程不断加快,资源、环境对经济社会发展的制约日益突出,电力发展的主要任务是满足电力供应和优化结构并重,电力系统的主要特点是大基地、特高压、全国联网,电力资源在全国范围内统筹平衡。到2017年,全国电力装机达到17.8亿千瓦,年发电量6.4万亿千瓦时,均居世界第一位,实现了除台湾以外的全国联网,在西部、北部建成一批大型能源基地,电网大规模、远距离输电能力显著发挥,形成了大规模“西电东送”“北电南供”电力配置格局。

中国电力工业是一个不断创新、进步的过程,是一个从弱到强、从跟跑到并跑再到领跑的过程。在这个过程中,形成了两大标志性工程。

第一个标志性工程是三峡输变电工程。三峡输变电工程是三峡工程的重要组成部分,承担着三峡水电送出的任务。通过三峡输变电工程建设,不仅实现了三峡水电送出,而且大幅提高了中国电网技术水平,掌握了±500千伏直流输电的核心技术,实现了华中、华东、华北、南方电网互联,有力地促进了全国联网。三峡输变电工程是中国电网技术实现由跟跑到并跑的关键性工程,也是实现全国联网的基础性工作。

第二个标志性工程是特高压输电工程。特高压输电是指1000千伏交流、±800千伏直流及以上的输电技术,具有大容量、远距离、低损耗、占地少的综合优势,是目前世界最先进的输电技术。国家电网公司于2005年全面启动特高压工作,依靠自主创新全面掌握了特高压交、直流核心技术并实现工程应用,2009年建成晋东南-荆门特高压交流试验示范工程、2010年建成向家坝-上海特高压直流示范工程。目前,中国国家电网公司已建成投运“八交十直”18项特高压工程,合计交流变电容量1.29亿千伏安,直流输电容量8360万千瓦,线路长度超过3万公里。特高压使中国在远距离输电技术上实现了从并跑到领先的跨越,为构建全球能源互联网、推动能源在更大范围内优化配置提供了重要支撑。国际大电网委员会(CIGRE)认为:“中国的特高压工程是一个伟大的技术成就,是世界电力工业发展史上的里程碑”。

2、能源转型对电力系统的挑战

进入21世纪,为应对气候变化、保护生态环境、保障能源供应,世界各国都加快推进能源转型。2015年达成的《巴黎协定》,为这一轮能源转型提供了新的驱动力。从本质上看,这一轮能源转型是一个再电气化的过程,同以往的电气化相比,这一轮再电气化进程有明显不同。能源生产环节,体现为电能越来越多的由非化石能源转换而来,最终将主要由非化石能源特别是可再生能源转换而来;终端能源消费环节,体现为电能的利用范围前所未有的拓展,电力将成为支撑现代信息社会和数字经济的主要能源品种。

中国是全球最大的能源消费国,能源结构长期以煤为主,能源需求呈较快增长趋势,油气对外依存度持续提升,推进能源转型的任务十分紧迫。中国政府出台了一系列政策,积极支持能源转型。《中国能源生产和消费革命战略(2016-2030)》明确提出,到2020、2030、2050年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%和50%;2030年前碳排放总量达到峰值。

在中国政府大力推动下,中国能源转型进程不断加快。2008-2017年,中国风电、太阳能发电装机年均增长达到44%和191%,大大高于全球19%和46%的平均增速。截至2017年底,中国可再生能源装机6.5亿千瓦(水3.4、风1.6、光1.3亿千瓦),占比36.6%(略低于欧洲2015年38.7%的水平,远高于美国19.6%的水平)。与此同时,电能占终端能源消费比重不断提升,2000年以来,中国电能占终端能源消费比重由14.8%提高到23.5%,提升了约9个百分点,比全球平均水平高约5个百分点。预计2020、2035、2050年,电能占终端能源消费比重将由目前的23.5%提升至25%、30%、40%。

能源转型持续推进,特别是风能、太阳能等具有间歇性、波动性特征的新能源大规模快速发展,给电力系统带来一系列重大挑战。

一、电网资源配置能力的挑战。

中国能源资源与需求逆向分布,80%以上的水电、风电、太阳能发电资源集中在西部北部地区,与东中部负荷中心相距1000-3000公里。大规模开发西部北部的可再生能源,持续扩大“西电东送”“北电南供”规模,对电网大范围配置能力提出了挑战。

二、确保系统安全的挑战。

随着新能源和直流输电的快速发展,电力电子技术广泛应用,电力系统的运行特性和机理发生深刻变化。风电的“弱转动惯量”和光伏的“零转动惯量”导致电力系统等效转动惯量大幅度降低,抗扰动能力下降,易发生稳定破坏。同时,机电和电磁暂态过程交织,系统稳定形态复杂,大直流送端过电压问题更为突出,多直流馈入地区的电压崩溃风险显著提高。

三、系统平衡调节的挑战。

电力系统具有发、供、用实时平衡的特点,传统的电网运行控制方式是利用常规电源的调节能力满足负荷的动态变化。风电、太阳能发电等具有显著的间歇性、波动性和随机性特征,不具备常规电源有功、无功调节性能,导致电网短路容量大幅下降,系统动态调节能力严重不足。同时,我国电源结构以煤电为主,其调节能力和调节速度不能满足新能源大规模并网要求。

四、系统灵活控制的挑战。

随着越来越多的电力电子元件接入,系统设备基础由传统交流设备向电力电子化转变,电力电子设备并网存在谐波、谐振与振荡风险,频率分布于更宽的频带范围,与火电机组次同步振荡等问题交织,给电网无功和谐波控制带来困难。分布式新能源、微电网、电动汽车大规模接入,系统运行特征由潮流从电网到用户的单向流动模式向双向互动转变,系统控制的复杂性大幅增加。

五、政策和市场设计的挑战。

近年来,新能源开发成本持续下降,但与常规电源相比,成本依然偏高,新能源比例较大的国家普遍存在补贴数额巨大和终端用户电价持续上涨的压力。中国也不例外,目前新能源补贴已出现资金缺口,省间壁垒严重制约资源优化配置,火电参与调峰、储能技术发展、电力负荷参与系统调节的有效价格激励机制尚没有形成,弃风、弃光问题突出,政策和市场设计的精准性有待提升。

能源转型的深入推进,对电网的功能作用、运行方式提出了前所未有的考验,迫切需要推进传统电力系统换代升级。基于我们的研究和实践,我认为,未来的电力系统,在功能上将向能源互联网演进,在技术上将向新一代电力系统升级。

3、新一代电力系统发展方向

与传统的电力系统相比,新一代电力系统的物理特性、设备基础、运行特征、控制方式都将发生根本改变,具有广泛互联、智能互动、灵活柔性、安全可控、开放共享五个方面特征。

广泛互联

是指系统规模大、接入主体多,电网成为资源大范围优化配置平台。电力系统接入主体更加多样化,分布式电源、微电网、储能、电动汽车等大量新型用能设备大量接入;电网、信息网、物联网深度融合,网络跨地域、跨领域互联,能够实现大范围的能源互济供应。

智能互动

是指系统具备高度智慧化和交互性,电力生产、消费与电力市场紧密融合。“大云物移”和人工智能技术得到广泛应用,电力系统全环节具备智能感知能力、实时监测能力、智能决策水平。发电和用户的双向选择权放开,发电侧与售电侧各主体在电力市场中广泛参与、充分竞争,用户通过经济政策或价格信号,实现主动负荷需求响应。

灵活柔性

是指系统具有强大的适应性和抗干扰能力,新能源消纳水平显著提升。储能、虚拟同步机、大功率电力电子器件、柔性输电等新技术、新设备广泛应用,系统的灵活性和适应性显著提升。源随荷动、荷随网动,源网荷实现联动,电网运行的弹性显著增强。

安全可控

是指系统具有高度稳定性和可靠性,电网安全可控能控。电网预防和抵御事故风险的能力显著提升,降低大面积停电风险。交流与直流、各电压等级电网协调发展,主网、配电网效率效益和供电可靠性双提升。网络信息加密技术普及,电力系统信息安全防护水平显著增强。

开放共享

是指系统具有高度开放性和共享度,电网成为综合能源服务平台。电力、燃气、热力、储能等资源,通过电网实现互联互通,能源综合利用效率得到优化。互联网理念贯穿各类用电业务,形成透明开放的服务网络。支撑分布式能源、各类用能设备友好接入。

构建新一代电力系统,技术创新是关键,需要在以下五个方面重点突破。

一是坚强的网络结构。这是构建新一代电力系统的基础。从世界范围看,加强电网互联互通、扩大联网规模,是很大国家实现能源资源大范围优化配置、推进能源清洁转型的战略性选择。目前,欧洲已建成统一同步电网,可以实现新能源在各国互济消纳,为适应风电、太阳能大规模发展的需要,欧盟计划到2030年将各国的跨国输电容量再增加一倍。中国国家电网到2035年的跨区输电规模将从目前的1.9亿千瓦进一步提高到3.8亿千瓦,10多个特高压直流群接入东中部地区,需要加快发展特高压交流输电,构建坚强的送、受端同步电网,解决大直流带来的潮流汇集与疏散安全问题。

二是综合安全防御体系。加快发展更快、更强、广域、智能的大系统控制技术,对电网故障的实时跟踪分析将从分钟级提升为秒级、毫秒级,安全防御体系向电源侧、用户侧深度延伸,电源侧重点提高集群控制的灵活性,用户侧重点提高分散控制的精确性。电网环节要加快发展柔性交、直流输电,增强电力系统灵活调节能力。电网调度朝着高度智慧化方向发展,具备全网状态感知能力、自适应巡航能力,成为新一代电力系统的智能中枢,保障系统安全稳定运行。

三是快速平衡调节能力。新一代电力系统的频率调节与无功调节将朝着快速、动态、深度、精准方向发展。频率调节方面,重点是推动传统火电、核电机组增强深度调峰能力,加快发展新能源机组调频技术和大规模电池储能技术。无功调节方面,重点利用调相机、FACTS、柔性直流、储能等动态无功装置建立主网虚拟无功电源群。要加快发展精准负荷控制技术,支持电动汽车、分布式电源、微电网以及各类智能用电装置参与系统平衡调节,实现源-网-荷-储协调互动。

四是新能源友好并网。在新一代电力系统中,新能源机组应当朝着更高效、更友好、更经济方向发展。一方面要加快发展大容量风机、更高转化效率的光伏发电。另一方面,大力提升新能源机组涉网性能,使其逐步接近常规机组,重点要提高新能源机组的频率、电压耐受能力,加快发展虚拟同步机技术,主动支撑电网频率、电压稳定。同时,要大力发展高精度电力气象预测技术,实现新能源电站集群控制,推进电网友好型风电场和太阳能电站建设。

五是基础理论和新一代仿真。基础理论方面,重点要研究电力电子化系统、交直流混联系统的稳定基础理论。在新一代仿真方面,随着能源互联网建设的深入推进,系统仿真的领域要从电力领域向能源领域拓展,仿真的方法从电磁暂态+机电暂态仿真向电磁暂态+小步长仿真转变,建设更高精度、更快速度、更强功能的仿真平台。

推动能源清洁低碳转型是世界各国普遍选择,“再电气化+新一代电力系统”是转型的重要路径。中国国家电网公司愿意与国内外同行加强技术交流与合作,共同解决构建新一代电力系统面临的各种难题,为全球能源转型、促进人类社会可持续发展作出积极贡献。