中国—韩国—日本跨国联网构建方案及经济性研究

于昊洋1,张艳1,陈正曦2,商桑1,王智冬1,王哲2  

(1.国网经济技术研究院有限公司,北京市 昌平区 102209;2.全球能源互联网发展合作组织,北京市 西城区 100031)

摘要

全球能源互联网是实现世界范围内能源资源优化配置的关键路径,亚洲电网互联是全球能源互联网的重要组成部分。在分析东北亚地区中国、韩国、日本三国能源电力现状及发展趋势的基础上,提出了中国—韩国—日本电网跨国互联的设想。基于对不同直流输电方式以及海底电缆技术应用前景的探讨,提出中国—韩国—日本跨国联网构建方案,并论证了方案的技术可行性。最后,从工程投资估算、输电成本以及电价竞争力的角度对所提出的方案开展经济性分析。

关键词 : 跨国联网;柔性直流;海底电缆;联网方案;工程投资估算;输电成本;电价竞争力

国家电网公司科技项目(SGTYHT/16-JS-198)。

0 引言

全球清洁能源资源十分丰富,仅开发万分之五就可满足全球能源需求[1]。然而,全球清洁能源与负荷中心呈现逆向分布,同时由于风电、光伏发电存在随机性、间歇性、波动性,因此只有融入大电网才能实现大发展。这就决定了必须实现能源大范围优化配置,才能促进清洁能源的大规模开发利用。以特高压电网为骨干网架,构建全球能源互联网,可以实现清洁能源在全球范围内的大规模开发、输送和利用。

亚洲能源电力需求增长迅速,东北亚是亚洲经济最发达的区域之一,各国经济发展活跃、经贸关系紧密、能源资源互补性强,同时也面临能源消费总量大、能源转型压力大等问题。其中,中国、日本、韩国是亚洲能源消费大国,2015年,三国能源消费合计约占亚洲能源消费总量的60%,同时化石能源比重很高,分别达到90%、93%和86%[1]

从电网发展来看,中国电网建设相对成熟、坚强,到2017年底,中国累计建成投运“八交八直”16项特高压输电工程,在大规模清洁能源开发、远距离输电方面有较强的技术基础和丰富的工程经验。日本电网近年来市场改革逐步深化,面临能源转型压力,国内用电需求迫切,对电力供应多样化、提高清洁能源比例的需求不断扩大。韩国国内电力供需矛盾较为缓和,但“北电南送”潮流有待进一步优化。由此看来,在东北亚地区实现中国、韩国、日本三国电网跨国互联,有助于解决各国电网存在的问题,推动各国能源电力转型变革,同时促进东北亚电力合作,加强东北亚电网互联互通基础设施建设。

中国、韩国、日本跨国联网工程涉及国家多,跨海路径长,需考虑三国电力系统规划和运行方面的差异,以及海缆技术应用等难题,存在一定的工程技术难度。本文在对国内外直流输电、海底电缆等技术发展和应用现状分析的基础上,提出跨国联网方案并开展技术可行性研究,对工程投资估算、输电成本以及电价竞争力等指标进行了计算分析,为联网工程的最终构建提供重要的技术参考。

1 关键技术发展及应用现状

1.1 直流输电技术

1.1.1 常规直流技术特点

目前,基于相控型晶闸管(line commutation converter,LCC)的直流输电技术已较为成熟,在国内及世界范围内均有广泛应用,其主要特点包括以下几个方面[2]

(1)点对点、远距离、大功率的输送模式,无需中间落点,能够将电力直接输送到负荷中心。

(2)对过网潮流的控制较为方便,控制特性较为灵活,可靠性高,可以避免潮流过大对电网造成的负担。

(3)电压等级相对较高,能够输送较大容量电能,对线路走廊的要求并不苛刻,对于大功率、远距离输电具有较好的适应性。

然而,由于常规直流输电采用大功率晶闸管,只能工作在有源逆变状态,不能接入无源系统。对交流系统强度敏感,一旦发生交流系统干扰,容易发生换相失败,并且无功消耗较大,输出电压电流谐波高,需要安装滤波装置。

1.1.2 柔性直流技术特点及工程实例

柔性直流具有常规直流的大多数优点,如不存在交流输电的稳定性问题、可以实现非同步系统互联、有功无功可由控制系统进行控制等。此外,基于IGBT和高频调制技术两大基本特征,不同于常规直流技术,柔性直流输电又具有以下几个方面的技术优势:

(1)无需交流侧提供换相电流,没有无功补偿和换相失败问题,送、受端换流站均可与弱电网或无源电网联系。

(2)能够快速独立控制有功功率和无功功率,实现功率动态连续调节。

(3)潮流反转方便快捷,运行方式变换灵活,具备成网条件。

(4)可以向电网提供必要的电压和频率支持,实现系统黑启动。

(5)输出电压谐波小,设备省、占地少。

柔性直流技术的缺点在于系统损耗大,不能控制直流侧故障时的故障电流,在故障发生后只能通过断开交流侧断路器来切除故障,因此直流断路器的研究对于柔性直流技术的发展至关重要。

近几年来,世界各国开始加大柔性直流输电技术在远距离联网和清洁能源并网输送等方面应用的研发力度,并致力于该技术的实践。2018年欧洲输电系统运营商联盟(ENTSO-E)信息显示,欧洲在未来10年内将建设15条以上的柔性直流工程,用于实现各个国家之间的互联和可再生能源的并网互补[3]。英国、美国也均已规划了多条柔性直流输电工程,在未来20年逐步构建柔性直流电网,以满足其可再生能源发展的需求。

2011年7月,中国投产了亚洲首条柔性直流输电工程—上海南汇柔性直流工程,电压等级±30 kV、容量180 MW,对未来中国发展柔性直流实现海上风电并网具有重要的指导作用。2014年7月,世界上电压等级最高、端数最多、单端容量最大的多端柔性直流输电工程—浙江舟山±200 kV五端柔性直流输电科技示范工程正式投运。2015年12月,福建至厦门±320 kV柔性直流输电科技示范工程投运,输送容量1000 MW,该工程是世界上首个采用双极接线、额定电压和输送容量均达到国际之最的柔性直流输电工程[4]

1.2 海底电缆技术

1.2.1 主要海缆类型

(1)粘性浸渍纸绝缘电缆(mass impregnated cable,MI):具有运行可靠性高、接头制造工艺成熟等优点。目前,已有工程应用的最高电压等级为500 kV,最大容量为800 MW,最长路由超过400 km,敷设最深超过1500 m,但该种电缆制造工艺复杂,且传输容量受导体最高运行温度限制(一般不超过55 ℃)。随着绝缘纸制造工艺进步,浸渍纸—聚丙烯复合绝缘纸材料(paper polypropylene laminate paper,PPLP)逐渐用于高电压、大容量直流电缆中,一定程度上弥补了MI电缆的缺陷,提高了导体运行温度,额定电压也有一定提升。目前,PPLP绝缘电缆工程应用的最高电压等级为±600 kV,最高单极传输容量为1100 MW。虽然浸渍纸绝缘电缆在高压直流联网工程中业绩显著,但其产品主要被其他国家企业垄断,中国海缆厂家均无浸渍纸绝缘电缆产品,在设备生产及制造经验方面几乎处于完全空白的状态[5]。高压直流浸渍纸绝缘电缆主要生产厂家产品参数及工程业绩见表1。

(2)交联聚乙烯海缆(cross-linked polyethylene,XLPE):具有导体运行温度高、输送容量大、加工工艺简单等优点,随着XLPE直流电缆电压等级不断提升,相同电压等级下,XLPE直流电缆成为柔性直流输电技术首选。但由于XLPE绝缘内部空间电荷现象无法实现极性反转,因此目前只能应用于柔性直流输电中。目前工程应用的最高电压等级为±400 kV,用于比利时—英国联网工程,输送容量1000 MW,计划2019年投运。ABB及普睿司曼均已研发出±525 kV XLPE海缆,并通过型式试验,但尚无工程应用。中国XLPE海缆研制虽然起步稍晚,但基于良好的发展基础,目前已具备最高电压等级±320 kV海缆工程经验[6]。高压直流XLPE绝缘电缆主要生产厂家产品参数及工程业绩见表2。

XLPE与MI海缆相关关键技术参数的比较见表3。

表1 高压直流浸渍纸绝缘电缆主要生产厂家产品参数及工程业绩[7-10]
Table 1 The main manufacturer, parameters and achievements of HVDC paper insulated cable

表2 高压直流XLPE绝缘电缆主要生产厂家产品参数及工程业绩[9-13]
Table 2 The main manufacturer, parameters and achievements of HVDC XLPE cable

表3 XLPE与MI海缆技术参数比较[5-13]
Table 3 Parameters comparison between XLPE and MI cable

1.2.2 直流海缆输电工程现状

目前,中国已投运4条柔性直流海底电缆输电工程,分别为上海南汇柔直工程、南澳柔直工程、舟山柔直工程和厦门柔直工程,均采用XLPE直流电缆。其他国家已有超过30个投运及在建的高压直流海底电缆输电工程。其中,欧洲各国由于国土面积普遍较小,工业高度发达,用电负荷密度大,电网结构密集,电网迫切需要实施电能结构的优化配置,以实现电源结构的互补和电量交换。欧洲已成为世界上海底电缆工程建设项目最多、建设规模最大的区域,海缆总长度已超过10183 km,设计交换容量超过22120 MW。其中电压等级最高的工程为苏格兰—英国联网的Western Link工程,采用±600 kV PPLP海缆,路由全长422 km,输送容量2250 MW,工程总造价13.5 亿美元,目前正在建设中。XLPE海缆方面,电压等级最高的工程为英国—比利时联网的NEMO Link工程,电压等级±400 kV,路由全长140 km,输送容量1000 MW,工程预计投资8 亿美元,海缆将由日本J-Power 公司提供,目前海缆正在研发,预计2019年投运[5,10]

1.2.3 海缆工程经济性分析

海底电缆工程是极其复杂的大型工程,其工程造价受电压等级、输电容量、路由长度、回路数量、路由海况、敷设方式、保护方式、运输距离等众多因素影响。根据全球能源互联网发展合作组织《海底电缆技术及工程调研总报告》中的调研数据,海缆工程各部分经济性如下:

(1)海缆本体价格:在交联聚乙烯(XLPE)或粘性油浸纸(MI)海底电缆本体结构中,导体铜的成本大概占海缆本体成本的50%,绝缘料成本大约占10%~20%。

(2)海缆敷设及保护价格:海底电缆敷设及保护费用在海底电缆工程花费中占比最大,比海底电缆本体费用高,具体的费用占比则由路由海况、敷设方式、保护方式等决定。以琼州海峡工程为例,两根32 km海缆(无接头)的运输、安装、保护费用为7250 万美元,均高于MI电缆本体费用,单位距离运输、安装、保护费用为118 万美元/(km·根)。

2 联网方案研究

2.1 输送方式选择

中国、韩国、日本三国电网频率不同,中国电网频率为50 Hz,韩国电网频率为60 Hz,日本东部电网频率为50 Hz、西部电网频率为60 Hz。因此,为减小电网相互影响,提高送电能力,宜采用直流输送方式异步联网。

常规直流输电或柔性直流输电方式均可满足工程送电要求。韩国电网骨干网架电压等级为345 kV,系统相对较弱,采用柔性直流技术,可为当地电网提供电压、频率支撑,一定程度上提高输电安全性和可靠性。

常规直流输电线路主要接线方式有:双极两端接地,双极一端接地,双极两端不接地。柔性直流输电线路主要接线方式有:伪双极、真双极、混合接线。考虑到日韩两国均表示直流接地极极址选择较为困难,因此接线方式按照常规直流双极加金属回线、柔性直流真双极、柔性直流伪双极三种方案考虑。

2.2 输送容量及电压等级选择

工程输送容量主要受到海缆技术限制,根据当前主要海缆生产厂家提供的技术信息,XLPE和MI海缆的最大输送容量在2400 MW左右,已投运工程最大容量1500 MW。考虑到跨国联网工程前期工作周期较长,海缆技术仍有一定进步空间,同时为尽可能提升工程经济性,推荐输送容量采用2000 MW。为满足输送容量要求,推荐采用±500 kV电压等级。

2.3 海缆线型选择

目前,基于技术对比和参考工程实例,常规XLPE海缆由于空间电荷问题无法通过极性反转,只适用于柔性直流输电,但通过掺加纳米材料可以解决这一问题,也能用于常规直流输电。因此,柔性、常规直流输电方案按XLPE、MI海缆两种技术路线考虑,均可满足工程输送需求。

2.4 联网方案设计

综合考虑输送方式、输送容量、电压等级以及海缆线型等因素,初步方案设计采用常规或柔性直流方式异步联网,电压等级±500 kV,输送容量2000 MW。中国—韩国段起点中国山东地区,终点韩国北部仁川地区,线路长度约366 km。韩国境内通过345 kV交流主网架由北向南输送。韩国—日本段起点韩国南部高城地区,终点日本松江地区,线路长度约460 km。中国—韩国—日本跨国联网工程示意图如图1所示。根据直流输送方式及接线方式分为三种方案:柔性直流伪双极、柔性直流真双极、以及常规直流双极带金属回线,如表4所示。

图1 中国—韩国—日本跨国联网工程示意图
Fig. 1 Sketch of the China-Korea-Japan interconnection project

表4 联网方案设计
Table 4 Interconnection scheme design

针对提出的不同工程方案,对潮流稳定、短路电流、有效短路比等内容进行了电气计算分析。

潮流计算结果表明各方案下潮流分布均匀、电压水平满足要求,发生N-1故障时交流线路、变压器均不过载。

暂态稳定计算分析结果表明,当换流站近区发生主电压等级线路N-1、N-2故障或者直流单、双极闭锁故障时,无需采取措施,系统均可保持稳定,电压、频率波动均满足要求。

短路电流计算结果表明,各目标电网主要电压等级下母线短路电流均在63 kA以内,满足母线短路额定遮断电流要求。

有效短路比计算结果表明,韩国北部仁川地区电网有效短路比为1.35,互联系统极为脆弱,需进行一定程度网架加强。其余地区系统均为强系统。

3 经济性分析

3.1 工程投资比较

投资估算包括换流站工程、海缆工程、登陆电缆工程、陆上架空线路工程,不包含配套的交流网架加强和系统通信工程。投资估算构成图如图2所示。

换流站工程包括中国山东换流站、韩国仁川换流站、韩国高城换流站、日本松江换流站。海缆工程包括中国—韩国段海缆工程和韩国—日本段海缆工程。登陆电缆工程包括各入海口电缆终端塔至海洋的登陆段电缆工程。陆上架空线路工程包括各入海口电缆终端塔至换流站的架空线路工程。

每种方案下中国—韩国—日本跨国联网工程详细投资估算如表5所示。

图2 投资估算构成图
Fig. 2 Structure of investment estimation

表5 中国—韩国—日本跨国联网工程总体投资估算表
Table 5 Investment estimation of China-Korea-Japan interconnection project(单位:百万美元)

续表

3.1.1 换流站工程投资

按照换流站工程投资估算原则,综合考虑各国工程建设特点,中国、韩国、日本境内四个换流站工程投资为10.57 亿美元~13.43 亿美元。其中,柔性直流输电技术换流站工程投资3.02 亿美元~3.41 亿美元,常规直流输电技术换流站工程投资2.49 亿美元~2.87 亿美元。

3.1.2 海缆工程投资

综合考虑各国工程建设特点与海域条件等,海缆工程投资为36.41 亿美元~50.73 亿美元。其中,中国—韩国段海缆投资为17.18 亿美元~23.56 亿美元;韩国—日本段海缆投资为19.22 亿美元~27.17 亿美元。

采用不同接线方式对海缆工程投资影响较大,同样海缆类型下,真双极方式比伪双极方式投资高约36%。海缆类型对投资影响相对较小,同一方案下采用MI比采用XLPE投资高约2%。

从单位长度投资水平看,采用XLPE海缆,伪双极方式单位长度投资428 万美元/km,双极带金属回线方式单位长度投资582 万美元/km~587 万美元/km;采用MI海缆,伪双极方式单位长度投资439 万美元/km,双极带金属回线方式单位长度投资596 万美元/km。

3.1.3 登陆电缆、架空线路工程投资

结合工程前期研究,登陆电缆工程本阶段暂未计及韩国—日本段受端投资,架空线路工程本阶段仅计及中国—韩国段送端投资。登陆电缆工程投资为0.14亿美元~0.19 亿美元,架空线路工程投资为0.06 亿美元~0.08 亿美元。

3.1.4 总体投资比较

各方案工程总投资45.96 亿美元~64.41 亿美元,其中,海缆工程投资约占总投资的74%~82%,换流站投资约占总投资的17%~25%,登陆电缆、架空线路等工程投资约占总投资的0.38%~0.44%。

采用不同接线方式对工程投资影响较大,同样海缆类型下,真双极方式的投资是伪双极方式的1.29~1.32倍。

不同直流输电技术也对工程投资有一定影响,采用柔性直流输电技术的投资是采用常规直流输电技术的1.04~1.07倍。

海缆类型对投资影响相对较小,同一方案下采用MI海缆的投资是采用XLPE海缆的1.01~1.02倍。

3.2 输电成本比较

中国—韩国—日本跨国联网工程将实现中国山东富余电力经韩国电网送电日本负荷中心的作用,输电成本由中国—韩国段、韩国—日本段输电成本以及韩国电网过网费组成。输电成本测算不考虑工程融资方案、折旧摊销、税金等影响因素。本文采用经营期电价测算方法,即在整个经济寿命期内保证投资者合理回报的均衡电价。

本工程输电成本测算采用的主要参数取值如表6。

表6 输电成本测算主要参数取值
Table 6 Main parameters of transmission cost estimation

中国—韩国—日本跨国联网工程输电成本计算结果如表7和表8所示。随着工程年输电量的增加,输电成本逐步降低。在工程年输电量105 亿kWh、123 亿kWh、140 亿kWh、158 亿kWh的情况下(分别对应直流输电线路利用率60%、70%、80%、90%),各方案输电成本约4.95 美分/kWh~6.73 美分/kWh、4.36 美分/kWh~5.89 美分/kWh、3.91 美分/kWh~5.25 美分/kWh、3.57 美分/kWh~5.11 美分/kWh。相同条件下,双极带金属回线方式输电成本明显高于伪双极方式;柔性直流输电技术输电成本略高于常规直流输电技术;采用XLPE和MI海缆输电成本基本一致。

表7 中国—韩国—日本跨国联网工程输电成本(XLPE)
Table 7 Transmission cost of China-Korea-Japan interconnection project (XLPE)

表8 中国—韩国—日本跨国联网工程输电成本(MI)
Table 8 Transmission cost of China-Korea-Japan interconnection project (MI)

3.3 电价竞争力分析

3.3.1 分析方法

目前日本已经全面放开电力零售市场,允许民营企业及所有用户主动参与售电市场,通过签订合约自由选择电力供应的来源和类型。中国—韩国—日本跨国联网工程电力将进入日本电力市场,同其他电源进行自由竞争。因此,本工程的经济性以电价竞争力作为主要指标来衡量。电价竞争力的测算及评价方法如下:

(1)在满足财务评价指标的基础上,测算中国山东(送端)到日本松江(受端)的输电价(含线损),送端上网电价与输电价(含线损)之和作为工程到网电价。

(2)综合考虑工程到网电价及工程输送电量占2020年日本全国发电量比例,若工程到网电价低于日本受端某一种(或几种)本地电源的上网电价,且工程输送电量占比小于其本地电源发电量占比,则认为工程具有电价竞争力。

3.3.2 边界条件

(1)送端上网电价。2020年,山东电网规划风电总装机容量12000 MW,风电装机规模可满足本工程清洁能源打捆外送需求,综合考虑山东电网送端能源资源情况、直流工程及山东电网安全稳定运行、《电力系统安全稳定导则》相关要求等,初步提出山东电网送端采用风、火打捆的外送方式,其中风电外送电量占比为60%。

根据国家发展改革委《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》(发改价格[2015]3105号)以及《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(发改价格[2015]3044号)两份文件,山东电网火电上网电价按5.7美分/kWh考虑,风电上网电价按9.5美分/kWh(含补贴)考虑,结合风电、火电打捆外送电量配比情况,山东电网送端上网电价初步定为8美分/kWh。

(2)受端上网电价。根据日本OCCTO机构预测,2020年日本各类型电源发电量共9550 亿kWh。2020年日本主要电源类型上网电价及发电量占比如表9所示[15-17]

表9 2020年日本主要电源类型上网电价及发电量占比
Table 9 Feed-in tariff and proportion of different generation sources in Japan

根据输电成本测算结果(考虑部分影响因素)和山东送端上网电价计算日本受端到网电价,与2020年日本主要电源类型的上网电价及其发电量占比进行对比,分析电价竞争力。各方案在不同年输电量条件下与主要电源类型上网电价相比的电价竞争力计算结果详见表10。

表10 中国—韩国—日本跨国联网工程电价竞争力计算结果
Table 10 Electricity price competitiveness of China-Korea-Japan interconnection project

续表

与日本燃气、燃煤等火电电源(占比约64%)相比,当工程年输送电量为105 亿kWh时,各方案均不具有电价竞争力;当工程年输送电量为123 亿kWh时,与燃煤发电相比,各方案不具备电价竞争力;当工程年输送电量增加至140 亿kWh~158 亿kWh之间,大部分采用双极带金属回线的方案均不具备电价竞争力。与发电量占比4%的燃油电源相比,工程各方案均具有较强的电价竞争力。

与日本风电、光伏等可再生能源(占比8%)上网电价对比可以看出,工程年输送电量在105 亿kWh~158 亿kWh范围内时,各方案电价竞争力在1.78 美分/kWh~20.42 美分/kWh之间,电价竞争力较强。

与日本核电、水电等电源(占比10%)上网电价相比,工程年输送电量在105 亿kWh~158 亿kWh范围内时,各方案均不具备电价竞争力。

综合电价竞争力计算结果,统计日本本地电源上网电价高于本工程到网电价的发电量占比情况,如表11所示。考虑中国—韩国—日本跨国联网工程年输送电量占2020年日本发电量的比例分别为1.1%、1.29%、1.47%及1.65%,因此,本工程具有较强的电价竞争力,经济性好。

表11 中国—韩国—日本跨国联网工程电价竞争力分析结果
Table 11 Analysis of electricity price competitiveness of China-Korea-Japan interconnection project

4 结论

本文基于对常规直流、柔性直流、海底电缆等关键技术的调研回顾,提出中国—韩国—日本跨国联网工程构建方案,并对各方案的技术可行性进行了论证分析。

本文针对各工程方案开展了深入的经济性分析研究。针对不同海缆类型、接线方式,初步估算了各方案工程投资、输电成本以及到日本落地电价,并通过与日本当地上网电价对比分析,论证了各方案下的电价竞争力。

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Construction Scheme and Economic Analysis of China-Korea-Japan Interconnection Project

YU Hao-yang1, ZHANG Yan1, CHEN Zheng-xi2, SHANG Sang1, WANG Zhi-dong1, WANG Zhe2
(1. State Grid Economic and Technological Research Institute Co., Ltd., Changping District, Beijing 102209, China;2. Global Energy Interconnection Development and Cooperation Organization, Xicheng District, Beijing 100031, China)

Abstract: Global energy interconnection is a viable path to achieve the goal of optimizing energy resources allocation around the world. Asia grid interconnection, especially the northeast Asia area plays an important role in global energy interconnection process. Giving consideration to the current status and develop trends of energy industry in northeast Asia including China, Japan and Korea, the idea of China-Korea-Japan interconnection project has been raised. Based on the discussion of different DC transmission methods and the application prospects of submarine cable technology, a China-Korea-Japan multinational interconnecting construction plan is proposed and the technical feasibility of the solution is demonstrated. Finally, the economic analysis of the proposed scheme is carried out from the perspective of engineering investment estimation, transmission cost, and electricity price competitiveness.

Keywords: cross-border interconnection; VSC DC; submarine cable; interconnection scheme; investment estimation;transmission cost; electricity price competitiveness

Project Supported by Science and Technology Foundation of SGCC(SGTYHT/16-JS-198).


作者简介:

于昊洋

于昊洋(1992),男,硕士,工程师,主要从事电网规划与设计方面研究工作,E-mail:yuhaoyang@chinasperi.sgcc.com.cn。

张艳(1983),女,博士,高级工程师,主要从事电网规划与设计方面研究工作,E-mail:zhangyan@chinasperi.sgcc.com.cn。

陈正曦(1990),男,硕士,主要从事全球能源互联网、电力系统规划、电力工程经济性分析等方面的研究工作,E-mail:chenzhengxi@geidco.org。

商桑(1987),女,硕士,高级经济师,主要从事电网工程技术经济方面的研究工作,E-mail:shangsang@chinasperi.sgcc.com.cn。

(责任编辑 张宇)

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    图1