清洁能源,尤其是以风电、光伏发电为主的间歇式电源是未来发展的主要电力[1-5],预计到2050年,全球风电和太阳能发电电量将占总电量的66%[6]。从世界范围内看,清洁能源资源与生产力逆向分布,主要负荷集中在北美、欧洲和东北亚、东南亚地区,而北极、非洲和西亚、俄罗斯远东等地区则是清洁能源富集区域,因此要实现全球能源低碳供应,尤其是电力清洁供应,必须依靠清洁能源资源的优化配置,其中全球能源互联网的实现是关键。全球能源互联网中,围绕北美、欧洲和亚洲负荷中心构筑互联电网又是其中的重点。

　　欧洲和北美洲电网整体已经实现大范围互联,调度运行模式、技术标准相对统一,其洲内电网互联从20世纪20年代就已经开始,50年代开始快速发展,80—90年代,覆盖广、交换规模大的跨国、跨区大型互联电网基本形成[7-9]。同样,面对新的发展目标,北美和欧洲相关研究机构也提出了其设想。美国的“Grid2030”[10]预想其未来电网将建立由东岸到西岸、北到加拿大、南到墨西哥,主要采用超导技术、储能技术和更先进的直流输电技术的骨干网架。2010年1月,欧洲公布北海超级电网计划[11],提议将苏格兰的海上风电、德国的太阳能发电、比利时和丹麦的波浪能发电与挪威的水电连接起来,从而形成贯穿从北海到欧洲大陆北部的联合电网,形成环网状或放射状的多端直流电网,从而实现风能、太阳能、水电、波浪能等多种资源的互补互济。

　　相较于欧洲和北美洲,亚洲是全球负荷增长最快地区,拥有丰富的可再生能源资源,未来将形成以洲内大型可再生能源基地为电源基地、连接各大负荷中心的亚洲互联电网,并接受来自“一极一道”的跨国跨洲电力。但亚洲各国经济发展水平差异大,电网形态和发展道路各不相同,政治体制和法规政策又是大相径庭,所以亚洲联网是实现全球能源互联网的关键,但无论是方案设计、还是工程实施都是难度最大的。1998年俄罗斯提出了最早称之为“亚洲超级圈”跨国电网计划,围绕俄罗斯亚洲部分、蒙古、日本、朝鲜半岛和我国东部沿海地区构筑输电通道,但由于缺乏输电技术支撑,没有提出更为具体的结构和实现路径。

　　根据设想的全球能源互联网的实施路径[6],2030年前实施洲内互联,本文借鉴全球能源互联网的研究思路,综合了能源资源分析、负荷预测等相关基础资料,分析了输电技术发展趋势,探讨了亚洲电网互联的可能模式和优缺点,并采用层次分析法提出了可能的模式。

　　1、亚洲洲内电力流向分析

　　文献[12-14]考虑到政策和技术的不同发展趋势,分别对全球负荷预测建立了不同的情景,并作了负荷预测。不同报告的具体量化结果不同,为了不失一般性,对其进行平均值求解所得的结果,作为后续研究的基础条件。

　　亚洲的电力需求集中在中国、日本和印度等国家,3个国家需求量之和约占亚洲总需求量的66%。未来,亚洲电力需求仍将保持上升趋势,2030、2050、电力需求将分别达到15500TW?h和21200TW?h,预计到2030年,亚洲电力需求将占全球的50%。

　　亚洲水能、风能及太阳能理论蕴藏量分别约为每年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国西部、俄罗斯远东及西伯利亚、蒙古东南部、中亚五国及西亚南部等区域。

　　综合电源布局及负荷发展预测来看,亚洲大型能源基地远离主要负荷中心,总体呈现“西电东送、北电南送”电力流格局。北部风电资源、西部太阳能资源以及南部水电资源经纬度差异明显,时空互补特性突出,南北跨季节互济、东西跨时区互供效益显著。据预测,2030年,亚洲洲内跨区清洁能源电量配置规模约2000TW?h。按照通道利用小时数(非电源利用小时数)5000h计算,需要跨区输送电力400GW,中国国内跨区输送的清洁电力约150GW,因此亚洲洲内跨国输送电力约250GW,考虑一个通道输送电力为8~10GW,则需要25~30个输电通道。

　　2、亚洲特高压交流同步电网模式及支撑技术

　　2.1 电网结构及发展路径

　　从国内外电网发展历程来看,电网都是随着负荷的增加和大型电源基地的开发,电压等级不断提高,电网规模不断扩大。我国从220kV的地区性小电网,发展到500kV跨省电网一直到今天的特高压交流跨区电网;欧洲已经实现了400kV的跨国性大陆同步电网;北美也通过750kV线路实现了跨国输送和联网。随着资源优化配置需求的提升,按照上述规律,同步电网规模也可能进一步扩大。

　　亚洲幅员辽阔,跨国互联尚处在起步阶段,随着特高压1000kV交流技术的成熟,实现跨国的交流互联在理论和技术上成为可能。根据地域分布,未来特高压交流同步电网结构示意图如图1所示。亚洲洲内采用特高压交流联网,形成网状紧密联系的交流同步电网结构,各区域形成以主要负荷中心、电源集中接入点为节点的环状电网,部分高负荷密度地区,形成网格式电网结构。部分60Hz的电网(日本大阪、韩国、菲律宾、中国台湾等)采用直流背靠背隔开。

　　目前,特高压交流工程在中国大规模建设[15],构建更高一级的骨干网架。因此其未来发展路径可以先建设中国特高压电网,并逐渐向周边地区辐射,建设跨国联络线,并实施建设区域性特高压电网。这些区域性电网,根据地域,大致分为东北亚、东南亚、中亚和西亚电网。

　　2.2 技术特点

　　亚洲同步电网具有以下优点：

　　1）可以兼顾负荷需求与电源接入,运行相对灵活。

　　2）电网容易扩展,便于跨洲际电源的就近接入和分散消纳。

　　3）电网跨度大、覆盖范围广,电源互补特性、负荷错峰效益、相互支援能力容易发挥。

　　同样,该电网方案也存在比较明显的缺点：

　　1）电网跨度大部分通道距离达到了600~1000km,单位通道输送能力不易充分发挥。

　　2）覆盖面积大,地区电网形态、管理水平和运行制度差异大,电网安全稳定风险较大。

　　3）将会改变各国家和地区电网发展既定模式,对其特性和运行模式影响大。

　　2.3 支撑技术

　　从实现电网所需要的硬件技术来看,亚洲特高压交流同步电网需要以下技术：

　　1）特高压交流输电技术。我国的电网实践已经证明这是一项成熟技术,考虑到远距离输电等问题,则需要特高压的FACTS技术,包括可控串补、可控电抗器等,这些技术在我国已经开展基础性研究[16-18],基本不存在难以突破的技术瓶颈。

　　2）特高压气体绝缘管道输电(gasinsulatedline,GIL)技术。考虑到部分联网工程需要跨越江河、适应一些特殊和复杂的自然环境和施工环境,需要采用GIL技术,该技术已经开展研究设计,计划在泰州—苏州特高压交流段实现。

　　3）特高压海底电缆技术。与岛国联网需要建设跨海联网工程,需要采用该技术,预计在2030年后才能实现工程应用。

　　从电网运行控制的软件技术来看,主要在于亚洲电网的调度控制技术。目前欧洲大陆同步电网是一个成功的跨国联网的典型,但与欧洲相对统一的技术标准、制度和语言等外部环境,亚洲则存在很大的差异,因此要设计一个亚洲电网协调控制和统一调度的体系难度非常大。

　　3、特高压直流输电模式及支撑技术

　　3.1 输电模式

　　由于亚洲大同步电网在实施上难度大,因此可以考虑采用更为直接的“点对网”方式。电网的升级改造往往都是从大电源的送出开始的,譬如我国的第一个220kV电网工程是为了满足丰满电厂送出,第一个330kV电网工程是为了满足刘家峡水电站[19]送出等。所以未来洲内跨国、跨区联网也可以按照这个模式发展,即建设电源到负荷中心的输电工程。

　　亚洲跨国电力输送规模约250GW,且电源布局距离负荷中心距离在2000~4000km,因此采用特高压直流输送是合理的方式。从电力流向来看,大致分为4个：俄罗斯远东水电、风电输送至东北亚地区;中亚风电、光伏输送至中国西南、西北地区;东南亚水电输送至中国华南地区;西亚光伏输送至南亚地区,示意图如图2所示。为充分利用通道输送容量,每回直流输送容量应在10GW左右,共需要25~30回直流,图2主要为通道示意,每个通道2~3回直流。

　　3.2 技术特点

　　特高压直流输电模式具有以下优点：1）工程相对独立,容易论证设计。2）单位通道输送功率大,通道利用效率高。3）对当地电网发展模式影响小。

　　由于采用特高压直流输送,而各国电网规模、结构差异大,因此该方案也存在比较明显的缺点：

　　1）“点对网”形式无法兼顾通道中间负荷及电源接入需求,同时也无法兼顾未来的跨洲际电力输送需求。

　　2）单位通道输送容量大,送端电源汇集难度较大。

　　3）单通道输送容量大,可能超过受端负荷规模的10%,通道故障对受端电网冲击严重,安全稳定隐患大。

　　3.3 支撑技术

　　实现远距离大容量送电,除了考虑单通道输送容量的需求以外,同时还要解决送端风电、光伏在不依托当地电网的情况下的接入及受端电网承受能力等问题,因此,需要采用以下技术：

　　1）特高压直流输电技术,目前,中国已经成功建设运行±800kV、8GW直流,正在建设±800kV、10GW和±1100kV、12GW直流,技术趋于成熟,未来可能需要进一步研制更高电压等级和更大容量的直流。

　　2）特高压VSC直流输电技术。从送端电源接入来看,与常规电源相比,风电、光伏电源缺乏足够的惯量和电压支撑,在不依托当地电网的情况下,不能支撑直流的正常运行,抗干扰能力也差,所以送端的换流站需要采用电压源换流器(voltagesourceconverter,VSC)技术的换流站,考虑到电源分散,还需要考虑采用多端直流技术,这是较低的技术要求,从优化的角度来看,直流组网和直流变压器(DC/DC)将更好地实现送端电源的接入。目前,VSC换流站最高电压等级±320kV[20]、容量1GW,±500kV、3GW和±800kV、5GW的技术研发也已经开始,预计到2030年左右,突破±800kV、5GW的VSC直流换流阀、架空线路等关键技术,2030—2040年实现应用[21-22]。

　　3）多端直流技术。为了减小一个换流站的电力过于集中后的风险和对于换流站的电压支撑,受端电网的换流站应该采用多端形式,对于电网较弱的区域,应该采用VSC直流换流技术。

　　综上分析,“点对网”直流输电通道需要采用VSC-LCC(linecommutedconvertor)多端直流技术,其中关键为特高压VSC直流输电技术。从技术发展趋势来看,2030年左右实现突破是可能的。但是由于单个通道容量过大,导致受端电网的安全风险依然是瓶颈。

　　4、亚洲直流电网模式及支撑技术

　　4.1 电网结构及发展路径

　　综合上述两种方案,虽然从技术发展趋势来看,不存在难以突破的瓶颈,但都存在重大的缺陷。综合上述缺点,对于未来亚洲跨国电网的模式,可以提出以下需求：1）对各国和地区电网影响小。

　　2）可以兼顾沿线负荷需求和电源接入。3）安全稳定有保障。4）可以承接未来跨洲际电力输送。

　　5）可以通过现有的输电技术改造和实现对接。

　　从技术的观点来看,直流电网[23-24]在理论上能够满足上述要求。

　　未来亚洲直流电网结构示意图如图3所示。各国电网维持既有的电网结构和发展模式,以中国电网为核心,形成东北亚、东南亚、西亚和南亚4个直流电网,各直流电网之间都有通道互联。中国、东北亚、东南亚的直流换流站以负荷为主,需要接入本地电网。其余地区直流换流站则以电源汇集为主,视电源的具体配置情况,确定是否接入当地电网。

　　从技术原理来看,将来直流输电,尤其是VSC直流输电可以通过改造接入直流电网,因此从实现

　　的路径来看,可以分为3个阶段：第一阶段,根据需要,先建设直流输电工程;第二阶段,在技术逐步成熟的情况下,在我国中东部的部分区域逐步形成局部直流电网,并通过换流站和交流系统连接,该阶段可以为将来更大规模的直流电网储备技术和积累运行经验;第三阶段,通过直流联络线把局部直流电网连接起来。

　　4.2 技术特点

　　直流电网兼具直流和交流电网的优点,其优点与4.1的技术要求是一致的。

　　直流电网作为一种新兴的技术,目前缺乏工程示范和实践,因此也存在缺点：1）对技术依赖程度高,存在一定的不确定性;2）调度控制相对复杂,缺乏实践经验。

　　4.3 支撑技术

　　理论上,直流电网的构成可以有多种技术路线,但考虑到VSC-HVDC技术具有潮流翻转时不改变电压极性的特点,因此更适合于构成多端直流系统和直流电网。关于VSC-HVDC技术在3.3节已经分析,直流电网需要在该技术基础上,进一步研发相关技术,主要包括：

　　1）高压直流断路器。目前,我国已经基本研制成功200kV直流断路器,并准备工程应用示范。2020年前开发500kV直流断路器,2030年左右可以将电压等级进一步提升。

　　2）大容量DC/DC变压器。2030年前研制

　　±500kVDC/DC变压器样机,完成试验平台建设,开展相关示范应用。

　　3）高压直流电缆。目前,国际上已具备制造最高电压为500kV高压直流电缆的能力,国内已具备320kV直流电缆生产能力,并投入厦门柔性直流示范工程中使用。2030年,完成电压等压等级达±800kV、通流能力达6kA的高压直流电缆系统研发与生产。

　　综上,在2030年前,技术上可以建设500kV电压等级的直流电网。