清潔能源,尤其是以風(fēng)電、光伏發(fā)電為主的間歇式電源是未來發(fā)展的主要電力[1-5],預(yù)計到2050年,全球風(fēng)電和太陽能發(fā)電電量將占總電量的66%[6]。從世界范圍內(nèi)看,清潔能源資源與生產(chǎn)力逆向分布,主要負荷集中在北美、歐洲和東北亞、東南亞地區(qū),而北極、非洲和西亞、俄羅斯遠東等地區(qū)則是清潔能源富集區(qū)域,因此要實現(xiàn)全球能源低碳供應(yīng),尤其是電力清潔供應(yīng),必須依靠清潔能源資源的優(yōu)化配置,其中全球能源互聯(lián)網(wǎng)的實現(xiàn)是關(guān)鍵。全球能源互聯(lián)網(wǎng)中,圍繞北美、歐洲和亞洲負荷中心構(gòu)筑互聯(lián)電網(wǎng)又是其中的重點。

　　歐洲和北美洲電網(wǎng)整體已經(jīng)實現(xiàn)大范圍互聯(lián),調(diào)度運行模式、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)相對統(tǒng)一,其洲內(nèi)電網(wǎng)互聯(lián)從20世紀(jì)20年代就已經(jīng)開始,50年代開始快速發(fā)展,80—90年代,覆蓋廣、交換規(guī)模大的跨國、跨區(qū)大型互聯(lián)電網(wǎng)基本形成[7-9]。同樣,面對新的發(fā)展目標(biāo),北美和歐洲相關(guān)研究機構(gòu)也提出了其設(shè)想。美國的“Grid2030”[10]預(yù)想其未來電網(wǎng)將建立由東岸到西岸、北到加拿大、南到墨西哥,主要采用超導(dǎo)技術(shù)、儲能技術(shù)和更先進的直流輸電技術(shù)的骨干網(wǎng)架。2010年1月,歐洲公布北海超級電網(wǎng)計劃[11],提議將蘇格蘭的海上風(fēng)電、德國的太陽能發(fā)電、比利時和丹麥的波浪能發(fā)電與挪威的水電連接起來,從而形成貫穿從北海到歐洲大陸北部的聯(lián)合電網(wǎng),形成環(huán)網(wǎng)狀或放射狀的多端直流電網(wǎng),從而實現(xiàn)風(fēng)能、太陽能、水電、波浪能等多種資源的互補互濟。

　　相較于歐洲和北美洲,亞洲是全球負荷增長最快地區(qū),擁有豐富的可再生能源資源,未來將形成以洲內(nèi)大型可再生能源基地為電源基地、連接各大負荷中心的亞洲互聯(lián)電網(wǎng),并接受來自“一極一道”的跨國跨洲電力。但亞洲各國經(jīng)濟發(fā)展水平差異大,電網(wǎng)形態(tài)和發(fā)展道路各不相同,政治體制和法規(guī)政策又是大相徑庭,所以亞洲聯(lián)網(wǎng)是實現(xiàn)全球能源互聯(lián)網(wǎng)的關(guān)鍵,但無論是方案設(shè)計、還是工程實施都是難度最大的。1998年俄羅斯提出了最早稱之為“亞洲超級圈”跨國電網(wǎng)計劃,圍繞俄羅斯亞洲部分、蒙古、日本、朝鮮半島和我國東部沿海地區(qū)構(gòu)筑輸電通道,但由于缺乏輸電技術(shù)支撐,沒有提出更為具體的結(jié)構(gòu)和實現(xiàn)路徑。

　　根據(jù)設(shè)想的全球能源互聯(lián)網(wǎng)的實施路徑[6],2030年前實施洲內(nèi)互聯(lián),本文借鑒全球能源互聯(lián)網(wǎng)的研究思路,綜合了能源資源分析、負荷預(yù)測等相關(guān)基礎(chǔ)資料,分析了輸電技術(shù)發(fā)展趨勢,探討了亞洲電網(wǎng)互聯(lián)的可能模式和優(yōu)缺點,并采用層次分析法提出了可能的模式。

　　1、亞洲洲內(nèi)電力流向分析

　　文獻[12-14]考慮到政策和技術(shù)的不同發(fā)展趨勢,分別對全球負荷預(yù)測建立了不同的情景,并作了負荷預(yù)測。不同報告的具體量化結(jié)果不同,為了不失一般性,對其進行平均值求解所得的結(jié)果,作為后續(xù)研究的基礎(chǔ)條件。

　　亞洲的電力需求集中在中國、日本和印度等國家,3個國家需求量之和約占亞洲總需求量的66%。未來,亞洲電力需求仍將保持上升趨勢,2030、2050、電力需求將分別達到15500TW?h和21200TW?h,預(yù)計到2030年,亞洲電力需求將占全球的50%。

　　亞洲水能、風(fēng)能及太陽能理論蘊藏量分別約為每年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國西部、俄羅斯遠東及西伯利亞、蒙古東南部、中亞五國及西亞南部等區(qū)域。

　　綜合電源布局及負荷發(fā)展預(yù)測來看,亞洲大型能源基地遠離主要負荷中心,總體呈現(xiàn)“西電東送、北電南送”電力流格局。北部風(fēng)電資源、西部太陽能資源以及南部水電資源經(jīng)緯度差異明顯,時空互補特性突出,南北跨季節(jié)互濟、東西跨時區(qū)互供效益顯著。據(jù)預(yù)測,2030年,亞洲洲內(nèi)跨區(qū)清潔能源電量配置規(guī)模約2000TW?h。按照通道利用小時數(shù)(非電源利用小時數(shù))5000h計算,需要跨區(qū)輸送電力400GW,中國國內(nèi)跨區(qū)輸送的清潔電力約150GW,因此亞洲洲內(nèi)跨國輸送電力約250GW,考慮一個通道輸送電力為8~10GW,則需要25~30個輸電通道。

　　2、亞洲特高壓交流同步電網(wǎng)模式及支撐技術(shù)

　　2.1 電網(wǎng)結(jié)構(gòu)及發(fā)展路徑

　　從國內(nèi)外電網(wǎng)發(fā)展歷程來看,電網(wǎng)都是隨著負荷的增加和大型電源基地的開發(fā),電壓等級不斷提高,電網(wǎng)規(guī)模不斷擴大。我國從220kV的地區(qū)性小電網(wǎng),發(fā)展到500kV跨省電網(wǎng)一直到今天的特高壓交流跨區(qū)電網(wǎng);歐洲已經(jīng)實現(xiàn)了400kV的跨國性大陸同步電網(wǎng);北美也通過750kV線路實現(xiàn)了跨國輸送和聯(lián)網(wǎng)。隨著資源優(yōu)化配置需求的提升,按照上述規(guī)律,同步電網(wǎng)規(guī)模也可能進一步擴大。

　　亞洲幅員遼闊,跨國互聯(lián)尚處在起步階段,隨著特高壓1000kV交流技術(shù)的成熟,實現(xiàn)跨國的交流互聯(lián)在理論和技術(shù)上成為可能。根據(jù)地域分布,未來特高壓交流同步電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示。亞洲洲內(nèi)采用特高壓交流聯(lián)網(wǎng),形成網(wǎng)狀緊密聯(lián)系的交流同步電網(wǎng)結(jié)構(gòu),各區(qū)域形成以主要負荷中心、電源集中接入點為節(jié)點的環(huán)狀電網(wǎng),部分高負荷密度地區(qū),形成網(wǎng)格式電網(wǎng)結(jié)構(gòu)。部分60Hz的電網(wǎng)(日本大阪、韓國、菲律賓、中國臺灣等)采用直流背靠背隔開。

　　目前,特高壓交流工程在中國大規(guī)模建設(shè)[15],構(gòu)建更高一級的骨干網(wǎng)架。因此其未來發(fā)展路徑可以先建設(shè)中國特高壓電網(wǎng),并逐漸向周邊地區(qū)輻射,建設(shè)跨國聯(lián)絡(luò)線,并實施建設(shè)區(qū)域性特高壓電網(wǎng)。這些區(qū)域性電網(wǎng),根據(jù)地域,大致分為東北亞、東南亞、中亞和西亞電網(wǎng)。

　　2.2 技術(shù)特點

　　亞洲同步電網(wǎng)具有以下優(yōu)點：

　　1）可以兼顧負荷需求與電源接入,運行相對靈活。

　　2）電網(wǎng)容易擴展,便于跨洲際電源的就近接入和分散消納。

　　3）電網(wǎng)跨度大、覆蓋范圍廣,電源互補特性、負荷錯峰效益、相互支援能力容易發(fā)揮。

　　同樣,該電網(wǎng)方案也存在比較明顯的缺點：

　　1）電網(wǎng)跨度大部分通道距離達到了600~1000km,單位通道輸送能力不易充分發(fā)揮。

　　2）覆蓋面積大,地區(qū)電網(wǎng)形態(tài)、管理水平和運行制度差異大,電網(wǎng)安全穩(wěn)定風(fēng)險較大。

　　3）將會改變各國家和地區(qū)電網(wǎng)發(fā)展既定模式,對其特性和運行模式影響大。

　　2.3 支撐技術(shù)

　　從實現(xiàn)電網(wǎng)所需要的硬件技術(shù)來看,亞洲特高壓交流同步電網(wǎng)需要以下技術(shù)：

　　1）特高壓交流輸電技術(shù)。我國的電網(wǎng)實踐已經(jīng)證明這是一項成熟技術(shù),考慮到遠距離輸電等問題,則需要特高壓的FACTS技術(shù),包括可控串補、可控電抗器等,這些技術(shù)在我國已經(jīng)開展基礎(chǔ)性研究[16-18],基本不存在難以突破的技術(shù)瓶頸。

　　2）特高壓氣體絕緣管道輸電(gasinsulatedline,GIL)技術(shù)?？紤]到部分聯(lián)網(wǎng)工程需要跨越江河、適應(yīng)一些特殊和復(fù)雜的自然環(huán)境和施工環(huán)境,需要采用GIL技術(shù),該技術(shù)已經(jīng)開展研究設(shè)計,計劃在泰州—蘇州特高壓交流段實現(xiàn)。

　　3）特高壓海底電纜技術(shù)。與島國聯(lián)網(wǎng)需要建設(shè)跨海聯(lián)網(wǎng)工程,需要采用該技術(shù),預(yù)計在2030年后才能實現(xiàn)工程應(yīng)用。

　　從電網(wǎng)運行控制的軟件技術(shù)來看,主要在于亞洲電網(wǎng)的調(diào)度控制技術(shù)。目前歐洲大陸同步電網(wǎng)是一個成功的跨國聯(lián)網(wǎng)的典型,但與歐洲相對統(tǒng)一的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、制度和語言等外部環(huán)境,亞洲則存在很大的差異,因此要設(shè)計一個亞洲電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制和統(tǒng)一調(diào)度的體系難度非常大。

　　3、特高壓直流輸電模式及支撐技術(shù)

　　3.1 輸電模式

　　由于亞洲大同步電網(wǎng)在實施上難度大,因此可以考慮采用更為直接的“點對網(wǎng)”方式。電網(wǎng)的升級改造往往都是從大電源的送出開始的,譬如我國的第一個220kV電網(wǎng)工程是為了滿足豐滿電廠送出,第一個330kV電網(wǎng)工程是為了滿足劉家峽水電站[19]送出等。所以未來洲內(nèi)跨國、跨區(qū)聯(lián)網(wǎng)也可以按照這個模式發(fā)展,即建設(shè)電源到負荷中心的輸電工程。

　　亞洲跨國電力輸送規(guī)模約250GW,且電源布局距離負荷中心距離在2000~4000km,因此采用特高壓直流輸送是合理的方式。從電力流向來看,大致分為4個：俄羅斯遠東水電、風(fēng)電輸送至東北亞地區(qū);中亞風(fēng)電、光伏輸送至中國西南、西北地區(qū);東南亞水電輸送至中國華南地區(qū);西亞光伏輸送至南亞地區(qū),示意圖如圖2所示。為充分利用通道輸送容量,每回直流輸送容量應(yīng)在10GW左右,共需要25~30回直流,圖2主要為通道示意,每個通道2~3回直流。

　　3.2 技術(shù)特點

　　特高壓直流輸電模式具有以下優(yōu)點：1）工程相對獨立,容易論證設(shè)計。2）單位通道輸送功率大,通道利用效率高。3）對當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)發(fā)展模式影響小。

　　由于采用特高壓直流輸送,而各國電網(wǎng)規(guī)模、結(jié)構(gòu)差異大,因此該方案也存在比較明顯的缺點：

　　1）“點對網(wǎng)”形式無法兼顧通道中間負荷及電源接入需求,同時也無法兼顧未來的跨洲際電力輸送需求。

　　2）單位通道輸送容量大,送端電源匯集難度較大。

　　3）單通道輸送容量大,可能超過受端負荷規(guī)模的10%,通道故障對受端電網(wǎng)沖擊嚴(yán)重,安全穩(wěn)定隱患大。

　　3.3 支撐技術(shù)

　　實現(xiàn)遠距離大容量送電,除了考慮單通道輸送容量的需求以外,同時還要解決送端風(fēng)電、光伏在不依托當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)的情況下的接入及受端電網(wǎng)承受能力等問題,因此,需要采用以下技術(shù)：

　　1）特高壓直流輸電技術(shù),目前,中國已經(jīng)成功建設(shè)運行±800kV、8GW直流,正在建設(shè)±800kV、10GW和±1100kV、12GW直流,技術(shù)趨于成熟,未來可能需要進一步研制更高電壓等級和更大容量的直流。

　　2）特高壓VSC直流輸電技術(shù)。從送端電源接入來看,與常規(guī)電源相比,風(fēng)電、光伏電源缺乏足夠的慣量和電壓支撐,在不依托當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)的情況下,不能支撐直流的正常運行,抗干擾能力也差,所以送端的換流站需要采用電壓源換流器(voltagesourceconverter,VSC)技術(shù)的換流站,考慮到電源分散,還需要考慮采用多端直流技術(shù),這是較低的技術(shù)要求,從優(yōu)化的角度來看,直流組網(wǎng)和直流變壓器(DC/DC)將更好地實現(xiàn)送端電源的接入。目前,VSC換流站最高電壓等級±320kV[20]、容量1GW,±500kV、3GW和±800kV、5GW的技術(shù)研發(fā)也已經(jīng)開始,預(yù)計到2030年左右,突破±800kV、5GW的VSC直流換流閥、架空線路等關(guān)鍵技術(shù),2030—2040年實現(xiàn)應(yīng)用[21-22]。

　　3）多端直流技術(shù)。為了減小一個換流站的電力過于集中后的風(fēng)險和對于換流站的電壓支撐,受端電網(wǎng)的換流站應(yīng)該采用多端形式,對于電網(wǎng)較弱的區(qū)域,應(yīng)該采用VSC直流換流技術(shù)。

　　綜上分析,“點對網(wǎng)”直流輸電通道需要采用VSC-LCC(linecommutedconvertor)多端直流技術(shù),其中關(guān)鍵為特高壓VSC直流輸電技術(shù)。從技術(shù)發(fā)展趨勢來看,2030年左右實現(xiàn)突破是可能的。但是由于單個通道容量過大,導(dǎo)致受端電網(wǎng)的安全風(fēng)險依然是瓶頸。

　　4、亞洲直流電網(wǎng)模式及支撐技術(shù)

　　4.1 電網(wǎng)結(jié)構(gòu)及發(fā)展路徑

　　綜合上述兩種方案,雖然從技術(shù)發(fā)展趨勢來看,不存在難以突破的瓶頸,但都存在重大的缺陷。綜合上述缺點,對于未來亞洲跨國電網(wǎng)的模式,可以提出以下需求：1）對各國和地區(qū)電網(wǎng)影響小。

　　2）可以兼顧沿線負荷需求和電源接入。3）安全穩(wěn)定有保障。4）可以承接未來跨洲際電力輸送。

　　5）可以通過現(xiàn)有的輸電技術(shù)改造和實現(xiàn)對接。

　　從技術(shù)的觀點來看,直流電網(wǎng)[23-24]在理論上能夠滿足上述要求。

　　未來亞洲直流電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖如圖3所示。各國電網(wǎng)維持既有的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和發(fā)展模式,以中國電網(wǎng)為核心,形成東北亞、東南亞、西亞和南亞4個直流電網(wǎng),各直流電網(wǎng)之間都有通道互聯(lián)。中國、東北亞、東南亞的直流換流站以負荷為主,需要接入本地電網(wǎng)。其余地區(qū)直流換流站則以電源匯集為主,視電源的具體配置情況,確定是否接入當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)。

　　從技術(shù)原理來看,將來直流輸電,尤其是VSC直流輸電可以通過改造接入直流電網(wǎng),因此從實現(xiàn)

　　的路徑來看,可以分為3個階段：第一階段,根據(jù)需要,先建設(shè)直流輸電工程;第二階段,在技術(shù)逐步成熟的情況下,在我國中東部的部分區(qū)域逐步形成局部直流電網(wǎng),并通過換流站和交流系統(tǒng)連接,該階段可以為將來更大規(guī)模的直流電網(wǎng)儲備技術(shù)和積累運行經(jīng)驗;第三階段,通過直流聯(lián)絡(luò)線把局部直流電網(wǎng)連接起來。

　　4.2 技術(shù)特點

　　直流電網(wǎng)兼具直流和交流電網(wǎng)的優(yōu)點,其優(yōu)點與4.1的技術(shù)要求是一致的。

　　直流電網(wǎng)作為一種新興的技術(shù),目前缺乏工程示范和實踐,因此也存在缺點：1）對技術(shù)依賴程度高,存在一定的不確定性;2）調(diào)度控制相對復(fù)雜,缺乏實踐經(jīng)驗。

　　4.3 支撐技術(shù)

　　理論上,直流電網(wǎng)的構(gòu)成可以有多種技術(shù)路線,但考慮到VSC-HVDC技術(shù)具有潮流翻轉(zhuǎn)時不改變電壓極性的特點,因此更適合于構(gòu)成多端直流系統(tǒng)和直流電網(wǎng)。關(guān)于VSC-HVDC技術(shù)在3.3節(jié)已經(jīng)分析,直流電網(wǎng)需要在該技術(shù)基礎(chǔ)上,進一步研發(fā)相關(guān)技術(shù),主要包括：

　　1）高壓直流斷路器。目前,我國已經(jīng)基本研制成功200kV直流斷路器,并準(zhǔn)備工程應(yīng)用示范。2020年前開發(fā)500kV直流斷路器,2030年左右可以將電壓等級進一步提升。

　　2）大容量DC/DC變壓器。2030年前研制

　　±500kVDC/DC變壓器樣機,完成試驗平臺建設(shè),開展相關(guān)示范應(yīng)用。

　　3）高壓直流電纜。目前,國際上已具備制造最高電壓為500kV高壓直流電纜的能力,國內(nèi)已具備320kV直流電纜生產(chǎn)能力,并投入廈門柔性直流示范工程中使用。2030年,完成電壓等壓等級達±800kV、通流能力達6kA的高壓直流電纜系統(tǒng)研發(fā)與生產(chǎn)。

　　綜上,在2030年前,技術(shù)上可以建設(shè)500kV電壓等級的直流電網(wǎng)。