亞洲電網互聯模式

亞洲電網互聯模式是指實現亞洲範圍內能源資源最佳化配置模式，亞洲電網互聯是全球能源網際網路的重要組成部分，亞洲區域內能源資源分布小均衡，大規模電力需要通過遠距離輸電通道送至負荷中心，到2030年，亞洲區域跨國電力輸送將達到250 GW左右。介紹了亞洲特高壓交流同步電網、特高壓直流送電和直流電網3種亞洲電網互聯模式。

基本介紹

• 中文名：亞洲電網互聯模式
• 外文名：Asia grid interconnection model
• 優點 ：均衡能源資源分布
• 作用：亞洲區域跨國電力輸送
• 領域：能源
• 學科： 電氣工程

能源互聯現狀

清潔能源，尤其是以風電、光伏發電為主的間歇式電源是未來發展的主要?>電力，預計到2050年，全球風電和太陽能發電電量將占總電量的66%。從世界範圍內看，清潔能源資源與生產力逆向分布，主要負荷集中在北美、歐洲和東北亞、東南亞地區，而北極、非洲和西亞、俄羅斯遠東等地區則是清潔能源富集區域，因此要實現全球能源低碳供應，尤其是電力清潔供應，必須依靠清潔能源資源的最佳化配置，其中全球能源網際網路的實現是關鍵。全球能源網際網路中，圍繞北美、歐洲和亞洲負荷中心構築互聯電網又是其中的重點。

歐洲和北美洲電網整體已經實現大範圍互聯，調度運行模式、技術標準相對統一，其洲內電網互聯從20世紀20年代就已經開始，50年代開始快速發展，80-90年代，覆蓋廣、交換規模大的跨國、跨區大型互聯電網基本形成。同樣，面對新的發展目標，北美和歐洲相關研究機構也提出了其構想。美國的“Grid 2030" }'0]預想其未來電網將建立由東岸到西岸、北到加拿大、南到墨西哥，主要採用超導技術、儲能技術和更先進的直流輸電技術的骨幹網架。2010年1月，歐洲公布北海超級電網計畫 ，提議將蘇格蘭的海上風電、德國的太陽能發電、比利時和丹麥的波浪能發電與挪威的水電連線起來，從而形成貫穿從北海到歐洲大陸北部的聯合電網，形成環網狀或放射狀的多端直流電網，從而實現風能、太陽能、水電、波浪能等多種資源的互補互濟。

相較於歐洲和北美洲，亞洲是全球負荷增長最快地區，擁有豐富的可再生能源資源，未來將形成以洲內大型可再生能源基地為電源基地、連線各大負荷中心的亞洲互聯電網，並接受來自“一極一道”的跨國跨洲電力。但亞洲各國經濟發展水平差異大，電網形態和發展道路各不相同，政治體制和法規政策又是大相逕庭，所以亞洲聯網是實現全球能源網際網路的關鍵，但無論是方案設計、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”跨國電網計畫，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構築輸電通道，但由於缺乏輸電技術支撐，沒有提出更為具體的結構和實現路徑。

電力流向分析

考慮到政策和技術的不同發展趨勢，分別對全球負荷預測建立了不同的情景，並作了負荷預測。不同報告的具體量化結果不同，為了不失一般性，對其進行平均值求解所得的結果，作為後續研究的基礎條件。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15 500 TW.h和21 200 TW }h，預計到2030年，亞洲電力需求將占全球的50%

亞洲水能、風能及太陽能理論蘊藏量分別約為每年1.8x104TW.h, 5x105TW.h及3.75x107 TW.ho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域。

綜合電源布局及負荷發展預測來看，亞洲大型能源基地遠離主要負荷中心，總體呈現“西電東送、北電南送”電力流格局。北部風電資源、西部太陽能資源以及南部水電資源經緯度差異明顯，時空互補特性突出，南北跨季節互濟、東西跨時區互供效益顯著。據預測，2030年，亞洲洲內跨區清潔能源電量配置規模約2000 TW.h。按照通道利用小時數(非電源利用小時數)5000 h計算，需要跨區輸送電力400 GW，中國國內跨區輸送的清潔電力約150 GW.因此亞洲洲內跨國輸送申L力約250 GW >考慮一個通道輸送電力為8-10 GW，則需要2530個輸電通道。

特高壓交流電

亞洲特高壓交流同步電網模式及支撐技術

結構及發展

從國內外電網發展歷程來看，電網都是隨著負荷的增加和大型電源基地的開發，電壓等級不斷提高，電網規模不斷擴大。我國從220 kV的地區性小電網，發展到500 kV跨省電網一直到今天的特高壓交流跨區電網;歐洲已經實現了400 kV的跨國性大陸同步電網;北美也通過750 kV線路實現了跨國輸送和聯網。隨著資源最佳化配置需求的提升，按照上述規律，同步電網規模也可能進一步擴大。

亞洲幅員遼闊，跨國互聯尚處在起步階段，隨著特高壓1000 kV交流技術的成熟，實現跨國的交流互聯在理論和技術上成為可能。根據地域分布，未來特高壓交流同步電網結構示意圖如圖1所示。亞洲洲內採用特高壓交流聯網，形成網狀緊密聯繫的交流同步電網結構，各區域形成以主要負荷中心、電源集中接入點為節點的環狀電網，部分高負荷密度地區，形成格線式電網結構。部分60 Hz的電網(日本大阪、韓國、菲律賓、中國台灣等)採用直流背靠背隔開。

目前，特高壓交流工程在中國大規模建設，構建更高一級的骨幹網架。因此其未來發展路徑可以先建設中國特高壓電網，並逐漸向周邊地區輻射，建設跨國聯絡線，並實施建設區域性特高壓電網。這些區域性電網，根據地域，大致分為東北亞、東南亞、中亞和西亞電網。

技術特點

亞洲同步電網具有以下優點:

1)可以兼顧負荷需求與電源接入，運行相對靈活。

2)電網容易擴展，便於跨洲際電源的就近接入和分散消納。

3)電網跨度大、覆蓋範圍廣，電源互補特性、負荷錯峰效益、相互支援能力容易發揮。

同樣，該電網方案也存在比較明顯的缺點:

1)電網跨度大部分通道距離達到了600-1000 km,單位通道輸送能力不易充分發揮。

2)覆蓋面積大，地區電網形態、管理水平和運行制度差異大，電網安全穩定風險較大。

3)將會改變各國家和地區電網發展既定模式，對其特性和運行模式影響大。

支撐技術

從實現電網所需要的硬體技術來看，亞洲特高壓交流同步電網需要以下技術:

1)特高壓交流輸電技術。我國的電網實踐已經證明這是一項成熟技術，考慮到遠距離輸電等問題，則需要特高壓的FACTS技術，包括可控串補、可控電抗器等，這些技術在我國已經開展基礎性，基本不存在難以突破的技術瓶頸。

2)特高壓氣體絕緣管道輸電(gas insulated line GIL)技術。考慮到部分聯網工程需要跨越江河、適應一些特殊和複雜的自然環境和施工環境，需要採用GIL技術，該技術已經開展研究設計，計畫在泰州-蘇州特高壓交流段實現。

3)特高壓海底電纜技術。與島國聯網需要建設跨海聯網工程，需要採用該技術，預計在2030年後才能實現工程套用。

從電網運行控制的軟體技術來看，主要在於亞洲電網的調度控制技術。目前歐洲大陸同步電網是一個成功的跨國聯網的典型，但與歐洲相對統一的技術標準、制度和語言等外部環境，亞洲則存在很大的差異，因此要設計一個亞洲電網協調控制和統一調度的體系難度非常大。

特高壓直流電

輸電模式

由於亞洲大同步電網在實施上難度大，因此可以考慮採用更為直接的“點對網”方式。電網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220 kV電網工程是為了滿足豐滿電廠送出，第一個330 kV電網工程是為了滿足劉家峽水電站送出等。所以未來洲內跨國、跨區聯網也可以按照這個模式發展，即建設電源到負荷中心的輸電工程。

亞洲跨國電力輸送規模約250 GW，且電源布局距離負荷中心距離在20004000 km，因此採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、風電輸送至東北亞地區;中亞風電、光伏輸送至中國西南、西北地區;東南亞水電輸送至中國華南地區;西亞光伏輸送至南亞地區，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在10 GW左右，共需要2530回直流，圖2主要為通道示意，每個通道2-3回直流。

技術特點

特高壓直流輸電模式具有以下優點:1)工程相對獨立，容易論證設計。2)單位通道輸送功率大，通道利用效率高。3)對當地電網發展模式影響小。

由於採用特高壓直流輸送，而各國電網規模、結構差異大，因此該方案也存在比較明顯的缺點:

1)“點對網”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模的10%，通道故障對受端電網衝擊嚴重，安全穩定隱患大。

支撐技術

實現遠距離大容量送電，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電、光伏在不依託當地電網的情況下的接入及受端電網承受能力等問題，因此，需要採用以下技術:

1)特高壓直流輸電技術，目前，中國已經成功建設運行士800 kV, 8 GW直流，正在建設士800 kV，10 GW和士1100 kV, 12 GW直流，技術趨於成熟，未來可能需要進一步研製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。從送端電源接入來看，與常規電源相比，風電、光伏電源缺乏足夠的慣量和電壓支撐，在不依託當地電網的情況下，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採用電壓源換流器(voltage source converter VSC)技術的換流站，考慮到電源分散，還需要考慮採用多端直流技術，這是較低的技術要求，從最佳化的角度來看，直流組網和直流變壓器((DC/DC)將更好地實現送端電源的接入。目前，VSC換流站最高電壓等級±320 kV、容量1 GW±500 kV, 3 GW和±800 kV, 5 GW的技術研發也已經開始，預計到2030年左右，突破±800 kV, 5 GW的VSC直流換流閥、架空線路等關鍵技術，2030-2040年實現套用。

3)多端直流技術。為了減小一個換流站的電力過於集中後的風險和對於換流站的電壓支撐，受端電網的換流站應該採用多端形式，對於電網較弱的區域，應該採用VSC直流換流技術。

綜上分析，“點對網”直流輸電通道需要採用VSC-LCC(line commuted convertor)多端直流技術，其中關鍵為特高壓VSC直流輸電技術。從技術發展趨勢來看，2030年左右實現突破是可能的。但是由於單個通道容量過大，導致受端電網的安全風險依然是瓶頸。

直流電網

亞洲直流電網模式及支撐技術

結構及發展

雖然從技術發展趨勢來看，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，對於未來亞洲跨國電網的模式，可以提出以下需求:

1)對各國和地區電網影響小。

2}可以兼顧沿線負荷需求和電源接入。

3}安全穩定有保障。

4)可以承接未來跨洲際電力輸送。

5)可以通過現有的輸電技術改造和實現對接。

從技術的觀點來看，直流電網在理論上能夠滿足上述要求。未來亞洲直流電網結構示意圖如圖3所示。各國電網維持既有的電網結構和發展模式，以中國電網為核心，形成東北亞、東南亞、西亞和南亞4個直流電網，各直流電網之間都有通道互聯。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。其餘地區直流換流站則以電源匯集為主，視電源的具體配置情況，確定是否接入當地電網。

從技術原理來看，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，因此從實現的路徑來看，可以分為3個階段:第一階段，根據需要，先建設直流輸電工程;第二階段，在技術逐步成熟的情況下，在我國中東部的部分區域逐步形成局部直流電網，並通過換流站和交流系統連線，該階段可以為將來更大規模的直流電網儲備技術和積累運行經驗;第三階段，通過直流聯絡線把局部直流電網連線起來。

技術特點

直流電網作為一種新興的技術，目前缺乏工程示範和實踐，因此也存在缺點:1)對技術依賴程度高，存在一定的不確定性;2)調度控制相對複雜，缺乏實踐經驗。

支撐技術

理論上，直流電網的構成可以有多種技術路線，但考慮到VSC-HVDC技術具有潮流翻轉時不改變電壓極性的特點，因此更適合於構成多端直流系統和直流電網。直流電網需要在該技術基礎上，進一步研發相關技術，主要包括:

1)高壓直流斷路器。目前，我國已經基本研製成功200 kV直流斷路器，並準備工程套用示範。2020年前開發500 kV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年前研製士500 kV DC/DC變壓器樣機，完成試驗平台建設，開展相關示範套用。

3)高壓直流電纜。目前，國際上已具備製造最高電壓為500 kV高壓直流電纜的能力，國內已具備320 kV直流電纜生產能力，並投入廈門柔性直流示範工程中使用。2030年，完成電壓等壓等級達士800 kV、通流能力達6 kA的高壓直流電纜系統研發與生產。

綜上，在2030年前，技術上可以建設500 kV電壓等級的直流電網。