未来中国特高压电网结构形态与电源组成相互关系分析

在新能源发电机组大量并网和能源互联网发展的新形势下，我国特高压电网规划工作面临下列新问题：①电源结构变化对传统特高压电网的输电能力有什么影响?②未来我国电力系统需要什么样的特高压电网?③什么条件下新一代特高压电网才可以全面取代传统特高压电网?④新一代特高压电网可能遇到的关键安全问题是什么?

在上述背景下，本文结合我国的能源资源和用电负荷的分布情况、能源传输的需求及存在的问题、电源结构变化、电网安全性以及改善环境的需求等影响因素，对上述问题进行讨论。

一、电源结构变化对传统特高压电网的输电能力有什么影响?

在输电通道中间落点及受电端，传统特高压交流电网需要稳定可靠的电压支撑，以保证在重载输电状态下遭受故障扰动时，能满足电力送受两端发电机组相对角暂态稳定的约束，并且确保在其后的中长过程中，避免受端系统的电压失去稳定。

传统的直流输电系统也要求所连接的交流电网能为其提供稳定可靠的交流电压支撑，否则不能稳定运行。当传统的直流输电系统接入弱交流系统时，容易出现以下问题：高动态过电压、电压不稳定、谐波谐振和谐波不稳定、故障恢复的暂态过程不稳、逆变器换相失败等。

在传统特高压直流输电系统的受端电网，由于通常小规模、分散、间歇性工作的风电和光伏电源不能为直流逆变站提供稳定可靠的电压支撑，因此需要配置一定数量可提供稳定可靠电压支撑的火电、核电机组或大容量调相机。

未来在可再生能源发电出力占比很高的情况下，由于电源出力的间歇性和波动性，电网容易出现因电力盈亏波动过大所导致的频率、电压不稳定问题。尤其当部分常规发电机组计划及强迫停运后，电网的频率、电压的稳定性会进一步降低，在电网短路故障的冲击下，伴随着电压的不稳定也很容易出现功角失稳问题。因上述情况下下级电网过于脆弱，传统特高压电网的输电能力容易出现严重下降的情况。目前针对上述问题的一般对策有：在电网中配置动态无功补偿装置、提高新能源机组低压穿越能力、风电机组配置能够响应系统频率变化的辅助控制环节、增强电网的储能/发电转换能力、直流输电系统根据电网扰动改变其输送功率等。此外，实现用电需求自动响应网、源侧的状态变化，对提高电网的稳定性也有一定的帮助。但由于在受端电网因新能源出力间歇性大幅降低而缺电时，传统特高压电网可能同时因电压支撑被严重削弱而大幅度降低了输电能力，从而导致受端电网的缺电更趋严重。因此对承担远距离大容量输电任务的传统特高压电网而言，仅有上述措施是不够的。除了上述的措施外，在交直流输电的受端电网以及交流输电通道落点的中间电网，通常还需保留相当数量可为特高压电网提供稳定可靠的电压支撑的常规机组，以确保在需要时特高压电网有能力将大量的电能向受端电网输送。

综上所述，传统的特高压交、直流输电网为了维持其稳定可靠的大容量输电能力，对电源中的常规电源成分有较强的依赖性。反之，电源中的常规电源成分在未来相当长的时期内，在一定程度上依附传统的特高压交、直流输电网结构而存在。上述两者在一定程度上具有相互依存关系。

二、未来我国电力系统需要什么样的特高压电网?

中国能源资源大部分集中在西北、东北、华北和西南。已建和规划建设的大型电源基地(含风、光、水、火电)主要分布在新疆(准东、准北、哈密)和内蒙古(蒙西、阿拉善、巴彦淖尔、上海庙、乌兰察布、胜利、锡盟、呼盟、扎鲁特、赤峰)，以及陕西、甘肃、青海、宁夏、山西、四川、云南等省区。上述能源基地到负荷中心区域的距离在800~3000km之间，需要通过交直流特高压电网将其电力向京津唐、山东、华中、华东、华南等经济发达地区输送。基于能源开发和负荷的分布情况，据国家电网公司能源研究院估计，2030年和2050年我国跨区电力流规模将分别达到460GW和680GW以上。

上述情况表明，一方面我国需要以微网为基础单元建立能源互联网，形成源、网、储、荷协调发展的多能集成互补系统，这一结构形式可促进分布式能源的建设和商业运营。另一方面，大型电源基地群远离大负荷区域的基本国情决定了我国有大规模远距离输送电能的特殊需求。基于上述国情，我国能源互联网建设，在强调信息互联网和配电网层面的多能互补和互动交易的同时，不应排斥广域的能源开发、能量流通和交易的需求。未来我国能源互联网应在能源广域互联交易和个体分散产销两个层面成为坚实可靠的支撑平台。因此，我们设想中国能源互联网的发展目标为：通过信息互联网技术和能量流通网智能处理技术，在广域互联交易和个体分散产销两个层面，使风、光、水、火、油、气、核、电、热等能源的采集、转化、传输、消纳、存储和释放过程实现智能化协调优化管理，并支持双向互动，满足用户安全可靠便捷地进行能量生产、消费、存储、转换和商业交易的需求。并预计2050年前后，我国将逐步实现上述发展目标。

在我国能源互联网基本上实现了上述发展目标后，随着可再生能源和分布式发电技术的发展，原来的电力用户也将成为数量巨大的能源生产者。将来他们的大量涌现是否会导致特高压输电网失去存在的必要性?下面针对这一问题进行简要的分析。

由于我国中、东、南部负荷中心区域风力资源以及可用于建大型风电场的土地资源不足，预计将来在上述地区数量巨大的个体电力用户主要依靠光伏电源补充电力供给，但这种分布式屋顶光伏发电容量较为有限，2050年在全国范围也只有2.6亿千瓦左右。而且这种电力会随着日照和天气变化情况呈现很大的间歇性和波动性，因此在人口密集的区域，有的时段区域性的电力缺口估计仍会很大，尤其在夜晚负荷高峰时段以及在持续阴雨的季节。上述的电力缺口需要通过广域能源互联网从其它区域获取电力来填补。而2050年以前我国已经建成远离负荷中心的大型电源基地和特高压电网，继续用其获取和传输电能，填补缺电区域的供电缺口，无疑是最为经济合理的选择。而且，我国跨区域的特高压互联电网不仅仅是能源单向传输的通道，同时还是实现广域范围间歇性电源出力过程总体平缓化的必要途径。再者，通过特高压电网输送电力，可将边远地区大型电源基地生产的过剩电能在用电区域储存起来用作备用电源。这样既可减少弃水、弃风、弃光电能，又可提高受端系统供电的可靠性，解决这些区域能源不足的问题。

综上所述，预计将来至少在相当长的过渡时期内，中国不仅需要区域内的能源互联网，而且需要跨区域的能源互联网。2050年前后，特高压电网仍将为我国广域大规模能源资源集中开发利用、为满足负荷中心区域用电需求以及为国际间的电能交易提供服务，发挥不可或缺的重要作用。只不过远景随着部分大型煤电基地年发电量的减少，特高压电网年输电量可能会相应地减少，在未来能源互联网中的功能和地位会有所下降而已。

三、什么条件下新一代特高压电网才可以全面取代传统特高压电网?

当电力系统中常规发电机组大量裁减，传统特高压交直流输电网大规模远距离稳定输送电力的功能将严重削弱。虽然针对这一问题可考虑为传统特高压电网部分节点配置同步调相机或静止同步补偿器等，但由于受特高压变压器第三卷容量的限制，当特高压输电受端下接的电网间歇性地出现严重缺电并且电压低落时，这一措施也不能为特高压电网及下接的电网提供足够的电压支撑。因此，当传统特高压电网的基本功能随着未来电力系统中可再生能源比例的增大而被严重削弱时，特高压电网将需要更新换代。

从电源规划数据看，2030年前后，中国仍有大量的火电机组可为传统的特高压电网提供可靠的电压支撑，因此传统的特高压电网仍可作为中国西南、西北和北部大规模电源基地电力外送的承载体。在此背景下，届时显然不宜付出昂贵的代价采用安全防御技术尚不成熟的特高压直流电网去取代刚建成不久正在正常发挥作用的传统特高压电网。

有学者认为，我国用能结构、供能结构的形成有其深刻的历史原因和资源赋存特征，若在短短三十几年内让化石燃料发电设施退出，并大规模使用可再生能源，中国将付出过高的成本。例如电力发展促进会专职顾问姜绍俊认为，2050年我国可再生能源发电量占80%以上的愿望不切实际。比较可行的目标是届时可再生能源成为中国能源的支柱之一，化石能源发电量比重降至35%～40%，核电、水电及非水可再生能源发电量占到一半以上。

即使按设想的间歇性电源高比例情景，2050年全国总装机容量预计可达到71亿千瓦，可再生能源发电比重虽从参考情景的46%上升到85%以上，但也仍有煤电8.8亿千瓦、天然气发电2.2亿千瓦以及核电1亿千瓦。

在上述两种可能出现的场景下，2050年我国仍有足够的数量的常规火机组可为我国传统的特高压电网提供电压支撑，那时我国传统特高压电网仍可正常运行。因此，预计我国传统特高压电网在2050年之后才需要随着常规火电机组的大量退役而逐步更新换代。

四、新一代特高压电网可能遇到的关键安全问题是什么?

未来新一代特高压电网的输电能力应能摆脱对传统常规火电机组的依赖，具备可在间歇性可再生能源占比很高的条件下在广域范围大容量多点采集、稳定输送和分配电力的功能。

随着以绝缘栅双极型晶体管(insulated gate bipolar transistors，IGBT)为代表的全控型功率半导体器件的技术进步，基于电压源换流器的高压直流输电技术日趋成熟。新型的特高压电网可采用基于电压源换流器的高压直流(voltage source converter based high voltage direct current，VSC-HVDC)输电技术，其网络结构如图1所示。基于VSC-HVDC构建的网络通常称为柔性直流输电网。这种电网可向无源的受电系统稳定输电，摆脱了对传统常规发电机组的依赖。因此，从发展趋势看，将来特高压柔性直流电网很有可能取代传统的特高压电网而成为新一代特高压电网，其发展进程与我国新能源机组比例的提高存在相互促进的关系。

图1 VSC-UHVDC网络结构示意图

图1所示的特高压直流输电网络在直流母线上将多回特高压直流输电线连结，形成了“一点对多点”和“多点对一点”的网络形式。为了避免母线短路时需切除的线路过多，网络中由母线和断路器构成的主接线的实际结构比图1所示的结构要更复杂一些，所需断路器的数量也更多一些。高压直流断路器造价很高，单台额定电压和电流为320kV/2kA的混合式高压直流断路器的造价高达1~2亿元。当电压和容量进一步大幅提升，混合式特高压直流断路器中需要串并联的电子元器件需要大量增加，其造价也随之大幅增加。因此，特高压直流网络的投资成本将是非常高的。

如果采用特高压直流电网作为跨区域能源互联电网的主网架，还应当考虑如下所述的抵御严重故障的系统安全性问题。当我国中部、东部和南部的火电机组逐步退出历史舞台，而在我国西南、西北和北部大规模电源基地仍在使用的时期，特高压输电系统的崩溃，难免导致大规模停电。因此，在我国中、东、南部能源互联网事故备用电源配置不足的条件下，要将特高压直流输电网络用作为国家电网的主网架，用以替换传统的特高压电网，对其安全性就必须提出比地区性直流输供电网络更高的要求。以下对特高压直流输电系统所面临的严峻的涉及系统安全性技术难题进行简要分析。

在设备安全方面，由于上述基于电压源换流器的特高压直流输电的元器件故障承受能力差，当直流系统电压持续跌落至额定电压的80%以下时，VSC-HVDC将不能正常工作。因此为保证直流电网的安全稳定运行，需配置具有很高的故障响应特性的健全可靠的保护系统。而在系统安全方面，大规模直流网络中的断路器如果无法快速切除故障线路，则会波及到与之相连的其它换流器、线路和网络，酿成大范围停电。

虽然可以考虑在安全性要求较低的部分区域先建立特高压柔性直流输电网络，但要将特高压柔性直流输电网络全面取代传统特高压电网，则须满足如下技术要求：①要求特高压直流网络任意点发生短路故障时，能通过跳开相关的特高压直流断路器将故障点及时隔离。②要求在特高压直流断路器发生拒动或断流不成功时，也能够确保特高压直流电网中各换流站元器件的安全，并避免因连锁反应而导致全系统崩溃。

上述第②点要求由本文提出，目前尚没有解决此问题的可行的技术方案。在特高压交流电网中，三相断路器同时拒动的概率可以忽略不计，而单相开关拒动对系统冲击较小，一般通过失灵保护跳开其它相关断路器隔离故障点和采取切机等措施，就可维持系统的稳定。但大规模特高压直流输电网络发生短路时，直流单个断路器拒动对系统的危害估计将不亚于交流三相断路器同时拒动。因为这种情况下如果还依靠失灵保护动作跳开相关断路器去隔离故障，就会因电流持续过大而毁坏换流元器件。特高压直流网络中单个断路器拒动或开断短路电流失败的故障，很可能导致多个换流站母线电压持续过低，所引发的连锁反应可能会导致整个电网崩溃。发生上述故障时，为保护电子元器件采取将各换流站换流阀紧急关断的措施，也可能直接导致全系统崩溃。

发生上述故障的概率是不可忽略不计的，因为在适用于特高压直流电网的混合式直流断路器中，需要串联多个如图2所示的开断模块，而每个开断模块中又含有多个串联的分元件，若其中的某一分元件出故障，均有可能导致在开断直流网络短路电流的过程中，出现电子元器件因局部过电压被击穿的问题。譬如，如果图2所示的载流转移支路中的某一分元件因故障不能正常导通分流，则负荷转移开关很可能被自身关断过程中出现的截流过电压击穿，从而导致高速隔离开关也不能正常打开;即使上述过程没出问题，载流成功转移到图2所示的主开断支路后，如果主开断支路在其断流过程中部分元件出故障未同时关断，也可能导致其余的分元件在其关断过程中因分担过高的截流过电压而被击穿。此外，高速隔离开关还可能因机械故障而不能打开，从而导致直流断路器不能成功断流。综上所述，特高压直流断路器拒动或开断直流电网短路电流不成功事件的概率，不像交流三相断路器同时拒动事件的概率那样可以忽略不计。

图2 混合式高压直流断路器模块示意图

从上述情况看，大规模特高压直流电网在安全性方面所面临的关键问题将比传统特高压电网安全性所面临的问题更难解决。其关键安全问题是基于电压源换流器的特高压直流输电系统的元器件承受电网短路、断路器拒动复合故障冲击的能力差，此类复故障容易引发连锁故障从而导致特高压电网崩溃。

综上所述，虽然从远景看，随着电源组成的改变，将来有采用特高压柔性直流电网全面取代传统特高压电网的需求，但这是否是可行的或最优的方案，尚难预判。如果将来传统特高压交直流电网不能被特高压柔性直流电网顺利取代，我国煤电机组退出历史舞台的进程就可能需要减缓。

五、结论

1)传统特高压电网的输电能力与系统的电源组成密切相关，若得不到传统电源稳定可靠的电压支撑，传统特高压电网大规模远距离稳定输送电力的能力将严重降低。在上述场景下，特高压电网的结构形态需要相应地改变。

2)2030至2050年，传统特高压交直流输电网仍可适应中国电源组成的变化，在此期间在火电机组提供的稳定可靠的电压支撑下，传统特高压电网仍具备大规模远距离稳定输送电力的功能。但部分传统的特高压直流输电的逆变器可能需要改造成电压源型柔性直流逆变结构。

3)2050年以后，虽然可能存在采用特高压柔性直流电网全面取代传统特高压交流电网的需求，但这是否是可行的或最优的方案，目前尚难预判。不过，在部分安全性要求较低的区域，2050年前后是否可建立区域性的特高压柔性直流电网，是值得进一步探讨的。

4)特高压柔性直流电网需配置完善可靠的安全措施后，才能全面取代传统的特高压交直流电网。若没有完善可靠的应对特高压直流断路器拒动故障的安全措施，则应在多数电力用户已具备足够的能力应对特高压柔性直流电网紧急停运后，特高压柔性直流电网才能全面取代传统的特高压交直流电网。

5)在新一代特高压直流电网全面取代传统特高压交直流电网之前，中国仍需要适当保留一定容量的传统火电机组。