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。
