协同转型与安全谋划未来电网格局

对未来电网发展的几点思考

建设坚强受端电网，稳固电源支撑水平。持续加强和优化受端同步电网主网架，完善各区域特高压/超高压交流主干电网结构，构建结构合理、互联互济的受端坚强电网。各区域电网内部，在交流输电通道密集、新通道建设边际效益降低，以及通道土地资源稀缺的地区，建设一些区域内的嵌入式直流或者交改直工程，如苏北—苏南跨江柔性直流工程，构成交直流混合输电网的新模式，提升系统可控性，获得更好运行灵活性和综合效益。

较长时期内，传统可控电源仍将发挥关键支撑作用。统筹各方面条件，在必要的受端地区保留部分高效煤电、气电，用于顶峰调节和电网安全支撑，并利用“电—氢—碳”协同技术在中远期实现零碳排放。同时，积极发展水电和核电，特别是抽水蓄能、混合（变速）抽蓄等零碳可控电源，到2030年，东部地区抽水蓄能投运容量超过全国的70%，成为受端电网重要的调节支撑资源。大容量机组要在特高压交流网架不断完善的过程中，接入关键节点，提升电网本质安全水平。

以县域、台区为单元，提高受端电网内部自平衡水平。当前，受端省份的一些时段新能源出力占总发电量已达到80%，分布式电源高渗透的县域电网、台区出现大容量的潮流倒送。建设用户侧储能，因地制宜发展受端微电网，实施配电网感知和控制提升工程，采用虚拟电厂等模式，充分发挥双向配电网和有源微电网灵活调控能力，促进分布式新能源的分层分区、就近自平衡，形成受端电网“主—配—微”分级协同、各级自治的发展格局，提升电网对分布式新能源的承载能力。

新能源基地“分散化”并网，与送端电网形成清晰界面。沙戈荒大基地2030年规划规模超过4.5亿千瓦，已经与西部地区总用电负荷量级相当，基地外送系统的扰动或故障将对送端同步电网产生巨大冲击，严重影响送端地区的供电安全。借鉴我国大型火电基地、水电基地等传统电源基地外送系统构建的经验，综合考虑规模与输电距离，与受端毗邻的新能源基地可采用交流输电方式打捆送出，在结构上与当地交流电网形成简单清晰的弱连接关系。距离远、规模大的新能源基地，采用直流送出，送端不与当地电网连接，采用自主化运行方式。结合地理位置，构建覆盖多个大基地的直流送端电网。

推动关键技术创新

推动远距离大容量高安全直流输电技术创新。应用更先进的电力电子器件，创新拓扑结构，引入功率型储能器件等，发展如CLCC、HCC、SLCC、主动型MMC等新技术，有效提高输电通道可靠性、解决换相失败问题，适应新能源出力波动带来的功率扰动。主动型MMC在换流器中分散布置储能装置，每个MMC子模块通过双向DC/DC变换器与储能装置连接，发挥直流系统安全防火墙作用，可以实现交直流系统的隔离运行。

应用直流组网技术工程。从系统短路比、惯性、有功/无功支撑等方面研判，综合利用柔性直流电网、构网型机组、二极管不控整流等技术，形成各类组合式创新技术方案，如在西部地区构建基于柔性直流输电技术的网格状、环网状、母线型的直流电网。欧盟与美国也分别提出“推进海上网状高压直流输电网”“Macrogrid”等直流电网发展规划。

充分挖掘可控机组的调节潜力。存量煤电机组积极探索深度调峰，最小稳定出力向15%甚至更低发展。推动流域梯级水电运行优化，新建水电机组配置调相功能，积极发展混合抽蓄、变速抽蓄。各类同步机组按需加强励磁系统，提升电压支撑能力和调节灵活性，包括增大过励倍数、提升励磁电源和转子的过负荷能力等。

构网型技术研发、示范与应用。优先在超高比例新能源渗透的弱系统，开展“源—网—储”构网型多主体协同规划与控制示范，测试各种工况下的适应能力；在负荷侧探索应用构网型电氢双向转换技术，应对同步机占比下降带来的受端电网“空心化”问题。结合电网发展实际，以白皮书、技术规范等形式支撑企业项目示范，在示范经验基础上加快制定适应于新型电力系统的构网型技术标准。（作者系全球能源互联网发展合作组织驻会副主席刘泽洪）