电力系统自动化AutomationofElectricPowerSystemsISSN1000-1026,CN32-1180/TP《电力系统自动化》网络首发论文题目：碳中和背景下西部新能源传输的电氢综合能源电力网构想作者：丁剑，方晓松，宋云亭，郑超，唐晓骏，姚伟收稿日期：2021-02-11网络首发日期：2021-10-22引用格式：丁剑，方晓松，宋云亭，郑超，唐晓骏，姚伟．碳中和背景下西部新能源传输的电氢综合能源电力网构想[J/OL]．电力系统自动化.https://kns.cnki.net/kcms/detail/32.1180.TP.20211022.1336.004.html网络首发：在编辑部工作流程中，稿件从录用到出版要经历录用定稿、排版定稿、整期汇编定稿等阶段。录用定稿指内容已经确定，且通过同行评议、主编终审同意刊用的稿件。排版定稿指录用定稿按照期刊特定版式（包括网络呈现版式）排版后的稿件，可暂不确定出版年、卷、期和页码。整期汇编定稿指出版年、卷、期、页码均已确定的印刷或数字出版的整期汇编稿件。录用定稿网络首发稿件内容必须符合《出版管理条例》和《期刊出版管理规定》的有关规定；学术研究成果具有创新性、科学性和先进性，符合编辑部对刊文的录用要求，不存在学术不端行为及其他侵权行为；稿件内容应基本符合国家有关书刊编辑、出版的技术标准，正确使用和统一规范语言文字、符号、数字、外文字母、法定计量单位及地图标注等。为确保录用定稿网络首发的严肃性，录用定稿一经发布，不得修改论文题目、作者、机构名称和学术内容，只可基于编辑规范进行少量文字的修改。出版确认：纸质期刊编辑部通过与《中国学术期刊（光盘版）》电子杂志社有限公司签约，在《中国学术期刊（网络版）》出版传播平台上创办与纸质期刊内容一致的网络版，以单篇或整期出版形式，在印刷出版之前刊发论文的录用定稿、排版定稿、整期汇编定稿。因为《中国学术期刊（网络版）》是国家新闻出版广电总局批准的网络连续型出版物（ISSN2096-4188，CN11-6037/Z），所以签约期刊的网络版上网络首发论文视为正式出版。第XX卷第XX期XXXX年XX月XX日Vol.XXNo.XXXXXX，XXXXhttp：//www.aeps-info.com碳中和背景下西部新能源传输的电氢综合能源电力网构想丁剑1，方晓松1，宋云亭2，郑超2，唐晓骏2，姚伟3（1.电力规划设计总院，北京市100120；2.中国电力科学研究院有限公司，北京市100192；3.华中科技大学电气与电子工程学院，湖北省武汉市430074）摘要：在碳中和背景下，未来40年中国电力系统将发生更深度的低碳转型，如何构筑足以支撑高电气化社会庞大用能需求的低碳化运行模式给传统电力系统带来了巨大挑战。文中在探讨发电低碳化对电网带来的挑战和未来可能的技术应对方案基础上，针对未来中国西部高比例新能源电源的大范围汇集、远距离送出和间歇性电能消纳问题，给出了与之相适应的电氢综合能源电力网的构建原则，提出了近期和远期西部电氢综合能源电力网初步方案及相应的关键技术需求。研究表明：基于电压源换流器的直流电网技术以及氢能与电力系统结合的电氢综合能源电力网有望成为中国碳中和目标下实现西部大规模新能源开发的可行技术解决方案之一。关键词：碳中和；大规模新能源；直流电网；氢能应用；电氢综合能源电力网0引言2020年9月22日，中国国家主席习近平在第七十五届联合国大会上宣布，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。这些目标的确立将对传统碳基能源生产、输送、存储和消费模式带来根本性影响［1］。中国有转型零/低碳电源结构的资源潜力，但水电、风能、太阳能等清洁能源主要分布在西南、西北、东南沿海［2］，与中东部负荷中心形成逆向分布，这决定中国将长期存在新能源远距离大容量送电需求。为解决风、光等新能源外送的间歇性、波动性对电网的影响，提高输电通道的利用率和经济性，目前西部风电基地多数采取风火打捆特高压点对点直流外送方案，光伏基地也采取了类似外送方案［3-5］。长期来看，碳中和会大幅降低化石能源利用比例，火电与新能源打捆外送模式将难以维继。未来在没有较大规模常规火电支撑的情况下，中国西部数倍于现有开发规模的新能源远距离输送和大规模消纳都将面临严峻挑战［6-9］。基于电压源换流器（VSC）的直流电网技术具有较好的发展前景，有希望在不远的将来实现技术突破，成为传统特高压直流的替代方案。氢气燃烧只产生水，被认为是真正实现零排放的能源，同时氢能也是一种高密度的能源载体，可以一次性获得并可长期储存，是大规模消纳新能源、实现电网和气网互联互通的重要手段，被认为是同时解决能源资源危机和环境危机的最佳途径［10-12］。风、光等可再生能源发电制氢，不仅可发挥氢能的储能和快速功率调节优势，降低高比例可再生能源并网的不稳定性，提高可再生能源发电的利用小时数，还可充分利用弃风弃光，提高风电、光伏发电制氢的经济性。目前欧美和日本等发达国家和地区对风、光耦合制氢已开展大量研究，并实施多项工程示范项目［13-14］。但国内相关实践较少，尤其是大规模电氢综合能源网络研究基本未见报道。考虑到中国西北多数地区降水少、蒸发量大，抽蓄电站建设条件较为欠缺，电化学储能难以承担全网性新能源调节作用，未来在碳中和条件下，西部火电一旦逐步退出运行，则需要有适应高比例、大规模新能源并网的储能和快速功率调节手段。在这样的背景下，开展西部新能源传输的电氢综合能源电力网的研究意义重大。本文在探讨发电低碳化对电网带来的挑战和未来可能的技术应对方案基础上，针对碳中和背景下中国未来西部高比例新能源电源的大范围汇集、远距离送出和间歇性电能消纳问题，提出了适应西部大规模新能源开发的电氢综合能源电力网的构建原则，以碳达峰和碳中和时间节点2030年和2060年为近期和远期水平年，聚焦风光资源和水电资源丰富的西北和西南省区，提出了西部新能源传输的电氢综合能源电力网场景方案及相应关键技术需求，DOI：10.7500/AEPS20210211002收稿日期：2021-02-11；修回日期：2021-09-03。1网络首发时间：2021-10-2216:42:45网络首发地址：https://kns.cnki.net/kcms/detail/32.1180.TP.20211022.1336.004.htmlXXXX，XX（XX）·XXXX·以期为碳中和背景下中国西部新能源传输和消纳问题的解决提供参考。1发电低碳化对电网带来的挑战研究表明随着开发规模扩大，新能源电源的远距离输送和消纳将成为电网的重大挑战［5-7］，具体到中国西部，主要体现在：①在未来送端缺乏常规火电、西部自身交流电网较为薄弱的条件下，是否有除交流电网或点对点直流外送以外的其他更适用的新能源外送技术方案；②在高比例新能源条件下，西部间歇性电力供给与东部稳定性负荷需求如何实现动态平衡；③在常规工频火电大幅减少的条件下，非工频转速风机和直流电光伏以现有交流并网方式实现新能源汇集是否合适。2应对发电低碳化挑战的可能技术方案2.1新能源电源远距离输送问题2.1.1输电技术选择在目前可见技术条件下，特高压交流和特高压直流将是主要远距离大容量输电备选方式［15-16］。按距中东部较近的西部电源送东部、距中东部较远的西部电源送中部的原则，设定输电线路起点和落地位置，可初步估算西部电源基地至中东部负荷中心的距离，如表1所示。受系统稳定性等技术限制，特高压交流输送距离一般难以超越800~1000km［17］，因此西部新能源输送将主要依靠直流技术。特高压直流分为基于电网换相换流器的高压直流（LCC-HVDC）和基于电压源换流器的高压直流（VSC-HVDC），优缺点对比如表2所示。由表2可见，相比LCC-HVDC技术，VSC-HVDC技术可非同步互联，并向弱交流系统供电，更适用于异步风机和直流光伏电源并网以及中国西部交流电网较为薄弱的情况。2.1.2输电网络方案选择目前直流输电主要采用端对端和背靠背技术实现交流电网互联互供。相比目前西部新能源点对点特高压直流外送模式，直流电网有如下优势。1）直流电网采用网络化结构，提供从供电端到用电端多条潮流通路，增加冗余，提升了可靠性。2）构建送端直流电网能实现不同特性电源间补偿调节，减弱新能源出力间歇性、波动性问题。3）构建直流电网可有效提升线路利用效率。综上分析，基于VSC-HVDC的直流电网将有望成为发电低碳化下新能源远距离输送的主流备选方案，本文后续也将以此技术方案展开研究。2.2发电低碳化下西部间歇性电力供给与东部稳定性负荷需求的动态平衡问题附录A图A1为中国西部某风、光电源基地一天24h发电典型出力数据，风电出力峰值约为2.8GW，光伏出力峰值约为1.4GW。采用直流电网送出时，整体出力峰值约为3.0GW，小于风电、光伏出力峰值之和，波动性得到改善。但显然这样的出力曲线仍无法为受端电网所接受。通常新能源外送需要充分考虑送受端发电出力与负荷在日内的匹配特征，满足受端电力电量需求并跟踪受端负荷特性，降低受端调峰压力。现有新能源与常规电源打捆外送方案，借助常规火电或水电的调节作用，平滑新能源的间歇性、波动性。图1为中国西部某新能源电源基地经常规电源调节后的出力特性曲线，总体而言，是根据受端日负荷特性，实现两台阶送电；根据受端年负荷特性，结合送端季节性电量差异，实现年度送电的高低两方案：高功率方案用于最大负荷和用电量最高的7月、8月，其他月份按低功率方案运行。考虑碳中和，未来常规火电可能逐步退出运行，在这样的条件下要实现西部大规模新能源间歇性电力供给与东部稳定性负荷需求的动态平衡，需要解决以下4个问题。1）因新能源出力间歇性引发的全网季节性长时表1西部电源基地与中东部负荷中心距离初步估算Table1PreliminaryestimationofdistancebetweenwesternpowersupplybasesandloadcentersofcentralandeasternChina可能送电方向陕宁至东部负荷中心金沙江至东部负荷中心青海至中部负荷中心甘、新至中部负荷中心假定起点银川攀枝花海南州酒泉、哈密等假定落点上海上海驻马店中部各省距离/km160020001580>1600表2大容量远距离输电技术比较Table2Comparisonoflarge-capacityandlong-distancetransmissiontechnologies输电技术LCC-HVDCVSC-HVDC联网要求可非同步互联，不能向弱交流和无源系统供电可非同步互联，可向弱交流或无源系统供电振荡阻尼控制有限高有功控制有有无功控制无有功率反转慢快损耗中等高故障电流过零无无2丁剑，等碳中和背景下西部新能源传输的电氢综合能源电力网构想http：//www.aeps-info.com间尺度大容量有功动态平衡问题。2）因新能源出力波动性引发的各电源基地日内短时间尺度有功变化的快速调节问题。3）因西部新能源电源分布的偏远而带来的有功功率调节手段的空间灵活布置问题。4）因新能源电源出力可在零至最大值之间变化，导致电网既有可能出现功率过剩，也可能存在功率不足，因此有功调节手段也必须在负荷和电源之间易于切换，实现有功平衡角色的快速转换问题。氢能作为一种柔性的零碳高密度能源载体，可以通过风电和光电制取并长期储存。未来可能是高比例新能源并网下间歇性电力供给与稳定性负荷需求之间实现动态平衡，同时实现电、热、气网一体化的最佳甚至可能唯一的技术选择［1，10-12］。以下将围绕这4个问题，分析电氢综合能源网构建的必要性和可行性。2.2.1全网季节性长时间尺度大容量有功动态平衡问题可再生能源与负荷之间有明显的季节性不匹配矛盾。碳中和背景下，电源大范围脱碳，将极大提升对电网季节性储能的要求。季节性储能要求储能装置具备很低的自损耗，其充放能行为通常以月/年作为时间单位［10］。图2为各种平衡新能源间歇性方案在大范围季节性储能方面对比结果［1］。由图2可见，从现有技术来看，即使目前存在成本高、转化效率低下等问题，以电制氢为代表的电制气及电制气制电仍将是未来相当长一段时间内大规模季节性储能的主要技术解决方案。2.2.2新能源电源基地日内短时间尺度有功变化的快速调节问题受气象因素影响，风电出力日间可能波动很大，极端情况下，风电出力可能在0~100%范围内变化，同时其变化速度也较快。在日出日落这种正常自然变化过程中，光伏功率变化速度为每15min上升/下降原来功率的10%~13%。出现遮蔽时，光伏功率会出现突然下降，下降速度可达数秒内降低60%以上。这就需要电网具备快速功率跟随调节能力。电制氢过程中如过使用碱水电解槽，负荷能够迅速匹配风速和光照的变化，响应时间小于1s。而且，其运行负荷范围比较宽，介于10%~100%都可稳定运行［18］。可以满足新能源电源基地日内短时间尺度有功变化的快速调节需求。2.2.3适应新能源分布特点的有功功率调节手段的空间灵活布置问题中国西部新能源电源基地多数分布较为偏远、分散，这就要求对应的有功功率调节手段必须实现空间的可灵活布置；同时也需要该有功功率调节手段可适应不同地区的不同应用场景，具有应用场景的灵活性。通过新能源制氢方式得到的氢能可以以气态、液态或其他存储方式通过管道、轮船、卡车等方式与现有输气管网、交通运输系统结合，实现比输电线路更为经济、灵活的能量传输［1，19］。这也为电氢综合能源系统的形成提供了可能性。另一方面，氢主要作为原材料应用于工业领域，随着氢燃料电池技术的发展，氢可直接作为终端能源应用于交通运输、民用建筑和工业，这也为可再生能源制氢在西部地区的应用提供了巨大的应用场景空间［12，20］。综上所述，氢能运输的灵活性和应用场景的广DBC=AL!46#3!!&!4/!ND90!45L!0)6#DF=>3!0●●●●●●●●●●●●●●●●●===B"BE-K2,6KB"B"D6-K=(KBPP,&E-=(D!D(L!6KL!$B-(-)>!=KK7J6+8@E€€€€€€€??图2平衡新能源出力间歇性的技术方案在大范围季节性储能方面的对比分析Fig.2Comparativeanalysisoftechnicalschemesforbalancingintermittentofnewenergyoutputforlarge-scaleseasonalenergystorage048121620240.40.20.60.81.0,"E(/p.u.78K图1某新能源基地直流外送功率曲线Fig.1PowercurveofDCtransmissioninanewenergybase3XXXX，XX（XX）·XXXX·泛性，可以满足其作为全网性有功功率调节手段的空间灵活布置需求。2.2.4有功平衡角色的快速转换问题可再生能源制氢，即利用弃风、弃光电力制氢，电解制氢装置为电网“削峰”，然后进一步结合燃料电池发电，为电网“填谷”。从技术成熟度来看，相关研究预测2030年将可实现新能源制氢的大规模应用，2050年将出现电制氢制电的规模化应用场景［1］。2.3发电低碳化下大规模风、光电源汇集优化问题目前风电、太阳能等的汇集方式主要有交流汇集和直流汇集［21-24］。新能源电源经交流输电并网，具有结构简单、工程造价低等优点，其缺点有：①传输有功功率一定时，相比于直流输电，采用交流输电线路的造价和功率损耗随距离的增加将明显增大；②风电场和交流电网直接相连后，电网故障将直接影响风电场的运行。VSC-HVDC柔性直流输电具有不易发生换相失败、可接入无源网络、可灵活独立地控制有功和无功功率、不需要交流侧提供无功补偿装置、具备黑启动能力等特性，这使其相比交流汇集更适合风、光等新能源的并网。未来如直流电网成为发电低碳化下的新能源电源远距离输送方案，且在常规工频火电机组大幅减少的条件，新能源直流并网可进一步简化：风电的交直交变频环节可简化为交直整流环节，光伏发电的直流电无需再进行变换。这将进一步凸显新能源直流汇集方案的优势［25-26］。3碳中和目标下的未来西部电源开发分析3.1西部电源开发的主要类别目前中国西部主要电源类型有煤电、水电、风电、光伏。未来在碳中和目标下，风电、光伏、光热发电将获得极大发展；水电、抽蓄和新型储能获得进一步拓展；电制氢（制电）获得应用并加速发展；常规煤电趋于减少，仅保留少数具备深度调峰和快速调频能力且满足碳捕捉和碳封存（CCS）要求的灵活煤电电源。考虑到未来核电分布主要集中在东部沿海地区及内陆相关缺能省份，未来生物质发电规模仍相对较小，西北、西南地区燃气装机规模有限，西部电源开发的主要类别中将不包括上述电源类型。综上所述，中国西部电源类别的未来发展趋势如表3所示。3.2西部电源可能的布点位置为满足电源低碳化需求，立足于西部能源资源禀赋，不同类型的电源有不同的开发原则，其布点情况也将与资源分布情况密切相关。1）煤电：目前中国煤电仍处于规模扩张阶段，在碳中和目标下，西部煤电近期控规模、中期调功能、远期退清零将可能是一条可行且必要的发展原则［27］，后续研究将仅在西部新能源资源和煤电资源都丰富的地区少量布点，如哈密、准东、伊宁。2）水电：参考相关水电发展规划，今后中国水电发展的重点主要在四川、云南、青海和西藏，具体在金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游、雅鲁藏布江、长江上游等地［28］。3）风电：未来西部风电主要集中在新疆、甘肃、陕西和宁夏四省。新疆包括达坂城风区、阿拉山口风区、十三间房风区、吐鲁番小草湖风区、额尔齐斯河河谷风区、塔城老风口风区、三塘湖—淖毛湖风区、哈密东南部风区、罗布泊风区。甘肃风能资源集中在河西走廊玉门、瓜州、马鬃山一带［28］。4）太阳能：未来西部太阳能开发主要考虑太阳能辐射资源丰富、荒漠面积较大的地区。如新疆的哈密、吐鲁番、阿克苏、喀什、和田；青海的海西、海南；甘肃的酒泉、金昌、武威、白银；西藏的阿里、那曲、昌都以及宁东、陕北部分地区［28］。光热发电相对于光伏而言，可以很大程度上克服太阳能资源的间歇性、不稳定特点［29］，远期在煤电大规模退出，且光热发电技术成熟的条件下，宜以光热发电优先的原则开发太阳能电源基地。5）近期西部储能电源的发展以抽水蓄能为主。远期包括大容量电化学储能系统在内的其他新型储能有望获得应用，前者布点位置地理受限因素较多，后者布点将具有一定的灵活性。6）电制氢（制电）：目前基于现有技术，电制氢制电的转换效率只有不到30%［30］，参考欧盟对大规模电制氢（制电）技术成熟度的预测结果，本文近期主要考虑电制氢，远期在相关技术成熟的条件下考虑电制氢制电。中国天然气管道规模庞大，在保证安全的情况下，将氢气掺入天然气管道进行长距离运输是低成本运输氢气的有效途径之一。根据公开资料，中国西部目前大型石化基地分布在独山子、兰表3中国西部电源类别的未来发展趋势Table3FuturedevelopmenttrendofpowersourcetypesinwesternChina时间电源类别2021年煤电水电风电太阳能（光伏）––2060年满足CCS要求的灵活火电电源水电风电太阳能（光伏、光热）抽蓄和新型储能电制氢（制电）注：满足CCS要求的灵活火电电源数量将根据未来实际情况确定。4丁剑，等碳中和背景下西部新能源传输的电氢综合能源电力网构想http：//www.aeps-info.com州、成都等地，未来还将扩建准东、巴州、库车等基地。因此未来在未建设全国性氢能输送管道的条件下，电制氢及氢能发电宜根据中国西部燃气管网规划情况［31］和石化基地已有布局和规划，按需就近布置，建设时序可与上述石化基地的建设时间配套安排。3.3电源功能定位和建设时序从应对高比例新能源间歇性、波动性特征看，有2个问题要解决：首先，就单个新能源基地而言，其波动性、间歇性将导致送出线路利用率降低、经济性下降，需就近组织平抑功率波动的措施，如配套调节电源、电制氢（制电）、储能等；其次，从全网来看，为平衡不同时间尺度的供需，需要大范围、长时间尺度、高比例的供电负荷平衡手段，如网内多电源互补，西南水电及抽蓄、电制氢（制电）等。从技术成熟度和经济性等角度来看，近期由于西北火电仍大量存在，可考虑由其进行灵活性改造后承担西北大部分新能源电源配套调节电源的作用；同时配合西南水电承担全网性的供需平衡功能。光热、电制氢、抽蓄和其他储能仅考虑少量应用。远期光热、电制氢（制电）再加部分抽蓄及其他储能、西北水电将代替绝大部分煤电承担新能源电源配套调节电源作用。随着西北-西南联网规模扩大和西南水电开发的持续推进，西南水电、电制氢（制电）以及大范围多电源的互补特性将发挥全网性供需平衡作用。未来西部各类型电源功能定位如表4所示。此外，3.2节中提到的阿里、那曲太阳能基地生态环境脆弱，开发限制约束条件多，本文后续研究暂不考虑。和田、喀什等地的太阳能、及罗布泊、额尔齐斯河河谷等地的风电由于地处偏远，且附近没有大型水电、煤电配套，近期不考虑开发，远期待光热、电制氢制电技术成熟后可同步开发。西藏水电作为川滇水电的接续基地，近期不考虑开发，远期考虑藏东南水电以及昌都太阳能同步开发。3.4西部电源开发布点位置和时序总结根据上述分析，总结得到西部主要电源开发布点位置和建设时序设想如表5所示。4西部电氢综合能源电力网的电网构建原则4.1直流电网覆盖范围西北地区因为风电、光伏装机多，消纳困难，而出现弃风、弃光。西南地区因为水电装机多，外送电季节特性差异大，没有与之相应的负荷消纳，因此弃水也比较多。西北、西南地区进行大规模互联，能实现不同形式电源的时空互补，在更大范围内消纳可再生能源并提升西电东送线路的容量效益［32］。因此直流电网覆盖范围应包括风光资源和水电资源丰富的新疆、甘肃、青海、陕西、宁夏、四川、西藏等西北和西南省区。4.2直流电网组网原则4.2.1基于电力流的线路布置方向原则未来西部送端电网电力流的主方向为东西向，在川藏水电汇集区存在一定的南北互济性的功率表4各类型电源功能定位Table4Functionalorientationofvarioustypesofpowersupply类型风、光煤电水电电制氢制电储能近期（2030年）高比例灵活性改造承担新能源基地配套电源和全网调节功能配合火电承担全网性的供需平衡功能电制氢少部分应用少部分应用远期（2060年）主体电源类型，太阳能电源开发将以光热为优先发展模式仅少量满足CCS要求的灵活火电电源，承担个别新能源基地配套电源作用借助西北、西南联网，发挥全网性供需平衡功能氢能发电获得推广，借助电氢综合传输系统，承担新能源基地配套电源和全网调节功能部分应用表5电源开发布点位置和建设时序Table5Locationandconstructionsequenceofpowersupplydevelopmentpoint类型风电太阳能常规电源布点位置及建设时序近期（2030年）玉门、瓜州、马鬃山、达坂城、吐鲁番、十三间房、三塘湖-淖毛湖、哈东南、宁东、陕北酒泉、金昌、武威、白银、吐鲁番、哈密、海西、海南、宁东、陕北准东煤电、哈密煤电、黄河中上游水电、大渡河、雅砻江、金沙江水电远期（2060年）阿拉山口、老风口、罗布泊、额尔齐斯河河谷阿克苏、喀什、和田、昌都伊宁煤电、雅鲁藏布江水电5XXXX，XX（XX）·XXXX·流。因此未来西部电网送电通道安排基本以东西向为主，大范围的南北向互联仅安排在四川与陕西和甘肃及青海交界的地区。根据上述评估，未来中国西部送端直流电网的主网架基本设置将为两横一纵结构，具体如图3所示。4.2.2基于功能分区的线路布置数量原则对未来中国西部送端电网进行功能分区，可根据其在电网中的具体作用分为电网外围的电源汇集区，西部电网主送电方向的电能输送区，以及与东部交流电网相邻的西部电源功率汇集交换送出廊道区，具体如图3所示。对上述3个分区，按照其功能定位的不同，给出下列布线原则。1）电网外围的电源汇集区，从经济性角度出发，线路布置宜呈放射状。2）西部电网主送电方向的电能输送区是西部直流电网的主体部分，从可靠性角度出发，电网结构宜沿送电方向形成环状网结构，且随着送电功率的增大，可逐步加密线路。3）与东部交流电网相邻的区域是西部电源功率汇集交换送出廊道区，需要实现西电东送及南北互济两个重要功能，从可靠性角度出发，宜形成环网结构，并适度加强网络。4.2.3基于多类型电源互补的内部子网布线原则西北地区可按照风、光、火、氢/储能/水等各类电源出力及互补特性，确定优化组合比例，将地域相邻的多类型大型能源基地互联，形成局部多能源直流子网，西南光、水电源也可类似组网。相邻直流子网间，可就近互联，实现功率支援与互济；对于远离主网的个别能源基地，可点对网接入直流大通道。5西部新能源传输的电氢综合能源电力网初步方案5.1电氢综合能源电力网初步方案电氢综合能源电力网主要包括电源基地和氢能转换基地及电力线路和燃气管网线路及其建设时序等基本要素。参考中国中长期天然气主干网规划［31］以及3.4节电源开发布点位置和建设时序分析内容，可以得出2030年和2060年近期和远期电氢综合能源电力网中电源点、氢能转换点、燃气管网线路。根据第4章西部电氢综合能源电力网的电网构建原则，考虑到西部送端电网有较为明确的输电方向即整体东西向，末端南北向。对西部送端电网东西送电方向上的输电线路可以加强为几个束状通道，这些通道内部可以在东西向输电主方向上增强其联通性，这些通道之间主要在与东部交流电网相邻的西部电源功率汇集交换送出廊道区加强南北互联。同时，在电网外围的电源汇集区，西部电网主送电方向的电能输送区，适当减少它们之间的互联。基于如上思路，结合对应的电源点、氢能转换点、燃气管网线路及其建设时序，可以得到电氢综合能源电力网中的电网结构。在电氢综合能源电力网全部要素及建设时序确定的基础上，可以构建得到近期和远期西部新能源传输的电氢综合能源电力网，具体如图4和图5所示。其中，天然气管网仅为规划方案中与电氢综合能源电力网相关的部分结构。E6DE>F#(!KEE#!KE!;%;K6M图3西部送端直流电网送电方向及功能分区Fig.3PowersupplydirectionandfunctionpartitioningofwesternsendingendDCpowergrid6#4%D(W)#-#!#(W)(T,W,S)
">(S)F(S)(S)

4

(K(W)+J(S)


F!!(H)K-!(H)#!(H)
K(T,W,S)(T,W,S)(T)Q(W,S)
OP(W)F!-(W,S)
K(W)



(S)


"(S),"3C,"EEE!D0&!04F(
77>S!#(H)图42030年西部电氢综合能源电力网近期方案Fig.4Near-termschemeforwesternelectric-hydrogenintegratedenergypowergridin20306丁剑，等碳中和背景下西部新能源传输的电氢综合能源电力网构想http：//www.aeps-info.com5.2实施路径西部电氢综合能源电力网是在西部电网和天然气管网基础上形成的新的综合能源系统。在实施中可充分利用现有相关基础设施，有序推进。1）可将现有交流输电线路改造成为直流线路，这可节省开支，缩短施工时间，节约输电走廊，降低对生态环境的影响，除改造输电线路外，只需新建两端换流站，从而实现大规模可再生能源发电的跨区域输送。2）可利用LCC-HVDC及VSC-HVDC各自的优点建造混联式直流系统，以改善电网换相换流器的换相失败、需要无功补偿，VSC输电容量相对较低、成本及损耗较高等问题。3）可依靠中国西部天然气管网已有基础设施，整合氢能产业链；推进新能源制氢和氢能管道输送。远期如条件成熟时，可推进相关输氢管网建设。6结语综合前述分析，基于VSC的直流电网技术以及氢能与电力系统结合形成的电氢综合能源电力网有望成为碳中和目标下实现西部大规模新能源开发的可行技术解决方案之一，对应的关键技术需求如下，建议应适时积极推进相关研究工作。1）直流电网关键设备和技术。针对直流电网发展中存在的运行调度复杂、短路故障电流限制与开断困难等技术问题，应加大高压直流断路器、大容量直流变压器及直流电缆等设备的研发力度，推进直流电网运行控制、保护等相关技术研究，促进工程经验的积累。2）安全、高效、经济的氢能制、储、用关键技术。氢产业链涉及制氢、储氢、输氢、氢燃料电池等技术环节，目前各环节均已有较为成熟的技术，但成本偏高、转换效率偏低、安全应用问题制约了其发展。未来氢能技术的发展需结合化学、生物学、材料学等学科进行研究，进一步突破新能源高效制氢、低成本储运氢、氢能高效发电及多场景用氢等关键技术。3）电氢综合能源电力网的统一规划、优化运行、协调控制等相关技术的前期研究。氢能不仅能解耦电能生产和消费之间的关系，而且有可能成为整合电、热、气网一体化的技术选择。目前该领域相关研究仍处于起步阶段，应系统性的启动电氢综合能源电力网的统一规划、优化运行、协调控制关键技术的前期研究，为未来能源电力领域发展方向决策提供技术支撑。附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。参考文献［1］EuropeanCommission.HydrogenroadmapEurope：fuelcellsandhydrogenjointundertaking［EB/OL］.［2020-10-05］.https：//www.fch.europa.eu/publications/hydrogen-roadmap-europe-sustainable-pathway-european-energy-transition.［2］刘振亚.中国电力与能源［M］.北京：中国电力出版社，2012.LIUZhenya.ElectricpowerandenergyinChina［M］.Beijing：ChinaElectricPowerPress，2012.［3］刘振亚，张启平，董存，等.通过特高压直流实现大型能源基地风、光、火电力大规模高效率安全外送研究［J］.中国电机工程学报，2014，34（16）：2513-2522.LIUZhenya，ZHANGQiping，DONGCun，etal.Efficientandsecuritytransmissionofwind，photovoltaicandthermalpoweroflarge-scaleenergyresourcebasesthroughUHVDCprojects［J］.ProceedingsoftheCSEE，2014，34（16）：2513-2522.［4］金维刚，李勇，印永华，等.特高压输电通道风火打捆配置方案及其概率灵敏度分析［J］.电力系统自动化，2016，40（6）：126-133.JINWeigang，LIYong，YINYonghua，etal.OptimumschemeanditsprobabilisticsensitivityanalysisforwindpowertransmittedthroughUHVtransmissioncorridorsbundledwiththermalpower［J］.AutomationofElectricPowerSystems，2016，40（6）：126-133.［5］郭小江，赵丽莉，汤奕，等.风火打捆交直流外送系统功角暂态稳定研究［J］.中国电机工程学报，2013，33（22）：19-25.GUOXiaojiang，ZHAOLili，TANGYi，etal.Studyonangletransientstabilityforwind-thermal-bundledpowertransmittedbyAC/DCsystem［J］.ProceedingsoftheCSEE，2013，33（22）：19-25.［6］康重庆，姚良忠.高比例可再生能源电力系统的关键科学问题

#-#!#(W)
##(ES,W,S)">(S,CSP)"(S,CSP)
(S,CSP)
(K(W)
K-!(H)

F!!(H)
K(W,S)
Q(W,S)
OP(W)F!-(W,S,CSP)
F!F!K(W)









F

(T(CCS))

7>
K7(S)F(S)
:(H)4!(W)
5M(W)K(W,ES)
D
!0
(CSP,S)(CSP,S)
MT!A(W)
(T(CCS))($41(S)D(W)(W,S,CSP)F(S)+J(S)#!(H)S!#(H)6#4%,"3C,"EEE!D0&!04图52060年西部电氢综合能源电力网远期方案Fig.5Long-termschemeforwesternelectric-hydrogenintegratedenergypowergridin20607XXXX，XX（XX）·XXXX·与理论研究框架［J］.电力系统自动化，2017，41（9）：1-11.KANGChongqing，YAOLiangzhong.Keyscientificissuesandtheoreticalresearchframeworkforpowersystemswithhighproportionofrenewableenergy［J］.AutomationofElectricPowerSystems，2017，41（9）：1-11.［7］陈国平，李明节，许涛，等.关于新能源发展的技术瓶颈研究［J］.中国电机工程学报，2017，37（1）：20-26.CHENGuoping，LIMingjie，XUTao，etal.Studyontechnologybottleneckofnewenergydevelopment［J］.ProceedingsoftheCSEE，2017，37（1）：20-26.［8］KROPOSKIB，JOHNSONB，ZHANGY，etal.Achievinga100%renewablegrid：operatingelectricpowersystemswithextremelyhighlevelsofvariablerenewableenergy［J］.IEEEPowerandEnergyMagazine，2017，15（2）：61-73.［9］杨海涛，吉平，苗淼，等.未来中国特高压电网结构形态与电源组成相互关系分析［J］.电力系统自动化，2018，42（6）：9-16.YANGHaitao，JIPing，MIAOMiao，etal.AnalysisoninterrelationshipbetweenfutureUHVpowergridstructuralformandpowersourcecompositioninChina［J］.AutomationofElectricPowerSystems，2018，42（6）：9-16.［10］姜海洋，杜尔顺，朱桂萍，等.面向高比例可再生能源电力系统的季节性储能综述和展望［J］.电力系统自动化，2020，44（19）：194-207.JIANGHaiyang，DUErshun，ZHUGuiping，etal.Reviewandprospectofseasonalenergystorageforpowersystemwithhighproportionofrenewableenergy［J］.AutomationofElectricPowerSystems，2020，44（19）：194-207.［11］许世森，张瑞云，程健，等.电解制氢与高温燃料电池在电力行业的应用与发展［J］.中国电机工程学报，2019，39（9）：2531-2536.XUShisen，ZHANGRuiyun，CHENGJian，etal.Applicationanddevelopmentofelectrolytichydrogenproductionandhightemperaturefuelcellinelectricpowerindustry［J］.ProceedingsoftheCSEE，2019，39（9）：2531-2536.［12］潘光胜，顾伟，张会岩，等.面向高比例可再生能源消纳的电氢能源系统［J］.电力系统自动化，2020，44（23）：1-10.PANGuangsheng，GUWei，ZHANGHuiyan，etal.Electricityandhydrogenenergysystemtowardsaccommodationofhighproportionofrenewableenergy［J］.AutomationofElectricPowerSystems，2020，44（23）：1-10.［13］曹蕃，郭婷婷，陈坤洋，等.风电耦合制氢技术进展与发展前景［J］.中国电机工程学报，2021，41（6）：2187-2200.CAOFan，GUOTingting，CHENKunyang，etal.Progressanddevelopmentprospectofcoupledwindandhydrogensystems［J］.ProceedingsoftheCSEE，2021，41（6）：2187-2200.［14］李争，张蕊，孙鹤旭，等.可再生能源多能互补制-储-运氢关键技术综述［J］.电工技术学报，2021，36（3）：446-462.LIZheng，ZHANGRui，SUNHexu，etal.Reviewonkeytechnologiesofhydrogengeneration，storageandtransportationbasedonmulti-energycomplementaryrenewableenergy［J］.TransactionsofChinaElectrotechnicalSociety，2021，36（3）：446-462.［15］周孝信，鲁宗相，刘应梅，等.中国未来电网的发展模式和关键技术［J］.中国电机工程学报，2014，34（29）：4999-5008.ZHOUXiaoxin，LUZongxiang，LIUYingmei，etal.DevelopmentmodelsandkeytechnologiesoffuturegridinChina［J］.ProceedingsoftheCSEE，2014，34（29）：4999-5008.［16］姚伟，丁剑，南佳俊，等.未来西部电网及可再生能源外送输电技术发展方向研究［J］.中国能源，2019，41（3）：33-39.YAOWei，DINGJian，NANJiajun，etal.Researchonthedevelopmentdirectionofwesternpowergridandrenewableenergytransmissiontechnologyinthefuture［J］.ChinaEnergy，2019，41（3）：33-39.［17］彭吕斌，何剑，谢开贵，等.特高压交流和直流输电系统可靠性与经济性比较［J］.电网技术，2017，41（4）：1098-1105.PENGLübin，HEJian，XIEKaigui，etal.ComparisonofreliabilityandeconomybetweenUHVACandUHVDCtransmissionsystems［J］.PowerSystemTechnology，2017，41（4）：1098-1105.［18］LOISELR，BARANGERL，CHEMOURIN，etal.Economicevaluationofhybridoff-shorewindpowerandhydrogenstoragesystem［J］.InternationalJournalofHydrogenEnergy，2015，40（21）：6727-6739.［19］严思韵，王晨，周登极.含氢能气网掺混输运的综合能源系统优化研究［J］.电力工程技术，2021，40（1）：10-16.YANSiyun，WANGChen，ZHOUDengji.Optimizationofintegratedelectricityandgassystemconsideringhydrogen-natural-gasmixturetransportation［J］.ElectricPowerEngineeringTechnology，2021，40（1）：10-16.［20］DepartmentofEnergy.Developmentandfutureprospectofthehydrogenfuelcellvehicleathomeandabroad［EB/OL］.［2020-01-14］.https：//www.energy.gov/eere/fuelcells/downloads/fuel-cell-technologies-office-multi-year-research-development-and-22.［21］王锡凡，卫晓辉，宁联辉，等.海上风电并网与输送方案比较［J］.中国电机工程学报，2014，34（31）：5459-5466.WANGXifan，WEIXiaohui，NINGLianhui，etal.Integrationtechniquesandtransmissionschemesforoff-shorewindfarms［J］.ProceedingsoftheCSEE，2014，34（31）：5459-5466.［22］CHUANGPISHITS，TABESHA，MORADI-SHAHRBABAKZ，etal.TopologydesignforcollectorsystemsofoffshorewindfarmswithpureDCpowersystems［J］.IEEETransactionsonIndustrialElectronics，2012，57（2）：468-475.［23］MAUCN，RUDIONK，ORTHSA，etal.GridconnectionofoffshorewindfarmbasedDFIGwithlowfrequencyACtransmissionsystem［C］//2012IEEEPESGeneralMeeting，July22-26，2012，SanDiego，USA：1-7.［24］杨方，张义斌，葛旭波，等.德国海上风电VSC-HVDC技术分析［J］.电网与清洁能源，2012，28（10）：63-68.YANGFang，ZHANGYibin，GEXubo，etal.TechnicalanalysisofVSC-HVDCinGermany’offshorewindpower［J］.PowerSystemandCleanEnergy，2012，28（10）：63-68.［25］NISHIKATAS，TATSUTAF.Anewinterconnectingmethodforwindturbine/generatorsinawindfarmandbasicperformancesoftheintegratedsystem［J］.IEEETransactionsonIndustrialElectronics，2012，57（2）：468-475.［26］王常骐，郭家虎.风电场直流并网的拓扑结构研究［J］.电网技术，2014，38（11）：3065-3070.WANGChangqi，GUOJiahu.Researchontopological8丁剑，等碳中和背景下西部新能源传输的电氢综合能源电力网构想http：//www.aeps-info.comstructuresforDCgrid-connectionofwindfarm［J］.PowerSystemTechnology，2014，38（11）：3065-3070.［27］袁家海，张浩楠.碳中和、电力系统脱碳与煤电退出路径［J］.中国电力企业管理，2020，31：17-20.YUANJiahai，ZHANGHaonan.Carbonneutralization，powersystemdecarbonizationandcoalpowerexitpath［J］.ChinaPowerEnterpriseManagement，2020，31：17-20.［28］丁剑，宋云亭，吉平，等.适应未来大规模新能源外送的西部电网输电模式和关键技术研究［R］.北京：中国电力科学研究院，2020.DINGJian，SONGYunting，JIPing，etal.Theresearchonpowertransmissiongridmodelandkeytechnologyforlarge-scalenewenergydeliveryinwesternChina［R］.Beijing：ChinaElectricPowerResearchInstitute，2020.［29］邵成成，冯陈佳，李丁，等.光热发电机组聚合模型及其在电力系统运行模拟中的应用［J］.中国电机工程学报，2020，40（11）：3507-3515.SHAOChengcheng，FENGChenjia，LIDing，etal.ClusteredCSPmodelanditsapplicationinpowersystemoperationsimulation［J］.ProceedingsoftheCSEE，2020，40（11）：3507-3515.［30］蒋敏华，肖平，刘入维，等.氢能在我国未来能源系统中的角色定位及“再电气化”路径初探［J］.热力发电，2020，40（1）：1-9.JIANGMinhua，XIAOPing，LIURuwei，etal.TheroleofhydrogenenergyinChina’sfutureenergysystemandpreliminarystudyontherouteofre-electrification［J］.ThermalPowerGeneration，2020，40（1）：1-9.［31］国家发展改革委，国家能源局.中长期油气管网规划［EB/OL］.［2020-08-06］.https：//www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/ghwb/201707/W020190905497932558033.pdf.NationalDevelopmentandReformCommission，NationalEnergyAdministration.Mediumandlong-termoilandgaspipelinenetworkplanning［EB/OL］.［2020-08-06］.https：//www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/ghwb/201707/W020190905497932558033.pdf.［32］吴迪，王佳明，李晖，等.以促进可再生能源消纳为目标的我国西北-西南联网容量与送电时序研究［J］.电网技术，2018，42（7）：2103-2110.WUDi，WANGJiaming，LIHui，etal.Researchoncapacityanddeliverysequenceofinterconnectednorthwestern-southwesternpowergridtowardsrenewableenergyaccommodation［J］.PowerSystemTechnology，2018，42（7）：2103-2110.丁剑(1977—)，男，通信作者，博士，教授级高级工程师，主要研究方向：电力系统规划与运行、新能源并网、智能电网。E-mail：djmailsky@sina.cn方晓松(1975—)，男，硕士，教授级高级工程师，主要研究方向：电力系统规划与运行、智能电网。E-mail：xsfang@eppei.com宋云亭(1974—)，男，博士，教授级高级工程师，主要研究方向：电力系统规划运行。E-mail：syt@epri.sgcc.com.cn（编辑王梦岩）ConceptionofElectricandHydrogenIntegratedEnergyPowerGridforNewEnergyTransmissioninWesternChinaUnderBackgroundofCarbonNeutralizationDINGJian1，FANGXiaosong1，SONGYunting2，ZHENGChao2，TANGXiaojun2，YAOWei3(1.ChinaElectricPowerPlanning&EngineeringInstitute,Beijing100120,China;2.ChinaElectricPowerResearchInstitute,Beijing100192,China;3.SchoolofElectricalandEngineering,HuazhongUniversityofScienceandTechnology,Wuhan430074,China)Abstract:Underthebackgroundofcarbonneutralization,thepowersystemofChinawillundergoadeeperlow-carbontransformationinthenext40years.Howtobuildalow-carbonoperationmodethatcansupportthehugeenergydemandofahighlyelectrifiedsocietybringsgreatchallengestothetraditionalpowersystem.Thechallengesbroughtbythedecarbonizationofpowergenerationtothepowergridandthepossibletechnicalsolutionsinthefuturearediscussed.Onthisbasis,inviewoftheproblemsoflarge-scalecollection,long-distancetransmissionandintermittentenergyconsumptionofhighproportionofnewenergysourcesinwesternChinainthefuture,theconstructionprincipleoftheelectricandhydrogenintegratedenergypowergridisgiven,andthepreliminaryschemeandcorrespondingkeytechnologyrequirementsoftheelectricandhydrogenintegratedenergypowergridinthenear-andlong-termareputforward.TheresearchshowsthattheDCgridtechnologybasedonvoltagesourceconverterandtheelectricandhydrogenintegratedenergypowergridcombinedwithhydrogenenergyandpowersystemsareexpectedtobecomeoneofthefeasibletechnicalsolutionstoachievethelarge-scalenewenergydevelopmentinwesternChinaunderthegoalofcarbonneutralization.Keywords:carbonneutralization;large-scalenewenergy;DCgrid;hydrogenenergyutilization;electricandhydrogenintegratedenergypowergrid9XXXX，XX（XX）·XXXX·附录AA图A1某风、光电源基地一天24h发电的典型出力Fig.A1Typical24-houroutputofawindandsolarpowergenerationbase10