零碳电力系统很可能与当今许多发达国家所采用的电力系统截然不同★★◈。某些特征必然延续★★◈：燃气轮机发电机作为灵活可靠的发电来源★★◈，很可能继续使用相当长一段时间★★◈，并可能通过碳捕获等技术将其转化为零碳发电源★★◈。水力发电作为灵活的零碳发电来源将持续发展★★◈，电力传输与分配的基本方式也将保持不变★★◈。然而★★◈，系统运行的许多其他方面将发生变革★★◈。以下各小节将探讨这些差异★★◈。

　　任何零碳电力系统都将依赖绝大多数电力来自零碳发电源★★◈。如本文前文所述★★◈，当前在多数地区★★◈，风能和太阳能发电是新建零碳发电中最经济的形式★★◈。因此★★◈，只要具备充足的风能和太阳能资源★★◈，任何零碳电力系统都将包含大量风能和太阳能发电★★◈。

　　风能和太阳能发电机的运行特性与传统电力系统发电机截然不同★★◈。风能和太阳能发电规模多样★★◈，从不足千瓦的发电容量到数十吉瓦不等★★◈。大型（数十兆瓦及以上）风能和太阳能发电机通常接入高压输电系统★★◈，而小型风能和太阳能发电机则通过低压接入配电网络★★◈。当风电和太阳能发电机组接入电力系统中承载能力更受限的低压端时禁室培欲 雷凯欣★★◈，可能引发电压管理问题★★◈，影响电力系统的供电质量★★◈。

　　零碳电力系统也可采用核能发电（通常被视为零碳能源）★★◈、水电或化石燃料发电机组★★◈，其中发电机组产生的碳排放被捕获并阻止进入大气★★◈。此类发电机组能为电力系统带来益处★★◈，弥补可变性发电带来的部分挑战★★◈。零碳电力系统还可能对传统发电机组提出新的运行要求★★◈，例如更灵活的运行模式或更快的响应速度★★◈。

　　第3.2至3.5小节重点阐述传统电力系统与零碳系统间的显著差异★★◈，这些差异主要源于风能★★◈、太阳能发电及电池等储能设备的广泛应用★★◈。

　　当前电力系统需依靠显著的惯性应对发电或负荷的突发变化★★◈。这种惯性起到临时储能的作用★★◈，为供需再平衡争取时间★★◈。传统上★★◈，惯性主要由大型同步发电机提供★★◈，其次是工业电机——这些旋转机器的巨大转动质量使其在电力不平衡时具有抗拒频率变化的特性★★◈。此外★★◈，传统同步电机通过电磁力相互连接★★◈，其转动质量相互叠加★★◈，共同构成电网惯性★★◈。

　　质量赋予其在电力失衡时抵抗频率变化的特性★★◈。此外★★◈，传统同步机组通过电磁力相互连接★★◈，其旋转质量得以聚合★★◈，共同构成电网惯性★★◈。传统同步发电机还提供极高的短路电流★★◈，这已成为电力系统故障检测的基础原理★★◈。

　　零碳电力系统中大型旋转同步电机数量将大幅减少★★◈。风力涡轮机★★◈、太阳能光伏设备及电池储能装置均为通过电力电子设备接入电网的非同步设备★★◈。随着此类发电装置的普及★★◈，电力系统的总惯量将随之降低★★◈。惯量缺失将挑战传统电力系统运行的基本原理★★◈。频率摆动幅度可能加剧且变化速率加快★★◈，故障检测难度将增大★★◈，系统强度存在削弱风险★★◈。

　　随着电力系统向净零排放转型导致同步发电量减少★★◈，部分电力系统运营商正采用旧技术焕新用策略保障系统安全★★◈，重新部署多年未见的同步电容器技术★★◈。该技术历来用于管理电力系统的无功功率流★★◈，但随着成本更低★★◈、维护更少的替代方案出现★★◈，其应用逐渐式微★★◈。同步电容器的优势在于其基于大型旋转质量运行★★◈，因此纳入电力系统可增强系统惯性★★◈。正因如此★★◈，同步电容器在某些电力系统中正迎来现代复兴★★◈，其主要目的已不再是管理无功功率★★◈，而是提升系统惯性与强度★★◈。例如★★◈，南澳大利亚输电系统运营商Electranet近期安装了四台同步电容器★★◈，以应对南澳可再生能源发电快速普及带来的系统安全挑战★★◈。这些设备使最低运行系统需求得以降低★★◈，并实现了同步发电机的停机运行[46]★★◈。

　　管理电力系统惯性损失的一种方式是彻底重新设计系统及其运行原理★★◈，例如将系统改造成能够适应变化的系统频率★★◈，和/或转向更广泛地使用直流（DC）能量传输★★◈。此类变革将极为深刻★★◈，几乎影响系统运行的所有方面以及系统中大量设备★★◈。鉴于实现零碳电力系统的路径需要循序渐进的转型而非彻底颠覆★★◈，多数系统运营商普遍认为上述方案不可行★★◈。当前向低惯性零碳电力系统的过渡★★◈，主要通过要求风电★★◈、太阳能及电池等电力电子设备模拟传统旋转机械的行为来实现[47]★★◈。实现这种合成惯性的方法包括★★◈：

　　▪利用大型风力涡轮机的动能提供频率支持★★◈。这需要新型控制系统方案★★◈，使风力涡轮机叶片（具有显著旋转惯性但未直接耦合至电网频率）能够提供频率支持★★◈，模拟同步电动机的行为★★◈。

　　▪基于逆变器的资源可根据当地供电频率调整运行模式★★◈。虽然电池和太阳能逆变系统不具备大型风力涡轮机叶片的旋转惯性★★◈，但它们能根据系统频率快速升降输出功率★★◈。这种输出变化的速度和幅度远超传统发电机★★◈。

　　▪采用电网成形逆变器★★◈，其运作原理可类比同步发电机★★◈。此类逆变器基于电流源原理运行（而非并网逆变器常见的电压源模式）★★◈，目前已实现100千瓦级规模应用★★◈。

　　▪负荷调节★★◈。某些负荷（如电动汽车★★◈、部分工业流程★★◈、热泵★★◈、泳池泵及电锅炉）可在不影响终端用户舒适度或生产效率的前提下★★◈，随时间动态调整能耗★★◈。此类负荷具备响应电力系统事件的能力★★◈，从而支持电网运行★★◈。例如★★◈，它们可根据当地频率或电压变化调整能耗★★◈。

　　上述所有行为都需要对相关设备的控制系统进行改造★★◈。通常需要新的法规或激励措施来推动这些变革★★◈，以鼓励设备制造商实施新的控制方案★★◈，并促使终端用户采用新型设备★★◈，从而实现其电网交互行为★★◈。此外★★◈，上述行为并非电力电子器件物理特性的自然结果★★◈，而是完全源于设备供应商实施的控制系统★★◈。鉴于此★★◈，大量电力电子设备动态行为的确定性较低★★◈，可能引发互操作性或系统稳定性问题★★◈。电网代码中规定的标准化行为和（部分）开放控制结构可降低此类风险★★◈。

　　数十年来电力系统虽依赖数字化感知与控制技术★★◈，但此类功能通常仅限于主干网设备★★◈。时至今日★★◈，多数电力系统在配电网低压端仍缺乏远程感知与自动控制能力★★◈。

　　要应对上述各小节所述的电力系统运行变革★★◈，需在所有运行层级实现更精细的感知与控制★★◈。这种电力系统的数字化进程本身正引发深刻变革★★◈。电力系统运营商需采集并处理的数据量正呈指数级增长★★◈：系统控制器如今需协调数万个微型设备★★◈，控制决策涉及的考量因素也变得极其复杂★★◈。第五节将进一步探讨这些问题★★◈。

　　在向零碳转型的过程中★★◈，电力系统正日益呈现分散化特征★★◈。大型发电厂正被数量更多★★◈、地理分布更广的小型发电机组所取代★★◈。

　　电力系统存在多种可能的分散化程度★★◈。在某些国家★★◈，电力系统可能主要由相对大型（数百兆瓦或以上）的发电厂构成★★◈，例如大型太阳能或风力发电场★★◈。而在其他国家★★◈，电力系统则更为分散★★◈，由数量庞大的小型发电设施组成★★◈，例如屋顶太阳能板★★◈、小型风力发电机★★◈，或靠近负荷点的柴油/燃气发电机组★★◈。选择少数大型电站而非更多分布式小型电站存在权衡取舍★★◈。例如大型电站虽能实现规模经济★★◈，但小型电站可减轻本地配电系统负荷★★◈，且可由终端用户直接出资建设★★◈。

　　另一种分散化模式是微电网★★◈，它将分布式能源设备组合起来★★◈，通过类似小型电网的网络提供可靠电力★★◈。微电网可用于供电给村庄★★◈、大学或商业园区★★◈、偏远岛屿★★◈，既可与主电网互联运行★★◈，也可完全独立运作微电网可为村庄★★◈、大学或商业园区★★◈、偏远岛屿供电★★◈，既可并入主电网运行★★◈，也可完全独立于主电网形成孤岛模式★★◈。

　　更去中心化的电力系统意味着传统电力运营商在商业模式★★◈、监管策略和技术运营方面将面临重大变革★★◈，同时也对其商业模式构成重大威胁★★◈。例如★★◈，那些依赖售电或维持受监管资产基础来获取收入的公用事业公司★★◈，若用户开始通过屋顶太阳能等技术实现本地供电★★◈，其收入可能面临缩水风险★★◈。

　　可再生能源（如太阳能和风能发电）具有显著的地域差异性★★◈。某地某时可能无风无日★★◈，而同一时刻的另一处却风力强劲★★◈。在大范围内★★◈，通过增加大容量电力传输（即能源输送）★★◈，可部分缓解风能和太阳能发电的不稳定性★★◈，实现可再生能源从富余地区向需求地区转移★★◈。因此★★◈，向净零电力系统转型将推动全球多地输电能力显著提升★★◈。这一趋势在欧洲和中国已初现端倪——过去十年间★★◈，这些地区已大幅扩建了长距离输电网络★★◈。未来扩容不仅涉及新增长距离输电线路★★◈，更将加强电网间的互联互通★★◈，从而在特定区域内实现更灵活多样的电力传输方式与路径★★◈。

　　显然★★◈，任何零碳电力系统都将高度依赖零碳能源发电与储能技术★★◈，涉及服务领域的电气化转型★★◈，且其净负荷曲线将与当今多数电力系统截然不同★★◈。仅这些变化就意味着电力系统各环节的标准与法规需进行重大调整★★◈。

　　实现零碳电力系统仍存在多种不同选择方案★★◈。具体选择将取决于诸多因素★★◈：监管与政治偏好★★◈、特定区域的风能★★◈、太阳能或其他自然资源条件★★◈、是在相对欠发达地区建设新电力系统还是改造现有成熟电力系统等★★◈。第4.1至4.6节将探讨根据不同转型路径而变化的关键电力系统特征★★◈。

　　如前所述★★◈，传统电力系统往往具有相对集中化的特性★★◈，能源流向单一★★◈，由数量有限的超大型发电机组单向输送★★◈。为将能源从大型发电厂输送到用电负荷端★★◈，建成了规模庞大的输配电网络★★◈。尽管未来所有零碳电力系统都将比传统系统更去中心化★★◈，但电力系统的集中化程度仍需权衡取舍★★◈。对于已拥有大型成熟集中式电力系统的国家★★◈，向净零未来的转型仍将依赖相对集中的模式★★◈。这类电力系统将继续配备规模较大的零碳发电厂★★◈，并利用现有输配电网络输送能源★★◈。这并非意味着这些国家不会采用分布式能源解决方案★★◈，而是指其核心电力集中化模式★★◈。这类电力系统仍将依托大型零碳发电厂★★◈，并利用现有输配电网络输送能源★★◈。这并非意味着分布式能源解决方案缺席——屋顶太阳能★★◈、储能电池等技术必将普及★★◈，但主体能源仍将来自集中式发电厂及输配电基础设施★★◈。

　　在尚未建立成熟广泛电力系统的地区★★◈，净零路径可能基于高度分散化的模式★★◈。此类模式或将用大量小型净零发电装置取代集中式发电厂★★◈，这些装置更靠近负荷中心★★◈，从而减少对昂贵高压输电基础设施的需求★★◈。同样★★◈，抽水蓄能电站等大型储能设施或将被更小型的分布式储能技术取代★★◈，这些技术同样靠近负荷中心★★◈。此类方案还能提升系统可靠性★★◈，减少电网故障点数量★★◈。

　　在实现净零排放的道路上★★◈，关键决策之一在于转型计划中应纳入多少需求侧或负荷侧的内容★★◈。在以化石燃料为基础的电力系统中★★◈，降低排放的一个看似直接的方法就是减少能源消耗禁室培欲 雷凯欣★★◈。节能工作的目标在于降低能耗★★◈，同时不减少产出或降低生活品质★★◈。另一种理解节能的方式是减少浪费★★◈。因此★★◈，节能是一个相对容易的政治选择★★◈，因此在全球众多零碳计划中占据重要地位★★◈。此外★★◈，尽管全球已有130多个国家承诺实现净零目标★★◈，但更多国家——实际上是绝大多数国家——的目标是降低能源强度[48]★★◈。

　　▪节能有助于降低成本★★◈。仅举一例★★◈：英国政府发现★★◈，2014年通过提升英格兰和威尔士所有非住宅建筑的能效★★◈，可实现39%的节能潜力★★◈，相当于企业能源账单节省37亿英镑[49]★★◈。

　　▪降低能耗可减少排放★★◈。当前全球能源主要依赖化石燃料★★◈，因此降低能耗意味着减少温室气体及其他污染物向大气★★◈、土壤和水体的排放★★◈。

　　▪能效提升还带来系统效益★★◈。通过降低能耗★★◈，电力系统运营商能够以可靠★★◈、可预测且可量化的方式管理峰值负荷★★◈。这既优化了电网运行★★◈，又延缓★★◈、减少或消除了新建基础设施的需求★★◈，从而增强电网的可靠性和韧性★★◈。

　　如第2节所述★★◈，将传统上由天然气★★◈、石油或其他化石燃料供能的负荷实现电气化★★◈，通常能提升能源利用效率★★◈。此举还为电力系统增添了更多可控负荷★★◈，可带来第4.3小节所述的效益★★◈。国际能源署预计★★◈，其他燃料来源的电气化将推动净零排放情景下发电量在2030年前增长40%[50]★★◈。然而★★◈，尽管发电量增加★★◈，但这伴随着效率提升和总排放量下降★★◈。电力驱动的设备通常比直接使用化石燃料的同类设备高效得多★★◈。

　　零排放情景[50]中★★◈，发电量将增长40%★★◈。然而发电量提升的同时★★◈，能效提升与总排放降低将同步实现★★◈。电力驱动设备通常远比直接使用化石燃料的同类设备高效——例如电热泵的能效是燃烧化石燃料供热的三至四倍★★◈。传统上不属于电力部门的负荷应实现多少电气化★★◈，仍需由监管机构★★◈、运营商和终端用户共同抉择★★◈。

　　英国政府意识到建筑环境是国家碳排放的重要来源★★◈，若能提升现有住房的能效水平★★◈，将更有助于实现减排目标★★◈。英国政府意识到★★◈，虽然建筑法规确保新建房产达到最低能效标准★★◈，但现有建筑却存在监管空白★★◈。为此★★◈，政府为私人租赁住宅制定了最低能效标准★★◈，确保此类房产提升能效并降低能耗★★◈。

　　除建筑外★★◈，能效标准还助力关键电器能耗减半[50]★★◈。全球逾120个国家已实施或正在制定电器强制性标准与能效标签制度★★◈。适用最低能效标准的典型电器包括空调★★◈、冰箱★★◈、照明设备★★◈、电视机★★◈、洗衣机及烹饪器具[50]★★◈。

　　在探讨电力系统需求侧应如何参与净零排放路径时★★◈，除能效措施外★★◈，负荷整合或需求侧管理是另一种可选方案★★◈。传统上★★◈，电力系统运营商认为需求侧相对不受控★★◈，因此必须通过管理供电来匹配波动的负荷★★◈。正如第五节所述★★◈，如今已有众多技术可实现对电力系统负荷的精细调控★★◈。因此★★◈，确保供需精确匹配的挑战可视为双向任务★★◈：一端需使发电量匹配当前负荷★★◈，另一端则需使负荷适应可用发电量★★◈。

　　电力系统运营商可自主选择需求侧管理的依赖程度★★◈。极端情况下★★◈，他们可基本忽略需求侧措施★★◈，仅专注电力系统的供电端★★◈。此举虽可能降低资产利用率★★◈，却是广为人知的传统运行模式★★◈。另一种选择是高度依赖需求侧管理★★◈，这虽能提升基础设施利用率★★◈，却也增加了系统运行的复杂性★★◈。

　　标准是实现负荷集成或需求侧管理的核心要素★★◈。当电力系统运营商需要管理位于系统较低层级的个体负荷时★★◈，标准对保障互操作性至关重要★★◈。标准制定需要时间★★◈，因此即便短期内仅实施小规模需求侧集成★★◈，也应着手推进标准制定与互操作性工作★★◈，为未来更大规模的需求侧参与奠定基础★★◈。

　　电力系统本质上是将能源从生产地输送到需求地的载体★★◈，同时具备储能功能以供后期使用★★◈。尽管基于电能的储能与传输机制虽已普及★★◈，但替代性能源存储与传输机制正日益受到关注——在特定场景下★★◈，这些机制可能比电能更具优势★★◈。

　　氢能被视为电力之外的一种潜在替代方案★★◈，用于传输和储存零碳能源★★◈。氢气可在靠近负荷点的位置进行生产★★◈、储存和传输★★◈，既可直接使用（例如提供热能）★★◈，也可转化为电力供终端使用★★◈。氢能支持者认为★★◈，对于超长距离能源传输★★◈、长期储能或航空运输等特定用途★★◈，氢能或相关化学能载体可能比电力更经济或更适用★★◈。

　　第五节将进一步阐述氢能技术★★◈。若氢能技术能实现其倡导者提出的技术与商业目标★★◈，未来组织在选择大规模能源传输与存储方案时★★◈，或将面临采用电力型或化学型技术的抉择★★◈。

　　在构建零碳电力系统的过程中★★◈，比较不同技术方案的温室气体或碳排放量至关重要★★◈。衡量特定技术排放量的方法多种多样★★◈，根据世界资源研究所《温室气体协议》[51]★★◈，通常分为三个范围★★◈：

　　▪范围1涵盖设施层面直接排放至大气层的温室气体★★◈，例如化石燃料燃烧产生的排放★★◈，或燃气发电厂管道泄漏导致的逸散性排放★★◈。

　　▪范围2涵盖间接能源消耗导致的大气排放★★◈。某设施的范围2排放通常属于另一设施的范围1排放★★◈。例如★★◈：数据中心的范围2排放即为其电力供应商的范围1排放★★◈。

　　▪范围3涵盖所有其他间接排放★★◈，可视为“企业价值链”产生的排放★★◈。范围3排放源于设施运营活动★★◈，但排放源并非该设施所属或受其控制★★◈。因此★★◈，对于发电设施而言★★◈，范围3排放包括★★◈：• 设施燃料开采★★◈、生产及运输过程产生的排放• 设施所用设备制造过程产生的排放• 设施原料开采及运输过程产生的排放

　　3排放涵盖为该设施开采★★◈、生产和运输燃料相关的排放★★◈，还包括制造该设施所用设备及生产该设备所需原材料开采和运输过程中的排放★★◈。范围3排放通常还包含设施废弃物及其投入产出相关的排放★★◈。

　　电力系统存在多种潜在排放源★★◈，尤其与化石燃料燃烧相关的排放★★◈。但某些设备或材料本身也具有固有排放特性★★◈，例如常见的电气绝缘材料六氟化硫就具有显著的温室效应潜能★★◈。通常零碳仅指某项技术或设施相关的范围1排放★★◈。但理想情况下★★◈，应测量设施全生命周期产生的所有关联排放蒸汽锅炉★★◈，★★◈。这涉及极其复杂的流程★★◈。在现有测量方法中★★◈，生命周期评估（LCA）最为常用★★◈。对技术或设施排放进行LCA可助力★★◈：

　　▪确定特定技术或商业模式最重要的环境绩效指标★★◈。例如★★◈，尽管“运输距离”常被视为产品碳影响的替代指标★★◈，但生命周期评估可能表明★★◈：若运输效率高★★◈，长途运输的产品实际碳影响可能相对较低★★◈。

　　生命周期评估方法已在ISO 14040★★◈、ISO 14041和ISO 14044标准中实现标准化★★◈。在国际电工委员会（IEC）体系中★★◈，环境标准化技术委员会（TC 111）负责监督相关工作★★◈。针对电力行业的特殊需求与特征★★◈，将这些通用方法转化为具体标准存在巨大发展机遇★★◈。

　　在构想零碳能源系统目标时★★◈，关键在于确定如何实际衡量该系统是否真正实现零碳★★◈。与可再生能源或零碳相关的两种常见目标导向方法包括★★◈：

　　▪碳中和目标★★◈：企业★★◈、政府或其他组织通过购买碳抵消额度★★◈，减少或阻止未来全球排放量★★◈，从而实现自身排放的净零★★◈。

　　▪100%可再生能源目标★★◈：企业★★◈、政府或其他组织采购的可再生能源量需完全匹配其年度能源消耗总量★★◈。

　　联合国[52]提出并获众多商业组织支持的更宏伟目标是全天候零碳能源概念——组织机构从源头杜绝碳排放★★◈，而非先排放再补偿★★◈。这要求每单位电力消耗在任何时刻都必须由零碳能源供应★★◈。相较于基于长期平均值的测量方法★★◈，该目标具有显著更高难度★★◈，被视为能源采购★★◈、供应及政策设计领域的变革性方案[52]★★◈。

　　总体而言★★◈，无论采用全天候零碳目标还是更传统的时均目标★★◈，都需要进一步努力来规范衡量此类目标进展与成效的方法★★◈。需要解决的问题包括★★◈：目标适用的具体地理范围★★◈、测量数据的类型及方式★★◈、确保可追溯性的充分手段等★★◈。

　　向零碳运营转型为电力系统相关方带来了诸多新技术★★◈。在零碳电力系统中★★◈，水电★★◈、燃气及其他发电形式等成熟技术仍将持续应用★★◈，同时大量新兴技术或传统技术的重大革新正不断涌现★★◈。从发电端到终端用户★★◈，电力能源的获取★★◈、分配与管理技术正发生深刻变革★★◈。以下子章节将介绍零碳电力系统中若干核心新技术的优势及其运行挑战★★◈。

　　鉴于太阳能★★◈、风能等发电技术的波动特性★★◈，以及当前储能技术的局限性★★◈，未来数年内煤炭发电仍将在电力系统中占据一定比重（尽管占比将逐步降低）★★◈。因此★★◈，行业亟需探索提升煤炭利用效率的新途径★★◈。未来数年内仍将保留在电力系统中的现代化燃煤电厂★★◈，可能具备以下新特征★★◈：

　　▪实现最高热效率★★◈。全球多项计划正致力于使燃煤发电机组的净发电效率逼近50%★★◈。中国华能瑞金电厂已达成49.25%的供电效率★★◈。 2021年采用620°C超超临界双再热汽轮机技术[53]★★◈。提升热效率的途径包括提高运行温度★★◈。当前电厂运行温度上限为600°C★★◈，系统开发商的目标是达到650°C-700°C★★◈，这将需要新型高温材料★★◈。另一种选择是摆脱传统燃煤发电的蒸汽轮机循环模式★★◈，转向新型循环技术★★◈，如整体煤气化联合循环★★◈、整体煤气化燃料电池★★◈、超临界二氧化碳循环或化学循环★★◈。

　　▪低负荷条件下的高热效率★★◈。仅在满负荷运行时实现高热效率尚不充分★★◈。鉴于电力系统需求的波动性★★◈，现代燃煤发电机组很可能在低负荷或部分负荷状态下运行较长时间★★◈，因此需在这些工况下维持效率★★◈。中国淮北平山项目采用宽再热★★◈、柔性再热和集中变频等技术维持低负荷效率[54]★★◈。

　　▪灵活运行能力★★◈。在净零排放电力系统中★★◈，需求波动性要求燃煤机组具备高度灵活性★★◈，能够动态调整运行状态以匹配需求变化★★◈。此处的灵活性涵盖机组启停能力★★◈、输出功率变化速率及宽广的安全负荷范围★★◈。例如中国近期规定在役机组需具备额定负荷20%-100%的运行范围★★◈，该目标对燃煤机组运行构成巨大挑战★★◈。

　　▪生物质混合燃烧★★◈。生物质被视为低碳能源★★◈。若能在燃煤发电机组中使用生物质替代部分甚至全部煤炭★★◈，这将为燃煤发电资产提供一条低碳转型路径★★◈。尽管全球范围内已开展二十年的试验（例如英国德拉克斯发电厂★★◈，其四台机组在2018年实现纯生物质运行）★★◈，但此类电厂面临的关键问题是生物质原料的供应保障（例如德拉克斯电厂几乎全部生物质原料依赖海外进口[55]）★★◈。另一挑战在于现有燃煤发电机组常需升级炉膛★★◈、燃料运输及储存系统才能处理生物质★★◈。新建机组可在设计阶段就纳入这些改造方案★★◈，即使初期以燃煤方式投运亦可实现★★◈。

　　碳捕获★★◈、利用与封存（CCUS）技术虽不属于发电范畴★★◈，却是相对新兴的技术手段★★◈。通过减少化石燃料发电的排放量★★◈，并/或抵消经济其他领域的碳排放★★◈，该技术可助力实现零碳电力系统的转型★★◈。CCUS涵盖一系列核心技术★★◈，旨在捕获二氧化碳排放物★★◈，防止其进入大气层加剧温室效应★★◈。

　　1)碳捕获★★◈。所有CCUS方案的首要步骤均为捕获二氧化碳★★◈。必须从排放源（例如燃烧后）或大气中捕获★★◈。随后需对二氧化碳进行浓缩★★◈，以便在CCUS系统的后续阶段使用★★◈。

　　3)封存★★◈。在碳捕获与封存系统中★★◈，捕获的二氧化碳通常储存于地下或含水层中★★◈，以期永久封存★★◈，避免其重新释放至大气★★◈。

　　支撑CCUS概念的许多技术已得到充分验证★★◈。提高采收率技术已应用多年★★◈，二氧化碳吸收方法也在全球范围内广泛试验★★◈。CCUS面临的最大挑战在于成本★★◈：目前捕获二氧化碳并进行封存或利用的成本极高★★◈。

　　CCUS是众多净零电力系统规划的核心要素★★◈。美国★★◈、加拿大★★◈、中国★★◈、澳大利亚和德国均制定了重大CCUS部署计划★★◈。截至2020年初★★◈，全球共有65个综合CCUS项目★★◈，其中28个已投入运营★★◈，其余处于建设或开发阶段[56]★★◈。

　　核能是当今第二大低碳电力来源★★◈，2018年全球452座运行核反应堆发电量达2700太瓦时★★◈，占全球电力供应的10%★★◈。然而核电相较其他技术正逐渐失势★★◈。尽管2018年全球新增核电装机容量达11.2吉瓦（1990年以来最高值）★★◈，但新增项目主要集中在中国和俄罗斯★★◈，全球许多地区数十年来未新建核电站[57]★★◈。

　　面对这些挑战★★◈，支持者指出新型核技术使核能有望成为零排放★★◈、可靠的大规模电力来源★★◈。因此近期针对新型核技术的关注度与投资正持续增长★★◈。5.1.3.1小节及5.1.3.2 介绍各种新型现代核技术★★◈。

　　常规核电指当前运营中的绝大多数机组★★◈，其技术基础涵盖压水堆★★◈、重水堆★★◈、沸水堆及石墨慢化轻水堆★★◈。截至2021年初★★◈，全球共有443座此类核电站运行★★◈，总装机容量达393太瓦[58]★★◈。对低碳电力系统尤为重要的是★★◈，这些电厂的平均生命周期排放量估计为每千瓦时5.5克二氧化碳当量[59]★★◈。如图5-1所示★★◈，与许多其他发电技术相比★★◈，这一数值非常低★★◈。

　　小型模块化反应堆（SMR）是功率输出介于10兆瓦至300兆瓦之间的核反应堆★★◈。其设计采用更高程度的模块化★★◈、标准化及工厂化建造★★◈，旨在通过最大化规模经济效应降低建设成本[60]★★◈。

　　目前正在研究多种小型模块化反应堆（SMR）设计方案★★◈，其中部分设计已接近试验阶段★★◈。SMR技术仍处于相对不成熟阶段★★◈，目前尚无投入运行的SMR电站★★◈。若该技术被证实具有商业可行性★★◈，其作为零碳发电技术将展现巨大潜力——该技术能紧密跟随负荷变化★★◈，从而与零碳电力系统实现良好融合★★◈。

　　▪成本问题★★◈。小型模块化反应堆技术的成本存在巨大不确定性★★◈，在建成若干运行电站之前难以真正明确★★◈。

　　太阳能发电包含光伏（PV）与太阳能热利用技术★★◈。作为清洁能源★★◈，太阳能发电在过去二十年间呈现爆发式增长★★◈，其技术持续进步★★◈，效率不断提升★★◈，成本持续下降★★◈。

　　在电力领域★★◈，利用太阳能电池板将光能转化为电能的光伏技术目前是最主流的太阳能发电形式★★◈。截至2020年底★★◈，全球太阳能系统总装机容量已达714吉瓦[61]★★◈，预计到2025年将增长至1870吉瓦[62]★★◈。

　　随着太阳能渗透率提升★★◈，太阳能系统逐步替代燃气或燃煤发电★★◈，大规模接入太阳能电力给电网运行带来多重挑战★★◈，包括★★◈：

　　▪扰动穿越能力★★◈。传统太阳能逆变器配置要求在电压或频率扰动期间断开电网连接★★◈。尽管扰动穿越能力对大型发电机组已是长期普遍要求★★◈，但随着太阳能发电占比提升★★◈，即便是相对较小的太阳能发电机组也需具备扰动期间持续并网的能力★★◈，从而为电网提供关键支撑★★◈。

　　▪供电可预测性★★◈。为确保供需平衡★★◈，系统运营商需提前预测太阳能发电装置的可用发电量★★◈。鉴于太阳能资源的波动特性★★◈，此类预测难度极高★★◈，但预测失误将严重影响供电可靠性★★◈。相较于风电★★◈，太阳能面临的挑战更为严峻★★◈：大型风力涡轮机具备旋转惯性★★◈，而一片小云团就可能使100兆瓦太阳能电站的输出功率瞬间归零★★◈。

　　截至本文撰写时★★◈，风电在装机零碳发电容量方面仅次于大型水电★★◈，2020年全球装机容量达733吉瓦[61]★★◈，预计到2025年将增长至1800吉瓦以上[63]★★◈。

　　风力发电技术持续演进★★◈。虽然目前单台风力涡轮机通常为3-5兆瓦容量★★◈，但商用机组已可达12兆瓦★★◈，相关机构正为本十年机组已达3-5兆瓦★★◈，商用机组最大可达12兆瓦★★◈，相关机构正为本十年末实现20兆瓦风机的量产做准备[64]★★◈。近期大规模海上风电项目的推进构成另一重大突破★★◈，不仅释放了更丰富的风能资源★★◈，还缓解了对陆地占用及风电场视觉影响的担忧★★◈。

　　分布式风电同样是近期风电发展的重要组成部分★★◈。安装于住宅★★◈、农场★★◈、企业及公共设施的小型风力发电机可满足全部或部分本地能源需求★★◈。在现有塔架和地基上加装新型机组的小型风力发电机改造也日益普遍★★◈。

　　随着风电渗透率提升★★◈，风力发电机逐步替代燃气或燃煤发电★★◈，大规模接入风电对电力系统运行提出若干挑战★★◈，包括★★◈：

　　▪扰动穿越能力★★◈。如本文前文所述★★◈，传统风力发电机组在电压或频率扰动期间会自动脱离电网★★◈。随着风电在发电结构中的占比提升★★◈，机组需具备在扰动期间保持并网的能力★★◈，从而为电网提供关键支撑★★◈。

　　▪供电可预测性★★◈。为确保供需平衡★★◈，风力发电运营商需提前提供风力发电机组的发电量预测★★◈。鉴于风能的波动特性★★◈，此类预测难度较大★★◈，但预测失误将对电力系统可靠性造成重大影响★★◈。

　　尽管水电作为发电技术已应用数十年之久★★◈，一系列创新型水电技术正不断涌现★★◈，为电网运行提供更强的灵活性和韧性★★◈。智能水电是一种新型发电理念★★◈，它将水电发电与云计算技术★★◈、物联网（IoT）★★◈、人工智能（AI）等新兴技术提供的精密控制相结合★★◈，使水电发电能够与太阳能或风能等可变发电形式紧密互动★★◈。智能水电理念强化了水电在灵活性和辅助服务方面的传统优势★★◈，为电网运行和可变发电源平衡提供更强的灵活性与惯性支持★★◈，从而助力新一代电力系统的建设和运营★★◈。

　　中国近期建成★★◈、装机容量850兆瓦的龙羊峡水电光伏互补项目便是智能水电理念的典范★★◈。该项目通过水电对大型太阳能电站的运行进行补充★★◈，协调水电与光伏电站的输出★★◈，实现平稳稳定的联合发电输出★★◈，使光伏发电成为与水电同等优质的发电来源★★◈。此外★★◈，通过协调水电与太阳能发电★★◈，电网可减少吸收可再生能源所需的旋转备用容量★★◈。

　　尽管更多大型智能水电项目正在考虑或规划中★★◈，但在运营控制★★◈、维护管理等诸多方面仍需解决若干科学技术难题★★◈，此类项目才能实现大规模推广★★◈。这些难题包括★★◈：

　　▪水电★★◈、风电与光伏发电的协同自动调度控制方法★★◈。这涉及短期调度模型★★◈、发电单元组合方式及负荷最优分配等挑战★★◈。

　　考虑到本文所述运营零碳电力系统面临的所有挑战★★◈，增加储能将成为应对这些挑战的主要途径之一★★◈。储能有助于解决电力系统中供需匹配的难题

　　——在供需波动剧烈的电力系统中尤为重要★★◈。储能技术为电力系统注入灵活性★★◈，提供额外能源储备★★◈，并在构建本文前文所述的合成惯性方面发挥关键作用★★◈，这种惯性对系统应对各类瞬态工况至关重要★★◈。

　　传统电力系统储能容量相对有限★★◈，主要依靠大型旋转机械的惯性实现短期储能★★◈。由于负荷与发电变化相对缓慢★★◈，燃气发电机组和水电站等发电设施能够适应供需波动★★◈。基于本节详述的原因★★◈，零碳电力系统将呈现更强动态特性★★◈，未来数年内将出现规模庞大的储能设施★★◈。

　　全球范围内★★◈，所有关于能源存储普及的预测都涉及显著增长水平★★◈。2020年★★◈，欧洲投资银行承诺为泛欧洲电池产业提供资金支持★★◈，预计到2022年欧洲电池相关项目的总投资将达到1270亿欧元[65]★★◈。中国抽水蓄能电站装机容量预计将从2020年末的40吉瓦增长至2025年的90吉瓦[66]★★◈。中国预计电池储能年均增速将达55%★★◈，至2024年装机容量突破15吉瓦★★◈。美国国家可再生能源实验室数据显示★★◈，美国长时储能（持续放电超过12小时）装机容量将在未来三十年激增★★◈，从125吉瓦跃升至680吉瓦[67]★★◈。

　　全球范围内★★◈，伍德麦肯兹预测到2030年累计储能装机容量将达1太瓦时★★◈，是当前水平的17倍以上[68]★★◈。同时★★◈，该行业年投资额将从2019年的180亿美元增至2030年的1000亿美元★★◈。

　　▪缓解峰值需求约束★★◈。尤其在配电网络中★★◈，当净需求可能超过网络容量时★★◈，能源存储可用于解决容量限制问题★★◈，且无需改造配电网络★★◈。

　　储能技术还能在电力系统运行之外创造效益★★◈，例如提供能源市场或电价服务禁室培欲 雷凯欣★★◈，帮助缓解电价的剧烈波动★★◈。实现上述各类服务的技术手段多样★★◈，下文将分别探讨★★◈。

　　▪中期储能★★◈：提供最多数小时的能源★★◈。蓄电池★★◈、抽水蓄能发电或压缩气体储能是经典案例★★◈。水发电或压缩气体储能是经典范例★★◈。

　　▪长期储能★★◈：可提供数日甚至更长时间的能源★★◈，甚至实现跨季节储能★★◈。目前抽水蓄能发电是唯一广泛应用的长期储能技术★★◈。

　　▪安全性★★◈。电池及其他化学储能形式存在火灾和爆炸风险★★◈。应对这些风险需要采取一系列新安全措施★★◈，涵盖新材料★★◈、冷却系统及外壳系统等领域★★◈。国际电工委员会技术委员会120制定的IEC 62933-5系列标准专门针对储能系统的安全性★★◈。

　　▪社会许可★★◈。从抽水蓄能到电池的储能技术★★◈，其推广往往面临社区接受度的挑战★★◈，导致倡导者难以获得安装许可★★◈。电池及化学储能技术可能被视为安全隐患★★◈，而大型抽水蓄能电站则可能引发社区对环境影响的严重担忧★★◈。

　　▪生命周期★★◈。典型电池系统预期寿命不超过10年★★◈，尽管部分新型商用电池系统提供20年质保★★◈。即便电池技术价格持续下降★★◈，当前技术较短的资产寿命仍对该技术的可持续性构成长期挑战★★◈。

　　▪价格因素★★◈。若可变可再生能源发电要替代传统化石能源发电★★◈，则保障电力系统可靠性所需的储能增量成本必须控制在使终端用户能源价格维持当前水平的范围内★★◈。

　　▪储能时长★★◈。零碳电力系统可能需要长时储能★★◈，而目前唯一可行的方案是抽水蓄能★★◈。适宜建设抽水蓄能电站的地点极为有限★★◈，亟需开发替代性的长时储能技术★★◈。

　　▪可持续性★★◈。许多储能技术对生态系统产生重大影响★★◈，无论是通过破坏水系★★◈，还是依赖稀有材料★★◈。储能技术需要更易于回收★★◈，并降低整体环境足迹★★◈。

　　现代电力系统需为数千台设备供电★★◈，这些设备由系统运营商单独管理或控制★★◈。这种控制对电力系统的可靠运行至关重要★★◈。

　　任何电力系统都要求可用供电在每个时间点与能源需求相匹配★★◈。在零碳电力系统中★★◈，实现供需匹配是重大挑战★★◈。为确保大量间歇性或可变发电参与的电力系统供需平衡★★◈，需对发电与负荷进行合理精度的预测★★◈。电力系统运营商将依据这些预测调度增发★★◈、控制负荷或调度储能★★◈，每项操作均需依赖先进的计算欧宝体育网页登录★★◈、通信与控制技术★★◈。

　　动态稳定性控制指管理电力系统亚秒级（低于一秒）的运行状态★★◈。如本文其他部分所述★★◈，随着系统惯性降低★★◈，该控制任务难度显著增加★★◈。动态稳定性控制日益严峻的挑战★★◈，可能意味着电力系统中短期储能技术的深度渗透★★◈，以及太阳能或风能发电系统中电力电子设备运行模式的革新——其核心将转向提供电网稳定性服务★★◈，而非仅限于（或除却）大规模供能★★◈。

　　电力系统仅通过供应侧调整实现零碳目标的可能性极低★★◈。如本文前文所述★★◈，还需引入需求侧措施★★◈。这些措施可能涵盖从旨在降低设备或设施总能耗的能效措施★★◈，到聚焦于短期改变设备能耗曲线的需求侧控制方案★★◈。通过这种方式OB欧宝★★◈，★★◈，在调整特定设备需求的同时★★◈，供需匹配的挑战不仅依靠供给端变化解决★★◈，更通过改变需求来适应现有供给★★◈。此类方案已在全球多国普及[69, 70]★★◈。

　　▪大量电力电子变流器可能引发异常行为★★◈，因其个体控制策略对系统运营商而言尚不明确系统运营商无法掌握其个体详细控制策略★★◈，因此大量此类设备间的交互作用可能存在未知风险★★◈。

　　▪开发一种灵活的标准控制与保护系统架构★★◈，适用于在大量可再生能源参与的电力系统中快速部署控制与保护系统★★◈。

　　▪持续推进数字电网技术发展★★◈，使人工智能能够解决大量控制保护系统设备的运维管理难题★★◈，减轻人力负担★★◈。

　　零碳电力系统固有的某些变革也可用于升级或提升输配电系统性能★★◈。以储能为例★★◈：当输配电线路接近满负荷时★★◈，传统方案是增建线所示）禁室培欲 雷凯欣★★◈。

　　新建线路成本高昂★★◈，而储能系统可有效规避此问题★★◈。此时可在线路两端部署储能系统（如图5-3所示）★★◈。

　　图5-3中连接在输电线路发电端的储能装置★★◈，通过从可再生能源供电系统充电★★◈，有助于避免因线路容量不足导致的发电限电★★◈。当放电时★★◈，该储能装置会在线路容量充足时输送可再生能源★★◈。图5-3中连接在线路负荷端的储能系统★★◈，在负荷低于可再生发电量时充电（此时线路容量有余）★★◈，并在负荷超过线路容量时放电★★◈。

　　动态线路限值的应用是零碳电力系统技术辅助输配电线路运行的又一例证★★◈。通过增强电力系统的仪器仪表与感知能力以管理可变可再生发电★★◈，线路限值得以动态调整★★◈，适应环境变化（尤其是环境温度）★★◈。当线路限值变化时★★◈，电力系统可引导发电或储能设施调整输出以匹配当前线路限值★★◈。可再生能源发电可变动输出功率★★◈，或通过储能装置暂存多余可再生能源★★◈，待线路限值提升且线路具备承载能力时再行输送★★◈。此类方案有助于最大化电力系统各环节的利用率★★◈。

　　新型高压直流输电（HVDC）线路是可再生能源大规模部署的关键技术★★◈。HVDC换流器可将交流电（AC）转换为直流电（DC）★★◈，反之亦然★★◈。传统上★★◈，HVDC技术主要应用于长距离大容量输电★★◈、海底电缆连接以及不同同步区域间的互联★★◈。新型HVDC技术如电压源换流器★★◈，使HVDC能在低转动机械或无转动机械的电力系统中运行★★◈。当前HVDC系统已实现超长距离传输★★◈，在超大功率长距离输电领域展现出最具成本效益的传输技术优势★★◈。

　　HVDC技术正从传统的点对点连接快速演进为网状直流电网★★◈。尽管仍需研发投入★★◈，但该领域已取得重大进展★★◈，张北HVDC电网[72]已成功验证网状直流技术★★◈。预计HVDC电网将发展为新型骨干电网★★◈。在北美★★◈，该概念常被称为巨型电网★★◈，而在欧洲则更常用超级电网一词★★◈。

　　保护系统在任何电力系统中都扮演着关键角色★★◈，其职责在于检测并隔离故障★★◈，防止设备损坏★★◈、人员伤害或故障蔓延至系统其他部分★★◈。

　　▪相对较低的故障电流★★◈。传统保护系统基于大型旋转设备产生的高故障电流运行★★◈。在由电力电子设备构成的电力系统中欧宝体育app官网下载★★◈，★★◈，故障电流显著降低★★◈，导致故障检测难度增加★★◈。

　　鉴于这些挑战★★◈，正在开发新的技术★★◈，例如自适应保护方法的设计[73]★★◈、故障电流注入★★◈，或采用人工智能方法进行故障检测与隔离[74]★★◈。

　　如本文前文所述★★◈，为实现能源供应脱碳★★◈，全球电网需接入更多可再生能源资产★★◈。这些资产具有显著间歇性特征——例如太阳能电站正午发电过剩★★◈，风电场大风天气产能过剩★★◈，往往在低负荷时段产生电力盈余★★◈。与此同时★★◈，在能源需求高峰期★★◈，可再生能源可能无法满足特定时段的峰值需求★★◈。需求侧响应（DSR）通过协调电气设备用电与回馈时序★★◈，实现供需平衡★★◈。该过程通常自动化运行★★◈，但也可能需要用户手动干预★★◈。需求侧响应计划通常包含激励措施（多为经济激励）★★◈，鼓励能源用户参与自动化控制方案★★◈，或在用电高峰时主动关闭非必要功能★★◈，帮助电网在无需新增发电的情况下实现供需平衡★★◈。

　　典型的需求侧响应案例是储能式热水系统或泳池过滤泵参与自动负荷管理计划★★◈。在此类计划中★★◈，热水系统或泳池泵可根据当地电网状况远程启停★★◈。泳池泵与热水系统具有固有的可选性消费特征★★◈：只要满足每日最低运行时长要求★★◈，具体运行时间可灵活调整★★◈，且不影响终端用户体验★★◈。DSR的最新应用案例是远程控制电动汽车充电★★◈，或调度车载电池储能为家庭高峰负荷供电家庭用电负荷★★◈，随后在深夜需求（及通常电价）低谷时段为车辆充电★★◈。

　　需求侧措施将在电力系统演进中发挥关键作用★★◈。它们有助于应对本文前文所述的诸多挑战★★◈，从可再生能源发电的间歇性★★◈、电网净负荷的动态特性★★◈，到能源消费的电气化进程★★◈。需求侧措施的核心效益包括★★◈：

　　▪碳减排★★◈。最易削减的排放源是未产生的排放★★◈。如本文前文所述★★◈，需求侧的基本能效措施可降低总发电需求★★◈。需求侧响应措施通过降低峰值需求★★◈、减少高碳发电机组运行需求★★◈，或协调需求在零碳发电供应高峰时段运行★★◈，可进一步减少排放★★◈。

　　▪优化资产利用率★★◈。需求侧措施有助于平滑净需求曲线★★◈，降低峰值需求★★◈。这直接影响电网基础设施规模设计★★◈，并提升网络资产利用效率★★◈。

　　▪降低成本★★◈。英国《2021年智能系统与灵活性计划》[75]显示★★◈，在所有建模场景中★★◈，灵活性提升均能降低系统成本★★◈，根据不同情景可节省60亿至100亿英镑★★◈。

　　电力市场中众多现有参与者已认识到需求侧响应技术的潜在效益★★◈。然而★★◈，要使需求侧响应技术要实现全球电网的全面整合★★◈，需克服若干障碍★★◈，包括★★◈：

　　▪认知与意识不足★★◈。DSR技术领域尚属新兴★★◈，尤其终端用户参与DSR计划的潜在收益仍缺乏广泛认知★★◈。

　　▪财务回报的不确定性★★◈。终端用户通常需要经济激励才能改变用电模式★★◈。如何测算需求响应措施的财务收益★★◈，或如何权衡参与响应造成的干扰与经济回报之间的取舍★★◈，对多数人而言仍是难题★★◈。

　　▪集成复杂性★★◈。将DSR技术融入动态电网将加剧电力系统的复杂性★★◈。更高复杂度要求各环节具备更强的互操作性★★◈，其中协议与标准将成为实现DSR技术无缝集成与自动化的关键要素★★◈。

　　▪市场结构/监管机制★★◈。除终端用户外★★◈，电力系统运营商及其他利益相关方同样需要激励措施将DSR措施纳入业务实践★★◈。激励可采取财务形式——此时需调整围绕发电竞标设计的市场机制以适应DSR技术★★◈；亦可采用监管手段★★◈，例如将DSR视为与变压器★★◈、电杆★★◈、输电线路同等的资产★★◈，据此制定配电业务定价标准★★◈。

　　虚拟电厂（VPS）★★◈，亦称虚拟发电厂（VPP）★★◈，是一种需求侧管理措施★★◈，通过聚合大量分布式能源设备★★◈，使其电力系统行为模拟单个大型发电机组★★◈。虚拟电厂通常由分布式光伏系统和/或分布式电池组成★★◈，并通过远程控制整合其运行行为★★◈。由分布式光伏系统和/或分布式储能电池组成★★◈，通过远程控制实现其行为聚合★★◈。

　　VPP通常被视为对配电网有益的设施★★◈，其应用方式与第5.3.5节所述的负荷响应技术类似★★◈。此类设施可协助削减峰值需求★★◈，在指定时间提供大规模零碳能源供应★★◈，甚至（通过先进逆变器硬件）能提供频率或电压支持等电网服务欧宝体育网页登录★★◈。虚拟发电厂还能帮助缓解因电价快速波动带来的风险★★◈，无论是源于电价政策还是市场行为★★◈。

　　与需求侧响应措施类似★★◈，通常会提供经济激励措施★★◈，鼓励终端用户将其太阳能或电池系统纳入虚拟发电厂计划★★◈。

　　尽管虚拟发电厂概念已在全球多地开展试点或示范★★◈，但其大规模商业应用案例仍寥寥无几★★◈。阻碍该技术广泛普及的挑战包括★★◈：

　　▪将虚拟发电厂（VPP）与更广泛的电力系统★★◈、其调度及市场运营进行整合或协调★★◈。虚拟发电厂尚未被视为传统机械设备那样的常规“资产”★★◈，因此将其融入更广泛的系统可能面临挑战★★◈。

　　▪确保虚拟发电厂能可靠提供预期服务★★◈。尤其当其基于太阳能光伏等波动性电源时★★◈，准确掌握可调度容量成为难题★★◈。

　　▪响应速度★★◈。理想情况下★★◈，虚拟发电厂应快速响应电力系统调度信号★★◈，但对于由数千台设备组成且分布于广阔地域的虚拟发电厂而言★★◈，这极具挑战性★★◈。若虚拟发电厂需提供频率响应等服务（要求毫秒级响应时间）★★◈，该挑战将进一步加剧★★◈。

　　▪多厂商设备的集成与协调★★◈。当前多数虚拟发电厂部署仅采用极少数厂商的逆变器或电池硬件★★◈。若需整合来自众多厂商的太阳能★★◈、储能等设备（如典型电力系统所见）★★◈，则面临更严峻的技术差异整合难题★★◈。

　　以冬奥城市张家口和上义电供暖示范县为核心★★◈，国网吉北电力公司张家口可再生能源示范区已实现可调度负荷的集中调度★★◈，尤其以电锅炉为主体★★◈。该区域可调度负荷达227兆瓦以上[76]★★◈。为构建华北辅助服务市场★★◈，通过市场化手段激励用户★★◈、负荷聚合商等第三方主体参与该计划并与电力系统互动★★◈。

　　全球电动汽车保有量正快速增长★★◈。这不仅带来前述碳减排效益★★◈，更标志着交通领域正从化石燃料向电力供应的重大转型★★◈。该增长趋势有望加速★★◈。例如★★◈，中国《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》明确目标★★◈：到2025年电动汽车占新车销售比例达25%★★◈，到2035年成为新车销售的主流车型★★◈。

　　每辆电动汽车都配备大型电池★★◈，通过合理协调★★◈，这些电池可成为电网的宝贵资产★★◈。这种将电动汽车用于优化电力系统的广泛概念被称为车辆到电网（V2G）★★◈。在V2G系统中★★◈，电动汽车的充电时间与需求得到管理★★◈，其电池还可向电网放电★★◈，以满足本地用电需求或应对电网突发状况★★◈。

　　称为车网互动（V2G）★★◈。在V2G系统中★★◈，可调控电动汽车的充电时间与用电需求★★◈，其电池还能向电网回馈电力★★◈，以满足局部用电需求或应对电网突发状况★★◈。

　　电动汽车电池所代表的潜在电力系统资产规模极为庞大★★◈。例如预测显示★★◈，若中国到2030年拥有8000万辆电动汽车★★◈，其储能容量将超过5000吉瓦时[77]★★◈。

　　▪制定促进电力系统运营商/负荷聚合商★★◈、充电站与车辆间互操作性的标准★★◈，以实现跨控制区域★★◈、车辆及充电设备的V2G应用★★◈。

　　▪协调控制数以千计的电动汽车★★◈。V2G项目需最大限度减少对终端用户的影响——用户出行时仍需车辆可用★★◈。确保数千辆汽车同时具备此功能★★◈，是极具挑战性的控制与优化难题★★◈。

　　氢是宇宙中最丰富的元素★★◈，被广泛视为全球能源转型挑战的关键解决方案★★◈。氢能提供替代电力的能源传输方式★★◈，可作为大规模储能介质★★◈，还能用于开发钢铁★★◈、水泥等材料的低碳制造工艺★★◈。

　　目前★★◈，基于氢燃料的发电能力仅占全球发电量的0.2%以下★★◈，但有预测认为全球氢气生产能力将在2030年达到140吉瓦[78]★★◈。

　　▪成本★★◈。由化石燃料制取的氢气成本远高于甲烷等替代性气体燃料★★◈。若采用零碳源制氢★★◈，成本则更为高昂★★◈。

　　▪运输与储存★★◈。氢气密度低★★◈，通常需在高压下储存★★◈，压缩储存过程需额外消耗能量★★◈。相较于其他气体★★◈，氢气的储运需要专用材料★★◈。

　　▪效率问题★★◈。氢电解槽将输入电能转化为储存在氢气中的化学能时★★◈，效率仅约70%-80%★★◈，因此需要大量初级能源供应★★◈。

　　尽管存在这些挑战★★◈，氢能支持者估计氢能可贡献全球碳排放总量削减目标的20%★★◈，并由此满足全球终端能源需求的22%[79]★★◈。

　　数字化正深刻改变着人们日常生活的方方面面★★◈。电力系统的演进同样遵循这一趋势★★◈，随着测量技术★★◈、通信技术以及数据存储与分析技术的进步★★◈，电力系统的数字化转型正加速推进★★◈。

　　全球数据生产和消费总量预计将从2020年的64.2ZB增长至2025年的180ZB[80]★★◈。与其他多数领域类似★★◈，电力行业也正日益转向数据驱动模式★★◈。数字技术的融入正深刻改变能源的发电★★◈、传输与消费方式★★◈，使能源系统更具互联性★★◈、智能化★★◈、高效性★★◈、可靠性和可持续性[81]★★◈。新型数字工具（如高分辨率卫星温室气体排放监测系统）亦能带来环境效益[81]★★◈。图5-4总结了当前或未来可应用于能源价值链各环节的数字技术及其影响★★◈，后续小节将对此展开深入探讨★★◈。

　　国际电工委员会（IEC）将物联网（IoT）定义为“由互联实体★★◈、人员禁室培欲 雷凯欣★★◈、系统和信息资源以及服务构成的基础设施★★◈，该基础设施能够处理并响应来自物理世界和虚拟世界的信息”（IEV 741-02-01:2020★★◈，ISO/IEC 20924:2018★★◈，3.2.1）★★◈。IoT物联网系统包含物联网设备★★◈、网关★★◈、传感器及执行器（IEV 741-02-07:2020, ISO/IEC 20924:2018, 3.2.7）★★◈。 物联网技术有望降低排放量★★◈，有研究估计其可使全球排放量较过去十年减少15%[82]★★◈。在构建零碳电力系统过程中★★◈，物联网技术亦具有独特作用★★◈。

　　物联网是推动可靠零碳电力系统发展的关键使能技术之一★★◈，它能从电力系统全范围设备中获取海量综合数据★★◈，从而实现基于充分信息的优化决策以及远程自动化控制[83]★★◈。

　　电力系统中与物联网相关的另一个术语是“智能传感”★★◈。智能传感器可视为电力系统运行中多年存在的各类传感器的进化形态★★◈，这些传感器用于测量电压★★◈、电流★★◈、溶解气体★★◈、温度等物理量★★◈。智能传感器的功能超越传统测量设备★★◈。除物理量测量外★★◈，它还能对采集数据进行评估★★◈，例如仅向更高级别的控制系统报告故障状态★★◈。

　　据估算★★◈，2018年电力领域物联网设备总量约达250亿台★★◈，预计到2025年将增长至750亿台[84]★★◈。物联网与智能传感技术可在电力系统中实现多元化功能★★◈，带来诸如降低现场巡检人力成本★★◈、加速故障定位★★◈、提升系统可靠性等效益★★◈。物联网与智能传感技术还能助力降低能耗或促进可再生能源发电的更大规模运行★★◈。物联网技术在电力系统中可实现的功能包括★★◈：

　　▪对能源消耗的更佳监测与控制★★◈。在家庭领域★★◈，物联网技术如今使能源用户能够密切监控自身用能情况★★◈，并更好地控制供暖和制冷系统——这两者通常是家庭中最大的能源消耗源★★◈。另一个例子是★★◈，物联网技术能优化街道照明的控制★★◈，而街道照明可能占市政预算的20%[85]★★◈。通过传感器及远程监控控制系统★★◈，物联网技术正将传统路灯升级为智能路灯★★◈，使其能根据交通流量和天气状况动态调节能耗★★◈。

　　▪智能电表是众多电力公司部署的物联网技术范例★★◈。该设备使系统运营商能更精准地监测电网能源流动★★◈，辅助基础设施管理与利用★★◈，并优化能源消耗与生产的规划预测★★◈。有预测指出★★◈，到2035年智能电表可为电力公司节省1570亿美元[86]★★◈。

　　▪输配电系统管理与控制★★◈。物联网技术可实时反馈电力系统各类资产的运行状态★★◈，通过数据分析实现电网故障检测★★◈、提升停电恢复效率并增强系统稳定性★★◈。

　　▪发电监测与控制★★◈。物联网技术在监测管理分布式发电（如屋顶太阳能）或储能资产方面尤为有效★★◈。该技术还催生了新型市场设计与商业模式[83]★★◈。屋顶太阳能）或储能资产的监控管理★★◈。该技术还为新型市场设计与商业模式创造了机遇[83]★★◈。

　　电力系统中潜在的物联网设备数量极为庞大★★◈，涵盖智能逆变器★★◈、智能家居控制器★★◈、气象监测设备及智能电表等★★◈。这些设备适用标准同样广泛★★◈，包括★★◈：

　　意大利正全面升级其电力计量系统★★◈，旨在提升数据采集能力并实现与负荷的集成★★◈。根据第102/2014号法令第9条第3款规定★★◈，意大利能源与环境资源监管局应参照国际标准IEC 62056制定第二代电表的技术规范★★◈。据此★★◈，意大利电力★★◈、天然气和水务管理局通过第87/2016/R/EEL号决议★★◈，委托意大利电气技术委员会（CEI）[87]制定第二代智能电表与终端用户设备间的通信标准协议★★◈，以开拓与能耗感知及能效管理相关的新机遇与服务★★◈，例如新型供电模式★★◈、负荷调节及家庭自动化系统★★◈。

　　▪CEI TS 13-84★★◈，电能计量系统——用户设备通信——第3-1部分★★◈：125kHz-140kHz频段（C频段）电力线通信协议配置文件

　　▪CEI TS 13-85★★◈，电能计量系统——与用户设备通信——第3-2部分★★◈：169 MHz频段射频协议配置文件

　　▪CEI TS 13-90★★◈，电能计量系统——与用户设备通信——第3-3部分★★◈：窄带物联网协议配置文件

　　在此基础上★★◈，国际电工委员会与设备语言消息规范（DLMS）用户协会[88]签署协议★★◈，启动国际层面的等效文件制定合作★★◈，并拓展至电动汽车充电基础设施管理（V2G）[89]等新兴应用领域★★◈。

　　中国国家电网公司正探索传统电力系统技术与物联网技术的融合★★◈，将物联网云平台★★◈、边缘计算及短距离物联网通信技术应用于配电系统运行[90]★★◈。由此★★◈，传统主站-远程终端的电力系统信息通信架构正转型为由云端★★◈、边缘及终端设备构成的物联网网络架构★★◈。

　　该物联网网络已在山西★★◈、山东两省部署★★◈，采用边缘计算物联网卡★★◈、基于高带宽电力线G通信模块等组件★★◈。预计到2022年★★◈，智能终端规模将扩展至400万台[91]欧宝体育网页登录★★◈。

　　除管理国家电网资产外★★◈，该物联网平台有望延伸至终端用户或下游设备合作伙伴★★◈，将电动汽车充电桩等设备纳入平台★★◈，使电力系统的数字化水平迈上全新台阶★★◈。

　　简而言之★★◈，大数据可定义为对极其庞大且复杂的数据集进行收集与利用的过程★★◈。电力系统中的大数据主要来源于海量物联网设备★★◈。

　　人工智能（AI）是一种计算行为模式★★◈，其中机器展现出看似智能的行为★★◈。智能系统可定义为任何能够感知环境并采取行动以最大化实现目标概率的系统[92]★★◈。现代人工智能方法通常依赖于大数据集提供的海量信息★★◈。

　　人工智能与大数据技术有望显著提升电力能源系统的规划★★◈、运行★★◈、控制★★◈、监测★★◈、优化★★◈、保护★★◈、检测及维护效率★★◈，是实现前文所述智能感知系统的核心要素★★◈。智能感知系统包含测量物理值的前端传感器★★◈，通过人工智能与大数据技术为感知系统注入智能★★◈，使其不仅能测量物理量★★◈，更能分析采集数据并输出增值信息★★◈。

　　大数据与人工智能技术可用于预测能源消耗趋势或可再生能源未来发电量★★◈，协助检测关键系统资产异常状况或优化其运行★★◈，亦可用于管理能源消耗并提升效率★★◈。

　　最后★★◈，人工智能与大数据方法正为电力系统引入边缘处理的新需求★★◈。随着待采集数据量的激增随着数字电力系统中智能电表和传感器的数量不断增加★★◈，集中收集和处理所有数据几乎变得不可能★★◈。因此★★◈，迫切需要在数据采集点附近进行分析并采取行动★★◈，仅将少量数据传输至中央基础设施★★◈。这种机制可通过边缘计算（亦称雾计算）实现——该技术在网关或节点层级运用人工智能方法★★◈，实现本地化数据处理★★◈。

　　区块链作为分布式账本技术★★◈，近期已在多个领域广泛应用★★◈。它是一种数字化★★◈、分布式★★◈、不可篡改且通常公开的账本★★◈，通过网络存储加密的数据区块★★◈。相较于传统数据存储/通信方式★★◈，区块链具备多重潜在优势★★◈，包括★★◈：

　　区块链与未来电力系统共享去中心化与协同的核心特征★★◈，使其成为电力领域极具潜力的应用选择★★◈。区块链在该领域的应用场景包括★★◈：

　　区块链技术仍处于发展初期阶段★★◈，现有应用案例相对较少且规模有限★★◈。在电力系统中推广区块链技术面临诸多挑战★★◈，包括安全性★★◈、可扩展性★★◈、速度★★◈、治理机制★★◈、能源成本★★◈、灵活性及用户友好性等方面的问题★★◈。

　　随着电力系统数字化进程加速★★◈，抵御数字攻击或网络攻击的能力至关重要★★◈。全球已发生多起因网络攻击导致的电力系统故障★★◈。随着电力系统中联网组件数量增加——无论是新型控制方法还是物联网设备——恶意网络攻击风险呈倍增态势★★◈，因此网络安全已成为任何数字化电力系统组件运行的核心考量★★◈。

　　华为提出的智能零碳园区概念★★◈，旨在将特定园区（如大学★★◈、医院★★◈、住宅区或企业园区）的电力系统运行与节能供暖制冷照明设备★★◈、节能建筑设计★★◈、电动汽车★★◈、公共交通及车辆充电设施有机融合★★◈。图5-5展示了此类校园的实例★★◈。整合这些组件需聚焦三大领域★★◈：零碳目标★★◈、设备集成与智能控制★★◈。

　　通过物联网★★◈、大数据和人工智能等信息通信技术（ICT）★★◈，可实现对园区内所有组件的能源状态和碳排放进行实时感知★★◈，进而控制设备以降低排放并提升经济效益★★◈。鉴于其复杂性★★◈，华为建议由智能运营中心统筹管理整个园区★★◈。校园能源★★◈、碳排放与日常运营★★◈。智能运营中心作为基于云的平台★★◈，整合并统一了从楼宇服务到能源管理的各项服务访问权限★★◈，如图5-6所示★★◈。

　　智能零碳校园概念荣获2022年世界信息社会峰会奖项★★◈，该奖项由国际电信联盟★★◈、联合国教科文组织★★◈、联合国开发计划署及联合国贸易和发展会议联合颁发★★◈。[93]

　　零碳电力系统的规划★★◈、设计与运行需要详细的工程研究★★◈，以了解任何变化对系统性能★★◈、可靠性★★◈、安全性和经济性的影响★★◈。经过周密设计和实施的研究是防止运行中出现意外并优化设备选型的经济有效方式★★◈。这些分析工作可在规划阶段★★◈、运行期间或事件发生后进行★★◈。此类研究的几个示例如下★★◈：

　　现代零碳电力系统极为复杂★★◈，上述工程研究若采用人工方式将极其困难★★◈、繁琐且耗时★★◈，甚至难以实现★★◈。运用先进的电力系统仿真软件可突破这一瓶颈★★◈。仿真技术已成为新型电力系统开发与运营的关键环节★★◈。电力系统中采用不同功能的仿真工具★★◈，这些工具可能属于开源或专有类型★★◈。

　　近期兴起的硬件在环（HIL）仿真技术★★◈，通过将真实物理控制器（而非模型）融入仿真流程★★◈，显著提升仿真可靠性★★◈。该技术旨在测试实际控制器对仿真模拟的真实电力系统所施加的实时刺激的响应行为★★◈。

　　电力系统仿真领域另一新兴概念是数字孪生★★◈。数字孪生作为仿真新范式★★◈，指对现实实体或系统的数字化复刻★★◈。传统电力系统仿真通常仅关注单一环节★★◈，而数字孪生旨在完整复现系统运行全貌★★◈。数字孪生建模常延伸至HIL测试★★◈，用于解析特定硬件与整个电力系统的交互机制★★◈。

　　最终★★◈，传统仿真工具无法充分反映零碳电力系统的复杂特性★★◈。传统工具未能充分考虑发电量的波动性★★◈、海量电力电子设备的应用以及大量分布式能源资产的交互作用★★◈。此外★★◈，许多基于时域的仿真分析方法和工具无法准确模拟零碳电力系统中电力电子设备的多时域动态特性及大规模开关控制★★◈。鉴于这些挑战★★◈，需要开展更多研发工作以实现更精确全面的仿真方法★★◈，涵盖各类可再生能源资源建模仿真★★◈、直流输电系统仿真★★◈，以及未来零碳电力系统中采用的新型控制与保护方法★★◈。

　　鉴于电力系统脱碳目标带来的巨大挑战★★◈，大量新兴或替代技术被宣称能够助力转型★★◈。本文前文聚焦于那些已被广泛接受★★◈、理解充分且已实现显著应用的技术★★◈。以下技术虽尚未大规模应用★★◈，但具有助力转型的潜力★★◈。

　　宣称能助力转型★★◈。本文前文聚焦于已被广泛接受★★◈、理解充分且已实现显著应用的技术★★◈。以下技术虽尚未大规模普及★★◈，但有望为净零转型提供有力支持★★◈。

　　▪超导体是一种具有极低电阻（接近于零）的材料★★◈，因此具有极高的电流承载能力★★◈。若能实现此类材料的实际制造与应用★★◈，可显著缩小电力设备及输电基础设施的体积★★◈、降低成本并减少能量损耗★★◈。例如★★◈，基于超导体的输电线路承载能力可达传统电缆的4至8倍★★◈，且损耗不足其一半★★◈。遗憾的是★★◈，几乎所有展现超导性的材料都需冷却至极低温度★★◈，这极大影响了其成本和实用价值★★◈。尽管近几十年来发现了所谓的高温超导体★★◈，但它们仍需冷却至远低于-100°C的环境★★◈，因此实际应用仍受限欧宝体育网页登录★★◈。目前★★◈，超导输电线路仍处于研究示范阶段★★◈，最长部署的超导电缆仅1公里★★◈。

　　▪若零碳氢能应用规模扩大★★◈，电解槽（利用电力制氢）和燃料电池（利用氢气发电）将在电力系统及其供电行业中发挥更重要作用★★◈。

　　▪垃圾发电技术在过去二十年间于多国得到日益广泛的应用★★◈。垃圾发电厂将原本需填埋的废弃物流转化为可注入电网的有用电力★★◈。尽管该技术实现零碳排放的程度存在争议★★◈，但建议采用垃圾发电技术结合碳捕获与封存（CCS）来消除碳排放★★◈。在此情境下★★◈，处理含大量生物质成分废弃物的垃圾发电厂可通过CCS技术改造为零碳或负碳排放系统[94]★★◈。

　　鉴于本文所述的挑战与技术变革★★◈，标准将在推动向零碳电力系统转型过程中发挥关键作用★★◈。此外★★◈，若标准未能跟上电力系统发生的重大变革★★◈，将危及系统性能与可靠性★★◈。

　　全球电力系统运营商与监管机构正面临严峻挑战★★◈：在可再生能源迅猛增长的背景下★★◈，必须采用本文前文所述的新型运行方法★★◈。有时可再生能源发电的普及速度★★◈，甚至超过了保障电力系统可靠性所需的标准或法规修订速度★★◈。2006年西班牙电网首次接入大规模风电场即为典型案例★★◈。当电网发生故障时★★◈，因风电场因欠压跳闸同步脱网★★◈，导致数兆瓦风电瞬间消失——图6-1呈现了故障发生时的电压分布图★★◈。此后西班牙电网发生大面积停电★★◈。若要求风力发电机组在遭遇电压扰动时保持持续运行★★◈，本可避免此次停电★★◈。此类要求将促使风电设备在电压扰动期间持续发电★★◈，确保供电满足需求★★◈。

　　2006年★★◈，全球大多数电网法规都要求风力发电机组具备故障穿越能力★★◈。如今情况已然改变★★◈。随着分布式风能或太阳能发电在电力系统中的占比日益显著★★◈，这些机组必须具备穿越电力系统扰动的能力★★◈，而这种故障穿越实践现已成为全球多国电网规范的强制要求★★◈。西班牙已实施两项免费的国家标准★★◈，分别针对低压和中压电网接入★★◈，其中包含关于保护和校准的具体考量★★◈，既确保发电机故障不会引发电网问题★★◈，又防止发电机在电网扰动时过早断开★★◈。这些标准规定了发电机应保持并网连接的特定频率和电压范围[95, 96]★★◈。

　　由此案例可见★★◈，确保监管与标准能跟上净零转型步伐★★◈，并随技术及电力系统运行实践的深刻变革而调整★★◈，将是保障未来电力系统可靠运行的关键★★◈。

　　鉴于上述案例研究揭示的问题类型——无论是业务实践标准化★★◈、系统间互操作性保障还是技术运行规范——以下子章节将探讨标准化工作可产生重大影响的广泛议题★★◈。现已存在若干与向零碳电力系统转型相关的标准或标准化工作★★◈。此外★★◈，鉴于变革的重大速度和规模★★◈，还将需要制定一系列新标准★★◈。这些标准涵盖从特定技术性能或运行规范★★◈，到指导技术互操作性的指导性标准★★◈。

　　互操作性与互联互通是任何电力系统的核心功能★★◈。现有标准中与零碳电力系统特别相关的包括以下IEC或ISO委员会及分委员会维护的标准★★◈：

　　▪促进单个组件间互操作性的标准★★◈，例如电力系统运营商与特定负载（如泳池泵或空调）之间的互操作性★★◈。

　　▪促进系统级互操作性的标准★★◈。此处涉及多种系统★★◈，例如大型商业建筑★★◈、零碳工业园区或微电网★★◈、大型工业园区或数据中心★★◈。标准既要促进各系统内部的互操作性★★◈，也要促进这些系统与电力系统之间的互操作性★★◈。

　　如本文前文所述★★◈，电动汽车对电力系统构成重大新增需求★★◈，其充电行为应与电力系统运行实现协调★★◈。此类车辆甚至可在用电高峰期向电网放电★★◈。鉴于其作为新型（潜在）双向可控负荷的特性★★◈，需制定新标准（如ISO 15118）以实现该功能★★◈。

　　燃气发电厂数量的显著增长加剧了电力系统与燃气系统之间的相互依赖性★★◈。这两个系统都具有复杂的运行特性★★◈，其中一个系统的停运可能对另一个系统产生重大影响★★◈。因此★★◈，在任何大量使用天然气的电力系统中★★◈，这两个系统的整合与协同运行将成为关键要素★★◈。

　　国际电工委员会（IEC）智能能源系统委员会（SyC）已着手应对这一日益严峻的挑战★★◈，其制定的IEC SRD 63200:2021标准正探索如何扩展智能电网架构模型★★◈，以描述电网与供热/燃气系统的交互关系★★◈。制定更多协调这些系统交互与相互依赖性的标准将大有裨益★★◈。

　　陆上风电行业已相对成熟★★◈，而海上风电行业则需要许多不同且全新的实践和技术★★◈。以下标准要求与IEC的活动特别相关★★◈：

　　▪海上风电在线监测与通信技术★★◈，用于支持陆上维护人员与海上设施的通信★★◈。该标准体系可涵盖在线监测传感器★★◈、报警与故障报告方案及后台运营软件★★◈。

　　▪海上风电通信与控制技术★★◈。海上风电机组可能位于数十公里外海域★★◈，通过直流或交流互联线路接入陆上电网★★◈。需建立标准化通信控制系统★★◈，实现与陆上电网的协同运行★★◈，包括频率电压管理及故障响应★★◈。

　　其他新技术（如低频电力传输及直流发电机直连高压直流系统）对海上风电场运行尤为关键★★◈，但因其同样适用于陆上场景★★◈，故另行列举如下★★◈。

　　如本文前文所述★★◈，大型可再生能源发电装置的关键要求之一★★◈，是在电网瞬态或故障期间保持与电力系统的连接★★◈。尽管多个国家已对此类行为制定了规范★★◈，但目前仍缺乏协调故障穿越能力或相关特性的国际通用标准★★◈。

　　欧洲海洋能源中心（EMEC）是全球首个专注于海洋能源领域的IEC可再生能源测试实验室（IEC RETL）★★◈。该实验室已对Verdant Power罗斯福岛潮汐能项目（RITE）的IEC TS 62600-200标准合规性进行验证★★◈。EMEC目前正通过生产氢气来储存海洋能源项目产生的能量★★◈，这将需要针对设施氢能相关特性开展全新系列的合规性评估与测试[98]★★◈。

　　电力系统技术领域中一个相对较新的研究方向是低频或分数频率交流输电系统（LFAC）★★◈。这类技术采用16赫兹等频率运行★★◈，而非交流输电更常见的50赫兹或60赫兹★★◈。在如此低频下运行可最大限度减少频率相关损耗★★◈，这对位于远海（+180公里）的海上风电场尤为有益★★◈。低频电力传输设备仍处于研发阶段★★◈，其现场应用可靠性尚待验证★★◈。因此亟需制定相关标准以弥合技术差距★★◈。

　　随着输电距离延伸至偏远可再生能源发电点★★◈，灵活的直流输电技术因能降低交流输电损耗而备受关注★★◈。其中★★◈，发电机产生直流电并直接连接至直流电力系统（采用电压源换流器等技术）的高压直流输电技术尤为实用★★◈，但该领域尚缺乏标准规范★★◈。因此有必要制定涵盖发电机直接连接高压直流系统方法★★◈、测试项目及要求的标准体系★★◈，内容应从系统调试测试延伸至运行阶段★★◈。

　　现行超导电缆标准IEC 63075:2019主要涉及电缆测试★★◈。超导电缆与常规电缆在牵引力★★◈、侧向压力★★◈、弯曲半径等方面存在差异★★◈，其敷设工艺较常规电缆更为复杂★★◈，不良的敷设工艺将影响超导电缆的冷却效果★★◈。超导电缆的短路电流特性存在显著差异★★◈，这将影响保护系统的设计★★◈。鉴于这些差异★★◈，随着超导电缆技术逐步进入试验验证和商业运营阶段★★◈，亟需编制相关新标准★★◈。

　　电力系统中信息（或数字）技术的应用正快速变革★★◈，电力系统正演变为网络物理系统★★◈，其可靠性既取决于信息技术★★◈，也取决于庞大的物理基础设施★★◈。现有相关标准化活动包括★★◈：

　　无处不在的感知技术将成为实现零碳电力系统数字化的关键使能技术★★◈。更优的感知能力将使电网具备更高灵活性与韧性★★◈，从而适应高比例可变发电资源的接入★★◈。电力系统所需传感器与其他市场存在差异★★◈，具有独特的可靠性★★◈、协调性及通信要求★★◈。鉴于此情况★★◈，建议设立专门技术委员会/分技术委员会制定电网传感器技术新标准★★◈。

　　与所有其他网络物理系统相同★★◈，电力系统正日益暴露于网络威胁之下禁室培欲 雷凯欣★★◈，且这些威胁的强度与频率持续攀升★★◈。为应对这些风险★★◈，IEC已制定以下标准★★◈：

　　如本文所述★★◈，氢能在未来电力系统中可能发挥重要作用★★◈。现行最相关的氢能标准由ISO/TC 197★★◈：氢能技术委员会制定★★◈。

　　如第5节所述★★◈，氢能技术可提供新型灵活主负荷（通过电解水制氢）或储能/发电（利用燃料电池制电）功能★★◈。这两种功能均可紧密关联电力系统运行及可变发电的波动性★★◈。这需要开展新的标准化工作以实现系统互联★★◈，确保安全可靠运行★★◈。

　　电力系统的运行范畴超越了电流管理与基础设施维护★★◈。实现零碳电力系统需对系统全生命周期及其组件的碳排放进行精确核算与管控★★◈。相关标准考量详见第6.7.1至6.7.3节★★◈。

　　在构建零碳电力系统的过程中★★◈，有必要量化电力系统运行相关的碳排放★★◈。这些量化方法需在广泛的电力技术★★◈、不同的电力系统运行方法及地域范围内保持兼容性欧宝体育网页登录★★◈、可比性和一致性★★◈。制定一系列碳测量或碳核算标准将是实现该目标的关键★★◈。尽管ISO TC 207（环境管理）已存在现有标准★★◈，但仍需制定更聚焦于电子设备及零碳电力系统核心组件的专项标准★★◈。

　　绿色或零碳产品的交易将成为任何零碳电力系统的核心特征★★◈。尽管全球已存在此类交易机制★★◈，但它们往往具有定制化特征且相对局限于特定国家★★◈。制定统一的绿色电力交易标准体系将加速零碳电力产业的发展★★◈。

　　如第五节所述★★◈，碳捕获★★◈、利用与封存技术在防止传统化石燃料发电碳排放进入大气层★★◈、清除大气中现有碳排放方面可能发挥关键作用★★◈，从而助力应对气候变化★★◈。现有相关标准由ISO/TC 265（二氧化碳捕获★★◈、运输与地质封存技术委员会）制定★★◈。随着技术成熟★★◈，预计将需要制定更多标准★★◈。

　　如第5节所述★★◈，在保障电力系统安全的前提下大规模接入波动性可再生能源发电★★◈，需依托电力系统的仿真与建模技术★★◈。此类仿真要求具备精确的发电设备模型★★◈，以复现实际运行状态★★◈。对于电力系统建模者而言★★◈，从商业发电机供应商处获取此类模型往往面临挑战★★◈。标准在此可发挥关键作用★★◈，通过规定发电机模型的最低性能指标来解决此问题★★◈。

　　同样地★★◈，若缺乏标准化设备响应或统一测试流程★★◈，无论是物理测试还是仿真测试★★◈，大规模可变发电并网的验证工作都将变得极其复杂★★◈。标准在此同样至关重要★★◈，它能确保跨供应商和系统拓扑的测试结果全面且可重复★★◈。

　　为确保能源系统★★◈、平台★★◈、设备及市场能在零碳体系中高效运作★★◈，标准具有关键作用★★◈：保障互操作性★★◈、维持最低性能水平★★◈，并引导向新技术与运行模式的转型★★◈。理想状态下★★◈，全球应协调制定法规与标准★★◈。

　　应对这些挑战的一种方式是发布并更新标准路线图和架构★★◈，确保采用统一的方法和策略推动系统转型★★◈。IEC智能能源标准委员会正在开发★★◈、维护和运营一份协作性标准路线图★★◈。该路线图的首版文件IEC TR 63097:2017为标准使用者提供了指导方针★★◈，帮助其选择最适合需求的标准和规范组合★★◈。这些标准与规范涵盖现有及规划中的技术文件★★◈，由IEC或其他机构提供★★◈。路线图同时致力于建立通用指导原则★★◈，供负责智能能源系统规格制定★★◈、设计或实施的终端用户与集成商参考★★◈。作为动态文件★★◈，该路线图将持续演进以响应利益相关方确定的最高优先级需求★★◈，这些需求将被纳入智能能源技术委员会的发展规划★★◈。当前确定的未来工作主题包括★★◈：分布式能源管理系统★★◈、基于电动汽车的分布式储能系统管理★★◈、网络安全协调机制★★◈。针对零碳电力系统的专项议题可向IEC SyC智能能源工作组提出或由其审议★★◈。

　　除制定未来标准需求路线图外★★◈，还需审视标准制定机制★★◈，以促进创新并营造标准体系与快速演进的技术及方法同步发展的环境★★◈。

　　零碳电力系统涉及极其广泛的技术领域★★◈，加之相对小型设备与大型基础设施的紧密交互融合★★◈，将要求采用更自上而下的标准化方法★★◈。该方法应基于系统方法论——从整体系统架构出发★★◈，而非传统聚焦单一组件的自下而上方法★★◈。

　　国际电工委员会（IEC）系统委员会可成为实现零碳电力系统所需海量标准化工作的系统化方法基础★★◈。这些委员会制定高层次接口与功能要求★★◈，覆盖多个技术委员会及分委员会的工作范围★★◈，旨在支持各委员会运作★★◈、增强其间协作并提升整体一致性★★◈。通过协作与共识★★◈，系统委员会制定涵盖所有相关技术委员会及分委员会的IEC工作计划★★◈，由日内瓦IEC秘书处提供秘书处支持★★◈。

　　鉴于零碳电力系统活动的广泛性★★◈，除IEC外★★◈，与其他标准制定组织及相关非标准机构的合作需求亦日益增长★★◈。系统方法对IEC符合性评估体系及流程同样具有重要影响★★◈。

　　全球众多国家已开启电力系统脱碳之旅★★◈。这是一场充满变革与挑战的征程★★◈，将影响电力系统的全链条运作——从终端用户★★◈、监管机构★★◈、商业模式★★◈，到发电★★◈、输电★★◈、配电★★◈、储能及用电等全系列技术★★◈。

　　鉴于本文所述变革范围之广及技术挑战之深★★◈，标准在电力系统演进及推动净零转型过程中具有关键作用★★◈。

　　当前已存在大量与净零电力系统转型相关的标准★★◈：既有聚焦行业整合或合规评估的通用标准★★◈，也有针对特定技术细节的专项技术标准★★◈；涵盖范围从太阳能光伏系统延伸至核电站控制系统★★◈。这些标准体系亟待扩充——既需为新兴技术与运营实践制定配套标准★★◈，更要为未来技术发展预留规范空间★★◈。

　　互操作性标准将在零碳电力系统中发挥关键作用★★◈，并需要制定新的标准★★◈。如第五节所述★★◈，零碳电力系统供需双方的联系将更加紧密★★◈，这需要通过标准来实现★★◈。发电机组需更灵活地运行★★◈，通过调控快速响应电网净负荷的剧烈波动★★◈；负荷管理则需动态适应可用发电能力的瞬时变化★★◈。

　　电力系统新技术需制定新标准★★◈。典型范例包括支持海上风电产业的标准★★◈、新型输电技术标准★★◈，以及碳捕获与利用设施标准★★◈。电力系统转型需采用最新信息控制通信技术★★◈，并伴随大量数字技术应用★★◈，这将催生一系列新的数字化相关标准★★◈。

　　最后★★◈，从绿色电力市场的运营整合到净零运营路径的生命周期碳评估★★◈，新型商业实践同样需要配套标准★★◈。

　　归根结底★★◈，法规与标准是维系电力系统运转的核心机制★★◈。正如本文多项案例研究显示★★◈，使这些机制跟上技术快速变革步伐是重大挑战★★◈。然而★★◈，这是必须应对的挑战★★◈：确保监管与标准与净零转型同步★★◈，是保障未来电力系统可靠运行的绝对关键★★◈。这可能意味着需要重新审视标准制定流程★★◈，以促进创新★★◈、加快变革步伐欧宝体育网页登录★★◈，并营造标准能与快速演进的技术及方法同步发展的环境★★◈。

　　认识到向零碳电力系统的转型需要大规模变革★★◈，而大规模变革需要时间★★◈。若要实现零碳承诺★★◈，电力系统的转型必须大幅提速★★◈。这需要政策★★◈、监管和金融层面的支持★★◈。

　　需理解从终端用户视角来看★★◈，零碳电力系统可能比用户惯常使用的系统复杂得多★★◈。零碳电力系统可能要求用户更多参与需求侧管理★★◈，或积极参与新市场及交易机制★★◈。这种新增的复杂性可能需要开展教育宣传活动★★◈，确保终端用户在向零碳电力系统转型的过程中不处于不利地位★★◈。

　　为支持向零碳电力系统的转型★★◈，需制定极为广泛的新标准体系★★◈。建议国际电工委员会及其他标准制定机构★★◈：

　　▪着力解决电力系统中出现的各种互操作性方案往往相互矛盾的问题★★◈。需要制定标准来协调（例如）负荷★★◈、发电和配电系统运营商之间的互操作性★★◈。

　　▪制定新标准★★◈，推动最新信息技术★★◈、传感技术和通信技术与电力系统运行实践融合★★◈，构建数字化优化的电力系统★★◈。

　　▪加强制定路线图或类似文件的工作力度★★◈，明确标准化需求★★◈，并规划推动协调一致的方法以满足这些需求★★◈。

　　现有标准已落后于电力系统的变革步伐★★◈，鉴于全球电力系统践行零碳承诺★★◈，电力系统转型需加速推进★★◈。有鉴于此★★◈，亟需建立全新的标准化方法★★◈、标准制定流程★★◈、组织架构及符合性评估机制★★◈。建议国际电工委员会及其他标准制定机构★★◈：

　　▪寻求实现全球标准与法规的更高一致性——向零碳转型所需的变革速度要求建立共同认可★★◈、广泛接受且协调统一的电力系统标准体系★★◈。

　　▪通过自上而下的方法制定路线图和标准架构★★◈，快速明确所需的新标准和法规及其相互关联性★★◈，从而推动新标准和法规的制定★★◈。

　　▪考虑如何加快标准制定进程★★◈，使标准至少能够跟上新技术的迅猛发展步伐★★◈，以及实现零碳目标所需的变革速度★★◈。

　　▪采用系统方法来确定标准要求并制定新标准★★◈。零碳电力系统需要对极其广泛且复杂的技术和实践进行标准化工作★★◈。必须采取系统方法来确保这些标准与技术的互操作性★★◈。

　　净零碳电力系统已非遥不可及的未来愿景★★◈。全球众多国家已承诺实现净零碳排放目标★★◈，多重压力正推动全球电力系统发生剧变★★◈。这些变革对所有IEC利益相关方——从系统运营商到设备制造商★★◈、服务提供商乃至电力终端用户——都具有深远影响★★◈。理解本文详述的变革趋势★★◈、新兴技术★★◈、运行原理及标准要求★★◈，将确保IEC在当前变革浪潮中保持领先地位★★◈。

　　尽管全球众多国家已承诺实现净零碳排放目标★★◈，但各国的实现路径存在显著差异★★◈。以下链接详述了各国规划实现净零目标的具体方案★★◈：