关于特高压电网发展有关情况和建议

　　在党中央、国务院的正确领导下，在国家发展改革委的关心和支持下，经过广大科研、设计、制造和工程建设人员艰苦奋斗和不懈努力，克服重重困难，资助建成投运了特高压交、直流示范工程，全面验证了特高压输电的技术可行性、设备可靠性、系统安全性、环境友好性和经济合理性。至此，我国输变电技术占领了世界电网科技的制高点，这是我国现代化建设进程中所取得的巨大成就。

　　目前，对加快发展特高压输电已经形成广泛共识，但同时也有少数同志不时发表不同意见。国家电网公司高度重视不同意见，尤其是反对意见，并就此组织了大量研究和反复论证，现将有关情况报告如下：

　　一、实践证明，特高压交流试验示范工程全面成功

　　晋东南~荆门1000千伏特高压交流试验示范工程运行两年来的实践表明，工程运行良好，设备安全可靠，送电能力完全达到设计要求。该工程于2009年1月6日投入商业运行，已连续安全运行750天，经受了冰冻、雷击、暴雨、大风、高温等各种气象条件的考验，系统运行稳定，设备状态正常。国家核准的工程可研设计输送能力240万千瓦，实际运行中最大输送功率283万千瓦，根据电网需要，多数时间运行在100—250万千瓦之间，完全达到了设计要求。工程建成后，累计输送电量超过200亿千瓦时，特别在2009年和2010年冬季华中电煤供应紧张时期，紧急支援电力248万千瓦，日均送电5000万千瓦时，相当于每天向华中输送原煤2.5万吨，有效缓解了华中地区电力紧张的矛盾，已成为我国南北之间一条重要能源输送通道。目前，该工程扩建顷目已经核准并开工建设。建成后，一条特高压交流线路输送能力将达到500万千瓦，是500千伏的4—5倍。

　　工程的成功建设，极大地提升了我国装备制造能力和水平，在世界电网科技领域实现了“中国创造”和“中国引领”。依靠自主创新，我国全面掌握了特高压核心技术和全套设备制造能力，设备全部立足国内制造，国产化率达到90％，完全具有自主知识产权，带动民族装备制造业跨越式发展。在特高压工程建设中，国内170多家厂商参与了设备研制和供货，特别是三大开关厂、三大变压器厂的自主研发能力得到大幅提高，并在印度750千伏电网设备招标中实现重大突破。同时，我们制定了完整的特高压技术标准体系，特高压交流电压正式成为国际标准；国际电工委员会(IEC)专门成立了高压直流输电技术委员会，秘书处设在国家电网公司。

　　工程造价控制在批复之内，各项指标优于500千伏输电。《国家发展改革委关于晋东南至荆门特高压交流试验示范工程项目核准的批复》（发改能源[2006]1585号）批复试验示范工程动态总投资58.57亿元，实际动态总支出57.36亿元，节余1.21亿元。整体和单项工程费用全部控制在概算以内。与500千伏输电方案相比，线路本体单位容量造价是500千伏的70%，变电本体单位容量造价是500千伏的74%。单位输送容量走廊宽度是500千伏的1/3，变电站单位变电容量占地面积500千伏的71%，输电损耗率仅为500千伏的1/3，各项指标优于500千伏。

　　二、“三华”特高压同步电网是安全的

　　大电网安全问题受到各方面关注。个别同志认为电网越大越不安全，对“三华”电网安全性提出质疑。国家电网公司始终高度重视电网安全，进行了大量分析研究。我们认为，电网的安全取决于合理的电网结构、完善的安全稳定控制系统、科学的调度与管理。中国电力科学研究院建立了具有世界领先水平的电力系统仿真中心，为充分校验“三华”电网安全性，2006年以来，对各个水平年、各种规划方案、多种运行方式进行了大量的潮流、静态安全性、暂态稳定性、动态稳定性、严重故障校核等仿真计算。计算规模为母线11547条、支路35932条、发电机超过2258台，涵盖了国家电网220千伏及以上全部交流电网和直流系统。结果表明，“三华”特高压电网结构合理，安全稳定水平高，抵御严重故障能力强，明显优于500千伏电网，完全满足《电力系统安全稳定导则》要求。同时，显著提高电网接入风电、太阳能发电等间歇式、随机性电源的能力，对加快清洁能源发展具有重要作用。

　　大电网是国际电网发展的基本规律。电网规模越大，接入发电机越多，抵御扰动和故障冲击的能力越强，供电可靠性和经济性越高。国外主要大型交流同步电网包括北美东部电网、欧洲电网、独联体电网等， 目前北美东部电网规模最大，覆盖美国东中部和加拿大5个省，装机容量达7．9亿千瓦，供电面积520万平方公里。根据美国电网规划GRID2030，美国同步电网将由目前的3个(东部、西部和德克萨斯州电网)减少为2个(东部、西部)，同步电网规模在扩大。

　　国家电网公司规划构建的“三华”同步电网，采用1000千伏联网，电网联系紧密，等效电气距离仅相当于采用500千伏时的1/4，电网形态由原来的东北—华北—华中“长链式”优化为更加坚强的华北—华东—华中“团状”结构，与西北、东北、南方3个同步电网之间通过直流联系。预计到2020年，“三华”电网的装机规模为10亿千瓦，覆盖面积320万平方公里，与北美东部电网等国外现有大型同步电网的规模相当，但电气距离更短、电网结构更强，安全性更好。

　　国家电网公司一直把确保电网安全作为发展的基础，作为一切工作的重中之重，高度重视电网安全控制技术，提高装备水平，在实践中形成了一整套保障大电网安全运行的技术和管理措施，特别是坚持电网统一规划、统一调度、统一管理，实现了长期安全运行。今后，随着电网智能控制技术的应用、设备可靠性以及管理水平的提高，特高压大电网将更加安全、可靠。

　　三、特高压交流和直流需要协调发展、相互支撑，形成强交、强直特高压电网

　　在发展特高压电网上，有些同志主张采用直流输电技术，对发展特高压直流没有异议，

　　认为没有必要发展特高压交流。其实，这种观点不符合电网的技术规律，以此发展电网是有很大风险的。从我国能源输送格局看，特高压交、直流相辅相成，并行不悖，不能偏废，二者只有相互配合，才能充分发挥各自功能和优越性，保证电网的安全性和经济性。

　　交流输电类似“高速公路网”，中间可以落点，电力的接入、传输和消纳十分灵活，主要用于构建网络；直流输电不能形成网络，类似“直达航班”，中间不能落点，适用于大容量、远距离“点对点”输电。大容量直流输电采用交流电网换相原理，必须有稳定的交流电压才能正常工作，必须依托坚强的交流电网才能发挥作用，才能保证电网安全稳定运行。大量电力通过特高压直流送入相对较弱的500千伏交流系统，存在频率、电压崩溃风险。研究表明，一旦向家坝~上海、锦屏~苏南特高压直流同时发生双极闭锁故障，华东电网频率会降至48.8赫兹，大面积停电难以避免。华东与区外形成1000千伏交流电网联系后，即使多条直流同时双极闭锁，系统仍可以保证安全稳定运行，频率最低为49．81赫兹。

　　我国电网面临着大型煤电基地集约化开发，水电、风电等清洁能源大规模外送。无论从安全的角度还是技术的角度，均无法单纯依赖直流输电解决我国电网的可持续发展问题。根据国家电冈规划，锡盟、蒙西、陕北、宁东等煤电，蒙西、张北等风电，沿海核电直接接入“三华”特高压交流电网，西南水电、西北煤电和可再生能源通过特高压直流向“三华”负荷中心输送。2020年，“三华”电网通过特高压交流输送1.25亿千瓦，占45％，通过特高压直流输送1.51亿千瓦，占55％，既发挥直流远距离输电尤势，又确保电网的安全可靠运行。

　　四、输煤输电并举，优先发展输电是当务之急

　　对输煤、输电问题目前还存在一些片面认识，认为输煤比输电经济，应该“远输煤、近输电”。关于“远输煤、近输电”的说去始于上世纪60年代，当时的煤炭价格、运输成本相对较低，并由国家核定；而电网的电压等级仅为220千伏，输电能力低、送包距离短、线路损耗大。经过40多年的发展，输煤输电比较的影向因素和边界条件都发生了重大变化。根据当前的实际情况，国务院发展研究中心和原国家能源办都进行了大量研究，结论是输电比输煤经济，建议“输煤输电并举，优先发展输电”。

　　输煤需经过铁路、港口、海运、公路等多个运输环节，装卸过程复杂。而输电能够将电能直接从坑口电厂一次配置到最终用户，没有中间环节，效率高、成本低。为了进一步客观比较输煤输电的经济性，国网能源研究院于2007年联合秦皇岛港务集团有限公司、山西省经济咨询协会、山西省煤运公司、太原铁路局等单位，组成15人的调研组，对铁海联运典型通道的煤矿→集运站→铁路干线→中转港口→海运→受端码头→沿海电厂等主要环节进行实地调研。走访了大同煤矿、大秦铁路配套的煤炭集运站(南窑集运站和落里湾集运站)、大秦铁路、秦皇岛港、宁波港、浙江海运直达电厂(乌沙山电厂、玉环电厂和宁海电厂)和铁路直达电厂(兰溪电厂和长兴电厂)，通过调研，掌握了大量第一手资料。从山西到华东地区，铁海联运输送5000大卡／公斤原煤的能源损耗为3.5％。其中，铁路运输损耗为1.2％，送端集运站、秦皇岛港口、宁波港口的装卸损耗为1.3％，海运和煤炭在受端运输的损耗为1.0%。而交流特高压输电网的网损仅为1.5%。此外，输电线路下的土地仍可以利用，输电铁塔也仅是4个塔腿需要占用土地，每公里输电线路占地约40平方米，而每公里铁路占地为6万平方米。

　　输煤、输电并举，优先发展输电已成为当务之急。这是统筹考虑我国能源安全、能源布局、节能减排、区域经济协调发展，综合评价从煤炭开采、运输到终端消费全过程的经济、环境和社会效益，得出的重要结论。我国能源结构以煤为主，长期以来能源配置主要依靠输煤，输电的比重明显偏低。目前“三西”地区煤炭输出与电力输出的比例为20：1，华东地区煤炭输入与电力输入的比例为48：1，华中地区煤炭输入与电力输入的比例为13：1。大规模、长距离输煤，造成全国性煤电运紧张反复出现，电煤价格不断攀升，东部地区环境不堪重负。西部、北部地区电煤价格为170-400元／吨标准煤，经过远距离、多环节输送到华东地区，电煤价格增至800—1300元／吨标准煤；东部单位国土面积二氧化硫排放量是西部地区的5．2倍，燃煤电厂单位二氧化硫排放造成的经济损失是西部地区的4．5倍。随着我国能源开发重点的西移和北移，能源基地与负荷中心的距离一般都在1000—3000公里甚至更远，规划建设的大型煤电、水电基地的电力，以及大量风电和太阳能发电，只有通过特高压电网才能输送到东中部地区。在输电方式下，送端煤电一体化电厂上网电价低于0．2元／千瓦时，特高压输电价为0.08—0.12元／千瓦时，到达受端电网的落地电价为0．3元／千瓦时左右，而国家核定的江苏、浙江、上海等地区2009年煤电机组标杆电价为0．43—0．46元／千瓦时，比前者高0．13—0．16元／千瓦时，特高压输电具有竞争力。经测算，到2020年，特高压输电可降低中东部地区的电力供应成本约560亿元，减少全国环境损失45亿元／年。

　　同时，我国在内蒙古等地区还有大量的褐煤资源，探明储量约为2118亿吨，褐煤易风化、自燃，热值一般小于4200大卡／千克。此外，我国煤炭年产量的10％—15％为煤矸石，热值一般小于1500大卡／千克，长期堆放会带来压矿、土地占用和环境污染等问题。褐煤和煤矸石热值低，运输很不经济，只有就地发电并通过电网外送才能够得到充分利用。2010年10月，国家能源局同意锡盟—华东特高压输电工程开展前期工作，国家电网公司组织完成了工程可行性研究。锡盟—南京特高压输变电工程长度1433．5公里，采用同塔双回建设，投资322亿元，输电能力900~1000万千瓦，汇集锡盟褐煤煤电基地和风电电力，送电京津唐、山东、华东负荷中心。目前，中国电力工程顾问集团公司已完成可研报告评审并出具了评审意见，国家电网公司已将工程核准申请上报国家发展改革委。

　　五、建议

　　当前，正值谋划“十二五”发展的关键时期，加快发展特高压，对于转变能源发展方式，调整能源结构，优化能源布局，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系具有重要意义。

　　建议：

　　1．将“加快特高压电网建设，构建以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展的坚强智能电网”纳入国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要，纳入国家能源和电力发展总体规划。

　　2．尽快核准淮南(皖南)—上海，锡盟—南京、溪洛渡—浙西等特高压工程，同意淮南(南京)—上海、蒙西—长沙、靖边—连云港、哈密—河南等特高压工程开展前期工作。

　　二O一一年一月二十七日

责编：史江鑫