關於特高壓電網發展有關情況和建議

　　在黨中央、國務院的正確領導下，在國家發展改革委的關心和支持下，經過廣大科研、設計、製造和工程建設人員艱苦奮鬥和不懈努力，克服重重困難，資助建成投運了特高壓交、直流示範工程，全面驗證了特高壓輸電的技術可行性、設備可靠性、系統安全性、環境友好性和經濟合理性。至此，我國輸變電技術佔領了世界電網科技的制高點，這是我國現代化建設進程中所取得的巨大成就。

　　目前，對加快發展特高壓輸電已經形成廣泛共識，但同時也有少數同志不時發表不同意見。國家電網公司高度重視不同意見，尤其是反對意見，並就此組織了大量研究和反復論證，現將有關情況報告如下：

　　一、實踐證明，特高壓交流試驗示範工程全面成功

　　晉東南~荊門1000千伏特高壓交流試驗示範工程運行兩年來的實踐表明，工程運行良好，設備安全可靠，送電能力完全達到設計要求。該工程于2009年1月6日投入商業運行，已連續安全運行750天，經受了冰凍、雷擊、暴雨、大風、高溫等各種氣象條件的考驗，系統運行穩定，設備狀態正常。國家核準的工程可研設計輸送能力240萬千瓦，實際運行中最大輸送功率283萬千瓦，根據電網需要，多數時間運行在100—250萬千瓦之間，完全達到了設計要求。工程建成後，累計輸送電量超過200億千瓦時，特別在2009年和2010年冬季華中電煤供應緊張時期，緊急支援電力248萬千瓦，日均送電5000萬千瓦時，相當於每天向華中輸送原煤2.5萬噸，有效緩解了華中地區電力緊張的矛盾，已成為我國南北之間一條重要能源輸送通道。目前，該工程擴建頃目已經核準並開工建設。建成後，一條特高壓交流線路輸送能力將達到500萬千瓦，是500千伏的4—5倍。

　　工程的成功建設，極大地提升了我國裝備製造能力和水平，在世界電網科技領域實現了“中國創造”和“中國引領”。依靠自主創新，我國全面掌握了特高壓核心技術和全套設備製造能力，設備全部立足國內製造，國産化率達到90％，完全具有自主知識産權，帶動民族裝備製造業跨越式發展。在特高壓工程建設中，國內170多家廠商參與了設備研製和供貨，特別是三大開關廠、三大變壓器廠的自主研發能力得到大幅提高，並在印度750千伏電網設備招標中實現重大突破。同時，我們制定了完整的特高壓技術標準體系，特高壓交流電壓正式成為國際標準；國際電工委員會(IEC)專門成立了高壓直流輸電技術委員會，秘書處設在國家電網公司。

　　工程造價控制在批復之內，各項指標優於500千伏輸電。《國家發展改革委關於晉東南至荊門特高壓交流試驗示範工程項目核準的批復》（發改能源[2006]1585號）批復試驗示範工程動態總投資58.57億元，實際動態總支出57.36億元，節余1.21億元。整體和單項工程費用全部控制在概算以內。與500千伏輸電方案相比，線路本體單位容量造價是500千伏的70%，變電本體單位容量造價是500千伏的74%。單位輸送容量走廊寬度是500千伏的1/3，變電站單位變電容量佔地面積500千伏的71%，輸電損耗率僅為500千伏的1/3，各項指標優於500千伏。

　　二、“三華”特高壓同步電網是安全的

　　大電網安全問題受到各方面關注。個別同志認為電網越大越不安全，對“三華”電網安全性提出質疑。國家電網公司始終高度重視電網安全，進行了大量分析研究。我們認為，電網的安全取決於合理的電網結構、完善的安全穩定控制系統、科學的調度與管理。中國電力科學研究院建立了具有世界領先水平的電力系統倣真中心，為充分校驗“三華”電網安全性，2006年以來，對各個水平年、各種規劃方案、多種運行方式進行了大量的潮流、靜態安全性、暫態穩定性、動態穩定性、嚴重故障校核等倣真計算。計算規模為母線11547條、支路35932條、發電機超過2258台，涵蓋了國家電網220千伏及以上全部交流電網和直流系統。結果表明，“三華”特高壓電網結構合理，安全穩定水平高，抵禦嚴重故障能力強，明顯優於500千伏電網，完全滿足《電力系統安全穩定導則》要求。同時，顯著提高電網接入風電、太陽能發電等間歇式、隨機性電源的能力，對加快清潔能源發展具有重要作用。

　　大電網是國際電網發展的基本規律。電網規模越大，接入發電機越多，抵禦擾動和故障衝擊的能力越強，供電可靠性和經濟性越高。國外主要大型交流同步電網包括北美東部電網、歐洲電網、獨聯體電網等， 目前北美東部電網規模最大，覆蓋美國東中部和加拿大5個省，裝機容量達7．9億千瓦，供電面積520萬平方公里。根據美國電網規劃GRID2030，美國同步電網將由目前的3個(東部、西部和德克薩斯州電網)減少為2個(東部、西部)，同步電網規模在擴大。

　　國家電網公司規劃構建的“三華”同步電網，採用1000千伏聯網，電網聯絡緊密，等效電氣距離僅相當於採用500千伏時的1/4，電網形態由原來的東北—華北—華中“長鏈式”優化為更加堅強的華北—華東—華中“團狀”結構，與西北、東北、南方3個同步電網之間通過直流聯絡。預計到2020年，“三華”電網的裝機規模為10億千瓦，覆蓋面積320萬平方公里，與北美東部電網等國外現有大型同步電網的規模相當，但電氣距離更短、電網結構更強，安全性更好。

　　國家電網公司一直把確保電網安全作為發展的基礎，作為一切工作的重中之重，高度重視電網安全控制技術，提高裝備水平，在實踐中形成了一整套保障大電網安全運行的技術和管理措施，特別是堅持電網統一規劃、統一調度、統一管理，實現了長期安全運行。今後，隨著電網智慧控制技術的應用、設備可靠性以及管理水平的提高，特高壓大電網將更加安全、可靠。

　　三、特高壓交流和直流需要協調發展、相互支撐，形成強交、強直特高壓電網

　　在發展特高壓電網上，有些同志主張採用直流輸電技術，對發展特高壓直流沒有異議，

　　認為沒有必要發展特高壓交流。其實，這種觀點不符合電網的技術規律，以此發展電網是有很大風險的。從我國能源輸送格局看，特高壓交、直流相輔相成，並行不悖，不能偏廢，二者只有相互配合，才能充分發揮各自功能和優越性，保證電網的安全性和經濟性。

　　交流輸電類似“高速公路網”，中間可以落點，電力的接入、傳輸和消納十分靈活，主要用於構建網絡；直流輸電不能形成網絡，類似“直達航班”，中間不能落點，適用於大容量、遠距離“點對點”輸電。大容量直流輸電採用交流電網換相原理，必須有穩定的交流電壓才能正常工作，必須依託堅強的交流電網才能發揮作用，才能保證電網安全穩定運行。大量電力通過特高壓直流送入相對較弱的500千伏交流系統，存在頻率、電壓崩潰風險。研究表明，一旦向家壩~上海、錦屏~蘇南特高壓直流同時發生雙極閉鎖故障，華東電網頻率會降至48.8赫茲，大面積停電難以避免。華東與區外形成1000千伏交流電網聯絡後，即使多條直流同時雙極閉鎖，系統仍可以保證安全穩定運行，頻率最低為49．81赫茲。

　　我國電網面臨著大型煤電基地集約化開發，水電、風電等清潔能源大規模外送。無論從安全的角度還是技術的角度，均無法單純依賴直流輸電解決我國電網的可持續發展問題。根據國家電岡規劃，錫盟、蒙西、陜北、寧東等煤電，蒙西、張北等風電，沿海核電直接接入“三華”特高壓交流電網，西南水電、西北煤電和可再生能源通過特高壓直流向“三華”負荷中心輸送。2020年，“三華”電網通過特高壓交流輸送1.25億千瓦，佔45％，通過特高壓直流輸送1.51億千瓦，佔55％，既發揮直流遠距離輸電尤勢，又確保電網的安全可靠運行。

　　四、輸煤輸電並舉，優先發展輸電是當務之急

　　對輸煤、輸電問題目前還存在一些片面認識，認為輸煤比輸電經濟，應該“遠輸煤、近輸電”。關於“遠輸煤、近輸電”的説去始於上世紀60年代，當時的煤炭價格、運輸成本相對較低，並由國家核定；而電網的電壓等級僅為220千伏，輸電能力低、送包距離短、線路損耗大。經過40多年的發展，輸煤輸電比較的影向因素和邊界條件都發生了重大變化。根據當前的實際情況，國務院發展研究中心和原國家能源辦都進行了大量研究，結論是輸電比輸煤經濟，建議“輸煤輸電並舉，優先發展輸電”。

　　輸煤需經過鐵路、港口、海運、公路等多個運輸環節，裝卸過程複雜。而輸電能夠將電能直接從坑口電廠一次配置到最終用戶，沒有中間環節，效率高、成本低。為了進一步客觀比較輸煤輸電的經濟性，國網能源研究院于2007年聯合秦皇島港務集團有限公司、山西省經濟諮詢協會、山西省煤運公司、太原鐵路局等單位，組成15人的調研組，對鐵海聯運典型通道的煤礦→集運站→鐵路幹線→中轉港口→海運→受端碼頭→沿海電廠等主要環節進行實地調研。走訪了大同煤礦、大秦鐵路配套的煤炭集運站(南窯集運站和落裏灣集運站)、大秦鐵路、秦皇島港、寧波港、浙江海運直達電廠(烏沙山電廠、玉環電廠和寧海電廠)和鐵路直達電廠(蘭溪電廠和長興電廠)，通過調研，掌握了大量第一手資料。從山西到華東地區，鐵海聯運輸送5000大卡／公斤原煤的能源損耗為3.5％。其中，鐵路運輸損耗為1.2％，送端集運站、秦皇島港口、寧波港口的裝卸損耗為1.3％，海運和煤炭在受端運輸的損耗為1.0%。而交流特高壓輸電網的網損僅為1.5%。此外，輸電線路下的土地仍可以利用，輸電鐵塔也僅是4個塔腿需要佔用土地，每公里輸電線路佔地約40平方米，而每公里鐵路佔地為6萬平方米。

　　輸煤、輸電並舉，優先發展輸電已成為當務之急。這是統籌考慮我國能源安全、能源佈局、節能減排、區域經濟協調發展，綜合評價從煤炭開採、運輸到終端消費全過程的經濟、環境和社會效益，得出的重要結論。我國能源結構以煤為主，長期以來能源配置主要依靠輸煤，輸電的比重明顯偏低。目前“三西”地區煤炭輸出與電力輸出的比例為20：1，華東地區煤炭輸入與電力輸入的比例為48：1，華中地區煤炭輸入與電力輸入的比例為13：1。大規模、長距離輸煤，造成全國性煤電運緊張反復出現，電煤價格不斷攀升，東部地區環境不堪重負。西部、北部地區電煤價格為170-400元／噸標準煤，經過遠距離、多環節輸送到華東地區，電煤價格增至800—1300元／噸標準煤；東部單位國土面積二氧化硫排放量是西部地區的5．2倍，燃煤電廠單位二氧化硫排放造成的經濟損失是西部地區的4．5倍。隨著我國能源開發重點的西移和北移，能源基地與負荷中心的距離一般都在1000—3000公里甚至更遠，規劃建設的大型煤電、水電基地的電力，以及大量風電和太陽能發電，只有通過特高壓電網才能輸送到東中部地區。在輸電方式下，送端煤電一體化電廠上網電價低於0．2元／千瓦時，特高壓輸電價為0.08—0.12元／千瓦時，到達受端電網的落地電價為0．3元／千瓦時左右，而國家核定的江蘇、浙江、上海等地區2009年煤電機組標桿電價為0．43—0．46元／千瓦時，比前者高0．13—0．16元／千瓦時，特高壓輸電具有競爭力。經測算，到2020年，特高壓輸電可降低中東部地區的電力供應成本約560億元，減少全國環境損失45億元／年。

　　同時，我國在內蒙古等地區還有大量的褐煤資源，探明儲量約為2118億噸，褐煤易風化、自燃，熱值一般小于4200大卡／千克。此外，我國煤炭年産量的10％—15％為煤矸石，熱值一般小于1500大卡／千克，長期堆放會帶來壓礦、土地佔用和環境污染等問題。褐煤和煤矸石熱值低，運輸很不經濟，只有就地發電並通過電網外送才能夠得到充分利用。2010年10月，國家能源局同意錫盟—華東特高壓輸電工程開展前期工作，國家電網公司組織完成了工程可行性研究。錫盟—南京特高壓輸變電工程長度1433．5公里，採用同塔雙回建設，投資322億元，輸電能力900~1000萬千瓦，匯集錫盟褐煤煤電基地和風電電力，送電京津唐、山東、華東負荷中心。目前，中國電力工程顧問集團公司已完成可研報告評審並出具了評審意見，國家電網公司已將工程核準申請上報國家發展改革委。

　　五、建議

　　當前，正值謀劃“十二五”發展的關鍵時期，加快發展特高壓，對於轉變能源發展方式，調整能源結構，優化能源佈局，構建安全、穩定、經濟、清潔的現代能源産業體系具有重要意義。

　　建議：

　　1．將“加快特高壓電網建設，構建以特高壓電網為骨幹網架，各級電網協調發展的堅強智慧電網”納入國民經濟和社會發展第十二個五年規劃綱要，納入國家能源和電力發展總體規劃。

　　2．儘快核準淮南(皖南)—上海，錫盟—南京、溪洛渡—浙西等特高壓工程，同意淮南(南京)—上海、蒙西—長沙、靖邊—連雲港、哈密—河南等特高壓工程開展前期工作。

　　二O一一年一月二十七日

責編：史江鑫