特高压之辩:交、直流相辅而非对立

　　国家电网公司1000千伏晋东南—南阳—荆门交流特高压试验示范工程8月19日启动，标志着我国特高压电网工程正式起步。近日，有媒体报道“专家激辩特高压输电网”称，出于安全和经济的考虑，特高压交流输电技术已被发达国家放弃；而且专家主张，在远距离输电上只采用“最安全、最经济、最实用可靠又有充分把握的”直流输电，而弃用交流特高压。有关特高压电网争论的焦点似乎已从当初的“特高压输电技术是否成熟”转向现在的“特高压交流、直流优劣之辩”。为此，本报记者采访了有关专家、学者及官员，就“特高压交、直流优劣之辩”进行探讨，以期明确———特高压交、直流：相辅而非对立 。 

　　发达国家真的放弃交流特高压技术了吗？ 

　　首先，有必要对这里的“发达国家”作一个澄清，因为世界上有过特高压电网建设、运行经验的国家，迄今仅日本和前苏联而已。此外，美国、前苏联、意大利、日本、巴西、加拿大、印度等国对特高压输电技术也进行过大量研究。但除了上述两国，“发达国家”均没有特高压输电的实践，所以，也无从说所谓“放弃”与否。 

　　那么，我们就从仅有的两个“实践者”说起。 

　　日本，国土面积不大，能源主要依靠外来进口，所以在任何地方都可以建电厂。从这个意义上讲，日本基本不需要远距离输电。但是，日本经济在上个世纪70年代高速增长，电力需求年增长率达6%—7%，日本东京电力公司因此计划在沿海发展大规模核电。在此基础上，东京电力公司决定采用1000千伏级交流特高压输电技术。其主要目的是解决线路走廊紧张、电网的稳定性和短路电流超限等问题。当时，经过对不同电网等级交流和超高压直流输电方式进行比选得出结论———1000千伏特高压交流方案最为经济。按照这样的思路，1988年日本开始动工建设特高压输电线路，并于1992年4月建成西群马干线138公里，到1999年总计完成两段特高压线路，全长238公里。然而，随着上世纪90年代经济泡沫的破灭，以及亚洲金融危机给日本带来的冲击，日本经济出现负增长，核电站建设计划推迟，特高压工程建设也随之放慢，导致已经建成的特高压线路一直降压运行。但是，根据日本东京电力公司的预测，2010年左右南磐城特高压干线将升压至额定电压运行。 

　　前苏联，于1981年开始动工建设5段特高压线路，总长度达2344公里。1985年8月，世界上第一条1150千伏线路埃基巴斯图兹—科克契塔夫线路在额定工作电压下带负荷运行。埃基巴斯图兹煤矿（位于现哈萨克斯坦境内）主要产出褐煤，全部露天开采，当时规划将坑口发电通过1150千伏交流和±750千伏直流输电线路输送到2300公里外的莫斯科郊区。一条输电线路可以送电600万千瓦，特高压线路的经济性明显优于500千伏输电线路。然而由于前苏联解体，埃基巴斯图兹煤矿划归哈萨克斯坦，将煤炭基地坑口电站的强大电力通过特高压线路输送到负荷中心的计划自然搁浅。但是，俄罗斯至今都没有完全放弃特高压电网输电计划。基于电力负荷增长趋势即将带来电力快速发展的预测，俄罗斯统一电力公司计划重新启用1150千伏输电线路。 

　　可见，国外仅有的特高压输电的实践并非因为技术原因而放弃，主要是出于需求的改变而中止。所谓“‘百万伏胎儿’在国外的悲惨命运”只是无稽之谈。 

　　而在美国，尽管迄今尚未在工程中采用特高压输电技术，但其研究和试验非常完善。美国特高压研究包括1500千伏和1100千伏两个特高压水平，并曾经在上世纪70年代被列入建设规划。为什么美国掌握特高压输电技术后并没有在工程中采用？主要原因一是因为美国电力需求发展趋缓；二是美国能源资源分布比较均衡；三是美国电网的发展现状还受其政治、历史等因素的决定。 

　　而在处于经济起飞阶段的我国，经济和社会发展需要有足够的能源支撑，电力需求在相当长时间内将持续快速增长是毫无疑义的。即使我国在15年后达到美国目前人均装机容量的1／4，即人均0.8千瓦，到2020年总装机容量也将超过10亿千瓦。其次，我国能源资源和生产力发展不均衡、逆向分布等特点决定了需要在更大范围内优化能源资源配置。这就使发展长距离、大容量输电技术成为必然的选择。 

　　特高压交流输电在技术上有保证吗？ 

　　在国外，上个世纪60年代以来，美国、前苏联、日本、意大利、巴西、加拿大、印度等国对特高压输电涉及的许多问题进行了大量研究，如过电压、可听噪声、无线电干扰、生态影响等，取得了重要进展。国外工程经验表明，特高压交流输电技术是可行的。 

　　我国从l986年开始，将特高压输电技术研究连续列入国家“七五”、“八五”和“十五”科技攻关计划，为特高压技术研究积累了宝贵经验。西北750千伏输变电国产化示范工程的顺利投产和三峡送出±500千伏直流输电工程的成功实践，使我国输变电设备的制造能力和水平有了很大提高，为特高压技术装备研发和应用创造了条件。 

　　2004年12月，国家电网公司成立了特高压电网工程领导小组，下设办公室，协调和落实特高压前期、可研、技术方案、设备选型、国产化等工作。2005年1月，国家电网公司又成立了由9名工程院院士和4名资深专家组成的顾问小组，多次召开会议，对特高压输电的重大问题和关键技术进行研究和咨询，提出发展特高压应遵循“科学论证、示范先行、自主创新、扎实推进”的指导方针。 

　　国家电网公司于2005年全面启动特高压关键技术研究工作，组织国内相关电力科研、规划、设计、运行、设备制造等单位，在借鉴和汲取国际上特高压输电经验以及总结国内20多年研究成果的基础上，对特高压关键技术研究进行了全面系统规划，组织安排研究课题125项，相继取得一系列重要进展和创新性的研究成果。 

　　一、综合考虑电网安全、经济性能、设备研制能力、海拔高度和污秽情况，提出了我国特高压电网标准的建议，即交流特高压的标称电压为1000千伏，最高运行电压为1100千伏，特高压直流额定电压为±800千伏；提出我国特高压过电压水平及主要电气设备的绝缘水平；初步形成我国主要特高压设备的技术规范和技术标准。为实现建设环境友好型输变电工程的目标，确立了保持交流特高压的电磁环境影响指标限值与我国500千伏输电工程相当、特高压直流的电磁环境等影响指标限值与我国±500千伏直流输电工程水平相当的原则，提出我国特高压输电工程电磁环境控制指标及工程环境影响评价报告，已获国家环境保护总局的批复同意。 

　　二、依据《电力系统安全稳定导则》，利用国际先进的电力系统仿真分析软件和亚洲规模最大、技术领先的电力系统仿真试验手段，深入开展了特高压交流试验示范工程的系统研究和特高压骨干网架的规划论证。研究表明，经过优化设计的特高压电网满足我国有关标准要求，具有安全稳定水平高、经济性能优越等显著优势，这也标志着我国已完全具备规划设计和运行控制特高压输电系统和大型互联电网的能力。 

　　三、特高压关键技术研究取得了重大突破，在特高压电网规划、工程设计、设备规范编制、装备研制等方面发挥了重要的支撑作用，其中特高压输电无功和电压控制研究、超大规模交直流互联电网安全稳定控制、过电压与绝缘配合、防雷技术、特高压交流和直流输电保护控制系统、多分裂导线综合防舞措施等研究成果已达到国际先进水平。 

　　四、健全特高压试验手段，满足特高压电网建设和运行的试验研究需求。着手建设特高压交流试验基地和特高压直流试验基地，为开展特高压电磁环境、外绝缘、电晕特性、带电作业等研究及关键设备的考核提供必要的条件。同时还建设国际一流的国家电网仿真中心，为特高压网架和跨国输电等重大工程规划建设、大电网安全稳定特性分析、交直流混合系统协调控制提供仿真研究平台。 

　　五、设备国产化是特高压电网健康发展的必要保障，也是特高压工程建设的重要目标。国内设备制造企业对特高压输变电设备，如1000千伏变压器、电抗器／可控电抗器、罐式断路器、输电线路等特高压交流主设备以及换流变压器、直流滤波器、直流控制保护等特高压直流主设备，均已具备国产化的研制基础和生产能力。通过集成创新和引进消化再创新，重点攻克1000千伏全封闭组合电器（GIS）开关、6英寸晶闸管、特高压直流换流阀、平波电抗器等核心关键技术，逐步实现特高压输变电设备的全面国产化，为即将开展的特高压工程建设奠定了坚实基础。 

　　特高压输电技术安全性和稳定性专项研究结论表明，我国采用特高压输电技术系统安全性、稳定性好，电网潮流分布合理。通过电气计算，2020年特高压同步电网方案线路潮流分布合理，母线电压可控制在允许范围。系统稳定水平较高，任一特高压交流线路的三相故障系统可保持稳定，系统对严重故障也具有较高的承受能力。以华北—华中—华东建设特高压同步电网为例，在“十二五”初期，华北—华中—华东同步电网的动态稳定能够保证较好水平，系统中主要的区域间低频振荡模式是华北电网相对于华中电网，振荡频率约为0.19赫兹，阻尼比约0.12，阻尼很强，不会对系统安全稳定造成影响。 

　　特高压交流输电在经济上有优势 

　　特高压交流、直流输电技术究竟孰优孰劣？这个问题，其实不可一概而论，其技术本身并没有高下、优劣之分。在实际应用中，1000千伏特高压交流与±800千伏级直流在电网中各有特点，两者相辅相成、互为补充。 

　　那么，我国特高压电网工程的起步，从交流特高压开始，究竟依据什么？ 

　　从电网特点看，特高压交流具有交流电网的基本特征，可以形成坚强的网架结构，理论上其规模和覆盖面是不受限制的，对电力的传输、交换、疏散十分灵活。特高压直流是直达快车，不能形成网络，必须依附于坚强的交流输电网才能发挥作用，在受端电网直流落点过多，也存在着安全隐患。 

　　因此，我国发展特高压电网遵循如下原则：交流特高压定位于更高一级电压等级的网架建设和跨大区联网送电；而±800千伏级直流输电将定位于我国西部大水电基地和大煤电基地的超远距离大容量外送上。国家电网公司以1000千伏晋东南—南阳—荆门交流特高压试验示范工程作为我国特高压电网的起步工程，正是基于这样的考虑。 

　　发展1000千伏特高压交流输电工程与500千伏输电工程相比，也具有明显的经济优势。 

　　一是交流特高压在线路工程投资上有优势。以“晋东南—荆门交流特高压试验示范工程”为例，该工程计划建设1000千伏特高压输电线路，线路全长654公里。根据《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》的结论，该工程静态投资为56.88亿元，动态投资为58.57亿元。据此估算，1000千伏线路工程单位容量造价与500千伏线路工程之比为0.63，这说明1000千伏线路工程造价远低于500千伏线路工程。 

　　二是交流特高压能够发挥巨大的联网效益。华中电网水电比例较高，约占40%，华北电网火电比例则达97%。通过交流特高压联合运行，一是可以消纳华中（四川）富余的水电，最大限度地减少弃水，二是能够取得华北向华中输送煤电的效益，三是能够获得更大规模联网效益，主要是减少装机的容量效益。 

　　三是交流特高压工程具有电价竞争力。各负荷中心地区无论是通过特高压交流电网从晋陕蒙宁煤电基地购电，还是通过特高压直流工程从水电基地或呼盟煤电基地购电，都比从本地购电更为便宜。仍以“晋东南—荆门交流特高压试验示范工程”为例，依据《国家发展与改革委关于印发电价改革实施办法的通知》等文件，测算试验示范工程输电价格为0.06元／千瓦时。根据国家发改委公布各省新投产机组标杆上网电价，山西省脱硫燃煤机组上网电价（含税）为0.25元／千瓦时，湖北省为0.335元／千瓦时，以试验示范工程输电价格为0.06元／千瓦时、线损电价为0.005元／千瓦时为基础计算，山西电力通过交流特高压线路送到湖北，到网电价为0.315元，低于湖北省0.335元／千瓦时的上网电价水平，通过该工程将晋东南电力输送到华中，电价低于华中本地火电电价。因此，交流特高压工程具有较强价格竞争能力。 

　　可见，特高压交流输电技术在技术上可行，在经济上有优势，与直流特高压技术相辅相成、互为补充。我国发展特高压输电技术的时机已经成熟。