國外特高壓交流輸電的發展概況

1特高壓輸電線路運行歷程20世紀50年代，該系統采用了380kv和500kv電壓等級，并在20世紀60年代采用了蘇聯、美國和加拿大國家采用的750kv電壓等級后，由于電網供電能力的增加，供電走廊的配置變得越來越困難，短路電流接近開關的極限，美、蘇、日本和意大利開始研究1000.1200kv電壓的特高壓通信技術，并在1公里范圍內建立了試驗線路。其后由于用電增長較規劃慢得多等種因素,部分國家停止了試驗工作,只有前蘇聯和日本根據電網規劃建設了特高壓交流輸電工程。前蘇聯為了優化利用煤炭資源,規劃在哈薩克斯坦的埃基巴斯圖茲煤礦建設數座容量為4~6GW的發電廠,用1150kV交流和±750kV直流輸電線路向俄羅斯的歐洲部分送電,同時在1150kV交流線路中建設幾個降壓變電站向沿線城市供電。1981~1994年共建成1150kV輸電線路2364km,其中?；退箞D茲—科克切塔夫—庫斯坦奈線路長900km,于1985年開始按1150kV設計電壓運行,前蘇聯解體后,輸電容量大幅度減少,降壓為500kV運行。日本東京電網在東京東北約300km處的福島建設了兩座核電站及一座火電站,總容量為12.3GW,在西北方向約200km處的柏崎刈羽建設了容量為8.21GW的核電站向東京地區供電,因輸電走廊布置困難,限制500kV短路電流,提高輸電技術及設備制造水平,經詳細技術經濟分析論證后決定采用1000kV電壓等級的特高壓交流輸電方式,建設(福島)南磐城—新今市—西群馬(長239km)、柏崎刈羽—西群馬(110km)、西群馬—東京東山黎(138km)等三條1000kV同桿并架雙回路輸電線路向東京電網送電,并與電廠投產初期已建成的多回500kV線路并列運行。由于部分核電機組投產進度推遲,先降壓為500kV運行,計劃于2010年前后升壓至1000kV運行。60年代意大利規劃在南部建設大容量核電站向北部負荷中心地區供電,經研究后決定采用1000kV電壓等級,后因停止建設核電,改在負荷中心地區建設天然氣電站,又因負荷增長速度較預測值低得多等原因,認為近期內沒有必要建設特高壓交流輸電工程。70年代美國規劃在10~15年內建設一批容量為3~4GW的火電廠以及大容量核電站,形成總容量達8~10GW的電站群向500km以內的負荷中心地區供電。1977年后美國的用電增長速度大幅度下降,由5.6%降到2.4%左右,停建了大批核電廠及部分火電廠。由于環境保護要求的提高及能源結構的變化,80年代以后新建的發電廠中50%~60%是天然氣電廠,電網內沒有發展中距離大容量輸電工程的必要,因而暫時停止了特高壓輸電技術的試驗研究工作。經過前一階段的大量研究試制工作,俄羅斯、日本、西歐、美國的許多制造廠已掌握了特高壓設備的制造技術,有可能供給產品及轉讓技術。由上述分析可見,采用特高壓交流輸電方式主要是為了滿足電網發展大容量中、長距輸電工程的需要,并可解決輸電走廊布置困難、短路容量受限等問題,其適應范圍包括:(1)沿線有降壓供電需要的大容量遠距離輸電,如前蘇聯的哈薩克斯坦—歐洲輸電工程;(2)用電密集、輸電走廊布置困難的500kV電網的中距離大容量輸電,同時改善電網結構,如日本東京電網;(3)兩大電網間的大容量聯網輸電干線。2發電將達到東南角區域400w改革開放以來我國電力工業發展迅速,2003年全國大陸地區發電量1905.3TWh,發電裝機容量391GW,2004年發電量又增長了15%左右,2005年將繼續快速增長,預計將達到2410TWh,發電裝機容量將達到490~500GW,該發電量相當于1984年美國的發電量,而裝機容量則較當時美國(672GW)少得多,可見,發電裝機容量過少是缺電的主要原因。預測2010年發電量將達到3240~3350TWh(如年均增長保持在6%~6.75%),發電裝機容量將達到710~740GW,2020年發電量將達到5000~5400TWh(如年均增長保持在4.5%~5%),發電裝機容量將達到1100~1200GW。與美國預測的2020年發電量(5500TWh)、發電裝機容量(1250GW)大體相近。2020年后在總量上將超過美國,而人均用電水平則低得多。電力工業的快速增長、電廠電網容量的增大對發電輸電技術提出了許多新的要求,特高壓交流輸電技術已成為迫切需要研究解決的問題,其原因如下:(1)輸電工程送電方案比選我國水力資源及煤炭資源豐富,油氣資源不多,因此電源結構以燃煤火電(60%~70%)及水電(25%左右)為主,今后還要加快發展核電,天然氣發電由于受資源限制占電源的比重不大。我國80%水電資源分布在東部沿海和中部地區,開發水電必須與“西電東送”相結合,發展長距離大容量輸電。我國的煤炭資源分布也不均衡,在已探明的1萬億噸儲量中73%集中在晉、陜、蒙、寧、貴五省(區),在這些礦區將建設一部分大容量火電廠向東部沿海地區送電,這也需要建設一批中長距離大容量送電工程。目前我國已初步形成北、中、南三大輸電通道,規劃今后將有更大的發展。北部通道將山西、蒙西、陜北、寧夏的大型火電及黃河上游部分的水電向京津冀及山東電網送電,送電距離為400~1500km,規劃2005年送電5.5GW,2010年送電20GW,2020年送電44GW。中部通道將三峽及金沙江梯級、四川水電向華東、華中電網送電,送電距離為300~2000km,規劃2005年送電7GW,2010年送電16.7GW,2020年送電40GW。南部通道將云南水電及貴州水火電送到廣東、廣西,送電距離為400~1600km,規劃2005年送電8GW,2010年送電18GW,2020年送電30~40GW。由于缺少特高壓輸變電技術方面的經濟資料,且國外還沒有成熟的經驗,我國在規劃中選擇了近距離輸電采用多回500kV交流輸電,遠距離輸電采用超高壓直流的組合輸電方案。在特高壓送電的可行性方面,除對溪洛渡和向家壩水電站采用1150kV交流輸電方案進行了初步研究以外,對其他電壓等級的輸電方案都沒有進行研究比較。因此有必要對直流或多回500kV交流輸電方案與特高壓交流輸電方案作進一步研究比較,擇優選定輸電方案。北部通道的山西及內蒙已有8回500kV線路向京津唐電網供電,規劃今后還要建設十余回500kV線路,考慮到輸電走廊的布置日益困難、短路容量增大及輸電的經濟合理性,需研究將其中一部分500kV交流改為特高壓交流輸電的可行性。中部通道的溪洛渡向家壩水電站的總裝機容量為18.6GW,初步確定建設5回±620~650kV直流輸電工程向華東(3回)及華中(2回)送電,其中向華中送電沒有進行過直流與特高壓交流輸電方案的比較,如考慮到華中與川渝已形成一個電網,溪洛渡、向家壩水電站離重慶較近,將來用電增大后有就近落點向重慶、萬縣等地區供電的可能,以及加強華中電網結構的需要,采用1000kV交流向華中送電可能更為合適。目前南部通道的送電容量為7~8GW,采用交直流混合送電方式。以后規劃將瀾滄江、金沙江下游及怒江新開發的水電送到廣東,目前規劃采用直流輸電方式,沿線途經云南、廣西負荷中心地區,將來也有降壓受電的需要,因此也應研究采用1000kV交流替代部分直流輸電工程的可行性、經濟性及合理性。國內外的實踐表明,大型水電站在建設初期主要向遠處負荷中心地區供電,隨著附近及輸電線路經過的中間地區的用電增加,遠距離送電量日益減少,向附近及中間地區的供電量逐漸增加,在電網規劃和建設輸變電工程的過程中,需考慮適應這種變化的靈活性,特高壓交流輸電方式比超高壓直流輸電方式有明顯的優越性。(2)特高壓交流輸電系統為日本、數據分析提供了依據我國用電比較集中的華東長江三角洲地區、廣東珠江三角洲地區的500kV電網已開始出現輸電走廊布置困難、開關斷開容量不夠等問題,這說明500kV電網已不能適應發展需要,需研究更高電壓等級輸電的問題。日本東京電網在20世紀80年代已確定采用1000kV電壓輸電方式,建設特高壓交流輸電工程來解決距離約為300km的大容量核電站向東京送電的問題,并改善電網結構。華東電網長江三角洲地區的用電除少部分依靠“西電東送”以外,主要依靠浙江沿海、江蘇沿江沿海地區的大型燃煤火電和核電站。大型火電站的裝機容量一般約為4~5GW,核電站的裝機容量約為5~8GW,輸電距離約為200~500km,有的已形成電站群,如在寧波附近建設的三個大型火電站總裝機容量約為15GW,輸電容量和距離均已超過500kV電壓等級輸電的經濟合理性范圍,迫切需要研究采用特高壓交流輸電的經濟合理性。廣東電網也有類似情況。(3)聯合電網間的大規模聯網送電工程實現電源的優化配置,發揮電網的互相調劑及因時差氣候不同的高峰負荷錯峰作用,在發展“西電東送”的同時,還要加強建設北、中、南三大聯合電網間的大容量聯網送電工程,更好地發揮全國聯網的作用?，F有的500kV輸電線送電容量太少,不能滿足南北聯網加強后的需要,特高壓聯網送電的送電容量大,有利于提高送電的穩定性和整個電網的安全運行水平,可以更好地發揮南北聯網作用,也有利于電網的分層分級管理。(4)直流輸電線可靠性分析直流輸電的可靠性不如交流輸電高。當有多條直流輸電線同時向電網內的一個地區送電時,一回直流線路發生故障對其他直流輸電線的影響尚無資料及經驗可供借鑒。目前我國規劃了7回直流線路向長江三角洲地區送電,6~7回直流線路向廣東珠江三角洲地區送電。這些直流線路的可靠性比特高壓交流輸電的差。采用特高壓交流輸電還可以逐步形成特高壓電網,成為電網的主網架,進一步提高電網的安全穩定運行水平。(5)特高壓交流輸電的技術難題20世紀70~80年代國外對特高壓交流輸電技術已作了大量的科學研究工作,并制造或試制了輸電設備。80~90年代我國也開展了大量的科學研究工作,有研究試制特高壓交流輸電設備的能力,因此特高壓交流輸電在技術上難度不大,有可能在近期內組織實施。特高壓交流輸電技術及其設備的科學研究成果,也可用于750kV、500kV及以下電壓等級設備的制造技術,提高設備質量和技術水平。3一些建議(1)特高壓交流輸電線路建設方案比選如上所述,我國已有采用特高壓交流輸電的必要性,設備制造采購的難度也不大。為什么沒有采用呢?主要是認識不一致。有人認為特高壓交流輸電在國外沒有成熟的應用經驗,設備采購價高,國內科研工作的深度不夠,設備制造困難,技術經濟指標差等,在2020年前中國沒有發展特高壓交流輸電的必要。檢驗真理的唯一標準是實踐,只有實踐才能說明中國發展特高壓交流輸電的可行性。在沒有達成共識之前,建議結合今后電網的發展情況先建設試驗線路?？晒┻x擇的方案有:(1)宜賓—重慶,輸電容量為2~3GW,線路長250km;(2)寧?！贾荨虾?輸電容量為6~8GW,同桿并架雙回線路長350km,或者淮南—杭州—上海500km;(3)從南方電網、華北電網中選擇一個項目,開展科研、設備試制、送變電工程建設等工作。在設備試制出來之前,這些線路可先降壓為500kV運行;在升壓為1000kV運行成功后,總結推廣應用。(2)關于9.2電壓等級的選擇1984年5月20日國務院重大技術裝備領導小組、國家計委、國家經貿委在國重裝7號:《關于確定提高超高壓輸變電電壓等級聯合通知》中明確規定:“500kV以上電壓等級以采用1000kV為宜,750kV電壓等級與500kV電壓等級相差太近,不宜采用。除西北電網希望采用750kV電壓等級外,其他廣大電網都不希望在500kV之上再架設750kV線路。因為這不僅增加建設投資而且于安全運行不利”。現在看來上述決定是正確的,符合我國的實際情況。特高壓輸電的電壓等級早已確定,因此要迅速加強對1000kV輸電技術和設備制造的科學研究及試制工作,制定科研和設備試制計劃。國家主管部門、電網公司和制造企業在經費上應給以足夠支持,引進國外的先進設備及制造技術,爭取在2~3年內取得具體成果。(3)爭取政府積極扶持,爭取技術扶持,爭取技術保障由于新產品的試制需要一定費用,設備價格高,采用新技術新產品有一定風險,需要在資金上給予一定補貼,在核準項目、建設征地、進口產品、引進制造技術等方面,優先支持并給以優惠政策待遇,爭取在2010年前后