特高压发展轨迹探讨 看三华电网如何形成

表面上看“三华电网”成为争议的焦点，而实质上矛头还是指向特高压交流的建设，不管公众如何质疑，看看特高压发展的轨迹，似乎会有些规律可循。

2009年1月6日，中国晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程投产，至今已成功运行4个多月。作为中国自主研发、设计和建设的首条1000千伏输变电工程，它的投产和运行，充分验证了特高压交流输电技术的可行性，设备制造能力和环境友好水平。为贯彻实施中国能源战略的发展，建设大型能源基地，改变以往追求局部供需平衡的电力格局，满足中国电力需求的持续增长提供了可靠有效的技术手段。

随着特高压技术的推广，特高压输电在远距离、大容量、低损耗方面的优越性已形成广泛共识。同时特高压电网的建设将对中国现有的500千伏电网发展带来一定的影响，其合理的电网规模和安全性成为广泛关注的焦点。

本文在分析中国能源资源及需求情况的基础上，提出中国特高压电网的未来格局及结构特点，阐述中国同步电网的构建思路，并分析论证同步电网的安全性、经济性。结合“十二五”期间相关煤电基地开发，详细分析了特高压电网发展初期的建设路径。

1、中国发展特高压是必然选择

中国资源与需求逆向分布的客观条件和经济快速发展的阶段，决定了中国必须改变电力发展方式，加快大煤电、大水电、大核电以及大可再生能源基地的开发，推动实施“一特四大”战略，建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网。

中国正处在重化工业阶段，经济社会快速发展，能源和电力需求强劲。尽管当前国际金融危机对中国经济带来很大冲击，从长远看，中国电力工业仍处于持续快速增长的重要机遇期。根据国民经济和社会发展规划，预计2020年全社会用电量达到10万亿千瓦时，主要集中的东部沿海和南方地区，包括华中、华东和广东，需要大容量的送电以满足快速增长的负荷需求。

另一方面，中国大型能源基地距离负荷中心较远，需要远距离的电能输送。从中国国情来看，在未来较长一段时期内，煤电将是中国的主导电源结构，大规模的煤电基地的开发也符合中国的能源战略发展方向。中国煤电“十一五”规划开发的十三个煤电基地，主要分布在西北、东北地区，距离华中、华东目标市场送电距离在800~2000公里。中国的大水电主要集中在金沙江、雅砻江、大渡河及澜沧江上，西南水电距离华中、华东负荷中心的距离在1500~2000公里。随着可持续发展战略的实施，中国规划建设六个千万千瓦级的大型风电基地，主要位于甘肃、新疆、蒙西、蒙东及沿海地区，北部风电的大规模开发，如此大容量的风电开发，需要通过电网外送消纳，送电距离在1000~2500公里。对于1000千伏交流输电电压等级，上述送电距离是其合理的输电距离。作为重要电源的核电基地，为充分利用宝贵的厂址资源，有必要实现规模化建设开发，也涉及到大规模送出的问题，并为特高压受端电网提供必要的电源支撑。

对于远距离、大容量送电来说，现有的500千伏电网已经无法满足电力输送的要求。新建输电线路若仍采用500千伏电压等级，长距离送电中需加设众多中间站点，并受单根导线送电容量的限制，变电、线路造价会大幅上升，线路走廊也会愈加紧张，经济性很差。特高压交直流线路的送电能力远远大于现有500千伏交直流输电，采用特高压输电技术可以解决上述技术问题，具有更优的经济性，满足大电网持续快速增长的输电需求。

2 、中国未来特高压电网发展格局

中国区域电网地理位置及形状特点，以及负荷需求，使得中国特高压电网未来将形成包括“三华”电网、东北电网、西北电网、南方电网在内的四个主要同步电网。

2.1 负荷中心的比邻和系统安全稳定的要求促使形成三华受端同步电网

形成受端电网，是电网发展的必然阶段，也是提高电网安全的客观要求。根据规划，中国2020年远距离输电规模将超过3亿千瓦，输电距离一般在800～3000公里范围，如此大规模的电力消纳，必须建设强大的受端电网，以接受大规模的外来电力。

从网架结构看，华北、华中及华东电网负荷中心相互比邻，相距约1000公里，为控制线路电压，需在输电线路中加设变电站。负荷中心间的输电距离，等效于500千伏约250公里的输电距离，环网长度是合理的。

从提高电力系统的安全稳定看，需要逐步加强受端电网的网络联系及电压支撑，为输电系统通过足够的短路容量，从而提高系统对外部电力的接纳和消纳能力，提高电网的安全性和电力供应的灵活性。通过特高压电网联结形成的受端“团状”结构，组成坚固的特高压网架，可以避免远距离输电中长链式结构电网稳定性较差的问题，保证系统具有较高的安全稳定水平。

因此，随着送电距离和送电规模的不断加大，为了保证电网的安全可靠运行，特高压输电线路会逐步在华北～华中～华东地区联结成网，形成坚固的“三华”特高压同步电网。

2.2 地理位置的制约和历史原因要求西北东北异步联网

东北电网呈链式分布，目前已于华北电网实现异步联网，未来在引入特高压技术的基础上，将仍然保持与华北电网的异步联系，从电网规模和受端电网结构考虑，避免形成长链式电网结构，不纳入同步电网。

西北电网由于历史原因，电压等级选择为750/330千伏，将继续通过直流实现与华北~华中~华东电网的异步联网。

这样，随着特高压电网的建设，中国未来将形成华北~华中~华东、东北、西北、南方四个主要同步电网格局，见图1。其中华北~华中~华东同步电网装机规模将达到9亿千瓦左右，覆盖范围230万平方公里。目前最大的欧洲同步电网，骨干网架电压等级为400千伏，装机规模约6亿千瓦，覆盖范围450万平方公里。以1000千伏的电压等级支持三华同步电网的规模也是合理的。

2.3 能源基地的分散分布促使特高压交直流共同发展

从送电方向来看，随着中国能源开发的西移和北移，未来中国大型电源主要集中在北部煤电基地和西南水电基地，而最大的受端市场在负荷密集的华东地区，将电力从电源送至受端地区，必然跨越华中、华北地区，送至华东负荷中心。同时，为满足华中、华北地区的负荷需求，在华中、华北负荷中心建设特高压变电站，实现大型水、火电基地电力的接力送出。

特高压交流电网基本能够覆盖距离负荷中心相对较近的能源基地，然而对于距离较远的其它能源基地，尤其是较远的西南水电、新疆火电和跨国送电等，通过交流特高压电网送出难度较大，从经济和环境等角度考虑，需要采用特高压直流送电。

从功能上，特高压交流具备交流电网的基本特征，除用于远距离、大容量输电外，当发展到一定阶段，可以构筑受端环网，形成骨干网架，用于疏散和消纳远方电力。特高压直流主要用于超远距离、大容量输电，不能成网，是点对点电力输送，也是交流输电的配合补充。

3、中国同步电网构建的安全性及经济性分析

目前，中国已基本形成全国联网格局，其中东北—华北通过直流背靠背实现异步联网，华北—华中通过1000千伏实现交流联网，华中—华东、华中—南方分别通过三回、一回500千伏直流实现异步联网，华中—西北电网通过直流背靠背实现异步联网。全国形成华北—华中、华东、东北、西北、南方五个主要同步电网。

3.1 同步电网构建及安全稳定性分析

特高压试验示范工程投产后，实现以华北、华中为核心的特高压交流联网。作为中国经济最为发达地区的华东电网，发电资源匮乏，华东地区煤炭保有储量占全国的5.9%，天然气探明保有储量占全国的6.96%，水力资源占3%，预计2020年华东电网的用电量将达到1.8亿千瓦时左右，约占全国电量的四分之一，负荷水平将超过3亿千瓦，是2008年的2倍以上。如此大的电力需求空间，足以支撑特高压电网的发展，也将其纳入特高压同步电网范畴也是合理的选择。一方面，华东地区经济发达，输电走廊资源极为紧张，通过特高压电网可以提高单位输电走廊的利用效率，节约宝贵的土地资源，并为沿海大核电基地的大容量传输创造条件。第二，华东电网与相邻的华北、华中电网实现同步互联，扩大的受端电网的规模和容量，有利于特高压电网的安全稳定，为接受大规模外来电力创造条件。第三，与单纯采用直流输电技术相比，华东直流密集落点可能带来一些技术问题，比如接地极选择困难、受端严重故障带来连续换相失败、直流多落点相互影响等问题，需要统筹考虑交直流电网的规划配合，坚强交流电网建设，进一步提高交直流电网运行的安全可靠性。第四，特高压电网的引入，通过网络联系、而非分散电源接入为华东电网提供了电力供应，为优化下一级电网结构、解决短路水平超标问题创造了条件。

建立合理的电网结构是电网安全稳定的基础，同时在同步电网构建论证过程中，对规划设想方案进行了详细的潮流、暂态稳定、小干扰稳定、短路电流、交直流相互影响及协调控制等方面的计算分析。计算分析表明，规划同步电网结构坚强，潮流分布均匀，流向合理，安全稳定水平高，抵御严重故障能力强，满足安全稳定导则的要求。

3.2 同步电网经济性分析

特高压输电也是能源输送体系的一部分。因此特高压电网的经济性体现在两个方面，一是输煤输电的经济性比较，一是特高压输电技术的经济性，包括不同电压等级、交直流经济性的比较。

发展特高压输电，是关系到国家能源布局、环境保护和区域经济协调发展的重要战略问题，也符合中国能源政策。中国能源资源与需求在地域上逆向分布的基本国情，决定了中国能源远距离、大规模传输的必然性。目前中国就地平衡的电力布局，受制于铁路运行的限制，频频导致煤电油运紧张。研究表明，采用特高压输电至华中、华东地区，与当地建设火电机组相比，特高压输电的到网电价明显低于中东部经济发达地区同期煤电机组的平均上网电价，将与中东部地区燃煤机组形成竞争态势，有利于降低电力供应总成本。从环境保护、区域经济发展、能源损耗等综合效益分析，需要坚持输美输电并举，加快发展输电。

特高压输电技术的经济性有一个逐步实现的过程，并且电网输电方式的选择涉及经济技术的全方位比较，比如500千伏大规模输电的走廊占用问题、多直流的落点选择问题，需要综合论证。随着特高压输电设备的推广应用，研发费用下降，设备造价将逐步降低。当特高压输电达到一定规模后，尤其是接近或达到其自然功率，经济性将十分明显。同时，特高压输电的经济性问题，需要与技术创新相结合，尽早完成可控并联电抗器、串联补偿装置、大容量开关等技术装备的研发工作，及时投入商业应用，促使特高压交流输电通道的输电能力逐步向经济功率靠拢。从而进一步提高特高压电网的经济性。

4、中国特高压电网初期发展路径

“十二五”初期，是中国特高压电网的发展初期，也是构建三华同步电网的关键时期。总结中国500千伏电网发展历程，借鉴国外电网发展的一般规律，对特高压发展的轨迹提供方向。

首先，建设淮南至上海特高压输电工程，满足淮南煤电基地送出需要。在试验示范工程的基础上，进一步向北部煤电基地延伸，加强华北-华中联网，提高电力输送能力。~晋东南和陕北地区是中国的重要煤电基地，在目前特高压试验示范工程的基础上，将特高压输电向北延伸至陕北地区，加大电源汇集能力，建设陕北至晋东南双回线路，及晋东南至南阳至荆门双回，将大大提高华北至华中电网送电能力，解决单回试验示范工程送电能力不足的问题。建设至长沙、武汉工程，进一步向负荷中心延伸，保障电力的合理消纳，提高华北~华中水火互济能力。

其次，结合蒙西、锡盟煤电基地开发，汇集北部电力，构建华北至华东特高压输电通道，形成三华同步电网。锡林郭勒盟煤炭资源丰富，保有资源储量为484亿吨，开发潜力巨大。煤田煤质以褐煤为主，发热量大多在3500千卡/千克，不适于远距离煤炭输送，宜于就地发电。蒙西地区是中国煤炭供应的主要地区，具备集约开发大型煤电基地的条件，规划装机容量超过4000万千瓦。建设锡盟、蒙西煤电基地输电工程，同时为保证电力合理输送和消纳，满足华北、华东地区负荷需求，新建煤电基地外送通道，形成华北电网与华东联网，为北部火电的大规模受入创造了条件。徐州作为华东地区的重要煤电基地，火电机组就近送入华东重负荷地区，补充北方电力输入，并提供必要的电压支撑。

然后，汇集西南清洁能源，构筑华中至华东输电通道，形成华北-华中-华东环网结构。

“十二五”初期，川渝水电基地盈余电力需要经特高压交流电网，容量约350万千瓦，考虑川渝本地用电需求的快速增长，建设特高压交流横向通道，在满足华中地区用电需求基础上，进一步向华东负荷中心送电。结合煤电、水电基地外送，考虑受端市场因素及外送距离，建成向家坝～上海、锦屏～苏南、宁东～绍兴特高压直流工程，形成特高压交直流并列运行的格局。国际合作蒙古电力通过±660千伏直流送入华北电网。

这样，到2012年，中国特高压电网将形成“两纵两横，东部环网”的“三华”特高压同步电网。“两纵”即陕北煤电基地经山西、河南、湖北至湖南通道，锡盟经北京、天津、山东、江苏至上海的通道;“两横”即蒙西基地经山西、河北至山东，以及川渝水电经重庆、湖北、安徽至江苏通道，同时构建地区小环网，共同形成连接大煤电、大水电基地和中东部负荷中心的电网结构。

在电网形成初期，高一级电网骨干网架尚未形成，线路的输电能力受到一定的限制。为提高高一级电网输电能力，尽快发挥特高压网架的远距离、大容量、低损耗的输电优势，有必要关注相关技术问题，特别是提高线路的输电能力，包括：一是加快发电机直接升压1000千伏主变的研发，或者机组通过两级升压接入1000千伏电网，提高特高压线路的输电能力，初步计算表明，提高送端电源接入电压等级，可提高远距离输电线路20%的输送能力;二是结合负荷需求，尽快形成受端电网，从网架结构上提高电网的输送能力;三是研发特高压串补置，减少输电线路阻抗，提高输电能力。

5 、结语

未来中国电力需求快速增长，电网建设规模迅速壮大，采用特高压输电技术具有较高的经济性与安全性。特高压交流输电规模主要取决于跨区电力流的规模，随着中国电力输送需求的不断增加，大型煤、水电基地的跨区域输电规模足以支撑特高压电网的输电发展，确保电网与电源协调发展。同时考虑电网运行的安全稳定性，中国最终将形成以“三华”特高压同步电网为核心的交、直流共同发展的特高压骨干网架。