老曾博客32

业界同仁稿件选登(1５)

构建华东1000KV特高压交流

电网的决策将是绝对错误的

电力系统部分专家与国家电网公司针对“1000KV交流特高压输电技术，特别是‘三华电网’”涉及安全、输送能力和经济性等方面的争论已经持续了近八年之久。晋东南经南阳至荆门1000KV交流特高压试验示范工程（扩建）投产也已近10个月，很显然由于送电业绩不佳，国网公司对该项目试验及投产运行以来的累计送电小时数、累计送电量及最大送电负荷等相关数据至今未正式向全社会公布，国务院主管部门也未对该试验工程组织验收，这就更加促使电力系统一些老专家对试验工程“稳定输送500万千瓦”输电能力等问题持续提出强烈质疑。

在这种情况下，国网公司又提出建设华东长三角1000KV交流特高压网架的规划报告，拟建设1000KV淮南-南京-泰州-苏州-上海交流特高压输电工程，加上已批准建设的1000KV淮南-浙北-上海交流特高压输电工程（已开工），将构成长三角1000KV交流特高压（环形）网架。国网公司同时提出拟建设1000KV浙北-浙中-浙南-福州-厦门交流特高压输电工程（注：在浙北与上述环形网架连接）。自此，将会形成华东五省市1000KV交流特高压网架，这实际上是“三华电网”的影子。我们不赞成建设“三华电网”，同样，我们也反对建设华东1000KV交流特高压网架。理由如下：

在华东500KV主网架上再搭建一个1000KV网架是电网规划发展的战略层面问题，必须慎之又慎。决定电网互联发展的战略因素主要有两点：第一，动力资源开发和利用；第二，互联网的技术经济效益。

一、没有建设1000KV华东特高压交流网架的必要性

1、华东电网五省市之间没有大量能源相互输入、输出

华东五省市是我国经济发达地区，2011年GDP约占全国GDP的26%，装机和全社会用电量分别占到全国总量的20.6%和24.4%。但华东地区又是我国能源资源最缺乏的地区之一，“缺煤、少水、没有油”，煤炭保有储量占全国总量的2.6%，水能资源仅占全国技术开发总量的2.2%。据2009年的资料统计，华东五省市煤炭产量为17588万吨，而煤炭的总消耗量为59359万吨，净调入量达到41711万吨。其中：上海调入5305万吨、江苏调入18788万吨、浙江调入13263万吨、福建调入4643万吨、安徽调出228万吨。

但从2010年起，安徽已从煤炭调出省逐步转为煤炭的调入省。2011年，虽然安徽向华东主网输送电量435亿千瓦时（其中输送江苏222亿千瓦时、输送浙江213亿千瓦时），但其部分发电用煤是从由山西经大秦线运至秦皇岛、再经海运转江运到安徽相关发电厂，已经出现了煤电倒流的情况（煤从上海来，电再送回上海）。安徽受本省经济发展需求增长和煤炭资源产能的制约，向华东主网送电的阶段性时机正在逐渐消失，安徽电力外送是不可持续的。

福建省有一定的水能资源，至2011年水电装机为1125万千瓦，可发电量289亿千瓦时，仅占福建省年用电总量的18.3%。只能在某种水文年份（如丰水年），可以与华东主网互通有无，一般约40亿千瓦时/年，最大达到过63亿千瓦时/年。但这种交换随着福建经济发展将逐步减少，也是不可持续的，因为福建也是缺能省。

综上所述，华东五省市能源资源的特点决定了省市之间不会出现大规模的能量交换。以2011年各省市的电量交换为例：华东全社会用电量为11471亿千瓦时，发电量为10986亿千瓦时，缺电量485亿千瓦时，由山西阳城补充158亿千瓦时、三峡送电327亿千瓦时。上海、江苏、浙江三省市的交换电量仅为150亿千瓦时，形成这种情况的能量交换，主要是三峡送电华东直流第一个落点在常州所造成的，如果该落点在上海、江苏、浙江三省市交界处的莲塘（原方案），则三省市将几乎没有电量的交换。所以从华东电网实际出发，根本不需要1000KV交流特高压网架用于省间电力交换。

2、华东电网已有的17回500KV交流联络线可以实现互联网的技术经济效益

众所周知，相邻电网实现互联可以获得巨大的技术经济效益，如：错峰效益（降低最大负荷峰值），规模效益（可以装设大机组），水火互补效益（调峰和季节性电能利用），周边地区互通有无以及重大事故情况下的紧急支援等等。所以世界各国在发展电网方面特别注重电网之间的互联。包括北美、欧洲、俄罗斯、日本和我国在内，积极发展区域电网互联，是不以人的意志为转移的客观规律。但是，随着电力系统的发展和规模的扩大，上述联网的部分技术经济效益已经在发展的过程中获得实现。如规模效益、水火互补效益（特别是华东电网）等等。在现阶段，电网互联的技术经济效益主要是周边互通有无和发生重大事故的紧急支援。

至于错峰效益，包括两种情况，即（1）季错峰（如南方为夏高峰、北方为冬高峰）和日错峰。经过几十年的社会实践，我们认为电网的错峰效益是存在的。但季错峰主要用于补充发电机组检修所需要的容量。如北方高峰出现在冬季（取暖）、夏季则会出现季节性低谷，可以利用这段时期进行机组检修；而南方则相反，冬季低谷时同样要安排机组检修。因此，错峰容量不能外送作为对方的电源。（2）日错峰是随机的，具有不确定性。如某省电网负荷高峰出现在上午10点，而另一省电网负荷高峰出现在10点30分（有时也有重叠）；或者某省电网负荷高峰出现在周三，而另一电网负荷高峰出现在周五。从统计学原理可以说存在日错峰，但由于它是随机、不确定的，尤其是在用电高峰季节，负荷高峰峰值重叠的概率越高，所以说日错峰很难量化，难以用经济效益来衡量。但有一定的技术效益，即可以一定程度提高供电的可靠性。有人说构建华东1000KV特高压交流网架可以获得700万千瓦的错峰效益，完全是没有根据的欺人之谈。我可以负责任地说，我国已经实现了全国电网的互联，但日错峰效益几乎一个千瓦也没有拿到。

目前，华东电网五省市之间共有17回500KV联络线，交换能力可以达到1700万千瓦以上，完全可以实现华东电网各省电网互联的技术经济效益。可以说该拿到的联网效益全部都拿到了，拿不到的不管采取什么办法也拿不到。所以，完全没有必要花大钱构建华东1000KV特高压交流网架。

3、根据稳定导则的要求，主网架的作用是构建接受、分配外来电和枢纽变电站之间事故支援的平台。目前，长三角内已有500KV变电站之间的距离不到100公里（每个站的供电半径不足50公里），站与站之间也已实现了强强互联，500KV交流线路每一条的送电能力约为100~150万千瓦。所以，采用500KV电压等级作为主网电压是经济合理的，完全可以完成电力接受、分配和事故情况下的相互支援任务。

目前，世界各国主网电压都没有超过500KV等级。如美国、加拿大、日本的主网电压为500KV，欧洲主网电压为400KV。国家电网公司拟在华东500KV网架上再构建一个1000KV特高压交流网架，环网全长1436公里，布置7个变电站，平均站距为205公里，供电半径为100公里。这实际上是在花1000KV网架的钱，而建成的1000KV网架当500KV网架用，势必造成了极大的浪费！同时还形成多个1000KV/500KV电磁环网、造成电网结构的复杂化，增加分级调度的困难。

4、华东电网接受外区来电应以直流输电为主

自1891年交流电面世以来，交流电的特点特性（即：稳定性限制和不确定性）至今尚未改变，这就是自然规律。随着电力系统用电负荷的增长和能源资源分布的不均衡，客观上要求提高电压、增加送电距离、提高送电容量。但特高压交流在大容量、远距离输电方面远不如直流输电。1000KV特高压交流输电由于稳定性问题，输送功率上不去，所以技术经济效益极差。

直流输电优势明显。从上世纪20年代开始，世界上许多科学界和电力系统工程技术人员就预见到电力系统的稳定是限制交流电远距离输送的重要因素（见苏联著名电力系统专家日丹诺夫著《电力系统稳定》），开始研究直流输电的必要性和可能性。到上世纪60年代，可控硅整流元件的出现，为换流设备的制造开辟了新的途径，高压直流输电逐渐成为了可能。到目前为止，世界上已建成电压不等的直流输电工程约50~60项。我国已建成的±800KV直流输电工程送电规模为500~640万千瓦，处于世界领先地位。实践证明，直流输电具有显著的优越性，可以从电源某地直达用电中心，是名符其实的电力高速路。根据国内外经验，送电距离超过500~700公里，直流输电是经济的。所以，近30~40年，国内外在输电技术上侧重对直流输电的研究，发达国家的交流输电最高电压则停留在750KV电压及以下，这就是世界输电技术发展的现状和总趋势。

由于华东电网电能短缺，接受部分外区来电势在必行。且送电距离均在1500公里以上，采用直流输电是经济合理的。只要直流输电的规模适当（不超过受端电网的承受能力）、布局合理，现有华东电网500KV网架是完全可以承受的。

但直流输电也不是电压越高越好、容量越大越好。必须警惕通过未经科学论证、人为扩大直流输电规模、以超越受端电网安全稳定运行底线为由，要挟甚至逼迫构建受端1000KV交流特高压网架做支撑的极端错误做法。“强交强直”、“不交不直”的论调是违背实事求是原则和科学发展要求的。试想，用800亿元（华东1000KV特高压交流网架动态估算总投资）去保直流输电故障下的支援，是多么荒唐！

5、构建1000KV交流网架将使华东主网短路电流有增无减

电网短路电流超标的原因主要是电网结构不合理或变电站设备选择的标准低造成的。应当不断优化电网结构，如采用立体双层布置，将不合理的联络线开断等等。美国和欧洲的电网规模比我国大许多，特别是欧洲最高运行电压仅为400KV，而短路电流问题并不突出。世界上也没有哪一个国家为解决短路电流问题而提高电压。提高电压是输电的需要。按国网公司的规划，短路电流将有增无减。

二、华东1000KV特高压交流电网的最大弊端是威胁电网安全

1、特高压交流联网为重蹈印度大停电的覆辙埋下重大隐患

目前华东电网已形成了以500KV为骨干网架的互联电网，网架是坚强的，结构基本是合理的。华东五省之间有17条500KV联络线，功率交换可达1700万千瓦，完全可以适应华东电网安全稳定运行要求。国网公司规划在上述500KV主网上再搭建一个1000KV网架，由于电压过高，华东各省由于电源（发电厂）离负荷中心较近，无电源接入1000KV特高压网架，所以这个特高压网架将是一个“无（电）源网架”，1000KV线路也将成为“无电线”。而且这个网架是在华东电网原有的30~40条500KV线路以上搭建的，必然构成多个强弱不等的500KV与1000KV电磁环网。使五省的联络线由此前的17条变为35条联络线（注：1000KV新增18条联络线）。如此的华东电网将变成主次不分的“渔网”，将华东五省市紧紧地捆绑在一起，这样的后果是：严重恶化了电网结构，增加了调度、管理的复杂性，一旦发生严重故障将不可避免地波及全网，大大增加华东电网事故大停电的概率，严重危及华东电网安全。印度2012年7月30、31日大停电事故是“三华电网”同时也是华东电网的一面镜子：印度五大电网之间的联络线有44条，比华东电网还多。如此惨痛的教训值得所有人深思。

2、合理的电网结构是电网安全稳定运行的基础

华东电网2011年末全网装机21700万千瓦，到2020年前后装机可达40000万千瓦，届时江苏、浙江两省装机各约在1亿千瓦以上。随着电网规模的扩大，从调度、管理和安全运行出发，华东电网将进一步形成以省为实体的区域互联网，更加注重电源的分层（即分电压）和分区。省与省之间的联络线要更加清晰合理，同时对联络线要更具有可控性，这是电网安全稳定运行的需要，是建立第三道防线的前提和基础。而1000KV特高压交流电网的建设彻底打破了原有清晰的网架管理结构，增加了调度的复杂性，不仅对已经实践证明为合理的生产力与生产关系的破坏，而且为电网的安全稳定运行埋下了隐患。

3、电网的仿真计算具有较大的局限性

电网在发展的不同阶段却具有不同的特点，如电网发展初期（规模小、电压等级低、结构简单），故障形态基本为可确定性。稳定性破坏事故多为暂态，事故过程在1~2秒钟（且为单一的n-1或n -2）。但到如今的现代化复杂电网，故障形态多为重叠故障，而具有随机性和不确定性，事故过程长以“分”计。仿真计算不可避免地具有局限性，这种局限性来源于人们思维的局限性和网络参数的假定性。所以，自动化安全稳定装置的可靠性同样具有一定的不确定性。盲目相信仿真计算结果并依赖自动化安全稳定装置，从而认为电网是“绝对安全”的，这只能是无知的“现代迷信”。数次美加大停电、今年7月末印度大停电和2006年7月1日我国河南电网稳定破坏事故，所有的安全稳定自动装置全部失效，就是最现实的例证。因此，现代化大电网必须注重电网结构的规划建设，合理的电网结构是电网安全稳定运行的基础，只有电网结构合理，安全自动装置才能发挥应有的作用。

三、华东1000KV交流特高压电网将在经济上造成极大浪费

根据有关资料介绍，华东1000KV交流特高压网架包括：

（1）淮南-南京-泰州-苏州-上海1000KV交流特高压输电工程，线路全长2×780公里，1000KV变电站变电总容量1200万千伏安，耗资260.5亿元人民币（静态投资）；

（2）淮南-皖南-浙北-上海1000KV交流特高压输电工程，线路全长2×656公里，1000KV变电站变电总容量2100万千伏安，耗资185.4亿元（静态投资）；

（3）浙北-浙中-浙南-福州-厦门1000KV交流特高压输电工程，线路全长2×903公里，1000KV变电站变电总容量2400万千伏安，耗资298亿元（静态投资）。

上述三个工程总计线路长度2×2339公里，11座1000KV变电站变电总容量5700万千伏安，静态总投资743.9亿元人民币，估计动态总投资将超过800亿元。华东1000KV特高压交流电网耗资巨大，仅每年的财务费用支出估算就将达到50亿元（贷款利率6.3%）。

正如以上所述，华东1000KV电网将会是一个“无（电）源网架”，线路是“无电线”。因此可以断定，仅依靠送电效益还贷根本是不可能的，还贷的唯一依靠只能是提高电价。

有人提出1000KV交流特高压远距离输电存在输送能力差和稳定性问题，是否短距离输电可以发挥作用呢？实际上就短距离输电而言，1000KV交流特高压也不占优势，300~500公里这是500KV线路合理的输电范围。

为什么1000KV交流输电在送电能力上不占优势呢？其主要原因是：交流特高压需要在送端、受端分别增加升、降压变压器（俗称“戴帽子”）。两端600万千伏安变压器增加电抗76.2欧姆，相当于增加单回线路长度300公里、双回线路长度600公里。因此，同样300公里输电距离，1000KV交流线路的极限送电能力仅为500交流线路的1.5~2倍，但前者的投资巨大，投入产出经济效益极差。例如：

300公里1000KV交流输电估算总投资104亿元，其中：同杆并架双回线路每公里单位造价1800万元，300公里共54亿元；1000KV送、受端变电站投资50亿元。

300公里500KV紧凑型4回估算总投资仅为21.6亿元。

输送同样的功率，1000KV电压等级的投资为500KV线路投资（紧凑型）的4.8~5.3倍！

事实将证明，华东1000KV特高压交流网架的建设不但不能给华东经济发展和人民生活带来新的效益，反而会增加负担，还可能造成大停电的灾难性后果。

四、三点建议：

1、国务院主管部门应尽快组织1000KV晋东南经南阳至荆门交流特高压试验工程专家验收，公布试验和运行相关数据，实事求是地评估试验工程的成败，总结经验教训，给社会公众一个交代。

2、在主管部门对试验工程验收并作出结论前，停止华东1000KV特高压交流电网单项工程的核准。

3、华东1000KV特高压交流电网单项工程核准的批复文件中，必须明确相关考核指标，并应同时明确：（1）项目系统调试和投产后，对应核准文件考核指标相关数据的定期公布制度；（2）项目后评估安排；（3）可追溯的责任单位及其相关负责人。

2011年核准1000KV淮南-皖南-浙北-上海特高压交流输电工程将会面临投产后无电可送的尴尬局面（按：安徽省从外省买煤发电再外送将沦为国际玩笑），若在此基础上搭建完整的华东1000KV特高压交流网架，必将是错上加错。

历史的惩罚是无情的，让我们拭目以待。

2012年10月24日

注：网友参与技术交流的方式参见《博客平台改版告白—落实开博宗旨的无奈举措》的博文。