我国特高压远距离输电技术日臻成熟.doc

我国特高压远距离输电技术日臻成熟2011年12月16日，由国家电网公司承建的1000千伏晋东南南阳荆门特高压交流试验示范工程扩建工程正式投产，单回线路输送能力达到500万千瓦，成为世界上运行电压最高、输电能力最强、技术水平最先进的交流输电工程。2011年12月16日，由国家电网公司承建的1000千伏晋东南南阳荆门特高压交流试验示范工程扩建工程正式投产，单回线路输送能力达到500万千瓦，成为世界上运行电压最高、输电能力最强、技术水平最先进的交流输电工程。为什么要扩建我国首个特高压工程特高压交流试验示范工程于2006年8月获得国家核准开工建设，由我国自主研发、设计、制造和建设，北起山西晋东南站，经河南南阳站，南至湖北荆门站，全线单回路架设，线路全长640公里。根据核准方案，该工程仅在两端变电站各安装了一组容量300万千伏安的特高压变压器，最大输电能力280万千瓦。特高压交流示范工程自2009年1月6日建成投运至今，一直保持安全稳定运行，截至今年11月，已累计输电260亿千瓦时。完成北电南送160多亿千瓦时，相当于晋煤外运约800多万吨，减轻大秦铁路400多列火车运力，有力缓解了运输压力，提升了电网资源优化配置能力；华中电网向华北电网输送清洁水电90多亿千瓦时，在减少丰水期弃水的同时，节约电煤430多万吨，减少二氧化碳排放约1000多万吨，促进了节能减排，实现了国家电网公司奉献清洁能源的目标。扩建工程的及时投运，将使华中受电通道容量大幅度增至500万千瓦，减轻铁路运煤运输压力，大大缓解迎峰度冬期间华中电网的电力供需紧张局面。近年来，随着我国电力需求的快速增长，局部地区电力供应偏紧的态势逐渐蔓延，2011年全国电力最大缺口约3000万千瓦，主要集中在华东、华中和南方电网。华中电网处于我国“西电东送，南北互供，全国联网”的枢纽位置，但由于水电装机比重高达43%，加上处于电煤运输末端的区位劣势，在当前输电比重较小的环境下，华中地区常年在枯水期出现季节性电力供需紧张局面。2010年12月，华中电网最大限电776万千瓦，2011年1月最大电力缺口1219万千瓦。为了充分发挥工程的输电能力和特高压大容量、远距离、低损耗输电的优势和资源优化配置能力，国家发改委于2010年12月29日核准建设本期扩建工程。工程扩建后，晋东南、南阳、荆门三站均装设两组容量300万千瓦的特高压主变，线路装设40%的串联补偿，具备了输送500万千瓦电力的能力。扩建工程有哪些亮点在工程扩建过程中，国家电网公司组织100多家参建单位，开展产学研用联合攻关，攻克了特高压串补等尖端技术，保证了特高压设备批量生产的质量稳定性，进一步提升了我国电力、机械行业的自主创新能力。扩建工程的建成投运，进一步验证了特高压交流大容量、远距离、低损耗输电的优势，是我国能源电力领域自主创新的重大成就，是世界电力发展史上的重要里程碑，进一步巩固、扩大了我国在国际高压输电技术开发、装备制造和工程应用领域的领先优势。“十二五”期间，我国将加快发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术。推广应用特高压交流试验示范工程扩建工程的创新成果，加快发展特高压输电，必将为推动我国电力工业科学发展、保障电力可靠供应和能源安全提供更为强大的动力。扩建工程的亮点主要表现在：代表了世界最高水平的交流输电工程自主创新、成功建设了目前世界上运行电压最高、输电能力最强、技术水平最先进的交流输电工程，运行稳定可靠，进一步验证了特高压交流大容量、远距离、低损耗输电的优势，是我国电网建设、运行整体水平迈上新台阶的重要标志。实现了特高压交流输电技术的新突破在特高压输电系统的串联补偿技术、过电压控制技术、特快速暂态过电压测量与控制技术、潜供电流、电磁环境、大型复杂电极操作冲击放电特性、大型电力设备抗地震技术、大电网运行控制技术等方面取得新突破，在世界上率先掌握了特高压大容量输电系统集成技术。创造了国际高压输变电设备的新纪录立足国内，研制成功了特高压串补、大容量特高压开关、双柱特高压变压器等代表世界最高水平的特高压交流新设备，指标优异、性能稳定，综合国产化率超过90%，刷新了主要输变电设备的世界纪录。依托工程实践，国内骨干电工设备制造企业的自主创新能力得到了进一步增强，国产设备的工艺质量水平和安全可靠性有了显著提升，在国际特高压设备制造领域形成了相对技术优势和竞争优势。特高压设备已成为我国电工设备制造企业走向世界的金色名片。标定了国际高压交流输电能力的新高度在单回640公里的特高压交流输电线路上，成功实现了500万千瓦电力的稳定输送，电网运行控制平稳、设备状态正常，创造了高压交流输电能力的世界纪录。建立了特高压交流输电技术标准体系在世界上率先建立了从系统集成、工程设计、设备制造、施工安装、调试试验到运行维护的全套技术标准和试验规范，在工程中得到全面应用和检验，为特高压交流输电大规模发展应用奠定了坚实基础。为什么选择特高压我国76%的煤炭资源分布在北部和西北部；80%的水能资源分布在西南部；绝大部分陆地风能、太阳能资源分布在西北部。同时，70%以上的能源需求却集中在东中部。能源基地与负荷中心的距离在1000到3000公里。这样一种布局提供了两种选择：要么在负荷中心区建设电站，要么在能源中心区建设电站后外送电力。在负荷中心区大规模展开电源建设会受到煤炭运输、环境容量等问题的制约。而且，建设火电还可以靠煤炭运输，而水电、风电由于不可能把水和风像煤那样运输，因此就更是无法实现。一边是无法大规模建设电源点，一边又守着水能、风能等宝贵的清洁能源望洋兴叹。于是，在能源资源丰富的西部、北部地区建设电源，然后把电力送到负荷中心就成为最优选择。然而，我国现有的电网主要以500千伏超高压线路为主，不仅输电量小，更主要是无法实现远距离输送。这就好比一座高度较低的水塔，它无法实现更远距离的供水。因此，电网专家指出，通过建设可以大容量远距离而且低损耗输电的特高压电网就成为“十二五”电网建设的重中之重，而且是最佳选择。所谓特高压电网是指交流1000千伏、直流正负800千伏及以上电压等级的输电网络，它的最大特点就是可以长距离、大容量、低损耗输送电力。按自然功率测算，1000千伏交流特高压输电线路的输电能力超过500万千瓦，接近500千伏超高压交流输电线路的5倍。800千伏直流特高压的输电能力达到700万千瓦，是目前多数500千伏超高压直流线路输电能力的2.4倍。特高压的价值在运输成本方面，专家根据等价热值法测算，若特高压线路以500万千瓦运行24小时，可输送电量1.2亿千瓦时，相当于运输原煤约59515吨。以公路运输进行折算，每辆汽车运煤50吨，需要1191辆车，若每辆车10米长，首尾相连，要排11.91公里。以铁路运输进行折算，若按每节车厢载重60吨的普通列车，需要992节列车。即使按每节车厢载重为100吨的重载列车，也需要596节列车进行运输。在目前公路和铁路运输形势比较紧张的现状下，更多的煤炭运输会造成较严重的运输压力。据国家发改委公布数据：2010年全国铁路煤炭发运量20亿吨，其中电煤14亿吨；公路外运超过5亿吨，运力持续紧张。目前西部、北部地区电煤价格一般为200元-300元/吨标准煤。将煤炭从当地装车，经过公路、铁路运输到秦皇岛港，再通过海运、公路运输到华东地区，电煤价格则增至1000多元/吨标准煤。折算后每千瓦时电仅燃料成本就达到0.3元左右。但是，在煤炭产区建坑口电站，燃料成本仅0.09元/千瓦时。坑口电站的电力通过特高压输送到中东部负荷中心，除去输电环节的费用后，到网电价仍低于当地煤电平均上网电价0.060.13元/千瓦时。在节能减排方面，特高压更是清洁能源大发展的必要支撑。我国风电主要集中在“三北”地区，当地消纳空间非常有限。风电的进一步发展，客观上需要扩大风电消纳范围，大风电必须融入大电网，坚强的大电网能够显著提高风电消纳能力。特高压电网将构成我国大容量、远距离的能源输送通道。据测算，如果风电仅在省内消纳，2020年全国可开发的风电规模约5000万千瓦。而通过特高压跨区联网输送扩大清洁能源的消纳能力，全国风电开发规模则可达1亿千瓦以上。从资源优化配置来看，随着我国能源战略西移，大型能源基地与能源消费中心的距离越来越远，能源输送的规模也将越来越大。在传统的铁路、公路、航运、管道等运输方式的基础上，提高电网运输能力，也是缓解运输压力的一种选择。在推动产业技术升级方面，特高压工程实现了我国能源基础研究和建设领域的重大自主创新。通过工程实践，我国建成了世界一流的特高压试验研究体系，全面掌握了特高压输电的核心技术，大幅提升了我国电网技术水平和自主创新能力。研制成功代表世界最高水平的全套特高压交直流设备，设备国产化率达到90%，掌握了特高压设备制造的核心技术，具备了特高压交直流设备的批量生产能力，推动国内电工装备制造业实现了产业升级和跨越式发展。在世界上首次研究提出了特高压交直流输电技术标准体系，确立了我国在特高压输电技术研究、装备制造、工程设计、建设和运行领域的国际领先地位。目前，特高压输电技术已经纳入国家中长期科学和技术发展规划纲要（20062020）、国务院关于加快振兴装备制造业的若干意见、国家自主创新基础能力建设“十一五”规划等国家重大规划。展望目前，我国已建成两个特高压工程：一个是1000千伏晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程，另一个是800千伏向家坝-上海特高压直流输电工程。在建工程主要有：皖电东送淮南浙北上海特高压交流工程，今年9月获得国家发改委核准，已开工建设，计划2013年投运；锦屏苏南800千伏特高压直流工程，2008年11月获得核准，输电能力720万千瓦，计划2012年建成投运。另外，锡盟南京特高压交流工程，溪洛渡浙西、哈密郑州、宁东浙江特高压直流工程已获得国家能源局同意开展前期工作的批复。国家