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我国特高压交流输电发展前景分析 |
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1 国外特高压交流输电发展概况及其适用范围
自20世纪50年代开始电力系统采用380 kV，500 kV电压等级，60年代苏、美、加等国在330 kV电网中采用750 kV电压等级之后，由于电网输电容量的增大、输电走廊的布置日益困难、短路电流接近开关极限等原因，美、苏、日、意等国于60年代开始研究1000～1200 kV特高压交流输电技术，建设了试验室及l km长的试验线路。其后由于用电增长较规划慢得多等种因素，部分国家停止了试验工作，只有前苏联和日本根据电网规划建设了特高压交流输电工程。
前苏联为了优化利用煤炭资源，规划在哈萨克斯坦的埃基巴斯图兹煤矿建设数座容量为4~6 GW的发电厂，用1150 kV交流和±750 kV直流输电线路向俄罗斯的欧洲部分送电，同时在1150 kV交流线路中建设几个降压变电站向沿线城市供电。1981~1994年共建成1150kV输电线路2364 km，其中埃基巴斯图兹一科克切塔夫一库斯坦奈线路长900 km，于1985年开始按1150 kV设计电压运行，前苏联解体后，输电容量大幅度减少，降压为500 kV运行。
日本东京电网在东京东北约300 km处的福岛建设了两座核电站及一座火电站，总容量为12.3GW，在西北方向约200 km处的柏崎刈羽建设了容量为8.21GW的核电站向东京地区供电，因输电走廊布置困难，限制500 kV短路电流，提高输电技术及设备制造水平，经详细技术经济分析论证后决定采用1000 kV电压等级的特高压交流输电方式，建设(福岛)南磐城一新今市一西群马(长239 km)，柏崎刈羽一西群马(110km)，西群马一东京东山黎(138 km)等三条1000kV同杆并架双回路输电线路向东京电网送电，并与电厂投产初期已建成的多回500kV线路并列运行。由于部分核电机组投产进度推迟，先降压为500kV运行，计划于2010年前后升压至1000kV运行。
60年代意大利规划在南部建设大容量核电站向北部负荷中心地区供电，经研究后决定采用1000 kV电压等级，后因停止建设核电，改在负荷中心地区建设天然气电站，又因负荷增长速度较预测值低得多等原因，认为近期内没有必要建设特高压交流输电工程。
70年代美国规划在10~15年内建设一批容量为3~4 GW的火电厂以及大容量核电站，形成总容量达8~10 GW的电站群向500 km以内的负荷中心地区供电。1977年后美国的用电增长速度大幅度下降，由5.6%降到2.4%左右，停建了大批核电厂及部分火电厂。由于环境保护要求的提高及能源结构的变化，80年代以后新建的发电厂中50%~60%是天然气电厂，电网内没有发展中距离大容量输电工程的必要，因而暂时停止了特高压输电技术的试验研究工作。
经过前一阶段的大量研究试制工作，俄罗斯、日本、西欧、美国的许多制造厂已掌握了特高压设备的制造技术，有可能供给产品及转让技术。由上述分析可见，采用特高压交流输电方式主要是为了满足电网发展大容量中、长距输电工程的需要，并可解决输电走廊布置困难、短路容量受限等问题，其适应范围包括：
(1)沿线有降压供电需要的大容量远距离输电，如前苏联的哈萨克斯坦—欧洲输电工程；
(2)用电密集、输电走廊布置困难的500 kV电网的中距离大容量输电，同时改善电网结构，如日本东京电网：
(3)两大电网间的大容量联网输电干线。
2 我国发展特高压交流输电的必要性
改革开放以来我国电力工业发展迅速，2003年全国大陆地区发电量1905.3TWh，发电装机容量391GW，2004年发电量又增长了15%左右，2005年继续快速增长，预计将达到2410TWh，发电装机容量将达到490~500 GW，该发电量相当于1984年美国的发电量，而装机容量则较当时美国(672 GW)少得多，可见，发电装机容量过少是缺电的主要原因。预测2010年发电量将达到3240~3350 TWh(如年均增长保持在6％~6．75％)，发电装机容量将达到710~740GW，2020年发电量将达到5000~5400TWh(如年均增长保持在4.5％～5％)，发电装机容量将达到1100~1200 GW。与美国预测的2020年发电量(5500 TWh)、发电装机容量(1250 GW)大体相近。2020年后在总量上将超过美国，而人均用电水平则低得多。电力工业的快速增长、电厂电网容量的增大对发电输电技术提出了许多新的要求，特高压交流输电技术已成为迫切需要研究解决的问题，其原因如下：
(1)发展“西电东送”的需要
我国水力资源及煤炭资源丰富，油气资源不多，因此电源结构以燃煤火电(60%~70%)及水电(25%左右)为主，今后还要加快发展核电，天然气发电由于受资源限制占电源的比重不大。我国80%水电资源分布在东部沿海和中部地区，开发水电必须与“西电东送”相结合，发展长距离大容量输电。我国的煤炭资源分布也不均衡，在已探明的1万亿吨储量中73%集中在晋、陕、蒙、宁、贵五省(区)，在这些矿区将建设一部分大容量火电厂向东部沿海地区送电，这也需要建设一批中长距离大容量送电工程。目前我国已初步形成北、中、南三大输电通道，规划今后将有更大的发展。
北部通道将山西、蒙西、陕北、宁夏的大型火电及黄河上游部分的水电向京津冀及山东电网送电，送电距离为400~1500 km，规划2005年送电5.5GW，2010年送电20 GW，2020年送电44 GW。中部通道将三峡及金沙江梯级、四川水电向华东、华中电网送电，送电距离为300~2000 km，规划2005年送电7 GW，2010年送电16.7 GW，2020年送电40 GW。南部通道将云南水电及贵州水火电送到广东、广西，送电距离为400。1600km，规划2005年送电8 GW，2010年送电18 GW，2020年送电30~40 GW。
由于缺少特高压输变电技术方面的经济资料，且国外还没有成熟的经验，我国在规划中选择了近距离输电采用多回500 kV交流输电，远距离输电采用超高压直流的组合输电方案。在特高压送电的可行性方面，除对溪洛渡和向家坝水电站采用1150 kV交流输电方案进行了初步研究以外，对其他电压等级的输电方案都没有进行研究比较。因此有必要对直流或多回500 kV交流输电方案与特高压交流输电方案作进一步研究比较，择优选定输电方案。
北部通道的山西及内蒙已有8回500 kV线路向京津唐电网供电，规划今后还要建设10余回．500 kV线路，考虑到输电走廊的布置日益困难、短路容量增大及输电的经济合理性，需研究将其中一部分500 kV交流改为特高压交流输电的可行性。 |
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