一、1000KV交流特高壓輸電技術的由來及現(xiàn)狀
人們對電力技術的認識和使用是從直流電開始的。1837年,法拉第發(fā)現(xiàn)電磁感應定律,到1882年法國人建成世界上第一條直流輸電工程,共經(jīng)歷了45年。線路全長57公里,輸電電壓1500-2000伏,送電功率2千瓦,由于輸電電壓太低,功率小,其發(fā)展應用受到了極大地制約。
隨著生產(chǎn)的發(fā)展和科學技術的進步,科學家和工程技術人員逐步掌握了多相交流電原理,并于1891年成功地研發(fā)了交流發(fā)電機、變壓器和感應電動機,并成功建成世界第一條交流輸電線路。從德國勞拉鎮(zhèn)水電站送電到法蘭克福,線路全長157公里,輸電電壓從發(fā)電機電壓95伏經(jīng)變壓器升到15.2KV(千伏),在法蘭克福用兩臺減壓變壓器將電壓降到112伏向用戶供電,送電功率為200千瓦,構成了現(xiàn)代交流電力系統(tǒng)的雛形。
由于交流電在發(fā)電、升壓、輸電、降壓、分配、使用各個環(huán)節(jié),具有方便靈活、經(jīng)濟可靠等特點,所以一直保持快速發(fā)展的態(tài)勢。交流電力系統(tǒng)從城市孤立電網(wǎng)逐步擴大,形成地區(qū)電網(wǎng)、省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)和全國電網(wǎng)。隨著輸送容量和輸送距離的增加,輸電電壓由初期的15.2KV,逐步發(fā)展到35KV、110KV、220KV、330KV、500KV和750KV,輸送距離可以達到1000公里以上,送電功率超過200萬千瓦。
考慮到能源資源分布和經(jīng)濟發(fā)展不平衡,對送電距離和輸送容量需要進一步增加的需求,發(fā)達國家科學技術人員在完成750KV交流超高壓技術開發(fā)應用之后,在上世紀七十年代又開始研發(fā)1000KV交流特高壓技術和裝備。投入研發(fā)的主要國家有美國、日本、意大利和前蘇聯(lián)。其中比較有成效的是前蘇聯(lián)和日本,特別是前蘇聯(lián)。
前蘇聯(lián)規(guī)劃在哈薩克斯坦的褐煤基地建設1600萬千瓦燃煤電廠(4×400萬千瓦),分別向歐洲部分莫斯科等地和西伯利亞送電。但在送電方案上發(fā)生了重大分歧,有人主張發(fā)展交流特高壓輸電,電壓1150KV;有人主張采用直流輸電,電壓±750KV,送電容量600萬千瓦。由于爭論雙方各持己見,前蘇聯(lián)政府決定交、直流方案同時實施,期望用運行結果鑒定孰優(yōu)孰劣。(1)由于1150KV交流主設備在上世紀80年代初已經(jīng)研制完成,所以1150KV交流特高壓的建成先于直流輸電工程。到1985年共建成1150KV交流線路1924公里(其中歐洲部分1224公里,西伯利亞部分700公里),但真正運行的只有歐洲部分中的3站2線共計904公里。由于送、受端電網(wǎng)結構較弱,送端電源規(guī)模僅有600萬千瓦,送電線路較長,送電能力僅為160萬千瓦,正常送電100萬千瓦,共運行5年,經(jīng)濟效益很差。此后由于前蘇聯(lián)經(jīng)濟衰退,面臨解體,加上氣象條件惡劣,電暈損失嚴重,該線路于1990年降壓為500KV運行。實踐證明是不成功的。(2)±750KV直流設備制造試驗完成后,設備雖已運至施工現(xiàn)場,由于1991年底前蘇聯(lián)解體,未繼續(xù)施工。
日本于1992年建成1000KV交流特高壓線路425公里,并完成部分設備研制,如變壓器、開關、互感器等,未升壓運行,只掛網(wǎng)試驗。美國和意大利等國則由于直流輸電技術的成功開發(fā)和運行,完全停止了1000KV級交流特高壓技術的研發(fā)。
2004年,在前蘇聯(lián)、日本、美國和意大利等國停止研發(fā)交流特高壓技術業(yè)已20年后,我國開始研發(fā)1000KV交流特高壓技術,到目前為止又歷經(jīng)10年。10年的實踐證明,1000KV交流特高壓關鍵設備的開發(fā)、制造和施工調(diào)試取得了成功,說明我國繼前蘇聯(lián)之后已經(jīng)完全掌握了交流特高壓輸電技術。在完成晉東南經(jīng)南陽至荊門試驗示范工程之后,于2013年又建成了淮南經(jīng)浙西到上海的1000KV交流特高壓輸電工程,目前在建的還有福建到浙西的1000KV交流特高壓聯(lián)絡線工程。
我國10年來的實踐進一步證明,1000KV交流特高壓具有送電能力低下,投資巨大,經(jīng)濟效益極差等致命缺陷。以淮南經(jīng)浙西到上海項目為例,線路長656公里,雙回同桿并架,送電能力600萬千瓦(平均每條線送電300萬千瓦,不是宣傳的每條線送電500萬千瓦),僅輸電工程投資就達185億元,單位造價折合3080元/千瓦,約為相同距離的超高壓輸電和直流輸電的兩倍。該項目并沒有給國家?guī)斫?jīng)濟效益和回報,反而造成了大量資源浪費、增加了環(huán)境保護和電價上漲壓力。
世界各國的實踐雄辯地證明,由于直流輸電技術的突破性創(chuàng)新和發(fā)展,當下的1000KV交流特高壓已經(jīng)淪為被美國等發(fā)達國家所棄用的落后技術。在我國推廣應用交流特高壓,既談不上世界先進,更不是世界首創(chuàng),毫無任何“引領”作用。
二、交流特高壓在長距離大容量輸電方面必然被直流輸電技術所淘汰,是其喪失生命力的根本原因之一。
在交流輸電技術快速發(fā)展的過程中,業(yè)內(nèi)科學家和工程技術人員逐步認識到交流輸電穩(wěn)定問題是制約交流長距離輸電的關鍵因素,這是不以人的意識為轉移、不可改變的客觀規(guī)律。送電距離越長,送電容量越大,矛盾越突出。發(fā)達國家在上世紀二十年代已經(jīng)預見到繼續(xù)發(fā)展直流輸電技術,是滿足長距離、大容量輸電需求的必然趨勢,并著手建設一批試驗性工程。到上世紀60年代,由于可控硅整流元件的開發(fā)取得了突破,為換流設備的制造開辟了新途徑,高壓直流輸電技術出現(xiàn)了飛躍式發(fā)展。世界各國,如美國、巴西、加拿大開始采用直流輸電技術取代交流輸電技術進行遠距離、大容量電力輸送。
早在上世紀九十年代,我國就引進并第一次建成葛(洲壩)滬(上海)直流輸電工程,直流電壓±500KV,輸電容量120萬千瓦,之后又建成了±500KV(天生橋)廣(東)直流輸電工程,輸電容量180萬千瓦。2000年以后,隨著三峽等大型水電站的陸續(xù)開發(fā),我國相繼建設了一批直流輸電工程。到目前為止,我國已經(jīng)陸續(xù)建成19條直流輸電線路,輸電容量約7000萬千瓦(不含直流背靠背)。19條線路中,絕大多數(shù)線路送電距離在1000公里以上,部分線路超過2000公里。
當前,我國已經(jīng)成為世界直流輸電大國,直流輸電技術開發(fā)和應用處于世界領先地位。單項工程最高電壓±800KV,送電容量最大800萬千瓦,送電距離最長達2500公里。實踐證明,直流輸電技術為更遠距離、更大范圍資源優(yōu)化配置提供了先進手段和廣闊的前景。近三十年來,在長距離大容量輸電方面,交流特高壓技術被直流(特高壓)輸電技術所淘汰,已經(jīng)成為世界各國業(yè)內(nèi)的共識。
直流輸電技術的優(yōu)越性主要體現(xiàn)在:
(一)直流輸電向受端電網(wǎng)輸送電力電量,卻絲毫不影響受端交流同步電網(wǎng)的正常使用和分配的靈活性。
直流輸電將發(fā)(電)端的交流電(50周波)通過送端換流站換流為直流電,電流通過輸電線路送到受端電網(wǎng),經(jīng)過受端逆變站換回為交流電(50周波),再通過500KV或220KV交流變壓器降壓并分配到用戶。在這個過程中,直流輸電工程只起到電力(有功功率)的搬運任務,不影響受端交流電網(wǎng)的正常運行。
(二)直流輸電最大的技術優(yōu)點就是克服了交流輸電技術存在的穩(wěn)定性問題對送電距離和輸送容量的制約。
根據(jù)電工原理,交流輸電的功率特性為正弦曲線。在輸電電壓等級確定以后,交流輸電線路的送電能力與線路的長度成反比,即送電距離增加,送電能力下降。以500KV~1000KV單回線為例:
上述有效的數(shù)據(jù)表明,雖然1000KV電壓與500KV電壓的送電能力提高了2~3倍,卻同樣擺脫不了交流輸電穩(wěn)定性基本規(guī)律的制約:當送電距離為300公里時送電能力455萬千瓦;當送電距離達到1500公里時,送電能力降到182萬千瓦。如果要遠距輸送功率,必需每隔約300公里建變電站,取得超高壓電網(wǎng)的足夠大的電源支撐,造成安全隱患和工程費上升。
所以,前蘇聯(lián)著名電力系統(tǒng)專家日丹諾夫教授在1948年所著《電力系統(tǒng)穩(wěn)定》一書中就指出“在遠距離電力輸送中,穩(wěn)定問題的意義格外第重大??梢钥隙ǖ卣f,系統(tǒng)穩(wěn)定是限制交流電遠距離傳輸?shù)闹饕蛩?rdquo;。
而直流輸電技術沒有穩(wěn)定性的制約問題。直流輸電可以根據(jù)客觀實際需要送不同的距離和不同的容量,同時可以選擇不同的電壓(如±400KV、±500KV、±660KV和±800KV),送電距離可在2000公里以上。輸送容量在扣除5~10%的線路損失(交流輸電同樣存在)后,其余容量可直達受端電網(wǎng),等于把送端的發(fā)電廠直接搬到受端網(wǎng)的用電負荷中心,被真正稱之為輸電的高速通道。有人說中間不能落點是直流輸電的缺點,實際上也是直流輸電的優(yōu)點,因為采用直通的多路直流輸電也比交流特高壓輸電中間分流更經(jīng)濟和安全。交流特高壓輸電中間分流的結果是到目的地所剩無幾,經(jīng)濟性差,達不到長距離、大容量送電的目的。
如1000KV交流特高壓晉東南經(jīng)南陽至荊門試驗示范工程,在中間南陽變電站接如河南超高壓環(huán)網(wǎng)。從晉東南到荊門線路總長645公里,晉東南出口容量500萬千瓦左右。第一段:晉東南變電站送到南陽變電站線路長度359公里,送到南陽站的容量為450萬千瓦;在南陽變電站分流容量260萬千瓦到河南電網(wǎng);這次分流是系統(tǒng)根據(jù)阻抗大小自動分配的,人無法干予。第二段:南陽變電站到荊門變電站線路長度286公里,將剩余容量190萬千瓦(450-260=190)再送到荊門變電站。這樣到荊門站僅剩將近200萬千瓦,而不是國網(wǎng)所宣傳的將500萬千瓦由晉東南直接送到荊門站。
實踐證明,直流輸電在輸電距離、輸送容量和電壓等級的選擇方面具有較大的靈活性,只要送電規(guī)模選擇恰當、布局合理,運行是安全的。
(三)直流輸電比1000KV交流輸電在經(jīng)濟上占絕對優(yōu)勢
1000KV交流特高壓輸電技術有兩個致命缺陷:其一,隨著送電距離的增加,送電能力下降;其二,為了獲的電源支撐和維持電壓額定,線路每隔300~400公里必須設置變電站,這個工程投資會大大增加。由于上述兩個因素,使1000KV輸電成本大大提高:
從上表可以清楚看出,1000KV線路送電800公里,送電能力為460萬千瓦,工程投資203億元,折合每公里輸電單位造價4413元/公里;當送電距離增加到1500公里時,送電能力下降到310萬千瓦,而輸電投資增加到365億元,折合到每公里輸電單位造價11774元/公里,增加了2.67倍。
以上1000KV交流與直流輸電的對比分析清楚地表明,送電距離從800公里增加到1500公里時, 1000KV交流輸電方案由送電800公里單位投資為直流輸電方案的1.78倍,增加到送電1500公里單位投資的4.84倍,其根本原因是交流輸電隨著送電距離的增加,送電能力反而下降而致。
近日,習近平在經(jīng)濟工作改革要把握的幾項原則中明確指出“要著力質量和效益”。與1000KV交流特高壓相比,直流輸電在輸電技術、能力和經(jīng)濟效益上都占有絕對優(yōu)勢,1000KV交流特高壓被淘汰是必然的。
二、短距離(500-700公里以內(nèi))輸電,1000KV交流特高壓的技術經(jīng)濟“性價比”低,被500KV級電壓淘汰
當1000KV交流特高壓采用兩回線送電時,300-800公里的送電能力為460-680萬千瓦,平均每回線的送電能力為230-340萬千瓦。
(三)500KV與1000KV實施方案比較
在進行建設方案比較時,上述兩張表相關數(shù)據(jù)表明,500KV電壓級的送電能力要達到460-680萬千瓦,送電回路數(shù)大約需要5回(緊湊型),也就是說,1000KV級電壓的送電能力大約為500KV級電壓送電能力的2.5倍。
(四)、經(jīng)濟比較
當前,500KV級電壓為我國六大區(qū)域電網(wǎng)的主干網(wǎng)架,美國、加拿大、日本主網(wǎng)架也為500KV,歐洲各國主網(wǎng)架為400KV。而1000KV級電壓需要增加升、降壓變電站各一座,投資需要50億元(2×25億元),若建設500公里線路需要80億元(1600萬元/公里×500公里),總投資需要130億元。而500KV方案主要增加的是線路投資:50億元(200萬元/公里×500公里×5回),比1000KV方案節(jié)約80億元。事實說明與500KV相比,1000KV級電壓在經(jīng)濟上絕對不占優(yōu)勢。
(五)、小結
在不考慮1000KV輸電所需要500KV配套投資的前提條件,500KV級電壓在經(jīng)濟上占絕對優(yōu)勢。500-700公里短距離輸電,1000KV級電壓又必然被500KV級電壓所淘汰。
三、1000KV交流特高壓難于形成受端網(wǎng)絡型網(wǎng)架
(一)在500KV網(wǎng)架上覆蓋一層1000KV網(wǎng)架,破壞了原有電網(wǎng)結構,威脅電網(wǎng)安全
目前,我國電網(wǎng)經(jīng)過30~40年的建設和完善,基本形成了以省為實體的東北、華北、華中、華東、西北和南方等六大區(qū)域電網(wǎng),除西北電網(wǎng)最高電壓為750KV外,其它區(qū)域電網(wǎng)的最高電壓均為500KV。實踐證明,我國六大區(qū)域電網(wǎng)完全符合國民經(jīng)濟發(fā)展和社會用電需求,電網(wǎng)的結構是合理的、堅強的,具有較強的抗干擾能力,各區(qū)域電網(wǎng)對外來電具有接受、分配和事故相互支援的能力。如華東電網(wǎng)五省市之間具有17條500KV聯(lián)絡線,在網(wǎng)內(nèi)完全可以實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置。如果在現(xiàn)有500KV網(wǎng)架上再覆蓋一個1000KV交流特高壓網(wǎng)架,會不可避免地形成若干個強弱不等的1000KV/500KV電磁環(huán)網(wǎng),極大地破壞了現(xiàn)有的500KV電網(wǎng)結構和調(diào)度關系,嚴重威脅電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。
(二)缺乏電源支撐,難于形成1000KV交流特高壓網(wǎng)架
1、交流1000KV電網(wǎng)必需有相當規(guī)模的電廠接入支撐,否則電壓不能在潮流變動時維持造成安全隱患,只能降低功率運行使工程造價沒有競爭力。
2、1000KV交流特高壓變電站的造價過高,增加布點很困難,容易造成變電站的規(guī)模過大、過于集中,一旦變電站故障停運,電網(wǎng)有可能崩潰瓦解。而且不可避免與超高壓電網(wǎng)形成高低壓電磁環(huán)網(wǎng),造成電網(wǎng)安全的大忌隱患。
四、結論
綜上所述,1000KV交流輸電技術在長距離領域被直流輸電技術所淘汰,在短距離領域被500KV交流輸電技術所淘汰。受端1000KV網(wǎng)架電壓過高,“不接地氣”,無相應電源接入和支撐,同時又增加網(wǎng)內(nèi)短路電流,難于解決事故狀態(tài)下無功補償問題,其所形成的電磁環(huán)網(wǎng)為電網(wǎng)運行帶來巨大隱患。加之1000KV輸電投資大,經(jīng)濟效益極差,已投產(chǎn)項目的業(yè)績無善可陳。因此,中國1000KV交流特高壓完全是人造的“政績工程”,是21世紀電力行業(yè)最大的泡沫。
以上就是我們反對交流特高壓技術在我國推廣應用的理由。
電力輸送和電力系統(tǒng)是一個技術型極強的特殊專業(yè)。國家電網(wǎng)公司在對外宣傳時,不區(qū)分“交流特高壓”還是“直流特高壓”,而統(tǒng)稱為“特高壓”,其實是在用直流特高壓的優(yōu)勢掩飾交流特高壓的劣勢,在愚弄社會公眾的同時兜售后者,以達到強化其壟斷地位的目的。在2006年北京召開的交流特高壓國際會議上,凡表示贊揚中國交流特高壓輸電技術的發(fā)達國家,8年來沒有任何一個國家啟動1000KV交流特高壓前期研發(fā),更不要說開工建設了。而直流輸電技術領域在我國的發(fā)展已經(jīng)引領世界,卻有人要重走已被棄用的交流特高壓回頭路。圍繞交流特高壓技術持續(xù)爭論10年來,壟斷央企假話連篇、大把燒錢;曾經(jīng)講過真話的中介咨詢和媒體,因受利益困擾或趨炎附勢、或集體失語;更無奈的是決策機構看似左右逢源,實則軟弱無力,終將背負罵名。凡此種種,既讓人費解,更讓人深思。
2014年3月2日
責任編輯: 江曉蓓