国外特高压交流输电的发展概况

国外特高压交流输电的发展概况

1特高压输电线路运行历程20世纪50年代，该系统采用了380kv和500kv电压等级，并在20世纪60年代采用了苏联、美国和加拿大国家采用的750kv电压等级后，由于电网供电能力的增加，供电走廊的配置变得越来越困难，短路电流接近开关的极限，美、苏、日本和意大利开始研究1000.1200kv电压的特高压通信技术，并在1公里范围内建立了试验线路。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4~6GW的发电厂,用1150kV交流和±750kV直流输电线路向俄罗斯的欧洲部分送电,同时在1150kV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2364km,其中埃基巴斯图兹—科克切塔夫—库斯坦奈线路长900km,于1985年开始按1150kV设计电压运行,前苏联解体后,输电容量大幅度减少,降压为500kV运行。日本东京电网在东京东北约300km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200km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500kV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1000kV电压等级的特高压交流输电方式,建设(福岛)南磐城—新今市—西群马(长239km)、柏崎刈羽—西群马(110km)、西群马—东京东山黎(138km)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1000kV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3~4GW的火电厂以及大容量核电站,形成总容量达8~10GW的电站群向500km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500kV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发电将达到东南角区域400w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年将继续快速增长,预计将达到2410TWh,发电装机容量将达到490~500GW,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(672GW)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3240~3350TWh(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1100~1200GW。与美国预测的2020年发电量(5500TWh)、发电装机容量(1250GW)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)输电工程送电方案比选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400~1500km,规划2005年送电5.5GW,2010年送电20GW,2020年送电44GW。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300~2000km,规划2005年送电7GW,2010年送电16.7GW,2020年送电40GW。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8GW,2010年送电18GW,2020年送电30~40GW。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500kV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1150kV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500kV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500kV线路向京津唐电网供电,规划今后还要建设十余回500kV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500kV交流改为特高压交流输电的可行性。中部通道的溪洛渡向家坝水电站的总装机容量为18.6GW,初步确定建设5回±620~650kV直流输电工程向华东(3回)及华中(2回)送电,其中向华中送电没有进行过直流与特高压交流输电方案的比较,如考虑到华中与川渝已形成一个电网,溪洛渡、向家坝水电站离重庆较近,将来用电增大后有就近落点向重庆、万县等地区供电的可能,以及加强华中电网结构的需要,采用1000kV交流向华中送电可能更为合适。目前南部通道的送电容量为7~8GW,采用交直流混合送电方式。以后规划将澜沧江、金沙江下游及怒江新开发的水电送到广东,目前规划采用直流输电方式,沿线途经云南、广西负荷中心地区,将来也有降压受电的需要,因此也应研究采用1000kV交流替代部分直流输电工程的可行性、经济性及合理性。国内外的实践表明,大型水电站在建设初期主要向远处负荷中心地区供电,随着附近及输电线路经过的中间地区的用电增加,远距离送电量日益减少,向附近及中间地区的供电量逐渐增加,在电网规划和建设输变电工程的过程中,需考虑适应这种变化的灵活性,特高压交流输电方式比超高压直流输电方式有明显的优越性。(2)特高压交流输电系统为日本、数据分析提供了依据我国用电比较集中的华东长江三角洲地区、广东珠江三角洲地区的500kV电网已开始出现输电走廊布置困难、开关断开容量不够等问题,这说明500kV电网已不能适应发展需要,需研究更高电压等级输电的问题。日本东京电网在20世纪80年代已确定采用1000kV电压输电方式,建设特高压交流输电工程来解决距离约为300km的大容量核电站向东京送电的问题,并改善电网结构。华东电网长江三角洲地区的用电除少部分依靠“西电东送”以外,主要依靠浙江沿海、江苏沿江沿海地区的大型燃煤火电和核电站。大型火电站的装机容量一般约为4~5GW,核电站的装机容量约为5~8GW,输电距离约为200~500km,有的已形成电站群,如在宁波附近建设的三个大型火电站总装机容量约为15GW,输电容量和距离均已超过500kV电压等级输电的经济合理性范围,迫切需要研究采用特高压交流输电的经济合理性。广东电网也有类似情况。(3)联合电网间的大规模联网送电工程实现电源的优化配置,发挥电网的互相调剂及因时差气候不同的高峰负荷错峰作用,在发展“西电东送”的同时,还要加强建设北、中、南三大联合电网间的大容量联网送电工程,更好地发挥全国联网的作用。现有的500kV输电线送电容量太少,不能满足南北联网加强后的需要,特高压联网送电的送电容量大,有利于提高送电的稳定性和整个电网的安全运行水平,可以更好地发挥南北联网作用,也有利于电网的分层分级管理。(4)直流输电线可靠性分析直流输电的可靠性不如交流输电高。当有多条直流输电线同时向电网内的一个地区送电时,一回直流线路发生故障对其他直流输电线的影响尚无资料及经验可供借鉴。目前我国规划了7回直流线路向长江三角洲地区送电,6~7回直流线路向广东珠江三角洲地区送电。这些直流线路的可靠性比特高压交流输电的差。采用特高压交流输电还可以逐步形成特高压电网,成为电网的主网架,进一步提高电网的安全稳定运行水平。(5)特高压交流输电的技术难题20世纪70~80年代国外对特高压交流输电技术已作了大量的科学研究工作,并制造或试制了输电设备。80~90年代我国也开展了大量的科学研究工作,有研究试制特高压交流输电设备的能力,因此特高压交流输电在技术上难度不大,有可能在近期内组织实施。特高压交流输电技术及其设备的科学研究成果,也可用于750kV、500kV及以下电压等级设备的制造技术,提高设备质量和技术水平。3一些建议(1)特高压交流输电线路建设方案比选如上所述,我国已有采用特高压交流输电的必要性,设备制造采购的难度也不大。为什么没有采用呢?主要是认识不一致。有人认为特高压交流输电在国外没有成熟的应用经验,设备采购价高,国内科研工作的深度不够,设备制造困难,技术经济指标差等,在2020年前中国没有发展特高压交流输电的必要。检验真理的唯一标准是实践,只有实践才能说明中国发展特高压交流输电的可行性。在没有达成共识之前,建议结合今后电网的发展情况先建设试验线路。可供选择的方案有:(1)宜宾—重庆,输电容量为2~3GW,线路长250km;(2)宁海—杭州—上海,输电容量为6~8GW,同杆并架双回线路长350km,或者淮南—杭州—上海500km;(3)从南方电网、华北电网中选择一个项目,开展科研、设备试制、送变电工程建设等工作。在设备试制出来之前,这些线路可先降压为500kV运行;在升压为1000kV运行成功后,总结推广应用。(2)关于9.2电压等级的选择1984年5月20日国务院重大技术装备领导小组、国家计委、国家经贸委在国重装7号:《关于确定提高超高压输变电电压等级联合通知》中明确规定:“500kV以上电压等级以采用1000kV为宜,750kV电压等级与500kV电压等级相差太近,不宜采用。除西北电网希望采用750kV电压等级外,其他广大电网都不希望在500kV之上再架设750kV线路。因为这不仅增加建设投资而且于安全运行不利”。现在看来上述决定是正确的,符合我国的实际情况。特高压输电的电压等级早已确定,因此要迅速加强对1000kV输电技术和设备制造的科学研究及试制工作,制定科研和设备试制计划。国家主管部门、电网公司和制造企业在经费上应给以足够支持,引进国外的先进设备及制造技术,争取在2~3年内取得具体成果。(3)争取政府积极扶持,争取技术扶持,争取技术保障由于新产品的试制需要一定费用,设备价格高,采用新技术新产品有一定风险,需要在资金上给予一定补贴,在核准项目、建设征地、进口产品、引进制造技术等方面,优先支持并给以优惠政策待遇,争取在2010年前后