特高壓電網

我國絕大多數電網來説，高壓電網指的是110kV和220kV電網；超高壓電網指的是330kV，500kV和750kV電網。特高壓輸電指的是正在開發的1000 kV交流電壓和±800kV直流電壓輸電工程和技術。特高壓電網指的是以1000kV輸電網為骨幹網架，超高壓輸電網和高壓輸電網以及特高壓直流輸電高壓直流輸電和配電網構成的分層、分區、結構清晰的現代化大電網。

特高壓電網形成和發展的基本條件是用電負荷的持續增長，以及大容量、特大容量電廠的建設和發展，其突出特點是大容量、遠距離輸電。中國的長距離輸電和世界其他國家一樣，主要用500千伏的交流電網，只在俄羅斯、日本、意大利有少量1000千伏交流線路，且都降壓運行。

國家電網公司在“十二五”規劃中提出，今後我國將建設聯接大型能源基地與主要負荷中心的“三縱三橫”特高壓骨幹網架和13項直流輸電工程（其中特高壓直流10項），形成大規模“西電東送”、“北電南送”的能源配置格局。到2015年，基本建成以特高壓電網為骨幹網架、各級電網協調發展，具有信息化、自動化、互動化特徵的堅強智能電網，形成“三華”（華北、華中、華東）、西北、東北三大同步電網，使國家電網的資源配置能力、經濟運行效率、安全水平、科技水平和智能化水平得到全面提升。

最大特點就是可以長距離、大容量、低損耗輸送電力。據測算，1000千伏交流特高壓輸電線路的輸電能力超過500萬千瓦，接近500千伏超高壓交流輸電線路的5倍。±800千伏直流特高壓的輸電能力達到700萬千瓦，是±500千伏超高壓直流線路輸電能力的2.4倍。

我國76%的煤炭資源分佈在北部和西北部；80%的水能資源分佈在西南部；絕大部分陸地風能、太陽能資源分佈在西北部。同時，70%以上的能源需求卻集中在東中部。能源基地與負荷中心的距離在1000到3000公里。

在負荷中心區大規模展開電源建設顯然會受到種種制約。比如煤炭運輸問題、環境容量問題等等。而且，建設火電還可以靠煤炭運輸，而水電、風電由於不可能把水和風像煤那樣運輸，因此就更是無法實現。一邊是無法大規模建設電源點，一邊又守着水能、風能等寶貴的清潔能源望洋興嘆，可見在負荷中心大規模開展電源建設這條思路是不可行的。

首先從資源優化配置來看，隨着我國能源戰略西移，大型能源基地與能源消費中心的距離越來越遠，能源輸送的規模也將越來越大。在傳統的鐵路、公路、航運、管道等運輸方式的基礎上，提高電網運輸能力，也是緩解運輸壓力的一種選擇。以已經投運的1000千伏特高壓示範工程為例，每天可以送電200萬千瓦，改造後可以達到500萬千瓦，這相當於每天從山西往湖北輸送原煤2.5萬噸—6萬噸。湖北媒體説，這相當於給湖北“送”來了一個葛洲壩電站。

再看經濟效益，西部、北部地區電煤價格為200元/噸標準煤。將煤炭從當地裝車，經過公路、鐵路運輸到秦皇島港，再通過海運、公路運輸到華東地區，電煤價格則增至1000多元/噸標準煤。折算後每千瓦時電僅燃料成本就達到0.3元左右。而在煤炭產區建坑口電站，燃料成本僅0.09元/千瓦時。坑口電站的電力通過特高壓輸送到中東部負荷中心，除去輸電環節的費用後，到網電價仍低於當地煤電平均上網電價0.06—0.13元/千瓦時。

特高壓更是清潔能源大發展的必要支撐。只有特高壓才能夠解決清潔能源發電大範圍消納的問題。前一段時間，內蒙古風電“曬太陽”送不出的問題廣受關注。事實上，我國風電主要集中在“三北”地區，當地消納空間非常有限。風電的進一步發展，客觀上需要擴大風電消納範圍，大風電必須融入大電網，堅強的大電網能夠顯著提高風電消納能力。特高壓電網將構成我國大容量、遠距離的能源輸送通道。據測算，如果風電僅在省內消納，2020年全國可開發的風電規模約5000萬千瓦。而通過特高壓跨區聯網輸送擴大清潔能源的消納能力，全國風電開發規模則可達1億千瓦以上。

第一，帶動科技創新發展特高壓作為重大的科技創新工程，在提出構想、全面啓動之初，該公司就投巨資建成了國際一流的特高壓交流、直流、高海拔、工程力學四個試驗基地和大電網仿真、直流成套設計兩個研發中心，形成了功能齊全、綜合指標居世界領先水平的大電網實驗研究體系。幾年間，國家電網公司圍繞特高壓項目，完成了310項重大關鍵技術研究，解決了過電壓與絕緣配合、外絕緣設計、電磁環境控制、系統集成、大電網安全運行控制等多個世界難題，逐步掌握了特高壓輸電的關鍵核心技術，並在實驗工程中得到了成功應用。

第二，特高壓建設對國內設備製造業的帶動作用更是明顯。國內三大特高壓實驗工程所用設備幾乎全部由國內企業提供，工程國產化率達到約95%，設備國產化率達到約91%。通過實驗工程，國內設備製造企業得到鍛鍊，科技研發實力大大提高。比如南通神馬電力科技有限公司，成功攻克了特高壓絕緣子的世界難題。公司董事長馬斌説，我們投入近億元研發的國際首創的特高壓1000千伏空心複合絕緣子性能達到國際領先水平，而價格僅為國外產品的1/3。

研究表明，1000千伏交流線路自然輸送功率約為500千伏線路的5倍。同等條件下，1000千伏交流線路的電阻損耗僅為500千伏線路的1/4，單位輸送容量走廊寬度僅為500千伏線路的1/3，單位輸送容量綜合造價不足500千伏輸電方案的3/4。

該項目是我國第一條特高壓輸電線路，也是世界上運行電壓最高、技術水平最為先進的交流輸變電工程。該線路全長654公里，靜態投資約57億元，於2006年8月開工建設，2009年1月投入商業運行。經過一年多試運行後，2010年8月特高壓交流輸電試驗示範工程獲得國家驗收通過。這標誌着特高壓交流輸電工程從示範階段進入大規模建設階段。

該項目是我國自主研發、自主設計和自主建設的世界上電壓等級最高、輸送容量最大、送電距離最遠、技術水平最先進的交流輸電工程。工程於2007年4月26日核准，2011年12月16日投入運行 ^[9]  。

2006年8月9日，國家發展改革委員會印發《關於晉東南至荊門特高壓交流試驗示範工程項目核准的批覆》（發改能源[2006]1585號），正式核准了晉東南經南陽至荊門特高壓交流試驗示範工程。據國家電網公司報道，該特高壓線路，全長654公里，申報造價58.57億元，動態投資200億元。起于山西省長治變電站，經河南省南陽開關站，止於湖北省荊門變電站，聯接華北、華中電網，將於2008年建成後進行商業化運營。如在全國全面推開，未來投資4060多億元，配套動態投資將達8000多億元，總投資相當於3到4個長江三峽工程項目。這一鉅額工程，並未納入國家“十一五”規劃綱要。

據國網公司公佈的“特高壓工程大事記”，第一次提出“建設以特高壓為核心的堅強國家電網”的構想，是在2004年12月27日的國網公司黨組會議上。從構想到國家發改委核准批覆，前後不到20個月。8月19日－26日，特高壓試驗工程分別在山西長治、河南南陽和湖北荊門三地盛大奠基。10月30日，國家電網公司在山西、河南、湖北四地同時召開晉東南－南陽－荊門1000千伏特高壓交流試驗工程建設誓師動員大會。

按照國家電網公司的規劃，2015年，“三華”特高壓電網形成“三縱三橫一環網”。 3個縱向輸電通道為，錫盟～北京東～天津南～濟南～徐州～南京、張北～北京西～石家莊～豫北～駐馬店～武漢～南昌、陝北(蒙西)～晉中～晉東南～南陽～荊門～長沙。 3個橫向輸電通道為：蒙西～晉北～石家莊～濟南～濰坊、靖邊～晉中～豫北～徐州～連雲港、雅安～樂山～重慶～長壽～萬縣～荊門～武漢～皖南～浙北～上海。特高壓雙環網為：淮南～南京～泰州～蘇州～上海～浙北～皖南～淮南長三角。

國際上特高壓交流輸電技術只有俄羅斯、日本等少數國家開展了試驗運行，直流輸電已建成投運的最大等級工程是巴西伊泰普輸電工程，包括兩回±600千伏電壓等級，360萬千瓦額定輸送功率的直流線路。特高壓輸電技術仍是世界上尚待成熟的尖端技術，其關鍵核心技術、可靠性以及對環境的影響等問題仍有待進一步研究。我國能源資源和生產力佈局的不均衡，迫切需要解決遠距離輸送電力能源問題。特高壓輸電技術的採用，將會有效提高輸送距離，提高輸送容量，減少輸電損耗，降低輸電成本，實現更大範圍的資源優化配置。國家高度重視中國特高壓輸電工程，並已明確中國特高壓電網建設的有關工作要按照"科學論證、示範先行、自主創新、加快推進"的原則進行。

國內電網工程的大規模建設和超高壓輸變電設備的設計製造和技術引進，為中國特高壓技術裝備的研發和使用打下了良好基礎。當前，中國開展特高壓輸電技術自主創新，自主研究，自主開發已具備一定條件。經國家批准，國家電網公司已啓動建設晉東南－荊門交流1000千伏特高壓試驗示範工程和溪洛渡、向家壩送出±800千伏、640萬千瓦直流特高壓輸電國產化示範工程，南方電網公司也開始了雲南楚雄至廣州穗東±800千伏、500萬千瓦直流特高壓輸電國產化示範工程的前期建設工作。