审视特高压新项目

　　10月25日，北京开元名都大酒店，中国国际工程咨询公司(下称中咨公司)正组织专家对国家电网[微博]公司(下称国网)华东环网交流特高压项目北半环(淮南－南京－上海)进行最后一轮评审。

　　华东环网交流特高压项目分为南半环(淮南－浙北－上海)、北半环(淮南—南京—上海)，以及“浙北－福州”交流特高压项目，三者正好形成球拍形状。其中的南半环项目，已于2013年9月投产；“浙北-福州”工程，也于今年4月开工。

　　评审中专家们意见不一致。原中国电力工程顾问集团公司专家委员会委员曾德文从经济性、安全性和合理性三方面，对华东环网提出反对意见。电力规划总院副院长徐小东则支持北半环项目，理由是从战略角度考虑，华东需要接受大量外来电，须升级主网架。

　　类似争论，已使华东环网北半环工程的评审工作延宕近一年。10月26日，中咨公司未按计划宣布专家组意见，不过专家组内部进行了投票：14人签字赞成北半环建设，5人反对。据悉，中咨公司将据此编写评估报告，递交国家发改委，供其作决策参考。参与评审的专家预计，由于投票结果差距明显，发改委放行北半环项目的可能性很大。

　　弥补程序性瑕疵

　　国网在交流特高压建设上颇有建树。华东环网南半环“淮南－浙北－上海”工程和“晋东南-南阳-荆门”交流特高压试验示范工程均已投产，“浙北-福州”工程也于今年4月开工。

　　按照《企业投资项目核准暂行办法》(国发［2004］19号)规定，项目核准机关在受理核准申请后，如有必要，应在四个工作日内委托有资格的咨询机构进行评估。像南水北调、西气东输等重大工程项目开工前，国家发改委均委托中咨公司对项目进行评审。

　　上述三条交流特高压工程，总投资近千亿元，但动工前并未履行类似评审程序，这在业内引发争议。多位电网建设方面的专家曾联名上书国务院，认为上述工程的安全性存在隐患，经济上浪费严重，且未经全面论证。

　　国网方面则认为，中咨公司的评审是“或有而非必须”的程序。国网发展策划部副主任张正陵在受访时表示，交流特高压项目都经过了可行性研究，各级政府也均出具了支持性文件。国网还委托了电力规划总院进行评审，而且晋东南试验示范项目运行多年非常稳定，已经证明了交流特高压的可行性，因此没有必要再委托第三方进行评审。

　　针对部分专家的联名上书，多位国务院领导作出批示，要求后续项目应履行完整的评审程序。于是在2012年底，发改委在收到国网关于华东环网北半环的核准申请后，首次把交流特高压项目交由中咨公司评估。

　　今年3月5日，中咨公司召开预备会，确定对华东环网北半环工程展开评估工作，并发布了专家组名单和评审时间表。3月15日，专家组开赴“晋东南-荆门”工程现场进行调研。

　　国网曾在2012年12月递交了一份关于华东环网北半环的研究报告，部分专家认为国网论证不充分。例如，报告缺乏多方案的对比，完全以需要建设特高压电网为基础进行论证。

　　6月28日，专家组在上海召开调查会，听取华东四省一市的政府代表和电网公司代表汇报经济发展和电力发展情况和规划，正反双方进行了第一次观点交锋。随后，国网向专家组递交了北半环工程的补充报告。

　　再辩交流特高压

　　今年以来，电网规划提速，围绕交流特高压的讨论骤然升温。专家组对电网公司报告进行的评审会，成为交流特高压支持者和反对者的争论。

　　尽管分歧明显，但专家们保持了应有的克制。10月25日的会场上，双方各自发表不同意见，来自国网系统的专家对反对方的观点进行了零星回应，没有出现激烈的辩论。

　　专家组中，支持者多从战略角度论证华东环网建设的必要性。他们认为，未来华东地区会接受大量的外来电，现有的500千伏主网架无法承接。出于安全性考虑，必须升级主网架。

　　国网能源研究院院长张运洲表示，华东500千伏电网不能承受多回直流同时闭锁的冲击，而“1000千伏特高压电网可以承受更大规模的潮流转移和冲击”。

　　今年夏季，连续48天的高温造成电力供应紧张，这使得区外送电成为华东一些地区迎峰度夏的主要手段。由此带来的大规模电力输送，成为了华东需要升级电网的最新注脚。

　　分管调度运行的华东电网副总张怀宇称，华东地区今年夏季用电峰值达到了2.09亿千瓦，超过国网年初的预计。江苏省发改委能源局煤电处处长戚玉松对此印象深刻：“8100多万千瓦的负荷压上来，江苏本省所有的发电能力全部用完，还有720多万千瓦的缺口。”

　　支持者一致认为，华东地区电力需求未来仍会持续增长。为了应对大量涌入的区外来电，必须将华东电网的主网架进行升级，构建交流特高压环网。

　　国务院今年9月下发的《大气污染防治行动计划》，和近期提速的“疆电外送”工程，亦成了支持者的有力论据。其中，前者规定长三角在2017年的细颗粒物浓度必须下降20%左右，这使得各省市均倾向于更多依靠区外送电，从而减少本区域内燃煤电厂的数量；后者则预示着华东地区的外来用电规模可观。

　　国网国家电力调度通信中心副主任李明节估算，到2020年，华东电网的区外来电至少要达到1亿千瓦，目前的区外来电是2000多万千瓦。因此，今后几年至少要有8000万千瓦区外来电输入华东电网。“若全按直流特高压输入，至少还要有十条线路送到华东来，到时没有一个坚强的(受端)电网怎么应对？”

　　但反对者坚称，交流特高压存在安全风险，经济性上也并不划算，他们主张对现有电网进行优化，可以应对大量区外来电形成的压力。曾德文称，“我们不是开论坛，要是讲战略三天三夜都说不完，应该针对具体问题提出意见。”随后，他从电网的经济性、安全性和合理性三方面，对华东特高压环网提出反对意见。

　　清华大学机电系研究员王仲鸿算了一笔账，称如采用500千伏主网架方案，将节约90%的资金。他同时指出，安徽在2012年已是电煤净输入省，已建成的南半环将面临无电可送的尴尬局面。安徽未来无电可送，环网的功能只能是将省外来电再转送出去，“这完全可以通过优化目前的电网来解决”。

　　可做对比的是南方电网公司(下称南网)。包含南方五省电网的南网未来输电量也会发展到3亿千瓦以上，而且外来直流输电落点密度比和负荷密度要比华东电网更高。经过比较各种方案，南网放弃了交流特高压，而选择将云南电网变成独立的交流电网，依靠直流特高压线路对外送电，粤桂黔的电网则依然使用500千伏交流线路相连。

　　至于大量区外来电带来的电网容量问题，王仲鸿发言时表示，华东电网到2020年可能发展到3亿千瓦以上，而世界上最大的500千伏电网容量已达7亿千瓦－8亿千瓦，但后者并未采取升压到特高压电网去解决发展中遇到的技术问题。

　　安全性也是反对者反复提及的另一大风险。原电力部生产司教授级高工蒙定中会上称，交流特高压输电线路每隔约350公里必须靠500千伏网支持才能维持送电能力，结果构成不安全的1000/500千伏电磁环网。他提醒，2006年“7·1”华中电网事故，就是500/220千伏电磁环网造成的。

　　对于已提速的疆电外送，王仲鸿认为，有关疆电外送的可行性、经济效益、环境效益等方面的论证程序也不正确。几位专家认为，华东电网现有的500千伏交流电网，可以应付疆电外送，不需要升级成特高压。王仲鸿还提出了“多落点、分散布局”等多种解决方案。

　　在另一些专家看来，华东上马特高压受端电网，并非唯一方案。中国能建集团总工兼国家电力规划研究中心常务副主任吴云在讨论会上表示，“华东构建一个特高压的主干网架未尝不可；当然，也不能说这就是唯一的方案。”

　　放行几成定局

　　据悉，发改委原希望中咨公司对华东环网北半环的评审可在一个月内完成。不想争议持续近一年时间。此次评审会议后，中咨公司将向发改委递交评估报告。

　　多位参会专家告诉《财经》记者，华东环网北半环“过关”几成定局。评审组的绝大多数专家对北半环工程持支持态度，这将对发改委的决策产生影响。

　　提出反对意见的专家则认为，专家组的组成存有瑕疵，19位专家，14位在职，其中8位来自国网系统，4位来自电力规划设计总院(隶属于中国能建集团)，2位来自中咨公司；其他5位，则是退休的电力系统资深专家。

　　最后，5位退休专家反对，14位在职者均签字对北半环表示赞同。曾德文称，有4位来自南网的专家，多次表达了对交流特高压的反对意见，“但不知何故未能出席此次会议”。王仲鸿则称，评审会议就是为了补齐程序，专家们至少有了一个表达反对意见的机会。

　　北半环建成之后，华东地区的“球拍状”交流特高压主网架将全部搭建完毕，这是国网实现“三华联网”构想的关键一步。

　　张运洲在发言中表示，华东电力负荷未来会有很大的提升，因此华东地区除了构建球拍状特高压电网之外，还“应该继续发展”，构建坚强电网以接受更多的外来电力。

　　国网更为宏大的设想，是投资近万亿元，使用交流特高压将华中、华北、华东连为一体。而就在国网按计划推进交流特高压建设的同时，新一轮的电力体制改革正在酝酿。

　　接近决策层的人士透露，发改委已在准备新一轮电改方案。有一种意见主张将改革重点放在电网，比如将电网交易系统独立，发电企业和用户直接通过交易系统进行交易。若按这一思路推进电改，未来电网投资的经济性或成为更重要的考虑因素。

　　关于特高压：

　　我国当前特高压情况

　　目前中国已经建成的超高压是西北电网750千伏的交流实验工程。

　　技术和经济优势

　　一、输送容量大。±800千伏直流特高压输电能力可达到640万千瓦，是±500千伏、300万千瓦高压直流方式的2.1倍，是±600千伏级、380万千瓦高压直流方式的1.7倍，能够充分发挥规模输电优势。

　　二、送电距离长。采用±800千伏直流输电技术使得超远距离的送电成为可能，经济输电距离可以达到2500公里甚至更远，为西南大水电基地开发提供了输电保障。

　　三、线路损耗低。在导线总截面、输送容量均相同的情况下，±800千伏直流线路的电阻损耗是±500千伏直流线路的39%，是±600千伏级直流线路的60%，提高输电效率，节省运行费用。

　　四、工程投资省。根据有关设计部门的计算，对于超长距离、超大容量输电需求，±800千伏直流输电方案的单位输送容量综合造价约为±500千伏直流输电方案的72%，节省工程投资效益显著。

　　五、走廊利用率高。±800千伏、640万千瓦直流输电方案的线路走廊为76米，单位走廊宽度输送容量为8.4万千瓦/米，是±500千伏、300万千瓦方案和±620千伏、380万千瓦方案的1.3倍左右，提高输电走廊利用效率，节省宝贵的土地资源；由于单回线路输送容量大，显著节省山谷、江河跨越点的有限资源。

　　六、运行方式灵活。国家电网公司特高压直流输电拟采用400+400千伏双十二脉动换流器串联的接线方案，运行方式灵活，系统可靠性大大提高。任何一个换流阀模块发生故障，系统仍能够保证75%额定功率的送出。

　　对我国电力建设的意义

　　特高压能大大提升我国电网的输送能力。据国家电网公司提供的数据显示，一回路特高压直流电网可以送600万千瓦电量，相当于现有500千伏直流电网的5到6倍，而且送电距离也是后者的2到3倍，因此效率大大提高。此外，据国家电网公司测算，输送同样功率的电量，如果采用特高压线路输电可以比采用500千伏超高压线路节省60%的土地资源。

　　危害

　　近三四十年欧洲、北美等地发生的十几次大面积停电事件的教训是，交流电压等级越高，覆盖范围越大，越存在巨大安全隐患，联系紧密的特高压交流电网某一局部甚至某一部件发生破坏，就会将事故迅速扩大至更大范围。不仅在战时，而且在平时，电网很容易遭遇台风、暴雨、雷击、冰凌、雾闪、军事破坏等天灾人祸，会将事故迅速蔓延扩大。因此，要保证电网安全运行，必须在规划、设计、建设、运行中研究电网结构，要按“分层分区”原则实行三道保护。迄今为止，没有哪一个国家要建设特高压国家电网

　　著名工程

　　前苏联1150kV工程

　　前苏联1000kV级交流系统的额定电压(标称电压)1150kV，最高电压1200kV，是世界上已有工程中最高者。

　　日本1000kV工程

　　日本1000kV电力系统集中在东京电力公司，1988年开始建设的1000kV输变电工程

　　意大利1050kV试验工程

　　20世纪70年代，意大利和法国受西欧国际发供电联合会的委托进行欧洲大陆选用交流800kV和1050kV输电方案的论证工作，之后意大利特高压交流输电项目在国家主持下进行了基础技术研究并于1995年10月建成了1050kV试验工程。

　　中国特高压输电工程

　　中国对特高压输电技术的研究始于上个世纪80年代，经过20多年的努力，取得了一批重要科研成果。2009年1月6日，我国自主研发、设计和建设的具有自主知识产权的1000千伏交流输变电工程——晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程顺利通过试运行。