中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊:特高壓輸電具有低損耗遠(yuǎn)距離優(yōu)勢
從電網(wǎng)設(shè)計(jì)角度來講，高壓電網(wǎng)指110千伏、220千伏電網(wǎng);超高壓電網(wǎng)指330千伏、500千伏和750千伏電網(wǎng);特高壓電網(wǎng)指以1000千伏輸電網(wǎng)為骨干網(wǎng)架，超高壓輸電網(wǎng)、高壓輸電網(wǎng)以及配電網(wǎng)構(gòu)成的分層、分區(qū)、結(jié)構(gòu)清晰的現(xiàn)代化大電網(wǎng)。而特高壓輸電指的是1000千伏交流電壓和±800千伏直流電壓輸電工程和技術(shù)。
我國的資源生產(chǎn)和使用分布極不均衡，80%的水資源分布在西南部地區(qū)，76%的煤炭資源和絕大部分陸地風(fēng)能資源分布在北部和西北部地區(qū)，而人口稠密、產(chǎn)業(yè)集中、電力需求占全國需求69%的中東部地區(qū)，資源較為稀缺。煤炭資源中，新疆、內(nèi)蒙古、山西、陜西4省占全國資源量的81.3%，每年，大量的煤炭從西北煤炭基地遠(yuǎn)距離運(yùn)送到東部地區(qū)。隨著運(yùn)輸成本的上升，煤炭運(yùn)輸能力受到抑制。鑒于此，超高以及特高壓輸電技術(shù)逐步發(fā)展，使得低損耗的遠(yuǎn)距離輸電條件更為成熟。
西北部地區(qū)價(jià)格在170—400元/噸的電煤，經(jīng)公路、鐵路、海洋運(yùn)輸送到華東地區(qū)，成本增加到800—1300元/噸，價(jià)格上漲了3—5倍。這種環(huán)境下，采用特高壓輸電，會(huì)有明顯的原料成本優(yōu)勢。
此外，借鑒世界其他先進(jìn)國家電力工業(yè)發(fā)展歷程，發(fā)電會(huì)朝著大型能源基地和電站群發(fā)展，以達(dá)到規(guī)模效應(yīng)，提高資源配置能力和生產(chǎn)效率。但是，如果能源中心距離負(fù)荷中心距離過遠(yuǎn)，輸電線路的損耗過大，那么遠(yuǎn)距離輸電就體現(xiàn)不出經(jīng)濟(jì)性了。理論上，輸電線路的輸電能力與線路電壓的平方成正比，與線路的波阻抗成反比。一般來講，不同電壓等級(jí)輸電線路的波阻抗，會(huì)隨電壓升高而減少，但變化不大，對(duì)于不同電壓等級(jí)同樣輸電距離的輸電能力，可認(rèn)為它們的波阻抗具有相似的幅值。所以，在估算線路的送電能力時(shí)，可以認(rèn)為電壓升高1倍，功率輸送能力提高4倍。若考慮輸電線路的波阻抗變化，其輸送能力將提高更多。
特高壓線路使電力從能源中心向負(fù)荷中心遠(yuǎn)距離輸送成為可能。我國三峽水電站裝機(jī)總?cè)萘?820萬千瓦，向華東地區(qū)輸送的容量為800萬千瓦，輸送距離1100千米。繼三峽水電站后，即將開發(fā)的長江上游金沙江水電基地，總裝機(jī)容量為7500萬千瓦。我國用電比較集中的華東電網(wǎng)長江三角洲地區(qū)，小部分依靠“西電東送”，主要還是依靠浙江沿海和江蘇沿江沿海地區(qū)的大型燃煤火電和核電，有的已形成電站群，如在寧波附近建設(shè)了三個(gè)大型火電站，總裝機(jī)容量1500萬千瓦，輸電容量和距離均超過5OO千伏電壓等級(jí)輸電的經(jīng)濟(jì)合理性范圍。
“十二五”期間將建成“三縱三橫”網(wǎng)架
國家“十二五”規(guī)劃綱要中提到，“適應(yīng)大規(guī)?？鐓^(qū)輸電和新能源發(fā)電并網(wǎng)的要求，加快現(xiàn)代電網(wǎng)體系建設(shè)，進(jìn)一步擴(kuò)大西電東送規(guī)模，完善區(qū)域主干電網(wǎng)，發(fā)展特高壓等大容量、高效率、遠(yuǎn)距離先進(jìn)輸電技術(shù)，依托信息、控制和儲(chǔ)能等先進(jìn)技術(shù)，推進(jìn)智能電網(wǎng)建設(shè)，切實(shí)加強(qiáng)城鄉(xiāng)電網(wǎng)建設(shè)與改造，增強(qiáng)電網(wǎng)優(yōu)化配置電力能力和供電可靠。
圖為2015年特高壓電網(wǎng)規(guī)劃
根據(jù)國家電網(wǎng)的規(guī)劃，“十二五”期間國家將投資超過5000億元建成“三縱三橫”特高壓交流骨干網(wǎng)架和11項(xiàng)特高壓直流輸電工程，以能源基地為圓心，把新疆的煤電、風(fēng)電輸送到2000公里之外的河南，把四川的水電輸送到2000公里之外的上海，把內(nèi)蒙古的風(fēng)電、光電輸向北京。到2020年，國家電網(wǎng)將建成“五縱五橫”特高壓交流骨干網(wǎng)架和27條特高壓直流輸電工程，屆時(shí)，國家電網(wǎng)將具備4.5億千瓦的跨區(qū)跨省輸送能力。
目前，特高壓交流線路近2000公里，直流線路近6000公里，變電容量3900萬千伏安，換流容量超過4300萬千瓦。已經(jīng)建成的線路有晉東南—荊門、淮南—浙北—上海交流，向家壩—上海、錦屏—蘇南、哈密—鄭州直流。在建的線路有浙北—福州交流、溪洛渡—浙西直流。獲得路條的特高壓工程“三交三直”包括錫盟—南京、雅安—武漢、淮南—南京—上海交流，寧東—浙江、酒泉—湖南、準(zhǔn)東—華東直流。特高壓交流示范工程連接華北和華中電網(wǎng)，裝機(jī)規(guī)模在5.5億千瓦，跨區(qū)輸電能力從原來500千伏聯(lián)網(wǎng)的50多萬千瓦提高到目前的500多萬千瓦。
部分學(xué)者對(duì)特高壓輸電持反對(duì)意見
特高壓輸電網(wǎng)絡(luò)建設(shè)計(jì)劃提出十年來，一直處于爭議之中，即便是在國家電網(wǎng)集團(tuán)力推之時(shí)，也一直有專家學(xué)者持反對(duì)意見。反對(duì)原因集中在三方面：其一，從技術(shù)性講，交流特高壓技術(shù)不成熟，國外早期特高壓研究均已停止，應(yīng)優(yōu)先發(fā)展直流特高壓技術(shù);其二，從安全性講，為增強(qiáng)電網(wǎng)輸配電能力，特高壓線路需要聯(lián)通全國各主要網(wǎng)絡(luò)，而交流特高壓聯(lián)網(wǎng)有導(dǎo)致全國大停電的危險(xiǎn)，國際主流電網(wǎng)發(fā)展趨勢是縮小同步運(yùn)行范圍以保證電網(wǎng)安全;其三，特高壓輸電雖然可以使電煤就地轉(zhuǎn)化成電力輸送，減少運(yùn)輸成本，但是輸電線路越長、電壓越高，造價(jià)越高，且超過一定距離后，交流特高壓輸電損耗和阻力增大，長距離輸電反而不如送煤劃算。
2009年電網(wǎng)建設(shè)爆發(fā)式增長，而隨后幾年，電網(wǎng)投資增速減緩，特高壓項(xiàng)目核準(zhǔn)滯后，部分合同延期執(zhí)行。近幾年特高壓輸電項(xiàng)目核準(zhǔn)低于預(yù)期，大部分特高壓交流項(xiàng)目未被核準(zhǔn)，主要原因是雖然“晉東南—南陽—荊門”項(xiàng)目近三年安全運(yùn)行，但其輸送功率下降近一半，在經(jīng)濟(jì)性上遠(yuǎn)低于預(yù)期。另外，以國外經(jīng)驗(yàn)看，特高壓交流等級(jí)越高，出現(xiàn)事故的概率越高。
東部發(fā)電用煤量勢必減少
今年上半年國內(nèi)電力供求基本平衡
2014年上半年，全國累計(jì)新增發(fā)電設(shè)備容量3670萬千瓦，其中火電設(shè)備累計(jì)新增1503萬千瓦，較上年同期略有減少，而水電設(shè)備累計(jì)新增1301萬千瓦，與上年同期相比有所增加。自年初起，我國電源基本建設(shè)完成投資額繼續(xù)放緩，火電、水電投資增速連續(xù)6個(gè)月呈現(xiàn)負(fù)增長。利用效率方面，受用電需求平穩(wěn)但裝機(jī)規(guī)模擴(kuò)張影響，2014年上半年各電源利用效率均有所降低，全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)數(shù)為2087小時(shí)，同比降低79小時(shí)。總體看，2014年上半年，我國發(fā)電設(shè)備投資增速繼續(xù)放緩，發(fā)電設(shè)備運(yùn)行效率略有下降，預(yù)計(jì)下半年電力供應(yīng)仍將保持充足，發(fā)電利用效率也將維持穩(wěn)定。
2014年上半年我國電力需求緩慢回升，呈現(xiàn)供求基本平衡態(tài)勢。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，2014年上半年，全社會(huì)累計(jì)用電量為26276億千瓦時(shí)，同比上漲5.30%，增速較去年同期小幅回升。
據(jù)中國科學(xué)院財(cái)經(jīng)戰(zhàn)略研究院預(yù)測，“十二五”和“十三五”期間一次能源電力需求將保持穩(wěn)定增長態(tài)勢，年均增長在6.7%—7%，2018年一次能源電力需求將達(dá)到1.4萬億千瓦時(shí)，2020年有望達(dá)到1.6萬億千瓦時(shí)。整個(gè)“十二五”中后期，全社會(huì)用電增速將保持在5.0%—7.0%，總用電量達(dá)到5.7萬億—6.0萬億千瓦時(shí)。
全國煤電發(fā)電量占比逐年降低
圖為電力行業(yè)對(duì)動(dòng)力煤的消費(fèi)情況
2013年，全國煤電投資及其裝機(jī)比重連續(xù)下降，全年完成煤電投資同比下降12.3%，占電源投資比重降至19.6%;年底裝機(jī)7.9億千瓦，占比降至63.0%、同比降低2.6個(gè)百分點(diǎn);發(fā)電量39474億千萬時(shí)，同比增長6.7%，占比73.8%、同比降低0.6個(gè)百分點(diǎn);全年設(shè)備利用5128小時(shí)。
煤電依舊是發(fā)電主力，但增長速度已落后于電力需求的增長速度，缺口由其他發(fā)電方式代替。近年煤電發(fā)電量所占比例逐年降低，不過，去年由于煤炭價(jià)格降低和經(jīng)濟(jì)增長對(duì)電力需求大幅增長致使火電機(jī)組利用時(shí)長增加，進(jìn)而刺激煤電所占比例回升。
預(yù)計(jì)2014年全年新增發(fā)電裝機(jī)9600萬千瓦，其中，非化石能源發(fā)電6000萬千瓦，煤電新增3000萬千瓦。預(yù)計(jì)年底發(fā)電裝機(jī)達(dá)到13.4億千瓦，其中，煤電8.2億千瓦，非化石能源發(fā)電4.5億千瓦，非化石能源發(fā)電占比接近34%。非化石能源發(fā)電裝機(jī)中，常規(guī)水電2.8億千瓦，抽水蓄能發(fā)電2271萬千瓦，核電2109萬千瓦，并網(wǎng)風(fēng)電9300萬千瓦，并網(wǎng)太陽能發(fā)電2900萬千瓦。
去年江蘇未出現(xiàn)全省性的電力缺口
江蘇省是2013年用電第一大省，其電力固定資產(chǎn)投資580.4億元，同比下降1.4%;電源項(xiàng)目投資201.7億元，同比下降8.4%;電網(wǎng)項(xiàng)目建設(shè)投資378.7億元，同比增長2.7%。無論從增長絕對(duì)值還是從增長率來看，電源項(xiàng)目投資均落后于電網(wǎng)項(xiàng)目投資。
2013年江蘇省新增發(fā)電裝機(jī)容量778.2萬千瓦，連續(xù)3年新增裝機(jī)容量與上年持平，其中火電新增652.8萬千瓦，占新增裝機(jī)容量的83.88%。而新增電網(wǎng)中，110千伏以上線路3145千米，變電容量1773萬千伏安超，特高壓線路71千米，變電容量275萬千安伏，分別占比2.26%和15.5%。
供給方面，2013年江蘇省發(fā)電量繼續(xù)位居全國首位，全口徑發(fā)電量為4404.9億千瓦時(shí)，同比增長5.9%，較上年增速提高0.2個(gè)百分點(diǎn)。其中，火電發(fā)電量為4173.3億千瓦時(shí)，占全部發(fā)電量的94.7%。
需求方面，2013年江蘇省全社會(huì)用電量為4956.6億千瓦時(shí)，同比增長8.2%，較上年增速提高1.2個(gè)百分點(diǎn)。2013年江蘇電網(wǎng)受進(jìn)電量547.2億千瓦時(shí)，同比增長32.5%，最高日受電負(fù)荷1515萬千瓦，同比增長30.8%，平均最高日受電負(fù)荷729萬千瓦，同比增長30.4%。與此同時(shí)，江蘇電網(wǎng)沒有出現(xiàn)全省性的電力缺口，但存在個(gè)別區(qū)域、個(gè)別時(shí)段供應(yīng)能力不足的現(xiàn)象。全省局部地區(qū)共執(zhí)行有序用電21天，最大錯(cuò)峰負(fù)荷728萬千瓦。
目前可以判斷，江蘇省電力自給率達(dá)到88.9%，電力缺口通過區(qū)外輸電彌補(bǔ)。在冬季和夏季高峰時(shí)期，通過優(yōu)化調(diào)度，合理配置資源，可以保證電力的有序供應(yīng)。
江蘇省煤電已無發(fā)展空間
目前對(duì)接到江蘇省的特高壓線路是錦屏—蘇南±800千伏特高壓直流輸電線路，在建和計(jì)劃建設(shè)的有淮南—南京—上海1000千伏特高壓交流線路(計(jì)劃2016年投入運(yùn)行)、錫盟—泰州±800千伏特高壓直流線路(計(jì)劃2017投入運(yùn)行)以及山西—江蘇±800千伏特特高壓直流輸電線路(計(jì)劃2017年建成)。錦屏—蘇南線于2012年年底正式投入運(yùn)行，理論年輸送電量360億千瓦時(shí)。2014年夏季用電高峰時(shí)，其為江蘇省穩(wěn)定提供電力570萬千瓦，占整體供給的20%。
錦屏—蘇南±800千伏特高壓直流工程，額定輸電容量720萬千瓦，2013年工程投運(yùn)近一年，為江蘇省累計(jì)輸送超過210 億千瓦時(shí)的清潔電力，占南京市全年用電量的一半，占江蘇省總用電量的4.24%。
不過，江蘇省火力發(fā)電并沒有因?yàn)樘馗邏壕€路輸入受到明顯影響。錦屏—蘇南線正式運(yùn)營的第一年(2013年)，江蘇省火力發(fā)電量并沒有減少，反而從2012年的3253億千萬時(shí)上升到3669億千萬時(shí)，上升幅度為13.71%。同期，全國火電由37867億千瓦時(shí)上升到42152億千瓦時(shí)，上升幅度為11.32%。所以從發(fā)電量來說，錦屏—蘇南線運(yùn)行后，江蘇省對(duì)火電的依賴程度還是高于全國平均水平的?？v向上看，2007年至今，江蘇省火電發(fā)電量平均年增長8.29%，2013年升幅高于年均升幅。
目前江蘇省電廠建設(shè)已經(jīng)沒有環(huán)境空間，從南京到鎮(zhèn)江段電廠間隔僅10公里，且江蘇省每平方公里每年二氧化硫排放量達(dá)到45噸，是全國平均水平的20倍，省內(nèi)霧霾頻繁出現(xiàn)。這是能源發(fā)展不合理、結(jié)構(gòu)性矛盾長期積累的集中暴露。按照國家電網(wǎng)公司編制的特高壓電網(wǎng)規(guī)劃和《江蘇能源監(jiān)管報(bào)告(2013)》，江蘇省將建成徐州、連云港、南京、泰州、蘇州5座特高壓變電站，形成多方向、多通道交直流混合受點(diǎn)格局，通過特高壓電網(wǎng)接受區(qū)外來電3500萬千瓦，年可接受電力1750億千瓦時(shí)。根據(jù)2014年江蘇省最新煤耗率293克/千瓦時(shí)計(jì)算，理論上將減少5100萬噸原煤的輸入。
綜上所述，整體上，煤電一直保持強(qiáng)勢地位，特高壓輸電工程并不影響電力行業(yè)對(duì)煤炭的需求。錦屏—蘇南特高壓線路建成以來，江蘇省火電發(fā)電量也并沒有明顯變化就是證明。不過，由于部分煤炭就地轉(zhuǎn)電，減少了運(yùn)輸成本，會(huì)對(duì)煤炭價(jià)格形成一定壓力。
目前錦屏—蘇南特高壓輸電主要以彌補(bǔ)電力缺口為主，短期內(nèi)對(duì)江蘇省內(nèi)煤電企業(yè)影響有限。在建的3條線路建成的話，年輸電能力理論上將突破1000億千瓦，屆時(shí)，特高壓輸電的份額大幅提高，將占江蘇省總用電量的20%。此外，江蘇省受環(huán)境壓力和地域限制，省內(nèi)煤電已無發(fā)展空間，其他用電工業(yè)由于宏觀經(jīng)濟(jì)增速放緩以及限產(chǎn)政策的影響，對(duì)電煤的需求也已經(jīng)達(dá)到了峰值。所以，中長期看，東部發(fā)電用煤量勢必減少。
原標(biāo)題:特高壓輸電或逐步替代東部煤電
