人民政协报刊发聚焦特高压系列文章

　　近年来，内蒙古风电机组利用率逐年下降。2009年，蒙西风电机组利用小时2331小时，蒙东2400小时。2012年，蒙西降到1984小时，三年下降了15％；蒙东降到1605小时，三年下降了33％。分析原因，一是风电发展速度远高于当地用电负荷增长速度。2005年以来，内蒙古全社会用电量年均增长17％，风电几乎按照每年翻一番的速度增长，比用电增速高75个百分点，风电快速发展与本地区用电市场有限是造成风电消纳困难的主要原因。二是电网调峰能力严重不足。2012年，内蒙地区电源总装机7770万千瓦，其中火电6016万千瓦、风电1634万千瓦，火电和风电装机之和占比高达98.5％，供热机组占40％，没有抽水蓄能、燃气等灵活调节电源，风电完全依靠火电调峰，而火电的大幅度调峰又影响了其运行经济性。在风能最充沛的冬季，为保证居民供热，供热机组基本额定负荷运行，另外还有760万千瓦的企业自备电厂不参与调峰。在现有地区电源结构、产业结构和用电结构的条件下，内蒙风电进一步发展的空间已经很有限了。
　　在现有电网结构的条件下，内蒙古周边地区消纳风电的市场也很有限。目前，内蒙古电力外送主要采用500千伏输电线路，其经济输电距离500～600公里，只能将蒙西风电送到京津唐、将蒙东风电送到东北主网。2009年以来，国家电网公司不断优化电网运行方式，将冬季低谷时段蒙西送京津唐电力由195万千瓦提高到260万千瓦左右，尽可能接纳蒙西风电。蒙东也充分利用了现有500千伏输电通道，在东北主网消纳风电。但是，内蒙古周边的河北、吉林、黑龙江均是国家规划的风电基地，仅考虑国家“十二五”第一批、第二批拟核准项目，河北、吉林、黑龙江和辽宁省风电装机将分别达到1074万、538万、644万和769万千瓦，在现有经济条件下，各省自身风电市场已近饱和，难以腾出更多的市场消纳内蒙风电。因此，解决内蒙古风电消纳问题，关键是拓展新的风电市场。
　　三、加快特高压电网建设，扩大消纳市场，是内蒙古风电“突出重围”的治本之策
　　从全国范围看，风电装机占全国电源装机的比重只有5％，消纳风电的市场潜力很大。我国中东部地区是负荷中心，用电量占全国的70％，市场规模大，调峰资源较为丰富，消纳风电能力强。华东、华中地区，自身风电资源有限，目前风电装机仅482万千瓦，占全国的8％，2020年风电规划装机只有2700万千瓦，占全国的13.5％。到2020年，华东、华中规划水电装机达到1.9亿千瓦，占全国水电的一半以上；抽水蓄能电站2142万千瓦，占全国抽水蓄能电站的43％；燃气电站4453万千瓦，占全国燃气电站的56％。华东、华中地区电力系统调峰能力强，具备大规模接纳包括内蒙古在内的北部风电的市场空间和系统条件。内蒙地区已建成风电场的上网电价在0.42－0.54元/千瓦时之间，与东部地区燃煤火电上网电价相当。内蒙古距离华东、华中等负荷中心800～2000公里，现有500千伏外送通道输电能力不足、输电距离有限、走廊资源紧张等问题，继续采用500千伏输电通道已不能满足要求。
　　国家“十二五”规划纲要提出将建设五大国家综合能源基地，其中两个在内蒙古，主要发展煤电和风电。《能源发展“十二五”规划》提出采用特高压输电技术，推进鄂尔多斯盆地、锡林郭勒盟能源基地向华北、华中、华东地区输电通道建设。按照规划，内蒙古“十二五”末电力外送6000万千瓦，2020年超过1亿千瓦。近期，“特高压交流输电关键技术、成套设备及工程应用”获得国家科学技术进步特等奖，我国建成投运的3项特高压交流、直流工程，近四年多来已长期保持安全运行。西部和北部能源输出省以及东、中部能源输入省对发展特高压提出了迫切要求，当务之急是要加快跨区输电通道建设，尽快启动建设蒙西～长沙、锡盟～南京、呼盟～山东等一批特高压交、直流工程，满足内蒙古风电和煤电外送需要，推动内蒙古风电又好又快发展。
　　另外，尽快改善内蒙古电网的电源结构，增加调峰电源建设、加强风电功率预测；采用多种措施，尽量增加就地消纳风电的份额，也是需要研究和实施的措施。如优化产业结构布局，把耗能较大的高载能产业，尽可能地布局在风电等可再生能源资源丰富的地区；做好风电等可再生能源发电和煤电一体化的应用试点，把风电或太阳能发电的电能，或转换成热能，与燃煤电厂的厂用电系统或回热系统结合，用燃煤电厂大容量的电力系统和热力系统，去吸纳不稳定的风电、太阳能发电电力，做到煤电、风电等携手一体化发展；“以风代煤”，用风电供热，实施用风电等作为供热锅炉动力源的改造；用电力市场的杠杆，使部分可平移的用电负荷，根据风电发电状态而改变用电时间；等等。用思维创新、技术创新和管理创新，优化产业结构、用电结构，也是对内蒙古风电发展，起到保驾作用的重要措施。
　　建设特高压与坚强智能电网是发展趋势
　　中国工程院院士、国网电力科学研究院名誉院长薛禹胜
　　“在中国，传统资源与新能源资源都集中在远离负荷中心的区域，这一基本国情决定了中国比其他国家更需要优化电网结构，提升电压等级，发展大容量、远距离、安全经济的特高压输电技术。”
　　回顾中国电力工业特别是最近10年的发展历程，我作为一名科技工作者深感自豪。中国电力技术的发展模式已经不是单纯地从引进消化吸收到为我所有。很多重要的核心技术和产品已经从基础研究开始，自主地实现了源头性创新。
　　21世纪初，中国最高电压是500千伏；2005年，一条750千伏交流线路在西北电网投运。“十一五”期间，中国电网建设进一步加快，电网规模比21世纪初翻了一番，不但建特高压直流工程的技术水准和国产化水平不断提升，而且±1100千伏输电技术的研究也取得了新的成果。
　　中国风电并网装机容量已经超过5000万千瓦，位列世界第一。这再次昭示了中国电力科技、电网发展水平、电力相关产业和装备的飞跃式发展，在世界范围内实现了“从跟随到超越”。
　　在中国，不论是传统的煤炭资源与水力资源，还是风能与太阳能等新能源资源，都集中在远离负荷中心的区域。这一基本国情决定了中国比其他国家更需要优化电网结构，提升电压等级，发展大容量、远距离、安全经济的特高压输电技术，也决定了中国电力发展关键技术必须立足实际，自主创新。
　　中国自主创新研究建设了世界首套可模拟规模达1000台发电机、1万条母线的全数字实时仿真装置。试验数据证明，坚强的交流受端电网，是多直流馈入系统正常运行的必要保障。国家电网已成为世界上电压等级最高、系统规模最大、资源配置能力最强的交直流混合电网。中国独创的电力系统稳定性量化分析技术及大停电的时空协调防御体系对特高压电网的安全提供了有力的支撑。中国不但拥有世界一流的特高压试验研究体系、标准体系，也全面实现了国内电工装备产业升级。中国特高压成为世界电力科技的制高点。
　　中国特高压输电与坚强智能电网的建设，代表着未来电网的发展趋势。在大规模利用可再生能源和智能化的技术方面，中国与发达国家处于同一起跑线，而中国提出的坚强智能电网具有信息化、自动化、互动化更多的内涵。未来，中国将会继续占领更多的世界电力科技制高点。