大容量远距离输电技术(I)

大负荷远距离输电技术及其对电网稳定的影响及对策二〇一〇年五月汇报内容一、远距离大容量输电的必要性二、我国输电技术的发展情况三、远距离大容量输电技术对电网稳定的影响及对策四、特高压电网的安全性一、远距离大容量输电的必要性能源资源以煤为主我国一次能源探明储量约8230亿吨标煤，其中原煤储量约7193亿吨标煤，占87.4%。剩余可采总储量约1392亿吨标煤，其中原煤约818亿吨标煤，占58.8%。（一）我国能源资源基本格局图5.1－1我国常规能源探明总储量构成水能9.5%天然气0.3%原油2.8%原煤87.4%原煤58.8%原油3.4%天然气1.3%水能36.5%常规能源探明总储量剩余可采总储量我国煤炭保有储量约1.1万亿吨。晋陕蒙宁新五省（区）总计8570亿吨，占全国的77.7％。其中尚未利用部分占66.2%，是今后我国煤炭的主要供应地区。京津冀鲁、华中东四省和华东地区煤炭保有储量1066亿吨，占全国的9.7%。其中尚未利用部分仅剩36.2%，未来开发潜力有限。290168052856708673850100020003000400050006000700080009000送端地区受端地区其他地区单位：亿吨已占用储量尚未利用储量煤炭资源主要集中在西部和北部地区水电资源主要集中在川、滇、藏地区我国水能资源理论蕴藏量6.9亿千瓦，技术可开发量5.7亿千瓦，主要分布在西南地区。四川、云南、西藏三省区水电技术可开发量约3.6亿千瓦，占全国的63.3％。风能资源主要分布在“三北”和东南沿海地区我国风能初步探明技术可开发容量3～6亿千瓦，主要分布在“三北”地区和东南沿海，其中“三北”地区风能占全国陆地风能的85％。油气资源不足我国油气资源不足，石油、天然气人均资源量仅为世界平均水平的7.7%和7.1%。随着国民经济发展，油气对外依存度逐年提高。2007年，京津冀鲁、华中东四省、华东13个省（市）煤炭消费13.4亿吨，占全国总量的51.9%。煤炭调入量高达约6.8亿吨，煤炭对外依存度达到50.4%。9煤炭调入情况05000100001500020000250003000035000400002000年2005年2006年2007年万吨京津冀鲁华东地区华中南三省煤炭对外依存度变化情况0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%2000年2005年2006年2007年京津冀鲁华东地区华中南三省（二）我国能源输送格局能源运输方式单一，高度依赖输煤。我国“三西”地区（山西、陕西、蒙西）煤炭调出量6.51亿吨，对外输电折合煤炭量0.32亿吨，输煤输电比例为20：1。其中送京津冀鲁地区输煤输电比例约为8：1；华东地区为61：1，华中东四省为20：1。1001234567三西地区京津冀鲁华中东四省华东地区单位：万吨煤炭调出/调入（全口径）输电折合煤炭煤电运紧张的矛盾长期存在。电煤主要依靠铁路运输，造成我国煤电运紧张的矛盾长期存在。2008年迎峰度夏期间，16个省级电网因缺煤出现电力供需紧张情况，最大电力缺口1716万千瓦。煤炭运输中间环节费用攀升，发电成本上涨。近年来，煤炭运输中间环节费用占电煤到厂价的比重高达55%～62%，造成发电成本上涨。加重了东中部地区环境污染。大量煤电集中在东中部地区,造成东中部地区二氧化硫排放超标，环境污染加重。全国出现酸雨问题的298个城市，绝大部分在东部地区。高度依赖输煤的能源运输方式带来一些问题（三）输煤输电综合比较依靠远距离输电技术使能源输送能力和经济性得到提升煤炭市场化带来的煤炭价格及煤炭运输中间环节费用的快速上涨，使得输煤方式的经济性有所下降建国以来，有关部门曾就输煤输电比较问题，组织过多次研究分析和论证，并得出了一些符合当时经济技术条件的结论。目前，随着输电技术的发展和国家放开煤炭市场，输煤输电比较的外部环境已发生了很大变化。从煤电基地输电至中东部地区的经济性优于输煤，输电落地电价较受端地区上网电价低约0.03～0.10元/千瓦时。按2007年6月煤价水平，蒙西送华东输煤折算价是输电价的1.5倍，按2008年6月的价格水平，从主要煤炭产区到主要受端地区，输煤折算价大约是输电价的1.6～3倍。尽管2008年底煤价有所回落，但输电仍具有明显的经济性。输电经济性优于输煤从“三西”煤电基地输煤输电到华东负荷中心，专用大通道铁海联运输煤方式的煤炭损失与能源消耗合计综合损耗率约为3.3%～3.8%，能源输送效率约为96.2%～96.7%；输电采用1000kV特高压交流，输电方式的能源损耗率约为3.2%～3.9%，能源输送效率约为96.1%～96.8%。两者能源输送效率相当。输煤输电的能源输送效率基本相当能源运输效率与煤炭发热量有关。锡盟、呼盟地区煤炭以低热值褐煤（3000～4200千卡/千克）为主，能源外送选用输电方式更为高效。环境污染给中东部经济发达地区带来的经济损失远大于西部、北部地区，中东部地区的单位二氧化硫排放造成的经济损失是西部和北部地区的4.5倍。输电可充分利用西部、北部的环境空间，减少中东部地区二氧化硫排放和整体环境损失。输电更有利于环境空间的优化利用，减少环境损失图例硫沉降超负荷地区硫沉降接近临界负荷地区硫沉降不严重地区非煤电建设地区没有统计数据地区我国硫沉降最大允许量总体呈西高东低的趋势。燃煤电厂应更多地向环境容量较大的西部、北部煤炭产区布局，使煤电布局与环境承载力布局相一致，也符合国家节能减排的总体要求。与输煤相比，输电可延长煤炭开发利用产业链，对西部地区经济发展综合拉动作用更为明显。以山西省为例，据测算，输电对GDP的贡献、对就业拉动效应分别是输煤方式的6倍、2倍。区外来电的电价较低，使受端地区工业电力供给成本降低，电力消费量增加，有利于增加当地产业竞争力，优化能源消费结构，提高能源消费经济效率。输电比输煤更能够推动区域经济协调发展跨区输电比输煤更有利于我国的区域合理分工。在煤炭基地建设电厂，实现煤电就地转换，可以发挥西部地区资源优势，同时受端地区用于电力行业的资源如水、土地等可置换出来，发展其他优势产业，促进产业结构的优化和升级。输电方式中间环节少，有利于稳定受端电价水平输电价格的构成中固定成本所占比重接近80%，受端地区的落地电价受其它因素的影响较小。有利于稳定受端地区电力供给成本。输煤方式的链条长、环节多，变动成本所占比重较大，受端燃煤电厂上网电价的波动性大。输煤通道占地包括送端集运站、铁路干线、中转港口、受端港口和受端电厂铁路专线占地，其中铁路是直接占用土地。输电通道是空中走廊，只有塔基占用土地，走廊下土地还可作为耕地或植被加以利用。据测算，从“三西”及宁东地区至华东负荷中心地区，在输送相同能量的情况下，输电通道占地仅为输煤通道的1/4～1/2。输电占地更少输煤输电研究表明，输电具有明显的优势。国务院发展研究中心提出了“输煤输电并举，优先发展输电”的方针。煤电基地水资源能否支撑大规模电源开发，是社会各界比较关注的焦点，也是实现煤电基地集约化、一体化开发和大规模外送的关键。（四）我国未来的电力流向及规模1、煤电基地开发政策研究、环保、煤炭、运输、电网规划、水利等领域18家权威机构共同完成了我国能源基地建设及电力中长期发展规划深化研究课题。以电力供应总成本最低为目标函数，以煤炭供应能力、运输能力、水资源、环境、受端市场空间等为约束条件，构建全局优化模型，研究各煤炭产区煤电外送规模及目标市场，系统论证了西部、北部煤电基地大规模开发的可行性。研究表明：开发西部和北部煤电基地，煤炭供应不是制约因素，水资源也可保证煤电基地的开发用水。西部和北部主要煤电基地具备大规模开发及外送能力。通过水利工程建设、农业节水灌溉、加强中水、矿井水利用、水权置换等措施，预计2006～2020年间，在全社会供用水总体平衡情况下，可分配给主要煤炭基地的新增发电用水量23亿立方米/年，发电用水占地区供水总量的比例低于5%。2006～2020年我国西部和北部主要煤电基地水资源可支撑新增开发规模约6.5亿千瓦。2020年各主要煤炭产区规划发电用水量占总供水量的比例0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%电力用水其他用水其他用水95.596.590.999.096.696.394.992.396.496.399.6电力用水4.5%3.5%9.1%1.0%3.4%3.7%5.1%7.7%3.6%3.7%0.4%山西陕北彬长宁东蒙西锡盟蒙东哈密准东伊犁宝清四川、云南和西藏剩余水电技术可开发量3.3亿千瓦，占全国可开发量的76.6%，是未来水电开发的主要地区。川、滇、藏地区经济相对落后、负荷水平较低，根据各主要河流流域的开发规划及项目前期工作情况，未来水电开发除一部分满足当地负荷需要外，大部分需要外送。2、水电基地开发技术可开发量(万千瓦）2007年装机容量(万千瓦）技术开发率2020年外送规模(万千瓦）四川12004188015.7%2120西藏14000340.2%1620金沙江界河4100合计2600419147840西南水电开发及外送情况当前，我国正处于工业化、城镇化深入推进的重要时期。主要发达国家和地区的发展历程表明，这一时期电力需求将保持较快增长的态势。目前，电力供应形势暂时放缓，但从长远来看，电力工业发展的总体趋势、基本格局和主要矛盾并没有发生根本性改变。我国电力需求今后将长期保持较快速度增长的趋势没有改变。预计2020年，我国全社会用电量达到7.67万亿千瓦时，发电装机16.4亿千瓦，分别是2008年的2.2倍和2倍。届时，全国人均用电量为5290千瓦时，人均装机1.13千瓦。3、东中部电力市场空间386556340078000989001272001721002005年2010年2012年2015年2020年2030年24811397004810059700767001037002005年2010年2012年2015年2020年2030年9.9%10.1%7.5%5.1%3.1%10.4%10.9%9.3%5.2%3.1%8.5%9.3%全社会用电量亿千瓦时最大负荷万千瓦电力需求预测2020年,装机16.4亿千瓦煤电10.6亿千瓦水电3.46亿千瓦抽蓄3200万千瓦核电5600万千瓦气电2800万千瓦风电1亿千瓦其它1000万千瓦23%67%3%7%水电火电核电风电及其它2020年电源结构电源装机2006年我国人均用电量超过2000千瓦时，达到2149千瓦时。2008年人均用电量为2581千瓦时，仅相当于：美国1954年、英国1960年、日本1969年、韩国1992年人均用电量水平。0200040006000800010000120001400016000195019551960196519701975198019851990199520002005kWh/人年美国日本韩国英国中国美国英国日本韩国中国2008我国人均用电量现状OECD（经济合作与开发组织）30个国家人均用电量500055006000650070007500800085001990199219931994199519961997199819992000200320052006OECD国家人均用电量单位：千瓦时67776937702371967353751476197747787080298044837583811990-2006年间，OECD30个国家人均用电量由6777千瓦时增长到8381千瓦时。我国2008年人均用电量不到OECD国家1990年水平的1/2。主要国家人均用电量2000～5000千瓦时经历时间国家经历时间电力弹性系数美国1951-1966(15年)2.03英国1957-1973(16年)2.01日本1966-1979(13年)1.22韩国1990-2000(10年)1.61中国2006-2020(14年)0.9在人均用电量从2000～5000千瓦时的工业化进程中，各国电力弹性系数都比较大，一般为1.2～2.0。考虑新型工业化的发展，节能减排力度加大等