一、1000KV交流特高壓輸電技術(shù)的由來及現(xiàn)狀

人們對電力技術(shù)的認識和使用是從直流電開始的。1837年，法拉第發(fā)現(xiàn)電磁感應(yīng)定律，到1882年法國人建成世界上第一條直流輸電工程，共經(jīng)歷了45年。線路全長57公里，輸電電壓1500-2000伏，送電功率2千瓦，由于輸電電壓太低，功率小，其發(fā)展應(yīng)用受到了極大地制約。

隨著生產(chǎn)的發(fā)展和科學技術(shù)的進步，科學家和工程技術(shù)人員逐步掌握了多相交流電原理，并于1891年成功地研發(fā)了交流發(fā)電機、變壓器和感應(yīng)電動機，并成功建成世界第一條交流輸電線路。從德國勞拉鎮(zhèn)水電站送電到法蘭克福，線路全長157公里，輸電電壓從發(fā)電機電壓95伏經(jīng)變壓器升到15.2KV（千伏），在法蘭克福用兩臺減壓變壓器將電壓降到112伏向用戶供電，送電功率為200千瓦，構(gòu)成了現(xiàn)代交流電力系統(tǒng)的雛形。

由于交流電在發(fā)電、升壓、輸電、降壓、分配、使用各個環(huán)節(jié)，具有方便靈活、經(jīng)濟可靠等特點，所以一直保持快速發(fā)展的態(tài)勢。交流電力系統(tǒng)從城市孤立電網(wǎng)逐步擴大，形成地區(qū)電網(wǎng)、省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)和全國電網(wǎng)。隨著輸送容量和輸送距離的增加，輸電電壓由初期的15.2KV，逐步發(fā)展到35KV、110KV、220KV、330KV、500KV和750KV，輸送距離可以達到1000公里以上，送電功率超過200萬千瓦。

考慮到能源資源分布和經(jīng)濟發(fā)展不平衡，對送電距離和輸送容量需要進一步增加的需求，發(fā)達國家科學技術(shù)人員在完成750KV交流超高壓技術(shù)開發(fā)應(yīng)用之后，在上世紀七十年代又開始研發(fā)1000KV交流特高壓技術(shù)和裝備。投入研發(fā)的主要國家有美國、日本、意大利和前蘇聯(lián)。其中比較有成效的是前蘇聯(lián)和日本，特別是前蘇聯(lián)。

前蘇聯(lián)規(guī)劃在哈薩克斯坦的褐煤基地建設(shè)1600萬千瓦燃煤電廠（4×400萬千瓦），分別向歐洲部分莫斯科等地和西伯利亞送電。但在送電方案上發(fā)生了重大分歧，有人主張發(fā)展交流特高壓輸電，電壓1150KV；有人主張采用直流輸電，電壓±750KV，送電容量600萬千瓦。由于爭論雙方各持己見，前蘇聯(lián)政府決定交、直流方案同時實施，期望用運行結(jié)果鑒定孰優(yōu)孰劣。（1）由于1150KV交流主設(shè)備在上世紀80年代初已經(jīng)研制完成，所以1150KV交流特高壓的建成先于直流輸電工程。到1985年共建成1150KV交流線路1924公里（其中歐洲部分1224公里，西伯利亞部分700公里），但真正運行的只有歐洲部分中的3站2線共計904公里。由于送、受端電網(wǎng)結(jié)構(gòu)較弱，送端電源規(guī)模僅有600萬千瓦，送電線路較長，送電能力僅為160萬千瓦，正常送電100萬千瓦，共運行5年，經(jīng)濟效益很差。此后由于前蘇聯(lián)經(jīng)濟衰退，面臨解體，加上氣象條件惡劣，電暈損失嚴重，該線路于1990年降壓為500KV運行。實踐證明是不成功的。（2）±750KV直流設(shè)備制造試驗完成后，設(shè)備雖已運至施工現(xiàn)場，由于1991年底前蘇聯(lián)解體，未繼續(xù)施工。

日本于1992年建成1000KV交流特高壓線路425公里，并完成部分設(shè)備研制，如變壓器、開關(guān)、互感器等，未升壓運行，只掛網(wǎng)試驗。美國和意大利等國則由于直流輸電技術(shù)的成功開發(fā)和運行，完全停止了1000KV級交流特高壓技術(shù)的研發(fā)。

2004年，在前蘇聯(lián)、日本、美國和意大利等國停止研發(fā)交流特高壓技術(shù)業(yè)已20年后，我國開始研發(fā)1000KV交流特高壓技術(shù)，到目前為止又歷經(jīng)10年。10年的實踐證明，1000KV交流特高壓關(guān)鍵設(shè)備的開發(fā)、制造和施工調(diào)試取得了成功，說明我國繼前蘇聯(lián)之后已經(jīng)完全掌握了交流特高壓輸電技術(shù)。在完成晉東南經(jīng)南陽至荊門試驗示范工程之后，于2013年又建成了淮南經(jīng)浙西到上海的1000KV交流特高壓輸電工程，目前在建的還有福建到浙西的1000KV交流特高壓聯(lián)絡(luò)線工程。

我國10年來的實踐進一步證明，1000KV交流特高壓具有送電能力低下，投資巨大，經(jīng)濟效益極差等致命缺陷。以淮南經(jīng)浙西到上海項目為例，線路長656公里，雙回同桿并架，送電能力600萬千瓦（平均每條線送電300萬千瓦，不是宣傳的每條線送電500萬千瓦），僅輸電工程投資就達185億元，單位造價折合3080元/千瓦，約為相同距離的超高壓輸電和直流輸電的兩倍。該項目并沒有給國家?guī)斫?jīng)濟效益和回報，反而造成了大量資源浪費、增加了環(huán)境保護和電價上漲壓力。

世界各國的實踐雄辯地證明，由于直流輸電技術(shù)的突破性創(chuàng)新和發(fā)展，當下的1000KV交流特高壓已經(jīng)淪為被美國等發(fā)達國家所棄用的落后技術(shù)。在我國推廣應(yīng)用交流特高壓，既談不上世界先進，更不是世界首創(chuàng)，毫無任何“引領(lǐng)”作用。

二、交流特高壓在長距離大容量輸電方面必然被直流輸電技術(shù)所淘汰，是其喪失生命力的根本原因之一。

在交流輸電技術(shù)快速發(fā)展的過程中，業(yè)內(nèi)科學家和工程技術(shù)人員逐步認識到交流輸電穩(wěn)定問題是制約交流長距離輸電的關(guān)鍵因素，這是不以人的意識為轉(zhuǎn)移、不可改變的客觀規(guī)律。送電距離越長，送電容量越大，矛盾越突出。發(fā)達國家在上世紀二十年代已經(jīng)預(yù)見到繼續(xù)發(fā)展直流輸電技術(shù)，是滿足長距離、大容量輸電需求的必然趨勢，并著手建設(shè)一批試驗性工程。到上世紀60年代，由于可控硅整流元件的開發(fā)取得了突破，為換流設(shè)備的制造開辟了新途徑，高壓直流輸電技術(shù)出現(xiàn)了飛躍式發(fā)展。世界各國，如美國、巴西、加拿大開始采用直流輸電技術(shù)取代交流輸電技術(shù)進行遠距離、大容量電力輸送。

早在上世紀九十年代，我國就引進并第一次建成葛（洲壩）滬（上海）直流輸電工程，直流電壓±500KV，輸電容量120萬千瓦，之后又建成了±500KV（天生橋）廣（東）直流輸電工程，輸電容量180萬千瓦。2000年以后，隨著三峽等大型水電站的陸續(xù)開發(fā)，我國相繼建設(shè)了一批直流輸電工程。到目前為止，我國已經(jīng)陸續(xù)建成19條直流輸電線路，輸電容量約7000萬千瓦（不含直流背靠背）。19條線路中，絕大多數(shù)線路送電距離在1000公里以上，部分線路超過2000公里。

當前，我國已經(jīng)成為世界直流輸電大國，直流輸電技術(shù)開發(fā)和應(yīng)用處于世界領(lǐng)先地位。單項工程最高電壓±800KV，送電容量最大800萬千瓦，送電距離最長達2500公里。實踐證明，直流輸電技術(shù)為更遠距離、更大范圍資源優(yōu)化配置提供了先進手段和廣闊的前景。近三十年來，在長距離大容量輸電方面，交流特高壓技術(shù)被直流（特高壓）輸電技術(shù)所淘汰，已經(jīng)成為世界各國業(yè)內(nèi)的共識。

直流輸電技術(shù)的優(yōu)越性主要體現(xiàn)在：

（一）直流輸電向受端電網(wǎng)輸送電力電量，卻絲毫不影響受端交流同步電網(wǎng)的正常使用和分配的靈活性。

直流輸電將發(fā)（電）端的交流電（50周波）通過送端換流站換流為直流電，電流通過輸電線路送到受端電網(wǎng)，經(jīng)過受端逆變站換回為交流電（50周波），再通過500KV或220KV交流變壓器降壓并分配到用戶。在這個過程中，直流輸電工程只起到電力（有功功率）的搬運任務(wù)，不影響受端交流電網(wǎng)的正常運行。

（二）直流輸電最大的技術(shù)優(yōu)點就是克服了交流輸電技術(shù)存在的穩(wěn)定性問題對送電距離和輸送容量的制約。

根據(jù)電工原理，交流輸電的功率特性為正弦曲線。在輸電電壓等級確定以后，交流輸電線路的送電能力與線路的長度成反比，即送電距離增加，送電能力下降。以500KV~1000KV單回線為例：

上述有效的數(shù)據(jù)表明，雖然1000KV電壓與500KV電壓的送電能力提高了2~3倍，卻同樣擺脫不了交流輸電穩(wěn)定性基本規(guī)律的制約：當送電距離為300公里時送電能力455萬千瓦；當送電距離達到1500公里時，送電能力降到182萬千瓦。如果要遠距輸送功率，必需每隔約300公里建變電站，取得超高壓電網(wǎng)的足夠大的電源支撐，造成安全隱患和工程費上升。

所以，前蘇聯(lián)著名電力系統(tǒng)專家日丹諾夫教授在1948年所著《電力系統(tǒng)穩(wěn)定》一書中就指出“在遠距離電力輸送中，穩(wěn)定問題的意義格外第重大。可以肯定地說，系統(tǒng)穩(wěn)定是限制交流電遠距離傳輸?shù)闹饕蛩?rdquo;。

而直流輸電技術(shù)沒有穩(wěn)定性的制約問題。直流輸電可以根據(jù)客觀實際需要送不同的距離和不同的容量，同時可以選擇不同的電壓（如±400KV、±500KV、±660KV和±800KV），送電距離可在2000公里以上。輸送容量在扣除5~10%的線路損失（交流輸電同樣存在）后，其余容量可直達受端電網(wǎng)，等于把送端的發(fā)電廠直接搬到受端網(wǎng)的用電負荷中心，被真正稱之為輸電的高速通道。有人說中間不能落點是直流輸電的缺點，實際上也是直流輸電的優(yōu)點，因為采用直通的多路直流輸電也比交流特高壓輸電中間分流更經(jīng)濟和安全。交流特高壓輸電中間分流的結(jié)果是到目的地所剩無幾，經(jīng)濟性差，達不到長距離、大容量送電的目的。

如1000KV交流特高壓晉東南經(jīng)南陽至荊門試驗示范工程，在中間南陽變電站接如河南超高壓環(huán)網(wǎng)。從晉東南到荊門線路總長645公里，晉東南出口容量500萬千瓦左右。第一段：晉東南變電站送到南陽變電站線路長度359公里，送到南陽站的容量為450萬千瓦；在南陽變電站分流容量260萬千瓦到河南電網(wǎng)；這次分流是系統(tǒng)根據(jù)阻抗大小自動分配的，人無法干予。第二段：南陽變電站到荊門變電站線路長度286公里，將剩余容量190萬千瓦（450-260=190）再送到荊門變電站。這樣到荊門站僅剩將近200萬千瓦，而不是國網(wǎng)所宣傳的將500萬千瓦由晉東南直接送到荊門站。

實踐證明，直流輸電在輸電距離、輸送容量和電壓等級的選擇方面具有較大的靈活性，只要送電規(guī)模選擇恰當、布局合理，運行是安全的。

（三）直流輸電比1000KV交流輸電在經(jīng)濟上占絕對優(yōu)勢

1000KV交流特高壓輸電技術(shù)有兩個致命缺陷：其一，隨著送電距離的增加，送電能力下降；其二，為了獲的電源支撐和維持電壓額定，線路每隔300~400公里必須設(shè)置變電站，這個工程投資會大大增加。由于上述兩個因素，使1000KV輸電成本大大提高：

從上表可以清楚看出，1000KV線路送電800公里，送電能力為460萬千瓦，工程投資203億元，折合每公里輸電單位造價4413元/公里；當送電距離增加到1500公里時，送電能力下降到310萬千瓦，而輸電投資增加到365億元，折合到每公里輸電單位造價11774元/公里，增加了2.67倍。

以上1000KV交流與直流輸電的對比分析清楚地表明，送電距離從800公里增加到1500公里時， 1000KV交流輸電方案由送電800公里單位投資為直流輸電方案的1.78倍，增加到送電1500公里單位投資的4.84倍，其根本原因是交流輸電隨著送電距離的增加，送電能力反而下降而致。

近日，習近平在經(jīng)濟工作改革要把握的幾項原則中明確指出“要著力質(zhì)量和效益”。與1000KV交流特高壓相比，直流輸電在輸電技術(shù)、能力和經(jīng)濟效益上都占有絕對優(yōu)勢，1000KV交流特高壓被淘汰是必然的。

二、短距離（500-700公里以內(nèi)）輸電，1000KV交流特高壓的技術(shù)經(jīng)濟“性價比”低，被500KV級電壓淘汰

當1000KV交流特高壓采用兩回線送電時，300-800公里的送電能力為460-680萬千瓦，平均每回線的送電能力為230-340萬千瓦。

（三）500KV與1000KV實施方案比較

在進行建設(shè)方案比較時，上述兩張表相關(guān)數(shù)據(jù)表明，500KV電壓級的送電能力要達到460-680萬千瓦，送電回路數(shù)大約需要5回（緊湊型），也就是說，1000KV級電壓的送電能力大約為500KV級電壓送電能力的2.5倍。

（四）、經(jīng)濟比較

當前，500KV級電壓為我國六大區(qū)域電網(wǎng)的主干網(wǎng)架，美國、加拿大、日本主網(wǎng)架也為500KV，歐洲各國主網(wǎng)架為400KV。而1000KV級電壓需要增加升、降壓變電站各一座，投資需要50億元（2×25億元），若建設(shè)500公里線路需要80億元（1600萬元/公里×500公里），總投資需要130億元。而500KV方案主要增加的是線路投資：50億元（200萬元/公里×500公里×5回），比1000KV方案節(jié)約80億元。事實說明與500KV相比，1000KV級電壓在經(jīng)濟上絕對不占優(yōu)勢。

（五）、小結(jié)

在不考慮1000KV輸電所需要500KV配套投資的前提條件，500KV級電壓在經(jīng)濟上占絕對優(yōu)勢。500-700公里短距離輸電，1000KV級電壓又必然被500KV級電壓所淘汰。

三、1000KV交流特高壓難于形成受端網(wǎng)絡(luò)型網(wǎng)架

（一）在500KV網(wǎng)架上覆蓋一層1000KV網(wǎng)架，破壞了原有電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，威脅電網(wǎng)安全

目前，我國電網(wǎng)經(jīng)過30~40年的建設(shè)和完善，基本形成了以省為實體的東北、華北、華中、華東、西北和南方等六大區(qū)域電網(wǎng)，除西北電網(wǎng)最高電壓為750KV外，其它區(qū)域電網(wǎng)的最高電壓均為500KV。實踐證明，我國六大區(qū)域電網(wǎng)完全符合國民經(jīng)濟發(fā)展和社會用電需求，電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)是合理的、堅強的，具有較強的抗干擾能力，各區(qū)域電網(wǎng)對外來電具有接受、分配和事故相互支援的能力。如華東電網(wǎng)五省市之間具有17條500KV聯(lián)絡(luò)線，在網(wǎng)內(nèi)完全可以實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置。如果在現(xiàn)有500KV網(wǎng)架上再覆蓋一個1000KV交流特高壓網(wǎng)架，會不可避免地形成若干個強弱不等的1000KV/500KV電磁環(huán)網(wǎng)，極大地破壞了現(xiàn)有的500KV電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和調(diào)度關(guān)系，嚴重威脅電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

（二）缺乏電源支撐，難于形成1000KV交流特高壓網(wǎng)架

1、交流1000KV電網(wǎng)必需有相當規(guī)模的電廠接入支撐，否則電壓不能在潮流變動時維持造成安全隱患，只能降低功率運行使工程造價沒有競爭力。

2、1000KV交流特高壓變電站的造價過高，增加布點很困難，容易造成變電站的規(guī)模過大、過于集中，一旦變電站故障停運，電網(wǎng)有可能崩潰瓦解。而且不可避免與超高壓電網(wǎng)形成高低壓電磁環(huán)網(wǎng)，造成電網(wǎng)安全的大忌隱患。

四、結(jié)論

綜上所述，1000KV交流輸電技術(shù)在長距離領(lǐng)域被直流輸電技術(shù)所淘汰，在短距離領(lǐng)域被500KV交流輸電技術(shù)所淘汰。受端1000KV網(wǎng)架電壓過高，“不接地氣”，無相應(yīng)電源接入和支撐，同時又增加網(wǎng)內(nèi)短路電流，難于解決事故狀態(tài)下無功補償問題，其所形成的電磁環(huán)網(wǎng)為電網(wǎng)運行帶來巨大隱患。加之1000KV輸電投資大，經(jīng)濟效益極差，已投產(chǎn)項目的業(yè)績無善可陳。因此，中國1000KV交流特高壓完全是人造的“政績工程”，是21世紀電力行業(yè)最大的泡沫。

以上就是我們反對交流特高壓技術(shù)在我國推廣應(yīng)用的理由。

電力輸送和電力系統(tǒng)是一個技術(shù)型極強的特殊專業(yè)。國家電網(wǎng)公司在對外宣傳時，不區(qū)分“交流特高壓”還是“直流特高壓”，而統(tǒng)稱為“特高壓”，其實是在用直流特高壓的優(yōu)勢掩飾交流特高壓的劣勢，在愚弄社會公眾的同時兜售后者，以達到強化其壟斷地位的目的。在2006年北京召開的交流特高壓國際會議上，凡表示贊揚中國交流特高壓輸電技術(shù)的發(fā)達國家，8年來沒有任何一個國家啟動1000KV交流特高壓前期研發(fā)，更不要說開工建設(shè)了。而直流輸電技術(shù)領(lǐng)域在我國的發(fā)展已經(jīng)引領(lǐng)世界，卻有人要重走已被棄用的交流特高壓回頭路。圍繞交流特高壓技術(shù)持續(xù)爭論10年來，壟斷央企假話連篇、大把燒錢；曾經(jīng)講過真話的中介咨詢和媒體，因受利益困擾或趨炎附勢、或集體失語；更無奈的是決策機構(gòu)看似左右逢源，實則軟弱無力，終將背負罵名。凡此種種，既讓人費解，更讓人深思。

2014年3月2日