740亿值不值？国家电网等就“华东特高压环网”释疑

近日，有媒体以《国家电网740亿华东联网项目被指浪费 审批涉违规》为题，引述多位老专家意见，对正在建设的华东交流特高压联网项目发出质疑，称其“审批过程违反国家要求、项目缺乏必要性、存在安全隐患等，或对国家资金造成浪费”。这就把一直纷争不息的特高压议题，再次推向了舆论的风口浪尖。

所谓华东交流特高压联网项目，即国家电网公司规划中的“华东特高压环网”，加上今年4月开工建设的浙北—福州工程。前者包括在建的淮南—浙北—上海工程（南半环），预计今年10月投产；淮南—南京—上海工程（北半环），正由中国国际工程咨询公司（中咨公司）评估中。3个工程建成后，华东四省一市电网将实现紧密联接。

根据国家电网上报国家发改委的资料，华东特高压环网北半环，静态投资260.5亿元；南半环，静态投资185.4亿元；浙北—福州工程，静态投资298亿元。其中，主网架投资636亿元。

无论是743.9亿元，还是636亿元，都是天文数字。如此巨额投资，究竟花得值不值？科技日报记者就此采访了被质疑的另一方——作为工程业主的国网公司,以及作为第三方评估机构的电力规划设计总院有关人士，以期厘清事实。

头痛医头、脚痛医脚，解决不了系统性问题

在反对者的质疑声中，最核心的理据之一就是，华东电网现阶段遇到的安全问题，特别是“短路电流超标”问题，“不用花750亿元来建设华东交流特高压联网解决”，而是有更加廉价和有效的替代方案，即优化现有主网架和电网结构。

“对特高压交流网架建设的必要性，一直有不同说法。”长期从事电网工程可行性评估的电规总院规划中心主任佟明冬认为，特高压交流网架有其技术上的优势，“形成网跟建几根线相比，安全可靠性当然更好”，但“也有造价高的问题”。对其经济性，他说“要看目的是什么”。国家强制标准《电力系统安全稳定导则》上世纪80年代初出台，90年代经过修订，但“三道防线”的中心内容没有变。“现在停电，所引发的后果和反应跟那时是大不一样的。”

针对核心的短路电流问题，国网公司新闻发言人张正陵解释，短路电流是指线路出现短路情况下的电流，“这时电阻为零，电流加大”，需要用开关切断故障支路，“而开关的切断能力是一定的”，目前最大是63千安，这是电网运行所允许的短路电流上限。

张正陵指出，“电网的发展和短路电流的增长是一对矛盾”，一方面为了保负荷，一回线不够建两回，两回线不够建三回；另一方面，现有500千伏线路建得越密，短路电流越大，因为“建的线路越多阻抗越小”。这样只能采取停运已建成线路、线路站外搭接（拉串）、换开关等控制措施。停运线路在降低了短路电流的同时，带来另外一个负面影响，就是原本加强的电网结构被破坏掉了。所以“这是把双刃剑”。

张正陵介绍，目前华东电网已有接近30%的厂站500千伏短路电流超标，最大短路电流超过80千安；而随着负荷密度的增加，短路电流还会进一步增大。计算表明，2020年采用500千伏主网架方案，华东将有超过44%的变电站短路电流超标。对付这种大面积爆发的系统性问题，还采用上述“廉价”的技改措施，“头痛医头、脚痛医脚就不行了”；必须要用技术升级的手段，系统性解决。他解释，华东主网升到特高压之后，可以将500千伏电网按功能合理分区运行，这就把500千伏之间“手拉手”的线路停掉，这一层面电阻互串的就少了，全部500千伏厂站的短路电流都能控制在设备允许值以内。

未来电网安全不能建立在经验基础上

“解决直流馈入的问题，对现有华东电网进行改造就可以实现，成本是建设交流特高压环网的1/10”，成为反对者质疑的另一理据。

所谓直流馈入，是指华东地区用电需求大，从其他地区直流输入的电力越来越多，华东受端电网承受能力不足的问题。

对此，中国电力科学研究院总工程师汤涌表示，现代电网应该说是最复杂的人造系统，“比登月还要复杂”。这么复杂的东西，要掌握它、理解它，光靠经验是不够的，“我们不能把未来二三十年的电网安全构建在经验基础上，而是要去验证它”。

他说的验证，就是仿真，“因为电力系统实时运行，是不能停的”，只能仿真验证。

位于中国电科院的国家电网仿真中心，具有技术和规模都居世界领先水平的大电网仿真模拟系统。“我们构建了具有11000多个节点、35000多条支路，涵盖水、火、核、风等各类发电机组的仿真数据平台。历时3年，先后进行了10万多个故障仿真模拟计算，然后再根据《电力系统安全稳定导则》三级标准进行详细分析”，最后得出结论：如果仍维持500千伏主网架，溪洛渡－浙江特高压直流建成后，送入华东电网的直流达到7回，华东电网发生大面积停电的风险极高。一旦其中2回特高压直流同时故障，需要切除华东地区1000万千瓦负荷，相当于上海1／3的地区要停电，“后果不堪设想”。

汤涌分析，目前，华东电网建成特高压直流2回、在建1回、开展前期工作1回，建成±500千伏直流4回，落点均在长三角地区。预计到2020年，华东电网负荷将达到3.6亿千瓦，意味着500千伏网架下将有多达19回直流馈入，“如此大规模区外直流送入，它能不能承受得了？”汤涌表示：“专家凭经验说‘现有的华东电网完全可以承受直流输电，不存在安全问题’，那是一厢情愿。”

仿真结果显示，华东特高压电网建成后，与区外电力形成2个以上特高压交流通道，形成“强交强直”、交直流并列输电的格局，即使两回直流故障，也无需切除负荷，不用停电。此外，汤涌透露，华东特高压网架还可以保障华东沿海大型核电群运行安全，并承接未来江苏沿海大风电基地的清洁电源。

“这能说是‘无电可送’吗？”

华东四省一市之间电力交换能力并不强，所以“华东交流特高网架建成之后可能面临‘无电可输’的命运”。反对者以一系列数据实证的这一结论，是对该工程颇具杀伤力的不利因素之一。

韩丰，国网北京经济技术研究院副院长，作为承担华东交流特高压联网项目设计的主角，她对“无电可输”的说法露出一丝苦笑：“实际上电网的建设，不完全是跟着电源在走。网架的形成，有输送电力的需要，也有保安全的需要；还有最大的一个，是转移功率的需要。”

她以北半环为例说明：随着长江、淮河两岸经济发展，受交通、航运、航空、江面宽度等影响，输电线路跨江走廊资源非常紧缺，其中江苏跨江点仅剩余2个。她提到无锡那个点，“甚至要派员工去看着，说‘这是我们的走廊’，以防违建”。苏北苏南过江通道，现有4条8回500千伏线路、900万千瓦输送能力，而北半环仅利用1个走廊资源，可将其提高到1600万千瓦。同时，西电东送到江苏，现有3条6回500千伏线路、900万千瓦输送能力，要承接皖电东送安徽淮南煤电基地新建电源600万千瓦，转移能力还需要近1600万千瓦。长远看，华东地区2020年接受区外电力1.3亿千瓦，加上区内沿海的风电和核电群，其中直流输送8700万千瓦，特高压交流输送4300万千瓦，特高压交流主要通道每回线路平均功率达到400万千瓦以上。“这能说是‘无电可送’吗？”

张正陵回忆起上世纪80年代初，220千伏升级到500千伏的时候，“碰到的问题和现在的特高压一样”。“你把现在反对的专家所提疑问都对着当时的500千伏，各个都能命中目标”——220千伏也是要拉串、停运、换开关。“但到了大面积系统性爆发的时候，电网的升级就成为必然”。所以到80年代初500千伏电网出现，它建成之初也是“无电可送”：我国第一条500千伏线路平武线（平顶山－武汉），全部是进口设备，一万美元一公里，送出能力只有30万千瓦左右，主要为解决武钢一米七轧机的冲击负荷。“后来随着葛洲坝、三峡建起来，500千伏成网了，现在送到100万千瓦”。

第三方评估：必须还是可有程序

除了必要性争议，“突如其来的核准”和“迟到的评估”也是反对者据以成理的有力事证。

记者经查阅得知，我国现行重大项目审批制度，其实并非根据所谓“业内认可的流程惯例”，而是国发［2004］20号《国务院关于投资体制改革的决定》，以及据此出台的国家发改委2004年颁行《企业投资项目核准暂行办法》。《办法》规定，“项目核准机关在受理核准申请后，如有必要，应在4个工作日内委托有资格的咨询机构进行评估”。

国网方面介绍，所有的特高压项目在实施过程中，都经过了可行性研究、各级政府出具支持性文件等必要的评估程序。可行性研究包括项目建设必要性论证、技术方案比较、造价水平分析等重要评估内容。可行性研究报告委托有资质的设计单位编制，委托中国电力工程顾问集团公司（现为电力规划设计总院）进行评审，出具评审意见，作为项目核准的支持性文件。核准前，国土资源部、国家环保部、水利部等国家主管部门，对项目用地、环境影响、水土保持方案等进行专题评估，省级政府主管部门还要出具防洪、地质灾害、地震安全性等评估意见。上述核准支持性文件共10项。

在此情况下，国网方面认为，特高压项目没有必要每一项都再委托第三方（实际上已是第四方）评估论证，而这个评估，按上述《决定》，并非必须程序。其理由如下：特高压技术已完全成熟，设备可靠性得到充分验证，进入规模化应用阶段，今年1月“特高压交流输电关键技术、成套设备及工程应用”获得国家科技进步奖特等奖即是明证。发展特高压先后被纳入国家“十二五”规划纲要、国家中长期科学和技术发展规划纲要、能源发展“十二五”规划，已经上升为国家战略。西部、北部能源输出省和东中部能源输入省都迫切要求加快发展。特高压交流试验示范工程已通过国家验收，安全稳定运行4年多。

“特高压工程建设已转入正常核准程序，在完成各项必需的核准评估程序基础上，再委托第三方评估，实际上已经没有必要了”。即便这样，华东北半环工程，在电力规划设计总院出具评审意见后，又安排了中咨公司评估。但时至今日，已经过去了8个月，评估还未完成。所以事实是：发改委委托中咨公司正在评估的并没有核准；已经开工建设、核准建设的，发改委并没有委托评估。