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直流微电网并网控制技术研究
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3秒自动关闭窗口千万级的大风电并网都存在什么问题？
【严同的回答(144票)】:
这个问题挺有意思的。
在回答这个问题之前，先扯点别的东西，学习下他国经验。
提及，言必称丹麦，2013年丹麦有近4成来自于风力，这是个很夸张的数字。
那丹麦乃至欧美的风电并网和我国的大规模风电并网有什么不同呢？
数量级不同
中国所谓‘大规模’指的是千万千瓦级风场，而欧美的‘大规模’指的是几十万千瓦级的风场；中国所说的‘远距离’指的是几百上千公里的输送，欧美的‘远距离’基本上在一百公里左右。以美国得克萨斯为例，在美国算是大型风场，其最大风电场仅为73万千瓦，风电集中输送也仅有上百公里。
并网思路不同我国风电存在“大基地建设，大规模送出”的思路，欧美则是“”分散接入，就地消纳“的思路，这里先不提好坏，只说事实。德国2006年风电场装机容量小于50MW，接入110kV以下配网规模约占总量的70%；丹麦风电机组主要接入30kV及以下网络，2006年底丹麦风电装机容量中，约88%接入低压网络和10～30kV配电网。
能源结构不同欧洲燃气、燃油发电和水电比例大，调峰能力强。拿丹麦来说，丹麦的地理位置优越，北有水力发电站，南有火电发电厂。因此当风力不够的时候，可以从挪威引进环保的水电。电力的互送非常频繁，一年中，丹麦要进出口的电相当于该国总用电量的30%。而我国幅员辽阔，电源负荷分布不均，而且电源以火电为主，调节能力相对较差，具体的下面细说。
对电网的要求不同欧洲风电基本是分散接入，对电网用户侧的智能化要求是比较高的，而欧洲电网也是围绕这个方向在发展；而我国的大规模送出则是另一个课题了，面对的困难也不一样。
所以，欧洲有些风电并网的经验可以借鉴，但是很多困难却是特殊的。
下面具体说说千万级风电并网的问题。
上面已经提到了，这里详细的描述下。
风电大家都知道是具有波动性的，从一年中风电场每天平均输出功率看，每天最大和最少发电量至少相差约40～50倍。从微观上分析一天内的输出功率变化，风电在24小时内仍处于非常不稳定状态，输出功率(兆瓦)在0～100之间随机波动。
而且，夜晚用电负荷处于低谷时段风电发电出力往往较大，即使常规电源降出力，当风电规模达到一定程度（大于低谷用电负荷），也难免出现限电弃风。下图为风电出力曲线和负荷需求曲线对照。
风电的波动性带来的是它需要对应合理的电源进行调峰，从而来满足负荷平衡。而我国以煤电为主的电网难以为风电做深度调峰的。2012年我国煤电发电量占总发电量的73.9%。而欧美国家的能源结构是以石油、天然气等为主，其中美国27%是天然气发电;英国燃气发电比例更高达60%;北欧国家水电占90%。
所以，这些国家电网对风电并网容纳能力远高于我国，这是因为燃气、燃油发电和水电的调峰能力比煤电强，在一定范围内能有效减少风电波动对电网的危害。即便如此，美国、丹麦等西方国家也已遭遇大规模风电上网难的制约。
这是比较本质的问题。电网问题
这是中国大规模风电并网面对的特殊问题，当然，欧洲海上风电以后集中打捆送出也会需要到这个问题，但送出距离比我国近很多。
首先这个大规模并网的可行性需要论证，上千万千瓦级超大型电源建设，涉及电力系统规划的问题十分复杂，仅三峡工程电力输出规划就论证了十多年，因此，千万千瓦级的风电项目大规模送出怎么可能不需要充分论证？
对电网的影响，大概说来，试想下，有几千台甚至上万台风力发电机组在同一接入点接入电网，风电输送线路长度可能达到几百甚至上千公里。风电出力的随机波动导致线路无功的流向和规模频繁变化，只依靠电网进行无功调节是无法满足风电波动对电压的影响的。另外，当风电机组低电压穿越能力不足时，电网一个很小的故障，也可能使风电基地切除，可能造成重大电网事故。
即使论证可行，一般来说，电网的建设是远远滞后于风电建设的，具体实施起来也有很多困难。
抛开规模不谈，欧洲的风电并网的电网适应性还是比较好的。
举个例子，在星期六凌晨4点前后风电大发时，丹麦风电出力占负荷需求的比重可达95%以上，此时丹麦向北欧电网输出电力，北欧电网通过跨国/跨区输电网为丹麦电网提供备用，以保证电网安全稳定运行。而在星期六18点前后风速超过25m/s时，风机退出运行，风电场出力急剧下降，此时北欧电网向丹麦输入大量电力，满足负荷需求。
风电运行管理水平
这块，欧洲水平是很高的，以西班牙和丹麦为代表。他们广泛开展了风电功率预测工作，都实现了风电输出功率的日前预测，西班牙规定风电出力预测误差超过20%时将被罚款，2006年，西班牙绝大多数风电场发电量都销售给了电网企业，只有不到5%的风电由于预测误差超过20%，发电企业不愿交罚金而采取了弃风措施。然后对风电场进行有效调控，如西班牙成立可再生能源电力控制中心(CECRE)，对风电场进行有效监控和有序调控，水平非常高。
我国这方面就差强人意了。我国这方面就差强人意了。
电价等管理政策
这块不太好说，毕竟国家不同。
就说德国吧，德国1991年颁布的《电力入网法》强制要求公用电力公司收购可再生能源电力，但1998年后德国电力行业市场化，销售电价整体下降，为了缓解压力，2000年4月德国出台了《可再生能源法》，核心政策调整为可再生能源强制入网，采用固定电价优先购买，并建立了可再生能源电力成本全网分摊制度。2009年1月，针对风电在电源结构中的比例不断提高、对电网安全稳定运行影响日渐突出，又颁布了可再生能源法修正案(EEG2009)，对部分情况下风电可不优先收购进行了规定。
可以看出，非常灵活，我国任重道远。
或许可以期待下储能？呵呵。
【杨帆的回答(29票)】:
几点意见跟大家分享：
1、全国范围内电源普遍过剩
电力系统必须保证同一时刻发电和负荷的平衡，风电固然有波动性，但考虑到负荷随时间变化的情况，这种波动性实际上是可以视为一个负的负荷波动，现在弃风限电更重要的原因是电源的整体过剩。以辽宁省为例，省内火电装机3000w，风电600w，红沿河一期四台也投运，400w的核电，可调节的水电装机小于200w，供热期的直调火电机组占比60%，可调节的能力很小，再加上网架结构的一些问题，整个辽宁省的电源小时数都偏低，全国在03年缺电之后也是过剩情况。所以电源的普遍过剩，可调节能力低是主要问题，风电的波动性和电气特性则是次要问题。
2、电气特性问题
大规模风电脱网事故02、03年在德国和西班牙都出过，之后欧洲开始重视这个问题，大概05、06年开始低电压穿越的改造，老机组的改造是非强制性的，电网按装机出钱鼓励改造；新机组的改造是强制性的，机组必须通过检测，将检测数据提交后进行整个风电场的仿真测试，完全通过后允许并网。国内基本仿照德国的路子，也是甘肃出了四次大的脱网事故后开始重视这个问题，现在是某中字头的科研机构进行强制性的检测，具体情况懂风电的也都清楚，不展开说了。
个人认为，低电压穿越这个要求还是有必要的，尤其是千万千瓦级的大风电基地，脱网的影响很大，但是具体的措施有待商榷。国内09，10年开始提这个事儿，11年出的事故，12年出了一个很严格的并网标准；而中国风电的大发展是05-06年开始的，等于发展了5-6年后发现我还要进行低电压穿越改造，而且这种改造是一刀切的，不管新投产机组还是已有老机组；这就像我刚买了一辆国四标准的车没多久，政府强制要求必须符合国五标准，不符合标准不能上路，而不管你的车是新购买还是现有的。总的来说技术要求的制定不能脱离技术现状，否则会造成产业退步，一大批企业死在黎明前。
这个提法很有意思，除了电网公司之外没听过这样的声音，典型的屁股决定脑袋思维，居民生活用电负荷一样波动性很大，也没听过垃圾负荷的说法。站在电网角度，当然希望每个电源都是可控可调节的，从冷备用到满负荷只花很少时间。这也正好说明了电网对风电的认识还停留在低层次，至少有一部分人是这样的。欧洲电网对风电的接纳能力很高，丹麦年用电量20%是风电，曾经出现过国内某个时刻90%出力由风电提供，因此国内电网还是有很大消纳潜力的，只不过认识不够。
欧盟做过相关的研究，认为从整个社会的成本来说，风电的社会成本是远远低于火电的社会成本。国内的冬季雾霾这么严重，说明火电还是有自身难以克服的缺陷。个人认为风电应该作为一个很重要的补充电源，无论是从环保角度还是从能源结构优化的角度，而对风电的评价不应该仅限于风电的高上网电价或电气特性上。
有点跑题，欢迎指正。
【NailQian的回答(24票)】:
首先是前提，你能并网了，那么视作发出来的电相位，频率和波形都和电网的一致。
然后电网的负荷是由用户决定的，按照统计做出来的调度曲线变化负荷，然后调节负荷的任务简单的全部丢给电厂吧（真方便）。火电站，核电站和水电站都可以调节负荷水平，当然核电站一般不做调峰电站。火电站是通过调整烧的煤的数量，水电站是调节水的流量，核电站调节太麻烦不说。然后来了，风电调个毛啊，风速风向都不是你能决定的，有风你就有电，没风就拉倒，风大发出来的电多，风小了发出来的电少，这电还怎么供啊。
电网其实是允许有波动的啦，不可能全部电站稳定运行，所以一点小冲击对于大电网来说还是可以接受的。所以小容量的风电接入电网没关系，你这边变，我那边火电什么的辛苦点变一下吧（这个电厂的人骂死你了，真是讨厌）。但是大容量的风电接入系统就有问题了，不稳定，就是供电不可靠，会对电网产生冲击，不稳定是电网最忌讳的，所以供电不可靠是限制风电发展的重要因素。
所以大电池是多么的美好啊，有快大电池放在风电站充电，充满了接电网，没了再充，能解决储能问题的风电才是好风电啊。
【知乎用户的回答(1票)】:
直接并网得不偿失.
风电应该先借助重力储能(比如抽水/提拉重物等)装置进行缓存,然后再发电并网.
【徐威的回答(11票)】:
首要问题就是风电发电不稳定，有风就有电，突然没风了，肿么办啊？
所以就要解决风电的发电可靠性问题，目前两个方向，一个是预测调度，一个是储能。
预测好今天有风！风电并网以后，还是需要同样功率的火电在后面保障，就是说如果风电突然停掉了，火电及时补上，所以十分浪费啊，风电并网的时候火电也是烧着煤呢！！！！
储能就是把风电不稳定的发电储存起来，然后稳定的向电网输送能源，如果能高效经济的解决大容量储能问题，那么风电就可以普及了。
【王柯的回答(0票)】:
这尼玛就一973...
【李思远的回答(2票)】:
风电号称垃圾电。
能源安全中重要的组成部分就是能源的使用安全。火电的碳排放使得其并不安全，风电的波动性也让其失去了使用安全，尤其是对电网不安全。
电网不要它出力的时候像头牛似的出力，要它出力了，啪啪啪全脱网。
弃风现象非常明显。
现在国家希望加强风电机组低电压穿越能力，无功补偿能力，目前在一直张北实验呢。
还有就是互补，靠风光互补，风水互补来调节。
最重要还是电网的承载能力，新疆地区由于有世界最大的220千伏的电网，还有750千伏的特高压+-800工程进度也非常快，所以新疆的风电消纳做的也是最好的，在去年全国风电有效利用小时数普遍下降的情况下做到了不错的增长。
目前新疆的政策就是风火打困联合外送。算是解决问题的不错的方案。
不过风机制造水平一直在提高，风电成本正在快速下降。火电由于脱硫设备改造，目前成本确实有提高。
市场煤计划电的情况不会有大的改观，预计2020年风电的价格足够倒逼电网加强对风电的接入，加上超高压输电的成本也在下降，那会风电才能够发挥优势。
【陈旭的回答(7票)】:
回答下，大家看看合理不
1.千万千瓦级别大型风电基地基本都位于内蒙，甘肃，新疆，青海等电网薄弱地区，在国家特高压三纵三横一环网架构设立之前风力发电基本上不要想发出来，发出来也没法消纳
2.现有风力发电机质量参差不齐，老式风机低电压穿越改造有的尚未完成，风电基地无法保证单台风机解列是否会影响整个风电基地
3.风力发电依赖风情严重，现有风功率预测技术准确率较低，调度中心不能完全依赖其做调度计划
4.目前内蒙锡林郭勒盟新建特高压项目参与风电业主基本为当地建有火力发电厂，采用风火打捆方式外送，自家火电厂为风电调峰，这可能是风电基地之后发展的趋势
5.抽水蓄能电站方式储能投资过大且仅参与调峰，目前除了国企很少有人上马这个项目，目前新出现的风电制氢，固态储氢技术有可能缓解大型风电基地并网难的问题
文笔过烂，水平一般，大家轻拍啊
【jeanwhitney的回答(3票)】:
风电发电不稳定，并网同步性难保证。不过我国近期率先研制出一套新的并网方案。交变直，多电厂合并不存在同步问题。然后直变交入网。化零为整，目前这一技术只有中国建设了
【LynneH的回答(5票)】:
风电发电的不稳定性导致其并网对电网冲击很大。
刚好昨天看到一则新闻：
受接入技术条件限制，电网多年来一直无法承载大规模风电的接入。现有运行经验表明，交流系统电压波动是 “弃风”的主要原因之一。
风能、太阳能发电等新能源接入电网的最大障碍就是其间歇性和不确定性，而柔性直流输电技术就像在电网接入了一个阀门和电源，可以有效地控制其上面通过的电能，隔离电网故障的扩散，而且还能根据电网需求，快速、灵活、可调地发出或者吸收一部分能量，从而优化电网的潮流分布、增强电网稳定性、提升电网的智能化和可控性。
具体参见此链接
【胡晓阳的回答(1票)】:
风力发电受到地域，气候等各方面的限制，虽然作为清洁能源，但也不会有很大发展。我国是产煤大国，火电在一定时间内，还是占有相当大的比重，而替代火电这种高污染，高消耗的，只能是核电
【二吉的回答(0票)】:
最重要的问题绝逼是电压不稳定啊
【刘小嘎的回答(0票)】:
电力系统要求电能供需守恒，以前有些地区发展风电是为了搞政绩工程，以为可以关掉几个火电厂，一年节约很多吨煤，投资了很多钱，结果发现火电厂根本不能停，风电也不能上网，煤还是烧那么多。
【xinruiAng的回答(0票)】:
【王毅的回答(0票)】:
发电量不稳定吧，瞬间或短时间内电能过高吧，超出电网的需要，或者在几个月内发电量过低甚至无电力输出；建储能电站能解决这些问题，蓄电池、水库、还有啥机械的储能电站，不同的储能方式在成本、地理环境限制、维护等方面各有所长
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按：3月5日，人民政协报两会专刊的一版及D1至D4版刊发了“自主创新：聚焦特高压特刊”，通过系列文章系统解读了国家电网公司特高压发展成就，现将文章转载如下，以飨读者：
国　家　动　脉
——国家电网公司特高压工程建设纪实
这将是一个布局合理的能源输送网络，从能源基地到负荷中心，巨大的电流稳定流淌，畅行无阻；这将是一幅宏大的能源地图，勾勒出中国未来一段时期能源安全的屏障；这将是一部科学发展的实践记录，每一步走下去，都引领我国能源布局的优化配置与能源基因的绿色转变。
2013年的新年是从雾霾开始的。新年的欢快气氛还未酝酿，一个月20多天的雾霾天气就让很多城市体会到“灰头土脸”的尴尬。如何消除雾霾的种种争论与激辩越来越清晰地表明，空气大环境的净化，远不是将燃煤电厂和排放工厂从大城市搬到小城市、将开车的天数从每周7天减少到6天那样简单的加减法。雾霾中的迷茫让人们开始思考更高效、更可持续的能源与交通格局。
从资源禀赋来看，我国能源资源与经济发展分布并不平衡。煤炭资源的2/3以上集中在晋陕蒙“金三角”内；水能的80％集中在西南地区，可集中开发的风能和太阳能则分布在西北和东北地区，然而70％的用电负荷却聚集于东中部16省。这样的能源布局给了我们两种选择——要么在负荷中心区建设电站，要么在能源中心区建电站输送！
在过去很长一段时间，我们都选择前者。
负荷就地平衡的思路，曾经为东部沿海沿江的经济发达地区竖立起一座又一座烟囱与冷却塔。然而随着我国经济近十年的高速发展，东部地区的“工业血脉”——电力供应却逐年吃紧，终于在2002年到2007年出现高达3000万千瓦的“硬缺电”。东部企业只好收紧了“能源的腰带”，开始了“开四停三”或者“开三停四”的紧巴日子。
东部还能建设多少电厂？运来多少煤炭？中国工程院院士薛禹胜对此不无担忧:“纵观长江沿岸整个东部地区，平均两个电厂之间的距离是30公里，从南京到镇江甚至每10公里就有一个电厂。按这个密度，当地环境已经无法承受这样的排放水平。到目前为止，华东地区二氧化硫的排放量是全国平均排放量的20倍。在长三角，我们还能承受更多的电厂吗？”
资源与环境的双重约束下，煤电运顽疾如同环环相扣的九连环，能源问题已经不单纯是能源领域的问题，不能用头痛医头、脚痛医脚的传统医术来诊治。跳出自我发展的小圈子，创新思维，用“大能源观”重新审视我国的能源问题，一条通向正确答案的康庄大道呼之欲出。
特高压破题
离2005年新年还有5天，国家电网公司召开专门会议启动特高压工程。深入讨论之后，会议决定正式向国家发改委提交特高压立项报告，成立刘振亚任组长的领导小组及工作组，并聘请院士、专家组成顾问组。此举，正是国家电网公司瞄准了国家重大需求，发挥企业在创新中的主体地位，力争世界电力科技领域最高峰的决策之举。
2005年6月下旬，国家发改委在北戴河组织专家就特高压进行专业讨论。会上，每位专家面前都堆起近半米高的资料。会议连开3天，得出结论:特高压技术由国家组织研究；可以上马特高压示范工程，但须遵循客观规律。
起初，人们对这个陌生的专业词语还颇有疑虑——“发达国家都没有，我们能成功吗？”这样的担忧，与中国电力行业长期以来的“追赶者”角色不无关系。从历史看，500千伏之前的每次压升级，中国从来没有发出过自己的声音。但实际上在国外电力发展中，新的电压、新的技术在争论中诞生的情况并不罕见。“美国的电力系统每次升级电压，都会伴随着大量的争论与辩论，而且这样的争论会一直持续，直到新的电压等级用实践证明自身的安全与可靠为止。只是这一次，这场争论由中国人来领衔而已。”美国电气和电子工程师协会(IEEE)的一位输电专家这样解读我国专家的特高压之辩。
来自各方的不同学术意见，都被国家电网公司当做课题进行研究，特高压的开展因此更谨慎、更扎实。此后的实践证明，因为充分的争论与大量的试验验证，特高压交流试验示范工程的各项指标比预想更加优秀。
日，1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程获得核准。
2006年秋天，北京房山。
有人发现一座几天前才看到的20多层楼高的铁塔忽然消失了。这座塔是我国第一基特高压真型试验塔。在它被建好又被拉倒的过程中，测试人员记录下了大量宝贵的数据。
这不过是无数次特高压技术试验中的一次。在此之前，已经有上千名电力科研人员投入到特高压的试验田中。
年届六旬的老专家万启发已经记不清曾多少次登上武汉特高压试验场60米高的铁塔了。“导线间隙缩小1厘米，可以减少1％的塔材用量。对于一条几百甚至上千公里的线路来说，可以节约多大一笔开支呀！”为了测量准确的导线间隙和风偏，老人即使两腿发颤、汗流浃背，也总是坚持自己上塔测量。每上去一次，他就要在烈日下曝晒近两个小时。在特高压试验场，专家和普通工人是很难区分开来的，他们全都衣着朴素，面色黝黑。
年长的科学家不愿错过，而年轻的科研人员则不能错过这场里程碑式的电网科技盛宴。
十几年前，刚毕业不久的汤广福到我国首个直流工程换流站参观，心中很是震撼:“不仅换流阀等核心部件都是纯进口的，连草皮都要从国外打包进口。”他记得，长期以来中国电力科研人员总会在国外顶尖电力实验室门口吃“闭门羹”，跨国大鳄们对待直流核心技术的态度出奇地一致——不发文章、不开会交流、不降低价格。如此严密的技术封锁，对他触动很大。十几年后，汤广福和他的团队站到了世界电力技术的前沿。他们自主创新研制出性能卓越的特高压直流换流阀，不仅打破了外国企业的技术垄断，降低了建设成本，还吸引了巴西、印度等国的深度关注，使中国电力行业成为全球市场的有力竞争者。
2006年年底，贺虎第一次前往特高压试验示范工程晋东南变电站。他知道，这里将是他人生中的又一个战场。正值隆冬，贺虎眼前是一片被积雪笼罩的荒芜。作为晋东南变电站的项目经理，贺虎在这里度过了三个刻骨铭心的寒冬。
2007年冬天，罕见的冰雪灾害袭击全国，零下20多度的低温让这位经验丰富的项目经理提高了警惕。“混凝土要在5度以上才能凝结，所以我们给混凝土浇注基础盖了暖房，生炉子加温。”贺虎回忆，开春前的5个月里，400多个炉子在工地33个作业面热火朝天地“上岗”，为项目如期完工立下了汗马功劳。
2008年冬天，最后一台1000千伏主变压器运抵场站。寒夜里，工人们用了6个小时将400多吨重的大家伙定位；随后，又用了24个小时才把设备安装成功。看着这台可载史册的“巨无霸”稳稳撑起晋东南变电站的一角，贺虎放下了一颗悬着的心。2009年1月，特高压交流试验示范工程投运了，贺虎终于笑了:“我现在的心情很平稳，就像站里的设备一样，比预期得更好！”
“能够亲身参与特高压建设，是我们送变电人的光荣，再怎么苦，再怎么难，也一定要把它攻下来！”这是湖南送变电公司总工周孚民的话，也是所有建设者的心声。通过层层严格选拔中标工程建设的送变电队伍，都有着光荣的历史和丰富的经验。更重要的是，他们身上都透着一股敢啃硬骨头、敢打硬仗的韧劲。
像贺虎、周孚民、付明翔一样投身特高压建设的工程人员有10万之众。来自全国500多家建设单位，铺开了一场别开生面的建设“大会战”。他们中有干了多年电建的老工程师，也有刚毕业的新兵，但对每个人来说，特高压电网建设都是“零起点”。尽管没有现成经验，建设者还是只用28个月的时间就完成了极具挑战的示范工程建设任务，实现了一次投运成功，这是世界电网建设史上的新纪录。
比起第一条交流线路建设的激情澎湃与斗志昂扬，&800千伏向家坝—上海特高压直流输电示范工程的故事，更加从容，更加淡定。
2006年，时任直流建设分公司换流站管理部主任的种芝艺第一次来到向家坝—上海直流工程的起点复龙镇，发现换流站选址在8个小山丘之间。刚下过雨的山间土路一片泥泞，工作人员临时找来一堆胶鞋，号码和左右脚都来不及分清，大家就随便套上深一脚浅一脚地往山里走。要建设先修路。待到这段蜿蜒24公里的水泥路建成，细心的种芝艺数过:“有150多道弯。”
建设者们习惯把这个工程叫“向上”。面对这条蜿蜒近2000公里、穿越八省一市，将巴蜀汩汩江水带来的电能送到上海浦东的“绿色电力走廊”，我们只能仰望，膜拜这种“向上”的力量。
如今，“向上”的力量和精神还在不断延展。
日，277.5米高的皖电东送特高压交流工程长江大跨越南岸跨越塔地线支架成功就位，工程正在如火如荼地开展。刚刚从菲律宾干完项目的王成波一回国就碰上皖电东送项目的一块“硬骨头”——38公里的线路，84基新建基础；复杂的地形，丘陵占42％，还有河网泥沼。同时，施工人员还要在11到13米深、直径仅1.9米的狭窄深坑中作业，两个人同时作业几乎转不过身子。如此境况，王成波和他的团队还是如期完成了任务。
2012年5月，黄杰打起行李，吃住在锦屏—苏南&800千伏特高压直流输电工程裕隆换流站的工地上。12台换流变压器的集中运输安装，极Ⅰ低端调试都要在20天内完成。作为国家电网公司直流建设分公司换流站管理部的负责人，他多次到安装施工单位项目部召开专项交底会，确保安全措施逐项落实；安排专责驻守现场，跟踪解决技术问题。这些工作为工程后续进度打下了基础。7月19日，工程低端直流输电系统转入运行。
空中的绿色效益
2012年，“水电”无疑是能源领域的一个关键词。从春天开始，气象部门就预计，水情将与1998年相仿。从5月份开始，华中地区多个水电厂满发。整个夏季，长江、黄河两大流域洪峰接踵而至，长江来水较上年偏丰48％，黄河来水偏丰60％。
有“水电王国”之称的四川，此时面临消纳水电的巨大压力。这个夏季四川外送水电创纪录地接近1110万千瓦，约占全省发电能力的一半。前10个月，四川电网外送电量256亿度，同比增长过半，甚至到了往年已经进入枯水期的10月份，水电仍在大发。
四川盆地“盛满了水”，要让清洁水电不浪费、不窝电，需要畅通其流——千里之外的华东和华北，成为水电流动的方向。
向上工程投运前，上海每年的用电量中，有100多亿度来自三峡水电。借助向家坝—上海工程，上海一半以上的用电量来自清洁能源。流溢着绿色之光的“东方明珠”，成为世界上使用清洁能源最多的“绿电”城市。
同样从宜宾起点，与向家坝—上海工程比肩，一路延伸到华东的，是&800千伏锦屏—苏南工程。这个特高压大家庭中的“新成员”在2012年初夏两极低端投运，为大发的四川水电外送助力。
付涛是新疆哈密三塘湖地区马莲泉风电场的值长，值班室墙上挂着这一片的风电发展规划图。密集的线型、符号标着不同企业正在建设的风电场，块与块之间的距离已经很接近。
近年来，新疆每年大约并网10个风电场，增长很快，而且基本建好了就能并网。可是，从长远来看，新疆虽然地域广阔，但用电方面却是全国数得上的“小网”，新疆一年的用电量也就与长三角一个城市相当。建设大型风电基地，电送给谁用呢？制约新疆风电发展的一个重要因素，正是电力消纳问题。
2010年11月投运的750千伏新疆与西北电网联网工程，让新疆电网第一次有了750千伏电压等级，第一次与内地电网联结起来。可是，仅这一条电力通道的容量，并不能满足强劲电力的外送需求。日，哈密南—郑州&800千伏特高压直流输电工程开工建设，输电能力将达到800万千瓦，有了这样一条电力高速路，风电再也不用窝在家里找不到买主了。
哈密地委副书记张文全这样评价:“特高压不是一条普通的输电线路，而是空中的政治线、经济线、稳定线、发展线。”
当今世界，三大核心资源之一就是能源，而能源运输，绝不是普通的物资运输可以比拟，能源的运输效率和利用效率，关乎国家战略安全。这是一道题:打开中国地图，如何能在“资源”与“需求”中间，求证一条最佳的“辅助线”？
特高压可以。从2009年“特高压元年”开始，无论是交流还是直流，特高压电网开始发挥其远距离水火互济、各种电源互补调节、大范围优化配置资源的作用。
站在历史长河中考量，2012，在中国电力发展史上有诸多值得铭记之处。这一年，中国成为风电第一大国，国家电网并网风电超过5000万千瓦；这一年，水电罕见大发，四川电力外送写下新的历史纪录；这一年，在全国率先完成了百万千瓦光伏发电基地并网，国家电网并网光伏发电比上年增长5倍多；这一年，是特高压建设的关键年，新的交流、直流工程接连获得核准开工，皖电东送、哈密南—郑州、溪洛渡—浙西工程建设正酣。
　　未来，中国能源发展方式转型步伐稳健。
　　图:国家电网公司特高压输电工程。
●特高压能破解我国能源供给和需求逆向分布的难题
●特高压是实现我国能源资源大范围优化配置的平台
特高压解码
1月18日，国家电网公司&特高压交流输电关键技术、成套设备及工程应用&荣获国家科学技术进步奖特等奖。凭借特高压技术，中国登上世界电力技术之巅，引领世界电力技术的前进方向；凭借特高压技术，国家电网公司不负党和人民期望，展现了央企自主创新实力、产学研协同攻关能力和社会责任的承诺。
解码:科技巅峰
特高压之高:世界电压等级最高、最先进的输电技术
电是靠电力导线组成的电网传输到千家万户，电网里的电则来自发电厂，把发电厂发出来的电传输到电网里，再通过电网传输到我们家里、工厂里、医院里、学校里，这个过程叫“输电”。输电包括交流输电和直流输电两种形式。电不能大量储存，电力的生产、输送和使用几乎是同时完成的。
根据基本电学概念，电功率是电压和电流的乘积，要想得到很大的电功率，必须加大电压或电流，而电流太大会引起电线发热，损耗太多，科研人员必须采取不断升高电压的办法来提高输电效率。
我国的电压等级
我国民用电的电压是220伏。为了提高输电效率，电网中还有许多不同等级的很高的电压。我国的电网有10千伏、35千伏、110千伏、220千伏/330千伏(西北地区)、500千伏/750千伏(西北地区)、1000千伏这些等级的高电压。
一般把交流10千伏、35千伏、110千伏、220千伏叫做高压，把500千伏和750千伏统称作超高压，1000千伏以上的电压等级叫特高压。特高压输电实际上是一个电压等级的概念，按照国际权威组织国际电工委员会的标准规定，1000千伏及以上的交流输电和&800千伏及以上的直流输电称为特高压，是目前世界上最高的输电电压等级。高到什么程度？以家庭用电为例，1000千伏电压是我们家里电压的4500倍以上。
经济输电距离
每个电压等级的输电线路都有最经济的输送距离，如果超过经济输电距离，线路的经济性和输电效率就会下降。500千伏超高压输电线路的经济输送距离为600～800公里，特高压交流线路的经济输电距离可达1500公里以上，特高压直流线路的经济输电距离可达3000公里以上。
2004年，中国开始规划建设1000千伏的输电工程。2009年，我国、也是世界上第一个特高压试验示范工程成功投运。目前世界上其他国家还没有商业运行的1000千伏输电工程，所以我国的特高压输电是世界上电压等级最高、技术最先进的。
解码:现实需求
特高压之特:由我国独特的国情所决定
我国的能源分布与需求逆向分布等基本国情决定了发展特高压输电十分必要。
电力需求持续增长
过去十年，中国经济快速发展，城镇化过程持续推进，人民生活水平迅速提升，电力需求持续增长。
2003年，我国人均GDP突破1000美元，2010年，我国成为全球第二大经济体。
党的十八大提出到2020年要实现国内生产总值和城乡居民人均收入比2010年翻一番。未来8年，预计我国经济年均增速7％以上；
“十二五”期间，预计我国电力需求年均增速8％以上，年均电力装机容量增长近1亿千瓦；
“十二五”末期，预计我国电力装机将达到14.4亿千瓦左右；
2020年，预计我国全社会用电量将达到8万亿度～8.6万亿度；
快速城镇化过程，人民收入倍增，生活水平提高，人均用电量2015年将达到4200度/年，2020年将达到5200度/年。
一次能源分布不均
我国能源资源和负荷中心呈逆向分布，70％以上的能源需求集中在东中部经济较发达地区；
76％煤炭资源分布在北部和西北部，我国规划建设晋、陕、宁、蒙、新等煤电基地；80％水能资源分布在西南部，我国规划建设金沙江、雅砻江、大渡河等流域大型水电基地；
风电等新能源主要集中在北部和西北部，我国规划建设新疆、甘肃、内蒙古、吉林、河北等多个千万千瓦级风电基地；能源基地与负荷中心相距公里。
到2015年，预计煤电、水电、风电外送规模将分别达到1.5亿千瓦、5000万千瓦和6000万千瓦左右。
这一基本国情和以煤为主的能源禀赋，决定了我国必须把一部分能源资源就地转变为电力，实施远距离、大规模输电，在全国范围优化配置。但是我国现有电网无法实现这样的“电力大搬运”，因此需要建设特高压电网，解决大容量远距离的跨区域送电问题，满足快速增长的电力需求。
煤电运紧张顽疾难解
2010年起，全国运力持续紧张。铁路煤炭发运量20亿吨，其中电煤14亿吨；公路外运超过5亿吨；
若特高压线路以500万千瓦运行24小时，可输送电量1.2亿千瓦时，相当于运输原煤约59515吨；需要1191辆车首尾相连排11.91公里；
以铁路运输折算，若按每节车厢载重60吨的普通列车，需要992节列车。载重100吨的重载列车需要596节列车。
能源运输方式亟待改进
西部、北部地区电煤价格为200元～300元/吨标准煤；
将煤炭从当地装车，经过公路、铁路运输到秦皇岛港，再通过海运、公路运输到华东地区，电煤价格增至1000多元/吨标准煤，当地每度电的燃料成本约为0.3元；
煤炭产区建坑口电站，燃料成本0.09元/千瓦时，坑口电站的电力通过特高压输送到中东部负荷中心，除去输电环节费用，到网电价仍低于当地煤电平均上网电价0.06～0.13元/度。
解码:利国利民
特高压之利:煤从空中走电送全中国
目前国家电网公司已投运的特高压线路有3条
●晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程世界上运行电压最高、技术水平最先进、我国具有完全自主知识产权的交流输变电工程，拉开了我国电力进入特高压时代的帷幕。
2009年1月正式投入运营累计送电409亿度相当于运输煤炭1840万吨减少排放二氧化碳3600万吨/年减少二氧化硫排放11万吨/年
●向家坝—上海&800千伏特高压直流输电示范工程世界上技术水平最先进的直流输电工程。将四川富余水电直接送达华东地区，在四川水电外送、保障华东电网迎战用电高峰、缓解煤电运紧张等方面发挥了重要作用。
2010年7月建成投运输电距离1907公里输送容量640万千瓦累计送电266.32亿度相当于输送煤炭1200万吨减少排放二氧化碳2300万吨/年减少二氧化硫排放7万吨/年
●锦屏—苏南&800千伏特高压直流输电工程
世界直流输电技术发展的创新工程，目前世界上电压等级最高、输送容量最大、输电距离最远的直流输电工程，大幅提高西部水电的东送能力，将西部水电资源优势转化为经济优势，极大缓解江浙经济发达地区的用电紧张状况。日建成投运输电距离2059公里
输电能力720万千瓦每年输送清洁水电约360亿度相当于输送煤炭1680万吨减少排放二氧化碳3240万吨/年减少二氧化硫排放近10万吨/年已建成的3条特高压线路输电里程近4620公里，输电能力近1860万千瓦，相当于从资源富集的西部地区向用电集中的东部地区年输送5000万吨标准煤，直接节约火车运力近100万节车皮。2012年水电来水规模历史罕见，四川水电外送创历史新高。迎峰度夏期间，特高压电网发挥远距离、大规模输电与优化清洁能源全国配置的作用，实现四川跨区跨省外送电1110万千瓦，创历史新高。
目前国家电网公司正在建设的特高压线路有3条
●皖电东送淮南—上海特高压交流输电示范工程
日获得国家发改委核准，现已进入全面实施阶段，计划于2013年底投运。该工程是我国首个同塔双回路特高压交流输电工程，也是特高压交流输电技术规模化应用的标志性工程。投运后将为满足安徽两淮煤电基地电力安全可靠送出和长三角地区用电增长需要，推进淮南大型煤电基地电力外送，加强华东电网受电能力和可靠性，缓解华东地区供电紧张状况。
●哈密南—郑州&800千伏特高压直流输电工程
日工程开工，将新疆哈密地区丰富的煤炭和风能资源就地转化成电力输送到华中地区，不仅有利于提高新疆自我发展能力，也有助于解决华中区域煤电运矛盾，缓解华中电力紧张状况。
●溪洛渡左岸—浙江金华&800千伏特高压直流输电工程
日工程开工，将于2014年投产，将对促进西南水电资源开发。
解码:创新不止
特高压之基:先进的科技创新体系
科技创新体系在特高压建设中发挥了极其重要的作用
特高压技术背后有一套科学高效的科技创新体系，直接支撑了特高压建设这一创新实践。特高压从最早提出到项目研发，再到工程实践，自始至终瞄准世界电力发展趋势和技术制高点，紧密围绕国家重大战略需求，政府支持，企业主导，产学研联合，社会各方广泛参与，用科学手段和方法，以应用为目的，破解了重大技术难题。目前，凭借特高压技术，我国电力行业已经实现从技术跟随到技术赶超的转变，正在努力从技术赶超向技术引领的跨越。
特高压技术领域取得丰硕成果
成功掌握一批具有自主知识产权的装备制造核心技术；形成了全套特高压输变电设备的国内量产能力；
实现了我国输变电装备制造业的技术升级；提升了我国装备制造业的自主创新能力和国际竞争力；建成了世界先进的以“四基地二中心”为核心的特高压试验研究体系。
国家电网公司获国家科技进步奖39项
(特等奖1项、一等奖4项)在央企中居于首位
拥有专利16399项
形成841项国家、行业标准
特高压背后拥有强大的协同科技攻关团队
30多名院士
9所高等院校
500多家建设单位
200多家设备厂家开展联合攻关
解码:绿色通道
特高压之绿:大规模清洁能源
利用的重要载体
特高压是我国清洁能源发展的重要载体，将显著扩大清洁能源的消纳范围和市场空间，提高清洁能源综合利用效率。
我国风电、太阳能等清洁能源分布比较集中，所在地区大多负荷需求水平较低，需要走“集中开发、规模外送、大范围消纳”的发展道路，将其不稳定性和波动性分散到全国大电网中，充分利用中东部电网的调峰调频资源平抑波动，消纳更多新能源发电。
我国新能源发展目标是:至2015年，风电并网装机1亿千瓦，光伏发电装机容量3500万千瓦；2020年风电并网装机2亿千瓦。要消纳如此大规模的新能源，必须采用特高压输电方式送出，依托特高压跨区联网在更大的市场范围内消纳，显著提高清洁能源的消纳能力，实现各种清洁能源的大规模、远距离输送，促进清洁能源的高效、安全利用。
解码:前景可期
特高压之期:铺就规划蓝图
2015年，建成&两纵两横&特高压交流线路；建成7回特高压直流线路。
2020年，全面建成坚强智能电网，特高压同步电网形成“五纵五横”主网架。
届时，建成的特高压电网将联接我国大型能源基地和主要负荷中心，实现大规模“西电东送”“北电南送”的能源配置格局，有力保障我国电力能源安全供应，提升我国能源安全水平。
解码:优势众多
特高压之优:电力高速路——新的能源运输方式
输送容量大
据测算，1000千伏交流特高压输电线路的输电能力是500千伏超高压交流输电线路的4至5倍，&800千伏直流特高压的输电能力是&500千伏超高压直流线路输电能力的2至3倍。
经济输送距离长
输电线路在输送电能的同时本身也有损耗，线路太长、损耗太大在经济上就不合算。特高压交流线路的经济输送距离是500千伏线路的2.5倍，特高压直流线路的经济输送距离是500千伏线路的5倍，特高压经济输送距离增加，能把西部能源搬到中东部地区使用，实现能源资源的大范围配置。
线路损耗低
特高压输电线路因为电压提高，线路损耗大幅减少。1000千伏特高压输电比500千伏输电的线损率降低约65％，大大提高了远距离、大容量输电的效率和效益。
占用土地资源少
建设输电线路要占用土地，工程上叫“线路走廊”。建一条1000千伏特高压输电线路能顶5条500千伏超高压输电线路，而线路走廊所占用的土地只相当于2条500千伏输电线路，相当于节省60％的土地资源。同时，特高压的远距离、大容量输电能力为东部减少建设电厂提供了条件，节省宝贵的、高附加值的土地资源，这对土地资源稀缺的中东部地区尤其有利。
综合优势显著
建设特高压电网的综合优势显著:它能把我国电网坚强地连接起来，使建在不同地点的不同发电厂(比如火电厂和水电厂之间)互相支援和补充，业界称为“实现水火互济，取得联网效益”；能促进西北部煤炭资源、风电资源和太阳能资源以及西南水力资源的集约化开发，发挥规模效益，降低发电成本，推动清洁能源的大规模开发和利用；能满足中东部地区不断增长的电力需求，缓解当地的环境压力；同时也将促进西部地区经济社会和谐发展。
加快特高压电网建设，在更大范围内消纳风电是解决内蒙古风电快速发展的金钥匙&
中国工程院院士黄其励
多少年来，“天苍苍、地茫茫，风吹草低见牛羊”，描绘了内蒙古草原的美丽风光。而今“塔架高、银线长，风吹机组发电忙”，成了由农牧乐园向工业强区发展的缩影。高耸的风机把太阳的无私馈赠，变成经济发展、人民幸福的绿色动力；风能由只能使云移草动的过路风，变成人人喜爱的“摇钱树”和“绿宝石”。这些年来，在国家政策推动下，内蒙古风电快速发展，成了我国风电领域的排头兵和领跑者。但是，随着风电规模迅猛增加，内蒙古等部分风电装机聚集地区的风电消纳越来越困难，引起社会广泛关注。内蒙古草原的“风”再次成为焦点。
一、我国风电快速发展，内蒙古是“排头兵”
大力发展新能源是国家的重大战略决策。2012年，全国并网风电达到6083万千瓦，超过美国跃居世界第一。我国用5年半时间走过了美国、欧洲15年的风电发展历程，实现了装机容量从200万千瓦到5000万千瓦的跨越。国家电网调度范围的并网风电5676万千瓦、年发电量968亿千瓦时。近6年来，国家电网并网风电容量年均增长76％，发电量年均增长85％，成为全球风电规模最大、发展最快的电网。根据国家《可再生能源发展“十二五”规划》，2015年我国风电装机将达到1亿千瓦，2020年将达到2亿千瓦，风电发展潜力十分巨大。
内蒙古地区风能资源十分丰富。据统计，风能资源总储量达到13.8亿千瓦，技术可开发量3.8亿千瓦，占全国的50％以上。在国家大力发展清洁能源的战略指导下，内蒙古风电发展走在了全国前列。2005年，全区风电装机只有16.6万千瓦，2011年初突破1000万千瓦，成为全国首个风电并网装机突破千万千瓦的省份，2012年达到1634万千瓦，年均增速93％，内蒙地区并网风电占全国并网风电的28％。根据内蒙古自治区能源开发局的规划，预计到2015年，内蒙古并网风电装机将达到3300万千瓦，其中蒙西2000万千瓦，蒙东1300万千瓦。
“依靠大电网，依托大市场”，内蒙古地区风电运行指标达到国际先进水平。蒙东、蒙西风电装机占当地电力总装机的比重分别为32％、22％，达到或超过了丹麦、西班牙、德国分别为28％、21％、17％的世界先进水平；蒙东、蒙西风电发电量占地区用电量比例分别达到28％、12％，与世界先进水平的丹麦、西班牙、德国(分别为28％、16％、8％)旗鼓相当。这除了取决于中央、地方两级政府的重视和政策支持外，重要的原因是充分发挥了蒙西～京津唐电网之间4回500千伏联网线路和蒙东～东北主网之间8回500千伏联网线路的输电能力，扩大了内蒙古风电消纳范围，使更大范围分享到了内蒙古的绿色风电，提高了内蒙古风电的利用效率。日，蒙东电网风电日发电量占比达到72％，其中1/2风电电量由东北三省电网消纳；日，蒙西电网风电日发电量占比达到28％，其中1/3风电电量由华北电网消纳。在东北和华北电网的积极消纳下，内蒙古风电累计发电量达到847亿千瓦时，相当于节约标准煤3050万吨，减少二氧化碳排放6650万吨，节能减排效果十分显著；同时带动内蒙古地区风机制造企业增加销售收入，2010年达到120亿元，带动就业6000人以上；加快农牧区劳动力向二、三产业转移，促进脱贫致富和保护生态环境。类似北欧四国电网互联，互相消纳其他国家各自优势的季节性可再生能源一样，我国东北、华北地区与蒙东、蒙西地区电网的联网，支撑了内蒙古风电的发展，为我国风电事业的发展立下了汗马功劳。
二、我国风电大规模发展面临市场消纳瓶颈，内蒙古风电消纳问题愈加突出
风电具有随机性、波动性、时空不均匀性的特点。在全国范围内，风电资源和用电负荷的逆向分布，决定了大风电基地的风电电力必须外送；从一个地区看，风电发电和用电负荷的反调节特性，决定了需要配套相应的调峰电源来吸收和平抑风电发电的波动，使地区的总发电量，能动态满足用电负荷变化的需求。接入电网的风电规模越大，需要的调峰电源越多，电网运行难度相应增加。
近两年来，我国部分地区风电消纳问题愈来愈突出。据中国风能协会统计，2012年全国弃风电量约200亿千瓦时，约当于700万吨标准煤，风电平均利用小时数比2011年有所下降，个别省(区)风电利用小时数下降到1400小时左右。据国调中心的调查，2012年国网公司经营区域内风电全年累计限电量达95亿千瓦时，增长65.04％，其中，东北地区风电限电较为严重，占总限电量的72％；省级电网中蒙东电网限电最为严重，占整个东北地区限电量的50％。
究其原因主要有二。一是电源结构性矛盾突出，系统调峰能力不足是风电消纳受限的主要因素。我国电网中可灵活调节的电源不足。“三北”地区电源结构均以火电为主，东北、华北地区火电比例分别超过80％、90％，而且火电装机中一半以上是供热机组，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2％，特别是冬季供热机组要确保地区供热需要，“以热定电”，基本没有调峰能力。二是我国风能资源富集地区远离负荷中心，难以就地消纳。我国风能集中在“三北”(西北、东北、华北北部)地区，目前“三北”地区风电装机已到4814万千瓦，占全国的79％。蒙东、蒙西、甘肃、冀北是“三北”地区中风电发展最快、规模最大的四个地区，其风电装机占全国风电装机的50％，但用电量仅占全国的10％。尤其在风电装机聚集地区，用电负荷增长速度明显落后于风电装机的增长速度，进一步减小了风电就地消化的空间。如东北电网2012年全社会用电量同比增长为3.03％，而风电装机增速为17％；预计2013年，东北电网全社会用电量同比增长4.25％，远低于风电装机19％的预计增速。国家规划重点建设九个大型风电基地，计划到2020年风电装机1.69亿千瓦，占全国风电规划装机的85％。其中七大风电基地位于“三北”地区，占全国风电规划容量的72％，而当地用电量仅占全国的15％。风电电力的市场消纳问题将越来越突出，已成为制约我国风电发展的最大瓶颈。
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。
特高压电网，清洁能源送出的“高速路”
浙江大学电气工程学院教授徐政
“通过特高压坚强网架的建设，在全国范围内对包括煤电、清洁能源等在内的各种资源形式进行配置，为实现我国各类大型能源基地开发和电力高效送出提供了物理平台，将显著提升我国能源综合利用效率。”
不久前，国家能源局提出，“十二五”将提升消纳清洁能源能力，预计到2020年，可消纳清洁能源4.9亿~5.7亿千瓦，占电力装机容量的32％~33％。然而，风电消纳困难已成为风电等清洁能源大规模发展的最大制约因素。国家电网公司表示，我国的资源禀赋、国情、技术特性和经济性决定了建设以特高压为骨干网架的坚强智能电网，是实现清洁能源大规模开发、远距离输送和大范围消纳的唯一途径。
“一川碎石大如斗，随风遍地石乱走”，甘肃酒泉市的瓜州、玉门荒漠及肃北马鬃山地区，素有“世界风库”之称。日，世界首个千万千瓦级风电基地在这里正式开工建设。然而，由于远离电网和负荷中心，该项风电的消纳和送出成为远比风电建设本身更伤人脑筋的问题。同样，在拥有最优质和相对稳定风源的内蒙古，风电厂发了电却无法进入终端用户，大部分风机在夜间低谷期弃风停运，遭遇“车多路少”的尴尬。
近年来，我国风电发展速度大大超出原来的规划预期，风电并网容量增速最近四年连续达到100％。目前风电突飞猛进的发展态势，已经远远超出了电网承载的容量。清洁能源“发得出”更要“送得走”。按照“建设大基地、融入大电网”的规划布局，我国规划在内蒙古、甘肃、河北、吉林、新疆、江苏沿海等地区建设七个千万千瓦级风电基地。而这些风电基地所在地区大多负荷较低，电网规模小，无法就地消纳，需要依托更高电压等级、大规模远距离输送。
研究表明，通过特高压坚强网架的建设，在全国范围内对包括煤电、清洁能源等在内的各种资源形式进行配置，为实现我国各类大型能源基地开发和电力高效送出提供了物理平台，将显著提升我国能源综合利用效率。仅拿风电来说，通过特高压跨区联网和加大调峰电源建设，全国风电开发规模可增加5000万千瓦到1亿千瓦。
同时，根据规划，2020年国家电网特高压及跨区、跨国电网输送容量将达到3.73亿千瓦以上，其中通过特高压传输的容量为2.5亿千瓦以上，这必将为清洁能源的大规模开发利用提供坚强的电网支撑，为清洁能源规模集约送出打造便捷高效的“电力高速路”。
特高压输电是坚强智能电网的核心技术
国网能源研究院院长张运洲
“特高压输电技术的成熟及商业应用为我国大电网发展提供了坚强支撑。”
国际经验和发展表明，电网互联范围和规模是不断扩大的，采用交流是电网之间互联的主导方式。
大电网事故发生与同步电网规模没有必然联系，根据对1965年以来140次国外大停电事故样本的总体情况进行分析，发现北美是停电事故频发地区，巴西、印度等发展中国家也多次发生大停电事故。大停电的诱因是设备故障和自然灾害，系统保护等技术措施不当或处置不力是事故扩大的直接原因，电网结构“先天不足”是造成某些电网事故频发的重要原因，管理体制分散、调度运行机制不畅是多起大停电事故的深层次原因。而我国电网三十多年来未发生大停电事故的经验弥足珍贵。主要有两条:一是在技术上建立了可靠的电网三道防线，二是在体制上始终坚持电网的统一规划、统一调度和统一管理。
为满足大规模电力输送和高效配置的基本要求，需要构建安全可靠、经济高效的强大电网。以特高压交直流为主体连接五大综合能源基地和主要负荷中心，同时分布式能源系统及微电网在配电网领域也得到较快发展，电网智能化水平持续提升。我国未来的互联电网将为能源电力资源在全国范围内优化配置奠定坚实的物质基础。
我国大范围优化配置资源的客观需求是大电网发展的主要动力，特高压输电技术的成熟及商业应用为我国大电网发展提供了坚强支撑。我国未来一段时期内的跨区输电规模、输电距离，明显要超过国际上其他大电网，因此采用特高压交直流等先进输电技术是适合国情的战略性选择，完全可以适应更长时期内我国电网发展需要。同时，这种技术在国际上也有较好的应用前景。
加快发展特高压输电促进电力工业可持续发展
经济日报产经新闻部副主任李予阳
“事实证明，过度分散的电力规划、建设和调度运行体制不利于大电网安全稳定运行，必须坚持电网‘统一规划、统一建设、统一管理、统一调度’，坚持输配一体化、电网调度一体化，这正是我国多年来保持电网安全稳定运行的宝贵经验。”
事实证明，过度分散的电力规划、建设和调度运行体制不利于大电网安全稳定运行，必须坚持电网“统一规划、统一建设、统一管理、统一调度”。而坚持输配一体化、电网调度一体化，正是我国多年来保持电网安全稳定运行的宝贵经验。
从经济角度来看，电网在能源综合运输体系中的作用日益得到提升。由于长距离输送，煤电运紧张局面反复出现，“输电”还是“输煤”经过近几年较为充分的争论和比较，业界已有了基本一致的看法。输电和输煤都是能源远距离输送的方式，要因地制宜、相辅相成。西部地区煤炭就地发电，特高压输送到东中部消费端，电价可以低于当地的平均上网电价。特高压可以促进大煤电、大水电、大核电和大型可再生能源基地的集约化开发，实现更大范围的能源和电力资源优化配置，推动能源供应清洁化、低碳化。
从安全性来看，近年来，我国电压等级逐步提高，联网规模不断扩大，但电网事故率却快速下降。1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程和&800千伏向家坝—上海特高压直流示范工程等经历了迎峰度夏、年度检修、冬季大负荷运行等一系列考验，系统运行稳定，设备状态正常，特高压输变电工程的技术可行性、设备可靠性、系统安全性和环境友好性得到进一步验证。
从技术可行性来看，作为电力行业科技创新和工程应用的前沿学科领域，特高压工程建设激发了我国电力科技创新活力，确立了我国在特高压输电技术研究、装备制造、工程设计、建设和运行领域的国际领先地位。我国先后建成了特高压直流、交流、杆塔、高海拔试验基地和国家电网仿真中心，形成了世界上功能最完整、试验能力最强、技术水平最高的特高压研究试验体系。特高压输电技术提高了我国输变电制造业的技术水平，特高压设备的成功研发制造，也促使国内电工制造企业实现跨越式发展，显著提升了我国输变电制造业的技术创新能力和国际竞争力。
为应对气候变化，我国能源战略以节能减排、开发利用清洁能源为核心。特高压工程建设，对于优化电源布局，积极开发清洁能源，促进电力发展方式的转变，以电力工业的可持续发展支撑经济社会的可持续发展具有重要意义。
国内外专家看中国特高压
中国挑战美国创新领导地位并快速发展的一项重要领域，就是最高电压、最高输送容量的特高压交流输电。——美国能源部长朱棣文
我国电力装机规模越来越大，加上我国的资源禀赋，决定了必须要进行跨区送电，应该推进特高压输电网线路建设。可以说，采用特高压技术已经不是优和劣的选择问题，而是电网发展的必然选择。目前我国的特高压技术已处于世界领先地位，不仅在国内，在国际电力市场中都可以有所作为。
——全国政协经济委员会副主任、国家能源委员会专家咨询委员会主任张国宝
当我们讲到未来，意味着更高的电力消耗和更多的可再生能源，风能、水电、太阳能通常都是不太稳定的，或是间断式的，只有通过坚强的互联系统和一些储能技术才能让我们更好地发挥可再生能源的潜力。采用更高的输电电压，如特高压或在较小系统中的超高压，可提高输电容量、减少损耗和基础建设投资。
——国际大电网委员会(CIGRE)秘书长让&科瓦尔
谈到特高压，我们坚信，这种输电技术能够极大地解决未来的能源危机。之所以这么说，关键在于它拥有大容量、高效率、长距离输电优势，这是解决问题的关键。中国在发展特高压技术方面所做出的努力和取得的成就，非常有助于推动IEC框架内的新技术工作，确保中国领先世界的新兴技术能用于国际标准制定，进而服务全球市场。
——国际电工委员会(IEC)副主席恩诺&里斯
特高压输电技术代表了当今电网最重要的发展趋势之一，在大容量、长距离电力输送和大电网互联方面起着至关重要的作用。中国发展特高压是负荷中心远离能源中心的客观条件决定的，也是满足经济快速发展的必然选择。特高压交、直流系统不仅对中国，对全球其他国家，包括工业化国家同样具有重要意义。
——世界能源理事会(WEC)联网工作组主任克勒里奇
信息来源：对外联络部、《人民政协报》}