1、電網技術現狀

　　1.1 電力工業發展概況

　　電力工業是一個國家的經濟命脈。改革開放以來，我國電力工業得到飛速發展，逐步縮小了與世界發達國家的差距。1996—2002年期間，我國新增發電裝機容量1.37億kW，年均1 957萬kW，占世界新增發電裝機容量的30%左右，居世界首位。2002年，我國發電量完成15 716.5億kW?h，發電裝機容量達到3.54億kW?h，均居世界第二位，僅次于美國。

　　隨著電力體制改革的深化，網廠分開，組建區域電力市場，我國電力工業管理體制發生了深刻變革。按照現行管理模式，我國電力工業主要由國家電網公司、南方電網公司，以及中國華能集團、中國大唐集團、中國華電集團、中國國電集團、中國電力投資集團五大發電集團公司負責運營，其他還有獨資、合資、地方等多種投資形式的發電公司。國家電力監管委員會根據國務院授權，履行全國電力市場監管職能。

　　國家電網公司現已形成東北、華北、華中、華東、西北5個區域電網，按照2002年統計數據，售電量占全國總量的83.3%。目前華東和華中電網之間實現了跨大區直流聯網，東北和華北實現了交流聯網，另外華北—華中、華中—西北、西北—川渝、山東—華東和川渝—貴州等跨區聯網工程正在建設或籌建之中。預計到2005年，將實現除新疆、西藏、海南和臺灣省外的全國互聯電網。因此，隨著跨區電網工程建設步伐的加快，我國將逐步實現西電東送、南北互供和全國聯網的格局，從而在全國范圍內實現更廣泛的資源優化配置，滿足國民經濟發展和全面建設小康社會的需要。

　　經過幾十年的發展，我國電力工業已取得舉世矚目的偉大成就，但與國外電力工業相比，目前還有很大的差距。

　　(1) 電氣化程度低。我國人均用電量約為世界平均值的1/3。

　　(2) 單機容量小，供電煤耗高。我國平均單機容量為54MW，平均供電煤耗率為392 g/kW?h，高出世界先進水平約60～70 g/kW?h。

　　(3) 電網薄弱，供電　可靠性差。長期以來我國發、輸、配電工程投資結構不合理，造成城鄉電網薄弱，設備低效、陳舊，線損高，供電可靠性比發達國家低0.2%左右。

　　(4) 環境問題突出。我國發電能源構成中，煤電比例大，2002年火力發電量占發電總量的80.05%。因我國動力用煤灰分高、含硫量大，加之煙氣除塵率低，SO2的排放處于失控狀態，使得如何有效地控制污染成為電力工業可持續發展的關鍵問題之一。

　　1.2 電網技術現狀

　　隨著我國電　網建設和規模的發展，尤其是互聯電網的發展，現代先進的輸電技術、電力電子技術、信息技術、安全穩定控制技術得到廣泛應用，保證了互聯電網運行的安全性和經濟性，這些技術的應用代表了目前電網技術的發展水平。

　　(1) 超高壓交流輸電技術得到普遍應用。目前我國東北、華北、華東、華中、南方電網已形成500 kV電壓等級的主干輸電網架。西北電網330 kV電壓等級現已無法滿足輸電需要，經過論證和可行性研究，已開始建設高一級電壓等級750 kV輸變電工程。隨著我國電力工業的持續發展，1 000 kV以上特高壓輸電也存在應用的可能性。

　　(2) 直流輸電技術具有輸電容量大、穩定性好、控制靈活等優點，在我國跨大區電網互聯中具有廣泛的應用前景。除已投入運行的葛—南線外，天生橋—廣州、三峽—華東的直流輸電工程也于近期建成投入生產運行，其中三峽—華東直流輸送功率將達到300萬kW，在500 kV直流輸電領域居世界首位，對于加強我國資源優化、提高大電網的安全性和經濟性具有重要意義。

　　(3) 靈活交流輸電技術(FACTS)的應用可實現對交流輸電功率和潮流的靈活控制，大幅度提高電力系統的安全穩定水平。我國于90年代以來開始對FACTS技術進行系統的研究和開發，其中對500 kV超高壓輸電線路可控硅串聯補償(TCSC)的研究已取得成果，靜止同步補償器(ASVG)的實際裝置已投入試運行。

　　(4) 對電網互聯運　行安全的最大威脅是運行穩定性的破壞。2001年我國頒布實施新的《電力系統安全穩定導則》，規定了三級安全穩定標準，提出建立防止穩定破壞的三道防線，用以指導電力系統設計、建設、運行和　管理。作為電力工業強制性標準，這個導則反映了目前我國電網安全穩定控制水平。

　　(5) 針對全國聯網初期網絡聯系薄弱，大電源遠距離輸電問題比較復雜，采用技術先進的安全自動裝置和穩定控制策略，保證互聯電網的安全穩定運行。例如，福建—華東聯絡線、陽城電廠發輸電系統都采用了復雜的自動切機裝置，提高輸電網絡的傳輸能力。

　　(6) 自動化技術得到了迅速發展，華北、華東、東北、華中、西北電網的調度中心已采用了現代化能量管理系統(EMS)。繼電保護和自動裝置全面推進微機化。自主開發的電力系統計算分析軟件在電力系統規劃設計、調度運行部門得到全面推廣應用。

　　(7) 農村電網經過技術改造，結構進一步優化，自動化程度進一步提高，全國已有507個縣級電網調度自動化系統達到實用化要求，527個縣供電企業實現了通信組網。六氟化硫和真空斷路器、自動重合器、一點多址微波、光纖通信、配電自動化與負荷管理技術、無功動態補償等新技術在農網得到了廣泛應用。

　　（8）電網的數字化水平大幅提高。截止到2002年底，已建光纖通信電路長約85 000 km，微波通信電路長約73 200 km，電力專用通信網各級干線電路已全部實現了數字化，基本覆蓋了全國36個網、省公司。以北京為中心連接各主要電網的電力通信、調度通信網絡已基本形成。

　　2、電網安全現狀與形勢

　　2.1 電網安全現狀

　　電力行業公用性和電力系統同時性的特點，決定電網事故影響大、速度快、后果嚴重。大電網事故不僅會給電力企業造成重大的經濟損失，更嚴重地是會帶來巨大的政治、經濟影響，甚至會引起社會的混亂。例如，1996年美國、馬來西亞、新西蘭相繼發生大停電事故，其中美國WSCC(Western Systems Coordinating Council)大停電事故波及美國本土十幾個州和加拿大的兩個省，導致電網解列成4個孤立系統，損失負　荷3 039萬kW，影響749萬用戶；新西蘭第一大城市奧克蘭市停電事故，停電限電時間長達40多天，學校停課，商店停業，居民外遷，甚至準備實施緊急狀態，進行軍管。因此，從某種意義上說，電網安全關系到國家安全，關系到社會穩定，是電力企業生存和發展的根本。

　　1998年國家電力公司成立之后，明確提出把電網安全作為安全工作的重中之重來抓，在建立和完善安全生產規章制度和管理機制，推行科學化、規范化管理過程中，始終把電網安全放在突出位置。在《安全生產工作規定》中，把防止大面積停電事故、防止電網瓦解事故作為公司系統安全生產總體目標之一，強調了電網安全在公司系統安全生產工作中的重要性；在《電業生產事故調查規程》中，增加了電網　事故的分類和定性，突出電網事故的考核；在電網安全管理中，積極推行現代化管理手段，組織　開展輸電網安全性評價工作，倡導各網省公司通過安全性評價找出電網安全存在的薄弱環節，并有針對　性地制定整改措施，加強電網安全基礎。經過幾年的努力，電網事故逐步得到有效控制，電網安　全水平達到新的高度，已連續6年未發生穩定破壞、電網瓦解和大面積停電等大電網事故。2002年全國共發生對電網影響較大的事故36起，與2003年同比下降33.33%。

　　2003年國家電網公司正式運作以來，繼續堅持“安全第一，預防為主”的方針，全面落實安全生產責任制，堅持多年形成的行之有效的安全生產管理手段和運行機制；適應改革形勢，認真研究和建立滿足電網安全穩定運行的網廠協調的安全管理機制，加強對并網電廠的安全管理和技術服務；結合現代安全生產管理發展的要求，全面推動安全性評價工作，倡導各網省公司接受基于風險管理的安全管理理念，以安全性評價為龍頭，實施自下而上與自上而下相結合的基于風險辨識、風險分析、風險評估、風險控制的閉環過程管理，全面夯實企業安全生產基礎。在電力供需矛盾日益突出、并網機組運行不穩等不利因素的影響下，繼續保持電網安全穩定運行。截止到2003年6月底，國家電網公司系統沒有發生大面積停電事故、電網穩定事故和電網瓦解事故；發生一般電網事故56起，比去年同期減少4起，下降6.7%。

　　2.2 電網安全形勢及主要問題

　　與發達國家相比，近十年來，我們在電網結構和技術裝備相對薄弱的情況下，通過加強電網安全管理，落實電網安全穩定的技術措施，沒有發生大的電網事故，保證了電網的安全穩定運行。但是總體來說，我們的電網安全還是低水平的安全，電網安全還沒有實現長治久安的局面，電網運行過程中仍然存在多方面的安全問題，安全形勢依然嚴峻。

　　2.2.1 跨區互聯電網安全穩定問題突出

　　隨著我國互聯電網的發展，穩定破壞和大面積停電事故的危害性越來越大，大電網的安全穩定問題越來越突出。但是目前我國跨區互聯電網處在發展初期，電網聯系薄弱，主要跨區聯絡線輸送功率已接近限額，而且部分設備陳舊落后，如已經運行14年的葛南直流輸電系統，安全隱患較大。一些新投入的跨區聯網工程也正處在設備故障率較高時期。因此，目前大區電網安全運行處于相對比較困難的時期，安全穩定問題尤為突出。

　　2.2.2 電源與電網結構影響電網安全穩定運行

　　近年來我國經濟增長迅速，尤其是一些經濟發達地區，用電量和用電負荷強勁增長，對電網的安全供電能力提出了越來越高的要求，但是目前的電網發展水平還不足以適應這種要求。此外，在電源和電網發展過程中，發展不協調，結構不合理，主干網架薄弱，造成現有電源的發電能力和電網的輸電能力得不到有效發揮，加劇了部分地區電力供需緊張的矛盾，對電網的安全穩定性帶來嚴重影響。當前電源和電網結構反映的比較突出的問題有：

　　(1) 電網的調峰及事故備用容量不足。如華東電網近幾年負荷快速增長，2002年全網用電量增長14.3%，用電負荷增長超過20%，發電容量嚴重不足，夏季高峰負荷期間，電網可能處在備用不足或無備用的狀態；東北電網由于火電機組調峰能力差，水電大發及冬季供熱時期調峰及快速啟動的事故備用不足等。

　　(2) 主力大機組沒有直接接入500kV主網，沒有實現主力大電廠在輸電“高速路”上無障礙送電，帶來220kV電網線路密集、潮流擁擠、過負荷嚴重、短路電流超限、電壓支撐薄弱等多方面的問題，同時也影響了500 kV電網發揮作用，降低了電網的安全性和經濟性。

　　(3) 500 kV主干網　架雖然初步形成，但仍處在發展階段，網絡結構相對薄弱，一些電網存在輸電瓶頸、單變單線等問題，影響電網的送受電能力及安全穩定水平。而各電網普遍被迫采用的500/ 220 kV電磁環網運行，帶來系統穩定控制問題非常復雜、220 kV系統短路電流過大、局部電網窩電等一系列問題。