我国电网技术发展分析

第一节 我国电网技术的发展与应用分析

一、我国直流输电技术的发展及其在我国电网中的作用和规划

党的十六大所确定的到2020年我国国内生产总值比2000年实现翻两番，全面建设小康社会的目标使电力工业面临新的发展机遇和挑战。据预测，至2010年全国发电装机总容量将达到6.0亿kW左右，2020年将达到9.5亿kW左右。将新建电源的电能安全、稳定、可靠、经济地送出是我国电网建设的基本任务，并应在此基础上逐步改善电网结构、推进全国联网，这使得电网的发展比电源建设更具挑战性。在电网建设中对电网的网络结构、输电方式、输电新技术和电压等级等如何选择，不仅关系到电源建成后的电力输送能力，更关系到电力系统安全稳定、工程效益、电力市场和电力营销等一系列问题。直流输电技术以其独具的特点将在我国未来电网的发展中发挥重要作用。

在西电东送工程中，直流输电因其本身适宜远距离输送、送电容量大、易于控制和调节的特点将发挥极重要的作用；又因为目前世界上特高压（百万伏电压等级）输电的研究和开发尚没有达到实用化阶段，因此直流输电更显重要。对距离超过1000km，特别是2000km左右的输电工程，在未来10~20年中，采用直流输电方式几乎无与之匹敌者。电网互联采用交流联网方式，有方案实施简便、投资省和一侧网失缺功率后另一侧电网将以自然的事故紧急支援，反应速度快的优点。但正因为联网后两网之间的自然“捆绑”，使交流同步范围延伸，当其中有一电网发生故障时将会波及多个互联电网，将故障后果扩大，降低电能质量；而且极易造成联络线功率大幅波动，甚至激至振荡击破系统的薄弱环节，从而增加发生系统稳定破坏大事故的几率，那将是灾难性的。这将给交流联网的双方电网、与其同步相联的其他电网及有关联络线的稳定水平造成程度不同的相互影响，使联网线的稳定极限下降。电网互联采用直流或直流背靠背方式时则具有可以有效地隔断互联交流电网间的相互影响，不形成相互干扰，本网所发生的事故可以控制在本网范围内；直流联网不会增加电网的短路电流水平；利用直流控制的调制功能能提高互联系统的稳定水平；联络线功率控制简单，调度管理方便等优点。

我国已投产的远距离送电直流输电工程在西电东送、全国联网方面正发挥着重要作用，经常运行在额定负荷之下。三常直流输电工程、三广直流输电工程和贵广直流输电工程的送电容量均为300万kW，送电距离均在1000km左右。正在建设的西北电网与华北电网联网的灵宝背靠背直流工程的输电容量为36万kW，将于2005年建成投运。我国西电东送直流输电工程可分为南通道、中通道和北通道，他们都有多回直流输电项目。南通道已建成天广和贵广直流输电工程，正在兴建贵广第二回直流输电工程；中通道以三峡为起点向华东电网和华南电网使用高压直流进行输电，已建成葛上、三常直流输电工程，正在建设三峡右岸至上海的直流输电工程；北通道也已着手建设直流输电项目。南北互供的典型直流输电项目是三广直流输电工程，它不仅由三峡向广东送电300万kW，而且实现了华中电网和南方电网的互联。在全国联网的规划中，有多回直流项目，特别是用背靠背方式进行区域电网的互联。目前，已有较明确送电方向和送电规模的直流输电工程有十几项，送电规模多在300万kW以上。2004年，已启动建设三峡右岸至上海直流输电工程和贵州至广东第二回直流输电工程，输送容量都为300万kW，送电距离1000km左右，电压500kV，2007年投运。

“十一五”期间，还将建设以下直流输电工程：小湾水电站至广东直流输电工程，电压等级为±500kV或±600kV，输送容量为300万kW，输送距离为1500~1600km；四川德阳至陕西宝鸡直流输电工程，电压等级为±500kV，输送容量为180万kW，输送距离为600km左右；宁夏银南至天津直流输电工程，电压等级为±500kV，输电距离为1200km；陕北至山东直流输电工程，电压等级为±500kV，输送容量为300万kW，输电距离为1000km左右。2010~2020年期间，将会建设十多项直流输电工程，输送距离更长，输送功率更大。随着金沙江的开发，向家坝、溪落渡、白鹤滩、乌东德和观音岩等水电站建成后将主要送电至华中电网、华东电网，送电距离将达到1000km和2000km左右。澜沧江的开发，糯扎渡水电站建成后将送电至广东，送电距离将超过1500km。当送电距离超过1500km时，需要考虑使用±600kV电压等级；当输电距离达到2000km左右时，就需要考虑比±600kV更高的电压等极。在全国联网工程中，已经规划了多座直流背靠背联网工程，如华北与华中电网的联网、四川与贵州的联网、东北与华北电网的联网工程等，它们将适时实现直流背靠背联网。

二、采用交流输电技术形成同步电网在技术、经济上有很大的优越性

电力系统中的发电和用电均为交流，交流输电适用于不同距离和容量的电力输送，因此，采用交流输电技术形成同步电网是电网发展的内在规律，在技术、经济上有很大的优越性。

1、同步电网可以形成坚强的网架结构，电力的传输、交换十分灵活

向输电通道中间地区供电或汇集电力方便，对电源结构、负荷分布和电力流的变化适应性强。我国正处于一个快速发展的阶段，负荷增长和地区间经济结构变化大，电网必须要有经济性和发展灵活性、适应性。全部采用直流输电对发展的适应性差、且将来还要建设大量电网实现二次再分配。

2、当系统中出现扰动时，同步电网内所有机组、负荷共同响应扰动，具有受到扰动后维持系统同步运行的自然特点，从而减轻扰动对系统的影响；同步电网规模越大，扰动带来的波动越小，承受能力越强。

3、我国地域辽阔，东西时差大，南北季节差别明显，不同地区负荷特性、电源结构差异较大，客观上决定了我国电网东西之间、南北之间存在错峰、调峰、水火互济、跨流域补偿调节、互为备用和调节余缺等联网效益。因此，在更大范围内形成交流强联系同步电网，解决大区间电力交换受限的瓶颈，可以充分获取上述联网效益。

4、在一个地域广阔的大电力系统中，不同地域的重要受端系统可以有几个，这些受端系统之间已有或迟早会有较强的高一级电压的联络线，而且会随着系统的发展，日益加强各受端系统间的联系，逐渐把这些受端系统联系成为更大的受端系统。这些受端系统间的联络线路，将成为沟通各大受端系统所在区域的电力交通要道。这些强大交通要道的形成，使大电力系统的远方大电源能够得到更合理的开发和充分发挥它们的作用。通过这些强大的交通要道，可以交换由于各区域电力建设容量与负荷增长容量之间在时间上的不完全对应，因电源短时多余而需向其他区输出或因电源短时不足而需由其他区域供给的电力。

"电力系统技术导则"也指出："受端系统愈强，愈有能力接受外部远方大容量坑口电厂和大型水电基地送入的大量电力，也比较容易解决因电源建设和负荷发展的不定因素给电力系统的建设和运行带来的困难。"因此，建设坚强的大同步受端电网，是接受大容量电力输入的客观需要。我国各区域电网全部采用直流相联的观点是与电网发展客观规律相违背的。实际上，我国目前已形成东北－华北－华中跨区同步电网，今后应根据我国国情，特别是西南水电和北方煤电采用特高压输电的需要，对同步电网的构建在发展中进行合理调整。华中电网水电比重大（约占40%），其东部四省能源匮乏；华北电网是纯火电系统（约占96%），该地区是我国重要的煤炭基地；华东地区以火电为主（约占86%），严重缺能，电力需求旺盛，市场空间大。这三大电网地理位置相互毗邻，互补性强，采用特高压交流形成坚强灵活的同步电网，将为促进能源资源的优化配置和高效利用奠定坚实的物质基础，可以获得错峰、水火互济、互为备用等联网效益，从而减少装机和弃水电量，降低电力成本，也有利于环境容量的合理分配。北方煤电基地和西南水电基地是我国未来主要的电力输出地区，远景北方煤电基地和西南水电基地各有约1亿千瓦电力外送，接受这样大规模的电力，需要更大规模的受端电网。按照这一送、受电格局，初步分析同步电网的规模在5亿～7亿千瓦，以适应接受北方煤电基地和西南水电基地大规模电力送入需要，也为未来进一步接受西藏水电、新疆火电和跨国输电创造必要条件。以特高压交流形成华北－华中－华东同步电网，与东北、西北和南方三个电网采用直流方式实现互联，有利于提高互联电网的动态稳定性能，协调西北750千伏电网和1000千伏电网的连接，便于运行管理。按照此格局，全国形成华北－华中－华东、西北、东北、南方四个主要的同步电网，而不是形成一个大同步电网。

三、我国特高压电网技术取得突破

国家有关方面已批准将特高压技术的研究和特高压试验示范工程建设纳入今明两年能源工作要点。目前，特高压技术研究工作已经取得突破性进展。特高压是指由百万伏级交流和正负800千伏级直流系统构成的高压电网。特高压电网的最大特点是长距离、大容量送电。据计算，一回路特高压直流电网可以送600万千瓦电量，相当于现有500千伏直流电网的5到6倍。同时送电距离也是后者的2到3倍。

据国家电网公司介绍，经过整合资源、联合攻关，特高压输电技术已经取得了一系列重要成果。如在绝缘配合、高海拔研究、防雷研究等领域已达到国际先进水平。在备受关注的特高压电磁环境影响方面，国家电网公司提出了符合国家标准的电磁环境控制指标，于2005年7月13日通过了国家环境保护总局组织的专家审查。同时，在特高压系统论证、特高压输电技术经济性、特高压输变电设计技术、特高压设备国产化、直流特高压输电技术等方面的研究工作也取得重要进展。据介绍，建设特高压试验示范工程预计将在年内开工，按照自主创新、标准统一、规模适中、安全可靠的建设原则，通过优选，国家电网公司推荐的晋东南—南阳—荆门特高压试验示范工程方案，得到了顾问小组专家院士们的充分肯定。目前，晋东南—南阳—荆门试验示范工程可行性研究已经完成，线路、变电站设计方案基本确定，主要设备选型及其参数通过了专家审查。国家电网公司正在积极推进试验示范工程建设各项前期准备工作。由于我国能源布局与经济发展不平衡，能源资源大部分在西部，而电力需求则集中在东部，因此建设特高压电网被认为是加快电力建设的必由之路。比如，西藏雅鲁藏布江的水能相当于3到4个三峡电站，如果没有特高压电网，即使开发出来，电也没有办法送出来。同样，西北煤炭资源丰富，如果没有特高压电网，也无法实现最经济的就近建坑口电站，变运煤为送电模式。据测算，特高压电网建成后，可以减少发电装机2000万千瓦，每年综合节电效益可达1000亿千瓦时以上。

四、我国掌握750千伏电网建设运行技术

截至2006年9月26日零时，具有世界先进水平的国内运行电压等级最高的750千伏输变电示范工程，实现安全稳定运行一年，标志我国已全面掌握750千伏电网建设运行技术。另悉，在我省建设的兰州东－平凉－乾县的750千伏输变电工程将在年内开工。750千伏输变电示范工程，西起青海省民和县官亭变电站，东至甘肃省榆中县兰州东变电站，线路全长140.708千米。工程自2005年9月26日正式投入运行以来，一直保持安全稳定运行。一年来，累计输送电量9.52亿千瓦时。这一工程在西北电网迎峰过夏、黄河梯级水电外送、负荷连创历史新高期间，发挥了重要的跨省互供电作用。我国自主创新、自行设计、自行建设和运行管理的750千伏输变电示范工程，数十项技术填补了国内空白。其中首次研制生产的750千伏变压器、电抗器、控制保护系统、铁塔、导线、金具等，标志我国电工制造业跻身世界先进水平行列。

五、我国电网安全和经济技术指标已居世界前列

中国长江三峡工程开发总公司2005年9月15日发布消息称，三峡工程输变电线路的建设，使中国一跃成为世界第一的直流输电国家。为保证三峡工程发出的强大电力稳定可靠输出，国家电网公司展开了规模巨大的三峡输变电工程建设，三峡输变电线路向东、西、南、北四个方向辐射，奠定了全国电网互联的基本格局。到目前为止，三峡输变电工程累计投产线路总长6740公里，其中直流线路总长1865公里，建成直流交换站5座，换流站容量1272千瓦。目前在建的2172公里线路中，直流输电线路有1075公里。在三峡输变电工程建设中，创造了直流输电工程规模世界最大，直流工程技术水平世界最高，单个换流变压器容量世界最大，直流工程建设工期世界最短，直流输电运行经济指标世界最优等多个"世界之最"。随着三峡输变电工程的投入运行，在直流输电领域，我国电网的安全运行和经济技术指标已经居于世界前列。

三峡直流线路的投运，使华中电网与华东电网间的联网规模进一步得到加强，不仅缓解了华东电网用电紧张的局面，而且为华中、华东两网之间的余缺调剂、事故支援、备用共享等创造了条件。三峡至广东直流输电工程运行后，可使华中电网与南方电网形成互联，全国"西电东送、南北互供"的联网格局基本形成，这将大大提高了电网的稳定水平和电能质量。

第二节 我国未来电网建设技术发展趋势和展望

一、750千伏交流输电技术

国家已决定，配合西北地区大型水火电源开发后电力送出和省间潮流交换的需要，在西北330千伏电网之上建设750千伏电网，并将官亭－兰州东750千伏输变电工程列为国家示范工程，设计、设备供应立足国内，750千伏设备除了简化GIS断路器为进口外，其余变压器、电抗器、开关等均由国内供应。该项目计划2005年投入运行。配合公伯峡电站的外送，工程已于今年9月开工。工程的建设内容包括157公里的750千伏线路和官亭、兰州东2座750千伏变电所，容量分别为150万千伏安。2006、2007年建成后续的兰州东－平凉－关中750千伏输变电工程；以及为配合宁夏大坝三期火电开发、甘青宁地区水火电打捆向华北送电，建设兰州东－银南750千伏输变电工程。配合拉西瓦水电站2010年左右开始投产发电，建设拉西瓦送出的750千伏输变电工程。

配合新疆哈密电厂向甘肃、青海送电并实现新疆与西北主网的联网，研究建设新疆经河西走廊至甘肃、青海的750千伏输变电工程的可行性。另外，还将随着宁夏火电、黑山峡水电的投产发电，加强甘肃、宁夏750千伏输变电工程建设；随着陕北煤电开发向关中送电，研究建设陕北至关中的750千伏输变电工程。预计到2020年，初步形成覆盖兰州、白银、关中、银川、西宁负荷中心并延伸到新疆哈密的西北750千伏电网的主干网架，初步估算将建成750千伏输电线路3000－5500公里、变电容量2000万千伏安左右。对于更高一级电压，即1000千伏级电压的交流输电技术，主要做好技术上的跟踪研究与技术储备工作。

二、直流输电工程

中国目前输送距离最长、输送功率最大的直流输电工程——三峡至上海五百千伏直流输电工程目前正式投入商业运行。总投资约七十亿元人民币的三峡至上海直流输电工程，是三峡三期输变电工程的标志性工程之一。该工程的建成投运，将把华中与华东电网之间的电量交换能力由四百二十万千瓦提高到七百二十万千瓦，大大拓宽了网间联络通道。三峡至上海直流输电工程西起三峡右岸电站以东的湖北宜昌市宜都换流站，东至上海青浦区的华新换流站，线路全长约一千零四十公里，沿途跨越汉江、长江，途经湖北、安徽、江苏、浙江和上海四省一市的三十三个区县。三峡至上海直流输电工程双极额定输送容量为三百万千瓦，是中国继三峡至常州、三峡至广州、贵州至广州三个直流输电工程之后建设的第四个三百万千瓦的大型直流输电工程。工程于二00四年十二月开工，其主设备国产化率达到百分之七十，建设工期比原计划提前半年以上。系统调试中首次采用了双极同期解锁，提高了系统调试工作的灵活性和效率。

三、串联电容补偿等灵活交流输电技术(FACTS)

串联电容补偿等灵活交流输电技术(FACTS)．串补、技术是一种提高输电通道能力的有效技术，可控串补可以抑制低频振荡、防止次同步谐振、控制线路潮流。近年来串补技术在我国500千伏电网得到了较快的应用。目前在建的贵广交流、天广一二回、天广三回线3项串补工程，其中中国第一套可控串补在南方电网的天广一二回线路上即将投运。此外，还有二滩输出工程，万县一龙泉双回线，以及神木、托克托、伊敏电厂等在外送上都拟安装串补装置。预计到2010年，全国500千伏电网将投产串补容量1000万-1200万千乏．希望有关部门加快串补和可控串补设备的国产化进程，推动这项技术在我国的应用。

四、大容量变压器

为适应大负荷中心供电需要，节约变电所占地，我国目前主要在负荷密集的华东、南京电网中已陆续采用100万千伏安设备．初步统计“十一五”期间安排投产25组100万千伏安变压器．北京新增变电所也拟采用120万-150万千伏安的变压器。，西北电网随着负荷密度的增加，在西安部分330千伏变电所也开始采用36万千伏安变压器。

五、紧凑型输电技术

紧凑型输电技术通过减少输电线相间距离和优化排列，达到减少线路电抗、增加容抗、提高线路自然功率，从而达到提高线路输电能力的目的。与常规线路相比，紧凑型线路采用六分裂布置(6x240平方毫米)，输电能力提高30％。目前，紧凑型输电技术已经成熟，下一步将在西电东送长距离输电线路中进一步推广应用。

六、其他电网新技术

其他电网新技术如大截面耐热导线的研制试验与应用；63千安开关设备的制造，紧凑型、智能化、数字化的简化GIS开关的研制；大容量(10万千伏左右)静止同步补偿(STATCOM)的研究和设备制造；满足变电所设备数字化、网络化控制，免维护，在钱诊断状态检修要求的设备电网调度自动化及通信技术，电力市场计量，结算等市场支持技术等。

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