1电网技术现状1.1电力工业发展概况　　电力工业是一个国家的经济命脉。改革开放以来，我国电力工业得到飞速发展，逐步缩小了与世界发达国家的差距。1996—2002年期间，我国新增发电装机容量1.37亿kW，年均1957万kW，占世界新增发电装机容量的30左右，居世界首位。2002年，我国发电量完成15716.5亿kW·h，发电装机容量达到3.54亿kW·h，均居世界第二位，仅次于美国。　　随着电力体制改革的深化，网厂分开，组建区域电力市场，我国电力工业管理体制发生了深刻变革。按照现行管理模式，我国电力工业主要由国家电网公司、南方电网公司，以及中国华能集团、中国大唐集团、中国华电集团、中国国电集团、中国电力投资集团五大发电集团公司负责运营，其他还有独资、合资、地方等多种投资形式的发电公司。国家电力监管委员会根据国务院授权，履行全国电力市场监管职能。　　国家电网公司现已形成东北、华北、华中、华东、西北5个区域电网，按照2002年统计数据，售电量占全国总量的83.3。目前华东和华中电网之间实现了跨大区直流联网，东北和华北实现了交流联网，另外华北—华中、华中—西北、西北—川渝、山东—华东和川渝—贵州等跨区联网工程正在建设或筹建之中。预计到2005年，将实现除新疆、西藏、海南和台湾省外的全国互联电网。因此，随着跨区电网工程建设步伐的加快，我国将逐步实现西电东送、南北互供和全国联网的格局，从而在全国范围内实现更广泛的资源优化配置，满足国民经济发展和全面建设小康社会的需要。　　经过几十年的发展，我国电力工业已取得举世瞩目的伟大成就，但与国外电力工业相比，目前还有很大的差距。(1)电气化程度低。我国人均用电量约为世界平均值的1/3。(2)单机容量小，供电煤耗高。我国平均单机容量为54MW，平均供电煤耗率为392g/kW·h，高出世界先进水平约60～70g/kW·h。(3)电网薄弱，供电　可靠性差。长期以来我国发、输、配电工程投资结构不合理，造成城乡电网薄弱，设备低效、陈旧，线损高，供电可靠性比发达国家低0.2左右。(4)环境问题突出。我国发电能源构成中，煤电比例大，2002年火力发电量占发电总量的80.05。因我国动力用煤灰分高、含硫量大，加之烟气除尘率低，SO2的排放处于失控状态，使得如何有效地控制污染成为电力工业可持续发展的关键问题之一。1.2电网技术现状　　随着我国电　网建设和规模的发展，尤其是互联电网的发展，现代先进的输电技术、电力电子技术、信息技术、安全稳定控制技术得到广泛应用，保证了互联电网运行的安全性和经济性，这些技术的应用代表了目前电网技术的发展水平。(1)超高压交流输电技术得到普遍应用。目前我国东北、华北、华东、华中、南方电网已形成500kV电压等级的主干输电网架。西北电网330kV电压等级现已无法满足输电需要，经过论证和可行性研究，已开始建设高一级电压等级750kV输变电工程。随着我国电力工业的持续发展，1000kV以上特高压输电也存在应用的可能性。(2)直流输电技术具有输电容量大、稳定性好、控制灵活等优点，在我国跨大区电网互联中具有广泛的应用前景。除已投入运行的葛—南线外，天生桥—广州、三峡—华东的直流输电工程也于近期建成投入生产运行，其中三峡—华东直流输送功率将达到300万kW，在500kV直流输电领域居世界首位，对于加强我国资源优化、提高大电网的安全性和经济性具有重要意义。(3)灵活交流输电技术(FACTS)的应用可实现对交流输电功率和潮流的灵活控制，大幅度提高电力系统的安全稳定水平。我国于90年代以来开始对FACTS技术进行系统的研究和开发，其中对500kV超高压输电线路可控硅串联补偿(TCSC)的研究已取得成果，静止同步补偿器(ASVG)的实际装置已投入试运行。(4)对电网互联运　行安全的最大威胁是运行稳定性的破坏。2001年我国颁布实施新的《电力系统安全稳定导则》，规定了三级安全稳定标准，提出建立防止稳定破坏的三道防线，用以指导电力系统设计、建设、运行和　管理。作为电力工业强制性标准，这个导则反映了目前我国电网安全稳定控制水平。(5)针对全国联网初期网络联系薄弱，大电源远距离输电问题比较复杂，采用技术先进的安全自动装置和稳定控制策略，保证互联电网的安全稳定运行。例如，福建—华东联络线、阳城电厂发输电系统都采用了复杂的自动切机装置，提高输电网络的传输能力。(6)自动化技术得到了迅速发展，华北、华东、东北、华中、西北电网的调度中心已采用了现代化能量管理系统(EMS)。继电保护和自动装置全面推进微机化。自主开发的电力系统计算分析软件在电力系统规划设计、调度运行部门得到全面推广应用。(7)农村电网经过技术改造，结构进一步优化，自动化程度进一步提高，全国已有507个县级电网调度自动化系统达到实用化要求，527个县供电企业实现了通信组网。六氟化硫和真空断路器、自动重合器、一点多址微波、光纤通信、配电自动化与负荷管理技术、无功动态补偿等新技术在农网得到了广泛应用。（8）电网的数字化水平大幅提高。截止到2002年底，已建光纤通信电路长约85000km，微波通信电路长约73200km，电力专用通信网各级干线电路已全部实现了数字化，基本覆盖了全国36个网、省公司。以北京为中心连接各主要电网的电力通信、调度通信网络已基本形成。2电网安全现状与形势2.1电网安全现状　　电力行业公用性和电力系统同时性的特点，决定电网事故影响大、速度快、后果严重。大电网事故不仅会给电力企业造成重大的经济损失，更严重地是会带来巨大的政治、经济影响，甚至会引起社会的混乱。例如，1996年美国、马来西亚、新西兰相继发生大停电事故，其中美国WSCC(WesternSystemsCoordinatingCouncil)大停电事故波及美国本土十几个州和加拿大的两个省，导致电网解列成4个孤立系统，损失负　荷3039万kW，影响749万用户；新西兰第一大城市奥克兰市停电事故，停电限电时间长达40多天，学校停课，商店停业，居民外迁，甚至准备实施紧急状态，进行军管。因此，从某种意义上说，电网安全关系到国家安全，关系到社会稳定，是电力企业生存和发展的根本。　　1998年国家电力公司成立之后，明确提出把电网安全作为安全工作的重中之重来抓，在建立和完善安全生产规章制度和管理机制，推行科学化、规范化管理过程中，始终把电网安全放在突出位置。在《安全生产工作规定》中，把防止大面积停电事故、防止电网瓦解事故作为公司系统安全生产总体目标之一，强调了电网安全在公司系统安全生产工作中的重要性；在《电业生产事故调查规程》中，增加了电网　事故的分类和定性，突出电网事故的考核；在电网安全管理中，积极推行现代化管理手段，组织　开展输电网安全性评价工作，倡导各网省公司通过安全性评价找出电网安全存在的薄弱环节，并有针对　性地制定整改措施，加强电网安全基础。经过几年的努力，电网事故逐步得到有效控制，电网安　全水平达到新的高度，已连续6年未发生稳定破坏、电网瓦解和大面积停电等大电网事故。2002年全国共发生对电网影响较大的事故36起，与2003年同比下降33.33。　　2003年国家电网公司正式运作以来，继续坚持“安全第一，预防为主”的方针，全面落实安全生产责任制，坚持多年形成的行之有效的安全生产管理手段和运行机制；适应改革形势，认真研究和建立满足电网安全稳定运行的网厂协调的安全管理机制，加强对并网电厂的安全管理和技术服务；结合现代安全生产管理发展的要求，全面推动安全性评价工作，倡导各网省公司接受基于风险管理的安全管理理念，以安全性评价为龙头，实施自下而上与自上而下相结合的基于风险辨识、风险分析、风险评估、风险控制的闭环过程管理，全面夯实企业安全生产基础。在电力供需矛盾日益突出、并网机组运行不稳等不利因素的影响下，继续保持电网安全稳定运行。截止到2003年6月底，国家电网公司系统没有发生大面积停电事故、电网稳定事故和电网瓦解事故；发生一般电网事故56起，比去年同期减少4起，下降6.7。2.2电网安全形势及主要问题　　与发达国家相比，近十年来，我们在电网结构和技术装备相对薄弱的情况下，通过加强电网安全管理，落实电网安全稳定的技术措施，没有发生大的电网事故，保证了电网的安全稳定运行。但是总体来说，我们的电网安全还是低水平的安全，电网安全还没有实现长治久安的局面，电网运行过程中仍然存在多方面的安全问题，安全形势依然严峻。2.2.1跨区互联电网安全稳定问题突出　　随着我国互联电网的发展，稳定破坏和大面积停电事故的危害性越来越大，大电网的安全稳定问题越来越突出。但是目前我国跨区互联电网处在发展初期，电网联系薄弱，主要跨区联络线输送功率已接近限额，而且部分设备陈旧落后，如已经运行14年的葛南直流输电系统，安全隐患较大。一些新投入的跨区联网工程也正处在设备故障率较高时期。因此，目前大区电网安全运行处于相对比较困难的时期，安全稳定问题尤为突出。2.2.2电源与电网结构影响电网安全稳定运行　　近年来我国经济增长迅速，尤其是一些经济发达地区，用电量和用电负荷强劲增长，对电网的安全供电能力提出了越来越高的要求，但是目前的电网发展水平还不足以适应这种要求。此外，在电源和电网发展过程中，发展不协调，结构不合理，主干网架薄弱，造成现有电源的发电能力和电网的输电能力得不到有效发挥，加剧了部分地区电力供需紧张的矛盾，对电网的安全稳定性带来严重影响。当前电源和电网结构反映的比较突出的问题有：(1)电网的调峰及事故备用容量不足。如华东电网近几年负荷快速增长，2002年全网用电量增长14.3，用电负荷增长超过20，发电容量严重不足，夏季高峰负荷期间，电网可能处在备用不足或无备用的状态；东北电网由于火电机组调峰能力差，水电大发及冬季供热时期调峰及快速启动的事故备用不足等。(2)主力大机组没有直接接入500kV主网，没有实现主力大电厂在输电“高速路”上无障碍送电，带来220kV电网线路密集、潮流拥挤、过负荷严重、短路电流超限、电压支撑薄弱等多方面的问题，同时也影响了500kV电网发挥作用，降低了电网的安全性和经济性。(3)500kV主干网　架虽然初步形成，但仍处在发展阶段，网络结构相对薄弱，一些电网存在输电瓶颈、单变单线等问题，影响电网的送受电能力及安全稳定水平。而各电网普遍被迫采用的500/　　220kV电磁环网运行，带来系统稳定控制问题非常复杂、220kV系统短路电流过大、局部电网窝电等一系列问题。(4)受端系统薄弱，负荷中心缺乏强电源支撑，尤其是500kV电网的支撑弱，落点少，造成220kV电网过于密集，短路电流超标。动态无功电源缺乏，电压水平低，电压稳定问题突出。单一元件故障不能保证正常供电，不能满足N-1要求。(5)无功补偿容量不足，无功没有实现分层分区平衡，一些500kV线路并联电抗补偿缺口大，抵抗补偿不足，造成500kV电压较高，威胁一次设备安全和稳定运行，有时被迫采用拉开线路以减少线路充电功率，使输电网削弱。一些220kV变电站没有按导则要求安装电容补偿，可调节的无功补偿更少，无功电压控制[1][2]下一页