我国电网的主要发展情况

马剑电力实09

电网，是在电力系统中，联系发电和用电的设施和设备的统称。属于输送和分配电能的中间环节，它主要由联结成网的送电线路、变电所、配电所和配电线路组成。通常，把由输电、变电、配电设备及相应的辅助系统组成的联系发电与用电的统一整体称为电力网。简称电网。说到我国电网就必须提及两大电网公司、五大发电集团等单位。它们在我国电力领域作用举足轻重。

输配电电压等级中，10、35、110、220千伏为高压，330、500、750千伏为超高压，800、1000千伏及以上为特高压。交流最高电压等级、直流最高电压等级、总装机容量、最大单机容量和自动化程度是衡量电网发展的主要技术参数，通过这些参数与国外对比，可以更好的认识自己，认清世界水平，明确发展方向。本文介绍了我国电网的主要发展情况，按我国电网的格局、大电网、未来发展趋势、智能电网几部分分别阐述。

一、我国电网的格局

我国电网划分为多个区域电网，包括东北电网、华北电网、华中电网、西北电网、华东电网以及南方电网。见图1。

图1我国电网的格局

其中隶属于国家电网的有五大区域电网，是东北电网、西北电网、华北电网、华中电网和华东电网。南方电网属于南方电网公司。

部分区域电网的特点：

东北电网为长链式结构，主要潮流方向式北电南送，动态稳定水平低，南送断面长时间接近稳定极限运行，无法完全满足输电需要。

京津唐电网为典型的受端系统：京津塘网从500千伏电网受电比例达到50%，特别是北京受电高达75%。

华北电网主要潮流方向式西电东送、南电北送。

华东电网主通道输电能力已接近国际先进水平。水电比例大，三峡、二滩等大型水电厂并网运行。系统内水火电开机方式灵活多变，电网重要输电通道潮流幅度变化大，方向转换频繁，系统丰枯季节特征明显，特性复杂。

我国幅员辽阔，领土跨度大，随着季节的不同，不同地域的电网的运行性质也不同。国家电网公司区域电网互联采取了对应措施，互联互补。目前的格局如下：

夏季：华北-华中电网互联，东北电网运行。冬季：华北-东北电网互联，华中电网运行。

2011年国家电网提出新的发展思路[1]。值得注意的是，按照国家电网的思路，

原各区域的华北、华中、华东、西北、东北区域电网公司将变身为区域调度中心，实质上失去市场主体资格。

这曾被作为电力改革进程中具有标志性意义的大事。按照国家电监会提出的思路，建立区域电网的初期目标是在区域电网、省电网公司之间构建母子公司关系，开放部分发电市场，逐步对配电业务实行内部财务核算；允许发电权转让，有步骤地开展发电公司与大用户双边交易试点，建立区域电力市场监管体系和市场运营规则，初步形成以区域电力调度交易中心为交易平台的、省为结算中心的、统一的区域电力市场。

二、大电网

1、电网的发展

电网的形成及发展与外部环境密切相关，主要取决于三点：（1）国民经济发展的用电需要；

（2）一次能源平衡与动力资源开发条件；（3）发供电设备与技术的供应条件。

我国电网经历了由省级电网、省网互联到区域电网互联并逐步形成全国互联电网的三个发展阶段。

2、大电网的优点：（1）合理利用能源（2）提高生产效率（3）节约投资

（4）互通有无，互为备用（5）改善电能质量

（6）更大范围水货电联合经济调度

3、大电网的困难：（1）电网运行机理复杂

（2）电网正常运行方式、检修计划等安排难度大（3）电网运行控制难度大（4）电网事故影响范围大

4、现在电网的主要技术参数（1）交流最高电压等级：

我国最高交流电压等级是750KV（兰州---官亭线），其下有500、330、220、110、（60）、35、10KV，380/220V，国家电网公司正在实验1000KV特高压交流输电。

（2）直流最高电压等级：

我国最高直流电压等级为正负500KV（葛洲坝---上海南桥线、天生桥---广州

100KV线、贵州---广东线、三峡---广东线），另有正负50KV（上海---嵊泗群岛线），

（宁波---舟山线），南方电网公司将建设正负800KV特高压直流输电线。

（3）总装机容量：

2010年底达到9.5亿千瓦左右，其中火电为7亿千瓦，占73.68%左右。中国的风电总装机容量已接近4.5万兆瓦，排名世界第一。

（4）最大单机容量：

已建成的水电站中单机容量最大的是三峡工程水轮发电机组，单机容量70万千瓦。风电最大机组是2010年华锐风电科技(集团)股份有限公司自主研发的5MW风电机组。[2]

宏观来看，发展呈高电压、大电网、大机组特点。5、当前我国电网的运营单位：

两大电网公司：国家电网公司、中国南方电网有限责任公司五大发电集团：中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司。

另有四小豪门：国投电力、国华电力、华润电力、中广核。其中[3]，

1、中国华能集团公司，是经批准成立的国有重要骨干企业，是国家授权投资的机构和国家控股公司的试点，是世界500强企业。

按照关于国家电力改革的要求，中国华能集团公司是自主经营、自负盈亏，以经营电力产业为主，综合发展的企业法人实体。坚持“综合实力行业领先”的发展方向，努力打造结构优势、机制优势、技术优势、管理优势和队伍优势，实现三大三强（即资产规模大、市场份额大、社会贡献大和盈利能力强、竞争能力强、可持续发展能力强）的有机统一，致力于建设一个以电为核心、煤为基础、金融支持、科技引领、产业协同的具有国际竞争力的综合能源集团。

到2010年，中国华能所有企业达到节约环保型企业标准要求，各项能源消耗指标和排放指标达到国内领先、国际先进水平，可控装机容量超过1亿千瓦，煤炭产能超过6000万吨/年。

2、中国大唐集团公司，是2002年12月29日在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建而成的特大型发电企业集团，是直接管理的国有独资公司，是批准的国家授权投资的机构和国家控股公司试点。注册资本金为人民币153.9亿元。

主要经营范围为：经营集团公司及有关企业中由国家投资形成并由集团公司拥有的全部国有资产；从事电力能源的开发、投资、建设、经营和管理；组织电力（热力）生产和销售；电力设备制造、设备检修与调试；电力技术开发、咨询；电力工程、电力环保工程承包与咨询；新能源开发；与电力有关的煤炭资源开发生产；自营和代理各类商品及技术的进出口；承包境外工程和境内国际招标工程；上述境外工程所需的设备、材料出口；对外派遣实施上述境外工程所需的劳务人员。

中国大唐集团公司拥有中国第一家在伦敦、上市，并于2006年在国内上市的大唐国际发电股份有限公司；拥有较早在国内上市的大唐华银电力股份有

限公司、广西桂冠电力股份有限公司；拥有国内在役最大火力发电厂——内蒙古大唐国际托克托发电公司和世界最大在役风电场——内蒙古赤峰赛罕坝风电场；拥有我国目前在役的第二大水电站——大唐龙滩水电站以及物流网络覆盖全国的中国水利电力物资有限公司等。截至2009年底，中国大唐集团公司在役及在建资产分布在全国28个省区市以及境外的缅甸、柬埔寨等国家和地区，资产总额达到4778亿元，员工总数增至1020人，发电装机规模突破了1亿千瓦大关，达到10017.23万千瓦，成为世界亿千瓦级特大型发电公司。2010年7月，中国大唐集团公司首次入选世界500强企业，居412位。

3、中国华电集团公司（简称“中国华电”）是2002年底国家电力改革时组建的五家全国性国有独资发电企业集团之一。注册资本120亿元人民币，主营业务为：电力生产、热力生产和供应；与电力相关的煤炭等一次能源开发；相关专业技术服务。

截至2009年底，中国华电装机容量7550.73万千瓦，其中，火电6239万千瓦，水电1235.96万千瓦，风电75.43万千瓦，其他0.3432万千瓦；资产总额3300亿元人民币；2009年发电量超过3000亿千瓦时。拥有国内单机容量最大、国产化程度最高的100万千瓦超超临界机组和国内首批60万千瓦级空冷机组、60万千瓦级脱硝机组，单机容量最大的39.5万千瓦天然气发电机组；积极开发建设风电、核电、生物质能、太阳能等清洁能源。目前公司控股业绩优良的华电国际电力股份有限公司、华电能源股份有限公司、贵州黔源电力股份公司、国电南京自动化股份有限公司、华电金山能源有限公司等上市公司；控股规划装机容量2115万千瓦的云南金沙江中游水电开发有限公司和装机容量800多万千瓦的贵州乌江水电开发有限责任公司。

4、中国国电集团公司主要从事电源的开发、投资、建设、经营和管理，组织电力（热力）生产和销售；从事煤炭、发电设施、新能源、交通、高新技术、环保产业、技术服务、信息咨询等电力业务相关的投资、建设、经营和管理；从事国内外投融资业务，自主开展外贸流通经营、国际合作、对外工程承包和对外劳务合作等业务。

截至2009年10月底，拥有可控总装机容量7773万千瓦。其中火电装机容量6909.75万千瓦，占88.85%；水电装机容量505.16万千瓦（含潮汐发电机组0.39万千瓦），占6.46%；风电装机容量352.72万千瓦，占4.%；生物质装机容量5.4万千瓦,占0.07%。拥有60万千瓦及以上火电机组44台，占全部火电总容量的40.4%；30万千瓦及以上火电机组占火电总容量达到82.3%。风电装机位居世界第五、亚洲第一；潮汐发电位居世界第三，亚洲第一。控制煤炭资源量137.8亿吨，年产量超过2500万吨；脱硫产业累计投运脱硫装置容量5199.3万千瓦，在建脱硫装置2579万千瓦；拥有自主知识产权的等离子点火技术，在国内1.72亿千瓦的装机上应用，并成功应用于韩国和俄罗斯燃煤机组，装机容量达22170.2万千瓦；自主研发的电站控制技术（DCS）推广应用1048余台（套），国内市场占有率达20%。截至2009年10月底，公司资产总额达4006.81亿元。5、中国电力投资集团公司，是2002年12月29日在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的全国五大发电集团之一，经同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司的试点。

2009年，集团公司累计完成发电量2515亿千瓦时，煤炭产量4297万吨，电解铝产量110万吨，分别同比增长23%、30%、147%。集团公司营业收入首次突破千亿大关，达到1012亿元，增长44.8%。利润总额31.65亿元，比上年减亏增利101亿元。利润总额、净资产收益率、流动资产周转率超额完成国资委考核目标和集团公司经营目标。集团公司可控装机突破6000万千瓦，煤炭产能5015万吨，电解铝产能175.5万吨，清洁能源比例30%，居五大发电集团首位。资产总额3776亿元，资产分布在全国28个省、市、自治区及港、澳等地，拥有6家上市公司，拥有24个已建成的1000MW以上的大型电厂。

三、未来发展趋势

已是世界上电压等级最高、规模最大的中国电网，未来五年将以每年约5000亿元的投资规模，朝着“解决煤电运紧张矛盾，适应大型能源基地建设和大量清洁能源外送消纳的要求，满足经济社会发展和人民群众生活用电需求”的方向发展，到2015年将初步建成世界一流电网。

7日召开的国家电网公司年度工作会议透露出，未来五年我国电网飞速发展的四大重点是：特高压、智能电网、新一轮农网改造、国际化。[4]

1、特高压——建成特高压骨干网架

过去五年，我国全面掌握了特高压输电核心技术和全套设备制造能力，相继建成投运3条可实现大规模、远距离送电的特高压交直流输电线路，在世界电网科技领域实现了“中国创造”和“中国引领”。

“发展特高压是‘十二五’电网发展的重中之重。”国家电网公司总经理刘振亚表示，未来五年将投资超过5000亿元，建成“三纵三横”特高压交流骨干网架和11项特高压直流输电工程，线路总长将达4万公里，形成交直流协调发展的坚强电网网架。

随着西部大型煤电、水电、核电和以风电、太阳能发电为主的可再生能源基地的加快建设，预计到2020年末，需要远距离输送的电力规模将超过4亿千瓦。

今年1月6日，运营两年的世界首条特高压输电线路“晋东南-南阳-荆门”线开始进行扩建，年底完工后这条线路的输电容量将扩大一倍至500万千瓦，可极大缓解华中地区煤电运紧张状况。此外，今年还有淮南-上海、锡盟-南京等一批特高压工程有望获得国家核准开工建设。

2、智能电网——基本建成坚强智能电网

1月4日，我国首座利用物联网技术建设的智能变电站——220千伏西泾智能变电站在江苏无锡投运，标志着我国开始大规模建设智能电网。

国网公司的规划是，到2015年基本建成具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网，形成以华北、华中、华东为受端，以西北、东北电网为送端的三大同步电网，使电网的资源配置能力、经济运行效率、安全水平、科技水平和

智能化水平得到全面提升，初步建成世界一流电网。

利用在终端供电网的优势，2010年国家电网强力推动电动汽车充电设施建设，与26个省份经营范围内所有地市签订了电动汽车充电设施建设合作协议，并全面完成了年初制定的新建75个充电站和6029个充电桩计划。

3、实施新一轮农网改造

近日召开的常务会议决定，在“十二五”期间实施新一轮农村电网改造升级工程。这项工程将让530万无电农村人口用上电，让所有农村人口用好电。具体包括，对未改造地区的农村电网进行全面改造；对已进行改造但仍存在供电能力不足、供电可靠性较低问题的农村电网实施升级改造；并要实现城乡各类用电同网同价。

五年内国家电网将安排4100亿元用于农网改造，加上南方电网投入的约1000亿元，预计全国将有超过5000亿元投入这项事隔12年后的又一轮农网改造工程。

4、国际化——“走出去”参与国际电网竞争

国家电网去年底以9.亿美元收购并接管运营巴西7家输电特许权公司。今年，国家电网将推进800千伏特高压直流输电技术在巴西大型水电送出工程中的应用。此外，今年国家电网还将与美国、俄罗斯开展特高压方面的合作，并拓展在非洲、印度、北美等地的电力投资市场。

国家电网提出，到2015年利润总额将达700亿元，较“十一五”翻番，资产总额突破3万亿元，资产负债率控制在67%左右。金融、直属产业和国际业务对国家电网利润贡献度达到40%。

四、智能电网

上述所说的内容中，最值得注意发展的是智能电网。[5]智能电网的发展，既要埋头苦干，又要放眼世界。1．国外智能电网研究现状

目前，美国、加拿大、澳大利亚以及欧洲各国都相继开展了智能电网相关研究，而其中最具代表性的是美国与欧洲。美国电科院EPRI推动的IntelliGrid研

2008究计划致力于开发智能电网架构。欧洲于2005年成立了欧洲智能电网论坛，

年9月发布的《欧洲未来电网发展策略》提出了欧洲智能电网的发展重点和路线图。

PJM(美国典型的系统运行机构)负责13个州的电网调度运在输电领域，

行和电力市场组织，主要从广域测量技术和高级调度控制中心着手开展智能输电网研究工作。

在配电和用电领域，开展了大量的智能化实践，包括智能表计、电压控制和

动态储能等，提高电网与用户的互动性，以及风电等新能源的使用率。

美国科罗拉多州的一个9万人小镇波尔得(Boulder)从2008年起建设全美第一个“智能电网”城市。其主要技术路线是：构建配电网实时高速双向通信网络；建设能够远程监控、准实时数据采集和通信，以及优化性能的智能变电站；安装可编程家庭用户控制系统；支持小型风电和太阳能发电、混合电力汽车、电池储能系统等分布式发电储能技术。2．国内智能电网研究现状

在智能电网相关的技术领域已经开展了大量的研究和实践，为智能电网的发展打下了良好基础。金融危机以后，美国把新能源开发作为应对金融危机的重要举措，提出来了智能电网。我国在2009年5月也正式提出智能电网的建设概念和目标，和国外基本上是同等发展。如特高压输电，大电网运行控制，高级调度中心，灵活交流输电技术，SG186信息系统建设，数字化变电站，城乡电网安全可靠供电，电网环保与节能等。

我国统一坚强智能电网的特点：一是以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础；二是利用先进的通信、信息和控制技术；三是以信息化、自动化、互动化为特征；全面涵盖发电、输电、配电、用电环节。3．智能电网建设分三个阶段

第一阶段：2009～2010年，为规划试点阶段。重点开展以下工作：智能电网发展规划编制，现在已经完成；正在制定技术和管理标准；开展关键技术研发和设备研制；开展各个环节的试点。

第二阶段：201l～2015年，为全面建设阶段。重点开展以下工作：加快特高压电网和城乡电网建设，为智能电网建设提供可靠基础；初步形成智能电网运行控制和互动服务体系；关键技术和设备研制实现重大突破和广泛应用。第三阶段：2016～2020年，为引领提升阶段。重点开展以下工作：全面建成统一坚强智能电网；电网的资源配置能力、安全水平、运行效率以及电网与电源、用户之间的互动性显著提高；在服务清洁能源开发和保障能源供应中发挥重要作用。

4．每个环节的具体目标

(1)发电环节

大规模可再生能源发电出力预测，发电运行控制技术研究；电网接纳大规模可再生能源能力及其对电网安全稳定影响等关键技术研究，制订并网技术标准；建立风、光、储一体化仿真分析平台。

2009～2011年：建成风电和太阳能发电研究中心，张家口现在已开始建设太阳能和风电研究中心，这是我国太阳能检测中心，检测达到标准才可以入网。在新能源发电运行控制、功率预测等方面取得突破。

2012～2015年：风电、太阳能发电等新能源信息化、数字化和自动化技术得到普遍应用。

2016～2020年：所有并网风电场实现风电功率预测；可再生能源有序并网发电，实现协调经济运行。

(2)输电环节

全面掌握特高压交、直流输电技术，加快特高压和各级电网建设；开展分析评估诊断与决策技术研究，实现输电线路状态评估的智能化；加强线路状态检修、全寿命周期管理和智能防灾技术研究应用；加强灵活交流输电技术研究。

2009～2011年：加快建设交流特高压工程；建成±800和±660千伏直流输电工程；完成750kV串补、750kV／l000kV可控电抗器、短路电流器、新型无功补偿装置研究和工程示范。

2012～2015年：加快华北一华中一华东特高压电网建设；全面掌握和应用特高压直流输电技术；完成特高压串补和灵活交流输电装置关键技术开发和应用；实现输电线路标准化与全寿命周期管理。

2016～2020年：建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展为基础的统一坚强智能电网；电网的资源配置能力、安全水平、运行效率以及电网与电源、用户之间的互动性显著提高；在服务清洁能源开发和保障能源供应中发挥重要作用。

(3)变电环节

制定智能变电站和智能装备技术标准和规范；建设广域同步信息采集系统；构建综合测控保护体系；研究各类电源规范接纳技术；开展智能设备及设备智能化改造技术研究；转变检修模式，实现资产全寿命综合优化管理。

2009～2011年：制定技术标准规范体系；初步实现信息统一采集；支持大型能源基地、可再生能源规范接入；初步形成基于风险控制检修模式；完成智能变电站建设及改造试点。

2012～2015年：跨域实时信息初步共享；各类电源的规范接入；实现智能设备对优化调度和运行管理的信息支撑；建立资产全寿命周期管理和检修工作体系；电网重要枢纽变电站智能化建设和改造。

2016～2020年：枢纽及中心变电站完成智能化建设和改造；超过50％的关键变电站实现关键设备的智能化；建立面向智能电网和智能化设备的运行管理体系；基本实现基于企业绩效管理的设备检修模式；形成基于状态的全寿命周期综合优化管理。

(4)配电环节

建成高效、灵活、合理的配电网络，具备灵活重构、潮流优化能力和可再生能源接纳能力，在发生紧急状况时支撑主网安全稳定运行；实现集中／分散储能装置及分布式电源的兼容接入与统一控制；完成实用性配电自动化系统的全面建设；全面推广智能配电网示范工程应用成果，配电网主要技术装备达到国际领先水平。

2009～2011年：研究智能配电网的总体框架和技术发展规划；开展重点科研项目攻关和试点工程建设；建立智能配电网仿真实验平台；智能配电网示范工程建设。

2012～2015年：完善智能配电网技术架构体系；继续优化完善配电网架；在全面总结试点经验的基础上，研究建立智能配电系统的成熟度评估模型和实验平台。

2016～2020年：在重点城市建成具有自愈、灵活、可调能力的智能配电网。

(5)用电环节

全面开展智能用户管理与服务；推广应用智能电表；实现电网与用户的双向互动，提升用户服务质量，满足用户多元化需求；通过智能电网建设推动智能楼宇、智能家电、智能交通等领域技术创新；改变终端用户用能模式，提高用户用电效率。

2009～2011年：完成双向互动关键技术研究；开发智能电表等计量装置；智能电表覆盖率达30％，用户超过5000万户；电能占终端能源消费比重提高到约2l％。

2012～2015年：智能用户管理与服务体系基本建成；全面建成用电信息采集系统；智能电表覆盖率超过80％，用户超过1．4亿户；电能占终端能源消费比重提高到约23％。

2016～2020年：全面建成智能用户管理与服务体系；双向互动服务全面应用；全面建成并完善用户用电信息采集系统；智能电表覆盖率达100％；电能占终端能源消费比重提高到约26％。

(6)信息平台环节

信息是非常重要的基础手段，要建立坚强智能电息体系架构，实现信息高度共享，为发电到用户的各个应用环节提供安全的信息化平台支撑；满足系统协调优化控制、电网企业与用户问灵活互动的要求；充分利用智能电网多元、海量信息的潜在价值，增强智能分析和科学决策能力；全面建成国家电网资源计划系统，实现信息化与电网的高度融合。

2009～2011年：初步建立智能电息和通信体系架构和统一信息模型；开展下一代电力光传输网络、支撑配用电及分布式能源的负荷通信网络研究与试点；完成“SGl86工程”。

2012～2015年：完善智能电息通信架构体系建设和一体化统一信息模型；基本建成国家电网资源计划系统(SG-ERP)；全面建成坚强智能电网骨干通信网；基本建成适应于配电、用电及分布式能源接入的负荷通信网络。

2016～2020年：结合信息与通信技术的发展，优化信息与通信应用的融合、统一和集成；实现智能决策，支撑智能电网各环节建设；信息平台整体达到国际领先水平。

通过上述分析我们可以发现，我国电网在基础结构上确实有非常强的格局和设备水准，但是新形势下要求电网有新的发展变化来应对新的用电增长，这就要求我国电网有与以前不一样的发展模式。进一步特高压、智能电网、新能源等等都是合理的选择。通过我国电网各领域的发展，希望她能够有更成熟的姿态支撑未来能源的世界。

参考文献：

[1]詹铃，国家电网“削藩”进行时：区域电网空壳化，21世纪经济报道，深圳报道，2011-05-26

[2]中国自主研发的首台单机容量最大的5MW风电机组出产,《电气制造》2010年11期

[3]http://baike.baidu.com/view/2214304.htm

[4]透视未来五年我国电网发展四大重点,中国电力网，2011[5]印永华，我国电网发展趋势研究，电气时代，2010