印永华：我国电网发展趋势研究
时间：2010-1-18来源：
文/印永华 中国电力科学研究院总工程师
我国能源发展面临两大挑战：一是我国一次能源分布和生产力发展水平不均衡，重要的电源基地与负荷中心的距离一般都在800~3000km，需要开发和应用大容量远距离输电技术；二是全球气候变化成为影响能源发展的重要因素，像以前大量开发火电等常规的能源发展模式已经无法满足要求。
第一大挑战具体表现在：我国煤炭资源80%以上分布在山西、内蒙古、陕西、新疆、宁夏等西部地区和北部地区；水能资源80%分布在西部地区，包括黄河、金沙江、澜沧江等。陆地风能资源主要分布在西北、华北北部和东北地区，其中西北地区占50%以上。太阳能的大规模开发主要分布在西部、北部地区；中部和东部地区的能源需求占75%，是负荷中心地区。
第二大挑战具体表现在：全球应对气候变化的形势十分严峻，已成为世界政治经济秩序调整的重要动因。不仅是能源问题，还关系到我国在世界上的地位；在应对气候变化问题方面，发展中国家面临的形势和压力更为严峻，在与发达国家的碳减排博弈中，发展中国家处于劣势，面临成本增加，发展步伐减缓的挑战。我国环境面临的压力较大。实施“一特四大”能源发展战略
为了迎接挑战，必须实施“一特四大”的能源发展战略。
“一特”，是规划建设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，利用先进的通信、信息和控制技术，构建以信息化、自动化、互动化为特征的国际领先，自主创新、中国特色的统一坚强智能电网。“四大”就是优先开发大水电、优化发展大火电，合理开发大核电和加快开发大型可再生新能源发电基地。加快特高压电网建设
为了跟“一特四大”发展战略相吻合，国家电网公司提出了加快特高压和坚强智能电网建设。
1.特高压电网建设进展情况
第一，建成了目前世界上输送能力最大、代表国际输变电技术最高水平的交流特高压输变电工程。晋东南-河南南阳-湖北荆门交流特高压输电试验示范工程，已于2009年1月6日正式投入运营。
第二，特高压智能电网。四川向家坝-上海±800kV高压直流示范工程已全线开工。该工程全长2000km，额定输送功率640万kW，最大连续输送容量720万kW，比三峡直流输电工程两倍还要大，2009年12月开始做工程调试，将于2010年6月建成。
第三，特高压设备研制取得重大突破。电气工业制造行业和电网公司两家是密切配合，在特高压设备方面取得重大突破，包括世界首台1000kV，3000MVA特高压变压器；电压等级最高、容量最大的1000kV、960MVar的高压并联电抗器；特高压交流开关设备开断能力达到世界最高水平。特高压直流关键元件6in晶闸管已研制成功。
第四，特高压标准化工作居于领先水平。提出的特高压交流1100kV电压被国际电工委员会和国际大电网组织推荐为国际标准电压；国家电网公司向国际电工委员会标准化管理局提出的高压直流输电新技术委员会已经成立，已经在北京召开第一次会议。在技术上工程上领先，在标准上才有发言权。
第五，建成了世界上试验能力最强和技术水平最高的特高压实验研究体系，特高压交流、在武汉和北京昌平的建了直流实验基地；在西藏海拔4000米以上建了试验基地；可以对特高压交流、直流进行试验；最近还在规划青海到西藏的直流工程。除了高电压方面研究以外，对电网的系统研究也很重要，我国建的国家电网仿真中心进行仿真试验、计算试验等达到国际领先水平。提供建设依据，为工程设计建设，调度运行提供全方位的技术支持。
2.我国特高压电网的发展思路
在交流输电方面，我国已连接华北和华中两大网，建成华北-华中-华东特高压同步电网。但还不够，还要扩大延伸，山西要延伸到陕北，华中地区还要走到武汉、芜湖，形成华北-华中特高压核心电网。
然后是西南水电和北方煤电基地采用特高压交流和直流送至华北-华中-华东同步电网，形成连接各大电源基地和华北华中华东负荷中心的特高压大电网。
第三是大规模风电群和太阳能电站依靠大电网，与火电等合理配合，打捆外送至负荷中心地区。这也是为什么要搞大电网的原因。
第四是西北、东北和南方电网采用直流输电方案与华北-华中-华东、西北、东北及南方四个同步电网。
物联网的好处就是提高了经济效益。当然电网大了以后，另一个方面就是安全稳定性要求更高。一旦出事故，影响较大，一个事故就会影响一大片地区，因此要做好安全稳定的研究，做好三道防线，保证出现事故后，把事故隔离开在小范围里，然后逐渐恢复。我国的安全事故现在已经杜绝了全网停运的大规模事故。
现在大家很担心新能源，风能、太阳能采集之后怎么往外送？跟地面怎么配合？包括火电跟煤电怎么配合？包括电网的调控，风电、太阳能的遥控等，现在都在研究。
2009年整个西北电网已经联网。为加快特高压和坚强智能电网建设，目前在特高压交、直流电网建设方面，四川向家坝-上海特高压直流输电工程将于明年6月投运；安徽淮南-上海特高压交流输电工程准备工作已就绪；陕北-长沙、锡盟-上海、雅安-南京、蒙西-澭坊特高压直流等后续工程的前期工作已全面启动。
加快统一坚强智能电网建设
在对我国能源资源格局、负荷分布特点等开展大量研究基础上，结合世界能源发展新趋势以及我国电网发展的实际，立足于服务发电企业、服务用户、服务社会的基本理念，国家电网公司提出了建设统一坚强智能电网的发展目标。这是应对能源发展挑战的重大举措。
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，2008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。
在输电领域，PJM(美国典型的独立系统运行机构)负责13个州的电网调度运行和电力市场组织，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750 kV串补、750 kV／l 000 kV可控电抗器、短路电流限制器、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，要建立坚强智能电网信息体系架构，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：初步建立智能电网信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：完善智能电网信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。
结束语
加快推进“一特四大”能源发展战略，满足社会经济发展要求。
加强清洁能源相关技术研发，促进清洁能源在发电能源中比重的提高，积极应对减排压力。
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，加快智能电网建设，推进大规模清洁能源开发和并网技术研究，提高电网对能源资源的优化配置能力。
