建设坚强电网是实现我国能源战略的重大举措

杜至刚 [国家电网公司]   

 各位代表：

 很高兴参加这次中国能源战略发展与投资峰会。根据会议安排，下面我就建设坚强电网是实现我国能源战略的重大举措做专题发言。

 目前，我国正处于工业化过程中，社会经济发展对能源的依赖程度比发达国家高很多。2001年我国能源费用支出达1.25万亿元人民币，占GDP的13%。我国快速发展的经济遇到了能源短缺的威胁，去年全国24个省级电网出现了不同程度的拉闸限电，煤电运紧张也构成了当前我国经济的主要矛盾之一。面对日益严峻的能源供应问题，国家电网公司作为国有重点骨干企业，将以科学发展观为指导，把全面协调可持续发展作为长远战略，为加快建设节约型社会做出应有的贡献。

 一、我国电网面临问题及发展思路

 我国已经形成了6大区域电网，分别是：华北电网、东北电网、华东电网、华中电网、西北电网和南方电网。从2000年开始，跨区联网得到快速发展。今年7月3日，华中与西北联网的灵宝直流背靠背工程正式投产后，全国6大区域电网之间均实现了电气联系，全国联网阶段目标初步实现。跨区交易电量从2000年的23亿千瓦时，快速增长到2004年的650亿千瓦时，增长了86%，跨区联网工程发挥了良好的效益，在近年来电力供需紧张的情况下，很好地起到了跨区域的余缺调节、优势互补作用。

 （一）   我国电网面临的主要问题

 第一，全国电网负荷水平、装机容量快速增加。

 近年来，随着用电需求的持续高速增长，我国电力工业快速发展。2000～2004年，我国发电装机年均增加2839万千瓦，用电量年均增加1929亿千瓦时。其中，2004年新增发电装机容量超过5000万千瓦，用电量增长超过2500亿千瓦时。根据党的十六大提出的全面建设小康社会的奋斗目标，2020年国内生产总值将达到4万亿美元，今后15年中，GDP年均增长将超过7%。经济持续快速增长需要充足的电力供应，预计到2020年，我国全社会用电量将达到4.6万亿千瓦时左右，需要装机容量约10亿千瓦。这意味着未来15年间，我国年均新增装机超过3300万千瓦，年均用电增长达到1600亿千瓦时。如此高的增长速度，在世界上是绝无仅有的。

 第二、电网建设和发展相对滞后，网间交换能力明显不足，水火互济和跨流域补偿作用不强。

 现有交流500千伏跨省、跨区同步互联电网联系薄弱，系统稳定水平降低，输电能力严重不足，不但难以满足西部和北部能源基地大规模、远距离电力外送的需要，而且造成了许多输电“瓶颈”；目前，国家电网公司系统有500 千伏线路334条，根据对各区域的调查结果分析，有1／4 线路输送容量受到限制，多为跨省、跨区输电断面，制约了跨省、跨区电网综合效益的发挥。

 第三，部分地区500千伏网络已相当密集，短路电流问题十分突出。

 到2010年，我国500千伏电网短路电流水平大部分接近50 千安，华北电网的安定、华中电网的斗笠、华东电网的徐行、王店短路电流水平均超过50千安；2015一2020年，华北、华东、华中电网的房山、安定、顺义、徐行、乔司、武南、荆州、斗笠等变电站三相短路电流接近或超过63 千安，短路电流超标问题已成为电网发展的制约因素之一。

 第四，站址、输电走廊越来越紧张，输变电工程建设拆迁等本体外的费用大幅增长。

 第五，近年来，我国电网技术装备水平虽然不断提高，但与发达国家相比存在较大差距。我国电力发展的巨大空间，客观上要求加快电网技术升级，提高技术装备水平。

 总的来看，前一阶段的电网规划和实际运行中已经暴露出电网发展的一些战略性问题和制约因素。

 （二）  我国电网发展的基本思路

   第一，网的发展要服从国家能源发展战略和国家电力中长期规划；坚持电网、电源统一规划、协调发展，实现各级电网合理衔接。

 第二，电网发展要坚持突出重点，消除电网薄弱环节，增强资源优化配置能力和电网输配电能力。

 第三，坚持技术创新和科技进步。加快推进电网技术和装备升级，不断提高电网的科技含量和输电效率，提高走廊利用率。推广典型设计，推行电网装备的标准化、系列化。以特高压试验示范工程为依托，发展具有自主知识产权和核心竞争力的关键技术和设备。

   第四，逐步建立三级电力市场体系。完善省级电力市场、发展区域电力市场、培育国家电力市场，实现更大范围内的电力资源优化配置。

 （三）  加快电网发展的重点工作

 国家电网公司认真贯彻科学发展观，准确把握国家宏观调控政策和能源发展思路，以建设坚强的国家电网特高压骨干网架为主导，统筹兼顾，协调发展，集中力量加快电网建设，努力实现电网全面、协调和可持续发展。

 一是积极推进特高压电网的规划建设，全力开展特高压输电技术前期研究及试验示范工程建设工作。

 二是继续做好西北750千伏官亭至兰州东输变电工程建设，实现年内按计划投产。

 三是组织公司系统各单位实施提高现有500千伏线路输电能力工程。第一批工程已于6月底前顺利完成。

 四是重视开展城市电网的建设与改造。研究部署加快直辖市、省会城市及计划单列市等31个重点城市电网规划建设工作。

 二、加快特高压电网建设

 特高压电网是由百万伏级交流和±800千伏级直流组成。一回特高压交流线路可输送电力500万千瓦左右，是500千伏交流线路输送能力的5倍；一回特高压直流线路可输送电力640万千瓦，是±500千伏直流线路输送能力的2倍以上。输电距离可达2500公里。

 （一）  发展特高压电网的必要性

 今年3月21日，曾培炎副总理在听取国家电网公司特高压工作汇报时指出：建设特高压电网是电力工业落实科学发展观的重大举措，是国家进行能源宏观调控的重要手段，是实现能源资源优化配置的有效途径；发展特高压电网可以推动我国电力技术创新和电工制造业的技术升级，无论对中国还是对世界来说，都是一项伟大创举和重要贡献，将作为里程碑载入电力工业发展的史册。曾副总理的讲话，是对我国发展特高压电网必要性的高度概括。

 国家电力工业中长期发展规划中明确，要“加大西电东送力度，抓好煤炭基地坑口电厂建设，加快技术进步和产业升级”。发展特高压电网，有利于西部水电和北部煤炭基地坑口火电的集约化开发和外送，是贯彻落实宏观调控政策的具体体现。

 建设特高压电网是满足未来我国电力需求持续增长的基本保证。我国电力需求持续快速增长，对电网技术升级、优化电源布局提出了客观要求。目前以500千伏交流和±500千伏直流构成的主网架不能满足远距离、大容量输电以及电网安全性和经济性的需要，必须加快建设特高压电网，以保障电力与经济社会的协调发展。

 建设特高压电网是优化我国源资源配置方式的必要途径。我国水能资源经济可开发容量3.95亿千瓦，三分之二以上分布在西部四川、云南、西藏地区；煤炭资源探明保有储量的三分之二以上分布在晋陕蒙三省（区）；全国电力负荷约三分之二分布在京广铁路线以东地区。我国发电能源分布和经济发展不均衡的基本国情，决定了能源资源必须在全国范围内优化配置。“十一五”国家将规划建设神东、陕北、蒙西等13个大型煤炭基地，这些煤炭基地多数具备建设大型煤电基地的条件。建设特高压电网是解决煤电基地大规模外送的重要途径。同时，建设特高压电网有利于加快新疆火电和西藏水电的开发利用，还有利于我国与俄罗斯、蒙古、哈萨克斯坦、吉尔吉斯斯坦等周边国家的能源开发与合作，为我国可持续发展提供能源保障。

 建设特高压电网是保障电网安全、提高社会综合效益的重要途径。一是可以提高电网安全性和可靠性。二是减少走廊回路数，节约大量土地资源。三是有利于优化我国电网和电源布局，促进电力工业整体协调发展。四是减轻铁路煤炭运输和中、东部地区环保压力。五是促进西部大开发，促进区域经济协调发展。

 建设特高压电网是带动电工制造业技术升级的重要机遇。可以全面提升国内输变电设备制造企业的制造水平，使国内超高压设备制造技术更加成熟，实现我国交、直流设备制造技术升级，显著提高国际竞争力。

 （二）  特高压输电技术的经济性

 特高压输电技术的经济性是确定新电压等级的重大课题，各国都是从输送容量、可靠性、输电走廊、工程造价和设备供应等方面综合考虑，评价其经济性。

 日本70年代为满足负荷稳定增长需求，对500千伏以上的750千伏、  1000千伏、1200千伏、1500千伏交流输电方案的技术、经济和环境等方面进行了比较，结论是：  1000千伏交流输电方案的工程造价在输送同容量、等距离情况下经济性最好。相对750千伏可节省投资约6%左右，相对500千伏可节省投资约30%左右。

 美国对长约322公里，电压1100千伏和500千伏输电线路每千瓦输送容量的投资进行了比较研究，结论是：输送容量超过240万千瓦，  1100千伏线路具有经济优势，线路越长越经济。在对1100千伏和500千伏输变电设备按不同容量参数和成本比率进行比较后，结论是：在同容量情况下，1100千伏交流输电方案的综合工程造价，约为500千伏输电方案的70%左右。

 前苏联最终研究认为在输送同容量等距离情况下，1150千伏交流输电方案的综合工程造价约为500千伏输电线路的66%左右。实际工程中，前苏联1150千伏线路使用的铁塔钢材只是输送同容量500千伏的三分之一，导线约二分之一，施工费约二分之一，线路和变电站的建设综合造价节约10～15%。

 我国对交流从自然功率、造价、输电走廊等经济指标进行了同样的综合比较，结论是：  1000千伏交流输电方案的单位输送容量投资约为500千伏交流输电方案的73%。对直流特高压比较结论是：±800千伏直流输电方案的单位输送容量投资约为±500千伏直流输电方案的72%。溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩水电站送出工程采用±800千伏级直流与采用±600千伏级直流相比，输电线路可以从10回减少到6回，工程节约投资约200亿元，节省4回输电走廊。

 各国研究结果都表明：输电线路越长，输送容量越大，特高压输电越经济。

 （三）  特高压输电技术的可行性

 特高压交流输电技术的研究始于60年代末。美国、前苏联、意大利、加拿大、德国、日本、瑞典等国家均根据本国的经济增长和电力需求制定了发展特高压的计划。美国、前苏联、日本、意大利还建设了特高压试验站和试验线段，专门研究特高压输变电技术及相关输变电设备。

 前苏联从70年代末开始献1150千伏输电工程。  1985年建成埃基巴斯图兹～科克切塔夫一库斯坦奈特高压1150千伏线路，全长900公里。运行情况表明，线路和变电站的结构基本合理，变压器、电抗器、断路器等重大设备经受了各种运行条件的考验，投运后一直运行正常，设备没有出现故障，累计运行时间约5年。在1991年，由于前苏联解体和经济衰退，电力需求明显不足，导致特高压线路降压至500千伏运行。

 日本是世界上第二个建成特高压工程的国家。1973年开始研究特高压输电。1993年建成柏崎刈羽～西群马～东山梨1000千伏线路，全长190 公里，  1999年建成西群马～福岛核电站1000千伏线路，全长240公里。目前已建成全长426公里的东京外环特高压输电线路。日立、三菱、东芝三家公司分别为新榛名特高压变电站制造了变电设备，累计加压考核时间长达5年，运行情况良好，考核表明特高压输变电设备可以满足系统的可靠运行。

 1994年6月，  CIGRE第38.04工作组发布了“特高压技术”报告，对当时几个国家特高压输电技术的研究水平进行了总结，指出特高压输电没有难以克服的技术难题。

 当然，与其它任何一项新技术一样，特高压技术在推广应用过程中也会有一定风险，需要认真对待，深入研究加以解决。

 （四）  特高压试验示范工程

 第一、建设特高压试验示范工程是验证特高压输电技术和考核特高压设备的唯一途径

 特高压输电线路具有充电功率大、潜供电流大、绝缘配合要求高、线路长度和两端电网特性对特高压设备的工作条件影响大等特点，需要采取装设大容量高压电抗器（或可控电抗器）及其中性点小电抗、高性能避雷器、带合闸电阻的断路器等措施，必要时还需优化设计线路方案和系统接线方式。仅通过实验室试验或建设短距离试验线段已无法对特高压输电技术和考核特高压设备进行全面验证和考核，前苏联为此建设了全长900公里1150 千伏特高压试验工程，包括三个变电站和两条线路。

 只有建设试验示范工程，通过全电压和大功率的工程运行，才能充分反映特高压输电的技术特点，使特高压设备的技术参数和技术特性得到全面试验验证。国家电网公司以“考核设备、验证性能、试验成功、商业运行”为目的，开展特高压试验示范工程的研究，改工程既是高技术产业化的示范，又是我国输变电重大装备自主化、国产化的示范。

   第二，晋东南～南阳～荆门试验示范工程符合特高压用于远距离大容量输电的发展目标

 晋东南～南阳～荆门输变电工程符合我国能源流向，建成后，经过一段时间系统、设备考核和完善，完全有条件转入商业化运行，成为我国能源流通的一条重要通道，并可强化南北联网，有利于华北和华中的水火调剂、优势互补，具有良好的应用前景。下一步还须向北延伸到“三西”煤电基地，向南延伸至武汉，充分发挥交流特高压在1000一2000公里合理的输电距离内大容量、低损耗输电的基本功能，推进资源在更大范围的优化配置。

 第三，晋东南～南阳～荆门输变电工程系统条件较为合理

 晋东南～南阳～荆门试验示范工程属于网对网送电工程。网对网送电一方面避免了特高压与500千伏的电磁环网，便于线路潮流的调整，便于全网组织电源，进行全电压、大功率的试验，考核设备的绝缘性能，验证变压器、断路器等设备承受大电流的能力；另一方面不影响已有电源的正常送出，电网的适应性较强。

 第四，晋东南～南阳～荆门输变电工程有利于进行系统和设备的全面考核

 我国建设特高压的主要目的是解决大水电基地和大煤电基地电力送出问题，综合考虑未来特高压输电系统发展需求和现在国内特高压设备的研制能力，建设晋东南～南阳～荆门输变电工程可以全面考核特高压电网技术和设备。

 该工程的线路长度可充分检验过电压和无功补偿等关键技术，工程方案中既有变电站，又有开关站，有利于充分积累建设经验。通过该工程可对未来特高压工程所需采用的特高压设备如线路、变压器、高压电抗器、断路器、GIS设备、避雷器、电压互感器、电流互感器、绝缘子等设备在工频过电压、操作过电压、谐振过电压、甩负荷过电压、短路电流、投切低压电容器、投切低压电抗器和投切空载线路等条件下进行全面的考核。

 第五，晋东南～南阳～荆门输变电工程的建设规模和投资估算

 晋东南～南阳～荆门输变电工程包含晋东南、荆门2座1000千伏变电站，变电容量600万千伏安；南阳1000千伏开关站；晋东南～南阳～荆门l000千伏输电线路，长度约670公里。工程总投资约60亿元。

 特高压电网规划建设工作得到了国务院领导、国家发改委、电监会的关心重视和积极支持，经过一段时间的紧张工作，发展思路更加清晰。目前针对试验示范工程的无功平衡配置、工频和操作过电压限制措施、潜供电流、绝缘配合、电磁环境影响等多项研究均已经取得重要成果。工程可研也于6月底顺利完成，预初步设计正在抓紧进行中，试验示范工程正在按“年底前开工”的目标积极推进。

 国家电网公司党组根据特高压建设的需要，建设过程中要认真落实和贯彻科学论证、示范先行，自主创新，加快推进的指导方针。对每个战略问题和每个技术细节都进行充分论证，通过试验示范工程进一步考核特高压电网及设备的性能，积累特高压技术研究、设备制造、电网运行与控制方面的经验。特高压输电技术关系到我国未来电网的发展，只有通过技术创新，才能够研制出具有自主知识产权的设备，才能够推动我国电力设备制造业的健康发展，才能够取得电网建设和运行的主动权，才能够全面推动我国电力事业的发展。国家电网公司将根据试验示范工程的建设和运行情况，按照国家能源发展和电力负荷增长的要求，适时快速推进特高压电网建设进程，全面建立坚强国家电网，服务经济社会发展。

 三、提高现有电网输送能力

 国家电网公司在加快特高压电网建设的同时，积极提高现有电网输送能力，通过对现有电网的技术改造，实施电网技术升级，把建设特高压电网和对现有电网的技术改造作为推动中国电网技术装备进步的两个轮子，相互协调、同时推进，促进电力工业可持续发展。

 （一）  实施提高电网输送能力工程的紧迫性

 近些年来，由于社会经济的快速发展和人民生活水平的不断提高，社会用电需求高速增长，电力供需矛盾日益突出。2004年，在全国发电量比2003年增长14.8%的情况下，国家电网公司系统除辽宁、吉林、黑龙江及新疆外，其余14个省级电网都发生了因供需不平衡造成的拉闸限电，最大电力缺口达到3000万千瓦，供电短缺已成为制约经济发展的“瓶颈”。

 与2004年相比，2005年电力供需紧张形势有一定程度的缓解，但形势依然严峻。华东、华北等地区夏季高峰时期供需矛盾依然突出，其它地区虽然供需基本平衡，但局部地区和部分时段仍会出现供电紧张局面。煤炭供应、来水、气候、自然灾害等不确定因素将成为影响电力供需的主要因素。

 大电网是调剂电力余缺最有效的途径，我国地域辽阔，时差、季节差十分明显，加上地区经济发展不平衡，使不同地区的电力负荷具有很强的互补性，欠电网在安全性、可靠性、灵活性和经济性等方面具有诸多优势。但在全国电网互联初期，跨大区之间500千伏交流弱联系带来的动态稳定、低频振荡等问题十分突出，一定程度上造成了当前“送不出，落不下，交换能力不强”的问题。这也是500 千伏线路送电能力引起多方关注的主要原因。

 面对今年严峻供电紧张局面和电网薄弱的状况，公司在总结去年迎峰度夏工作的基础上，积极采取应对措施，充分发掘现有输电能力，在现有电网中大力实施技术改造，提高现有线路的输送能力，合理安排运行方式，优化电网调度，努力加大跨省、跨区电力电量交换力度，最大限度增加跨省、跨区送电规模，是近期缓解供电紧张局面，满足国民经济及人民生活用电需求有效的途径。因此，提高电网输送能力工作刻不容缓、势在必行。

 （二）  提高电网输电能力的步骤

 针对电网实际运行情况，结合已确定的规划项目投产计划，分四个层次开展工作：一是重点分析跨区互联电网存在的主要问题，合理安排互联电网运行方式，采取技术措施，提高区域电网之间交换容量；二是在明确区域电网边界条件的基础上，逐一细化分析区域、省（市）电网内部主网架受限情况，采取技术措施，打通网内省内输电瓶颈；三是分析各级配电网络运行情况，实施技术改造，消除“卡脖子”现象；四是根据负荷增长、电网发展和电源投产情况开展分年度滚动分析。通过综合评估电网安全分析的结果，研究各项措施的可行性，加大技术改造力度，制定提高电网安全水平和送电能力的措施，为电网建设改造和运行提供指导意见。

 （三）  第一次提高电网输送能力工程

 今年3月4日，国家电网公司启动了以解决跨区电网输送“瓶颈”为突破口的第一次提高电网输送能力工程。

 第一次提高电网输送能力工程采用了控制技术、交流输电技术、仿真技术、设备改造和机网协调等五个方面的技术措施。应用负荷建模领域新的研究成果，改进仿真负荷模型；优化跨区联网结构，采用灵活联网方式；更换大截面导线，扩大送电断面容量；加装安全稳定控制装置和机组PSS，提高电网稳定水平；应用串补、静补技术，改善电网联系薄弱和电压支撑问题；全面开展励磁建模，充分发挥发电机组应有的调节作用。如此集中采用多种技术提高电网运行水平，在以往电网运行工作中是少有的。

 实施第一次提高电网输送能力工程，使东北一华北一华中三大区域电网电力交换能力显著增强，黑龙江火电基地的火电和川渝水电基地的水电外送通道得到疏导，外送能力增强；华北、华中电网电力供需紧张局面得到一定程度缓解；华东、山东电网负荷中心受入能力增强；跨省、跨区水火互剂，余缺互补能力得到提高。

 7月1日，经过4个月的精心组织，第一次提高电网输送能力工程全部完成，各电压等级总计提高输送能力1970万千瓦，其中跨区和部分区域500 千＋伏电网送出电力电量的输送能力提高了140万千瓦，同比增长15%。2006年将再提高140万千瓦以上，同比增长13%；  2005一2006年两年，跨区、跨省联络线路和网内重要送电线路将增供电量50一60亿千瓦时，两年减少因拉闸限电造成的经济损失约310亿元，具有显著的社会和经济效益。

 实施提高电网输送能力工程，是一项利国利民的重要举措，国家电网公司将把它长期坚持不懈地抓紧抓好。今后，公司将不断总结提高电网输送能力工作经验，持续实施技术改造，在第一次提高电网输送能力的基础上，实施第二次、第三次提高电网输送能力工程，不断提高电网输送能力，最大限度满足社会和经济发展的需求。

 四、加强重点城市电网建设

 电网安全是社会公共安全的重要组成部分，确保电网安全和电力有序供应，特别是确保重点城市和重点地区城乡的安全可靠用电，是构建社会主义和谐社会的基本要求。

 （一）   加快发展是解决城市电网突出问题的根本出路

 1998年至2002年，通过大规模的城乡电网建设与改造，有效提高了城市电网的供电能力和供电质量，电网装备和技术水平有了一定改善。近两年，各网省公司克服困难，加大投入力度，实施了一批急需的城网建设改造项目，取得了一定成效。但随着各地经济和用电负荷的快速增长，城市电网发展仍面临突出问题：

 一是长期投入不足，发展滞后。

 特别是近几年，电源建设和投产规模增加较快，电网滞后矛盾更加突出。据初步统计，我国“九五”期间和“十五”前四年电网投资占电力工业总投资的比例分别为25.7%、34.7%，远低于发达国家水平。城市电网长期以来投入不足，导致严重滞后于经济发展。一些城市电网刚刚建设和改造不久，很快又出现新的供电“卡脖子”现象。

 二是电网结构薄弱，安全风险大。

 大多数城市电网处于负荷中心，与主网的联系薄弱，受电方向单一，受电集中，一旦失去外送电源，将严重威胁电网安全。城市电网无功补偿容量不足，负荷中心的电压支撑不够。配电网中仍然存在大量单电源供电现象。电网结构不合理，不能实现分区、分片供电，电磁环网问题突出，存在较大的安全隐患。

 三是装备水平较低，供电可靠性差。

 城市配电网一直缺乏合理的投资机制和资金来源，设备老化严重，得不到及时更新改造。如东北沈阳、大连、长春、哈尔滨220千伏和66千伏电网仍有日伪时期线路43条，总长度约1000公里，北京电网还有解放前的设备，四分之一的线路运行时间超过25年，个别设备甚至超过50年。许多地区高峰时段设备重载情况较为严重，部份设备过载运行。由于城市用电负荷快速增长，有些设备的容载比已经低于设计导则规定的下限，送受电能力严重不足。同时，部分配网二次设备自动化水平较低、科技含量不高，制约电网安全运行。

 四是城网建设和运行环境不宽松。

 由于城市的快速发展，电网建设前期工作困难加大，已经成为制约城市电网发展的重要因素。电网运行受外力破坏现象严重，据统计，外力破坏引发的事故占输电事故总数的一半以上。

 （二）  加快城市电网发展是建设坚强国家电网的重要组成部分

 电网坚强是实现公司“一强三优”发展目标的物质基础。当前，要着力解决特高压电网和城市电网“两头”薄弱的问题。特高压电网主要解决的是大规模、大范围优化资源配置的问题，城市电网主要解决的是电力送得进、落得下、供得上的问题。

 城市电网是国家电网的重要组成部分。建设坚强的国家电网，离不开坚强的城市电网。我们必须以科学发展观为指导，在大力发展特高压电网的同时，加快城市电网的发展，特别是加快北京、上海等特大型城市和其他重点城市电网的发展，全面强化电网安全的物质基础。

 我们将与社会各界携手努力，加快特高压电网建设，实现各级电网协调发展，在更大范围内优化能源资源配置，把国家电网建设成为世界一流的电网，把国家电网公司建设成为电网坚强、资产优良、服务优质、业绩优秀的现代公司，为实现全面协调、可持续发展的能源战略，建设创新型国家，建立节约型社会做出更大的贡献。

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