电网：建设坚强智能电网 实现清洁能源高效开发利用

改革开放40年中国水电纪念大会专题报告——

建设坚强智能电网 实现清洁能源高效开发利用

电网有限公司水蓄能和新能源部主任 刘永奇

2018年9月26日

水电是技术成熟、运行灵活的可再生能源，经济社会效益显著。改革开放40年来，水电建设迅猛发展，取得辉煌成就。电网建设立足保障安全、经济、清洁、可持续的电力供应，围绕水电等清洁能源送出需要，不断加快发展，电网规模不断扩大，现代化水平和能源资源优化配置能力显著提升，为构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系奠定了坚实基础。

一、四十年来电力发展概况

改革开放以来，我国经济快速发展，电力需求呈现高速增长态势，电力建设不断加快，电力工业整体实现较快增长。2017年，全社会用电量6.31万亿千瓦时，比1978年增长了24倍；电源总装机17.8亿千瓦，比1978年增长了30倍。

电源结构不断优化，逐步实现清洁化。“十二五”以来，我国非化石能源发展明显加快。水电、风电、光伏发电装机均居世界位。2017年，清洁能源装机6.71亿千瓦，占比由2010年的26.6%上升到37.8%。

水电开发步伐不断加快。2004年，水电装机突破1亿千瓦，成为世界水电大国。2017年，水电装机达到3.4亿千瓦，比1978年增长了19倍。

水电工程建设技术和装备制造水平显著提高。我国水电发展进入大电站、大机组、高坝大库时代，世界上装机容量水电站（三峡电站2250万千瓦）和单机容量水电站（在运向家坝单机额定容量75万千瓦、容量80万千瓦，在建白鹤滩单机容量100万千瓦）均在中国。

电网建设高速发展，电网规模世界。220kV及以上输电线路长度较30年前增长了8.5倍，变电设备容量增长了33倍。

电压等级不断提升。近十年来，我国电网实现了由500千伏向1000千伏为主网架的转型升级。目前电压等级为交流1000千伏、直流±1100千伏，已建成了世界规模、技术、安全等级的电网系统。

二、西电东送与电网建设发展

我国能源资源与负荷中心呈逆向分布，水能、风能、太阳能等资源丰富，主要分布在西部、北部地区，能源需求主要集中在东中部。

——80%水能资源在西南部

——陆地风能集中在“三北”（西北、东北和华北北部）

——太阳能集中在西北地区

——70%以上的能源需求在中东部

20世纪80年代，基于我国能源资源与电力负荷分布不均衡性的考虑，提出西电东送概念。20世纪90年代，为解决北京、广东缺电问题，经过论证，2000年提出西电东送战略：建设北、中、南三条大通道——北通道主要将晋陕蒙的火电和黄河上游部分水电打捆向华北送电；中通道主要将长江中上游干支流的水电向华中和华东输送；南通道主要将云南、贵州、广西的水电和火电向广东输送。

2001年3月西电东送正式纳入我国“十五”计划纲要。

2004年底，针对能源与需求逆向分布的特点，电网公司认真研究分析，联合各方面力量，启动特高压工程论证与建设。

2000年以来，电网公司共安排西电东送相关工程32项，投资规模超过4800亿元，建设交流输电线路2.6万公里、变电容量7560万千伏安，建设直流输电线路2.7万公里、换流容量2×1.3亿千瓦。其中主要水电送出工程8项，输电能力累计3360万千瓦。

目前，“西电东送”规模达到2.2亿千瓦、占东中部用电负荷约40%，送端清洁能源装机占比约36%，在推动西部大开发、保障东中部能源供给和节能减排方面发挥了重要作用。

西电东送工程建设，直接推动了全国联网和电网技术进步。特别是西电东送对远距离大容量输电、系统灵活运行和稳定经济运行提出了客观需求，极有力地推动了特高压、智能电网、抽水蓄能等方面的技术创新与发展。

（一）全国联网。形成了华北－华中－西南、华东、东北、西北、南方5个主要的同步电网，相互之间通过直流互联，实现了除台湾外的全国电网互联。

（二）特高压输电技术。电网建成“八交十直”、在建“三交一直”特高压工程，在运、在建线路长度3.3万公里，变电容量3.4亿千伏安。

依托工程建设形成了的特高压输电成套技术：

——成功研制40类、100余种特高压新设备，实现了特高压成套设备和关键原材料、组部件国产化，促进了我国电工装备产业整体升级。

——特高压直流输送能力从640万千瓦提升至1000万千瓦，不断创造世界纪录。

特高压交流、直流输电成套技术分别获得2012年度、2017年度科技进步特等奖，是电力行业获得的科技奖励。

特高压工程累计输送电量超过1万亿千瓦时，其中清洁能源电量占比超过50%，在输送清洁能源中发挥了重要作用。四川水电外送3回±800千伏直流（向上、锦苏、溪浙）输送能力共2160万千瓦，2014-2017年汛期保持满功率运行，年输送电量超过1000亿千瓦时。

三回±800千伏直流承担着80%以上的四川水电外送任务，输送的电力分别占上海、江苏、浙江三省市用电负荷的34%、12%和17%，约占华东地区外受电量的三分之二，有力地保障了华东地区的用电需求。

（三）智能电网技术。全面开展智能电网创新实践，智能电网核心技术。拥有3个试验（研发）中心，已研制130余种关键设备/系统，涵盖发电、输电、变电、配电、用电、调度和信息通信等各环节。

累计建成试点项目38类342项，建成3.17亿户用电信息采集系统、全球的电动汽车充换电网络、2286座智能变电站。建成风光储输示范工程、天津中新生态城智能电网工程、舟山五端柔性直流工程、南京220千伏统一潮流控制器工程等一批具有水平的科技示范工程。

（四）抽水蓄能技术。抽水蓄能是技术成熟、使用经济、清洁高效的系统调节手段，在保障大电网安全、提供系统灵活调节和促进新能源发展方面发挥着越来越重要的作用。电网成立调峰调频电源专业运营公司（国网新源控股有限公司），从2005年以来共建成13座抽水蓄能电站，投产装机容量1450万千瓦，在建抽水蓄能电站20座。

抽水蓄能关键技术不断取得新突破，有力支撑了多类型清洁能源的高效开发利用：

——大型抽水蓄能机组静止启动变频器研制。填补了国内大型静止变频器技术领域及产品的空白。在响水涧电站挂网试运行，运行情况良好。

——300MW级抽水蓄能机组调速、励磁系统研制。使我国抽水蓄能机组调速及励磁装置的设计、开发和应用等方面达到国际同期先进水平。

——抽水蓄能电站基建安全监控系统研究与应用。建立了规范科学、技术先进的基建现场安全综合管控系统，已在抽水蓄能基建工程中推广应用。

（五）电网供电安全和供电质量。随着电网电压等级提高，联网规模不断扩大，电网技术不断进步，电网稳定破坏事故大幅减少。1997年以来，没有发生电网稳定破坏事故,是世界上没有发生大停电事故的特大型电网。配电网装备和自动化水平不断提高，城市、农村电网供电可靠率分别达到99.948%、99.784%，重点城市核心区用户平均故障停电时间降至4.8分钟，达到国际先进水平。

三、电网区域水电发展与消纳

自电网公司成立以来（2003至2017年），区域内水电装机容量由6696万千瓦增至2.24亿千瓦，14年增长2.35倍，年均增长9.0%、增加1123万千瓦。

截至2017年底，水电装机超过1000万千瓦的有四川、湖北、湖南、福建、青海、浙江等6个省。

四川水电装机容量多，达7714万千瓦，占到电网区域的34.4%，超过了2004年的电网区域水电总装机，相当于排在其后的湖北、湖南、福建、青海4省之和。

为实现水电资源充分利用，电网多措并举，多方位加强管理和服务，着力加强水电消纳：

——积极服务水电企业，按时签订并网调度协议，积极开展机组及接入系统调试，保证新建水电站按期投产发电。不断优化电网运行方式，突出解决水电外送卡脖子问题，保证水电站具备按额定容量发电的能力。在送端部署安控系统，在受端部署频率紧急控制系统，建设调相机，提高安全接纳区外来电能力。

——针对水电特点，优化停电检修计划和电力电量计划，积极开展清洁能源现货交易，尽能力消纳水电。积极协调受端电网，加大火电调峰力度，优化抽蓄运行方式，提高低谷吸纳水电能力，尽量使送端水电不弃水或少弃水。

——充分利用大电网的优势，加强水库调度与协调，做好汛前消落、汛期大发和汛末蓄水工作，努力提高全梯级、全流域以及全电网水能利用水平。据统计，自公司成立至2017年，公司系统年均节水增发电量达142亿千瓦时，水能利用提高率达6.8%。

公司成立以来，公司区域内水电量由1907亿千瓦时增至7698亿千瓦时（2017年），14年增长3.04倍，年均增长10.5%（高出同期总发电量增速1.6个百分点）、增加414亿千瓦时。

2017年，公司区域水电量超过300亿千瓦时的有四川、湖北、湖南、福建、甘肃、青海等6个省。水电占发电量比例超过20%的有四川、西藏、湖北、青海、湖南、重庆、甘肃等7个省。

四川水电发电量，2017年突破3000亿千瓦时，达3164亿千瓦时，占到全网的41.1%，超过了2006年的全网水电发电量。

四、电网发展展望

未来电网发展，以满足经济社会可持续发展的用电需求为目标，围绕清洁能源开发布局，坚持交直流协调发展、提高电网运营效率，加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网，增强跨区输电能力，满足大规模“西电东送、北电南供”需要，搭建大范围资源优化配置平台，推动清洁能源大规模开发和高效利用。

（一）清洁能源发展布局

我国承诺，到2020年、2030年，非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%。需要大力发展清洁能源。未来清洁能源发展布局的主要方向是，在西南建设大型水电基地，西部北部建设大型风电、太阳能发电基地，沿海发展核电和海上风电，东中部因地制宜建设分布式电源。

我国水能资源丰富，技术可开发量5.7亿千瓦，目前开发率58%，东中部水电基本开发完毕，未开发水电主要集中在西南地区，重点是金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江五大流域。

（二）“西电东送”规模

东中部地区作为电力负荷中心的地位将长期保持不变。预计2020年、2030年，“西电东送”规模分别达到2.7亿、4.7亿千瓦，其中清洁能源占比达到50.9%、66.7%。

近期，江苏、山东等东部地区积极推进绿色发展，希望更多的接受区外清洁能源。

2017、2018年，江苏省负荷连续两年超过1亿千瓦，需要通过增加特高压直流输送等方式来满足用电增长。

（三）近期水电外送重大工程

电网继续落实“西电东送”，加快推进水电外送特高压工程。

雅中～南昌±800千伏直流工程是解决当前四川弃水的关键工程，输送功率800万千瓦，满足华中地区用电需要。发改委、能源局已同意开展前期工作，目前正在开展补充可研。

白鹤滩～江苏、白鹤滩～浙江±800千伏直流工程。白鹤滩水电站已核准开工，计划2021-2023年陆续投运。两项送出工程满足白鹤滩水电外送和江苏、浙江用电需求。发改委、能源局已同意开展前期工作。

金上～雄安±800千伏直流工程。金上苏洼龙、叶巴滩等电站正在建设，“十四五”陆续投产。该项送出工程满足金上水电外送需要，向雄安新区提供清洁优质电力，优化华北电源结构。目前正在开展预可研。

（四）抽水蓄能

根据抽水蓄能电站总体规划，结合电网经营区域内的建设需求和项目前期工作进展，“十三五”期间国网每年新开工抽水蓄能电站3-5个项目，迎来一个抽水蓄能电站建设高峰。

同时，以电力系统需求为导向，继续优化抽水蓄能电站区域布局，开展选点规划，为推进抽水蓄能中长期发展提供项目储备。

（五）受端骨干网架

到2020年，受端负荷中心骨干网架进一步加强，构建华北、华中、华东特高压主网架，西部、北部清洁能源基地通过特高压直流向负荷中心送电，初步形成中国能源互联网。

（六）送端多能互补电网平台

随着水电等清洁能源更大规模的开发，送端电网将进一步加强，形成西部清洁能源综合调节平台，实现西部水、风、光等能源多能互补、高效利用。远景，互联电网规模将继续逐步扩大，能源资源优化配置能力将持续增强。