摘 要：在详细回顾中国电网发展历程的基础上，分析中国电网发展的经验和教训，阐咀统一规划、合理构网、确保稳定、协调发展、统一管理、合理电价等电网建设和运行应严格遵守的基本原则，对中国未来电网的规模、格局和电网发展的技术取向等分阶段进行展望。
关键词：中国电网；发展；回顾；技术前景
1 中国电网的发展历程
中国电网是伴随着电力工业的发展而不断扩展的。截至2002年底，全国装机总容量达356.57GW，年发电量1654.1TW·h。全国220kV及以上输电线路长度达到18.8万km，变电容量5.2亿kVA。东北、华北、华东、华中、西北和南方电网均已形成500kV(330kV)主干网架，最小的电网装机容量超过27GW，华东电网的装机容量达到76GW。中国电网经历了一个漫长的发展过程，然而无论从外延或内涵的角度看，真正有突破性的发展也就是近30年的历史。就其规模而言，可把中国电网的发展历程大致划分为3个阶段。
1.1 局部电网的形成阶段
该阶段大致截止于20世纪60年代末70年代初，以大、中城市为中心的配电网逐步通过220kV线路相互连接，以220kV线路为主网架、以省域为主要覆盖范围的局部电网开始形成。1970年以前，各电网容量都比较小，除东北、华东和京津唐外，绝大多数电网最高运行电压仅为110kV，由于系统很小，抵御事故的能力低下，系统事故经常发生，电力系统可靠性很低，电能质量也很差。随着国民经济的不断发展，社会对电力的需求越来越大，对供电的可靠性要求越来越高，客观上要求加大联网规模，以解决严重的“瓶颈”问题。
1.2 跨省互联的发展阶段
1970-1980年是中国电网的一个特殊发展时期。期间，省级电网的完善和跨省电网的交织进行。1970年后，随着电网的发展，很多地区逐步由孤立的110kV、220kV电网互联形成220或330kV的全省乃至跨省电网。这一时期，电网的稳定破坏事故明显增加。原来的110kV电网一旦发生事故，只影响本地区的电网，电网稳定问题不突出。形成220或330kV的输电距离较长、供电面积较大的电网后，电力系统稳定问题凸现。
至1980年，我国严重缺电的局面已持续近20年。由于电源的增长落后于电力需求的增长，导致集中资金用于电源建设以解决供需矛盾，从而忽视了输、配电网络的建设。重发轻供不管用导致电网的发展落后于电源的发展，严重削弱了电力系统安全稳定运行的基础。加之当时电网的发展处于一个新的发展阶段，无论是电力系统的规划设计、基建或是电力系统的运行管理，都没有充分认识和重视这一客观规律，没有及时采取相应措施，因而，1970-1980年全国发生电力系统稳定破坏事故达210次之多，平均每年发生19次，既包括失去同步稳定的电力系统稳定破坏事故，也包括电压崩溃(失去电压稳定)和频率崩溃(失去频率稳定)的电力系统稳定破坏事故。在这些事故中，影响最严重的是造成全网大面积停电的电网崩溃瓦解事故，即1972年7月27日湖北全省停电事故，武钢几乎毁于一旦，事故直接经济损失达3500万元。
此时的电力系统安全稳定问题已成为当时电网运行的主要矛盾。为扭转这一局面，时任电力工业部部长的李鹏同志领导电力工业部采取了强有力的措施，及时召开了著名的全国稳定工作会议(大连会议)。李鹏同志在大连会议上提出了管电就要管网、管网就要管稳定的方针，指出“各级领导要从思想上重视电网管理，我们的工作重点，要从管好一个电厂、一个供电局，扩大到管好整个电网”。此后，制定了《电力系统安全稳定导则》，并于1981年9月16日下发执行。按照会议精神，全国电网各有关部门随即加强了电网管理，用《导则》指导电网工作，使电网的规划设计、基建和运行朝着健康的方向发展，大大促进了电网的合理建设；在充分发挥现有电网输电能力的基础上，大幅度提高了电力系统安全稳定水平，电力系统稳定破坏事故次数迅速减少。1980-1987年全国电力系统稳定破坏事故次数迅速减少到47次，年均6.7次；1987-1995年又下降到年均4.14次：“九五”期间全国主要电网仅发生稳定破坏事故1起，年均0.2次；自1997年以来，全国各大电网已杜绝了电力系统稳定破坏事故。
几年来，由于国家进一步认识到电网在基础设施中的地位和作用，逐步加大了电网建设投入，电网发展十分迅速，不仅表现在电网外延的发展，即一般意义的电网覆盖范围的扩大和电网装机容量的增加，同时也表现在电网的技术有机构成提升。
到20世纪末，电网的发展，基本满足了新增发电设备送出的需要，部分网络结构有所加强，为电网安全稳定运行创造了条件，电网抵御事故的能力有所增强，因而产生了巨大的社会效益，尤其是减灾效益。
1982年中国的第1条500kV输电线路投入运行以来，500kV的线路已逐步成为各大电网的骨干网架和跨省、跨地区的联络线。至此中国的输电电压等级为500、330、220、110、63、35kV(其中63kV仅限于东北部分地区，330kV仅限于西北地区的电网)。
至1989年，中国形成了7个跨省电网：东北电网、华北电网、华东电网、华中电网、西北电网、川渝电网、南方互联电网(含香港电网和澳门电网)。期间，山东电网、福建电网、海南电网、乌鲁木齐电网、拉萨电网、台湾电网等仍为孤立运行的省级电网。无论从规模上或是网络结构、电压等级上，都为更大范围的电网互联奠定了基础。
1.3 跨区互联的发展阶段
随着电力工业的发展，在经历了从省级电网发展到大区电网的积累后，跨大区电网互联工程大步推进。1989年9月，华中华东电网之间的±500kV超高压直流输电工程(1.2GW)投入运行，在中国首次实现非同步跨大区联网，标志着中国从省际间联网向跨大区联网迈进了一大步。2003年随着华中到华东第2条±500kV直流输电线路(3GW)的投运，使华中—华东的输电能力已达到4.2GW。
2001年5月，东北华北电网通过1条500kV线路实现大区间同步交流联网，标志着中国电网进入了跨大区联网的新时期，全国联网工程取得重要进展。2001年12月实现了福建与华东同步交流联网；2002年4月实现了川渝与华中同步交流联网。2003年9月实现了华中与华北500kV交流联网；另外三峡至广东直流联网工程、华中与西北直流背靠背联网工程现已开工建设，将分别在2004年和2005年投运；山东与华北联网、川渝与西北联网、山东与华东联网等项目已完成可研或正在开展可研等前期论证工作，同时正在组织开展三万二回线、东北与华北电网加强联网工程、华中与华北电网加强联网工程等项目前期工作。
这期间，三峡工程配套输电项目建设取得积极进展。三常直流和三峡送出有关输变电工程按计划投运，确保了三峡并网机组电力的正常送出。其他三峡输变电工程正按计划施工，确保三峡电力送得出、落得下、用得上。城乡电网建设和改造取得历史性突破。1998-2002年累计投入资金3868亿元，城乡电网的供电能力、安全性和可靠性不断提高。电网设备的技术水平不断提升。500kV交直流输电技术、线路串联补偿技术、紧凑型导线技术，特别是具有我国自主知识产权的电力系统稳定控制理论和系统控制装置的应用，显著提高了电网的输送能力和安全可靠性。电网调度安全管理水平进一步提高。为适应电网发展水平的要求，我国从上至下建立五级调度管理体系，负责电网生产调度指挥。同时建立了比较完整的安全管理制度和事故应急措施，有力保障了电网的安全稳定运行。我国调度自动化装备水平已步入世界先进行列，已开发出具有我国自主版权的调度自动化系统。省市电力市场试点的电力市场技术支持系统均已建设投运。我国的继电保护专业技术和管理水平都已接近世界先进水平，有的已达到国际先进水平和国际领先水平。
2 电网发展的经验和教训
2.1 坚持统一规划 合理构筑电网骨架
合理电网结构是保证电力系统安全稳定运行的基本要求。但中国的电网在开始阶段基本上都是由若干个局部电网就近互联而成，缺少合理的电网结构，因此，电网安全稳定运行也就失去了物质基础。在总结20世纪70年代许多重大稳定事故教训后，努力通过统一规划来实现这一目标，但在实施过程中仍存在许多问题。首先，输变电工程长期作为电源工程的配套项目，电网被置于从属的位置，电网结构长期没有得到改善；其次，在“省为实体”原则的指导下，电源项目经常是以“地区平衡”来安排，但地区经济发展与电源建设的不同步，带来电网运行许多问题，其中突出的就是稳定问题。
为从根本上解决电网结构问题，国家最终通过强制性标准，从对受端系统建设、电源接人、电网分层分区、电力系统间的互联等关系到电力系统安全稳定的原则性问题对电网规划、电网的建设提出了明确要求，颁发了《电力系统安全稳定导则》。多年的实践证明作好统一规划，构筑刚性强的电网，保持发电和电网的协调、有功和无功的协调、送端和受端的协调、一次和二次的协调、高压和低压的协调是电网稳定的保障。
2.2 解决稳定性问题始终是大电网的主要任务
机电暂态过程是电力系统稳定的基本问题，解决稳定性问题始终是大电网的主要任务。在中国，由于电网发展的阶段性决定了电网稳定性问题呈现出显著的周期性。在孤立小电网运行的阶段，电网的稳定性问题不很突出，但到20世纪70年代，稳定性变得十分突出，主要是中国电网进入一个级省电网的完善和跨省电网的形成交织发展的特殊发展时期，人们对新形成的电网的省间弱联系特性没有根本的认识，不能正确、有效地防御事故。
现在，中国又进入了一个跨大区联网新的历史时期。同样，在实施全国联网的过程中，会不可避免地遇到各种各样的技术问题、管理问题和认识问题，既有需要进一步深化认识的，也有需要进一步在理论上、实践上进行研究试验的问题。大区联网中的弱联系及超大型链型电网的形成，使电网的动态稳定问题十分突出。东北华北联网的实践使我们积累了电网互联的经验。采用系统稳定分析计算、仿真模拟、PSS装置、联络线的快速解列装置等技术，制订了严格的调度方案和运行措施。实践证明，这些联网的安全措施科学，准备充分。华北和华中电网的联网同样遇到了电网的稳定问题，可见电网的稳定问题是电网长期需要解决的重要课题。当前我们正积极地研究，采取有效措施。希望科研机构进一步研究更有效的技术措施和保安措施，特别需要有效而可靠的联络线快速解列装置。
2.3 保持协调发展，才能为安全创造有利条件
电网运行的客观规律要求作好几方面的协调：(1)发电和电网建设的协调，发电的布局必须合理，电网建设必须适度超前，既要防止电网对潮流的阻塞，又要防止潮流集中造成的拥挤；(2)有功和无功的协调，在建设有功的同时，一定要同时建设无功电源，尤其要加强负荷侧的无功建设，使负荷中心有足量的无功支撑；(3)一次和二次的协调，改变重发轻供、只重视一次建设、不重视二次的习惯；(4)送端和受端的协调，在受端防止超过受电比例的大量的功率的注入，在送端防止电源的过度集中，造成电网头重脚轻；(5)高压网和低压网的协调，适时打开电磁环网，不断提高电网的稳定水平。
2.4 只有统一管理电网，才能真正驾驭电网
电网统一管理是电网安全运行的前提。统一管理的基本点之一是要求在规划、设计、建设和运行阶段统一使用强制性标准。在电网不同的阶段，由于考虑问题的角度有所不同，规划、设计、建设和运行阶段难免存在认识和技术上的差异，正确地对待、分析和把握这些分歧，经过研究、讨论后形成共识才是十分重要的。中国颁布普遍适用的《电力系统稳定导则》强制性标准就是认识统一的结晶。实践证明，电力系统稳定导则使中国电网的管理迈向标准化，极大提升了我国电网的管理水平。
加强电网管理的另一方面是电网稳定技术的管理，它包括电网稳定的组织管理、运行管理、技术管理、计算管理；各电网通过组织体系，统一了电网稳定管理的思想认识，提高了电网稳定的技术水平；在省间联网的稳定计算工作中，坚持了统一计算的模型、参数，作到规划、设计、运行、调度的协调；在电网结构薄弱的情况下，采取提高电网稳定水平的技术措施，建立了保证安全的3道防线，配置了必要的安全稳定自动装置并进行优化，运行管理上按照导则制订了大区电网的稳定运行规定，严格执行，保证了电网的安全稳定运行。
三是加强电网二次的技术管理，即强化电网调度自动化和电网继电保护、安全自动装置和通信的管理，确保相关设备与一次系统同步设计、同步建设、同步验收、同步投入运行。不断提高继电保护和电网安全自动装置的正确动作率，提升了自动化实用水平。
四是电网必须实行统一调度。统一调度管理，维护电网运行秩序，严肃调度纪律是中国管理电网的实践总结。各电网做到了统一安排运行方式，统一平衡检修，统一配置继电保护和安全自动装置，统一部署黑启动方案，统一指挥电网的事故处理。
2.5 建立合理的电价形成机制，确保电网建设的资金来源
过去的几十年，中国电网的建设资金主要有2个渠道，一是贴费，主要用于配网建设和改造；二是作为电源建设的配套工程。电网一直就没有形成独立的输配电价机制。目前，一方面由于前一阶段电力供需紧张形势趋缓，取消了贴费；另一方面，随着厂网分开，输配电工程作为电源建设的配套工程已失去制度基础。所以，开辟电网的建设资金渠道已成为电网建设的当务之急。
中国需要考虑采取鼓励措施，促使投资者对电网进行投资建设、维修和更新。关键是要从根本上解决电网发展的投融资渠道问题。建立新型的电网发展投融资机制，并且尽快建立合理的电价形成机制，理顺各环节电价的关系，提高电网环节电价比例，确保电网与经济、社会和环境协调同步，在规划和建设上适度超前。
3 近期中国电网的发展展望
中国电网的未来是由国民经济发展的需要所决定的。中国国民经济的发展目标已明确，即全面建设小康社会的目标，电网服务并服从国民经济发展的要求，中国电网的发展必须与之相适应并适度超前。
我国各地区资源分布和经济发展很不平衡：从一次能源分布看，水能资源主要集中于西部和西南部地区，可开发容量占全国83%，煤炭资源集中于华北和西北部地区，占全国80%；从各地区经济发展和电力消费水平看，中部和东部沿海地区经济总量占全国82%，电力消费占78%，而西部地区则分别只占18%和22%。这种资源和经济发展的不平衡客观上要求必须加快全国联网，推动西电东送和南北互供，以促进全国范围内的资源优化配置。
3.1 中国未来电网的规模
根据市场需求预测，到2005年预计全社会用电量达到2000TW.h左右，发电装机容量达430GW。为满足负荷的需求，电网将有较大的发展。预计“十五”末，全国330kV以上线路将达到7.7万km、变电容量2.8亿kVA。从电网格局看，将基本实现全国联网，互联电网的总容量将超过全国装机容量的90%，跨区电量交易达60TW.h。
预计到2010年全国装机容量达580GW左右，电源安排投产规模165GW左右，关停凝汽式小火电机组15GW，净增150GW左右。全社会用电量2760TW·h左右。“十一五”年均投产发电装机30GW。预计到2020年全国发电装机容量达到900GW左右，全社会用电量4200TW·h。初步规划“十一五”期间，全国将新建成330kV及以上交流线路3.6万km，变电容量1.8亿kVA，其中建成750kV线路1700km、780万kVA；500kV线路3.3万km、1.6亿kVA；330kV线路3800km、1400万kVA；并建成直流线路3400km，换流站总容量15GW。到2010年，330kV及以上交直流线路预计将达到12万km，变电容量达到4.8亿kVA。
3.2 中国未来电网的格局
贯彻落实西部大开发战略，针对电网的特点和发展趋势，国家电网公司确定了“西电东送、南北互供，全国联网”的电网发展战略，今后一个时期将致力于加强区域电网，推进跨区输电、跨区联网。
2005年前后，将以三峡工程为中心，以华中电网为依托，向东、西、南、北4个方向辐射，建设东西南北四个方向的联网和输电线路，同时不断扩大北中南三个主要西电东送通道规模。届时，除新疆、西藏、海南、台湾外，全国互联电网格局基本形成。
“十五”后，将结合西南水电基地和山西、陕西、蒙西这“三西”煤电基地大规模开发外送，形成以北中南三大西电东送输电通道为主体、南北网间多点互联的全国互联电网基本格局。西电东送以输送能源为主、兼顾发挥联网效益；南北互联互供以输送能源和发挥联网效益并重。届时，新疆、海南电网将并入互联电网，全国互联电网的结构也将进一步得到加强，它将为国家级电力市场的发育和完善奠定良好的物质基础，为实现更大范围内的电力资源优化配置创造条件。
在西电东送3个通道建设方面，北部通道主要包括2部分：(1)开发华北电网内部蒙西、山西煤电，分别建设相应的交流输电通道向京津冀鲁送电；(2)开发陕北煤电、甘青宁水火电，“十一五”期间以交流或直流送电京津冀。西电东送北部通道送电规模在2005年约为7GW，2010年增加到18GW，2020年再增加到40GW。新疆电网将通过哈密煤电基地向甘肃河西走廊和青海送电实现与西北主网的紧密联系。中部通道主要通过开发金沙江下游向家坝、溪洛渡、白鹤滩、乌东德等大型水电站和四川雅砻江、大渡河上的大型水电站，不断扩展相应的输电通道向华东、华中、南方地区送电。此外，还有贵州三板溪水电以点对网方式送电华中电网。西电东送中部通道送电规模在2005年约为7GW，2010年增加到21.8GW，2020年再增加到40-45GW。南部部通道主要是开发云南、贵州的水电和煤电，同步加强相应的输电通道，向广东、广西送电。西电东送南通道送电规模在2005年约为10.88GW，2010年增加到15GW，2020年再增加到20-25GW。全国西电东送送电规模在2005年约为25GW，2010年增加到55GW，2020年再增加到100GW以上。
在南北互供、跨区电网互联方面，除在建的三广直流工程外，2010年前后建成华中—华北联网的直流输电工程，南北之间将形成以三峡为支撑的主干通道。此外，将加大山西阳城送电华东的力度并实现华北与华东联网，另外建设西北与川渝、川渝与南方电网之间的互联工程。到2010年，跨区交换电量将达140TW·h，比2005年增加80TW·h。
4 中国电网发展的技术取向
在今后一个时期内，中国电网的发展将面临3个方面的巨大挑战，一是全社会日益增长的用电需求与电网输配电能力的矛盾；二是引入竞争要求降低成本与保证电网安全、供电可靠性的矛盾；三是公众环保意识的提高与电网建设的矛盾。面对挑战，在今后电网发展过程中，必须通过技术进步，促进电网的长远发展。充分发挥已建成的具有世界先进水平的试验室和试验装置等基础科研设施的作用，充分利用“超高压输电系统中灵活交流输电(可控串补、静止补偿)技术”、“500千伏紧凑型输电线路关键技术和试验工程”及750kV输电工程相关技术的科研成果和电力系统稳定分析计算新方法的科研成果。进一步研究电网稳定分析、监测、控制策略和联网关键技术。大力推进变电站设备紧凑型、智能化、小型化、综合自动化及在二次系统等方面新技术的应用，促进电网技术升级，实现电网技术跨越式发展。
4.1 高一级电压等级交流输电技术
更高一级电压等级在中国的运用是中国电网发展的客观要求。2003年2月19日，中国国务院总理第68次办公会通过了国家计委关于750kV工程可研批复文件，决定在西北建设750kV电网，并将官亭—兰州东750kV输变电工程列为国家示范工程，设计、设备供应立足国内，按计划，该工程2005年投入运行。它标志着我国最高交流电压等级的示范工程进入了实施阶段，建成后，将是世界同海拔最高电压等级。该工程已于2003年9月份正式开工。预计到2020年，西北电网将初步形成覆盖兰州、白银、关中、银川、西宁负荷中心并延伸到新疆哈密的西北750kV电网的主干网架，初步估算将建成750kV输电线路3000-5500km、变电容量0.2亿kVA左右。关于1000kV，1150kV这一级电压等级，中国的电力科学研究机构已开展多年的研究工作，目前研究工作仍在继续。
4.2 超高压直流输电技术
中国的第1条超高压直流输电线路建成投产15年来，电力电子技术有了巨大的发展，进入21世纪后，中国的直流输电工程也因此得到较快的发展。到2005年，全国直流输电工程将达到6项，线路总长度达到4800km、输电容量达到12.36GW。“十一五”期间，计划建设的直流输电工程包括：三峡右岸至上海练塘直流工程1100km、3GW，2007年投产；四川德阳—西北宝鸡直流工程550km、1.8GW，2010年投产；贵州兴仁—广东惠州直流工程，1000kal，3GW，“十一五”期间投产；西北银南至华北天津东的直流输电工程1200km、3GW，2010年左右投产。2011-2020年的10年间，还将有一大批直流输电工程投运。此外，作为大区联网的背靠背直流工程也将得到发展。
随着大批直流输电工程投运，交直流系统的相互协调技术将变得十分重要。运行实践中，曾发生多起因交流电网简单故障造成葛沪直流双极闭锁的事故，通过技术改造，基本解决了这一类问题。今后出现同一地区多个直流落点，相互之间的影响尚需进一步研究，必须从技术上保证相互的协调运行。随着西电东送电源西移，特别是西南水电的开发外送，部分项目的输电距离超过1500km，甚至达到2000km。因此需要研究落实高一级电压直流的应用问题。同时，还需要研究高压直流输电线路的噪声污染和电磁波污染等问题。
4.3 灵活交流输电(FACTS)技术
IGCT发展和改进了传统的GTO技术，为大功率电力电子应用提供了一个理想的、高性价比的选择。现代电力电子技术为电力系统运行提供更好的性能、更高的可靠性和更优的可控性，预计电力电子技术在电力系统的应用和普及将是本世纪初最显著的技术革命。与直流输电相比，交流输电能力受到限制，是因为多出了线路输电极限和稳定问题。根本原因是交流特性中有相角、无功和电抗3个参量。利用电力电子器件的特性，可根据提高输电能力的需要，快速地改变这3个参数，对输电功率的大小、流向进行有效地调控。从效益上看，灵活交流输电系统技术以它特有的大功率、高速、精确连续的控制、代替了传统的机械、电子和电磁的控制手段，使交流输电系统的功率具有高度的可控性、且可按人们事先的计划路径流动。
近年来串补技术在中国500kV电网得到较快的应用。我国已先后在阳城输电系统、华北大房线路、丰万顺线路上分别安装了3套串补装置。目前在建的贵广交流、天广一二回、天广三回线3项串补工程，其中中国第1套可控串补在南方电网的天广一二回线路上即将投运。此外，还有二滩送出工程，万县—龙泉双回线及神木、托克托、伊敏电厂等外送上都拟安装串补装置。预计到2010年全国500kV电网将投产串补容量10-12GVar。今后，中国还将采用静止无功补偿器、静止同步补偿器、超导磁能存储系统、可控硅移相器、可控硅串联补偿器、统一潮流控制器、固态串联补偿器、相间功率控制器、次同步振荡阻尼器等电力电子设备。
4.4 紧凑型输电技术
紧凑型输电技术在中国已得到试验性的应用，1999年昌平一房山第]条500kV紧凑型线路(85km)建成投产。与常规线路相比，紧凑型线路采用六分裂布置(6×240mm2)，输电能力提高30%。采用新的输变电装备，提高单回线路或单个通道的输送能力，尽可能减少走廊占地，降低输变电工程投资和输电成本，满足远距离大容量输电需要是一个关键的技术方向。紧凑型输电技术通过减少线路电抗、增加容抗、提高线路自然功率，达到提高线路输电能力的目的。今后，华中与华北联网线(新乡－邯东21Okm)、政平－宜兴同杆双回2×44km线路上。华北电网配合托克托二期建设的输电线路浑源—霸州段也可能采用紧凑型线路(6×300mm2，300km)。紧凑型输电技术的推广条件已成熟，下一步将在西电东送长等大功率、长距离输电线路中进一步推广应用。
4.5 电网稳定控制技术
电网的发展和与其相伴的大电网稳定控制问题是电网发展中要解决的重点。中国电网已应用了电网稳定的检测技术，同时电力系统稳定计算新方法—扩展等面积法(EEAC)及相关的电网稳定监、控的科研成果将得到进一步应用，为电网的运行提供新的手段。