1电网技术现状
1.1电力工业发展概况
电力工业是一个国家的经济命脉。改革开放以来，我国电力工业得到飞速发展，逐步缩小了与世界发达国家的差距。1996—2002年期间，我国新增发电装机容量1.37亿kW，年均1957万kW，占世界新增发电装机容量的30%左右，居世界首位。2002年，我国发电量完成15716.5亿kW?h，发电装机容量达到3.54亿kW?h，均居世界第二位，仅次于美国。
随着电力体制改革深化，网厂分开，组建区域电力市场，我国电力工业管理体制发生了深刻变革。按照现行管理模式，我国电力工业主要由国家电网公司、南方电网公司，以及中国华能集团、中国大唐集团、中国华电集团、中国国电集团、中国电力投资集团五大发电集团公司负责运营，其他还有独资、合资、地方等多种投资形式的发电公司。国家电力监管委员会根据国务院授权，履行全国电力市场监管职能。国家电网公司现已形成东北、华北、华中、华东、西北5个区域电网，按照2002年统计数据，售电量占全国总量的83.3%。目前华东和华中电网之间实现了跨大区直流联网，东北和华北实现了交流联网，另外华北—华中、华中—西北、西北—川渝、山东—华东和川渝—贵州等跨区联网工程正在建设或筹建之中。预计到2005年，将实现除新疆、西藏、海南和台湾省外的全国互联电网。因此，随着跨区电网工程建设步伐的加快，我国将逐步实现西电东送、南北互供和全国联网的格局，从而在全国范围内实现更广泛的资源优化配置，满足国民经济发展和全面建设小康社会的需要。
经过几十年的发展，我国电力工业已取得举世瞩目的伟大成就，但与国外电力工业相比，目前还有很大的差距。
(1)电气化程度低。我国人均用电量约为世界平均值的1/3。
(2)单机容量小，供电煤耗高。我国平均单机容量为54MW，平均供电煤耗率为392 g/kW?h，高出世界先进水平约60～70 g/kW?h。
(3)电网薄弱，供电可靠性差。长期以来我国发、输、配电工程投资结构不合理，造成城乡电网薄弱，设备低效、陈旧，线损高，供电可靠性比发达国家低0.2%左右。
(4)环境问题突出。我国发电能源构成中，煤电比例大，2002年火力发电量占发电总量的80.05%。因我国动力用煤灰分高、含硫量大，加之烟气除尘率低，SO2的排放处于失控状态，使得如何有效地控制污染成为电力工业可持续发展的关键问题之一。
1.2电网技术现状
随着我国电网建设和规模的发展，尤其是互联电网的发展，现代先进的输电技术、电力电子技术、信息技术、安全稳定控制技术得到广泛应用，保证了互联电网运行的安全性和经济性，这些技术的应用代表了目前电网技术的发展水平。
(1)超高压交流输电技术得到普遍应用。目前我国东北、华北、华东、华中、南方电网已形成500 kV电压等级的主干输电网架。西北电网330 kV电压等级现已无法满足输电需要，经过论证和可行性研究，已开始建设高一级电压等级750 kV输变电工程。随着我国电力工业的持续发展，1 000 kV以上特高压输电也存在应用的可能性。
(2)直流输电技术具有输电容量大、稳定性好、控制灵活等优点，在我国跨大区电网互联中具有广泛的应用前景。除已投入运行的葛—南线外，天生桥—广州、三峡—华东的直流输电工程也于近期建成投入生产运行，其中三峡—华东直流输送功率将达到300万kW，在500 kV直流输电领域居世界首位，对于加强我国资源优化、提高大电网的安全性和经济性具有重要意义。
(3)灵活交流输电技术(FACTS)的应用可实现对交流输电功率和潮流的灵活控制，大幅度提高电力系统的安全稳定水平。我国于90年代以来开始对FACTS技术进行系统的研究和开发，其中对500 kV超高压输电线路可控硅串联补偿(TCSC)的研究已取得成果，静止同步补偿器(ASVG)的实际装置已投入试运行。
(4)对电网互联运行安全的最大威胁是运行稳定性的破坏。2001年我国颁布实施新的《电力系统安全稳定导则》，规定了三级安全稳定标准，提出建立防止稳定破坏的三道防线，用以指导电力系统设计、建设、运行和管理。作为电力工业强制性标准，这个导则反映了目前我国电网安全稳定控制水平。
(5)针对全国联网初期网络联系薄弱，大电源远距离输电问题比较复杂，采用技术先进的安全自动装置和稳定控制策略，保证互联电网的安全稳定运行。例如，福建—华东联络线、阳城电厂发输电系统都采用了复杂的自动切机装置，提高输电网络的传输能力。
(6)自动化技术得到了迅速发展，华北、华东、东北、华中、西北电网的调度中心已采用了现代化能量管理系统(EMS)。继电保护和自动装置全面推进微机化。自主开发的电力系统计算分析软件在电力系统规划设计、调度运行部门得到全面推广应用。
(7)农村电网经过技术改造，结构进一步优化，自动化程度进一步提高，全国已有507个县级电网调度自动化系统达到实用化要求，527个县供电企业实现了通信组网。六氟化硫和真空断路器、自动重合器、一点多址微波、光纤通信、配电自动化与负荷管理技术、无功动态补偿等新技术在农网得到了广泛应用。
(8)电网的数字化水平大幅提高。截止到2002年底，已建光纤通信电路长约85000 km，微波通信电路长约73200 km，电力专用通信网各级干线电路已全部实现了数字化，基本覆盖了全国36个网、省公司。以北京为中心连接各主要电网的电力通信、调度通信网络已基本形成。
2电网安全现状与形势
2.1电网安全现状
电力行业公用性和电力系统同时性的特点，决定电网事故影响大、速度快、后果严重。大电网事故不仅会给电力企业造成重大的经济损失，更严重地是会带来巨大的政治、经济影响，甚至会引起社会的混乱。例如，1996年美国、马来西亚、新西兰相继发生大停电事故，其中美国WSCC(Western Systems Coordinating
Council)大停电事故波及美国本土十几个州和加拿大的两个省，导致电网解列成4个孤立系统，损失负荷3 039万kW，影响749万用户；新西兰第一大城市奥克兰市停电事故，停电限电时间长达40多天，学校停课，商店停业，居民外迁，甚至准备实施紧急状态，进行军管。因此，从某种意义上说，电网安全关系到国家安全，关系到社会稳定，是电力企业生存和发展的根本。
1998年国家电力公司成立之后，明确提出把电网安全作为安全工作的重中之重来抓，在建立和完善安全生产规章制度和管理机制，推行科学化、规范化管理过程中，始终把电网安全放在突出位置。在《安全生产工作规定》中，把防止大面积停电事故、防止电网瓦解事故作为公司系统安全生产总体目标之一，强调了电网安全在公司系统安全生产工作中的重要性；在《电业生产事故调查规程》中，增加了电网事故的分类和定性，突出电网事故的考核；在电网安全管理中，积极推行现代化管理手段，组织开展输电网安全性评价工作，倡导各网省公司通过安全性评价找出电网安全存在的薄弱环节，并有针对性地制定整改措施，加强电网安全基础。经过几年的努力，电网事故逐步得到有效控制，电网安全水平达到新的高度，已连续6年未发生稳定破坏、电网瓦解和大面积停电等大电网事故。2002年全国共发生对电网影响较大的事故36起，与2003年同比下降33.33%。2003年国家电网公司正式运作以来，继续坚持“安全第一，预防为主”的方针，全面落实安全生产责任制，坚持多年形成的行之有效的安全生产管理手段和运行机制；适应改革形势，认真研究和建立满足电网安全稳定运行的网厂协调的安全管理机制，加强对并网电厂的安全管理和技术服务；结合现代安全生产管理发展的要求，全面推动安全性评价工作，倡导各网省公司接受基于风险管理的安全管理理念，以安全性评价为龙头，实施自下而上与自上而下相结合的基于风险辨识、风险分析、风险评估、风险控制的闭环过程管理，全面夯实企业安全生产基础。在电力供需矛盾日益突出、并网机组运行不稳等不利因素的影响下，继续保持电网安全稳定运行。截止到2003年6月底，国家电网公司系统没有发生大面积停电事故、电网稳定事故和电网瓦解事故；发生一般电网事故56起，比去年同期减少4起，下降6.7%。
2.2电网安全形势及主要问题
与发达国家相比，近十年来，我们在电网结构和技术装备相对薄弱的情况下，通过加强电网安全管理，落实电网安全稳定的技术措施，没有发生大的电网事故，保证了电网的安全稳定运行。但是总体来说，我们的电网安全还是低水平的安全，电网安全还没有实现长治久安的局面，电网运行过程中仍然存在多方面的安全问题，安全形势依然严峻。
2.2.1跨区互联电网安全稳定问题突出
随着我国互联电网的发展，稳定破坏和大面积停电事故的危害性越来越大，大电网的安全稳定问题越来越突出。但是目前我国跨区互联电网处在发展初期，电网联系薄弱，主要跨区联络线输送功率已接近限额，而且部分设备陈旧落后，如已经运行14年的葛南直流输电系统，安全隐患较大。一些新投入的跨区联网工程也正处在设备故障率较高时期。因此，目前大区电网安全运行处于相对比较困难的时期，安全稳定问题尤为突出。
2.2.2电源与电网结构影响电网安全稳定运行
近年来我国经济增长迅速，尤其是一些经济发达地区，用电量和用电负荷强劲增长，对电网的安全供电能力提出了越来越高的要求，但是目前的电网发展水平还不足以适应这种要求。此外，在电源和电网发展过程中，发展不协调，结构不合理，主干网架薄弱，造成现有电源的发电能力和电网的输电能力得不到有效发挥，加剧了部分地区电力供需紧张的矛盾，对电网的安全稳定性带来严重影响。当前电源和电网结构反映的比较突出的问题有：
(1)电网的调峰及事故备用容量不足。如华东电网近几年负荷快速增长，2002年全网用电量增长14.3%，用电负荷增长超过20%，发电容量严重不足，夏季高峰负荷期间，电网可能处在备用不足或无备用的状态；东北电网由于火电机组调峰能力差，水电大发及冬季供热时期调峰及快速启动的事故备用不足等。
(2)主力大机组没有直接接入500kV主网，没有实现主力大电厂在输电“高速路”上无障碍送电，带来220kV电网线路密集、潮流拥挤、过负荷严重、短路电流超限、电压支撑薄弱等多方面的问题，同时也影响[FS:PAGE]了500kV电网发挥作用，降低了电网的安全性和经济性。
(3)500kV主干网架虽然初步形成，但仍处在发展阶段，网络结构相对薄弱，一些电网存在输电瓶颈、单变单线等问题，影响电网的送受电能力及安全稳定水平。而各电网普遍被迫采用的500/ 220kV电磁环网运行，带来系统稳定控制问题非常复杂、220kV系统短路电流过大、局部电网窝电等一系列问题。
(4)受端系统薄弱，负荷中心缺乏强电源支撑，尤其是500kV电网的支撑弱，落点少，造成220 kV电网过于密集，短路电流超标。动态无功电源缺乏，电压水平低，电压稳定问题突出。单一元件故障不能保证正常供电，不能满足N-1要求。
(5)无功补偿容量不足，无功没有实现分层分区平衡，一些500kV线路并联电抗补偿缺口大，抵抗补偿不足，造成500 kV电压较高，威胁一次设备安全和稳定运行，有时被迫采用拉开线路以减少线路充电功率，使输电网削弱。一些220kV变电站没有按导则要求安装电容补偿，可调节的无功补偿更少，无功电压控制问题比较突出。
(6)设备问题较为普遍，老旧设备存在较多隐患，设备维护和改造不及时，缺陷得不到及时治理。受负荷增长、网架薄弱等各种因素影响，一些设备不得不长期满负荷运行，正常的设备检修、预试、维护、消缺无法按计划开展，部分设备带病运行，给电网安全稳定运行带来严重隐患。
2.2.3电网安全管理有待进一步完善和加强
近年来我们通过加强电网安全管理，严格电网事故考核，没有发生重特大电网事故。但不断发生的各种原因造成的电网事故，仍然从不同侧面暴露出电网安全管理还存在多方面的问题和漏洞。
(1)电网安全管理水平差距较大，事故的地区分布特征明显。2002年，各电网事故次数分别为：华北14起，东北13起，华东21起，华中44起，西北23起。华中、西北电网事故次数与去年同期比较分别减少22.8%和34.3%，但仍然相对集中，占全部137起电网事故的48.9%。另外省网所属部分供电企业也存在事故相对集中的情况。
(2)二次系统问题突出，引发电网事故所占比例较大。近年来，因继电保护误动、自动装置故障等二次系统原因造成的设备事故和电网事故时有发生，成为影响电网安全的重要因素。2002年因二次系统故障引发电网事故12起，扩大电网事故23起；因二次系统人员三误（误碰、误接线、误整定）引发电网事故12起，扩大电网事故6起。二次系统原因共同引发或扩大电网事故58起，占全部电网事故比例达到42.3%。
(3)设备故障造成电网事故，暴露出设备质量、工程建设、运行维护等各个环节的安全管理问题。2002年有68起电网事故是因为设备故障而引起，约占全部电网事故的50%，其中39起是由于运行维护不到位造成设备缺陷没有及时发现和消除或安全措施未落实，29起是由于新建或改扩建工程交接时对设备质量、工程质量等把关不严，后期运行维护和设备检修不到位引起。
(4)人员误操作直接导致电网事故的发生。电气误操作事故是电力系统频发性事故之一，可能造成设备损坏、电网停电和人身伤亡事故，是电力系统重点防范的事故之一。多年来通过广泛采取防误操作的技术措施和管理措施，误操作事故特别是恶性误操作事故大幅度下降，但远没有根本杜绝，仍然时有发生。在所有误操作事故中，不严格执行“两票三制”，多处违章等人为因素仍然是主要原因，暴露出管理上的漏洞。2002年共发生37起误操作事故，其中10起造成电网事故。
2.2.4外力破坏、环境污染和自然灾害危及安全
外力破坏（如盗窃、施工）、环境污染、自然灾害一直是威胁电网安全的重大隐患，并有不断增加的趋势。2002年，因外力破坏引发电网事故20起，同比增加4起；因雷击、台风、飑线风、龙卷风、沙尘暴、覆冰、覆雪、暴风雨、暴风雪等引发电网事故27起，同比增加3起。对这类事故，目前电网企业还缺乏有效的防范手段和防范措施。而对于地震、台风、洪水等自然灾害有可能造成的电网大面积瘫痪，目前还缺乏系统性研究和评估，没有建立相应的预警机制。
2.2.5并网发电厂事故影响电网安全
网厂分开后，电网安全稳定所需要的电网与电厂之间的统一协调关系，由过去靠行政管理过渡为靠协议、合同、规则相互协调，使得电网安全管理的制约关系被削弱。在新的安全生产管理体制和管理关系还没有完全建立和规范之前，可能会出现管理力度削弱，管理责任不落实等问题，影响电网的安全稳定。今年以来因并网机组非计划停运造成电网被迫拉限电、并网发电厂事故危及电网安全甚至造成电网事故，已在一定程度上暴露这方面问题。
3电网安全对策
3.1加快电网建设与发展，强化电网结构
电网发展跟不上经济发展和用电负荷增长的速度，网架薄弱，结构不合理，是目前电网运行中的突出问题。因此，适当超前电网建设，加快电网发展，强化电网结构，为电网安全运行提供强有力的物质基础，是解决目前电网运行安全问题的根本。同时，在电网发展过程中，要认真吸取历史教训，在决定电网规划、建设、投资等重大问题时，将安全因素纳入统一协调和考虑之中，不再把一些本来应该在规划设计阶段研究和解决的问题带到运行系统中，避免出现诸如大机小网、送/受电卡脖子、主力电厂不接入最高一级电压等级等安全“先天不足”，促进电源与电网的协调发展，为电网安全提供合理的网架结构支撑。
3.2研究和解决电网安全的重大技术问题，防止发生大电网事故
研究大区互联电网安全稳定控制技术、大区互联电网间低频振荡及抑制措施、交流与直流联网配置问题等，为全国联网提供技术支持；开展电网联合反事故演习，有针对性地制定预防大电网事故的处理预案；开展防止500kV变电站、220kV枢纽变电站全停专项工作，提出变电站一、二次设备建设、运行管理、继电保护配置的要求，制定预防变电站全停的事故处理预案；开展电网恢复控制研究，结合电网实际，编制电网黑启动方案，有条件的电网，组织进行局部电网黑启动试验；开展重大灾害事故的研究和评估，对地震、台风、洪水、冰冻、暴风雪等自然灾害可能造成的电网大面积瘫痪，建立相应的事故预警机制和应急机制。
3.3推行安全性评价，提高电网安全管理水平
输电网安全性评价的成功实践证明，开展安全性评价能系统地发现电网存在的薄弱环节和安全隐患，并有针对性地采取整改措施，提高电网安全水平。因此，要继续深化输电网安全性评价工作，在企业自查和专家评价的基础上，有计划地制定和落实整改措施，同时要充分利用输电网安全性评价成果，指导电网规划、建设、运行等各个环节的安全工作；开展发电厂并网运行安全性评价工作，对并网机组所必须满足的必备技术条件提出明确要求，作为并网的准入条件，维护电网的安全稳定；开展供电企业安全性评价工作，对供电企业的生产运行设备、劳动安全和作业环境、安全生产管理进行评价，提高供电企业安全管理水平。
3.4加强设备质量管理，提高设备健康水平，为电网安全提供基础保障
开展设备全过程质量管理，严格规划设计审查、严格工程施工监理、严格新设备投产验收、严格设备维护和检修管理，落实各环节设备缺陷的治理。合理安排检修计划，对重负荷、重要设备按计划保证检修消缺，使设备在大负荷期间处在良好状态。积极采用红外线测温、设备在线故障检测和诊断、设备状态检修等先进的技术手段和管理措施，及时发现设备缺陷，消除事故隐患，保证设备的安全健康水平。
3.5加强二次系统技术监督和运行维护，减少二次系统原因造成电网事故
继电保护误动、自动控制装置故障等二次系统问题是影响电网安全的重要因素之一，主要原因为现场人员三误、新设备验收把关不严、继电保护定期校验工作不到位或工作不认真造成装置不正确动作等。随着互联电网规模的扩大及大量复杂的安全稳定控制装置的采用，继电保护和安全自动装置的误动或拒动对电网的影响越来越大。因此，要进一步加强对继电保护、调度自动化、安全自动控制装置等二次系统的技术监督与管理，结合安全性评价、安全大检查和设备检修工作，认真落实对二次系统的安全检查及检修与维护，及时发现并消除事故隐患，确保一次设备的正常运行和电网的安全稳定。
3.6依靠法律、行政、经济等综合手段，加大电力设施保护力度
鉴于外力破坏及其他外在原因造成电力设备破坏和电网停电事故，一方面，加强与政府执法部门的密切配合，加大处罚、打击力度，严惩蓄意破坏的犯罪分子，依法保护电力设施安全；另一方面，在目前市场经济形势下，电力企业要及时转变观念，增强自我保护意识，增加宣传力度，利用经济手段在重点地区、重要时段有针对性地开展群防群护工作，维护电力设施安全。
3.7加强企业人员安全知识和安全技能的培训，提高安全素质
企业安全生产水平的提高终究还是取决于企业人员素质的提高，因此，要进一步加强企业人员的安全教育和培训，不断提高企业员工的安全意识、安全技能、安全素质。在安全教育和安全技能的培训过程中，要逐步改变过去教学式培训方式，增加实践式培训内容，使学员在实际工作条件和环境中身临其境地接受培训，在掌握相应安全知识的同时，掌握安全技能，培养安全意识。结合生产发展和科学技术进步，及时开展新知识、新技术的教育和培训，使生产一线职工尽快熟悉和掌握新型电气设备和自动装置的结构、原理和应用，提高安全工作的预见性和可控性。
3.8建立和完善网厂协调的安全管理机制，确保电网的安全稳定
适应改革形势，加强与并网电厂的沟通和协调，主动做好服务工作，共同制定保证网厂安全的技术措施，维护双方权益。依据并网协议，继续加强对并网电厂的安全管理和技术监督，对直接涉及电网安全的一次设备和二次系统存在的重大安全问题，要认真研究，提出措施，并监督落实，确保电网的安全稳定。
