《电力营销管理手册》电力营销管理的一般问题——营销管理对电网发展的重要意义

第一章 电力营销管理的一般问题

第二节 营销管理对电网发展的重要意义

一、我国电网发展的简要回顾

我国电网正在向大电网、大电厂、大机组、超高压、高度自动化的方向发展。回顾我国电网发展的历程，建国以前，我国电力工业很少，发展非常缓慢，输电线路建设同样建设很迟缓，电压等级低而繁。追溯到100年前，1908年建成22kV的昆明线路，1921年建成33kV石景山电厂至北京城的线路，1933年建成66kV抚顺线路，1934年建成66kV延边至老头沟线路，1935年建成154kV抚顺至鞍山线路．1943年建成110kV镜泊湖至延边的线路。

新中国成立以后，我国电网发展是逐步统一电压等级，形成经济合理的电压等级系列。1952年配合官厅水电站建设110kV京官线，全长达到106km,逐渐形成京津唐110kV输电网。1954年建成丰满到李石寨的220kV线路以后相继建设辽宁到李石寨、抚新至青堆子220kV线路，逐步形成东北电网的220kV骨干网架。到1972年建成330kV刘家峡至关中输电线路，全长534km，以后逐渐形成西北电网330kV骨干网架。到1981年建成500kV姚孟到武昌的输电线路，逐步形成华中电网500kV的骨干网架；1989年建成±500kV直流输电工程，实现了华中和华东电网的直流联网。到2005年9月26日，官厅到兰州东750kV输变电示范工程正式投产，西北电网最高电压登记提高到了750kV。

2006年8月，1000kV晋东南至荆门交流实验示范工程获得国家核准，现已进入全面实施阶段，争取2008年、确保2009年投产。2007年将开工建设±800kV向家坝至上海直流工程，计划2011年投产。

发电装机容量，1949年我国的装机容量仅185万kW，新中国成立之后我国发电装机的规模迅速增长。1996年装机容量和发电量均跃居世界第二位，成为世界电力生产和消费大国。1994年我国自行设计、制造、施工的浙江秦山核电站和中外合作引进法国机组建设的广东大亚湾核电站相继建成投入商业化运行，改写了我国电源结构长期以来无核电的历史。1987年，也就是20年前，全国装机容量达到1亿kW。1995年，达到了2亿kW。2000年，达到了3亿kW。2005年，达到了5亿kW。2006年底，达到了6.2亿kW。电力的发展速度确实是非常快的。

我国城市电网采用电压等级系列在各区域有所不同，可分为三类：

(1)大部分地区。500／220/110/10/0.4kV系列(部分城市采用220/35/10/0.4kV)。

(2)东北地区。500/220/66/10/0.4kV系列。

(3)西北区域。主要330/110/35／10/0.4kV系列。

计算指出：500/220/110/20/0.4kV系列为最优系列，我国南方有些地区已经采用这种电压系列。

二、全国经济开始实施结构性调整时期

(1)“九五”期间我国电力供需情况经历了一个曲折的变化过程。初期，全国经济开始实施结构性调整，虽延续了“八五”期间的增长势头，但增速有所降低（1996年增长9.7%），而电力需求增速开始放慢（1996年仅增长6.9%），其中占最大比重的工业用电增长速度明显减慢，尤其是高耗电行业。随着结构调整的深入，经济增长速度进一步下降，用电则以更快速度下滑，出现了近20年来的首次电力供过于求的局面。由于国家采取了限制电源建设和压缩小火电的措施，加上经济恢复性增长，使得电力需求快速反弹，部分地区电力供应再度紧张。整个“九五”期间，国内生产总值年均增长8.3%．用电量年均增长6.4%，电力消费弹性系数为0.77，略低于“八五”期间水平。

(2)“九五”期间负荷率逐年下降，峰谷差增大，调控矛盾突出。“九五”期间，东北、华中、川渝等地区电力需求增长缓慢，电力供应相对富余。华东、华北、广东、贵州、西北部分地区用电增长较快，其中浙江，广东、京津唐、河北南部、宁夏等地区在 “九五”后两年电力供应一度紧张。一些水电比重大的地区如广西，在枯水期和来水不好时，高峰时段电力供应趋于紧张。“九五”期间各电网负荷率逐年下降，峰谷差继续增大，调控矛盾更加突出。2000年电力最高负荷在发电量大幅度上升的同时也继续攀升，华北、东北、华东、华中、西北和南方电网最高负荷分别达到3093，2164，3920，2555，1103，2671万kW，比1999年增长较大。

(3)“九五”期间的电力供应。“九五”期间全国发电跃上3亿kW新台阶，到2000年底达到31932万kW，发电量13685亿kWh，年平均增长率分别为8.0%和6.3%。“九五”后期国家在电网领域加大了投资力度，特别是城乡电网改造，使电网的可靠性、灵活性和经济性得到了显著提高。电网主网架建设逐步加强，500kV主网架已开始取代220kV电网，承担跨省、跨地区的电力输送和交换任务。以计算机为主的国际先进调度自动化系统已普遍采用并达到了实用化程度。2000年220kV及以上输电线路达到1636360km，220kV及以上变电容量为41489万kVA；500kV直流输电线路达到1045km，而额定换流容量达到120万kW。

(4)电力需求方面。全国社会用电量实现快速增长，2000年达到13466亿kW．比1995年增长136.5%；“九五”期间全社会用电量年均增长率为6.4%，低于“八五”期间9．6%的增速。人均用电量从1995年的816.2kWh上升到2000年的1039kWh，年均增速达5.4%；电能消费在终端能源消费中所占比例逐年上升，从1995年的9.2%上升到2000年的11．2%，人均电能消费水平仍然较低。“九五”期间，第一、二产业用电量波动性缓慢增长，用电比重逐渐降低；第三产业和居民生活用电快速增长，用电比重相应增加；居民生活用电一直是我国电力需求的增长点，“九五”期间年均增长10.7%。就地区而言，中南、华东和华北地区用电增长率较高，西北、西南次之，东北地区用电增长依然缓慢；且各地区用电增长速度差异较大，东南沿海地区，西部大部分地区及北京、河北、内蒙古等用电增速较快；而中部内陆地区、东北地区以及甘肃、陕西等省区的用电增速较慢。

总之，“九五”期间全国电力供需保持了基本平衡的格局，但这种基本平衡只是初步的、暂时的、低用电水平下的基本平衡，即电力供需平衡的基础和水平比较低。“九五”期间我国电力的增长比发达国家高。我国发电量年均增速6.3%，而美国、日本、俄罗斯、加拿大、德国、法国（1995~1999年）电力增速分别为3.4%、1.8%、-0.4%、1.9%、1.0%、2.9“，这是中国电力工业在1996年跃居世界第二位后叉持续五年增速超过工业发达国家古

三、“十五”电网的高速发展

“十五”期间，电力行业有了长足的发展，我国每年新增发电装机容量达1500万～1800万kW，不仅年发电最已超过日本，而且总装机容量也已超过日本，仅次于美国居世界第二位。

1．发电装机和用电量

到2005年底，全国发电装机容量达到6.22亿kW，2006年装机新增约1亿kW．比2005年增长20%。2006年全国全社会用电量达到2.82万亿kWh，比2005年增长14%。

2．电网规模

到2006年底，我国220kV及以上线路长度达到28.2万km，变电容量9.8亿kVA，分别比2005年增长10.4%和15.7%。最大的华东电网20kV以上的输电线路现在达到了48697km，变电容量0.5亿kVA。国家电网公司拥有220kV及以上交流线路21.9万km，220V以上电压等级输电线路22万km，变电容量7.4亿kVA，直流线路3900km，直流输电容量1050万kW。直流输电拥有的规模是世界第一位。

3．全国联网和跨区输电得到较大发展

除海南、新疆、西藏、台湾以外，全国基本形成联网格局，电网发展进入资源优化配置新阶段。2006年12月，三沪直流建成投产，华东与华中电网联网容量提高到了720万kW。2006年国家电力市场交易电量达1685亿kWh。跨区输电和一些直供线路价值达到了1685亿，接近全公司售电量的10%。2006年国网公司的售电量是17097亿kWh。

4．区域电网和网架得到了较快发展

华北电网形成了万顺、大房、神保、侯廉、托克托5个500kV西电东送通道，京津唐受端环网得到强化，山东电网通过辛安一聊城双回500kV线路与华北主网相联。北京的500kV电网建设大大加强，2006年建成了城北和通州2个500kV变电站，使北京的500kV变电站从4个增长到6个，计划于2008年前再建2个，8个变电站，负荷约1200万kW。华东电网在长江三角洲地区形成了跨省市500kV主环网，福建电网通过福州500kV线路与华东主网相连。

华中电网形成以三峡为核心的500kV主干网架，东北电网形成了纵贯南北的链式500kV主网结构，满足北电南送、西电东送的需要。西北电网形成覆盖陕、甘、青、宁四省区330kV主干网架。在官厅到兰州东750kV输变电示范工程的基础上，西北电网750kV输电线路的建设正在加快推进。

5．城乡电网建设与改造取得可喜成绩

经过多年的建设和改造，城乡电网结构与装备水平得到改善，供电能力和可靠性有了较大提高。北京、上海、天津等地已经在城市外围形成了500kV环网结构，多数城市已形成了220kV环网，部分城市的220kV变电站深入市区中心。“两改一同价”的实施，提高了农网的供电质量，降低了农村电价水平，推动了农村用电水平的持续增长和地方经济的发展。

2006年3月，国家电网公司启动了经营区域内农村户户通电工程。到2006年底，投资58亿，新增54.5万通电户，户户通电省份由年初的6个增加到18个。

6.二次系统装备水平得到很大提高

电力通信基本实现了规划确定的主干通道光纤化、数据传输网络化的目标，基本形成了三纵三横的主干网架，省级及以上调度机构配置了能量管理系统，实现了电力调度数据采集自动化，微机型继电保护装置碍到广泛应用，信息技术应用从生产自动化向企业信息化全面发展和深化。

7．全国联网的格局初步形成

目前全国已经形成华北、东北、华东、华中，西北5个区域电网和南方电网，其中华东、华北，华中、东北四个区域电网和南方电网已经形成了500kV的主网架，西北电网在330kV网架的基础上，第一条750kV官亭——兰州东输变电示范工程已于2005年9月26日建成投运。西电东送已经进入全面建设阶段，形成了北中南三大送电通道：北通道目前已经形成由山西、蒙西向京津塘和河北南网送电的九回500kV线路；中通道由两条±500kV直流线路，将三峡、川渝、华中主网的电力送到华东地区；南通道已形成“三交二直”五条送电通道，将云南、贵州、广西三省区电力送至广东。目前全国各大区域电网之间联网线路达到“三交三直”六条联网线路，即连接华中，华东的两条±500kV的直流线路；连接东北、华北的双回500kV的交流线路；连接华北、华中电网的一条500kV的交流线路；连接华中与南方电网的一条±500kV的直流线路。全国联网规模达到4.3亿千瓦．交流同步网规模达到2亿千瓦。因此西电东送、南北互供、全国联网的格局已经初步形成。

8．采用新型输电网

(1)灵活交流输电。该项技术是现代电力电子技术与电力系统相结合的产物，通过利用大功率电力电子器件的快速响应能力，实现对电压、有功潮流、无功潮流等的平滑控制，从而在不影响系统稳定性的前提下，提高系统传输功率能力。

（2）高压直流输电。高压直流输电系统中，电能从三相交流电网的一点导出，经换流站转换成直流电，通过架空线或电缆传送到接收点。直流电在另一侧换流站转化成交流电后，再进入接收方的交流电网。由于直流输电只需1根（单极）或2根（双极）导线，其架空线路杆塔结构也较简单，因此，直流线路的造价会大幅度的降低。一般而言，在同等输送功率的情况下，直流输电线路的占地面积只是交流输电线路的一半。对于一个延续上千千米的输电线路来讲，节约下来的土地面积非常可观，这一点，对于中国日益紧张的土地资源来说，更具有特殊的意义。另外，高压直流输电不存在系统稳定性问题，可实现电网的非同期互联。而且直流系统的“定电流控制”限制短路电流可快速地将短路电流限制在额定功率附近，短路容量不因互联而增大。直流输电还可通过晶闸管换流器快速调整有功功率，实现潮流翻转，在事故情况下可实现健全系统对故障系统的紧急支援，也能实现对振荡阻尼和次同步振荡的抑制。

(3)紧凑型输电。紧凑型输电技术突破了常规线路的导线结构及布置方式，使三相导线置于同一塔窗内，呈三角形布置，极大地压缩了导线的相间距离，从而降低了线路阻抗，在额定电压不变的条件下，提高了额定自然功率。紧凑型输电线路的单位走廊宽度的自然传输功率可以达到高一级电压等级的常规型输电线路自然传输功率水平。这是一种比较经济的提高超高压交流输电能力的输电技术。目前，我国500、330、220kV电压等级都有紧凑型线路投运，其中500kV昌房线已投运6年多，220kV安电线已投运11年，已投运的各条线路运行情况良好。紧凑型输电技术运行可靠、技术先进，目前已形成成熟的运行经验和完整的设计规程，设计制造完全国产化，已作为电网先进适用技术之一在国家电网公司系统推广应用。

(4)高温超导输电。与常规电缆相比，高温超导电缆具有体积小、质量小、损耗低和传输容量大的优点。利用它可以大大降低电力系统的损耗，提高电力系统的总效率，实现大容量输电。我国第一组超导电缆系统于2004年4月19日在云南省昆明市普吉变电站投入运行，这标志着继美国、丹麦之后，我国成为世界上第三个将超导电缆投入电网运行的国家。除此之外，气体绝缘线路(GIL)在我国电网中也有少量采用。2004年6月18日，华东电网首条500kV的GIL。线路管道在浙江杭州市电力公司瓶窑变顺利投入运行，有专家称，GIL线路管道的顺利投运为将来500kV母线分裂改造工程创造了有利条件。

9．变电容量快速增长

2004年底全国220kV及以上的输电线路有了223万km，变电设备容量有69676万kVA；500kV的线路有56000km，变电容量21082万kVA。与2000年相比220kV以上的输电线路增加了5.9万km，增长36%．变电容量增加28187万kVA，增长67.9%，增长率也是很高的。其中500kV线路增加了2.9万km，增长了107%．变电容量增加11635万kVA．增长了123%。2005年是全面实现“十五”计划，衔接“十一五”计划的关键年份，又是继续落实科学发展观，继续加强和改善宏观调控的重要时期，随着各地区负荷密度的增加，大容量变压器（额定电压为500kV，1000MVA或以上的变压器）将逐渐应用到电网中。目前我国主要在负荷密集的华东、南京电网中陆续采用100万kVA设备。据统计，“十五”期间安排投产25组100万kVA变压器。北京新增变电站也已采用120～150万kVA的变压器。目前，我国变压器发展主要有两方面：一是超高压大型变压器向大容量（超过1000MVA）、轻结构、三相式和组合式方向发展；二是中小型变压器向节能化、小型化，低噪声、高阻抗、防爆型发展。变压器性能、质量水平的高低取决于变压器的专用制造设备性能、设计技术的优化以及新材料的开发与应用。现在，变压器制造设备与工具逐渐专业化，争取以装备水平、设备性能来保证加工质量，克服人为因素，提高质量和生产效率；而智能化优化设计程序、CAD参数化设计始终是设计技术的努力方向日

10．实现跨省、跨区配电平衡

跨省、跨区的输变电工程相继投产和开工，三广直流工程通过国家验收，贵广直流工程建成投产，东北与华北加强联网工程已经建成投运，西北与华中的直流背靠背联网工程进入调试阶段，三峡至上海500kV直流输电工程已正式开工，区域电网和省级电网的网架得到了明显加强。2004年全年电网建设与改造投资完成825亿元，同比增长12.7%，共投产220kV及以上交流输电线路2.4万km，变电容量11360万kVA，直流输电线路1857km、换流容量600万kW.电网跨区的资源优化加大电网间的电力输送规模，实现跨区、跨省平衡的配电供需，将对调节电力余缺，缓解电力供应紧张和促进资源优化配置发挥重要作用。2004年我国跨区、跨省互送电力完成2259亿kWh，同比增长35%，跨区电量完成690亿kWh，同比增长79.6%．大区域间、省级间的互送电量1569亿kWh，同比增长21.7%。

按照中国“十五”发展计划纲要，我国将深化电力体制改革，逐步实行厂网分开、竞价上网，建立竞争性发电市场；开放省内电力市场，发展区域电力市场，推进全国联网，培育国家电力市场；规范和理顺电价，健全合理的电价形成机制；实行政企分开，推进投资主体多元化，建立现代企业制度，推进电力企业进入国际、国内资本市场。

从东北电网“大扰动”试验到西北750kV示范工程，在“十五’’的5年时间里，电网建设业绩辉煌。“十五”期间，成为了新中国成立以来电网建设速度最快的阶段。