第一篇：中國電網現狀(超高壓)

特高壓電壓發展現狀及相關知識 電網輸電電壓劃分

“特高壓電網”，指1000千伏的交流或±800千伏的直流電網。

輸電電壓一般分高壓、超高壓和特高壓。國際上，高壓(HV)通常指35~220kV的電壓；超高壓(EHV)通常指330kV及以上、1000kV以下的電壓；特高壓(UHV)指1000kV及以上的電壓。高壓直流(HVDC)通常指的是1 600kV及以下的直流輸電電壓，士600 kV以上的電壓稱為特高壓直流(UHVDC)。我國目前絕大多數電網來說，高壓電網指的是110kV和220kV電網；超高壓電網指的是330kV，500kV和750kV電網。特高壓輸電指的是正在開發的1000 kV交流電壓和1 800kV直流電壓輸電工程和技術。特高壓電網指的是以1000kV輸電網為骨干網架，超高壓輸電網和高壓輸電網以及特高壓直流輸電高壓直流輸電和配電網構成的分層、分區、結構清晰的現代化大電網。近期，國家電網“十二五”特高壓投資規劃出臺。

國家電網在2010年8月12日首度公布，到2015年建成華北、華東、華中（“三華”）特高壓電網，形成“三縱三橫一環網”。

據了解，未來5年，特高壓的投資金額有望達到2700億元。這較“十一五”期間的200億投資，足足增長了13倍之余。

有分析人士據此指出，我國電網將邁入特高壓時代。這對于發電設備公司來說，無疑是一個令人振奮的消息。那么，在這場2700億特高壓投資盛宴中，發電設備公司究竟能分得幾杯羹呢？

電網建設邁入特高壓時代

國家電網8月12日還宣布，世界上運行電壓最高的1000千伏晉東南―南陽―荊門特高壓交流試驗示范工程已通過國家驗收，這標志著特高壓已不再是“試驗”和“示范”階段，后續工程的核準和建設進程有望加快。

此前，我國的特高壓電網建設也正在逐步推進。

2009年1月16日，國內首條特高壓示范工程――晉東南-荊門1000千伏特高壓交流輸電示范工程正式投運，至今已成功運行1年7個月。

此外，2010年7月8日，向家壩-上海±800千伏特高壓直流輸電示范工程成功投入運行。這是目前規劃建設的世界上電壓等級最高、輸送距離最遠、容量最大的直流輸電工程。根據國家電網的測算，到2020年，晉陜蒙寧新等西部煤電基地規劃向中東部地區外送煤電2.34億千瓦，其中通過特高壓交直流電網外送1.97億千瓦。

按照國家電網的計劃，山西、陜北煤電通過特高壓交流外送，蒙西、錫盟、寧東煤電通過特高壓交直流混合外送，新疆、蒙東煤電通過特高壓直流向“華北、華東和華中”電網送電。除傳統的煤電之外，特高壓也將承擔起水電的送電任務。中國西部12個省份技術可開發水電裝機容量4.4億千瓦，占全國的80%以上，尤其西南地區是未來中國水電開發的重點地區

據國家電網公司提供的數據顯示，一回路特高壓直流電網可以送600萬千瓦電量，相當于現有500千伏直流電網的5到6倍，而且送電距離也是后者的2到3倍，因此效率大大提高。此外，輸送同樣功率的電量，如果采用特高壓線路輸電可以比采用500千伏超高壓線路節省60%的土地資源。特高壓能大大提升我國電網的輸送能力。中國在直流高壓輸電也將投入更多進行研究。我個人認為在特高壓輸電方面直流在某些方面優越于交流（自己看法，沒有具體科學依據）！

華泰聯合證券認為，根據國網、南網的規劃，到2020年，我國將投入6，000億元用于交直流特高壓電網的建設。而在“十二五”期間，也就是未來五年，交直流特高壓的投入將達到4，000億元。預計2010年特高壓投資約為300億元，未來市場空間廣闊。

中國電網分布 中國電力分為六大電網：西北·東北·華北·華中·華東·南方

1，華北電網：華北電網有限公司供電區域包括北京、天津、河北、山西、山東和內蒙古西部地區，供電面積125萬平方公里，供電人口2.3億；其中，直接經營的供電區域包括北京、天津和河北北部地區，供電面積13.2萬平方公里，供電人口4200萬。

華北電網覆蓋面積163萬平方公里，人口2.3億。

截止2004年底，華北電網統調裝機容量為7447萬千瓦，其中京津唐電網裝機容量2024萬千瓦，占27.18%。

500KV線路共88條，11045公里；變電站40座，主變47臺變電容量43459兆伏安；其中京津唐網500千伏變電站11座，主變13臺，變電容量18959兆伏安。2004年華北電網最大負荷4675萬千瓦，增長16.64%，京津唐電網最大負荷為2220萬千瓦，同比增長13.21%。

1．國外智能電網研究現狀

目前，美國、加拿大、澳大利亞以及歐洲各國都相繼開展了智能電網相關研究，而其中最具代表性的是美國與歐洲。美國電科院EPRI推動的IntelliGrid研究計劃致力于開發智能電網架構。歐洲于2005年成立了歐洲智能電網論壇，2008年9月發布的《歐洲未來電網發展策略》提出了歐洲智能電網的發展重點和路線圖。

在輸電領域，PJM(美國典型的獨立系統運行機構)負責13個州的電網調度運行和電力市場組織，主要從廣域測量技術和高級調度控制中心著手開展智能輸電網研究工作。

在配電和用電領域，開展了大量的智能化實踐，包括智能表計、電壓控制和動態儲能等，提高電網與用戶的互動性，以及風電等新能源的使用率。

美國科羅拉多州的一個9萬人小鎮波爾得(Boulder)從2008年起建設全美第一個“智能電網”城市。其主要技術路線是：構建配電網實時高速雙向通信網絡；建設能夠遠程監控、準實時數據采集和通信，以及優化性能的智能變電站；安裝可編程家庭用戶控制系統；支持小型風電和太陽能發電、混合電力汽車、電池儲能系統等分布式發電儲能技術。

2．國內智能電網研究現狀

在智能電網相關的技術領域已經開展了大量的研究和實踐，為智能電網的發展打下了良好基礎。金融危機以后，美國把新能源開發作為應對金融危機的重要舉措，提出來了智能電網。我國在2009年5月也正式提出智能電網的建設概念和目標，和國外基本上是同等發展。如特高壓輸電，大電網運行控制，高級調度中心，靈活交流輸電技術，SG186信息系統建設，數字化變電站，城鄉電網安全可靠供電，電網環保與節能等。

我國統一堅強智能電網的特點：一是以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展的堅強電網為基礎；二是利用先進的通信、信息和控制技術；三是以信息化、自動化、互動化為特征；全面涵蓋發電、輸電、配電、用電環節。

3．智能電網建設分三個階段

第一階段：2009～2010年，為規劃試點階段。重點開展以下工作：智能電網發展規劃編制，現在已經完成；正在制定技術和管理標準；開展關鍵技術研發和設備研制；開展各個環節的試點。

第二階段：201l～2015年，為全面建設階段。重點開展以下工作：加快特高壓電網和城鄉電網建設，為智能電網建設提供可靠基礎；初步形成智能電網運行控制和互動服務體系；關鍵技術和設備研制實現重大突破和廣泛應用。

第三階段：2016～2020年，為引領提升階段。重點開展以下工作：全面建成統一堅強智能電網；電網的資源配置能力、安全水平、運行效率以及電網與電源、用戶之間的互動性顯著提高；在服務清潔能源開發和保障能源供應中發揮重要作用。

4．每個環節的具體目標

(1)發電環節

大規模可再生能源發電出力預測，發電運行控制技術研究；電網接納大規模可再生能源能力及其對電網安全穩定影響等關鍵技術研究，制訂并網技術標準；建立風、光、儲一體化仿真分析平臺。

2009～2011年：建成風電和太陽能發電研究中心，張家口現在已開始建設太陽能和風電研究中心，這是我國太陽能檢測中心，檢測達到標準才可以入網。在新能源發電運行控制、功率預測等方面取得突破。2012～2015年：風電、太陽能發電等新能源信息化、數字化和自動化技術得到普遍應用。

2016～2020年：所有并網風電場實現風電功率預測；可再生能源有序并網發電，實現協調經濟運行。

(2)輸電環節

全面掌握特高壓交、直流輸電技術，加快特高壓和各級電網建設；開展分析評估診斷與決策技術研究，實現輸電線路狀態評估的智能化；加強線路狀態檢修、全壽命周期管理和智能防災技術研究應用；加強靈活交流輸電技術研究。

2009～2011年：加快建設交流特高壓工程；建成±800和±660千伏直流輸電工程；完成750 kV串補、750 kV／l 000 kV可控電抗器、短路電流限制器、新型無功補償裝置研究和工程示范。

2012～2015年：加快華北一華中一華東特高壓電網建設；全面掌握和應用特高壓直流輸電技術；完成特高壓串補和靈活交流輸電裝置關鍵技術開發和應用；實現輸電線路標準化與全壽命周期管理。

2016～2020年：建成以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展為基礎的統一堅強智能電網；電網的資源配置能力、安全水平、運行效率以及電網與電源、用戶之間的互動性顯著提高；在服務清潔能源開發和保障能源供應中發揮重要作用。

(3)變電環節

制定智能變電站和智能裝備技術標準和規范；建設廣域同步信息采集系統；構建綜合測控保護體系；研究各類電源規范接納技術；開展智能設備及設備智能化改造技術研究；轉變檢修模式，實現資產全壽命綜合優化管理。

2009～2011年：制定技術標準規范體系；初步實現信息統一采集；支持大型能源基地、可再生能源規范接入；初步形成基于風險控制檢修模式；完成智能變電站建設及改造試點。

2012～2015年：跨域實時信息初步共享；各類電源的規范接入；實現智能設備對優化調度和運行管理的信息支撐；建立資產全壽命周期管理和檢修工作體系；電網重要樞紐變電站智能化建設和改造。

2016～2020年：樞紐及中心變電站完成智能化建設和改造；超過50％的關鍵變電站實現關鍵設備的智能化；建立面向智能電網和智能化設備的運行管理體系；基本實現基于企業績效管理的設備檢修模式；形成基于狀態的全壽命周期綜合優化管理。

(4)配電環節

建成高效、靈活、合理的配電網絡，具備靈活重構、潮流優化能力和可再生能源接納能力，在發生緊急狀況時支撐主網安全穩定運行；實現集中／分散儲能裝置及分布式電源的兼容接入與統一控制；完成實用性配電自動化系統的全面建設；全面推廣智能配電網示范工程應用成果，配電網主要技術裝備達到國際領先水平。

2009～2011年：研究智能配電網的總體框架和技術發展規劃；開展重點科研項目攻關和試點工程建設；建立智能配電網仿真實驗平臺；智能配電網示范工程建設。

2012～2015年：完善智能配電網技術架構體系；繼續優化完善配電網架；在全面總結試點經驗的基礎上，研究建立智能配電系統的成熟度評估模型和實驗平臺。

2016～2020年：在重點城市建成具有自愈、靈活、可調能力的智能配電網。

(5)用電環節

全面開展智能用戶管理與服務；推廣應用智能電表；實現電網與用戶的雙向互動，提升用戶服務質量，滿足用戶多元化需求；通過智能電網建設推動智能樓宇、智能家電、智能交通等領域技術創新；改變終端用戶用能模式，提高用戶用電效率。

2009～2011年：完成雙向互動關鍵技術研究；開發智能電表等計量裝置；智能電表覆蓋率達30％，用戶超過5000萬戶；電能占終端能源消費比重提高到約2l％。

2012～2015年：智能用戶管理與服務體系基本建成；全面建成用電信息采集系統；智能電表覆蓋率超過80％，用戶超過1．4億戶；電能占終端能源消費比重提高到約23％。

2016～2020年：全面建成智能用戶管理與服務體系；雙向互動服務全面應用；全面建成并完善用戶用電信息采集系統；智能電表覆蓋率達100％；電能占終端能源消費比重提高到約26％。

(6)信息平臺環節

信息是非常重要的基礎手段，要建立堅強智能電網信息體系架構，實現信息高度共享，為發電到用戶的各個應用環節提供安全的信息化平臺支撐；滿足系統協調優化控制、電網企業與用戶問靈活互動的要求；充分利用智能電網多元、海量信息的潛在價值，增強智能分析和科學決策能力；全面建成國家電網資源計劃系統，實現信息化與電網的高度融合。

2009～2011年：初步建立智能電網信息和通信體系架構和統一信息模型；開展下一代電力光傳輸網絡、支撐配用電及分布式能源的負荷通信網絡研究與試點；完成“SGl86工程”。

2012～2015年：完善智能電網信息通信架構體系建設和一體化統一信息模型；基本建成國家電網資源計劃系統(SG-ERP)；全面建成堅強智能電網骨干通信網；基本建成適應于配電、用電及分布式能源接入的負荷通信網絡。

2016～2020年：結合信息與通信技術的發展，優化信息與通信應用的融合、統一和集成；實現智能決策，支撐智能電網各環節建設；信息平臺整體達到國際領先水平。

第二篇：中國電網調度現狀

中國電網調度現狀

隨著我國社會經濟的發展和文化的進步，中國的電網調度取得了前所未有的發展，以《電力法》和《電網調度管理條例》(以下簡稱《條例》)的發布施行為標志，我國的電網調度進入了依法調度的新時期。

3.1.1調度機構及五級電網調度系統

我國現行的調度管理體制是國家電力公司主管全國的電網調度工作，縣級及以上電網經營企業主管轄區內電網的調度工作，各級電網經營企業都相應設立了電網調度機構。根據《條例》的規定，我國已初步形成了由國調、網調、省調、地調、縣調組成的全國五級電網調度系統，調度機構的設置和層級劃分原則已經由法律予以規定。

目前國調代表國家電力公司行使電網調度管理職能，并對直調范圍內的電廠、跨大區電網的聯絡線及有關變電站等進行實時調度。跨省電網內設有四級調度機構，獨立省電網內只設三級調度機構。這種層級設置既是我國電網調度實踐的科學總結，也是與國際大電網會議39工作組的調查結果相一致的。

3.1.2我國電網調度自身面臨的主要問題

我國的電網調度也面臨許多亟待解決的問題，最為突出的是法制觀念淡薄。自《條例》出臺6年來，政企分開后我國的電網調度實現了從以行政為主要手段的調度方式向依法調度的新型模式的轉變，調度系統建設在法制化、規范化方面取得了可喜的進步，初步適應了兩個根本性轉變的需要，但違反《條例》規定的事仍時有發生，業外人士對有關調度的法律法規知之甚少，還需要進一步學習和宣傳《條例》，加強依法調度、依法處理調度有關問題的自覺性。亟待解決的問題還應當包括如何依法應用經濟的、技術的手段在市場條件下進一步強化統一調度、分級管理的問題，電網調度管理將隨著電力市場的建立和完善以及電力工業走“可持續”發展道路、實現全國電網互聯而發生重大的變化。

第三篇：大機組超高壓大電網之間的協調配合探討

大機組超高壓大電網之間的協調配合探討

摘要：分析了“大機組、超高壓和大電網”之間的相互協調配合關系，指出我國廣大地區（西北除外）將出現三級大電網（省網、大區網、全國網）共用電氣互通的單一500kV網架及在適應四級大機組（200或300MW，500或600MW，800和1000MW）供電的輸送大范圍內只采用單級500kV輸電可能產生的不利局面。這種“失調”狀況將會導致電網輸送能力長期不足，短路電流接續快速增大，運行調度和電網自動化也將遇到一些不應有的困難，還會影響電網規劃工作中應有的適應能力和未來電力市場營運中的靈活性。文中分析了采用500kV電壓等級決策失誤的原因，提出了一些可供參考的補救措施。

關鍵詞：全國聯網 電壓等級 大機組 超高壓 大電網

引言

近年來經常有文章在開頭采用“我國電力系統已發展到以‘大機組、超電壓和大電網’為特點的階段”這樣的表述方式，這已不約而同地成為眾多電力工作者喜用常寫又喜聞樂見的用語。雖然這種常用的表述方式并不能嚴格地描述具體電網發展各階段（省網、大區網、全國網）的技術特點[1]，但仍可清楚地表述我國電力系統2020年以前從省網經大區電網發展到全國聯網的約近半個世紀的發展過程中總的技術特點。

“大機組”表明了發電部分的技術進步；“超高壓”表明了輸電和聯網技術的適應能力；而＂大電網＂則體現了電力整體的發展水平，“大電網”也涵蓋了輸電網和配電網兩大組成部分。所以“大機組、超高壓、大電網”綜合概括了全部電力系統和電力工業的主體發展內容，它們之間必然存在著相互適應和配合的關系。這種關系體現著一種內在的互相適應和制約的規律，是不能允許“失調”的，否則即會成為一種戰略性、長遠性和全局性配合關系的失誤。重大決策的成功是從長遠和全局的實際出發的，而不是從形式和慨念出發的決策。

用詞含義

（1）“大機組”是指容量更大的主力發電機組，也指因容量增大而結構發生變化（如火電機組的汽缸分缸、增設中間再熱器等）、性能得以改進（煤耗減少，熱效率提高）及參數變化（主蒸汽壓力和溫度的提高）的機組。我國的火電大機組應從200MW算起（125MW只是 “準大機組”，100MW則不能算做大機組），直到目前華東上海外高橋電廠的超臨界參數的1000MW大機組[2]和以后的超GW大機組，其間已形成相對完整的系列，這體現了電力工業發展的步伐，也適應了發展的需求。

水電和核電機組的容量雖然更多地受其動力條件的制約和影響，但也遵從逐步發展的規律，且其容量也大致與火電機組一致。

（2）“超高壓”是指大于220kV而小于1000kV的電壓等級，如日本采用的275kV；我國西北網采用的330kV（含315kV、345kV）等；西歐采用的400kV（含380kV、440kV）等；我國西北以外的其他地區和俄、日、美、加等采用的500kV；我國西北、巴西等采用的750kV（含735kV、765kV）等。雖然少數國家的一些機構（例如日本）和少數專家（如文[3]作者）認為750kV級也屬于特高壓范圍，但這并不符合國內外正式的技術標準。

超高壓是電網發展擴大所需的主要電壓等級，也是電網骨架線路采用的電壓等級。電力線路的位置、相互關系（包括輸電方式）及所用的電壓等級決定了一個電網網架的基本結構，也從根本上決定了其運行安全性和經濟性水平。由于電源和負荷布局要受資源和經濟發展等更多因素的影響，因此一個電網的輸送能力主要取決于網絡結構和電壓等級兩個因素。

已有超高壓段的電壓等級是隨著發電機組和電網容量的擴大而逐步提高的，由此形成了由電網發展各階段決定的各網架電壓系列（見圖1）。

直流輸電以其優越性能逐步承擔起越來越多的輸電和聯網任務。已建成的有±100kV、±250kV、±400kV、±500kV、±600kV等線路，已設計籌建的±750kV的長距離輸電線路，其電壓等級也大致與交流輸電電壓等級相近。

（3）“大電網”是指電網發展過程中覆蓋范圍和互聯關系達到一定程度和階段的電網，它和“超高壓”不同的是尚無正式的定量規定，即超過多少MW的電網為“大電網”，但可按電網發展階段定義為：電網起初是發電直供負荷；然后發展到具有并列安全和負荷經濟分配等問題的供電網及由多電源和多用戶形成的地區電網；再進一步形成邊界較固定的省網；省網再經互聯形成大區電網；最后再互聯成全國及國際聯網，甚至已被多次國際會議討論過的全球電網。可以認為省網形成及以前各階段為低級發展階段，以后即進入高級發展階段，也可以認為此后又再分為中級和高級兩個階段。

電網的發展和擴大是由其本身負荷容量的增大（量變或漸變）和相互的互聯（質變或突變）兩個方式實現的，一方面電網的發展整體上呈現階躍式上升狀態，另一方面，每階段電網自身又是連續上升的，故不適于用其總容量表示發展。因此圖1采用了各階段中輸電和聯網容量作為縱坐標，但每一省網或大區網的具體發展又有極大差別，故只能示意地表述其發展如圖1。相互適應的關系

大機組、超高壓和大電網三者之間存在著不可違背的相互適應的要求和關系。

（1）大機組與超高壓的適應關系

我國大部分地區只選用500kV一級超高壓，擔負著300MW到1000MW級所有大機組的輸電任務，事實上我國不少200MW機組也直接接入到500kV輸電線上[4,5]，使其負擔過重；有時短線或弱線也不得不采用500kV；而且由于大機組接入過多，還可能導致開關關斷能力過早不足。文[6]作者根據各級電壓自然功率和經濟輸送功率及與各級大機組的配合情況，建議除500kV以外還應再建設380kV、750kV電壓等級。這樣大機組與超高壓才能更好地相互適應。

（2）超高壓與大電網的適應關系

圖1顯示出大電網在中級發展和高級發展的兩大階段上，只采用了500kV電壓等級，20多年建設和運行500kV電壓等級的經驗證明其現有性能相當低下（造價過高和輸送能力長期嚴重不足），文[4]、[5]從不同角度分析了其輸送能力不足的原因。調研世界主要國家的電網情況，發現在超高壓段內只采用單級500kV電壓的電網就僅有我國電網一個（西北地區除外）。國外實用經驗也證明各發展階段的電網都應具有各自的網架電壓，才能有利于運行和調度及規范工作的靈活性[5]。

（3）大機組與大電網的適應關系

明顯地小電網帶大機組將引起安全問題；大電網中小機組過多也必然產生經濟性差的后果。發電機組是大電網的核心，不僅控制著電能供應，也是電網中各種調節和控制的關鍵環節。大電網除了安裝供熱、調頻或調荷性能優越的機組外，還應盡量采用大型機組。因此大電網和大機組相互適應的關系相對地易于掌握和實現，但需經過“超高壓”這個中間環節來實現。500kV電壓作為超高壓段唯一的中間環節，其“輸送能力不足，造價過大，建設速度慢”等缺點也十分不利于疏通這層適應關系。

總結上述：我國在廣大地域（西北除外）將形成三級大電網（省網、大區網、全國網）共用電氣互通的單一500kV網架及在適應四級大機組（200或300MW，500或600MW，800和1000MW）供電的輸送大范圍內只采用單級500kV輸電的不利局面。其實質是將本應是適應能力強的臺階型立體結構矮化為單一平面型結構，形成了送、受端等值阻抗數值的巨大差別。其結果是電網將長期相對薄弱，輸送能力將長期不足，短路電流將連續快速增大，運行調度和電網自動化也將遇到一些不應有的困難，還會影響電網規劃工作中應有的適應能力及未來鄉級電力市場營運中應有的靈活性。因此，可以認為我國超高壓段的輸電和聯網電壓只選用了單級500kV是一次嚴重“失策”。

結束語

（1）我國500kV輸電能力經近20年的努力，至今仍大致僅達到或稍高于國外380~400kV級的輸電能力。實用經驗及國外電網建設和運行經驗[5]皆證明在超高段只選用500kV單級是一次重大決策上的失誤。

（2）應及時全面總結并對比大部分地區采用單級超高壓500kV和西北地區采用330kV、750kV雙級超高壓等級的建設、運行和發展經驗，并參照國外的實際經驗以取得真正一致的認識。

（3）補救性措施是使已建或在建500kV輸電從開始就應用各種串補、橫補及緊湊化等措施，或將輸送任務盡量轉移給直流輸電承擔。但新增的基本投資將使“積重難返”的被動局面更顯突出；且像我國這樣一個客觀上存在多地區、多層次之間資源優化關系的復雜大電網，極不可能使所有聯網和輸電都采用直流輸電。

（4）根本性措施是因地制宜地在500kV以上增用765kV（即800kV）電壓級，與500kV共同作為全國電網的網架電壓[7,8]，并在500kV以下有條件地增用380kV級電壓，與500kV共同作為省網和大區網的網架電壓以使各級電網從電壓級上分開，并使三者在發展和市場競爭中顯示各自的生命力。

（5）我國電工界已對采用單極500kV輸電的不合理性取得越來越多的共識。決策失誤的政策原因是只從近期、少量項目，而非從長遠、全局電網的發展需要來考慮和決策；而失誤的思想原因則是僅從電壓級的比例關系或電壓系列等形式性概念出發[9]，而非從電網全局的內部適應及配合的合理關系出發來考慮和決策。

（6）我國電網已有巨大發展，但比起20年之后建成的高水平小康社會時的全國特大型電網（更不必說到本世紀中葉達到中等發達國家水平時的更發達電網）來說，當前電網還只是起步時期的一個雛形電網，因此發展初期的一些失誤也是在所難免，還來得及修改或補救。

參考文獻

[1] 國電公司．市場經濟下電力規劃理論與實踐探索[M]．北京：中國電力出版社，2001．

[2] 中國電力信息中心．Electric Power Industry in China[Z]．北京：中國電力信息中心，2002．

[3] 賀家李，李永麗，董新州，等（He Jiali，Li Yongli，Dong Xinzhou et al）．特高壓輸電線繼電保護配置方案

（一）特高壓輸電線的結構運行特點（Relay protection for UHV transmission lines part one construction and operation characteristics）[J]．電力系統自動化（Automation of Electric Power Systems），2002，26(23)：1-5．

[4] 周孝信，郭劍波，胡學浩，等（Zhou Xiaoxin，Guo Jianbo，Hu Xuehao et al）．提高交流500kV線路輸電能力的實用化技術和措施（Engineering technologies and measures for improving the transmitting capability of 500kV transmission lines）[J]．電網技術（Power System technology），2001，25(3)：1-6．

[5] 何大愚（He Dayu）．超高壓段內采用兩個電壓等級才能適應電網發展的實際需求（Using two voltage grades of EHV range to suit practical needs of power grid development）[J]．電網技術（Power System Technology），2002，26(3)：1-4．

[6] 張煒，徐奇（Zhang Wei，Xu Qi）．確定合理電壓等級標準使電網可能持續發展（Establishing reasonable standards of transmission network voltage classes for sustainable development of power network）[J]．中國電力（Electric Power），2002，35(12)：67-69．

[7] 鄭健超．關于“西電東送”的輸電方式和電壓等級[C]．電網建設專家委員會第七次會議，北京：2002．

[8] 卞學海，張煒，徐奇（Bian Xuehai，Zhang Wei，Xu Qi）．我國電網目標網架初探（On target frameworks of power system for nation-wide interconnection）[J]．電網技術（Power System Technology），2000，24(2)：74-76．

[9] 輸配電電壓等級．中國電力百科全書輸電與配電卷[M]．北京：中國電力出版社，1995．

第四篇：美國電網現狀概況報告

美國電網評價體系調研報告

目錄

第一章美國電力工業概況............................................1 1.1 電力發展背景...............................................................................................1

1.1.1 經濟發展情況...................................................................................1 1.1.2 電力消費情況...................................................................................2 1.1.3 電源分布概況...................................................................................5 1.2 電網概況.......................................................................................................7

1.2.1 電網現狀...........................................................................................7 1.2.2 電壓等級與規模...............................................................................9 1.2.3 跨區輸電.........................................................................................11 1.3 電力運行機制.............................................................................................13 1.3.1 電力資產擁有者構成.....................................................................13 1.3.2 電網運營機制.................................................................................15 1.3.3 電力監管機制.................................................................................16 1.4 電力市場發展.............................................................................................18 第二章美國電網技術性評價...............................................................................20 2.1 可靠性方面.................................................................錯誤！未定義書簽。

2.1.1 美國電網可靠性標準層級.............................................................20 2.1.2 ERC可靠性標準簡介.......................................................................22 2.1.3 NERC正在公示的可靠性標準簡介................................................23 2.1.4 地區電力可靠性協會標準.............................................................23 2.1.5 美國獨立電網可靠性標準.............................錯誤！未定義書簽。

第三章美國電網經濟性評價.........................................26 3.1 資產管理與評價.........................................................................................26 3.1.1 資產數據分析決策支持.................................................................26 3.1.2 全壽命周期資產管理.....................................................................27 3.2 業績評價.....................................................................錯誤！未定義書簽。

3.2.1 成本水平（建設投資成本+日常運維成本）錯誤！未定義書簽。3.2.2 經營效益（分析財務報表）.........................錯誤！未定義書簽。

第四章評價美國電網社會性.........................................30 4.1 需求側響應的實施.....................................................錯誤！未定義書簽。4.2 節能減排的措施.........................................................錯誤！未定義書簽。參考文獻.........................................................31 第一章 美國電力工業概況

1.1 基本情況 1.1.1經濟社會概況

美國，全稱美利堅合眾國（United States of America），是由華盛頓哥倫比亞特區、50個州、波多黎各自由邦和關島等眾多海外領土組成的聯邦共和立憲制國家，其主體部分位于北美洲中部。美國中央情報局《世界概況》1989年至1996年初始版美國總面積列明 9,372,610 km2，1997年修正為963萬平方公里（加上五大湖中美國主權部分和河口、港灣、內海等沿海水域面積），人口3.1億，通用英語，是一個移民國家。

美國大部分地區屬于大陸性氣候，南部屬亞熱帶氣候。中北部平原溫差很大，芝加哥1月平均氣溫-3℃，7月24℃；墨西哥灣沿岸1月平均氣溫11℃，7月28℃。

作為全球唯一一個超級大國，美國是一個經濟高度發達的國家，經濟總量位居世界第一。根據世界銀行統計數據，2010年美國國內生產總值146578億美元，占全球20%以上；人口約3.1億，人均GDP為4.7萬美元。美國人口占世界的5%，一次能源消費占世界的23%。

自20世紀80年代起，美國逐步進入后工業化階段，至今已有30年。美國的后工業化是一個長期過程，突出地表現為第三產業的迅速發展。80年代以來，國民經濟重心向第三產業轉移的速度明顯 加快，制造業重心逐步向高級技術工業轉移。

根據在美國商務部經濟分析局劃分，全美可分為八個經濟區域中。其中，新英格蘭、中東部部區和大湖地區共同構成了美國的制造業帶，是美國最早實現工業化的地區。20世紀30年代以前，美國大部分的制造業、商業活動等都集中在這一地區，西部和南部則是比較落后的農業區。

二戰后，美國政府采取了一系列平衡區域經濟發展的措施。西部和南部地區抓住美國大量軍事工業轉為民用的契機，在聯邦政府的扶持下迅速發展了宇航、電子等高科技產業，形成了加州的“硅谷”，北卡羅來納的“三角研究區”等著名的高新技術產業研究生產基地，并同時帶動了區域內金融、地產、服務業等行業的發展，實現了區域經濟的繁榮。

1965年以來相對落后的美國西部和南部地區經濟得到了快速發展，并逐漸拉近了與東北部發達地區的距離。以大湖地區和西南地區為例，西南地區GDP總量從60年代不足大湖地區總量的1/3已經增長到86%。

1.1.2電力消費情況

（1）電力消費總量與結構

2009年，美國凈發電量39500億千瓦時，凈用電量37240億千瓦時。2010年，初步核定的凈發電量為41200億千瓦時，凈用電量38840億千瓦時。隨著經濟結構的調整，美國用電結構變化較大。工業用電比重不斷下降，商業和居民生活用電比重上升，見下表。

（2）人均電力消費

美國的人均GDP水平居世界前列，人均電力消費也達到了相當高的水平，在80年代末人均用電量已經超過1萬千瓦時。我國當前人均電力消費3132千瓦時，僅相當于美國50年代水平。

從時間上看，美國人均用電從3000-5000千瓦時，花了10年時間（1956-1965年）；從人均5000-8000千瓦時，花了9年時間（1966-1974年）；從人均8000-10000千瓦時，花了12年時間（1975-1986年）。

從各區域來看，美國人均電力消費存在很大差距。人均用電量最少的三個區域分別是新英格蘭、中東部和西部地區，均在10000千瓦時/人以下，這三個區域也是平均電價水平最高的地區。人均用電量最高的是東南部地區，超過15000千瓦時/人，由于這一地區是美國人口最聚集的區域，因此拉高了美國的整體人均用電量。（3）電力消費彈性

從電力消費彈性系數的變化看，在上世紀70年代以前，美國的電力彈性系數遠大于1，其中50-60年代高達2.38。盡管這一時期美國已經實現了第三產業在國民經濟中占優勢地位，第三產業占比57.6%，第二產業占比35.6%，但建筑、汽車、石油、鋼鐵等高耗能工業快速發展拉動了電力消費的快速增長。

直到80年代，美國電力消費彈性系數才低于1，為0.95，此時 美國國民經濟重心向第三產業轉移的速度明顯加快，進入后工業化時期。90年代以后，由于制造業繼續向海外轉移，工業用電比重不斷下降，2000-2009年電力彈性系數只有0.29。

電力彈性系數的下降一方面是由于美國的產業結構不斷調整，附加值較高的第三產業比重不斷增加；另一方面，美國的電氣化水平已經很高，生產生活中電器已經大量普及，隨著技術的進步，高耗能、高耗電產品逐漸退出市場，更減緩了電力消費的增長。

1.1.3發電情況

2009年，美國發電裝機容量10.276億千瓦，人均發電裝機容量3.3千瓦。自1950年以來，美國裝機容量增速逐步增長，近年來維持在1%年增長左右。自2003年以來，美國人均發電裝機容量始終保持在3.3千瓦左右。

隨著美國發電裝機容量增長，火電裝機持續增長。其中煤電裝機規模自1989年以來保持平穩，在3億千瓦左右；油電裝機規模有所下降，目前不足0.6億千瓦；天然氣發電裝機規模在2002年前后出現大幅攀升，目前超過4億千瓦。

2010年美國裝機結構見下圖，可見，天燃氣裝機容量比例達37.24%，已經超越煤電。

美國電源裝機結構分布比例

美國的電源分布與其人口分布格局相似，在東部、五大湖區、西南和西部沿海人口稠密地區，電源分布相對密集，體現出了“就地平衡”的布局特點。由于各區域能源資源稟賦和資源價格不同，造成了電源結構的差異。

美國是最早發展分布式發電的國家之一，在1978 年頒布公共事業管理政策法后，正式開始推廣建設分布式能源系統。美國的分布式能源在2004年的裝機為957萬千瓦，到2007年已經增長超過1倍，達到2099萬千瓦，占全國總裝機容量的2.11%。由于天然氣價格上漲，美國工業用大容量天然氣分布式能源機組（容量為2萬千瓦以上）被限制發展，商業、社區和居民用的天然氣分布式能源成為發展重點。美國政府計劃到2020年，有一半以上的新建辦公或商用建筑采用分布式熱電冷三聯產；同時15％的現有建筑改用熱電冷三聯產。

在美國，分布式發電站被定義為從幾千瓦到3萬千瓦之間的發電裝置。大于2萬千瓦的分布式發電站通常在當地安裝，利用燃氣輪機的熱電聯產裝置，同時供電供熱。2萬千瓦或更大的電站經常與電網 連接，并與現行的電力系統和本地電網同步運行。

目前，美國的分布式發電裝置以天然氣利用為主，風電正從分散式發展向集中開發、遠距離輸送過渡。現有120 多個風電管理機構相互間配合來平衡不同地區的風電發展、輸送、運行等問題。為此，美國鼓勵風電場在地理分布上更為分散，期望能夠借助更大的電網規模獲得更多的其他發電資源，以平滑風電出力不穩定問題。

1.2 電網概況 1.2.1 電網現狀

美國電網在早期是由私有和公有公司根據各自的負荷和電源條件組成的一個個孤立電網。隨后在互利原則的基礎上通過雙邊或多邊協議、或聯合經營等方式相互聯網，同步運行，逐步形成了目前美國的三大聯合電網，即東部、西部和得克薩斯聯合電網，3個區域電網主要通過直流背靠背聯系，運行頻率均為60HZ。東部電網和西部電分別與加拿大電網并網運行，西部的加利福利亞電網和南部得克薩斯電網與墨西哥電網連接。如下圖所示。

東西部電網以洛基山脈為界。西部電網包括亞利桑那州、新墨西哥州、加利福尼亞州、科羅拉多州、愛達荷州、蒙大拿州、內華達州、俄勒岡州、猶他州、華盛頓州、懷俄明州和加拿大的阿爾伯特省和不列顛哥倫比亞省。

西部電網從加拿大西部經美國西部延伸到墨西哥的下加利福尼亞州，電網供電區域較廣，除了城市電網，其他區域電網比較松散，運行方面的最大挑戰是長距離輸電下的如何保持電網的穩定。西部電網2007年，西部電網230kV以上線路9.5萬公里，覆蓋美國6150萬人口，年消費電量5852億千瓦時。

東部電網覆蓋美國東北大部，除東部各州及阿拉斯加州和夏威夷的其他州外，還包括加拿大的薩斯喀徹溫省、明尼托巴省、安大略省和魁北克省，是美國規模最大而且聯系最緊密的電網，運行方面的最大挑戰是線路的功率越限。東部電網通過6條直流聯絡線與西部電網相聯，通過2條直流聯絡線與德州電網相聯，通過四條聯絡線和一套變頻變壓器與魁北克電網相連。2007年，東部電網230千伏以上線 路15.5萬公里，覆蓋美國21595萬人口，年消費電量29410億千瓦時。

德州電網覆蓋德州大部，電網頻率為60赫茲。德州電網與西部電網通過直流背靠背工程聯網；與東部電網通過兩條直流聯絡線互聯；與墨西哥電網（非北美聯合電網）通過一條直流線路和一套變頻變壓器互聯。2007年，德州電網230千伏以上線路1.4萬公里，覆蓋2384萬人口，年消費電量約2750億千瓦時。

加拿大魁北克電網覆蓋魁北克大部，與東部電網通過四條直流聯絡線和一套變頻變壓器互聯。目前魁北克電網通過直流線路、直流背靠背站和765kV超高壓線路向美國境內的新英格蘭控制區和紐約控制區輸電。

1.2.2 電壓等級與規模

20世紀50年代到70年代，美國經濟快速發展，電力消費年均增速達到8.6%。用電量和用電負荷的快速增長，帶動發電機制造技術向大型、特大型機組發展，在此基礎上建立的大容量和特大容量電廠，由于供電范圍擴大，越來越向遠離負荷中心的一次能源地區發展。大容量、遠距離輸電的需求，使電網電壓等級迅速向超高壓345、500、765kV發展。

1908年，美國建成第一條110kV輸電線路；經過15年，于1923年建成投運第一條230kV線路；1954年，美國建成第一條345 kV線路；1964年，建成第一條500kV線路；1969年，建成765 kV線路。由于美國電網情況較復雜，又以私營為主，因而電壓等級從 110 kV 到 765 kV 多達 8 級。交流輸電最高電壓為 765 kV。美國在超高壓輸電方面，主要發展345，500kV和765kV電壓等級的輸電線路。美國的配電電壓與輸電電壓一樣趨向高壓化。代替以往的4kV 系統，現在以12 kV和13 kV系統為主體，另外還有采用33kV、34.5 kV和69kV電壓等級的。家用配電方式一般采用一相三線的120/240 V供電方式。

1995年以來，美國主要輸電區域的230千伏及以上電網規模基本處于穩定狀態。從1995年24.15萬公里增加到2007年的26.38萬公里，增長9％，年均增長0.74％。美國230千伏及以上輸電線路結構，見下表。

美國電網主要聯絡線以345kV和500kV電壓等級為主，2007年美國電網最大負荷7.8億千瓦。1990年以來最大負荷變化見下圖。1990年，電網最大負荷5.5億千瓦，2000-2004年維持在7億千瓦左右，2005年以后超過7.5億千瓦。美國1990年以來年負荷率處于56%-62%區間。不同年份之間有所波動，2006年年負荷率56.6%。根據EIA公布數據計算，美國2009年負荷率約為56.2%。由于負荷需求波動性較大，調峰發電能力要求較高。

美國線路平均輸電能力目前暫無數據。以太平洋聯絡線為例，原雙回線全長1520公里，中間分九段，初期輸送能力為180萬千瓦（單回線為90萬千瓦）。為提高輸送能力，在全線各線段采用串補（串補度70％），建設了與此并聯的400千伏直流聯絡線，并利用直流調制提高交流線路輸送能力，以及采用電氣制動措施，最終使這雙回500千伏聯絡線的輸送能力提高到280萬千瓦（單回線為140萬千瓦）。

1.2.3 跨區輸電

美國由于能源資源分布較為均衡，因此區域間電力輸送規模較小，電力生產保持就地平衡。見下表。其中，八大經濟區域基本保持區域內部電力生產與消費平衡，西南地區和落基山區有少量電力流向西部地區，主要是加利福尼亞州。

美國各州用電基本自平衡，發電比較多的州同時也是用電比較多的州。下表中顯示了美國發電量前十位的州，這十個州的發電量占全美發電量的46.3%。相應的，這十個州的零售電量占全美國零售電量的46.1%，發電量與售電量分布基本一致。

2010年，美國跨區交易電量不足1%。這主要是由于美國資源分布相對均衡，電源裝機比較均勻。同時負荷相對集中、密度較大，也有助于就地平衡。但由于美國不同區域之間電力價格存在較大差異，近年來形成了一個自北向南的電力流向。由于西北地區和加拿大魁北克地區的水電價格很低，造成了電力從西北流向加利福尼亞、從加拿大東部流向美國東北部。

同時，美國中部煤電西送的規模也日益擴大。2009年加利福尼亞輸入600億千瓦時電力主要來自于落基山區，其中約50%來自于懷俄明州。美國目前計劃建立1300公里的高壓輸電線路，使懷俄明州和其他落基山區州外送到加利福尼亞的輸電規模達到1200萬千瓦。

加利福尼亞是美國最大的電力輸入區域，電力來源于西北和西南地區，占加州供電總量的四分之一。此外，中西部地區通常對大西洋中部（Mid-Atlantic）地區有一個用電高峰時期的低成本煤電流入，但非高峰時期，芝加哥及周邊核電的反向流入，已經抵消并逆轉了這一電力流。整體上，美國目前跨區電力交易量較小。但隨著每年超過千萬千瓦的新增風電裝機增長，美國需要將西部的風力資源長距離輸送到人口密集的東部地區，大規模的輸電線路和電力流向正在規劃中。

1.3 行業環境

1.3.1 電力資產擁有者構成

美國電力系統是世界上最零散的電力系統，全美共有有3100家 電力公司，有多種所有制，包含了私營電力公司、地方州/市公營電力部門、農電合作社、聯邦政府經營的電力部門、私人發電公司等。這些公司的組成形式多樣，既有發輸配售一體的，也有分別從事單一或幾項業務的公司。

盡管絕大多數電力資產由投資者擁有，但在電力市場運行的地區，輸電網公司擁有電網，區域輸電組織（RTO）或獨立系統運行機構（ISO）負責電網調度運行、市場運行以及電網規劃，同時受到聯邦、州和當地政府的監管。下圖是美國電力系統擁有者構成圖，其中7%（213個）投資者擁有的電力公司(IOU)給73%的用戶供電；63%（2000個）公有的電力公司(POU)給15%的用戶供電,其中3個由聯邦擁有：TVA（Tennessee Valley Authority），BPA（Bonneville Power Authority），WAPA（Western Area Power Authority）；30%（930個）合作擁有的電力公司(Co-Ops)（主要在農村地區）給12%的用戶供電。1.3.2 電網運營框架

美國電網由很多不同的公司和組織，采用多種不同的方式運營。但它們都必須在聯邦能源管理委員會（Federal Energy RegulatoryCommission，FERC）1996年通過的Order 888，和2007修正的Order 890的電網開放接入機制下運營。

從電網運營管理層級來看，美國電網運營管理可分為四個層級，分別如下：

第一級是北美電力可靠性協會（North American Energy Reliability Council，NERC）協調全美電網的聯網運行，NERC受美國聯邦能源管理委員會（FERC）和加拿大政府監督機構的監督，包括制定和強制實施可靠性標準、進行可靠性評估和季節性預測、監測北美聯合電網的運行等。

第二級是8個區域電力可靠性協會：TRE（得克薩斯電力可靠性協會，原ERCOT），FRCC（佛羅里達可靠性協調協會），MRO（中西部可靠性協調組織），NPCC（東北區電力協調協會），RFC（第一可靠性合作組織），SERC（東南區電力可靠性協會），SPP（西南聯合電力系統），WECC（西部電力系統協調協會），負責各自區域內的可靠性標準以及監控所屬區域內的電網可靠性。

第三級是地區獨立電網運營組織(Independent System Operator，ISO）或區域輸電組織（regional transmission organization，RTO)，負責本地區的可靠性、經濟性評估，并審批其監管的電力公司的建設計劃。第四級是地區電力公司，主要上報電網建設計劃供大區可靠性監管機構審批，并開展電網建設工作。

各層級機構及所承擔責任如下圖所示。

目前，大多數的投資者擁有的和公共擁有的電力公司只擁有電網，而運營由跨區域RTO/ISO公司負責。只有少部分投資者擁有的和公共擁有的電力公司既擁有電網，也運營電網。在日常調度中，美國沒有全國性的電力調度機構，全國電網的安全穩定問題由北美電力可靠性協會（NERC）統一協調。據NERC統計,全美電網共有約140個控制中心進行輸配電的管理。

1.3.3 電力監管機制

美國在聯邦和州分別設置了電力管制機構，在聯邦一級成立了聯邦能源管制委員會，是隸屬于美國能源部的一個獨立機構。美國各州還成立了公用事業監管機構，負責各州的電力監管，各州的電力監管機構具有很大的自主性。美國進行電力監管最主要的權力和手段是市場準入監管和價格監管。在美國聯邦和各州的電力及能源法中，對電力市場的準入作了詳細規定：除非得到監管機構的許可，任何個人或機構都不得建設新的電站或擴建老電站，不得新建、擴建、改造電網項目，或者中止現有電網的運行。調度交易機構的設立和收費標準，電力企業的兼并、重組和證券發行，發電廠與公用電力公司簽訂的長期購電合同，從事相關電力交易的資格等，都要得到監管機構的審查批準。

核定電價是聯邦能源監管委員會和各州公用事業監管委員會管理公共電力公司的另一個主要手段。凡是跨州的輸電業務和電力批發業務，其電價核定由聯邦能源監管委員會負責，凡是提供配電及州內電力零售業務，其電價核定由各州公用事業監管委員會負責。

聯邦能源監管委員會和各州公用事業監管委員會對電力市場的監管主要是通過受理業務申請和處理舉報投訴兩種形式實現的。委員會擁有強大的執法隊伍和行政處罰權力。根據 2005 年新頒布的《能源政策法》，聯邦能源監管委員會可以對每件市場違規案件處以每天 100 萬美元的罰款，對惡意操縱市場的企業負責人處以 5 年的監禁。

以俄亥俄州為例，美國的電力聯邦監管機制和州監管體系如下圖所示。

1.4 電力市場發展歷程

美國電力市場的發展，以1978年為分水嶺。之前，為傳統電力管制架構，是發輸配售一體的。1978年之后，聯邦政府陸續通過修法和立法，解除法令設限造成的市場進入障礙，采用多項市場促進和激化措施。

美國電力市場的發展是循著“開放發電競爭，開放輸電使用”這兩大主線進行的。在初始階段，由各州獨立進行各自電力市場設計和建設，從而造成其各地市場模式各不相同，市場之間無法有效配合，市場經驗無法互相交流，導致每個電力市場的重復研究和研究水平受 限，造成資源浪費，并且部分地區出現嚴重的電力危機。

與其他國家的電力市場相比，美國電力市場的顯著特點是發電權和輸電網所有權的分散化。美國最大的發電商控制的裝機不到4%，前20家全美最大的發電公司也總共只擁有45%左右的發電裝機；在其他國家，輸電網通常被有限的幾家公司所控制，但美國電網公司的數量超過500 家。發電所有權的分散化促進了美國電力市場的競爭性，但輸電所有權的過于分散增加了電網規劃、運營、投資、成本分配等的難度。

在此背景下，美國聯邦能源管制委員會(FERC)總結了現有電力市場發展和運行經驗，于2002年7月發布了標準電力市場設計(Standard Market Design，SMD)法案，旨在為美國各州提供相對標準化的市場規則，指導美國電力市場的建設和發展，確保電力市場的競爭力和高效性，并維持市場條件下電力系統的穩定運行，激勵投資。

該機制的主要設計思想如下：

(1)輸電服務必須由獨立輸電服務商（Independent Transmission Provider, ITP）提供。ITP是一個擁有、控制或者管理輸電設備的公共事業公司，它為市場成員提供輸電服務，負責組織、管理電量市場和輔助服務市場的交易，并對雙邊交易進行安全校核。同時，ITP還要履行市場監管、減小市場力、評估系統內電力資源的長期充裕度(Long—term Resource Adequacy)、區域輸電網絡的規劃和建設。

（2）ITP要為每個輸電服務用戶提供平等、標準的輸電服務。這種新的輸電服務形式被稱為網絡接入服務(Network Access Service)，網 絡接入服務允許符合條件的供電組織(Load-Serving Entity，LSE)與系統中的任何一個發電商進行交易，或者從鄰近的系統中購買電能。ITP需要根據用戶的要求，安排所需的輸電及相關服務。發電商和場商(Marketer)可以利用這種服務進行電能的轉售，類似于點對點輸電服務，在不同樞紐點之間(hub-to-hub)進行電能交易。在提供以上的所有輸電服務時，都必須考慮網絡和機組安全約束。

（3）ITP根據日前(Day-ahead)市場、實時市場以及雙邊交易計劃，在日前市場中制定輸電服務計劃，并在實時市場對輸電服務進行適當調整。輸電服務計劃與電量交易計劃同時制定。在制定計劃時，需要考慮輸電服務用戶是否持有輸電權，輸電服務用戶是否愿意支付阻塞費用等因素。如果用戶的實時交易與日前市場的計劃不同，用戶有責任根據實時市場的交易結果，支付實時調整的費用。

由上述概況可知，美國的國土面積及電力需求總量與我國近似，未來也將有大規模可再生能源接入及遠距離送電需求。因此選擇美國作為“世界一流電網”標桿，將有助于提升對我國電網整體發展方向的宏觀認識。

第二章 美國電網可靠性標準與評價

目前，美國對電力行業實行聯邦和州兩級監管體制。在聯邦一級負責電力可靠性監管的機構主要是聯邦能源監管委員會（簡稱FERC），各州負責電力監管的機構主要是州公用事業監管委員會（簡稱PUC）。發輸和配電環節可靠性實行分開管理。

發輸電系統，由北美電力可靠性公司（NERC）負責可靠性管理。該公司主要負責制定發輸電系統可靠性標準，并監督相關企業執行，還負責發輸電系統的可靠性評估工作。NERC每年夏季和冬季分別發布可靠性評估報告，并每年發布一份未來10年的可靠性評估報告，報告針對負荷預測和電網規劃提出可靠性提升措施。

而美國配電系統可靠性，主要由各州的公共事業委員會負責。各州的PUC相對獨立，可靠性管理模式也不完全相同，各自負責統計所轄區域內的可靠性數據，并制定相應措施以提高轄區內的配電網可靠性水平。

2.1 美國電網可靠性標準層級

美國電網可靠性標準從上到下可以分為四層，分別是：NERC標準、可靠性區域標準、ISO標準、PTO數據需求。其中，NERC標準規定了對于覆蓋美國、加拿大和部分墨西哥地區的電網可靠性的要求，屬于國家性質的強制性要求；可靠性區域標準主要由區域電力可靠性協會制定，是對NERC標準的進一步細化，增加了對于區域電網的特點和要求；ISO標準主要由各ISO或RTO機構制定，此類標準是對上一級標準的進一步細化,也有的ISO未制定明確標準，僅執行上級標準；PTO需求是由具體的電力公司結合自身業務提出的規劃需求，須 滿足ISO標準。

2.2 NERC可靠性標準簡介

NERC可靠性標準已經細化為14個分類標準，如下表所示。

在這些標準中，最核心的內容是輸電規劃標準（TPL）中的附表，“NERC輸電系統標準-正常和事故條件”（Table 1,Transmission System Standards — Normal and Emergency Conditions)。2.3 NERC正在公示的可靠性標準簡介

當前，NERC正在其網站上公示最新的可靠性標準TPL-001-2《Transmission System Planning Performance Requirements》，計劃替代當前的可靠性標準，相較現有的可靠性事故要求表，該標準對系統可靠性要求有所提高，并且更加詳細具體。

2.4 可靠性區域標準

美國各地區根據自身情況也提出了各自的可靠性指標。各州主要使用的指標包括用戶平均停電時間(SAIDI)、用戶平均停電次數(SAIFI)、停電用戶平均停電時間(CAIDI)等。在美國，這些主要指標被分為不含重大事件影響的指標和包含重大事件影響的指標這兩大口徑進行公布。在很多情況下，州與州之間所使用的電力可靠性指標都不相同，對于同一指標，其具體定義的量化區間也有所不同。

主要可靠性指標在美國各州的使用情況如下圖所示。

對“重大事件”的定義不同如下圖所示。

對“持續斷電”的定義不同如下圖所示。

美國電力公司與機構較早地將標桿管理的理念引入供電可靠性領域，形成了一套比較完備的可靠性標桿管理體系。目前，美國大部分州的PUC都采用美國電氣與電子工程師學會IEEE公布的標準對其配電系統的可靠性進行分析，并通過電氣工程協會配電網可靠性工作組組織的標桿管理與其他電力公司進行對標，找出短板，以此進行改進。第三章需求側響應的實施情況

需求側響應（Demand-Side Response,DR）的概念是美國在進行了電力市場化改革以后，針對需求側管理如何在競爭市場中充分發揮作用，以維持電力系統可靠性和提高市場運行效率而提出的。從用戶的響應動機的角度，需求側響應項目可劃分為以下兩類：基于價格的需求側響應(Price-based Demand-Side Response)和基于激勵的需求側響應(Incentive-based Demand-Side Response)。圖3-1是美國需求側響應的信息流圖。

圖3-1 電力批發市場的需求側響應信息流

作為2005年能源法案的一部分，美國國會要求聯邦能源監管委員會對全美的DR資源和先進測量情況進行全國性的評估。為了完成評估任務，聯邦能源監管委在2006年和2008年面向全美50個州電力行業各個領域總共約3300家企業、機構進行了深入調查。調查顯示，提供DR項目的機構在2006-2008年從126家增長到了274家，增長 了117%，在電力零售商提供動態電價機制的機構也增加了約10%，DR資源能夠帶來的潛在削峰量占全國峰荷量的比例，由2006年的5.0%上升到2008年的5.8%。

盡管調查顯示有更多的機構提供基于價格的DR項目，但是目前基于實時價格的DR資源在總DR資源中的比例卻比較小。在2008年，通過基于激勵的DR項目參與需求側管理的用戶，最多能夠提供38000MW的削峰量，而通過基于價格的DR項目參與需求側管理的用戶，只能夠提供2700MW，即有93%的DR資源是通過各種不同基于激勵的DR項目來提供的。

第四章 美國電網資產管理與電網建設研究

4.1 資產管理與評價 4.1.1 資產數據分析決策支持

美國的電網設施陳舊老化問題突出，停電事故頻發，安全隱患問題備受關注，客戶對可靠性的要求卻日益提高。美國政府還希望通過智能電網拉動經濟，推動技術創新，同時占領技術制高點。因此，美國政府重視對現有電網基礎設施的改造，加強電網互聯，提升電網智能化水平，提高電網運行的安全性和可靠性。雖然輸配電基礎設施亟待升級已無可爭議，但是資本密集型的升級改造項目給電網企業帶來了巨大挑戰。許多電網企業面臨嚴重的財務壓力，很難籌措到足夠資金來購買新的輸配電設備，從而導致現有資產的持續運轉和日常維護 困難重重。

過去十年中，美國的電網企業在推進智能電網的進程中大力加強資產數據的分析和決策支持，推動了電網的健康運行和可靠收益。

4.1.2全壽命周期資產管理

1996年國際電工委員會（IEC）發布了國際標準（IEC60300-3-3），并于2004年7月又發布了修訂版。1999年6月美國總統克林頓簽署了政府命令，各州政府所需的裝備及工程項目，要求必須有LCC報告，沒有LCC估算、評價，一律不準簽約。此外，國際大電網會議（CIGRE）也在2004年提出要用全壽命周期成本來進行設備管理，鼓勵制造廠商提供產品的LCC報告。國外電力公司也非常重視LCC管理，通過資產管理計劃制定資產的全壽命周期管理策略。

美國將全壽命成本管理管理的方法首先應用于核電站，因為核電站建設是以可靠作為優先考慮因素，因而在可靠性的基礎進行全壽命成本管理，更具必要性和緊迫性。在此基礎上，再將該項技術推向了發電機、大型變壓器、勵磁機、低壓輸配電系統、儀用空氣系統。上世紀90年代，美國已有25%的燃煤機組和50%的燃油機組平均壽命超過了30年，高昂的維修費用驅使美國成為最早開展電力設備壽命評估工作的國家。美國電力研究院(EPRI)總結出“三級評估法”并制訂了較完整的“綜合壽命管理程序”作為美國電力企業設備壽命管理工作的通用導則，該評估法以經濟——技術綜合分析為基礎，以“壽命優化”代替“延長壽命”做全面、長遠考慮，其關鍵理念是“最長 的壽命不一定是最優的壽命”。

4.2 電網建設研究

根據所掌握的資料，以美國中西部獨立電網運營商（Midwest ISO,MISO）為案例對美國電網建設規劃的理念與流程進行研究，具體如下。

4.2.1 MISO電網規劃目標與準則

MISO電網規劃的目標是得出一個徹底研究的發展計劃，該計劃不僅要滿足可靠性要求，還要滿足經濟性要求。規劃研究要發現未來電網中預期出現的問題，并提出解決方案。這些解決方案包括對電網的建設費用和調整運行方式（電源側調整或其他操作方式）費用的比較評估。MISO規劃導向準則共有5條，分別如下： 導向準則1：通過提供最低電能成本，使消費者能夠得到一個有效的且經濟高效的能源市場的利益。導向準則2：提供輸電基礎設施，確保地方和區域的可靠性，并支持大范圍互連的可靠性。導向準則3：通過規劃優化能源組合(例如風電、生物發電、需求側管理），支持州和聯邦的能源政策。導向準則4：提供適當的成本機制，確保實現隨著時間的推移獲得的利益與分配的成本相對應。導向準則5：發展輸電系統場景模型，并使這些模型能夠用于州政府和聯邦政府能源政策制定者，為政策制定者在考慮潛在的政策選擇時，能夠提供相應的背景和信 息。

4.2.2 電網規劃流程

MISO每一輪規劃歷時約1年，期間主要分為模型建立（與成員公司交換數據模型）、成員提出要求、系統接入（電源、負荷接入）規劃、多重研究（互聯研究、重點研究等）、電網規劃（長期、短期規劃）四個階段。

4.2.3 電網規劃方法

MISO認為，可再生能源在能源體系中比例不斷擴大，以及實時能源市場的不斷發展，使得MISO必須提高傳統的規劃方法，采用分析更加詳細，集成度更高的規劃方法，以為成員帶來更大的短期和長期利益。MISO采用了一種基于價值的規劃方法（value-based planning process),該方法主要分為7步實施。（1）步驟1：多場景發電電源組合預測和評估（2）步驟2：將預測的電源組合納入規劃模型

（3）步驟3：如果需要，為每種可能的未來場景設計初步的輸電規劃方案

（4）測試輸電規劃方案的魯棒性（5）確定規劃方案并排序（6）對規劃方案的可靠性進行評估（7）成本分配

第五章美國電網節能減排研究

美國是典型的市場經濟國家,其在解決資源環境問題上往往采用的是市場經濟手段,主要有:以權利金為核心的資源稅政策,包括礦產地租金、權利金、耗竭補貼政策等;排污權交易政策,由泡泡政策、補償政策、排污量存儲政策等構成;可再生能源配額政策;合同能源管理政策;循環性消費政策等。

美國最著名的能源之星(Energystar)項目,通過能源之星標識來向用戶表明該產品的能耗性能指標獲得了美國能源部(DOE)與環保署(E隊)的認可,同時,用戶購買部分獲得能源之星標識的產品將可以獲得節能公益基金給予的資金返還。2009年2月17日,美國經濟振興方案正式生效,其中,800億美元(以直接支出、貸款擔保和稅收刺激的方式實施)用于提高能源效率,發展新能源,發展低能耗汽車和發展清潔煤,有利于減少美國對國外石油的依賴性。

在財稅激勵措施方面,有現金補貼、稅收減免等。(l)近年來美國聯邦政府用于節能和新能源的投資預算大幅增加,為能源企業提供146億美元減稅額度,同時提供50億美元補助,對交通運輸、建筑、鋼鐵等部門每年提供10億美元鼓勵研發。2009年美國的經濟復蘇和投資法案包括了700億美元對清潔能源和能效項目的投資。(2)對具有節能減排功能的產品給予部分稅收的減免。對研究污染控制和生產 污染替代品的企業予以減免所得稅,對購買循環利用設備免征銷售稅。為私人住宅更新家庭大型耗能設施提供稅收減免,購買太陽能設施30%的費用可用來抵稅。(3)為再生能源和工業聯合發電提供稅收優惠。

在金融政策方面,建立節能基金、提供低息貸款、創新綠色金融產品和服務領域。美國有21個州設有節能公益基金,通過提高2%一3%的電價來籌集資金。大部分州對工業企業購買節能設備提供低息貸款。美國一些官方和商業貸款機構對節能型產品還提供抵押貸款服務,通過對此類產品提供優惠的低息貸款來鼓勵節能產品的開發。

參考文獻

[1]蔣曉軍.國外電網資產全壽命周期管理經驗借鑒研究[J].財經界,2010,(1):202-204 [2]伍偉華,龐建軍,陳廣開等.電力需求側響應發展研究綜述[J].電子測試,2014,(3):86-94 [3]曾鳴,王良,李娜.美國電力需求側資源的應用及其啟示[J].華東電力,2013,41(7):86-93 [4]張志峰.發達國家節能減排政策及成效分析[D].吉林大學,2010.[5]葛乃成，莊立偉.需求側響應實施方法綜述及案例分析[J].華東電力，2012,40（5）:0744-0747

第五篇：中國現狀

中國現狀

過去20年間，中國因環境污染和生態退化造成的損失占GDP的7~20%。2005年，因環境污染引發的沖突達5.1萬起；2007年，40%的城市生活污水直接排放；60%的大型湖泊因礦物質和有機物污染而出現富營養化；在監測的197條河流中，半數受到硝酸氨、過錳酸鹽和石油的嚴重污染；在監測的287個大中城市中，只有的空氣質量達到環境保護部的標準（另一種說法是，全國只有的城市空氣質量達到國家二級標準）。上述環境污染是表面上的，是以城市或工業地區密集人群為中心生態危機的。實際上，那些“遠在深山”的生態退化更加危險。環境污染了，國土還在，還有修復的可能。但一些致命的生態破壞則很難修復，如消失的物種不能“死而復生”，損失的土壤不能回到原位，干涸的濕地難以再現生機等等。中國生態危機主要表現在：

生態系統全面退化

中國是世界上唯一囊括全球生態系統類型的國度。然而不幸的是，中國自然生態系統都處在不同程度的退化過程之中。青藏高原草地生產力由上世紀60年代的300公斤/畝下降到100公斤/畝以下；地下鼠量由過去的8~10增至30只/公頃；土地裸露率由不到10%增加到30%以上。全國90%的可利用天然草原出現不同程度的退化，并以每年200萬公頃的速度遞增。紅樹林由歷史上最大面積25萬公頃，下降到目前不足1.5萬公頃。

水土流失急劇

中國水蝕、風蝕和凍融面積達356萬平方公里；全國沙化土地174萬平方公里，涉及全國30個省（區、市）。黃河流域年入河泥沙16億噸；長江流域每年土壤流失量24億噸。隨土壤流失的還有各種營養元素，僅黃河流域每年流失的泥沙中，就含有N、P、K三種元素總量約4000萬噸，超出了2003年全國的化肥需求量（3990萬噸）。

瀕危物種增加

聯合國《國際瀕危物種貿易公約》列出的740種世界性瀕危物種中，中國占189種。中國瀕危或漸危高等植物4000~5000種，占中國高等植物總數的15~20%。棲息地環境改變、生境破碎化、以及大型水利工程是造成物種瀕危或滅絕的重要原因。1988~2000期間，黑龍江省嫩江縣天然林斑塊數由240上升為343，平均斑塊面積由80公頃下降為68公頃。由于三峽工程實施和環境污染，長江上已難尋覓白鰭豚的蹤跡，科學家承認該物種已功能性滅絕。濕地消失

天然濕地大量消失

在北方，河北省過去50年來濕地消失了90%，即便僥幸存留的濕地，八成以上也變成了污水排泄場所；陜西關中一帶30多個縣，幾十年來消失上萬個“澇池”（池塘）。生態危機

在南方，中國最大的淡水湖鄱陽湖，水域面積從最高4000平方公里減少到不足50平方公里。干旱、半干旱區濕地狀況更不容樂觀：內蒙古阿拉善盟，由于上游地區過度開發黑河水，進入綠洲的水量由9億立方米減少到目前的不足2億立方米，致使東西居延海干枯，數百處湖泊消失。濕地被譽“地球之腎”，“腎”萎縮大大降低了其調節氣候、調蓄洪水、凈化水體的能力，并在一定程度上加重了旱澇災害。

人工林樹種單一

幾十年來，大量發展人工純林的傳統不但未有改觀，反而愈演愈烈。以楊樹為例，原來的“南方杉家浜，北方楊家將”，現已發展成了“東西南北中，全是楊家兵”。如今，楊樹已經南下江南，接近了南嶺。整個大西北、華北平原，甚至江南一些地區，也以楊樹為主。高密度、單一樹種的人工純林對國土生態貽害無窮，單一樹種形成的種群實質上是一種生物多樣性極端下降的“綠色荒漠”。第六，農業生態系統退化危及糧食安全和食品安全基礎。現代農業過分強調技術，用地而忽視養地。“化學化”盡管帶來了產量的快速提高，但土地出現退化，食品安全受到沖擊。大化肥、大農藥、除草劑、激素、添加劑、農膜，甚至反季節種植、轉基因技術濫用，使得土壤板結、環境污染、生物多樣性下降、病蟲害加劇、產量下降。以前要一年才能長大的豬，現在四個多月就能催肥。兩只翅膀的雞，在激素的作用下可長出3~6只翅膀。這樣的食品進入食物鏈的生態后果是可想而知的。中國生態危機現狀還包括生物入侵、全球變暖、海洋生產力下降等等。政府要像重視環境污染控制那樣高度警惕生態危機帶來的隱患，動員全社會的力量解決這個難題，還中國一個真正的藍天。只有生態退化遏制了，環境才能夠從根本上得以改善。

編輯本段保護措施

近年來中國政府加大力度投入巨資保護生態環境，取得了明顯效果，但是生態環境總體上惡化的趨勢還沒有得到有效的遏制。還應該在如下幾個方面加強。

1、進一步加強恢復生態系統工程。停止砍伐森林、全民植樹造林、退耕還林、退耕還草、退木還草、恢復濕地、禁捕禁獵、治理工業污染、生活污水實現全處理，這些保護和恢復生態環境的系統工程，國家、企業和全民應該投入更多的資金和力量，當作頭等大事，可以毫不過分的說，保護和恢復生態環境與經濟建設是同等重要

2、加強生態環境保護的宣傳教育，不斷提高全民的生態環境保護意識。社會各界對生態保護的意識及可持續發展思想的深入人心，是生態保護工作的必備群眾基礎。應大力推進全民環境教育，從娃娃抓起，讓公眾了解資源和生態環境的國情、省情，使“保護生態環境和資源，就是保護人類自己”的觀念深入人心，使綠色環保的行為和生活方式成為一種時尚。

3、加強生態監測。在中國單純的水環境、氣環境和工業污染監測已趨于成熟，并已經為環境保護做出了巨大的貢獻，但是生態環境還在起步階段，還沒有系統的監測技術和形成完整的監測網絡，生態環境方面的有關數據還是采取從各部門東拼西湊的方法獲得，其準確性和時效性均較差，已經制約了生態保護和恢復工作，必須建立和開展有效和系統的生態環境監測。

編輯本段相關數據

生態危機的后果比戰爭更危險，是毀滅性的，包括地球和地球上所有的生命。歷史的經驗說明，一個國家可以從戰爭的創傷中恢復起來，如第二次世界大戰后的德國和日本；但是沒有一個國家可以從被破壞的自然環境中迅速崛起。我們現在只要翻開一下世界地圖就可以看到，現在世界上那些最荒涼、最貧苦、最窮困的地方，在古代都曾經是最繁榮、最昌盛的地方；現在世界上那些生活最窮苦、最艱難的人民，在古代，他們的祖先在某一段時期曾經為人類文明的發展作出過很大的貢獻。是什么原因導致他們由興而衰、由富而貧哩？我們再看一看世界文明發展史：從古埃及文化、巴比倫文化、古希臘文化；從古印度文化；從中美洲的瑪雅文化；到中國的樓蘭，我們研究一下這些文化的興衰，都可以看到一個共同的事實，就是這些文化的興衰都和它們所在地區的森林數量、質量和植被的分布有關系再請看下面的事實吧！如果不是事態嚴重，世界上不同國家、不同地區、不同種族、不同政見的政府首腦們怎么會坐到一起（1992年在巴西和2000年在約翰內斯堡）共同研究世界環境和發展的問題呢？如果不是事態嚴重，世界上不同國家、不同地區、不同種族、不同政見的政府又怎么會樂意參加、制定并執行那么多與環境有關的國際公約呢？世界上的事情已經夠聯合國頭疼的了，如果不是事態嚴重，聯合國為什么要在1973年成立環境規劃署這樣一個常設機構，來促進和協調地球上發生的各種環境問題呢？下面我們改用一些數字來敘述，因為數字的表達能使概念量化，往往比文字的表達更為具體而清晰。2003年世界環境日的主題是：“水——20億人生命之所系”，說明地球上有20億的人沒有適當的安全飲用水供應。在第三世界由于水污染引起的疾病平均每天導致2.5萬人死亡。受污水危害的兒童，每天有6000名，相當于每天有20架大型客機墜毀死亡的人數。缺水已是一個世界性現象，有的國家已經靠買水過日子。德國從瑞士買水，美國從加拿大買水，阿拉伯聯合酋長國從1984年起，每年從日本進口雨水，日本只要花100噸水就可換1噸石油。在我們中國的669座城市中有400座供水不足，110座嚴重缺水。由于水土流失和沙漠化加重，中國古文明中心的發源地——黃河，目前年斷流最長達227天。我國每年因環境污染和環境破壞所造成的經濟損失高達2000億人民幣，相當于20個唐山大地震造成的經濟損失。2003年我國國家環保總局公布的我國由于生物入侵造成的直接經濟損失就達574億！這個數字還沒有包括嚴重的生態環境損害在內。新中國成立以來，每年僅氣象、海洋、地震等7大類自然災害所造成的直接損失（折合成1990年價格），就呈明顯上升趨勢：20世紀50年代平均每年約480億元；20世紀60年代570億元；20世紀70年代590億元；20世紀80年代690億元；20世紀90年代前5年約1190億元；1996年僅因水災造成的直接經濟損失就達2200億元；1998年中國自然災害造成的損失高達3007億元。根據世界銀行1997年的一項統計報告分析，中國每年僅空氣和水污染造成的經濟損失就高達540億美元，相當于國內生產總值的3％—8％。這個數字既不包括其它環境破壞和生態災害所造成的損失，也不包括1997年以后我國生態環境繼續惡化所造成的損失。意思就是說：到2002年實際損失的數字會更大。而2002年，我國GDP（國內生產總值）的增長是8％左右，這一年增長8％的實際數字是10萬個億，10萬個億呀！坦率地說，目前我國的經濟增長已經付出了巨大的生態代價，如果我國的環境損失達到國內生產總值的8％，那就意味著全國人民一年的血汗所創造的財富全被生態環境的破壞抵消了，白干了！如此下去，我們怎樣才能富國強民、怎樣才能全面進入小康！時至今日，絕大多數的人們，能夠認識、理解、需要、并接受生態化了。因為，20世紀單純追求經濟增長的發展觀給人類帶來了沉重的環境災難，人類再也無法承受起生態環境惡化帶來的損失、自然對人類的報復，以及由此給人類帶來的人地之間、人際之間、和代際之間的種種極度緊張關系。在我國，可能并不是每一個人都能正確理解生態化的深刻含義，說不定有些人還在利用生態化的號召力達到贏利的目的。但是，我們的國家領導人卻在憂心忡忡。2002年，在第九屆全國人大五次會議上，朱镕基總理作政府工作報告談到生態環境問題時，語氣沉重：“生態環境問題仍然相當嚴重”。全國人大環資委主任委員曲格平認為：“局部環境的破壞可能引發全局的環境問題，甚至會使整個國家和民族的生存條件受到威脅”。2003年國家環保總局自然保護司楊朝飛司長答記者問時說：“我國面臨的生態壓力仍然很大，在生態方面，一方治理多方破壞，點上治理面上破壞，邊治理邊破壞，治理趕不上破壞”。2000年國務院頒發的《全國生態環境保護綱要》首次全面地提出了樹立科學的生態保護思想。大多數有識之士確信：生態化轉換是關系到生存、發展、健康、幸福的根本，是各行各業以及人類社會得以持續發展的唯一出路；它將

成為地球上每一個人的唯一選擇，并在行動上付諸實施。“生態化”不僅是一個具有前瞻性、時代性、創新性、戰略性、方向性的詞匯、還是一股不容回避的洪流、是人類社會與時俱進的具體體現、是社會發展的必然。

編輯本段黃河流域的生態危機

黃河流域大部分處于干旱地區,水資源條件先天不足.據統計,黃河擁有水資源只有580億立方米.而且,黃河水因泥沙太多,每年16億噸泥沙至少需200億立方米的水來沖刷,其可利用之水還必須減去200億立方米.這樣黃河實際擁有的可利用水量是每年300億立方米.300億立方米的水資源供沿河9個省區及河北.天津兩省市使用,本來已經供不應求,再加上不合理利用和浪費水資源,使得水資源浪費的狀況越來越嚴重.缺水,成為黃河面臨的一大難題.1979年,黃河領域有154個城市缺水,1988年,缺水城市增加到300個,總缺水量高達54億立方米.進入90年代以后,缺水城市每年都在增加.城市膨脹,流動人口劇增之后,城市用水不得不擠占農業用水,或在城市完全不顧后果地大量超采地下水,出現大面積地下水漏斗,地面沉降,地下水質惡化等.因為缺水,華北糧倉河北省一方面年年旱災,另一方面農田保積年年降低.全省1986年的水田澆灌面積較1980年減少了900萬畝,糧食產量長期徘徊不前.寧夏,甘肅,因為嚴重缺水,大量人口生活在溫飽線以下,無法擺脫貧苦困.黃河流域水資源條件先天不足，生態環境脆弱，在人類活動的影響下，特別是近20年以來下游斷流頻繁發生，不僅造成了水資源供需矛盾的加劇，而且對流域的生態環境帶來了一系列的沖擊。據《黃河志》記載，1761年黃河花園口最大流量為3.2萬立方米，1958年7月17日為每秒200立方米。據水文資料記載，黃河多年平均徑流量為560億立方米，黃河入海水量占徑流總量的比率，50年代為79%，60年代為60%，70年代為，80年代為。1972年黃河首次出現斷流現象，當年斷流17天，1991—1995年間平均每天斷流620公里；1997年斷流13次共226天，斷流河段長683公里。黃河可能成為季節性的內陸河。在斷流的地方，昔日黃河帆影已成無水之舟。斷流使下游沿黃城市人民生活受到嚴重影響，東營，濱州，濮陽等城市對居民實行定時供水，家家戶戶蓄水備荒，擺滿了壇壇罐罐。沿黃兩岸禾苗枯焦，斷流時間一長，便顆粒無收。斷流給工農業生產造成巨大損失。例如：年產30萬噸尿素合成氨的”中原化肥廠”，因黃河斷流影響，不得不停產。總之，因斷流給沿黃地區造成的經濟損失，生態破壞，環境污染都非常嚴重。僅以山東省濱州為例：濱州地處山東省北部，黃河三角洲腹地，北瀕渤海，是黃河入海的必經之地。這一地區氣候干燥，降雨量少，地下均為咸水，很難食用，因而這地區的工農業生產和城鎮居民生活主要依靠黃河水，黃河水是其經濟命脈