国外电力企业电网规划特点方法标准和经验借鉴研究(提交版)

国外电力企业电网规划特点方法

标准和经验借鉴研究

上海久隆企业管理咨询有限公司

2013年1月20日

目录

一、国外电网规划的特点 .................................................................................... - 1 - 1.1北美电网规划的特点 ..................................................................................- 1 - 1.2英国电网规划的特点 ..................................................................................- 3 - 1.3法国电网规划的特点 ..................................................................................- 5 - 1.4俄罗斯电网规划的特点 ..............................................................................- 7 - 1.5巴西电网规划的特点 ..................................................................................- 8 - 1.6日本电网规划的特点 ..................................................................................- 9 - 二、国外电网规划的方法 .................................................................................... - 9 - 2.1负荷预测的方法 ..........................................................................................- 9 - 2.2充裕性分析的方法 ................................................................................... - 11 - 2.3对老化设备的概率性风险评估方法 ....................................................... - 13 - 2.4电网规划的方法 ....................................................................................... - 13 - 三、国外电网规划的准则 .................................................................................. - 15 - 3.1北欧电网 ................................................................................................... - 15 - 3.2西欧联合电力系统 ................................................................................... - 16 - 3.3英国 ........................................................................................................... - 18 - 3.4北美 ........................................................................................................... - 21 - 3.5俄罗斯 ........................................................................................................ - 27 - 四、国外电网规划的经验借鉴 .......................................................................... - 29 - 4.1德国 ........................................................................................................... - 29 - 4.2英国 ........................................................................................................... - 29 - 4.3新加坡 ....................................................................................................... - 32 - 4.4法国 ........................................................................................................... - 33 - 4.5法国（巴黎） ........................................................................................... - 34 -

国外电力企业电网规划特点方法

标准和经验借鉴研究

一、国外电网规划的特点

1.1北美电网规划的特点

北美电力系统的主要特点是系统规模庞大，电力市场相对成熟，电力市场对发电、电网运行及工程设备的投资有一定的优化调配能力。

美国当前还没有建立一个无缝的、国家级的输电网络，而是由许多的区域输电网构成，其中包括三个大型的相互联接的独立输电系统，这些区域性输电网之间，以及与加拿大输电网之间有不同的电力传输能力。

1、电网规划的目的

北美电力可靠性协会（NERC）指出其规划的目的是:“互联输电系统通过规划、设计、建设，以使电网在所有的需求水平、系统负荷预测范围内及各类规定的故障条件下，均可为预计的用户和公司提供输电服务。传输系统的能力和配置、无功电源、保护系统及控制装置，应充分确保系统安全稳定运行”。简言之，就是要符合电网安全标准，保障电网可靠运行，保证电力市场的稳健性和有效竞争。

除此以外，北美9个联合电网都有相关规划准则。可见，由于电力市场相对成熟，规划的目的是在提高电网充裕性的基础上满足电力用户的要求，以保证电力市场对电力资源的有效调配。

2、对可靠性和经济性的综合考虑

在北美电网规划中，普遍认为：输电系统应该考虑包括可靠性和经济性在内的多个方面，尤其是应该提供一个可变化的且可以快速扩充的电力市场；在这个电力市场中，潮流可以充分地变化。

北美电网规划的专家认为：在输电规划中，可靠性和经济性之间的区别越来越模糊。可靠性问题大都同时是经济性方面的问题，它会影响电力市场的不同参与者采取

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不同的行为。有时为了电网运行的稳定性，可能会使更符合经济利益的电能输送方案受到限制。例如，为保证系统安全，减少某条线路上的潮流，就可能意味着要削减相对廉价的发电机组的出力（在北美，有大量固定的长期合同交易，其电价相对较高，而非高峰时段的短期交易，其价格则低廉许多，但在减少上网电量时，短期交易的上网电量将首先被削减），而昂贵的发电机组的出力将增加，即更符合经济利益的电能输送方案受到了限制。

在电力系统充裕性上，PJM认为：电力市场调度的输电约束就是经济性约束，只要是在事故之前电力系统经过调整能够维持在可靠性限制之内运行，经济性约束不应该视为违反了可靠性标准。这种观点是合理的，因为提供充足的输电能力以保证所有系统状态条件下市场的有效竞争，需要付出过于昂贵的代价。

在线路工程的规划中，北美规划人员对线路电压等级及各种方案进行经济评估比较时，也需要综合考虑可靠性和经济性。例如，修建更高等级的输电线路，单位兆瓦的输电价格会更加便宜。一条500kV输电线路每兆瓦·英里的单位成本大约是230kV输电线路的一半，并且将来可以省去修建2条较小输电能力的低电压等级输电线路，节省了新建这些输电线路的时间。因此，现在冗余的输电规划会减少长期的投资成本。但另一方面，与多个较小输电能力的低电压等级输电线路相比，更高电压等级的输电线路可能对整个电力系统的稳定性造成更大的负担。

3、进行标准电力市场设计规划

在电网规划方面实施区域性协调、区域性的线路架设、实时控制、以及进行区域性的电网规划，而不是以电力公司为单位。2003年电力市场改造原有系统成功后，对电力市场进行标准市场设计（Standard Market Design，SMD），SMD主要在输电服务、输电定价、输电阻塞管理、市场体系等方面提出了以下标准化的设计思想：规定了发电容量充裕度、附带阻塞费用的新形式输电定价系统、输电服务、电力需求的“弹性”、区域电力市场的监管措施。

4、进行分布式电源规划

在美国国内到2020年，由于新的能源需求与老电厂的退役，估计要增加的电几乎是近20年增量的2倍。为满足市场需求，美国每年需要增加大量的分布式发电市场装机容量，为解决这个巨大的缺口，美国能源部提出了以下几个涉及分布式发电技

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术的计划，包括燃料电池、分布式发电涡轮技术、燃料电池和涡轮的混合装置等。

5、走绿色电力规划路线

绿色电力是指来自于风能、小水电、太阳能、地热、生物质和其他可再生能源的电力。从20世纪70年代开始，以可再生能源为原料的绿色电力规划已逐渐成为常规火力发电建设的一种替代，在美国电力产业发展中占据了一定的地位。据统计，2002年美国利用可再生能源生产的绿色电力为1135亿kwh，占全部电力能源的8.9%，其中小水电发电6.6%。到2025年，美国绿色电力的比例将达到15%，可再生能源提供的电能是2002年全部电力能源的5倍。美国各州根据自己电力市场竞争程度范围设计了绿色电力定价（green power pricing）和绿色电力选择项目（green power choices），鼓励消费者使用绿色电力。

6、电力行业检验及DSM（需求侧管理）规划

美国进行电力行业的检验，电价影响（Rate Impact，简称RIM）、参加者、总的资源费用（Total Resource Cost，简写为TRC）和社会检验。在这些检验的基础上考虑实现DSM规划对经济和社会的影响。针对管制的不断推进，美国的一些地区对新电厂实施积极的半公众型规划，成为电力公司最早的体系化的最低成本规划。80年代以来，全国电力公司管理委员会通过组建一个节能委员会正式实施最低成本规划。

1.2英国电网规划的特点

英国电力工业的市场化程度很高，发电和配电部分均已放开给市场。电力生产经营企业只要获得燃气电力市场办公室（OFDEM）颁发的许可证，就可以进入市场参与竞争。因而，配电网经营的主体非常分散，共有14个区域级电力公司为配电许可运营商，分别隶属于EDFE、CE、CN、WPD、SSE、SP和ENW等7家公司。

英国电网的规模较小，近年来，随着可再生能源的发展，出于电网安全和降低电压水平的考虑，跨国电力交易需求加大，促进了跨国输电通道的建设。目前，英国与法国有一条可传输200万千瓦容量的联络线，与北爱尔兰有一条可传输50万千瓦容量的联络线，与荷兰正在建设一条可传输100万千瓦容量的联络线，还准备加强与北欧电网的联网。

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1、电网规划的目标

英国私有化的电力企业在监管制度下，既要满足供电可靠性要求，又要把投资控制在一定范围内，同时考虑股东的利益。因此，他们在电网的规划建设上十分注重投资的经济性，力求用最节省的资金满足用电需求并保证一定的供电可靠。

在保障可靠性方面，电网规划着重考虑对于服务质量的激励方案，该方案对电力公司提供的各类服务设定了绩效目标，并根据其业绩完成情况进行奖惩以促进绩效的提高。对停电的考核指标主要有：每百户停电次数（CI）和客户停电时间（CML）。

在追求经济性方面，电网规划趋于引入风险管理的方法。在投资决策时，充分权衡因技改项目推迟所导致的风险及所带来的资本节约。基于客户和电力公司双方的风险、成本和收益分析，对电网项目进行排序。

2、电网规划的原则

在英国电力私有化体制下，规划的原则主要考虑商业利益和监管环境的要求，即满足监管要求下企业投资效益的最大化。除了考虑负荷的分布及密度、电网现状、系统限制条件、标准的设备容量、自然和地理的约束、规划标准、资金投入、运行成本等具体因素外，还需遵循电网规划与地方发展、设备改造、环境保护相协调的原则。

3、电网规划的依据

英国有较完善的基于法律体系的涉及管理、技术和政府监管的依据文件体系，对输电网和配电网规划其标准都很完善且相对独立。具体来讲管理标准有质量管理标准ISO9000和环境管理标准ISO14000；技术标准是由法律规定要求下的一系列ENA工程推荐标准（ERP/26、ERP/18、ERP/19等）和配电公司标准，这些法律规定主要包括1989年电力法案、2002年电力安全质量和持续性规章、配电执照、配电网法规等；政府监管的要求有供电保证的标准2005/2006、服务质量的激励方案等。

4、电网规划的年限

英国主要是依据监管周期确定规划的修订年限。英国的监管环境和所处发展阶段，决定了配电公司在考虑规划年限时需要遵循以下原则：负荷增长水平、设计和建设周期、监管周期，并且根据英国的经验：高的负荷增长期一般需要短的周期，低负荷增长期的规划年限相对较长且不必频繁滚动。配电公司一般考虑在监管周期的前两年进行电网规划的滚动修订。

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5、电网规划的管理流程

英国电网规划管理的流程以全过程管理和形成闭环为核心。

英国电网规划的流程包括：需求预测、电网项目方案及优选、项目批准、详细设计和基建。从管理的角度看，英国以资产管理为主线的规划流程则是一个闭环的全过程管理。PAS55管理体系是一个很好的例子：规划与风险评估——实施——校核——回顾——政策与策略，再回到规划与风险评估，形成了闭环和不断改进的流程。

6、规划主体的协调配合

由于英国已经完成了输配分开，输电公司和配电公司为独立的私有或公共实体，电网规划需要不同主体协作完成，通常是基于一些共同准则和国家标准。比较典型的做法是，输电公司和配电公司共同遵守一个行业准则，该准则规范了各自的职责、沟通方法以及信息交换过程。英国输电公司和配电公司之间的协调按照电网规范（Grid Code）的规定进行，国家电网公司（NGET）和输电系统的所有用户包括配电公司都必须遵守该准则，并以此作为获得执照的条件。

7、电网规划的数据平台

英国大多数配电公司采用PSS/E、IPSA和DINIS用于电网规划，除此以外，也使用ETAP、DEBUT等其他软件。这些软件除了涉及系统基本计算分析外，还具有基于地理信息系统、可靠性分析、设备选择分析、分布式发电接入模拟、配电网信息系统、不平衡系统的电压、保护配合、电动机启动、谐波分析、紧急事故分析的软件包。

1.3法国电网规划的特点

法国电网具有跨度小、输电线路短和稳定裕度大等典型特点，因此在其规划中并未强调系统的稳定问题，而是强调对各种类型电源和用户的公平接入。

1、电网规划的目的

由于法国电网充裕度较高，因此其规划更加注重经济性，要保证所有电源能够有效接入，参与市场的调度。法国电网规划的目的是：①保护环境的同时进行合理规划，并和邻国电网互联；②本着公平的原则保证用户入网。法国电网公司制定的发展规划需要满足法规要求、协调要求、电网长期发展的要求。

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2、规划主体的协调配合

法国电网规划首先由地方政府进行构思，设置地方协调机构，通过地区性国土治理与发展委员会（CRADT）下属的委员会（或者通过有类似经验的地区协调委员会）操作。无论在哪种情况下，CRADT都有接受咨询和对地方规划发表意见的义务和责任。协调机构在地方政府的指导下，围绕有关电网发展的所有主体——国家、公众、社会各行业代表、法国电网公司、当地配电所、发电站和环境保护组织等做协调工作，起草发展规划。

RTE和所属区域输电公司分级进行法国全国电网和区域电网的网架规划。400kV网架的规划由RTE总部负责，63-225kV电网的规划由区域输电公司负责。法国的供需分析报告由RTE负责编写，向欧盟和法国政府进行汇报，并在网站上向公众发布。

3、电网规划的分类和内容

400kV电网规划分为长期、中期和短期规划3类，规划时段分别为10年以上、5-10年和3-6年。规划项目在长期至短期的过程中予以明确和落实。长期规划主要考虑未来新建电源的规模及分布，研究对应负荷及装机增长的电网规模与电压水平，考虑是否引入更高一级电压等。中期规划结合电源建设安排与当前电网实际情况，分析目标网架能否解决电网受到的限制。中期规划将充分考虑自然环境的限制，分析网架结构，分解电网项目，指导短期规划。短期规划深入研究考虑电压、短路容量和负荷预测变化等问题，确定调峰机组和3-5年间需建设的电网项目，以指导地区电网规划。短期规划将重新校验电网发展规划是否满足需求，确定项目实施的日期和投资，形成RTE的决策文件，指导变电站和线路建设。

4、电网规划的方法

RTE电网规划遵循“远近结合”的思路，首先制定全国范围内的10~15年长期发展规划，在此基础上编制5~10年的中期发展规划，将长期规划方案分解到中期规划之中予以落实。在中期规划中通过细化输电线路、变电站和其他设备选择，分析电网薄弱环节，最终形成规划方案，提供给决策部门作为决策支撑依据。电网规划每2年滚动一次，考虑到发电项目建设时间最短需要2-3年，因此规划中的第三年开始的发电装机规划水平以及供需平衡预测更受关注。

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5、对各类用户接入的考虑

不管是发电上网用户还是耗电用户，是工业用户还是低压配电用户，都会有入网问题。法国电网规划对不同类型的用户接入问题进行分析，并给出相应的接入方案。

（1）配电用户入网。通过建设新的电源变电站进行配电用户入网，这与某一地区电力消费的显著增长有关。

（2）特定用户入网。特定用户包括法国铁路网（RFF）、工业用户、发电上网用户，其中为铁路网设立的分站入网需要对电网进行整治或对变电站进行改造，为工业用户和新的发电厂入网需要新建入网接线或新建变电站，甚至需要加强上一级电网。

（3）风力发电入网。鉴于风电场出力剧烈波动，产生的问题尚无可靠的系统解决办法，所以其问题要从总体方案上解决。近年来，随着欧洲地区能源战略对可再生能源尤其是风能的大力支持，不断增加的风电装机对欧洲电力系统的影响越来越大。预计2020年，欧洲电网（ETSO）的风电装机将达到180000MW。

1.4俄罗斯电网规划的特点

俄罗斯电网的特点是跨度大，俄罗斯在制订可靠性准则时突出系统的稳定问题。 2007年10月，俄罗斯政府部门和资本所有者决定采纳并完成电力部门重组计划，电力供给的分层系统被拆分为竞争性（发电、售电）和垄断性部分（电网、调度），俄罗斯经济依靠能源政策得以复苏，俄罗斯以能源出口刺激经济振兴的国家战略，加快了在国际电网的投资建设，国家层面的经济利益是其电网规划考虑的重点。2008年7月1日，俄罗斯电力行业重组完成，联邦电网公司（FGC）主干网分为8个区域主干电网运行；俄罗斯统一电力公司（RAO）不再作为一个国有垄断公司存在，而是转变为若干国有和私营公司。

1、对可靠性的考虑

俄罗斯在制订可靠性准则时主要突出系统的可靠性问题，因为俄罗斯电网的地域范围跨度很大，通过加强电网来提高安全性的方式不现实，为了确保系统的可靠性，除了规定事故前、后运行方式下断面的最小静稳定裕度及负荷点电压最小裕度外，还将规划的重点放在特定干扰下系统应对故障的自动装置设计上，其主要手段是加强系统的反事故保护措施，其原理是通过对特定（即规范化的）事故的动态稳定性的初步计算，选择和协调反事故自动化的措施（如切机或降低发电机出力、切负荷、切电抗

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器等），使系统成功地过渡到事故后运行方式。

2、俄罗斯电源投资的特点

俄罗斯的电源投资主要分布在核电、水电方面。俄罗斯的核电设施面临老化问题：拥有的31座核反应堆中有9座已工作了26～30年，6座已工作了21～26年，而反应堆的工作寿命为30年。2006年7月，俄罗斯批准了一项投资达550亿美元的核能项目，计划到2015年拥有10个新的1000MW反应堆，并拥有另外10个建设中的反应堆。由于远东部分地区电力传输距离长、电力供给困难，俄罗斯政府提出水电优先的策略，将分期投资140亿美元用于发展俄罗斯水电，主要用于西伯利亚和远东地区的电力建设。

3、对电网跨国联网的考虑

俄罗斯实施了能源输出政策后，和多国开展了国际输电线路建设项目，向前苏联国家及中国、芬兰、土耳其和波兰等国出口大量电力，并增强远东电网。同时，就系统互联问题，已经有20个欧洲输电协调联盟（UCTE）成员国与俄罗斯在技术和操作层面展开了讨论。预计2015年中国向俄罗斯购电近380亿kW·h。

1.5巴西电网规划的特点

巴西电网规划由巴西电力管理部门（ANEEL）主持完成，能源研究公司（Energy Research Company）主持输电系统扩展研究项目，国家电力系统运营商（ONS）主持系统扩展与加强规划。这2类规划指出了全国电力互联系统的基本网架和所需要的输电线路与变电站情况。

巴西电网规划在满足系统运行可靠性和经济性的基础上，非常注重电网线路工程项目对社会和环境的影响。根据巴西联邦的环境法律，在批准新的230kV以上输电线路时，必须通过环境影响评估调研（EIS）和正式的环境影响评估（EIA）。在某些特定的情况下，如保护区或其他敏感地区受到了不利影响时，即使输电线路的电压低于230kV，环境批准机构也会要求提交一个环境影响评估调研报告。

巴西电网规划中对环境和社会影响的风险评估包括：对自然植被区域和陆地动物的影响；水质和土壤的污染；变电站周围地区的噪声；包括人在内的意外风险（如电击）；输电线路与变电站的电磁场；考古遗产等。

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1.6日本电网规划的特点

日本的电力依赖于化石燃料与核能。目前，日本政府主要关注降低成本和全球变暖问题。日本电价在OECD组织中居第二，高电价还高出20%。政府努力降低电价，并视移峰和负荷管理活动为基础。电力企业的部分收入用于提供提高能源效率咨询服务、租借设备，为购买高效设备提供补贴。这些活动的目的是改善负荷特性，提高电力企业的公共形象。

日本主要的规划措施为：（1）大力压缩基建投资，提高投入产出效益。（2）依靠科技进步，提高效率，大力节约工资等支出。（3）东电决定对核电的堆芯管理由过去的委托制造厂代管逐步改为自行管理，每台的年管理费可由3亿日元减至1.5亿日元。（4）缩短核电站的检修停工以提高设备作业率。（5）扩大峰谷电价差和鼓励用户采用蓄冷器调峰和采用煤气发动机驱动空调器等措施，以减少峰谷差而提高设备负荷率，既有利于节约基建投资，又有利于降低成本。

日本的电力规划虽然也以自由化为目标，但坚持谨慎原则，在保证有稳定的投资、可靠的电力供应前提下，进行自由化改革。这是适合日本资源依赖进口、九大区域电网之间不存在资源优化配置的特点的。

二、国外电网规划的方法

2.1负荷预测的方法

1、英国

英国的作法强调对单个变电站进行预测，并采用持续负荷曲线进行分析，认为这样预测结果对电网的建设或改造需求评估更具有实际指导价值。在基础数据管理和数据筛选方面，英国的作法是数据通过过滤进入负荷预测的数据库，保证数据完整正确及延续性。英国对负荷预测采取由分到总，由下到上的办法来验证负荷预测的准确性和说服性。

2、新加坡

新加坡目前采用的负荷预测方法为自下而上的方法，即以用户的负荷发展信息为基础（其中500KW及以上的用户做负荷发展调查），采用负荷密度分析法，应用负荷

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调整及负荷阶段，计算66KV变电站的基本负荷，66KV变电站负荷预测的程序如图1。

66kV变电站基本负荷66kV变电站基本负荷66kV变电站基本负荷66kV变电站基本负荷22kV负荷转移应用负荷阶段及调整系数负荷筛选新负荷增长入网连接申请入网连接咨询政府发展规划用户、发展商政府机构 图1负荷预测方法

A）新负荷增长=新申请容量×负荷调整系数×负荷阶段系数；

B）负荷调整系数：住宅区为35%；负荷低于5MVA的高压负荷申请为85%；负荷低于2MVA的低压负荷申请为60%；

C）负荷阶段系数：高压负荷申请（负荷低于5MVA）第一年为30%；第二年为50%；第三年为20%；低压负荷申请（负荷低于2MVA）第一年为60%，第二年为40%。

3、法国

法国的需求预测与我国基本类似，在分析历史资料的基础上，综合考虑GDP、人口、需求侧管理、油/气价格、电价等因素影响后，预测负荷水平基本方案，在基本方案基础上，再预测高、低、需求侧管理（demand side management，DSM）3个方案：①基本方案，正常的GDP、人口增速和电价、油/气价格；②高方案，在基本方案的基础上，按高人口增速和低电价测算；③DSM方案，在基本方案的基础上，加强DSM的作用；④低方案，在DSM方案的基础上，进一步按GDP低增长和高电价、高燃料价格测算。表1给出了各方案之间的对应关系。

表1各需求预测方案参数选择情况

方案 高方案 基本方案 GDP增速 基本 基本 人口增速 高 基本 DSM措施 一般 一般 - 10 -

燃料价格 高 高 电价燃料价格联动关系 弱 强

DSM 低方案 基本 低 基本 基本 基本 强 强 很高 高 强 按RTE最新预测，法国电网2010及2020年负荷需求及增速情况如表2所示。

表2法国2010及2020年电量及增速预测

电量/(亿kWh) 方案 2010年 高方案 基本方案 DSM方案 低方案 5000 4940 4840 4780 2020年 5520 5340 5060 4930 0.99 0.78 0.45 0.31 2010—2020年均增速/% 2.2充裕性分析的方法

1、美国（PJM）

影响电力系统可靠性尤其是充裕性的因素有：负荷增长、装机容量增长和发电机退役等。非一体化的电力系统使得规划人员难以获取关于新增发电机组的位置、机组类型、装机容量及服役时间等方面的可靠信息，并且未来负荷预测有很大的不确定性。因此，评估和提高电网充裕度是电网规划考虑的重点。

PJM在制定其区域电网发展计划时，需要遵守MAAC大西洋中区委员会可靠性准则和标准。该装机容量的充裕性必须保证负荷超过可用容量的可能性不大于每十年发生一次。为了计算该负荷损失概率，需要考虑以下因素：负荷预测发生错误的概率、发电机组的计划检修，发电机组的强制性停运，有限的发电能力，区域电网互联产生的影响，区域间电能传输的容量限制等。

遵循上述标准规定的负荷损失期望（LOLE，loss-of-load expectation）是PJM决策系统备用容量的基础，该指标的概率属性要求PJM采用概率方法确定备用容量。该方法使用预期负荷分布的卷积，以及预期可用发电容量的分布，来决定PJM系统的负荷损失概率（LOLP，loss-of-load probability）（如图2所示）用到的统计模型包括以下技术：概率密度函数、卷积函数、马氏四态模型的方程、中央极限定理、蒙特卡洛抽样、一阶统计、相关和回归技术和残差、正态分布的测定、置信区间的决定等。

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图2 PJM系统负荷损失概率LOLP

2、法国

通过负荷需求预测和发电装机预测结果，RTE以“年”为范围对系统网络进行考虑各种影响因素（包括温度、水库来水、风速、发电机组停运等）的模拟，最终得到约500种状态下的供需平衡情况。模拟主要有2个目的：①计算失负荷概率指标，包括停电持续时间、损失电量、电能不足概率等；②生成电量平衡表，可用于计算二氧化碳排放。RTE根据上述模拟，确定为满足给定供电可靠性概率所需要的发电装机，从而引导发电投资。

法国电网在当前装机水平下，不考虑新增装机，2010—2020年的失负荷概率指标计算如表3所示，其中LOLE为失负荷期望值。失负荷概率是法国政府对RTE的可靠性考核指标，数值为3h/a，即供电可靠性概率要达到99.966%。

表3 2010—2020年失负荷概率指标

不同年份 电能不足概率/% 期望损失电量/kWh LOLE 损失负荷/（万KW）

2010年 5.5 310万 1h43min 2011年 6.1 310万 1h47min - 12 -

2012年 10.5 1170 3h50min 60 2015年 27 3440万 13h 410 2020年 87 2.65亿 76h 1050

2.3对老化设备的概率性风险评估方法

1、美国（PJM）

为了确定500kV/230kV变电站的充裕性情况，PJM研发了概率风险评估模型（PRA）和方法。PRA模型首先考虑现役变压器数量、位置、性能、年限等特征，估算出变压器发生故障的可能性，同时考虑变压器故障所产生的后果，计算出变压器故障成本（故障成本=故障可能性*故障后果）；接着，假定多种变压器维护/更换策略，计算不同策略的未来现金流情况；最后，通过比较变压器故障成本和维护/更换成本，发现成本最小的策略（如图3所示），确定淘汰一个正在运行中的变压器的最优时间，以及整个PJM库存备用变压器的最优数量。

图3最优策略和”变压器用到报废”策略的比较

2.4电网规划的方法

1、美国

美国电网规划主要需完成潮流计算、优化潮流计算、动态计算、短路计算这4项计算任务，即：采用负荷潮流模型计算经过线路和变压器的稳态潮流和整个电力系统的母线电压；最优潮流（OPF）模型根据传输极限限制、特殊负荷和传输条件，为模拟的特定负荷和输电条件寻找最低成本或最低价格的发电分配方式（包括损失），并

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以OPF模型计算变压器分接开关和无功补偿配置，将运行成本降到最低；采用动态模型来研究系统在受到各种有可能导致失稳的干扰下的响应，通过仿真从数个周波到数秒的时段内系统运行情况，分析系统功角和电压稳定性；短路模型用于帮助设计系统保护装置，并保证断路器能承受和切断最可能的故障（短路）电流。

2、法国

1）考虑用户停电损失的成本分析

受监管机制的影响，RTE的电网规划以达到政府规定的可靠性指标为前提，以尽量节约成本为目的。其中成本开支的一项重要内容即是用户停电损失赔偿。

假设某条225kV线路断开，根据该回线路故障的概率和停电的平均时间预期，计算断电损失的电量及需要赔偿的费用。根据规定，RTE需为每1kWh用户损失电量赔偿24欧元。

将一年中所有的供电负荷曲线按功率大小排序，计算电网的供电能力如图4所示。任意t时刻电网不能满足的电力为P(t)?Pg(t)，其中P(t)为t时刻某地区需要的电力，Pg(t)为t时刻电网的输电能力。

图4最大供电能力

用户停电损失估算通过积分得到图4阴影部分的面积（即为不能满足的电量），结合单位赔偿金额和发生概率，计算由此产生的赔偿费用为C=Abp，式中：A为每kWh赔偿金额；B为损失电量；p为出现这种情况的概率。

2）方案比选及投资决策

在确定目标网架能够满足监管部门对电网可靠性的要求后，RTE主要通过经济手段来比较不同的方案。通过评估不同方案投资过程的费用，考虑财务期内的投资成本、运行成本、输电阻塞费用、损耗等因素，并考虑通货膨胀的影响，比选出总成本最低的方案。

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投资决策以投资回报率（ratio benefit cost，RBC）和单位投资回报（profit for each euro invested，PEI）2项指标为依据。RBC定义为：投资回报/投资，投资决策的依据是VRBC>5.5%。投资发生的日期确定同样依据RBC：当投资后第一年的VRBC>5.5%时，投资被认为在当年是可以进行的。PEI则定义为建设期内的单位投资回报进行评估，依据以下公式计算：

其中：i为折现率；I为总投资；F(j)为第j年的收益；建设期按10a考虑。投资最终确定依据为VPEI>0。

三、国外电网规划的准则

3.1北欧电网

北欧电网（NORDEL）包括芬兰、瑞典、挪威和丹麦东部电网。北欧可靠性准则的主要目的是确保这些国家主网的可靠性水平。在准则中规定对两类事件校核：

第一类：联合电力系统在发生常见的元件单一故障时，应保证供电的连续性。比如，失去任一发电单机组、输电线、变压器、母线段等。这些标准属于设计标准。

第二类：为了考察系统的优劣，应对其进行更严重的故障检测，并考虑在一旦发生这些故障时采取的措施。比如失去一个发电厂、失去一个输电走廊的全部线路、失去同塔的两回线路、线路三相永久故障重合不成功再断开等。这部分的标准属于校核标准的内容。

在北欧电网中，在规划标准方面比较有特点的有挪威和芬兰两个国家。 挪威是北欧电网中的一个部分。其电力系统几乎100%是水力发电，大大小小的水电站遍布全国，输电线路都比较短，因此，稳定性不是其考虑的重点。其规划准则主要考虑的是如何降低发电和供电中的社会经济成本。由于目前还没有成熟的、能够直接在实际系统中应用的计算工具，挪威系统的可靠性准则并未采用成本-效益分析方法直接计算系统可靠性，而是完全以上述提到的北欧互联网的两类事件校核，作为本国电网规划的标准。

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北欧电网的另一个成员国芬兰，其电网中暂时性功率缺额的85%需要来自北欧其他国家的电网，因此，对互联系统内联络线及芬兰电网本身的要求是必须有能力传输这一额外的功率。其电网规划准则侧重于保证系统在最常见的扰动发生时能保持与其他互联系统的并列运行。目前芬兰系统采用的规划标准在发生下述故障时，系统不失稳，且不发生永久性过负荷：最大的发电机组突然退出时任一网络元件突然断电；任一输电线三相故障，自动重合闸重合成功；任一发电站或变电站母线三相故障，连接与该母线的所有元件都断电。

3.2西欧联合电力系统

西欧联合电力系统包括法国、德国、比利时、瑞士、西班牙等国的电力系统，其输电协调委员会（UCPTE）确定的安全准则中有关输电部分的主要内容有：为处理大扰动下或联络线过负荷，对联络线实行双边管理，采用的措施包括切负荷和电网解列；预定解列国家电网的地点和准则由双方确定；对于互联环路，N-1准则在任何时候都应遵守；为处理母线故障，最重要的开关站应双母线运行；遵守国家电网运行的准则是国家各公司或国内独立公司的职责，N-1准则被认为是普遍有效的。

1、德国

目前德国的电力公司之间并无一个统一的可靠性准则。规划时通常使用所谓的“Zollenkopf”曲线（如图5所示）来参考。“Zollenkopf”曲线给出了不同停电功率情况下的允许停电时间。德国城市一般均做到本地电力设施满足N-1准则，所有地段的故障均可隔离，非故障段均可恢复，如果用户还要求更高的供电可靠性，如满足“N-2”条件，要求铺设专用电缆等，需要另付费用。德国的乡村电网主干网实现“N-1”准则，主干线故障可隔离，非故障段可恢复，支线故障可隔离，分支上则为单电源，事故后分支上由流动发电车来紧急供电。

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24h修理10h1h10min1min低压现场切换中压高压遥控切换自动切换10s1s0.01超高压0.1110100100010000

图5可靠性参考曲线“Zollenkopf”

2、法国 1）热稳定标准

法国采用了3级限制标准，确定400kV、225kV电网正常运行方式下的电流限制，具体数值根据电压等级、导线型号和线路经过的环境对应不同的取值，春季、夏季和冬季对应取值不同。第一级是线路允许过负荷持续20min的电流值，这段时间内可以采取应急措施；第二级是线路允许过载时间为10min的电流值；第三级是线路允许过载时间仅1min的电流值。目前RTE电网导线分裂数以2分裂和3分裂居多，以2×500mm2导线为例，第一、二级电流限值分别为2000A和2800A。

2）短路容量的限制

短路容量不能超过断路器最大允许切断容量。400kV短路电流控制值为40kA或63kA；225kV为31.5kA；90kV及63kV为20kA。对63-225kV网架规划，除热稳定限制、电压下降限制、电网正常运行时特殊操作产生的限制和短路电流限制以外，还要求考虑用户接入点不平衡功率限制、最高电压约束等限制条件。

3）机械安全限制

1999年底，法国电网遭受了严重的暴风雪灾害，近1/2电网网络受损。灾害过后，法国决定提高电网机械安全水平，投资建设新型的铁塔，用15a时间加强所有400 kV电网，确保在可能再次发生的灾害情况下电网维持安全稳定。RTE采取的主要措施包

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括：①采用防倒设备保障持续供电；②加强重要跨越杆塔，保障高速公路、高速铁路以及第三方人身安全；③研究高水平的恢复电网的措施；④在未来15年内，增强电网机械应力耐受能力。

4）运行情况下由于电网结构产生的限制

此类限制影响相对微小。这是由于法国电网密度相对较大，同时电源的分布较为分散，对网络的稳定性十分有利。

5）电压下降产生的限制

电网中的电压不能超过设备所能使用的范围。RTE规定电压下降不能超过16%，在电源侧等效不能超过8%。

3、意大利

意大利在电网规划中使用成本经济—效益法。通过计算风险指数，对系统进行可靠性评估。其具体步骤是：

1）根据系统元件的不可用度，通过计算估计风险指数；将系统不能保证安全供电的风险指数折算成一定的经济成本；将这一风险指数对应的经济成本与投资成本和运行成本加在一起，可得到总成本；

2）然后根据总成本的多少，可以对规划方案进行比较。也就是说，要针对不同的故障情况，用经济指标来衡量故障的严重程度。

意大利在电网规划中还考虑了一些具体的经济指标：高成本电站投入引起的额外投资、增加旋转备用的额外投资、低频减载引起的经济损失。将这些成本以其发生的概率作为自身的权系数，加权可得到总的投资，作为方案比较的依据。

3.3英国

ER P2/6是英国电网规划的指导性文件，其总目的是要把对用户的供电保持在一定的安全经济水平上，并应用停电频率、停电持续时间及供电量不足等主要的电网可靠性指标，结合运行方式、特性曲线及其他有关数据来估计系统的运行特性及发展趋势，对可靠性投资费用和效益进行分析，为正确的投资决策提供依据。

ER P2/6采用输、配电网一体化设计思想，侧重于配电网中的应用，并在此基础上延伸至输电网领域。PER P2/6从分类上讲属于确定性标准，但其内容实质上来源于大量的概率性、经济性分析。作为电网安全的指导性文件，其核心思想是：以最终客户

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的供电可靠性为规划目标，巧妙地将系统安全性与客户负荷大小相关联，按照负荷组大小划分级别，以N?1和N?1?1法则作为衡量手段，给出各级电网所应达到的安全性和可靠性水平。

ER P2/6的核心是“电网安全供电水平表”，详见表4。对照该表格，电网任何部分都可根据其所属负荷组级别精确地得到其必须满足的最低限度的供电安全水平标准。供电安全水平用电网元件故障后相应的用电负荷恢复供电时间和恢复供电程度来表示。其中F级负荷延伸至输电网标准GB SQSS，另外对大于1500MW的组负荷提出了N?2的要求（即双重故障的情况），可见对输电网的安全性相当重视。表4对应的图解示意见图6。图中横坐标和纵坐标均表示组负荷大小，以不同面积区域来区分要求在不同限制时间内恢复供电的负荷，同一区域的供电恢复时间要求相同。

表4 ER P2/6电网安全供电水平表

供电组别 A B 组负荷/MW ≤1 >1 ≤12 C >12 ≤60 要求满足的最低供电要求 N-1故障 维修完成后恢复全部组负荷 (a)3h内恢复组负荷减去1MW (b)维修完成后恢复全部组负荷 (a)15min内恢复组负荷减去12MW或2/3的组负荷，取其小者 (b)3h内恢复全部组负荷 D >60 ≤300 (a)立刻恢复组负荷减去不超过20MW的负荷(自动断开连接) (b)3h内恢复全部组负荷 (c)对高于100MW的组负荷，3h内恢复组负荷减去100MW或1/3的组负荷，取其小者 (d)在恢复计划停电时间内恢复全部组负荷 E >300 ≤1500 (a)立刻恢复全部组负荷 (b)立刻恢复2/3组负荷 (c)在恢复计划停电时间内恢复全部组负荷 F >1500 根据GB SQSS执行 没有要求 N-1-1故障 没有要求 没有要求 - 19 -

图6 ER P2/6核心内容图解

ER P2/6包括3方面重要概念：

1）负荷组级别的概念。随着负荷组级别的增加，安全供电水平要求相应提高，如表5所示。负荷组级别划分如图7所示。

表5负荷组级别表

级别 A B C D E F 负荷大小/MW ≤1 1~12 12~60 60~300 300~1500 >1500 电网层级 低压配电网 中压配电网 高压配电网 高压输电网 超高压输电网 超高压输电网

图7负荷组级别划分

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2）N?1和N?1?1故障工况。其含义见表6。ER P2/6并不要求N?2的情况。

表6 N?1和N?1?1故障工况的含义

工况 含义 第一个元件故障或检修。此处元件定义为断路器、电缆、架N?1 空线、变压器、电抗器等，但不包括母线 N?1?1 一个元件计划检修停运情况下，另一元件再发生故障停运 3）故障后负荷恢复时间目标的概念如表7所示。

表7故障后负荷恢复时间的含义

修复时间 3h 15min 立即 含义 基于人工重构电网恢复供电所耗时间 基于遥控重构电网恢复供电所耗时间 自动切换(<60s) 3.4北美

1、NERC准则介绍

美国电力系统和加拿大部分电力系统组成9个联合电力系统，其联营地区及组织名称（英文缩写）分别为：东北区（NPCC）、大西洋中区（MACC）、东南区（SERC）、东部中区（ECAR）、中部（MAIN）、中部大陆（MAPP）、西南区（SPP）、德克萨斯州（ERCOT）和西部（WSCC）。其统一管理机构为北美电力可靠性协会（NERC）。NERC在1997年颁布了《NERC规划标准》。该标准是从大电网可靠性观点，对规划的互联大电网提出基本要求。在确定大电网系统可靠性时使用以下2个术语：充裕性，即电力系统提供总的负荷和用户电量需求的能力，考虑预期的和适度的未预期系统元件故障；安全性，即系统抵制突发干扰的能力。规划的主要目标是：系统在受到发生概率较高的事故干扰时，能保持规划的负荷需求和预期的输电水平；在发生严重的、但有较小发生概率的事故时，避免系统崩溃。

《NERC规划标准》详细考虑影响系统可靠性的各个方面，并针对每个方面提出具体标准，以及相关校核措施和规程。准则共分为4个部分：系统充裕度和安全度；系统模型数据要求；系统保护和控制；系统恢复。

第1部分对输电系统提出标准。将需要校核的干扰分为A、B、C、D 4个等级，A

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级和B级属于设计标准，C级和D级属于校核标准。并对各级干扰下系统应有的状态和应采取的措施进行规定。A级规定系统在所有设备运行时应保持在正常的热容量极限、电压极限和稳定极限范围内；B级规定在发生单一元件故障（发电机、输电线路、变压器单相或三相故障并正常切除，无故障任一元件切除，直流单极故障正常切除）时系统应运行在正常和紧急设备热容量或电压极限范围；C级规定在发生2个或更多元件故障（上述B级单一元件故障的类型叠加；直流双极停运正常切除；同杆并架双回路故障；任一发电机、输电线路、变压器、母线段单相故障，延迟切除）时系统允许计划外切机或切负荷；D级规定在发生多个元件停运或连锁事故引发的严重事件（任一发电机、输电线路、变压器、母线段三相故障，延迟切除；断路器三相故障，正常切除；3条或更多同杆并架线路跳开；失去同一走廊所有线路；失去1个变电站或交换站；失去1个发电厂；失去1个重要负荷中心；1个冗余度很大的专门保护系统在需要动作时发生事故或误动；严重功率摆动的不良影响或由于其它相邻系统内干扰引起的振荡）时应考虑风险度和后果，并通过操作阻碍这些事件发展。这部分还考虑区域可靠性准则与全网可靠性准则关系、系统无功补偿、新设备联入系统的问题、电力经济交换及对干扰的监控等。

第2部分主要对系统模型数据提出要求。适时地更新系统模拟数据，详实地模拟联网系统元件行为，对正确规划很有意义。这些数据包括：系统数据、发电设备数据、设备额定值、实际的和预测的负荷、动态的负荷特性。准则强调数据的不断完善和更新，并规定数据的收集、统计形式。

第3部分内容主要针对控制和保护系统。准则指出，保护系统设计是为自动将元件从系统分离出来，避免事故，使设备免受电压、电流或频率过载损坏。控制系统是为自动调节系统参数（电压、设备负载等），使其维持在预定界限内，从而使设备分离或联入系统以保持整个大电力系统的完整性。可以看出，保护和控制系统对互联系统可靠运行至关重要。

第4部分内容主要考虑发生大面积停电后，系统如何尽快恢复的问题。 这些标准、校核和导则涉及整个系统恢复计划中的2个方面：系统黑启动能力和负荷自动恢复。

2、美国西部协调委员会（WSCC）准则介绍

除NERC制订的规划标准外，美国9个联合电网都有自己制订的规划准则。现以

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西部区（WSCC）可靠性准则为例介绍。WSCC由81个子系统及23个会员组成，管辖的电力系统包括美国西部14个州、加拿大的2个省及墨西哥的1个州的一部分。其管辖区域的特点是供电面积大，负荷密度小且分散。

1996年两次大停电之后，WSCC对其可靠性准则进行了修改并于1997年3月制订了新的标准。该可靠性准则包括4个章节：第1章《传输系统规划可靠性准则》、第2章《供电设计准则》、第3章《最小运行可靠性准则》、和第4章《规划和运行准则中有关术语的定义》，对输电系统分别从输电系统容量规划可靠性准则、输电系统在偶然事故下性能准则、继电保护系统的性能、性能准则在多元件退出运行时的应用、挽救方案和特殊控制措施的应用、直流线路的应用等方面作出规定。

1）输电系统可靠性准则 a）系统中的环流

输电系统容量规划可靠性准则特别指出：当互联系统间传输线路上出现环流，则表明系统在规划或运行时存在问题。进入互联状态的系统在规划阶段应考虑系统自身应当具有充裕的传输能力，使系统间功率传输对其他系统不会产生不正常的环流。这样，在实际运行阶段，系统不必抑制环流即可使实际潮流处于网络传输能力之内，从而使运行计划得到实现。当某一系统增加新设备时，应当考虑到系统元件的增加有可能导致环流。由于在任一给定时刻，不同系统间可能存在大量的功率传输，每一系统应以能够同其他系统同时进行功率交换的可靠范围为基础，建立自身额定传输能力。

b）系统性能水平

在输电系统偶然事故情况下的性能准则中，系统被定为四个性能水平，规定了在某一系统中由于故障而产生扰动时，其他系统中电压、频率以及负荷的允许变化范围：

? 性能水平A，本系统中发生扰动时，外部系统不受到如失负荷或设备负荷超

出紧急事故范围之类的不利影响；

? 性能水平B，本系统中发生扰动时，外部系统可能发生切除可中断性负荷之

类的后果，但是不存在永久性失负荷的情况，并且设备负荷保持在紧急事故范围之内；

? 性能水平C，本系统中发生扰动时，外部系统中可能发生如切除可中断性负荷

或永久性失负荷之类的潜在后果，但设备负荷保持在紧急事故范围之内； ? 性能水平D，规定此性能水平的目的是为了防止系统崩溃以及由此成为“孤

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岛”部分的系统完全失电，但可能发生如甩掉永久性和可中断性负荷或持续非增长震荡之类的后果。

在系统处于性能水平C和性能水平D时，可以在计划中规定好可控的解列点，低频减载可以作为抑制频率下降并在“孤岛”中维持连续运行的措施。

WSCC的输电系统偶然事故下的性能准则给出了一个反映本系统扰动及其对外部系统性能影响之间关系的表格，其目的是确定当受到某一初始扰动后，要求系统所处的性能水平，它体现了经过仿真，系统所能承受的最低性能水平。

c）补救措施系统

针对某些不可预料的偶然事件，准则中给出了补救措施及特殊控制方案应用的规定。补救措施系统（以下简称RAS）是指特殊的预先规划好的校正措施，在受到扰动后自动启动，以使系统达到可接受的性能水平。

典型的自动补救措施包括切除发电机或减少等效的输入系统的能量、切除受控的可间断负荷、接入阻尼电阻、接入串联电容、断开受控的互联系统和／或线路（包括成为“孤岛”的系统）。典型的手动补救措施包括手动切除负荷和发电机等。

当系统依赖于RAS以保证系统满足准则所规定的性能水平时，RAS必须有很高的可靠性。通常，若RAS在设计上不具有完善的冗余性，不能保证其中的状态检测及报警系统启动冗余元件，使之投入运行，那么，应认为RAS可能故障；RAS即使具备冗余性，但若存在可识别的共模故障，则仍认为RAS可能故障；若部分RAS不具有冗余性，则该部分的失效是可能的，除非该部分的元件或系统的故障率能表明其具有与完全冗余等效的可靠性。一旦认为RAS可能失效，那么只有当系统表明引起某故障的原因已被纠正时，才能认为该故障不会发生。

在确定与RAS的误动作有关的系统性能水平时．需要考虑下列因素： ? 这种误动作具有的可能性；

? RAS或部分RAS与某一能启动其校正措施的扰动相关； ? 为了仿真，RAS或部分RAS在被误启动后应能正常操作。

同误动作相关的性能水平应比正确启动RAS的扰动或RAS产生的相应措施所对应的性能要求更加严格。例如，RAS试图对一双线路故障进行操作，校正措施造成的结果为切除一台发电机，则其事故操作要求满足性能水平A；然而，由于双线路故障需要采取RAS，并且校正措施的结果成为切除六条线路时。则事故操作应满足性能水平

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C（如表8所示）。

表8允许对其他系统产生一定影响的扰动系统性能表

对外部系统产生的影响 扰动原因 暂态电压下降准则 发生扰动的设备 最大电压降 电压降超过20%时最大允许时间 最小暂态频率/Hz 59.6 频率低于最小暂态频率时允许持续时间 6个周期 故障后暂态电压偏离 5% 载荷处于紧急事故额定值内 是 >0 A 阻尼 性能水平 无故障，三相故障后正常切除 一台发电机；单线路；一台变压器；单极直流 母线段 两台发电机；两条线路；双极直流 三条或更多条线路；整个变电站；包含室外配电装置的整个电厂 25% 20个周期 30% 30% 20个周期 40个周期 59.4 59.0 6个周期 6个周期 5% 10% 是 是 >0 >0 B C 30% 60个周期 58.1 6个周期 10% 否 ≥0 D 通常，类似DC连接、DC线路或静止无功补偿装置之类的高速控制系统并不被认为是RAS。然而。这些也是可靠性准则应当评估之处。

2）最小运行可靠性准则

最小运行可靠性准则对发电设备的控制及性能状况、输电系统、系统互联、互联系统协调、紧急事故情况下的运行、运行计划、远程通信以及对运行人员的要求及培训等方面作了详细的规定。

a）运行容量

互联系统的可靠运行要求系统有足够的可用容量来适应运行频率的变化以及避免由于输电系统或发电设备偶然事故而造成的永久性失负荷。运行容量应能满足下列运行工况：负荷变化。补偿由于发电设备或输电设备强迫停运所造成的发电容量及能量损失，符合协议要求并能够补偿由于可间断输入的切除而造成的能量损失。由此，给出系统最小运行备用的概念，它由下列几项组成：

最小运行备用=调节备用+紧急事故备用+短时间内可补足断开电源的附加备用+满足协议要求的附加备用

准则还规定了可接受的非旋转备用的类型，包括运行备用的加入（必须在60min内迅速启动），对解列潜在性的分析，运行备用共享，运行备用的分布以及偶然事故的回顾等。

b）系统控制

在控制系统方面，准则规定在运行中应尽可能采用自动发电控制（AGC）。当AGC

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设备故障或采用AGC会使系统运行状态恶化时，才停止使用AGC。系统频率的偏移（frequency bias）应尽可能设定为与控制区域自然频率响应特性相接近，在任何情况下，年平均频率偏移或月平均频率偏移的设定值都不能小于频率每变化0.1Hz时控制区域内估计峰荷（estimated peak load）的1%。调节器的下降特性（govenor droop）应设为5%，这样，当负荷和发电机出力不平衡时，调节器能产生平和、协调的系统响应。如果AGC以联络线频率偏移的模式运行不会影响本子系统或互联系统的可靠性，则每一控制区的AGC应以此方式运行。

对于控制状态，在正常情况下应用以下两个标准进行连续监测：

? 规定在前次置零后，区域控制误差（ACE）必须在10min内返回零值，否则会

影响到随后10min内ACE返回零值；

? 规定1h内6个时间间隔（每个10min）的平均ACE（定为Ld）应在特定的范

围之内，此范围由控制域的需求特性变化率所决定。 同样，在扰动情况下可用两个标准对控制状态进行连续监测： ? 规定扰动开始后，ACE必须在10min内返回零值； ? 规定在扰动开始后，在lmin之内ACE必须开始返回零值。

系统互联后，系统间必定存在非计划的功率交换。准则规定应在控制区域间的连接点处设置共享的测量仪表，并且每个控制区域中心应通过这些测量仪表观测区域间每小时的交换功率。

c）偶然事故

准则对偶然事故作了重新分类：

? 简单偶然事故，在任何运行条件或期望运行模式下任一简单系统元件的故障； ? 最严重的简单偶然事故，在任何运行条件或期望运行模式下都将导致系统恶

性运行的简单偶然事故；

? 多重偶然事故停运，由不相关事件或由于时间间隔太短，系统来不及进行调

整的某一简单低概率事件所导致的两个或更多的系统元件的故障。 互联起来的系统在运行时，应使得任意简单偶然事故或具有足够高概率的多重故障不会导致整个系统的不稳定、失去控制的解列、一系列的连锁停运或是电压崩溃。简单偶然事故虽然指的是任一简单系统元件的故障，但是某一具有足够高概率的简单事件所引起的多个系统元件的故障也应当被认为是简单偶然事故。经验表明，若一个

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包含多个系统元件（直流或交流）的故障在最近三年内发生不止一次，并且导致其他系统失负荷，容量大于100MW的发电机停运或是连锁地一系列停运，那么这一故障应被当作是简单偶然事故。

d）紧急事故

对于紧急事故，准则规定每个子系统都应建立一套本系统的紧急事故运行计划。由于本子系统发生紧急事故造成本子系统中发电容量不足时，相邻控制区域应尽可能提供功率支援。同时，如果某一控制域的可用容量已经满载，运行备用已经投入使用，可间断负荷和可间断输出已被间断，已完全使用从其他控制域所获得的援助，并且ACE为负值而又在下一个10min内不能返回零值时，那么认为该控制域的发电容量是不充裕的。如果这种情况发生，就应立即手动切除永久性负荷以使ACE返回零值。

在满足AGC要求的同时，互联系统间的协议应同样使手动切负荷成为紧急事故下可采取的措施。手动切负荷可用于当系统在低于额定频率下稳定时，使系统恢复额定频率的措施；或是成为避免由于互联解列使受影响的系统产生严重的功率供应不足的方法。在解列或成为“孤岛”的系统中，手动切负荷可用来使在低于额定频率下稳定运行的系统重新恢复额定频率。自动快速切负荷应在频率降到低于59．0Hz之前启动。

3.5俄罗斯

俄罗斯电网规划可靠性准则的制订思路与西欧、北欧、北美的风格迥异。 前苏联在发展和建立电力系统可靠性工作体制中十分重视制订统一名词术语。在1980年出版的、由科学院通讯院士鲁津科主编的《动力工程系统的可靠性·术语》汇集中，对动力工程设施可靠性概念及与其相关的术语做了详细阐述。认为可靠性是综合属性，它可能由以下属性组合而成：不间断性、寿命、可维修性、可保存性、保持稳定性、工况的可控性、生存力、安全性。对于电力系统，其可靠性主要指系统的保持稳定性和生存力。对保持稳定性的定义是设施在某段时间里连续保持稳定的属性。对生存力的定义是设施抗干扰，使干扰不致连续发展导致大面积损失负荷的属性。

俄罗斯电力系统的安全准则规定于《电力系统稳定导则》、《电气装置规程》、《电力系统发展设计导则和规定》等文献中。系统的安全运行基于《电力系统稳定导则》。其主要内容包括4个部分：总则、基本概念、对电力系统稳定性的要求、系统完成稳定要求情况的计算校核。

在总则中规定，该导则主要目标是建立保证电力系统和互联系统稳定运行标准，

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并且要求各设计和施工单位必须遵守。

规则中给出基本概念如电力系统、联络线、断面、系统接线方式、运行方式、断面有功静态稳定裕度、负荷点电压裕度、正常潮流、强制潮流、加重型潮流等定义。并将系统典型干扰规范化，分成1、2和3组。

第1组干扰包括：切除500kV（对于核电站联络线为750kV）或较低电压的线路元件；任何电压级别线路元件的单相短路故障，重合闸成功；500kV（对于核电站联络线为750kV）或较低电压线路元件单相短路故障，重合闸不成功；切除不多于1台发电机或机组的功率（系统中为数不多的几台最大功率机组除外）。

第2组干扰包括：切除750kV或以上电压线路元件；750kV或较高电压线路元件单相短路故障，重合闸不成功；500kV或较低电压线路元件的多相短路故障，重合闸成功或不成功；110-220kV线路元件单相短路，断路器拒动，断路器失灵保护动作；切机数量不少于1台发电机或发电机功率，但不多于系统中最大发电机组的功率或核电站同一反应堆的2台发电机功率之和。第3组干扰包括：750kV或较高电压线路元件多相短路故障，重合闸成功或不成功；330kV或较高电压线路元件单相短路，断路器拒动，断路器失灵保护动作；110kV或较高电压线路元件多相短路，断路器拒动，断路器失灵保护动作；切机数量不少于第2组中对切机容量的规定，但不多于同一分段母线的功率、电站同一电压配电设备功率或者50%电站功率。

规则对电力系统稳定性的要求：在正常潮流和加重型潮流条件下断面最小有功静稳裕度为20%，负荷点电压最小裕度为15%。加重型潮流是指在最大负荷和最小负荷运行方式下，发电站主要设备检修搭配不利时的潮流，并规定这种运行方式持续期不应超过1a的10%。对系统抗干扰能力的要求规定，设计中在正常方式接线图和正常潮流下，500kV及以下线路在第1组干扰下应保持稳定，不用采取反故障自动保护措施。此外，在正常方式接线图和正常潮流下对系统进行第1、第2和第3组干扰校核，考虑反故障自动保护措施。在检修方式接线图和正常潮流下对系统进行第1、第2组干扰校核，考虑反故障自动保护措施。在正常方式接线图和加重潮流下对系统进行第1、第2组干扰校核，考虑反故障自动保护措施。在检修方式接线图和加重潮流下对系统进行第1组干扰校核，考虑反故障自动保护措施。进行以上干扰校核时，系统不仅要保持暂态稳定，同时要满足故障后运行方式下最小有功静稳裕度为8%、负荷点电压最小裕度为10%的要求。

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规则最后为如何对系统稳定校核提供方法和模型。

另外，俄罗斯对系统备用容量、系统联络线和断面传输能力也有相关规定。在《电力系统发展设计导则和规定》中引入一些衡量电力系统可靠性的概率性指标。这些指标都是在电网多年运行经验基础上通过统计得出，多用于电网方案比较。

四、国外电网规划的经验借鉴

4.1德国

德国配电网并不特别区分架空线路和电缆线路，较多使用普通环式、拉手环式结构以及简单网格状结构。针对环式结构负载率不高的情况，德国电力公司一般允许故障后短120%的负载率，故正常运行时负载率最多可带到60%。德国对电力用户的特殊要求，例如：用电量很大、对供电可靠性要求很高等原因，使得标准的环式结构无法满足其供电需求的，则一般由主变电所直接供电，但由此产生的额外费用一般由用户承担，具体情况须配电公司和用户单独谈判。

4.2英国

1、短路电流水平

英国电网的短路水平设计控制值普遍比我国的要低，例如英国132KV的短路标准为21.9千安，我国为31.5和40千安。保证了一些老旧设备在现有电网中能够安全运行，避免了电网投资的浪费。

2、一次电网规划

1）500KV、220KV电网规划

英国采用环绕城市的环网结构。伦敦有一个400KV通道穿越市中心，超高压直接深入负荷中心。

2）110KV、35KV电网规划

英国132KV电网采用大量的线路“T”接和线变组接线方式，ERP18规定了其允许的复杂程度。132KV和33KV变电站采用主变并列运行的方式提高供电可靠性。但是为了应付N-2情况下可能发生的经常性停电，目前伦敦计划增加132KV电网的互联。大量的132/11KV终端变电站高压侧没有进线断路器，采用线路变压器组，节省了变电

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站用地和投资。这必须靠坚强的下级电网的支持。

3）10KV以下电网规划

伦敦11KV及以下配电网采用了分布式分块系统的“Leach”开放式环网设计，强化直接面向用电客户的中低压配电网的规划理念。

3、二次系统规划

英国电网二次系统规划注重资源整合和优化配置，加强专业融合和技术融合。 1）继电保护规划

从输电网到配电网的继电保护配置、运行和检修管理国内外基本一致。微机保护的装置稳定，自检功能使得装置状况受到监视，装置整体健康水平较高，使得检修周期得以延长，提高了装置运行可用率。

国外微机保护逻辑可以设置，由此造成部分认为是导致微机保护动作正确率降低的原因。但在微机保护的配置和整定上比较简单，适应各种运行方式的调整。

2）调度自动化

国外并没有国内“调度自动化”这一概念，仅有“电力系统控制、监视和自动化系统”一说，包括电网实时生产、运行、调度的各类控制系统，包括SCADA、EMS、DMS、变电站自动化和配网自动化系统等。

a）系统建设目标与原则

驱动国外调度自动化系统发展的因素很简单，主要是为了降低成本（特别是人力成本）的需要，同时还要保证系统功能必须足够强大，可以满足各种不同监管者的核心运行标准要求。因此在自动化系统规划、设计和应用中，更加注重系统的实用性、安全性和整体效益，总体来说，国外调度自动化系统整体性能和效率较高。

b）系统结构与配置

英国配电公司调度指挥、生产控制层次非常简单，电网控制工程师集电网调度、操作和控制于一身。一般来说，英国各配电公司调度主站只有一套DMS系统，功能十分强大，涵盖了配网调度控制、生产指挥管理，是配电公司的主要核心业务系统。

所有控制系统的简化整合也是英国配电公司的发展方向。如英国最大的配网运行商EDF energy是由原EPN、LPN、SPN三个区域的供电公司组成，再被法电收购前都是独立公司，使用不同的调度自动化系统。被法电收购后，先将LPN和EPN整合使用一套调度自动化系统，未来将全部整合为一套统一的调度自动化系统。

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对配网公司而言，DMS是在配电网生产运行管理中最重要和核心的一套支撑系统。系统除了在传统的SCADA功能基础上结合了配网自动化功能（DA）外，还将配网的操作、工作管理纳入系统应用范围并与地理信息系统（GIS系统）和客户信息管理系统（CIS）进行数据交互。由GE公司开发的ENMAC系统在英国已成为事实上的配电网管理系统的行业标准，在大多数的配电网公司得到了有效的应用。

在英国，因电网控制工程师集电网的调度、操作和控制于一身，自动化系统在电网公司的运行指挥生产中有着举足轻重的地位。各公司的主要调度自动化系统又只有一套，因此他们十分重视备用调度和调度自动化备用系统的建设，一般都在一地建有备用调度中心和备用调度系统，并采用与主系统完全不同的路由与厂站进行通信。甚至如英国国家电网公司，除了主、备调度中心外，还建有紧急调度中心和紧急调度自动化系统。

c）厂站自动化系统

英国配网公司的变电站内基本无后台系统设置，之所以不配或简化后台系统主要是基于节约投资的考虑。

英国变电站所有需远传的信号均通过变电站监控系统采集后上传，其他的信息则在当地存储。英国国家电网公司制定了详细的《主站报警信号规范》，明确各类设备信号采集、定义和传输原则，提供了设备信号逻辑组织传送的策略和规范，使得设备信号在站内经过筛选、逻辑组织后分层、分类传送至主站，进一步提高了信号质量和传输效率。

国外电网公司也十分注重对新技术、新标准的研究和应用。目前，英国国家电网公司在其275KV主网变电站中，已逐步采用保护、测控合一技术，并取得了良好的应用效果。同时，在英国和法国电网公司也已有符合IEC61850标准的变电站投入运行。

d）调度数据综合利用

英国各电网公司都意识到SCADA/DMS系统的应用数据是高度可靠和正确的，在配网公司占有举足轻重的地位，IT系统集成的目的在于使得其他应用系统可以从这些数据中受益。英国各电网公司都有一套十分完善的设备和客户编码体系，实现对电网一次、二次设备以及客户信息的信息化管理，使不同应用系统间的数据交互成为可能。

3）通信系统

英国国家电网公司以光纤网络通信为主，同时租用电信公司网络作为备用通道；

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英国的配网公司如伦敦电力则主要是租用英国电信公司的通道，同时在部分地区采用卫星通信作为主站与变电站系统通信的备用。

4）信息系统

国际上电力公司信息化工作的通常做法是“技术全盘引进、服务整体外包”。所有信息系统基本都是成熟商业产品，很少自行开发各类应用，而对于计算机终端的维护、修理则采用整体外包的方式。公司内部庞大的IT部门仅负责所有IT系统的运行、维护，并承担所有信息系统的数据维护工作，保障各类系统得以实用。如：英国EDF Energy公司的IT部门就有100多人，专门从事数据录入和管理工作。

4.3新加坡

1、安全可靠性分级规划

安全可靠性分级规划：66KV的N-2设计（供电无中断），主要应用在机场与地铁站等重要设施；22KV的N-2设计（供电可短暂中断），主要应用在大型工厂，商场等公共场所；22KV的N-1设计，主要应用在负荷密度大的地区，如商业与高楼住宅区；6.6KV的N-1设计（供电可短暂中断），主要应用在负荷密度小的地区，私人住宅区。

2、典型城市供电模型

新加坡66KV及以上电压等级输电网络均采用网状（Mesh）连接模式，每个网状网络并列运行，其电源来自同一个上级电源变电站；22KV配电网采用环网连接、并联运行模式（Ring）；6.6KV配电网络采用环网连接、开环运行模式（Mesh），每个环网的两路或三路电源来自不同的22KV上级电源点。

在城市各分区内，变电站每两回22kv馈线构成环网，形成花瓣结构，称之为梅花状供电模型（如图8所示）。不同电源变电站的每两个环网中间又相互连接，组成花瓣式相切的形状。其网络接线实际上是由变电站间单联络和变电站内单联络组合而成。站间联络部分开环运行，站内联络部分闭环运行，而两个环网之间的联络处为最重要的负荷所在。

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图8新加坡梅花状典型供电模型

由一个变电站的一段母线引出的一条出线环接多个变电站后，再回到本站的另一条母线，由此构成一个“花瓣”。多条出线便构成多个“花瓣”，多个“花瓣”构成以变电站为中心的一朵“花”。每个变电站就是一朵“梅花”，原则上不跨区供电，通过“花瓣”相切的方式满足故障时的负荷转供，构成多朵“梅花”供电的城市整体网架（如图9所示）。

图9新加坡城市电网扩展图

新加坡利用“花瓣”相切易扩展的特点进行网架标准化建设。两个环形电网的电缆可沿相同的线路敷设，这有利于协调同区域内环形电网的负荷；供电模型具有良好的扩展性，随着城市的不断发展，负荷的不断增加，展示其高灵活性，是电网统一建设的保障。

4.4法国

1、用户接入电压等级具有明确规定

法国能源监管委员会协调确立了用户接入电网电压等级的选取原则：超过25万

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kW的发电机组必须接入400kV电网；5~25万kW机组接入225kV或150kV电网；1.2~5万kW机组接入63kV或90kV电网；超过40万kW的负荷必须接入400kV。我国电网目前缺少对电厂和用户接入电网等级的明确规定。

2、电网设计使用寿命长，运行维护水平较高

法国电网设备设计寿命较长，RTE的架空线设计寿命为60a，变电站设计寿命为45a，远高于我国30a的设计寿命水平。同时受RTE先进的维护管理理念及手段的影响，加之法国电网建设项目核准难度大、周期长，客观上要求必须尽可能延长设备的服役时间，目前法国电网在运行的线路中，最长的已达81a。

3、提高电网抵御自然灾害能力的目标与措施

1999年圣诞节后的法国灾害中，大约1000万人的用电受到影响，之后法国政府要求RTE（当时仍为EDF）加强电力供应设备的机械性能，提高设备的抗风险能力。根据政府要求，RTE需在2017年前实现如下3个目标：1）当极端气候达到甚至超过1999年的强度时，停运变电站应当在5日之内恢复供电；2）当遭受低于1999年强度的风灾时，各变电站至少保证1条进、出线运行正常，不出现全停；3）当电网出现重大事故时，保证电网事故不导致人员和财产安全遭受损失。

为实现以上目标，RTE自2001年起采取了如下3项举措，以提高电网抵御自然灾害的能力：

1）执行新的建设标准。严格执行能源监管机构2001年新颁布的输变电设备建设标准，开展项目建设。

2）扩大线路安全区范围。2001—2009年，在一些战略线路上，增加与林区植被的间隔，以减少林木压线事故的发生；加强杆塔的基础，以改善杆塔的机械性能。

3）全面加强输电网机械性能。2001—2017年，加强所有400kV超高压架空线路的机械性能，每10个杆塔中加强1个杆塔的机械性能，以防止倒塔事故的连锁反应；对于225kV及以下输电线路，采用“鱼骨”原则，以最小成本法确定网络拓扑进行加强；对经过民居、市政设施和通信设备的非超高压架空线路，加强其杆塔的机械性能，防止电网设备故障对其产生影响。

4.5法国（巴黎）

巴黎三环的城市电网具有哑铃型的特点，其远郊的400KV环网保证了骨干网的运

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行安全和稳定，20KV环网保证了对用户供电的灵活性和可靠性，而中间电压等级225KV电网采用了相对薄弱的辐射状结构。这样既满足用户对供电可靠性的要求，同时也降低了不必要的资金投入。

1、超高压和高压电网结构

巴黎大区的超高压电网为400KV电压等级，形成双环网，通过11座400/225KV变电站向225KV高压电网供电。巴黎市中心区的高压电网为225KV电压等级，由27条225KV电缆向36座225/20KV变电站供电，接线方式基本呈放射型。36座高压变电站在地域上分布为三个同心圆（如图10所示）。

图10巴黎大区高压变电站分布图

2、城市配电网结构

巴黎采用类似开闭所的“手拉手”的供电模型。即每个变压器接一段母线，引出4条（左、右各出2回）大截面电缆。每条电缆出线（类似开闭所）又出6条馈线和一条大用户专线向外供电，覆盖一条街道，通常在道路两侧人行道各敷设3回，分别向道路两边用户供电。这6条馈线为一组，与其相邻变电所的另一组形成“手拉手”方式，实现N-2。（如图11所示）

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图11巴黎开闭所典型“手拉手”模型

巴黎城市电网具有鲜明的环状结构：外环、中环和内环，三环又将其分割成4个分区，各个变电站就处于分区之间，每个环内的变电站向两侧的分区供电。当负荷增加时，可在分区之间增加一变电站，将分区再一分为二，显示了良好的可扩展性。（如图12所示）

图12巴黎城市电网扩展图

1）巴黎大区中压电网结构

城市的分区供电十分清晰，56台225/20KV变压器分布于3个同心圆，每台100MVA变压器（或2×70MVA变压器组合）向2组或4组中亚集群馈电，每一中压集群（共有6条中压公用馈线）连接至同一层的2台变压器上。对于高压或变电故障，此中压结构可以提供N-2的能力。

2）巴黎典型变电站的接线

巴黎大区的36座变电站主接线完全一致，主变容量仅有70MVA和100MVA两种。

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2台变压器，高压线路变压器组，中压单母线分段，每台变压器向4组中压集群（共有6条中压馈线）馈电，在20KV母线上安装有配电自动化集控装置。

275/20KV变电站的20KV出线采用了子母开关站的形式，即在主变站二侧设I级母线，通过I级母线的出线馈供II级母线，再由II级母线馈供用户，有效增加了馈线回路数，可实现供电区域网格式供电。

3）中压馈电线路

坚强的中压电网保持了高可靠性。正常情况下一个中压集群供4个区域，保持1/3的备用；当N-1的情况出现时，附近的2个中压集群帮助各供两个区域；当N-2的情况出现时，再由附近2个中压集群各供2个区域。在变电站和调度站内设置了网格化、手拉手、三分段、四连结，接线简单统一。5000KVA以下的用户全部为公线公变供电，5000KVA以上用专线专变供电。由中压集群对公变、专变供电，公用变压器全部实现双电源供电。

4）低压网络

用户中压侧为双电源，备用电源自动投切，低压为放射形。住宅用户直接配电到户，计量装置采用楼层分散或单元集中两种方式。

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