电力企业电网规划特点方法标准和经验借鉴研究.docx

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- 37 -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。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。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：保护环境的同时进行合理规划，并和邻国电网互联；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。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1015年长期发展规划，在此基础上编制510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。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2630年，6座已工作了2126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。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。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：基本方案，正常的GDP、人口增速和电价、油/气价格；高方案，在基本方案的基础上，按高人口增速和低电价测算；DSM方案，在基本方案的基础上，加强DSM的作用；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GDP增速人口增速DSM措施燃料价格电价燃料价格联动关系高方案基本高一般高弱基本方案基本基本一般高强DSM基本基本基本强高低方案低基本强很高强按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年电量及增速预测方案电量/(亿kWh)20102020年均增速/%2010年2020年高方案500055200.99基本方案494053400.78DSM方案484050600.45低方案478049300.312.2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。图2 PJM系统负荷损失概率LOLP2、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：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；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，20102020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 20102020年失负荷概率指标不同年份2010年2011年2012年2015年2020年电能不足概率/%5.56.110.52787期望损失电量/kWh310万310万11703440万2.65亿LOLE1h43min1h47min3h50min13h76h损失负荷/（万KW）6041010502.3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。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。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。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采取的主要措施包括：采用防倒设备保障持续供电；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；研究高水平的恢复电网的措施；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N1和N11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N2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组负荷/MW要求满足的最低供电要求N-1故障N-1-1故障A1维修完成后恢复全部组负荷没有要求B>112(a)3h内恢复组负荷减去1MW(b)维修完成后恢复全部组负荷没有要求C>1260(a)15min内恢复组负荷减去12MW或2/3的组负荷，取其小者(b)3h内恢复全部组负荷没有要求D>60300(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>3001500(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执行图6 ER P2/6核心内容图解ER P2/6包括3方面重要