XX农村电网安全现状评价报告大纲

第一篇：XX农村电网安全现状评价报告大纲

安 全 评 价 简 介

第二次世界大战结束后，当时美国专门研究国防战略的兰德公司分析了德国V-2飞弹以后,向政府提出一份研究人造卫星的初步设计报告。但是由于美国当时对军事技术上的盲目乐观而未被采用。1957年，苏联向全世界宣布制成了洲际导弹，并把一颗人造卫星送上了天。这一消息使美国政府大为震惊，面对苏联的空间优势，匆忙地进行导弹技术开发，实行所谓研究、设计、施工齐头并进的方法，集中了大批人力、物力，抢时间，—哄而上，由于对系统的可靠性和安全性研究不足，采取了不科学的组织形式，在一年半时间内连续发生了四次毁灭性重大事故，给地下武器库和发射基地造成了巨大损失，致使这项研究中断。从血的教训中，深刻地认识到安全的重要性，美国的一些学者开始将系统工程原理、方法、步骤引用到安全工作中，美国空军以系统工程方法研究导弹系统的可靠性和安全性，于1962年第一次提出了《弹道火箭安全系统工程学》说明书，继而制定了《武器系统安全标准》，对后来发展多弹头火箭的成功创造了条件。1966年美国国防部采用了空军的安全标准，制订了安全标准《MIL—S—3813》。1969年7月发表了安全系统工程程序标准《MIL—STD882》。在这项标准中，首次奠定了系统安全工程的概念，以及设计、分析、综合等基本原则。以后，随着对系统安全认识的不断深化，该标准于1969年和1977年进行了两次修订，扩大了它的应用范围。

1972年，美国组织了以麻省理工学院拉斯姆教授为首的十几名专家，用了两年多时间对原子能电站的危险性进行研究和评价。于1974年美国原子能委员会发表了原子能电站风险评价报告，叫作《拉氏报告》。

在报告中收集了原子能电站各个部位历年发生的事故及其概率，采用了事故树和事件树的分析方法，作出了原子能电站的安全性评价，引起了世界各国的关注和重视。从1974年起，这项技术在国际上进入全速发展阶段。1979年引进我国。1982年我国首次组织了由研究单位、大专院校和有关重要企业等方面的同志参加的安全系统工程讨论会。1984年起劳动人事部开始研究，并分枌了我国实行这项技术的可能性、可行性，当年国家科委将这一学科列为国家重点攻关项目。1984年6月机械工业部在昆明举办首届培训班。1985年5月在南宁举办师资培训班。1985年10月在上海举办由日本安全工程学协会副会长井上威恭教授主讲的学习班。1986年，原机械工业部开始酝酿机械工厂安全性评价工作，并决定起草《机械工厂安全性评价标准》，经过起草、修改、试评、审定等阶段，于1987年10月正式颁发执行。1989年8月，结合电子工业情况，又颁发了《电子工厂安全性评价补充标准》。

多年以来，安全性评价工作巳在我国机电行业普遍开展，并取得了较好的效果。1988年在试点过程中，就有12家企业达到“安全级”。机械电子工业部制定颁发了《机械工厂安全性评价标准》，开展安全性评价工作取得了一定的成绩。这项工作，受到企业广大干部、职工的欢迎，受到了有关部门的重视。国家计委要求全国各工业企业开展安全性评价工作，劳动部也要求各行业学习和推广，并委托机电部起草《危险程度分级国家标准》。全国各产业部门如石油、化工、冶金、煤炭、林业、轻工、医药等部门的机械工厂巳在应用机电部制定的标准开展工作，并参照这个标准制定本行业的评价标准。1990华北电管局提出人机环境管理四者安全品质的优化匹配。

一、安全性评价的理论基础(一)预防为主是现代安全管理的基本原则：事故发生虽有其突然性和偶然性，但是可预测、预防和控制的。(二)安全系统工程理论：固有危险都是在人机系统控制之下运作，人、机(物)、环境。安全系统工程特别强调管理，认为产生事故的直接原因是安全管理不到位，安全管理缺陷是根本性的事故隐患。只要管理到位，人的不安全行为可以克服，物的不安全状态可以改变。(三)危险辨识和评价是事故预防的重要手段：预防事故的发生，首先必须发现和辨识生产过程中的危险和隐患，然后再采取措施加以消除和防范。

二、安全性评价的定义：综合运用安全系统工程的方法对系统进行度量和预测，通过对绳系统存在的危险进行定性和定量的分析，确认系统发生危险的可能性及其严重程度，提出必要的措施以寻求最低的事故率、最小的事故损失和最优的安全投资效益。

三、安全性评价的类型 1．事前评价 2．过程评价 3．事后评价 4．跟踪评价

四．安全性评价的方法

现在，提出的安全评价方法不下几十种，各种方法都各具特点并适于特定的场合。有关标准及资料推荐的评价方法主要有：如果„„怎么样；检查表；如果„„怎么样/检查表；预先危险分析；危险及可操作性研究；故障类型及影响分析；故障树分析；事件树分析；美国道化学公司及英国蒙德分部的危险指数评价方法；原因、后果分析；人员失误分析；荷兰的单元或工厂设备分类快速排序法；苏黎世安全评价方法；日本劳动省六阶段安全评价方法以及我国国家标准——光气生产三阶段评价方法等。1．定性评价 2．定量评价

五、公司开展安全性评价工作的基本情况

公司从1996年开始，为提高安全管理水平，摸清公司系统安全底数，推动安全管理工作走上规范化、制度化、科学化的轨道，借鉴了原华北电网局、广东省电力公司开展安全性评价工作的经验，决定在系统内尝试性地开展安全性评价工作。1997年，公司依据华北网局安全性评价的有关标准，结合自身的特点，组织有关专业人员和专家，自主编制了《水电厂安全性评价》标准，组织进行了小龙潭火电厂、西洱河水电厂的安全性评价的试点工作。通过试点工作，掌握了评价的基本手段和方法。1998年公司专门成立了由一批在各自专业方面均有较高造诣和声望的老专家组成的安全专家组，发挥老专家长期从事电力生产的丰富经验，进行发供电企业的安全性评价工作，有效地促进了安全性评价工作在公司的开展。从1999年开始，公司明确要求所属各发、供电单位认真、全面开展安全性评价工作。截止2002年年底，公司已对10家供电单位：（昆明供电局、个旧供电局、滇东电业局、玉溪供电局、滇北电业局、思茅供电局、临沧供电局、滇西电业局、滇中电业局、西双版纳电业局），6家水电厂：（漫湾水电厂、鲁布革水电厂、以礼河电厂、滇西电业局西洱河水电厂、大寨水电厂、螺丝湾水电厂），2家火电厂：（小龙潭发电厂、昆明发电厂）等共18家发供电单位进行了安全性评价工作，并对5家单位进行了复评工作。厂网分开后，公司主要是进行供电企业安全性评价，截止目前为止公司10个供电局（不含新成立的6个供电局）都已完成了2次专家评价，其中曲靖、临沧供电局在2006年已完成了第3次安全性评价的自评价工作。

近十年来，通过开展安全性评价工作，基本摸清了云南电网的安全底数，形成了自评、整改、专家评价、再整改的一套完整流程，公司从人、财、物等各方面积极帮助和督促各单位积极进行整改，各受评单位根据问题的轻重缓急制定出整改计划和措施，逐步消除设备缺陷，根除事故隐患，强化安全管理，为电网的安全稳定运行打下了坚实基础。

六、目前公司安全性评价的工作流程

公司的安全性评价一般分为两个层次，即基层单位的自评和公司组织专家组对基层的查评。其中以各单位开展的自我查评为主，公司组织的专家查评是在基层自评的基础上进行的。基层单位按设备管辖范围和工作任务，将评价项目分解到各有关职能部门、基层所队，再由部门和所队进一步分解到班组和员工，明确各自应查评范围、项目和依据，落实责任开展查评，基层、班组自查不进行评分。自评过程中，按照边查边整改的原则，自下而上进行。班组、所队的自评、整改情况，最终汇总到局层面，由局统一组织专业查评小组进行局层面的自评工作。各专业查评组制订查评活动的具体计划，如：日程安排、重点或抽样查评的班组、岗位和现场。查评过程中随时将查评结果或检查发现的问题记录在“查评扣分记录”上，最终形成专业小组的评价表和报告，综合汇总做出自评报告。检查中发现的问题及整改措施，用“安全性评价检查发现问题及整改措施”专用表进行汇总。对检查发现的问题，制定出本单位的整改计划，层层分解落实整改。

在基层完成自评价和提出申请的基础上，由公司组织安全生产专家组有关专家和相关部门组成查评组对各基层企业进行专家评价。专家评价时间约为一星期左右，专家组及查评组的人数约在20名左右。专家评价中采取现场检查、查阅和分析资料、现场考问、实物检查或实物抽样检查等方法，透视被查单位设备、运行、监督和管理状况。查评专家组通过查评情况，最终提出专家组的查评报告，向被评价单位领导和有关人员，通报查评情况，对查评中发现的问题提出整改建议和意见，公司根据专家组的查评，发布查评结果和报告。基层单位查评结果和报告，结合本单位实际分解制定整改计划，落实责任人、整改期限进行整改，一轮评价、整改过程大约为2～3年的时间。

七、开展安全性评价的经验

目前，安全性评价工作得到了持续坚持，并发挥了应有的作用，主要是重点做好了以下几方面工作： 1．公司生产系统各级领导、生产管理部门重视安全性评价工作是开展好安全性评价工作的关键。尤其重视对各单位存在的问题从资金、技术、人员等方面给予支持，全方位进行整改，并将整改纳入了各单位年度生产计划中，使整改得到了切实落实，安全性评价的作用得到发挥。

2．基层切实、认真地做好自查、自评，较全面地落实进行了整改。安全性评价是基层单位自觉运用的现代管理方法，是对本单位的安全基础进行自我诊断的有效手段，做好自查、自评，切实落实整改是保证评价取得实效的关键。

3．建立了一支专业水平高、经验丰富、敢于坚持原则，工作认真负责的高素质的查评队伍。

4．建立了完整的评价、整改机制。安全性评价贵在真实，重在整改。公司在安全性评价中通过“三不挂钩”等举措促进“贵在真实”，并通过长期坚持将安全性评价结果作为制定“两措”和大修技改计划的重要依据，从项目和资金上给予支持，取得了较好的实效。努力建立安全性评价工作评价、整改、再评价、再整改的良性循环机制。

八、目前开展安全性评价工作存在的主要问题

安全性评价作为现代安全管理办法的作用是明显的，但随着电力体制改革、电力系统新技术的运用等，安全性评价工作也应的不断发展，适应新的安全管理模式。目前，公司安全性评价工作还存在一些问题，需要不断改进，表现在以下几方面：

1.目前在安全性评价使用的评价标准不适应目前公司系统的安全生产管理现状。近年来，供电单位的评价仍然使用的《供电企业安全评价标准》为华北电力集团公司2001年修订出版的标准（通常称华北第二版），县级供电企业评价使用原国家电力公司编制标准等。南网公司成立后，颁布了一系列的安全管理和生产管理的技术标准、规范，而这些标准在电力体制、安全生产管理模式发生变化后，显得不相适应，不能较完整通过评价反映出目前安全生产的情况。目前的评价标准在控制“物的不安全状态”方面较充实，在控制“人的不安全行为”，加强安全管理方面还有待充实。

2.由于目前安全生产管理进一步向标准化、精细化管理迈进，评价工作时间、工作流程不能适应新的管理需求。近年来已经形成的自评阶段以及专家评价阶段的工作时间和工作流程不能适应全面查找问题、对症下药的需求，需要进行调整。3.抓安全性评价后期整改的跟踪、管理不够。

各单位在对安全性整改的落实情况参差不齐。有的单位开展较认真，对评价中发现的问题积极整改，安全生产卓有成效，而有的单位整改措施抓得不及时，个别单位由于不及时整改发现的问题，酿成了事故。部分单位使用安全性评价系统，督促、跟踪整改不力，达不到夯实安全生产基础的应有效果。

4.在评价的深度和广度方面不存在不足。由于在组织方式、时间安排和查评人员等因素影响，在开展安全性评价工作中还存在不够深入细致，涉及面也不够广，一些设备隐患和安全管理中存在的问题不能在查评中及时发现和提出，提出的有些问题还比较宏观，针对性还不强。

因此，公司安全性评价工作还需要不断进行完善、改进，消除影响、制约安全性评价作用的因素，切实消除设备缺陷，根除事故隐患，强化安全管理，使安全管理处于“可控、在控”，最终为电网的稳定运行打下坚实基础。

九、目前安全性评价发现的共性问题

（一）、一次设备方面：

1、消弧线圈的管理存在瞒点，变压器是否加装消弧线圈、消弧线圈的投退无人管。

2、无功配置不合理，部分变电站无功配置达不到要求；配置合理的站也因设备问题不能投入运行。

3、部分变电站未进行绝缘子盐密监测和零值绝缘子检测。

4、部分110kV及以下变电站的防误闭锁装置不健全，有的未装防误闭锁装置（尤其高压部分为GIS设备的变电站，中低压侧无任何闭锁），有的防误闭锁装置已损坏。

5、实行集中控制和无人值班的变电站大部分没有消防报警、自动灭火和远方防盗报警装置，有的虽然有但是很不好用或已损坏。

（二）、二次设备方面：

1、直流系统方面

（1）蓄电池定期容量核对性放电试验未进行。（2）直流系统图纸与实际不符，直流馈电小开关或熔断器定值上下级是否满足选择性无核算资料，无熔断器定值一览表。直流系统关系到整个二次系统，直流系统故障将导致严重问题。

2、继电保护方面

（1）在贯彻继电保护反措方面：

1）没有建立反措台帐，反措项目底数不清 2）静态保护抗干扰措施未按要求进行。3）二次反措的执行方面还未引起大家重视，TA、TV的反措没有能按要求认真执行（如：PT回路N600一点接地，二次绕组与三次绕组N6OO要分开等）。

（2）保护专用的高频加工设备、通道及变压器气体继电器未能按时开展试验。

（三）、调度方面

（1）电网网架薄弱，除单线、单变供电外，甚至有一线多“T”情况。（2）调度系统人员缺乏，技术水平有待提高保。

（四）、输电线路方面

（1）电力设施遭破坏和被盗情况严重，严重影响输电设备的安全运行，以及用户的可靠供电。

（2）110kV雷击跳闸率偏高，防雷措施还不多。

（3）群众护线员素质普遍较低，学习、培训工作开展不够深入。

（五）、劳动作业

（1）临时用电安全管理不够规范，部份变电站检修电源箱、以及生活电源未装设漏电保护器。

（2）无接零、接地保护具体规定。

（3）起重作业各类工器具部分未定期试验，检验中发现的问题未能及时解决，长期带病作业。

（4）消防水系统管理松懈，部分变电站消防水压偏低，消防水泵长期未检验，变压器水喷雾系统长期未检验等。

（5）抗震管理基本空白，未开展抗震鉴定，对设备是否满足抗震要求等不清楚。

（六）、安全管理方面

（1）各级人员安全责任制未及时修编，造成某些职位安全责任制空白。（2）缺陷管理制度的落实及考核不彻底。

（3）队所班组安全目标分解不合理、不具体，个人承诺书的内容空洞，可操作性不强。（4）危险点分析不够认真，预控措施不具体，可操作性不强。

（5）事故应急预案不规范、完全，未能根据危险点分析的结果制订必要的预案。所队、班组预案多为事故处理方法，缺乏事故发生的组织措施等。

（6）图纸资料不齐全，变电站内的图纸多为施工图无竣工图。

（7）运行规程修编不及时，检修规程未制订。要结合作业指导书建设，作业指导书没有涉及的设备应制订相应的检修规程，规范设备检修，保持设备健康。

第二篇：环境质量现状评价大纲

环境质量现状评价大纲

1.总则

1.1任务又来

某新建林业一体化浆纸业公司项目

1.2编制依据

1.3评价目的和原则

1.3.1评价目的1.3.1评价原则

1.4污染控制和环境保护目标

1.4.1污染控制目标

1.4.2环境保护目标

1.5评价采用标准

1.5.1质量标准

1.5.2排放标准

1.5.3卫生标准

1.6评价工作等级和范围

1.7评价工作重点

1.8评价因子

2.建设项目概况

2.1基本情况

2.2工程给水排水供电及供热

2.3辅助生产设施

2.4工程分析

2.5污染工艺流程及产污环节分析

2.6.主要污染物产生量核算

2.7.厂址环境可行性分析

2.8.本项目产业政策

3.建设项目所在区域环境概况

3.1自然环境概况

3.2社会环境概况

3.3环境质量现状

4.建设项目工程分析的内容与方法

4.1 污染物的排放量清单

4.2 建设项目拟采取的环境保护措施

4.3 污染源调查与评价

4.3.1 噪声污染源分析

4.3.1.1 噪声境调查前期工作

4.3.1.1.2 基础资料收集

4.3.1.1.2现场准备工作

4.3.2噪声环境质量现状调查与评价

4.3.2.1 噪声环境现有监测资料分析

4.3.2.2 噪声环境现状监测

4.3.2.3 噪声环境现状分析与评价

4.4 工程影响环境因素分析

5.建设项目周围地区的环境现状调查

5.1一般自然环境现状调查

5.1.1评价地区地形、地质、地貌概况

5.1.2水文及水文地质情况

5.1.3气象与气候

5.2社会自然环境现状调查

5.3 评价区噪声环境质量现况调查及评价

5.4 地表水环境质量现况调查评价

5.5 地下水质现况调查评价

5.6 土壤现状调查评价

5.7 环境噪声现状调查评价

5.8评价区内人体健康及地方病调查

5.9 其他社会、经济活动污染、破坏环境现状调查

6.环境影响预测

6.1水环境预测

6.2声环境预测

6.3大气环境预测

7.评价工作成果清单、拟提出的结论和建议内容

7.1评价工作成果清单

7.2提出的结论

7.3建议的内容

8.评价工作的组织、计划安排

8.1组织

8.2计划安排

9.评价工作经费概算

第三篇：农村电网建设改造现状调研报告

堪称“德政工程”、“民心工程”的县农村电网建设与改造工程，于1999年7月开工，完成总投资7486.3万元，年12月实现了城乡同网同价。然而，时至今日已过去了4年，笔者就此现状展开了调查，提出了一些粗浅的认识。

一、农村电网建设与改造工程结硕果

县是一个山区小县，年末全县7个乡镇110个村，乡村户数49644户，乡村人口155507人。通过农村电网建设与改造工程(以下简称“农网改造”)，呈现出了“理顺了电管体制，改造了电力设施，增加了农村用电量、改善了农民生产生活”的新局面。

(一)理顺了供电管理体制。由于历史的原因，我县的供电体制在农网改造之前非常复杂，县内除宜昌供电公司、县供电公司两个主营供电企业之外，有宜昌天发集团所属的天福庙二级水电站、宜昌富磷集团盐池变电站，还有乡镇管理的郭家沟电站、苟家垭电管站、洋坪银星公司等，供电体制可谓是多家供电、网络交错。经过“农网改造”，理顺了供电管理体制，目前县供电企业只有宜昌供电公司和县供电公司两家。

(二)改造了电力设施。农网改造中加大了对农村供电设备改造资金的投入，淘汰了陈旧高耗的配电变压器设备，更换了非标准杆线，合理配置了变压器台区，缩短了低压供电半径。农村电网发生了“线路由细变粗，变压器由小变大，台区由少变多”的变化。“农网改造”新建台区70个，改造台区362个;新建10KV线路111.77千米，改造10KV线路375.74千米;新建380V线路300.91千米，改造380V线路651.82千米;新建220V线路228.53千米，改造220V线路1609.25千米.(三)增加了农村用电量。由于“农网改造”后全面实现了“三到户”、“四统一”(三到户即抄表到户、收费到户、服务到户;四统一即统一电价、统一管理、统一调度、统一发票)的用电管理模式，改变了过去电费结算到台区，台区以下由各村电工负责到农户抄表收费，电价标准参差不齐，有的村照明电价高达1.80元—3.00元/千瓦时的现状，使农村用电量大大增加。年—年全县农村用电总量分别为3775万千瓦小时、5616万千瓦小时、8748万千瓦小时、12555万千瓦小时。4年来的用电总量逐年增加，年与年的1671.54万千瓦小时相比，农村用电量4年平均增长了65.55%。

(四)改善了农民生产生活。电网改造带来了稳定的农村电压，户表改造换来了优惠的农村电价，从而改善了农民的生产生活。生活方面已由老三样电扇、黑白电视机、电饭煲变为新三样空调器、电冰箱、彩色电视机。生产方面烘干机、精制粉碎机已成为农民主要的生产资料。年，百户农民彩色电视机拥有量88台，比年增长87.23%;百户农民电冰箱拥有量16台，是年的5.33倍;空调器从无到有，连年增加;全县农村电动机总动力35225千瓦，比年增长25.05%，其中农副产品加工动力19509千瓦，比年增加1201千瓦。

二、农网改造后存在的问题及原因

“农网改造”虽然硕果累累，但现在看来的确存在一些问题。这些问题既有主观的，也有客观的，既有当前的，也有历史的。

(一)电网改造存在改造不彻底的问题。一是由于资金不足，旧线、旧杆续用普遍。二是由于过去供电管理体制问题，改造工程存在“死角”。如荷花镇区域过去有3家供电企业，但由于地域偏僻，架线成本过高，三家企业都不愿管，这些地方的“农网改造”都是单一的户表到户，形式上的“农网改造”。三是由于受到利益驱动，“农网改造”时电表该换的不换，该校的不校，导致电表老化。

(二)农网维护成本高，农村低压维护费出现亏损。

以县供电公司年—年的农村低压维护费的收支情况为例：

县供电公司年—年农村低压维护费收支情况

其亏损的原因：

1、山大人稀，管理区域大，农电工人数增加。以年为例，省核定我县农电工人数为211人，实际农电工人数为228人，相差17人。供电企业要支付17人的工资18.8万元、住房公积金1.87万元、基本医疗保险1.84万元、职工福利3.43万元、职工教育经费1.51万元、工会经费1.44万元、基本养老保险3.6万元、失业保险1.3万元、工伤保险1.29万元、生育保险费1.18万元，合计支出36.26万元，人年平支出2.1万元。

2、山区海拔高，雨天、雪天相对频繁，导致线路损坏大，相应的线路维护次数增加，维护费用开支增加大。

3、县是湖北省绿化达标第一县，山多树多树障多，线路巷道清理维护难度大，维护费用增加。

4、山区县的农电工管理工作量与其收益不成比，出现农电工劳务入不敷出的现象。如县荷花镇杨柳村共90个农户，每月的电费收入只有500元左右，但实际支付农电工工资700元左右，工资缺口200元。但从工作难度看，此农电工的工作量要相当于平原村2000户的工作管理难度。

5、山区线路长，电损过大，按规定比例18%提取的线变损费用远不能弥补实际线变损费用的需要，导致供电企业低压维护费严重不足。如在对县荷花镇高峰村农网改造时，竟为了一个农户通电，电杆用了40根，所需导线也是正常用户的8倍。不仅导致电线实物维护费高，而且维护过程中消耗费用也相应增高。

(三)再改造资金缺口大。由于“农网改造”后农村用电量猛加，过去的设计能力远不能满足现在的实际用电需要，改造后的再改造已迫在眉睫。一方面过去“农网改造”过程中导线直径ф16线路较普遍，此导线只能满足过去用电量的照明用电，大部分农网线路需要“由细变粗”的改造，换线改造资金大。另一方面农村生产、生活电器的迅速增加，变压器必须实行“由小变大，由少变多”的改造，否则不能满足农民需要。

(四)农村偷电现象严重，乱搭乱挂仍然存在。一方面山区县，山大人稀，农电工配备虽超过了省的标准，但究其工作量仍力不从心，不可能面面俱到，监管力度有限。另一方面电力部门不是执法主体，没有硬性措施来管理农村偷电现象。

三、几点建议

针对上述存在的问题，特提出以下几点建议：

(一)合理分配农网维护费，费用标准有待调整。上述列举的各类问题，充分说明山区、丘陵和平原在农网维护管理过程中，工作难度、工作量、工作时间、工作效率都各不相同，农网维护费用的开支范围、开支额度也相差较大，应从实际出发，分平原、丘陵、山区三个不同地区确定不同标准，据调查测算山区标准应比平原标准高一倍。

(二)合理核定农电工人数。现在山区农电工人数普遍超过了省核定人数，建议在核定农电工人数时，分平原、丘陵、山区的三个不同的地区核定配备人数。据测算，平原按400户配一个农电工，丘陵按250户配一个农电工，山区按150户配一个农电工是合理的。

(三)对“农网改造”来一个“回头看”。一是各级政府要加大对来一个“回头看”的督查力度，确保早部署、早动手。二是电力企业要组织专班，分门别类摸清来一个“回头看”的家底。三是上级主管部门要加大资金支持力度，切实解决“农网改造”先天不足和“改造再改造”的资金问题。

(四)科学制定线损指标。全省的线损指标统一标准为18%。笔者认为此标准缺乏科学性、合理性，建议按山区、丘陵、平原三类不同地区确定不同的线损指标，山区提取线损比例数应高于平原提取的线损比例数。

(五)采取得力措施，切实降低农网低压线变损。一是电力企业要成立线变损管理领导小组，协调、指导供电所线损管理工作。二是供电所也要成立相应工作小组，建立所长、职工、农电工三级线变损管理网，各负其责。三是供电企业主管科室要制定合理的线变损指标，下达到供电所、电工组进行考核。四是加强经营管理，实行同步抄表，杜绝农电工估抄、漏抄、错抄现象，抄表到位，不得随意更改抄表时间。五是重视线变损分析工作。供电所、电工组每月认真开展线变损分析，制订切实可行的措施，降低农网低压线变损。

(六)进一步建立健全电力执法机构，加大电力违法行为的执法力度。目前，由于电力部门本身不是执法主体，存在检查与执法脱节的问题，监管不力的问题，建议是否在电力部门内部成立电监会，及时发现和解决电力违法行为，从而缓解电力部门低压维护费的补偿压力。

(七)加大《电力法》的宣传力度，争取各级各部门的支持。一是加强村级组织对农村电网巷道清障的协调配合工作;二是争取乡(镇)政府对农网保护工作的重视，齐抓共管，确保农网电力设施完好无损;三是提高农民的法律意识、安全意识、大局意识，杜绝或减少盗电现象，自觉使用电网露天保护器，切实保护高压网络。

(八)加强学习培训，提高农电工素质。整顿和降低农村电价是一项复杂的系统工程，政策性强、难度大、涉及面广。因此，各级领导要给予高度重视，定期对农电工培训，提高农电工业务素质，只有提高电管人员群体素质，才能把这项民心工程真正落到实处。才能使电力管理制度得以赢利实施，确保农村供电质量和电价政策的正确执行。

第四篇：美国电网现状概况报告

美国电网评价体系调研报告

目录

第一章美国电力工业概况............................................1 1.1 电力发展背景...............................................................................................1

1.1.1 经济发展情况...................................................................................1 1.1.2 电力消费情况...................................................................................2 1.1.3 电源分布概况...................................................................................5 1.2 电网概况.......................................................................................................7

1.2.1 电网现状...........................................................................................7 1.2.2 电压等级与规模...............................................................................9 1.2.3 跨区输电.........................................................................................11 1.3 电力运行机制.............................................................................................13 1.3.1 电力资产拥有者构成.....................................................................13 1.3.2 电网运营机制.................................................................................15 1.3.3 电力监管机制.................................................................................16 1.4 电力市场发展.............................................................................................18 第二章美国电网技术性评价...............................................................................20 2.1 可靠性方面.................................................................错误！未定义书签。

2.1.1 美国电网可靠性标准层级.............................................................20 2.1.2 ERC可靠性标准简介.......................................................................22 2.1.3 NERC正在公示的可靠性标准简介................................................23 2.1.4 地区电力可靠性协会标准.............................................................23 2.1.5 美国独立电网可靠性标准.............................错误！未定义书签。

第三章美国电网经济性评价.........................................26 3.1 资产管理与评价.........................................................................................26 3.1.1 资产数据分析决策支持.................................................................26 3.1.2 全寿命周期资产管理.....................................................................27 3.2 业绩评价.....................................................................错误！未定义书签。

3.2.1 成本水平（建设投资成本+日常运维成本）错误！未定义书签。3.2.2 经营效益（分析财务报表）.........................错误！未定义书签。

第四章评价美国电网社会性.........................................30 4.1 需求侧响应的实施.....................................................错误！未定义书签。4.2 节能减排的措施.........................................................错误！未定义书签。参考文献.........................................................31 第一章 美国电力工业概况

1.1 基本情况 1.1.1经济社会概况

美国，全称美利坚合众国（United States of America），是由华盛顿哥伦比亚特区、50个州、波多黎各自由邦和关岛等众多海外领土组成的联邦共和立宪制国家，其主体部分位于北美洲中部。美国中央情报局《世界概况》1989年至1996年初始版美国总面积列明 9,372,610 km²，1997年修正为963万平方公里（加上五大湖中美国主权部分和河口、港湾、内海等沿海水域面积），人口3.1亿，通用英语，是一个移民国家。

美国大部分地区属于大陆性气候，南部属亚热带气候。中北部平原温差很大，芝加哥1月平均气温-3℃，7月24℃；墨西哥湾沿岸1月平均气温11℃，7月28℃。

作为全球唯一一个超级大国，美国是一个经济高度发达的国家，经济总量位居世界第一。根据世界银行统计数据，2010年美国国内生产总值146578亿美元，占全球20%以上；人口约3.1亿，人均GDP为4.7万美元。美国人口占世界的5%，一次能源消费占世界的23%。

自20世纪80年代起，美国逐步进入后工业化阶段，至今已有30年。美国的后工业化是一个长期过程，突出地表现为第三产业的迅速发展。80年代以来，国民经济重心向第三产业转移的速度明显 加快，制造业重心逐步向高级技术工业转移。

根据在美国商务部经济分析局划分，全美可分为八个经济区域中。其中，新英格兰、中东部部区和大湖地区共同构成了美国的制造业带，是美国最早实现工业化的地区。20世纪30年代以前，美国大部分的制造业、商业活动等都集中在这一地区，西部和南部则是比较落后的农业区。

二战后，美国政府采取了一系列平衡区域经济发展的措施。西部和南部地区抓住美国大量军事工业转为民用的契机，在联邦政府的扶持下迅速发展了宇航、电子等高科技产业，形成了加州的“硅谷”，北卡罗来纳的“三角研究区”等著名的高新技术产业研究生产基地，并同时带动了区域内金融、地产、服务业等行业的发展，实现了区域经济的繁荣。

1965年以来相对落后的美国西部和南部地区经济得到了快速发展，并逐渐拉近了与东北部发达地区的距离。以大湖地区和西南地区为例，西南地区GDP总量从60年代不足大湖地区总量的1/3已经增长到86%。

1.1.2电力消费情况

（1）电力消费总量与结构

2009年，美国净发电量39500亿千瓦时，净用电量37240亿千瓦时。2010年，初步核定的净发电量为41200亿千瓦时，净用电量38840亿千瓦时。随着经济结构的调整，美国用电结构变化较大。工业用电比重不断下降，商业和居民生活用电比重上升，见下表。

（2）人均电力消费

美国的人均GDP水平居世界前列，人均电力消费也达到了相当高的水平，在80年代末人均用电量已经超过1万千瓦时。我国当前人均电力消费3132千瓦时，仅相当于美国50年代水平。

从时间上看，美国人均用电从3000-5000千瓦时，花了10年时间（1956-1965年）；从人均5000-8000千瓦时，花了9年时间（1966-1974年）；从人均8000-10000千瓦时，花了12年时间（1975-1986年）。

从各区域来看，美国人均电力消费存在很大差距。人均用电量最少的三个区域分别是新英格兰、中东部和西部地区，均在10000千瓦时/人以下，这三个区域也是平均电价水平最高的地区。人均用电量最高的是东南部地区，超过15000千瓦时/人，由于这一地区是美国人口最聚集的区域，因此拉高了美国的整体人均用电量。（3）电力消费弹性

从电力消费弹性系数的变化看，在上世纪70年代以前，美国的电力弹性系数远大于1，其中50-60年代高达2.38。尽管这一时期美国已经实现了第三产业在国民经济中占优势地位，第三产业占比57.6%，第二产业占比35.6%，但建筑、汽车、石油、钢铁等高耗能工业快速发展拉动了电力消费的快速增长。

直到80年代，美国电力消费弹性系数才低于1，为0.95，此时 美国国民经济重心向第三产业转移的速度明显加快，进入后工业化时期。90年代以后，由于制造业继续向海外转移，工业用电比重不断下降，2000-2009年电力弹性系数只有0.29。

电力弹性系数的下降一方面是由于美国的产业结构不断调整，附加值较高的第三产业比重不断增加；另一方面，美国的电气化水平已经很高，生产生活中电器已经大量普及，随着技术的进步，高耗能、高耗电产品逐渐退出市场，更减缓了电力消费的增长。

1.1.3发电情况

2009年，美国发电装机容量10.276亿千瓦，人均发电装机容量3.3千瓦。自1950年以来，美国装机容量增速逐步增长，近年来维持在1%年增长左右。自2003年以来，美国人均发电装机容量始终保持在3.3千瓦左右。

随着美国发电装机容量增长，火电装机持续增长。其中煤电装机规模自1989年以来保持平稳，在3亿千瓦左右；油电装机规模有所下降，目前不足0.6亿千瓦；天然气发电装机规模在2002年前后出现大幅攀升，目前超过4亿千瓦。

2010年美国装机结构见下图，可见，天燃气装机容量比例达37.24%，已经超越煤电。

美国电源装机结构分布比例

美国的电源分布与其人口分布格局相似，在东部、五大湖区、西南和西部沿海人口稠密地区，电源分布相对密集，体现出了“就地平衡”的布局特点。由于各区域能源资源禀赋和资源价格不同，造成了电源结构的差异。

美国是最早发展分布式发电的国家之一，在1978 年颁布公共事业管理政策法后，正式开始推广建设分布式能源系统。美国的分布式能源在2004年的装机为957万千瓦，到2007年已经增长超过1倍，达到2099万千瓦，占全国总装机容量的2.11%。由于天然气价格上涨，美国工业用大容量天然气分布式能源机组（容量为2万千瓦以上）被限制发展，商业、社区和居民用的天然气分布式能源成为发展重点。美国政府计划到2020年，有一半以上的新建办公或商用建筑采用分布式热电冷三联产；同时15％的现有建筑改用热电冷三联产。

在美国，分布式发电站被定义为从几千瓦到3万千瓦之间的发电装置。大于2万千瓦的分布式发电站通常在当地安装，利用燃气轮机的热电联产装置，同时供电供热。2万千瓦或更大的电站经常与电网 连接，并与现行的电力系统和本地电网同步运行。

目前，美国的分布式发电装置以天然气利用为主，风电正从分散式发展向集中开发、远距离输送过渡。现有120 多个风电管理机构相互间配合来平衡不同地区的风电发展、输送、运行等问题。为此，美国鼓励风电场在地理分布上更为分散，期望能够借助更大的电网规模获得更多的其他发电资源，以平滑风电出力不稳定问题。

1.2 电网概况 1.2.1 电网现状

美国电网在早期是由私有和公有公司根据各自的负荷和电源条件组成的一个个孤立电网。随后在互利原则的基础上通过双边或多边协议、或联合经营等方式相互联网，同步运行，逐步形成了目前美国的三大联合电网，即东部、西部和得克萨斯联合电网，3个区域电网主要通过直流背靠背联系，运行频率均为60HZ。东部电网和西部电分别与加拿大电网并网运行，西部的加利福利亚电网和南部得克萨斯电网与墨西哥电网连接。如下图所示。

东西部电网以洛基山脉为界。西部电网包括亚利桑那州、新墨西哥州、加利福尼亚州、科罗拉多州、爱达荷州、蒙大拿州、内华达州、俄勒冈州、犹他州、华盛顿州、怀俄明州和加拿大的阿尔伯特省和不列颠哥伦比亚省。

西部电网从加拿大西部经美国西部延伸到墨西哥的下加利福尼亚州，电网供电区域较广，除了城市电网，其他区域电网比较松散，运行方面的最大挑战是长距离输电下的如何保持电网的稳定。西部电网2007年，西部电网230kV以上线路9.5万公里，覆盖美国6150万人口，年消费电量5852亿千瓦时。

东部电网覆盖美国东北大部，除东部各州及阿拉斯加州和夏威夷的其他州外，还包括加拿大的萨斯喀彻温省、明尼托巴省、安大略省和魁北克省，是美国规模最大而且联系最紧密的电网，运行方面的最大挑战是线路的功率越限。东部电网通过6条直流联络线与西部电网相联，通过2条直流联络线与德州电网相联，通过四条联络线和一套变频变压器与魁北克电网相连。2007年，东部电网230千伏以上线 路15.5万公里，覆盖美国21595万人口，年消费电量29410亿千瓦时。

德州电网覆盖德州大部，电网频率为60赫兹。德州电网与西部电网通过直流背靠背工程联网；与东部电网通过两条直流联络线互联；与墨西哥电网（非北美联合电网）通过一条直流线路和一套变频变压器互联。2007年，德州电网230千伏以上线路1.4万公里，覆盖2384万人口，年消费电量约2750亿千瓦时。

加拿大魁北克电网覆盖魁北克大部，与东部电网通过四条直流联络线和一套变频变压器互联。目前魁北克电网通过直流线路、直流背靠背站和765kV超高压线路向美国境内的新英格兰控制区和纽约控制区输电。

1.2.2 电压等级与规模

20世纪50年代到70年代，美国经济快速发展，电力消费年均增速达到8.6%。用电量和用电负荷的快速增长，带动发电机制造技术向大型、特大型机组发展，在此基础上建立的大容量和特大容量电厂，由于供电范围扩大，越来越向远离负荷中心的一次能源地区发展。大容量、远距离输电的需求，使电网电压等级迅速向超高压345、500、765kV发展。

1908年，美国建成第一条110kV输电线路；经过15年，于1923年建成投运第一条230kV线路；1954年，美国建成第一条345 kV线路；1964年，建成第一条500kV线路；1969年，建成765 kV线路。由于美国电网情况较复杂，又以私营为主，因而电压等级从 110 kV 到 765 kV 多达 8 级。交流输电最高电压为 765 kV。美国在超高压输电方面，主要发展345，500kV和765kV电压等级的输电线路。美国的配电电压与输电电压一样趋向高压化。代替以往的4kV 系统，现在以12 kV和13 kV系统为主体，另外还有采用33kV、34.5 kV和69kV电压等级的。家用配电方式一般采用一相三线的120/240 V供电方式。

1995年以来，美国主要输电区域的230千伏及以上电网规模基本处于稳定状态。从1995年24.15万公里增加到2007年的26.38万公里，增长9％，年均增长0.74％。美国230千伏及以上输电线路结构，见下表。

美国电网主要联络线以345kV和500kV电压等级为主，2007年美国电网最大负荷7.8亿千瓦。1990年以来最大负荷变化见下图。1990年，电网最大负荷5.5亿千瓦，2000-2004年维持在7亿千瓦左右，2005年以后超过7.5亿千瓦。美国1990年以来年负荷率处于56%-62%区间。不同年份之间有所波动，2006年年负荷率56.6%。根据EIA公布数据计算，美国2009年负荷率约为56.2%。由于负荷需求波动性较大，调峰发电能力要求较高。

美国线路平均输电能力目前暂无数据。以太平洋联络线为例，原双回线全长1520公里，中间分九段，初期输送能力为180万千瓦（单回线为90万千瓦）。为提高输送能力，在全线各线段采用串补（串补度70％），建设了与此并联的400千伏直流联络线，并利用直流调制提高交流线路输送能力，以及采用电气制动措施，最终使这双回500千伏联络线的输送能力提高到280万千瓦（单回线为140万千瓦）。

1.2.3 跨区输电

美国由于能源资源分布较为均衡，因此区域间电力输送规模较小，电力生产保持就地平衡。见下表。其中，八大经济区域基本保持区域内部电力生产与消费平衡，西南地区和落基山区有少量电力流向西部地区，主要是加利福尼亚州。

美国各州用电基本自平衡，发电比较多的州同时也是用电比较多的州。下表中显示了美国发电量前十位的州，这十个州的发电量占全美发电量的46.3%。相应的，这十个州的零售电量占全美国零售电量的46.1%，发电量与售电量分布基本一致。

2010年，美国跨区交易电量不足1%。这主要是由于美国资源分布相对均衡，电源装机比较均匀。同时负荷相对集中、密度较大，也有助于就地平衡。但由于美国不同区域之间电力价格存在较大差异，近年来形成了一个自北向南的电力流向。由于西北地区和加拿大魁北克地区的水电价格很低，造成了电力从西北流向加利福尼亚、从加拿大东部流向美国东北部。

同时，美国中部煤电西送的规模也日益扩大。2009年加利福尼亚输入600亿千瓦时电力主要来自于落基山区，其中约50%来自于怀俄明州。美国目前计划建立1300公里的高压输电线路，使怀俄明州和其他落基山区州外送到加利福尼亚的输电规模达到1200万千瓦。

加利福尼亚是美国最大的电力输入区域，电力来源于西北和西南地区，占加州供电总量的四分之一。此外，中西部地区通常对大西洋中部（Mid-Atlantic）地区有一个用电高峰时期的低成本煤电流入，但非高峰时期，芝加哥及周边核电的反向流入，已经抵消并逆转了这一电力流。整体上，美国目前跨区电力交易量较小。但随着每年超过千万千瓦的新增风电装机增长，美国需要将西部的风力资源长距离输送到人口密集的东部地区，大规模的输电线路和电力流向正在规划中。

1.3 行业环境

1.3.1 电力资产拥有者构成

美国电力系统是世界上最零散的电力系统，全美共有有3100家 电力公司，有多种所有制，包含了私营电力公司、地方州/市公营电力部门、农电合作社、联邦政府经营的电力部门、私人发电公司等。这些公司的组成形式多样，既有发输配售一体的，也有分别从事单一或几项业务的公司。

尽管绝大多数电力资产由投资者拥有，但在电力市场运行的地区，输电网公司拥有电网，区域输电组织（RTO）或独立系统运行机构（ISO）负责电网调度运行、市场运行以及电网规划，同时受到联邦、州和当地政府的监管。下图是美国电力系统拥有者构成图，其中7%（213个）投资者拥有的电力公司(IOU)给73%的用户供电；63%（2000个）公有的电力公司(POU)给15%的用户供电,其中3个由联邦拥有：TVA（Tennessee Valley Authority），BPA（Bonneville Power Authority），WAPA（Western Area Power Authority）；30%（930个）合作拥有的电力公司(Co-Ops)（主要在农村地区）给12%的用户供电。1.3.2 电网运营框架

美国电网由很多不同的公司和组织，采用多种不同的方式运营。但它们都必须在联邦能源管理委员会（Federal Energy RegulatoryCommission，FERC）1996年通过的Order 888，和2007修正的Order 890的电网开放接入机制下运营。

从电网运营管理层级来看，美国电网运营管理可分为四个层级，分别如下：

第一级是北美电力可靠性协会（North American Energy Reliability Council，NERC）协调全美电网的联网运行，NERC受美国联邦能源管理委员会（FERC）和加拿大政府监督机构的监督，包括制定和强制实施可靠性标准、进行可靠性评估和季节性预测、监测北美联合电网的运行等。

第二级是8个区域电力可靠性协会：TRE（得克萨斯电力可靠性协会，原ERCOT），FRCC（佛罗里达可靠性协调协会），MRO（中西部可靠性协调组织），NPCC（东北区电力协调协会），RFC（第一可靠性合作组织），SERC（东南区电力可靠性协会），SPP（西南联合电力系统），WECC（西部电力系统协调协会），负责各自区域内的可靠性标准以及监控所属区域内的电网可靠性。

第三级是地区独立电网运营组织(Independent System Operator，ISO）或区域输电组织（regional transmission organization，RTO)，负责本地区的可靠性、经济性评估，并审批其监管的电力公司的建设计划。第四级是地区电力公司，主要上报电网建设计划供大区可靠性监管机构审批，并开展电网建设工作。

各层级机构及所承担责任如下图所示。

目前，大多数的投资者拥有的和公共拥有的电力公司只拥有电网，而运营由跨区域RTO/ISO公司负责。只有少部分投资者拥有的和公共拥有的电力公司既拥有电网，也运营电网。在日常调度中，美国没有全国性的电力调度机构，全国电网的安全稳定问题由北美电力可靠性协会（NERC）统一协调。据NERC统计,全美电网共有约140个控制中心进行输配电的管理。

1.3.3 电力监管机制

美国在联邦和州分别设置了电力管制机构，在联邦一级成立了联邦能源管制委员会，是隶属于美国能源部的一个独立机构。美国各州还成立了公用事业监管机构，负责各州的电力监管，各州的电力监管机构具有很大的自主性。美国进行电力监管最主要的权力和手段是市场准入监管和价格监管。在美国联邦和各州的电力及能源法中，对电力市场的准入作了详细规定：除非得到监管机构的许可，任何个人或机构都不得建设新的电站或扩建老电站，不得新建、扩建、改造电网项目，或者中止现有电网的运行。调度交易机构的设立和收费标准，电力企业的兼并、重组和证券发行，发电厂与公用电力公司签订的长期购电合同，从事相关电力交易的资格等，都要得到监管机构的审查批准。

核定电价是联邦能源监管委员会和各州公用事业监管委员会管理公共电力公司的另一个主要手段。凡是跨州的输电业务和电力批发业务，其电价核定由联邦能源监管委员会负责，凡是提供配电及州内电力零售业务，其电价核定由各州公用事业监管委员会负责。

联邦能源监管委员会和各州公用事业监管委员会对电力市场的监管主要是通过受理业务申请和处理举报投诉两种形式实现的。委员会拥有强大的执法队伍和行政处罚权力。根据 2005 年新颁布的《能源政策法》，联邦能源监管委员会可以对每件市场违规案件处以每天 100 万美元的罚款，对恶意操纵市场的企业负责人处以 5 年的监禁。

以俄亥俄州为例，美国的电力联邦监管机制和州监管体系如下图所示。

1.4 电力市场发展历程

美国电力市场的发展，以1978年为分水岭。之前，为传统电力管制架构，是发输配售一体的。1978年之后，联邦政府陆续通过修法和立法，解除法令设限造成的市场进入障碍，采用多项市场促进和激化措施。

美国电力市场的发展是循着“开放发电竞争，开放输电使用”这两大主线进行的。在初始阶段，由各州独立进行各自电力市场设计和建设，从而造成其各地市场模式各不相同，市场之间无法有效配合，市场经验无法互相交流，导致每个电力市场的重复研究和研究水平受 限，造成资源浪费，并且部分地区出现严重的电力危机。

与其他国家的电力市场相比，美国电力市场的显著特点是发电权和输电网所有权的分散化。美国最大的发电商控制的装机不到4%，前20家全美最大的发电公司也总共只拥有45%左右的发电装机；在其他国家，输电网通常被有限的几家公司所控制，但美国电网公司的数量超过500 家。发电所有权的分散化促进了美国电力市场的竞争性，但输电所有权的过于分散增加了电网规划、运营、投资、成本分配等的难度。

在此背景下，美国联邦能源管制委员会(FERC)总结了现有电力市场发展和运行经验，于2002年7月发布了标准电力市场设计(Standard Market Design，SMD)法案，旨在为美国各州提供相对标准化的市场规则，指导美国电力市场的建设和发展，确保电力市场的竞争力和高效性，并维持市场条件下电力系统的稳定运行，激励投资。

该机制的主要设计思想如下：

(1)输电服务必须由独立输电服务商（Independent Transmission Provider, ITP）提供。ITP是一个拥有、控制或者管理输电设备的公共事业公司，它为市场成员提供输电服务，负责组织、管理电量市场和辅助服务市场的交易，并对双边交易进行安全校核。同时，ITP还要履行市场监管、减小市场力、评估系统内电力资源的长期充裕度(Long—term Resource Adequacy)、区域输电网络的规划和建设。

（2）ITP要为每个输电服务用户提供平等、标准的输电服务。这种新的输电服务形式被称为网络接入服务(Network Access Service)，网 络接入服务允许符合条件的供电组织(Load-Serving Entity，LSE)与系统中的任何一个发电商进行交易，或者从邻近的系统中购买电能。ITP需要根据用户的要求，安排所需的输电及相关服务。发电商和场商(Marketer)可以利用这种服务进行电能的转售，类似于点对点输电服务，在不同枢纽点之间(hub-to-hub)进行电能交易。在提供以上的所有输电服务时，都必须考虑网络和机组安全约束。

（3）ITP根据日前(Day-ahead)市场、实时市场以及双边交易计划，在日前市场中制定输电服务计划，并在实时市场对输电服务进行适当调整。输电服务计划与电量交易计划同时制定。在制定计划时，需要考虑输电服务用户是否持有输电权，输电服务用户是否愿意支付阻塞费用等因素。如果用户的实时交易与日前市场的计划不同，用户有责任根据实时市场的交易结果，支付实时调整的费用。

由上述概况可知，美国的国土面积及电力需求总量与我国近似，未来也将有大规模可再生能源接入及远距离送电需求。因此选择美国作为“世界一流电网”标杆，将有助于提升对我国电网整体发展方向的宏观认识。

第二章 美国电网可靠性标准与评价

目前，美国对电力行业实行联邦和州两级监管体制。在联邦一级负责电力可靠性监管的机构主要是联邦能源监管委员会（简称FERC），各州负责电力监管的机构主要是州公用事业监管委员会（简称PUC）。发输和配电环节可靠性实行分开管理。

发输电系统，由北美电力可靠性公司（NERC）负责可靠性管理。该公司主要负责制定发输电系统可靠性标准，并监督相关企业执行，还负责发输电系统的可靠性评估工作。NERC每年夏季和冬季分别发布可靠性评估报告，并每年发布一份未来10年的可靠性评估报告，报告针对负荷预测和电网规划提出可靠性提升措施。

而美国配电系统可靠性，主要由各州的公共事业委员会负责。各州的PUC相对独立，可靠性管理模式也不完全相同，各自负责统计所辖区域内的可靠性数据，并制定相应措施以提高辖区内的配电网可靠性水平。

2.1 美国电网可靠性标准层级

美国电网可靠性标准从上到下可以分为四层，分别是：NERC标准、可靠性区域标准、ISO标准、PTO数据需求。其中，NERC标准规定了对于覆盖美国、加拿大和部分墨西哥地区的电网可靠性的要求，属于国家性质的强制性要求；可靠性区域标准主要由区域电力可靠性协会制定，是对NERC标准的进一步细化，增加了对于区域电网的特点和要求；ISO标准主要由各ISO或RTO机构制定，此类标准是对上一级标准的进一步细化,也有的ISO未制定明确标准，仅执行上级标准；PTO需求是由具体的电力公司结合自身业务提出的规划需求，须 满足ISO标准。

2.2 NERC可靠性标准简介

NERC可靠性标准已经细化为14个分类标准，如下表所示。

在这些标准中，最核心的内容是输电规划标准（TPL）中的附表，“NERC输电系统标准-正常和事故条件”（Table 1,Transmission System Standards — Normal and Emergency Conditions)。2.3 NERC正在公示的可靠性标准简介

当前，NERC正在其网站上公示最新的可靠性标准TPL-001-2《Transmission System Planning Performance Requirements》，计划替代当前的可靠性标准，相较现有的可靠性事故要求表，该标准对系统可靠性要求有所提高，并且更加详细具体。

2.4 可靠性区域标准

美国各地区根据自身情况也提出了各自的可靠性指标。各州主要使用的指标包括用户平均停电时间(SAIDI)、用户平均停电次数(SAIFI)、停电用户平均停电时间(CAIDI)等。在美国，这些主要指标被分为不含重大事件影响的指标和包含重大事件影响的指标这两大口径进行公布。在很多情况下，州与州之间所使用的电力可靠性指标都不相同，对于同一指标，其具体定义的量化区间也有所不同。

主要可靠性指标在美国各州的使用情况如下图所示。

对“重大事件”的定义不同如下图所示。

对“持续断电”的定义不同如下图所示。

美国电力公司与机构较早地将标杆管理的理念引入供电可靠性领域，形成了一套比较完备的可靠性标杆管理体系。目前，美国大部分州的PUC都采用美国电气与电子工程师学会IEEE公布的标准对其配电系统的可靠性进行分析，并通过电气工程协会配电网可靠性工作组组织的标杆管理与其他电力公司进行对标，找出短板，以此进行改进。第三章需求侧响应的实施情况

需求侧响应（Demand-Side Response,DR）的概念是美国在进行了电力市场化改革以后，针对需求侧管理如何在竞争市场中充分发挥作用，以维持电力系统可靠性和提高市场运行效率而提出的。从用户的响应动机的角度，需求侧响应项目可划分为以下两类：基于价格的需求侧响应(Price-based Demand-Side Response)和基于激励的需求侧响应(Incentive-based Demand-Side Response)。图3-1是美国需求侧响应的信息流图。

图3-1 电力批发市场的需求侧响应信息流

作为2005年能源法案的一部分，美国国会要求联邦能源监管委员会对全美的DR资源和先进测量情况进行全国性的评估。为了完成评估任务，联邦能源监管委在2006年和2008年面向全美50个州电力行业各个领域总共约3300家企业、机构进行了深入调查。调查显示，提供DR项目的机构在2006-2008年从126家增长到了274家，增长 了117%，在电力零售商提供动态电价机制的机构也增加了约10%，DR资源能够带来的潜在削峰量占全国峰荷量的比例，由2006年的5.0%上升到2008年的5.8%。

尽管调查显示有更多的机构提供基于价格的DR项目，但是目前基于实时价格的DR资源在总DR资源中的比例却比较小。在2008年，通过基于激励的DR项目参与需求侧管理的用户，最多能够提供38000MW的削峰量，而通过基于价格的DR项目参与需求侧管理的用户，只能够提供2700MW，即有93%的DR资源是通过各种不同基于激励的DR项目来提供的。

第四章 美国电网资产管理与电网建设研究

4.1 资产管理与评价 4.1.1 资产数据分析决策支持

美国的电网设施陈旧老化问题突出，停电事故频发，安全隐患问题备受关注，客户对可靠性的要求却日益提高。美国政府还希望通过智能电网拉动经济，推动技术创新，同时占领技术制高点。因此，美国政府重视对现有电网基础设施的改造，加强电网互联，提升电网智能化水平，提高电网运行的安全性和可靠性。虽然输配电基础设施亟待升级已无可争议，但是资本密集型的升级改造项目给电网企业带来了巨大挑战。许多电网企业面临严重的财务压力，很难筹措到足够资金来购买新的输配电设备，从而导致现有资产的持续运转和日常维护 困难重重。

过去十年中，美国的电网企业在推进智能电网的进程中大力加强资产数据的分析和决策支持，推动了电网的健康运行和可靠收益。

4.1.2全寿命周期资产管理

1996年国际电工委员会（IEC）发布了国际标准（IEC60300-3-3），并于2004年7月又发布了修订版。1999年6月美国总统克林顿签署了政府命令，各州政府所需的装备及工程项目，要求必须有LCC报告，没有LCC估算、评价，一律不准签约。此外，国际大电网会议（CIGRE）也在2004年提出要用全寿命周期成本来进行设备管理，鼓励制造厂商提供产品的LCC报告。国外电力公司也非常重视LCC管理，通过资产管理计划制定资产的全寿命周期管理策略。

美国将全寿命成本管理管理的方法首先应用于核电站，因为核电站建设是以可靠作为优先考虑因素，因而在可靠性的基础进行全寿命成本管理，更具必要性和紧迫性。在此基础上，再将该项技术推向了发电机、大型变压器、励磁机、低压输配电系统、仪用空气系统。上世纪90年代，美国已有25%的燃煤机组和50%的燃油机组平均寿命超过了30年，高昂的维修费用驱使美国成为最早开展电力设备寿命评估工作的国家。美国电力研究院(EPRI)总结出“三级评估法”并制订了较完整的“综合寿命管理程序”作为美国电力企业设备寿命管理工作的通用导则，该评估法以经济——技术综合分析为基础，以“寿命优化”代替“延长寿命”做全面、长远考虑，其关键理念是“最长 的寿命不一定是最优的寿命”。

4.2 电网建设研究

根据所掌握的资料，以美国中西部独立电网运营商（Midwest ISO,MISO）为案例对美国电网建设规划的理念与流程进行研究，具体如下。

4.2.1 MISO电网规划目标与准则

MISO电网规划的目标是得出一个彻底研究的发展计划，该计划不仅要满足可靠性要求，还要满足经济性要求。规划研究要发现未来电网中预期出现的问题，并提出解决方案。这些解决方案包括对电网的建设费用和调整运行方式（电源侧调整或其他操作方式）费用的比较评估。MISO规划导向准则共有5条，分别如下： 导向准则1：通过提供最低电能成本，使消费者能够得到一个有效的且经济高效的能源市场的利益。导向准则2：提供输电基础设施，确保地方和区域的可靠性，并支持大范围互连的可靠性。导向准则3：通过规划优化能源组合(例如风电、生物发电、需求侧管理），支持州和联邦的能源政策。导向准则4：提供适当的成本机制，确保实现随着时间的推移获得的利益与分配的成本相对应。导向准则5：发展输电系统场景模型，并使这些模型能够用于州政府和联邦政府能源政策制定者，为政策制定者在考虑潜在的政策选择时，能够提供相应的背景和信 息。

4.2.2 电网规划流程

MISO每一轮规划历时约1年，期间主要分为模型建立（与成员公司交换数据模型）、成员提出要求、系统接入（电源、负荷接入）规划、多重研究（互联研究、重点研究等）、电网规划（长期、短期规划）四个阶段。

4.2.3 电网规划方法

MISO认为，可再生能源在能源体系中比例不断扩大，以及实时能源市场的不断发展，使得MISO必须提高传统的规划方法，采用分析更加详细，集成度更高的规划方法，以为成员带来更大的短期和长期利益。MISO采用了一种基于价值的规划方法（value-based planning process),该方法主要分为7步实施。（1）步骤1：多场景发电电源组合预测和评估（2）步骤2：将预测的电源组合纳入规划模型

（3）步骤3：如果需要，为每种可能的未来场景设计初步的输电规划方案

（4）测试输电规划方案的鲁棒性（5）确定规划方案并排序（6）对规划方案的可靠性进行评估（7）成本分配

第五章美国电网节能减排研究

美国是典型的市场经济国家,其在解决资源环境问题上往往采用的是市场经济手段,主要有:以权利金为核心的资源税政策,包括矿产地租金、权利金、耗竭补贴政策等;排污权交易政策,由泡泡政策、补偿政策、排污量存储政策等构成;可再生能源配额政策;合同能源管理政策;循环性消费政策等。

美国最著名的能源之星(Energystar)项目,通过能源之星标识来向用户表明该产品的能耗性能指标获得了美国能源部(DOE)与环保署(E队)的认可,同时,用户购买部分获得能源之星标识的产品将可以获得节能公益基金给予的资金返还。2009年2月17日,美国经济振兴方案正式生效,其中,800亿美元(以直接支出、贷款担保和税收刺激的方式实施)用于提高能源效率,发展新能源,发展低能耗汽车和发展清洁煤,有利于减少美国对国外石油的依赖性。

在财税激励措施方面,有现金补贴、税收减免等。(l)近年来美国联邦政府用于节能和新能源的投资预算大幅增加,为能源企业提供146亿美元减税额度,同时提供50亿美元补助,对交通运输、建筑、钢铁等部门每年提供10亿美元鼓励研发。2009年美国的经济复苏和投资法案包括了700亿美元对清洁能源和能效项目的投资。(2)对具有节能减排功能的产品给予部分税收的减免。对研究污染控制和生产 污染替代品的企业予以减免所得税,对购买循环利用设备免征销售税。为私人住宅更新家庭大型耗能设施提供税收减免,购买太阳能设施30%的费用可用来抵税。(3)为再生能源和工业联合发电提供税收优惠。

在金融政策方面,建立节能基金、提供低息贷款、创新绿色金融产品和服务领域。美国有21个州设有节能公益基金,通过提高2%一3%的电价来筹集资金。大部分州对工业企业购买节能设备提供低息贷款。美国一些官方和商业贷款机构对节能型产品还提供抵押贷款服务,通过对此类产品提供优惠的低息贷款来鼓励节能产品的开发。

参考文献

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第五篇：浅谈农村电网的安全管理

浅谈农村电网的安全管理

[摘要]电网安全生产不仅是一个庞大而复杂的系统工程,而且是电力公司乃至全社会改革、发展和稳定的基础。随着国民经济的快速发展以及人民生活水平的不断提高,全社会对安全、经济、优质用电的要求越来越高,农网安全管理的压力越来越大,农电企业须不断改进思路,加强管理,以确保人身、电网与设备的安全。文章主要结合文昌供电所安全管理工作实际,就如何应对供电所安全管理作出探讨分析,可供同行参考。

[关键词]农网改造;存在问题;安全管理措施

[作者简介]黄清,海南电网公司文昌供电局,海南文昌,571300

[中图分类号] TM727.1 [文献标识码] A [文章编号] 1007-7723(2010)02-0147-0002

农网改造结束后,各供电所作为供电企业的分支营业机构,承担着管辖区域内用电户的报装接电、抄表收费、营销管理、网络维护、安全管理等工作,地位举足轻重,各供电所面临着新的机遇和挑战。就目前农村供电所管理现状而言,由于农村电力设施良莠不齐,农电管理人员人手少,安全意识不强,广大农村电力客户安全用电意识薄弱,供电所的安全管理工作遭遇到前所未有的挑战。本文结合海南电网公司文昌供电所安全管理工作实际,就如何应对农电安全管理中面临的难题,谈点粗浅的意见,与广大供电所同人交流探讨。

一、农电安全管理存在的问题

(一)点多面广难度大

农村供电网络遍布城乡各村、组及农户,地域广,分散性强,线路及设备维护面广。由于农网点多面广及施工操作、设备质量等因素,使事故隐患及缺陷情况极为复杂,线路、设备的维护工作量大,安全管理责任的落实难度加大。

(二)用电客户安全意识淡薄,对电网的破坏现象时有发生

农村安全用电宣传不到位,加之农村用电客户的安全用电意识淡薄,造成触电意外伤害或伤亡事故相对较多。另外,盗窃、毁损、破坏工程建设电力设施等违法行为,私拉乱接、违章建筑等行为,都威胁着农网设备和人员的安全,进而直接威胁和影响供电所安全管理工作。

(三)供电所内部管理不到位,安全措施不力

农电职工队伍整体素质不高,习惯性违章屡见不鲜。确保安全的技术措施落实不到位,有些职工嫌手续繁杂,凭借自己多年工作经验人为简化手续。习惯性违章难以杜绝,“两票三制”、“标准化作业程序”、“危险点分析”等规程在供电所推进有不少的难度。

(四)技术措施到位不够

确保安全的技术措施落实到位不够。一些职工凭经验办事,不戴绝缘手套、不穿绝缘靴、不用绝缘棒、不挂接接地线、不悬挂标示牌等违章现象时有发生,甚至因此而发生触电伤亡事故,给安全生产带来直接影响。

(五)隐患缺陷多杂、频繁

由于农网面广、点多,因施工操作、自然灾害、设备质量等诸多原因,农网的隐患缺陷多而杂,事故频繁。

(六)配网线路和设备遭遇外力破坏严重

一些不法分子盗窃电力线路和设备的行为日益频繁和猖獗。同时,随意在运行线路杆塔下放炮取石、取土、建房,私自跨越部分农村低压配网线路和占用部分线路通道现象,以及车辆交通事故导致的线路倒杆、断线,风筝碰触和树木障碍引起的线路相间短路跳闸等现象时常发生。

二、安全管理的措施

(一)健全责任追究制度

农改后,农村网络、电力设备产权归属供电企业,因此,必须明确责任,划分区域,以台区为单元,把安全责任明确落实到职工个人,使每个职工身上有担子、有义务、有责任,促进职工加大日常维护巡视力度。同时把相应管理人员和值班室的电话告知用户,这样一旦有问题,可快速反映,及时做出处理,避免和减少事故的发生。

(二)健全隐患整改消账制度

虽然通过农改,已打造了农村供电新网络,网络水平极大提高,但由于农改工期紧,资金有限,在改造时,难免有些缺陷存在。比如拉线地埋尝试不够,架空线的对地距离不够,配变的接地电阻没能达标等,加之自然灾害影响使农村供电网络的缺陷较多。为此,彻底消除农网及配电设备的隐患是搞好供电所安全管理的基础。

针对面积大、范围广、隐患多的特点,应该建立健全“隐患整改消账制”,也就是把用电户或管片员发现的隐患和各级安全员检查发现的隐患进行登记,用书面形式通知各整改责任人,供电所统一组织相应的材料,责令各管理责任人进行限期整改,整改后由供电所验收后消账。若个人确实无法解决的问题,由供电所组织专班整改。这样就能够做到隐患早发现、早处理,做到发现一处、整改一处、落实一处,从而做到“无病预防,有病早治”,保证网络设备的健康、稳定运行。

(三)加强农电安全管理

加强农电安全管理。农电体制改革已将乡村、团场的供用电工作划归电力系统。由于农电安全管理的基础较差,一些在电力行业行之有效的制度、管理及考核方法不能得以落实。因此,必须进一步落实各级安全生产责任制,做好危险点分析工作。作业危险点无处不有,稍不留神,就会酿成事故。因此,要在工作开始时进行安全交底和作业危险点分析,并采取有针对性的控制措施,以保证工作安全。

(四)要提高工作票签发人和工作负责人的技术管理水平

供电所要把规范票证管理、实施标准化作业程序和危险点分析作为安全管理的中心来抓,并纳入供电所规范化管理考核。其措施为:一是加大培训力度,教会职工如何填票,如何把组织措施用于安全工作之中;二是规范内部管理制度和操作流程,把如何申请检修、什么人填票、何种工作填何种票等具体内容用文字的形式下发给职工,起到指导作用;三是以班组为单位,把以班组长为责任人纳入考核,与经济效益直接挂钩;四是加大检查力度,对不规范的行为进行指导,对不执行的行为进行处理;五是从改变的票证意识入手,让职工认识到票证的执行、标准化作业程序和危险点分析是安全工作的重要部分,也是对我们工作的基本要求,在所内形成一种严格执行安保组织措施的氛围,从而有利于安全工作的全面推进。

(五)严格执行安保技术措施

提高技术措施是确保人身安全的重要手段。由于供电所人员结构、综合素质、历史原因等情况,在执行时总是难以落实。因此,首先要从硬件上入手,把该用的工器具落实到位,分发到各班组。接地线根据每个班组大小要配备不少于2套,高低压验电器、绝缘手套(靴)、绝缘棒等做到人手1支(套),标示牌也应备齐。同时,从软件上要加强职工培训,让职工会做、能做、做好,并加大考核力度;对不执行安全措施的行为要严肃查处。

(六)加强安全教育培训,提高职工安全意识和技能

在安全生产中,事故发生的直接原因往往是人的不安全行为,人为失误占较大的比例。因此,加强安全生产教育培训,提高员工安全意识和安全素质,是防止发生不安全行为,减少人为失误造成事故的重要措施。目前,各地供电所的人员素质普遍低下,文化水平偏低,技术水平不能满足日常运行维护和管理工作的要求。农电职工队伍整体素质不够高,是农村电网安全事故居高不下的重要原因之一。要提高供电所安全生产水平,就必须加强安全教育和培训,通过各种安全知识的培训、考试和考核,职业道德和安全责任心教育,安全活动日学习等方法,帮助供电所职工正确认识和掌握安全生产规律,提高职工的安全素质,使职工熟悉必要的安全技术知识,熟练掌握本岗位所需的安全操作技能,把安全生产的理念融入职工的思想,变“要我安全”为“我要安全,我会安全”,将安全生产潜移默化为职工的自觉行动和良好习惯,使职工形成良好的安全意识,自觉贯彻执行党和国家的安全生产方针、政策和法律法规,遵守企业有关安全的规章制度,杜绝违章指挥、违章作业和违反劳动纪律的行为,从根本上保证安全生产。

三、结语

电网安全生产是电力企业的生命线,它不仅关系到企业的兴衰、事业的成败,也关系到家庭的幸福、社会的稳定。它既是企业经营管理和经济效益的基础,也是农电企业改革与发展得以顺利进行的前提。没有稳定的安全生产形势,就没有和谐的社会环境和企业发展的空间。在实际工作中,只要我们严格执行规程规范,结合实际把安全工作落到实处,做到有组织、有措施、有考核,就一定能把供电所安全工作抓好。