中国电网现状(超高压)[5篇材料]

第一篇：中国电网现状(超高压)

特高压电压发展现状及相关知识 电网输电电压划分

“特高压电网”，指1000千伏的交流或±800千伏的直流电网。

输电电压一般分高压、超高压和特高压。国际上，高压(HV)通常指35~220kV的电压；超高压(EHV)通常指330kV及以上、1000kV以下的电压；特高压(UHV)指1000kV及以上的电压。高压直流(HVDC)通常指的是1 600kV及以下的直流输电电压，士600 kV以上的电压称为特高压直流(UHVDC)。我国目前绝大多数电网来说，高压电网指的是110kV和220kV电网；超高压电网指的是330kV，500kV和750kV电网。特高压输电指的是正在开发的1000 kV交流电压和1 800kV直流电压输电工程和技术。特高压电网指的是以1000kV输电网为骨干网架，超高压输电网和高压输电网以及特高压直流输电高压直流输电和配电网构成的分层、分区、结构清晰的现代化大电网。近期，国家电网“十二五”特高压投资规划出台。

国家电网在2010年8月12日首度公布，到2015年建成华北、华东、华中（“三华”）特高压电网，形成“三纵三横一环网”。

据了解，未来5年，特高压的投资金额有望达到2700亿元。这较“十一五”期间的200亿投资，足足增长了13倍之余。

有分析人士据此指出，我国电网将迈入特高压时代。这对于发电设备公司来说，无疑是一个令人振奋的消息。那么，在这场2700亿特高压投资盛宴中，发电设备公司究竟能分得几杯羹呢？

电网建设迈入特高压时代

国家电网8月12日还宣布，世界上运行电压最高的1000千伏晋东南―南阳―荆门特高压交流试验示范工程已通过国家验收，这标志着特高压已不再是“试验”和“示范”阶段，后续工程的核准和建设进程有望加快。

此前，我国的特高压电网建设也正在逐步推进。

2009年1月16日，国内首条特高压示范工程――晋东南-荆门1000千伏特高压交流输电示范工程正式投运，至今已成功运行1年7个月。

此外，2010年7月8日，向家坝-上海±800千伏特高压直流输电示范工程成功投入运行。这是目前规划建设的世界上电压等级最高、输送距离最远、容量最大的直流输电工程。根据国家电网的测算，到2020年，晋陕蒙宁新等西部煤电基地规划向中东部地区外送煤电2.34亿千瓦，其中通过特高压交直流电网外送1.97亿千瓦。

按照国家电网的计划，山西、陕北煤电通过特高压交流外送，蒙西、锡盟、宁东煤电通过特高压交直流混合外送，新疆、蒙东煤电通过特高压直流向“华北、华东和华中”电网送电。除传统的煤电之外，特高压也将承担起水电的送电任务。中国西部12个省份技术可开发水电装机容量4.4亿千瓦，占全国的80%以上，尤其西南地区是未来中国水电开发的重点地区

据国家电网公司提供的数据显示，一回路特高压直流电网可以送600万千瓦电量，相当于现有500千伏直流电网的5到6倍，而且送电距离也是后者的2到3倍，因此效率大大提高。此外，输送同样功率的电量，如果采用特高压线路输电可以比采用500千伏超高压线路节省60%的土地资源。特高压能大大提升我国电网的输送能力。中国在直流高压输电也将投入更多进行研究。我个人认为在特高压输电方面直流在某些方面优越于交流（自己看法，没有具体科学依据）！

华泰联合证券认为，根据国网、南网的规划，到2020年，我国将投入6，000亿元用于交直流特高压电网的建设。而在“十二五”期间，也就是未来五年，交直流特高压的投入将达到4，000亿元。预计2010年特高压投资约为300亿元，未来市场空间广阔。

中国电网分布 中国电力分为六大电网：西北·东北·华北·华中·华东·南方

1，华北电网：华北电网有限公司供电区域包括北京、天津、河北、山西、山东和内蒙古西部地区，供电面积125万平方公里，供电人口2.3亿；其中，直接经营的供电区域包括北京、天津和河北北部地区，供电面积13.2万平方公里，供电人口4200万。

华北电网覆盖面积163万平方公里，人口2.3亿。

截止2004年底，华北电网统调装机容量为7447万千瓦，其中京津唐电网装机容量2024万千瓦，占27.18%。

500KV线路共88条，11045公里；变电站40座，主变47台变电容量43459兆伏安；其中京津唐网500千伏变电站11座，主变13台，变电容量18959兆伏安。2004年华北电网最大负荷4675万千瓦，增长16.64%，京津唐电网最大负荷为2220万千瓦，同比增长13.21%。

1．国外智能电网研究现状

目前，美国、加拿大、澳大利亚以及欧洲各国都相继开展了智能电网相关研究，而其中最具代表性的是美国与欧洲。美国电科院EPRI推动的IntelliGrid研究计划致力于开发智能电网架构。欧洲于2005年成立了欧洲智能电网论坛，2008年9月发布的《欧洲未来电网发展策略》提出了欧洲智能电网的发展重点和路线图。

在输电领域，PJM(美国典型的独立系统运行机构)负责13个州的电网调度运行和电力市场组织，主要从广域测量技术和高级调度控制中心着手开展智能输电网研究工作。

在配电和用电领域，开展了大量的智能化实践，包括智能表计、电压控制和动态储能等，提高电网与用户的互动性，以及风电等新能源的使用率。

美国科罗拉多州的一个9万人小镇波尔得(Boulder)从2008年起建设全美第一个“智能电网”城市。其主要技术路线是：构建配电网实时高速双向通信网络；建设能够远程监控、准实时数据采集和通信，以及优化性能的智能变电站；安装可编程家庭用户控制系统；支持小型风电和太阳能发电、混合电力汽车、电池储能系统等分布式发电储能技术。

2．国内智能电网研究现状

在智能电网相关的技术领域已经开展了大量的研究和实践，为智能电网的发展打下了良好基础。金融危机以后，美国把新能源开发作为应对金融危机的重要举措，提出来了智能电网。我国在2009年5月也正式提出智能电网的建设概念和目标，和国外基本上是同等发展。如特高压输电，大电网运行控制，高级调度中心，灵活交流输电技术，SG186信息系统建设，数字化变电站，城乡电网安全可靠供电，电网环保与节能等。

我国统一坚强智能电网的特点：一是以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础；二是利用先进的通信、信息和控制技术；三是以信息化、自动化、互动化为特征；全面涵盖发电、输电、配电、用电环节。

3．智能电网建设分三个阶段

第一阶段：2009～2010年，为规划试点阶段。重点开展以下工作：智能电网发展规划编制，现在已经完成；正在制定技术和管理标准；开展关键技术研发和设备研制；开展各个环节的试点。

第二阶段：201l～2015年，为全面建设阶段。重点开展以下工作：加快特高压电网和城乡电网建设，为智能电网建设提供可靠基础；初步形成智能电网运行控制和互动服务体系；关键技术和设备研制实现重大突破和广泛应用。

第三阶段：2016～2020年，为引领提升阶段。重点开展以下工作：全面建成统一坚强智能电网；电网的资源配置能力、安全水平、运行效率以及电网与电源、用户之间的互动性显著提高；在服务清洁能源开发和保障能源供应中发挥重要作用。

4．每个环节的具体目标

(1)发电环节

大规模可再生能源发电出力预测，发电运行控制技术研究；电网接纳大规模可再生能源能力及其对电网安全稳定影响等关键技术研究，制订并网技术标准；建立风、光、储一体化仿真分析平台。

2009～2011年：建成风电和太阳能发电研究中心，张家口现在已开始建设太阳能和风电研究中心，这是我国太阳能检测中心，检测达到标准才可以入网。在新能源发电运行控制、功率预测等方面取得突破。2012～2015年：风电、太阳能发电等新能源信息化、数字化和自动化技术得到普遍应用。

2016～2020年：所有并网风电场实现风电功率预测；可再生能源有序并网发电，实现协调经济运行。

(2)输电环节

全面掌握特高压交、直流输电技术，加快特高压和各级电网建设；开展分析评估诊断与决策技术研究，实现输电线路状态评估的智能化；加强线路状态检修、全寿命周期管理和智能防灾技术研究应用；加强灵活交流输电技术研究。

2009～2011年：加快建设交流特高压工程；建成±800和±660千伏直流输电工程；完成750 kV串补、750 kV／l 000 kV可控电抗器、短路电流限制器、新型无功补偿装置研究和工程示范。

2012～2015年：加快华北一华中一华东特高压电网建设；全面掌握和应用特高压直流输电技术；完成特高压串补和灵活交流输电装置关键技术开发和应用；实现输电线路标准化与全寿命周期管理。

2016～2020年：建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展为基础的统一坚强智能电网；电网的资源配置能力、安全水平、运行效率以及电网与电源、用户之间的互动性显著提高；在服务清洁能源开发和保障能源供应中发挥重要作用。

(3)变电环节

制定智能变电站和智能装备技术标准和规范；建设广域同步信息采集系统；构建综合测控保护体系；研究各类电源规范接纳技术；开展智能设备及设备智能化改造技术研究；转变检修模式，实现资产全寿命综合优化管理。

2009～2011年：制定技术标准规范体系；初步实现信息统一采集；支持大型能源基地、可再生能源规范接入；初步形成基于风险控制检修模式；完成智能变电站建设及改造试点。

2012～2015年：跨域实时信息初步共享；各类电源的规范接入；实现智能设备对优化调度和运行管理的信息支撑；建立资产全寿命周期管理和检修工作体系；电网重要枢纽变电站智能化建设和改造。

2016～2020年：枢纽及中心变电站完成智能化建设和改造；超过50％的关键变电站实现关键设备的智能化；建立面向智能电网和智能化设备的运行管理体系；基本实现基于企业绩效管理的设备检修模式；形成基于状态的全寿命周期综合优化管理。

(4)配电环节

建成高效、灵活、合理的配电网络，具备灵活重构、潮流优化能力和可再生能源接纳能力，在发生紧急状况时支撑主网安全稳定运行；实现集中／分散储能装置及分布式电源的兼容接入与统一控制；完成实用性配电自动化系统的全面建设；全面推广智能配电网示范工程应用成果，配电网主要技术装备达到国际领先水平。

2009～2011年：研究智能配电网的总体框架和技术发展规划；开展重点科研项目攻关和试点工程建设；建立智能配电网仿真实验平台；智能配电网示范工程建设。

2012～2015年：完善智能配电网技术架构体系；继续优化完善配电网架；在全面总结试点经验的基础上，研究建立智能配电系统的成熟度评估模型和实验平台。

2016～2020年：在重点城市建成具有自愈、灵活、可调能力的智能配电网。

(5)用电环节

全面开展智能用户管理与服务；推广应用智能电表；实现电网与用户的双向互动，提升用户服务质量，满足用户多元化需求；通过智能电网建设推动智能楼宇、智能家电、智能交通等领域技术创新；改变终端用户用能模式，提高用户用电效率。

2009～2011年：完成双向互动关键技术研究；开发智能电表等计量装置；智能电表覆盖率达30％，用户超过5000万户；电能占终端能源消费比重提高到约2l％。

2012～2015年：智能用户管理与服务体系基本建成；全面建成用电信息采集系统；智能电表覆盖率超过80％，用户超过1．4亿户；电能占终端能源消费比重提高到约23％。

2016～2020年：全面建成智能用户管理与服务体系；双向互动服务全面应用；全面建成并完善用户用电信息采集系统；智能电表覆盖率达100％；电能占终端能源消费比重提高到约26％。

(6)信息平台环节

信息是非常重要的基础手段，要建立坚强智能电网信息体系架构，实现信息高度共享，为发电到用户的各个应用环节提供安全的信息化平台支撑；满足系统协调优化控制、电网企业与用户问灵活互动的要求；充分利用智能电网多元、海量信息的潜在价值，增强智能分析和科学决策能力；全面建成国家电网资源计划系统，实现信息化与电网的高度融合。

2009～2011年：初步建立智能电网信息和通信体系架构和统一信息模型；开展下一代电力光传输网络、支撑配用电及分布式能源的负荷通信网络研究与试点；完成“SGl86工程”。

2012～2015年：完善智能电网信息通信架构体系建设和一体化统一信息模型；基本建成国家电网资源计划系统(SG-ERP)；全面建成坚强智能电网骨干通信网；基本建成适应于配电、用电及分布式能源接入的负荷通信网络。

2016～2020年：结合信息与通信技术的发展，优化信息与通信应用的融合、统一和集成；实现智能决策，支撑智能电网各环节建设；信息平台整体达到国际领先水平。

第二篇：中国电网调度现状

中国电网调度现状

随着我国社会经济的发展和文化的进步，中国的电网调度取得了前所未有的发展，以《电力法》和《电网调度管理条例》(以下简称《条例》)的发布施行为标志，我国的电网调度进入了依法调度的新时期。

3.1.1调度机构及五级电网调度系统

我国现行的调度管理体制是国家电力公司主管全国的电网调度工作，县级及以上电网经营企业主管辖区内电网的调度工作，各级电网经营企业都相应设立了电网调度机构。根据《条例》的规定，我国已初步形成了由国调、网调、省调、地调、县调组成的全国五级电网调度系统，调度机构的设置和层级划分原则已经由法律予以规定。

目前国调代表国家电力公司行使电网调度管理职能，并对直调范围内的电厂、跨大区电网的联络线及有关变电站等进行实时调度。跨省电网内设有四级调度机构，独立省电网内只设三级调度机构。这种层级设置既是我国电网调度实践的科学总结，也是与国际大电网会议39工作组的调查结果相一致的。

3.1.2我国电网调度自身面临的主要问题

我国的电网调度也面临许多亟待解决的问题，最为突出的是法制观念淡薄。自《条例》出台6年来，政企分开后我国的电网调度实现了从以行政为主要手段的调度方式向依法调度的新型模式的转变，调度系统建设在法制化、规范化方面取得了可喜的进步，初步适应了两个根本性转变的需要，但违反《条例》规定的事仍时有发生，业外人士对有关调度的法律法规知之甚少，还需要进一步学习和宣传《条例》，加强依法调度、依法处理调度有关问题的自觉性。亟待解决的问题还应当包括如何依法应用经济的、技术的手段在市场条件下进一步强化统一调度、分级管理的问题，电网调度管理将随着电力市场的建立和完善以及电力工业走“可持续”发展道路、实现全国电网互联而发生重大的变化。

第三篇：大机组超高压大电网之间的协调配合探讨

大机组超高压大电网之间的协调配合探讨

摘要：分析了“大机组、超高压和大电网”之间的相互协调配合关系，指出我国广大地区（西北除外）将出现三级大电网（省网、大区网、全国网）共用电气互通的单一500kV网架及在适应四级大机组（200或300MW，500或600MW，800和1000MW）供电的输送大范围内只采用单级500kV输电可能产生的不利局面。这种“失调”状况将会导致电网输送能力长期不足，短路电流接续快速增大，运行调度和电网自动化也将遇到一些不应有的困难，还会影响电网规划工作中应有的适应能力和未来电力市场营运中的灵活性。文中分析了采用500kV电压等级决策失误的原因，提出了一些可供参考的补救措施。

关键词：全国联网 电压等级 大机组 超高压 大电网

引言

近年来经常有文章在开头采用“我国电力系统已发展到以‘大机组、超电压和大电网’为特点的阶段”这样的表述方式，这已不约而同地成为众多电力工作者喜用常写又喜闻乐见的用语。虽然这种常用的表述方式并不能严格地描述具体电网发展各阶段（省网、大区网、全国网）的技术特点[1]，但仍可清楚地表述我国电力系统2020年以前从省网经大区电网发展到全国联网的约近半个世纪的发展过程中总的技术特点。

“大机组”表明了发电部分的技术进步；“超高压”表明了输电和联网技术的适应能力；而＂大电网＂则体现了电力整体的发展水平，“大电网”也涵盖了输电网和配电网两大组成部分。所以“大机组、超高压、大电网”综合概括了全部电力系统和电力工业的主体发展内容，它们之间必然存在着相互适应和配合的关系。这种关系体现着一种内在的互相适应和制约的规律，是不能允许“失调”的，否则即会成为一种战略性、长远性和全局性配合关系的失误。重大决策的成功是从长远和全局的实际出发的，而不是从形式和慨念出发的决策。

用词含义

（1）“大机组”是指容量更大的主力发电机组，也指因容量增大而结构发生变化（如火电机组的汽缸分缸、增设中间再热器等）、性能得以改进（煤耗减少，热效率提高）及参数变化（主蒸汽压力和温度的提高）的机组。我国的火电大机组应从200MW算起（125MW只是 “准大机组”，100MW则不能算做大机组），直到目前华东上海外高桥电厂的超临界参数的1000MW大机组[2]和以后的超GW大机组，其间已形成相对完整的系列，这体现了电力工业发展的步伐，也适应了发展的需求。

水电和核电机组的容量虽然更多地受其动力条件的制约和影响，但也遵从逐步发展的规律，且其容量也大致与火电机组一致。

（2）“超高压”是指大于220kV而小于1000kV的电压等级，如日本采用的275kV；我国西北网采用的330kV（含315kV、345kV）等；西欧采用的400kV（含380kV、440kV）等；我国西北以外的其他地区和俄、日、美、加等采用的500kV；我国西北、巴西等采用的750kV（含735kV、765kV）等。虽然少数国家的一些机构（例如日本）和少数专家（如文[3]作者）认为750kV级也属于特高压范围，但这并不符合国内外正式的技术标准。

超高压是电网发展扩大所需的主要电压等级，也是电网骨架线路采用的电压等级。电力线路的位置、相互关系（包括输电方式）及所用的电压等级决定了一个电网网架的基本结构，也从根本上决定了其运行安全性和经济性水平。由于电源和负荷布局要受资源和经济发展等更多因素的影响，因此一个电网的输送能力主要取决于网络结构和电压等级两个因素。

已有超高压段的电压等级是随着发电机组和电网容量的扩大而逐步提高的，由此形成了由电网发展各阶段决定的各网架电压系列（见图1）。

直流输电以其优越性能逐步承担起越来越多的输电和联网任务。已建成的有±100kV、±250kV、±400kV、±500kV、±600kV等线路，已设计筹建的±750kV的长距离输电线路，其电压等级也大致与交流输电电压等级相近。

（3）“大电网”是指电网发展过程中覆盖范围和互联关系达到一定程度和阶段的电网，它和“超高压”不同的是尚无正式的定量规定，即超过多少MW的电网为“大电网”，但可按电网发展阶段定义为：电网起初是发电直供负荷；然后发展到具有并列安全和负荷经济分配等问题的供电网及由多电源和多用户形成的地区电网；再进一步形成边界较固定的省网；省网再经互联形成大区电网；最后再互联成全国及国际联网，甚至已被多次国际会议讨论过的全球电网。可以认为省网形成及以前各阶段为低级发展阶段，以后即进入高级发展阶段，也可以认为此后又再分为中级和高级两个阶段。

电网的发展和扩大是由其本身负荷容量的增大（量变或渐变）和相互的互联（质变或突变）两个方式实现的，一方面电网的发展整体上呈现阶跃式上升状态，另一方面，每阶段电网自身又是连续上升的，故不适于用其总容量表示发展。因此图1采用了各阶段中输电和联网容量作为纵坐标，但每一省网或大区网的具体发展又有极大差别，故只能示意地表述其发展如图1。相互适应的关系

大机组、超高压和大电网三者之间存在着不可违背的相互适应的要求和关系。

（1）大机组与超高压的适应关系

我国大部分地区只选用500kV一级超高压，担负着300MW到1000MW级所有大机组的输电任务，事实上我国不少200MW机组也直接接入到500kV输电线上[4,5]，使其负担过重；有时短线或弱线也不得不采用500kV；而且由于大机组接入过多，还可能导致开关关断能力过早不足。文[6]作者根据各级电压自然功率和经济输送功率及与各级大机组的配合情况，建议除500kV以外还应再建设380kV、750kV电压等级。这样大机组与超高压才能更好地相互适应。

（2）超高压与大电网的适应关系

图1显示出大电网在中级发展和高级发展的两大阶段上，只采用了500kV电压等级，20多年建设和运行500kV电压等级的经验证明其现有性能相当低下（造价过高和输送能力长期严重不足），文[4]、[5]从不同角度分析了其输送能力不足的原因。调研世界主要国家的电网情况，发现在超高压段内只采用单级500kV电压的电网就仅有我国电网一个（西北地区除外）。国外实用经验也证明各发展阶段的电网都应具有各自的网架电压，才能有利于运行和调度及规范工作的灵活性[5]。

（3）大机组与大电网的适应关系

明显地小电网带大机组将引起安全问题；大电网中小机组过多也必然产生经济性差的后果。发电机组是大电网的核心，不仅控制着电能供应，也是电网中各种调节和控制的关键环节。大电网除了安装供热、调频或调荷性能优越的机组外，还应尽量采用大型机组。因此大电网和大机组相互适应的关系相对地易于掌握和实现，但需经过“超高压”这个中间环节来实现。500kV电压作为超高压段唯一的中间环节，其“输送能力不足，造价过大，建设速度慢”等缺点也十分不利于疏通这层适应关系。

总结上述：我国在广大地域（西北除外）将形成三级大电网（省网、大区网、全国网）共用电气互通的单一500kV网架及在适应四级大机组（200或300MW，500或600MW，800和1000MW）供电的输送大范围内只采用单级500kV输电的不利局面。其实质是将本应是适应能力强的台阶型立体结构矮化为单一平面型结构，形成了送、受端等值阻抗数值的巨大差别。其结果是电网将长期相对薄弱，输送能力将长期不足，短路电流将连续快速增大，运行调度和电网自动化也将遇到一些不应有的困难，还会影响电网规划工作中应有的适应能力及未来乡级电力市场营运中应有的灵活性。因此，可以认为我国超高压段的输电和联网电压只选用了单级500kV是一次严重“失策”。

结束语

（1）我国500kV输电能力经近20年的努力，至今仍大致仅达到或稍高于国外380~400kV级的输电能力。实用经验及国外电网建设和运行经验[5]皆证明在超高段只选用500kV单级是一次重大决策上的失误。

（2）应及时全面总结并对比大部分地区采用单级超高压500kV和西北地区采用330kV、750kV双级超高压等级的建设、运行和发展经验，并参照国外的实际经验以取得真正一致的认识。

（3）补救性措施是使已建或在建500kV输电从开始就应用各种串补、横补及紧凑化等措施，或将输送任务尽量转移给直流输电承担。但新增的基本投资将使“积重难返”的被动局面更显突出；且像我国这样一个客观上存在多地区、多层次之间资源优化关系的复杂大电网，极不可能使所有联网和输电都采用直流输电。

（4）根本性措施是因地制宜地在500kV以上增用765kV（即800kV）电压级，与500kV共同作为全国电网的网架电压[7,8]，并在500kV以下有条件地增用380kV级电压，与500kV共同作为省网和大区网的网架电压以使各级电网从电压级上分开，并使三者在发展和市场竞争中显示各自的生命力。

（5）我国电工界已对采用单极500kV输电的不合理性取得越来越多的共识。决策失误的政策原因是只从近期、少量项目，而非从长远、全局电网的发展需要来考虑和决策；而失误的思想原因则是仅从电压级的比例关系或电压系列等形式性概念出发[9]，而非从电网全局的内部适应及配合的合理关系出发来考虑和决策。

（6）我国电网已有巨大发展，但比起20年之后建成的高水平小康社会时的全国特大型电网（更不必说到本世纪中叶达到中等发达国家水平时的更发达电网）来说，当前电网还只是起步时期的一个雏形电网，因此发展初期的一些失误也是在所难免，还来得及修改或补救。

参考文献

[1] 国电公司．市场经济下电力规划理论与实践探索[M]．北京：中国电力出版社，2001．

[2] 中国电力信息中心．Electric Power Industry in China[Z]．北京：中国电力信息中心，2002．

[3] 贺家李，李永丽，董新州，等（He Jiali，Li Yongli，Dong Xinzhou et al）．特高压输电线继电保护配置方案

（一）特高压输电线的结构运行特点（Relay protection for UHV transmission lines part one construction and operation characteristics）[J]．电力系统自动化（Automation of Electric Power Systems），2002，26(23)：1-5．

[4] 周孝信，郭剑波，胡学浩，等（Zhou Xiaoxin，Guo Jianbo，Hu Xuehao et al）．提高交流500kV线路输电能力的实用化技术和措施（Engineering technologies and measures for improving the transmitting capability of 500kV transmission lines）[J]．电网技术（Power System technology），2001，25(3)：1-6．

[5] 何大愚（He Dayu）．超高压段内采用两个电压等级才能适应电网发展的实际需求（Using two voltage grades of EHV range to suit practical needs of power grid development）[J]．电网技术（Power System Technology），2002，26(3)：1-4．

[6] 张炜，徐奇（Zhang Wei，Xu Qi）．确定合理电压等级标准使电网可能持续发展（Establishing reasonable standards of transmission network voltage classes for sustainable development of power network）[J]．中国电力（Electric Power），2002，35(12)：67-69．

[7] 郑健超．关于“西电东送”的输电方式和电压等级[C]．电网建设专家委员会第七次会议，北京：2002．

[8] 卞学海，张炜，徐奇（Bian Xuehai，Zhang Wei，Xu Qi）．我国电网目标网架初探（On target frameworks of power system for nation-wide interconnection）[J]．电网技术（Power System Technology），2000，24(2)：74-76．

[9] 输配电电压等级．中国电力百科全书输电与配电卷[M]．北京：中国电力出版社，1995．

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：中国现状

中国现状

过去20年间，中国因环境污染和生态退化造成的损失占GDP的7~20%。2005年，因环境污染引发的冲突达5.1万起；2007年，40%的城市生活污水直接排放；60%的大型湖泊因矿物质和有机物污染而出现富营养化；在监测的197条河流中，半数受到硝酸氨、过锰酸盐和石油的严重污染；在监测的287个大中城市中，只有的空气质量达到环境保护部的标准（另一种说法是，全国只有的城市空气质量达到国家二级标准）。上述环境污染是表面上的，是以城市或工业地区密集人群为中心生态危机的。实际上，那些“远在深山”的生态退化更加危险。环境污染了，国土还在，还有修复的可能。但一些致命的生态破坏则很难修复，如消失的物种不能“死而复生”，损失的土壤不能回到原位，干涸的湿地难以再现生机等等。中国生态危机主要表现在：

生态系统全面退化

中国是世界上唯一囊括全球生态系统类型的国度。然而不幸的是，中国自然生态系统都处在不同程度的退化过程之中。青藏高原草地生产力由上世纪60年代的300公斤/亩下降到100公斤/亩以下；地下鼠量由过去的8~10增至30只/公顷；土地裸露率由不到10%增加到30%以上。全国90%的可利用天然草原出现不同程度的退化，并以每年200万公顷的速度递增。红树林由历史上最大面积25万公顷，下降到目前不足1.5万公顷。

水土流失急剧

中国水蚀、风蚀和冻融面积达356万平方公里；全国沙化土地174万平方公里，涉及全国30个省（区、市）。黄河流域年入河泥沙16亿吨；长江流域每年土壤流失量24亿吨。随土壤流失的还有各种营养元素，仅黄河流域每年流失的泥沙中，就含有N、P、K三种元素总量约4000万吨，超出了2003年全国的化肥需求量（3990万吨）。

濒危物种增加

联合国《国际濒危物种贸易公约》列出的740种世界性濒危物种中，中国占189种。中国濒危或渐危高等植物4000~5000种，占中国高等植物总数的15~20%。栖息地环境改变、生境破碎化、以及大型水利工程是造成物种濒危或灭绝的重要原因。1988~2000期间，黑龙江省嫩江县天然林斑块数由240上升为343，平均斑块面积由80公顷下降为68公顷。由于三峡工程实施和环境污染，长江上已难寻觅白鳍豚的踪迹，科学家承认该物种已功能性灭绝。湿地消失

天然湿地大量消失

在北方，河北省过去50年来湿地消失了90%，即便侥幸存留的湿地，八成以上也变成了污水排泄场所；陕西关中一带30多个县，几十年来消失上万个“涝池”（池塘）。生态危机

在南方，中国最大的淡水湖鄱阳湖，水域面积从最高4000平方公里减少到不足50平方公里。干旱、半干旱区湿地状况更不容乐观：内蒙古阿拉善盟，由于上游地区过度开发黑河水，进入绿洲的水量由9亿立方米减少到目前的不足2亿立方米，致使东西居延海干枯，数百处湖泊消失。湿地被誉“地球之肾”，“肾”萎缩大大降低了其调节气候、调蓄洪水、净化水体的能力，并在一定程度上加重了旱涝灾害。

人工林树种单一

几十年来，大量发展人工纯林的传统不但未有改观，反而愈演愈烈。以杨树为例，原来的“南方杉家浜，北方杨家将”，现已发展成了“东西南北中，全是杨家兵”。如今，杨树已经南下江南，接近了南岭。整个大西北、华北平原，甚至江南一些地区，也以杨树为主。高密度、单一树种的人工纯林对国土生态贻害无穷，单一树种形成的种群实质上是一种生物多样性极端下降的“绿色荒漠”。第六，农业生态系统退化危及粮食安全和食品安全基础。现代农业过分强调技术，用地而忽视养地。“化学化”尽管带来了产量的快速提高，但土地出现退化，食品安全受到冲击。大化肥、大农药、除草剂、激素、添加剂、农膜，甚至反季节种植、转基因技术滥用，使得土壤板结、环境污染、生物多样性下降、病虫害加剧、产量下降。以前要一年才能长大的猪，现在四个多月就能催肥。两只翅膀的鸡，在激素的作用下可长出3~6只翅膀。这样的食品进入食物链的生态后果是可想而知的。中国生态危机现状还包括生物入侵、全球变暖、海洋生产力下降等等。政府要像重视环境污染控制那样高度警惕生态危机带来的隐患，动员全社会的力量解决这个难题，还中国一个真正的蓝天。只有生态退化遏制了，环境才能够从根本上得以改善。

编辑本段保护措施

近年来中国政府加大力度投入巨资保护生态环境，取得了明显效果，但是生态环境总体上恶化的趋势还没有得到有效的遏制。还应该在如下几个方面加强。

1、进一步加强恢复生态系统工程。停止砍伐森林、全民植树造林、退耕还林、退耕还草、退木还草、恢复湿地、禁捕禁猎、治理工业污染、生活污水实现全处理，这些保护和恢复生态环境的系统工程，国家、企业和全民应该投入更多的资金和力量，当作头等大事，可以毫不过分的说，保护和恢复生态环境与经济建设是同等重要

2、加强生态环境保护的宣传教育，不断提高全民的生态环境保护意识。社会各界对生态保护的意识及可持续发展思想的深入人心，是生态保护工作的必备群众基础。应大力推进全民环境教育，从娃娃抓起，让公众了解资源和生态环境的国情、省情，使“保护生态环境和资源，就是保护人类自己”的观念深入人心，使绿色环保的行为和生活方式成为一种时尚。

3、加强生态监测。在中国单纯的水环境、气环境和工业污染监测已趋于成熟，并已经为环境保护做出了巨大的贡献，但是生态环境还在起步阶段，还没有系统的监测技术和形成完整的监测网络，生态环境方面的有关数据还是采取从各部门东拼西凑的方法获得，其准确性和时效性均较差，已经制约了生态保护和恢复工作，必须建立和开展有效和系统的生态环境监测。

编辑本段相关数据

生态危机的后果比战争更危险，是毁灭性的，包括地球和地球上所有的生命。历史的经验说明，一个国家可以从战争的创伤中恢复起来，如第二次世界大战后的德国和日本；但是没有一个国家可以从被破坏的自然环境中迅速崛起。我们现在只要翻开一下世界地图就可以看到，现在世界上那些最荒凉、最贫苦、最穷困的地方，在古代都曾经是最繁荣、最昌盛的地方；现在世界上那些生活最穷苦、最艰难的人民，在古代，他们的祖先在某一段时期曾经为人类文明的发展作出过很大的贡献。是什么原因导致他们由兴而衰、由富而贫哩？我们再看一看世界文明发展史：从古埃及文化、巴比伦文化、古希腊文化；从古印度文化；从中美洲的玛雅文化；到中国的楼兰，我们研究一下这些文化的兴衰，都可以看到一个共同的事实，就是这些文化的兴衰都和它们所在地区的森林数量、质量和植被的分布有关系再请看下面的事实吧！如果不是事态严重，世界上不同国家、不同地区、不同种族、不同政见的政府首脑们怎么会坐到一起（1992年在巴西和2000年在约翰内斯堡）共同研究世界环境和发展的问题呢？如果不是事态严重，世界上不同国家、不同地区、不同种族、不同政见的政府又怎么会乐意参加、制定并执行那么多与环境有关的国际公约呢？世界上的事情已经够联合国头疼的了，如果不是事态严重，联合国为什么要在1973年成立环境规划署这样一个常设机构，来促进和协调地球上发生的各种环境问题呢？下面我们改用一些数字来叙述，因为数字的表达能使概念量化，往往比文字的表达更为具体而清晰。2003年世界环境日的主题是：“水——20亿人生命之所系”，说明地球上有20亿的人没有适当的安全饮用水供应。在第三世界由于水污染引起的疾病平均每天导致2.5万人死亡。受污水危害的儿童，每天有6000名，相当于每天有20架大型客机坠毁死亡的人数。缺水已是一个世界性现象，有的国家已经靠买水过日子。德国从瑞士买水，美国从加拿大买水，阿拉伯联合酋长国从1984年起，每年从日本进口雨水，日本只要花100吨水就可换1吨石油。在我们中国的669座城市中有400座供水不足，110座严重缺水。由于水土流失和沙漠化加重，中国古文明中心的发源地——黄河，目前年断流最长达227天。我国每年因环境污染和环境破坏所造成的经济损失高达2000亿人民币，相当于20个唐山大地震造成的经济损失。2003年我国国家环保总局公布的我国由于生物入侵造成的直接经济损失就达574亿！这个数字还没有包括严重的生态环境损害在内。新中国成立以来，每年仅气象、海洋、地震等7大类自然灾害所造成的直接损失（折合成1990年价格），就呈明显上升趋势：20世纪50年代平均每年约480亿元；20世纪60年代570亿元；20世纪70年代590亿元；20世纪80年代690亿元；20世纪90年代前5年约1190亿元；1996年仅因水灾造成的直接经济损失就达2200亿元；1998年中国自然灾害造成的损失高达3007亿元。根据世界银行1997年的一项统计报告分析，中国每年仅空气和水污染造成的经济损失就高达540亿美元，相当于国内生产总值的3％—8％。这个数字既不包括其它环境破坏和生态灾害所造成的损失，也不包括1997年以后我国生态环境继续恶化所造成的损失。意思就是说：到2002年实际损失的数字会更大。而2002年，我国GDP（国内生产总值）的增长是8％左右，这一年增长8％的实际数字是10万个亿，10万个亿呀！坦率地说，目前我国的经济增长已经付出了巨大的生态代价，如果我国的环境损失达到国内生产总值的8％，那就意味着全国人民一年的血汗所创造的财富全被生态环境的破坏抵消了，白干了！如此下去，我们怎样才能富国强民、怎样才能全面进入小康！时至今日，绝大多数的人们，能够认识、理解、需要、并接受生态化了。因为，20世纪单纯追求经济增长的发展观给人类带来了沉重的环境灾难，人类再也无法承受起生态环境恶化带来的损失、自然对人类的报复，以及由此给人类带来的人地之间、人际之间、和代际之间的种种极度紧张关系。在我国，可能并不是每一个人都能正确理解生态化的深刻含义，说不定有些人还在利用生态化的号召力达到赢利的目的。但是，我们的国家领导人却在忧心忡忡。2002年，在第九届全国人大五次会议上，朱镕基总理作政府工作报告谈到生态环境问题时，语气沉重：“生态环境问题仍然相当严重”。全国人大环资委主任委员曲格平认为：“局部环境的破坏可能引发全局的环境问题，甚至会使整个国家和民族的生存条件受到威胁”。2003年国家环保总局自然保护司杨朝飞司长答记者问时说：“我国面临的生态压力仍然很大，在生态方面，一方治理多方破坏，点上治理面上破坏，边治理边破坏，治理赶不上破坏”。2000年国务院颁发的《全国生态环境保护纲要》首次全面地提出了树立科学的生态保护思想。大多数有识之士确信：生态化转换是关系到生存、发展、健康、幸福的根本，是各行各业以及人类社会得以持续发展的唯一出路；它将

成为地球上每一个人的唯一选择，并在行动上付诸实施。“生态化”不仅是一个具有前瞻性、时代性、创新性、战略性、方向性的词汇、还是一股不容回避的洪流、是人类社会与时俱进的具体体现、是社会发展的必然。

编辑本段黄河流域的生态危机

黄河流域大部分处于干旱地区,水资源条件先天不足.据统计,黄河拥有水资源只有580亿立方米.而且,黄河水因泥沙太多,每年16亿吨泥沙至少需200亿立方米的水来冲刷,其可利用之水还必须减去200亿立方米.这样黄河实际拥有的可利用水量是每年300亿立方米.300亿立方米的水资源供沿河9个省区及河北.天津两省市使用,本来已经供不应求,再加上不合理利用和浪费水资源,使得水资源浪费的状况越来越严重.缺水,成为黄河面临的一大难题.1979年,黄河领域有154个城市缺水,1988年,缺水城市增加到300个,总缺水量高达54亿立方米.进入90年代以后,缺水城市每年都在增加.城市膨胀,流动人口剧增之后,城市用水不得不挤占农业用水,或在城市完全不顾后果地大量超采地下水,出现大面积地下水漏斗,地面沉降,地下水质恶化等.因为缺水,华北粮仓河北省一方面年年旱灾,另一方面农田保积年年降低.全省1986年的水田浇灌面积较1980年减少了900万亩,粮食产量长期徘徊不前.宁夏,甘肃,因为严重缺水,大量人口生活在温饱线以下,无法摆脱贫苦困.黄河流域水资源条件先天不足，生态环境脆弱，在人类活动的影响下，特别是近20年以来下游断流频繁发生，不仅造成了水资源供需矛盾的加剧，而且对流域的生态环境带来了一系列的冲击。据《黄河志》记载，1761年黄河花园口最大流量为3.2万立方米，1958年7月17日为每秒200立方米。据水文资料记载，黄河多年平均径流量为560亿立方米，黄河入海水量占径流总量的比率，50年代为79%，60年代为60%，70年代为，80年代为。1972年黄河首次出现断流现象，当年断流17天，1991—1995年间平均每天断流620公里；1997年断流13次共226天，断流河段长683公里。黄河可能成为季节性的内陆河。在断流的地方，昔日黄河帆影已成无水之舟。断流使下游沿黄城市人民生活受到严重影响，东营，滨州，濮阳等城市对居民实行定时供水，家家户户蓄水备荒，摆满了坛坛罐罐。沿黄两岸禾苗枯焦，断流时间一长，便颗粒无收。断流给工农业生产造成巨大损失。例如：年产30万吨尿素合成氨的”中原化肥厂”，因黄河断流影响，不得不停产。总之，因断流给沿黄地区造成的经济损失，生态破坏，环境污染都非常严重。仅以山东省滨州为例：滨州地处山东省北部，黄河三角洲腹地，北濒渤海，是黄河入海的必经之地。这一地区气候干燥，降雨量少，地下均为咸水，很难食用，因而这地区的工农业生产和城镇居民生活主要依靠黄河水，黄河水是其经济命脉