降出力等效停运小时怎么计算(非计划降低出力备用等效停运小时)

N-1安全准则：在正常运行方式下，电力系统中任一元件无故障或因故障断开，电力系统能保持稳定运行和正常供电，其他元件不过负荷，且系统电压和频率在允许的范围之内。这种保持系统稳定和持续供电的能力和程度，称为“N-1”准则。其中N指系统中相关的线路或元件数量。

近年来，随着电网的不断壮大，对电网稳定性及设备可靠性的要求越来越高，电网稳定导则和有关电网规划建设的技术导则对电网安全运行的N-1准则均提出了不同要求。然而，由于规划、设计、运行及经营等不同部门、相关技术人员对这一准则的理解和认识不同，供电可靠性与电价未形成有效的利益互动关系，造成电网规划建设、生产运行中不可避免地产生先天性安全隐患，对电网的长远发展也造成了不利影响。因此，有必要澄清对N-1准则的一些错误认识，提高电网投资效益和安全性、可靠性，在确保电网可持续发展的前提下，稳步提高供电可靠性。

1 N-1准则的本质 按照电网稳定导则有关定义，N-1准则是指正常运行方式下电力系统中任意一元件（如线路、发电机、变压器等）无故障或因故障断开后，电力系统应能保持稳定运行和正常供电，其他元件不过负荷，电压和频率均在允许范围内。N-1准则用于单一元件无故障断开条件下电力系统静态安全分析，或单一元件故障断开后的电力系统稳定性分析即动态安全分析。当发电厂仅有一回送出线路时，送出线路故障可能导致失去一台以上发电机组，此种情况也按N-1原则考虑。 由此可见，N-1准则包含两层含义：一是保证电网的稳定；二是保证用户得到符合质量要求的连续供电。从目前情况看，保证电网的稳定由于涉及整个电网安全，无论在资金投入、运行方式还是技术措施上均得到足够的重视，但在保证用户特别是边远地区用户连续供电方面仍存在认识上的不足，造成局部电网生产运行长期处于被动局面。

2 N-1与系统稳定性要求 电力系统稳定分为静态稳定、暂态稳定、动态稳定、电压稳定。电力系统中单一元件无故障断开后，直接影响其静态稳定和电压稳定，使正常输变电能力受到限制，其中以发电机组和输电线路停运较为明显，尤其是单电源线路或单台主变压器供电的变电站，当线路或变压器停电检修时，影响最直接；电力系统中单一元件故障断开后，直接影响其暂态稳定、动态稳定和电压稳定，其中以发电机组故障、母线故障和输电线路故障较为突出，特别是枢纽变电站母线和网间联络线路。一般而言，单一元件故障断开后，如果重合闸正常，对稳定及连续供电不会造成影响，但重合不成功，则可能造成局部区域供电受阻甚至电网稳定破坏。所以，N-1准则与电网结构、运行方式、负荷分布及自动化控制装置配置有较大关系。当电网规划、布局相对较合理时，可在一定程度上弥补网络薄弱等不足，当设备选择、配置较理想时，也可减少静态稳定缺陷。3 N-1的类型及影响

由于N-1准则是按电网元件断开状态研究电网稳定性和安全供电问题的，因此有必要对元件N-1的状态类型进行划分归类，特别对其时效性特点进行进一步的分析。 第一类为计划性停运，如电网设备的计划性检修、预防性试验、季节性维护等。其特点是与设备类型关系不大，预先可针对停运设备及相关元件、电网运行方式、负荷状况及环境因素采取措施，一般不会对电网稳定造成影响，既使可能造成局部区域限负荷或供电中断，其影响范围是有限的，影响时间也是可预知的。计划停运时间一般为数小时到数天，特殊设备如发电机组会达到数十天，这类停运占电网设备累计停运时间的90%以上。 第二类是非计划停运，因设备运行过程中发生缺陷或局部故障而造成设备必须临时停运处理。其特点是与设备类型有密切联系，如发电机组的热机及辅机部分，变电设备的断路器机构、隔离开关导电部分、变压器冷却系统和绝缘油系统等。由于这类停运随机性较大，难以采取全面有效措施，因此可能对电网安全稳定性造成较大影响，是电网运行管理应重点解决的问题。非计划停运时间一般为数小时到数天，这类停运占电网设备累计停运时间的3%～8%。 第三类是故障停运，是以断路器分断为特征的瞬间或短时过程。由于在正常运行方式下已对机组出力、电网潮流、电压等采取了措施，因此，通常情况下，瞬间故障（故障后可重合成功）不会对电网稳定造成明显影响；单一永久故障（故障后未重合或重合失败）对电网稳定造成的影响也是有限的，但可能对局部区域供电造成严重影响。故障停运时间差异较大，瞬间故障为几百毫秒到几秒，短时故障（一般永久故障）为数分钟到数小时，当设备故障后发生严重损坏时，其停运时间一般为数天甚至数月，往往对局部区域正常供电造成严重影响，这类停运占电网设备累计停运时间的1%～3%。4 设备类型与N-1的关系 构成一个完整电网的设备除发电、输电、变电、配电一次设备外，还有保护、计量、通信、自动化、监控等二次设备。由于各类设备在电网中的地位、作用不同，就形成了各自发生N-1时的明显差异，而这些差异往往未得到应有的重视和区别对待。4.1 发电设备 这里所说的发电设备指锅炉、汽轮机、发电机、升压变压器及发电辅机设备。由于发电生产的特殊性，除老式母管制小机组及部分辅机外，四大发电设备中任一设备发生N-1状况，就意味着整个机组系统出N-1＝0，即完全丧失发电能力。由于电源点和电网布局原因，也可能造成局部输电网断面稳定问题。4.2 输电设备 输电线路，包括电缆是电力传输的通道，是构成电网的最重要的单元。从设备自身看，其特点是：①灵活性、主动性大。输电线路是由电力设计部门设计、施工安装部门“制造”的设备，每一条线路均有自己的地域特点，改造完善相对方便。②受外界环境影响大。由于线路设备基本上全部暴露在空气中，易受风、雨雪、雷电、污秽影响，外力破坏故障多。③相对而言，线路设备故障、缺陷较直观，易于被运行人员掌握，但要完全杜绝故障，从经济上考虑并不可行。④线路设备多数检修维护工作可实现带电作业，比其他电气设备有明显优势。  由于线路设备具有以上特点，当其发生N-1准则中定义的各种状况时，其影响是不同的：①瞬时性故障。输电线路多数故障属于瞬时性故障，以雷击为最多，一般而言对系统稳定和用户供电不会产生明显影响。②永久性故障，即造成重合闸不成功的故障。多由外力破坏、风偏或污闪引起，这类故障一般为短时故障，多数在数小时内可试送成功。③倒塔断线故障。这是线路故障最严重的情况，由于环境及地域的不同，其恢复供电周期一般在十几小时到十几天之间。此外，由于电网运行方式、保护配置及线路在电网中的重要性不同，线路故障的后果也大相庭径，从国内外多年的经验来看，引起电网稳定破坏造成大面积停电事故的起始原因多数是输电线路永久故障或线路大面积污闪跳闸。4.3 变电设备 变电设备包括高压一次设备和直流、保护等二次设备。变电一次设备有以下特点：①设备种类繁多，按作用类型分有变压器类、开关类、测量变换类、补偿类及绝缘支撑类，其中心是电力变压器；②设备“既成性”强，绝大多数变电设备均由专业化制造厂生产，电网运行单位难以完全掌握设备全部细节，备品配件储备困难；③检修工艺要求高，检修周期限制严格，对检修现场要求高；④设备内部状况不直观，难以准确掌握设备状态，设备缺陷的预知性处理仍处于探索阶段；⑤由于空间限制，难以开展带电作业；⑥设备故障后恢复供电周期较长，部分设备在现场不具备修复条件，必须返厂，故障修复费用高；⑦由于变电站性质决定了变电设备故障或停电检修往往直接影响本区域正常供电，社会影响较大。 二次设备有以下特点：①设备元件基本上工作在低电压、小电流条件下，易受到变电站电磁场干扰和影响；②与一次设备各单元互相关联性强，逻辑关系复杂，易造成误动、拒动；③二次设备随技术发展其变化较一次设备更新换代快得多，不同厂家元件互换性差，备品配件种类繁多，给维护、改造带来诸多困难；④二次设备不仅在本变电站内关联配合，还要在变电站间配合，涉及的运行管理单位多，对信息通道、网络间整体协调要求高；⑤二次设备中保护、自动化设备是电网的最后“屏障”，一旦出现问题，往往造成电网事故扩大，影响巨大。4.4 配电设备 配电设备包括城市变电站低压侧设备、开闭所开关类设备、配电线路、中压电缆、配电变压器及配网自动化设备等。由于配电设备均位于电网末端，因此当发生N-1情况时，不会对电网稳定造成影响，考虑配网N-1，重点应放在如何解决对用户的连续供电上。配网故障有如下特点：①故障范围有限。由于配网供电能力和供电半径限制，配网设备故障后影响的供电范围较小。②故障类型简单。农村、城镇及市郊配电线路故障以雷击短路和外力破坏为主，相对而言瞬间故障居多。而城市配电线路故障主要以对树木放电等外力破坏类型为主，多数是永久性故障。中压电缆故障基本上为电缆头爆炸等工艺缺陷型故障。③由于配网设备相对简单，备品备件储备容易，且部分工作可实现带电作业，因此恢复供电的周期较短，一般可在数小时内解决。5 针对设备特点应用N-1的适用性原则 从一般概念出发，解决N-1问题的最简单办法就是增加“备份”或“后备”。然而，由于电力系统属于资金密集、技术密集型产业，在供电可靠性与电价间未形成有效的利益互动关系的前提下，过分强调足够的“备份”或“后备”能力是不经济的，也不利于电网的长期发展。另一方面，参与电网运行的设备越多，电网运行就越复杂，发生元件故障的次数就越多，从某种意义上说稳定性、可靠性反而会降低。所以，针对电网、设备特点，特别是局部区域连续供电要求，灵活应用N-1准则是确保电网安全、经济、可持续发展的有效途径。5.1 发电设备 从以上分析可以看出，解决发电设备N-1问题应处理好以下几方面问题：①电网中应有足够的备用发电容量，旋转备用机组有较好的自动控制和调节性能，各类型机组群备用容量与装机容量相匹配；②做好区域电网负荷平衡，电源点与负荷中心布局合理，电源点建设与负荷发展相匹配，尽量避免大量电力的长距离传输；③机组接入电网的位置及电压等级应兼顾当地负荷及区域网间互备，避免过于集中，避免大量电力经多级升压、降压传输，远离负荷中心的大容量机组宜接入超高压电网，并保证足够的传输或负荷转移能力。 由于发电设备N-1的影响是全网性的，与电网发电总容量、机组单机容量有密切关系。因此，从安全可靠性角度出发，规模或备用容量相对较小的电网不宜配置单机容量过大的机组，以免因静态稳定储备容量不足造成稳定恶化或出力限制。5.2 输电线路 电网设备中发生N-1最多的元件就是输电线路，各个电网运行单位基本上都是以输电线路故障作为考核电网稳定性的出发点。考虑到N-1准则的时效性、设备特性及故障发生概率关系，解决输电线路N-1问题应处理好以下几方面问题：①发电厂电源线路应与其装机容量匹配，在采取措施后可保证电网稳定的条件下应尽量减少电厂出线线路条数，必要时应接入电网不同的变电站点；②网间联络线应适当加强，包括其传输能力（电压等级、导 体截面、线路长度）、绝缘水平（防雷、防污闪）及通道质量（防洪、防覆冰、避开采空区、林区）；③区域电网应以220 kV环型电网为主，必要时应构成双环网，当负荷进一步加大使220 kV电网逐渐变为配电网后，其环网结构应逐渐转变为辐射结构；④尽量避免形成电磁环网，已有电磁环网应通过加强高电压等级电网而实现解环；⑤终端负荷站电源线路因最大负荷限制可采用双电源、两站三线或双“T”结构，但每一回线路应具备足够的过负荷能力（适当增大导线截面）；⑥当线路通道状况较差时，不宜采用同塔双回或多回线路结构；⑦伸入市区终端变电站的线路应尽可能使双电源一次建成，若为电缆线路时可采用线路变压器单元接线。5.3 变电设备 由于变电设备是电网计划及非计划停运的主要部分，且变电设备发生故障后停运时间长，修复费用高，因此在考虑变电设备N-1准则时，应按变电站地位、供电可靠性要求及设备制造水平综合采取措施。 （1） 变电站母线故障往往造成全站停电或大量甩负荷，因此母线结构和性能对稳定和安全影响巨大：① 500 kV变电站在电网中长期处于枢纽位置，其500 kV侧母线采用双母线一个半断路器接线并适当提高绝缘水平和动、热稳定水平对电网安全十分必要，经济上也是合理的；其220 kV侧母线采用双母线（双母线分段）与其枢纽地位相适应，但应注意进出线布局及与运行方式匹配问题，并尽可能提高绝缘水平及采用高可靠性开关设备；② 220 kV枢纽或环网变电站220 kV侧母线一般应采用双母线，当其进出线中有较多网间联络线时，宜设旁母；220kV终端变电站220kV侧母线结构应尽量简化，一般应采用单母线或内桥接线，当线路较短或采用电缆线路时，可取消母线采用线路变压器单元接线；220 kV变电站110kV侧母线应采用双母线，并尽可能提高绝缘水平及采用高可靠性开关设备；③ 110kV变电站110kV侧母线应根据其电源线路特点分别采用单母线、单母分段或内（外）桥接线；其35 kV侧、10kV侧一般应采用单母分段接线，但对于开关柜中的母线必须采取加强绝缘措施。

（2） 变电站中变压器故障造成的直接经济损失最大，影响停电时间最长，因此在选型和配置方面应引起注意：① 500 kV变压器容量大，虽然三相变压器较单相变压器总造价低，但运输困难且故障后难以迅速恢复，故500 kV变压器配置仍以单相自耦变压器为主，各站变压器参数尽量一致，便于实现故障备用并降低备用投资；② 220 kV变压器是区域供电的主力，其容量选择应根据所供负荷性质、负荷密度并结合长远规划配置，一般而言，城市变电站变压器容量不低于150 MVA，边远变电站变压器容量不低于120 MVA，但最大单台容量不宜超过240 MVA；③110 kV变压器是配电网络的主力，考虑布点及资源的利用效益，城网站变压器单台容量不宜低于40 MVA，边远地区站的变压器单台容量不宜低于25 MVA，其单台最大容量不宜超过63 MVA；④ 变压器结构应尽量简化，500 kV变压器尽量不采用有载调压，220、110 kV变压器仅在高压侧配置有载调压，中压侧尽量取消，减少故障几率并降低造价；⑤ 对各电压等级变压器必须重视其动稳定问题，选型时优先选用动稳定性能优良、空载及负载损耗合理、冷却方式简单、过负荷能力强的产品，必要时应选用高阻抗产品，选用全密封结构的型号时应慎重，避免给日后运行维护造成困难。5.4 二次设备 二次设备中影响电网安全稳定的主要元件是继电保护装置和自动化装置。其中线路保护装置和变压器保护装置影响最大。线路保护采用高频载波时通道元件故障率较高，应加强管理和维护；采用光纤保护是目前线路保护较理想的方式，但应做好通道规划和配置，特别是光纤通信系统设备的维护。变压器保护目前已基本实现了双套保护配置，但保护定值及配合上还存在较多问题，特别是存在为配合而配合的问题，没有将保护电网的心脏设备--变压器作为保护配置的根本，造成近些年变压器动稳定损坏事故频繁发生，反而恶化了供电可靠性。 因此，变压器保护必须树立保设备第一的观念，确保电网及设备安全，从而确保正常连续的供电能力。此外，由于变电站控制、保护、自动化、监测等多数设备均依赖直流电源运行，直流系统配置、维护质量及设备性能对电网安全至关重要，特别要重视直流保险配置，防止出现一次设备短路接地故障时引发直流电源故障而扩大事故。

6 与N-1准则有关的其他因素 由于电力企业是关系国计民生的公共事业运营单位，肩负着国家经济发展的排头兵重任，因此确保电网安全、可靠、经济运行责任重大。然而，电力自身的属性使电网安全不能脱离发电、用电方的责任而独立存在。由于各方面重视和多年来形成的习惯性做法，发电侧的管理较好，一般能积极配合电网完成各项确保电网安全稳定运行的改造及措施的落实。而用户侧管理则存在较多问题，主要表现在：①用户电力设施维护水平普遍较低，设备失修、老化现象普遍，故障率高；②个别用户弄虚作假，为降低运行成本，提供虚假设备参数，使保护配合等存在较多隐患；③用户无功管理问题较多，负荷功率因数偏低，不能按电网要求投切补偿装置，恶化了电网电压稳定。因此，N-1准则对电网用户侧而言，就是严格按照维护电网安全稳定要求，及时完善其电力设施，减少谐波污染，特别是做好无功设备管理和运行工作，保证无功（或足够的功率因数）这个“1”不被减去。

7 结束语

电网N-1准则反映了确保全社会经济运转对电网的最低要求。然而，真正实现电网N-1甚至N-2等条件下的稳定，不但需要有对电网网架、电网设备、电网运行及外部环境的全面了解，还需要有大量的资金投入和技术投入。只有在电网规划、建设中提前做好设备、环境、负荷发展分析，搞好电网布局，使设备性能参数配置合理，才能保证电网运行时有足够的可靠性，保证电网安全，从而取得良好的电网运营经济效益和社会效益。

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