发电厂选址及运行模式ppt课件

第一章 发电厂选址及模式,第一节 发电厂选址,1.1 三峡工程的选址,水,坝口,地质结构,对气候的改变,对环境的改变,移民,文物古迹,1,第一章 发电厂选址及模式,1.2 核电站的选址,满足工程建设需要,地质稳定,1986年切尔诺贝利核电站核泄漏, 死伤300多人,良好的大气扩散条件,2,第一章 发电厂选址及模式,1.3 生活垃圾发电厂的选址,（2）应远离国家级风景、名胜古迹、自然保护、生态保护及列入世界民风、民俗遗产保护等区域,（3）应布置在向大气排放有害物质的工业企业的最小频率风向的上风侧,不宜布置在城乡的上风向,生活垃圾焚烧发电厂是一种新型的发电厂，其 厂址的选择不但对发电厂本身的建设、投资、经济 效益有直接影响，而且对运行的安全性、周围环境 等都会产生影响。,（4）应考虑烟气的扩散条件,需进行污染物浓度预测以便了解建厂后可能出现的空气污染状况等。,3,第一章 发电厂选址及模式,影响垃圾发电厂选址的因素,1、外部条件因素，包括：垃圾供应条件; 供水及排水条件; 电力条件;交通运输条件; 城市规划要求等。,2、环境保护因素，包括：本地区大气的污染物浓度; 烟气的扩散能力; 处在城乡的风向位置; 对水源、大气、土地污染的情况; 是否处在保护名胜古迹、风景园林的防护范围内; 是否处在影响重要的矿藏资源开采地段等,3、社会因素，包括：公众的意见; 与邻近企业的协调关系等,4、经济效益因素，包括：投资情况; 运行费用情况等经济因素,4,第一章 发电厂选址及模式,第二节 容量配置,1.1 火力发电厂的容量配置,一、启动锅炉容量配置 启动锅炉是新建大型火力发电厂不可缺少的 辅机设备, 是电厂首台机组启动时向辅助蒸汽系 统供汽的唯一汽源, 它直接影响主机的安全启动。 机组启动的主要用汽点为除氧器、暖风器、汽轮机轴封系统和燃油加热及雾化，严寒地区还需考虑机组冬季启动时的采暖用汽。,5,6,第一章 发电厂选址及模式,调查表明,（1）汉川电厂一期工程2300MW机组, 设计安装2台20/h启动锅炉。投产初期, 锅炉出口蒸汽压力可达1.3Mpa, 投运1台20/h炉即可满足要求。后期因火嘴雾化不良、尾部烟道结焦积压等原因, 锅炉出口蒸汽压力达不到额定值, 在机组启动时必须投2台启动锅炉。此外, 若不投暖风器和采暖, 1台20t/h启动锅炉可满足要求。,7,第一章 发电厂选址及模式,（2）阳逻电厂一期工程2300MW机组, 安装2台20t/h启动锅炉，但 从未台同时运行过。,（3）盘山电厂进口2500MW超临界机组, 安装4台50t/h进口启动锅炉, 蒸汽压力3.9MPa, 温度440 。由于其中1台故障, 实际运行3台,实际负荷约75t/h，可以认为只需2台进口锅炉就能满足要求。,（4）潍坊电厂2300MW机组, 安装2台20t/h启动锅炉, 设计为2支油枪。2台同时运行时, 一般只投1支油枪, 实际上供汽约20t/h。,8,第一章 发电厂选址及模式,（5）铁岭发电厂4300MW机组, 因另配置1了台12WM汽轮机, 安装1台75t/h启动炉, 实际运行时启动锅炉负荷不超过40t/h。电厂认为机组启动用汽只需30t/h。,（6）鄂州电厂2300WM进口机组, 安装1台45t/h启动锅炉。在机组启动时用汽点有除氧器、暖风、汽机轴封、磨煤机启动前用汽、空气预热器吹灰、除灰器灰斗加热等。机组在试运期间, 电厂认为启动锅炉蒸汽量没有富余。,9,第一章 发电厂选址及模式,调查结论,（1）启动锅炉的容量, 只考虑启动中必需的蒸汽量, 不考虑裕量和主汽轮机冲转调试用汽量及非启动用的其他用汽量。,（2）对于300WM机组, 南方地区发电厂可设置1 台启动锅炉, 容量为20t/h，北方地区发电厂可设置2台启动锅炉, 容量为20/h, 或设置1台40t/h启动锅炉。,10,第一章 发电厂选址及模式,（3）对于600WM机组, 南方地区发电厂可设置1台启动锅炉, 容量为35t/h，北方地区发电厂可设置1台启动锅炉, 容量为70t/h。,（4）严寒地区发电厂的启动锅炉可与施工采暖用 汽结合考虑, 宜采用燃煤链条炉。其他地区发电厂 的启动锅炉, 宜采用燃油快装炉或散装炉。,（5）启动锅炉出口蒸汽参数宜为压力1.27MPa，温度300 。,11,第一章 发电厂选址及模式,二、空冷机组容量配置,（3）给水泵组型式和容量的影响,（4）地区气象条件的影响,（2）电网调度、电力负荷的影响,12,第一章 发电厂选址及模式,电力需求的影响：,我国的电网调度基本上是按发电厂各机组的铭牌功率进行功率调度，即采用固定额定功率调度方式，甚至直接调度到机组，在国内电力负荷紧张期尤为明显。固定额定功率调度方式对空冷机组而言，主要问题有：,（1）空冷机组能发出的功率受环境气温、风向、风速的影响。为保证机组夏季运行的安全性,空冷机组一般夏季满发，而冬季裕度过高。,13,第一章 发电厂选址及模式,（2）空冷电厂的锅炉给水泵采用电动机驱动。加 上直接空冷的轴流风机功率,使厂用电率达到8% 9 %左右(包括脱硫负荷) 。这一切对于空冷机组是必要的,但却也因此减少了上网电量。,（3）在外部电力负荷紧张条件下，电网调度往往会要求发电厂带“满负荷”运行，当区域电网为水电火电并举或当地气温条件较好时，对于空冷机组出力调度影响较小；反之，空冷机组的出力负担较大。,14,第一章 发电厂选址及模式,解决方法：,（1）将锅炉给水泵驱动方式由电动机改变为小汽轮机驱动,以增加上网电量。由此引起的结果是因增加了驱动小汽轮机的抽汽量,必然需要增加汽轮机高压缸进汽量及锅炉的蒸发。,（2）选择加大汽轮发电机的铭牌出力(或额定出力)，扣除电动给水泵驱动功率后,保持或超过原设定的铭牌功率。,15,第一章 发电厂选址及模式,给水泵组的影响：,对于亚临界600MW等级及以下的空冷机组，其给水泵组型式绝大多数采用电动给水泵组。但对于600MW等级超临界机组的给水泵组选择时，由于给水泵的容量增大，仍按常规方式选择电动给水泵存在一定困难，其电动机铭牌功率将达到1400kW1500kW 。当空冷发电厂采用1000MW 机组时,倘若再采用电动给水泵就更困难了。因此600MW 超临界机组的应用是给水泵采用电动机或小汽轮机驱动方式的分水岭。,16,第一章 发电厂选址及模式,地区气象条件的影响：,我国地域广阔，南北气温相差较大，环境设计气温从北到南的空冷机组应用区域范围内可在 10 16 之间变化，相应的空冷汽轮机设计背 压将在11kPa16kPa 范围内变化。对于汽轮机的 设计，尤其是低压缸的配置，除了需考虑应留有足够的背压安全余量外，必须考虑整台机组全年运行的经济性。因此，采用多种型式汽轮机或适应各种气象条件的不同背压的低压缸型式是很有必要的。,17,第一章 发电厂选址及模式,容量参数选择：,（1）经济效益 例如北方一个2600MW 空冷发电厂的主机选型时,对采用亚临界或超临界参数进行了比较。当亚临界机组与超临界机组的煤耗相差1113g.kW h ，投资相差11300万元;偿还年限为15年，年利用小时按5500小时计时,其计算“边界煤价”约为153元/吨。考虑到偿还期内的煤价上升因素,该发电厂选用超临界空冷机组是合理的。而且,我国的空冷机组一般都安装在靠近煤源的缺水地区,相应较其他地区的煤价较低,也适当地弥补了空冷机组的背压、热耗相对较高的不足。,18,第一章 发电厂选址及模式,（2）机组额定出力 机组额定出力的确定首先决定于机组调度方式。如果采用固定额定出力调度方式,则需考虑机组的夏季满发出力因素;并需要留有足够的背压安全余量。,（3）汽轮机容量的选择,宜采用成熟的高中压缸及低压缸的模块,并接近业主对汽轮机功率的要求,风险较小。 例如, 对于1000MW 高效超临界空冷机组的设计方案,认为低压缸的模块可采用较成熟的600MW空冷机组低压缸模块,但对于高中压缸, 若采用1000MW 原型机,即使保持机组的外形和跨距不变,其进汽量将比湿冷机组增加约300t/h，因而必须调整通流量 。,19,第一章 发电厂选址及模式,（4）对应高参数、大容量空冷机组选型过程中,还应注意该空冷发电厂的负荷运行模式,若承担基本负荷情况下,机组选用高参数的超临界或高效超临界机组是合适的。若机组高负荷超临界运行时限较短,长期在中低负荷的低参数条件下运行,失去了高参数的经济性的意义。因此,还需要依据负荷运行模式进行经济性比较。,20,第一章 发电厂选址及模式,三、容量匹配,（1）机、炉容量匹配 按以往湿冷机组要求,机组的VWO（阀门全开功率） 工况进汽量应为TMCR（最大连续功率）工况进汽量的105 %。由于空冷机组进汽量大于湿冷机组,这种要求对于300MW 空冷机组尚可适应,但随着空冷机组容量的增大,再采用105 %系数,使匹配的锅炉蒸发量增大较多, 可能会出现所谓“跳档”现象,从而增加了发电厂投资费用,汽轮机调节阀设计也可能变化。因此,出现了采用机组的VWO 工况进汽量为TMCR工况进汽量103 %的匹配方案。,21,第一章 发电厂选址及模式,（2）机、炉容量匹配 在一般情况下,湿冷机组的汽轮发电机组的汽轮机与发电机的功率匹配可以应用于空冷机组。但由于近期电网方面要求,尤其当空冷机组安装在电网末端时,对于600MW 以上等级机组,功率因数也要求为0.85 ,以接纳无功功率。从而使发电机的视在功率放得很大,对于发电机的设计方案较难以实施,也增加了投资,并不十分合理。建议在这种情况下,按发电机的额定容量,具备功率因数为0.85 的能力的发电机机型匹配发电机容量。,22,第一章 发电厂选址及模式,第三节 线路架设,3.1 500kV线路架设,一、变电所宏观落点选择 变电所的宏观落点主要由变电所在500kV电网系统规划中的位置和作用决定的,因500kV变电所对地区220 kV 电网构造和稳定起着很强的支撑作用,照顾地区电网的需求应该考虑,在具体选址时,对宏观上的变电所落点可简单地用500 kV 规电网与地区220 kV 规划电网交叉点来确定最佳变电所落点。,23,第一章 发电厂选址及模式,三峡选点 三峡选所落点,由系统规划提出500kV网络走向,再由总图专业根据地、市情况在地图上确定变电所的宏观落点区域定下踏勘范围。如潜江500kV变电所,考虑西接荆门变,东连汉阳变,南连荆州变, 220kV电网基本上环绕潜江市等因素后,该变电所所址就框定在潜江南面一定的区域内,宏观落点选定后,选所工作据此就可展开。如果地区220kV 电网和500kV电网两者有矛盾,要以500kV电网为主进行处理,不能因照顾220kV电网而将500kV电网扯远。,24,第一章 发电厂选址及模式,二、送电线路路径选择 变电所宏观落点区域确定后,最终备选所址可能36个,甚至更多。在进行备选所址比选时,线路路径优劣是一个主要的影响因素。参与比选的可分为500kV和220kV线路两个部分,因500kV线路投资近200万元/km ,220kV线路投资近70万元/km,投资差距很大,可简单地只进行500 kV 线路比选来定路径优劣。选点之间用直线距离来度量,将每个备选所址与上或下游要连接的变电所的每个备选所址进行路径比选;也可采用将上或下游变电所作为一个点对每个备选所址进行路径比较。,25,第一章 发电厂选址及模式,三、外界因素 水源是评价变电所所址的重要因素,变电所的用水量主要按生活用水、生产用水、消防用水等因素考虑,以每日200 t 供水量作为对水源地的考察。可供的水源有地下水、河流、水库、自来水。有时一个所址几种水源都满足要求,这就需要进行经济比较,按工程费用和运行费用进行评价。 但是从变电所的运行单位和管理单位来讲,综合费用低并非一定是最佳方案,可靠的水源、水质和对水源地管理方便的人为因素也必须考虑。因此地下水、自来水能满足要求时可作为首选水源。此外，还要考虑线路走廊对文物、古迹的破坏。,26,第一章 发电厂选址及模式,3.2 10kV线路架设,一、同杆多回,（2）电网规划,（3）全寿命周期费用,（4）带电作业,（5）电网运营,27,第一章 发电厂选址及模式,供电可靠性：,在计划停电的责任原因中,主要是因更改工程、业扩工程和市政工程引起,这三者停电时户总数占计划性停电时户数的90.82 %。可见,各类工程的实施引起设备停役是影响供电可靠性的最主要因素。 如果10 kV 配电网采用同杆多回架空线路,则必然出现由于各类工程或故障抢修引起同杆多回线路中一回停役而同杆其他回路陪停的情况,从而会进一步影响供电可靠性。,28,第一章 发电厂选址及模式,电网规划：,电网规划必须规划数十年时间,电网建设要结合资金的分配逐年进行。因此电网规划需要有实用性和前瞻性。同时,电网规划原则是以变电站为中心,逐步形成供电半径合理、经济效益较高的10 kV放射型网络。同杆多回线路架设必然增加线路迂迥供电的情况,既降低了电压质量又增加了线路损耗。 电网规划必须从源头避免出现小区配电站假双电源的情况，避免双回路架设在同一杆上。,29,第一章 发电厂选址及模式,全寿命周期费用：,在一般情况下,采用同杆多回路比电缆入地减少投资约80 %。但要全面地评价同杆多回路的经济性,则需要引入全寿命周期费用(LCC) 的理念。 不仅要考虑同杆多回路工程建设成本,而且要对 提高供电可靠性、变电站出线合理布局、能否适应负荷快速发展、线路的后续利用、运行和维护成本等方面进行整体考虑。,30,第一章 发电厂选址及模式,带电作业：,配电线路的带电作业己在供电部门中广泛推广实施。但同杆多回架设使线路不能符合带电作业安全距离的要求，如果要事先为带电作业留足作业的安全间距，势必要增加杆塔横担的长度，提高上、下层线路回路间的间距，从而必然要采用加高、加强的杆塔，不仅增加了建没投资，甚至还可能发生难以在沿街人行道边上架设线路的情况。,31,第一章 发电厂选址及模式,电网运营：,由于配电网中较常出现网架调整、设备故障等事件，使一条线路需临时转带某线路的大部分负荷，可能造成该条线路流过的电流超过额定电流。如果实施同杆多回路，因载流大引起弧垂增加，则上层线路导线流过电流不能超过其额定电流值；在调度时，尽可能让下层线路带较大负，而上层线路带相对较小负荷，这将限制了电网运行的灵活性。,32,第一章 发电厂选址及模式,建议：,（1）以变电站为中心，分布配置开关站作为变电站布点的延伸 在负荷中心建设变电站，并利用变电站四面出线供给用户负荷在技术上是合理的。但城市的整体规划往往限制了变电站的理想设点，即规划上的电源点和地理上的电源点会有所偏差，,这时就会出现变电站设点偏离负荷中心，造成变电站馈线偏向一侧负荷的局面。要解决这个问题，除了要尽早争取将供电规划同步列入城市发展的控制性详细规划外，对于难以避免的变电站布点受限的情况，应考虑采用以10 kV 开关站作为变电站布点延伸的措施。,33,第一章 发电厂选址及模式,（2）变电站出线应采用架空线和地下电缆相结合的配置 变电站的馈线有较多回路，宜采用从馈线间隔以不同长度的电缆引出，通过变电站出口电缆排管至变电站各个方向，然后登杆上架空线或直接送至用户的措施解决走廊问题。同时，可根据电网规划的实际要求和城市的实际地形，确定架空线和地下电缆在具体布线过程中的比例。实践表明，虽然增加了建设初期的投资，但长期运行证明这样是既经济又可靠。特别是避免了出线合杆架设带来的安全运行的影响和频繁陪停电问题。,34,第一章 发电厂选址及模式,第四节 新能源发电,4.1 新能源发展现状,一、风能发电 根据气象资料初步估算，我国可开发的陆地风能资源大约为2.5亿千瓦，可利用的海洋风能资源大约为7.5亿千瓦，共计约10 亿千瓦。2007年，我国风力发电量为53.6亿千瓦时，仅占全国发电总量的0.16。近年来，风电发展十分迅速，仅2008年新增风电装机容量就高达600万千瓦，装机增长率达到了100%。目前，全国风电装机总量已超过1200万千瓦，在建装机规模为1000 万千瓦。,35,第一章 发电厂选址及模式,二、太阳能发电 目前，我国已初步建立起了从原材料生产到光伏系统建设等多个环节组成的完整光伏电池产业链，这为我国光伏发电的规模化发展奠定了良好基础。截至2007年底，我国从事太阳能电池生产的企业已达50余家，生产能力约为290万千瓦，年产量已达100万千瓦以上，占世界的14，位居全球第三，但是我国光伏发电的累计装机容量仅10万千瓦，可以说太阳能发电才刚刚起步。,36,第一章 发电厂选址及模式,三、生物能发电 我国生物质资源可转换为能源的潜力约5亿吨标煤，今后随着造林面积的扩大和经济社会的发展，生物质资源转换为能源的潜力可达10亿吨标煤左右。2007年，生物质发电42.5亿千瓦时，仅占总发电量的0.13。,37,第一章 发电厂选址及模式,4.2 新能源的影响,对电网侧的影响,对用户需求侧的影响,对电力定价的影响,对电力装备的影响,38,第一章 发电厂选址及模式,一、对发电侧的影响 新能源发电将改变发电侧竞争格局。特别是以小型风力发电和太阳能发电装置为代表的发电技术，将打破传统的集中发电模式，提供了分布式发电的可能。从长远看，新能源发电技术的进步，必将使得市场准入门槛降低，电力市场发电侧将出现越来越多的竞争者。,39,第一章 发电厂选址及模式,二、对电网侧的影响 以风力发电为例，一是大部分风电场均远离负荷中心，为了保证风力发电安全可靠外送，需要电网企业结合新能源发展布局，重新调整电网建设规划，新建改建大量输变电配套工程，确保电网结构安全可靠。二是风力发电具有较强的随机性和间歇性，且出力多具有反调节特性。由于目前风电场还不能有效预测发电出力，需要电网留有更多的备用电源和调峰容量，导致大规模风电接入电网后增加电网运行的难度。三是大规模风电功率注入电网，将影响电网的暂态稳定性和频率稳定性，影响电网安全。四是风电并网存在电压波动、闪变以及谐波问题，影响电能质量。,40,第一章 发电厂选址及模式,三、对需求侧的影响 新能源分布式发电对需求侧的影响更为深远。目前，国外对于利用太阳能实现居民用电“零耗能”的尝试取得了突破性进展。在白天住宅通过太阳能发电装置将富裕电能输送给电网，在夜晚住宅通过电网接收所需电能，这两次电能交换数量相等，方向相反，对于需求侧而言能源净消耗为零。当前，我国也在积极启动相关新能源示范项目，开展城市屋顶太阳能光伏发电应用示范项目建设。,41,第一章 发电厂选址及模式,四、对电力定价的影响 新能源发电定价是一个新的课题，这关系到新能源的健康发展，也关系到社会的承受能力。主要有以下几种形式：固定电价体系、溢价电价体系、招标电价体系、市场电价体系和绿电电价体系。 目前我国主要实行招标电价体系，对于降低风电上网电价，减轻社会用电负担有很大好处。但由于同一地区风资源相近的不同项目，上网电网差异较大，导致价格信号出现紊乱，投资者投资热情受到了影响，并不利于新能源健康发展。未来，我国将改革现行的招投标定价机制，逐步走向标杆电价模式，即一个地区确定一个标杆电价，以表明政府对于新能源的支持态度。,42,第一章 发电厂选址及模式,五、对电力装备的影响 在新能源发电的强力拉动下，我国电力设备已经步入新能源市场。以风电设备制造业为例，预计到2020年，全球风电设备市场容量将达到1200亿美元。我国目前已经成为全球最大的风电市场，到2020年，风机市场容量约为800 亿元，市场前景广阔。国家对风电设备制造业的扶持力度不断加大，对国产化率的要求不断加强促进了国内设备制造能力的不断提升。经过多年实践，我国风电设备制造技术已经取得了很大进步，大型风电机组制造技术已基本掌握。,43,第一章 发电厂选址及模式,4.2 新能源上网发电,两种电价机制并存,责权利定位不清,一、存在的问题,44,第一章 发电厂选址及模式,项目审批与电网规划脱节 欧洲发展新能源的经验是将新能源发展纳入电网规划，先规划电网、后建电站，而我国正好相反。近年来国家批准开工的风电等新能源项目屡屡突破既定规划，不仅总量上得快，而且单一项目也盲目求大，各地争建1000万千瓦大型风电机组。多个项目的上马并没有充分考虑电力输送、系统调峰和电网安全稳定等约束因素，再加上风电场机组分步投产的模式与风电输送输变电工程一次投产的要求间不匹配，导致很多已投产吊装的风机不能上网发电。,45,第一章 发电厂选址及模式,两种电价机制并存 国内目前风电、光伏发电的上网电价有的采用核准电价，有的则采用特许权招标电价。核准电价是由国家发展改革委依据当地的资源情况和开发成本对上报的电价进行核准。特许权招标是国家主管部门以上网电价和设备要求为条件，通过招标选择投资者。,46,第一章 发电厂选址及模式,责权利定位不清 国家对电网公司发展新能源的责权利定位不清，电网公司发展新能源动力不足。可再生能源法提出电网必须全额收购新能源发电，但到目前就有近30%已吊装风电不能上网发电，很多人因此指责电网公司借助其自然垄断地位成了新能源发展的“拦路虎”。电网公司也有自己的理由：1.风电等项目在审批和上马时没有就并网需求同电网公司进行充分协商、取得一致；2.风电、光伏发电的出力波动较大、可调节性差，增加了电网的不可控性和调峰压力。,47,第一章 发电厂选址及模式,统一新能源发电定价机制,明确责任和考核指标,二、解决措施,48,第一章 发电厂选址及模式,及时调整新能源发展规划 新能源电源规划要与电网规划统一，国家能源主管部门在确定总量目标的前提下，可委托电网公司制定具体的电源和电网建设规划，并要求相关发 电、监管部门参与。这既可防止出现电源发展与电网规划脱节的问题，也能充分发挥电网公司独有的 电力综合规划能力。新规划作为国家有关部门批准新能源项目的基本指导性文件，应具有高权威性和强约束性，要杜绝自己定规划、自己又突破规划随意批项目等现象发生。国家能源主管部门要监督新能源规划的执行情况。,49,第一章 发电厂选址及模式,统一新能源发电定价机制 不管是国家还是地方批准的项目，原则上都应采用特许权招标的定价机制，政府不应再逐个审批新能源电价。特许权招标也应进一步完善：应由最低价中标改为参照价格和技术创新等因素确定最后中标者；招标中有关的并网规则和技术标准应由电网公司制定；要建立相应的惩罚机制，防止中标者恶意扰乱市场或中标后违背承诺想方设法拖延工期、变相提高价格。,50,第一章 发电厂选址及模式,明确责任和考核指标 作为有特殊使命的中央企业，电网公司不应像一般商业性公司那样简单地追求资产保值增值，国家应规定电网公司在发展新能源方面的具体义务和责任，每年作为考核指标下达给电网企业，促使其主动解决新能源上网有关的投入、技术和管理问题，使其成为发展新能源的重要责任主体。国资委也应调整对电网公司的考核指标，允许其将对新能源的投入在公司财务中单独列支、单独考核。国家在增加对电网侧补贴的同时，可考虑利用国有资本预算对电网公司专项注资用于发展新能源。,51,第一章 发电厂选址及模式,4.3 智能电网,随着大量新能源不断接入，传统电网运行模式的劣势进一步显现。要大规模发展新能源发电，必须提高电网对新能源的接纳能力，提高电网的运行控制水平，从根本上改变电网的运行控制方式，建设智能电网是较好的选择。 与传统电网相比,智能电网至少具有以下几个突出特点,使其在新能源接入和节能减排方面具有无可比拟的优势。,52,第一章 发电厂选址及模式,第一，自愈能力。无需或仅需少量人为干预，即可实现电力网络中存在问题元器件的隔离或使其恢复正常运行，避免用户的供电中断，大大提高电网可靠性。第二，安全性。智能电网能够准确地对人为或自然发生的扰动做出辨识与反映，最大限度地保证人身、设备和电网的安全。第三，经济性。智能电网将会使电网运行与批发电力市场，甚至零售电力市场，实现无缝衔接；有效的市场设计可以提高电力系统的规划、运行和可靠性管理水平，促进电力市场竞争效率的提高。第四，兼容性。智能电网既能适应大电源的集中接入，也能对分布式发电方式友好接入，做到“即插即用”，支持风能、太阳能等可再生能源的大规模应用。,53,第一章 发电厂选址及模式,第五，交互性。在电网运行中与用户设备和行为进行交互，将其视为电网的有机整体，促使电力用户发挥积极作用，实现电力运行和环境保护等多方面的收益。第六，资产优化。引入最先进的IT和监控技术优化设备和资源的使用效益，从整体上实现网络运行和扩容的优化，降低电网的运维和投资成本。第七，电能质量。在数字化、高科技占主导的智能电网模式下，用户的电能质量能够得到有效保障，并实现电能质量的差别定价。,54,