李旭霞,王秀麗,劉紅麗,李鍇英,胡迎迎,郎青勇

(1.國網山西省電力公司經濟技術研究院，太原市 030021；2.西安交通大學電氣工程學院，西安市 710049)

0 引 言

隨著經濟社會發(fā)展，用戶對電力可靠性需求的不斷提高，同時大規(guī)?？稍偕茉吹慕尤朐黾恿藦碗s大電力系統(tǒng)運行的不確定性，對可靠性提出了新的挑戰(zhàn)。電力系統(tǒng)可靠性評估最先始于設備可靠性評估，隨著電力系統(tǒng)間相互依賴性與復雜性的增高，可靠性評估的范圍逐步擴展到發(fā)、輸、配電等多個環(huán)節(jié)，根據全面的系統(tǒng)可靠性評估可指導電力企業(yè)從規(guī)劃、建設、運行等方面提升系統(tǒng)可靠性。

在可靠性評估理論方面，傳統(tǒng)充裕度可靠性評估方法不斷完善，近年來國內外針對電力系統(tǒng)可靠性評估取得了一些新的理論和成果[1-6]。文獻[1-3]指出我國供電可靠性應注重提升配電網建設與改造，加強提升可靠性管控水平。文獻[4-6]根據風光儲、海上風電等不同場景建立優(yōu)化配置模型，并對配置方案進行可靠性評估。此外，在可靠性評價體系方面，美國、英國、德國、法國等西方國家從早年的電力設備可靠性管理逐步轉向系統(tǒng)可靠性管理，并且陸續(xù)發(fā)布了輸電網可靠性評價體系[7-10]。

作為世界上最早研究電力系統(tǒng)可靠性管理的地區(qū)，北美發(fā)布的可靠性標準可以整體反映系統(tǒng)充裕度和故障影響程度，但是由于早期北美可靠性評估指標評價信息與分類不細致，評估指標的實際應用與指導價值較低。為此，北美電力可靠性公司(North American Electric Reliability Corporation,NERC)在2007年基于電力系統(tǒng)歷史運行集成數據開始研究大電力系統(tǒng)(bulk power system,BPS)可靠性風險評估體系，連續(xù)多年對大電力系統(tǒng)進行可靠性評估，并結合運行數據針對評估結果對可靠性指標進行修訂與完善[11-16]，在2017年發(fā)布了大電力系統(tǒng)綜合風險評估體系指標[17]，文獻[18-19]針對北美風險評估指標進行了分析與介紹。然而，隨著高比例新能源接入電力系統(tǒng)，未來電力系統(tǒng)將由新能源高比例裝機逐步進化為新能源電量占比高比例系統(tǒng)，需要數倍于負荷的新能源裝機容量滿足未來負荷用電需求，電網運行可靠性管理與評估需要不斷發(fā)展。2020年初，美國得州等地發(fā)生的大停電事故引起了人們對新能源電量高滲透電力系統(tǒng)可靠性評估標準的探討與反思。

我國電力系統(tǒng)發(fā)展良好，大電網和中心城市電網可靠性水平總體較高，但部分偏遠地區(qū)電網可靠性還有提升空間。隨著電力體制改革的不斷深化，我國電力系統(tǒng)可靠性管理逐步進入政府監(jiān)督、電力企業(yè)自主管理的階段。同時電力市場改革促使電力企業(yè)開展電力系統(tǒng)可靠性評估，由目前的設備可靠性管理階段轉換到系統(tǒng)可靠性管理層面。在碳達峰、碳中和的背景下，高比例新能源接入電力系統(tǒng)，新的可靠性問題逐漸出現，應當引起政府監(jiān)管、電力部門及研究人員的重視。本文通過介紹北美電力系統(tǒng)長期可靠性評估標準，從多角度評估并闡述北美電力系統(tǒng)可靠性影響因素與評估準則的最新發(fā)展動態(tài)，在此基礎上分析高比例可再生能源對電網可靠性的影響，為我國可靠性標準的改進以及電力系統(tǒng)規(guī)劃與運行提出建議。

1 北美電力可靠性組織機構職責

NERC是一家非盈利性公司，其主要職責是制定可靠性標準、進行電力系統(tǒng)可靠性評估、提高北美電網的可靠性和安全性、針對行業(yè)培訓與運行人員認證等，在世界范圍內具有廣泛影響。

2003年8月北美經歷了歷史上最嚴重的停電，在此背景下NERC成立了“美加電力系統(tǒng)中斷工作組”調查北美大停電的原因。2005年美國聯(lián)邦政府發(fā)布了能源政策法案[20],法案中要求建立電力可靠性組織,并提出了美國電網的強制性可靠性標準。2006年4月，NERC向聯(lián)邦能源管理委員會(Federal Energy Regulatory Commission,FERC)申請并成立電力可靠性組織，同時向FERC和加拿大國家能源局提交了首套強制可靠性標準。

NERC下屬6個主要區(qū)域實體，其中包括中西部可靠性組織，東北電力協(xié)調委員會，可靠性第一公司，國家電力可靠性委員會，得州可靠性實體和美國西部電力聯(lián)合體。NERC下設3個常務委員會：運行委員會、規(guī)劃委員會和標準委員會[21]，其中規(guī)劃委員會專門成立了性能分析委員會負責構建綜合可靠性風險評估指標體系。NERC每年會對系統(tǒng)長期可靠性進行滾動評估，長期可靠性問題不一定會對當前可靠性構成威脅，但會影響未來電力系統(tǒng)的規(guī)劃與運行。

2 北美可靠性評估體系

2.1 北美大電力系統(tǒng)可靠性標準體系

NERC對大電力系統(tǒng)可靠性從以下兩個方面定義。首先是充裕度，充裕度是指考慮計劃和計劃外停機的電力系統(tǒng)隨時向電力用戶提供所需電力的能力[22]。其次是運行可靠性，是指電力系統(tǒng)承受意外干擾的能力，如短路或系統(tǒng)元件損壞等。

根據北美大電力系統(tǒng)可靠性標準[23]，評估標準體系可以分為運行控制、系統(tǒng)保護、規(guī)劃分析和運維通信等四大類，共包含14項類別，具體如圖1所示。

圖1 北美大電力系統(tǒng)可靠性標準體系Fig.1 Reliability standards for the bulk power systems of North America

當極端或意外情況發(fā)生而導致電力短缺時，系統(tǒng)運營商應當及時采取相應措施保持區(qū)域內的電力供需平衡[9]。當電網發(fā)生大面積中斷時，系統(tǒng)恢復正常運行比較困難。當滿足NERC制定的以下要求時，電網具備足夠的可靠性水平：1)電力系統(tǒng)頻率保持在指定范圍內；2)電力系統(tǒng)電壓保持在指定范圍內；3)在遭受大干擾使得系統(tǒng)停電后，電力系統(tǒng)能夠主動恢復。

2.2 北美可靠性風險評估指標

NERC性能分析委員會綜合風險評估體系[17]，提出了綜合可靠性風險指標(integrated reliability index,IRI)，從系統(tǒng)狀態(tài)、系統(tǒng)事件與系統(tǒng)標準角度建立了狀態(tài)驅動指標(condition driving index,CDI)、事件驅動指標(event driving index,EDI)和標準驅動指標體系(standards driven index,SDI)[24]。其中CDI主要用可靠性充裕水平評估[25]，EDI用事件嚴重性指標評估[26]，3類指標對應的風險模型存在重疊部分，邏輯關系如圖2所示。

圖2 大電力系統(tǒng)風險模型Fig.2 Risk model for bulk power system

其中，綜合可靠性風險指標QIRI可由QEDI、QCDI和QSDI加權計算[27]，公式為：

QIRI=ωE×QEDI+ωC×QCDI+ωS×QSDI

(1)

式中：ωE、ωC、ωS分別為QEDI、QCDI和QSDI的權重，一般建議取值為0.50、0.25、0.25。

EDI指標的含義為在一段評估期內除去嚴重性事件后所占評估時間的占比。

CDI指標由可靠性指標度量工作組(Reliability Metrics Working Group,RMWG)提出大量可靠性指標，使用SMART評分體系，對可靠性指標的明確性、可測量性、數據可得性、相關性和實用性分別打分，并且按照可靠性指標的改進程度進行加權綜合計算QCDI值。

SDI指標由RMWG使用可靠性影響報表和違規(guī)風險因素作為選擇標準，對違規(guī)企業(yè)的數量和違規(guī)事件所占的權重進行加權綜合打分計算QSDI值：

(2)

式中：ωV為特定違規(guī)風險因素的權重；NV為特定風險違規(guī)的企業(yè)數量；NR為須遵守特定風險要求的企業(yè)數量。

2.3 北美長期可靠性評估體系

NERC每年度都會對來年的夏季、冬季以及未來10年的長期電力系統(tǒng)可靠性、充裕度和相關風險進行評估，這些評估建議為未來發(fā)輸電規(guī)劃以及NERC可靠性標準的修正提供了基礎?？煽啃栽u估小組每年會制定以下報告：

1)長期可靠性評估報告：長期可靠性報告評估美加大電網未來10年的充裕度，對電力供應與需求進行預測，同時提出影響系統(tǒng)可靠性的新問題。

2)夏季和冬季評估報告：夏季和冬季評估報告主要評估美加應對夏季和冬季高峰負荷電力系統(tǒng)的充裕度。

3)特別評估報告：根據特別地區(qū)的需求，對區(qū)域、區(qū)域間或互聯(lián)系統(tǒng)進行特別評估。

4)評估方法文件：詳細說明每一年度可靠性評估所用的方法與標準。

其中，2020年長期可靠性評估報告基于北美電力系統(tǒng)最新變化與信息對未來10年可靠性進行了評估與預測。同時，NERC在2020年4月發(fā)布了2020年春季應對新冠肺炎疫情可能導致的電力系統(tǒng)可靠性高風險的評估報告[28]，報告指出北美地區(qū)持續(xù)發(fā)展的新冠肺炎增加了未來電力需求預測的不確定性，帶來了運營風險。

3 NERC對北美可靠性滾動評估

2003年北美發(fā)生史上最大規(guī)模大停電，調查報告顯示主要原因是缺乏狀態(tài)報警且缺乏足夠的可靠性技術支持，NERC在此背景下開始對北美電網長期可靠性進行逐年評估。以往NERC專注于設備可靠性評估，近年來逐步向系統(tǒng)可靠性管理與系統(tǒng)風險評估方向發(fā)展，對北美長期可靠性年度滾動評估不斷提出新的系統(tǒng)可靠性問題。最新的2020年北美長期可靠性評估報告總結了北美大電網現有裝機容量是否滿足未來10年北美的負荷需求[29]，同時指出了影響系統(tǒng)長期可靠性和安全性的新問題。NERC認為北美個別地區(qū)面臨能源充裕度的問題，此外，隨著高比例新能源的接入，北美地區(qū)需要解決新能源接入帶來的充裕度和靈活性問題。報告還指出太陽能、風能以及風光互補等分布式新能源的增長會影響電力系統(tǒng)抗干擾能力，應當采取行動提升其可靠性以減少對電網的影響。

3.1 裝機備用裕度評估

NERC長期可靠性報告首先對系統(tǒng)裝機容量備用裕度進行評估。規(guī)劃裝機備用裕度(planning re-serve margins,PRMs)旨在衡量對預期高峰負荷需求的滿足程度，PRMs等于預期可用規(guī)劃裝機容量與預期高峰負荷需求之差與預期高峰負荷需求的比值。NERC通過未來5年規(guī)劃裝機備用裕度的計算評估充裕度，并提出了3個評估指標：

可靠預期備用規(guī)劃裕度(anticipated reserve margin,ARM)：通過可靠裝機容量計算的裝機裕度，其中可靠裝機容量為高峰時期確定可被調度滿足負荷的裝機。

理想預期備用規(guī)劃裕度(prospective reserve margin,PRM)：通過理想裝機容量計算的裝機裕度，其中理想裝機容量在可靠裝機容量的基礎上增加了部分存在傳輸阻塞或尚未被批準建設的裝機容量。

參考裝機備用裕度(reference margin level,RML)：通過參考裝機容量計算的裝機裕度，其中參考裝機容量根據各評估地區(qū)的歷年備用裕度評估結果與實際裝機情況決定。

當ARM高于RML時，裝機容量是充裕的；當ARM低于RML，PRM高于ARM時，裝機容量臨界充裕；當ARM和PRM均低于RML時，裝機容量不充裕。表1為針對北美部分地區(qū)2025年的預期裝機備用裕度風險評估結果。

表1 NERC對部分評估區(qū)域預期備用裕度評價結果Table 1 NERC’s risk determination of projected reserve margins in certain areas

表1顯示MISO、NPCC-Ontario等區(qū)域存在裝機容量臨界充?；虿怀湓５那闆r。MISO評估結果為裝機備用臨界充裕，但是該地區(qū)PRM卻遠大于RML，影響MISO預期裝機備用裕度的主要因素為輸電阻塞，未來需要擴建新的輸電線路滿足當地高峰負荷，而NPCC-Ontario評估為不充裕，其主要影響因素是當地核電退役導致的裝機容量嚴重不足。以上評估結果說明NERC評估臨界充裕側重建議當地加強電網建設減少阻塞，滿足高峰時段的負荷需求，而評估不充裕則說明當地存在確定的裝機容量缺口，需要新增修建裝機滿足電力需求。

3.2 裝機充裕度評估

NERC長期可靠性評估報告會對充裕度進行評估，通過計算電力不足時間期望和電力不足概率指標進行可靠性評估，“十年一遇”為LOLE的評估標準，即負荷峰值在十年內不會超過可用電力系統(tǒng)容量一次，北美的系統(tǒng)運營商和電力監(jiān)管部門也將這一指標作為維護充裕度的標準[30]。此外，報告還會計算2022年和2024年的備用裕度(reserve margin,RM)、電力不足時間(loss of load hours,LOLH)和電量不足期望(expected unserved energy,EUE)。RM定義為峰荷時期的預期可用容量減去強迫停機與峰荷需求的比值。圖3、圖4展示了2022、2024年部分評估區(qū)域的RM和LOLH。

圖3 2022年部分評估區(qū)域備用裕度和電力不足時間Fig.3 2022 certain area reserve margins and LOLH

圖4 2024年部分評估區(qū)域備用裕度和電力不足時間Fig.4 2024 certain area reserve margins and LOLH

圖3、圖4中顯示WECC-CAMX的RM 2022年超過27%，2024年超過26%，而LOLH卻在2022年高達22 h，2024年高達56 h，2022年EUE超過100 萬MW·h，2024年超過240 萬MW·h。除了電力結構變化外，由于WECC-CAMX由加州與墨西哥北下加州組成，墨西哥北下加州峰荷需求增加而墨加之間缺乏足夠的輸電通道加劇了地區(qū)LOLH與EUE的增加。

以上結論說明地區(qū)系統(tǒng)充裕度的評估指標之間反映的系統(tǒng)可靠性問題并不統(tǒng)一，需要結合地區(qū)實際情況分析，尤其在風電、太陽能等新能源滲透率較高的地區(qū)，不能只通過備用裕度評估系統(tǒng)充裕度。僅關注地區(qū)系統(tǒng)容量的傳統(tǒng)評估方法也難以準確地反映系統(tǒng)的可靠性，天然氣、可再生能源發(fā)電、儲能、智能微電網等新興技術的應用會影響電力系統(tǒng)可靠性，需要系統(tǒng)運營商綜合考慮發(fā)電、輸電與配電系統(tǒng)可靠性，全面評估系統(tǒng)充裕度。

3.3 電力結構變化對可靠性的影響

在NERC 2020年評估期內，太陽能、風能等間歇式能源持續(xù)增長，而大多數地區(qū)的非可再生能源發(fā)電量持續(xù)下降。加州2020年太陽能與風力發(fā)電占全系統(tǒng)發(fā)電量的13.23%和11.13%，由于間歇式能源出力不確定性與難以預測的特性，系統(tǒng)運行風險則不斷增加。圖5為2025年北美地區(qū)的預期峰荷容量結構圖[29]。

圖5 2025年北美地區(qū)預期峰荷容量結構Fig.5 North America peak capacity projected through 2025

表2為NERC評估部分區(qū)域太陽能與風電裝機與峰荷可用容量值，各區(qū)域峰荷可用容量與裝機比均較低，因此間歇式能源占比高地區(qū)需要足夠的靈活能源以避免發(fā)電不足時出現的電力短缺。此外，NERC近期統(tǒng)一了風力和太陽能光伏發(fā)電機的建模模型，錯誤或不準確的發(fā)電機模型會導致穩(wěn)態(tài)或暫態(tài)誤差，影響發(fā)輸電系統(tǒng)可靠性評估[31]。

表2 NERC評估部分區(qū)域太陽能與風電裝機與峰荷可用容量值Table 2 BPS Solar and wind generation resources by NERC assessment area

由于環(huán)保政策的推進，未來會有更多的化石能源發(fā)電退役。2012年以來，煤炭和石油發(fā)電裝機容量分別減少了近50 GW和7 GW，與此同時，天然氣發(fā)電裝機增加了130 GW[32]。然而，傳統(tǒng)發(fā)電機組的退役可能會增加系統(tǒng)運行可靠性風險。為了防止傳統(tǒng)發(fā)電機組退役引發(fā)的電壓不穩(wěn)定，需要安裝靜態(tài)無功補償器、同步電容器等裝置。此外，北美對天然氣的過度依賴可能會導致電力系統(tǒng)安全性問題，特別是在極端寒冷的冬季，天然氣輸送面臨巨大壓力，天然氣發(fā)電面臨燃料供應和輸送的脆弱性，相比2018年的長期可靠性報告，未來10年期的新建天然氣發(fā)電規(guī)劃從88 GW降低到70 GW[33]。

圖6 2012年以來發(fā)電裝機容量變化和2030年預計退役裝機容量Fig.6 Capacity changes since 2012 and retirements projected through 2030

通過以上評估可以看出隨著風能和太陽能等間歇式能源的增加與傳統(tǒng)發(fā)電的淘汰,將從根本上改變電力系統(tǒng)的規(guī)劃和運行方式，因此系統(tǒng)運營商更需要考慮電力結構變化帶來的可靠性問題，增加額外的柔性資源抵消新能源間歇性出力對可靠性的影響。

3.4 分布式發(fā)電對可靠性的影響

分布式發(fā)電的持續(xù)增長促使NERC和系統(tǒng)運營商采取行動確保系統(tǒng)可靠性。在得克薩斯州、安大略省和美國東北部等分布式發(fā)電滲透率較高的地區(qū)，需要采取更復雜的規(guī)劃和運營措施，并將分布式發(fā)電的規(guī)劃納入長期可靠性報告中[34]。

首先，應當增加系統(tǒng)爬坡能力應對太陽能分布式發(fā)電增加帶來的可靠性問題。根據2020年NERC長期可靠性報告，預計到2026年分布式光伏裝機容量將翻一番以上，到2030年超過60 GW，如圖7所示。隨著分布式太陽能光伏滲透率的增加，若系統(tǒng)缺乏充足的爬坡能力，將導致電力不平衡。例如，加州獨立系統(tǒng)運營商CAISO的太陽能供應量超過11 GW，因此必須增加爬坡能力以應對陰雨天氣或光伏故障等帶來的可靠性問題。

圖7 NERC全域分布式光伏裝機容量變化Fig.7 NERC-Wide cumulative distributed PV capacity change

其次，應當不斷增強分布式發(fā)電與電力系統(tǒng)的協(xié)調整合能力。新英格蘭獨立系統(tǒng)運營商ISO-NE就高比例太陽能接入進行了研究，結果表明太陽能發(fā)電的增長將帶來難以獲得分布式發(fā)電規(guī)模、位置和運行特征等問題，且大多數分布式發(fā)電無法實時監(jiān)控，為此ISO-NE開發(fā)了多種太陽能預測工具以更好地整合新能源。在NPCC-Ontario，系統(tǒng)運營商與當地配電公司協(xié)同運營，增強了安大略省分布式發(fā)電與系統(tǒng)的協(xié)調性。部分分布式發(fā)電具有故障不脫網運行并且提供可靠性服務的能力，可以應用于需求響應、微電網和虛擬電廠等新興服務中。

NERC規(guī)劃委員會成立了NERC分布式發(fā)電對系統(tǒng)規(guī)劃影響工作組，該工作組主要關注分布式發(fā)電的建模問題，協(xié)調輸配電系統(tǒng)間的數據共享和標準統(tǒng)一。在此基礎上，NERC未來將從輸電規(guī)劃和系統(tǒng)分析的角度重點關注分布式發(fā)電對電力系統(tǒng)的影響，同時為分布式發(fā)電和輸電企業(yè)提供信息交流的平臺，承擔NERC可靠性標準審查和修改的任務，確保高比例分布式發(fā)電電力系統(tǒng)的可靠運行。

4 得州大停電的成因與反思

美國東部時間2021年2月12日，暴風雪席卷美國南部、中西部和東北部地區(qū)，造成多地停電，重災區(qū)得克薩斯州限電負荷2 000萬kW，得州電網被迫切斷負荷側供應。由于當地政府與電力公司應對極寒天氣準備不足，一批風機因為缺少除冰設施被凍住無法發(fā)電，16 GW風能、太陽能和其他可再生能源停止運行。此外天然氣輸氣管道也出現了大量冰堵，導致天然氣主網、次網癱瘓，30 GW的天然氣機組脫網。得州大停電暴露了得州電網基礎設施陳舊、可靠性不足、市場設計存在缺陷等問題。

首先，在電網基礎設施方面，美國70%的輸電線路和變壓器運行年限超過25 a，60%的斷路器運行年限超過30 a，無法保證供電可靠性。同時，從得州的可靠性評估角度分析，NERC年度評估報告顯示得州在2021年上半年的極寒天氣事件中，系統(tǒng)非人為操作導致的固定負荷切除時間已經達到70 h，這項指標是反映系統(tǒng)在極端天氣影響下供電可靠性最重要的指標，而該指標的惡化表明得州電力系統(tǒng)已經不足以應對未來將頻繁出現的極端天氣。根據ERCOT的數據，風力發(fā)電是當地第二大電力來源，得州在發(fā)展天然氣、風電、太陽能等新能源的同時，燃煤電廠逐漸關閉，導致電力儲備、靈活性電源不足。此外，從得州電力市場的角度出發(fā)，得州電力市場發(fā)、輸、配、售環(huán)節(jié)各個主體相對分散，電力公司之間調度難度較大，缺乏整體性。

得州大停電后ERCOT發(fā)布的報告提出[35]，未來將完善季節(jié)充裕度評估報告，特別是針對極端天氣的分析，修改輔助服務采購流程以實現在惡劣天氣下進行額外采購，成立天然氣-電力聯(lián)合工作組提前對可能的燃氣不足進行預判，更改規(guī)則以便在極端天氣時撤銷已批準的停機等。

5 我國可靠性評估管理現狀與北美對比分析

北美由NERC針對大電力系統(tǒng)可靠性在運行控制、系統(tǒng)保護、規(guī)劃分析和運維通信等領域分別制定了相關評估標準與管理體系。與美國不同，我國電力系統(tǒng)可靠性標準的制定以及評估管理的主體由國家能源局與國家電網有限公司等電力行業(yè)主管單位承擔，制定了一系列可靠性方面的國家標準與行業(yè)標準，我國的可靠性評估標準主要聚焦于設備安全和系統(tǒng)運行兩大層面，并制定了一系列的具體標準細則。然而我國尚未形成涵蓋電力系統(tǒng)運行控制、系統(tǒng)保護、規(guī)劃分析與運維通信等覆蓋電力系統(tǒng)全行業(yè)的評估標準和管理體系，缺乏與北美NERC組織類似專注于可靠性領域的統(tǒng)一集中管理機構與監(jiān)管體系，從而無法針對電力系統(tǒng)可靠性的發(fā)展進行年度滾動評估，未考慮新能源以及我國新型電力系統(tǒng)的建設與發(fā)展。我國電力系統(tǒng)可靠性評估與管理具體表現現狀為：

1)可靠性標準制定主體不同。

北美主要由NERC針對電力系統(tǒng)可靠性在運行控制、系統(tǒng)保護、規(guī)劃分析和運維通信等領域分別制定了相關評估標準與管理體系，與北美不同，我國電力系統(tǒng)可靠性標準的制定以及評估管理的主體由國家能源局與國家電網有限公司等電力行業(yè)主管單位承擔，在此基礎上制定了一系列可靠性方面的國家標準、行業(yè)標準與企業(yè)標準，三級標準共同形成了我國電力系統(tǒng)可靠性領域的規(guī)范文件，各級單位以此為依據確保我國電力系統(tǒng)的可靠性。

2)可靠性標準覆蓋層面不同。

我國的可靠性評估標準主要聚焦于設備安全和系統(tǒng)運行層面，在此基礎上制定了一系列的具體標準細則，落實在可靠性國家、行業(yè)和企業(yè)三級標準中。北美可靠性標準則實現了從設備安全、系統(tǒng)運行層面到電網規(guī)劃分析以及通信系統(tǒng)、日常運維以及人員培訓的電力系統(tǒng)行業(yè)體系的全覆蓋。我國尚未形成涵蓋電力系統(tǒng)運行控制、系統(tǒng)保護、規(guī)劃分析與運維通信等覆蓋電力系統(tǒng)全行業(yè)的可靠性評估與管理規(guī)范。

3)可靠性評估管理組織體系不同。

北美形成了以NERC為主的可靠性評估管理組織，起草制定可靠性標準，進行電力系統(tǒng)可靠性評估，提高北美電網的可靠性和安全性，并且針對行業(yè)培訓與運行人員認證。我國缺乏與北美NERC組織類似專注于可靠性領域的統(tǒng)一集中管理機構與監(jiān)管體系，可靠性的評估管理由發(fā)電企業(yè)、國家電網有限公司、用電用戶以及規(guī)劃建設部門等電力系統(tǒng)行業(yè)不同的參與主體各自承擔。

4)可靠性標準適應新型電力系統(tǒng)發(fā)展能力不同。

NERC每年針對北美地區(qū)的電力系統(tǒng)可靠性情況進行滾動評估，定期開展未來10年的長期電力系統(tǒng)可靠性、充裕度和相關風險評估，指導未來發(fā)輸電規(guī)劃，同時作為可靠性標準的修正的依據。面對新型電力系統(tǒng)的發(fā)展和高比例新能源接入，新能源出力隨機性以及天氣等原因帶來的可靠性問題NERC均會進行記錄與評估，從而推動可靠性標準的修改和提升。我國缺乏統(tǒng)一的可靠性管理組織與機構，從而無法針對電力系統(tǒng)可靠性的發(fā)展進行年度滾動評估，應對高比例新能源接入的新型電力系統(tǒng)發(fā)展能力不足。

6 我國電力系統(tǒng)規(guī)劃與運行發(fā)展建議

在碳達峰、碳中和的大目標下，我國能源系統(tǒng)轉型至關重要，考慮我國電力發(fā)展模式對極端天氣的承載能力，特別是碳達峰、碳中和目標下新能源大規(guī)模入網的消納舉措，應當保證能源安全供給，盡早對以適應高比例可再生能源融入為目標的電力系統(tǒng)進行根本性調整和轉型。因此，結合本文研究內容，提出以下建議：

1)建立完善的可靠性標準和管理制度。

參照NERC發(fā)布的長期可靠性評估，基于中國電力企業(yè)聯(lián)合會可靠性中心現有成果，考慮多能源相互作用、電力市場、極端天氣等因素，增強消費者物價指數(consumer price index,CPI)指標在可靠性評估中的應用，進一步完善元件、系統(tǒng)可靠性模型、可靠性指標體系及評估方法，形成規(guī)范的可靠性標準體系，并對現有電力系統(tǒng)網絡進行評估和分析，形成較為完善的公開報告。加強可靠性評估和穩(wěn)定性評估理論的交叉性，加強對極端天氣等災害的預測和防護能力，增加對連鎖故障和穩(wěn)定破壞事故的進一步研究，完善可靠性中長期和短期評估理論體系。加強對電力系統(tǒng)安全事件的跟蹤和分析，加強電力企業(yè)內部安全事件數據共享程度，形成完善的數據統(tǒng)計和分析機制，并在此基礎上開展多維度電力系統(tǒng)可靠性評價體系研究，推出適合我國國情的可靠性評價標準和管理制度。

2)加強電網統(tǒng)籌設計與規(guī)劃。

我國應加強全國各區(qū)域電力系統(tǒng)相互支援能力，增強多能源統(tǒng)籌規(guī)劃調度，對基礎設施進行前瞻性設計與規(guī)劃，對關鍵基礎設施增加投資，增強系統(tǒng)彈性，加強抗擾動能力。同時，應當通過各級各類規(guī)劃互相銜接，使電、氣、熱生產、傳輸、配送和消納方面統(tǒng)籌發(fā)展，提高投資和保障能力，采取全面、完整的系統(tǒng)建設，增強抵抗擾動和極端情況下保底供電的能力。

3)增強電力系統(tǒng)可靠運行保障能力。

一方面，隨著新能源比例不斷增加，電力系統(tǒng)調度與運行面臨新的挑戰(zhàn)，如報告中提到的系統(tǒng)爬坡能力問題和高比例新能源接入等問題，有必要通過更精確的預測和調度以及更高程度的自動化水平，降低源荷不確定性對系統(tǒng)穩(wěn)定的影響；另一方面，面對極端天氣，通過提前分析預判，快速災后恢復，對于降低災害損失，提高電力系統(tǒng)運行可靠性具有重要意義。因此，要加強系統(tǒng)狀態(tài)預判和調度預案，增強對系統(tǒng)不確定性事件應對能力，盡可能降低各類擾動帶來的影響，保證電力系統(tǒng)安全可靠運行。

4)應對高比例接入新型電力系統(tǒng)發(fā)展帶來的挑戰(zhàn)。

面對新能源大規(guī)模并網消納帶來的挑戰(zhàn)，加快建設新一代電力系統(tǒng)，推動實現能源綠色安全高效可持續(xù)發(fā)展。對于新能源除了短期預測，應建立滾動測算論證未來3～5 a消納能力的長效機制，分別研究含集中式及分布式高比例新能源情況下的可靠性評估理論，確定其置信度。針對可再生能源消納能力不足的地區(qū)提前布局，通過完善電力市場化運行機制、增強需求側響應等各項措施增加消納空間。開展智能化電網建設，加強網架建設，推廣柔性直流輸電、靈活交流輸電，為可再生能源電力電量跨區(qū)輸送提供條件。統(tǒng)籌電源、負荷與調度運行，實現電力系統(tǒng)源網荷儲高效融合互動，全面適應大規(guī)模高比例新能源開發(fā)利用需求。針對新能源接入電力系統(tǒng)帶來的可靠性問題進行評估，逐步修改并制定適應新能源為主體新型電力系統(tǒng)的可靠性評估標準。

7 結 語

隨著大規(guī)模新能源參與電力系統(tǒng)運行，極端氣候的頻繁出現，電力系統(tǒng)可靠性評估和管理越來越受到大家的關注。本文以北美電網長期可靠性評估為研究對象，對NERC近年發(fā)布的可靠性報告進行了研究和梳理，簡要介紹了NERC對裝機備用裕度、系統(tǒng)充裕度、電力結構變化、分布式發(fā)電的增長等對電力系統(tǒng)可靠性的影響評估。結合2021年春美國得州大停電的成因與反思分析了極端情況下保障電力系統(tǒng)可靠性的措施。在此基礎上，通過對比北美可靠性評估現狀，指出我國在完善電力系統(tǒng)可靠性標準、電力統(tǒng)籌設計與規(guī)劃、新能源大規(guī)模并網消納等領域在提高可靠性方面還有待改進的問題，對我國電力系統(tǒng)規(guī)劃和運行發(fā)展提出建議。