北极星火力发电网讯:2021年2月8日至20日，美国得克萨斯州发生了极寒天气诱发的停电事故，随后联邦能源管制委员会（Federal Energy Regulatory Commission, FERC）、北美电力可靠性委员会（North America Electric Reliability Corporation, NERC）以及6所区域可靠性机构（Midwest Reliability Organization, Northeast Power Coordinating Council, ReliabilityFirst Corporation, SERC Corporation, Texas Reliability Entity and Western Electricity Coordinating Council）共同组成了调查委员会，就事故中发生的问题、与此前事故相似性、以及对寒冷天气下可靠性标准的教训与建议等展开了调查。调查团队分为3组，从发电、天然气供应、电网运行规划3个方向展开了具体的数据问询与研究，向发电设备所有者、输电线路运营商、区域协调机构、天然气基础设施等在事故中受影响的实体共发出了400余项数据需求，并多次与其展开线上会议，以此保证调查结果的可靠性。美国当地时间2021年11月16日，FERC发布了此次停电事故分析报告。小编特别邀请清华大学钟海旺副教授做客微信公众号，对长达313页的报告内容进行解读，并分析对中国电力能源行业的启示。相关学术文章也即将刊出，欢迎继续关注。
（来源：微信公众号“电力系统自动化”ID：AEPS-1977 作者：钟海旺）
解读 | 2021美国得克萨斯州停电事故分析及启示
01 事件概览
2021年2月8日至20日，美国得克萨斯州（简称得州）经历了极寒天气诱发的停电事故，也是美国10年内发生的第4次因极端严寒引起的停电事故。事故中，得州和美国中南部共有1045台发电机组遭遇故障停运/降功率运行/无法开机；事故最严重的 2月15日早上7点至2月17日下午1点期间，平均总计3400万千瓦的机组因各种故障无法正常工作，约等于冬季峰值负荷的一半；事故还造成了共2341.8万千瓦的负荷轮停，是美国历史上最大的人工轮停事件。
在此次事故中，超450万的得州居民曾遭遇停电，有些居民甚至在极寒中遭连续停电长达4天。至少210人因受冻失温、一氧化碳中毒等而不幸遇难。此外，据达拉斯联邦储备银行统计，此次停电事故造成得州的直接/间接经济损失达800至1300亿美元，2021年2月得州总产值相较于1月下滑近50%。
回溯整个事件，早在2月8日及9日，得州电力可靠性委员会（Electric Reliability Council of Texas，ERCOT）、西南电力库（Southwest Power Pool，SPP）及中大陆独立系统运营商（Midcontinent Independent System Operator，MISO）就收到了寒潮将至的预警，大范围的负荷增长及发电机组停运袭来，但当时ERCOT还有足够的机组提供电力供应。到了2月14日夜间，气温进一步降低，ERCOT全系统峰荷已达6987万千瓦。负荷的持续激增及发电机组的大面积停运使得整个电力系统的频率不断下降，在2月15日凌晨12点18分系统频率已降至正常线以下，因此，ERCOT在凌晨1点20分启动了两轮100万千瓦的负荷轮停，但频率仍在降低，情况最坏时留给ERCOT处理频率过低问题的时间只剩9分钟，否则将可能触发1700万千瓦的机组因频率过低而停机，并导致系统大停电。可见，ERCOT当时采取大规模的负荷轮停亦是无奈之举。
2月14日至20日美国得克萨斯州实际负荷/预计负荷/削减负荷曲线（来源：ERCOT）
更为雪上加霜的是，与ERCOT相邻的SPP和MISO也因极寒天气而面临电力供应紧张，且彼此间的传输线也受天气影响多遇故障，导致ERCOT至多仅能从相邻电网受入略超100万千瓦的电力，难以有效缓解电力供应危机。
美国得克萨斯州与邻近区域电网间联络线示意图（来源：ERCOT）
02 事故核心原因分析
FERC发布的《报告》明确指出，此次美国中南部极寒天气引发大规模停电事故的最主要原因，在于极端低温与冻雨天气导致的机组非计划停运、降功率运行及无法开机等发电侧故障。在《报告》统计的极寒天气引致的故障中，44%的故障是由极端低温、冻雨天气直接造成的，31%的故障与发电机组的燃料密切相关。此外，还有21%为与低温相关的机组内部机械系统、电气系统故障，如系统零部件在低温下发生的脆裂；仅有2%的故障是与输配电系统相关的电网侧故障。
事故期间极寒天气引发设备故障数目（按故障诱因划分）
由极端低温、冻雨天气直接造成的发电侧故障是事故的首要原因。例如，风机叶片结冰可能导致风电机组非计划停运或降功率运行，发电厂控制和信号装置内测压水柱冻结可能引发装置误动，发电厂给水系统、通风系统、润滑系统等内部液体冻结可能导致设备无法正常工作等。《报告》指出，这些易受寒冷天气影响的发电设备应被划分为关键设备，提前由发电侧进行辨识并做好冬季准备工作，保障其正常运行。
极寒天气下机组燃料问题导致的发电侧故障是事故的第2个重要原因，而这部分故障中，以天然气为燃料的机组故障占87%，其他燃料导致的故障仅占13%。一方面，极端低温、冻雨天气使得天然气井井口发生冻结，道路交通运输条件也随之恶化，天然气设施的维修无法正常进行，为了防止冰冻带来的影响，部分天然气设施提前关停，这使得天然气产量大幅下降；另一方面，天然气设施的供电，也因极寒天气导致的电厂故障与负荷轮停而面临严重不足，这进一步限制了天然气的生产。《报告》指出，启动负荷轮停时的一大疏忽，恰恰在于没有将天然气设施作为关键负荷，保障其电力供应，导致了“正反馈”式的传播效应。由机组燃料问题引发的大量发电侧故障，与美国中南部及得州区域燃气机组装机容量占比过半以及电-气能源间的紧密耦合（electricity-gas interdependence）是密不可分的。
值得注意的是，整个事故分析报告并没有过多地谈及ERCOT、SPP、MISO等三家ISO的处置不当。相反地，《报告》明确指出，在事故期间这三家ISO “能够始终高效地感知电网的实时状态，并采取了恰当的措施保证电网的供电可靠性”。
03 对发电侧的建议
1 发电机所有者（Generator Owner，GO）应负责辨识容易受寒冷天气影响的发电设备或系统。
2 发电机所有者应对易受严寒影响的设备或系统明确并执行防冻保护措施，并每隔一段时间分析设备系统是否变化，是否需要额外的防冻措施。
3 发电机所有者在提供运行温度数据时需同时考虑降雨及冷风对机组运行的影响。
4 发电机所有者应审查出现故障的机组并制定修正行动方案（Corrective Action Plan，CAP），进一步修订往后的寒冷天气应对计划。
5 发电机所有者与发电机运行人员（Generator Operators，GOP）每年对每台机组都应开展针对寒冷天气预防计划的测试。
6 发电机所有者应改造现有机组，使其在规定温度与天气条件下（参考该地区的历史极端温度与天气）能够正常运行。
7 在计算寒冷天气下的可信容量并用于紧急运行调度时，发电机所有者应综合天然气的供应情况向功率平衡责任主体（Balancing Authorities，BA）提供可靠的可信容量预测，功率平衡责任主体应进一步综合自身判断向可靠性协调机构（Reliability Coordinators，RC）提供可靠预测，并据此制定应急管理计划。
8 发电机所有者应至少在入冬前、冬季中、收到极端天气的预报等时点，定期检查并维护机组的防冻措施。
9 为了向功率平衡责任主体提供准确信息，发电机所有者及发电机运行人员应明确所有与发电机组使用的天然气的购买和运输相关的可靠性风险。
10 发电机所有者应综合考虑极寒天气下机械压力、热循环疲劳、热压力等对过滤器、锅炉、管道、布线等部件与系统的影响，并制定措施预防极寒天气下的机械与电气故障。
11 发电机所有者在极寒天气来临前应考虑天气预测制定发电机组的运行计划，尽可能降低严寒天气对机组出力及可靠性的影响。
12 发电机所有者应检查发电机低频继电器、机组平衡继电器以及与控制系统相关的调节参数的设置是否匹配，避免导致发电机组在低频或频率变化过快的情况下跳闸。
04 对天然气供给的建议
1 国会、立法机构以及天然气设施管制机构，应要求天然气设施制定寒冷天气预防计划，包括如何应对特定的寒冷天气并运行。
2 天然气设施应采取保护措施以应对冰冻等其他寒冷天气情况，包括脆弱设备防冻、准备充足应急人员、建立互助项目等。
3 天然气生产设施的所有者或运营商应升级其检测控制与数据采集系统，以便在紧急情况下实时地增加或减少其产量。
4 由FERC牵头，组织对天然气基础设施拥有管制权的单位与区域可靠性组织等单位，建立多方论坛讨论方案以提升支撑电力系统生产的天然气基础设施的运行可靠性，讨论问题包括天然气系统的信息是否需要向电力系统共享、天然气系统防冻措施的合理补偿途径、天然气储存设备是否需要增加等。
5 功率平衡责任主体禁止关键天然气基础设施（电）负荷的需求侧响应项目，避免因需求响应项目导致天然气产量下降。
6 功率平衡责任主体与输电系统操作员（Transmission Operators，TOP）允许天然气基础设施辨识关键（电）负荷，禁止人工削减其关键负荷，负荷削减机构将这些关键负荷纳入计划方案并避免削减其负荷。
05 对其他机构及政府部门的建议
《报告》还对其他机构及政府相关部门提出了如下建议。
1 独立系统运营商（Independent System Operator, ISO）/区域输电组织（Regional Transmission Organization, RTO）及公用事业委员会应当设计合理的市场机制，补偿发电机所有者进行机组防冻改造、翻新或设计新机组时的成本。
2 在可靠性标准修改完成前的过渡时期，FERC、NERC及区域电力可靠性组织（Regional Entities），应当组织具备应对极寒天气经验的工作人员召开技术研讨会议，就如何提升机组防冻能力开展讨论。
3 规划协调机构（Planning Coordinators）应当拟定更准确的冬季系统备用边界计算流程，采用真实的冬季历史峰值负荷进行计算，同时重新考虑极寒天气下，燃气机组与风电机组的真实可用容量。
4 输电资产拥有者（Transmission Owners，TO）、输电系统操作员，应当与配电提供商（Distribution Providers，DP）、可靠性协调机构合作，评估并改进所拟定的人工负荷轮停计划。
5 州立、联邦与当地责任主体，应当考虑成立紧急事故响应中心，为电–气耦合能源系统应对极端天气事件做好充足准备。
6 功率平衡责任主体应当雇用了解天气-负荷间关联的员工，扩大其短期负荷预测的范围，采用多种预测模型、多个气象数据源，考虑区域间差异性及分布式可再生能源影响，提高短期负荷预测的精度。
7 ISO/RTO及州立公共事业委员会、立法机关应当设计合理的市场机制，对可在短时间内快速响应的需求侧管理资源，供电短缺时的关键性需求响应资源，提高能源利用效率的措施等进行奖励。
8 邻近的可靠性协调机构、功率平衡责任主体以及输电系统操作员，应当进行区域间双向季节性潮流转移的仿真计算；可靠性协调机构、输电系统操作员与配电提供商，应当定期自行开展负荷轮停场景的仿真计算，以便调度员更好地应对极寒天气。
9 规划协调机构、输电资产拥有者、输电系统操作员应当与发电机所有者、发电机运行人员进行协商，确保机组延时保护系统与电网低频减载装置之间的协调一致，由区域电力可靠性组织进行检查。
10 功率平衡责任主体、可靠性协调机构、输电系统操作员应当完善紧急事故报告机制，缩短发电机所有者、发电机运行人员与输电系统操作员报告发输电故障的时间。
11 管理天然气设施的联邦、州立相关机构，应当合作开展研究，如何制定合理的措施进一步保障极寒天气下的天然气供给。
12 ERCOT应当开展研究，评估ERCOT区域电网与邻近区域电网之间新建联络线的必要性。
13 FERC-NERC-区域电力可靠性组织团队应当开展研究，评估ERCOT在极寒天气条件下黑启动机组的可用性，并与发电机所有者合作研究ERCOT历史上发生的低频事件及重要的频率扰动事件。
14 可靠性协调机构、功率平衡责任主体、区域电力可靠性组织、输电系统操作员、输电资产拥有者、配电提供商，以及一个或多个代表美国天然气设施的机构，应当合作研究如何辨识关键的天然气设施负荷，从而更好地应对极寒天气。
06 对中国电力能源行业的启示
01 持续加强能源互联网的研究。能源互联网的特征之一是不同能源形式之间的深度融合。此次得州的停电事故，揭示了电力系统与天然气系统这2个重要基础设施之间的耦合程度日益加深，亟待研究二者之间深层次相互影响机理。今年初国家发改委发布了促进多能互补发展的指导意见，当前中国正在广泛开展综合能源系统的基础研究、商业示范与工程应用，正契合了这一主题。多能互补，不仅能够提升稳态运行情况下系统的经济性，也能够有效提升极端天气情况下系统的安全性。
02 适度增加天然气等能量储备。ERCOT如果不采取负荷轮停措施，得州或将酿成更大范围的停电事故，而一旦发生大停电，部分黑启动机组由于缺乏天然气燃料，将无法有效发挥黑启动的功能，后果将变得更为严重。这为电力系统的规划、运行提供了启示，即需要适度增加天然气等燃料储备，尤其对于黑启动机组的燃料储备。同时，应适度增加配置长时间储能设施，如季节性储能、氢储能等，以应对极端天气下长时间的容量缺额和电量不足风险。
03 充分发挥跨区电网作用价值。同样处于美国中南部地区，SPP和MISO这2个区域电网由于与其他区域电网之间有较强的联络线连接、存在较为充分的功率交换，在此次极寒天气中，电力系统受到的影响较轻；而ERCOT则遭受了沉重的打击。其中一个重要原因是ERCOT仅有略超100万千瓦的直流联络线与外网相连。一正一反两个案例，使跨区电网的作用价值不辩自明。据悉，得州目前正在建设一项南方互联输电工程，旨在加强ERCOT与SERC之间的电气联系。
04 精细评估电力电量平衡状况。得州的停电事故，反映了调度机构对于发电机组的可调电力电量评估存在缺陷。《报告》指出，在评估发电机的可调电力电量时，需要考虑历史天气适应能力、燃料限制、环境限制和燃料合同的履约情况等，这样能够让调度机构更准确地把握电力电量平衡的发展态势。这对中国电力供应保障工作提供了启示，不仅需要把握燃料库存情况，还需要精准把握燃料合同的未来履约情况，未雨绸缪地考虑风险。
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