汪拥军：关于加强电力系统可靠性管理工作的思考

关于加强电力系统可靠性管理工作的思考

来源：中国电业与能源

国家能源局机关服务中心主任 汪拥军

可再生能源主要“靠天吃饭”，随着可再生能源的比例逐步增高，如何在满足能源转型目标的同时，提高电力供应保障能力是当前电力行业发展面临的重点和难点问题。电力系统可靠性管理从事前预测、事中评价、事后评估三方面入手，以定量分析的方法，可及时发现电力供应中可能出现的风险和隐患，提升保障电力供应的能力。

国内外电力系统可靠性管理工作相关情况

（一）北美电力系统可靠性管理情况

北美电力可靠性管理涉及面非常广。北美电力可靠性管理组织及其附属系统（以下简称“NERC”）于1965年纽约大停电后成立，成立的初衷就是为解决电力系统可靠性问题。经过50余年的发展，在电力可靠性管理方面，NERC职能完备，实现了标准制定、监督管理、管理培训等全链条管理，其典型特征可归纳为：管理属性和技术属性并重；既管运行又管规划；有一套垂直的运作体系。以上特点，使得NERC既是电力可靠性管理的组织者和推动者，又是执行者和服务者。

在电力系统可靠性评估工作开展方面，NERC以“十年里停电不超过一天”为评估标准，辅以容量、价格等市场化机制，兼顾系统可靠性和投资经济性，其制定的北美大电力系统可靠性标准分为14个类别，共110项标准，用于规范电力系统实时操作、日前操作、运营规划、长期规划及运行评估等。NERC每年独立开展可靠性评估并发布分析报告，其独立、客观的系统可靠性评估结果为北美电力系统的持续可靠运行提供了支撑。

（二）我国电力系统可靠性管理工作开展情况

在历史沿革方面，我国电力可靠性管理主要是面向设备的，且仅局限于指标的统计和分析，管理对象主要为电力企业生产技术部门，与规划、运行部门横向联系较少，缺乏系统性，对保障电力系统充裕性和安全性支撑不足。

在组织管理体系方面，我国监管层面的电力可靠性管理文件主要由部门规章、规范性文件构成，多为原则性的表述，技术属性不足。电力规划主要由能源主管部门以项目审批的形式进行管理；电力运行主要由电力运行管理部门以听取电网企业年度方式汇报、协调解决电力运行中的问题等方式进行管理，未能形成全面的电力系统可靠性管理机制。在技术层面上，我国大部分电力系统可靠性管理相关的技术工作均由电网企业完成，相应标准体系、技术体系的建立和运转也多以企业为主体。

2022年6月1日，《电力可靠性管理办法（暂行）》（以下简称《办法》）正式施行，明确提出电力可靠性管理应当为电力供应保障服务，为开展电力系统可靠性管理指明了方向。

（三）深刻认识加强电力系统可靠性管理的重要意义

开展电力系统可靠性管理的初衷是保障电力供应。截至7月底，全国发电总装机达到27.4亿千瓦，其中可再生能源装机13.22亿千瓦，历史性超过煤电。考虑2023年迎峰度夏期间最高负荷为13.39亿千瓦，电力供应保障问题可以简述为：如何用27.4亿千瓦装机保障13.39亿千瓦用电负荷？电力系统可靠性管理可一显身手，开展电力系统可靠性管理工作的必要性及可行性均已具备。

国内外大停电事故和电力供应紧张案例分析

（一）国内外主要的电力供应紧张和大停电事故基本情况

近年来，受地缘政治和气候变化等影响，国内外电力供应紧张情况频现。笔者梳理了2019年以来国内外主要的电力供应不足和大停电事故，如表1所示。

表1 2019年以来国内外主要电力供应紧张和大停电事故

以巴西大停电事故为例，截至2022年底，巴西全年总发电量达6772亿千瓦时，水力发电占比73.6%，且多集中在北部、西部区域，而负荷中心集中在东南沿海区域，呈现“北电南送、西电东送”的输电格局。北部、东北地区电网主网架薄弱，尤其是北部区域仅通过链式结构将区域水电站串联组成。

装机结构单一、电网结构薄弱等缺陷，是巴西发生“8·15”大停电事故的根源。我国川渝、云南也存在类似的情况。从表1统计分析情况来看，极端天气对电力供应保障工作的影响力日益凸显。

（二）典型电力供应紧张情况及后续应对成效分析

电力系统可靠性、保障性举措落实不到位，会频繁导致电力供应紧张。以2021年初美国德州大停电事故为例，拥有近7000万千瓦负荷的美国德州电网仅通过5条共计125万千瓦的联络线与外部电网相连，最大外受电比例约1.8%，互济能力弱。从保障措施落实方面来看，美国德州电网在事故发生后至今，实质性提高电力系统可靠性的举措落地缓慢，随之而来的是2022和2023年美国德州电网供电紧张情况频繁出现。

国内以我国湖南电网为例。2020年湖南电网仅通过3回500千伏交流和祁韶特高压直流与省外相联络，受电通道能力600万千瓦，受湖南省500千伏交流断面转供能力、近区潮流疏散、电源及负荷结构等因素影响，祁韶直流输电能力被限制在400万千瓦，输电阻塞问题严重。为有效解决湖南电力供应保障问题，南昌—长沙和南阳—荆门—长沙2条特高压交流工程分别于2021和2022年投运，祁韶直流输电能力稳定提升至600万千瓦；同时，为加快发展新型储能，仅2023年上半年，湖南省新增电化学储能装机200万千瓦，总装机规模达263.6万千瓦，占全省电力装机的5%，最大顶峰出力241万千瓦。两项举措有效缓解了湖南电力供应紧张的情况。未来宁夏—湖南特高压直流工程和汨罗抽水蓄能电站建成投运后，受电能力和本地电源调节能力的提高将进一步提升湖南电网电力系统可靠性水平。

做好电力系统可靠性管理工作的建议

（一）建章立制，规范开展电力系统可靠性管理工作

加快《办法》配套文件的制定，明确电力系统可靠性指标计算方法、数据来源、报送机制，指导电网企业建立电力系统可靠性评价体系，增强与系统规划、运行方式安排等工作的衔接。电力系统可靠性与电网运行方式和发电资源密切相关，结合中长期规划、年度方式、迎峰度冬（夏）和特殊事件（例如极端天气）等不同要求，以区域和省份作为电力系统可靠性管理的基本单元，建立基于负荷需求预测、发电充裕性评价、跨省跨区余缺互济能力、重要电源和电网工程规划等指标的评估体系，量化评估电力系统可靠性。

（二）规划先行，提高电力系统充裕性

电力系统可靠性的实现高度依赖于发电和输变电能力的充裕性，而规划是充裕性管理的源头，应在政府主导下，加强备用容量分析，针对各省/区域的资源禀赋和负荷特征规划评估，及早发现电力供需缺口、系统结构短板等系统可靠性问题。评估极端天气等外部因素对电力生产和运行的影响，并将电力电量缺口作为评价规划有效性的标准之一，夯实电力供应保障基础。

（三）多措并举，提升系统灵活性

进一步发掘灵活调节资源的价值，持续推进煤电机组灵活性改造，充分发挥各类发电机组的系统价值。通过配置储能和提高容配比等方式，提升新能源场站的置信出力水平，为电网运行提供顶峰支撑能力。加强需求侧和电力负荷管理，提升需求响应能力，分时分地施策，形成规模化的实时响应能力，推动可调节资源共享互济。加强煤电机组非计划停运和出力受阻管理，探索新能源运行可靠性管理，将新能源纳入电力可靠性管理体系，强化系统支撑能力。

（四）加快电网工程建设，切实提高跨省跨区余缺互济能力

当前，电网建设主要以满足特定电能传输方向的输电能力为主，双向互济能力不足，对提高系统可靠性的备用联络能力考虑不足，比如特高压直流工程建设导致的潮流转移能力不足问题和输电通道总体传输能力受限问题。在未来余缺互济能力更具现实价值的情况下，应坚持系统观念，全面梳理电网阻塞情况，评估当前电网满足电力输送及局部电网间电力交换的能力，加强重要电源/输电通道投运时序管理，并规划一批提高跨省跨区输电能力的电网工程。

（五）妥善评估和应对小概率极端事件

对于极端天气等小概率事件，建议引入概率性方法评估电力系统可靠性，通过优化运行方式安排和需求侧响应等方式，分析其对电力供应紧缺的置信概率，用大概率思维应对小概率事件，防范重大运行风险。充分发掘气象和电力运行历史数据，评估电网结构和输电能力对气候风险的适应性，将气候风险纳入发电充裕性评价，评估极端天气可能对电力系统运行造成的冲击，校验系统的真实可靠性水平。

（六）强化监管，贯通电力生产全过程数据

理顺电力系统可靠性管理体系，加强人员和技术储备，将分散于不同管理文件中的电力系统可靠性相关内容整合，形成一套内容全面、规范性高、可执行性强的参考文件，并借鉴北美先进的管理和技术模式，增加监管专业人员，督促电力企业落实电力可靠性管理主体责任。以电力系统可靠性管理为核心，有效衔接发电、输变电可靠性管理，并延伸至供电能力评价，纵向关联发电、输变电、供电可靠性业务数据，实现数据联动分析，量化电力事件对系统可靠性和供电能力的影响。