电源规划中系统可靠性的评估与建议

“十四五”以来，由于电力负荷的快速增长，电力电量供应趋紧。2021年下半年以来，受燃料价格上涨、新能源出力不稳定等多种因素影响，多地先后出现了“限电”情况，国家相关主管部门对于电力系统规划中的可靠性问题愈发关注。随着碳达峰碳中和目标的提出，新型电力系统加快构建，间歇性新能源的装机占比将快速提升，肩负系统调节性功能的传统电源由于功能定位和盈利模式发生变化，导致其增长存在很大的不确定性。同时，在每年负荷仍保持中高速增长的情况下，未来电力系统可靠性将面临严峻的挑战，亟需开展以电力系统的可靠性和确保系统容量长期充裕性为基础、以经济性为目标的电力规划工作。

电力系统可靠性的概念

广义的电力系统可靠性包括两类含义：一是充裕度，即考虑所有时间段各类型发电资源的有效容量以及各种需求负荷特性的情况下，电力系统作为整体供应负荷的能力，充裕度是面向未来的、考虑各个环节概率特性的规划层面的问题；二是安全性，即考虑各类系统扰动情况下，电力系统恢复稳定运行的能力，安全性是面向运行层面的问题。本文论述的电力系统可靠性指大电网（不含配电网）的发电充裕度。

电力系统可靠性管理体系要素

可靠性标准

电力系统可靠性的标准是指在特定区域供电能力的下限。电力系统可靠性是通过定量的可靠性指标来度量的，评价电力系统可靠性的典型指标包括电力不足概率（Loss of Load Probability,LOLP）、电力不足时间期望（Loss of Load Expectation,LOLE）、电量不足期望（Expected Energy Not Supplied，EENS）等。例如，采用电力不足时间期望值LOLE作为可靠性标准，可以表述为“某省LOLE不得高于2小时/年”，即该省的可靠性标准为全年缺电时间不能超过2小时。

目前，国内用于精确计算顶峰容量和系统经济性的规划用可靠性标准尚不明确，而这个标准是基于可靠性对电源进行规划和经济性评估的重要基础和边界，如果没有可靠性标准，电源规划就没有办法回答“未来需要建设什么类型的电源以及各类型装机需要多少才能够满足供电”这样的问题。如果采用极端的100%可靠的规划方法，考虑到系统最高净负荷（95%以上）需求通常只持续很少（1%以下）的时间，那势必会造成大量提供有效容量的装机资产在大部分时间里都处于闲置状态，造成社会资源的浪费和用户综合用能成本的升高。

可靠性管理

电力可靠性管理主要是对已运行的电力系统及主要设备进行统计与管理，例如所有在运发电设备、输电设备的计划停运率、非计划停运率、燃料保障情况等，这些数据能够对各种设备进行概率特性的建模，是可靠性评估环节的重要输入。可靠性管理还包括拟定电力行业可靠性管理的标准、准则，电力行业各项可靠性信息的采集、统计、分析，电力系统运行可靠性的监督等。

可靠性评估

电力系统可靠性评估主要包括研究电力系统可靠性的评价方法、模型，对电力系统规划的设计方案进行可靠性与经济性比较分析等。电力系统可靠性评估中最关键的就是如何计算并网的全部发电机组按可接受标准及期望值要求时满足电力系统负荷电力和电量需求的能力，即在特定的电源结构、负荷需求、外来/送电、一次能源供应，并考虑电力系统各环节不确定性的情况下，所计算的可靠性指标能否满足可靠性标准。可靠性评估环节中最为关键的输出指标是各类可靠性指标，如前述电力不足时间期望值LOLE、电量不足期望值EENS等。此外，可靠性评估也需要回答“不同的电源规划方案能够将系统可靠性提升到什么程度”的问题。

可靠性规划

面向可靠性的规划旨在解决“在未来何时、何地、建设何种类型和多大规模电源以满足特定可靠性标准”的问题。传统的可靠性规划主要是针对发电电源，更广义的可靠性规划也包括骨干输电通道规划、负荷侧可调节资源、储能设施的规划。可靠性规划的重要依据是可靠性指标，在达到可靠性指标要求的基础上，选择最经济的源网荷储的综合规划方案。

可靠性规划确定后，可通过设计市场化手段获取相应的资源，例如根据特定电源的收入需求，评估未来电能量市场收入的基础上，合理设计容量成本回收机制，以保障发电企业投建电源的经济性。在优先采取的市场化手段无法实现容量充裕度目标时，可采取行政性手段强制建设容量资源，但需要做好成本分摊的设计。

评估电力系统可靠性的技术手段

电力系统可靠性评估是电力可靠性管理的核心环节，是实现未来合理规模的电源规划的技术保障。国内外电力系统可靠性评估方法主要分为三大类：仿真法、解析法和事故枚举法。

仿真法

仿真法一般基于蒙特卡罗、马科夫链等理论模拟电力系统的不确定性。仿真法通过模拟电力系统运行过程中发电侧和输电侧设备的故障、老化过程，统计在仿真时间内电力系统的失负荷次数和影响范围来获取可靠性指标。该方法能够模拟元件的复杂寿命过程和复杂电网运行过程，能充分计及元件的非指数分布的修复时间和重叠故障，为客观评价不同状态下电网的可靠性提供了有效工具。采用仿真法既可以提供可靠性指标的期望值，又能得到指标的概率分布，易于察觉某些发生概率小但对系统影响大的事件。

解析法

解析法的主要思路是通过对各元件故障产生的影响分析，列出全部可能的故障影响事件，再据此综合得出各负荷点的可靠性指标以及系统的可靠性指标。解析法存在一些不足，主要表现在：难以模拟具有多种故障特性的电力元件，仅适用于电力元件的状态概率呈指数分布的情况；不能计及节点负荷特性的变化；不易求解失负荷频率相关指标等。

事故枚举法

构造电力系统可能的事故，对事故进行排序，形成预想事故集合。从预想事故集合中选取一个事故，测试这个事故是否能立刻引发系统故障，判断是否发生系统级别失负荷。如果发生，则采取措施进行矫正。如矫正后，依然会发生负荷消减的情况，则记录该事故导致的负荷削减量。通过构造这种事故和失负荷的关系，统计计算形成该负荷水平下的可靠性指标。

从世界各国工程领域的实际应用情况来看，基于仿真法的电力系统可靠性评估软件是主流，主要考虑到三个方面：一是仿真法是模拟实际电力系统的时序运行过程，能够考虑发电机组和输电网的物理约束，特别是能够同时考虑发电容量短缺和输电网输送能力限制造成的失负荷；二是能够适应电力市场环境下的可靠性评估，即在仿真模型中加入电力市场的出清优化算法，并能够量化对发电的经济持留、用电侧的电价响应等市场主体的经济行为对系统物理供电的影响；三是面向新能源高穿透率的电力系统新常态，需要重点对新能源的出力概率特性进行建模，例如连续3日光伏发电功率小于其装机10%的概率，仿真法具有较好的对新能源的时序特性的概率建模能力。

北美电力系统可靠性管理经验

北美具有较为完备的电力系统可靠性管理体系。北美电力可靠性委员会（North American Electric Reliability Corporation，NERC）是北美电力系统可靠性管理的核心机构，负责北美地区美国、加拿大和墨西哥的可靠性管理，NERC负责可靠性标准的制定，进行滚动的季度、每年和多年的可靠性评估，并对电力系统可靠性进行监测和监管，收集和统计发输电设备的可靠性数据。

在美国，NERC具有下属西部、中西部、PJM区域、东北部、得州、西南部六个区域可靠性委员会，每个可靠性委员会负责各区域的可靠性管理工作。

具体执行可靠性规划是由各电力市场运营机构完成。比如纽约电力市场就是由NYISO运营纽约州的电力市场，具有电力市场和系统运行、电力系统规划、电力交易和市场监测的职能。NYISO构建了综合电力系统规划体系（CSPP），该体系中包括可靠性规划、经济性规划和公共政策输电网规划。其中可靠性规划是整个规划体系的第一个环节，即针对保证纽约州的电力系统可靠性的规划。

NYISO的可靠性规划的目标是要满足东北部区域可靠性委员会制定的电力系统可靠性标准，该标准采用LOLE指标，要求纽约州缺供负荷的标准为10年中不超过1天或不超过0.1天/年，并以此作为可靠性规划的边界。NYISO每3年进行未来5年的可靠性评估和容量充裕度规划。基本流程包括四个步骤：一是进行未来5年每年的负荷预测，构建负荷模型；二是梳理确定性的发电资源，例如每年中的在运机组、退役机组、在建设队列中的新建机组等，并构造所有类型电源的概率模型；三是采用基于仿真法的可靠性评估软件，对未来每年的纽约州电力系统可靠性进行评估，量化计算可靠性指标（如LOLE、EENS），以识别州内11个分区以及州整体的可靠性是否达到要求的可靠性标准（0.1天/年）；四是在达不到可靠性标准的情况下，根据增加发电机组、实施需求侧管理以及输电网建设等多种可行规划方案，在满足可靠性标准的基础上，提出经济的最优的可靠性规划方案组合。

国内电力系统可靠性管理的相关建议

面对新能源装机快速增长、负荷仍然维持较高速度增长、但具备调节性能力的传统电源由于运营环境变化投资意愿不强的形势，我国电力系统的可靠性在“十四五”乃至更长一段时期内将面临严峻的挑战，对此，笔者提出如下三方面建议：

一是抓紧制定电力系统可靠性标准，并以此作为电力系统规划的边界。电力系统可靠性标准是电源规划工作的关键边界，未来任何时间周期的电源规划应以满足可靠性标准为目标。可靠性标准可分为国家标准和地方标准。国家层面应提出可靠性标准制定的原则和依据，国家可以提出基本的可靠性标准，即宏观的可靠性指标下限。在地方层面，应根据不同省或区域的经济发展水平、电量增长情况、用户失电成本等，提出满足地方可靠性需求的标准。可靠性标准不能“一刀切”地要求100%可靠性要求，造成资源的浪费和用户综合用电成本的不合理上升。

二是同步构建可靠性监管体系，定期统计和监测各类可靠性指标。电力系统可靠性应由专门的政府主管部门进行监管。在规划环节，应根据可靠性标准，评估合理的电源规划方案；定期统计和监测各地区电力系统可靠性的实际指标，进行失电根因分析；在新的规划周期，应对历史的电源规划方案进行效果分析，对容量过度冗余或紧缺都应分析原因并在新规划方案中予以纠正。

三是尽快建立适应新型电力系统的可靠性评估方法体系。建立面向以新能源为主的新型电力系统的可靠性评估方法。首先，建立可靠性评估的方法和流程，包括电源规划的周期、采用的可靠性评价指标体系、可靠性指标的计算方法等。其次，建立基于仿真法的可靠性评估工具，以新能源为主的新型电力系统相对于传统电力系统的主要特征是新能源占比高和灵活性资源潜力大，仿真法对于新能源的时序特性、储能、可调节负荷等有较为灵活的建模能力。随着电力现货市场的快速推进，对各类资源的调控方式具有更强的经济特征，仿真法也能够对各种基于价格的发、储、荷侧的功率响应进行建模。最后，建立标准化和透明的可靠性评估数据体系，需形成政府、发电和电网的联合工作组，共同进行数据体系的搭建。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年02期，作者柴玮供职于国能经济技术研究院有限责任公司，作者盛韵颖供职于中国华能集团能源研究院

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