01笼统地谈论安全可靠性没有意义

现代电力系统已发展成为多层级、多区域、多时间尺度的复杂工程系统，被称为“世界上最大的人造机器”，其规划、运行、控制均十分复杂，电力系统的安全可靠性问题也是针对不同性质、不同时间尺度、不同影响范围分别开展研究的。因此笼统地谈安全可靠性没有意义，必须针对具体问题一一分析和解决。

电力系统安全可靠性是指电力系统能够不间断地向用户提供合乎质量标准和数量要求的电力和电量的能力，包括两方面的内容：充裕度（Adequacy）和安全性（Security）。前者是指电力系统有足够的发电和输电容量，在任何时候都能满足用户的负荷需求，表征了电力系统的稳态性能；后者是指电力系统在运行中承受故障扰动（例如突然失去电力系统的元件或短路故障等）的能力，包括电力系统能承受住故障扰动引起的暂态过程并过渡到一个可接受的运行工况和在新的运行工况下各种约束条件能得到满足两个方面，表征了电力系统的动态性能。

从充裕度的角度讲，整个电力系统的可靠性分为与发电有关的可靠性和与输电有关的可靠性两类。与发电有关的可靠性是指直接与发电容量可用度有关的可靠性（假定输电系统容量无限大）。换句话说，发电可靠性只有增加该地区发电可用容量才能得到改善。与输电有关的可靠性是指直接与输电容量可用度有关的可靠性（假定发电容量无限大）。因此，输电可靠性将决定地区电网以一定概率供电的可靠性。电力系统的可靠性可采用一系列量化指标来衡量。最常用的充裕度指标有“电力不足概率”（LossofLoadProbability，LOLP）和“电量不足期望值”（ExpectedEnergyNotSupplied，EENS）等，它们同时适用于发电系统和输电系统可靠性评估。

从安全性的角度讲，自20世纪20年代起电力工作者认识到电力系统的稳定问题并开展研究以来，世界各地发生了多起由于电力系统失稳导致的大停电事故，这些事故造成了巨大的经济损失和社会影响，同时也反映出研究电力系统稳定的重要意义。电力系统稳定性是指电力系统受到事故扰动后保持稳定运行的能力。电力系统两大国际组织国际大电网会议（CIGRE）和国际电气与电子工程师学会（IEEE）曾分别给出过电力系统稳定的定义。我国《电力系统安全稳定导则》（DL755-2001）也系统地给出了电力系统稳定的定义和分类。

02需探索安全性保障新机制

为保障电力系统的安全可靠性，在规划、运行中均需要采取一定的措施。在确保充裕度方面的措施有：通过电源优化规划确保发电系统充裕度，通过输电网优化规划确保输电系统充裕度。电力系统发展规划的任务之一就是通过电力系统的安全校核，包括稳态的N-1安全校验和暂态的稳定计算来保证系统达到一定的安全标准。而从电力系统运行的角度，为确保安全性，我国电力工程人员在长期的实践中提出了著名的“三道防线”：

第一道防线——快速可靠的继电保护、有效的预防性控制措施，确保电网在发生常见的单一故障时保持电网稳定运行和电网的正常供电；

第二道防线——采用稳定控制装置及切机、切负荷等紧急控制措施，确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行；

第三道防线——设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，当电网遇到概率很低的多重严重事故而稳定遭受破坏时，依靠这些装置防止事故扩大，防止大面积停电。

在垄断环境下，电力系统的安全可靠性完全由垄断的电力部门负责。在市场环境下，电力工业由不同的市场参与者组成，电力系统的安全可靠性问题不再是单纯的技术问题，不仅要考虑在安全可靠性和经济性之间寻求适当的折衷，而且还要协调各市场主体之间的利益。市场主体将更多地关注自身的经济利益，为保障系统安全可靠性的付出需要得到明确的回报。在这种情况下，如何保证电力工业建设的适当超前，使电源和电网具有足够的充裕度？如何保证系统运行时激励发电厂商提供足够的有功和无功电源？如何使输配电系统适应瞬息万变的运行情况？这些是在市场环境下确保电力系统安全可靠所需要关注的重点内容。

在引入竞争机制后，扩建或新建发电机组将由垄断电力部门的决策转向分散的发电公司的决策。发电公司只在新机组能带来利润时才会投资，因此传统的“由上而下”的发电系统可靠性管理模式将被市场环境下发电主体“由下而上”的对投资回报期望的反应来代替。同样，作为输变电设备的所有者，也只有在其投资有较好回报的情况下才会筹建新的工程项目。在这种条件下，必须量化并公平分配可靠性效益，才能调动各方面积极性，使电网建设更趋合理。

在垄断环境下，整个电力系统的发电、输电、配电、售电是统一管理和统一调度的，运行方式安排相对比较简单，系统运行的安全、可靠容易得到保证。在电力市场环境下，电力交易瞬息万变，电力调度既要保证公平竞争，又要保证安全运行。在这种环境下，必须研究和开发新的优化模型和算法，包括：安全约束机组组合和经济调度、安全校核、阻塞管理、辅助服务交易计划等。此外，市场环境下，由于多个不同利益主体的存在，传统的基于安全稳定导则的电力系统安全性保障方法将会遭遇重大挑战，需要探索安全性保障的新机制。

03灵活性不高仍是“短板”

根据2016年颁布的《电力发展“十三五”规划》，到2020年全国煤电装机容量将控制在11亿千瓦以内。目前，已提前完成了“十三五”期间淘汰落后的煤电机组2000万千瓦的任务。从2016年以来，我国煤电去产能从未停止，加上近年来突飞猛进的新能源装机量，以及水电、核电的效率提升，火电企业的市场正在被挤压，全国各省份火电利用小时数在4000小时上下浮动，火电厂普遍经营困难。此外，弃风弃光问题依然比较严重。

因此，从电量的角度，发电容量是过剩的，充裕度不存在问题，但电源结构不尽合理，发电机组的性能特别是灵活性仍有待提高。根据国家发改委、国家能源局印发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》（发改能源〔2015〕1942号），2017年“三北”地区开展1635万千瓦火电灵活性示范项目改造，增加系统调峰能力480万千瓦，并继续扩大火电机组灵活性改造范围，大幅提升火电调峰能力。按照经济技术合理原则，“十三五”期间开工抽水蓄能电站共计约6000万千瓦，其中“三北”地区约2800万千瓦。在华北、华东、南方等地区建设一批天然气调峰电站，新增装机500万千瓦以上。首先在东北地区建立并且在全国推广的调峰服务市场机制成效显著，深入挖掘了电网调峰潜力，提高了系统灵活性，促进了风电核电等清洁能源消纳，显著提高了电网安全运行水平。后期市场建设工作中应继续加强灵活性资源定价机理研究及市场机制建设。