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2024-05-26 20:17| 来源: 网络整理| 查看: 265

01、研究背景

美国西部时间8月14日，加利福尼亚州(以下简称加州)电力系统独立运营商(California Independent System Operator，CAISO)发布三级紧急状态，是近20年发布的最高等级紧急状态，49.2万企业与家庭的电力供应中断，最长停电时间达150min；8月15日，CAISO再次对用户实施轮流停电，停电时间最长达90min，影响32.1万用户。

02、事件过程

8月14日下午14:57，一台燃气机组因故障跳闸，损失出力为475MW。下午15:25，CAISO预测未来几个小时将出现电力短缺，难以维持规定的备用容量要求，宣布进入二级紧急状态。下午17:00，CAISO调用约800MW需求侧响应资源以维持电力供需平衡。下午18:38，随着傍晚光伏出力下降，系统无法满足负荷需求和备用容量要求，CAISO宣布进入三级紧急状态，切除500MW负荷。10min后，再次切除500MW负荷。下午19:40，发电侧资源可满足负荷需求和备用要求，CAISO命令恢复所有的负荷。

8月15日下午14:00—15:00，受暴风云影响，光伏出力下降超过1900MW，而负荷仍持续上升，导致备用容量下降不足。下午15:00左右，CAISO通过实时市场立即调用约891MW需求侧响应资源以维持电力供需平衡。下午17:12—18:12，风电出力下降1200MW。下午18:13，调度员对电厂的错误指令导致一台燃气机组出力迅速降低，损失出力248MW。下午18:28，由于备用容量不满足要求，CAISO宣布进入三级紧急状态，切除约500MW负荷。下午18:48，风电出力逐步恢复，负荷水平也开始下降，CAISO命令恢复所有负荷。

图1 加州停电事件时间线

03、原因初步分析

引发CAISO实施轮流停电的直接原因是系统供需不平衡，运行备用容量不满足相关要求。CAISO对系统运行备用容量的要求遵循NERC标准BAL-002-3和WECC标准BAL-002-WECC-2a，最小的备用容量大约是负荷的6%。用于维持该要求的运行备用主要包括机组旋转备用，以及可在10min内启动的机组和可切负荷等非旋转备用。图2给出了8月14日加州电力系统运行备用曲线。

图2 2020年8月14日加州运行备用曲线

初步分析，加州系统供需不平衡主要是以下原因导致：

1）罕见高温引起负荷增长。8月加州地区日负荷峰值的平均值高于7月3197MW，其中8月14日负荷峰值首次突破45000MW，当天负荷峰值高达46 777MW，比2019年夏季负荷峰值(出现在2019年8月15日)高2629MW，超出CAISO在2020年年初对夏季峰荷预测的中位值870MW，负荷需求增幅明显。

2）应对新能源波动的灵活调节能力不足。8月14日，由于傍晚太阳落山导致光伏出力骤降，加州地区净负荷（负荷减去新能源出力）从29783MW(中午13:30)迅速攀升至42240MW (傍晚18:55)，如图3所示，意味着CAISO需要在约5h内调出12457MW常规电源容量，以满足地区电力供需平衡。而为了响应加州SB 100清洁能源法案要求，作为主力电源的燃气机组大量退出运行，当天更是由于计划检修、故障停运、燃料供应等原因，燃气机组出力能力进一步受限。加之，配套的储能设施滞后，削弱了系统灵活调节能力，无法应对新能源并网带来的出力波动。

图3 2020年8月14日加州负荷曲线

3）区域间电力协调互济能力不足。加州电网接入美国西部电网，CAISO与周边BAs实现电力交换，8月14日下午18:30停电前，加州系统的净受入电力为6920MW，仅占当时系统总负荷的15%，是2019年CAISO系统最大净受入电力11 666MW的59%。可见，尽管CAISO在当天已向周边BAs寻求紧急支援，但由于区域间电力协调互济能力不足，难以得到周边BAs的充足电力支援，无法及时缓解缺电局面。

4）山火频发导致调度更为谨慎。今年8月期间，加州地区历经了史上第二大山火灾害。由于山火覆盖面积广、历经时间长、影响范围大，容易引发架空输电线路群发性跳闸，且永久性故障居多。为降低大规模停电的风险，调度人员可能选择了较为保守谨慎的切负荷措施，以保障电网安全运行。

5）部分市场行为加剧供需紧张。8月14日和15日报价负荷与实际负荷的峰值偏差分别达到3386MW和3434MW，导致调度计划安排不足，难以应对实时市场上的负荷增长。此外，由于市场设计缺陷，在电力供应紧张的情况下，加州日前市场的集中竞价机制和余额容量市场行为反而释放出支持更多外送电力的信号，进一步加剧了市场供需紧张的局面。

04、对我国电力系统的启示

1）电力系统应适度超前发展，为经济社会提供有力保障。为了满足负荷增长需求，与社会和经济发展增速相匹配，应保证电源、电网建设适度超前发展，同时应加强电源和电网的协调发展，避免因电力供应不足或电网输送能力不足而导致缺电、限电事件发生，造成经济损失和民众生活不便。

2）构建合理电源结构，提升新能源接纳能力。目前，我国灵活性电源占比较低，2019年底包括抽水蓄能、燃气机组在内的灵活调节电源装机仅占总电源装机比重的6%。未来高比例新能源接入将对电网灵活调节能力提出极高的要求，需要在评估电力系统安全性及新能源接入承载力的基础上，合理优化电源结构，建设必要规模的常规电源，配置足够的灵活性调节电源，提升新能源消纳能力，推动实现能源绿色低碳转型。

3）强化运行备用管理，保障系统安全裕度。严格落实新版《电力系统安全稳定导则(GB 38755—2019)》等标准中关于系统备用容量的要求，进一步提高新能源出力预测和负荷预测的精度，统筹考虑新能源出力不确定、负荷特性、跨区跨省支援能力等因素，合理安排机组检修、开机方式，科学制定发电计划，充分保障系统安全运行裕度。

4）深化需求侧管理，提升系统平衡能力。随着新能源占比持续攀升，传统调节资源的调度空间越来越小，而与此同时，我国电网具有电动汽车、分布式储能、智能楼宇空调、电采暖、工业园区等大量具备调节潜力的负荷资源。应进一步深化需求侧管理，大力发展需求侧响应技术，创新市场机制和商业模式，完善支持政策，提升电力系统平衡能力。

5）加大储能发展力度，提升系统灵活调节能力。应加大储能发展力度，积极探索储能应用于新能源消纳等场景的技术模式和商业模式，加快制定储能相关技术标准，综合考虑不同类型储能的技术成熟度和经济性，统筹储能规划、建设及运行，支撑提升新能源利用率和系统安全运行水平。

6）高度重视电力系统安全，推动电力市场健康发展。我国电力系统坚持统一调度、统一管理的体制机制，为大电网安全运行提供了重要保障，近20年来还没有发生过全网性大停电事故。当前，我国电力市场化改革正稳步推进，在电力市场建设和能源转型过程中，应高度重视电力系统安全，加强市场化改革中的风险研究，推动电力市场健康发展。

7）防范严重自然灾害风险，提升重大突发事件应对能力。我国是世界上自然灾害最严重的国家之一，台风、暴雨、冰灾等自然灾害对电力基础设施造成大面积区域性破坏，严重威胁电力系统安全稳定运行。应从开展差异化规划设计、灾害监测预警、加强设备运维、优化运行方式、灾后应急处置等方面综合施策、协同应对，最大程度降低自然灾害对电网的冲击和影响，不断提升我国电力系统应对各类重大突发事件的能力。

05、后续研究方向

目前CAISO正在对此次停电事件开展深入调查分析，预计年底将给出详细的分析报告。后续将持续跟踪停电事件分析，从中吸取经验教训，为我国电网安全稳定运行提供借鉴参考。

参文格式

何剑，屠竞哲，孙为民，等．美国加州“8•14”、“8•15”停电事件初步分析及启示[J]．电网技术，2020，44(12)：4471-4478．

He Jian，Tu Jingzhe，Sun Weimin，et al．Preliminary analysis and lessons of California power outage events on August 14 and 15, 2020[J]．Power System Technology，2020，44(12)：4471-4478(in Chinese)．