市场环境下电力系统的安全可靠性问题

　　0 引言

　　在开放的电力市场中，买卖双方通过互联的电力网络来协商其价格，进行电能的交易。在一定的需求水平下，买方希望以较低的价格获取电能，而卖方希望以较高的价格卖出电能。显然对买卖双方而言，参与市场的目的是为了追求自身的最大经济利益，而绝非为了系统的安全可靠性。作为电力市场中的另一方，电网公司只有在一个安全运行的电网上才能使得买卖双方的交易成为可能。类似于证券交易所，电网公司对买卖双方收取交易佣金，其收益的大小与交易量的大小成正比，但该收益并非其净收益，因为电网公司不仅要为建设、维护电网付出费用，还要为维持电网的运行支付费用(例如辅助服务的购买)。可见，虽然电网公司负责电网的运行，但其维护电网运行的目的仍然是为了追求自身的最大经济利益，在电网建设、运行上的投入应视可能的收益而定，而非仅仅为了系统的安全可靠性。当然，系统安全可靠性的破坏有可能使得各方的经济利益受到损害，但此时市场参与者保证系统安全可靠运行的目的仅仅是为了更好地维护自己的经济利益。换言之，在传统的电力系统运行中，可靠性高于经济性;而在电力市场中，可靠性服务于经济性。在市场环境下，维持电网安全可靠运行的动力来自市场各参与方对经济利益的追求，而非来自各种安全、可靠类的规程。

　　本文针对电力系统运行和规划设计中的一些安全可靠性因素做了初步的探讨。

　　1电网运行安全可靠性的考虑

　　1.1 N一1安全经济运行的考虑

　　在传统的电力系统中，N一1标准是输电系统静态安全评估的标准之一，即系统中1个发电机组或1个电网设备(线路、电缆、变压器)退出运行时，系统仍应能维持运行[1] 。显然，N一1标准的执行将导致系统在正常情况时运行于非最优状态下。而在市场环境下，电网公司的目标是获得最大的经济效益。所以N一1标准是否执行，执行到什么程度，均取决于经济效益。亦即：通过比较N一1安全经济运行与不计N一1安全经济运行(正常网络的经济运行)的经济指标，确定为确保N一1安全经济运行而付出的代价;若不计及N一1安全经济运行,则系统运行可靠性将降低。为此，电网公司可能付出如下代价：①因为负荷预测的不准确性可能导致较计及 N一1标准时更大的停电损失;②因为单一线路或设备故障而导致的可能的停电损失。

　　在市场环境下，更可能的情况是系统能够在部分运行方式下不切机、切负荷的应付部分的设备故障，而在另外一些设备故障或另外一些运行方式下，系统将会以切机或切负荷的方法进行处理，因为此时为保障供电的付出将大于切机、切负荷的赔款。

　　1.2 备用容量对经济指标可能导致的损害

　　系统运行涉及的备用主要有负荷备用和事故备用。在传统的电力系统中，负荷备用容量的大小应根据系统负荷的大小、运行经验并考虑系统中各类用电的比重确定[2] ，一般为最大负荷的2%～5%，大系统采用较小数值，小系统采用较大数值。事故备用的容量大小应根据系统容量、发电机台数、单位机组容量、机组的事故概率、系统的可靠性指标等确定，一般约为最大负荷的5%～10%，但不得小于系统中最大机组的容量。而在电力市场环境下，备用容量的考虑应以其是否带来经济利益为标准。通过分析备用可能带来的收益，亦即，因调用备用而避免的损失(若不预留备用容量，则当负荷预报不准或发生故障时均会出现切负荷的情况，此时电网公司需要为不能保障供电而支付赔款)与为备用而支付的代价 (所有备用的容量成本与被调用机组的电量成本之和)之差，可以确定是否需要备用及需要多少备用。也就是说，只有当某一备用带来的收益为正值时，电网公司才会考虑购买该备用。

　　1.3 市场环境下合理的静态稳定储备

　　《电力系统安全稳定导则》[3]规定：“电力系统在运行中应有足够的静态稳定储备，要求在正常运行方式或正常检修运行方式下，按功角判据计算的静态稳定储备系数Kp≥15%，按无功电压判据计算的静态储备系数Ku≥10%;在事故后运行方式和特殊运行方式下，Kp≥10%，Ku≥8%”。但在电力系统环境下，电网公司将根据静态稳定储备所能带来的经济利益确定储备系数的大小，如果为储备的付出大于其可能带来的利润，电网公司将更乐意选择切机、切负荷等措施来保证系统的安全运行，尽管切机、切负荷将导致对电力公司或电力采办公司的赔款。

　　1.4 对暂态稳定性的考虑

　　《电力系统安全稳定导则》[3]中将电力系统发生大扰动时的暂态安全标准按电网结构和故障性质的不同分为4类。在电力市场环境下，由于电网公司只是根据自身的经济利益来考虑系统的暂态稳定性，因此它不会将系统的安全稳定标准分类，不论处于哪种情况;电网公司只会维持能给其带来经济效益的稳定性，电网结构和故障性质的不同将会对分析结果产生影响。

2 规划设计中安全可靠性的考虑

　　2.1 电网规划设计中的安全可靠性

　　传统的电网规划设计中，安全校验计算分静态安全分析和动态安全分析2种。静态安全分析主要用于N一1校验，即校验网络中1个元件故障退出运行时网络的潮流分布，以判断其他元件有无过负荷及电压越限情况。对220kV及以上电网一般要进行各种运行方式的稳定分析，此即所谓动态安全校验。当以上校验不满足要求而发生过负荷、电压越限或失去稳定时，则应采取措施，例如：加设输电线路，增加导线截面，增加无功补偿或提高稳定措施等，使电网满足运行要求。否则，应将不满足运行要求的电网方案放弃。

　　在电力市场环境下，电网公司保障供电的目的是要获得更大的经济利益。因此，一个电网设计方案是否应被放弃的准则有异于传统的电网规划设计，此时，除了改善网络结构，其他提高系统稳定性的措施(例如设中间开关站、串联电容补偿、调相机、静止无功补偿和快速投入电容器组、电气制动、快速继电保护及其他自动装置等)，包括切负荷、切机都将成为提高系统安全可靠性的措施。而最终被选定的方案应该是一个能给电网公司带来最大回报的方案。

　　此外，在传统的电网规划设计中，对暂态稳定计算采用的故障形式、故障切除时间均做出了规定。而在电力市场环境中进行暂态稳定计算时，电网公司将综合考虑各种故障发生的概率、可能导致的损耗、提高暂态稳定性的可能投入及其维护费用等因素，最终得出在经济上最有利的网络设计方案。

　　2.2 电源规划设计中的安全可靠性

　　电气主接线的设计在发电厂的规划设计中占有重要地位。在传统的电力系统中，电气主接线方案的确定是通过对几种可能的方案进行技术、经济比较，并根据所设计的电源在系统中的地位，确定出从整个系统角度而言认为是最为合适的方案[4] 。并且，在对方案进行技术、经济比较时，二者是相互独立的。在电力市场环境下，这种设计思想将遭遇挑战，因为这时电厂是独立的经济实体。在确定其电气主接线方案时，不可能从系统的利益考虑问题，一个方案是否可行，完全取决于该方案是否有利于该电厂的经济利益。因此，在电力市场环境下，电厂在确定电气主接线的方案时尽管也会对各种可能的方案进行比较，但此时的比较将既不同于前述的技术比较，也不同于前述的经济比较，而是从经济的角度对各类方案进行整体的技术经济比较，即既要考虑各类设备的投资、维修费用，也要考虑各方案的运行可靠性及由此可能导致的停电损失，并在此基础上得出综合的最经济的方案。

　　变压器的选择是发电厂(变电站)规划设计中的一个重要问题。在传统的电力系统中，基于可靠性因素的考虑，对变压器的选择做出了一些规定[4] ：①若发电机电压母线上接有2台或以上的主变压器，当其中容量最大的一台因故退出运行时，其他主变压器在允许正常过负荷范围内，应能输送母线剩余功率的70%以上。②对重要变电所，应考虑当一台主变压器停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力允许时间内，应满足I类及Ⅱ类负荷的供电;对一般性变电所，当一台主变压器停运时，其余变压器容量 应能满足全部负荷的70%一80%。⑧通常与系统具有强联系的大、中型发电厂和枢纽变电所，在一种电压等级下，主变压器应不少于2台。上述规定更多的是从维护整个电力系统供电可靠性的角度来考虑问题。而在电力市场环境中，电力公司或电力采办公司考虑问题的立场将会完全不同。实际上，按上述规定所设计的发电厂或变电站，其相当一部分变压器容量是长期空闲的。考虑到变压器是一种静止电器且其事故率较小的实际情况，在电力市场环境下，电力公司或电力采办公司在经过详细的经济比较后，也许会选择不留剩余容量或少留剩余容量、仅选择1台变压器等设计方案。

　　3 电力系统设备的检修

　　3. 1 传统电力市场中设备检修的安排方法及对电网运行的影响

　　由于不能进行有效的设备故障在线预报，因此，在传统的电力系统中，为了保证电力系统的安全运行，采用了对设备进行定期检修的制度。按我国现行规定，火电每年要计划大修和小修，水电每年要小修，2年大修一次。所需检修时间，火电每年为40d～45d，水电每年为30d。变压器大修5年一次[5] 。以发电机组为例，由于当机组停运进行检修时，备用容量减少，系统的可靠性将会降低，为此，电力系统采取了多种机组检修方法，以尽可能保证系统的安全可靠性。按其追求的优化目标(可靠性或经济性)的不同，目前安排检修计划的方法有：等储备法、等风险度法、最小风险度法、最小发电费用法等[6] 。不论采用哪一种方法，预防性检修的实施对减少故障隐患、防患于未然有显著作用，可以有效提高系统运行的安全可靠性。但由于在任何一种方法中，计划的实施均没有对经济性做任何考虑，而只是考虑了可靠性及技术性(方案实施的可能性)，因此，在传统的电力系统中，预防性设备检修的目的仅仅是为了提高系统运行的安全可靠性，而经济利益不在考虑之列，这与传统电力市场中可靠性高于经济性的指导思想是一致的。

　　3.2 市场环境下设备检修的安排方法及对电网运行的影响

　　与传统电力系统不同，在电力市场环境下，各电力公司、电力采办公司、电网公司分属不同的经济实体，因此，传统电力系统中着眼于整个系统而统一进行的检修计划安排的组织基础已不再存在。此外，在市场环境下，由于各公司对经济利益的追求，使得预防性检修的目的不再是为了提高系统运行的可靠性，而是为了给公司带来更大的利润。因此，在市场环境下检修计划的安排将会与传统电力系统中的安排有着质的区别。亦即，在传统的电力系统中，设备的检修是按规程进行的，没有考虑设备及系统的实际情况，但在电力市场环境下，设备属于各独立的公司所有，设备是否进行检修、什么时间进行检修完全是各公司自己的事，各公司将根据自己设备当前的故障概率、预测的今后数星期内电价甚至一次能源价格等因素进行全面的经济指标分析，最终决定是否需要安排检修。

　　尽管市场环境下各公司的设备预防性检修计划有别于传统电力系统中的检修计划，但这并不意味着市场环境下电网运行的可靠性会大大降低。各个公司为了降低检修成本，会尽可能将设备的预防性检修安排在电网电价较低的时期，亦即在年负荷曲线的低负荷时段，这与传统电力系统中的安排大致相同，不同之处在于设备检修的频率，电力公司将根据设备的实际情况来确定设备是否需要进行检修。因此可以说，市场环境下设备检修的安排方法不会对电网运行造成大的影响。

　　在传统电力系统中，设备预防性检修计划由系统进行统一安排，某一台设备是否需要检修、是大修还是小修均按规定执行，且在确定检修计划时不做经济性的考虑，因此，整个系统只有一个检修计划。在市场环境下，设备预防性检修由各公司根据自己的判断进行，不仅各公司有各自的计划，而且不同类型的公司其计划的编制原则也将不尽相同，例如，电力公司的计划可能考虑一次能源的价格，而电力采办公司的计划则不会考虑一次能源的价格。因此，必须研究新的、适合不同类型公司的设备预防性检修计划的原理，并开发相应的软件。

     4 反事故自动装置的新问题

　　4.1 传统的继电保护配置与市场环境下保护配置的差别

　　电力系统中一旦发生故障，则主保护动作，断路器将故障设备切除;主保护拒动时，则后备保护动作。当后备保护为远后备且动作时，断路器切除的将不仅是故障设备，还包括故障点的上一级设备。在传统的电力系统中，保护的这种配置方法在实际运行中不会遇到什么问题。但在电力市场环境下，由于系统中的设备分属不同的、相互独立的公司，所以一旦故障设备及其上一级设备分属不同的公司时，有可能出现甲公司的设备发生故障而导致连同乙公司设备一起被切除，例如当输电线路发生故障且主保护拒动时导致将上一级发电机切除的情况。显然，此时乙公司的损失是由于甲公司设备故障导致的，该损失应由甲公司承担。问题是这一损失到底是多少 如果乙公司向甲公司索取的赔偿过大，甲公司有可能更乐意将远后备变更为近后备或者甚至考虑再增设一套主保护，只要增加的投资低于可能向乙公司支付的赔偿(通过综合的经济比较)。因此，在市场环境下，继电保护装置的配置将与传统电力系统中有着较大的差别，这将在电力系统规划设计、运行中导致不同的分析思想和方法。

　　4.2 自动低频、低压切负荷控制在电力市场环境下遇到的困难及可能的解决方法

　　自动低频、低压切负荷控制是在电力系统紧急状态下频率异常降低时广泛采用的最有效的措施。在传统电力系统中，一切资源均由系统统一调度，因而在低频、低压切负荷时不会遇到行政上或经济上的障碍。但在电力市场环境下，各公司在行政上、经济上是相互独立的，因而在采取低频、低压切负荷时将会遇到如何进行经济赔偿(或补偿)的问题。从电网公司的角度出发，当系统频率异常降低时，采取切负荷措施是必须的，问题是如何以最小的代价与电力采办公司达成切负荷的协议。此时，可能的处理方法有2种：①事先在可能的切负荷点购买切负荷容量，即将切负荷容量与有功备用容量一样归入辅助服务范畴;②不进行事先的购买，而是在低频、低压切负荷后对相应的电力采办公司进行违约赔偿。电网公司在处理这一问题时可根据实际的网络、运行方式及电价等情况做出对本公司最有利的选择。对一些处于关键节点的电力采办公司，采用第1种处理方法更有利，而对其他电力采办公司则采取第 2种处理方法会更好。

　　4.3 安全稳定紧急控制系统在电力市场环境下需要协调的问题

　　紧急控制的作用主要是电力系统承受扰动时保持运行稳定性和防止事故扩大，并保持供电的持续性，其主要措施有切机、切负荷、系统解列等。在电力市场环境下，由于这些措施的实施会影响不同公司的利益，因此，电网公司必须事先与其他公司就切机、切负荷、系统解列等达成协议，以便在系统运行的稳定性受到威胁时能够按协议采取措施。所达成的协议，可能是在关键节点预先购买切机、切负荷容量及系统解列许可权(归属于辅助服务范畴)，也可能是当系统运行的稳定性受到威胁时在一些非关键节点处先采取相应措施，然后再对相应的公司按协议进行违约赔款。当然，具体到某一节点到底采取何种方式，应在详细的经济分析基础上做出决定。

　　5 电力市场环境下安全性与经济性的统一

　　与传统的电力系统不同，在电力市场环境下，系统的安全可靠运行将通过各独立的电力公司、电力采办公司及电网公司对利润的追求而得到保障。电力公司为了保障自己的利益，会尽可能保证自己经营的电厂的可靠运行;电力采办公司为了保障自己的利益，会尽可能保证自己经营的配电网的可靠运行;而电网公司则会尽可能保障整个电网的安全运行，否则，它非旦不能获得利润，还将因为不能提供服务而向电力公司和电力采办公司支付赔款。在电力市场环境下，经济性和安全性不再表现为2个独立的指标，安全性将融入经济性中：传统电力系统中的安全性指标不再单独存在，而只是作为可能给相应公司带来经济利益的一种措施。传统电力系统中的某一安全性指标在市场环境下是否会得到执行、执行到何种程度，取决于这一指标的执行是否会给相应的公司带来经济利益。可以预见，在市场环境下，网络运行的安全性将不再有统一的规定，而将由系统的运行方式、电能的买卖价格、违约的赔偿价格、辅助服务的价格等诸多因素决定。