美国得州2021 年极寒天气停电事故分析及启示

钟海旺，张广伦，程 通，叶倚伶

（1. 清华大学电机工程与应用电子技术系,北京市 100084；2. 电力系统及大型发电设备安全控制和仿真国家重点实验室（清华大学）,北京市 100084）

0 引言

2021 年2 月8 日至20 日,美国得克萨斯州（简称得州）经历了连续极端低温天气诱发的大停电事故,这也是美国近10 年内发生的第4 次因极端严寒引起的停电事故。事故中执行了最高20 GW、最长持续4 天的负荷轮停,这也使其成为美国历史上最大的人工轮停事件［1］。事故发生后,美国联邦能源管制委员会（FERC）、北美电力可靠性委员会（NERC）及6 所区域电力可靠性组织共同组成了调查委员会,就此次事故的原因、与此前事故的相似性、事故中各机构采取的措施等展开了调查,并于2021 年11月16 日发布了长达313 页的《2021 年2 月得州与美国中南部寒冷天气事故调查报告》（简称《报告》）［2］。本文旨在结合该事故调查报告,总结事故发展过程与事故成因,梳理此次事故中电力系统应对极端天气的经验教训与核心建议。同时,基于中国电力行业与电力系统发展的实际情况,全面、深入地分析事故对中国电力行业的启示。

1 事故概况与发展历程

1.1 得州电网概况

得州素有“美国能源第一大州”之称,其发电量约占到全美的10%。其中,由独立系统运营商——得克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT）管理的得州电网,满足了超过2 600 万得州电力用户的电力需求,约占全州电力负荷的90%［3］。然而,得州电网几乎与美国东部、西部互联电网之间相互独立运行。得州电网与邻近区域电网间联络线如图1 所示［4］。图中,SERC 为美国东南区电力可靠性协会、WSCC 为美国西部系统协调委员会。

图1 得州电网与邻近区域电网间联络线示意图Fig.1 Schematic diagram of tie line between Texas power grid and adjacent regional power grids

由图1 可见,得州与邻近区域电网间不存在交流联络线,仅存在4 条直流联络线,其中北部两条联络线（North Tie 和East Tie）与属于美国东部互联电网的西南电力库（Southwest Power Pool,SPP）相连,南部2 条（Laredo Variable Frequency Tie 和Railroad Tie）则与墨西哥电网相连,4 条联络线总容量仅为1 220 MW。另有一条容量为36 MW 的与墨西哥相连的直流联络线（Eagle Pass Tie）,于2020 年5 月宣布永久停止服务［5］。

此外,得州电网的能源结构也存在一定的特殊性。据统计,截至事件发生时,得州总装机容量为123 GW,其装机容量和能源结构如图2 所示。其中,以天然气为燃料的燃气发电机组占比达52.2%,位居第1 位；风力发电机组占25.5%,居第2 位；其余燃料类型的机组占比见图2。燃气机组的高灵活性以及风电机组的清洁性,使得ERCOT 能在高效消纳清洁能源的同时,几乎无需依赖与其他电网间的功率交换而独立运行［6］。

图2 得州电网装机容量和能源结构Fig.2 Installed capacity and energy structure of Texas power grid

1.2 事故发展历程

回溯整个事件,此次得州停电事故的发展历程与极寒天气的发展情况是紧密相关的,如图3 所示。根据环境温度、系统状态的发展趋势,本次事故可从时序上分为3 个阶段：1）事故前阶段,即2 月8 日前；2）事故发展阶段,即2 月8 日至2 月14 日；3）事故处理阶段,即2 月15 日至2 月19 日。

图3 得州极寒天气事故系统状态发展历程Fig.3 System state development process of Texas extreme cold weather accident

1）事故前阶段

以北极冷空气气团到达得州作为时间上的分界点,2 月8 日前为事故前阶段。早在2021 年1 月底,ERCOT 气象部门就预测到了2 月中旬极度严寒天气来临的可能性。1 月28 日起,ERCOT 网站上开始每日公开温度、降水等气象数据,为员工开展系统调度、负荷预测等工作提供参考。2020 年底,ERCOT 发布的资源充裕性规划中,也对冬季负荷水平、机组可用容量等做出了评估［7］。可以说,对于此次极寒天气,ERCOT 并非毫无准备。

除ERCOT 外,得州电网的发电企业、天然气设施等也都采取了一定程度的御冬准备。风电、光伏机组对设备进行了全面的检查,并设置了故障响应团队；燃气、燃油、燃煤等火电机组,则额外在关键设备处安装了隔热、加热装置以抵御冰冻。天然气方面,生产设施采取了抗冻、流体管理等措施保障天然气产出,加工设施则为控制中心和一些关键设备设置了备用电源,以保障电力供应。

2）事故发展阶段

2 月8 日凌晨,来自北极的冷空气气团到达得州北部,并持续南移。随着温度的逐渐下降,系统的电力负荷开始爬升。2 月10 日至11 日,得州中北部地区遭遇了冻雨天气,温度降至0 ℃以下。极端低温与冻雨天气开始影响到电力系统与天然气设施的正常运行。风电机组因叶片结冰出现强迫停运；天然气设施由于井口冻结与设备故障等原因产量降低,进而影响了燃气机组的正常运行。在此情况下,ERCOT 仍具备足够的发电能力,成功满足了2 月12 日的峰值负荷64 GW 的需求。然而,2 月13 日至15 日期间,北极冷空气团在得州范围内驻留,得州气温进一步降低。2 月14 日夜间,ERCOT 全系统峰值负荷达到史无前例的69.87 GW,这已超出了2020 年底资源充裕性规划中的冬季峰值负荷预测值67 GW。极高的负荷水平与不断扩大的发电机组停运规模,使得整个电力系统的频率不断下降,最终于2 月15 日00：11 降至59.94 Hz,超出正常的系统频率范围,即59.95～60.05 Hz。

3）事故处理阶段

2 月15 日凌晨00：11,系统频率低于正常系统频率范围,标志着事故处理阶段的开始。此阶段中,ERCOT 多次面临系统频率崩溃的巨大风险,不得不频繁采取相关措施维持系统频率,避免系统崩溃。00：11 至01：16,系统频率一度低至59.868 Hz,最终因ERCOT 及时执行紧急需求侧响应而回到59.95 Hz 以上。然而,此时的系统十分脆弱,即使短暂、轻微的功率失衡也可能造成频率的急剧变化。01：18,一台133 MW 的机组跳闸,10 s内,系统频率再度降至59.924 Hz,随后稳定至59.934 Hz。01：20,ERCOT 发布3 级能源紧急警报（energy emergency alert,EEA）,并人工削减了1 GW 负荷。01：26,系统频率回到60.001 Hz。然而好景不长,01：35 至01：49,超过3.20 GW 的发电机组发生故障,致使系统频率急速下降至59.504 Hz。ERCOT 曾在01：45启动了另一轮1 GW 的负荷削减［8］,但并未起效。01：51,系统频率降低至59.4 Hz 以下,这也是发电机组低频继电器跳闸的阈值。此时,留给ERCOT 处理频率过低问题的时间只剩短短9 min,否则极有可能导致约17 GW 的机组因频率过低而切机,从而引发全系统大规模停电。可见,ERCOT 最终采取大规模的负荷轮停亦是无奈之举。01：51 与01：55,ERCOT 先后启动了2 轮分别为3 GW、3.50 GW 的负荷轮停,最终使系统频率回到59.401 Hz。系统频率处于59.4 Hz 以下的时间共计263 s。然而,此时系统仍未处于稳定状态。02：00,ERCOT 继续削减了2 GW 的负荷,用于平衡此期间机组跳闸的影响。02：02,系统频率回到60 Hz 以上,并且基本稳定。

尽管系统频率已经稳定,但事故仍在持续。2 月16 日,冷气团的驻留使得温度进一步下降,实际的电力负荷需求仍在增加,机组故障容量仍在不断上升。ERCOT 不得不削减更多负荷以保障系统的稳定,负荷削减峰值一度达到20 GW。直到2 月17 日晚,情况才稍见缓和。逐渐回升的气温使得由于极端低温、冻雨而停运的机组逐渐恢复正常运行；随着ERCOT 的指示,负荷开始逐步恢复。2 月19日09：00,ERCOT 能源紧急警报降至2 级；10：35,ERCOT 恢复到正常运行状态,宣告此次极寒天气停电事故的结束。

2 事故成因分析

对于此次得州及美国中南部极寒天气引发大规模停电事故的成因,早期的媒体报道、学术讲座、论坛报告、已发表的关于此次事故的文献,以及由FERC 发布的《报告》都有所论述。图4 给出了事故期间,被认定为由极寒天气引发的发电侧故障中不同原因故障的数目以及占比。

图4 事故期间极寒天气引发的发电侧故障统计Fig.4 Statistics of faults at generation side caused by extremely cold weather during accident

结合图4 和多方资料,本文认为此次极寒天气停电事故的主要原因可以归纳梳理为4 个方面。

2.1 复杂的电-气耦合系统与欠佳的协同调度

据统计,事故期间极寒天气引发的发电侧故障中,以天然气为燃料的燃气机组由于燃料问题而发生故障的比例约占27%。相比之下,其他类型机组因燃料问题发生故障的比例仅占到全部故障的4%。这与得州电网中燃气机组装机容量占比过半以及电力系统-天然气系统间的复杂双向耦合关系是密不可分的。一方面,向燃气机组过度倾斜的能源结构使得得州电网在事故早期发电机组因极寒天气发生强迫停运时,需要大量消耗天然气燃料的储备以维持系统能量平衡；另一方面,复杂的电-气耦合关系使得电力系统与天然气系统的协同调度变得十分困难。

对电力系统而言,极寒天气下天然气产量的下降将极大程度地限制得州电网的供电能力。例如,极端低温、冻雨天气使得天然气井的井口发生冻结；道路交通运输条件恶化使得天然气设施设备发生故障后的维修无法正常进行；此外,为了防止低温、冰冻对设备造成损伤,部分天然气设施也被提前关停。而对天然气系统而言,系统供电能力的不足又“正反馈”式地加剧了极寒天气下天然气产量的下降。根据事故调查结果,ERCOT 启动负荷轮停时并没有将天然气设施作为关键负荷优先保障其电力供应,而是作为可中断负荷进行了切除。据统计,与电力供应不足有关的天然气设施故障占到事故中天然气设施故障的42.8%,如表1 所示。这一比例与直接因井口冻结、道路不通、设备故障导致的天然气设施故障所占比例几乎持平。由此可见,在极寒天气下电力系统-天然气系统的协同调度方面,得州电网并不具备相关经验。得州电网中过重的燃气机组装机占比和复杂的电-气耦合关系,与在寒冷天气下得州欠佳的电力系统-天然气系统协同调度方案之间的矛盾,是事故的一大原因。

表1 天然气生产设施故障原因统计Table 1 Failure cause statistics of natural gas production facilities

2.2 薄弱的电网互联能力

在ERCOT 经历严寒天气的同时,同样受电力供应紧张影响的还有同处于美国中南部区域、与ERCOT 毗邻的SPP 和中部大陆独立系统运营商（MISO）。与ERCOT 所不同的是,SPP 与MISO 均属于美国东部互联电网,与邻近区域间建设有大量交流联络线。由于东部互联电网中,美国东部地区并未遭受此次极寒天气的袭击,SPP 与MISO 得以及时从大量联络线上受入大量功率,以应对本地的电力短缺与激增的负荷需求。据统计,MISO 从东部互联电网受入的峰值功率达到约13 GW（于2 月15 日）,其中约6.5 GW 功率又再度通过联络线输送给SPP。虽然事件中因联络线输送功率激增导致SPP、MISO 均出现了不同程度的输电系统紧急情况,但最终并未造成长时间、大范围的停电。相比之下,ERCOT 仅能从4 条直流联络线上受入约1 GW功率,实属杯水车薪。已有事故分析的相关文献中［3,6,8-11］均无一例外地提及了电网互联能力的缺失在此次得州极寒天气停电事故中产生的影响。可见,以充分独立自主的电网运营能力作为代价,薄弱的电网互联互济能力是得州停电事故发展为大规模、长时间的重要原因之一。

2.3 尚未生效的可靠性标准与不充分的御冬准备

据图4 显示,事故期间极寒天气引发的发电侧故障中,直接由极端低温、冻雨天气造成的故障是事故的首要原因,占全部故障的44%。例如,风机叶片结冰可能导致风电机组非计划停运或降功率运行,发电厂控制和信号装置内测压水柱冻结可能引发装置误动,发电厂给水系统、通风系统、润滑系统等内部液体冻结可能导致设备无法正常工作等。从该数据直观分析,ERCOT 未能提早预测到极寒天气,或未提早通知发电侧加强防冻措施,曾被认为是事故的主要原因之一。

然而,需要首先明确的是,此次极寒天气确是近几十年内最为严峻的一次,得州首府奥斯汀的最低气温比近35 年来2 月最低气温均值要低20.3 ℃。其次,早在1 月底2 月初,ERCOT 气象部门就已预测到2 月中旬出现极端严寒天气的可能性,并采取了一系列预警、通知措施。事故调查中,FERC、NERC 认为负责得州电网可靠性的ERCOT 在事故处理全过程中并不存在大量过失。相反地,ERCOT 高效地感知了事故期间的电网状态,并采取了恰当的措施保障了电网的可靠性。这与得州在应对极寒天气上积累的相关经验显然是分不开的。2011 年、2014 年、2018 年,得州曾经历过3 次不同程度的寒冷天气引发的停电事故。因此,ERCOT 在应对此次极寒天气时有一定的预测与准备。在预测方面,早在2020 年底ERCOT 发布的资源充裕性规划中,就对2020 至2021 冬季的负荷需求同时进行了置信度50% 与90% 的预测。然而,即使是在90%的置信度下,ERCOT 预测的全系统峰值负荷67 GW 仍然显著低于实际的峰值负荷69.87 GW。

关于未提早通知发电侧加强防冻措施的指责同样也是没有根据的。早在2019 年,FERC 与NERC就联合发布了对2018 年冬季停电事故调查的报告［12］,其中针对寒冷天气,明确提出了对NERC 可靠性标准的相关修订意见。例如,要求发电机所有者至少为某个发电机组制定一项寒冷天气应对计划,计划中至少应包括机组防冻措施及其年度检修。2011 年的事故报告中,也提到了天然气基础设施评估为关键负荷的问题［13］。然而,此标准的修改案直至今年8 月才通过审查,并预计最早于2023 年4 月开始生效。此次停电事故发生的时期,恰巧属于标准修订生效前的过渡时期。在可靠性标准修订生效前,对发电侧主体的要求如辨识易受寒冷天气影响设备、加强机组防冻措施等,都仅仅作为建议的形式给出,其约束力不足。由此可见,未及时生效的可靠性标准是导致得州电网御冬准备不足的重要原因之一,从而间接导致了面临百年一遇的极寒天气事件时,直接由低温、冰冻造成的故障容量远超预期。

2.4 尚不完善的市场机制设计

得州电网御冬准备不充分的另一个重要原因,在于其尚不完善的市场机制设计。一方面,在2023 年4 月NERC 可靠性标准关于极寒天气的修订案生效前,得州不存在任何法律要求发电机组加装防冻设备；另一方面,ERCOT 没有设置容量市场［11］,而是通过能量市场中的尖峰电价机制、稀缺性定价机制等补偿机组的容量成本。当系统备用过剩、电能供应充足时,稀缺性定价极低,接近于零。在这样的市场机制下,发电侧企业没有充足的意愿对机组进行防冻改造或加装防冻设备。据统计,超过40%的发电企业在此次事故后,承认自己并没有实际采纳2011 年报告中给出的关于机组防冻的相关建议。2018 年事故调查报告与此次调查报告中,均将对NERC 可靠性标准的修订建议放在重要位置,其目的就在于填补法律、标准在这方面的缺失。此外,《报告》中也明确建议得州电网设计合理的市场机制,对紧急情况下的需求侧响应、能效项目进行激励,对发电机组防冻改造的成本进行补偿。由此可见,尚不完善的市场机制也是间接导致得州电网遭遇此次极寒天气停电事故的原因之一。

3 事故经验及对中国的启示

得州电网作为“美国能源第一大州”,此次极寒天气停电事故在全球范围内引发了广泛关注。在面对多日连续极端低温天气时,发电企业、天然气设施等却未做好充分的御冬准备,导致ERCOT 最终无可奈何地进行了大范围的负荷轮停。分析此次事故的主要原因、梳理事故调查报告中给出的核心建议、总结美国在此次事故中获取的电网运行经验,能够让中国电力行业“未雨绸缪”,为应对未来极寒天气提供重要参考。

3.1 事故建议与经验总结

基于此次极寒天气停电事故的调查结果,针对不同的主体（如发电机组拥有者/发电厂调度机构等发电侧主体,天然气生产设施/加工设施等天然气供给侧主体,输电资产拥有者/输电网调度机构/可靠性协调机构等其他主体）,FERC、NERC 给出了几十条电力系统应对极寒天气的相关建议,列于表2中。其中,“发电侧”的前7 条建议、“天然气供给侧”的前2 条建议,以及“其他主体”的第1 条建议,是对NERC 可靠性标准的修订建议,在事故调查报告中被合并为同一条,并置于第1 条核心建议的位置,足见其重要性。表2 中,“实施年份”即建议应当生效的时间,如“2021—2022”表示在2021—2022 年冬季之前,“2024 年之后”表示建议可在2023—2024 冬季之后生效,但也应该尽快生效。

表2 报告提出应对寒冷天气的建议Table 2 Suggestions put forward by report for dealing with cold weather

从表2 可以看出,FERC、NERC 给出的建议十分全面、详细。在主体上,既涵盖了发电侧、输电网、配电网等,也考虑到了事故中电-气耦合的紧密性,涵盖了天然气供给侧,还针对政府部门给出了一些建议（例如成立紧急事故响应中心）；在形式上,既有发电机组/天然气设施防冻措施等一次设备方面的建议,也有控制数据采集系统等二次设备方面的建议,还有提升短期负荷预测等算法层面的建议；除上述技术性建议外,还包括了修订现行可靠性标准、补偿机组防冻改造成本等政策性建议,以及开展区域互联研究、黑启动可靠性研究等学术方面建议。总体而言,FERC、NERC 呼吁得州乃至美国其他区域电网做到以下几方面：

1）以NERC 可靠性标准作为约束,强制提升电网应对极寒天气的容量可靠性,包括要求发电侧制定寒冷天气预防计划,精准考虑低温、冻雨并采取相应的防冻措施等；

2）加强电力系统-天然气系统在极寒天气下的协调性,包括明确、评估天然气燃料合同对燃气机组可用容量的影响与风险,辨识关键天然气设施负荷并保障其不受负荷削减、需求响应影响等；

3）推进与事故相关的各类型学术研究,包括邻近区域电网互联研究、黑启动机组可靠性研究、低频事件/频率波动事件研究等；

4）开展技术、市场、监管的多方合作,以完善的市场机制与政策保障前述建议的实施,如设计机组防冻改造的市场补偿机制、快速执行需求响应的补偿机制、开展技术研讨会议等。

3.2 事故对中国的启示

表2 中,FERC、NERC 给出的应对极寒天气的建议是结合了本次得州极寒天气停电事故的调查结果及2011 年、2014 年、2018 年3 次寒冷天气停电事故的经验综合得出的。中国也有从寒冷天气停电事故中汲取的相关经验。2008 年1 月中旬至2 月,中国南方地区遭遇了一场史无前例的特大冰雪灾害［14］。持续约25 天之久的大范围低温、雨雪、冰冻天气,对电网造成了严重影响。线路覆冰、输电杆塔倒塌、变电站跳闸等引发了大面积的停电,共约7 786.2 万人受灾。这场冰灾过后,如何应对冰雪灾害成为电力行业的研究热点。国家电网有限公司出台了《110～750 kV 架空输电线路设计技术规定》等5 项电网设计企业标准,通过提高输电系统的设计标准,提升电网基础设施在极寒天气下运行的可靠性。2008 年至今,中国南方电网有限责任公司累计完成了2 100 条10 kV 以上输配电线路的防冰加固改造。此外,两大电网公司还开展了数十项有关防冰减灾的课题研究。

与历史上的大部分停电事故类似,2008 年冰灾是一场主要针对输配电系统的“容量不足型停电事故”,即由于电力系统发电容量/输电容量缺额、无法正常满足电力供应而导致的停电事故。2003 年发生的美加大停电［15］,同样也是一场控制系统故障导致大量发电机组连续跳闸,进而引发大规模停电的“容量不足型停电事故”［16］。此类型事故中,电力系统将源端一次能源转换为电能的能力因某些突发事件降低,从而诱发了停电。这些突发事件包括台风/雷电/冰雪等气象灾害、控制系统的误动与拒动、来自外界的网络攻击等。

此次得州极寒天气停电事故中,大量天然气机组因极寒天气下天然气产量下降成为“能量受限机组”,最终成为停电事故的重要原因。这带来启示,随着电网结构的复杂化与极端天气的频繁化,一种新型的停电模式可能来临,即“能量不足型停电事故”［17］。与“容量不足型”相对应,“能量不足型停电事故”中,电力系统将遭受因一次能源供应不足而诱发的停电。一个“能量受限”的天然气机组,在一段时期内其燃料是有限的,因此其发电量也存在上限；但从容量上看,由于不存在故障,机组被视作可以满功率运行。而实际上必然有某些时段,其无法满功率运行。这些时刻,往往就是“能量不足型停电事故”容易发生的时刻,得州极寒天气停电事故很好地佐证了这一点。2021 年中国部分地区出现供电紧张的情况,其中一个原因就是燃料价格高涨,供煤合同未完全履约交割。

考虑到全球气候变化的影响,未来极端天气发生的频率或将升高,“能量不足型停电事故”发生的可能性将大增。如何在精准感知气象条件、极端天气事件之外,高效、从容地应对此类新型停电模式,需要从能源规划与统筹设计、优化调度与协同运行、标准建设与政策制定三方面着手。

1）能源规划与统筹设计

此次停电事故的主体——得州电网具有2 个显著特征。其一,内部而言,能源结构过度依赖以天然气为燃料的燃气机组及出力随机性、间歇性较大的风电机组；其二,外部而言,其与邻近区域电网间联络线容量小,跨区电力互济能力薄弱。这启示我们,在未来的能源规划与电网统筹设计中,应当结合能源互联网的建设目标,综合考虑“多能”与“互联”两大特征。

能源规划布局方面,中国早在2016 年就明确了能源互联网的建设目标。近年,随着双碳目标和构建新型电力系统的设想的提出,能源互联网的相关学术研究也始终保持着高热度。能源互联网的一大特征是“多能互补”,即电、气、热等不同能源形式乃至水、风、光等不同一次能源类型之间的灵活替代。实现“多能互补”的一个重要前提,正是在能源统筹规划阶段,设计可操作、可持续、安全稳定的区域性能源结构。得州电力行业发展的环境高度市场化,能源规划与电源结构很大程度上受到市场竞争与市场价格的影响。充分竞争的市场环境下,以天然气为燃料的燃气机组在天然气资源富足且价格低廉的得州具有得天独厚的优势,从而占据了得州逾半数的电源装机容量,形成了过度向燃气发电与风力发电倾斜且电-气深度耦合的能源结构。然而,与得州电力市场不同,中国能源规划与布局以国家发展规划为纲要,在保证市场效率的同时,政府采取了宏观调控,从而使电源结构和空间布局更加合理、均衡［18］。在双碳目标的驱动下,中国将改变以往一次能源以煤炭为主的格局,在确保经济增长与用电安全的前提下,大力发展可再生能源,并探求电网高效、充分消纳可再生能源的方式；天然气发电同时具有清洁与灵活的特性,但燃料价格易受国际市场波动影响,需谨慎评估燃料价格风险与供应问题；作为最可靠的供能方式,燃煤发电机组可通过设备改造、清洁化转型等方式,在保障可持续发展的同时为电力供应保驾护航。作为电网运行的监管者,能源规划主体应以得州作为典型案例,思考如何应对极端天气下能源短缺造成的停电,考虑全方位的影响因素,如机组燃料供应的稳定性、局部地区某类电源过度集中导致的系统可靠性下降等。此外,规划中还应考虑新型储能设备与电动汽车的广泛配置与应用,在“多能互补”中发挥其灵活性。

而在“电网互联”方面,同样处于美国中南部地区,SPP 和MISO 这2 个区域电网与美国东部互联电网之间有着较强的联络线连接和功率交换能力,因而在此次极寒天气中,电力系统受到的影响较轻。相比之下,ERCOT 仅有总容量略超1 GW 的4 条直流联络线与外网相连,因而遭受了沉重打击。一正一反2 个案例,使跨区电网的作用价值不辩自明。据悉,得州目前计划建设一条500 kV、容量为2 GW 的高压直流双向输电线路［19］。该线路旨在加强ERCOT 与美国东南部输电公司之间的电气联系,可以使得州电网在发电过剩或限电期间向东南输电系统提供电力,或在负荷需求高峰期从东南输电系统获取电力。中国始终推进跨区跨省的互联互通和全国统一电力市场的建设,引导全国、省（区、市）、区域各层级电力市场协同运行,发挥电网在大范围资源优化配置中的主平台作用；为实现双碳目标,跨区输送能力将进一步提升。中国还将进一步推进全国统一电力市场的建设,有效发挥紧急状态下跨省跨区支援作用,更好地实现大范围的资源优化配置。

2）协同调度与安全运行

以天然气作为首要发电燃料的得州电网,其电力系统与天然气系统这2 个重要基础设施之间具有广泛、复杂、紧密的耦合关系。然而在极寒天气来临时,电力系统与天然气系统却并未达成高效、互补的协调作用；相反地,天然气基础设施被作为可中断负荷切除了电力供应,进一步恶化了电力系统的燃料供应情况。这反映了在电力系统与天然气系统耦合程度日益加深的当下,亟待研究二者之间深层次的相互影响机理,发挥二者之间协同互补的作用。实现“多能互补”协同调度的关键,在于明确多种能源系统之间能源特征与转化机理,利用不同能源形式间的耦合关系实现协同调度,从当前相对独立的电力调度发展为不同能源形式协同配合、相互替代的综合能源调度,提高整体的能源利用效率。考虑到事件中道路积雪冰冻也对天然气产量及运输造成负面影响,还可开展电力系统、天然气系统、交通系统之间协同机理的相关研究。当前,中国正在广泛开展综合能源系统的基础研究、关键技术与商业模式的示范与应用,正契合了这一主题。多能互补,不仅能提升稳态运行情况下系统的经济性,也能有效提升极端天气情况下系统的安全性。

此外,针对“能量不足型停电事故”此类新型停电模式,在电力系统源网荷储协调安全运行方面,也应当开展相关对策研究。例如,类比常规可靠性研究中的薄弱元件,研究如何精准辨识“能量不足型停电事故”中容易“能量受限”的元件,从而做到有针对性的灾害预警与风险评估。在评估发电机的可调电力电量时,不能仅仅考虑到电的可靠性,即机组历史天气适应能力、未来环境条件等,还需要延伸到其一次能源,精准把握燃料供应和库存情况,乃至燃料合同的未来履约情况。类比常规增加设备“容量可靠性”的“硬化措施”（如规划建设更多设备提高备用容量）,可研究提升设备、系统“能量可靠性”的相关对策。例如,针对极寒天气,需要适度增加天然气等燃料储备,尤其对于黑启动机组的燃料储备。同时,应适度增加长时间储能设施的配置,如储热、氢储能等长时间储能,以应对极端天气下长时间的容量缺额和电量不足风险［20］。

3）标准建设与政策制定

行业标准和规范与事故调查报告中的建议有着截然不同的约束力。2011 年、2014 年、2018 年,得州曾经历过3 次不同程度的寒冷天气引发的停电事故,FERC 也对每次寒冷天气停电事故进行了调查,并公布了调查报告,其中就包含对电网主体的相关建议。在2011 年与2014 年事故报告中,就已经提及了发电机组御冬准备、防冻措施的相关内容。然而,这些内容仅仅以建议的形式给出,并未落实到位。2018 年事故调查报告的相关建议,直接促使了NERC 可靠性标准在关于寒冷天气可靠性方面的修订。NERC 可靠性标准是由NERC 主导制定的,约束、规范北美主干电力系统（包括美国东部互联电网、西部互联电网、得州电网及加拿大魁北克电网）,保证其可靠性、高效性、安全性的相关标准［21］。相比于事故报告中的建议,NERC 可靠性标准对电网主体的行为具备更强的约束力。此次的事故调查报告中,更是将对可靠性标准的修订放在核心建议的首位,足见其重视程度。这启示我们,应当重视行业标准、规范的引领作用与重要性,尊重其强制性。电力系统应对极端天气,必须从重视标准做起,以标准的强制性提升电力系统预防措施的充分性。2008 年年初,中国电网遭遇的特大冰雪灾害是一场主要针对输电系统的“容量不足型停电事故”,因此后续出台的电网企业设计标准中也更多关注了输电系统在覆冰情况下的容量可靠性。未来,应当综合关注发电侧在应对冬季低温、冻雨天气方面的容量可靠性与能量可靠性,修订、出台相关的国家、行业标准与规范,以强制约束的形式提升电力系统面对极寒天气的可靠性,为电力的稳定供应提供保障。

在具体技术层面的建议之外,FERC 还针对州立公共事业委员会、联邦相关机构等政府部门,给出了奖励需求侧响应资源与能效项目,制定合理政策保障极寒天气下的天然气供给,设计合理的机组防冻改造成本补偿机制等建议。这说明FERC 认识到,得州电网缺乏合理的容量市场机制,要求发电商斥资进行防冻改造是违背投资者意愿的。这启示我们,电力系统如何应对极寒天气,不仅仅是一个技术问题,还可能涉及经济问题、市场问题乃至行业政策问题。高可靠性的电网架构、充足到位的御冬准备固然十分重要,合理的电力市场机制、完善的能源行业政策也同样不可或缺。尤其在应对极端天气的问题上,需求侧响应是电力系统十分重要的资源。一方面,快速响应的需求侧资源能够充分发挥电力系统灵活性；另一方面,容量较大的关键性需求侧资源能够作为可中断负荷极大缓解供电短缺状况。如何挖掘这些需求侧响应资源的真实价值,制定合理的激励政策与市场机制,充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用,是亟待解决的难题。

4 结语

美国得州2021 年极寒天气停电事故,是由极端低温、冻雨天气、燃气机组燃料不足主导的发电侧故障作为直接原因,电力系统欠佳的御冬准备与薄弱的互联能力作为间接原因,而共同造成的长时间、大范围停电事故。此次停电事故,给包括中国在内的全世界电力行业提供了许多宝贵的经验。它启示我们,随着社会发展与电力系统规模的扩大,电力系统与邻近区域电力系统、其他能源系统间的耦合愈加紧密；在全球气候变化加剧、极端天气事件频发的当下,大停电事故的模式和机理正变得越来越复杂。基于上述分析,本文结合FERC 停电事故调查报告中总结的美国应对极寒天气停电事故的相关经验,以及中国电力行业的实际情况,呼吁从能源规划与统筹设计、优化调度与协同运行、标准建设与政策制定三方面出发,进一步开展“能量不足型”新型停电模式的对策研究,积极推进多能互补的协同调度研究,提升、保障电网跨区跨省互济能力,开展技术、监管、市场的多方密切合作,从容、高效地应对未来极端天气。