北美电网可靠性评估标准发展动态及对我国电网规划的建议

李旭霞,王秀丽,刘红丽,李锴英,胡迎迎,郎青勇

(1.国网山西省电力公司经济技术研究院，太原市 030021；2.西安交通大学电气工程学院，西安市 710049)

0 引 言

随着经济社会发展，用户对电力可靠性需求的不断提高，同时大规模可再生能源的接入增加了复杂大电力系统运行的不确定性，对可靠性提出了新的挑战。电力系统可靠性评估最先始于设备可靠性评估，随着电力系统间相互依赖性与复杂性的增高，可靠性评估的范围逐步扩展到发、输、配电等多个环节，根据全面的系统可靠性评估可指导电力企业从规划、建设、运行等方面提升系统可靠性。

在可靠性评估理论方面，传统充裕度可靠性评估方法不断完善，近年来国内外针对电力系统可靠性评估取得了一些新的理论和成果[1-6]。文献[1-3]指出我国供电可靠性应注重提升配电网建设与改造，加强提升可靠性管控水平。文献[4-6]根据风光储、海上风电等不同场景建立优化配置模型，并对配置方案进行可靠性评估。此外，在可靠性评价体系方面，美国、英国、德国、法国等西方国家从早年的电力设备可靠性管理逐步转向系统可靠性管理，并且陆续发布了输电网可靠性评价体系[7-10]。

作为世界上最早研究电力系统可靠性管理的地区，北美发布的可靠性标准可以整体反映系统充裕度和故障影响程度，但是由于早期北美可靠性评估指标评价信息与分类不细致，评估指标的实际应用与指导价值较低。为此，北美电力可靠性公司(North American Electric Reliability Corporation,NERC)在2007年基于电力系统历史运行集成数据开始研究大电力系统(bulk power system,BPS)可靠性风险评估体系，连续多年对大电力系统进行可靠性评估，并结合运行数据针对评估结果对可靠性指标进行修订与完善[11-16]，在2017年发布了大电力系统综合风险评估体系指标[17]，文献[18-19]针对北美风险评估指标进行了分析与介绍。然而，随着高比例新能源接入电力系统，未来电力系统将由新能源高比例装机逐步进化为新能源电量占比高比例系统，需要数倍于负荷的新能源装机容量满足未来负荷用电需求，电网运行可靠性管理与评估需要不断发展。2020年初，美国得州等地发生的大停电事故引起了人们对新能源电量高渗透电力系统可靠性评估标准的探讨与反思。

我国电力系统发展良好，大电网和中心城市电网可靠性水平总体较高，但部分偏远地区电网可靠性还有提升空间。随着电力体制改革的不断深化，我国电力系统可靠性管理逐步进入政府监督、电力企业自主管理的阶段。同时电力市场改革促使电力企业开展电力系统可靠性评估，由目前的设备可靠性管理阶段转换到系统可靠性管理层面。在碳达峰、碳中和的背景下，高比例新能源接入电力系统，新的可靠性问题逐渐出现，应当引起政府监管、电力部门及研究人员的重视。本文通过介绍北美电力系统长期可靠性评估标准，从多角度评估并阐述北美电力系统可靠性影响因素与评估准则的最新发展动态，在此基础上分析高比例可再生能源对电网可靠性的影响，为我国可靠性标准的改进以及电力系统规划与运行提出建议。

1 北美电力可靠性组织机构职责

NERC是一家非盈利性公司，其主要职责是制定可靠性标准、进行电力系统可靠性评估、提高北美电网的可靠性和安全性、针对行业培训与运行人员认证等，在世界范围内具有广泛影响。

2003年8月北美经历了历史上最严重的停电，在此背景下NERC成立了“美加电力系统中断工作组”调查北美大停电的原因。2005年美国联邦政府发布了能源政策法案[20],法案中要求建立电力可靠性组织,并提出了美国电网的强制性可靠性标准。2006年4月，NERC向联邦能源管理委员会(Federal Energy Regulatory Commission,FERC)申请并成立电力可靠性组织，同时向FERC和加拿大国家能源局提交了首套强制可靠性标准。

NERC下属6个主要区域实体，其中包括中西部可靠性组织，东北电力协调委员会，可靠性第一公司，国家电力可靠性委员会，得州可靠性实体和美国西部电力联合体。NERC下设3个常务委员会：运行委员会、规划委员会和标准委员会[21]，其中规划委员会专门成立了性能分析委员会负责构建综合可靠性风险评估指标体系。NERC每年会对系统长期可靠性进行滚动评估，长期可靠性问题不一定会对当前可靠性构成威胁，但会影响未来电力系统的规划与运行。

2 北美可靠性评估体系

2.1 北美大电力系统可靠性标准体系

NERC对大电力系统可靠性从以下两个方面定义。首先是充裕度，充裕度是指考虑计划和计划外停机的电力系统随时向电力用户提供所需电力的能力[22]。其次是运行可靠性，是指电力系统承受意外干扰的能力，如短路或系统元件损坏等。

根据北美大电力系统可靠性标准[23]，评估标准体系可以分为运行控制、系统保护、规划分析和运维通信等四大类，共包含14项类别，具体如图1所示。

图1 北美大电力系统可靠性标准体系Fig.1 Reliability standards for the bulk power systems of North America

当极端或意外情况发生而导致电力短缺时，系统运营商应当及时采取相应措施保持区域内的电力供需平衡[9]。当电网发生大面积中断时，系统恢复正常运行比较困难。当满足NERC制定的以下要求时，电网具备足够的可靠性水平：1)电力系统频率保持在指定范围内；2)电力系统电压保持在指定范围内；3)在遭受大干扰使得系统停电后，电力系统能够主动恢复。

2.2 北美可靠性风险评估指标

NERC性能分析委员会综合风险评估体系[17]，提出了综合可靠性风险指标(integrated reliability index,IRI)，从系统状态、系统事件与系统标准角度建立了状态驱动指标(condition driving index,CDI)、事件驱动指标(event driving index,EDI)和标准驱动指标体系(standards driven index,SDI)[24]。其中CDI主要用可靠性充裕水平评估[25]，EDI用事件严重性指标评估[26]，3类指标对应的风险模型存在重叠部分，逻辑关系如图2所示。

图2 大电力系统风险模型Fig.2 Risk model for bulk power system

其中，综合可靠性风险指标QIRI可由QEDI、QCDI和QSDI加权计算[27]，公式为：

QIRI=ωE×QEDI+ωC×QCDI+ωS×QSDI

(1)

式中：ωE、ωC、ωS分别为QEDI、QCDI和QSDI的权重，一般建议取值为0.50、0.25、0.25。

EDI指标的含义为在一段评估期内除去严重性事件后所占评估时间的占比。

CDI指标由可靠性指标度量工作组(Reliability Metrics Working Group,RMWG)提出大量可靠性指标，使用SMART评分体系，对可靠性指标的明确性、可测量性、数据可得性、相关性和实用性分别打分，并且按照可靠性指标的改进程度进行加权综合计算QCDI值。

SDI指标由RMWG使用可靠性影响报表和违规风险因素作为选择标准，对违规企业的数量和违规事件所占的权重进行加权综合打分计算QSDI值：

(2)

式中：ωV为特定违规风险因素的权重；NV为特定风险违规的企业数量；NR为须遵守特定风险要求的企业数量。

2.3 北美长期可靠性评估体系

NERC每年度都会对来年的夏季、冬季以及未来10年的长期电力系统可靠性、充裕度和相关风险进行评估，这些评估建议为未来发输电规划以及NERC可靠性标准的修正提供了基础。可靠性评估小组每年会制定以下报告：

1)长期可靠性评估报告：长期可靠性报告评估美加大电网未来10年的充裕度，对电力供应与需求进行预测，同时提出影响系统可靠性的新问题。

2)夏季和冬季评估报告：夏季和冬季评估报告主要评估美加应对夏季和冬季高峰负荷电力系统的充裕度。

3)特别评估报告：根据特别地区的需求，对区域、区域间或互联系统进行特别评估。

4)评估方法文件：详细说明每一年度可靠性评估所用的方法与标准。

其中，2020年长期可靠性评估报告基于北美电力系统最新变化与信息对未来10年可靠性进行了评估与预测。同时，NERC在2020年4月发布了2020年春季应对新冠肺炎疫情可能导致的电力系统可靠性高风险的评估报告[28]，报告指出北美地区持续发展的新冠肺炎增加了未来电力需求预测的不确定性，带来了运营风险。

3 NERC对北美可靠性滚动评估

2003年北美发生史上最大规模大停电，调查报告显示主要原因是缺乏状态报警且缺乏足够的可靠性技术支持，NERC在此背景下开始对北美电网长期可靠性进行逐年评估。以往NERC专注于设备可靠性评估，近年来逐步向系统可靠性管理与系统风险评估方向发展，对北美长期可靠性年度滚动评估不断提出新的系统可靠性问题。最新的2020年北美长期可靠性评估报告总结了北美大电网现有装机容量是否满足未来10年北美的负荷需求[29]，同时指出了影响系统长期可靠性和安全性的新问题。NERC认为北美个别地区面临能源充裕度的问题，此外，随着高比例新能源的接入，北美地区需要解决新能源接入带来的充裕度和灵活性问题。报告还指出太阳能、风能以及风光互补等分布式新能源的增长会影响电力系统抗干扰能力，应当采取行动提升其可靠性以减少对电网的影响。

3.1 装机备用裕度评估

NERC长期可靠性报告首先对系统装机容量备用裕度进行评估。规划装机备用裕度(planning re-serve margins,PRMs)旨在衡量对预期高峰负荷需求的满足程度，PRMs等于预期可用规划装机容量与预期高峰负荷需求之差与预期高峰负荷需求的比值。NERC通过未来5年规划装机备用裕度的计算评估充裕度，并提出了3个评估指标：

可靠预期备用规划裕度(anticipated reserve margin,ARM)：通过可靠装机容量计算的装机裕度，其中可靠装机容量为高峰时期确定可被调度满足负荷的装机。

理想预期备用规划裕度(prospective reserve margin,PRM)：通过理想装机容量计算的装机裕度，其中理想装机容量在可靠装机容量的基础上增加了部分存在传输阻塞或尚未被批准建设的装机容量。

参考装机备用裕度(reference margin level,RML)：通过参考装机容量计算的装机裕度，其中参考装机容量根据各评估地区的历年备用裕度评估结果与实际装机情况决定。

当ARM高于RML时，装机容量是充裕的；当ARM低于RML，PRM高于ARM时，装机容量临界充裕；当ARM和PRM均低于RML时，装机容量不充裕。表1为针对北美部分地区2025年的预期装机备用裕度风险评估结果。

表1 NERC对部分评估区域预期备用裕度评价结果Table 1 NERC’s risk determination of projected reserve margins in certain areas

表1显示MISO、NPCC-Ontario等区域存在装机容量临界充裕或不充裕的情况。MISO评估结果为装机备用临界充裕，但是该地区PRM却远大于RML，影响MISO预期装机备用裕度的主要因素为输电阻塞，未来需要扩建新的输电线路满足当地高峰负荷，而NPCC-Ontario评估为不充裕，其主要影响因素是当地核电退役导致的装机容量严重不足。以上评估结果说明NERC评估临界充裕侧重建议当地加强电网建设减少阻塞，满足高峰时段的负荷需求，而评估不充裕则说明当地存在确定的装机容量缺口，需要新增修建装机满足电力需求。

3.2 装机充裕度评估

NERC长期可靠性评估报告会对充裕度进行评估，通过计算电力不足时间期望和电力不足概率指标进行可靠性评估，“十年一遇”为LOLE的评估标准，即负荷峰值在十年内不会超过可用电力系统容量一次，北美的系统运营商和电力监管部门也将这一指标作为维护充裕度的标准[30]。此外，报告还会计算2022年和2024年的备用裕度(reserve margin,RM)、电力不足时间(loss of load hours,LOLH)和电量不足期望(expected unserved energy,EUE)。RM定义为峰荷时期的预期可用容量减去强迫停机与峰荷需求的比值。图3、图4展示了2022、2024年部分评估区域的RM和LOLH。

图3 2022年部分评估区域备用裕度和电力不足时间Fig.3 2022 certain area reserve margins and LOLH

图4 2024年部分评估区域备用裕度和电力不足时间Fig.4 2024 certain area reserve margins and LOLH

图3、图4中显示WECC-CAMX的RM 2022年超过27%，2024年超过26%，而LOLH却在2022年高达22 h，2024年高达56 h，2022年EUE超过100 万MW·h，2024年超过240 万MW·h。除了电力结构变化外，由于WECC-CAMX由加州与墨西哥北下加州组成，墨西哥北下加州峰荷需求增加而墨加之间缺乏足够的输电通道加剧了地区LOLH与EUE的增加。

以上结论说明地区系统充裕度的评估指标之间反映的系统可靠性问题并不统一，需要结合地区实际情况分析，尤其在风电、太阳能等新能源渗透率较高的地区，不能只通过备用裕度评估系统充裕度。仅关注地区系统容量的传统评估方法也难以准确地反映系统的可靠性，天然气、可再生能源发电、储能、智能微电网等新兴技术的应用会影响电力系统可靠性，需要系统运营商综合考虑发电、输电与配电系统可靠性，全面评估系统充裕度。

3.3 电力结构变化对可靠性的影响

在NERC 2020年评估期内，太阳能、风能等间歇式能源持续增长，而大多数地区的非可再生能源发电量持续下降。加州2020年太阳能与风力发电占全系统发电量的13.23%和11.13%，由于间歇式能源出力不确定性与难以预测的特性，系统运行风险则不断增加。图5为2025年北美地区的预期峰荷容量结构图[29]。

图5 2025年北美地区预期峰荷容量结构Fig.5 North America peak capacity projected through 2025

表2为NERC评估部分区域太阳能与风电装机与峰荷可用容量值，各区域峰荷可用容量与装机比均较低，因此间歇式能源占比高地区需要足够的灵活能源以避免发电不足时出现的电力短缺。此外，NERC近期统一了风力和太阳能光伏发电机的建模模型，错误或不准确的发电机模型会导致稳态或暂态误差，影响发输电系统可靠性评估[31]。

表2 NERC评估部分区域太阳能与风电装机与峰荷可用容量值Table 2 BPS Solar and wind generation resources by NERC assessment area

由于环保政策的推进，未来会有更多的化石能源发电退役。2012年以来，煤炭和石油发电装机容量分别减少了近50 GW和7 GW，与此同时，天然气发电装机增加了130 GW[32]。然而，传统发电机组的退役可能会增加系统运行可靠性风险。为了防止传统发电机组退役引发的电压不稳定，需要安装静态无功补偿器、同步电容器等装置。此外，北美对天然气的过度依赖可能会导致电力系统安全性问题，特别是在极端寒冷的冬季，天然气输送面临巨大压力，天然气发电面临燃料供应和输送的脆弱性，相比2018年的长期可靠性报告，未来10年期的新建天然气发电规划从88 GW降低到70 GW[33]。

图6 2012年以来发电装机容量变化和2030年预计退役装机容量Fig.6 Capacity changes since 2012 and retirements projected through 2030

通过以上评估可以看出随着风能和太阳能等间歇式能源的增加与传统发电的淘汰,将从根本上改变电力系统的规划和运行方式，因此系统运营商更需要考虑电力结构变化带来的可靠性问题，增加额外的柔性资源抵消新能源间歇性出力对可靠性的影响。

3.4 分布式发电对可靠性的影响

分布式发电的持续增长促使NERC和系统运营商采取行动确保系统可靠性。在得克萨斯州、安大略省和美国东北部等分布式发电渗透率较高的地区，需要采取更复杂的规划和运营措施，并将分布式发电的规划纳入长期可靠性报告中[34]。

首先，应当增加系统爬坡能力应对太阳能分布式发电增加带来的可靠性问题。根据2020年NERC长期可靠性报告，预计到2026年分布式光伏装机容量将翻一番以上，到2030年超过60 GW，如图7所示。随着分布式太阳能光伏渗透率的增加，若系统缺乏充足的爬坡能力，将导致电力不平衡。例如，加州独立系统运营商CAISO的太阳能供应量超过11 GW，因此必须增加爬坡能力以应对阴雨天气或光伏故障等带来的可靠性问题。

图7 NERC全域分布式光伏装机容量变化Fig.7 NERC-Wide cumulative distributed PV capacity change

其次，应当不断增强分布式发电与电力系统的协调整合能力。新英格兰独立系统运营商ISO-NE就高比例太阳能接入进行了研究，结果表明太阳能发电的增长将带来难以获得分布式发电规模、位置和运行特征等问题，且大多数分布式发电无法实时监控，为此ISO-NE开发了多种太阳能预测工具以更好地整合新能源。在NPCC-Ontario，系统运营商与当地配电公司协同运营，增强了安大略省分布式发电与系统的协调性。部分分布式发电具有故障不脱网运行并且提供可靠性服务的能力，可以应用于需求响应、微电网和虚拟电厂等新兴服务中。

NERC规划委员会成立了NERC分布式发电对系统规划影响工作组，该工作组主要关注分布式发电的建模问题，协调输配电系统间的数据共享和标准统一。在此基础上，NERC未来将从输电规划和系统分析的角度重点关注分布式发电对电力系统的影响，同时为分布式发电和输电企业提供信息交流的平台，承担NERC可靠性标准审查和修改的任务，确保高比例分布式发电电力系统的可靠运行。

4 得州大停电的成因与反思

美国东部时间2021年2月12日，暴风雪席卷美国南部、中西部和东北部地区，造成多地停电，重灾区得克萨斯州限电负荷2 000万kW，得州电网被迫切断负荷侧供应。由于当地政府与电力公司应对极寒天气准备不足，一批风机因为缺少除冰设施被冻住无法发电，16 GW风能、太阳能和其他可再生能源停止运行。此外天然气输气管道也出现了大量冰堵，导致天然气主网、次网瘫痪，30 GW的天然气机组脱网。得州大停电暴露了得州电网基础设施陈旧、可靠性不足、市场设计存在缺陷等问题。

首先，在电网基础设施方面，美国70%的输电线路和变压器运行年限超过25 a，60%的断路器运行年限超过30 a，无法保证供电可靠性。同时，从得州的可靠性评估角度分析，NERC年度评估报告显示得州在2021年上半年的极寒天气事件中，系统非人为操作导致的固定负荷切除时间已经达到70 h，这项指标是反映系统在极端天气影响下供电可靠性最重要的指标，而该指标的恶化表明得州电力系统已经不足以应对未来将频繁出现的极端天气。根据ERCOT的数据，风力发电是当地第二大电力来源，得州在发展天然气、风电、太阳能等新能源的同时，燃煤电厂逐渐关闭，导致电力储备、灵活性电源不足。此外，从得州电力市场的角度出发，得州电力市场发、输、配、售环节各个主体相对分散，电力公司之间调度难度较大，缺乏整体性。

得州大停电后ERCOT发布的报告提出[35]，未来将完善季节充裕度评估报告，特别是针对极端天气的分析，修改辅助服务采购流程以实现在恶劣天气下进行额外采购，成立天然气-电力联合工作组提前对可能的燃气不足进行预判，更改规则以便在极端天气时撤销已批准的停机等。

5 我国可靠性评估管理现状与北美对比分析

北美由NERC针对大电力系统可靠性在运行控制、系统保护、规划分析和运维通信等领域分别制定了相关评估标准与管理体系。与美国不同，我国电力系统可靠性标准的制定以及评估管理的主体由国家能源局与国家电网有限公司等电力行业主管单位承担，制定了一系列可靠性方面的国家标准与行业标准，我国的可靠性评估标准主要聚焦于设备安全和系统运行两大层面，并制定了一系列的具体标准细则。然而我国尚未形成涵盖电力系统运行控制、系统保护、规划分析与运维通信等覆盖电力系统全行业的评估标准和管理体系，缺乏与北美NERC组织类似专注于可靠性领域的统一集中管理机构与监管体系，从而无法针对电力系统可靠性的发展进行年度滚动评估，未考虑新能源以及我国新型电力系统的建设与发展。我国电力系统可靠性评估与管理具体表现现状为：

1)可靠性标准制定主体不同。

北美主要由NERC针对电力系统可靠性在运行控制、系统保护、规划分析和运维通信等领域分别制定了相关评估标准与管理体系，与北美不同，我国电力系统可靠性标准的制定以及评估管理的主体由国家能源局与国家电网有限公司等电力行业主管单位承担，在此基础上制定了一系列可靠性方面的国家标准、行业标准与企业标准，三级标准共同形成了我国电力系统可靠性领域的规范文件，各级单位以此为依据确保我国电力系统的可靠性。

2)可靠性标准覆盖层面不同。

我国的可靠性评估标准主要聚焦于设备安全和系统运行层面，在此基础上制定了一系列的具体标准细则，落实在可靠性国家、行业和企业三级标准中。北美可靠性标准则实现了从设备安全、系统运行层面到电网规划分析以及通信系统、日常运维以及人员培训的电力系统行业体系的全覆盖。我国尚未形成涵盖电力系统运行控制、系统保护、规划分析与运维通信等覆盖电力系统全行业的可靠性评估与管理规范。

3)可靠性评估管理组织体系不同。

北美形成了以NERC为主的可靠性评估管理组织，起草制定可靠性标准，进行电力系统可靠性评估，提高北美电网的可靠性和安全性，并且针对行业培训与运行人员认证。我国缺乏与北美NERC组织类似专注于可靠性领域的统一集中管理机构与监管体系，可靠性的评估管理由发电企业、国家电网有限公司、用电用户以及规划建设部门等电力系统行业不同的参与主体各自承担。

4)可靠性标准适应新型电力系统发展能力不同。

NERC每年针对北美地区的电力系统可靠性情况进行滚动评估，定期开展未来10年的长期电力系统可靠性、充裕度和相关风险评估，指导未来发输电规划，同时作为可靠性标准的修正的依据。面对新型电力系统的发展和高比例新能源接入，新能源出力随机性以及天气等原因带来的可靠性问题NERC均会进行记录与评估，从而推动可靠性标准的修改和提升。我国缺乏统一的可靠性管理组织与机构，从而无法针对电力系统可靠性的发展进行年度滚动评估，应对高比例新能源接入的新型电力系统发展能力不足。

6 我国电力系统规划与运行发展建议

在碳达峰、碳中和的大目标下，我国能源系统转型至关重要，考虑我国电力发展模式对极端天气的承载能力，特别是碳达峰、碳中和目标下新能源大规模入网的消纳举措，应当保证能源安全供给，尽早对以适应高比例可再生能源融入为目标的电力系统进行根本性调整和转型。因此，结合本文研究内容，提出以下建议：

1)建立完善的可靠性标准和管理制度。

参照NERC发布的长期可靠性评估，基于中国电力企业联合会可靠性中心现有成果，考虑多能源相互作用、电力市场、极端天气等因素，增强消费者物价指数(consumer price index,CPI)指标在可靠性评估中的应用，进一步完善元件、系统可靠性模型、可靠性指标体系及评估方法，形成规范的可靠性标准体系，并对现有电力系统网络进行评估和分析，形成较为完善的公开报告。加强可靠性评估和稳定性评估理论的交叉性，加强对极端天气等灾害的预测和防护能力，增加对连锁故障和稳定破坏事故的进一步研究，完善可靠性中长期和短期评估理论体系。加强对电力系统安全事件的跟踪和分析，加强电力企业内部安全事件数据共享程度，形成完善的数据统计和分析机制，并在此基础上开展多维度电力系统可靠性评价体系研究，推出适合我国国情的可靠性评价标准和管理制度。

2)加强电网统筹设计与规划。

我国应加强全国各区域电力系统相互支援能力，增强多能源统筹规划调度，对基础设施进行前瞻性设计与规划，对关键基础设施增加投资，增强系统弹性，加强抗扰动能力。同时，应当通过各级各类规划互相衔接，使电、气、热生产、传输、配送和消纳方面统筹发展，提高投资和保障能力，采取全面、完整的系统建设，增强抵抗扰动和极端情况下保底供电的能力。

3)增强电力系统可靠运行保障能力。

一方面，随着新能源比例不断增加，电力系统调度与运行面临新的挑战，如报告中提到的系统爬坡能力问题和高比例新能源接入等问题，有必要通过更精确的预测和调度以及更高程度的自动化水平，降低源荷不确定性对系统稳定的影响；另一方面，面对极端天气，通过提前分析预判，快速灾后恢复，对于降低灾害损失，提高电力系统运行可靠性具有重要意义。因此，要加强系统状态预判和调度预案，增强对系统不确定性事件应对能力，尽可能降低各类扰动带来的影响，保证电力系统安全可靠运行。

4)应对高比例接入新型电力系统发展带来的挑战。

面对新能源大规模并网消纳带来的挑战，加快建设新一代电力系统，推动实现能源绿色安全高效可持续发展。对于新能源除了短期预测，应建立滚动测算论证未来3～5 a消纳能力的长效机制，分别研究含集中式及分布式高比例新能源情况下的可靠性评估理论，确定其置信度。针对可再生能源消纳能力不足的地区提前布局，通过完善电力市场化运行机制、增强需求侧响应等各项措施增加消纳空间。开展智能化电网建设，加强网架建设，推广柔性直流输电、灵活交流输电，为可再生能源电力电量跨区输送提供条件。统筹电源、负荷与调度运行，实现电力系统源网荷储高效融合互动，全面适应大规模高比例新能源开发利用需求。针对新能源接入电力系统带来的可靠性问题进行评估，逐步修改并制定适应新能源为主体新型电力系统的可靠性评估标准。

7 结 语

随着大规模新能源参与电力系统运行，极端气候的频繁出现，电力系统可靠性评估和管理越来越受到大家的关注。本文以北美电网长期可靠性评估为研究对象，对NERC近年发布的可靠性报告进行了研究和梳理，简要介绍了NERC对装机备用裕度、系统充裕度、电力结构变化、分布式发电的增长等对电力系统可靠性的影响评估。结合2021年春美国得州大停电的成因与反思分析了极端情况下保障电力系统可靠性的措施。在此基础上，通过对比北美可靠性评估现状，指出我国在完善电力系统可靠性标准、电力统筹设计与规划、新能源大规模并网消纳等领域在提高可靠性方面还有待改进的问题，对我国电力系统规划和运行发展提出建议。