区域电网有功备用的分类管理方法研究

徐立中，刘建涛，姚剑峰，范骏杰

（1.国网浙江省电力有限公司，杭州 310007；2.中国电力科学研究院有限公司，南京 210003；3.国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司，浙江 嘉兴 314001）

0 引言

有功备用是应对电力系统中负荷随机波动和机组强迫停运等功率不平衡事件、保障用户供电可靠性的必要手段。随着科技和工业的发展，社会生产力提高，用户对供电可靠性的需求也愈加提高，为此，电网运营商需要配置数量更多、响应速度更快的有功备用资源以应对这种需求。而另一方面，一些条件下有功备用的增加不利于发电机组的经济运行，且不满足当今社会对节能减排的需求，在电力市场环境下，则直接表现为电网的运营成本增加。为协调这一矛盾，电网运营商需要充分挖掘系统备用潜力，合理配置并协调管理不同特性的备用资源，在保证供电可靠性的前提下提升社会效益以及电网运行的经济性。

国内外各电网机构及科研团体对有功备用有着不同的分类管理模式。国内各区域电网倾向于依照GB/T 38969—2020《电力系统技术导则》，将运行备用划分为负荷备用和事故备用，又根据发电机运行状态分为旋转备用和非旋转备用，此外，部分区域电网将负荷侧资源也纳入有功备用管理中，并规定了负荷侧资源参与有功备用的响应时间，如华东电网要求这些负荷能够在30 min 内响应。可见，国内对有功备用的分类明确了用途、机组状态和备用地点，但是，相对于日趋精益化的调度管理体系和愈加丰富的潜在备用资源[1]，上述分类则显得较为粗矿，难以适用。

国外电力市场环境下的各电网机构，出于对市场参与者进行有效约束的考虑，各运营商对有功备用分类时突出了对备用电源性能的具体要求，如NEPOOL（新英格兰电力联营体）采用事先定价和竞价的方式获取备用[2]，将有功备用分为10 min 旋转备用、10 min 非旋转备用、30 min 运行备用和自动发电控制备用；PJM 以竞标的方式，通过市场统一出清获取备用，将备用划分为旋转备用、快速启动备用、紧急备用和辅助备用[3]；法国RET 依据频率控制方式，将备用划分为一次调频备用、二次调频备用和三次调频备用；澳大利亚辅助服务市场将有功备用分为频率控制服务、电网控制服务和系统重启动服务，并将频率控制服务细化为6 s 升降调节、60 s 升降调节和5 min 升降调节[4]。此外，工程和文献中也提出了一些其他有功备用分类方法，如：分为旋转备用、热备用、替代备用和冷备用；分为旋转备用、非旋转备用、替代备用、黑启动备用和AGC（自动发电控制）；分为瞬时备用、10 min 旋转备用、10 min 非旋转备用、30 min 备用和60 min 备用。

在备用容量配置方面，《电力系统技术导则》中对负荷备用和事故备用提出了明确的容量配置原则，而在实际应用中，各个区域电网更多地是依据经验对旋转备用总量做出定量要求，这样的定量方法在一定程度上确保了电网运行的可靠性，但难以实现经济性和可靠性统筹优化。国外对有功备用的容量配置也考虑经验值，但更多地采用模拟仿真和可靠性分析的方法进行备用容量的计算，欧美国家通常采用的可靠性指标为LOLP/LOLE，如PJM 由CAPMOD 程序和MEGWATT 程序计算可靠性指标LOLE（缺电时间期望），再通过GEBGE 程序计算备用容量。

文献[5]基于机组故障、负荷偏差等事件发生概率，提出了一种以用户要求作为可靠性风险指标的备用容量计算方法，满足系统可靠性要求；文献[6-8]针对风电并网场景，考虑风电不确定性对电网影响，提出风电旋转备用优化模型；文献[9]在计及新能源互补、跨区域统筹特性的基础上，采用时序生产模拟技术，打破区间壁垒，提出一种考虑新能源可信出力的跨省跨区备用容量优化方法；文献[10]为应对源荷侧不确定性给系统造成的影响，建立了分布式资源备用容量优化模型，从而实现系统合理预留备用容量；文献[11]基于自回归模型的频谱分析确定光伏发电的波动特性，定量分析光伏并网引发的自动发电控制的备用容量需求；文献[12]在微电网配置储能承担微电网一次调频备用的基础上，建立了机会约束规划模型，提出了通过机会约束规划优化配置微电网备用容量的方法；文献[13]通过分析旋转事故备用配置过程需考虑的模型参数，提出了旋转事故中备用容量的计算原则、评价指标及评估方法；文献[14]指出负荷波动和机组强迫停运都属于概率事件，提出采用概率分析方法进行负荷备用和事故备用容量计算的基本思路；文献[15]通过推算多区域互联电力系统的联络线功率的增量方程、系统频率偏差与备用容量的关系，建立了最小化备用容量的区域互联电力系统最优备用容量数学模型。这些方法对确定区域电网有功备用容量配置有着重要的参考意义，但是，由于这些方法并没有对有功备用进行明确分类和计及各类备用资源之间的区别和相互作用，在有功备用分类更为精细的条件下，上述方法是否适用以及如何运用仍有待进一步研究。

针对上述问题，本文在分析系统备用资源技术经济特征的基础上，分别从应用和管理的角度出发，对需要电网有功备用进行精细化分类，并对各类备用的调用方法、交互影响、容量计算方法、监控、考核、评估、反馈等方面进行了分析和研究。

1 有功备用配置影响因素分析

传统电网中，系统设置有功备用时所考虑的主要因素包括以下几个方面：①电网容量大小；②并网运行最大单台机组容量和最大直流输送功率；③电网运行设备的工作状态及工作环境；④社会对供电可靠性的需求等。具体影响已有较多文献分析，这里不再赘述。随着能源格局的改变、电网运行控制技术的发展、市场环境的改善以及社会对供电要求的提高，一些新的因素将对有功备用设置产生影响，这些因素包括以下几个方面。

（1）大规模新能源接入和节能调度。风电、光伏发电等新能源的出力具有不确定性，致使新能源出力预测存在偏差。随着新能源装机容量的逐步增加以及电网对节能调度的日趋重视，有必要增加预留的备用容量以更好地接纳新能源，而目前国内有功备用按用途分类仅划分为负荷备用和事故备用的方式则显得不再适用。此外，新能源出力预测精度具有随时间尺度缩短而逐步升高的特征，合理地利用多种时间尺度的备用资源协调配合共同应对新能源出力的不确定性有利于系统运行经济性。

（2）多直流馈入（送出）。由于中国能源和负荷的分布相对集中，多回直流集中馈入（送出）成为一些区域电网的重要特征。多直流馈入（送出）对区域电网的供电可靠性而言是一把“双刃剑”，一方面，直流输电容量大，系统需要为应对直流闭锁而预留足够的备用容量，目前华东电网备用管理方法中已将最大直流双极闭锁纳入事故备用的考虑范畴，并且，直流落点具有“相对集中”的特征使得系统面临着同时失去多回直流的风险，这种概率较小但危害极大的事故成为有功备用配置和管理中的新难题；另一方面，直流输电控制灵活、调节速度快，并且具备一定的过负荷运行能力，在理论上可以成为有功备用跨区共享的重要技术手段。

（3）源网荷储互动运行。随着市场观点引入，电网对负荷侧的控制观念发生了转变，以经济性手段为基础的需求响应技术得到了快速发展。对于部分工业负荷、电动汽车、储能、温控型负荷等具有一定调节能力的电力用户，通过设计合适的需求响应机制，在系统需要时削减部分负荷，减少系统有功缺额，相当于向系统提供了有功备用容量，部分快速需求响应资源的响应速度可达分钟级甚至秒级，并且在相关自动化技术的支撑下，无须人工介入即可完成响应，在部分应用场合下甚至可以发挥旋转备用的作用。从电网需求角度来看，随着风电等间歇性新能源接入比例进一步增加以及特高压直流系统的陆续投产，仅依靠发电侧备用资源已无法有效应对风电波动或特高压直流故障引起的电网有功平衡问题，有必要纳入储能、电动汽车、可中断负荷等负荷侧资源参与系统的有功备用服务，提高电网调节能力。

2 有功备用资源技术经济特性分析

本文对电力系统内现行及潜在的有功备用资源的技术和经济特征进行了分析，如表1 所示。

表1 有功备用资源技术经济特征及用途

表1 中，火电机组、水电机组、燃气机组和抽水蓄能是目前区域电网中常用的几类有功备用资源；需求侧资源特性迥异、数量巨大，负荷作为有功备用资源已在国外一些电力市场中广泛应用，国内也通过有序用电的方式将负荷侧资源纳入较长时间尺度的备用管理中；储能设备和微电网在技术上可以灵活地响应电网需求而调整其并网功率，但目前受材料和控制系统成本的限制，难以实现大规模应用；直流输电本质上是实现跨区备用共享的技术手段，其调节速度非常快，但由于直流输电的调节涉及跨区电能交易，因此在常规情况下不将直流输电纳入区域电网有功备用管理体系中，但可以利用其快速调节能力针对极端功率不平衡事件做备用控制预案，以在极端情况下提高电力系统的安全性和可靠性。这里所述的极端情况指不可预测的小概率事件，若为应对这些事件的发生而长期预留旋转备用显然是不经济的，而这些事件给电力系统带来的危害又是巨大的，也不可不做防备。

3 多时间尺度有功备用管理体系

3.1 有功备用分类设置

对有功备用的合理分类是实现容量计算、协调调用以及监控与考核的基础，单一分类标准难以满足备用管理的全部需求，本文选择以用途和响应时间2 条主线对有功备用进行分类设置。2条分类主线的目的不同，按用途分类主要用于明确各类备用的容量需求、调用方法以及各类备用之间的交互影响和协调配合方法；按响应时间分类主要用于调度中心对有功备用的统计、监控与考核。

图1 所示为有功备用按用途分类，图中，NCR（非事故备用）指用于应对常规条件下负荷和新能源出力预测误差所引起的功率不平事件的有功备用，根据发挥作用的时间尺度不同，又细分为FNCR（快速跟踪备用）和SNCR（慢速调节备用）。事故备用指用于应对机组强迫停运、直流闭锁等故障引起的功率不平衡事件的有功备用容量，根据故障后频率恢复过程可分为一次调频、二次调频、三次调频3 个阶段，事故备用又细分为事故条件下一次备用（CRⅠ）、事故条件下二次备用（CRⅡ）和事故条件下三次备用（CRⅢ）。

图1 有功备用按用途分类

图2 所示为运行备用按响应时间分类。图中：瞬时备用指能够瞬时响应并调出的有功备用；10 min 备用指能够保证10 min 内增加有功备用容量，包括同步运行的水电机组和火电机组剩余发电容量、可快速投运并带负荷的水电和燃机容量以及10 min 内响应的需求响应负荷容量；30 min 备用指在30 min 内可以调出的有功备用容量，包括30 min 内可调出的发电机组容量以及可响应的需求响应负荷容量；60 min 备用指在60 min 内可以调出的有功备用容量，通常包括热备用状态的火电机组容量和60 min 内可响应的需求响应负荷容量。60 min 以上备用通常指冷备用状态的火电机组或需要较长通知时间需求响应负荷，主要用于计划、检修及其他非紧急情况，在后续分析中不做讨论。

图2 有功备用按时间分类

3.2 有功备用分类调用方法

有功备用是根据用途分别调用的。在非事故条件下，有功备用的调用体现在不同时间尺度的有功调度计划以及实时的有功功率控制中。中国目前的有功调度分为日前计划、日内滚动和实时控制3 个时间尺度的操作，在不考虑新能源出力不确定性的条件下，假设在日前调度计划中第i时段的负荷预测结果为P0±ΔP0，在日前调度计划中第i 时段的发电机出力基值将设置为P0，并设置非事故备用容量的总需求应满足[-ΔP0，ΔP0]。在日内滚动修订的过程中，根据短期（或超短期）预测结果，第i 时段的负荷大小为P1±ΔP1，且ΔP1<ΔP0，为减小实时功率控制的调整量至[-ΔP1，ΔP1]，有必要将第i 时段发电机出力基值调整P1，这一过程可通过人工指令控制调用SNCR 完成，而短期（或超短期）负荷预测误差所造成的功率不平衡量则通过调用FNCR 以实时功率控制的方式来平抑。在考虑新能源大规模接入的条件下，上述过程中应增加对新能源出力预测误差的考虑。图3 给出了非事故备用的预留和调用与有功调度的对应关系。

图3 非事故备用计划及调用

事故备用条件下的功率不平衡量通常较大，这时需要有大量的备用电源能够立即响应并提供功率支援，并持续至故障消失、系统恢复正常供电。因此，事故备用对响应速度和持续时间的要求都较高，为满足这一要求，通常依据事故后频率恢复过程的不同阶段，对各类别备用协调调用。当失电源或失负荷的事件发生后，机组受惯性的影响会增加或降低出力以抑制功率偏差。随后，调速器感知频率变化并开始进行一次调频（调用一次备用），该过程为自动响应，调节出力的大小取决于频率偏离的程度；一次调频并不能将频率恢复至额定值，为防止频率进一步恶化，二次调频相继发挥最用（调用二次备用）以帮助系统频率恢复正常，同时恢复系统的部分或全部一次调频能力，二次备用通常是通过ASC（自动安全稳控）进行调用；在故障恢复之前，由于一次备用和二次备用已转化为有功功率对系统提供支援时，系统应对突发频率事件的能力将削弱，此时则要求三次备用尽快发挥作用，替代并恢复一次备用和二次备用的容量，以应对下一次功率不平衡事件，三次备用通常通过经济调度的方法以调度指令的方式对其进行调用。图4 给出了3 类备用之间的协调配合关系。

图4 事故条件下3 类备用之间的协调配合关系

3.3 有功备用容量计算

（1）非事故备用需求计算

FNCR 和SNCR 同属于非事故备用的范畴，在非事故条件下，有功备用的容量需求应由负荷和新能源出力预测误差确定，具体流程如图5 所示。

图5 非事故备用容量计算流程

FNCR 和SNCR 的需求容量均由上述流程求取，但是所需负荷和新能源出力的数据不同，FNCR 的计算需要负荷、新能源出力历史统计数据和超短期负荷、新能源出力预测历史数据，SNCR的计算需要日前负荷和新能源出力预测历史数据和超短期负荷、新能源出力预测历史数据。

（2）事故备用需求计算

事故条件下的备用容量需求取决于故障损失功率情况和系统对供电可靠性的要求。

一次备用取决于区域电网对准稳态频率偏差的要求，如某区域电网《电网频率控制标准》中要求：电网发生单一设备故障扰动或事故后，仅利用电力系统的一次调频作用可以将系统实际频率恢复到49.8～50.2 Hz 之间。电网一次调频备用容量按照发生N－1 故障引起的最大功率失却，电网准稳态频率能维持在49.8 Hz 的原则确定。每年均采用低谷计算、高峰校核方法确定电网一次调频备用容量。

式中：Δf 为标准中要求的准稳态频率偏差值0.2 Hz；k 为频率响应系数；RCRⅠ为一次调频备用容量。此外，《电力系统安全稳定导则》要求N－1条件下应避免低频减载装置动作，因此，对于系统一次调频的容量配置需求还需依据频率仿真计算分析结果具体确定。一次备用容量在一定程度上表征了系统的频率稳定能力，其数值越大越好，一次备用的上限值由机组安全稳定运行条件限定，而并不考虑经济性约束。

一次调频将系统频率控制至规定范围后，系统通过调用二次备用将系统频率恢复至正常值。区域电网二次备用容量的计算包括最小容量和最大容量两方面的内容。首先，二次备用的容量直接影响系统的供电可靠性，其容量的下限只应该满足系统对可靠性的需求；其次，二次备用属于旋转备用，其预留容量的大小直接影响着机组的经济运行，在市场环境下则直接表现为系统辅助服务费用支出，因此，系统对经济性的要求决定了二次备用的上限值。近年来，出于电力市场的发展和人们对经济性的重视，备用容量上限引起了越来越多的关注，中国部分区域电网对旋转备用最大值做出了要求，但其采用的是确定性的方法，定量原则较为粗矿。本文设计二次备用容量最大值和最小值求取流程如图6 所示。

图6 二次备用容量计算流程

图6 所示的二次备用容量计算流程中涉及系统的可靠性指标和经济性指标。目前，电力系统中常用的可靠性指标包括LOLP（电力不足概率）、EENS（电量不足期望值）等，其中LOLP 在北美地区广泛应用，其标准为0.1 天/年，考虑国情、电力系统负荷曲线特点、区域差异以及可靠性要求等因素，有文献指出中国的可靠性标准可以定为12 h/年；在求取备用容量最大值时所涉及的经济性指标通常采用备用成本和VOLL（停电损失费用），其中停电损失费用的合理计算方法是评估有功备用经济性的关键因素。考虑经济性的优化模型可以表示为：

式中：FVOLL（RCRⅡ）为停电损失费用；FR（RCRⅡ）为备用成本费用，两者均为备用容量RCRⅡ的函数。

三次备用用于及时恢复一次备用和二次备用的容量，以应对相继发生或连锁性故障所造成的功率不平衡事件，原则上讲应大于等于二次备用的容量。此外，允许有一定的响应时间，因此其来源既可以是发电机组，也可以是负荷侧资源。在市场环境下，有必要根据经济性对备用容量在不同发电侧资源和不同负荷侧资源之间进行优化分配。本文考虑经济性最优，建立三次备用容量优化配置模型如式（4）—（7）所示：

式中：Rgi和cgi分别为第i 个发电侧备用的配置容量和配置成本；RLj和cLj分别为第j 个负荷侧备用的配置容量和配置成本；Rgimax和Rgimin分别为第i 个发电侧备用的配置容量最大、最小值；RLimax和RLimin分别为第i 个发电侧备用的配置成本最大、最小值。

3.4 备用容量统计与监视

由于按用途分类的各类备用无法在物理形式上完全区分，因此在对有功备用进行统计和监视时，需要考虑按时间特性分类的方法。但值得注意的是，瞬时响应强调的是备用资源瞬时响应的功能或能力，由于对“瞬时”没有具体的时间尺度约束，无法对其作出容量统计和监视要求，因此，在对备用容量进行统计和监视的过程中，不考虑该类别。

为精确统计各类备用预留容量，需要获取每个备用资源的额定容量、当前/计划出力、可调节容量上/下限、上/下调节速率以及运行工况、AGC投运状态、一次调频功能投运状态等。然后由以下公式对各时间尺度备用容量进行统计计算。

式中：RTup为T 分钟内的向上可调节容量；t 为该备用资源启动时间；Sup为该备用资源向上调节速度；Pcur为该备用资源当前出力；Pmax该备用资源最大出力；Y 为备用裕度，主要考虑是受实际生产运行条件限制有时机组难以达到额定出力，而适当地增加相关备用的预留容量。若是负荷侧备用资源，则将负荷功率视为负出力。式（8）给出了T 分钟向上调节备用容量统计方法，向下调节备用同理。

对各类备用的容量需求可以由3.3 节所述按用途分类备用容量计算以及2 种分类原则下各类备用之间的对应关系获得，具体关系如表2 所示。

表2 按时间分类各类备用容量需求

表2 中R10，R30，R60分别为10 min 备用容量、30 min 备用容量和60 min 备用容量；下标r和nr 分别为旋转备用和非旋转备用。值得注意的是：①理论上来讲，短时间尺度的备用容量若有剩余，可以代替部分长时间尺度的备用容量的作用，反之，则不行；②在考核有功备用容量时，4 项不等式约束应同时满足；③对于10 min 旋转备用的容量上限为R10r≤RFNCR+RCRⅡmax；④为便于考核，还应进一步明确各类机组的AGC，ASC 和一次调频等功能的配置及容量预留情况。

3.5 有功备用计划管理方法

备用管理遵循年平衡、月发布、日校核、实时跟踪的工作制度。每年年底，计算确定全网的各类备用容量需求，在每月和每周的电能平衡计划中根据网内电能平衡情况对有功备用容量进行修正，在日前发用电平衡计划中，对下一日96点的各类备用预留计划进行校核。有功备用的预留和校核方法比较局限，需要对照调度计划对未来一段时间内的备用容量做出预判。因此，运营商有必要利用历史运行经验和评估方法设计有功备用的反馈机制，以使得备用管理方法可以对历史运行经验进行学习，从而根据系统运行工况优化备用计划，这一机制可通过备用监视系统辅助完成。计及评估反馈机制的有功计划管理流程如图7 所示。

图7 有功备用计划管理流程

在图7 所示的有功备用计划管理流程中，对事故备用和非事故备用的反馈和修正过程需要注意以下2 点因素。一是气候因素对非事故备用的影响，通常情况下负荷预测误差比较稳定，但是也存在特殊情况，如中国中北部地区春末和夏初期间气温变化剧烈，而气温的变化将严重影响生产及生活用电情况，致使负荷预测误差偏大，若仍然按照常规负荷预测偏差安排非事故备用计划，则会对有功备用的充裕性产生影响，尤其是在每周五对下周一的计划安排中，影响较大。此外，对于风、光等新能源接入较多的区域电网，气候对风光出力的影响也应引起重视。二是天气和环境因素对事故备用的影响。电力设备的工作环境对其故障率有着较大影响，尤其在近年来频繁出现的雾霾天气中，电力设备的“污闪”现象频繁，较大程度地增加了设备的故障率，因此，在对事故备用容量的校核和修订中，需重视天气和环境因素的影响。

4 结论

本文对国内外有功备用分类管理现状进行了梳理，在分析当前及未来电网中有功备用影响因素以及有功备用资源技术经济特征的基础上，对有功备用分类管理方法进行了系统的研究，主要成果包括：

（1）建立了以备用资源的时间特性和用途为分类主线的有功备用分类体系，为广泛吸纳和合理约束各类备用资源参与系统备用提供了基础。

（2）分析了各类备用的协调配合关系并提出了各类备用的容量计算方法，兼顾了系统的可靠性和经济性，为有功备用的精确定量和各类备用的协调调用提供了理论支持。

（3）提出了计及评估反馈机制的有功备用计划管理流程，并分析了对事故备用和非事故备用反馈修订过程中的重点影响因素，有利于备用策略优化，为有功备用计划的精益化管理提供参考。

限于篇幅，本文的研究侧重于区域电网备用总量。在上述分类体系下，考虑网架结构和阻塞管理等因素对有功备用进行合理的分区配置，有待后续进一步研究。