面向新型电力系统的华东电网运行备用体系构建方法

胡 宏， 陈新仪， 王利峰， 滕晓毕 严 正， 徐潇源， 王 晗

(1. 国家电网公司华东分部，上海 200120；2. 上海交通大学 电力传输与功率变换控制教育部重点实验室，上海 200240)

在电力系统运行过程中，留取一定的运行备用容量是应对系统内发生功率预测偏差和运行事故的主要手段，对于保障电网安全稳定运行具有重要意义[1-3].为更加有效、合理地留取运行备用，不同规模的电网系统包括美国PJM(Pennsylvania-New Jersey-Maryland)电网、英国国家电网、北欧电网等均基于各自系统的运行特征，从备用的种类、响应时间、最小备用配置容量等方面进行了规定，以满足电网实际运行的有功调节需求.文献[4]研究了北美、澳大利亚和欧洲等多个国家和地区电网的发展情况，并对其事故备用标准进行了细致分类.作为我国区域受端电网的典型代表，华东电网基于《电力系统技术导则SD131-1984》[5]中的相关规定，于2014年发布了《华东电网运行备用调度管理规定(试行)》[6]，构建了华东电网的运行备用体系并沿用至今，保障了华东地区电力供给的安全性和稳定性.

我国已制定2030年实现“碳达峰”、2060年实现“碳中和”的目标，并以构建新型电力系统作为实现上述目标的重要手段.在此过程中，区域电网由外到内的运行特征将发生显著变化，主要体现为外部直流馈入比例增加、内部间歇性新能源发电发展迅猛、电力市场化改革推进迅速等[7-9]，这使得电力系统需要进一步增强自身有功调节能力，以应对复杂运行环境下可能出现的不确定性事件.同时，《电力系统技术导则SD131-2020》[10]于2020年7月1日正式实施，其中重新整理和释义了运行备用的相关内容，并着重增加了对新能源间歇性发电影响的考量.在上述背景下，有必要对华东电网的运行备用体系进行梳理和修订，一方面，用以应对华东电网运行特征复杂性不断增强的局面，提升华东电网整体的有功调节水平；另一方面，构建运行备用体系是区域电力备用辅助市场实施的关键，将为华东区域内电力市场化改革的推进奠定良好基础.

综上所述，本文首先分析了新型电力系统发展下构建华东电网运行备用体系的必要性，通过对国外典型电网运行备用体系的调研，并结合现行的国内导则与规定，构建了新形势下华东电网的运行备用体系，对备用的分类、响应时间和最小备用配置原则进行了重新梳理并给出修订建议.最后，通过对华东电网实际运行数据的测算分析，验证了本文所建议的运行备用体系的合理性.本文所提运行备用体系的构建方法能够为我国其他地区电网运行备用容量的计算提供理论方法支撑.

1 华东电网运行备用体系构建必要性

1.1 华东电网运行情况

华东电网由江苏、安徽、上海、浙江、福建5个省(市)电网构成，供电面积约为4.7×105km2，占全国4.91%.目前，华东电网已形成了以长三角都市群为中心的网格状受端电网格局，其中上海、苏南、浙北和皖南地区构成华东500 kV主环网，电源主要分布在苏北、皖北、浙江东南沿海和福建等地区.区外受电方面，华东电网已经形成安徽、苏北、浙江三大直流送电群向环太湖负荷中心送电的局面，截止2019年底共有11回区外直流向华东地区送电.电力市场建设方面，华东电网与其他区域电网间存在跨区富余可再生能源现货市场和中长期跨区域交易合同，华东区域内存在省间调峰辅助服务市场[11]和中长期省间交易市场[12]，浙江和福建作为电力现货市场试点省份已开展模拟试运行[13-14].

随着新型电力系统的发展，受区外来电占比增加、区内新能源快速发展、电力市场化改革快速推进等因素的影响，华东电网的运行特性发生了显著变化，在电网有功功率调节和备用调度管理方面面临着新形势和新挑战，具体表现为以下几点.

(1) 电网受端特性显著增强，存在直流闭锁后大功率缺额风险.截至2018年底，华东电网受入区外来电6.976×107kW，且2019年新增区外来电8.381×106kW.随着大功率特高压直流线路的陆续投产，华东电网的受端特性会进一步凸显，形成受电容量大、区域受电比例高、单回直流输电线路额定功率大的局面，存在直流闭锁后大功率缺额的风险.

(2) 华东区域内分布式新能源发展迅速，以新能源为主体的新型电力系统有功调节需求增强.受分布式新能源快速发展的影响，华东电网内净负荷的波动性增强，为维持系统频率稳定和功率平衡，需要进一步提升华东电网的有功调节能力.

(3) 调度口径新能源占比增加，部分用电高峰时段会面临备用不足的局面.截至2019年底，华东电网调度口径新能源装机容量已达到全网调度口径装机容量的13%，且2020～2022年华东全网预计净增电源4.684×107kW，其中新增新能源占比42.4%，新能源出力不确定性将直接影响电力的供需平衡，冬、夏季用电高峰期将出现局部时段全网备用紧张、部分区域电网备用不足的局面.

(4) 电力市场化进程快速推进，备用管理的合规性和精细度要求提高.华东区域内浙江和福建作为第一批电力现货市场试点省份，已开展模拟运行；其他省市也将陆续开展电力现货市场建设.电力市场环境下，各省(市)备用的留取将更加侧重于经济效益，在此过程中对备用管理的合规性和精细度要求将进一步提高.

在上述背景下，依据现行华东电网运行备用体系所留取的备用容量会出现难以满足新形势下华东电网备用需求的情况，并且电力市场化进程也对备用类型、备用来源提出了新的要求.因此，有必要调研、梳理现行典型电网的运行备用体系，为新运行特性下华东电网运行备用体系的构建提供建议，进一步提升新型电力系统发展下华东电网的有功调节能力，保障华东电网的运行安全性和供电可靠性，并为华东区域内电力市场化改革奠定基础.

1.2 国外典型电网的运行备用体系概述

本节调研了国外典型电网的运行情况，以美国PJM电网和英国国家电网为代表，分析不同运行环境下电网运行备用体系的特点，为新型电力系统发展下华东电网运行备用体系构建提供参考.

1.2.1美国PJM电网的运行备用体系

(1) 运行备用的分类和定义.美国PJM电网的运行备用主要包括一次备用和二次备用[15]，相应备用设置的目的和来源介绍如下.

运行备用：为应对负荷预测误差和发电侧强迫停运等不确定性事件而留取的备用.运行备用容量指30 min内所有可响应调度指令的机组备用容量和可切除的负荷容量，参与运行备用的机组包括并网运行机组和离线机组.

一次备用：为应对负荷预测误差而留取的备用，需保持与电网同步运行或处于备用状态，且能在10 min内投入运行[16].一次备用包括同步备用和非同步备用.其中，同步备用(即旋转备用)指在10 min内并网机组的出力增加量或负荷的减少量；非同步备用(即快速启动备用)指离线机组在10 min内根据调度指令立即启动并网的发电量.

二次备用：为应对负荷预测误差和发电侧强迫停运等不确定性事件而留取的备用.二次备用容量指在10～30 min内可响应调度指令的机组备用容量以及可切除的负荷[16].

由上述备用的分类和定义可以看出，美国PJM电网主要依据响应时间对备用进行了分类，并兼顾了发电侧和负荷侧资源.

(2) 最小备用配置原则.

美国PJM电网的日前运行备用容量COR主要由负荷预测不足误差率、发电机强迫停运率和预测最大负荷决定，其计算公式如下：

COR=(ηL+ηG)PL,max

(1)

式中：ηL为负荷预测不足误差率，以3年内平均负荷预测不足误差为依据；ηG为发电机强迫停运率，以日前18:00到运行日20:00之间连续3年机组强迫停机的平均水平为依据；PL,max为预测最大负荷.

1.2.2英国国家电网的运行备用体系

(1) 运行备用的分类和定义.

以英国国家电网日前运行备用容量的计算为依据，本文主要介绍其备用体系中的事故备用、快速备用和短期运行备用[17]，相应备用设置的目的和要求如下.

事故备用：为应对大型发电站可用性的不确定性以及天气和负荷预测的误差而留取的备用.

快速备用：为应对系统实时运行中负荷预测误差和新能源发电预测误差而留取的备用.英国国家电网要求机组快速备用需要在调度指令下发后的2 min内响应，在4 min内达到满出力，持续时间需达到15 min，并且提供快速备用的机组最小容量为2.5×103kW.

短期运行备用：为应对系统内的负荷预测误差和新能源发电预测误差，以及保障系统低频时的频率稳定而留取的备用.英国国家电网要求机组短期运行备用需要在调度指令下发后20 min内响应，并可维持满出力2 h，最长需达4 h，并且可提供短期运行备用机组的最小容量为3×103kW.

除上述主要的几种备用外，英国国家电网根据电网内部电源结构、运行环境的变化，正研究引入新的备用产品，以维持电网的安全稳定运行.

(2) 最小备用配置原则.

(2)

式中：CCR为应对系统内最严重事故功率缺额所留取的备用容量；CFR为维持系统频率稳定所留取的低频备用容量；CER为应对负荷和新能源发电预测误差留取的备用容量.

基于对美国PJM电网和英国国家电网运行备用体系的概述可知，运行备用的设置需要考虑负荷预测误差、新能源出力波动和电网运行事故所引起的功率缺额的影响，并根据有功功率缺额的情况设置不同时间尺度、不同类型的备用服务进行响应，以维持系统的频率稳定和功率平衡.值得注意的是，各个电网最小备用配置容量的计算原则是在其备用类型和基本备用需求的基础上，依据不同地区电网的实际网情进行设置的.典型电网的运行特征如表1所示.由表1可知，美国PJM电网、英国国家电网和华东电网的运行特征对比可知，我国华东电网具有负荷规模大、外来电占比高的独有特征，在此背景下，照搬国外电网的备用体系架构是无法切合实际电网运行需求的，需要进一步研究并建立符合华东电网实际网情的运行备用体系.

表1 典型电网的运行特征Tab.1 Operation characteristics of typical power grids

2 华东电网运行备用体系构建建议

考虑华东电网在有功调节能力提升方面面临的新形势和新挑战，结合国外典型电网运行备用分类的经验，本文基于最新发布的《电力系统安全稳定导则GB38755-2019》[18]和《电力系统技术导则SD131-2020》[10]，并在已有《华东电网运行备用调度管理规定(试行)》的基础上，针对华东电网的运行特征，提出了面向新型电力系统发展的华东电网运行备用建议体系，以期增强华东电网的有功调节能力，保障华东电网的安全稳定运行.

2.1 华东电网运行备用分类和定义

华东电网运行备用分类如图1所示.从备用的用途和响应时间出发，本节重新梳理并将华东电网运行备用进行分类.其中，运行备用分为正备用和负备用，正备用包括10 min备用(含旋转备用)以及 30 min 备用，相应备用设置的目的和来源分别介绍如下.

图1 华东电网运行备用分类Fig.1 Operating reserve classification for East China power grid

(1) 运行备用：为平衡负荷及电源(含新能源)波动、电网事故等未来不确定事件引起的电网功率不平衡，保证电网安全运行和可靠供电，由电力调度部门安排的预留容量.运行备用需要考虑新形势下具有强随机性特征的分布式新能源快速发展所带来的影响，且需要具有正、负双方向的调节性能(正备用和负备用).

(2) 旋转备用：为应对负荷及电源(含新能源)波动、单台大机组跳闸、单一电网元件故障导致的多台大机组失去、单一直流双极闭锁冲击等情况，由电力调度部门安排的接于母线且立即可以带负荷的、不受电网稳定限额约束的预留上调容量.旋转备用包含于10 min备用中.

(3) 10 min备用：为保障在负荷及电源(含新能源)波动情况下发生机组跳闸、直流闭锁、电网事故等事件后的系统备用充裕度，由电力调度部门安排的在调度部门发出指令后10 min内能够全部调出，并不受电网稳定限额约束，且能至少持续1h的预留容量.

(4) 30 min备用：为应对多重相继事故冲击由电力调度部门安排的30 min内能够全部调出，并不受电网稳定限额约束，且能至少持续2 h的预留容量.

(5) 负备用：为应对负荷及电源(含新能源)波动、外送通道突然失去等突发情况，由电力调度部门安排的在调度部门发出指令后10 min内能够全部调出，不受电网稳定限额约束的预留容量.

可提供上述备用的机组如表2所示.

表2 对应于不同类型运行备用的机组Tab.2 Units for different operating reserve types

2.2 最小备用配置原则

针对不同的运行备用，规定最小备用配置如下.

(1) 旋转备用最小配置原则：全网旋转备用总量不小于电网当时运行的最大单机容量，不小于最大直流双极送电功率，同时不小于全网预测最高负荷的2.5%；

(2) 10 min备用最小配置原则：全网10 min备用总量取电网当时运行的最大单机容量和最大直流双极送电功率中较大者与全网预测最高负荷的2.5%之和；

(3) 30 min备用最小配置原则：各省市30 min备用不小于本省市单一元件故障会损失的发电出力值，不小于各区外直流任一直流双极闭锁后本省市最大消纳值；

(4) 负备用最小配置原则：全网负备用容量取全网正常方式下(节假日或恶劣天气除外)预测最低负荷的3%.节假日及台风等极端自然天气情况下，负备用配置可视运行需要进行调整.

为进一步论证旋转备用最小配置原则中旋转备用容量占全网预测最高负荷的比例(2.5%)的合理性，本文构建了兼顾系统运行经济性和安全性的华东电网备用需求计算模型，该模型包括预调度模型和再调度模型两部分，具体模型构建如下.

2.2.1预调度模型 在最小化经济成本的前提下构建机组的预调度模型，其目标函数为

(3)

式中：f(Pi)为系统运行经济性指标；W为电网等值后机组的数量；ai，bi，ci为机组i的成本系数；Pi为机组i的有功出力.

预调度模型中所满足的约束条件如下：

(1) 全网功率平衡约束.

(4)

式中：PD为负荷功率；PN为新能源发电预测功率.

(2) 备用约束.

(5)

式中：Ri为机组i的旋转备用留取容量；u为旋转备用占预测负荷的比例；Pi,max为机组i出力的上限.

(3) 机组的最大、最小出力约束.

(6)

式中：Pi,min为机组i的出力下限.

(4) 关键线路传输容量约束.

-Pl,k,max≤Pl,k≤Pl,k,max

(7)

式中：Pl,k为节点l到节点k之间线路上传输的有功功率；Pl,k,max为节点l到节点k之间的线路传输功率的上限.

2.2.2再调度模型 在预调度所得机组出力结果的基础上，令净负荷预测误差ε1服从正态分布，在满足重点线路约束、机组出力约束、以及机组爬坡约束的基础上，更新全网功率平衡约束为

(8)

同时，更新机组出力上限为机组预调度出力与机组备用预留量之和.利用蒙特卡洛模拟方法，对N个负荷样本进行再调度计算，未能获得可行解的样本数为N1，则定义安全性指标为

(9)

对本文所用的备用需求计算模型做如下说明：① 该模型仅适用于典型运行场景下单个时间断面的备用需求计算；② 在应用于实际华东电网计算时可对区域内的发电机组进行等值，以降低计算规模；③ 关键线路选取为华东电网区域内容易发生潮流越限的线路；④ 发电机的成本系数可根据相同容量机组的经验参数进行设置.

通过上述模型分别计算给定旋转备用占比u下的经济性和安全性指标，将所得经济性指标和安全性指标进行归一化处理，最后结合插值法和TOPSIS(Technique for Order Preference by Similarity to Ideal Solution)方法[19]选取折中解，折中解所对应的占比即为所求.本文利用华东电网2019年冬高场景下的数据进行了测算，根据《电力系统技术导则》规定的占比u由2%至5%递增，利用TOPSIS选取折中解所对应的旋转备用占比约为2.53%.上述结果与目前建议的旋转备用容量占全网预测最高负荷的比例(2.5%)较为接近，一定程度上说明了建议比例的合理性.随着计算场景和数据的丰富，在实际规则制定和研究中还可以对建议比例进行适当调整.

2.3 建议体系与现行备用体系的对比

目前，华东电网对备用容量的预留和分配遵循2014年实行的《华东电网运行备用调度管理规定(试行)》.考虑华东电网所面临的新形势，本文所建议的运行备用体系在运行备用类型及响应时间、备用来源、最小备用配置原则等方面进行了改进，主要对比如表3所示.

表3 运行备用体系对比Tab.3 Comparison of operating reserve systems

相比于现行备用体系，本文所建议的备用体系在应对新型电力系统发展下华东电网的有功调节需求上更有优势，具体体现为以下3点：

(1) 备用类型划分更为细致，有功调节场景更为明确.结合目前华东现行体系和国外典型电网运行经验，所建议的运行备用体系从响应时间尺度出发，对备用类型进行了划分，更加明确了具有不同响应能力的备用资源的调用场景，从而形成应对不同时间尺度下有功调节需求的分层解决方案.

(2) 最小备用的留取更加适应华东电网运行现状.新能源占比不断增加使得全网的净负荷波动性增强，为提高系统的调节能力，建议体系中的最小备用容量配置适当增加了为应对负荷波动而留取的比例(由2%提高到2.5%).

(3) 为华东地区电力辅助服务市场的建设奠定了基础.华东电网及各省(市)运行备用类型及相应容量的确定是区域内备用辅助服务市场开展的前提条件，所建议的运行备用体系从目前华东区域内电力市场化改革的开展情况出发，具有坚实的实践基础和广阔的应用前景.

3 华东电网备用需求测算与分析

基于本文提出的华东电网运行备用建议体系，本节重点测算分析了华东电网2020年夏季高峰期的备用需求，并与美国PJM电网和英国国家电网进行了对比.进一步，基于华东电网历史数据，验证了建议体系中所留取的正备用容量的合理性.

3.1 典型电网备用容量测算及对比分析

(1) 美国PJM电网.

以美国PJM电网的负荷规模为1.65×108kW (近5年来的负荷峰值)计算，2019年1～12月美国PJM电网日前运行备用需求(10 min备用与30 min备用之和)占日预测最大负荷的比例如图2所示.其中：δ1为美国PJM电网日前运行备用需求占日预测最大负荷的比例；T为日期.由图2可知，其平均值为5.08%，最大值为6.08%，最小值为3.55%.

图2 美国PJM电网备用需求相对预测最大负荷的比例Fig.2 Proportion of operating reserve requirement to maximum predicted load for PJM grid of America

(2) 英国国家电网.

以英国国家电网的负荷规模为5.2×107kW(近5年来负荷峰值)计算，从2019年2～11月，英国国家电网的日前运行备用需求占预测最大负荷的比例如图3所示，其中：δ2为英国国家电网的日前运行备用需求占预测最大负荷的比例.由图3可知，英国日前备用需求占预测最大负荷的比例在 11%～22%之间波动.

图3 英国国家电网备用需求相对预测最大负荷的比例Fig.3 Proportion of operating reserve requirement to predicted maximum load for National Grid of Britain

(3) 华东电网.

含四省一市的华东电网作为统一的频率控制区，其10 min备用(含旋转备用)是全网留取、分省配置的，其30 min备用是分省留取、全网加和的，其中，包含了华东直属机组备用容量的分配，相关分配系数可参考《华东电网运行备用调度管理规定(试行)》.因此，从全网层面，华东电网需保证系统整体的有功调节能力，侧重于10 min备用的全网留取；各省(市)在满足最小配置原则下，自行留取30 min备用.华东电网2020年夏季高峰预测最大负荷为 3.199 6×108kW，根据本文中所建议的运行备用体系测算2020年华东电网10 min备用需求并分配到四省一市，所得结果如表4所示.由计算结果可知，华东电网2020年夏季负荷高峰期的旋转备用需求占预测最大负荷的2.5%，10 min备用需求为预测最大负荷的4.96%，30 min备用需求为预测最大负荷的2.16%.

表4 华东电网2020年夏季负荷高峰备用需求测算

综合上述结果和表1中的电网运行特性可知，相较于美国PJM电网，华东电网直流输电线路馈入占比高且其新能源发电占比较大，因此，华东电网的备用需求占比(7.12%，10 min与30 min备用之和)略高于美国PJM电网备用需求占比的平均水平(5.08%)；相比于英国国家电网，华东电网内新能源发电占比略低，因此华东电网备用需求相对预测最大负荷的占比也低于英国国家电网(11%～22%)，可见新能源波动的影响比较显著.

3.2 基于历史数据的华东电网正备用容量合理性验证

基于华东电网2019年负荷预测数据和实际运行数据，统计分析不同时段负荷预测偏差的概率分布特性，并分析本文建议体系中正备用容量配置的合理性.由于建议体系中负备用容量配置与现行体系一致，所以本文不做进一步讨论.

3.2.1测算说明 对本部分的测算分析进行几点说明，分列如下.

(1) 测算指标：以负荷预测偏差和负荷预测偏差占该日预测最大负荷的比例作为测算指标，用以反映负荷的波动情况，所述指标计算如下.

负荷预测偏差 = 实际负荷-预测负荷

负荷预测偏差占预测最大负荷比例=(实际负荷-预测负荷)/该日预测最大负荷

(2) 置信水平：考虑负荷偏差的波动性及其概率分布特征，为避免负荷偏差极端值导致计算结果偏于保守的问题，本节采用了一定的置信度水平作为测算评估标准，尽可能覆盖大部分偏差情况，以降低极端值带来的影响.

(3) 偏差定义：当实际负荷大于预测负荷时为向上预测偏差，电网提供正备用予以应对；当实际负荷小于预测负荷时，产生向下预测偏差，需要电网提供负备用予以平衡.本测算中仅给出了考虑向上预测偏差的结果，以验证正备用配置的合理性.

(4) 测算日期：考虑工作日和非工作日负荷水平不同，除了对全年365 d进行偏差分析，还需要对正备用较为紧张的工作日负荷偏差进行分析.经统计，2019年工作日250 d，非工作日115 d.

(5) 测算时段：考虑一天内不同时段的负荷水平，除了针对全年日96时段数据进行统计外，本文还侧重选取了负荷高峰时段用以分析负荷预测的向上偏差.其中，高峰时段包括：早峰9:00—10:45，午峰13:00—16:00和晚峰19:00—21:45.

3.2.2测算结果 计算2019年负荷预测偏差如表5所示，其中：基于现有运行备用体系计算2019年华东电网10 min可用备用容量为9.09×106kW；根据本文建议体系中的最小备用配置原则，计算2019年华东电网10 min备用容量为1.539×107kW，为5.10%预测最大负荷.

由表5可知，现行备用体系计算的备用容量(9.09×106kW)可基本覆盖90%置信度水平下工作日的全部高峰时段和85%置信度水平下的所有日期全部高峰时段的负荷预测向上偏差.若进一步考虑分布式新能源发电波动性的影响，则上述置信度水平在高峰时段偏低，高峰时段不能满足备用需求的概率增加，不利于华东电网的安全运行.基于本文所建议的备用体系计算所得备用容量(1.539×107kW)可基本覆盖95%置信度水平的高峰时段负荷预测向上偏差，华东电网有功调节能力整体得到提升.

表5 负荷预测向上偏差(kW)Tab.5 Upward deviation of load forecast (kW)

进一步，图4给出了全年日96时段下负荷预测偏差占该日预测最大负荷比例的累积概率分布函数(CDF)，其中：δ3为负荷预测偏差占该日预测最大负荷的比例；QCDF为累积概率.基于本文所提的运行备用体系计算所得备用容量占最大预测负荷的比例(5.10%)可达到95.7%的累积概率覆盖程度，从概率分析的角度出发，所留取的备用容量在一定程度上已能够较好地满足华东电网因负荷波动而产生的正备用需求.

图4 负荷预测偏差占预测最大负荷比例的累积概率分布Fig.4 CDF of proportion of load forecasting deviation to maximum predicted load

4 结语

本文从受端特性、新能源发展、净负荷波动、以及电力市场化改革需求等方面分析了新型电力系统发展下华东电网运行备用体系构建的必要性，提出了新形势下华东电网的运行备用建议体系，对备用的分类、响应时间和最小备用配置原则进行了重新梳理并给出修订建议.通过对华东电网实际运行数据的测算分析，验证了本文所建议的运行备用体系的有效性.随着华东区域内电力现货市场的不断推进，本文所提出的运行备用建议体系将为华东电网备用辅助服务市场的开展提供参考.