面向新型電力系統的華東電網運行備用體系構建方法

胡 宏， 陳新儀， 王利峰， 滕曉畢 嚴 正， 徐瀟源， 王 晗

(1. 國家電網公司華東分部，上海 200120；2. 上海交通大學 電力傳輸與功率變換控制教育部重點實驗室，上海 200240)

在電力系統運行過程中，留取一定的運行備用容量是應對系統內發生功率預測偏差和運行事故的主要手段，對于保障電網安全穩定運行具有重要意義[1-3].為更加有效、合理地留取運行備用，不同規模的電網系統包括美國PJM(Pennsylvania-New Jersey-Maryland)電網、英國國家電網、北歐電網等均基于各自系統的運行特征，從備用的種類、響應時間、最小備用配置容量等方面進行了規定，以滿足電網實際運行的有功調節需求.文獻[4]研究了北美、澳大利亞和歐洲等多個國家和地區電網的發展情況，并對其事故備用標準進行了細致分類.作為我國區域受端電網的典型代表，華東電網基于《電力系統技術導則SD131-1984》[5]中的相關規定，于2014年發布了《華東電網運行備用調度管理規定(試行)》[6]，構建了華東電網的運行備用體系并沿用至今，保障了華東地區電力供給的安全性和穩定性.

我國已制定2030年實現“碳達峰”、2060年實現“碳中和”的目標，并以構建新型電力系統作為實現上述目標的重要手段.在此過程中，區域電網由外到內的運行特征將發生顯著變化，主要體現為外部直流饋入比例增加、內部間歇性新能源發電發展迅猛、電力市場化改革推進迅速等[7-9]，這使得電力系統需要進一步增強自身有功調節能力，以應對復雜運行環境下可能出現的不確定性事件.同時，《電力系統技術導則SD131-2020》[10]于2020年7月1日正式實施，其中重新整理和釋義了運行備用的相關內容，并著重增加了對新能源間歇性發電影響的考量.在上述背景下，有必要對華東電網的運行備用體系進行梳理和修訂，一方面，用以應對華東電網運行特征復雜性不斷增強的局面，提升華東電網整體的有功調節水平；另一方面，構建運行備用體系是區域電力備用輔助市場實施的關鍵，將為華東區域內電力市場化改革的推進奠定良好基礎.

綜上所述，本文首先分析了新型電力系統發展下構建華東電網運行備用體系的必要性，通過對國外典型電網運行備用體系的調研，并結合現行的國內導則與規定，構建了新形勢下華東電網的運行備用體系，對備用的分類、響應時間和最小備用配置原則進行了重新梳理并給出修訂建議.最后，通過對華東電網實際運行數據的測算分析，驗證了本文所建議的運行備用體系的合理性.本文所提運行備用體系的構建方法能夠為我國其他地區電網運行備用容量的計算提供理論方法支撐.

1 華東電網運行備用體系構建必要性

1.1 華東電網運行情況

華東電網由江蘇、安徽、上海、浙江、福建5個省(市)電網構成，供電面積約為4.7×105km2，占全國4.91%.目前，華東電網已形成了以長三角都市群為中心的網格狀受端電網格局，其中上海、蘇南、浙北和皖南地區構成華東500 kV主環網，電源主要分布在蘇北、皖北、浙江東南沿海和福建等地區.區外受電方面，華東電網已經形成安徽、蘇北、浙江三大直流送電群向環太湖負荷中心送電的局面，截止2019年底共有11回區外直流向華東地區送電.電力市場建設方面，華東電網與其他區域電網間存在跨區富余可再生能源現貨市場和中長期跨區域交易合同，華東區域內存在省間調峰輔助服務市場[11]和中長期省間交易市場[12]，浙江和福建作為電力現貨市場試點省份已開展模擬試運行[13-14].

隨著新型電力系統的發展，受區外來電占比增加、區內新能源快速發展、電力市場化改革快速推進等因素的影響，華東電網的運行特性發生了顯著變化，在電網有功功率調節和備用調度管理方面面臨著新形勢和新挑戰，具體表現為以下幾點.

(1) 電網受端特性顯著增強，存在直流閉鎖后大功率缺額風險.截至2018年底，華東電網受入區外來電6.976×107kW，且2019年新增區外來電8.381×106kW.隨著大功率特高壓直流線路的陸續投產，華東電網的受端特性會進一步凸顯，形成受電容量大、區域受電比例高、單回直流輸電線路額定功率大的局面，存在直流閉鎖后大功率缺額的風險.

(2) 華東區域內分布式新能源發展迅速，以新能源為主體的新型電力系統有功調節需求增強.受分布式新能源快速發展的影響，華東電網內凈負荷的波動性增強，為維持系統頻率穩定和功率平衡，需要進一步提升華東電網的有功調節能力.

(3) 調度口徑新能源占比增加，部分用電高峰時段會面臨備用不足的局面.截至2019年底，華東電網調度口徑新能源裝機容量已達到全網調度口徑裝機容量的13%，且2020～2022年華東全網預計凈增電源4.684×107kW，其中新增新能源占比42.4%，新能源出力不確定性將直接影響電力的供需平衡，冬、夏季用電高峰期將出現局部時段全網備用緊張、部分區域電網備用不足的局面.

(4) 電力市場化進程快速推進，備用管理的合規性和精細度要求提高.華東區域內浙江和福建作為第一批電力現貨市場試點省份，已開展模擬運行；其他省市也將陸續開展電力現貨市場建設.電力市場環境下，各省(市)備用的留取將更加側重于經濟效益，在此過程中對備用管理的合規性和精細度要求將進一步提高.

在上述背景下，依據現行華東電網運行備用體系所留取的備用容量會出現難以滿足新形勢下華東電網備用需求的情況，并且電力市場化進程也對備用類型、備用來源提出了新的要求.因此，有必要調研、梳理現行典型電網的運行備用體系，為新運行特性下華東電網運行備用體系的構建提供建議，進一步提升新型電力系統發展下華東電網的有功調節能力，保障華東電網的運行安全性和供電可靠性，并為華東區域內電力市場化改革奠定基礎.

1.2 國外典型電網的運行備用體系概述

本節調研了國外典型電網的運行情況，以美國PJM電網和英國國家電網為代表，分析不同運行環境下電網運行備用體系的特點，為新型電力系統發展下華東電網運行備用體系構建提供參考.

1.2.1美國PJM電網的運行備用體系

(1) 運行備用的分類和定義.美國PJM電網的運行備用主要包括一次備用和二次備用[15]，相應備用設置的目的和來源介紹如下.

運行備用：為應對負荷預測誤差和發電側強迫停運等不確定性事件而留取的備用.運行備用容量指30 min內所有可響應調度指令的機組備用容量和可切除的負荷容量，參與運行備用的機組包括并網運行機組和離線機組.

一次備用：為應對負荷預測誤差而留取的備用，需保持與電網同步運行或處于備用狀態，且能在10 min內投入運行[16].一次備用包括同步備用和非同步備用.其中，同步備用(即旋轉備用)指在10 min內并網機組的出力增加量或負荷的減少量；非同步備用(即快速啟動備用)指離線機組在10 min內根據調度指令立即啟動并網的發電量.

二次備用：為應對負荷預測誤差和發電側強迫停運等不確定性事件而留取的備用.二次備用容量指在10～30 min內可響應調度指令的機組備用容量以及可切除的負荷[16].

由上述備用的分類和定義可以看出，美國PJM電網主要依據響應時間對備用進行了分類，并兼顧了發電側和負荷側資源.

(2) 最小備用配置原則.

美國PJM電網的日前運行備用容量COR主要由負荷預測不足誤差率、發電機強迫停運率和預測最大負荷決定，其計算公式如下：

COR=(ηL+ηG)PL,max

(1)

式中：ηL為負荷預測不足誤差率，以3年內平均負荷預測不足誤差為依據；ηG為發電機強迫停運率，以日前18:00到運行日20:00之間連續3年機組強迫停機的平均水平為依據；PL,max為預測最大負荷.

1.2.2英國國家電網的運行備用體系

(1) 運行備用的分類和定義.

以英國國家電網日前運行備用容量的計算為依據，本文主要介紹其備用體系中的事故備用、快速備用和短期運行備用[17]，相應備用設置的目的和要求如下.

事故備用：為應對大型發電站可用性的不確定性以及天氣和負荷預測的誤差而留取的備用.

快速備用：為應對系統實時運行中負荷預測誤差和新能源發電預測誤差而留取的備用.英國國家電網要求機組快速備用需要在調度指令下發后的2 min內響應，在4 min內達到滿出力，持續時間需達到15 min，并且提供快速備用的機組最小容量為2.5×103kW.

短期運行備用：為應對系統內的負荷預測誤差和新能源發電預測誤差，以及保障系統低頻時的頻率穩定而留取的備用.英國國家電網要求機組短期運行備用需要在調度指令下發后20 min內響應，并可維持滿出力2 h，最長需達4 h，并且可提供短期運行備用機組的最小容量為3×103kW.

除上述主要的幾種備用外，英國國家電網根據電網內部電源結構、運行環境的變化，正研究引入新的備用產品，以維持電網的安全穩定運行.

(2) 最小備用配置原則.

(2)

式中：CCR為應對系統內最嚴重事故功率缺額所留取的備用容量；CFR為維持系統頻率穩定所留取的低頻備用容量；CER為應對負荷和新能源發電預測誤差留取的備用容量.

基于對美國PJM電網和英國國家電網運行備用體系的概述可知，運行備用的設置需要考慮負荷預測誤差、新能源出力波動和電網運行事故所引起的功率缺額的影響，并根據有功功率缺額的情況設置不同時間尺度、不同類型的備用服務進行響應，以維持系統的頻率穩定和功率平衡.值得注意的是，各個電網最小備用配置容量的計算原則是在其備用類型和基本備用需求的基礎上，依據不同地區電網的實際網情進行設置的.典型電網的運行特征如表1所示.由表1可知，美國PJM電網、英國國家電網和華東電網的運行特征對比可知，我國華東電網具有負荷規模大、外來電占比高的獨有特征，在此背景下，照搬國外電網的備用體系架構是無法切合實際電網運行需求的，需要進一步研究并建立符合華東電網實際網情的運行備用體系.

表1 典型電網的運行特征Tab.1 Operation characteristics of typical power grids

2 華東電網運行備用體系構建建議

考慮華東電網在有功調節能力提升方面面臨的新形勢和新挑戰，結合國外典型電網運行備用分類的經驗，本文基于最新發布的《電力系統安全穩定導則GB38755-2019》[18]和《電力系統技術導則SD131-2020》[10]，并在已有《華東電網運行備用調度管理規定(試行)》的基礎上，針對華東電網的運行特征，提出了面向新型電力系統發展的華東電網運行備用建議體系，以期增強華東電網的有功調節能力，保障華東電網的安全穩定運行.

2.1 華東電網運行備用分類和定義

華東電網運行備用分類如圖1所示.從備用的用途和響應時間出發，本節重新梳理并將華東電網運行備用進行分類.其中，運行備用分為正備用和負備用，正備用包括10 min備用(含旋轉備用)以及 30 min 備用，相應備用設置的目的和來源分別介紹如下.

圖1 華東電網運行備用分類Fig.1 Operating reserve classification for East China power grid

(1) 運行備用：為平衡負荷及電源(含新能源)波動、電網事故等未來不確定事件引起的電網功率不平衡，保證電網安全運行和可靠供電，由電力調度部門安排的預留容量.運行備用需要考慮新形勢下具有強隨機性特征的分布式新能源快速發展所帶來的影響，且需要具有正、負雙方向的調節性能(正備用和負備用).

(2) 旋轉備用：為應對負荷及電源(含新能源)波動、單臺大機組跳閘、單一電網元件故障導致的多臺大機組失去、單一直流雙極閉鎖沖擊等情況，由電力調度部門安排的接于母線且立即可以帶負荷的、不受電網穩定限額約束的預留上調容量.旋轉備用包含于10 min備用中.

(3) 10 min備用：為保障在負荷及電源(含新能源)波動情況下發生機組跳閘、直流閉鎖、電網事故等事件后的系統備用充裕度，由電力調度部門安排的在調度部門發出指令后10 min內能夠全部調出，并不受電網穩定限額約束，且能至少持續1h的預留容量.

(4) 30 min備用：為應對多重相繼事故沖擊由電力調度部門安排的30 min內能夠全部調出，并不受電網穩定限額約束，且能至少持續2 h的預留容量.

(5) 負備用：為應對負荷及電源(含新能源)波動、外送通道突然失去等突發情況，由電力調度部門安排的在調度部門發出指令后10 min內能夠全部調出，不受電網穩定限額約束的預留容量.

可提供上述備用的機組如表2所示.

表2 對應于不同類型運行備用的機組Tab.2 Units for different operating reserve types

2.2 最小備用配置原則

針對不同的運行備用，規定最小備用配置如下.

(1) 旋轉備用最小配置原則：全網旋轉備用總量不小于電網當時運行的最大單機容量，不小于最大直流雙極送電功率，同時不小于全網預測最高負荷的2.5%；

(2) 10 min備用最小配置原則：全網10 min備用總量取電網當時運行的最大單機容量和最大直流雙極送電功率中較大者與全網預測最高負荷的2.5%之和；

(3) 30 min備用最小配置原則：各省市30 min備用不小于本省市單一元件故障會損失的發電出力值，不小于各區外直流任一直流雙極閉鎖后本省市最大消納值；

(4) 負備用最小配置原則：全網負備用容量取全網正常方式下(節假日或惡劣天氣除外)預測最低負荷的3%.節假日及臺風等極端自然天氣情況下，負備用配置可視運行需要進行調整.

為進一步論證旋轉備用最小配置原則中旋轉備用容量占全網預測最高負荷的比例(2.5%)的合理性，本文構建了兼顧系統運行經濟性和安全性的華東電網備用需求計算模型，該模型包括預調度模型和再調度模型兩部分，具體模型構建如下.

2.2.1預調度模型 在最小化經濟成本的前提下構建機組的預調度模型，其目標函數為

(3)

式中：f(Pi)為系統運行經濟性指標；W為電網等值后機組的數量；ai，bi，ci為機組i的成本系數；Pi為機組i的有功出力.

預調度模型中所滿足的約束條件如下：

(1) 全網功率平衡約束.

(4)

式中：PD為負荷功率；PN為新能源發電預測功率.

(2) 備用約束.

(5)

式中：Ri為機組i的旋轉備用留取容量；u為旋轉備用占預測負荷的比例；Pi,max為機組i出力的上限.

(3) 機組的最大、最小出力約束.

(6)

式中：Pi,min為機組i的出力下限.

(4) 關鍵線路傳輸容量約束.

-Pl,k,max≤Pl,k≤Pl,k,max

(7)

式中：Pl,k為節點l到節點k之間線路上傳輸的有功功率；Pl,k,max為節點l到節點k之間的線路傳輸功率的上限.

2.2.2再調度模型 在預調度所得機組出力結果的基礎上，令凈負荷預測誤差ε1服從正態分布，在滿足重點線路約束、機組出力約束、以及機組爬坡約束的基礎上，更新全網功率平衡約束為

(8)

同時，更新機組出力上限為機組預調度出力與機組備用預留量之和.利用蒙特卡洛模擬方法，對N個負荷樣本進行再調度計算，未能獲得可行解的樣本數為N1，則定義安全性指標為

(9)

對本文所用的備用需求計算模型做如下說明：① 該模型僅適用于典型運行場景下單個時間斷面的備用需求計算；② 在應用于實際華東電網計算時可對區域內的發電機組進行等值，以降低計算規模；③ 關鍵線路選取為華東電網區域內容易發生潮流越限的線路；④ 發電機的成本系數可根據相同容量機組的經驗參數進行設置.

通過上述模型分別計算給定旋轉備用占比u下的經濟性和安全性指標，將所得經濟性指標和安全性指標進行歸一化處理，最后結合插值法和TOPSIS(Technique for Order Preference by Similarity to Ideal Solution)方法[19]選取折中解，折中解所對應的占比即為所求.本文利用華東電網2019年冬高場景下的數據進行了測算，根據《電力系統技術導則》規定的占比u由2%至5%遞增，利用TOPSIS選取折中解所對應的旋轉備用占比約為2.53%.上述結果與目前建議的旋轉備用容量占全網預測最高負荷的比例(2.5%)較為接近，一定程度上說明了建議比例的合理性.隨著計算場景和數據的豐富，在實際規則制定和研究中還可以對建議比例進行適當調整.

2.3 建議體系與現行備用體系的對比

目前，華東電網對備用容量的預留和分配遵循2014年實行的《華東電網運行備用調度管理規定(試行)》.考慮華東電網所面臨的新形勢，本文所建議的運行備用體系在運行備用類型及響應時間、備用來源、最小備用配置原則等方面進行了改進，主要對比如表3所示.

表3 運行備用體系對比Tab.3 Comparison of operating reserve systems

相比于現行備用體系，本文所建議的備用體系在應對新型電力系統發展下華東電網的有功調節需求上更有優勢，具體體現為以下3點：

(1) 備用類型劃分更為細致，有功調節場景更為明確.結合目前華東現行體系和國外典型電網運行經驗，所建議的運行備用體系從響應時間尺度出發，對備用類型進行了劃分，更加明確了具有不同響應能力的備用資源的調用場景，從而形成應對不同時間尺度下有功調節需求的分層解決方案.

(2) 最小備用的留取更加適應華東電網運行現狀.新能源占比不斷增加使得全網的凈負荷波動性增強，為提高系統的調節能力，建議體系中的最小備用容量配置適當增加了為應對負荷波動而留取的比例(由2%提高到2.5%).

(3) 為華東地區電力輔助服務市場的建設奠定了基礎.華東電網及各省(市)運行備用類型及相應容量的確定是區域內備用輔助服務市場開展的前提條件，所建議的運行備用體系從目前華東區域內電力市場化改革的開展情況出發，具有堅實的實踐基礎和廣闊的應用前景.

3 華東電網備用需求測算與分析

基于本文提出的華東電網運行備用建議體系，本節重點測算分析了華東電網2020年夏季高峰期的備用需求，并與美國PJM電網和英國國家電網進行了對比.進一步，基于華東電網歷史數據，驗證了建議體系中所留取的正備用容量的合理性.

3.1 典型電網備用容量測算及對比分析

(1) 美國PJM電網.

以美國PJM電網的負荷規模為1.65×108kW (近5年來的負荷峰值)計算，2019年1～12月美國PJM電網日前運行備用需求(10 min備用與30 min備用之和)占日預測最大負荷的比例如圖2所示.其中：δ1為美國PJM電網日前運行備用需求占日預測最大負荷的比例；T為日期.由圖2可知，其平均值為5.08%，最大值為6.08%，最小值為3.55%.

圖2 美國PJM電網備用需求相對預測最大負荷的比例Fig.2 Proportion of operating reserve requirement to maximum predicted load for PJM grid of America

(2) 英國國家電網.

以英國國家電網的負荷規模為5.2×107kW(近5年來負荷峰值)計算，從2019年2～11月，英國國家電網的日前運行備用需求占預測最大負荷的比例如圖3所示，其中：δ2為英國國家電網的日前運行備用需求占預測最大負荷的比例.由圖3可知，英國日前備用需求占預測最大負荷的比例在 11%～22%之間波動.

圖3 英國國家電網備用需求相對預測最大負荷的比例Fig.3 Proportion of operating reserve requirement to predicted maximum load for National Grid of Britain

(3) 華東電網.

含四省一市的華東電網作為統一的頻率控制區，其10 min備用(含旋轉備用)是全網留取、分省配置的，其30 min備用是分省留取、全網加和的，其中，包含了華東直屬機組備用容量的分配，相關分配系數可參考《華東電網運行備用調度管理規定(試行)》.因此，從全網層面，華東電網需保證系統整體的有功調節能力，側重于10 min備用的全網留取；各省(市)在滿足最小配置原則下，自行留取30 min備用.華東電網2020年夏季高峰預測最大負荷為 3.199 6×108kW，根據本文中所建議的運行備用體系測算2020年華東電網10 min備用需求并分配到四省一市，所得結果如表4所示.由計算結果可知，華東電網2020年夏季負荷高峰期的旋轉備用需求占預測最大負荷的2.5%，10 min備用需求為預測最大負荷的4.96%，30 min備用需求為預測最大負荷的2.16%.

表4 華東電網2020年夏季負荷高峰備用需求測算

綜合上述結果和表1中的電網運行特性可知，相較于美國PJM電網，華東電網直流輸電線路饋入占比高且其新能源發電占比較大，因此，華東電網的備用需求占比(7.12%，10 min與30 min備用之和)略高于美國PJM電網備用需求占比的平均水平(5.08%)；相比于英國國家電網，華東電網內新能源發電占比略低，因此華東電網備用需求相對預測最大負荷的占比也低于英國國家電網(11%～22%)，可見新能源波動的影響比較顯著.

3.2 基于歷史數據的華東電網正備用容量合理性驗證

基于華東電網2019年負荷預測數據和實際運行數據，統計分析不同時段負荷預測偏差的概率分布特性，并分析本文建議體系中正備用容量配置的合理性.由于建議體系中負備用容量配置與現行體系一致，所以本文不做進一步討論.

3.2.1測算說明 對本部分的測算分析進行幾點說明，分列如下.

(1) 測算指標：以負荷預測偏差和負荷預測偏差占該日預測最大負荷的比例作為測算指標，用以反映負荷的波動情況，所述指標計算如下.

負荷預測偏差 = 實際負荷-預測負荷

負荷預測偏差占預測最大負荷比例=(實際負荷-預測負荷)/該日預測最大負荷

(2) 置信水平：考慮負荷偏差的波動性及其概率分布特征，為避免負荷偏差極端值導致計算結果偏于保守的問題，本節采用了一定的置信度水平作為測算評估標準，盡可能覆蓋大部分偏差情況，以降低極端值帶來的影響.

(3) 偏差定義：當實際負荷大于預測負荷時為向上預測偏差，電網提供正備用予以應對；當實際負荷小于預測負荷時，產生向下預測偏差，需要電網提供負備用予以平衡.本測算中僅給出了考慮向上預測偏差的結果，以驗證正備用配置的合理性.

(4) 測算日期：考慮工作日和非工作日負荷水平不同，除了對全年365 d進行偏差分析，還需要對正備用較為緊張的工作日負荷偏差進行分析.經統計，2019年工作日250 d，非工作日115 d.

(5) 測算時段：考慮一天內不同時段的負荷水平，除了針對全年日96時段數據進行統計外，本文還側重選取了負荷高峰時段用以分析負荷預測的向上偏差.其中，高峰時段包括：早峰9:00—10:45，午峰13:00—16:00和晚峰19:00—21:45.

3.2.2測算結果 計算2019年負荷預測偏差如表5所示，其中：基于現有運行備用體系計算2019年華東電網10 min可用備用容量為9.09×106kW；根據本文建議體系中的最小備用配置原則，計算2019年華東電網10 min備用容量為1.539×107kW，為5.10%預測最大負荷.

由表5可知，現行備用體系計算的備用容量(9.09×106kW)可基本覆蓋90%置信度水平下工作日的全部高峰時段和85%置信度水平下的所有日期全部高峰時段的負荷預測向上偏差.若進一步考慮分布式新能源發電波動性的影響，則上述置信度水平在高峰時段偏低，高峰時段不能滿足備用需求的概率增加，不利于華東電網的安全運行.基于本文所建議的備用體系計算所得備用容量(1.539×107kW)可基本覆蓋95%置信度水平的高峰時段負荷預測向上偏差，華東電網有功調節能力整體得到提升.

表5 負荷預測向上偏差(kW)Tab.5 Upward deviation of load forecast (kW)

進一步，圖4給出了全年日96時段下負荷預測偏差占該日預測最大負荷比例的累積概率分布函數(CDF)，其中：δ3為負荷預測偏差占該日預測最大負荷的比例；QCDF為累積概率.基于本文所提的運行備用體系計算所得備用容量占最大預測負荷的比例(5.10%)可達到95.7%的累積概率覆蓋程度，從概率分析的角度出發，所留取的備用容量在一定程度上已能夠較好地滿足華東電網因負荷波動而產生的正備用需求.

圖4 負荷預測偏差占預測最大負荷比例的累積概率分布Fig.4 CDF of proportion of load forecasting deviation to maximum predicted load

4 結語

本文從受端特性、新能源發展、凈負荷波動、以及電力市場化改革需求等方面分析了新型電力系統發展下華東電網運行備用體系構建的必要性，提出了新形勢下華東電網的運行備用建議體系，對備用的分類、響應時間和最小備用配置原則進行了重新梳理并給出修訂建議.通過對華東電網實際運行數據的測算分析，驗證了本文所建議的運行備用體系的有效性.隨著華東區域內電力現貨市場的不斷推進，本文所提出的運行備用建議體系將為華東電網備用輔助服務市場的開展提供參考.