面向新型電力系統(tǒng)的華東電網(wǎng)運(yùn)行備用體系構(gòu)建方法

胡 宏， 陳新儀， 王利峰， 滕曉畢 嚴(yán) 正， 徐瀟源， 王 晗

(1. 國家電網(wǎng)公司華東分部，上海 200120；2. 上海交通大學(xué) 電力傳輸與功率變換控制教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，上海 200240)

在電力系統(tǒng)運(yùn)行過程中，留取一定的運(yùn)行備用容量是應(yīng)對(duì)系統(tǒng)內(nèi)發(fā)生功率預(yù)測(cè)偏差和運(yùn)行事故的主要手段，對(duì)于保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行具有重要意義[1-3].為更加有效、合理地留取運(yùn)行備用，不同規(guī)模的電網(wǎng)系統(tǒng)包括美國PJM(Pennsylvania-New Jersey-Maryland)電網(wǎng)、英國國家電網(wǎng)、北歐電網(wǎng)等均基于各自系統(tǒng)的運(yùn)行特征，從備用的種類、響應(yīng)時(shí)間、最小備用配置容量等方面進(jìn)行了規(guī)定，以滿足電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行的有功調(diào)節(jié)需求.文獻(xiàn)[4]研究了北美、澳大利亞和歐洲等多個(gè)國家和地區(qū)電網(wǎng)的發(fā)展情況，并對(duì)其事故備用標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行了細(xì)致分類.作為我國區(qū)域受端電網(wǎng)的典型代表，華東電網(wǎng)基于《電力系統(tǒng)技術(shù)導(dǎo)則SD131-1984》[5]中的相關(guān)規(guī)定，于2014年發(fā)布了《華東電網(wǎng)運(yùn)行備用調(diào)度管理規(guī)定(試行)》[6]，構(gòu)建了華東電網(wǎng)的運(yùn)行備用體系并沿用至今，保障了華東地區(qū)電力供給的安全性和穩(wěn)定性.

我國已制定2030年實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰”、2060年實(shí)現(xiàn)“碳中和”的目標(biāo)，并以構(gòu)建新型電力系統(tǒng)作為實(shí)現(xiàn)上述目標(biāo)的重要手段.在此過程中，區(qū)域電網(wǎng)由外到內(nèi)的運(yùn)行特征將發(fā)生顯著變化，主要體現(xiàn)為外部直流饋入比例增加、內(nèi)部間歇性新能源發(fā)電發(fā)展迅猛、電力市場化改革推進(jìn)迅速等[7-9]，這使得電力系統(tǒng)需要進(jìn)一步增強(qiáng)自身有功調(diào)節(jié)能力，以應(yīng)對(duì)復(fù)雜運(yùn)行環(huán)境下可能出現(xiàn)的不確定性事件.同時(shí)，《電力系統(tǒng)技術(shù)導(dǎo)則SD131-2020》[10]于2020年7月1日正式實(shí)施，其中重新整理和釋義了運(yùn)行備用的相關(guān)內(nèi)容，并著重增加了對(duì)新能源間歇性發(fā)電影響的考量.在上述背景下，有必要對(duì)華東電網(wǎng)的運(yùn)行備用體系進(jìn)行梳理和修訂，一方面，用以應(yīng)對(duì)華東電網(wǎng)運(yùn)行特征復(fù)雜性不斷增強(qiáng)的局面，提升華東電網(wǎng)整體的有功調(diào)節(jié)水平；另一方面，構(gòu)建運(yùn)行備用體系是區(qū)域電力備用輔助市場實(shí)施的關(guān)鍵，將為華東區(qū)域內(nèi)電力市場化改革的推進(jìn)奠定良好基礎(chǔ).

綜上所述，本文首先分析了新型電力系統(tǒng)發(fā)展下構(gòu)建華東電網(wǎng)運(yùn)行備用體系的必要性，通過對(duì)國外典型電網(wǎng)運(yùn)行備用體系的調(diào)研，并結(jié)合現(xiàn)行的國內(nèi)導(dǎo)則與規(guī)定，構(gòu)建了新形勢(shì)下華東電網(wǎng)的運(yùn)行備用體系，對(duì)備用的分類、響應(yīng)時(shí)間和最小備用配置原則進(jìn)行了重新梳理并給出修訂建議.最后，通過對(duì)華東電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)的測(cè)算分析，驗(yàn)證了本文所建議的運(yùn)行備用體系的合理性.本文所提運(yùn)行備用體系的構(gòu)建方法能夠?yàn)槲覈渌貐^(qū)電網(wǎng)運(yùn)行備用容量的計(jì)算提供理論方法支撐.

1 華東電網(wǎng)運(yùn)行備用體系構(gòu)建必要性

1.1 華東電網(wǎng)運(yùn)行情況

華東電網(wǎng)由江蘇、安徽、上海、浙江、福建5個(gè)省(市)電網(wǎng)構(gòu)成，供電面積約為4.7×105km2，占全國4.91%.目前，華東電網(wǎng)已形成了以長三角都市群為中心的網(wǎng)格狀受端電網(wǎng)格局，其中上海、蘇南、浙北和皖南地區(qū)構(gòu)成華東500 kV主環(huán)網(wǎng)，電源主要分布在蘇北、皖北、浙江東南沿海和福建等地區(qū).區(qū)外受電方面，華東電網(wǎng)已經(jīng)形成安徽、蘇北、浙江三大直流送電群向環(huán)太湖負(fù)荷中心送電的局面，截止2019年底共有11回區(qū)外直流向華東地區(qū)送電.電力市場建設(shè)方面，華東電網(wǎng)與其他區(qū)域電網(wǎng)間存在跨區(qū)富余可再生能源現(xiàn)貨市場和中長期跨區(qū)域交易合同，華東區(qū)域內(nèi)存在省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場[11]和中長期省間交易市場[12]，浙江和福建作為電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)省份已開展模擬試運(yùn)行[13-14].

隨著新型電力系統(tǒng)的發(fā)展，受區(qū)外來電占比增加、區(qū)內(nèi)新能源快速發(fā)展、電力市場化改革快速推進(jìn)等因素的影響，華東電網(wǎng)的運(yùn)行特性發(fā)生了顯著變化，在電網(wǎng)有功功率調(diào)節(jié)和備用調(diào)度管理方面面臨著新形勢(shì)和新挑戰(zhàn)，具體表現(xiàn)為以下幾點(diǎn).

(1) 電網(wǎng)受端特性顯著增強(qiáng)，存在直流閉鎖后大功率缺額風(fēng)險(xiǎn).截至2018年底，華東電網(wǎng)受入?yún)^(qū)外來電6.976×107kW，且2019年新增區(qū)外來電8.381×106kW.隨著大功率特高壓直流線路的陸續(xù)投產(chǎn)，華東電網(wǎng)的受端特性會(huì)進(jìn)一步凸顯，形成受電容量大、區(qū)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(fēng)險(xiǎn).

(2) 華東區(qū)域內(nèi)分布式新能源發(fā)展迅速，以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)有功調(diào)節(jié)需求增強(qiáng).受分布式新能源快速發(fā)展的影響，華東電網(wǎng)內(nèi)凈負(fù)荷的波動(dòng)性增強(qiáng)，為維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定和功率平衡，需要進(jìn)一步提升華東電網(wǎng)的有功調(diào)節(jié)能力.

(3) 調(diào)度口徑新能源占比增加，部分用電高峰時(shí)段會(huì)面臨備用不足的局面.截至2019年底，華東電網(wǎng)調(diào)度口徑新能源裝機(jī)容量已達(dá)到全網(wǎng)調(diào)度口徑裝機(jī)容量的13%，且2020～2022年華東全網(wǎng)預(yù)計(jì)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(xiàn)局部時(shí)段全網(wǎng)備用緊張、部分區(qū)域電網(wǎng)備用不足的局面.

(4) 電力市場化進(jìn)程快速推進(jìn)，備用管理的合規(guī)性和精細(xì)度要求提高.華東區(qū)域內(nèi)浙江和福建作為第一批電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)省份，已開展模擬運(yùn)行；其他省市也將陸續(xù)開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè).電力市場環(huán)境下，各省(市)備用的留取將更加側(cè)重于經(jīng)濟(jì)效益，在此過程中對(duì)備用管理的合規(guī)性和精細(xì)度要求將進(jìn)一步提高.

在上述背景下，依據(jù)現(xiàn)行華東電網(wǎng)運(yùn)行備用體系所留取的備用容量會(huì)出現(xiàn)難以滿足新形勢(shì)下華東電網(wǎng)備用需求的情況，并且電力市場化進(jìn)程也對(duì)備用類型、備用來源提出了新的要求.因此，有必要調(diào)研、梳理現(xiàn)行典型電網(wǎng)的運(yùn)行備用體系，為新運(yùn)行特性下華東電網(wǎng)運(yùn)行備用體系的構(gòu)建提供建議，進(jìn)一步提升新型電力系統(tǒng)發(fā)展下華東電網(wǎng)的有功調(diào)節(jié)能力，保障華東電網(wǎng)的運(yùn)行安全性和供電可靠性，并為華東區(qū)域內(nèi)電力市場化改革奠定基礎(chǔ).

1.2 國外典型電網(wǎng)的運(yùn)行備用體系概述

本節(jié)調(diào)研了國外典型電網(wǎng)的運(yùn)行情況，以美國PJM電網(wǎng)和英國國家電網(wǎng)為代表，分析不同運(yùn)行環(huán)境下電網(wǎng)運(yùn)行備用體系的特點(diǎn)，為新型電力系統(tǒng)發(fā)展下華東電網(wǎng)運(yùn)行備用體系構(gòu)建提供參考.

1.2.1美國PJM電網(wǎng)的運(yùn)行備用體系

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

運(yùn)行備用：為應(yīng)對(duì)負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差和發(fā)電側(cè)強(qiáng)迫停運(yùn)等不確定性事件而留取的備用.運(yùn)行備用容量指30 min內(nèi)所有可響應(yīng)調(diào)度指令的機(jī)組備用容量和可切除的負(fù)荷容量，參與運(yùn)行備用的機(jī)組包括并網(wǎng)運(yùn)行機(jī)組和離線機(jī)組.

一次備用：為應(yīng)對(duì)負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差而留取的備用，需保持與電網(wǎng)同步運(yùn)行或處于備用狀態(tài)，且能在10 min內(nèi)投入運(yùn)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(zhuǎn)備用)指在10 min內(nèi)并網(wǎng)機(jī)組的出力增加量或負(fù)荷的減少量；非同步備用(即快速啟動(dòng)備用)指離線機(jī)組在10 min內(nèi)根據(jù)調(diào)度指令立即啟動(dòng)并網(wǎng)的發(fā)電量.

二次備用：為應(yīng)對(duì)負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差和發(fā)電側(cè)強(qiáng)迫停運(yùn)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(nèi)可響應(yīng)調(diào)度指令的機(jī)組備用容量以及可切除的負(fù)荷[16].

由上述備用的分類和定義可以看出，美國PJM電網(wǎng)主要依據(jù)響應(yīng)時(shí)間對(duì)備用進(jìn)行了分類，并兼顧了發(fā)電側(cè)和負(fù)荷側(cè)資源.

(2) 最小備用配置原則.

美國PJM電網(wǎng)的日前運(yùn)行備用容量COR主要由負(fù)荷預(yù)測(cè)不足誤差率、發(fā)電機(jī)強(qiáng)迫停運(yùn)率和預(yù)測(cè)最大負(fù)荷決定，其計(jì)算公式如下：

COR=(ηL+ηG)PL,max

(1)

式中：ηL為負(fù)荷預(yù)測(cè)不足誤差率，以3年內(nèi)平均負(fù)荷預(yù)測(cè)不足誤差為依據(jù)；ηG為發(fā)電機(jī)強(qiáng)迫停運(yùn)率，以日前18:00到運(yùn)行日20:00之間連續(xù)3年機(jī)組強(qiáng)迫停機(jī)的平均水平為依據(jù)；PL,max為預(yù)測(cè)最大負(fù)荷.

1.2.2英國國家電網(wǎng)的運(yùn)行備用體系

(1) 運(yùn)行備用的分類和定義.

以英國國家電網(wǎng)日前運(yùn)行備用容量的計(jì)算為依據(jù)，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(yùn)行備用[17]，相應(yīng)備用設(shè)置的目的和要求如下.

事故備用：為應(yīng)對(duì)大型發(fā)電站可用性的不確定性以及天氣和負(fù)荷預(yù)測(cè)的誤差而留取的備用.

快速備用：為應(yīng)對(duì)系統(tǒng)實(shí)時(shí)運(yùn)行中負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差和新能源發(fā)電預(yù)測(cè)誤差而留取的備用.英國國家電網(wǎng)要求機(jī)組快速備用需要在調(diào)度指令下發(fā)后的2 min內(nèi)響應(yīng)，在4 min內(nèi)達(dá)到滿出力，持續(xù)時(shí)間需達(dá)到15 min，并且提供快速備用的機(jī)組最小容量為2.5×103kW.

短期運(yùn)行備用：為應(yīng)對(duì)系統(tǒng)內(nèi)的負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差和新能源發(fā)電預(yù)測(cè)誤差，以及保障系統(tǒng)低頻時(shí)的頻率穩(wěn)定而留取的備用.英國國家電網(wǎng)要求機(jī)組短期運(yùn)行備用需要在調(diào)度指令下發(fā)后20 min內(nèi)響應(yīng)，并可維持滿出力2 h，最長需達(dá)4 h，并且可提供短期運(yùn)行備用機(jī)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(wǎng)根據(jù)電網(wǎng)內(nèi)部電源結(jié)構(gòu)、運(yùn)行環(huán)境的變化，正研究引入新的備用產(chǎn)品，以維持電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行.

(2) 最小備用配置原則.

(2)

式中：CCR為應(yīng)對(duì)系統(tǒng)內(nèi)最嚴(yán)重事故功率缺額所留取的備用容量；CFR為維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定所留取的低頻備用容量；CER為應(yīng)對(duì)負(fù)荷和新能源發(fā)電預(yù)測(cè)誤差留取的備用容量.

基于對(duì)美國PJM電網(wǎng)和英國國家電網(wǎng)運(yùn)行備用體系的概述可知，運(yùn)行備用的設(shè)置需要考慮負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差、新能源出力波動(dòng)和電網(wǎng)運(yùn)行事故所引起的功率缺額的影響，并根據(jù)有功功率缺額的情況設(shè)置不同時(shí)間尺度、不同類型的備用服務(wù)進(jìn)行響應(yīng)，以維持系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定和功率平衡.值得注意的是，各個(gè)電網(wǎng)最小備用配置容量的計(jì)算原則是在其備用類型和基本備用需求的基礎(chǔ)上，依據(jù)不同地區(qū)電網(wǎng)的實(shí)際網(wǎng)情進(jìn)行設(shè)置的.典型電網(wǎng)的運(yùn)行特征如表1所示.由表1可知，美國PJM電網(wǎng)、英國國家電網(wǎng)和華東電網(wǎng)的運(yùn)行特征對(duì)比可知，我國華東電網(wǎng)具有負(fù)荷規(guī)模大、外來電占比高的獨(dú)有特征，在此背景下，照搬國外電網(wǎng)的備用體系架構(gòu)是無法切合實(shí)際電網(wǎng)運(yùn)行需求的，需要進(jìn)一步研究并建立符合華東電網(wǎng)實(shí)際網(wǎng)情的運(yùn)行備用體系.

表1 典型電網(wǎng)的運(yùn)行特征Tab.1 Operation characteristics of typical power grids

2 華東電網(wǎng)運(yùn)行備用體系構(gòu)建建議

考慮華東電網(wǎng)在有功調(diào)節(jié)能力提升方面面臨的新形勢(shì)和新挑戰(zhàn)，結(jié)合國外典型電網(wǎng)運(yùn)行備用分類的經(jīng)驗(yàn)，本文基于最新發(fā)布的《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則GB38755-2019》[18]和《電力系統(tǒng)技術(shù)導(dǎo)則SD131-2020》[10]，并在已有《華東電網(wǎng)運(yùn)行備用調(diào)度管理規(guī)定(試行)》的基礎(chǔ)上，針對(duì)華東電網(wǎng)的運(yùn)行特征，提出了面向新型電力系統(tǒng)發(fā)展的華東電網(wǎng)運(yùn)行備用建議體系，以期增強(qiáng)華東電網(wǎng)的有功調(diào)節(jié)能力，保障華東電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行.

2.1 華東電網(wǎng)運(yùn)行備用分類和定義

華東電網(wǎng)運(yùn)行備用分類如圖1所示.從備用的用途和響應(yīng)時(shí)間出發(fā)，本節(jié)重新梳理并將華東電網(wǎng)運(yùn)行備用進(jìn)行分類.其中，運(yùn)行備用分為正備用和負(fù)備用，正備用包括10 min備用(含旋轉(zhuǎn)備用)以及 30 min 備用，相應(yīng)備用設(shè)置的目的和來源分別介紹如下.

圖1 華東電網(wǎng)運(yùn)行備用分類Fig.1 Operating reserve classification for East China power grid

(1) 運(yùn)行備用：為平衡負(fù)荷及電源(含新能源)波動(dòng)、電網(wǎng)事故等未來不確定事件引起的電網(wǎng)功率不平衡，保證電網(wǎng)安全運(yùn)行和可靠供電，由電力調(diào)度部門安排的預(yù)留容量.運(yùn)行備用需要考慮新形勢(shì)下具有強(qiáng)隨機(jī)性特征的分布式新能源快速發(fā)展所帶來的影響，且需要具有正、負(fù)雙方向的調(diào)節(jié)性能(正備用和負(fù)備用).

(2) 旋轉(zhuǎn)備用：為應(yīng)對(duì)負(fù)荷及電源(含新能源)波動(dòng)、單臺(tái)大機(jī)組跳閘、單一電網(wǎng)元件故障導(dǎo)致的多臺(tái)大機(jī)組失去、單一直流雙極閉鎖沖擊等情況，由電力調(diào)度部門安排的接于母線且立即可以帶負(fù)荷的、不受電網(wǎng)穩(wěn)定限額約束的預(yù)留上調(diào)容量.旋轉(zhuǎn)備用包含于10 min備用中.

(3) 10 min備用：為保障在負(fù)荷及電源(含新能源)波動(dòng)情況下發(fā)生機(jī)組跳閘、直流閉鎖、電網(wǎng)事故等事件后的系統(tǒng)備用充裕度，由電力調(diào)度部門安排的在調(diào)度部門發(fā)出指令后10 min內(nèi)能夠全部調(diào)出，并不受電網(wǎng)穩(wěn)定限額約束，且能至少持續(xù)1h的預(yù)留容量.

(4) 30 min備用：為應(yīng)對(duì)多重相繼事故沖擊由電力調(diào)度部門安排的30 min內(nèi)能夠全部調(diào)出，并不受電網(wǎng)穩(wěn)定限額約束，且能至少持續(xù)2 h的預(yù)留容量.

(5) 負(fù)備用：為應(yīng)對(duì)負(fù)荷及電源(含新能源)波動(dòng)、外送通道突然失去等突發(fā)情況，由電力調(diào)度部門安排的在調(diào)度部門發(fā)出指令后10 min內(nèi)能夠全部調(diào)出，不受電網(wǎng)穩(wěn)定限額約束的預(yù)留容量.

可提供上述備用的機(jī)組如表2所示.

表2 對(duì)應(yīng)于不同類型運(yùn)行備用的機(jī)組Tab.2 Units for different operating reserve types

2.2 最小備用配置原則

針對(duì)不同的運(yùn)行備用，規(guī)定最小備用配置如下.

(1) 旋轉(zhuǎn)備用最小配置原則：全網(wǎng)旋轉(zhuǎn)備用總量不小于電網(wǎng)當(dāng)時(shí)運(yùn)行的最大單機(jī)容量，不小于最大直流雙極送電功率，同時(shí)不小于全網(wǎng)預(yù)測(cè)最高負(fù)荷的2.5%；

(2) 10 min備用最小配置原則：全網(wǎng)10 min備用總量取電網(wǎng)當(dāng)時(shí)運(yùn)行的最大單機(jī)容量和最大直流雙極送電功率中較大者與全網(wǎng)預(yù)測(cè)最高負(fù)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(huì)損失的發(fā)電出力值，不小于各區(qū)外直流任一直流雙極閉鎖后本省市最大消納值；

(4) 負(fù)備用最小配置原則：全網(wǎng)負(fù)備用容量取全網(wǎng)正常方式下(節(jié)假日或惡劣天氣除外)預(yù)測(cè)最低負(fù)荷的3%.節(jié)假日及臺(tái)風(fēng)等極端自然天氣情況下，負(fù)備用配置可視運(yùn)行需要進(jìn)行調(diào)整.

為進(jìn)一步論證旋轉(zhuǎn)備用最小配置原則中旋轉(zhuǎn)備用容量占全網(wǎng)預(yù)測(cè)最高負(fù)荷的比例(2.5%)的合理性，本文構(gòu)建了兼顧系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和安全性的華東電網(wǎng)備用需求計(jì)算模型，該模型包括預(yù)調(diào)度模型和再調(diào)度模型兩部分，具體模型構(gòu)建如下.

2.2.1預(yù)調(diào)度模型 在最小化經(jīng)濟(jì)成本的前提下構(gòu)建機(jī)組的預(yù)調(diào)度模型，其目標(biāo)函數(shù)為

(3)

式中：f(Pi)為系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)；W為電網(wǎng)等值后機(jī)組的數(shù)量；ai，bi，ci為機(jī)組i的成本系數(shù)；Pi為機(jī)組i的有功出力.

預(yù)調(diào)度模型中所滿足的約束條件如下：

(1) 全網(wǎng)功率平衡約束.

(4)

式中：PD為負(fù)荷功率；PN為新能源發(fā)電預(yù)測(cè)功率.

(2) 備用約束.

(5)

式中：Ri為機(jī)組i的旋轉(zhuǎn)備用留取容量；u為旋轉(zhuǎn)備用占預(yù)測(cè)負(fù)荷的比例；Pi,max為機(jī)組i出力的上限.

(3) 機(jī)組的最大、最小出力約束.

(6)

式中：Pi,min為機(jī)組i的出力下限.

(4) 關(guān)鍵線路傳輸容量約束.

-Pl,k,max≤Pl,k≤Pl,k,max

(7)

式中：Pl,k為節(jié)點(diǎn)l到節(jié)點(diǎn)k之間線路上傳輸?shù)挠泄β?；Pl,k,max為節(jié)點(diǎn)l到節(jié)點(diǎn)k之間的線路傳輸功率的上限.

2.2.2再調(diào)度模型 在預(yù)調(diào)度所得機(jī)組出力結(jié)果的基礎(chǔ)上，令凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差ε1服從正態(tài)分布，在滿足重點(diǎn)線路約束、機(jī)組出力約束、以及機(jī)組爬坡約束的基礎(chǔ)上，更新全網(wǎng)功率平衡約束為

(8)

同時(shí)，更新機(jī)組出力上限為機(jī)組預(yù)調(diào)度出力與機(jī)組備用預(yù)留量之和.利用蒙特卡洛模擬方法，對(duì)N個(gè)負(fù)荷樣本進(jìn)行再調(diào)度計(jì)算，未能獲得可行解的樣本數(shù)為N1，則定義安全性指標(biāo)為

(9)

對(duì)本文所用的備用需求計(jì)算模型做如下說明：① 該模型僅適用于典型運(yùn)行場景下單個(gè)時(shí)間斷面的備用需求計(jì)算；② 在應(yīng)用于實(shí)際華東電網(wǎng)計(jì)算時(shí)可對(duì)區(qū)域內(nèi)的發(fā)電機(jī)組進(jìn)行等值，以降低計(jì)算規(guī)模；③ 關(guān)鍵線路選取為華東電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)容易發(fā)生潮流越限的線路；④ 發(fā)電機(jī)的成本系數(shù)可根據(jù)相同容量機(jī)組的經(jīng)驗(yàn)參數(shù)進(jìn)行設(shè)置.

通過上述模型分別計(jì)算給定旋轉(zhuǎn)備用占比u下的經(jīng)濟(jì)性和安全性指標(biāo)，將所得經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)和安全性指標(biāo)進(jìn)行歸一化處理，最后結(jié)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(duì)應(yīng)的占比即為所求.本文利用華東電網(wǎng)2019年冬高場景下的數(shù)據(jù)進(jìn)行了測(cè)算，根據(jù)《電力系統(tǒng)技術(shù)導(dǎo)則》規(guī)定的占比u由2%至5%遞增，利用TOPSIS選取折中解所對(duì)應(yīng)的旋轉(zhuǎn)備用占比約為2.53%.上述結(jié)果與目前建議的旋轉(zhuǎn)備用容量占全網(wǎng)預(yù)測(cè)最高負(fù)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(jì)算場景和數(shù)據(jù)的豐富，在實(shí)際規(guī)則制定和研究中還可以對(duì)建議比例進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整.

2.3 建議體系與現(xiàn)行備用體系的對(duì)比

目前，華東電網(wǎng)對(duì)備用容量的預(yù)留和分配遵循2014年實(shí)行的《華東電網(wǎng)運(yùn)行備用調(diào)度管理規(guī)定(試行)》.考慮華東電網(wǎng)所面臨的新形勢(shì)，本文所建議的運(yùn)行備用體系在運(yùn)行備用類型及響應(yīng)時(shí)間、備用來源、最小備用配置原則等方面進(jìn)行了改進(jìn)，主要對(duì)比如表3所示.

表3 運(yùn)行備用體系對(duì)比Tab.3 Comparison of operating reserve systems

相比于現(xiàn)行備用體系，本文所建議的備用體系在應(yīng)對(duì)新型電力系統(tǒng)發(fā)展下華東電網(wǎng)的有功調(diào)節(jié)需求上更有優(yōu)勢(shì)，具體體現(xiàn)為以下3點(diǎn)：

(1) 備用類型劃分更為細(xì)致，有功調(diào)節(jié)場景更為明確.結(jié)合目前華東現(xiàn)行體系和國外典型電網(wǎng)運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，所建議的運(yùn)行備用體系從響應(yīng)時(shí)間尺度出發(fā)，對(duì)備用類型進(jìn)行了劃分，更加明確了具有不同響應(yīng)能力的備用資源的調(diào)用場景，從而形成應(yīng)對(duì)不同時(shí)間尺度下有功調(diào)節(jié)需求的分層解決方案.

(2) 最小備用的留取更加適應(yīng)華東電網(wǎng)運(yùn)行現(xiàn)狀.新能源占比不斷增加使得全網(wǎng)的凈負(fù)荷波動(dòng)性增強(qiáng)，為提高系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力，建議體系中的最小備用容量配置適當(dāng)增加了為應(yīng)對(duì)負(fù)荷波動(dòng)而留取的比例(由2%提高到2.5%).

(3) 為華東地區(qū)電力輔助服務(wù)市場的建設(shè)奠定了基礎(chǔ).華東電網(wǎng)及各省(市)運(yùn)行備用類型及相應(yīng)容量的確定是區(qū)域內(nèi)備用輔助服務(wù)市場開展的前提條件，所建議的運(yùn)行備用體系從目前華東區(qū)域內(nèi)電力市場化改革的開展情況出發(fā)，具有堅(jiān)實(shí)的實(shí)踐基礎(chǔ)和廣闊的應(yīng)用前景.

3 華東電網(wǎng)備用需求測(cè)算與分析

基于本文提出的華東電網(wǎng)運(yùn)行備用建議體系，本節(jié)重點(diǎn)測(cè)算分析了華東電網(wǎng)2020年夏季高峰期的備用需求，并與美國PJM電網(wǎng)和英國國家電網(wǎng)進(jìn)行了對(duì)比.進(jìn)一步，基于華東電網(wǎng)歷史數(shù)據(jù)，驗(yàn)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(wǎng)備用容量測(cè)算及對(duì)比分析

(1) 美國PJM電網(wǎng).

以美國PJM電網(wǎng)的負(fù)荷規(guī)模為1.65×108kW (近5年來的負(fù)荷峰值)計(jì)算，2019年1～12月美國PJM電網(wǎng)日前運(yùn)行備用需求(10 min備用與30 min備用之和)占日預(yù)測(cè)最大負(fù)荷的比例如圖2所示.其中：δ1為美國PJM電網(wǎng)日前運(yùn)行備用需求占日預(yù)測(cè)最大負(fù)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(wǎng)備用需求相對(duì)預(yù)測(cè)最大負(fù)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(wǎng).

以英國國家電網(wǎng)的負(fù)荷規(guī)模為5.2×107kW(近5年來負(fù)荷峰值)計(jì)算，從2019年2～11月，英國國家電網(wǎng)的日前運(yùn)行備用需求占預(yù)測(cè)最大負(fù)荷的比例如圖3所示，其中：δ2為英國國家電網(wǎng)的日前運(yùn)行備用需求占預(yù)測(cè)最大負(fù)荷的比例.由圖3可知，英國日前備用需求占預(yù)測(cè)最大負(fù)荷的比例在 11%～22%之間波動(dòng).

圖3 英國國家電網(wǎng)備用需求相對(duì)預(yù)測(cè)最大負(fù)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(wǎng).

含四省一市的華東電網(wǎng)作為統(tǒng)一的頻率控制區(qū)，其10 min備用(含旋轉(zhuǎn)備用)是全網(wǎng)留取、分省配置的，其30 min備用是分省留取、全網(wǎng)加和的，其中，包含了華東直屬機(jī)組備用容量的分配，相關(guān)分配系數(shù)可參考《華東電網(wǎng)運(yùn)行備用調(diào)度管理規(guī)定(試行)》.因此，從全網(wǎng)層面，華東電網(wǎng)需保證系統(tǒng)整體的有功調(diào)節(jié)能力，側(cè)重于10 min備用的全網(wǎng)留??；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(wǎng)2020年夏季高峰預(yù)測(cè)最大負(fù)荷為 3.199 6×108kW，根據(jù)本文中所建議的運(yùn)行備用體系測(cè)算2020年華東電網(wǎng)10 min備用需求并分配到四省一市，所得結(jié)果如表4所示.由計(jì)算結(jié)果可知，華東電網(wǎng)2020年夏季負(fù)荷高峰期的旋轉(zhuǎn)備用需求占預(yù)測(cè)最大負(fù)荷的2.5%，10 min備用需求為預(yù)測(cè)最大負(fù)荷的4.96%，30 min備用需求為預(yù)測(cè)最大負(fù)荷的2.16%.

表4 華東電網(wǎng)2020年夏季負(fù)荷高峰備用需求測(cè)算

綜合上述結(jié)果和表1中的電網(wǎng)運(yùn)行特性可知，相較于美國PJM電網(wǎng)，華東電網(wǎng)直流輸電線路饋入占比高且其新能源發(fā)電占比較大，因此，華東電網(wǎng)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(wǎng)備用需求占比的平均水平(5.08%)；相比于英國國家電網(wǎng)，華東電網(wǎng)內(nèi)新能源發(fā)電占比略低，因此華東電網(wǎng)備用需求相對(duì)預(yù)測(cè)最大負(fù)荷的占比也低于英國國家電網(wǎng)(11%～22%)，可見新能源波動(dòng)的影響比較顯著.

3.2 基于歷史數(shù)據(jù)的華東電網(wǎng)正備用容量合理性驗(yàn)證

基于華東電網(wǎng)2019年負(fù)荷預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)和實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，統(tǒng)計(jì)分析不同時(shí)段負(fù)荷預(yù)測(cè)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(fù)備用容量配置與現(xiàn)行體系一致，所以本文不做進(jìn)一步討論.

3.2.1測(cè)算說明 對(duì)本部分的測(cè)算分析進(jìn)行幾點(diǎn)說明，分列如下.

(1) 測(cè)算指標(biāo)：以負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差和負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差占該日預(yù)測(cè)最大負(fù)荷的比例作為測(cè)算指標(biāo)，用以反映負(fù)荷的波動(dòng)情況，所述指標(biāo)計(jì)算如下.

負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差 = 實(shí)際負(fù)荷-預(yù)測(cè)負(fù)荷

負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差占預(yù)測(cè)最大負(fù)荷比例=(實(shí)際負(fù)荷-預(yù)測(cè)負(fù)荷)/該日預(yù)測(cè)最大負(fù)荷

(2) 置信水平：考慮負(fù)荷偏差的波動(dòng)性及其概率分布特征，為避免負(fù)荷偏差極端值導(dǎo)致計(jì)算結(jié)果偏于保守的問題，本節(jié)采用了一定的置信度水平作為測(cè)算評(píng)估標(biāo)準(zhǔn)，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(dāng)實(shí)際負(fù)荷大于預(yù)測(cè)負(fù)荷時(shí)為向上預(yù)測(cè)偏差，電網(wǎng)提供正備用予以應(yīng)對(duì)；當(dāng)實(shí)際負(fù)荷小于預(yù)測(cè)負(fù)荷時(shí)，產(chǎn)生向下預(yù)測(cè)偏差，需要電網(wǎng)提供負(fù)備用予以平衡.本測(cè)算中僅給出了考慮向上預(yù)測(cè)偏差的結(jié)果，以驗(yàn)證正備用配置的合理性.

(4) 測(cè)算日期：考慮工作日和非工作日負(fù)荷水平不同，除了對(duì)全年365 d進(jìn)行偏差分析，還需要對(duì)正備用較為緊張的工作日負(fù)荷偏差進(jìn)行分析.經(jīng)統(tǒng)計(jì)，2019年工作日250 d，非工作日115 d.

(5) 測(cè)算時(shí)段：考慮一天內(nèi)不同時(shí)段的負(fù)荷水平，除了針對(duì)全年日96時(shí)段數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)外，本文還側(cè)重選取了負(fù)荷高峰時(shí)段用以分析負(fù)荷預(yù)測(cè)的向上偏差.其中，高峰時(shí)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(cè)算結(jié)果 計(jì)算2019年負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差如表5所示，其中：基于現(xiàn)有運(yùn)行備用體系計(jì)算2019年華東電網(wǎng)10 min可用備用容量為9.09×106kW；根據(jù)本文建議體系中的最小備用配置原則，計(jì)算2019年華東電網(wǎng)10 min備用容量為1.539×107kW，為5.10%預(yù)測(cè)最大負(fù)荷.

由表5可知，現(xiàn)行備用體系計(jì)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(shí)段和85%置信度水平下的所有日期全部高峰時(shí)段的負(fù)荷預(yù)測(cè)向上偏差.若進(jìn)一步考慮分布式新能源發(fā)電波動(dòng)性的影響，則上述置信度水平在高峰時(shí)段偏低，高峰時(shí)段不能滿足備用需求的概率增加，不利于華東電網(wǎng)的安全運(yùn)行.基于本文所建議的備用體系計(jì)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(shí)段負(fù)荷預(yù)測(cè)向上偏差，華東電網(wǎng)有功調(diào)節(jié)能力整體得到提升.

表5 負(fù)荷預(yù)測(cè)向上偏差(kW)Tab.5 Upward deviation of load forecast (kW)

進(jìn)一步，圖4給出了全年日96時(shí)段下負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差占該日預(yù)測(cè)最大負(fù)荷比例的累積概率分布函數(shù)(CDF)，其中：δ3為負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差占該日預(yù)測(cè)最大負(fù)荷的比例；QCDF為累積概率.基于本文所提的運(yùn)行備用體系計(jì)算所得備用容量占最大預(yù)測(cè)負(fù)荷的比例(5.10%)可達(dá)到95.7%的累積概率覆蓋程度，從概率分析的角度出發(fā)，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(wǎng)因負(fù)荷波動(dòng)而產(chǎn)生的正備用需求.

圖4 負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差占預(yù)測(cè)最大負(fù)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(jié)語

本文從受端特性、新能源發(fā)展、凈負(fù)荷波動(dòng)、以及電力市場化改革需求等方面分析了新型電力系統(tǒng)發(fā)展下華東電網(wǎng)運(yùn)行備用體系構(gòu)建的必要性，提出了新形勢(shì)下華東電網(wǎng)的運(yùn)行備用建議體系，對(duì)備用的分類、響應(yīng)時(shí)間和最小備用配置原則進(jìn)行了重新梳理并給出修訂建議.通過對(duì)華東電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)的測(cè)算分析，驗(yàn)證了本文所建議的運(yùn)行備用體系的有效性.隨著華東區(qū)域內(nèi)電力現(xiàn)貨市場的不斷推進(jìn)，本文所提出的運(yùn)行備用建議體系將為華東電網(wǎng)備用輔助服務(wù)市場的開展提供參考.