能源互联网背景下电网备用问题探索

李晓萌，张忠，赵华，饶宇飞，张振安，朱全胜，吕泉

(1.国网河南省电力公司电力科学研究院，郑州市 450052; 2.大连理工大学电气工程学院，辽宁省大连市 116024)

0 引 言

能源互联网是在全球能源利用从化石能源逐渐向可再生能源转移的背景下提出的。美国著名学者杰里米·里夫金在其新著《第三次工业革命》[1]一书中，构想的以新能源技术和信息技术的深入结合为特征的能源利用体系被学术界视为能源互联网概念的雏形[2]。国内外学者已对能源互联网开展了深入的研究，其主要特征包括：能源互联网是以电力系统为核心，运用先进的信息技术和智能控制等技术，将各能源供应形式、能量储存单元和各种类用能终端互联起来，以实现能量双向流动与智能共享，从而达到能源高效利用和最大化消纳可再生能源的目的[3-5]。

能源互联网发展背景下，我国电网形态发生了深刻的变革。电网层面，我国各区域电网已经完成了直流互联，形成了东北、西北、华北-华中、华东和南方电网5个同步电网。特高压直流闭锁故障将给受电区域电网造成严重的功率缺额，对该区域的快速频率响应控制和备用需求提出了很大的挑战。电源层面，可再生能源渗透率日益增加，其出力的间歇性与不确定性增加了电网在各个时间尺度上的备用需求[6]。两方面因素均增加了能源互联网背景下的电网备用需求。

能源互联网背景下，需求侧灵活资源和储能已备受关注。能源互联网的价值之一在于通过信息化、数字化促进能源消费形式的灵活性改造，即通过对电动汽车、智能家电等负荷的优化管理和对工业生产过程的升级改造，为电网提供灵活资源。储能是能源互联网的重要支撑技术，随着可再生能源的大规模集中和分布式接入，储能的应用已日益迫切，其价值也将不断体现[7]。世界各国均十分重视储能技术的发展。

电网的备用需求和备用资源均发生了显著变化。围绕新的备用需求问题和备用资源已展开了较多研究。文献[6]分析了可再生能源发电波动与特高压直流闭锁故障带来的功率不平衡与备用配置问题，并提出了事故备用的“精细化管理”与应对新能源发电的“特殊时段备用”思路。文献[8]对我国的电网事故备用提出了系统性的管理建议。文献[9]对风电并网带来的备用容量配置、获取和费用分摊做了阐述。上述研究从不同角度对能源互联网背景下的备用问题进行了分析。然而，电网备用问题涉及到频率控制、安全控制和经济调度等不同层面上的运行问题，而我国当前按照负荷一定比例和最大机组容量确定的备用管理模式，难以满足新形势下的电网安全与经济运行需求，因此，有必要对我国电网的备用管理展开系统化、市场化的研究和探索。

备用体系的研究涉及到备用辅助服务的分类、备用容量配置、以及备用获取方式。各个国家和地区电网分别从时间尺度、备用资源类型和频率响应方式等角度，对备用及相关辅助服务进行了定义和分类。欧洲大陆同步电网定义了一次备用、二次备用、三次备用[8-9]；美国加州电力市场定义了频率调节备用、旋转备用、非旋转备用和替代备用[10]；英国电网对备用的分类包括一次频率响应、二次频率响应、快速备用和短期运行备用[11]。英国和美国加州电力市场将有功平衡类服务分为频率响应和备用两部分，欧洲大陆电网则统一定义为备用，并分为多种备用服务。对各类备用服务的最小容量的配置，常见的方法包括经验配置方法[8]、最严重N-1故障分析法[12-13]和成本-风险分析[14-15]。关于备用的获取，早期的电网备用服务主要由各类发电厂提供。然而，随着可再生能源电源的不断增加与电网的直流互联，电网的备用需求越来越大，电源侧的备用资源已难以满足新形势下电网备用需求。因此，世界范围内对需求侧灵活资源与储能的备用潜力的关注越来越多。英国电网已经明确定义了储能与负荷响应备用产品。相关文献对负荷与储能参与备用的运行和收益问题开展了研究[16-19]。然而，对于负荷与储能参与备用的时间尺度、响应速度等技术指标还有待系统性的研究和分析。

面对电网新的变化，我国各地区的备用市场也逐步改进[20]。本文分析互联网背景下电网备用需求和备用资源的变化，总结我国当前和各个国家的备用辅助服务管理与市场模式。进而，基于功率平衡控制过程提出新的备用分类体系，尤其明确各类备用调度响应时间与持续时间要求，以便兼容源、网、荷、储各类备用资源。并对各类资源的技术特性进行讨论，从而明确各类资源可提供的备用类型。最后，针对我国电网特征和能源互联网下的发展趋势，提出新的备用管理模式与市场化建设的建议。

1 能源互联网背景下备用需求与资源分析

1.1 可再生能源发电的备用需求

可再生能源发电的大规模接入使得电源侧功率的不确定性增加。可再生能源发电的不确定性引起波动性和间歇性。可再生能源出力对秒级时间尺度上的备用影响相对较小，而在分钟级以上时间尺度上的功率波动对电网运行的影响则较为突出[9]。

对于可再生能源出力波动性的备用问题可与负荷波动性一同处理，即将传统的负荷备用扩展为净负荷备用。负荷备用容量的确定取决于负荷预测精度。当前，可再生能源发电的预测精度一般低于负荷的预测精度，使得叠加后的净负荷功率的预测精度变差。因此，将增加应对功率预测误差的备用容量需求。

可再生能源出力的间歇性表现为：受风速、光照强度等气象因素影响，不同时段上可再生能源出力存在大发、小发和停发等场景，使得净负荷中可再生能源发电的占比具有明显的时段性差异，为此，文献[6]提出了“特殊时段备用”的思路，受此启发，可进一步设计更为精细化的“动态备用”模式，即根据负荷与新能源发电的日前预测精度，结合可再生能源装机容量，在不同时段上配置不同的备用容量。

可再生能源机组故障率往往高于传统机组，并且发生连锁故障的概率较大[21-23]。与功率波动带来的影响不同，机组故障带来的影响是秒级的功率缺额。随着可再生能源装机容量的增加，秒级时间尺度的备用容量配置需要进一步考虑可再生能源发电的机组故障及其连锁故障，即N-2故障。

综上，可再生能源发电的波动性与间歇性问题，需要在分钟级以上时间尺度的备用配置中予以考虑；对可再生能源发电机组故障问题，需要在秒级时间尺度的备用配置中予以考虑。

1.2 特高压直流闭锁故障的备用需求

能源互联网背景下的另一个特征是区域电网间的特高压直流互联。特高压直流闭锁带来的功率缺额是数倍于传统机组故障造成的功率缺额，将是直流互联网面临的较为严重的考验之一。本节首先分析事故后系统的频率变化和调节过程，进而为特高压直流闭锁事故的备用配置问题提供解决思路。事故状态下的系统频率变化过程可由转子运动方式来描述，如式(1)所示[24]：

(1)

式中：H为系统的同步惯性；D为负荷的阻尼系数；Δf(t)为系统频率偏差；ΔPi发电机、负荷等功率调节单元的功率变化量；ΔPe为故障导致的系统功率缺额。

故障初期系统的频率跌落主要受两方面因素影响，即故障造成的功率缺额和系统固有的同步惯性。系统的固有惯性越大，故障瞬间系统频率跌落越慢。当频率跌落偏差超过各机组一次调频死区后，机组的调速器快速响应，补充功率缺额，抑制频率跌落。由于机组一次调频提供功率的持续时间有限，随后需要机组的自动发电控制(automatic generation control, AGC)开始动作，实施二次调频，使频率恢复至正常水平，同时替换机组的一次调频容量，以应对系统可能出现的新的功率波动。由系统转子运动方程，即式(1)可以看出，当系统的一次调频容量至少能够补偿系统的功率缺额时，才能抑制系统频率的继续跌落。由于特高压直流线路传输容量较大，受电地区电网的一次调频容量可能难以满足特高压直流闭锁的功率缺额，国内外研究已将秒级的频率响应负荷和快速响应的功率型储能视为应对提供一次频率响应的重要资源[6，25]。

总之，特高压直流互联系统中，直流受电区域的一次、二次调频备用容量的配置需要考虑直流线路的输电容量，直流闭锁故障使得系统的一次调频容量与二次调频容量需求显著增加。快速响应的负荷与储能将为直流闭锁故障后的频率控制提供一次与二次调频备用资源。

1.3 能源互联网中新的备用资源

1)需求侧备用资源。

随着智能电网以及能源互联网的发展，“柔性负荷”、“电网友好型负荷”等概念被提出并逐步得到了实际应用。能源互联网在用户侧主要体现为电力负荷的信息互联。一方面用户可以响应市场价格信号或激励机制，改变用电行为[26-27]。另一方面可以实现负荷的实时在线控制，满足电力系统快速的功率平衡控制需求。以电动汽车为代表的负荷具有灵活的功率调节能力。借助于智能用电技术，以温控型为代表的工商业负荷具有较大的功率调节潜力[28]。随着可再生能源发电接入水平的不断增加，电网的功率平衡方式不再只是“电源跟随负荷波动”，同时也存在“可控负荷跟随电源出力波动”的情况，需求侧资源也将对电网功率平衡发挥重要作用。

负荷参与电网辅助服务潜力已得到了广泛的研究。文献[29]建立了灵活负荷聚合商提供负荷跟踪备用的市场出清模型，聚合商能够为系统提供类似于传统电源的15 min的旋转备用与30 min的非旋转备用服务。文献[30]提出了温控负荷(thermostatically controlled loads, TCL)聚合商提供负荷跟踪备用的管理方法，缓解了传统机组的旋转备用压力，并验证了TCL聚合商可以完成对参考功率曲线的跟踪控制。随着控制技术的完善，可以利用需求侧灵活资源参与系统秒级的频率控制过程。文献[31]提出了一种电动汽车聚合商的下垂控制策略，使电动汽车为电网提供了一次调频服务，降低了系统的频率偏差。文献[32]参考传统机组的AGC原理提出了一种分布式负荷控制策略，实现了多个负荷聚合商共同为系统提供二次调频服务。文献[33]提出了一种基于多代理结构的控制框架，使负荷集群的用能行为能够快速响应系统频率的变化，从而为系统提供一次与二次调频服务。

可见，需求侧资源可以根据响应时间和响应特性的不同提供不同时间尺度上的备用服务。需求侧备用主要采用基于聚合商或代理商的管理模式。然而，负荷集群的备用容量与备用服务的实际提供量的测算是研究负荷侧备用所面临的关键问题。

2)储能、微网等备用资源。

随着能源利用逐步从化石能源向可再生能源转移，储能的能量缓冲和暂存作用备受青睐。以铅酸电池为代表的电池储能、抽水蓄能电站均能提供快速的功率调节。通过转存能量利用丰谷价差盈利和参与辅助服务市场将是储能获利的主要模式[34]。因此，储能将成为未来能源互联网背景下的重要备用资源。

近年来学术界提出了微网、虚拟发电厂等概念[35-37]，并逐步在工业界得到了实施，这些智能单元通过智能管理系统实现各类分布式电源、负荷以及储能的局部有序管理。这些智能单元也可以为大电网提供相关辅助服务，并获得一定的经济收益[38]。

2 我国当前备用体系的适应性分析

2.1 我国电力辅助服务分类的适应性

由于我国电网结构有着明显的区域特性，因此，电力辅助服务市场主要采用了分区域组织形式，各区域电网均颁布了电力辅助服务的“两个细则”，明确了辅助服务的分类、补偿与考核方式。我国电力辅助服务的内容一般包括：一次调频、AGC、备用、调压、调峰、黑启动5项[39-44]。

一次调频一般作为基本辅助服务，由各类发电机组义务提供，不给予补偿，但机组不能提供基本辅助服务时需要接受考核。AGC与备用均为有偿辅助服务。对AGC的补偿包括可调容量补偿与AGC实际贡献量补偿[40]。各区域备用辅助服务的管理一直在不断地改进和完善，辅助服务市场开展初期，各区域的“两个细则”仅制定了旋转备用的补偿和考核原则，其中东北、华东和华北电网明确说明了旋转备用需要在10 min之内能够调用。

当前“两个细则”对辅助服务的分类尚未明确一次调频与AGC的容量配置问题，另外，尚未明确定义响应时间在10 min以上的备用类型。

2.2 辅助服务管理模式的适应性

各区域的“两个细则”规定：辅助服务的调用遵循“按需调用”的原则，由电网调度机构根据发电机组特性和电网情况，合理安排发电机组承担辅助服务，保证调度的公开、公平、公正。并网发电厂有义务提供基本辅助服务，且所提供的辅助服务应达到规定标准。

各区域条例对辅助服务计量与结算方式均做了规定。各区域均由电力调度机构对并网发电厂进行辅助服务考核与补偿情况的计量预结算。辅助服务的费用按照专门记账(专项管理)、收支平衡的原则，以省级电网为单位，分省平衡，按月结算。

辅助服务开展初期，一次调频、AGC、备用仅由传统机组提供。近年来随着以电动汽车为代表的灵活可控负荷、储能技术的发展，各个区域已逐步将负荷侧资源与储能纳入到辅助服务市场中来。这也使得当前辅助服务市场采用的“辅助服务费用在各发电厂之间进行分摊，并实现收支平衡的原则”难以适应新的发展需求。

2.3 备用辅助服务的新进展

能源互联网建设背景下，各个区域均不断修正和完善辅助服务机制，若干省份已开展了辅助服务市场化的探索。

东北电网的辅助服务新规于2019年启动，电储能可参与调峰，有偿调峰的内容包括：可中断负荷调峰、电储能调峰、火电停机备用调峰、跨省调峰[45]。

西北电网已经形成“省间+省内”相协调的辅助服务交易市场，增加了自备企业虚拟储能、用户调峰、共享储能等有偿调峰品种[46]。

广东电网负荷受天气及温度影响较大，电网调频需求大，电源中的快速调频资源比较匮乏，为此出台了《广东调频辅助服务市场交易规则》[20]。随着《南方区域统一调频辅助服务市场建设方案》的发布，南方区域调频辅助服务市场化改革工作将全面启动。

当前服务辅助服务市场的改革主要针对调峰辅助服务开展。然而，随着区域电网的直流互联和可再生能源发电的逐步增加，电网的备用问题也将日益严重。为此，本文在对比我国与世界各地区的备用辅助服务分类与管理模式的基础上，进而提出新的备用分类与管理模式建议，以适应能源互联网的发展需求。

3 国外备用体系与组织模式

3.1 英国

英国电网将与频率相关的辅助服务分为频率响应和备用两部分。频率响应包括一次频率响应、二次频率响应，考虑负荷侧与储能提供调频服务问题，英国电网专门设置了需求侧管理频率响应与加强频率响应[11]，加强频率响应主要由储能电站提供。各类频率响应的响应时间与持续时间需求如表1所示。备用又分为快速备用、短期运行备用和替代备用，发电机与负荷均可提供各类备用辅助服务。快速备用响应时间要求为2 min，并且持续提供时间不低于15 min。短期运行备用响应时间要求20 min，并且持续提供时间不低于2 h。

表1 英国频率响应与备用产品

英国电网由国家电网公司负责辅助服务的购买，购买方式包括市场招标和双边协议两种市场模式。英国电网公司建立了不同周期的辅助服务招标市场。例如，对于固定频率响应，采用了每月开展1次招标；对于短期备用辅助服务，每年进行3次招标；对于负荷侧参与的频率响应辅助服务以及黑启动辅助服务，则是通过双边协议的方式获取。

3.2 美国各区域电力市场的频率与备用服务

美国没有全国性的电力市场，有10个区域性电力批发市场，本文针对其中市场化比较成熟的PJM、德州和加州的辅助服务市场进行介绍。

PJM市场中与有功平衡相关的辅助服务分为频率调节辅助服务和备用辅助服务两部分。频率调节辅助服务基于系统控制偏差(area control error, ACE)技术，使系统频率保持60 Hz，具体任务包括跟踪负荷波动、应对非计划性机组停运等[47]。频率调节由具有自动调节能力的机组提供，满足负荷瞬时变化，机组响应时间应小于5 min。频率调节备用容量的配置方式为：负荷高峰时段调节备用容量为日负荷高峰预测值的1%；非高峰时段调节备用容量为日负荷低谷预测值的1%[48]。备用辅助服务又分别为一次备用和补充备用(或称二次备用)，其中一次备用资源由同步备用和快速启动备用机组提供，响应时间为10 min[47-48]。补充备用为响应时间在10～30 min内的发电机和可中断负荷。

加州电力辅助服务市场由独立系统运营商负责运行，需要在辅助服务市场中购买的产品包括4种：调频备用、旋转备用、非旋转备用和替代备用。调频备用是指由并网运行机组的AGC自动完成出力调节，实现系统的功率平衡。旋转备用需要在10 min内爬坡至指定功率水平；非旋转备用需要在10 min内并入系统并爬坡至指定功率水平；替代备用需在1 h内并入系统并爬坡至指定功率水平。后3种备用的持续提供时间均不低于2 h[49]。

美国德州辅助服务由德州可靠性委员会负责管理，目前德州电力市场中与有功平衡有关辅助服务产品包括上调频、下调频、响应备用和非旋转备用。上调频、下调频要求响应时间小于10 s。响应备用作为调频辅助服务的后备，要求在10 min内容响应。非旋转备用作为系统发电容量损失的备用，应对负荷预测偏差，响应时间为30 min。

3.3 北欧

北欧辅助服务市场自2009年7月起交由ENTSO-E管理，其辅助服务产品包括：频率遏制备用、频率恢复备用和替代备用[8,50-51]。频率遏制备用又分为干扰式和普通式，干扰式备用的响应要求为5 s内调整到50%出力，30 s内调整到100%出力。普通式备用的响应要求为2～3 min。频率恢复备用将系统频率恢复到50 Hz，响应持续提供时间应不低于15 min。替代备用为响应时间大于15 min的备用。北欧电力市场对3类备用的最小需求量均有规定，其中，对于频率遏制备用，区域内设置一个总备用需求量；对于后两种备用，北欧4国设有各自的备用需求容量。

3.4 欧洲大陆电网

欧洲大陆电网是指由德国、法国等24个国家构成的同步电网。欧洲大陆电网将与频率稳定相关的辅助服务分为一次备用、二次备用和三次备用[52]。当出现频率偏差时，提供一次备用的调节机组需要在几秒内响应，并在30 s内提供全部所需容量，持续时间不低于15 min。系统频率偏差超过阈值时，机组自动启动一次控制，各机组需要预留4%～5%的额定容量作为备用容量。一次频率控制过程使系统稳定于一个偏离50 Hz的频率值。二次控制一般需要在5 min内使系统频率及联络线功率恢复至设定值，并使被激活的一次备用容量重新恢复至可用状态。三次备用包括向上和向下调节功率，从响应时间角度又进一步分为分钟备用(<60 min)与小时备用(>60 min)。一次备用容量由欧洲输电协调联盟(union for the co-ordination of transmission of electricity, UCTE)设定，并按照各区域年发电量比例分配给各区域的输电系统运行商(transmission system operator, TSO)。UCTE的一次备用容量一般可满足N-2发电机故障和N-1线路或母线故障。UCTE给出了二次备用容量的经验公式，且仅与各区域内的最大预期负荷有关。三次备用容量为最大发电机容量减去建议的最小二次备用容量，即系统能够抵御N-1发电机故障。

欧洲电力市场中，一般由各个国家输电系统运行机构负责购买辅助服务。它通过竞争性招标方式购买备用辅助服务，对一次备用机组仅支付容量费用，对二次备用机组需支付容量费用和调用电量费用两部分。对于一次与二次备用，每半年开展一次招标。对于分钟级以上的三次备用，则通过日前招标方式获取。三次备用费用一般低于一次备用与二次备用，原因在于三次备用技术难度相对较低[52]。

3.5 各国家备用和频率调节的时间划分对比

各个国家和地区电网实施的与有功功率平衡相关的辅助服务分类及响应时间情况对比如图1所示。

图1 各个国家和地区电网辅助服务对比

欧洲大陆和北欧四国电网均定义了3种备用辅助服务，功能上与我国的一次调频、AGC和旋转备用相对应，但同类辅助服务响应时间的要求存在一定差异，例如：欧洲大陆电网要求二次备用响应时间≤15 s，北欧四国电网的自动频率恢复备用(对应二次备用)的响应时间为2 min，我国根据机组类型规定了不同的响应时间，例如，水电机组AGC响应时间≤10 s，直吹式火电机组AGC 响应时间≤60 s。欧洲大陆和北欧四国电网对3个层面上的辅助服务均有明确的容量配置方案，可以为我国各级辅助服务备用容量的配置提供参考。

美国PJM、加州、德州电力市场将10 min以内的调节过程归为频率调节辅助服务，将10 min以上频率恢复后的备用按响应时间分为两类。英国电网对频率恢复前、后的辅助服务均做了更为详细的划分。频率恢复前包括1 s的强制频率响应、10 s一次频率响应、30 s的二次频率响应；频率恢复后包括：快速备用和短期运行备用。此外，英国电网已在频率响应市场中纳入了储能和需求侧响应的内容，例如，储能电站可以参与1 s的强制频率响应；设置了2～10 s的需求侧频率响应市场。因此，英国的辅助服务市场可以为我国引入需求侧和储能的频率响应备用提供重要的参考。

4 能源互联网下的电网备用体系设计建议

4.1 基于控制过程的新型备用分类

针对能源互联网的备用需求与备用资源的变化，并结合世界各个国家、地区的辅助服务配置方式，本文从功率平衡控制过程的角度提出新的备用体系设计建议，并明确各类备用的响应时间与持续提供时间需求，以便将网间、需求侧、储能的备用资源纳入到新的备用体系，提高未来电网运行的安全性。新的备用体系设计包括频率遏制备用、频率恢复备用、快速可调度备用、慢可调度备用与长时间尺度备用。

频率遏制备用用于完成系统的一次调频控制过程，遏制系统频率的持续跌落或上升。参考我国当前水、火电机组一次调频响应时间分别小于3、4 s[46]的要求，所提频率遏制备用的响应时间规定为小于4 s。频率恢复备用用于完成二次调频控制过程，使系统频率恢复至额定水平。参考我国当前的AGC响应时间要求：直吹式火电机组小于60 s，中储式火电机组小于40 s，水电机组小于10 s[46]，所提频率恢复备用的响应时间设置小于60 s。频率遏制备用与频率恢复备用主要用于应对紧急事故与净负荷波动造成的频率扰动问题。

传统三次调频过程为系统频率恢复至额定水平后的功率再调度过程，由调度机构更新计划调度结果，使系统处于更为经济和安全的运行状态，并恢复相关机组的AGC备用容量。新的备用体系中三次调频过程的可调度容量称为可调度备用，并根据备用资源响应时间的不同，分为快速可调度备用与慢速可调度备用。参照我国“两个细则”中10 min旋转备用的定义，所提快速可调度备用的响应时间规定为小于10 min。对新增的慢速可调度备用，响应时间设置为小于30 min。文献[6]对10 min、30 min备用的时间尺度设置的依据做了讨论，本文不再赘述。

可再生能源发电具有较大的间歇性，受气象因素影响，相邻两日或数日内的出力会出现较大差异，为此，所提备用体系中增加了长时间尺度备用。将响应时间大于30 min的备用均归类为长时间尺度备用。

与水、火电机组可以在新的调度出力状态下持续运行不同，负荷与储能的运行受到整体能量需要和能量边界的限制，需要考虑其持续运行时间的限制。为了使新的备用体系兼容需求侧和储能的备用资源，对各类备用持续提供时间的定义具有重要的意义。

当前，各个国家、地区对各类备用的响应时间均做了明确的限定，但对备用响应后的持续提供时间尚无系统化的规定。考虑到各类备用在功能上存在着衔接和替代关系，为保持系统的持续稳定运行，本文提出了时间上“无缝衔接与适当重叠”的原则，对各类备用的持续时间进行明确规定。

考虑频率遏制备用、频率恢复备用以及快速可调度备用在功能上的衔接关系，前两者的持续时间应不低于60 s、10 min。根据“适当重叠原则”，以保证平稳过度，例如增加10%的安全裕度，将二者的最小持续时间设置为低于66 s、11 min。对于快速可调节备用与慢速可调节备用，一般需要持续提供，其持续时间设置一般较长，可以参考其他市场的设置方案。例如：美国加州旋转备用、非旋转备用、替代备用持续提供时间均不低于2 h[49]；英国短期运行备用持续提供时间不低于2 h[11]。因此，将可调节备用的持续时间设置为不低于2 h。

4.2 新型备用资源分析

在所提备用分类和时间尺度定义的基础上，进一步讨论将需求侧、储能、网间备用资源纳入到新的备用体系，如图2所示。

图2 能源互联网中的新增备用资源划分

具有快速响应能力的负荷，例如小于4 s，可提供频率遏制备用；响应时间小于10 s的负荷可提供频率恢复备用；对于响应时间在分钟级以上的负荷可提供慢速或快速可调度备用。

储能备用可根据储能特性的不同分为2类：功率型储能、能量型储能。功率型储能，如锂电池，具有快速的功率调节速度，可提供频率遏制备用与频率恢复备用；对能量型储能，如抽水蓄能电站，响应速度相对较慢，但持续供能时间相对较长，可以提供快速或慢速可调度备用。

省间备用在能源互联网中将发挥越来越大的作用。一次调频过程是自动响应系统频率偏差完成功率调节，因此，同步运行的各省电网自动共享频率遏制备用资源。二次调频过程是由各机组的根据调度指令完成AGC功率调节。考虑特高压直流闭锁故障时，受电省份将面临较大的功率缺额，可以由同步运行的省份提供紧急功率支援，加快事故恢复速度，提高电网安全性[53]。

综上，新的备用体系从控制过程的角度定义了新的备用分类，并从响应时间和持续时间层面上做了具体的要求，从而可以兼容源、网、荷、储各类备用资源。

4.3 兼容需求侧与储能备用的组织结构

为了适应能源互联网场景，在当前备用组织结构的基础上，本文引入了“基于中间商的备用”与“网间共享备用”组织模式。

当前我国的备用采用了分区管理、分省平衡的原则。除一次调频由并网发电机组的调速器自动完成外，其他各类辅助服务均由省级调度机构将调度指令下发至各并网机组。当考虑灵活负荷与储能参与备用市场时，由于其个体容量小、数量众多，难以由调度机构直接管理。因此，需要引入中间代理[54-55]、聚合商[56]或配网运行商[57]来组织需求侧分散灵活资源参与备用市场。新型备用的组合结构如图3所示。

图3 新型备组织结构

电网的特高压互联和可再生能源接入将显著提高各时间尺度上的备用需求，开展省间备用和区域间备用具有重要的意义。对于频率遏制备用与频率恢复备用，同步电网范围内的各省份间可以共享备用容量。对于快速、慢速可调度备用、以及更长时间尺度的备用，由于主要由调度机构管理，因此，在联络线允许的前提下，也可以考虑省间及区域间备用共享的组织模式。

5 待解决的问题

5.1 需求侧与储能备用资源的特性分析

新型备用资源的成本研究是开展备用市场运行模式的基础。需求侧备用成本需要考虑两方面因素，提供备用容量的升级改造费用与负荷备用调用时用电满意度的降低[58]。储能的备用成本一般包括备用容量的机会成本和调用过程中产生的运行与折旧费用[59-60]。本文从响应时间层面上对备用类型做了详细的划分，因此，可以从响应时间与持续运行时间的角度分析各种新型备用资源可以提供的备用辅助服务类型。

5.2 新备用体系下的市场组织模式

1)各类备用容量配置方式。

现有的备用容量备用方法包括：最严重的N-1故障法[12-13]与成本-风险分析法[14-15]。频率遏制与恢复备用确保事故后系统频率恢复至正常水平的重要安全防线。文献[61]研究表明：事故后系统频率的跌落程度与系统惯性密切相关，同等事故条件下，系统的惯性越小，频率遏制备用的需求量越大。因此，需要基于系统惯性参数配置频率遏制与恢复备用容量。

对于可调度备用，本文提出的“动态备用配置”思路，容量配置与可再生能源发电渗透率及其预测进度密切相关，需要研究的问题包括：系统净负荷的不确定性分析，能源互联网背景下的电网运行成本-风险模型。

2)备用市场模式研究。

新的备用体系划分了不同时间尺度的备用辅助服务，需要结合各类备用需要与资源的特性提出相适应的市场模式。同时，新的备用体系将考虑网间备用、需求侧备用以及储能备用资源，因此，需要建立兼容源、网、荷、储的备用市场机制和模型。

3)备用费用的分摊。

我国传统辅助服务的费用采用了在并网机组间分摊的原则。一个较为合理的费用分摊机制应满足“谁引起，谁付费”的原则[62]。电力系统的备用需要由两方面因素引起的：净负荷波动备用与事故备用。

净负荷波动由负荷波动与可再生能源发电波动共同引起，当前对可再生能源发电分摊备用费用的研究较少，因此需要研究备用费用在负荷与可再生能源之间的分摊机制。

事故备用主要考虑并网机组故障与输电线路故障。对于发电机故障，所有并网机组互为备用，因此，发电机事故备用可以继续采用传统的机组间分摊原则。对于特高压输电线路故障备用问题，国内外已开展了一定的研究[63-64]，然而，对特高压输电线路故障备用费用分摊问题还有待进一步的研究。

5.3 跨省/跨区备用机制

可再生能源发电的增加使得备用需要也越来越大，省内(尤其新能源大省)备用资源可能难以满足本省的备用需求，跨省跨区备用共享也将是解决高比例风电装机地区备用不足问题的可行思路[65]。尤其引入需求侧备用后，灵活负荷较多的省份可以为新能源大省提供备用资源。跨省跨区备用将受到线路传输容量的限制、断面潮流的限制、以及节点电压的限制等，因此，需要建立考虑网络约束的跨省跨区备用市场模型。文献[66-68]分别基于机会约束建模、电力不足期望值模型和场景法模型，建立了跨区备用共享模型，然而，当前的研究尚未涉及跨区备用的分摊问题，还有待于进一步研究。

5.4 风光水储等多能互补运行带来的备用问题

能源互联网备用下，风电、光伏发电比例不断增加，所带来的不确定性是未来电网运行研究的核心和难点。风光水储等多能系统的互补运行是促进清洁能源消纳的创新模式[69]。当前，国内外围绕风光水多能互补系统的研究主要包括：互补特性研究[70-71]、运行调度研究[72-73]和容量规划[74-75]等领域。风光水储的互补运行对降低新能源的不确定性对电网运行的影响具有积极的意义。一方面，需要研究多能互补系统对电网备用需求的影响，另一方面，电网备用机制的设计应充分激励多能互补运行与发展，并适应我国当前推行的“风光配储”发展趋势。

6 结 论

可再生能源发电容量日益攀升与交直流特高压互联是能源互联背景下我国电网的重要发展趋势，这也使得系统秒级的事故备用需求与分钟级以上的功率波动备用需求显著增加。同时，常规机组的并网容量逐步被压缩，使得系统惯性降低、电源侧备用资源变少。需求侧、储能及网间备用资源将成为满足未来电网备用需求的重要组成部分。

本文总结了我国当前各区域基于“两个细则”的辅助服务管理模式，这种粗放型且在电源侧进行辅助服务费用分摊平衡的组织模式将难以适应未来电网运行备用的管理需求。为此，在总结世界各个国家与地区的备用分类与定义的基础上，提出了适应我国能源互联网发展需求的新的备用分类建议。基于功率平衡控制过程，提出新的备用分类包括：与系统频率控制有关的1)调频遏制备用、2)频率恢复备用；与功率平衡调度有关的3)快速可调度备用、4)慢速可调度备用，以及与机组启停调度有关的5)长时间尺度备用。并明确了各类备用的响应时间与持续时间要求，以便将源、网、荷、储各类备用资源纳入到新的备用体系。

本文提出的新的备用体系设计理念还包括：对各类备用响应与持续时间的限定，采用了“无缝衔接与适当重叠”的原则；对备用容量的配置，提出了“动态容量配置策略”，以提高备用效率；对备用费用的分摊，提出了“谁引起，谁付费”的分摊原则。

新备用体系的实施还有诸多问题需要解决，包括：需求侧与储能备用资源的特性分析、市场化备用的组织模式、新能源发电参与备用费用的分摊问题、以及分区分层的备用共享模式研究。