電力市場輔助服務分析

1、電力市場輔助服務分析 A Market for Ancillary service 主 要 內 容 輔助服務概述 調頻輔助服務 備用輔助服務 無功輔助服務 黑啟動輔助服務 輔助服務概述(1) 輔助服務定義沒有公認定義 一般的定義，認為在電力市場的運營過程中，為滿 足輸電可靠性和經濟性要求，為完成輸電和電能量 交易，并保障電力系統(tǒng)安全、和電能質量的有關服 務稱為輔助服務。 主要內容：包括調頻、無功電壓控制、各種備用、 調度、各種穩(wěn)定控制等。 輔助服務概述(2) 從發(fā)電側來考慮，輔助服務是發(fā)電廠為保 證電力系統(tǒng)安全可靠運行而采取的必要措 施。 從輸電的角度出發(fā)，輔助服務是為完成輸 電的主要功能 將

2、電能從發(fā)電廠輸送到 用戶，并保證安全和質量所需要采取的所 有輔助措施。 從運行管理的角度出發(fā)，可把在當日的實時 運行中，由于一些不可預測和不可控制的原 因，如交易的臨時變動、負荷的隨機波動以 及機組的強迫停運等，為保證供電質量和可 靠性要求而要有一個有功、無功的實時平衡 服務及其它的運行服務，稱為輔助服務。 從系統(tǒng)控制的角度出發(fā)，輔助服務是由控制 設備和操作員執(zhí)行的有關功能，這些功能是 發(fā)、控、輸、配電用以支持基本的發(fā)電容量、 電能供應和電力傳輸服務。 電量平衡和P-f調節(jié) 聯絡線控制，AGC Q-V控制(負荷Q供應) V三相對稱，波形 安全穩(wěn)定監(jiān)控 保護自動裝置 穩(wěn)定控制:預防/校正/事故/

3、恢復控制 確?？煽啃? 備用；黑啟動容量等 為什么要開展輔助服務市場？ 垂直壟斷條件下的輔助服務 電力公司保證電能質量，安全可靠運行服務。 總成本(會計意義上的成本)-向用戶分攤。 優(yōu)點： 集中輔助服務管理，有利于全系統(tǒng)安全優(yōu)質運行 有利于實現系統(tǒng)穩(wěn)定運行 計費簡單。 缺點： 用戶無選擇性，對電力公司無激勵機制，不利于保證 質量和降低成本，可能導致低效率。 所以：電力市場下，面對廠網分開，要開展輔助服務 市場。 廠網分開后的輔助服務 由于電能重要性和特殊性，電力市場下仍由電網公 司統(tǒng)一進行輔助服務(電網壟斷運行)。 輔助服務成本分攤到用戶。輔助服務成本分攤到用戶。 輔助服務電價單列輔助服務電價

4、單列 發(fā)電 / 輸電 / 輔助服務電價。 輔助服務子任務：輔助服務子任務： （調頻、無功電壓控制、備用、黑啟動等） 可分項或不分項單列 備用容量可有相應市場，電網公司按需采購備用容量可有相應市場，電網公司按需采購 電力市場環(huán)境下輔助服務研究的主 要問題 實時有功電量平衡，頻率質量 調頻輔助服務 及其定價問題 實時無功電量平衡，電壓質量 無功電壓輔助服務 及其定價問題 保證系統(tǒng)可靠性備用輔助服務； 黑啟動輔助服務； 及其定價問題 1. 調頻輔助服務 為什么要進行調頻? 電力系統(tǒng)的靜態(tài)頻率特性 頻率的一次，二次，三次調整 調頻輔助服務的價格 調頻輔助服務的競價模式 為什么要進行調頻? 頻率是電力系

5、統(tǒng)運行的一個重要質量指標。它反 應了電力系統(tǒng)中有功功率供需平衡有功功率供需平衡的基本狀態(tài)。 頻率偏差調整的方法主要是調整發(fā)電功率調整發(fā)電功率和進行 負荷管理負荷管理。 通過頻率調整，可以完成以下功能： - 使發(fā)電功率自動跟蹤負荷功率的變化； - 響應負荷功率或發(fā)電功率的隨機變化，維持系統(tǒng)頻率為 規(guī)定值； - 在區(qū)域內分配系統(tǒng)發(fā)電功率，維持區(qū)域間凈交換功率為 計劃值； - 對周期性負荷變化，按發(fā)電計劃調整發(fā)電功率，對偏離 計劃的負荷功率，實現在線經濟負荷分配； - 監(jiān)視、調整備用容量，滿足安全需要。 電力系統(tǒng)的靜態(tài)頻率特性 電力系統(tǒng)的靜態(tài)頻率特性取決于負荷的靜態(tài)頻率特性和發(fā)電機 組的靜態(tài)頻率特性

6、，在通常分析中，認為頻率與負荷的關系 為一線性關系，如下所示： 式中， -系統(tǒng)在某一運行負荷水平下 所對應的起始頻率； -頻率偏移值（變化量）； -系統(tǒng)的備用容量系數 （機組總出力與總負荷之比）； -發(fā)電機組的靜態(tài)頻率調節(jié)系數MW/Hz -負荷的靜態(tài)頻率調節(jié)系數MW/Hz -系統(tǒng)的運行負荷功率 -系統(tǒng)有功功率變化量 00 1 GL fP fKKP 0 f f G K L K P 0 P 頻率的一次調整 一次調頻自動響應，幾 乎所有的機組響應 系統(tǒng)頻率降低時，機 組自動加大油門（閥 門） 一次調頻是有差調節(jié)、 粗調頻 頻率的二次調整 二次調頻消除一次調頻 后的偏差 只有安裝了特定調頻 設備的機組

7、 (Automatic Generation Control)才能承擔 無差調節(jié)，細調 頻率的三次調整 頻率的三次調整服務，實際上就是完 成在線經濟調度（發(fā)電計劃）。 電力部門預先編制的日負荷曲線，可 反映變化緩慢的持續(xù)變動負荷。 經濟調度的目的是在滿足電力系統(tǒng)頻 率質量和安全的前提下，以最優(yōu)化原則在 各發(fā)電廠之間進行分配。 一次調頻與二次調頻示例 設系統(tǒng)負荷1000萬千瓦，出力與負荷平衡；突然 一臺30萬的機組停機，系統(tǒng)頻率下降為48.8Hz 幾乎所有的機組檢測到系統(tǒng)頻率下降，通過頻率 的負反饋控制，加大油門、閥門等； 負反饋控制是有差調整；系統(tǒng)中增加出力35萬千 瓦，系統(tǒng)頻率上升為50.2

8、Hz； 調度中心控制設備自動檢測到系統(tǒng)頻率仍有0.2Hz 偏差，向AGC機組發(fā)出指令，減小出力5萬千瓦， 完成調頻。 實時電量平衡和p-f調節(jié)定價原則 市場下指定的優(yōu)良控制機組作AGC 不調用也要付“AGC容量電價” 調用時還要付“AGC電量電價”(相當于燃料成 本) AGC容量電價：“機會成本”。 (由于該容量由于該容量作AGC用而不能進主能 量市場銷售造成經濟損失，不含發(fā)電燃料成本) 市場中，負荷備用容量按成本排隊(微增， 微減分開)，先調用便宜的容量。(“調節(jié)市 場”)。 系統(tǒng)統(tǒng)一支付AGC機組的容量/電量電價， 并將成本分攤到用戶。 用于實時電力平衡的負荷備用(微增，微 減)容量則誰用

9、誰付錢。 系統(tǒng)作p-f調節(jié)的其他成本：通過電價分攤 到用戶。 Note：實時電量平衡和 p-f 調節(jié)同時進行。 什么是AGC機組？ AGC機組是普通機組加裝自動控制設備， 使得普通機組調整出力的速度、精度得到 提高，滿足二次調頻的技術要求。 AGC機組同普通機組一樣，可承擔發(fā)電任 務。 AGC的控制過程 常規(guī)的自動發(fā)電控制（AGC）是一個控制 滯后的調節(jié)過程。 當系統(tǒng)頻率和/或聯絡線交換功率偏離計劃 值時，產生區(qū)域控制偏差（Area Control Error，簡稱ACE），則AGC系統(tǒng)根據ACE 的大小對可控機組發(fā)出控制命令，待機組 響應控制命令后，系統(tǒng)頻率和/或聯絡線交 換功率逐漸恢復到原

10、計劃值。 由圖可知，通過SCADA從電力系統(tǒng)運行中監(jiān) 測到AGC運行所需的數據：各發(fā)電機的有功出力， 聯絡線功率和系統(tǒng)頻率；再用濾波器濾掉擾動信 號以后，計算區(qū)域控制誤差ACE； 隨后將ACE數據送到負荷分配器，運用AGC 負荷分配算法得到各發(fā)電機所需送出的有功功率； 結合當前狀態(tài)下監(jiān)測到的發(fā)電機有功出力， 將AGC機組所需增發(fā)的有功出力通過脈沖信號送 到廠端信號接收器，或直接送到各AGC機組的控 制端口，從而直接控制AGC機組的有功出力。 AGC的技術特性參數 調頻死區(qū)與調頻基值點調頻死區(qū)與調頻基值點 AGC機組的出力只有在一定的范圍時，才能承擔調頻任 務。 -一臺20萬裝機容量的火電機組，

11、設只有出力在1417萬千瓦的情 況下，才能承擔調頻任務，則稱其他區(qū)域為該機組的調頻死區(qū)。 -設出力為15萬的狀態(tài)下承擔調頻，則15出力為其調頻基值點。 調頻精度調頻精度 AGC機組按照調度指令調頻時，實際達到的出力與目標 出力之間的偏差。 調頻速度調頻速度 AGC機組調整出力的速度。 AGC分層控制模式 兩大目標 保持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定 保持聯絡線潮流穩(wěn)定 我國電力系統(tǒng)調度模式 統(tǒng)一調度、分級管理 問題：以華中系統(tǒng)為例，設河南省負荷突然增 長，華中系統(tǒng)頻率下降，若全網統(tǒng)一調頻，可 能出現湖北機組出力大幅增加，則湖北和河南 之間聯絡線功率大幅度變化. 聯絡線功率大幅度變化帶來系列問題 控制不當可導致系

12、統(tǒng)解列 與分層管理模式相沖突 如何保持系統(tǒng)聯絡線潮流穩(wěn)定？ 若從n1到n2的潮流下降，控制n1端AGC機組抬 高出力，n2端AGC機組降低出力。 根據不同的目的，(AGC)可分為三種控 制方式： (1) 恒定頻率控制恒定頻率控制 FFC（Flat Frequency Control） 按頻率偏差 進行調節(jié)，在 時，調 節(jié)結束。所以最終維持的是系統(tǒng)頻率，而對 聯絡線上的交換功率則不加控制。 這實際上是單一系統(tǒng)的觀點，因此這種方式 只適用于電廠之間聯系緊密的小型系統(tǒng)，對 于龐大的聯合電力系統(tǒng)實現起來卻有不小的 困難。 0f f (2)恒交換功率控制恒交換功率控制FTC（Flat Tie-Line

13、Control） 控制調頻機組保持交換功率恒定，而對系統(tǒng) 的頻率并不加控制。 這種方式適用于兩個電力系統(tǒng)間按協議交換 功率的情況。它要求保持聯絡線上的交換 功率不變，而頻率則要通過兩相鄰系統(tǒng)同 時調整發(fā)電機的功率來維持。 (3)頻率聯絡線功率偏差控制頻率聯絡線功率偏差控制 TBC（Tie line load frequency Bias Control） 既按頻差又按聯絡線交換功率調節(jié)，最終維 持的是各地區(qū)電力系統(tǒng)波動就地平衡。 這實際上是多系統(tǒng)調頻觀點，這種調頻方式 是大型電力系統(tǒng)或聯合電力系統(tǒng)中常用的 一種方法。 區(qū)域控制誤差（ACE）是實際發(fā)電與控制目標之間 的差值。不同的控制方式有不同

14、的ACE計算方法。 如果區(qū)域i采用頻率聯絡線功率偏差控制（TBC）方 式，那么ACEi的表達式為： 對于恒定頻率控制（FFC）方式， ACEi的表達式為： 對于恒定交換功率控制（FTC）方式， ACEi的表 達式為： tiii PfACE fACE ii tii PACE 調頻輔助服務的價格 調頻電量費用調頻電量費用 AGC機組出力在調頻基值點，應獲得相應的電量費 AGC機組根據調度指令，增加/降低出力，增發(fā)或減發(fā) 部分電量，應與補償 調頻容量費用調頻容量費用 AGC機組存在調頻死區(qū)，機組必須維持一定的出力， 限制機組參與實時市場、發(fā)電權市場的機會，產生機 會成本 為承擔AGC服務，裝置相應的

15、控制設備，產生相應的 成本 AGC機組的經濟補償機組的經濟補償 AGC對于機組功率的分配包括兩部分： （1）根據經濟調度原則分配計劃負荷和計劃外負荷， 送出基本功率； （2）將消除區(qū)域控制誤差（ACE）所需的調節(jié)功率 分配給各機組。 根據上述分析，在電力市場中，電網頻率或聯絡線交 換功率將仍由電力調度中心進行統(tǒng)一調節(jié)。為保證電 網安全、可靠、經濟運行，并及時地調節(jié)頻率或聯絡 線交換功率，代表供電公司和最終用戶向發(fā)電公司購 電的電網公司應在保證AGC滿足運行要求的前提下， 使AGC輔助服務費用最小。按照這一目標，應首先建 立公平、公正、公開、合理的電網AGC綜合考核和經 濟補償系統(tǒng)。 AGC輔助

16、服務的市場結算輔助服務的市場結算 在此，可將AGC輔助服務的市場結算分以下幾種情況： （1）AGC機組在輔助服務市場中投標成功，即在輔助服 務市場結算后，該AGC機組將獲得容量費用容量費用：即為投中 容量和系統(tǒng)統(tǒng)一邊際價格之積。 （2）投標成功的AGC機組在接受調度員調度發(fā)出有功功 率以后，可以根據此時市場的電能價格獲得電量費用電量費用。 （3）對投入AGC運行的機組，即接受調度的機組進行合 理的調節(jié)性能調節(jié)性能定量評估與考核，并將其結合到（1）和 （2）的容量費用和電量費用的調整中去，即可以用調 整系數的形式來實現AGC調節(jié)性能和調節(jié)結果對系統(tǒng)的 貢獻。 （4）當AGC機組退出運行時，電網公

17、司可以依據規(guī)則對 其進行相應的經濟懲罰。 AGC輔助服務的競價模式 競價模式一 機組申報AGC容量價格和AGC電量價格 以容量價格為基準排序，由低到高采購 缺點：機組申報很低的調頻容量價格，而 申報較高的電量價格，中標后一旦調用其 調頻，需要支付昂貴的調頻電量費用。 競價模式二 機組申報AGC容量價格和AGC電量價格 以電量價格為基準排序，由低到高采購 缺點：機組申報很低的調頻電量價格，而 申報較高的容量價格，中標后需要支付昂 貴的調頻容量費用。 競價模式三（在美國加州市場中應用） 機組申報AGC容量價格和AGC電量價格 ISO計算調頻容量被調用的概率 以容量價格和電量價格的加權為標準排序 優(yōu)

18、點：若x計算是準確的，則是最優(yōu)的。 缺點： 復雜、透明度低 調用概率x的根據歷史數據計算，主觀隨意性大，易引起爭 議 競價模式四 由清華大學提出，計劃在東北等市場中應用 調頻機組申報調頻電量價格，不另行申報容量價 格 按照統(tǒng)一的比率，取調頻電量價格的一定比率為 調頻的容量價格 優(yōu)點 簡單、透明 公平，遏制發(fā)電廠投機 AGC退出運行時的補償模型 按系統(tǒng)統(tǒng)一邊際價格結算的目標函數： 其約束條件為： （1）系統(tǒng)需要的AGC容量要求： （2）AGC機組的容量范圍： 1 n AGCii i PG P iiMiniiiiMax G PG PG P n為AGC機組數目； MCP為系統(tǒng)的統(tǒng)一邊際價格； 為機組

19、的AGC調度容量為Pi時的價格； 為系統(tǒng)需要的AGC容量； Gi為整形值，當它為1時表示該機組被電網公司選 中提供AGC備用容量；當它為0時表示該機組沒有 選中。 當有機組退出AGC運行，假設為機組s，則只要在 上述的數學模型中去掉i=s這種情況即可。 當電網公司在調度AGC時只考慮獲得最小的購買費用，即 只從經濟角度而且不計網絡損耗角度來考慮時，所采用的 數學模型就由上述的目標函數和兩個約束條件組成。 () i C P AGC P 按調節(jié)速率比率補償模型 增加一個計及AGC機組調節(jié)速率的約束條件： 其中： Si和Sj分別為機組i和機組j的調節(jié)速率。 ii jj PS PS 2.無功輔助服務

20、為什么要引入無功輔助服務？ 無功輔助服務的特點 無功輔助服務獲取機制分類 世界各國對無功輔助服務定價實踐 無功電壓控制一般概念 無功源：發(fā)電機，調相機，并聯電容（電抗），線路 充電功率，SVC等 無功消耗：負荷，線路損耗 無功電壓控制的作用：支持節(jié)點電壓，降低線路網損 無功輔助服務定義 電監(jiān)會（2004年1月電網輔助服務補償辦法）： “無功服務又稱無功支持服務或無功電壓控制服務， 指發(fā)電機組向電網注入或吸收無功功率，以維持系統(tǒng) 正常運行時節(jié)點電壓波動水平在允許范圍內，在電力 系統(tǒng)故障后提供足夠的無功支持以防止系統(tǒng)電壓崩潰 的服務?！?NERC（1999 白皮書）：只有發(fā)電公司提供的無功功 率可

21、作為ISO的輔助服務，而由其他實體提供的無功 支持不列入ISO的輔助服務之列，因而沒有經濟補償。 且ISO有權調度輸電系統(tǒng)中所有的靜止無功電源。 強調：發(fā)電側 為什么要引入無功輔助服務？ 安全性：電壓的高低與系統(tǒng)的無功功率，特別是 無功平衡水平的高低密切相關。且電壓是衡量電 能質量的重要指標，它既是電力用戶最為關注的 目標，也是電力系統(tǒng)自身運行時要控制的重要目 標。 經濟性：可以改善系統(tǒng)的交換能力，提高系統(tǒng)的 有功傳輸能力；降低系統(tǒng)的網損；減少發(fā)電機的 有功功率輸出，降低系統(tǒng)運行費用； 正確的無功價格信號可以推動電網開放和提高電 網經濟效益，幫助輸電用戶在決定交易電量、投 資和設備利用時進行科

22、學決策。 電力系統(tǒng)中的無功源及無功負荷 無功輔助服務的特點(1) 供應的地域性：供應的地域性：遠距離輸送不現實，原則上 就地平衡； 控制的分散性：控制的分散性：無功與節(jié)點電壓密切相關， 但電壓各節(jié)點不同； 手段的多樣性：手段的多樣性：無功源、無功負荷的多樣性； 定價的復雜性：定價的復雜性：具有投資成本占主體的成本 特性且無功對系統(tǒng)的安全價值甚至比其經濟 價值更大。 無功輔助服務的特點(2) 在電力市場實踐中多進行到發(fā)電側 電網提供的無功源不屬于無功輔助服務，無功網損 無功采購成本 系統(tǒng)中無功潮流不宜長距離傳輸，所以無功輔助 服務的價值隨其在電力系統(tǒng)中的位置而有明顯的 變化 容易造成當地電廠無功

23、服務的壟斷，實時動態(tài)無功定 價不合適 無功服務的賣方是位于不同地理位置不同容量的 發(fā)電機組、同步調相機等，而買方只有一家，即 各地區(qū)的電力傳輸網（或ISO） 無功輔助服務獲取機制分類 無功輔助服務定價方法 世界各國對無功輔助服務定價實踐 美國加州 雙邊合同 美國紐約州雙邊合同，預先確定容量價格， 電量價格，與實時有功、無功報價有關 英國POOL電力市場市場投標，預先確定 澳大利亞電力市場 雙邊合同，預先確定 中國東北區(qū)域電力市場全區(qū)制定統(tǒng)一費率 美國加州電力市場 ISO通過長期合同方式從發(fā)電機 組獲取無功容量。 正常情況下，要求這些Gen運行 在功率因數-0.950.9內，無償。 只有當CAI

24、SO要求Gen發(fā)出/吸收 的Q超出此范圍才能得到經濟補 償（見圖），補償費用中包括發(fā) 電機由于發(fā)出或吸收無功功率而 導致有功出力減少所引起的機會 成本。 需要注意的是，CAISO也有權調動其他未簽約的發(fā)電機組 在-0.950.90功率因數范圍內運行。 美國紐約州電力市場 無功容量費用無功容量費用：提供無功輔助服務的發(fā)電機組從 ISO那里得到等價的年度經濟補償。 無功源的折舊費用維護費用。 e.g. 2004年Gen的無功容量價格計算： 無功電量費用無功電量費用：正常情況下，Gen受NYISO調度發(fā) 出或吸收無功(在無功容量范圍內)以使系統(tǒng)電壓保 持在額定范圍內。當Gen接到NYISO指令超出范

25、圍 運行時， 美國紐約州電力市場（續(xù)） 在發(fā)電機受到NYISO調度指令，為配合無功電壓控制要求 降低有功功率輸出量后，會收到NYISO對其可用的損失機 會成本(Lost Opportunity Cost, LOC) 的經濟補償。 英國 無功輔助服務的獲取方式有兩種： 通過無功競標與電網簽訂至少為期一年的無功服 務合同： 同步發(fā)電機無功容量價格， 可用無功容量價格， 無功電量價格 2.如果發(fā)電機組未與NGC簽訂合同， 則，機組在一定無功容量范圍內運行時，發(fā)電機 得到約為2.40/Mvarh的默認補償費用。 澳大利亞 Gen運行在功率因數運行在功率因數-0.930.90范圍 內強制性無償服務。 當

26、調度機構要求其超出此范圍運行，超出范圍的 無功服務會得到一定的經濟補償。 澳大利亞 無功服務費用的計算 可用容量費用（進相和滯相運行狀態(tài)時表示不同） 滯相運行可用容量費用FCGMVARG(MTGMMCG) 其中： MVARG ($/MVAr)協議中簽約Gen在滯相運行時可用無功容 量價格； MTG (MVAr)綜合考慮的Gen的滯相運行最大可用無功容量 MMCG ( MVAr)協議中確定的發(fā)電機滯相運行時無償提供的 無功補償容量（規(guī)定為額定有功容量下功率因數為0.9時的無功 容量值） 進相運行可用容量費用FCAMVARA(MTAMMCA) 其中： MVARA ($/MVAr)協議中簽約Gen在

27、進相運行時可用無功容 量價格； MTA (MVAr)綜合考慮Gen進相運行時的最大可用容量： MMCA (MVAr) = 協議中確定的發(fā)電機進相運行時無償提供的無 功補償容量（規(guī)定為額定有功容量下功率因數為-0.93時的無功 容量值） 澳大利亞 無功服務費用的計算(續(xù)) 同步調相機接受ISO調度時的設備啟動費用 FSC(MVARE(MTGMTA)+(EPEU) 其中： MVARE ($/MVAr)協議中約定的同步調相機的無功容量 啟動價格； MTA (MVAr)調相機最大的吸收無功容量 MTG (MVAr)調相機最大的輸出無功容量 EP =min (PP, (MP1.1)0.5 EP ($/M

28、W)設備啟動價格； PP ($/MWh) 同步調相機的運行價格（運行時耗費能源所 記及的價格）； MP ($/MWh)該地區(qū)發(fā)電機輸出有功功率的邊際價格； EU (MW)當簽約發(fā)電機運行在同步調相機狀態(tài)時，預計 的有功功率耗費量； 0.5（h）無功電量計費的時段，一般每半小時計算一次 無功電量費用； 澳大利亞 無功服務費用的計算(續(xù)) 同步發(fā)電機損失機會成本的經濟補償 （計算方式和NYISO制定的損失機會成本相似） FLOC($)(MPEBP)RDT0.5 其中： MP ($/MWh)區(qū)域有功功率邊際價格； EBP ($/MWh)在系統(tǒng)運行過程中，發(fā)電機組進入提供有 償無功電量服務啟動點的有功

29、功率報價，系統(tǒng)要求發(fā)電機 組對此時的有功功率價格報價合理，能促使發(fā)電機為了滿 足輸出/吸收無功功率需要而造成有功功率損失的情況得以 緩解。 RDT (MW)發(fā)電機組為滿足系統(tǒng)無功要求降低有功的輸 出量； 0.5（h）無功電量計費的時段，一般每半小時計算一次 無功電量費用； 世界各國對無功輔助服務定價實踐 （中國東北） 電網輔助服務補償辦法相應規(guī)定： 只有競價機組在按照東北 電力調度交易中心指令， 進行進相調壓的無功服務 為有償服務； 由東北電力調度交易中心 確定全網提供進相調壓的 機組臺數和進相深度，在 實際調度運行過程中實施。 進相調壓的機組在進相期 間實際吸收的無功電量， 按照每萬千乏小時

30、300元 （暫定）予以補償。 3.備用輔助服務 為什么要備用? 垂直壟斷情況下及廠網分開后備用容量的 獲得 備用輔助服務的種類 備用輔助服務市場 可中斷負荷提供備用 備用市場競價原理 備用市場的組織與交易決策 為什么要備用? 在實際運行中，發(fā)電機隨機停運、負荷波動、 線路故障等，都會破壞電力系統(tǒng)的平衡狀態(tài)， 出現功率不足，嚴重時甚至造成大范圍停電。 為此，必須保持一定的有功和無功備用水平。 定義： 備用容量備用容量 是指機組為系統(tǒng)提供備用服務、需 要提前預留的容量。在實時運行過程中，系統(tǒng) 根據實時調度需要，對該部分備用容量進行調 用。 垂直壟斷情況下備用容量的獲得 1)系統(tǒng)運行人員按規(guī)程決定所

31、需備用容量 (旋轉，非旋轉，替代備用) N-1 security 運行總容量固定的百分比 2)運行的發(fā)電機承擔一定的旋轉備用容量 3)系統(tǒng)中部分發(fā)電機作非旋轉備用(水電機等) 和替代備用； 4)統(tǒng)一核算成本并分攤到用戶； 5)盡可能減少備用容量成本。 廠網分開后備用容量的獲得 處理方法有多種，其中較多采用方法： 系統(tǒng)運行人員按規(guī)程擬定所需各種備用； 2) 在備用容量市場上按成本最低，滿足需求統(tǒng)一購置 備用容量(付容量電價)。 3) 實際事故時按燃料成本進行調用(付電量電價)。 總成本分攤到用戶 。 最大缺點： 廠商在備用容量市場中博弈。 在旋轉備用不足時，抬高備用容量價格！(400 倍！) 運

32、行人員無降低備用容量總成本的激勵。 廠商無壓力把備用MW投入。 1)用戶無選擇，且事故停運損失大，高風險。 改進措施1：主電能市場和備用容量市場統(tǒng)一報價， 接續(xù)處理，防止博弈，減少市場力。 改進措施2：要求各運行機組必須留3%備用 (不收費)，其余由中央在備用市場上解決。 (分布合理，備用成本減低。) -仍基于中央決策的方法，備用的靈活性(用 戶選擇用戶選擇)、質量(廠商投入備用)和 經濟性仍無保證。 -不符合市場要求：各參與者優(yōu)化各自利益， 總體均衡點為社會利益最優(yōu)點！ 備用輔助服務的種類 按調整出力的方向 正備用：根據系統(tǒng)的需求，可增加出力 負備用：根據系統(tǒng)的需求，可降低出力 按調整速度

33、10分鐘備用 30分鐘備用等 按機組狀態(tài) 熱備用 冷備用等等 目前國際上尚沒有關于備用的統(tǒng)一分類標準 備用輔助服務市場 由于沒有統(tǒng)一的備用服務分類，各國、各地區(qū)備 用市場組織情況不一樣。 美國新英格蘭市場 10分鐘旋轉備用 10分鐘非旋轉備用 30分鐘旋轉備用 30分鐘非旋轉備用 我國情況 建議只組織10分鐘備用市場 30分鐘的備用需求可通過實時市場交易 可中斷負荷參與提供備用 可中斷負荷指在電網高峰負荷時段，用戶負荷中可以中 斷的部分。可中斷負荷通常通過經濟合同實現，是需求 側管理（Demand Side Management）的一部分。 DSM中引入的可中斷負荷可視為一種特殊而有效的備用，

34、 對可中斷負荷的容量、價格、調度需要進一步深入研究。 備用機組與可中斷負荷的報價 系統(tǒng)備用的機組申報如下數據： 單位備用容量價格曲線。 備用機組調節(jié)速率。 可中斷負荷申報內容： 可中斷時間區(qū)間， 中斷提前預知時間， 中斷持續(xù)時間， 中斷負荷容量范圍， 中斷負荷價格曲線。 可中斷負荷可以不需要進行電量報價，其切負荷 電量可以按現貨供電價格支付。 備用市場競價原理 出于備用容量付費考慮，備用市場必須同電量市 場分離出來。 備用機組在申報中應該既申報電量價格又申報容 量價格。 對備用機組的排序，僅按備用容量價格作為排序 的指標。 備用機組也應該參與現貨有功電量市場的競爭， 備用機組的電量報價取其在日

35、前有功電量市場上 的報價。備用機組的電量報價也影響現貨電量價 格。 備用市場的決策在日前有功電量市場交易結束之 后進行。 備用市場的組織與交易決策 市場組織 備用申報在計劃交易日的前一日進行； 電力調度交易中心先公布計劃交易日各時段的 備用需求，發(fā)電廠和可中斷負荷用戶的備用申 報與有功申報同時進行。 備用市場的交易決策： 根據機組申報的備用調節(jié)速率，得到機組的備 用容量大小。 按照備用機組和可中斷負荷的申報價格由低到 高排序確定購買備用機組及購買容量。 備用容量分散優(yōu)化決策的研究 思路：為使備用容量由用戶選擇，廠商有壓力投 入和對運行人人員有激勵作優(yōu)化協調，可以引入 保險理論，訂保險協議以解決

36、上述問題。 -用戶選擇保險要求：備用容量要求，停電損失 賠償，并付相應保險金。 -生產廠商由于保險單存在，必須投入備用容量， 否則事故下賠償損失大。 -系統(tǒng)運行人員：中間協調，無利益(但也介入 保險協議，以便激勵其促成最優(yōu)效率均衡點。) 引入保險協議優(yōu)點： -使分散優(yōu)化成為可能 -激勵備用供應商投入用戶所需之備用容量； -用戶：風險減少 可證明：分散優(yōu)化決策均衡點和中央優(yōu)化決策相 同，備用市場高效率！ 問題： 如何推廣到多機/多用戶系統(tǒng)； 廠商既發(fā)電，又供備用；系統(tǒng)運行人員職責？等 等 關鍵技術問題： 如何建立一個備用容量分散決策的機制， 使上述目標實現？ 用戶/廠商/系統(tǒng)運行：如何分別作優(yōu)化

37、決 策？ 如何保證備用容量如數投入，并使用戶停 電損失風險減少？ 證明此分散優(yōu)化決策方案之結果達到社會 效益最優(yōu)。 初步研究成果 證明了： 兩種approaches下，分散優(yōu)化決策解和全局優(yōu)化決 策解相同！ pool-based approach社會效益更高，所以備用容量全 局統(tǒng)籌必要！ 建立一般化多機系統(tǒng)模型： 發(fā)電公司又供主電能又供備用。 某發(fā)電公司停運：相應電能和備用容量損失 系統(tǒng)運行部門、發(fā)電公司和用戶分別簽訂保分別簽訂保 險協議險協議(建立激勵機制，減少用戶損失！) (1)電網公司(insured) 發(fā)電公司(insurer) (2)電網公司 (insurer) 用戶(insured) 討論(分散優(yōu)化決策優(yōu)缺點) 保險理論引入，有激勵機制來保證質量(備 用投備用投入)，分散優(yōu)化成為可能，有用 戶選擇和用戶風險轉移！ 和中央優(yōu)化結果相同，可用市場“invisible hand”來實現經濟效益！ 保護用戶隱私，price discovery v.s. price setting 要求市場信息：當前備用容量價格，以便 各自作優(yōu)化決策 4. 黑啟動輔助服務 什么是黑啟動？ 黑啟動機組選擇標準 黑啟動服務的形式 黑啟動服務的計費方式 黑啟動服務支付方式 什么是黑啟動？ 黑啟動黑啟動發(fā)電機組在沒有外來電力供應的情況下, 能從停機狀態(tài)啟動起來，逐步擴