电力市场辅助服务分析

1、电力市场辅助服务分析 A Market for Ancillary service 主 要 内 容 辅助服务概述 调频辅助服务 备用辅助服务 无功辅助服务 黑启动辅助服务 辅助服务概述(1) 辅助服务定义没有公认定义 一般的定义，认为在电力市场的运营过程中，为满 足输电可靠性和经济性要求，为完成输电和电能量 交易，并保障电力系统安全、和电能质量的有关服 务称为辅助服务。 主要内容：包括调频、无功电压控制、各种备用、 调度、各种稳定控制等。 辅助服务概述(2) 从发电侧来考虑，辅助服务是发电厂为保 证电力系统安全可靠运行而采取的必要措 施。 从输电的角度出发，辅助服务是为完成输 电的主要功能 将

2、电能从发电厂输送到 用户，并保证安全和质量所需要采取的所 有辅助措施。 从运行管理的角度出发，可把在当日的实时 运行中，由于一些不可预测和不可控制的原 因，如交易的临时变动、负荷的随机波动以 及机组的强迫停运等，为保证供电质量和可 靠性要求而要有一个有功、无功的实时平衡 服务及其它的运行服务，称为辅助服务。 从系统控制的角度出发，辅助服务是由控制 设备和操作员执行的有关功能，这些功能是 发、控、输、配电用以支持基本的发电容量、 电能供应和电力传输服务。 电量平衡和P-f调节 联络线控制，AGC Q-V控制(负荷Q供应) V三相对称，波形 安全稳定监控 保护自动装置 稳定控制:预防/校正/事故/

3、恢复控制 确保可靠性: 备用；黑启动容量等 为什么要开展辅助服务市场？ 垂直垄断条件下的辅助服务 电力公司保证电能质量，安全可靠运行服务。 总成本(会计意义上的成本)-向用户分摊。 优点： 集中辅助服务管理，有利于全系统安全优质运行 有利于实现系统稳定运行 计费简单。 缺点： 用户无选择性，对电力公司无激励机制，不利于保证 质量和降低成本，可能导致低效率。 所以：电力市场下，面对厂网分开，要开展辅助服务 市场。 厂网分开后的辅助服务 由于电能重要性和特殊性，电力市场下仍由电网公 司统一进行辅助服务(电网垄断运行)。 辅助服务成本分摊到用户。辅助服务成本分摊到用户。 辅助服务电价单列辅助服务电价

4、单列 发电 / 输电 / 辅助服务电价。 辅助服务子任务：辅助服务子任务： （调频、无功电压控制、备用、黑启动等） 可分项或不分项单列 备用容量可有相应市场，电网公司按需采购备用容量可有相应市场，电网公司按需采购 电力市场环境下辅助服务研究的主 要问题 实时有功电量平衡，频率质量 调频辅助服务 及其定价问题 实时无功电量平衡，电压质量 无功电压辅助服务 及其定价问题 保证系统可靠性备用辅助服务； 黑启动辅助服务； 及其定价问题 1. 调频辅助服务 为什么要进行调频? 电力系统的静态频率特性 频率的一次，二次，三次调整 调频辅助服务的价格 调频辅助服务的竞价模式 为什么要进行调频? 频率是电力系

5、统运行的一个重要质量指标。它反 应了电力系统中有功功率供需平衡有功功率供需平衡的基本状态。 频率偏差调整的方法主要是调整发电功率调整发电功率和进行 负荷管理负荷管理。 通过频率调整，可以完成以下功能： - 使发电功率自动跟踪负荷功率的变化； - 响应负荷功率或发电功率的随机变化，维持系统频率为 规定值； - 在区域内分配系统发电功率，维持区域间净交换功率为 计划值； - 对周期性负荷变化，按发电计划调整发电功率，对偏离 计划的负荷功率，实现在线经济负荷分配； - 监视、调整备用容量，满足安全需要。 电力系统的静态频率特性 电力系统的静态频率特性取决于负荷的静态频率特性和发电机 组的静态频率特性

6、，在通常分析中，认为频率与负荷的关系 为一线性关系，如下所示： 式中， -系统在某一运行负荷水平下 所对应的起始频率； -频率偏移值（变化量）； -系统的备用容量系数 （机组总出力与总负荷之比）； -发电机组的静态频率调节系数MW/Hz -负荷的静态频率调节系数MW/Hz -系统的运行负荷功率 -系统有功功率变化量 00 1 GL fP fKKP 0 f f G K L K P 0 P 频率的一次调整 一次调频自动响应，几 乎所有的机组响应 系统频率降低时，机 组自动加大油门（阀 门） 一次调频是有差调节、 粗调频 频率的二次调整 二次调频消除一次调频 后的偏差 只有安装了特定调频 设备的机组

7、 (Automatic Generation Control)才能承担 无差调节，细调 频率的三次调整 频率的三次调整服务，实际上就是完 成在线经济调度（发电计划）。 电力部门预先编制的日负荷曲线，可 反映变化缓慢的持续变动负荷。 经济调度的目的是在满足电力系统频 率质量和安全的前提下，以最优化原则在 各发电厂之间进行分配。 一次调频与二次调频示例 设系统负荷1000万千瓦，出力与负荷平衡；突然 一台30万的机组停机，系统频率下降为48.8Hz 几乎所有的机组检测到系统频率下降，通过频率 的负反馈控制，加大油门、阀门等； 负反馈控制是有差调整；系统中增加出力35万千 瓦，系统频率上升为50.2

8、Hz； 调度中心控制设备自动检测到系统频率仍有0.2Hz 偏差，向AGC机组发出指令，减小出力5万千瓦， 完成调频。 实时电量平衡和p-f调节定价原则 市场下指定的优良控制机组作AGC 不调用也要付“AGC容量电价” 调用时还要付“AGC电量电价”(相当于燃料成 本) AGC容量电价：“机会成本”。 (由于该容量由于该容量作AGC用而不能进主能 量市场销售造成经济损失，不含发电燃料成本) 市场中，负荷备用容量按成本排队(微增， 微减分开)，先调用便宜的容量。(“调节市 场”)。 系统统一支付AGC机组的容量/电量电价， 并将成本分摊到用户。 用于实时电力平衡的负荷备用(微增，微 减)容量则谁用

9、谁付钱。 系统作p-f调节的其他成本：通过电价分摊 到用户。 Note：实时电量平衡和 p-f 调节同时进行。 什么是AGC机组？ AGC机组是普通机组加装自动控制设备， 使得普通机组调整出力的速度、精度得到 提高，满足二次调频的技术要求。 AGC机组同普通机组一样，可承担发电任 务。 AGC的控制过程 常规的自动发电控制（AGC）是一个控制 滞后的调节过程。 当系统频率和/或联络线交换功率偏离计划 值时，产生区域控制偏差（Area Control Error，简称ACE），则AGC系统根据ACE 的大小对可控机组发出控制命令，待机组 响应控制命令后，系统频率和/或联络线交 换功率逐渐恢复到原

10、计划值。 由图可知，通过SCADA从电力系统运行中监 测到AGC运行所需的数据：各发电机的有功出力， 联络线功率和系统频率；再用滤波器滤掉扰动信 号以后，计算区域控制误差ACE； 随后将ACE数据送到负荷分配器，运用AGC 负荷分配算法得到各发电机所需送出的有功功率； 结合当前状态下监测到的发电机有功出力， 将AGC机组所需增发的有功出力通过脉冲信号送 到厂端信号接收器，或直接送到各AGC机组的控 制端口，从而直接控制AGC机组的有功出力。 AGC的技术特性参数 调频死区与调频基值点调频死区与调频基值点 AGC机组的出力只有在一定的范围时，才能承担调频任 务。 -一台20万装机容量的火电机组，

11、设只有出力在1417万千瓦的情 况下，才能承担调频任务，则称其他区域为该机组的调频死区。 -设出力为15万的状态下承担调频，则15出力为其调频基值点。 调频精度调频精度 AGC机组按照调度指令调频时，实际达到的出力与目标 出力之间的偏差。 调频速度调频速度 AGC机组调整出力的速度。 AGC分层控制模式 两大目标 保持系统频率稳定 保持联络线潮流稳定 我国电力系统调度模式 统一调度、分级管理 问题：以华中系统为例，设河南省负荷突然增 长，华中系统频率下降，若全网统一调频，可 能出现湖北机组出力大幅增加，则湖北和河南 之间联络线功率大幅度变化. 联络线功率大幅度变化带来系列问题 控制不当可导致系

12、统解列 与分层管理模式相冲突 如何保持系统联络线潮流稳定？ 若从n1到n2的潮流下降，控制n1端AGC机组抬 高出力，n2端AGC机组降低出力。 根据不同的目的，(AGC)可分为三种控 制方式： (1) 恒定频率控制恒定频率控制 FFC（Flat Frequency Control） 按频率偏差 进行调节，在 时，调 节结束。所以最终维持的是系统频率，而对 联络线上的交换功率则不加控制。 这实际上是单一系统的观点，因此这种方式 只适用于电厂之间联系紧密的小型系统，对 于庞大的联合电力系统实现起来却有不小的 困难。 0f f (2)恒交换功率控制恒交换功率控制FTC（Flat Tie-Line

13、Control） 控制调频机组保持交换功率恒定，而对系统 的频率并不加控制。 这种方式适用于两个电力系统间按协议交换 功率的情况。它要求保持联络线上的交换 功率不变，而频率则要通过两相邻系统同 时调整发电机的功率来维持。 (3)频率联络线功率偏差控制频率联络线功率偏差控制 TBC（Tie line load frequency Bias Control） 既按频差又按联络线交换功率调节，最终维 持的是各地区电力系统波动就地平衡。 这实际上是多系统调频观点，这种调频方式 是大型电力系统或联合电力系统中常用的 一种方法。 区域控制误差（ACE）是实际发电与控制目标之间 的差值。不同的控制方式有不同

14、的ACE计算方法。 如果区域i采用频率联络线功率偏差控制（TBC）方 式，那么ACEi的表达式为： 对于恒定频率控制（FFC）方式， ACEi的表达式为： 对于恒定交换功率控制（FTC）方式， ACEi的表 达式为： tiii PfACE fACE ii tii PACE 调频辅助服务的价格 调频电量费用调频电量费用 AGC机组出力在调频基值点，应获得相应的电量费 AGC机组根据调度指令，增加/降低出力，增发或减发 部分电量，应与补偿 调频容量费用调频容量费用 AGC机组存在调频死区，机组必须维持一定的出力， 限制机组参与实时市场、发电权市场的机会，产生机 会成本 为承担AGC服务，装置相应的

15、控制设备，产生相应的 成本 AGC机组的经济补偿机组的经济补偿 AGC对于机组功率的分配包括两部分： （1）根据经济调度原则分配计划负荷和计划外负荷， 送出基本功率； （2）将消除区域控制误差（ACE）所需的调节功率 分配给各机组。 根据上述分析，在电力市场中，电网频率或联络线交 换功率将仍由电力调度中心进行统一调节。为保证电 网安全、可靠、经济运行，并及时地调节频率或联络 线交换功率，代表供电公司和最终用户向发电公司购 电的电网公司应在保证AGC满足运行要求的前提下， 使AGC辅助服务费用最小。按照这一目标，应首先建 立公平、公正、公开、合理的电网AGC综合考核和经 济补偿系统。 AGC辅助

16、服务的市场结算辅助服务的市场结算 在此，可将AGC辅助服务的市场结算分以下几种情况： （1）AGC机组在辅助服务市场中投标成功，即在辅助服 务市场结算后，该AGC机组将获得容量费用容量费用：即为投中 容量和系统统一边际价格之积。 （2）投标成功的AGC机组在接受调度员调度发出有功功 率以后，可以根据此时市场的电能价格获得电量费用电量费用。 （3）对投入AGC运行的机组，即接受调度的机组进行合 理的调节性能调节性能定量评估与考核，并将其结合到（1）和 （2）的容量费用和电量费用的调整中去，即可以用调 整系数的形式来实现AGC调节性能和调节结果对系统的 贡献。 （4）当AGC机组退出运行时，电网公

17、司可以依据规则对 其进行相应的经济惩罚。 AGC辅助服务的竞价模式 竞价模式一 机组申报AGC容量价格和AGC电量价格 以容量价格为基准排序，由低到高采购 缺点：机组申报很低的调频容量价格，而 申报较高的电量价格，中标后一旦调用其 调频，需要支付昂贵的调频电量费用。 竞价模式二 机组申报AGC容量价格和AGC电量价格 以电量价格为基准排序，由低到高采购 缺点：机组申报很低的调频电量价格，而 申报较高的容量价格，中标后需要支付昂 贵的调频容量费用。 竞价模式三（在美国加州市场中应用） 机组申报AGC容量价格和AGC电量价格 ISO计算调频容量被调用的概率 以容量价格和电量价格的加权为标准排序 优

18、点：若x计算是准确的，则是最优的。 缺点： 复杂、透明度低 调用概率x的根据历史数据计算，主观随意性大，易引起争 议 竞价模式四 由清华大学提出，计划在东北等市场中应用 调频机组申报调频电量价格，不另行申报容量价 格 按照统一的比率，取调频电量价格的一定比率为 调频的容量价格 优点 简单、透明 公平，遏制发电厂投机 AGC退出运行时的补偿模型 按系统统一边际价格结算的目标函数： 其约束条件为： （1）系统需要的AGC容量要求： （2）AGC机组的容量范围： 1 n AGCii i PG P iiMiniiiiMax G PG PG P n为AGC机组数目； MCP为系统的统一边际价格； 为机组

19、的AGC调度容量为Pi时的价格； 为系统需要的AGC容量； Gi为整形值，当它为1时表示该机组被电网公司选 中提供AGC备用容量；当它为0时表示该机组没有 选中。 当有机组退出AGC运行，假设为机组s，则只要在 上述的数学模型中去掉i=s这种情况即可。 当电网公司在调度AGC时只考虑获得最小的购买费用，即 只从经济角度而且不计网络损耗角度来考虑时，所采用的 数学模型就由上述的目标函数和两个约束条件组成。 () i C P AGC P 按调节速率比率补偿模型 增加一个计及AGC机组调节速率的约束条件： 其中： Si和Sj分别为机组i和机组j的调节速率。 ii jj PS PS 2.无功辅助服务

20、为什么要引入无功辅助服务？ 无功辅助服务的特点 无功辅助服务获取机制分类 世界各国对无功辅助服务定价实践 无功电压控制一般概念 无功源：发电机，调相机，并联电容（电抗），线路 充电功率，SVC等 无功消耗：负荷，线路损耗 无功电压控制的作用：支持节点电压，降低线路网损 无功辅助服务定义 电监会（2004年1月电网辅助服务补偿办法）： “无功服务又称无功支持服务或无功电压控制服务， 指发电机组向电网注入或吸收无功功率，以维持系统 正常运行时节点电压波动水平在允许范围内，在电力 系统故障后提供足够的无功支持以防止系统电压崩溃 的服务。” NERC（1999 白皮书）：只有发电公司提供的无功功 率可

21、作为ISO的辅助服务，而由其他实体提供的无功 支持不列入ISO的辅助服务之列，因而没有经济补偿。 且ISO有权调度输电系统中所有的静止无功电源。 强调：发电侧 为什么要引入无功辅助服务？ 安全性：电压的高低与系统的无功功率，特别是 无功平衡水平的高低密切相关。且电压是衡量电 能质量的重要指标，它既是电力用户最为关注的 目标，也是电力系统自身运行时要控制的重要目 标。 经济性：可以改善系统的交换能力，提高系统的 有功传输能力；降低系统的网损；减少发电机的 有功功率输出，降低系统运行费用； 正确的无功价格信号可以推动电网开放和提高电 网经济效益，帮助输电用户在决定交易电量、投 资和设备利用时进行科

22、学决策。 电力系统中的无功源及无功负荷 无功辅助服务的特点(1) 供应的地域性：供应的地域性：远距离输送不现实，原则上 就地平衡； 控制的分散性：控制的分散性：无功与节点电压密切相关， 但电压各节点不同； 手段的多样性：手段的多样性：无功源、无功负荷的多样性； 定价的复杂性：定价的复杂性：具有投资成本占主体的成本 特性且无功对系统的安全价值甚至比其经济 价值更大。 无功辅助服务的特点(2) 在电力市场实践中多进行到发电侧 电网提供的无功源不属于无功辅助服务，无功网损 无功采购成本 系统中无功潮流不宜长距离传输，所以无功辅助 服务的价值随其在电力系统中的位置而有明显的 变化 容易造成当地电厂无功

23、服务的垄断，实时动态无功定 价不合适 无功服务的卖方是位于不同地理位置不同容量的 发电机组、同步调相机等，而买方只有一家，即 各地区的电力传输网（或ISO） 无功辅助服务获取机制分类 无功辅助服务定价方法 世界各国对无功辅助服务定价实践 美国加州 双边合同 美国纽约州双边合同，预先确定容量价格， 电量价格，与实时有功、无功报价有关 英国POOL电力市场市场投标，预先确定 澳大利亚电力市场 双边合同，预先确定 中国东北区域电力市场全区制定统一费率 美国加州电力市场 ISO通过长期合同方式从发电机 组获取无功容量。 正常情况下，要求这些Gen运行 在功率因数-0.950.9内，无偿。 只有当CAI

24、SO要求Gen发出/吸收 的Q超出此范围才能得到经济补 偿（见图），补偿费用中包括发 电机由于发出或吸收无功功率而 导致有功出力减少所引起的机会 成本。 需要注意的是，CAISO也有权调动其他未签约的发电机组 在-0.950.90功率因数范围内运行。 美国纽约州电力市场 无功容量费用无功容量费用：提供无功辅助服务的发电机组从 ISO那里得到等价的年度经济补偿。 无功源的折旧费用维护费用。 e.g. 2004年Gen的无功容量价格计算： 无功电量费用无功电量费用：正常情况下，Gen受NYISO调度发 出或吸收无功(在无功容量范围内)以使系统电压保 持在额定范围内。当Gen接到NYISO指令超出范

25、围 运行时， 美国纽约州电力市场（续） 在发电机受到NYISO调度指令，为配合无功电压控制要求 降低有功功率输出量后，会收到NYISO对其可用的损失机 会成本(Lost Opportunity Cost, LOC) 的经济补偿。 英国 无功辅助服务的获取方式有两种： 通过无功竞标与电网签订至少为期一年的无功服 务合同： 同步发电机无功容量价格， 可用无功容量价格， 无功电量价格 2.如果发电机组未与NGC签订合同， 则，机组在一定无功容量范围内运行时，发电机 得到约为2.40/Mvarh的默认补偿费用。 澳大利亚 Gen运行在功率因数运行在功率因数-0.930.90范围 内强制性无偿服务。 当

26、调度机构要求其超出此范围运行，超出范围的 无功服务会得到一定的经济补偿。 澳大利亚 无功服务费用的计算 可用容量费用（进相和滞相运行状态时表示不同） 滞相运行可用容量费用FCGMVARG(MTGMMCG) 其中： MVARG ($/MVAr)协议中签约Gen在滞相运行时可用无功容 量价格； MTG (MVAr)综合考虑的Gen的滞相运行最大可用无功容量 MMCG ( MVAr)协议中确定的发电机滞相运行时无偿提供的 无功补偿容量（规定为额定有功容量下功率因数为0.9时的无功 容量值） 进相运行可用容量费用FCAMVARA(MTAMMCA) 其中： MVARA ($/MVAr)协议中签约Gen在

27、进相运行时可用无功容 量价格； MTA (MVAr)综合考虑Gen进相运行时的最大可用容量： MMCA (MVAr) = 协议中确定的发电机进相运行时无偿提供的无 功补偿容量（规定为额定有功容量下功率因数为-0.93时的无功 容量值） 澳大利亚 无功服务费用的计算(续) 同步调相机接受ISO调度时的设备启动费用 FSC(MVARE(MTGMTA)+(EPEU) 其中： MVARE ($/MVAr)协议中约定的同步调相机的无功容量 启动价格； MTA (MVAr)调相机最大的吸收无功容量 MTG (MVAr)调相机最大的输出无功容量 EP =min (PP, (MP1.1)0.5 EP ($/M

28、W)设备启动价格； PP ($/MWh) 同步调相机的运行价格（运行时耗费能源所 记及的价格）； MP ($/MWh)该地区发电机输出有功功率的边际价格； EU (MW)当签约发电机运行在同步调相机状态时，预计 的有功功率耗费量； 0.5（h）无功电量计费的时段，一般每半小时计算一次 无功电量费用； 澳大利亚 无功服务费用的计算(续) 同步发电机损失机会成本的经济补偿 （计算方式和NYISO制定的损失机会成本相似） FLOC($)(MPEBP)RDT0.5 其中： MP ($/MWh)区域有功功率边际价格； EBP ($/MWh)在系统运行过程中，发电机组进入提供有 偿无功电量服务启动点的有功

29、功率报价，系统要求发电机 组对此时的有功功率价格报价合理，能促使发电机为了满 足输出/吸收无功功率需要而造成有功功率损失的情况得以 缓解。 RDT (MW)发电机组为满足系统无功要求降低有功的输 出量； 0.5（h）无功电量计费的时段，一般每半小时计算一次 无功电量费用； 世界各国对无功辅助服务定价实践 （中国东北） 电网辅助服务补偿办法相应规定： 只有竞价机组在按照东北 电力调度交易中心指令， 进行进相调压的无功服务 为有偿服务； 由东北电力调度交易中心 确定全网提供进相调压的 机组台数和进相深度，在 实际调度运行过程中实施。 进相调压的机组在进相期 间实际吸收的无功电量， 按照每万千乏小时

30、300元 （暂定）予以补偿。 3.备用辅助服务 为什么要备用? 垂直垄断情况下及厂网分开后备用容量的 获得 备用辅助服务的种类 备用辅助服务市场 可中断负荷提供备用 备用市场竞价原理 备用市场的组织与交易决策 为什么要备用? 在实际运行中，发电机随机停运、负荷波动、 线路故障等，都会破坏电力系统的平衡状态， 出现功率不足，严重时甚至造成大范围停电。 为此，必须保持一定的有功和无功备用水平。 定义： 备用容量备用容量 是指机组为系统提供备用服务、需 要提前预留的容量。在实时运行过程中，系统 根据实时调度需要，对该部分备用容量进行调 用。 垂直垄断情况下备用容量的获得 1)系统运行人员按规程决定所

31、需备用容量 (旋转，非旋转，替代备用) N-1 security 运行总容量固定的百分比 2)运行的发电机承担一定的旋转备用容量 3)系统中部分发电机作非旋转备用(水电机等) 和替代备用； 4)统一核算成本并分摊到用户； 5)尽可能减少备用容量成本。 厂网分开后备用容量的获得 处理方法有多种，其中较多采用方法： 系统运行人员按规程拟定所需各种备用； 2) 在备用容量市场上按成本最低，满足需求统一购置 备用容量(付容量电价)。 3) 实际事故时按燃料成本进行调用(付电量电价)。 总成本分摊到用户 。 最大缺点： 厂商在备用容量市场中博弈。 在旋转备用不足时，抬高备用容量价格！(400 倍！) 运

32、行人员无降低备用容量总成本的激励。 厂商无压力把备用MW投入。 1)用户无选择，且事故停运损失大，高风险。 改进措施1：主电能市场和备用容量市场统一报价， 接续处理，防止博弈，减少市场力。 改进措施2：要求各运行机组必须留3%备用 (不收费)，其余由中央在备用市场上解决。 (分布合理，备用成本减低。) -仍基于中央决策的方法，备用的灵活性(用 户选择用户选择)、质量(厂商投入备用)和 经济性仍无保证。 -不符合市场要求：各参与者优化各自利益， 总体均衡点为社会利益最优点！ 备用辅助服务的种类 按调整出力的方向 正备用：根据系统的需求，可增加出力 负备用：根据系统的需求，可降低出力 按调整速度

33、10分钟备用 30分钟备用等 按机组状态 热备用 冷备用等等 目前国际上尚没有关于备用的统一分类标准 备用辅助服务市场 由于没有统一的备用服务分类，各国、各地区备 用市场组织情况不一样。 美国新英格兰市场 10分钟旋转备用 10分钟非旋转备用 30分钟旋转备用 30分钟非旋转备用 我国情况 建议只组织10分钟备用市场 30分钟的备用需求可通过实时市场交易 可中断负荷参与提供备用 可中断负荷指在电网高峰负荷时段，用户负荷中可以中 断的部分。可中断负荷通常通过经济合同实现，是需求 侧管理（Demand Side Management）的一部分。 DSM中引入的可中断负荷可视为一种特殊而有效的备用，

34、 对可中断负荷的容量、价格、调度需要进一步深入研究。 备用机组与可中断负荷的报价 系统备用的机组申报如下数据： 单位备用容量价格曲线。 备用机组调节速率。 可中断负荷申报内容： 可中断时间区间， 中断提前预知时间， 中断持续时间， 中断负荷容量范围， 中断负荷价格曲线。 可中断负荷可以不需要进行电量报价，其切负荷 电量可以按现货供电价格支付。 备用市场竞价原理 出于备用容量付费考虑，备用市场必须同电量市 场分离出来。 备用机组在申报中应该既申报电量价格又申报容 量价格。 对备用机组的排序，仅按备用容量价格作为排序 的指标。 备用机组也应该参与现货有功电量市场的竞争， 备用机组的电量报价取其在日

35、前有功电量市场上 的报价。备用机组的电量报价也影响现货电量价 格。 备用市场的决策在日前有功电量市场交易结束之 后进行。 备用市场的组织与交易决策 市场组织 备用申报在计划交易日的前一日进行； 电力调度交易中心先公布计划交易日各时段的 备用需求，发电厂和可中断负荷用户的备用申 报与有功申报同时进行。 备用市场的交易决策： 根据机组申报的备用调节速率，得到机组的备 用容量大小。 按照备用机组和可中断负荷的申报价格由低到 高排序确定购买备用机组及购买容量。 备用容量分散优化决策的研究 思路：为使备用容量由用户选择，厂商有压力投 入和对运行人人员有激励作优化协调，可以引入 保险理论，订保险协议以解决

36、上述问题。 -用户选择保险要求：备用容量要求，停电损失 赔偿，并付相应保险金。 -生产厂商由于保险单存在，必须投入备用容量， 否则事故下赔偿损失大。 -系统运行人员：中间协调，无利益(但也介入 保险协议，以便激励其促成最优效率均衡点。) 引入保险协议优点： -使分散优化成为可能 -激励备用供应商投入用户所需之备用容量； -用户：风险减少 可证明：分散优化决策均衡点和中央优化决策相 同，备用市场高效率！ 问题： 如何推广到多机/多用户系统； 厂商既发电，又供备用；系统运行人员职责？等 等 关键技术问题： 如何建立一个备用容量分散决策的机制， 使上述目标实现？ 用户/厂商/系统运行：如何分别作优化

37、决 策？ 如何保证备用容量如数投入，并使用户停 电损失风险减少？ 证明此分散优化决策方案之结果达到社会 效益最优。 初步研究成果 证明了： 两种approaches下，分散优化决策解和全局优化决 策解相同！ pool-based approach社会效益更高，所以备用容量全 局统筹必要！ 建立一般化多机系统模型： 发电公司又供主电能又供备用。 某发电公司停运：相应电能和备用容量损失 系统运行部门、发电公司和用户分别签订保分别签订保 险协议险协议(建立激励机制，减少用户损失！) (1)电网公司(insured) 发电公司(insurer) (2)电网公司 (insurer) 用户(insured) 讨论(分散优化决策优缺点) 保险理论引入，有激励机制来保证质量(备 用投备用投入)，分散优化成为可能，有用 户选择和用户风险转移！ 和中央优化结果相同，可用市场“invisible hand”来实现经济效益！ 保护用户隐私，price discovery v.s. price setting 要求市场信息：当前备用容量价格，以便 各自作优化决策 4. 黑启动辅助服务 什么是黑启动？ 黑启动机组选择标准 黑启动服务的形式 黑启动服务的计费方式 黑启动服务支付方式 什么是黑启动？ 黑启动黑启动发电机组在没有外来电力供应的情况下, 能从停机状态启动起来，逐步扩