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、各種穩定控制等。輔助服務概述(2) 從發電側來考慮，輔助服務是發電廠為保證電力系統安全可靠運行而采取的必要措施。 從輸電的角度出發，輔助服務是為完成輸電的主要功能 將電能從發電廠輸送到用戶

2、，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，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。 從系統控制的角度出發，輔助服務是由控制設備和操作員執行的有關功能，這些功能是發、控、輸、配電用以支持基本的發電容量、電能供應和電力傳輸服務。 電量平衡和P-f調節聯絡線控制，AGC Q-V控制(負荷Q供應)V三相對稱，波形 安全穩定監控保護自動裝置穩定控制:預防/校正/事故/恢復控制 確保可靠性:備用；黑啟動容量等為什么要開

3、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。 優點：集中輔助服務管理，有利于全系統安全優質運行有利于實現系統穩定運行計費簡單。 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單列 發電 / 輸電 / 輔助服務電價。 輔助服務子任務：輔助服務子任務

4、：（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? 電力系統的靜態頻率特性 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? 頻率是電力系統運行的一個重要質量指標。它反應了電力系統中有功功率供需平衡有功功率供需平衡的基本

5、狀態。 頻率偏差調整的方法主要是調整發電功率調整發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：- 使發電功率自動跟蹤負荷功率的變化；- 響應負荷功率或發電功率的隨機變化，維持系統頻率為規定值；- 在區域內分配系統發電功率，維持區域間凈交換功率為計劃值；- 對周期性負荷變化，按發電計劃調整發電功率，對偏離計劃的負荷功率，實現在線經濟負荷分配；- 監視、調整備用容量，滿足安全需要。電力系統的靜態頻率特性 電力系統的靜態頻率特性取決于負荷的靜態頻率特性和發電機組的靜態頻率特性，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， -系統在某一運行負荷水平下所對應的起始

6、頻率； -頻率偏移值（變化量）； -系統的備用容量系數（機組總出力與總負荷之比）； -發電機組的靜態頻率調節系數MW/Hz -負荷的靜態頻率調節系數MW/Hz -系統的運行負荷功率 -系統有功功率變化量001GLfPfKKP0ffGKLKP0P頻率的一次調整一次調頻自動響應，幾乎所有的機組響應 系統頻率降低時，機組自動加大油門（閥門） 一次調頻是有差調節、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(Automatic Generation Control)才能承擔無差調節，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（發電計劃）。 電力部

7、門預先編制的日負荷曲線，可反映變化緩慢的持續變動負荷。 經濟調度的目的是在滿足電力系統頻率質量和安全的前提下，以最優化原則在各發電廠之間進行分配。 一次調頻與二次調頻示例 設系統負荷1000萬千瓦，出力與負荷平衡；突然一臺30萬的機組停機，系統頻率下降為48.8Hz 幾乎所有的機組檢測到系統頻率下降，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；系統中增加出力35萬千瓦，系統頻率上升為50.2Hz； 調度中心控制設備自動檢測到系統頻率仍有0.2Hz偏差，向AGC機組發出指令，減小出力5萬千瓦，完成調頻。實時電量平衡和p-f調節定價原則市場下指定的優良控制機組作AGC不調用也要

8、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。(“調節市場”)。系統統一支付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)容量則誰用誰付錢。系統作p-f調節的其他成本：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

9、術要求。 AGC機組同普通機組一樣，可承擔發電任務。AGC的控制過程 常規的自動發電控制（AGC）是一個控制滯后的調節過程。 當系統頻率和/或聯絡線交換功率偏離計劃值時，產生區域控制偏差（Area Control Error，簡稱ACE），則AGC系統根據ACE的大小對可控機組發出控制命令，待機組響應控制命令后，系統頻率和/或聯絡線交換功率逐漸恢復到原計劃值。 由圖可知，通過SCADA從電力系統運行中監測到AGC運行所需的數據：各發電機的有功出力，聯絡線功率和系統頻率；再用濾波器濾掉擾動信號以后，計算區域控制誤差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電機所需送

10、出的有功功率； 結合當前狀態下監測到的發電機有功出力，將AGC機組所需增發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與調頻基值點調頻死區與調頻基值點 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，設只有出力在1417萬千瓦的情況下，才能承擔調頻任務，則稱其他區域為該機組的調頻死區。-設出力為15萬的狀態下承擔調頻，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

11、速度。AGC分層控制模式 兩大目標 保持系統頻率穩定 保持聯絡線潮流穩定 我國電力系統調度模式 統一調度、分級管理 問題：以華中系統為例，設河南省負荷突然增長，華中系統頻率下降，若全網統一調頻，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 控制不當可導致系統解列 與分層管理模式相沖突 如何保持系統聯絡線潮流穩定？ 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

12、差 進行調節，在 時，調節結束。所以最終維持的是系統頻率，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，對于龐大的聯合電力系統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 Control） 控制調頻機組保持交換功率恒定，而對系統的頻率并不加控制。 這種方式適用于兩個電力系統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同時調整發電機的功率來維持。(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 freq

13、uency Bias Control） 既按頻差又按聯絡線交換功率調節，最終維持的是各地區電力系統波動就地平衡。 這實際上是多系統調頻觀點，這種調頻方式是大型電力系統或聯合電力系統中常用的一種方法。區域控制誤差（ACE）是實際發電與控制目標之間的差值。不同的控制方式有不同的ACE計算方法。 如果區域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：tiiiPfACEfACEiitiiPACE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

14、，應獲得相應的電量費 AGC機組根據調度指令，增加/降低出力，增發或減發部分電量，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，機組必須維持一定的出力，限制機組參與實時市場、發電權市場的機會，產生機會成本 為承擔AGC服務，裝置相應的控制設備，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）將消除區域控制誤差（ACE）所需的調節功率分配給各機組。 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一調節。為保證電網安全、可靠、經濟運行，并及時地調節頻

15、率或聯絡線交換功率，代表供電公司和最終用戶向發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。AGC輔助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統一邊際價格之積。（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

16、理的調節性能調節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調節性能和調節結果對系統的貢獻。（4）當AGC機組退出運行時，電網公司可以依據規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

17、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 優點：若x計算是準確的，則是最優的。 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 優點 簡單、透明 公平，遏制發電廠投機 AGC退出運行時的補償模型 按系統統一邊際價格結算的目標函數： 其約束條件為： （1）系統需要的AGC容量要求

18、： （2）AGC機組的容量范圍：1nAGCiiiPG PiiMiniiiiMaxG PG PG P n為AGC機組數目； MCP為系統的統一邊際價格； 為機組的AGC調度容量為Pi時的價格； 為系統需要的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。()iC PAGCP按調節速率比率補償模型增加

19、一個計及AGC機組調節速率的約束條件： 其中：Si和Sj分別為機組i和機組j的調節速率。 iijjPSPS2.無功輔助服務 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：支持節點電壓，降低線路網損無功輔助服務定義 電監會（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，指發電機組向電網注入或吸收無功功率，以維持系統正常運行時節點電壓波動水平在允許范圍內，在電力系統故障后

20、提供足夠的無功支持以防止系統電壓崩潰的服務。” NERC（1999 白皮書）：只有發電公司提供的無功功率可作為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有權調度輸電系統中所有的靜止無功電源。 強調：發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，也是電力系統自身運行時要控制的重要目標。 經濟性：可以改善系統的交換能力，提高系統的有功傳輸能力；降低系統的網損；減少發電機的有功功率輸出，降低系統運行費用； 正確的無功價格信號可

21、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學決策。電力系統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：無功與節點電壓密切相關，但電壓各節點不同； 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 系統中無功潮流不宜長距離傳輸，所以無功輔助服務的

22、價值隨其在電力系統中的位置而有明顯的變化容易造成當地電廠無功服務的壟斷，實時動態無功定價不合適 無功服務的賣方是位于不同地理位置不同容量的發電機組、同步調相機等，而買方只有一家，即各地區的電力傳輸網（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 中國東北區域電力市場全區制定統一費率美國加州電力市場 ISO通過長期合同方式從發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

23、數-0.950.9內，無償。 只有當CAISO要求Gen發出/吸收的Q超出此范圍才能得到經濟補償（見圖），補償費用中包括發電機由于發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調度發出或吸收無功(在無功容量范圍內)以使系統電壓保持在額定范圍內。當Gen接到N

24、YISO指令超出范圍運行時，美國紐約州電力市場（續） 在發電機受到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。 當調度機構要求

25、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 ($/MVAr)協議中簽約Gen在滯相運行時可用無功容量價格； MTG (MVAr)綜合考慮的Gen的滯相運行最大可用無功容量 MMCG ( MVAr)協議中確定的發電機滯相運行時無償提供的無功補償容量（規定為額定有功容量下功率因數為0.9時的無功容量值） 進相運行可用容量費用FCAMVARA(MTAMMCA)其中： MVARA ($/MVAr)協議中簽約Gen在進相運行時可用無功容量價格；

26、 MTA (MVAr)綜合考慮Gen進相運行時的最大可用容量： MMCA (MVAr) = 協議中確定的發電機進相運行時無償提供的無功補償容量（規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)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 ($/MVAr)協議中約定的同步調相機的無功容量啟動價格； MTA (MVAr)調相機最大的吸收無功容量 MTG (MVAr)調相機最大的輸出無功容量 EP =min (PP, (MP1.1)0.5 EP ($/MW)設備啟動價格； PP ($/MWh) 同

27、步調相機的運行價格（運行時耗費能源所記及的價格）； MP ($/MWh)該地區發電機輸出有功功率的邊際價格； EU (MW)當簽約發電機運行在同步調相機狀態時，預計的有功功率耗費量； 0.5（h）無功電量計費的時段，一般每半小時計算一次無功電量費用；澳大利亞 無功服務費用的計算(續) 同步發電機損失機會成本的經濟補償（計算方式和NYISO制定的損失機會成本相似）FLOC($)(MPEBP)RDT0.5其中： MP ($/MWh)區域有功功率邊際價格； EBP ($/MWh)在系統運行過程中，發電機組進入提供有償無功電量服務啟動點的有功功率報價，系統要求發電機組對此時的有功功率價格報價合理，能促

28、使發電機為了滿足輸出/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)發電機組為滿足系統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

29、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，發電機隨機停運、負荷波動、線路故障等，都會破壞電力系統的平衡狀態，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)系統運行人員按規程決定所需備用容量 (旋轉，非旋轉，替代備用)N-1 security 運行總容量固定的百分比2)運行的發電機承擔一定的旋轉

30、備用容量3)系統中部分發電機作非旋轉備用(水電機等) 和替代備用；4)統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：系統運行人員按規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

31、一報價，接續處理，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：各參與者優化各自利益，總體均衡點為社會利益最優點！備用輔助服務的種類 按調整出力的方向正備用：根據系統的需求，可增加出力負備用：根據系統的需求，可降低出力 按調整速度10分鐘備用30分鐘備用等 按機組狀態熱備用冷備用等等 目前國際上尚沒有關于備用的統一分類標準備用輔助服務市場 由于沒有統一的備用服務分類，各國、各地區備用市場組織情況不

32、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，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。 備用機組調節速率。 可中斷負荷申報內容： 可中斷時間區間， 中斷

33、提前預知時間， 中斷持續時間， 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

34、日各時段的備用需求，發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化協調，可以引入保險理論，訂保險協議以解決上述問題。 -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效率均衡點。) 引入保險協

35、議優點：-使分散優化成為可能-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：分散優化決策均衡點和中央優化決策相同，備用市場高效率！ 問題： 如何推廣到多機/多用戶系統； 廠商既發電，又供備用；系統運行人員職責？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/系統運行：如何分別作優化決策？ 如何保證備用容量如數投入，并使用戶停電損失風險減少？ 證明此分散優化決策方案之結果達到社會效益最優。初步研究成果證明了： 兩種approaches下，分散優化決策解和全局優化決策解相同！ pool-based approach社會效益更高，所以備用容量全

36、局統籌必要！ 建立一般化多機系統模型：發電公司又供主電能又供備用。 某發電公司停運：相應電能和備用容量損失 系統運行部門、發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) 發電公司(insurer) (2)電網公司 (insurer) 用戶(insured)討論(分散優化決策優缺點) 保險理論引入，有激勵機制來保證質量(備用投備用投入)，分散優化成為可能，有用戶選擇和用戶風險轉移！ 和中央優化結果相同，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？ 黑啟動黑啟動發電機組在沒有外來電力供應的情況下, 能從停機狀態啟動起來，逐步擴