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1、第五章 系统安全与辅助服务,1引言2辅助服务的需求描述3辅助服务的获取4辅助服务的购买,一、引 言,电力系统运行的安全性：是指应付各种可能的扰动以保持电力系统持续、可靠、优质运行的能力，保证这一能力的手段在电力市场环境下被称为辅助服务。辅助服务市场：又称为不平衡市场，顾名思义，就是提供规定条件（电压、频率）下维持供电与需求间实时平衡服务的市场。这一差值是电力市场所有参与者所固有的不确定性决定的。辅助服务的类型：（1）电压、频率、联络线功率等的调节（Regulation），自动发电控制（AGC）自动电压控制（AVC）（2）旋转备用（Spinning Reserve），10分钟以内来自在线机组或邻
2、近系统支援的快速响应；,（3）非旋转备用（Non-Spinning Reserve），10分钟以内来自离线机组、可中断负荷，或邻近系统支援的快速响应；（4）替代备用（Replacement Reserve），60分钟以内来自在线或离线机组、可中断负荷，或邻近系统支援的响应；（5）电压支撑（Voltage Support），正常或故障情况下为维持电压水平所需要的无功功率调节能力；（6）黑启动（Black Start），经历局部或全部系统瘫痪时可自启动的电源容量。,不平衡量有三个元素：快速的随机波动，缓慢的周期变化，突然的大幅偏差电力系统特性决定了辅助服务在电力市场运营中必须是统一、计划、协调地进
3、行。它是电力商品市场必要且充分的补充，如何在其中引入竞争机制，是电力市场机制复杂性的根本。,二、辅助服务的需求描述,1、电力系统安全性的防御 电力工业运营机制无论发生什么变化，保证电力系统运行于一定的安全水平上是不可忽视的问题。,2、有功功率的平衡问题 有功功率平衡的控制主要对应频率的控制,频率调节一次调节：利用发电机的调速装置，按设定的调差特性，只要机组不满载都可进行的自动调节，响应时间大约为几秒至几十秒，只能解决微小负荷扰动引起的频率偏移；二次调节：利用调频器来改变静态频率特性的工作设置点，动作于汽门或水门，只要容量充足可以实现无差调节。二次调节可由人工控制实现，也可由自动装置实现（LFC
4、），响应时间大约为12mins。若按一定的控制准则将多个LFC集中统一的进行频率的自动控制，则称为AGC。AGC可解决较大负荷变动引起的频率偏移，及联络线功率偏移的问题。三次调节,发电机和负荷的单位调节功率均为25MW/Hz，系统稳定在O点。当负荷突然增加20MW时，负荷的频率特性曲线由 上升为，此时，当只考虑一次调频，由于发电和负荷的一次调节作用,系统最终将稳定在点 运行，此时频率下降到49.6Hz，实质上相当于负荷增加了10MW，这是有差调节带来的结果。当考虑二次调节，即发电机增发10MW，同时再加上一次调节的作用，发电机频率特性将由 上升到，最终系统稳定在 点，频率下降为49.8Hz。显
5、然，如果发电机直接增发20MW，即可实现无差调节。,例：1995年8月15日12：25：30，1220MW发电功率突然从英国电力系统解列，该系统有65GW装机容量，但没有与其它系统进行互联。一次调节响应必须在10s内完成并持续20s，在达到49.5Hz的规定极限频率前，频率停止降落则一次响应成功 二次调节响应必须在30s内完成并持续30min，二次响应促使系统频率趋于正常，图中12：29：20启动的燃气轮机产生了图右侧的频率上升。,3、无功功率的平衡问题（1）无功不平衡的危害用电设备 异步电动机 各种电热设备 照明 家用电器电力系统本身 电压降低，会使网络中功率损耗加大，还有可能危及电力系统运
6、行的稳定性；电压过高，各种电器设备的绝缘性能会受到损害，在特、超高压电网中还将增加电晕损耗等。,（2）无功支持的价值 无功支持服务的价值在于，当系统处于紧急状态时可通过注入无功功率防止电压崩溃。用潮流计算程序可以粗略地计算出为了避免设备故障停运后出现的电压崩溃，需要向系统注入多少无功功率。,一条线路停运，自母线B注入无功功率,事故前，有功损耗为0.8MW，母线A处的发电机吸收线路产生的无功2.6Mvar。事故发生后，虽然有功损耗只增加了1.2MW，但是无功损耗增加到了159Mvar。为了防止电压崩溃，两台发电机都必须向剩下的那条线路注入无功功率。,4、电力系统的动态问题 电力系统的动态问题：大
7、扰动后电力系统的稳定问题，小扰动后电力系统的静态稳定问题，以及电力系统的低频振荡问题。5、系统恢复 整个系统崩溃后，系统运行员必须保证任意时刻都能提供足够的储备电源保证系统迅速恢复，这项辅助服务称为黑启动能力（Black Start Capabilty）。有些机组（如水轮机和小型燃油机组）能手动重启或用储能电池重启。,三、辅助服务的获取,处理辅助服务有两种机制强制性的提供辅助服务，通过市场机制来提供辅助服务。从经济学角度看，两种机制各有优劣。再者，辅助服务机制的选择不仅受到辅助服务类型的影响，也受电力系统运行状态和历史环境的影响。,1、强制性提供辅助服务的机制 该机制要求接入系统的参与者必须无
8、原则的提供某一类型的辅助服务 例，对并网机组的要求必须配备自动调频装置，同时具有一次、二次调节的功能，这一要求可以确保所有机组共同参与频率调节；能够运行在0.85超前到0.9滞后功率因数范围内，并配有自动调压装置，这一要求能保证所有机组参与电压控制。,实施难点：导致不必要的投资并使发电容量大于需求在技术或商业上没有革新的空间参与者不愿意提供这种义务服务，因为强迫提供辅助服务没有报酬，同时还增加成本。一些参与者可能没有能力提供辅助服务或不能有效提供。强制性机制并不适用于所有的辅助服务。另外，该机制中，还要免除一些参与者的辅助服务，这种免除无疑使市场竞争受到扭曲。,2 辅助服务提供的市场机制 长期
9、合同适用于需求量不变或者变化很小的服务，以及提供服务多少主要由设备特性决定的服务。黑启动能力、系统联动跳闸方案、电力系统稳定器和频率调节等，通常适用于长期合同。实时市场适用于一天内需求变化很大的服务和因市场交易供应量变化的服务。例如，部分备用经常通过短期市场机制获得。系统运行员经常寻求通过一些长期合同提供备用，以减少备用不足的风险或降低成本的方式。成熟市场中，备用服务提供者需要同时参与短期合同和长期合同。市场方式下能否应用于所有辅助服务还不清楚,3 需求侧辅助服务的提供 鼓励消费者提供辅助服务的好处很多 首先，大量提供者增加了辅助服务市场的竞争性；其次，从全局经济性考虑，由需求侧提供辅助服务改
10、善了电力的利用率。最后，需求侧作为某些辅助服务比大型机组更为可靠，需求侧按时传输主要服务的失败率较小。,四、辅助服务的购买,1 辅助服务需求的量化理想情况下，通过购买辅助服务提供的安全水平应该由成本效益分析决定，该分析将服务边际成本等于安全边际价值设为最佳点。边际成本容易计算，代表消费者期望的边际价值却很难计算。需要设计一种激励机制鼓励系统运行员不仅将购买辅助服务的成本最小化而且将所购辅助服务的量限制到保证安全性的实际需要值。,2、集中模式下电力市场电能和备用的优化 早期电力市场电能和备用分别交易，按服务响应速度分别结算。经验显示这个方法存在问题，所以已经被淘汰。现在广泛认可的是电能和备用在同
11、一市场交易，且同时结算以使提供电能和备用的总成本最小。由于电能供给和备用供给相互影响，因此它们需要协同优化。,例：需求在300MW到720MW之间变化的小型电力市场，假设只需要250MW备用来保证系统运行的安全性，系统中有4台机组。机组1和4不允许提供备用，机组2和3可以提供备用，其限制如表所示。,忽略机组最小技术输出功率；假设市场运行在集中模式下，且机组报价等于其真实边际成本；备用不单独报价，机组提供备用没有直接成本：,不同负荷下的优化方案,提供备用的收入等于它不能卖电的机会成本,3、成本分摊 在现有技术条件下系统运行员无法实现不同安全水平的输电。因此，当前所有用户得到安全水平是相同的，那么
12、按照所用电量分摊辅助服务成本就是可行的，通常以消费或生产的电能来计量。一些用户的行为可能给系统造成不成比例的压力，处罚这些用户可鼓励他们改变做法，减少所需辅助服务，从而降低达到一定安全水平所需的成本,第六章 电力市场与输电网络,1引言2经输电网络的分散交易3经输电网络的集中交易,一、引言,输电网开放是电力市场的重要特征。输电网开放就是输电网的所有者必须将输电网无歧视地开放给所有使用者。面临的问题电力调度集中调度（Pool Dispatch）双边调度（Bilateral Dispatch）多边调度（Multilateral Dispatch）阻塞管理（Congestion Management）
13、基本思路：建立竞争机制，利用价格手段进行电力交易量的增减，从而降低过载线路的潮流功率。,输电费用输电费用计算方法输电费用分摊方法网损分摊方法可用传输能力（Available Transfer Capacity，ATC）,二、经输电网络的分散交易,两份交易：G1L1：300MW；G2L2：200MW当AB间的传输容量低于500MW时，为保证交易的顺利实现，可购买物理输电权（physical transmission rights）输电权是对输电容量的一种权利，PTR赋予其所有者在特定时间在给定输电支路上传输一定容量电力的权利。,PTR存在的问题：1、并行路径问题：忽略电阻、无功功率、损耗 传输路
14、径由物理定律而不是市场参与者的意愿决定,示例设BY：400MW，其中I：123：160MW，II：13：240MW，,但受线路容量限制，实际上 Pmax(0.5/0.2)*126=315MW 再考虑DZ：200MW，其中 321：80MW，31：120MW，,于是，线路中的实际潮流为：12：1608080MW，不越限。13：240120120MW2、逆向流问题3、物理输电权与市场力 两节点例子中的G3,三、经输电网络的集中交易,此时，系统运行员也起着市场运行员的作用采用节点电价（nodal price）或区域电价（zonal price）,1、两节点的例子 两地区的供给函数分别为：B区：B10
15、0.01PB$/MWh，DB500MW S区：S130.02PS$/MWh，DS1500MW（1）不互联时的分析：B区：PB500MW，B 15$/MWh S区：PS1500MW，S 43$/MWh（2）互联线路能传递1600MW 因为B区电价低，负荷全部由B承担，则 B区：PB2000MW，B 30$/MWh S区：PS0MW，S 13$/MWh,（3）市场均衡的情况：边际电价B S 24.3$/MWh，供电量 PB1433MW，PS=567MW BS：933MW,（4）线路受限情况：线路传输能力400MW。结果：PB900MW，B 19$/MWh PS1100MW，S 35$/MWh,小结
16、：只要互联线路的输电容量低于自由交易所需的容量，两地区间的差价就一定存在。由于维持系统安全而产生的约束使得输电网产生阻塞，将统一的市场分割为各自独立的市场，各地区负荷的增加将必须由当地机组单独来承担。因此，各国的发电边际成本是不同的。如果各分离的电力市场依然是充分竞争的话，那么，其各自的价格依然等于其边际成本。由于各边际成本因发电、用电地点的不同而不同，可称之为实时价格。如果系统中每个节点都定义不同的电价，那么又称为节点价格。通常买进功率的地区的实时价格高，而卖出功率的则低。,（5）阻塞剩余 用户付费：发电商收益,联络线功率（MW）,交易中心付给发电商：9001911003555600$交易中
17、心收到用户电费：5001915003562000$阻塞剩余：62000556006400$400（3519）40016 阻塞价格：351916$/MWh,2、三节点系统,潮流计算的数学模型 节点方程,快速解耦潮流计算的原理是：1、由于交流高压电网中输电线路等元件的xr,因此电力系统有功功率的变化主要决定于电压相位角的变化，而无功功率的变化则主要决定于电压模值的变化。反映在雅可比矩阵的元素上，就是N及M二个子块元素的数值N相对于H、L二个子块的元素要小的多。作为简化的第一步，可以将它们略去不计。2、在实际的高压电力系统中，下列的假设一般都能成立：（1）线路两端的相角差不大（小于10度20度）（2
18、）与节点无功功率相对应的导纳通常远小于节点的自导纳Bii 于是得到：上述二式中的系数矩阵B及B”由节点导纳矩阵的虚部所组成，从而是一个常数且对称的矩阵。,为了加速收敛，目前通用的快速解耦法又对B及B”的构成作了下列进一步修改。（1）在形成B时略去那些主要影响无功功率和电压模值，而对有功功率及电压角度关系很少的因素，这些因素包括输电线路的充电电容以及变压器非标准变比。（2）为了减少在迭代过程中无功功率及节点电压模值对有功迭代的影响，将式右端U的各元素均设为标么值1.0，也即令U作为单位阵。（3）在计算B 时，略去串联元件的电阻。于是，目前通用的快速解耦潮流算法的修正方程式可写成：,近似模型直流潮
19、流,支路导纳组成的对角矩阵 与节点导纳矩阵相关 网络的支路节点关联矩阵,取节点1为参考点,求逆,复原,（1）网络无约束时，经济调度 PA125MW，PB 285MW。网络中的潮流情况:a.由KAL、KVL定律 b.利用叠加原理 首先，12的60MW电力传输引起的潮流 其次，13的300MW电力传输引起的潮流,潮流结果：12：156MW，13：204MW，23：96MW 购电费用：1257.528562647.5$,（2）修正经济调度：12越限，需进行调整。首先考虑增加母线2的出力，即机组C发电 设在bus2增加1MW，则bus1需减少1MW，对潮流的影响为：12潮流的变化：减少0.6MW 23
20、潮流的变化：减少0.4MW,要消除30MW的越限，则 PC30/0.650MW，PA 减到75MW，PB 仍为285MW。潮流结果：12：126MW 23：116MW 13：184MW 购电费用：757.5285650142972.5$（3）考虑增加母线3的出力进行调整,（4）节点电价计算：在该节点以最经济的方式多供应1MW负荷所需的成本。bus1，17.5$/MWh bus3，由发电机A供，会造成线路12过流，所以由发电机D供，3 10$/MWh bus2，由发电机C供太贵，应由bus1或3的发电机供，同时，不能造成线路12过流，分析得：P1P31MW 0.6P10.2P30 解得：P10.
21、5MW P31.5MW 所以，2 1.5100.57.511.25$/MWh,在一个没有输电约束的系统中，如果我们将所有机组视为恒边际成本模型，那么除一台机组（边际机组）之外的所有机组要么满负荷发电，要么不发电。边际机组的边际成本决定了整个系统的电价。当输电限值约束了经济调度时，某些机组的出力受到限制，将介于上下限之间而成为边际机组。通常，系统中如果存在m个输电约束，那么就有m+1个边际机组。每一台边际机组都决定着它所在节点的边际价格。其余节点的边际价格是由所有边际机组的价格组合所决定的，这种组合又取决于约束网络中KVL的作用。,计算机求解的方法（OPF）（i）三节点例子的表达,设PB=285
22、，PC=0，P12126 结果：PA50，PD75，P2366，P13159 Cost2835（ii）一般表达,商业剩余,（5）非直观的经济流,（6）严重的非直观经济价格 当支路2-3的容量降为65MW时情况,（7）节点价格与市场力 假设支路2-3而不是支路1-2存在约束 机组C叫价低于目前的节点边际价格5.00$/MWh，它决定以3.00$/MWh参与竞争 节点2处提出一个较低的叫价，使节点3处的电价从10.00$/MWh上升到12.00$/MWh，并且其发电量从77.5MW上升到85MW,机组D抬高其价格到20.0$/MWh 机组D抬高其叫价，除了使机组C亏本外，还会增加自己的收益，即使是
23、在出力减少的时候：,（8）小结在没有边际机组的节点处，其节点价格与有边际机组的节点价格相比，可高可低，也可介于其中，甚至节点价格可以为负数！上述结果可能违反一般意义上的经济概念，但是它们在数学上是正确的。这些价格不仅受制于经济还受制于KVL。甚至在简单的三节点系统中，理解这些价格也是很费时费力的。对于实际的系统，这种分析会更加复杂。非直观价格在很多实际系统中都已发现过。,3、集中交易系统中传输风险的管理 需要什么样的新合约形式用于控制与输电阻塞相关的风险 讨论的结论可同样解释损耗引起的影响,（1）新的合约形式 回顾：集中交易市场中的参与者也允许进行双边合同交易，以规避节点电价变化带来的风险。B
24、和S间无输电阻塞，B的电厂与S的钢铁厂签订差价合同：400MW，30$/MWh。实时电价为24.30$/MWh，结算情况：B的电厂售电400MW，得到收益为40024.3=$9720 S的钢铁公司买进400MW，支付40024.3=$9720 钢铁公司支付400(30-24.30)=$2280给B以解决差价合约。B的电厂和S的钢铁公司以30$/MWh的有效电价进行了400MW的交易。若节点价格比30$/MWh高,B的电厂将支付S的钢铁公司差价以解决合约。,若联络线传输功率限制为400MW，则B的节点价格为19.00$/MWh,而S的节点电价上升为35.00$/MWh，结算：B以19.00$/M
25、Wh的价格售电400MW，实时市场得到收益为：40019=$7600 差价合同结算的收益为：40030=$12000，因此，按现货价格亏$4400，应该由S的钢铁公司根据合约来支付。S的钢铁公司以35.00$/MWh的价格购买400MW，实时市场应支付：40035=$14000 差价合同应支付：40030=$12000。因此，按现货价格多支出$2000，S的钢铁公司期待B的电厂按差价合约来承担。有阻塞时，差价合同不能正常进行,（2）金融输电权（Financial transmission rights）差价合同中的总缺额为:444020006400$/h 阻塞剩余 400(3519)6400$
26、/h推导阻塞存在时处理差价合约的解析表达 设：差价合约敲定价为,合同量为 F,按合同 钢铁公司支付 电厂得到收益按现货市场 钢铁公司支付 电厂得到收益如果 钢铁公司希望得到补偿：电厂希望得到补偿,如果，可见 在 时，结论：达到最大传输能力时，阻塞剩余便表征两地市场按差价合约的补偿数量 解决方法：金融输电权（FTRs）,金融输电权：是指在网络的任意两节点之间，赋予持有者的一种特权，该特权的收益为购买的传输量和两节点间价格差的乘积如果传输没有阻塞，节点B和节点S间就没有差价,FTRs的持有者就得不到收益 FTRs的持有者（发电者或用电者）对传输量的起点和终点并不关心 S的一个用户拥有F MWh的金
27、融传输权，他可以:在B以电价 购买F MWh，使用它的传输权使其能够“免费”到达S，此时有效地支付为；在S以电价 购买F MWh，需支付，但使用它的传输权又可获得收益为。,（发电者与用电者）如何得到FTRs 在每一市场周期内,系统运行员应该确定联络线上所能传输的能力。这一能力的FTRs被拍卖给最高价的投标者。这种拍卖对所有参与者（发电、用电，以及寻求差价来盈利的投机者）开放，同时该权利可以自由买卖。,（3）点对点的金融输电权 FTRs被定义为网络中从任一节点到任何其它节点间的输电权，这两个节点间不一定有支路的直接连接。优点：不需对网络复杂性有充分的考虑，功率在网络中流通的路径并不重要。三节点算
28、例的再讨论 假设节点3的一个用户与节点1的发电方签订了一个差价合约，该合约敲定价为8.00$/MWh，传输电力为100MW，这个合约的参考价格是节点1。用户同时也购买了节点1到节点3的100MW的FTRs。,节点1和节点3的价格分别为7.50$/MWh和10.00$/MWh，合约的结算：用户从节点3获取100MW，向市场运行员支付 10010$1000；发电方从节点1注入100MW，向市场运行员收取 1007.5$750用户为履行差价合约向发电方支付 100（8-7.5）$50；用户拥有节点1到3 的FTRs，向市场运行员收取 100（10-7.5）$250；上述完成后，用户共为100MW电力
29、商品的使用支付$800，其电价为8$/MWh。,市场运行员出售的FTRs不应超过网络的实际能力,线路2-3传输容量限制在65MW,节点2的用户签订60MW，价格为8.00$/MWh的差价合约，其参考价格仍为节点1，同时购买从节点1到节点2间 60MW FTRs，结算：用户从节点2获取功率60MW，支付给市场运行员 605$300；发电方在节点1注入功率60MW，从市场运行员收取 607.5$450；按差价合约，用户支付给发电方 60（87.5）$30；为结算FTRs，用户支付给市场运行员 60（7.55）$150；上述完成后，用户为使用60MW电力商品需支付$480，相当于差价合约敲定的价格8
30、$/MWh。,市场运行员获取的商业余额实际为(28547.5)7.577.510 507.560530010$406.25$412 差异产生是因为系统运行员实际执行不能按照拍卖FTRs时预想的传输容量进行 FTRs不应看成是一种期权，而是一种在任何情况下都要履行的责任。,（4）关口权（Flowgate rights）FTRs也可以定义为网络中确定的一条支路或一个关口（断面）的输电权。这时的FTRs被称为关口权（Flowgate Rights，FGRs）（基于潮流的输电权）与一条支路或关口（断面）对应最大传输容量的拉格朗日乘子或其影子价格相联系三节点算例：节点3的一个用户从节点1的发电方购买10
31、0MW功率，同时购买了100MW的FGRs。相当于支路1-3上60MW支路1-2上40MW支路2-3上40MW,只有支路12运行在传输限制上，对应这一限制的拉格朗日乘子为其它不等式约束均不构成紧制约，其对应的拉格朗日乘子均为0。因此，持有FGRs的用户可以获取 40MW6.25$/MWh$250。这和用户购买100MW从节点1到节点3的FTRs中的获取是一样的。可见，在这一情况中，FGRs和FTRs有相同的规避风险的作用。FGRs的持有者不会遇到支付费用给市场运行员的情况，也就是FGRs总是表现为一种类似期权的性质,（5）FTR与FGR的争论 FTRs情况下，能达到最大传输容量的组合数比支路还
32、要多，所以FGRs市场比FTRs市场可能更灵活一些；由于很难预测哪些支路会发生阻塞，所以对给定的关键关口集合进行交易可能会引起其它支路阻塞的发生；由于两点间的输电容量是随着网络结构的变化而变化的，所以FTR的值也很难确定，另外，给定支路的最大传输容量是常数，尤其是当支路上的潮流只受热容量约束时；由于网络中通常只有很少的支路会发生阻塞，可能用FGR更简单一些，另外，当一条支路被阻塞时，所有的节点价格就不同了。,参与者购买关口权时必须考虑并理解网络的运行，实际上，这就意味着他们必须了解PTDFs矩阵，而购买FTRs的参与者则不必担心网络的运行，他们可以依据节点价格的波动做自己的决定。在完全竞争的市场中，FTRs和FGRs，甚至是物理输电权都是等价的，当然，如果不是完全竞争的市场，FGRs会提供更多博弈的机会，尤其是在一些固定的关口进行的交易。有人建议，解决这些争议最好的方法就是让市场来决定哪种输电权最适合。,
