第八章电力市场辅助服务分析.ppt

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1、电 力 市 场,袁铁江Ph.D.新疆大学电气工程学院2010年9月,第八章 电力市场辅助服务分析,第一节 辅助服务概述 第二节 负荷频率控制第三节 发电备用容量服务与定价第四节 无功市场运营 第五节 无功服务定价 第六节 电力市场中的发电计划 第七节 电力市场中的交易计划第八节 电力市场缺电成本分析第九节 电力市场的可靠性定价 第十节 电力市场的黑启动服务 第十一节 电力市场下的电网规划 第十二节 电力市场下的系统安全可靠性,8.1 辅助服务概述,辅助服务的定义辅助服务的分类辅助服务的市场模式 辅助服务定价,8.1.1 辅助服务的定义,辅助服务从发电侧来考虑，可认为辅助服务是发电厂为保证电力系

2、统安全可靠运行而采取的必要措施。从输电的角度出发，可认为辅助服务是为完成输电的主要功能-将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以及其它的运行服务，称为辅助服务。从系统控制的角度出发，可认为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。,8.1.2 辅助服务的分类,负荷跟踪与频率控制旋转备用运行备用无功备

3、用电压控制发电再计划能量不平衡处理黑启动稳定性控制服务（FACTS、PSS、ASG）。其他。,8.1.3 辅助服务的市场模式,统一型投标型双边合同型,8.1.4 辅助服务定价,在传统的电力工业中，发电、输电和配电都属于同一个电力公司，发电厂提供电能和辅助服务是由系统调度员统一安排的，不存在对各种辅助服务进行单独核算和计费问题。然而在电力市场环境下，为体现发电厂间的公平竞争，应量化辅助服务的指标，核算成本，并合理付费。常用的发电、输电定价方法有综合成本法、长期边际成本法、短期边际成本法等。,8.2 负荷频率控制,市场条件下的频率调整 电力系统的静态频率特性 频率的一次调整 频率的二次调整 频率的

4、三次调整,8.2.1 市场条件下的频率调整,频率是电力系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的基本状态。频率偏差调整的方法主要是调整发电功率和进行负荷管理。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。,8.2.2 电力系统的静态频率特性,8.2.3 频率的一次调整,一次调频原理,一次调频备用容量的分配,电力系统调度员按季

5、度制定一次调频备用容量计划，一般以一次调频备用容量占第t时段发电容量的百分比（rt%）的形式给出。在安排短期计划时（如周计划），按季节计划中设定的一次调频备用水平进行调度。而在日调度或实时调度时，如果某些发电厂在提供服务时遇到困难，不能完成其分配的备用分额，则应该立即通知系统调度员，尽快重新设定一次调频备用容量的百分比re,t%，其值一般小于rt%。第t时段的一次调频备用容量以Pr1,t表示,一次调频备用容量的分配,一次备用容量定价,8.2.4 频率的二次调整,二次调频的原理,传统的AGC控制,电力市场条件下的AGC服务与定价,上海发电侧电力市场仅考虑扣罚措施，当发电机组不能按电网要求提供合格

6、的AGC辅助服务时，扣减其年度期货电量指标数和期货上网电量数，计算公式分别为：扣减的年度期货电量指标数=（AGC停用小时数-允许停用小时数）*额定容量*20%扣减的年度期货上网电量数=（AGC停用小时数-允许停用小时数）*额定容量*5%又如，浙江发电侧电力市场，仅考虑AGC服务的某方面的补偿措施，对能提供AGC辅助服务的机组给予补偿，费用为：AGC服务单价*相应机组的调节速率*提供该服务的时间。各发电厂只是竞争各机组的出力调节速率而已。,国外电力市场AGC辅助服务市场分析,新英格兰电力市场AGC辅助服务概述AGC辅助服务市场投标的基本要求 3.投标的确认与成本分析 4.AGC辅助服务市场清算价

7、格的确定 5.AGC服务的结算,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。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合理利用能源和设备，以最低的发电成本或费用获得最多的、有用的电能。在线经济调度的主要研究内容有：各类发电厂的运行特点及其合理组合；发电设备的经济特性；经济调度控制的主要算法；火电厂之间的经济负荷分配；水、火电厂之间的经济负荷分配；电力系统网损及网损微增率。,8.3 发电备用容量服务与定价,备用分类及备用服务概述 备用市场运营 无功备用 可中断负荷 有功无功备用的一体化定价模型 成本效益分析,8.3.1 备用分类及备用服务概述,表8-1 备用的分类与

8、特征,8.3.2 备用市场运营,8.3.2.1 备用市场竞争与优化调度,8.3.2 备用市场运营,8.3.2.2 加州电力市场的备用拍卖,在加州电力市场，由独立系统操作员（ISO）通过日前竞争拍卖获取，这些拍卖是在电力交易中心（PX）的电能拍卖完成之后进行的。这些拍卖的顺序是：AGC、旋转备用、非旋转备用、替代备用。市场参与者分别提交备用容量报价和备用电量报价。成功的报价者不论其是否被调度，都将得到一笔备用容量费用，在备用容量被调度加载时，报价者还将得到一笔电量电费。,8.3.2 备用市场运营,8.3.2.3 新英格兰电力市场的运行备用辅助服务市场,运行备用辅助服务的内涵 在新英格兰电力市场中

9、，运行备用是指ISO根据市场规则确定并经地区市场运作委员会核准的，当发生偶然事故时能够提供有效的电能支援以满足紧急情况的要求，它包10min旋转备用（TMSR）、10min非旋转备用（TMNSR）和30min运行备用（TMOR）。对市场参与者的投标要求 1）投标信息包括投标容量（MW）和相应的价格（$/MW）。2）投标必须在每日交易的最终期限（14：00）之前完成。3）有能力提供TMSR服务，但没有被ISO采纳的资源，可以参加TMNSR投标。4）有能力提供TMSR和TMNSR服务，但没被ISO采纳的资源，可以参加TMOR投标。投标评价和费用分析,（1）TMSR市场清算价的确定。1）TMSR的机

10、会损失价（$/MW）为：TMSR的机会损失价=（TMSR的机会损失费用+TMSR投标价*实际指定的TMSR）/实际指定的TMSR 其中，TMSR的机会损失费用=TMSR的机会损失容量*（RTMP-电能投标价）。2）实时TMSR价格设定为贸易周期内（1h）指定备用资源的最高TMSR机会损失价。3）每个交易周期的TMSR市场清算价等于该时段实时TMSR价格的时间加权平均值。,市场清算价的确定和服务结算,市场清算价的确定和服务结算,（2）TMNSR、TMOR市场清算价的确定。实时的TMNSR和TMOR价格分别设定为被调度指定提供的相应备用资源的最高投标价；每个交易周期的TMNSR和TMOR市场清算价

11、分别为该时段内实时的TMNSR和TMO价格的时间加权平均值。,市场清算价的确定和服务结算（3）TMSR服务的结算。每个交易周期结算一次，分以下几个步骤进行：1）确定参与者（需方）每时段的结算量，它是以下几项内容之和：若未特别指定，参与者可按其所占的在控制区内每时段所需TMSR的市场份额分配。参与者应承担的结算量，即该区域内TMSR总需量*参与者所占电力负荷的百分数（8-37）若机组被指定进相运行，则不计其造成的电能消耗量。特殊TMSR需量的结算由NEPOOL的地区市场运作委员会决定。根据合同约定承担另一参与者的全部或部分服务时，结算量的分配应作相应的调整。2）确定付给TMSR提供者的费用。在每

12、个交易周期内被指定提供TMSR服务的参与者应得到的补偿费用计算如下：TMSR市场清算价*其提供的TMSR总量-特殊的费用（8-38）3）确定向需方的收费（TMSR服务费），它是以下两项的总和：每个贸易周期内向需方的收费为：（8-39）所有附加费用的分摊额；该附加费是地区市场运作委员会认定的或与TMSR市场有关的管理费。,市场清算价的确定和服务结算（4）TMNSR、TMOR服务的结算。TMNSR和TMOR服务结算的方法与上述TMSR服务结算的方法基本相同，这时只将有关的计算公式概括如下：1）结算量：参与者（需方）应承担的TMNSR结算量=该区域内TMNSR需量*参与者所占电力负荷的百分数（8-4

13、0）参与者（需方）应承担的TMOR结算量=该区域内TMOR需量*参与者所占电力负荷的百分数（8-41）2）补偿费用：TMNSR服务提供者的补偿费用=TMNSR清算价*其提供的TMNSR总量-特殊的费用（8-42）TMOR服务提供者的补偿费用=TMOR清算价*其提供的TMOR总量-特殊的费用（8-43）3）服务收费：TMNSR服务需方的收费=（8-44）TMOR服务需方的收费=（8-45）,8.3.3 无功备用,在电力市场的实际操作中，发电厂和用户都要满足他们的电压和功率因数限值。发电厂必须提供其P-Q曲线，并要保证在较长时间内，无功发电功率达到其极限的90%；或保证在20min内提供100%的

14、无功发电功率。输电公司应负责保持系统电压，对500 kV线路其节点电压波动在3%以内，220kV和110kV线路应在5%以内。中心调度员应能控制电网中所有的电压调节设备。配电公司和大用户与输电公司签订合同，确定其在峰、谷和其它时段应保证的功率因数及相应的奖惩手段。无功实时运行也可采用投标方式，投标包括无功电源的详细技术参数和无功报价。,8.3.4 可中断负荷,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（DSM）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，对可中断负荷的容量、价格、调度需要进一步深入研究。可中断负荷的研

15、究需要解决3个问题：负荷中断的容量（备用容量）；可中断负荷的赔偿价格（备用电价）；何时可以中断（备用的调度）。可中断负荷的规定主要通过合同来进行。,8.3.5 有功无功备用的一体化定价模型,主要思想是：基于最优潮流的有功与无功定价方法，使之同时计算出有功与无功备用的最优容量及其价格。,目标函数：,约束条件：,在满足式（8-47）（8-51）的条件下，解式（8-46）可以得到各节点各时段的备用容量，并计算出最优价格。此时的有功备用和无功备用价格分别为：,最优价格由两部分组成：用户期望的边际成本；用户停电引起边际成本的变化。,8.3.6 成本效益分析,提供备用的成本可用机会成本来衡量成本效益。机会

16、成本为备用成本的计算提供了新的思路，且概念清楚、理解方便，但这种计算方法受电能市场影响较大，如果电能市场的价格出现较大偏移，备用的机会成本也会出现较大偏移。因此，备用提供者可以采用策略报价（如压低电能报价），以获得备用的高额回报。,8.4 无功市场运营,概述影响无功服务的技术因素影响无功服务的市场因素,8.4 无功市场运营,8.4.1 概述,电力市场下无功管理与定价对电网公司的运行和经营具有重要的意义: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学决策。无功平衡做得好可以提高系统运行的可靠性和效率，并通过无功的最优分配降低系统的有功网

17、损。无功管理可以改善电压波形，减少由于电压引起的系统故障，增加系统稳定性。,8.4 无功市场运营,8.4.1 概述,无功服务有如下特点:供应的地域性 控制的分散性 手段的多样性 分析的复杂性,8.4.2 影响无功服务的技术因素,8.4.2.1 无功需求 容量需求：指电网规划运行时应该提供的无功容量需求，主要应考虑：使用容量和备用容量、感性容量和容性容量（见表8-3）、无功容量的位置。一般可通过多次模拟，计算不同工况和故障情况下的最优潮流，确定无功容量需求。,表8-3 电力系统无功源,8.4.2.1 无功需求,备用需求：正常运行情况下，动态无功源不应以最大容量运行，所有同步机和静止无功补偿器等都

18、应留有无功备用，用于无功负荷跟踪和故障后的无功供应。根据无功应就地平衡原则，备用应分配于各个节点之上，这是保证电力系统电压稳定的基本要求，在价格结构中必须加以考虑。无功备用水平依赖于电力系统运行状况，在特殊情况下，无功备用的增长要比无功输出的增长快。电量需求：电网调度应对系统所需的超前或滞后的无功负荷进行预测，并合理地分配到各无功源。,8.4.2.1 无功需求,响应需求：在不同的工况下，电力系统对无功响应的时间和速度有不同的要求，从时间上可以划分为暂态响应、动态响应和慢速响应，其特点见表,表8-4 电力系统无功响应需求,8.4.2.2 无功生产对发电厂的影响,投资增加能量损耗维修维护 设备磨损

19、 风险管理,8.4.3 影响无功服务的市场因素,8.4.3.1 无功市场的构成和特点买方：电网公司或其下属辅助服务部门。买方对无功市场的要求是：一个真正竞争的市场机制，无功供应应有可靠的保障，没有任何一个无功供应者有垄断市场的能力。无功市场潜在的卖主：发电厂、电网公司（作为线路、变压器、静止无功补偿器、电容电抗器的所有者）、同步调相机的所有者、安装自动切负荷或功率因子校正设备的用户。无功市场的特点：电网公司作为单一的无功购买者，即购买无功容量又购买无功电量；无功生产的费用与无功的价值有很大不同；无功设备投资较大，是新的无功容量加入电网的阻碍；发电厂的无功费用必须从无功容量收费和运行收费中得到完

20、全补偿；有功的收入与无功的收入关系不大，可以将有功、无功市场解耦。地区性的无功供应是有限的竞争。,8.4.3.2 市场模式,健全的无功市场的基本原则：协调电力生产的各元素，以最低的价格为用户提供满足质量和可靠性要求的电力。健康的无功市场的特征是：对无功费用的补偿应包括容量和功率两方面；所有的无功供应者应与电网公司签订无功供应合同；电网规约中，不应硬性规定无功容量（功率因数）的值；电网公司的无功补偿设备与其他的无功供应者应同等对待；电网公司对无功的买卖应建立单独的帐目。防止地区性垄断的可行的措施：由静止补偿设备提供的无功容量应有一个中期价格上限；在规划期间购买无功，使新的无功设备的投资对现有无功

21、供应者形成竞争；如果供应者有垄断行为，管理机构应有相应的处罚措施。,8.5 无功服务定价,依据无功运行费用的实时无功定价 有功费用优化的无功实时定价 依据容量费用的无功定价 基于最优潮流的无功定价 实时有功无功一体化定价,8.5.1 依据无功运行费用的实时无功定价,无功定价有两个主要目的：确定最优无功容量需求，从技术上满足电网公司的安全指标；分析无功费用对电网运行经济性的影响。,8.5.1.1 无功费用优化定价,无功费用优化定价的特点：有功无功解耦，最大限度地减少无功优化过程对有功优化的影响。其依据是有功的费用往往比无功费用大一个数量级；在一个负荷周期内，对关键时段（峰、谷）做以无功费用最小为

22、目标的安全约束调度；两次费用优化之间，每半小时做一次以控制动作最小为目标的无功优化。,8.5.1.2 无功费用曲线,8.5.1.3 优化模型,8.5.1.4 不应强制的约束,一些最优潮流（OPF）约束若在边界时，如果一定将其拉回界内，可能需要很大的甚至难以接受的控制量变化，因此一般有下面几种折衷的处理方法：（1）控制效率分析。（2）约束软化。（3）支路过负荷。,8.5.1.5 边际费用,在无功费用优化基础上进行灵敏度分析可得约束运行的边际费用，如支路潮流、电压、旋转备用、发电机无功出力和负荷母线无功消费的边际费用等，并由这几种基本灵敏度可以推导其他灵敏度，如区域内总负荷的边际费用和区域间交易的

23、边际费用。节点无功注入的微增费用就是无功的价格，该值在系统内各处不同。,8.5.2 有功费用优化的无功实时定价,无功实时定价方法是由有功实时定价理论发展而来，可分为两个层次的问题：上层问题考虑用户对无功价格的响应，下层问题是以有功费用最小为目标的最优潮流问题。上层问题为：,下层问题：,8.5.3 依据容量费用的无功定价,依据运行的无功定价依据区域无功市场的无功定价,8.5.4 基于最优潮流的无功定价,8.5.3 实时有功无功一体化定价,电价模型 实时有功电价模型:,实时无功电价模型:,有功优化模型：,无功优化模型：,8.5.4 算例及结果分析,【例8-1】6节点系统的接线和负荷水平如图8-6所

24、示。该系统节点费用数据及支路参数分别见表8-5和表8-6，用有功/无功经济调度模型分析运行状态、计算实时电价。,三种不同的电价计算结果：,8.6 电力市场中的发电计划,机组经济组合 电力市场下的负荷预测,8.6.1 机组经济组合（开停机计划）,机组经济组合目的：针对在指定的周期内，满足系统负荷、备用容量、机组最小运行时间和最短开停机时间等限制，考虑机组启动费用和发电费用特性，确定机组的开停机计划，使周期内发电总费用最小。影响机组开停的因素 系统负荷变化发电设备状态的变化 机组经济组合问题的目标函数：发电费用与启动费用（包含停机费用）之和最小，约束条件：1）系统约束 2）机组约束,8.6.2 电

25、力市场下的负荷预测,算法模型：,8.7 电力市场中的交易计划,无约束短期交易计划计及电网安全约束的交易计划 实时交易计划多区域联合电网的交易计划 交易算法 灵活交流输电技术对电力交易的影响,8.7.1 无约束短期交易计划,数学模型,8.7.2 计及电网安全约束的交易计划,考虑电网安全约束的电力交易模型与无约束短期提前电力交易的数学模型形式上类似，只是多了以下三个约束条件。,8.7.3 实时交易计划,8.7.4 多区域联合电网的交易计划,多区域联合运行有两种调度方式：集中调度方式，在这种方式下，电力公司间的交易是由统一调度中心按各方赞同的联合运行规约进行集中调度。分散调度方式，即各公司独立掌握其

26、发电分配，各公司间通过协商进行交易。,8.7.5 交易算法,高低匹配法 其它算法,8.7.6 灵活交流输电技术对电力交易的影响,电力电子技术的最新进展为电力系统控制开辟了崭新的天地。几种新的控制设备都是建立在灵活交流输电概念的基础上的。电力市场中，各区域间的电力交易非常频繁，在交易过程中，经常会引起我们所不希望的环流和并行流。环流将增加网损，并行流可能引起其它输电线越限。灵活输电系统，简单来说就是利用网络参数作控制量实现控制潮流的目的，以避免不希望的环流和并行流。从而减少运行和输电的投资费用，提高系统安全性和可靠性，增加输电容量。,8.8 电力市场缺电成本分析,缺电成本的概念 影响缺电成本的因

27、素 缺电成本与系统可靠性水平的关系 缺电成本与停电持续时间的关系 缺电损失的单位电价成本计算 用户的缺电损失估计,8.8.1 缺电成本的概念,缺电成本是指因电力供应中断或不足而发生断电或限电时给用户造成的经济损失 在电力市场中，缺电成本是制订实时电价的一个重要参数。,8.8.2 影响缺电成本的因素,缺电方式 缺电时间 缺电的提前通知时间 缺电的持续时间 缺电次数反映缺电程度的缺电比率用户对电力供应的依赖程度,8.8.3 缺电成本与系统可靠性水平的关系,用户的停电损失，与系统的实际可靠性水平有关，同时也与用户对可靠性水平的估计正确与否有关。如果用户预计系统的可靠性水平较低，则用户为了减少直接停电

28、损失，将购置备用能源或对生产活动加以调整，从而付出较多的间接停电损失。此时，如果系统的实际可靠性水平较低，则用户还将付出较大的直接停电损失。如果用户估计系统的可靠性水平较高，则用户的间接停电损失较小。此时，如果系统实际可靠性水平较低时，则用户将付出很大的直接停电损失，总停电损失值很大。当系统实际可靠性水平较高时，用户的停电损失大为减少。,8.8.4 缺电成本与停电持续时间的关系,停电损失与停电持续时间并不成线性关系。一般说来，可将停电损失分为固定分量与可变分量两部分。固定分量与停电的次数有关，而与停电持续时间无关。可变分量与停电持续时间有关，可采用线性关系简化估计。停电损失的固定分量，不同用户

29、间的差别很大。比如，炼钢厂发生炼钢炉结渣、食品厂冷库的食品变质等。,8.8.5 缺电损失的单位电价成本计算,缺电对电价的影响电量不足期望值是由电力不足时间概率（LOLP）事件所引起的，且多发生在峰负荷情况下，因此它也应当首先在全年最高峰负荷那一小时内分担。在全年最高峰负荷时的缺电损失单位电价成本为：,8.8.6 用户的缺电损失估计,8.9 电力市场的可靠性定价,可靠性的基本概述供电可靠性的主要指标 供电可靠性的经济评价,8.9.1 可靠性的基本概述,可靠性理论是研究一个元件或系统，在预定时间内和规定条件下能满意地工作的概率。一个元件或系统的可靠性是指它们在规定的条件下和预定的时间内完成规定功能

30、的能力。电力系统的供电可靠性是指电力系统把生产的电能供给到用户去的保证程度。发达国家对电力供应的可靠性要求很高，日本、美国等国家规定对每个用户的电力不足时间概率（LOLP）每十年不得大于一天。,8.9.2 供电可靠性的主要指标,平均无故障运行时间（MTBF）故障率（）平均修复时间（MTTR）修复率（）可用度（A）不可用度（）故障频率（f）供电可靠率（R）,8.9.2 供电可靠性的主要指标,电力不足时间概率（LOLP）电量不足概率（LOEP）系统平均停电频率指标（SAIFI）系统平均停电持续时间指标（SAIDI）用户平均停电频率指标（CAIFI）用户平均停电持续时间指标（CAIDI）平均供电可用

31、度指标（ASAI）,8.9.3 供电可靠性的经济评价,8.10 电力市场的黑启动服务,黑启动的定义 黑启动服务的形式 黑启动所需资源与机组选择 提供黑启动服务所需的工作 黑启动服务的费用 各方的权利和义务,8.10.1 黑启动的定义,所谓的电网“黑启动”指的是：整个系统因故障停运后，不依赖别的网络的帮助，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自动启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。黑启动作为辅助服务中的一种，是电力系统安全运行的重要措施之一。,8.10.2 黑启动服务的形式,电网内有足够的黑启动能力，在系统大停电时能根据黑启动的恢复计划，自行恢复系统供电

32、，这是一般系统常用的形式。电网内没有能够满足黑启动要求的机组或黑启动机组数量不能满足系统恢复的需要，而在本地区域内有满足条件（与本系统联系紧密，黑启动能力强、符合地理位置和系统结构的要求）但不属于本电网的黑启动机组。本电网必须与黑启动机组及机组所属电网的经营者签订合同，约定黑启动服务的提供方式和费用计算方法。电网内没有能够满足黑启动要求的机组或黑启动机组的数量不能满足系统恢复的需要，也没有其他电网的黑启动机组可以利用。,8.10.3 黑启动所需资源与机组选择,所需资源黑启动机组非黑启动机组输电系统的设备、控制和通信（包括那些离开电网仍能工作的部分）电网调度部门的装置和通信（包括那些离开电网仍能

33、工作的部分）黑启动机组的确定,8.10.3 黑启动所需资源与机组选择,黑启动机组的选择标准如下：自启动能力：在没有外部电网支持的情况下有自启动的能力，启动速度快。在电网中的位置：离大容量机组近，启动路径短，电压等级变换少，离重要负荷中心近。带负荷的能力：有足够容量带动非黑启动机组厂用负荷。负荷调整、频率控制、电压控制能力强，供电时间长。一般选择水电机组作为黑启动机组，因为水电机组有自启动能力，且启动速度快。,8.10.4 提供黑启动服务所需的工作,电网调度部门 黑启动机组 非黑启动机组 输电系统,8.10.5 黑启动服务的费用,维持系统黑启动能力的费用 系统实际黑启动过程的费用,8.10.6

34、各方的权利和义务,电网经营者的权利和义务 黑启动电厂的权利和义务非黑启动电厂的权利和义务输电系统,8.11 电力市场下的电网规划,电力市场对电网规划的新要求 电网规划中的投资方式 市场条件下的电网规划方法,8.11.1 电力市场对电网规划的新要求,在电力市场中的电网规划要解决：谁对电网规划负责？应在什么地点，什么时候和为什么目的进行新的电网投资？谁将提供投资？如何实现投资回报？电力市场中电网规划的技术目标可以采取最小化成本、最小化剩余输电容量等多种形式，不过其根本目标是在保证系统可靠性的前提下满足市场的输电需求，减少系统的输电容量限制，从而降低电厂的地区性市场力。电力市场中的电网规划将面临的困

35、难：未来电源规划的不确定性 未来负荷变化的不确定性 系统潮流的不确定性,8.11.2 电网规划中的投资方式,由垄断性的电网公司进行的投资方式基于市场驱动的投资方式。,8.11.3 市场条件下的电网规划方法,一个可行的电网规划方案必须能满足未来市场对电网容量的需求，保证电网运行的可靠性和质量，并且能安全和较快地回收投资成本。电网规划主要面临的未知因素是未来电源规划和负荷变化。电网规划方案进行经济评估的目的在于减少项目投资的资金风险和保证获得最大的投资回报。电网要针对市场的需要进行合理的规划，消除网络的拥挤情况，为日益增长的电力交易提供足够的输电容量，并保证电网的可靠性。,8.12 电力市场下的系

36、统安全可靠性,概述电网运行安全可靠性的考虑 规划设计中安全可靠性的考虑 电力设备的检修 继电保护与自动控制装置面临的新问题市场环境下安全性与经济性的统一,8.12.1 概述,在传统的电力系统运行中，可靠性高于经济性；而在电力市场中，可靠性服务于经济性。在市场环境下，维持电网安全可靠运行的动力来自市场各参与者对经济利益的追求，而非来自各种安全、可靠性的规程。,8.12.2 电网运行安全可靠性的考虑,N-1安全经济运行的考虑 备用容量对经济指标可能导致的损害 市场环境下合理的静态稳定储备 对暂态稳定性的考虑,8.12.3 规划设计中安全可靠性的考虑,电网规划设计中的安全可靠性 电源规划设计中的安全

37、可靠性,8.12.4 电力设备的检修,传统电力市场的设备检修计划及对电网运行的影响 在传统的电力系统中，预防性设备检修的目的仅仅是为了提高系统运行的安全可靠性，而经济利益不在考虑之列，这与传统电力市场中可靠性高于经济性的指导思想是一致的。市场环境下的设备检修计划及对电网运行的影响 市场环境下设备检修的安排方法不会对电网运行造成大的影响。,8.12.5 继电保护与自动控制装置面临的新问题,传统的继电保护配置与市场环境下保护配置的差别 自动低频、低压切负荷控制在市场环境下遇到的新问题安全稳定紧急控制系统在电力市场环境下需要协调的问题,8.12.6 市场环境下安全性与经济性的统一,与传统的电力系统不

38、同，在电力市场环境下，系统的安全可靠运行将通过各独立的电力公司、电力采办公司及电网公司对利润的追求而得到保障。电力公司为了保障自己的利益，会尽可能保证自己经营的电厂的可靠运行；电力采办公司为了保障自己的利益，会尽可能保证自己经营的配电网的可靠运行；而电网公司则会尽可能保障整个电网的安全运行，否则，它非但不能获得利润，还将因为不能提供服务而向电力公司和电力采办公司支付赔款。在电力市场环境下，经济性和安全性不再表现为两个独立的指标，安全性将融入经济性中。传统电力系统中的安全性指标，只是作为可能给相应公司带来经济利益的一种措施，某一安全性指标在市场环境下是否会得到执行、执行到何种程度，取决于这一指标的执行能否会带来经济利益。可以预见，市场环境下的网络运行决策将由安全性、可靠性和经济性因素共同决定。,To Be Continued!,