系统安全与辅助服务电力市场与输电网络课件

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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

2、内来自在线机组或邻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

3、必须是统一、计划、协调地进行。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

4、现，也可由自动装置实现（LFC），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

5、系统稳定在 点，频率下降为49.8Hz。 显然，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

6、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

7、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

8、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

9、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

10、 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

11、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

12、、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

13、 Dispatch） 多边调度（Multilateral Dispatch） 阻塞管理（Congestion Management） 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

14、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。 13：240120120MW 2、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,

15、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：B100.01PB $/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$/MWh,（3）市场均衡的情况： 边际电价B S 24.3$/M

16、Wh， 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： 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（