新能源行业必会基础知识-----电力市场概论笔记-----主目录(进不去说明我没写完)：https://blog.csdn.net/grd_java/article/details/139946830

1. 电力辅助服务的定义

什么是辅助服务？

为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，由发电企业和电力用户所提供的除正常生产电能以外的服务，包括：调频、备用、无功调节、黑启动

什么是频率控制，我们为什么这么做？核心思想是为了让发电机进行负荷跟踪，有时也称其为负荷跟踪与频率控制

负荷跟踪与频率控制

1. 产生频率偏差的原因

1. 交流电力系统正常运行时，频率需维持在额定频率（中国50Hz，美国60Hz）附近

每秒50赫兹相当于电机每小时3000转，这个频率如果不正常，电动机就都不能正常运行，所以我们频率将成为我们电力系统一个重要的质量保证，在运行上是有详细的规定的，那么为什么会产生频率偏差呢

2. 由于负荷预测的偏差、新能源出力的波动、机组跳机等因素，系统运行时会出现短时的有功功率不平衡，造成频率偏离额定频率
   
   

上图本来发电机正常运行，突然一个负荷变化了，例如某个负荷没了，此时发电机就过大了，频率就加快了（大于50）。或者突然负荷增加了，发电机就小了，此时频率就下降了（<50）,所以频率变化的根本原因是供需之间不平衡了，供大于求频率上升，供不应求频率减少。想要解决这个问题（频率控制），就必须与其他机组来跟踪供需的变化，保持它的平衡，不能供大于求也不能供小于求

2. 电力系统频率控制

具备自动发电控制（AGC）的发电机组或储能等接受电网调度的指令，跟踪负荷变化、将系统频率维持在允许的偏差范围内

备用

电力发电应满足最大负荷需求，还应为负荷预测的误差、容量最大发电机的强迫停运和新能源发电的随机波动等预留备用。按照发电跟踪负荷的速度，可划分为：旋转备用、非旋转备用、替代备用

假设我们系统中最大发电机强迫停运（突然停下来了），此时需要另一台机组增加出力来弥补它的用量。现在新能源发电随机的波动会产生重大的偏差，必须有个机组备在那里，也就是备用机组，不断跟踪新能源的上下波动

无功电压支持

通过发电机或输电系统中的其他无功设备向系统注入或从系统吸收无功功率，以维持输电系统的电压在允许范围内

上图中，我们向线圈里输送无功了，此时就能维持电磁场。这种输送无功的方式可以是接地电容，可以是无功补偿器，也可以自动电压调节器，但是我们发电机也可以通过具体的无功的。因此我们电压是需要无功来支持的，此时我们发电机组在支持无功的时候，当然需要牺牲一定的容量作为代价

事故后恢复服务：黑启动

整个电网因故障“全黑”而停运后，可以不依赖外来电源的帮助，通过启动系统中具有自启动能力的机组，为无自启动能力的机组提供厂用电，逐步扩大系统的恢复范围，最终实现整个系统的恢复

1. 电网的黑启动以电厂的黑启动为前提
2. 黑启动电厂应具备在没有外援厂用电的情况下自启动发电机的能力，例如柴油发电机

例如产生重大事故，比如台风来了，整个电网黑了（所有机组全停，电网大面积停电），此时重启机组时，谁来启动第一台发电机组呢？也就是说这个机组在启动过程中，谁来提供厂用电（由某个机组启动起来，再去为别的机组提供厂用电），这个就是黑启动机组，也就是这个机组必须自己能启动起来。例如柴油机，平常没你事，一旦大事故给到，要你启动时你得顶上去，点燃整个电力系统。

辅助服务市场

1. 调频和旋转备用需要预留一定在线容量，以保障发电和用电实时平衡
2. 辅助服务的经济学意义是放弃在电量市场上发电获利的机会，因而产生了机会成本
3. 辅助服务的本质是$提前预留容量$，并在被调用时$产生电量$。$所以应通过辅助服务市场发现这一机会成本$

2. 调频辅助服务市场

2.1 调频辅助服务市场

发电机调频成本

1. 预留调频容量的机会成本
   

由于机组产生调频作用，我们知道一个发电机组有出力的上下限，此时如果它是调频机组，上图中工作在运行点上下的是AGC机组，自动发电调频上下限，这个围绕在运行点上下的一段容量，就是调频容量。这个容量是需要放弃在电量市场上发电的获利机会的，利润就成为了它的机会成本，所以这就是调频的经济学意义

1. 市场成员在同一时间段，同一容量只能提供能量、调频和备用服务中的一种
2. 维持某项辅助服务能力，将导致机组在电量市场或其他辅助服务市场中获利机会的丧失，从而产生机会成本（容量成本）

2. 调频被调用时的里程费用

调频里程：发电机参与正/负调节“走过的路程之和”，等于在给定时间段内机组实际调频出力相邻两点差值的绝对值之和

一个发电机接到调频信号时，就启动了，让它上调就上调，让它下调就下调，随着时间的延续，走过的这个路程就叫里程，等价于给定时间内，实际机组调频出力相邻两点的差值的绝对值之和。上图中t1时段，黑色线条是它原来的底，红色是调频动作，此时它接到的明显是上调指令。t2时段，上一个时刻t1作为了初值，而红色是新的调频指令，要下调。后面t3到t6都是前一个时段的基础上上调或下调的，随着频率给出的调节信号，它的发动机在调整自己的出力，这个过程绝对值加起来就是调频里程。反映了机组对负荷调频的实际贡献率

调频性能比较(发电机组调频性能)

性能指标构成：

1. 相关度（Correlation）：调频资源的响应信号与其控制信号之间的相关性程度

我让你调频，增出力你就增出力，让你降你就降，如果你不这么做，相关度就小，如果你这么做，相关度就大

2. 延迟度（Delay）：调频资源响应信号与其控制信号相关性最大点与实际控制信号点之间的时间延迟

给你一个调频信号让你增，结果你延迟了一段时间才增，你不牢牢跟着我，就定义为延时度，作为一个调频设备，延迟度要尽可能底

3. 精度（Presicion）：调频资源响应信号与其控制信号之间差值的累积面积

我发射调频信号给你，整个调频信号路径包括曲线和实际响应的参与调频的曲线差值，这个差值（面积）反映我们的精度

将3个指标的加权平均作为发电机调频性能的度量

不是说能调频，能提供容量就有用，如果你在实际调频过程中，相关度不好，延时度很大，精度又差，那我要你调频有什么用，我要用这个调频指标评价你未来可能产生的调频行为的好坏
市场出清时，按照综合调频性能对发电机报价进行修正，使调频性能好的机组更易于中标
你以为你报价低就行了吗？如果你在历史上调频性能不是很好，你报的价格我会给你修正，表现不好我就把你的报价拉上去，这样你在市场上的竞争性就下降了

1. 上图绿色曲线是调频指令，蓝色曲线是各机组调频响应曲线，第一张图表，联合循环机组的曲线跟随度很高，它的相关度是0.95，延迟度是0.66，精度是0.74，平均指标达到0.78，相当不错，已经到了及格水平
2. 而第二个蒸汽机组的图表，两条曲线偏差十分大，相关度只有0.56,延迟度倒是达到了0.36,精度只有0.004，平均性能只有0.31。如果它俩进行报价，我们对同样的价格进行修正时，肯定是第一个机组竞争能力更强
3. 调频市场上，和电力市场不一样，电力市场交易的是电，同网同质同价，没有性能指标的差异性，电能发出后没有区别，所以报多少价钱直接排序即可。但是调频不一样，要按照历史性能指标进行重新报价，然后再开始市场出清

调频市场的组织

1. 调频市场的申报及调整

1. 市场成员申报容量成本、里程成本；

申报容量是指我将来要补偿我的机会成本和固定成本的，里程成本前面说过，是我们响应调频信号所做出的具体贡献大小

2. 按照成员提供调频服务的历史性能指标对其申报进行调整

2. 市场出清与定价：只要提到市场出清，就表示右低到高排序，最后一个满足需求的报价就是边际价格，所有中标者都按边际价格结算

1. 按照调整后的（容量报价+里程报价）排序，优先调用报价低的资源直至满足市场需求
2. 市场容量价格、里程价格按边际出清得到

3. 调频市场结算：为什么有些机组愿意来参加调频，因为如果调频市场收益获得的机会成本补偿甚至比发电还多的话，这些机组就愿意参加调频，而且这个市场要考察性能指标，只有好的机组才能动态响应，好机组调频市场上里程就多，跟踪负荷能力就强，市场表现也会好，会受到更多利益

成员总收益=容量收益+里程收益

如何激励发电机申报真实调频成本？

1. 问题：容量成本与里程成本是发电企业私有信息，调频市场存在信息不对称
2. 发电机可能谎报调频成本！

交易组织者并不知道你真正成本多少，所以设计市场机制怎么判断机制有效性呢？市场上保证所以主体愿意说真话就是一个验证方法，这里就要用到激励相容原理了

激励相容是指，参与者实现个体利益最大化的策略，与机制设计者所期望的策略一致，从而使参与者自愿按照机制设计者所期望的策略采取行动

满足激励相容原理的调频市场结算机制

1. 机制设计：在调频市场上没有中标的发电企业按边际价格进行支付。支付给中标发电企业的费用在未中标的发电企业之间按照容量大小分摊

例如我们现在有1万块，要支付给我们中标的企业，这一万要分配给所有没有中标的发电企业，这些发电企业按照容量大小进行分配，不要小看这种机制很简单，内在隐藏着激励相容的原理

2. 效果：

1. 激励发电企业申报真实调频成本
2. 激励发电企业通过技术升级提升调频性能
3. 为什么有这个效果呢？如果我这一台发电机组在调频市场上报高价偏离成本，存在两个风险，一个是我没中标，其次还要按照别人中标价格给人支付，事实上我在市场报高价的话，可能会推动边际电价上扬，最后要按边际上扬的变电价给它付费，对我不利，做坏事没好报，满足激励相容原理。最老实的办法就是申报自己的真实成本。会低于自己的边际成本吗，低于就亏了，整个边际电价往下拉也没有必要，最后大家就形成一种机制激励，就是你们都要报真实的成本，这个就是激励相容机制所追求的根本所在

2.2 PJM调频市场实例

PJM调频市场概况

1. 调频市场建设目的：

1. 发现调频服务的市场价格信号
2. 补偿市场成员因预留调频容量而未能发电的机会成本
3. 激励市场成员提供调频服务

2. 市场运行概况

1. PJM在小时前联合优化能量、调频和备用服务，并出清调频市场

我们有经济调度SCED，也就是说我们要决定每个发电机组对应到相应的服务，应该工作在什么工作点上，我们这里有调频，还有备用。每个PJM里将它进行联和优化，每小时进行出清时段调频价格、备用价格、发电能量价格。所以美国电网依据实际情况决定要求这样做，这个联合促进的方法有好处也有缺点，例如太复杂了，所有市场放在一起决策，价格信号不明显，相互干扰。监管的程度和难度大大加强。而美国PJM由于它的特殊需求，采用了这种方式。

2. 市场成员在同一时间段，同一容量只能提供能量、调频和备用服务中的一种（根据这三个市场上不同的报价，决定你在哪个市场上中标）

调频需求确定

1. 调频需求确定

1. 谷荷时段（00:00~04:59）：调频需求为运行日预测负荷谷值的0.7%
2. 峰荷时段（05:00~23:59）：调频需求为运行日预测负荷峰值的0.7%

2. 调频需求变化情况

1. 2012年9月，PJM引入快速响应的调频资源，建立起基于性能的调频市场（Performance-based）
2. 2012年10月，1.0%→0.9%→0.78%
3. 2012年11月，0.78% →0.74%
4. 2012年12月，0.74% →0.7%

为什么越来越低呢？关键在于PJM引入快速响应的调频资源，只要性能指标号的机组多一点，不好的东西就可以不要，原来我没有快速响应的都很慢，你动了他可能不动，现在都是快速的，可以非常精准的进行频率控制，让我整个中标的调频机组都能够发挥作用的话，我就可以降低对调频机组的需求，因为能够调频的设备效益大大提高了

3. 调频需求分配

1. PJM将系统运行所需的每小时调频服务总量分摊给各LSE（售电商）承担，由此形成买方与卖方格局

系统既然要调频，你们所有负荷就按照你最大负荷的容量承担调频的认购需求，相当于它在调频市场上创造了“购买者是谁”，由此就形成了买方和卖方的竞争格局，这样需求就变得有弹性了。LSE如果市场上调频价格太贵，我就自己调，这就是需求的弹性

2. 分摊比例是依据各LSE的总实时负荷峰值来确定
3. LSE可过以下方式来满足其调频义务：

1. 自调度(Self-schedule)：在美国PJM中有很多LSE，是个配网，里面还有自己的发电机，他可以调动自己的发电机来进行自调动自调频，我认为市场价格太高，那我自己干，这叫需求的弹性
2. 双边交易：外面如果有更便宜的，我干脆找其他发电机组帮我调频，我给你钱
3. 进入调频市场购买：前面都是自发行为，不是市场集中行为，重要精髓就是分散决策者优先，集中决策者在后，这符合市场基本概念

调频市场准入

1. 可以参与调频市场的资源

1. 爬坡受限的资源（RegA），提供传统/慢速调频。例如从10点钟到11点钟增出力，这个过程叫爬坡，可能是受限的，比如说大惯性的火电

发电机组：蒸汽机组、水电、燃气机组、联合循环机组等

2. 能量受限的资源（RegD），提供动态/快速调频。能跟踪调频，但是能量受限

1. 储能：电池、飞轮（电能转行为机械能）等，只能提供短暂的
2. Behind-the-meter Storage：热水器、电池、插入式混合动力电动汽车等（频率高我就充电，频率低我就放电）
3. 需求侧响应：变速泵，陶瓷储热器等

2. 调频信号分类

1. RegA：传统/慢速调频响应信号

响应时间在5min以内，性能较差

2. RegD：动态/快速调频响应信号

响应时间只有几秒，能够频繁穿越零点，性能较好

调频市场的申报及调整

1. 调频双边交易申报：

1. 由买方在eMKT系统中申报双边交易的调频容量
2. 由卖方在eMKT系统中确认调频容量需求
3. 双边交易数据的申报及确认需不晚于运行日当天的16:00

2. 调频市场时序：

1. 调频报价及成本数据需在日前18:00前申报完毕，将用于次日全天24小时各时段
2. PJM将于次日每小时出清一次调频市场

调频市场出清、定价与结算

1. 市场出清过程
   
2. 市场结算价格

1. 调频市场每5min出清一次，每1h结算一次
2. PJM市场对1h内各次出清价格求平均值，作为该小时的结算价格

市场结算：每小时一次

1. 容量收益：该小时内的调频容量MW × 实际性能指标 × 容量因子 × 容量结算价格

容量因子 =效益因子：将动态响应资源（RegD）转化为传统响应（RegA）的等效容量。PJM市场中：1 RegD=3 RegA

2. 里程收益：该小时内的里程MW × 里程结算价格
3. 总收益：容量收益+里程（性能）收益

2.3 旋转备用市场

备用的分类

1. 按照响应的速度

1. 旋转备用：$与系统同步运行的机组，10分钟内可以增加（调节）的备用容量$
2. 非旋转备用：$通常为几十分钟（30min）之内可以迅速开机并带负荷的机组$
3. 替代备用：30或60分钟内可响应的慢速备用，通常为防止系统出现第二次意外事故而设置，所以系统的替代备用需求是维持机组N-2（系统减掉两台机组）安全约束所需的容量。系统的替代备用不应低于电网中的单机容量次高的机组

2. 按照调整方向

1. 正备用：发电机组出力小于其额定容量，而维持一定在线备用容量，以满足实时平衡的需求。需要支付两类相关价格：容量价格和电量价格。因此需要组织市场进行备用容量报价

上图中，正备用就是蓝色的超出黑色柱子一截的那个，在最高负荷时，蓝色超过黑色负荷的容量，超出的部分就是正备用

2. 负备用：预留常规机组出力下调的空间，应对风电、光伏等新能源出力突然增加、或负荷预测偏差的情形

指定的火电机组不要维持最小出力上，而是要高于自己的最小出力。假设新能源大发，火电要有降出力的空间。

可中断负荷提供备用

在紧急时刻切断部分负荷，相当于投入了备用机组

1. 上图中，部分火电机组出故障了，此时当然可以增加其余发电机出力，但是假设做不到怎么办在？就需要降负荷，供不应求了，供无法扩大，那就降需求
2. 让用户提供一部分可中断负荷，未来我们用户的用电设备要接在三个开关上，一个基本开关不可以停电，第二个经济开关，是我生产所需要的服务
3. 第三个开关是可有可无的，例如照明，可以拉掉。这一份可中断负荷，我们称为需求的响应，实际上此时，如果系统突然出现大机组的掉机，用户就可以通过可中断负荷降低需求，让系统重新达到相对平衡的状态
4. 可中断负荷时我们备用市场上的一个重要资源，它的参与使得整个市场竞争的更加理性化

备用机组与可中断负荷的报价

1. 机组申报内容：

1. 单位备用容量——价格曲线
2. 备用机组调节速率

2. 可中断负荷申报内容：

1. 可中断时间区间
2. 中断提前预知时间
3. 中断持续时间
4. 中断持续时间中断负荷容量范围
5. 中断负荷容量——价格曲线

备用市场竞价原理

1. 备用市场竞价容量：需要满足常规的可靠性和安全性标准，系统正备用应该达到系统负荷的3－5%（越大的系统越取3%，越小的系统越取5%）。应该在备用市场开始前公布系统需求
2. 出于备用容量付费考虑，备用市场应与电量市场相分离

美国PJM是放在一起优化，但是我们认为这样做价格信号不明显，举止过程复杂不利于监管。或者说要非常专业的人体现你整个决策的程序优化的过程，这样能发现你是不是合理的，所以建议备用与电量市场分离，电量市场报电量，容量市场报容量，两个分别出清

3. 备用机组申报容量价格
4. 对备用机组的排序，仅按备用容量价格作为排序的指标，和前面边际电价完全一样
5. 备用市场的决策在日前有功电量市场交易结束之后开市（也可以之前，不是绝对的，这么多市场哪个优先开市，一般来讲，哪个越稀缺，哪个优先）

备用市场的组织与交易决策

1. 市场组织

市场运营机构先公布计划交易日各时段的备用需求，发电厂和可中断用户同时进行备用申报与电量申报

2. 备用市场的出清：

1. 按照备用机组和可中断负荷的申报价格由低到高排序
2. 确定预留备用机组或可中断负荷、各主体中标的备用容量
3. 按照边际报价确定备用市场出清价格

备用市场价格机制与结算

1. 机组报价限制措施：

1. 最高限价
2. 最高限价涨跌幅度限制

2. 备用机组的结算过程：容量结算与电量结算

1. 容量结算：当备用机组或可中断负荷在市场上中标后，交易中心其备用容量费用的支付：

容量费用＝购买的备用容量×备用报价

2. 电量结算：备用机组参与发电的过程中，交易中心对其发电量，按照实时市场的价格结算

3. 调频、备用与能量市场的协同

日前机组组合：在众多机组中选出中标机组，因为它们报价比较低，而没有中标的，报价比较高，出局了。这就完成了一次机组组合的过程，日前市场从这里开始，当我选出这些机组后，这些机组就开始运行

调频市场出清：接下来就要进行调频市场竞争，在中标机组中，选择一些调频机组出来，这些机组出力上限下降，下限提高，灰色的部分就是它们中标的调频容量，它们将在这个工作区范围内进行调频，

备用市场出清：再次从原来中标的机组里面选择一台备用的机组，出力要做限制，上限和下限去掉，上限往下降，下限往上升，也就是正备用和负备用确定了

日前市场：在调频机组、备用机组、辅助服务未中标机组中确定它们工作位置，也就是出力点在什么位置，第一台机组在它的剩余竞价空间中标了，中间的备用机组在中间偏下也中标了，而辅助服务未中标机组在出力上限附近中标了。日前市场先组合，机组决定开了以后，调频机组和备用机组限制出力范围，在范围内进一步参加日前市场，决定号日前市场出力工作点后，进入实时市场

实时市场：继续优化，在原来日前中标的出力机组上，再次进行调整，上图棕色的线条就是实时市场出力变化，第一和第二台机组下调，第三台机组上升了，而这个变化就是前面实时市场章节中的欠发电计划、过发电计划和阻塞管理的全面过程

4. 无功辅助服务及黑启动

4.1 无功辅助服务

无功服务的分类

1. 基本服务：是指发电机组迟相功率因数在$0.9至1$范围内向电力系统注入无功功率，或进相功率因数在$0.97至1$范围内从电力系统吸收无功功率所提供的服务

迟相和进相指我们电流和电压之间的夹角是超前还是滞后

2. 有偿服务：发电机组迟相功率因数$低于0.90$向电力系统注入无功功率或进相功率因数$低于0.97$从电力系统吸收无功功率所提供的服务
3. 发电厂过量发无功时，将会造成容量占用，影响有功出力，在这种情况下，需要提供无功补偿的机组进行付费

无功辅助服务补偿模式

1. 合理评估全网所需要的无功补偿费用
2. 按机组容量的大小分摊补偿费用
3. 按各机组在运行中对无功贡献率的大小，获得补偿

PJM无功补偿服务

机会成本（Opportunity cost）指的是当机组降低经济运行点来提供额外的无功功率时，如果LMP高于固定费用，机组将获得机会成本

4.2 黑启动辅助服务

黑启动

1. 电力调度机构根据系统安全需要，合理确定黑启动电源，并与黑启动机组所在并网发电厂签订黑启动技术协议（协议应约定黑启动技术性能指标要求，包括：黑启动机组的设备配置、机组响应时间等）
2. 签订协议后，并网发电厂须委托具备国家认证资质机构做黑启动试验合格，并经电力调度机构认可，将黑启动协议和黑启动试验合格报告报电力监管机构备案
3. 提供黑启动服务的机组每半年自检一次进行黑启动试验，每两年委托具备国家认证资质机构做一次黑启动试验（机组大修后必须做一次黑启动试验），并经电力调度机构认可，报电力监管机构备案

1. PJM基于激励比率（Incentive rates）及与基于黑启动相关的成本（cost-based）来进行补偿：

机组每年收益：{固定的黑启动成本+变动的黑启动成本+培训成本+（燃料储备和运输成本）} ×（1+激励系数（Incentive Factor））

2. 提供黑启动服务主要是燃气轮机和水电机组

要求：停机后90分钟内能再启动、能持续运行16小时