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广东调频辅助服务市场交易:储能电站可参与

2018-08-31 11:23
储能小知识
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8月31日,国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委、广东省发展改革委联合发布了关于征求南方(以广东起步)电力现货市场系列规则的文件,其中广东调频辅助服务市场交易实施细则(征求意见稿)中提到,市场主体包括调频服务提供者和调频服务补偿费用缴纳者,允许第三方辅助服务提供者与上述发电单元联合作为调频服务提供者。

广东调频辅助服务市场交易实施细则(征求意见稿)

1 总述

为构建有效的南方(以广东起步)调频辅助服务市场(以下简称“广东调频市场”)机制,保障市场成员合法权益,激励发电企业提供更优质的调频辅助服务,保障电力系统安全、稳定、经济运行,制定本细则。

1 适用范围

本细则适用于电能量现货市场运行后的广东调频市场运营 及管理,根据电力现货市场进程逐步完善。

2 引用文件

中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9 号)及其相关配套文件电力监管条例(国务院令第 432 号)

电网调度管理条例(国务院令第 588 号)

电网运行规则(试行)(GB/T 31464-2015) 电力系统安全稳定导则(DL 755-2001) 广东电力市场运营基本规则(试行)

并网发电厂辅助服务管理暂行办法(电监市场〔2006〕43号)

南方区域发电厂并网运行管理实施细则(2017版)(南方能监市场〔2017〕440 号)

南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(2017版)(南方能监市场〔2017〕440 号)

中国南方电网电力调度管理规程(中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG212045-2017)

中国南方电网调度工作评价标准(2016版)(系统〔2016〕35 号)

南方电网调频管理业务指导书(中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG432029-2014)

中国南方电网电力调度管理规程(Q/CSG 2012045-2017) 广东电力系统调度规程(Q/CSG-GPG 2 12 001-2011)

3 术语定义

(1) 调频辅助服务:调频辅助服务(以下简称“调频服务”),是指发电机二次调频备用容量以及第三方辅助服务提供者,能够通过自动发电控制装置(AGC)自动响应区域控制偏差(ACE),按照一定调节速率实时调整有功功率,满足ACE控制要求的服务,其调节效果通过调频里程衡量。

(2) AGC 发电单元:AGC 发电单元以 AGC 装置为单位进行划分,一个 AGC 发电单元指电厂一套 AGC 装置所控制的所有机组的总称(以下简称“发电单元”)。

(3) 调度端 AGC 基本控制模式:分为定联络线功率与频率偏差控制模式(Tie-lineLoadFrequencyBiasControl,TBC)、定系统频率控制模式(FlatFrequencyControl,FFC)、定联络线交换功率控制模式(FlatTie-lineLoadControl,FTC)、基于网省协调交互的定系统频率控制模式(CoordinatedFlatFrequency Control,CFFC),由南网总调统一调频控制(UnifiedFrequencyControl,UFC)模块统筹计算、下发各调度机构承担的系统调频任务,调度机构将调频任务按照确定比例分解下发至调管电厂执行。

(4) 调频里程:某时间段内的总调频里程为该时段内发电单元响应 AGC 控制指令的调整里程之和。其中,发电单元每次响应 AGC 控制指令的调频里程是指其响应 AGC 控制指令后结束时的实际出力值与响应指令时的出力值之差的绝对值。

总调频里程计算公式为:

广东调频辅助服务市场交易:储能电站可参与

式中,Dj 为发电单元第 j 次的调频里程,单位为兆瓦,n 为调节次数。

(5) 综合调频性能指标:综合调频性能指标(k),用于衡量发电单元响应 AGC 控制指令的综合性能表现,包括调节速率k1、响应时间 k2 和调节精度 k3 三个因子。

调节速率k1,指发电单元响应 AGC 控制指令的速率。

响应时间k2,指发电单元响应 AGC 控制指令的时间延迟。调节精度k3,指发电单元机组响应AGC控制指令的精准度。各发电单元调频性能指标计算公式见附录 1。

(6) 运行日:本细则中涉及的“运行日”指发电单元投入AGC 运行,能够产生 AGC 运行记录的自然日。

(7) 工作日:工作日,指不包含国家法定公休日和节假期的标准工作日。

(8) 竞价日:运行日前一个工作日。市场主体在竞价日进行报价,电力调度机构按照确定的规则进行市场预出清。

4 市场成员

4.1成员分类

市场成员包括市场主体、电力调度机构、电力交易机构、电网企业等。其中,市场主体包括调频服务提供者和调频服务补偿费用缴纳者。

4.2调频服务提供者

调频服务提供者需具备以下基本条件:

(1) 位于南方电网统一调频控制区(见附录2),且按照国家和行业标准应具备 AGC 功能的,由省级及以上调度机构调管的并网发电单元;允许第三方辅助服务提供者与上述发电单元联合作为调频服务提供者;第三方辅助服务提供者指具备提供调频服务能力的装置,包括储能装置、储能电站等。

现阶段,广东省内抽水蓄能电站、BOT 电厂按现行有关规定提供调频服务,不纳入调频市场补偿范围。

(2) 允许由省级及以上电力调度机构调管的独立第三方辅助服务提供者作为调频服务提供者,相关规定另行制定。

(3) 申请作为调频服务提供者的市场主体应在电力交易机构进行市场注册。

4.3调频市场费用缴纳者

调频市场费用缴纳者包括:

(1) 广东省内省级及以上电力调度机构(含按省级电力调度机构管理的地市级电力调度机构)直接调度的并网发电厂。

现阶段,广东省内抽水蓄能电站、BOT 电厂不纳入调频市场补偿费用缴纳范围。

(2) 地调及以上电力调度机构直接调度且容量为 30MW 及以上风力发电场、10kV 及以上并网的集中式光伏电站,容量为2MW/0.5 小时及以上的电化学储能电站,自备电厂。

(3) 位于南方区域内,以“点对网”方式向广东送电并接入南方电网统一调频控制区的电源,按照广东落地电量比例缴纳调频市场补偿费用。

(4) 基于政府间框架协议的送广东年度计划外的省间市场化送电。

(5) 按国家核定输配电价参与广东电力市场化交易的电力用户。

(6) 其他需要缴纳调频市场补偿费用的市场主体。

4.4电力调度机构

电力调度机构包括南方电网电力调度控制中心,广东电网电力调度控制中心,广州电网电力调度控制中心、深圳电网电力调度控制中心(以下分别简称“南网总调”“广东中调”“广州中调”“深圳中调”)。

由能源监管机构指定的电力调度机构负责广东调频市场运营,其他电力调度机构按调管范围配合开展调频市场相关工作。

4.5电力交易机构

电力交易机构负责调频市场报价发电单元和独立第三方辅 助服务提供者的注册管理。条件成熟后,由广东电力交易中心负责出具调频等辅助服务结算依据。

4.6电网企业

电网企业主要指中国南方电网有限责任公司及超高压输电 公司、广东电网有限责任公司、广州供电局有限公司、深圳供电局有限公司。电网经营企业根据结算依据进行调频服务费用结 算。

4.7市场主体权责

市场主体的权利和义务:

(1) 按细则参与调频市场,提供调频服务并获得补偿收益;

(2) 服从电力调度机构调度指令,确保电网运行安全;

(3) 按规定缴纳调频服务补偿费用;

(4) 按规定发布和提供信息,获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(5) 法律法规规定的其他权利和义务。

4.8市场运营机构权责

市场运营机构的权利和义务:

(1) 组织和管理调频市场交易;

(2) 进行日前和日内安全校核,按交易结果调用调频资源;

(3) 建设和维护调频市场交易技术支持系统;

(4) 紧急情况下中止市场运行,保障系统安全运行;

(5) 按规定发布电网运行和市场运营的相关信息;

(6) 提供调频市场运营数据,由交易机构出具结算依据;

(7) 法律法规规定的其他权利和义务。

4.9其他调度机构权责

其他电力调度机构权利和义务:

(1) 配合开展调频市场交易,提供调频服务数据;

(2) 按照调管范围,配合进行日前和日内安全校核,按交易结果调用调频资源;

(3) 按规定发布电网运行和市场运营的相关信息;

(4) 法律法规规定的其他权利和义务。

5 交易要求

5.1调频市场参与方式

对于参与广东调频市场、但不参与广东现货能量市场的发电单元,在运行日全天的交易时段内,调频容量不进行补偿,调频里程补偿不参与市场定价,作为市场价格接受者。

对于同时参与广东调频市场与现货能量市场的发电单元,在运行日全天的交易时段内,调频里程补偿参与市场定价,对调频容量及调频里程进行补偿。

5.2调频服务技术要求

参与调频市场的发电单元和第三方辅助服务提供者须满足 下述条件:

(1) 按并网管理有关规程规定装设 AGC 装置;

(2) AGC 性能指标按发电单元为单位统计。电力调度机构按日发布发电单元的综合调频性能指标,以最近 8 个中标小时计算综合调频性能指标。广东调频市场的准入门槛为综合调频性能指标不小于 0.5,并视广东调频市场运行情况调整。超过 6 个月未中标的发电单元,可向所属电力调度机构申请测试综合调频性能指标,测试期间 AGC 应连续 8 小时投入调频模式;发电单元在

AGC 调节性能发生显著变化的,可向电力调度机构申请 AGC 试验。测试与试验期间,调频里程与调频容量均不支付补偿费用。

5.3 厂级 AGC 参与形式

装设厂级 AGC 的市场主体应在日前报价时自行选择以下两种模式之一参与广东调频市场,并须保证报价时选择的 AGC 模式与实际投入模式一致,且实时运行中原则上不允许更改:

(1) 投入厂级 AGC 模式,以多机为一个发电单元参与广东调频市场;

(2) 投入单机 AGC 模式,以单机为一个发电单元参与广东调频市场。

5.4交易系统

广东调频市场交易系统作为电力市场交易系统组成部分,发电企业须通过广东电力市场技术支持系统申报交易信息。

5.5交易人员

各发电企业进行市场注册时,应提交参与调频市场交易人员注册信息,交易人员在广东电力市场技术支持系统中的报价行为视为所在企业意愿。

6 调频市场组织实施

6.1调频资源分布区划分

为确保系统备用分布合理和电网运行安全,根据电网主要断面控制要求,在南方电网统一调频控制区内划分调频资源分布 区。目前划分为调频资源分布 A 区和 B 区,暂以南方电网统一调频控制区的两广交流断面为界。后期,可视系统运行情况调整调频资源分布区划分。

6.2调频容量需求

电力调度机构根据系统实际运行情况,每日组织交易前向市场主体发布南方电网统一调频控制区及调频资源分布区调频容量需求值。实时运行中,当值调度员可根据系统运行需要修改,并按照本细则要求进行事后信息发布。

6.3调频容量申报

发电单元申报调频容量,为防止调频造成系统潮流分布大幅变化影响系统稳定运行,规定单个电厂的中标发电单元调频容量之和不超过控制区调频容量需求值的 20%。发电单元申报调频容量范围的计算公式如下:

调频容量申报上限=min(发电单元最近 8 个中标时段实测

调节速率×3 分钟,发电单元容量×15%,控制区调频容量需求值的 20%/全厂申报发电单元数)

调频容量申报下限=min(发电单元最近 8 个中标时段实测调节速率×1 分钟,发电单元可调节容量×3%)

其中,水电机组发电单元容量按当前水头对应的最大出力计算。发电单元可调节容量为具备 AGC 的发电单元可调节最大出力与最小出力的差值。

独立第三方辅助服务提供者以其额定功率进行市场调频容量申报。

6.4交易模式

调频市场以发电单元的调频里程和调频容量为交易标的。调频市场交易组织采用日前报价、日内集中统一出清的模式。发电企业在日前对发电单元进行运行日的调频容量和里程价格申报, 并将申报信息封存到实际运行日,实际运行日以小时为周期集中统一出清。

6.5交易流程

调频市场采用集中竞价、边际出清、日前报价、日内出清的组织方式,具体交易流程如下:

(1) 每日 12:00 前,电力调度机构发布调频市场信息,包括但不限于:可参与调频市场的调频服务提供者;次日 24 小时各时段调频控制区和调频资源分布区的调频容量需求值(MW);调频市场的里程报价上限;调频市场申报开始、截止时间;调频市场其他要求等。

(2) 每日 13:00 前,发电单元对次日进行调频里程价格及调频容量申报。

(3) 在日前电能量市场形成的运行日机组开机组合基础上,计算调频辅助服务市场的预出清结果,修改相应发电单元的出力上、下限。

(4) 日内实时运行中,电力调度机构根据系统实际运行情况组织正式出清,正式出清应在实际运行时段起始时间点的 30 分钟前完成。

6.6市场申报

调频市场为全年全天运行的市场,各发电单元需每日向市场 运营机构提交申报信息,迟报、漏报或不报者均默认采用缺省值 作为申报信息。发电企业以发电单元为单位参与调频市场,以每 小时为一个时段,在日前申报次日的调频里程价格(单位:元/ 兆瓦),申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦。系统将对各发电单元的申报价格进行自动审核,确认申报价格是否在上限范围以 内,对于申报价格超出范围的,系统自动识别为无效申报价格。 市场主体通过调频市场技术支持系统对所属发电单元在运

行日内进行调频里程报价。在报价时间窗口内,市场主体可以随时更改报价信息,最终报价以最后一次报价为准。在报价截止时间前,市场主体没有完成至少一次报价,调频市场技术支持系统默认该市场主体所属发电单元报价缺省值为最终报价。

6.7报价调整

为便于横向比较发电单元间性能差异,每天组织交易前将发电单元最近 8 个中标时段的综合调频性能指标平均值进行归一化处理。设第i台发电单元的综合调频性能指标为 ,其所属的调频资源分布区内所有发电单元的综合调频性能指标中最大值为 ,归一化之后的综合调频性能指标用Pi表示,归一化公式:

广东调频辅助服务市场交易:储能电站可参与

归一化之后,性能指标最大值为 1。

以归一化后的发电单元综合调频性能指标 P 将各发电单元的调频里程报价进行调整,作为调频里程排序价格。调频里程排序价格计算公式为:

调频里程排序价格 = 调频里程报价/P

6.8日前预出清程序

6.8.1 预出清程序

调频市场日前预出清程序如下:

(1) 根据各发电单元的调频里程排序价格,以发电单元次日开停机状态为约束条件,从低到高依次进行出清,直至中标发电单元调频容量总和满足控制区及分布区调频容量需求值。

(2) 当发电单元排序价格相同时,优先出清 P 值高的发电单元;当发电单元 P 值相同时,优先出清 k 值高的发电单元。

6.8.2安全校核

调度机构负责按照调管范围对预出清发电单元序列进行安 全校核,并将结果交由市场运营机构汇总,校核条件包括但不限于:

(1) 预出清涉及运行日各时段调频需求容量、调频资源分布区调频需求容量、总体及局部电网有功和无功平衡等要求;

(2) 电力系统稳定约束要求;

(3) 水库调度约束要求,包括水电机组振动区、上下游电厂流量匹配约束等要求;

(4) 清洁能源消纳相关政策执行的安全保障,是否增加或造成弃水风险;

(5) 市场准入要求。

6.8.3 预出清出清结果调整

对于不满足以上安全校核条件的发电单元,需从预出清发电单元序列中移出,并注明移出原因。因同一原因需移出中标序列的发电单元,按照调频里程排序价格从高到低的顺序移出;调频里程排序价格一致的发电单元,按照综合调频性能指标从小到大的顺序移出,若综合调频性能指标相同,则按照 k 值从小到大的顺序移出。

若安全校核后预出清发电单元序列调频备用容量不满足系统运行要求,或机组组合、电网检修、安全约束条件、负荷预测、清洁可再生能源预测等边界条件发生变化,需对预出清发电单元序列进行调整,按调频里程排序价格由低到高顺序优先征用,多个发电单元调频里程排序价格相同时,优先征用综合调频性能指标大的发电单元,若综合调频性能指标相同,则优先征用 k 值大的发电单元。

6.9 日内正式出清过程

6.9.1 正式出清程序

调频市场日内正式出清程序如下:

(1) 考虑发电单元的供热要求、AGC 状态、水电厂上下游流量及经安全校核后的发电计划是否满足发电单元调频容量要 求后,按照调频里程排序价格,从低到高依次进行出清,直至中 标发电单元调频容量总和满足本时段控制区及调频资源分布区 调频容量需求值。

(2) 中标发电单元调频容量不超过发电单元标准调频容量,任一电厂中标发电单元调频容量之和不超过控制区调频容量需求值的 20%。

(3) 当发电单元排序价格相同时,优先出清 P值高的发电单元;当发电单元 P 值相同时,优先出清 k 值高的发电单元。

(4) 最后一个中标的发电单元排序价格为调频市场的统一出清价格。

(5) 中标发电单元在对应中标时段的起始(结束)时刻, 自动化系统自动切换其投入(退出)AGC 自动调频模式,采用中标发电单元先投入、未中标发电单元后退出 AGC 自动调频模式的方式。

6.9.2 安全校核

调度机构值班调度员根据系统实际情况,按照调管范围对正式出清发电单元序列进行安全校核,校核条件包括但不限于:

(1) 单个发电单元中标调频容量满足市场交易规则规定;

(2) 正式出清发电单元序列中标调频总容量满足控制区及调频资源分布区调频需求值;

(3) 电力系统稳定约束要求;

(4) 水电机组振动区约束要求;

(5) 清洁能源消纳相关政策执行的安全保障,是否增加或造成弃水风险。

6.9.2 正式出清结果调整

对于不满足以上安全校核条件的发电单元,需从正式出清发电单元序列中移出,并记录移出原因。因同一原因需移出正式出清发电单元序列的机组,按照调频里程排序价格从高到低的顺序移出;调频里程排序价格一致的发电单元,按照综合调频性能指标从小到大的顺序移出,若综合调频性能指标相同,则按照 k 值从小到大的顺序移出。

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