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agc合约交易模型研究 自动发电控制（agc）已成为监测能源市场环境的重要辅助服务，是确保电网安全、质量和运营的重要手段。由于风电的随机性及间歇性,大规模风电入网给电力系统特别对峰谷差较大的系统运行和管理带来挑战,极大增加了机组的AGC调节负担。在电力市场模式下,为鼓励调节性能好的机组参与AGC调节,降低系统运营风险,需建立电网AGC交易机制。丁军威等提出了日前市场中3种适用于不同环境的组织AGC辅助服务竞价模式,在目标函数中加入机会成本和附加费,解决AGC向下调节负价格问题;李磊等从AGC的定价方式、交易周期、结算价格、价格限制、费用组成、费用来源等分析并比较了各自特点;张洪波等考虑了机组选择问题,提出了一种基于实数和二进制数混合编码、个体分段交叉变异的改进遗传算法,同时采用两种编码模式较好地解决了电力市场下AGC机组选择的0-1混合整数非线性规划问题,为电力市场下AGC交易的机组选择提供参考。但这些研究均是常规机组情况下AGC交易模型及算法,以电力市场下的经济性为目标进行设计。鉴此,本文以上海市电网为例,对含有大规模风电场的电网进行研究,基于电网负荷及风电场出力设计制定了各电厂义务调节AGC的标杆值,建立了电网AGC撮合交易模型,并评估了不同容量风电并网下的AGC交易结果及经济性。 1 电厂agc调节 确定各电厂AGC调节义务是进行AGC交易的前提。在电力市场机制下,合理制定各电厂义务承担AGC的标杆在规范辅助服务交易的同时明确调节任务,使AGC调节能力强的机组参与AGC调节中。 1.1 电网agc参数设置 目前,上海电网100 MW以上的机组均有AGC装置,可调容量6 599.5 MW,额定调节速率约为265.125 MW/min。由于机组的定期试验、检修等因素及负荷特点(正常冲击、峰谷差等)所限,电网AGC约为额定调节速率的1/3～1/2,调频能力约为80～140 MW/min。夏季极端情况下负荷波动较大,达50 MW/min,但负荷高峰时段所有机组都处于投运状态,约有200 MW/min 的AGC调节裕度。 1.2 agc发电能力分析 由于各电厂的总装机、AGC调节容量和调节速率不尽相同,因此需对电网中各电厂应承担的AGC调节义务进行界定,按电厂装机容量占电网全部电厂装机容量的比例义务承担相应的AGC。上海电网具有AGC调节能力的电厂有8个,总发电量为: P∑=8∑i=1Ρi(1)∑i=18Pi(1) 式中,P∑为AGC电厂总额定有功功率;Pi为第i个电厂的额定有功发电功率。 随着风电场装机容量的增加,风电场对功率波动的影响日益增大,常规电厂按装机容量义务承担其他任务时,AGC辅助服务交易的结果,本文以30%为例进行计算。当电力系统的负荷波动速率和风电场出力波动速率之和为Vtotle时,根据各电厂义务承担AGC的定义: Ai=(Pi/P∑)Vtotle×70% (2) Awind=Vtotle×30% (3) 式中,Ai为各电厂应义务承担的AGC,1<i<8。 2 电价系统 运用撮合交易,以效用最优为目标函数对交易双方进行撮合配对,以实现各发电厂的效用最优。采用日结算模式,当日交易当日结算,由于上海负荷采样点为24 h采样96点(15 min一个采样点),因此采用超短期预测的方法预测下一时刻的负荷及风电场出力(运行机组已确定),运用后调整模式进行AGC交易。 AGC交易目标函数为: C=96∑t=1minCt(k)(4)C=∑t=196minCt(k)(4) 约束条件: 9∑s=1ΡGs=ΡL(5)∑s=19PGs=PL(5) Ct(k)=m∑i=1n∑j=1Uij(k)(6)Ct(k)=∑i=1m∑j=1nUij(k)(6) 其中Uij(k)=pijQij+p′ij(Qi-Qij) Qij=VijΔt;n∑j=1Qij≤Qi∑j=1nQij≤Qi m∑i=1Vij≤VBj∑i=1mVij≤VBj;n∑j=1Vij≤Vsi∑j=1nVij≤Vsi 式中,C为全天AGC交易的总效用;Ct(k)为1 d中第t个时刻点AGC交易效用;PGs为各发电机的有功出力;PL为t刻电网总负荷;Uij(k)为一个时刻第i个出售方与第j个购买方的交易效用;Δt为AGC速率的持续时间,设定为15 min;pij为修正后的交易价格;Qij为交易容量;p′ij为电厂申报的容量价格;Vsi、Qi分别为第i个出售方的报价和调节速率、一个Δt内的调节容量;VBj为第j个购买方的报价和调节速率;Vij为出售方i向购买方j出售的调节速率。 撮合过程将在以下3种情况之一时结束:①所有出售方所申报的调节速率或调节容量已全部成交;②所有购买方所申报的调节速率已全部成交;③未成交的出售方报价比未成交的购买方可接受的最高报价高。 3 agc