（技术经济及管理专业论文）电力市场下AGC辅助服务优化调度理论与实证研究.pdf

y 6 0 8 5 2 4 华北电 力大学 ( 北京) 硕士学位论文 摘要 在电力市场中，如何以最经济、安全的方式调度 容之一。本论文在研究国外辅助服务市场的基础上， a g c 机组是辅助服务的重要内 结合我国电力市场化改革的现 状，对我国电力市场中a g c 辅助服务的情况进行了研究。论文讨论了a g c 辅助服务 市场的组织形式，提出在日前市场中组织a g c 辅助服务市场，由电力调度交易中心 选择发电公司的a g c 机组，并建立了a g c 机组优化调度的数学模型。此外，论文提 出了几种相应的a g c 辅助服务市场结算方法，并进行了讨论。最后，利用上述模型 对山东电网和安徽电网进行了实证研究， 所得结果验证了文中提出的模型和算法是正 确可行的。 关键词:电力市场;辅助服务市场;自 动发电 控制 ( a g o;机组优化调度 abs t ract i t i s a n i m p o r t a n t m a t t e r t h a t h o w t o s e l e c t a g c u n i t t o p a r t i c i p a t e l o a d r e g u l a t i o n e c o n o m i c a l l y a n d s a f e l y i n e l e c t r i c i t y m a r k e t . b a s e d o n c o m p e t i t i o n p r i n c i p l e , t h e m e t h o d p r e s e n t e d i n t h i s p a p e r a l l o w s p o w e r n e t w o r k t o m a k e f r e e c h o i c e o f a g c g e n e r a t i o n , w h i c h f o r m s a n i m p r o v e d c o m p e t i t i o n m o d e l . f i r s t l y , w e h a v e m a d e m a n y r e s e a r c h e s o n p o s i t i o n a b o u t e l e c t r i c i ty m a r k e t a t a b r o a d a n d h o m e a n d a n a l y z e d t h e g o o d e x p e r i e n c e o f d e v e l o p e d c o u n t r i e s e s p e c i a l l y i n a n c i l l a ry s e r v i c e m a r k e t . we h a v e s t u d i e d t h e s i t u a t i o n o f e l e c t r i c i t y m a r k e t i z a t i o n i n o u r c o u n t r y a n d p r e s e n t e d a m a t h m o d e l i n t h e t e r m o f o u r c o u n t ry s s i t u a t i o n a n d t h e e l e c t r i c i t y p o l i c y . o n t h e c o u r s e o f s e t t i n g u p ma t h m o d e l , s t r i c t c o n d i t i o n s a r e t h e k e y s o f r e s o l v i n g t h e s e l e c t i o n o # a g c u n i t s . f o r t h e s e t w o s t r i c t v a l u e s , w e h a v e g i v e n t h e r e s o l v i n g m e t h o d . we h a v e h a n d l e d t h e d a t u m o f a g c u n i t s o f s h a n d o n g a n d a n h u i p r o v i n c e p o w e r n e t w o r k . b y t h e m e t h o d i n t h i s p a p e r , w e c a n f i n d t h e o p t i m a l v a l u e o f p r a c t i c a l p r o b l e m. f r o m t h e s e e x a m p l e s , w e c a n k n o w t h e c o r r e c t n e s s a n d f e a s i b i l i t y o f t h e r e s o l v i n g m e t h o d o f p r e v i o u s m a t h m o d e l . l i l u ( t e c h n o l o g y e c o n o m y a n d ma n a g e m e n t ) d i r e c t e d b y p r o f . ma x i n k e y w o r d s : e l e c t r i c i t y m a r k e t , a n c i l l a r y s e r v i c e ma r k e t , a u t o m a t i c ge n e r a t i o n c o n t r o l ( a g c ) , u n i t o p t i m u m s e l e c t i o n 华北电力大学 ( 北京)硕士学位论文 第一章绪论 1 . 1研究电力市场下 a g o 辅助服务机组优化调度的意义 随着我国电力工业体制改革的日益深入，开放发电侧电力市场的逐渐成熟，电 力辅助服务市场的构建也提上了改革日 程。电力市场是 9 0年代在西欧首先出现的 一种新型的电力工业体制改革模式， 它是以电力企业间的公平竞争为基础的【 一3 。 与 过去的统一 ( 或称垄断)经营方式比较，它可以明显降低成本，提高生产率。因此 电力市场很快被推广到了美国，大洋洲的一些电力公司。在这些国家实行了电力市 场以后，降低了电网的运营费用，使得工业用电和居民用电的价格都大幅度降低。 在发电、输电、配电垂直一体化的传统电力工业体制下，辅助服务的提供是各发电 厂的义务，调度员可以命令电厂无偿提供诸如自动发电控制 ( a g c ) 、旋转备用等 辅助服务。但在新的电力市场环境下，由于电厂已是一个独立的经济实体，所以不 愿无偿提供辅助服务，同时还希望每种服务都能明码标价，以保证其应得的利益。 因此，辅助服务指标的量化、成本分析和定价等是摆在我们面前巫待解决的问题。 早在 2 0 0 0年国际大电网会议上，有关专家指出了辅助服务分类、定量分析的重要 性。虽然辅助服务问题的研究逐渐引起重视，但国内外对其研究在很多方面尚未达 成共识，各国都按各自的分类和形式，建立市场模式并实施相应的规则。 电力的辅助服务市场产品在国外主要有: a g c调节， 与系统同步的十分钟旋转 备用，与系统不同步的十分钟旋转备用和与系统同步的三十分钟旋转备用。而其中 比较重要的产品是 a g c调节，而本文要研究的主要问题就是电力的辅助服务市场 中a g c机组的选择问题。下面先介绍一下 a g c的定义。 a g c是英文名称a u t o m a t i c g e n e r a t i o n c o n t r o l 的缩写， 中文译为自 动发电控制， 下称a g c ，是一种成熟的综合的控制技术。在电力系统中，对电网负荷预测不准， 经常出现电网的供给能力不能满足系统负荷的要求，因此，在发电和用电之间就会 产生偏差 ( 这里的偏差是指相对于负荷预测的波动) 。这时由系统调度员开启一定 数量的负荷调节机组，参与发电来满足实际负荷需要，消除系统中存在的发电和用 电的矛盾。我们把利用由负荷调节机组，利用计算机系统和反馈系统组成的闭环控 制系统改变发电公司发电量来满足系统实际负荷需要的过程称为自 动发电控制。 在系统频率调整过程中，a g c的作用是使被指定的 a g c机组补充由于各种主 观和客观原因造成的发电与用电之间的差额，以维持系统频率和 ( 或)联络线功率 为给定值。在此关键时期，a g c机组和非 a g c机组共同调节以渡过难关。当然， a g c机组是通过自动装置自动调节， 调节目标是维持系统频率和( 或) 联络线功率， 属于闭环控制。而非 a g c机组是根据发电计划通过手动或自动装置进行调节。调 华北电力大学 ( 北京) 硕士学位论文 度中实施的具体步骤如下:在运行日的前一天可通过负荷预报预测出运行日的负荷 变动情况。 运行人员根据该预报结果安排出系统中各发电厂的发电计划。 此计划中， a g c机组被指定运行于某一特定值以内，以具有充足的上下跟踪调节能力。而非 a g c机组则根据负荷曲线和 a g c机组的出力情况被指定按某一特定发电计划运 行。注意到 a g c机组与非 a g c机组运行的差别在于:非a g c机组的出力变化是 严格按照运行人员制订的发电计划执行的，而 a g c机组则根据电网的实时调度指 令执行。a g c机组的功能是实时弥补发电与用电之间由于各种原因出现的差额。 自 动发电控制作为一种辅助服务，己经成为电力市场的重要组成部分。当前， 我国 a g c辅助服务的指标量化、费用分析和服务结算问题垦待解决。在我国传统 的运行机制下，调度员可以理所当然地 “ 命令”电厂无偿地提供该项辅助服务。然 而在电力市场环境下， 电厂是独立的经济实体， 没有无偿提供该项服务的义务。 a g c 辅助服务也应围绕市场有所竞争， 并需要某种机制来刺激市场参与者积极提供a g c 辅助服务和确保他们有足够的收益。为此，本文对北美新英格兰电力市场的 a g c 辅助服务市场进行总结和分析，在借鉴其先进经验的基础上，探讨我国电力市场 a g c辅助服务的市场模式和运行机制， 希望能为我国电力工业的市场化改革提供一 些有益的帮助。 1 . 1 . 1电力市场条件下的a g c 控制 一般来说，负荷频率控制即自动发电控制 ( a g c ) 。在电力市场环境下，频率 是电力系统的主要参量之一，其稳定程度依赖于发电与负荷间复杂的平衡关系。不 平衡一般有两种可能，一是由于发电与负荷间复杂的平衡关系，二是由于负荷预报 有误差、缺乏跟踪负荷变化的发电容量或由于故障造成的突然失去发电或负荷等因 素所致。频率偏差调整的方法主要是调整发电出力和负荷管理。通过调整出力，进 行频率的三次调整。频率的一次调整是系统的自然属性，依靠调速器完成。所有发 电机组承担调频任务，只能做到有差控制。 频率的二次调整，即传统的l f c ( l o a d f o l l o w i n g c o n t r o l ，负荷跟随控制) ，由系统中的a g c机组承担，依靠调频器完成， 同时对联络线功率进行监视和调整。频率的三次调整实质上是完成在线经济调度。 通过频率调整，可以完成的功能 即a g c功能)有: ( 1 )使发电自动跟踪负荷的变化; ( 2 )响应负荷或发电的随机变化，维持系统频率为规定值; ( 3 ) 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; ( 4 )对周期性负荷变化，按发电计划调整出力，对偏离计划的负荷，实现在 线经济负荷分配; ( 5 )监视i 调整备用容量，满足安全需要。 a g c问题是互联电力系统经济有效运行的核心问 题4 ) ， 在电力市场环境下， 这 一 2- 华北电力大学 ( 北京)硕士学位论文 一问题变得更为突出，互联电力系统的 a g c 已经从纯粹的控制领域进入到控制和 经济相结合的领域。在电力市场条件下，a g c服务产生的最大变化是a g c对机组 功率的分配问题，传统a g c算法对机组的功率分配分为两个部分: ( 1 )按经济调度的原则分配计划负荷 ( 2 )将区域控制误差分配到每个机组 ，送 出基点功率。 分配的原则是按发电费用最小为目标进行控制。在电力市场中，仍需遵循同样 的原则，但费用的含义是输电公司从发电公司购买 a g c能量的费用。各发电公司 对 a g c服务于前一天进行投标，投标价格包含提供 a g c服务的价格、仅仅作为 a g c备用容量的价格和设备投资、 热效率降低的补偿费用等项。 如果各厂按固定价 格投标，则按费用从低到高的顺序排定提供 a g c服务的优先顺序表，若给出的是 投标费用曲线，用e d算法，求取总费用最小的a g c机组顺序。 为了实现a g c ， 要求在控制室电脑上安装有a g c程序。 a g c程序的控制目标 是使因负荷变化而产生的区域控制误差 ( a r e a c o n t r o l e r r o r s缩写成a c e )不断减 小到零。自动发电控制 ( a g c )是发电计划具体实施的手段。调度中心数据收集与 监视 ( s c a d a ) / a g c系统的投运，使以 往调度中心用电话下达发电计划，厂站端 靠人工手动调整功率来执行发电计划的方式被先进的自动化手段所代替。由于调度 计划的下达和厂站端功率的调整都是全自 动进行的，从而大大减轻了调度和运行人 员的劳动强度，提高了电网的经济效率。 电力市场的建立对现有电力系统的运行模式、发电计划都有很大的影响。自动 发电 控制a g c是能量管理系统e m s ( e n e r g y m a n a g e m e n t s y s t e m ) 中最重要的控制 功能，建立电力市场以后，各发电公司对 a g c机组的调度计划和管理方式都要发 生改变。在目 前情况下，调度中心是根据发电机组调节速率和响应时间等性能，还 有考虑机组是否是省网统一调度的机组来安排提供 a g c服务的机组及其发电量。 这样的选择方法显然没有按照市场的竞争原则，对发电机组提供 a g c服务也未能 很好的补偿。 长此下去，不仅会造成发电机组不愿提供a g c服务， 不愿在a g c设 备上进行投资和技术改进，而且还会造成 a g c服务的供需紧张，进而影响全电网 的供电质量。另一方面，电力市场建立后，a g c服务的目标也发生相应的改变。由 以前主要承担电网频率调节，网际联络线交换功率控制和经济调度等任务，转变为 在保证安全、可靠、及时地调节频率的前提下，使得市场中代表网省公司向发电厂 购电的电力调度交易中心向电厂支付的 a g c服务费用达到最小。所以，电力市场 化后，a g c机组的选择和费用的确定是发电公司和网公司迫切需要解决的问题。 1 . 1 . 2 a g c 市场所带来的挑战 一、 经典a g c逻辑控制 图1 - 1 中所示的是a g c的逻辑控制系统15 1 。该图是一张比较经典的a g c逻辑 一 3 华北电力大学 ( 北京)硕士学位论文 控制示意图，从图中可以看到a g c的逻辑控制原理。 图1 - 1 a g c 逻辑控制系统 f i g . 1 - 1 l o g i c c o n t r o l s y s t e m o f a g c 首先， 应该注意的是区域控制误差a c e的产生。 从上图中， 可以非常清楚地看 到 ， a c e 的 产生 来自 两 个量， 一 个是 和a f 有关的， 一 个是 和l p ,; 一p h e ( 该区 域 联络线交换功率的总和与联络线计划功率的差值)有关的，这个逻辑关系是依据下 面的公式得出的。 a c e 一 e 尸 d e - p sch e) 十 : a f ( 1 - 1 ) 图中的p b - 。 是通过经济调度得出的每台机组的出力，而 u n i t e r r o r s 是每台机组 的设定出力 p id e s ( 是由逻辑控制向机组发出的命令)和机组实际出力 ( 是由机组跟 随逻辑控制命令的运行结果，由于机组的特性和机组的动作死区，机组不可能恰好 运行在机组的设定出力上)的差值。e u n i t e r r o r s 是所有机组差值的和，称它为机 组出 力 偏差， 这个 偏差与a c e 的 和， 经 过一个 补偿 控制 器( s u p p l e m e n t a r y c o n t r o l ) , 得到参考出力，并且减去经济调度的各个机组出力的总和e p ib a s e ，把得到值用参与 系数p f ; ( p a r t i c i p a t i o n f a c t o r ) 进行分配后加上各个机组的出力p ib a s e ， 最后发向 机 组的命令就是机组的设定出力p i d e s 。这就是整个a g c逻辑控制系统。 二、电力市场环境下的a g c逻辑控制 当实行电力市场后，a g c逻辑控制将面临诸多的挑战。 华北电力大学 ( 北京)硕士学位论文 从上 面的逻辑图中可以看出，一个 a g c控制信号的产生，由两个方面引起:1 ) 区域控制误差 a c e , 2 )机组的出力偏差。因此，a g c市场的建立对 a g c的控制 也会带来以下两个方面的挑战。 令 市场内部 1 、 由于电量主市场和辅助服务市场的建立， 发电公司有了多个选择的机会， 就 会在投标策略上有所取舍。例如，在a g c市场中，当a g c市场上供过于求 的时候， 发电公司就会考虑把机组的一部分容量从 a g c市场转移到电量主市 场上进行投标，以期待得到更多的利润;当a g c市场上供不应求的时候， 发 电公司就会考虑把机组的一部分容量从电量主市场 l 转移到 a g c市场上进 行投标， 以期待得到更多的利润。 这就需要较准确地预测系统a g c容量需求。 2 、 由于 a g c的控制是建立在经济分配的基础上 ( p b a s e )的。因此在建立电力 市场后，经济分配的具体实现会面临市场化的挑战，而不是原来意义上的经 济分配 ( 等微增率原则) ， 而是应该考虑各个发电公司的报价、出力和网络的 约束，最终在电量主市场上确定合理的、真正意义上的经济分配，这直接影 响到了机组的出力偏差， 也就直接影响到了a g c的控制信号。 这个影响是电 量主市场带给a g c的影响。 3 、在没有市场化以前，一台机组是否需要投入 a g c是由调度人员和 a g c的 设备情况来决定， 然后对所有投入a g c的机组发出控制信号， 来满足系统的 a g c需求。在市场化以后，a g c的投入与不投入需要由市场 ( 包括a g c的 容量需求和各个机组的a g c报价)决定，虽然也是对那些投入a g c运行的 机组发出逻辑控制信号，但是这些机组是那些中标了的机组。 令 市场外部 1 、 从图 1 - 1中可以看出，由于产生 a c e的联络线计划功率p s c h 。 的设定直接关 系到a c e的控制信号， 从这儿可以看出参考值的设定其实直接关系到本控制 区域内a g c容量份额的大小，这同时也需要a g c容量的需求预测。 2 、 如果当一个区域的负荷出现突然的大变化或者出现突然的大扰动， 有可能因 为当时在线机组的技术原因不能在短时期内恢复到规定的水平，需要市场外 ( 系统外) 的机组进行“ 帮助” ， 最后恢复到指定状态。 这些市场外 ( 系统外) 参与了“ 帮助”的机组所需要的费用如何在市场内所有享受辅助服务的机组 中分摊，而这个问题在原来的电力系统中是不存在的。 3 、 如果当市场外部需要一个联络线功率支持时，如何选择市场内现有的 a g c 机组， 既做到本区域的平衡又做到联络线功率的平衡， 从经济的角度来考虑， 就是既要使本地区的a g c支付费用最小，又要使联络线上的经济收支平衡， 这是一个比较现实的问题。 华北电力大学 ( 北京)硕士学位论文 1 .2国外辅助服务市场现状分析 1 .2 .1 引言 归纳各国电力市场的经验，提供辅助服务的模式一般有4 种:非竞争型、竞标 型、实时竞价型、双边合同型。非竞争型是指辅助服务必须由独立市场操作员统一 协调安排，各市场参与者必须按照要求提供服务，在结算时根据各参与者对辅助服 务命令的执行情况，对其进行奖惩。这一种模式适合于辅助服务从垄断走向市场竞 争的过渡时期，不是电力改革试图达到的完整、公平的辅助服务市场模式。竞标型 是一种以签订长期合同为方式的市场模式，由电力调度交易中心组织，将某一种辅 助服务的一定比例进行公开招标，各市场参与者提交竞标书，方案优者中标。中标 者和交易中心签订长 期提供此种辅助服务的长期合同。这种模式理论上可行，较好 地体现了市场的 “ 三公”原则，但在实际操作中，由于辅助服务市场是一个实时多 变的市场，而且辅助服务的提供还受电力传输网络和地理位置的约束。因此，目前 还没有国家单独采用这种模式，而是将此种模式和其他模式结合使用。实时竞价型 是指辅助服务市场在电量主市场完成竞价后开市，各市场参与者对某一种辅助服务 进行投标，独立市场操作员根据投标情况来排定优先次序，本着提供辅助服务的费 用最小的原则， 制定辅助服务供应计划， 并且按照系统边际成本和参与者进行结算。 目前，由于这种模式的可操作性强，适合各种不同的国家体制，所以，较多国家采 用此模式。双边合同型是指用电量大而且稳定的大用户直接与发电商签订双边合 同，由发电商进行大用户的负荷跟随，从而大用户得到其所需的辅助服务，以确保 其用电的稳定性和安全可靠性。结算是用户按合同价格付给发电商报酬，同时还要 付给电网公司相应的网损和输电管理费用l 6 - 7 1 。 双边合同可以是长期合同， 也可以是 短期合同。这种模式由于发电商对大用户负荷跟踪的定量模拟技术善不成熟，近期 内实用性不强，还有待以后的进一步研究开发。 在国外， 现在世界各国的电力市场中， 各国的辅助服务市场的组织都不尽相同， 已经有许多国家建立了自己的a g c市场，总的来讲，国外学者在如何构造a g c市 场、 备用市场和无功市场方面没有完全达成共识。 但是， 有一点是肯定的， 包括a g c 市场在内的辅助服务市场是一个现代电力市场不可缺少的组成部分。 阿根廷的辅助服务交易包含:频率调节、旋转备用、冷备用、电压控制和无功 管理。电网调度员和电力市场操作员合二为一，其辅助服务交易和电能均采用实时 竞价方式 s 1 波兰电 力市场主要由i s o ( i n d e p e n d e n t s y s t e m o p e r a t o r 独立系统操作员) 、 p x ( p o w e r e x c h a n g e 电能交易中心)和计划协调员构成。其辅助服务市场分为日 前市 场、小时前市场t 9 1 。辅助服务交易由市场操作，包含旋转备用、非旋转备用、替代 华北电力大学 ( 北京)硕士学位论文 备用、频率调节、无功电压控制以及黑启动能力。辅助服务模式采用实时竞价型和 双边合同型相结合的方式。 挪威电力市场中，电网公司担任系统操作员，负责对电网的运行管理、规划及 电力市场的运营 1 0 。 其辅助服务包含有功备用与频率控制、 无功备用与电压控制以 及系统保护配置。这些服务是以两种形式提供的:一种是基本辅助服务，这种服务 是系统操作员要求市场参与者必须提供的，而且没有额外报酬;另一种是超额辅助 服务，只有系统操作员要求提供超额辅助服务时，提供者才能得到额外的补偿。挪 威水电装机容量几乎占系统总容量的 1 0 0 %，而且装机容量远大于尖峰负荷和备用 容量的要求。 系统操作员要求机组运行在最佳运行点上( 为各机组最大出力的8 5 %) , 此时系统己达到较好的安全水平和稳定性要求，一般情况下不需要提供超额的辅助 服务。其辅助服务模式为非竞争型。 在英国电力市场中，由国家电网公司 ( n g c )的辅助服务商务部门 a s b )负 责以经济的方式购买辅助服务，以满足系统安全性和可靠性的要求。电力库通过收 取用户的附加费，支付这些辅助服务费用。在新电力交易体制 ( n e t a )下，n g c 通过与发电厂签订 “ 提供辅助服务协议”( s a s a)获取辅助服务。英格兰一威尔士 电 力市场 辅助服务是通过 辅助 服务商 务部门 ( a s b ) 来 操作的 n 一 2 1 . a s b的作 用是以 商业的方式向各辅助服务提供者购买各种辅助服务，以便使系统频率和电压维持在 规定的限值内。从交易决策的目 标函数来看，以各类市场总费用最小化为目 标函数 的居多，只有美国加州市场追求辅助服务的购买费用和调用费用之和最小化。多数 国家和地区都在日 前市场组织辅助服务的竞价。 1 . 2 . 2 美国新英格兰电力市场a g o 辅助服务市场分析 1 3 -1 7 1 1 、 新英格兰电力市场a g c辅助服务概述 新英格兰电力市场a g c辅助服务是从 i o m i n 旋转备用 ( t ms r )中分离出来的 一种辅助服务。辅助服务市场要求 a g c能够连续自 动地响应独立系统操作员 ( 下 称 i s o)地指令、动态地平衡控制区内的电力供应与需求、满足北美电力可靠性委 员会 n e r c )和东北电力协调委员会 ( n p c c )的技术标准。在新英格兰电力联营 体 ( n e p o o l ) 模式下， 联邦能源管制委员会 ( f e r c ) 要求建立辅助服务分类计价 的电力市场，这使得a g c辅助服务竞争出价和电能竞价一样重要。 1 , a g c辅助服务市场投标的基本要求 a g c服务投标基本要求: ( 1 ) 投标必须在每日交易的截止期限 1 4 : 0 0 )之前提交，以便在下一个调度周 期加以实施; ( 2 ) 市场参与者 ( 含发电公司和用户等)提供的 a g c服务投标，按 “ $ / 每个调 节小时”计算，用符号 “ $ / r e g - h ”表示; . 7- 华北电力大学 ( 北京)硕士学位论文 ( 3 ) a g c投标按计划调度周期 ( h )进行; ( 4 ) 要求每台机组必须进行单独的 a g c服务投标，每台机组的 a g c投标最多 可以有4 个调整范围，每个范围均包括自 动调整的上限 ( a h l ) 、下限 ( a l l ) 及 自动响应速率; ( 5 ) 最小调节范围要求在 l o mw 以上才能参与 a g c服务。 2 , a g c辅助服务市场清算价格的确定 a g c清算价格 ( $ / r e g - h ) 用来 确定每个交易 周期中 提供a g c服务的 机组的 补偿费用。a g c清算价格的计算方法: ( 1 )每5 m i n 按机组提供a g c服务的投标价 $ / r e g - h ) ，由 低到高排列一次， 得 到边际价格。 ( 2 ) 本交易时段 ( 1 h ) 过后， 取上述每 5 m i n 边际价格的时间加权平均值作为a g c 的市场清算价格。 3 , a g c服务的结算 a g c服务每个交易周期 ( l h )结算一次。计算步骤如下: 1 ) 参与者的结算量 参与者的a g c服务的结算量包括两部分: ( 1 ) 参与者每时所分配的结算量 若未特别指定，可按区域内 a g c需求量乘以参与者所承担的电力负荷的百分 数加以确定。如果机组被指定为进相运行，则不计算其造成的电能消耗口 ( 2 ) 根据合同约定承担另一参与者的全部或部分调整量时，其结算量的分配应做 相应的修改。 2 ) 付给a g c出售者的费用 按提供 a g c服务的每台机组分别付费。指定机组将得到三方面的收益:a g c 计时费、服务费和机会费用。分别计算如下: ( 1 ) a g c计时费 ( 本时段执行a g c的时间m i n / 6 0 ) x r e g s ( 调节时 段) x a g c清算价( 1 - 2 ) ( 2 ) a g c服务费 本时段提供a g c服务的m w数x a g c清算价x q ( 1 - 3 ) 式中， q为a g c 服务每个调 节h 价 ( $ / r e g - h ) 换算成m w电 价的 转换系数，目 前为0 . 4 . ( 3 ) a g c的机会费用 结算用的a g c机会费用是每 5 m i n a g c机会费用的时间加权平均值， 如下所述: 在r t mp确定后， 安排一次额外的模拟调度， 此时忽略参加a g c的机组的上、 下调节限制，并为每台机组提供一个模拟调度d d p a 若模拟调度 d d p比实际调度点高时，则按以下公式计算: 一 8- 华北电力大学 ( 北京)硕士学位论文 a g c的损失风险 ( mw)=模拟调度 d d p 一基于r t mp的d d p a g c的机会费 用二 ( r t mp -a g c损失风险的电能投标价格)x a g c的损失风险 ( mw) ( 1 - 4 ) 如果机组的模拟调度 d d p等于或低于在实际电能市场中的运行点，则 a g c 的机会费用为。 。 如果机组已达运行极限，不具备实时调度资格，则其 a g c机会费用将为0 . 3 )向a g c购买者收取的费用 在a g c市场中，向a g c购买者收取的费用为以下两项之和: ( 1 )给a g c出售者总费用的分摊额 付给 a g c出售者的总费用x ( 购买者本时段的 a g c结算量1 所有参与者总的 a g c结算量)( 1 - 5 ) ( 2 )所有附加费的分摊 由地区市场运营委员会确定额外的附加费以及与a g c市场有关的费用。 1 .3我国a g c 辅助服务现状 我国的电力工业从计划经济的管理体制向市场化转变，有其自身的发展过程和 特点。在国内，我国从 1 9 9 8年开始在电力行业实行 “ 厂网分开，竞价上网”的市 场化改革， 并确立山东、 上海、 浙江等电网为试点单位。 在现有电网结构比较薄弱， 市场管理不太健全，备用容量不太充足的条件和有限的 a g c系统技术水平下，为 坚持统一的系统调度，保证电网安全运行，各试点单位对辅助服务市场的模式和交 易考虑得不多，均采用调度中心指定的办法，很多辅助服务都是无偿的。有些电力 市场也考虑了辅助服务的扣罚办法， 例如， 上海发电侧电力市场仅考虑了扣罚措施， 当发电机组不能按电网要求提供合格的 a g c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=( a g c停用h 数一允许停用h 数) x 额定容量x 2 0 % 扣减的年度期货上网电量数二( a g c停用h 数一允许停用h 数) x 额定容量x 5 % 又如，浙江发电侧电力市场，浙江省发电市场己经投运将近五年，电量主市场 的运行现在已经趋于成熟，浙江省电网调度中心和参与市场的发电公司已经取得了 相当的运行经验和信心;但是，另一方面，a g c服务自2 0 0 0 年6 月电力市场试点 以来，一直采用初步的管理方法进行运营。其特点是需求预测不准确 ( 相对于负荷 预测来讲) 、自动化程度较低 ( 迄今a g c机组都是依靠调度人员进行人为的选择) ， 并且缺乏准确的a g c 容量需求预测和明 确的市场细则p 8 a 9 1 。 仅考虑了a g c 服务的 某方面的补偿措施，对能提供a g c辅助服务的机组给予补偿，费用计算如下: 补偿费用= a g c服务单价x相应机组的调节速率x提供该服务的时间( 1 - 6 ) 各发电厂只是竞争各机组的出力调节速率而已。同时，因为提供正常频率控制 华北电力大学 ( 北京)硕士学位论文 服务的需要，发电机组不按经济调度顺序调度，导致降低或增加该机组的出力，电 力 调 度 交 易 中 心 对 相 应 发 电 商 的 辅 助 服 务 补 偿 费 f n = ( o q) * t lf * i p b - 川/ “ ， o q为在该调度时段内， 因 提供辅助服务增加或减少的实际出 力与调度出 力的差额， 以兆瓦为单位。t l f 为相应发电机组的网损系数;p 。 为该机组在实际调度中出力在 该交易时段的报价;p d 为该调度时段的调度价格。 上述2 个电网采取的方法都是十分粗略的， a g c辅助服务费用没有很好地量化， 也难以体现市场竞争的机制。随着我国电力体制改革的深化，参与电力市场竞争的 各独立发电公司在其市场行为上必定更多地考虑自身的利益。同时，由于电网不按 市场竞争方式对发电公司提供的 a g c服务进行补偿，难免会造成发电公司不愿在 a g c设备上进行投资和技术改进。 所以， 必然会造成提供辅助服务方面的供需矛盾， 进而影响到电网的供电质量。从目前的情况看，有的调度中心仅仅根据发电公司的 a g c的性能来安排其提供a g c辅助服务的数量，没有考虑提供服务的经济性。长 期下去，不仅会造成系统的安全成本太高，而且直接影响电厂提供 a g c辅助服务 的积极性。因此，加强电网建设，提高a g c技术水平，合理对 a g c辅助服务定价 和建立良好的 a g c辅助服务市场模式，是我国电力市场建设需要进一步考虑和解 决的问题。 文献2 0 提出一种在电力市场环境下a g c辅助服务的“ 概率学先验定价” 和 “ 统计学后验考核”的新方法。文献 2 1对甘肃电网在商业化运营下走向电力市 场过程中的 a g c发展作了探讨。文献 2 2分析了 a g c机组在电力市场中所面临的 调度和交易问题。文献2 3 结合辽宁省电网研究了电力市场下a g c机组调配问题。 在电力市场环境下，更加强调系统运营的经济性和可靠性相协调。一方面，由 于发电公司和交易中心独立，各自有自己的决策权，发电方有决定是否投入 a g c ( 不投 a g c就是上调量和下调量均为零)和发电机组计划出力多少的权利，而交 易中心按照市场 “ 公平”的原则，依据经济性标准可以决定购买多少电量、辅助服 务以 及向 哪家发电公司 购买 2 4 - 2 5 1 。 如果发电 公司上报的电 量和服务因自 身原因 不能 实 现， 则发电 公司就 要向 交易中 心赔偿损失;同 样， 如果交易中 心不能兑现它的 预 调度实时计划，那么也要向有损失的发电公司赔偿损失。由于系统中存在着许多偶 然因素，预测得到的负荷和实际负荷存在偏差， 如果交易中心没有购买a g c服务， 那么交易中心就必须让发电公司重新调整机组的出力以满足实际负荷，这样必然会 损失发电公司的利益，交易中心就必须向发电公司支付损失。为了防止发生这种情 况，交易中心在购买电量时，就必须购买相应的a g c服务。 另一方面，由于 a g c的基点出力取决于电量市场的竞争结果，a g c市场与电 量市场的藕合性比较强，而且 a g c服务的提供本身就是由在线机组来提供，为了 防止在线机组事后 ( 即在实时调度中需要 a g c时)通过滞留容量来牟取暴利，故 系统调度人员在决定机组的提交计划时， 应该考虑所提交发电出力的机组提供a g c 华北电力大学 ( 北京)硕士学位论文 服务的能力和成本。这将是本文所要涉及的工作，即建立计及 a g c调节容量费用 下的a g c机组选择问题。 让提供便宜的电量和a g c调节容量的机组在预调度时就 会被优先选中开机，从而降低总的购电费用，使得社会效益增大，而且可以有效的 削弱a g c市场上可能出现的容量滞留现象。 1 . 4 本文所做的主要工作 引入竞争、增加活力已成为各国电力工业发展的必然趋势，传统的自上而下的 垂直型管理观念受到挑战，而最大限度的用规章制度代替行政命令，已被大多数国 家所接受。建立电力市场本着公正平等的原则，进行电力自由贸易的方式越来越受 到人们的重视。近五年来，电力工业体制改革使得 “ 厂网分开，竞价上网， ，电力 市场的建立给 a g c 辅助服务提出了新的挑战，同时也给a g c 机组的运行调度提出了 新的要求。在电力市场运行机制下，不同的发电公司在发电方实行竞争;用户方作 为独立实体参加电价控制;输电与发电分离，独立经营管理，为发电公司和用户提 供转送电能服务。这样一种开放和竞争的运行环境，增加了电力市场的活力，同时 也增加了电力系统a g c 机组运行规划的不确定性。 为了解决我国电力市场中自动发电控制 ( a g o 辅助服务的竟价组织和市场协 调问题， 本论文在分析国外a g c 市场的基础上， 特别对美国新英格兰电力市场的a g c 辅助服务市场进行了讨论分析，借鉴国外的先进经验和教训，比较了几种a g c 市场 的组织形式，根据我国具体的实际国情，提出了在日前市场中组织a g c 辅助服务竞 价的模式。 电力工业市场化改革之后， 系统调度员并不是将所有a g c 机组投入到工作当中， 而是有选择的使用a g c 机组进行系统负荷调节，即电力公司的a g c 机组间是竟争的 关系，这样系统调度员就要看哪些机组既能满足系统需要，又能使整体的机组购置 费用最低。本文讨论并提出了切实可行的交易中心选择a g c 机组的数学模型，费用 最小的目标函数辅以约束方程， 只要确定出系统所需的a g c 调节量和调节速率要求， a g c机组优化调度问题就成为一个便于求解的线性规划问题。提出理论之后，用数 学模型解决实际的电力系统中a g c 优化调度的问题，运用结果说明模型和算法的正 确性和合理性。 华北电力大学 北京)硕士学位论文 第二章电力市场下a g c 辅助服务市场的建立 2 . 1市场的基本框架 2 . 1 . 1 a g c 市场的组织 在我国组织 a g c市场有几种可供选择的方案:远期合约市场、日 前市场和实 时市场。比较而言，在日前市场中组织a g c竞价是比较合理的。理由如下: 1 ) 远期合约市场不适合 a g c竞价。由于系统不同时刻的a g c需求波动较大， 远期购买很可能造成购买过量或者不足。而且，因为 a g c调节是和负荷预测紧密 联系的，要实现 a g c调节尽可能的精确，目前较好的做法是运用短期甚至超短期 负荷预测的结果来指导a g c的调节。所以，在远期合约市场组织a g c交易是不灵 活的，这样只适合决定某几台必开的a g c机组，而对于整个电网系统的a g c调节 是不合适的。 2 )针对各个时段的 a g c需求，在日前市场中组织 a g c分时竞价比较合理。 该方式不仅可以根据超短期负荷预钡 1 的结果，准确地确定购买 a g c的服务量，减 少冗余购买，避免购买不足;而且，在购买时，交易中心将 a g c购买量同系统的 预调度发电计划相结合，充分考虑机组的实际带负荷情况;此外，对于水电机组， 还可以充分考虑水电厂水库蓄水量和来水情况。因此，在日 前市场组织 a g c的竞 价购买是理想的。 3 ) 实时市场是短期市场， 尽管在实时阶段可以更精确地确定系统的a g c需求， 但是在实时市场中，机组出力的可调整范围很小，可参与 a g c市场竞争的机组也 较少。在这么短的时间内，要求交易中心不仅要确定出购买的 a g c服务量，而且 还要调用非常有限的机组来竞争参与调节，这显然是不可行的。另一方面，这种情 况下的机组结算问题也很复杂。所以，实时市场不适合组织 a g c竞价。 2 . 1 . 2 a g c 市场的模式 目前， a g c市场的模式主要有以下三种: a g c与日前电量市场联合竞价模式、 a g c市场后调节模式、a g c市场优先决策模式。 a g c与日前电量市场联合竞价模式又简称 “ 联合竞价模式” ，将 a g c市场与 电量主市场统一决策，以实现二者总费用最小化。在投标时，同时组织 a g c市场 和日前电量市场的报价。 a g c市场与日前电量市场联合竟争， 在发电计划中综合考 虑电量报价、a g c容量报价 ( 上下调节综合价) 、系统 a g c容量 ( 裕度) 、a g c可 调速率以及其他约束条件。交易决策目 标为这两个市场的综合购买费用最低。在本 模式中， a g c市场与电量市场没有真正实现解祸。 在交易决策算法中， 约束条件与 华北电力大学 ( 北京) 硕十学位论文 目标函数交织在一起，必须通过迭代运算才能解决。并且，在选择参与 a g c的机 组时， 交易决策过程还将涉及整数规划问题。 此外， 在交易过程中， 电量市场与a g c 市场的联合决策，也造成该模式下的电量价格和 a g c容量价格均无统一公平性标 准，市场透明度较低，可监管性差。该竞价模式可适用于 a g c市场和电量主市场 没有分离的情况，以实现综合采购费用的最小化。但对于 a g c市场与电量主市场 分离的情况，不提倡采用这种竞价模式。 a g c市场后调整模式是为了防止投机的发生，同时组织a g c市场报价和日前 电量主市场报价，但优先进行日前电量主市场的交易决策。在不考虑 a g c运行约 束的前提下，制订初始预调度出力计划，形成各时段的清算电价，并将交易结果予 以公布。 然后， 在该计划的基础上， 考虑a g c运行约束， 根据a g c机组的申 报和 系统 a g c总需求，以交易中心支付费用最小为原则，修改初始出力计划，从而得 到对发电机组的 a g c购买计划和预调度计划，并予以发布。由于电量主市场中初 始出力结果与市场清算电价都已经提前公布，保证了电量主市场结算的公平性和透 明性。出力计划修正结束后，因系统 a g c要求而进行出力调整