干货|电力体制改革背景下 电企如何售电以获取

  发布时间: 2019年11月11日 12:10:44   作者: 广丰能源网

根据上述模型,将不同的次日发电负荷预测场景值Lt,n代替Lt的值进行计算,即可得到不同次日发电负荷预测值场景n下热电机组在t时刻的第一阶段电出力值pchp,ST1i,t,n。

电力调峰辅助服务市场对热电机组深调峰服务划分为两档区间如表1所示[3,20]。进行灵活性提升技术改造措施后的热电机组最小技术出力可以达到40%~50%额定容量[8],本文算例中热电机组的最小技术出力为45%额定容量,故只能参与第一档区间的报价。因此可以将不同场景下热电机组的出力值pchp,ST1i,t,n与第一档服务区间划分标准比较进而判断出可参与电力调峰辅助服务市场的时段X(t,n)。

式中:Y(t)为0-1标志向量,取1表示市场需要调峰服务,取0表示市场不需要调峰服务;NG为参与竞标的策略主体集合,下标i、j表示不同的策略主体;||表示逻辑或运算。式(16)表示市场组织者认为任意场景n下所有竞标机组可参与电力调峰辅助服务市场的时段就是市场需要调峰服务的时段。该时段策略主体需考虑竞争对手报价和投标量的不确定性,然后通过求解市场出清模型就可以得到策略主体的中标电量与市场出清价格。

2.3 电力调峰辅助服务市场竞价策略

假设市场内参与竞价的发电厂均采用线性报价函数[21-22],如下所示:

2.4 电力调峰辅助服务市场出清模型

东北电力调峰辅助服务市场采用统一出清价格机制(market clearing price,MCP),如图1所示。市场需要调峰服务时,根据发电商的报价从低到高的顺序依次调用,当系统调峰需求达到平衡时调用到的最后一台发电机组的报价就是市场边际出清价格,成交的交易都按照边际出清价格结算[3]。

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