葛 炬1, 張粒子1, 周小兵2, 董 雷1
（1．華北電力大學，北京 102206；
2．國家電力公司華中公司，湖北省 武漢市 430077）
摘 要：電力系統頻率調整是保證電力系統安全穩定運行的重要任務，也是電力市場中輔助服務的重要部分之一。AGC機組是調頻服務的主要提供者。為解決AGC機組參與電力市場輔助服務面臨的諸多問題，制定合理的調頻市場規則、形成有序競爭的調頻市場并保障電力市場環境下系統頻率調整的正常進行，作者提出了以下相關問題并進行了探討： ① 分析AGC機組在電力市場中所面臨的調度和交易問題； ② 在分析AGC機組的運行成本的基礎上，探討了對AGC機組的服務進行合理經濟補償的辦法以及對AGC機組所提供的輔助服務的質和量進行評估等問題； ③ 分別提出在無輔助服務市場的機制下，公平、合理地調度AGC機組的原則和在有輔助服務市場機制下的幾種AGC機組競爭模式； ④ 為調頻服務市場的建立和實施，提出了一些可行性建議。
關鍵詞：電力市場；輔助服務；AGC
1 引言
自動發電控制（AGC）是EMS中最重要的控制功能，隨著各大電網和調度中心EMS系統的引進和投運，自動發電控制（AGC）技術已經成為現代電網不可缺少的頻率調整和功率調整手段；同時，具備AGC功能的機組在現代電網中的比重也越來越大，成為輔助服務中調頻 [1]的主要提供者。
從參與互聯的各電網的角度來看，根據其控制方式的不同，需要發電機組裝設AGC系統的目標可以分為： ① 負責全互聯系統的頻率調整； ② 對區域交換功率偏差進行調整； ③ 對本網負荷變化引起的聯絡線偏差和頻率變動同時進行調整。對于電網中的AGC機組，無論其控制方式如何，都相當于在提供調頻服務。在傳統的計劃經濟模式下，AGC機組所進行的頻率調整只是出于確保電力系統運行穩定性的目的而受到了足夠的重視，但沒有從經濟的角度去考慮。電網調度中心根據系統實際情況需要和機組的性能以行政命令的方式分配功率/頻率調整任務，發電公司的收入只與其發電量有關，與AGC機組提供的調頻服務無關。隨著電力運營體制改革的不斷深入和電力市場的逐漸形成，系統的頻率調整將不再是簡單的運行調度問題，行政和經濟隸屬關系的變化、利益主體的多元化等因素都增加了頻率調整問題的復雜性，如果這個問題沒有解決好，將對系統運行的可靠性和經濟性造成重大的影響。目前，電力市場環境下的調頻服務問題得到了越來越多的關注，成為電力市場理論研究人員、市場規則制定人員等正在研究的熱點問題之一。文獻[2]從實時電價理論出發，分析討論了運用電價杠桿直接控制系統頻率的問題。文獻[3]介紹了電力市場環境下的一種以價格為基礎的 AGC模擬器。文獻[4]提出了一種在電力市場環境下，電網AGC輔助服務市場化的實現方法。在電力市場的實踐過程中，發達國家已采取多種方式來保障電力市場中 AGC的順利實施[5]，如建立與電能交易市場并行的 AGC競價市場（如美國加州的電力市場）以及將 AGC與電能交易統一考慮等（如美國New England的電力市場）。國內試點的發電側電力市場中，也有一些試用的實踐方法和手段，但因將問題過于簡化，其合理性有待探討。
在電力市場環境下，原有的行政命令的調度手段必將逐漸被有法可依的經濟手段所取代。本文在目前國內外相關領域的理論研究和實踐的基礎上，以調頻服務作為電力市場中的一種商品為出發點，考慮了調頻服務的主要提供者??AGC機組特殊的成本、效益和定價等因素，對AGC機組如何參與電力市場、如何公平合理地調度AGC機組、如何合理地確定AGC機組輔助服務經濟補償辦法、如何確定AGC機組參與的競價市場的模式和具體的競價方法等問題進行了初步的探討，提出了相應的解決辦法和建議。
2 電力市場中AGC機組面臨的交易和調度問題
AGC機組作為一種特殊的機組將參與多種市場交易，從商品類型不同的角度來看，有電能市場和輔助服務市場；對于其參與的電能市場而言，又可以根據交易時間的不同周期劃分為遠期市場、現貨市場和實時市場。而對于其參與的輔助服務市場，不能簡單地等同于電能市場中的劃分，因為雖然頻率調整是實時的，但提供調頻服務的具體時段和量值均無法預測。頻率調整的這種特殊性使調頻服務的交易與電能交易有所不同，對于調頻服務只能有質的規定和量的范圍，所以應該提前進行這種輔助服務的承諾性交易，即由電網和發電公司協商得到或者由發電公司上報未來某段時期滿足一定要求的調頻服務的價格，電網根據市場準入條件和市場競爭規則選擇機組，與發電公司簽訂承諾性合同，明確電網與發電公司各自的責任和義務以及利益分配原則，當然，這種承諾性合同可以采用不同的合同期限。
在廠網分開的情況下，為了確保系統的安全穩定運行和電力市場的公平運營，保持調度、交易、電網的緊密耦合，由調度部門運作實時市場和輔助服務市場是無可爭議的。無論是交易還是調度，均需強調針對發電公司側的公平性原則和針對電網側的最優性原則。這里的公平性原則是指：對于提供同等服務的機組交易、調度、考核、付費的標準相同；而最優性原則是指：在滿足系統要求的條件下電網資金消耗最小。電網的經濟目標就是在確保電網安全運行的條件下向發電公司支付的總購電費用最低；如果電能和輔助服務分開，則交易目標分別是電能付費最低和輔助服務的付費最低；如果將輔助服務和電能捆綁在一起進行成套交易，則目標為總付費最低。由于AGC機組提供調頻服務與僅提供電能兩種運行方式之間既有聯系又有矛盾，所以在考慮電力市場的交易和調度問題時必須同時考慮輔助服務市場和電能市場。將輔助服務市場和電能市場并行處理以及將輔助服務市場與電能市場統一考慮，其相對應的調度方法通常有兩種，即順序調度和同時調度[6]。順序調度方法是對市場中的商品確定優先權順序，并按其安排機組的發電，這種方法直觀簡單，但是由于優先權順序的制約，它不一定能夠得到最優解，并且可能會引起總成本偏高，或者由于發電公司從自身利益出發減少低優先權商品的供應而導致這種商品的缺乏。同時調度方法綜合考慮電能交易和輔助服務交易，進行協調優化，從而獲得最安全和經濟的方案，當然這種方法在建立模型和求解方法上都較復雜，通常可以采用將某項優化目標弱化為約束條件的辦法降低問題的復雜程度。
在發電側電力市場較完善的情況下，針對調頻服務而言，達到最優的經濟目標并實現公平、合理調度的最佳方法將是一種以價格競爭為主要手段，將長期、短期合同和競價相結合的綜合模式。但就目前國內大部分電網的實際情況而言，建立由發電公司自主上報AGC機組的價格、機組與機組之間進行價格競爭的市場客觀條件還尚未成熟。因此，從確保系統安全穩定運行和盡可能公平對待AGC機組和非AGC機組的兩方面考慮，指定AGC機組進行頻率調整或者若干AGC機組輪流進行頻率調整，合理地對參與頻率調整的機組進行經濟補償的辦法不失為一種當前操作性較強的方法，具體的經濟補償辦法要結合AGC機組的成本分析來確定。
3 AGC機組的成本構成及其分析
AGC機組與非AGC機組相比較，其成本構成情況是不同的，作為AGC機組的附加成本包括：
（1）投運AGC期間的機會成本，即AGC機組由于投運AGC可能比計劃少發了部分電量，造成了一定的經濟損失，這部分成本可以計算，是考慮AGC機組補償時的主要部分。
（2）AGC機組的附加固定成本。這里可分為三種情況： ① 原有機組設計中沒有考慮AGC功能，機組沒有機爐協調裝置，這種情況下，機組需要進行系統的改造，成本較高。以火電機組為例，這部分成本包括：機組為實現AGC新增的熱工自動化系統成本、執行裝置（如閥門、風門等）的改造成本、新增測量監控系統成本（如增加溫測點）等。 ② 原有機組設計中已經考慮了AGC功能，機組配置了機爐協調裝置，但投產時未調試，機爐協調裝置處于閑置狀態，這種情況下，具體實現AGC是一個完善過程，要使新增的AGC系統與原有的機爐協調自動化系統實現接口并進行調試，這種情況下成本較小。 ③ 機組經設計并實現了AGC后才開始投產，那么這部分成本已經包含在機組的固定成本中。
（3）投運AGC期間機組低效率損失（如熱效率損失）。火電機組都有其最經濟的運行點，在這一工況下，機組的運行效率達到最高。投運AGC期間，機組不僅不能在其最佳運行點運行，還處于變工況運行狀態，機組的煤耗將高于穩定工況下的煤耗，而且機組效率降低。由于變工況運行狀態的不確定性因素較多，這部分成本很難估算。水電機組也同樣存在由于調頻而運行于不良工況區導致效率降低的問題。在實際計算時，可以將一定時間段的低效率損失累加起來，再進行合理分攤。
（4）AGC機組運行費用的增加，機組維修費用的增加。這部分成本很小，可以忽略不計。
（5）AGC機組壽命的縮短。由于沒有相關的試驗或歷史記錄，這部分成本難以估算，暫忽略不計。
下文分析中將（3）-（5）統稱為AGC機組的調節成本。
4 對AGC機組經濟補償辦法
如上所述，在我國電力市場建設初期，電網中的AGC機組容量占總裝機容量的比例并不是足夠大的情況下，為了滿足電網的需要和電力市場的穩定，仍需由電網調度交易中心指定AGC機組的發電。參與電能市場、執行發電計劃的機組和用于調頻、調聯絡線偏差的AGC機組分開，某一時段內相對固定若干臺AGC機組專用于調頻和調聯絡線偏差，這些AGC機組將不再參與電能市場。各提供AGC服務的發電公司要根據機組技術規范、AGC投運試驗所得的數據等向電網調度中心申報機組的性能參數，包括機組的最大可調容量，最小可調容量、最大和最小的加減負荷速度等。提供AGC服務的發電公司在認可電網調度中心制定的費用結算和考核辦法后，要嚴格執行調度命令，調度沒有發布調整命令時，不能主動參與頻率調整，只能按計劃曲線發電；而調度要求投運AGC時，必須按調節要求履行提供輔助服務的義務。電網對提供輔助服務的AGC機組進行合理的經濟補償，并有一系列考核辦法針對輔助服務質量的優劣實施獎勵和懲罰，以提高AGC機組的積極性。
在AGC機組達到了考核要求的條件下，可以采用如下的補償辦法：
補償費用=欠發電量補償費用（或多發電量補償費用）+AGC調節成本
（1）發電公司投運AGC期間某時段，實際上網電量小于計劃上網電量時，對欠發部分給予補償。欠發部分補償費用=該時段的補償電價×欠發電量。其中補償電價=（上網電價－單位發電成本），也可由電網和發電公司共同協商制定。
（2）當某時段實際上網電量大于計劃上網電量時，多發部分費用＝按多發電量×（該時段的上網電價＋附加固定成本的折算值）。
這種辦法不僅適用于電網現有狀況下的AGC機組的經濟補償，也可以推廣應用于制定電力市場中簽訂調頻服務合同的AGC機組的輔助服務價格。
5 AGC機組參與競價調頻服務市場
當電網中的具備AGC能力的機組達到一定比重、總的調整能力相對于系統需求處于過剩狀態時，就可以建立具有真正競爭意義的調頻服務市場。這與競爭的電能市場的形成前提是類似的。應該說，競價模式的調頻服務市場的開展為AGC機組提供了一條可能較大幅度地增加收入的途徑，但這必須基于發電公司對機組性能、控制技術和對市場規則更透徹的了解和運用，調頻服務市場將是AGC機組面臨經濟風險最大也可能是收益最高的地方。競價模式下的調頻服務市場絕不是完全孤立的市場，它與電能市場有著必然的聯系，AGC機組可以根據是否投運AGC來參加或退出調頻服務市場，而無論是否投運AGC都可以進入電能市場。下面提出幾種不同的競價模式。
在混合型市場中調頻服務不單獨交易，不單獨付費，僅進行機組電能價格的競爭，機組調頻服務收益蘊含于電能收益中。在電能市場中區分AGC機組與非AGC機組，AGC機組和非AGC機組分開來競價。AGC機組要報兩種價格，第一報價為投運AGC時的電能價格，第二報價為不投運AGC僅作為普通機組時的電能價格。電能市場的競爭分為2個階段，第一階段中， AGC機組按照第一報價參與競爭，被選擇的AGC機組將承擔系統一定份額的發電計劃及系統所需的調頻服務，一旦調頻服務滿足系統需求，第一階段的電能市場即結束。第二階段中，未被選擇的AGC機組與非AGC機組在剩余的競價空間中競價上網，報價即為第二報價。兩個階段的市場分別按照本階段的邊際價格結算。
在分解型市場中調頻服務單獨交易，單獨付費，電能市場和調頻服務市場中分別進行機組電能價格和調頻服務價格的競爭。各AGC機組除了按普通機組上報基本電能電價外，還可以按照市場規則上報AGC機組的性能指標及附加的調頻服務電價，上報的附加電價受價格上限的限制。根據電能市場和輔助服務市場的先后順序的不同又可以分為以下兩種情況。
（1）輔—主序市場，即市場順序為：輔助服務市場→電能市場。電網首先根據系統要求與附加電價高低排序選擇提供調頻服務的機組。由于提供調頻服務的AGC機組必須保證一定的基點負荷，所以AGC機組自然占有了一定份額的電能市場而不再參與競爭，這樣，提供調頻服務的AGC機組的基本報價在電能市場競價排序中也不再起作用。而在輔助服務市場中落選的AGC機組可以按照基本報價與普通機組一同在電能市場中競價上網。輔、主市場中均按各自的邊際價格結算。最終提供調頻服務的AGC機組得到的基本收入部分將與電能市場中其它機組的競價結果相關。這種方法與上述的模式1的區別在于：本方法中提供輔助服務的AGC機組沒有參與電能市場的競爭，而模式1中AGC機組以提供輔助服務為條件參與了電能市場中第一階段的競爭。
（2）主—輔序市場，即市場順序為：電能市場→輔助服務市場。電能市場中先不區分AGC機組與非AGC機組，電網根據系統需求及發電機的基本報價高低排序選擇發電機組，電能市場供需平衡后，再進行輔助服務市場交易。調頻服務的選擇要考慮系統要求與附加電價的高低。電能市場和輔助服務市場的預交易分別完成后，進入二者的統一協調階段。這時，如果輔助服務市場中的預交易結果的具體實施將受限于電能市場預交易結果，需要調整電能市場和輔助服務市場。這里包括兩種情況，一種情況是AGC機組在電能市場份額過小不能保證其提供調頻服務必需的基點負荷。這時可以上調提供輔助服務的AGC機組市場份額，同時從電能市場中基本報價最高的機組開始下調非提供輔助服務的機組所占的市場份額；也可以不選擇這臺機組提供調頻服務，而在輔助服務市場中按附加調頻報價繼續選擇其他機組。另外一種情況是AGC機組因在電能市場中占有的份額過大而不能保證足夠的調節容量，這時可以下調該機組在電能市場中的份額，滿足調頻服務的要求，電能市場的缺額由未排入發電計劃的機組補充；也可以不選擇這臺機組提供調頻服務，而在輔助服務市場中按報價繼續選擇其他機組。在上述的兩種情況中，電網可以選擇不同調節方式，也可以循環交替調節，調節的最終目標是：滿足系統需求、電能市場和輔助服務市場的總付費最低。最終的主、輔市場中均按各自的邊際價格結算。需要說明的是，在這種方法中，電能交易和調頻服務預交易的調整可能會使某些機組的收益增多或減少，筆者認為這與發電公司的報價策略相關，并且交易形成過程中的調節并未涉及機會成本問題，所以當機組的收益減小時，并不需要補償機組由于調整帶來的損失。
以上所述的兩種模式中，AGC機組的報價、限價等可以參考AGC機組的成本核算方法和補償費用的計算方法。其中限價的確定要考慮所有的AGC機組，以其中附加成本最高的機組的成本值作為確定報價上限的主要參考指標。
上面提出的模式和方法的優缺點各不相同。其中模式1的可實施性較好，可以沿用現有的報價處理系統和交易管理系統等的基本算法和處理辦法。但這種方法存在著沒有明確電能報價和輔助服務價格之間的差別的問題，實際上主要還是機組電能報價的競爭，并且由于AGC機組上網的優先級高于非AGC機組，它的盈利空間將較大，對電網的經濟目標不利。模式2區分了電能市場和輔助服務市場，其中的方法（1）存在的問題是：雖然一旦AGC機組提供了調頻服務就一定能在電能市場中保證一定的市場份額，但由于不再參與電能市場中的競爭，它對市場價格的形成將沒有任何的主動性，如果電能市場的收入在AGC機組的總收入中所占的比例很大，發電公司可能就不愿意喪失這種主動性。其中的方法（2）解決了模式1和模式2中的方法（1）存在的問題，并且可以達到電網付出的購買電能和輔助服務費總和最小的經濟目標，是一種比較合理的方法，存在的問題是算法較復雜。
6 AGC機組的考核辦法
電力市場中，合理的考核辦法應該體現出公平性原則并能夠充分調動市場參與方的積極性。不論是采用經濟補償的辦法還是采用競價上網的方式，對AGC機組的考核都應該體現出收益和風險并存的原則。對于AGC機組的考核分為兩種情況：在AGC投入期間考核調節效能，在AGC退出期間考核發電計劃合格率。其中AGC投入期間的考核即為對AGC機組提供的調頻服務質量的考核。
根據電網運行對AGC機組的要求，AGC機組的調節性能可以分解為三個要素，即調節容量、調節速率和調節精度[7]。文獻[7]中介紹了定量評估AGC機組的這三種調節性能的方法。不論具體采用何種考核指標，都應該客觀地反映出AGC機組對系統的實際貢獻的差異。應該說AGC機組的考核辦法合理與否將直接影響系統頻率調整的效果的好壞和發電公司的經濟利益的大小。建議將考核的各項指標最終量化，體現在輔助服務費用結算時的獎懲因子或者附加的獎懲金上，按照AGC機組對系統的實際貢獻支付輔助服務費用，這種方法對于實施經濟補償辦法和采用競價模式的輔助服務市場是同樣適用的。
7 結束語
本文主要對電力市場中AGC機組面臨的交易和調度問題進行了分析，分別提出了在當前電網現狀和未來發展情況下，交易和調度AGC機組的基本原則；在AGC機組成本分析的基礎上，提出了電力市場初期對提供輔助服務的AGC機組的經濟補償辦法，對實際上網電量小于計劃上網電量和實際上網電量大于計劃上網電量兩種情況分別提出了合理的經濟補償費用計算方法；提出了電能和調頻服務的混合型和分解型兩種市場模式以及相應的三種競價方法，并對各自的優缺點和實用性進行了分析；對AGC機組的考核辦法提出了合理的建議。
參考文獻
[1] 趙遵廉，辛耀中，郭國川．電力市場運營系統[M]，北京：中國電力出版社，2001：9-20．
[2] 郟斌，王錫凡．電力市場環境下的系統頻率控制[J]．電力系統自動化，1999，23(2)：55-58．
[3] Kumar J．AGC simulator for price-based operation Part I ： A model[J]．IEEE Transaction on Power Systems，1997，12(2)．
[4] 桂賢明，李明節．電力市場建立后電網AGC技術改進的探討[J]．電力系統自動化，2000，24(9)：48-51．
[5] 宋燕敏，華定中，曹榮章．電網商業化運營管理與調度系統研究（一）系統功能設計[J]．電力系統自動化，1998，22(10)：53-57．
[6] Cheung K W．Energy and ancillary service dispatch for the Interim ISO New England Electricity Market [J]． IEEE Trans. on Power Systems， 2000，15(3)：968-974．
[7] 李端超，江山立，陳家庚，李東明．AGC機組調節效能定量評估與補償辦法研究[J]．電網技術2001，25(8)：15-19．44
