摘要：电力系统频率调整是保证电力系统安全稳定运行的重要任务，也是电力市场中辅助服务的重要部分之一。AGC机组是调频服务的主要提供者。为解决AGC机组参与电力市场辅助服务面临的诸多问题，制定合理的调频市场规则、形成有序竞争的调频市场并保障电力市场环境下系统频率调整的正常进行，作者提出了以下相关问题并进行了探讨：①分析AGC机组在电力市场中所面临的调度和交易问题；②在分析AGC机组的运行成本的基础上，探讨了对AGC机组的服务进行合理经济补偿的办法以及对AGC机组所提供的辅助服务的质和量进行评估等问题；③分别提出在无辅助服务市场的机制下，公平、合理地调度AGC机组的原则和在有辅助服务市场机制下的几种AGC机组竞争模式；④为调频服务市场的建立和实施，提出了一些可行性建议。　　要害词：电力市场；辅助服务；AGC1引言　　自动发电控制（AGC）是EMS中最重要的控制功能，随着各大电网和调度中心EMS系统的引进和投运，自动发电控制（AGC）技术已经成为现代电网不可缺少的频率调整和功率调整手段；同时，具备AGC功能的机组在现代电网中的比重也越来越大，成为辅助服务中调频[1]的主要提供者。　　从参与互联的各电网的角度来看，根据其控制方式的不同，需要发电机组装设AGC系统的目标可以分为：①负责全互联系统的频率调整；②对区域交换功率偏差进行调整；③对本网负荷变化引起的联络线偏差和频率变动同时进行调整。对于电网中的AGC机组，无论其控制方式如何，都相当于在提供调频服务。在传统的计划经济模式下，AGC机组所进行的频率调整只是出于确保电力系统运行稳定性的目的而受到了足够的重视，但没有从经济的角度去考虑。电网调度中心根据系统实际情况需要和机组的性能以行政命令的方式分配功率/频率调整任务，发电公司的收入只与其发电量有关，与AGC机组提供的调频服务无关。随着电力运营体制改革的不断深入和电力市场的逐渐形成，系统的频率调整将不再是简单的运行调度问题，行政和经济隶属关系的变化、利益主体的多元化等因素都增加了频率调整问题的复杂性，假如这个问题没有解决好，将对系统运行的可靠性和经济性造成重大的影响。目前，电力市场环境下的调频服务问题得到了越来越多的关注，成为电力市场理论研究人员、市场规则制定人员等正在研究的热点问题之一。文献[2]从实时电价理论出发，分析讨论了运用电价杠杆直接控制系统频率的问题。文献[3]介绍了电力市场环境下的一种以价格为基础的AGC模拟器。文献[4]提出了一种在电力市场环境下，电网AGC辅助服务市场化的实现方法。在电力市场的实践过程中，发达国家已采取多种方式来保障电力市场中AGC的顺利实施[5]，如建立与电能交易市场并行的AGC竞价市场（如美国加州的电力市场）以及将AGC与电能交易统一考虑等（如美国NewEngland的电力市场）。国内试点的发电侧电力市场中，也有一些试用的实践方法和手段，但因将问题过于简化，其合理性有待探讨。　　在电力市场环境下，原有的行政命令的调度手段必将逐渐被有法可依的经济手段所取代。本文在目前国内外相关领域的理论研究和实践的基础上，以调频服务作为电力市场中的一种商品为出发点，考虑了调频服务的主要提供者??AGC机组非凡的成本、效益和定价等因素，对AGC机组如何参与电力市场、如何公平合理地调度AGC机组、如何合理地确定AGC机组辅助服务经济补偿办法、如何确定AGC机组参与的竞价市场的模式和具体的竞价方法等问题进行了初步的探讨，提出了相应的解决办法和建议。2电力市场中AGC机组面临的交易和调度问题　　AGC机组作为一种非凡的机组将参与多种市场交易，从商品类型不同的角度来看，有电能市场和辅助服务市场；对于其参与的电能市场而言，又可以根据交易时间的不同周期划分为远期市场、现货市场和实时市场。而对于其参与的辅助服务市场，不能简单地等同于电能市场中的划分，因为虽然频率调整是实时的，但提供调频服务的具体时段和量值均无法猜测。频率调整的这种非凡性使调频服务的交易与电能交易有所不同，对于调频服务只能有质的规定和量的范围，所以应该提前进行这种辅助服务的承诺性交易，即由电网和发电公司协商得到或者由发电公司上报未来某段时期满足一定要求的调频服务的价格，电网根据市场准入条件和市场竞争规则选择机组，与发电公司签订承诺性合同，明确电网与发电公司各自的责任和义务以及利益分配原则，当然，这种承诺性合同可以采用不同的合同期限。　　在厂网分开的情况下，为了确保系统的安全稳定运行和电力市场的公平运营，保持调度、交易、电网的紧密耦合，由调度部门运作实时市场和辅助服务市场是无可争议的。无论是交易还是调度，均需强调针对发电公司侧的公平性原则和针对电网侧的最优性原则。这里的公平性原则是指：对于提供同等服务的机组交易、调度、考核、付费的标准相同；而最优性原则是指：在满足系统要求的条件下电网资金消耗最小。电网的经济目标就是在确保电网安全运行的条件下向发电公司支付的总购电费用最低；假如电能和辅助服务分开，则交易目标分别是电能付费最低和辅助服务的付费最低；假如将辅助服务和电能捆绑在一起进行成套交易，则目标为总付费最低。由于AGC机组提供调频服务与仅提供电能两种运行方式之间既有联系又有矛盾，所以在考虑电力市场的交易和调度问题时必须同时考虑辅助服务市场和电能市场。将辅助服务市场和电能市场并行处理以及将辅助服务市场与电能市场统一考虑，其相对应的调度方法通常有两种，即顺序调度和同时调度[6]。顺序调度方法是对市场中的商品确定优先权顺序，并按其安排机组的发电，这种方法直观简单，但是由于优先权顺序的制约，它不一定能够得到最优解，并且可能会引起总成本偏高，或者由于发电公司从自身利益出发减少低优先权商品的供给而导致这种商品的缺乏。同时调度方法综合考虑电能交易和辅助服务交易，进行协调优化，从而获得最安全和经济的方案，当然这种方法在建立模型和求解方法上都较复杂，通常可以采用将某项优化目标弱化为约束条件的办法降低问题的复杂程度。　　在发电侧电力市场较完善的情况下，针对调频服务而言，达到最优的经济目标并实现公平、合理调度的最佳方法将是一种以价格竞争为主要手段，将长期、短期合同和竞价相结合的综合模式。但就目前国内大部分电网的实际情况而言，建立由发电公司自主上报AGC机组的价格、机组与机组之间进行价格竞争的市场客观条件还尚未成熟。因此，从确保系统安全稳定运行和尽可能公平对待AGC机组和非AGC机组的两方面考虑，指定AGC机组进行频率调整或者若干AGC机组轮流进行频率调整，合理地对参与频率调整的机组进行经济补偿的办法不失为一种当前操作性较强的方法，具体的经济补偿办法要结合AGC机组的成本分析来确定。3AGC机组的成本构成及其分析　　AGC机组与非AGC机组相比较，其成本构成情况是不同的，作为AGC机组的附加成本包括：　　（1）投运AGC期间的机会成本，即AGC机组由于投运AGC可能比计划少发了部分电量，造成了一定的经济损失，这部分成本可以计算，是考虑AGC机组补偿时的主要部分。　　（2）AGC机组的附加固定成本。这里可分为三种情况：①原有机组设计中没有考虑AGC功能，机组没有机炉协调装置，这种情况下，机组需要进行系统的改造，成本较高。以火电机组为例，这部分成本包括：机组为实现AGC新增的热工自动化系统成本、执行装置（如阀门、风门等）的改造成本、新增测量监控系统成本（如增加温测点）等。②原有机组设计中已经考虑了AGC功能，机组配置了机炉协调装置，但投产时未调试，机炉协调装置处于闲置状态，这种情况下，具体实现AGC是一个完善过程，要使新增的AGC系统与原有的机炉协调自动化系统实现接口并进行调试，这种情况下成本较小。③机组经设计并实现了AGC后才开始投产，那么这部分成本已经包含在机组的固定成本中。　　（3）投运AGC期间机组低效率损失（如热效率损失）。火电机组都有其最经济的运行点，在这一工况下，机组的运行效率达到最高。投运AGC期间，机组不仅不能在其最佳运行点运行，还处于变工况运行状态，机组的煤耗将高于稳定工况下的煤耗，而且机组效率降低。由于变工况运行状态的不确定性因素较多，这部分成本很难估算。水电机组也同样存在由于调频而运行于不良工况区导致效率降低的问题。在实际计算时，可以将一定时间段的低效率损失累加起来，再进行合理分摊。（4）AGC机组运行费用的增加，机组维修费用的增加。这部分成本很小，可以忽略不计。（5）AGC机组寿命的缩短。由于没有相关的试验或历史记录，这部分成本难以估算，暂忽略不计。下文分析中将（3）-（5）统称为AGC机组的调节成本。4对AGC机组经济补偿办法　　如上所述，在我国电力市场建设初期，电网中的AGC机组容量占总装机容量的比例并不是足够大的情况下，为了满足电网的需要和电力市场的稳定，仍需由电网调度交易中心指定AGC机组的发电。参与电能市场、执行发电计划的机组和用于调频、调联络线偏差的AGC机组分开，某一时段内相对固定若干台AGC机组专用于调频和调联络线偏差，这些AGC机组将不再参与电能市场。各提供AGC服务的发电公司要根据机组技术规范、AGC投运试验所得的数据等向电网调度中心申报机组的性能参数，包括机组的最大可调容量，最小可调容量、最大和最小的加减负荷速度等。提供AGC服务的发电公司在认可电网调度中心制定的费用结算和考核办法后，要严格执行调度命令，调度没有发布调整命令时，不能主动参与频率调整，只能按计划曲线发电；而调度要求投运AGC时，必须按调节要求履行提供辅助服务的义务。电网对提供辅助服务的AGC机组进行合理的经济补偿，并有一系列考核办法针对辅助服务质量的优劣实施奖励和惩罚，以提高AGC机组的积极性。在AGC机组达到了考核要求的条件下，可以采用如下的补偿办法：补偿费用=欠发电量补偿费用（或多发电量补偿费用） AGC调节成本（1）发电公司投运AGC期间某时段，实际上网电量小于计划上网电量时，对欠发部分给予补偿。欠发部分补偿费用=该时段的补偿电价×欠发电量。其中补偿电价=（上网电价－单位发电成本），也可由电网和发电公司共同协商制定。（2）当某时段实际上网电量大于计划上网电量时，多发部分费用＝按多发电量×（该时段的上网电价＋附加固定成本的折算值）。这种办法不仅适用于电网现有状况下的AGC机组的经济补偿，也可以推广应用于制定电力市场中签订调频服务合同的AGC机组的辅助服务价格。5AGC机组参与竞价调频服务市场　　当电网中的具备AGC能力的机组达到一定比重、总的调整能力相对于系统需求处于过剩状态时，就可以建立具有真正竞争意义的调频服务市场。这与竞争的电能市场的形成前提是类似的。应该说，竞价模式的调频服务市场的开展为AGC机组提供了一条可能较大幅度地增加收入的途径，但这必须基于发电公司对机组性能、控制技术和对市场规则更透彻的了解和运用，调频服务市场将是AGC机组面临经济风险最大也可能是收益最高的地方。竞价模式下的调频服务市场绝不是完全孤立的市场，它与电能市场有着必然的联系，AGC机组可以根据是否投运AGC来参加或退出调频服务市场，而无论是否投运AGC都可以进入电能市场。下面提出几种不同的竞价模式。　　在混合型市场中调频服务不单独交易，不单独付费，仅进行机组电能价格的竞争，机组调频服务收益蕴含于电能收益中。在电能市场中区分AGC机组与非AGC机组，AGC机组和非AGC机组分开来竞价。AGC机组要报两种价格，第一报价为投运AGC时的电能价格，第二报价为不投运AGC仅作为普通机组时的电能价格。电能市场的竞争分为2个阶段，第一阶段中，AGC机组按照第一报价参与竞争，被选择的AGC机组将承担系统一定份额的发电计划及系统所需的调频服务，一旦调频服务满足系统需求，第一阶段的电能市场即结束。第二阶段中，未被选择的AGC机组与非AGC机组在剩余的竞价空间中竞价上网，报价即为第二报价。两个阶段的市场分别按照本阶段的边际价格结算。　　在分解型市场中调频服务单独交易，单独付费，电能市场和调频服务市场中分别进行机组电能价格和调频服务价格的竞争。各AGC机组除了按普通机组上报基本电能电价外，还可以按照市场规则上报AGC机组的性能指标及附加的调频服务电价，上报的附加电价受价格上限的限制。根据电能市场和辅助服务市场的先后顺序的不同又可以分为以下两种情况。　　（1）辅—主序市场，即市场顺序为：辅助服务市场→电能市场。电网首先根据系统要求与附加电价高低排序选择提供调频服务的机组。由于提供调频服务的AGC机组必须保证一定的基点负荷，所以AGC机组自然占有了一定份额的电能市场而不再参与竞争，这样，提供调频服务的AGC机组的基本报价在电能市场竞价排序中也不再起作用。而在辅助服务市场中落选的AGC机组可以按照基本报价与普通机组一同在电能市场中竞价上网。辅、主市场中均按各自的边际价格结算。最终提供调频服务的AGC机组得到的基本收入部分将与电能市场中其它机组的竞价结果相关。这种方法与上述的模式1的区别在于：本方法中提供辅助服务的AGC机组没有参与电能市场的竞争，而模式1中AGC机组以提供辅助服务为条件参与了电能市场中第一阶段的竞争。　　（2）主—辅序市场，即市场顺序为：电能市场→辅助服务市场。电能市场中先不区分AGC机组与非AGC机组，电网根据系统需求及发电机的基本报价高低排序选择发电机组，电能市场供需平衡后，再进行辅助服务市场交易。调频服务的选择要考虑系统要求与附加电价的高低。电能市场和辅助服务市场的预交易分别完成后，进入二者的统一协调阶段。这时，假如辅助服务市场中的预交易结果的具体实施将受限于电能市场预交易结果，需要调整电能市场和辅助服务市场。这里包括两种情况，一种情况是AGC机组在电能市场份额过小不能保证其提供调频服务必需的基点负荷。这时可以上调提供辅助服务的AGC机组市场份额，同时从电能市场中基本报价最高的机组开始下调非提供辅助服务的机组所占的市场份额；也可以不选择这台机组提供调频服务，而在辅助服务市场中按附加调频报价继续选择其他机组。另外一种情况是AGC机组因在电能市场中占有的份额过大而不能保证足够的调节容量，这时可以下调该机组在电能市场中的份额，满足调频服务的要求，电能市场的缺额由未排入发电计划的机组补充；也可以不选择这台机组提供调频服务，而在辅助服务市场中按报价继续选择其他机组。在上述的两种情况中，电网可以选择不同调节方式，也可以循环交替调节，调节的最终目标是：满足系统需求、电能市场和辅助服务市场的总付费最低。最终的主、辅市场中均按各自的边际价格结算。需要说明的是，在这种方法中，电能交易和调频服务预交易的调整可能会使某些机组的收益增多或减少，笔者认为这与发电公司的报价策略相关，并且交易形成过程中的调节并未涉及机会成本问题，所以当机组的收益减小时，并不需要补偿机组由于调整带来的损失。　　以上所述的两种模式中，AGC机组的报价、限价等可以参考AGC机组的成本核算方法和补偿费用的计算方法。其中限价的确定要考虑所有的AGC机组，以其中附加成本最高的机组的成本值作为确定报价上限的主要参考指标。　　上面提出的模式和方法的优缺点各不相同。其中模式1的可实施性较好，可以沿用现有的报价处理系统和交易治理系统等的基本算法和处理办法。但这种方法存在着没有明确电能报价和辅助服务价格之间的差别的问题，实际上主要还是机组电能报价的竞争，并且由于AGC机组上网的优先级高于非AGC机组，它的盈利空间将较大，对电网的经济目标不利。模式2区分了电能市场和辅助服务市场，其中的方法（1）存在的问题是：虽然一旦AGC机组提供了调频服务就一定能在电能市场中保证一定的市场份额，但由于不再参与电能市场中的竞争，它对市场价格的形成将没有任何的主动性，假如电能市场的收入在AGC机组的总收入中所占的比例很大，发电公司可能就不愿意丧失这种主动性。其中的方法（2）解决了模式1和模式2中的方法（1）存在的问题，并且可以达到电网付出的购买电能和辅助服务费总和最小的经济目标，是一种比较合理的方法，存在的问题是算法较复杂。6AGC机组的考核办法　　电力市场中，合理的考核办法应该体现出公平性原则并能够充分调动市场参与方的积极性。不论是采用经济补偿的办法还是采用竞价上网的方式，对AGC机组的考核都应该体现出收益和风险并存的原则。对于AGC机组的考核分为两种情况：在AGC投入期间考核调节效能，在AGC退出期间考核发电计划合格率。其中AGC投入期间的考核即为对AGC机组提供的调频服务质量的考核。　　根据电网运行对AGC机组的要求，AGC机组的调节性能可以分解为三个要素，即调节容量、调节速率和调节精度[7]。文献[7]中介绍了定量评估AGC机组的这三种调节性能的方法。不论具体采用何种考核指标，都应该客观地反映出AGC机组对系统的实际贡献的差异。应该说AGC机组的考核办法合理与否将直接影响系统频率调整的效果的好坏和发电公司的经济利益的大小。建议将考核的各项指标最终量化，体现在辅助服务费用结算时的奖惩因子或者附加的奖惩金上，按照AGC机组对系统的实际贡献支付辅助服务费用，这种方法对于实施经济补偿办法和采用竞价模式的辅助服务市场是同样适用的。7结束语　　本文主要对电力市场中AGC机组面临的交易和调度问题进行了分析，分别提出了在当前电网现状和未来发展情况下，交易和调度AGC机组的基本原则；在AGC机组成本分析的基础上，提出了电力市场初期对提供辅助服务的AGC机组的经济补偿办法，对实际上网电量小于计划上网电量和实际上网电量大于计划上网电量两种情况分别提出了合理的经济补偿费用计算方法；提出了电能和调频服务的混合型和分解型两种市场模式以及相应的三种竞价方法，并对各自的优缺点和实用性进行了分析；对AGC机组的考核办法提出了合理的建议。参考文献[1]赵遵廉，辛耀中，郭国川．电力市场运营系统[M]，北京：中国电力出版社，2001：9-20．[2]郏斌，王锡凡．电力市场环境下的系统频率控制[J]．电力系统自动化，1999，23(2)：55-58．[3]KumarJ．AGCsimulatorforprice-basedoperationPart　I：Amodel[J]．IEEETransactiononPowerSystems，1997，12(2)．[4]桂贤明，李明节．电力市场建立后电网AGC技术改进的探讨[J]．电力系统自动化，2000，24(9)：48-51．[5]宋燕敏，华定中，曹荣章．电网商业化运营治理与调度系统研究（一）系统功能设计[J]．电力系统自动化，1998，22(10)：53-57．[6]CheungKW．EnergyandancillaryservicedispatchfortheInterimISONewEnglandElectricityMarket[J]．IEEETrans.onPowerSystems，2000，15(3)：968-974．[7]李端超，江山立，陈家庚，李东明．AGC机组调节效能定量评估与补偿办法研究[J]．电网技术2001，25(8)：15-19．44