[科普中国]-发电侧电力市场AGC机组调配

简介

电力系统由发电、输电、配电和用电四个基本环节组成。能量管理系统(EMS )是以计算机软硬件为基础的电力调度自动化系统，主要针对的是发电和输电环节，用于区域电网和省级电网，而借鉴EMS技术发展起来的配电管理系统(DistributionManagement System，简称DMS )则主要针对配电和用电环节。

自动发电控制(AGC)是EMS中最重要的控制功能，是以调整发电机组输出功率来适应系统负荷波动的反馈控制。它利用电子计算机和调节性能较好的发电机组实现控制功能，组成一个小型的闭环控制系统，称为自动发电控制系统。

AGC发展至今己有40多年的历史，经历了由模拟型系统向数字型系统的转化，计算机的应用使得AGC由线性反馈控制上升到最优控制。现在，AGC已经成为世界范围内电力系统中普遍应用的一项较为成熟的综合技术。我国几个主要电力系统在60年代都试验过自动频率控制(Automatic Frequency Control，简称AFC)，并在90年代直接引进了电力发达国家的AGC系统2。

近年来，我国的电力行业正在经历着一场打破独家垄断、实现商业化运营的改革，一些省市己经启动模拟电力市场，期望通过经济杠杆的作用，降低发电成本，提高电网运行效率。在电力市场环境下，应该尽量利用现有的EMS，但是EMS在功能和内涵上发生了较大变化。传统AGC技术也将因为市场机制的引入面临着诸多新问题，如在电力市场下AGC控制目标是否有所变化，电网AGC控制算法该做怎样的改进，如何对参与电网AGC的发电机组进行经济补偿等。

电力市场AGC辅助服务的现状和发展电力市场前后的AGC车甫助服务自动发电控制(AGC)是能量管理系统(EnergyManagement System，简称EMS )最重要的控制功能，也是电力市场辅助服务的一项重要内容，它在电力系统控制中的基本目标和任务是3:

(1)自动跟踪负荷的随机变化，调整机组出力，使系统发电与负荷相平衡;

2)控制频率偏差到零，维持系统频率在规定值(我国国家标准为50士0.1Hz):

(3)在各控制区域间分配系统发电功率，维持区域间联络线净交换功率为计划值;

(4)对周期性的负荷变化按发电计划调整机组发电功率，对偏离预测的负荷，实现在线经济负荷分配。

AGC自诞生之日起，至今已有40多年的历史，并且随着电力系统自动控制技术和计算机信息技术的发展而不断发展，现已成为一项较为成熟的综合技术，广泛应用于世界各大洲的国家电网甚至跨国电网中。AGC的应用大大提高了电力系统的自动化程度，把有功平衡控制由人工操作发展为自动运行，使电力系统的运行管理得到显著改善。

以前，在我国电力行业自上而下的一体化垄断模式下，电力系统辅助服务，包括AGC,通常都是由调度运行部门指定，或者是由发电厂自愿无偿提供的。

电力市场建立后，传统的集中管理被分散决策所代替，电网的安全性将会受到一定的影响，因此应该而且也只能采用经济手段，激励发电公司主动提供辅助服务。首先，AGC辅助服务作为一种商品，不再是无偿的，需要向提供该服务的发电公司购买;其次，发电公司必须参与AGC辅助服务市场竞争，以优质优价的服务赢得合同。也就是说，AGC在运行机制上发生了根本变化，已经从传统机制下的无偿服务转变成以经济补偿甚至直接价格竞争为核心的有偿服务。

于是，AGC在电力市场条件下的发展开始面临着许多新的鱼待解决的问题，如:电网AGC控制目标是否有所变化，控制算法该做怎样的改进，如何评价AGC辅助服务供应商的贡献，确定怎样的定价机制，才能既保证供应商的成本回收和合理利润，又使总的供电成本最小化，等等。

综上所述，AGC辅助服务本身并不是什么新的技术，并非随着电力市场出现才出现的，只是在传统的电力系统中，AGC辅助服务问题没有引起足够的重视。在电力市场下，市场机制起作用的同时，电力系统运行的安全性仍然是最重要的，原有EMS的大部分，尤其是硬件部分仍可沿用，但是某些运行思想和工作机制将会发生改变，使用的软件也相应地发生了变化。电力市场下发电竞争的引入和将来输电开放的实施，使AGC辅助服务面临着一系列新的诸如控制策略、考核结算方法以及具体的市场模式和交易方式等问题，吸引了越来越多的学者和电力公司投入到这些问题的研究上来，并在理论和实践上取得了一些成绩。

我国电力市场AGC辅助服务现状我国从1998年起，开始在电力行业实行“厂网分开、竞价上网”的改革，并确定浙江、上海、山东、辽宁、吉林、黑龙江等六省市电网为试点单位，标志着我国的电力工业正在逐步从计划经济下的垂直管理模式向市场经济下的竞争模式转变。但是，由于我国现有的电网结构比较薄弱，备用容量不太充足，具备AGC能力的发电机组数量有限，为保证电网的安全稳定运行，各个试点单位对AGC辅助服务的市场机制考虑得不多，没有建立起真正意义上直接价格竞争的AGC辅助服务市场。

我国电力市场AGC辅助服务发展趋势电力市场下AGC辅助服务的组织有两种思路:一种是签订长期AGC辅助服务合同，并在系统有需求时调用;另一种是建立AGC辅助服务市场，进行AGC服务竞标。从世界范围看，以竞标方式组织AGC辅助服务的情况居多。以美国加州电力市场和北美新英格兰电力市场为代表，已将AGC辅助服务从电能市场中分离出来，建立了独立的AGC辅助服务市场，以保证电网AGC的顺利实施。 美国加州电力市场由ISO(独立系统操作员)统一运营, ISO必须采用一定的方式，保证有足够的AGC机组可以调度，以维持系统的安全稳定运行。方式之一就是建立AGC辅助服务市场，由AGC机组提供AGC调节服务。AGC机组首先通过市场竞价获取参调资格，然后在实际运行中根据需要改变其发电负荷。这也就意味着ISO支付的AGC辅助服务费用包括两部分:一是辅助容量费用，二是实际运行中的出力调节费用。对AGC辅助服务的管理也有两种方式，第一种是将AGC辅助服和电能统一竞价，另一种是AGC辅助服务单独竞价。

北美新英格兰电力市场的AGC辅助服务是从10min旋转备用中分离出来的市场规则要求AGC能够连续、自动地响应ISO的指令，动态地平衡控制区域内的电力供应与需求，满足北美电力可靠性委员会(NERC)和东北电力协调委员会(NPCC)的技术标准。在新英格兰电力联营体模式下，联邦能源管制委员会(FERC)要求建立辅助服务分类计价的电力市场，这就使得AGC辅助服务和电能一样，由新英格兰ISO统一调度，采用竞价方式，要求事先定价，辅助服务的模式为投标型。新英格兰电力市场从AGC辅助服务的投标要求、成本分析、清算价格的确定到事后结算，建立起了一套较为完整的市场规则。

目前，我国大部分电网AGC资源还比较缺乏，因此，通过市场机制、利用市场提供的经济信号，引导市场成员积极提供AGC服务显得尤为重要。加强电网建设，提高AGC技术水平，建立合理竞争的AGC辅助服务市场，是我国AGC辅助服务发展的必然。我国电力市场AGC辅助服务的市场模式和运行机制可以借鉴国外电力市场的先进经验。

(1)市场模式

AGC辅助服务从主电能市场中分离出来，引入竞争机制，进行单独考核和结算，提供直观的经济信号，引导发电企业提供AGC辅助服务。从世界各国电力市场来看，以投标型提供辅助服务的情况居多，如新英格兰、加州、波兰、阿根廷等电力市场，建议我国电力市场也采用投标型的AGC辅助服务模式。

我国AGC辅助服务的市场组织有以下几种形式可供选择:远期合约市场(Long-termContract Market )、日前市场(Day-aheadMarket )和实时市场(Real-time Market )。比较而言，在日前市场中组织AGC交易更为合理，理由如下:

1)由于系统各时段AGC需求波动较大，远期购买很可能造成过量或不足。因此，在远期合约市场组织AGC交易不够灵活，只适合决定某几台必开AGC机组。

2)针对各时段AGC需求，在日前市场组织AGC交易比较合理，可以比较准确地购买AGC服务，减少冗余购买，还可以同预调度发电计划相结合，充分考虑机组的带负荷情况。

3)尽管在实时阶段可以更精确地判断系统AGC需求，但在实时市场中，机组可调整出力范围很小，可参与AGC市场的机组较少，结算问题也较复杂。所以，不适合在实时市场组织AGC交易。

(2)运作流程

我国AGC辅助服务市场的运作流程可以参照北美新英格兰电力市场，具体如下:

1)发电厂投标

各发电厂投标内容不仅含有投标价格，还含有机组的技术指标，如自动调节上、下限，AGC负荷调节速率等。

2)投标评价和确认

电网公司对各发电厂的AGC服务投标进行评价和确认，根据系统总需求确定AGC市场清算价格。

3)服务费用量化和结算

电网公司需要对发电机组的AGC设备进行评估，得到设备的投资费用。不同发电机组的AGC调节范围和调节能力各不相同，应该获得不同的补偿费用。另外，在电网实际运行中，由于负荷的随机波动或其它一些不可预测、不可控因素迫使机组逆序开机或调停，造成AGC服务的机会费用。在服务费用结算周期上可以参考相应电能市场的情况。目前，辽宁发电市场的电能交易每30min结算一次，而上海发电市场电能交易的结算己经做到每15min一次。由于我国电力市场没有开放用电侧，AGC服务费用的来源不同于

新英格兰电力市场向用户单独收取，只能隐含在电能费用中，然后由电网公司补偿给提供AGC服务的发电厂。

AGC技术原理电力系统控制的基本内容之一就是维持有功功率平衡，以保持系统频率的稳定，即E PG= E Pp+E PL。其中，E PG为系统电源发出的总的有功功率，E PD为系统总的有功负荷需求，E PL为系统元器件产生的总的有功损耗。

频率是一个重要的电能质量指标，反映了电力系统中有功功率供需平衡的基本状态:当电力系统中有功功率的总供给满足了负荷的总需求，并能随负荷变化而及时调整时，电网的运行频率将保持为额定值;当电力系统中有功功率供大于求时，电网的运行频率将高于额定值，反之，将低于额定值。

电力系统频率控制可以通过三种方式实现:①同步发电机的调速器:② AGC;③经济调度。这三种控制方式分别称为频率的一次、二次和三次调整。

频率的一次调整是动力系统的自然属性，依靠同步发电机的调速器来完成，响应速率快，可适应小负荷短时间的变动;对于变化周期在IOS至多2~3min以内且变化幅度较大的脉动负荷，仅依靠调速器自身的调频特性己经不能将频率偏移限制在允许范围之内，需要由电力调度中心根据区域控制误差(ACE)启动AGC进行负荷控制，这就是频率的二次调整;对于周期在3 min以上的负荷波动，调度部门可以利用负荷预测的方法预先估计得到，其预先编制的日负荷曲线主要反映了这部分负荷的变化规律，这部分负荷要求在满足系统有功功率平衡的条件下，按照经济调度原则在各发电厂之间进行分配，这称为频率的三次调整。

现阶段我国发电侧电力市场的特点电力工业从一体化垄断模式向竞争型市场模式的转变是一项艰巨复杂的任务，需要慎重而行。世界各国电力工业改革的经验和教训告诉我们，电力市场的建立和发展必须根据本国电力工业己经形成的特点选择适当的模式，经过严格的论证，制定明确的目标，并在法律法规的支持下有序进。我国的电力市场改革也应该遵循这样的原则，从发电侧到用电侧，市场开放程度逐步扩大，竞争力度逐步增强，改革的最终目的是最大限度地利用市场手段提高电力工业生产效率，实现资源的优化配置2。

我国从1998年起，开始实行“厂网分开、竞价上网”的电力工业改革，并确定浙江上海、山东、辽宁、吉林、黑龙江等六省市电网为试点单位，建立发电侧开放的电力市场。发电侧电力市场模式可以看作是运用市场机制、开展电力商业化运营的初级阶段，在技术设备、人员素质和运行管理尚未达到较高水平时，为尽快加快电力工业的发展，可以采用这一模式。现阶段我国发电侧电力市场的主要特点是:

(1)仅发电侧开放。在发电侧引入竞争机制，厂网分离，各发电厂成为独立的经济实体，成为自主经营、自负盈亏的竞争主体，按照一定的市场规则竞价上网，而用户只能从电网经营企业购电，不能直接与发电厂签订购电合同。

(2)单一购买者。实行“1+N”模式，作为单一购买者的电网经营企业，在经营管理电网的同时担任市场操作员，而各独立发电厂以优质优价参与市场竞争。

(3)有限电量竞价上网。首先保证各机组完成基本电量(或合约电量)，剩余电量实行竞价上网。

(4)双轨制竞价体系。基本电量按核定电价结算，竞价电量按竞争性电价结算。 在现阶段我国各省市发电市场中，虽然AGC机组达到了一定比重，但是AGC资源还不是很充裕，总的AGC调整能力相对于系统需求来说没有处于明显过剩状态。

发电市场AGC辅助服务调度方法当AGC辅助服务和有功电量两种电力产品共存时，可以有联合调度(Joint Dispatch )和序列调度(Sequential Dispatch)两种方法它们适应于不同的电力市场环境。在美国，新英格兰电力市场采用的是联合调度的方法，而PJM、加州、纽约等电力市场采用的则是序列调度的方法。

联合调度方法AGC市场和有功电量市场联合竞争，交易决策目标为这两个市场的综合购买费用最低2。

主要约束条件有:(1)系统有功平衡约束;(2)系统正、负备用约束;(3)节点有功平衡约束;(4)线路输电容量约束;(5)机组最大和最小出力约束;(6)机组最小运行与停相持绮时间。

序列调度方法为实现市场的公平性和透明性，降低算法的复杂程度，可考虑对AGC市场和电量市场分别进行容量价格和电量价格的竞争，并按优先权顺序进行序列调度。根据AGC市场和电能市场优先权顺序的不同，又可以分为以下两种情况:

(1)有功电量市场一AGC市场

具体思路是:同时组织AGC市场和有功电量市场的报价，优先进行有功电量市场交易，首先不考虑AGC运行约束，制定出有功电量预调度出力计划，形成各时段的市场清算电价，并将结果予以公布。然后考虑AGC运行约束，根据AGC机组的申报和系统AGC总需求，以调度交易中心支付的容量费用最小为原则，得到在电量市场竞价成功的发电机组的AGC容量购买计划，并予以公布。

该序列调度方法算法较为简单，市场清晰透明，可操作性强。但是，在进行出力计划调整之前，机组的开停状态已经确定，因此若要采用该调度方式，必须保证系统有足够的AGC容量，否则当预留的AGC容量不足时，只能将报价较高的AGC机组开机，同时减少非AGC机组的出力，以保持系统供需平衡。

(2) AGC市场一有功电量市场

具体思路是:同时组织AGC市场和有功电量市场的报价，AGC市场优先交易。以AGC容量购买费用最小为目标，确定各机组的购买容量S;，满足系统AGC容量总需求梦，和AGC速率总需求产“。AGC市场结束后，由于提供AGC服务的机组必须保证一定的基点负荷，所以自然占有了一定份额的电量市场而不再参与竞争，它们的电量报价在电量市场竞价排序中不再起作用。其余在AGC市场落选的AGC机组，可以按电量报价与普通机组一起在电量市场中竞价上网。AGC市场和电量市场均按各自的边际价格结算，最终提供AGC服务的机组获得的电量费用将与电量市场其它机组的竞价结果有关1。

该序列调度方法也具有方法(1)算法简单、市场透明度高、可操作性好的优点。另外，优先组织AGC交易，机组出力计划尚未确定，可提供AGC服务的机组较多，AGC市场的竞争力度加大。在AGC市场中获准提供AGC服务的机组即已具有了一定的基点出力，这样对于发电机组积极参与电网AGC是一种激励。因此，AGC市场优先的序列调度方法非常适应于我国发电侧电力市场阶段AGC资源不很充裕的现状。

发电市场AGC机组调配方案上述分析表明:AGC辅助服务优先的序列调度方法适用于我国电力市场初期AGC资源不很充裕的现状，同时也突出了AGC的特殊性及其在电力系统中的特殊地位。在发电侧电力市场中，具备AGC功能的发电机组(AGC机组)单独组织起一个优先级别高于有功电量市场的AGC辅助服务市场，进行AGC决策和交易1。 发电市场的市场主体是各独立发电厂和电网经营企业(如代表网省公司的调度交易中心)。在计划交易日的前一天，调度交易中心公布计划交易日各时段电网AGC容量和速率需求，发电厂在向调度交易中心进行有功电量申报的同时，提交AGC辅助服务申报，内容包括:机组的调节范围(或调节容量)、调节死区、调节速率、响应时间、调节偏差等AGC技术指标及AGC容量一价格曲线。

AGC调节范围是指机组的有效AGC出力范围，调节范围的大小即为机组的AGC调节容量(单位:MW)o

AGC调节死区是指机组AGC调节无法动作的区间(单位:MW)。

AGC调节速率是指机组在AGC调节范围内调节其出力的速率(单位:MW/min ) 。

AGC响应时间是指机组从接收到AGC负荷指令到产生AGC调节动作之间的延迟时间(单位:s)。

AGC调节偏差是指机组AGC动作稳定点相对于设定点的偏差(单位:MW)。

AGC容量一价格曲线的制定采用的是单位容量报价(单位:元/MW)方式，AGC容量报价允许一天各时段采用不同的报价曲线。

调度交易中心根据发电厂申报，对N台参选的AGC机组制定出优先顺序表，然后依次选取出参与电网AGC服务的n台机组，以满足系统AGC容量和速率需求。被选中的AGC机组自动拥有了一定的基点负荷，同时预留一部分发电容量，而剩余AGC机组则进入有功市场，与非AGC机组一起竞争，参与电能预调度计划的制定。

在实时市场中，凡是被选中的AGC机组，都必须根据调度交易中心发出的AGC负荷指令参与系统频率和联络线交换功率控制，而未被选中的AGC机组则严格执行发电计划，不得擅自参与AGC调节。在实时负荷调整时，n台AGC机组不分优先顺序被调用，统一动作。当系统AGC总容量或总跟踪能力不足时，则对AGC市场中剩余AGC机组按优先顺序表中的排序进行计划外购买。

于是，发电市场上述AGC辅助服务框架下的AGC机组调配方案如下:确定系统对AGC调节容量和调节速率的需求，并按此需求根据优先顺序表选择AGC机组参与电网AGC服务(图3-1虚线框内)。实现该方案的关键和难点在于系统AGC需求的确定。