簡介
電力系統由發電、輸電、配電和用電四個基本環節組成。能量管理系統(EMS )是以計算機軟硬體為基礎的電力調度自動化系統，主要針對的是發電和輸電環節，用於區域電網和省級電網，而借鑑EMS技術發展起來的配電管理系統(DistributionManagement System，簡稱DMS )則主要針對配電和用電環節。
自動發電控制(AGC)是EMS中最重要的控制功能，是以調整發電機組輸出功率來適應系統負荷波動的反饋控制。它利用電子計算機和調節性能較好的發電機組實現控制功能，組成一個小型的閉環控制系統，稱為自動發電控制系統。
AGC發展至今己有40多年的歷史，經歷了由模擬型系統向數字型系統的轉化，計算機的套用使得AGC由線性反饋控制上升到最優控制。現在，AGC已經成為世界範圍內電力系統中普遍套用的一項較為成熟的綜合技術。我國幾個主要電力系統在60年代都試驗過自動頻率控制(Automatic Frequency Control，簡稱AFC)，並在90年代直接引進了電力已開發國家的AGC系統 。
近年來，我國的電力行業正在經歷著一場打破獨家壟斷、實現商業化運營的改革，一些省市己經啟動模擬電力市場，期望通過經濟槓桿的作用，降低發電成本，提高電網運行效率。在電力市場環境下，應該儘量利用現有的EMS，但是EMS在功能和內涵上發生了較大變化。傳統AGC技術也將因為市場機制的引入面臨著諸多新問題，如在電力市場下AGC控制目標是否有所變化，電網AGC控制算法該做怎樣的改進，如何對參與電網AGC的發電機組進行經濟補償等。
電力市場AGC輔助服務的現狀和發展
電力市場前後的AGC車甫助服務
自動發電控制(AGC)是能量管理系統(EnergyManagement System，簡稱EMS )最重要的控制功能，也是電力市場輔助服務的一項重要內容，它在電力系統控制中的基本目標和任務是 :
(1)自動跟蹤負荷的隨機變化，調整機組出力，使系統發電與負荷相平衡;
2)控制頻率偏差到零，維持系統頻率在規定值(我國國家標準為50士0.1Hz):
(3)在各控制區域間分配系統發電功率，維持區域間聯絡線淨交換功率為計畫值;
(4)對周期性的負荷變化按發電計畫調整機組發電功率，對偏離預測的負荷，實現線上經濟負荷分配。
AGC自誕生之日起，至今已有40多年的歷史，並且隨著電力系統自動控制技術和計算機信息技術的發展而不斷發展，現已成為一項較為成熟的綜合技術，廣泛套用於世界各大洲的國家電網甚至跨國電網中。AGC的套用大大提高了電力系統的自動化程度，把有功平衡控制由人工操作發展為自動運行，使電力系統的運行管理得到顯著改善。
以前，在我國電力行業自上而下的一體化壟斷模式下，電力系統輔助服務，包括AGC,通常都是由調度運行部門指定，或者是由發電廠自願無償提供的。
電力市場建立後，傳統的集中管理被分散決策所代替，電網的安全性將會受到一定的影響，因此應該而且也只能採用經濟手段，激勵發電公司主動提供輔助服務。首先，AGC輔助服務作為一種商品，不再是無償的，需要向提供該服務的發電公司購買;其次，發電公司必須參與AGC輔助服務市場競爭，以優質優價的服務贏得契約。也就是說，AGC在運行機制上發生了根本變化，已經從傳統機制下的無償服務轉變成以經濟補償甚至直接價格競爭為核心的有償服務。
於是，AGC在電力市場條件下的發展開始面臨著許多新的魚待解決的問題，如:電網AGC控制目標是否有所變化，控制算法該做怎樣的改進，如何評價AGC輔助服務供應商的貢獻，確定怎樣的定價機制，才能既保證供應商的成本回收和合理利潤，又使總的供電成本最小化，等等。
綜上所述，AGC輔助服務本身並不是什麼新的技術，並非隨著電力市場出現才出現的，只是在傳統的電力系統中，AGC輔助服務問題沒有引起足夠的重視。在電力市場下，市場機制起作用的同時，電力系統運行的安全性仍然是最重要的，原有EMS的大部分，尤其是硬體部分仍可沿用，但是某些運行思想和工作機制將會發生改變，使用的軟體也相應地發生了變化。電力市場下發電競爭的引入和將來輸電開放的實施，使AGC輔助服務面臨著一系列新的諸如控制策略、考核結算方法以及具體的市場模式和交易方式等問題，吸引了越來越多的學者和電力公司投入到這些問題的研究上來，並在理論和實踐上取得了一些成績。
我國電力市場AGC輔助服務現狀
我國從1998年起，開始在電力行業實行“廠網分開、競價上網”的改革，並確定浙江、上海、山東、遼寧、吉林、黑龍江等六省市電網為試點單位，標誌著我國的電力工業正在逐步從計畫經濟下的垂直管理模式向市場經濟下的競爭模式轉變。但是，由於我國現有的電網結構比較薄弱，備用容量不太充足，具備AGC能力的發電機組數量有限，為保證電網的安全穩定運行，各個試點單位對AGC輔助服務的市場機制考慮得不多，沒有建立起真正意義上直接價格競爭的AGC輔助服務市場。
我國電力市場AGC輔助服務發展趨勢
電力市場下AGC輔助服務的組織有兩種思路:一種是簽訂長期AGC輔助服務契約，並在系統有需求時調用;另一種是建立AGC輔助服務市場，進行AGC服務競標。從世界範圍看，以競標方式組織AGC輔助服務的情況居多。以美國加州電力市場和北美新英格蘭電力市場為代表，已將AGC輔助服務從電能市場中分離出來，建立了獨立的AGC輔助服務市場，以保證電網AGC的順利實施。 美國加州電力市場由ISO(獨立系統操作員)統一運營, ISO必須採用一定的方式，保證有足夠的AGC機組可以調度，以維持系統的安全穩定運行。方式之一就是建立AGC輔助服務市場，由AGC機組提供AGC調節服務。AGC機組首先通過市場競價獲取參調資格，然後在實際運行中根據需要改變其發電負荷。這也就意味著ISO支付的AGC輔助服務費用包括兩部分:一是輔助容量費用，二是實際運行中的出力調節費用。對AGC輔助服務的管理也有兩種方式，第一種是將AGC輔助服和電能統一競價，另一種是AGC輔助服務單獨競價。
北美新英格蘭電力市場的AGC輔助服務是從10min旋轉備用中分離出來的市場規則要求AGC能夠連續、自動地回響ISO的指令，動態地平衡控制區域內的電力供應與需求，滿足北美電力可靠性委員會(NERC)和東北電力協調委員會(NPCC)的技術標準。在新英格蘭電力聯營體模式下，聯邦能源管制委員會(FERC)要求建立輔助服務分類計價的電力市場，這就使得AGC輔助服務和電能一樣，由新英格蘭ISO統一調度，採用競價方式，要求事先定價，輔助服務的模式為投標型。新英格蘭電力市場從AGC輔助服務的投標要求、成本分析、清算價格的確定到事後結算，建立起了一套較為完整的市場規則。
目前，我國大部分電網AGC資源還比較缺乏，因此，通過市場機制、利用市場提供的經濟信號，引導市場成員積極提供AGC服務顯得尤為重要。加強電網建設，提高AGC技術水平，建立合理競爭的AGC輔助服務市場，是我國AGC輔助服務發展的必然。我國電力市場AGC輔助服務的市場模式和運行機制可以借鑑國外電力市場的先進經驗。
(1)市場模式
AGC輔助服務從主電能市場中分離出來，引入競爭機制，進行單獨考核和結算，提供直觀的經濟信號，引導發電企業提供AGC輔助服務。從世界各國電力市場來看，以投標型提供輔助服務的情況居多，如新英格蘭、加州、波蘭、阿根廷等電力市場，建議我國電力市場也採用投標型的AGC輔助服務模式。
我國AGC輔助服務的市場組織有以下幾種形式可供選擇:遠期契約市場(Long-termContract Market )、日前市場(Day-aheadMarket )和實時市場(Real-time Market )。比較而言，在日前市場中組織AGC交易更為合理，理由如下:
1)由於系統各時段AGC需求波動較大，遠期購買很可能造成過量或不足。因此，在遠期契約市場組織AGC交易不夠靈活，只適合決定某幾台必開AGC機組。
2)針對各時段AGC需求，在日前市場組織AGC交易比較合理，可以比較準確地購買AGC服務，減少冗餘購買，還可以同預調度發電計畫相結合，充分考慮機組的帶負荷情況。
3)儘管在實時階段可以更精確地判斷系統AGC需求，但在實時市場中，機組可調整出力範圍很小，可參與AGC市場的機組較少，結算問題也較複雜。所以，不適合在實時市場組織AGC交易。
(2)運作流程
我國AGC輔助服務市場的運作流程可以參照北美新英格蘭電力市場，具體如下:
1)發電廠投標
各發電廠投標內容不僅含有投標價格，還含有機組的技術指標，如自動調節上、下限，AGC負荷調節速率等。
2)投標評價和確認
電網公司對各發電廠的AGC服務投標進行評價和確認，根據系統總需求確定AGC市場清算價格。
3)服務費用量化和結算
電網公司需要對發電機組的AGC設備進行評估，得到設備的投資費用。不同發電機組的AGC調節範圍和調節能力各不相同，應該獲得不同的補償費用。另外，在電網實際運行中，由於負荷的隨機波動或其它一些不可預測、不可控因素迫使機組逆序開機或調停，造成AGC服務的機會費用。在服務費用結算周期上可以參考相應電能市場的情況。目前，遼寧發電市場的電能交易每30min結算一次，而上海發電市場電能交易的結算己經做到每15min一次。由於我國電力市場沒有開放用電側，AGC服務費用的來源不同於
新英格蘭電力市場向用戶單獨收取，只能隱含在電能費用中，然後由電網公司補償給提供AGC服務的發電廠。
AGC技術原理
電力系統控制的基本內容之一就是維持有功功率平衡，以保持系統頻率的穩定，即E PG= E Pp+E PL。其中，E PG為系統電源發出的總的有功功率，E PD為系統總的有功負荷需求，E PL為系統元器件產生的總的有功損耗。
頻率是一個重要的電能質量指標，反映了電力系統中有功功率供需平衡的基本狀態:當電力系統中有功功率的總供給滿足了負荷的總需求，並能隨負荷變化而及時調整時，電網的運行頻率將保持為額定值;當電力系統中有功功率供大於求時，電網的運行頻率將高於額定值，反之，將低於額定值。
電力系統頻率控制可以通過三種方式實現:①同步發電機的調速器:② AGC;③經濟調度。這三種控制方式分別稱為頻率的一次、二次和三次調整。
頻率的一次調整是動力系統的自然屬性，依靠同步發電機的調速器來完成，回響速率快，可適應小負荷短時間的變動;對於變化周期在IOS至多2~3min以內且變化幅度較大的脈動負荷，僅依靠調速器自身的調頻特性己經不能將頻率偏移限制在允許範圍之內，需要由電力調度中心根據區域控制誤差(ACE)啟動AGC進行負荷控制，這就是頻率的二次調整;對於周期在3 min以上的負荷波動，調度部門可以利用負荷預測的方法預先估計得到，其預先編制的日負荷曲線主要反映了這部分負荷的變化規律，這部分負荷要求在滿足系統有功功率平衡的條件下，按照經濟調度原則在各發電廠之間進行分配，這稱為頻率的三次調整。
現階段我國發電側電力市場的特點
電力工業從一體化壟斷模式向競爭型市場模式的轉變是一項艱巨複雜的任務，需要慎重而行。世界各國電力工業改革的經驗和教訓告訴我們，電力市場的建立和發展必須根據本國電力工業己經形成的特點選擇適當的模式，經過嚴格的論證，制定明確的目標，並在法律法規的支持下有序進。我國的電力市場改革也應該遵循這樣的原則，從發電側到用電側，市場開放程度逐步擴大，競爭力度逐步增強，改革的最終目的是最大限度地利用市場手段提高電力工業生產效率，實現資源的最佳化配置 。
我國從1998年起，開始實行“廠網分開、競價上網”的電力工業改革，並確定浙江上海、山東、遼寧、吉林、黑龍江等六省市電網為試點單位，建立發電側開放的電力市場。發電側電力市場模式可以看作是運用市場機制、開展電力商業化運營的初級階段，在技術設備、人員素質和運行管理尚未達到較高水平時，為儘快加快電力工業的發展，可以採用這一模式。現階段我國發電側電力市場的主要特點是:
(1)僅發電側開放。在發電側引入競爭機制，廠網分離，各發電廠成為獨立的經濟實體，成為自主經營、自負盈虧的競爭主體，按照一定的市場規則競價上網，而用戶只能從電網經營企業購電，不能直接與發電廠簽訂購電契約。
(2)單一購買者。實行“1+N”模式，作為單一購買者的電網經營企業，在經營管理電網的同時擔任市場操作員，而各獨立發電廠以優質優價參與市場競爭。
(3)有限電量競價上網。首先保證各機組完成基本電量(或契約電量)，剩餘電量實行競價上網。
(4)雙軌制競價體系。基本電量按核定電價結算，競價電量按競爭性電價結算。 在現階段我國各省市發電市場中，雖然AGC機組達到了一定比重，但是AGC資源還不是很充裕，總的AGC調整能力相對於系統需求來說沒有處於明顯過剩狀態。
發電市場AGC輔助服務調度方法
當AGC輔助服務和有功電量兩種電力產品共存時，可以有聯合調度(Joint Dispatch )和序列調度(Sequential Dispatch)兩種方法它們適應於不同的電力市場環境。在美國，新英格蘭電力市場採用的是聯合調度的方法，而PJM、加州、紐約等電力市場採用的則是序列調度的方法。
聯合調度方法
AGC市場和有功電量市場聯合競爭，交易決策目標為這兩個市場的綜合購買費用最低 。
主要約束條件有:(1)系統有功平衡約束;(2)系統正、負備用約束;(3)節點有功平衡約束;(4)線路輸電容量約束;(5)機組最大和最小出力約束;(6)機組最小運行與停相持綺時間。
序列調度方法
為實現市場的公平性和透明性，降低算法的複雜程度，可考慮對AGC市場和電量市場分別進行容量價格和電量價格的競爭，並按優先權順序進行序列調度。根據AGC市場和電能市場優先權順序的不同，又可以分為以下兩種情況:
(1)有功電量市場一AGC市場
具體思路是:同時組織AGC市場和有功電量市場的報價，優先進行有功電量市場交易，首先不考慮AGC運行約束，制定出有功電量預調度出力計畫，形成各時段的市場清算電價，並將結果予以公布。然後考慮AGC運行約束，根據AGC機組的申報和系統AGC總需求，以調度交易中心支付的容量費用最小為原則，得到在電量市場競價成功的發電機組的AGC容量購買計畫，並予以公布。
該序列調度方法算法較為簡單，市場清晰透明，可操作性強。但是，在進行出力計畫調整之前，機組的開停狀態已經確定，因此若要採用該調度方式，必須保證系統有足夠的AGC容量，否則當預留的AGC容量不足時，只能將報價較高的AGC機組開機，同時減少非AGC機組的出力，以保持系統供需平衡。
(2) AGC市場一有功電量市場
具體思路是:同時組織AGC市場和有功電量市場的報價，AGC市場優先交易。以AGC容量購買費用最小為目標，確定各機組的購買容量S;，滿足系統AGC容量總需求夢，和AGC速率總需求產“。AGC市場結束後，由於提供AGC服務的機組必須保證一定的基點負荷，所以自然占有了一定份額的電量市場而不再參與競爭，它們的電量報價在電量市場競價排序中不再起作用。其餘在AGC市場落選的AGC機組，可以按電量報價與普通機組一起在電量市場中競價上網。AGC市場和電量市場均按各自的邊際價格結算，最終提供AGC服務的機組獲得的電量費用將與電量市場其它機組的競價結果有關 。
該序列調度方法也具有方法(1)算法簡單、市場透明度高、可操作性好的優點。另外，優先組織AGC交易，機組出力計畫尚未確定，可提供AGC服務的機組較多，AGC市場的競爭力度加大。在AGC市場中獲準提供AGC服務的機組即已具有了一定的基點出力，這樣對於發電機組積極參與電網AGC是一種激勵。因此，AGC市場優先的序列調度方法非常適應於我國發電側電力市場階段AGC資源不很充裕的現狀。
發電市場AGC機組調配方案
上述分析表明:AGC輔助服務優先的序列調度方法適用於我國電力市場初期AGC資源不很充裕的現狀，同時也突出了AGC的特殊性及其在電力系統中的特殊地位。在發電側電力市場中，具備AGC功能的發電機組(AGC機組)單獨組織起一個優先權別高於有功電量市場的AGC輔助服務市場，進行AGC決策和交易 。 發電市場的市場主體是各獨立發電廠和電網經營企業(如代表網省公司的調度交易中心)。在計畫交易日的前一天，調度交易中心公布計畫交易日各時段電網AGC容量和速率需求，發電廠在向調度交易中心進行有功電量申報的同時，提交AGC輔助服務申報，內容包括:機組的調節範圍(或調節容量)、調節死區、調節速率、回響時間、調節偏差等AGC技術指標及AGC容量一價格曲線。
AGC調節範圍是指機組的有效AGC出力範圍，調節範圍的大小即為機組的AGC調節容量(單位:MW)o
AGC調節死區是指機組AGC調節無法動作的區間(單位:MW)。
AGC調節速率是指機組在AGC調節範圍內調節其出力的速率(單位:MW/min ) 。
AGC回響時間是指機組從接收到AGC負荷指令到產生AGC調節動作之間的延遲時間(單位:s)。
AGC調節偏差是指機組AGC動作穩定點相對於設定點的偏差(單位:MW)。
AGC容量一價格曲線的制定採用的是單位容量報價(單位:元/MW)方式，AGC容量報價允許一天各時段採用不同的報價曲線。
調度交易中心根據發電廠申報，對N台參選的AGC機組制定出優先順序表，然後依次選取出參與電網AGC服務的n台機組，以滿足系統AGC容量和速率需求。被選中的AGC機組自動擁有了一定的基點負荷，同時預留一部分發電容量，而剩餘AGC機組則進入有功市場，與非AGC機組一起競爭，參與電能預調度計畫的制定。
在實時市場中，凡是被選中的AGC機組，都必須根據調度交易中心發出的AGC負荷指令參與系統頻率和聯絡線交換功率控制，而未被選中的AGC機組則嚴格執行發電計畫，不得擅自參與AGC調節。在實時負荷調整時，n台AGC機組不分優先順序被調用，統一動作。當系統AGC總容量或總跟蹤能力不足時，則對AGC市場中剩餘AGC機組按優先順序表中的排序進行計畫外購買。
於是，發電市場上述AGC輔助服務框架下的AGC機組調配方案如下:確定系統對AGC調節容量和調節速率的需求，並按此需求根據優先順序表選擇AGC機組參與電網AGC服務(圖3-1虛線框內)。實現該方案的關鍵和難點在於系統AGC需求的確定。
