大连理工大学博士学位论文有功辅助服务成本及相关问题研究.doc

博 士 学 位 论 文有功辅助服务成本及相关问题研究Study on Costs of Positive Ancillary Services and Related Problems 作 者 姓 名： 王 娟 娟 学科、 专业： 电机与电器 学 号： 10613009 指 导 教 师： 李 卫 东 完 成 日 期： 2011年12月 大连理工大学Dalian University of Technology大连理工大学学位论文独创性声明作者郑重声明：所呈交的学位论文，是本人在导师的指导下进行研究工作所取得的成果。尽我所知，除文中已经注明引用内容和致谢的地方外，本论文不包含其他个人或集体已经发表的研究成果，也不包含其他已申请学位或其他用途使用过的成果。与我一同工作的同志对本研究所做的贡献均已在论文中做了明确的说明并表示了谢意。若有不实之处，本人愿意承担相关法律责任。学位论文题目： 作 者 签 名 ： 日期： 年 月 日大连理工大学博士学位论文摘 要大连理工大学博士研究生撰写学位论文应当符合写作规范和排版格式的要求，以下格式为研究生院依据国家标准和行业规范所编制的博士学位论文模板，供博士研究生参照使用。 摘要部分说明：“摘要”是摘要部分的标题，不可省略。标题“摘要”选用模板中的样式所定义的“摘要”；或者手动设置成字体：黑体，居中；字号：小三；1.5倍行距，段前为0行，段后1行。论文摘要是学位论文的缩影，文字要简练、明确。内容要包括目的、方法、结果和结论。单位制一律换算成国际标准计量单位制，除特殊情况外，数字一律用阿拉伯数码。文中不允许出现插图，重要的表格可以写入。摘要正文选用模板中的样式所定义的“正文”，每段落首行缩进2个汉字；或者手动设置成每段落首行缩进2个汉字，字体：宋体，字号：小四，行距：多倍行距 1.25，间距：前段、后段均为0行，取消网格对齐选项。篇幅以一页为限，摘要正文后列出35个关键词，关键词与摘要之间空一行。“关键词：”是关键词部分的引导，不可省略，黑体，小四。关键词请尽量用汉语主题词表等词表提供的规范词。关键词之间用分号间隔，末尾不加标点。关键词：写作规范；排版格式；博士学位论文- I -Study on Costs of Positive Ancillary Services and Related Problems AbstractContents of the abstract. Times New Roman. Key Words：Write Criterion; Typeset Format; Ph. D Dissertation- 3 -目 录摘 要IAbstractII1 绪论11.1 研究背景11.2辅助服务的基本知识21.2.1 辅助服务的定义和分类21.2.2 辅助服务市场的调度模式41.2.3 辅助服务的交易模式51.2.4 辅助服务的成本和成本分摊81.2.5 辅助服务的付费91.3 有功辅助服务AGC91.3.1 AGC的特征91.3.2 AGC的控制过程101.3.3 AGC机组运行的考核标准141.3.4 AGC机组的调度141.3.5 AGC成本和成本分摊151.4 备用171.4.1 备用的特征分析171.4.2 备用的成本181.4.2 备用成本的分摊191.5 调峰191.5.1 电网调峰能力191.5.2 调峰电量的交易模式201.6本文的主要研究工作211.6.1 本文研究针对的问题211.6.2 本文所做的工作212 电力市场中AGC辅助服务的成本研究242.1 引言242.2 AGC成本的构成242.3 电厂侧AGC成本252.3.1 投资成本252.3.2 运行成本262.3.3 维护成本272.3.4 调度成本81282.3.4 机会成本282.4 调度侧AGC成本312.4.1 设备投资及维护成本312.4.2 控制成本322.4.3 校正成本342.4.4 计时费88362.4.5 传输费用372.5 降低AGC成本的方法372.5.1 电厂侧降低AGC成本的方法382.5.2 调度侧降低AGC成本的方法382.6 本章小结383 电力市场环境下需求侧AGC成本的分摊策略403.1 前言403.2 历史AGC需求曲线的确定413.3 需求侧各控制区域AGC分摊指标的设定413.3.1 控制区域的AGC需求对区域电网AGC需求的影响413.3.2 各控制区域应承担的AGC成本分摊责任的量化423.3.3 区域的AGC成本分摊指标443.4 算例分析443.4.1 历史AGC需求曲线443.4.2 AGC成本在控制区域间的分摊453.4.3 AGC成本在合作区域间的分摊473.5 本章小结494 基于AGC成本的AGC容量调度策略504.1 引言504.2 AGC出力费用的数学建模514.3 AGC调节容量的调度策略534.3.1 被调度机组的AGC电量的影子价格534.3.2 被调度机组的AGC电量的影子价格的均衡值534.3.3 被调度AGC机组的调节容量的调度策略544.4 算例分析544.5 本章小结565 意外事故备用成本分摊方法的比较和研究575.1 引言575.2 意外事故备用概述585.3 意外事故备用分摊方法595.3.1 顺序分配法605.3.2 事故停电次数分摊法615.3.3 基于单位小时大型在线运行机组/输电线路的最大出力615.3.4 一种新的意外事故备用费用分摊法625.4 备用分摊法的分析与比较625.5 本章小结636 微型燃气轮机机组参与电网调峰的运行机制研究656.1 引言656.2 我国燃气轮机的现状分析666.3 燃气轮机参与电网调峰666.3.1 可行性分析666.3.2 交易机制设计676.4 调峰容量期权价格和期权执行价格的确定686.4.1 期权执行价格的确定686.4.2 期权价格的确定696.5 算例分析716.5.1 期权合约的期权执行价格的确定716.5.2 期权合约的期权价格的确定726.6 本章小结757 电力市场中辅助服务招标的全局寻优算法777.1 引言777.2 市场规则的设定787.3 顺序法797.4 一种全局寻优的搜索算法827.5 本章小结85结 论- 86 -参 考 文 献- 88 -攻读博士学位期间发表学术论文情况3致 谢4作者简介5大连理工大学学位论文版权使用授权书6大连理工大学博士学位论文1 绪论1.1 研究背景世界范围内的电力市场改革从20世纪80年代开始至今，已经历了近30年的变迁。英国是世界上较早实施电力市场改革的国家之一，其于1990年开始实施单一电力联营体POOL模式，随后于2001年3月在英格兰-威尔士地区开始实施NETA (New Electricity Trading Arrangement) 模式，接着基于建立整个国家范围内的电力市场的目标，于2004年开始执行BETTA (British Electricity Trading and Transmission Arrangements) 模式1。澳大利亚各州于90年代初打破了电力行业垂直一体化垄断结构，建立了竞价上网的市场机制，先建立了过渡性的州立市场，随后于1998年东南5州 (区) 市场合并为国家电力市场2。我国进行的“厂网分开、竞价上网”的改革在经历了部分省 (市) 试点3、区域市场试点4-6之后，开始建设国家级电力市场。随着电力市场改革的深入，我国电力行业的管理也在逐步由粗放式向精细化转变，中国电力投资集团提出的“只有更好，没有最好”的服务口号即体现了精细化管理的理念。通过不断深化管理方式和手段，可以优化核算，提高信息的有效性，最大限度地提升企业的盈利能力；可以避免粗放型管理所导致得管理不到位、电力企业难以适应电力市场化发展的缺陷等。电力企业的精细化管理可体现在电力企业运营的各个方面，如通过成本的精细化管理，不仅可解释成本发生过程的细节，同时也有助于发现成本管理环节存在的问题，从而降低成本以提高发电企业的竞争能力7。而生产过程的精细化管理则可以大幅提高生产效率，发挥员工的积极主动性，实现准时化生产等。精细化管理起源于20世纪五十年代，是发达国家的一种企业管理理念，是社会分工的精细化，以及服务质量的精细化对现代管理的必然要求。这种管理建立在常规管理的基础之上，并将常规管理引向深入的基本思想和管理模式，是一种以最大限度减少管理所占用的资源和降低管理成本为主要目标的管理方式。而精细化管理的本质意义8在于它是一种对战略和目标分解细化和落实的过程，是让项目的战略规划能有效贯彻到每个环节并发挥作用的过程，同时也是提升项目整体执行能力的一个重要途径。精细化管理在电力市场中的表现之一为辅助服务的解捆成为电力市场改革的热点之一，之所以要将辅助服务与主能量进行解捆，是因为两者的作用、服务对象及成本均不同。主能量的主要作用是满足系统负荷的用电需求，而辅助服务的主要目的是在保障主能量顺利传输和交易的同时，保证系统的安全稳定；由此目的的区别可见，主能量的主要服务对象是负荷，而辅助服务的服务对象具有多样性，可以是负荷，也可以是系统或电源。因此主能量和辅助服务的成本也会有很大的区别。此外有些辅助服务具有一些特殊的特性，如AGC服务以平衡发电、用电，保证电力系统频率质量和控制联络线功率为目的，它的服务对象不是某一个特定的用户，而是电力市场的全体，因此它不与特定的电力、电量交易直接发生关系，因此建立与主能量市场分离的独立的AGC市场可提供直观的经济信号，引导发电企业提供AGC服务。在主能量市场中，各参与者以自身利益最大化为目标参与市场竞争，依据市场规律确定电能商品的流向，因此整个能量市场的公平和开放，有利于调动各参与方的积极性。主能量与辅助服务解耦之后，由于大多辅助服务的提供方为主能量市场中的竞争主体，则原有的依靠行政命令统一调度辅助服务的方式日益呈现出与电力市场整体环境之间的不协调，而市场机制引入电力工业需要电力市场的多元化和电力商品的多样化，因此将辅助服务作为一类电力商品，建立辅助服务市场有其必要性9。辅助服务市场是指区别与主能量的独立的市场，在此市场中的交易主体是各辅助服务，它是随着电力市场化改革的不断深入而逐步被业界所重视的一种市场模式10。辅助服务市场可以只交易某种辅助服务，如常见的有AGC辅助服务市场、备用辅助服务市场、调峰辅助服务市场等；也可以是交易多种辅助服务的市场，而多种辅助服务的交易形式也具有多样性。但与主能量市场类似，在任何一个辅助服务市场中各参与者主要关心的问题仍是各自的利益。因此，研究各辅助服务的成本既可为辅助服务市场中各辅助服务提供者确定报价提供依据和参考，准确的成本可使参与者的报价趋于理性，有助于市场参与者制定合理可行的报价策略；又可使竞价参与者从多个角度进行成本的分析控制，还可为交易中的方案进行预结算和交易后核算提供必要的数据等。而辅助服务成本分摊的研究则可使辅助服务市场的运行更加规范有序，合理公平的成本分摊策略可实现“引起者支付”的费用分摊原则，即使辅助服务的需求者承担辅助服务的费用，从而可有效减少辅助服务的需求，增加社会总效益。因此要建立稳定高效的辅助服务市场、形成规范合理的辅助服务竞价机制、及减少系统的辅助服务需求，就必须正确分析辅助服务成本及与成本相关的内容。1.2 辅助服务的基本知识1.2.1 辅助服务的定义和分类辅助服务是指为完成输电和电能交易并保障系统安全和电能商品质量，发电厂或其他提供者提供的、与正常电能生产和交易相互耦合的服务。辅助服务基本功能在于响应电力市场中供需变化的不确定性，使电力系统可以以技术上能接受的最经济的运行方式服务于竞争性的电力市场。主能量市场结构和模式的不同影响到各个市场对辅助服务的定义和分类，因此不同国家或研究机构对辅助服务的分类不尽相同。总体而言，辅助服务可分为与有功功率相关的辅助服务和与无功功率相关的辅助服务两大类。前者包括调峰电量、一次调频、自动发电控制 (Automation Generation Control, 简称AGC)、负荷跟踪 (Load Follow -ing, 简称LF)、有功备用容量、有功网损补偿 (或称系统损失补偿)、约束缓减服务、不平衡电量、发电再分配等；后者包括无功支持与电压控制等；此外提供发电机组黑启动能力的黑启动服务等也属于辅助服务的范畴。调峰是指为跟踪负荷的峰谷变化而有计划，按一定调节速度进行的机组负荷调整。调峰电量严格说来应是电能市场交易电量的一部分，但当调峰对机组的速度、频繁启停性能有特殊要求及调峰电量的成本与非调峰电量的成本差异很大时，也可将其纳入辅助服务的范畴。常见的调峰机组有抽水蓄能机组，燃气轮机，部分可调库容的水电机组及小容量的燃煤机组等。根据对因调峰而产生的成本的不同补偿方式，其可分为基本调峰(常规调峰)和有偿调峰(非常规调峰)两种，基本调峰是指发电机组在规定的出力调整范围之内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务。一般情况下，这种调峰的费用已包含在主能量的售价中，因此不再对其单独进行补偿。如华东电网11规定上海、江苏、浙江、安徽、福建省（市）调度管辖的发电机组基本调峰范围分别为43、53%、41、41、43、35额定容量，即机组的出力调整范围分别为额定容量的57-100、47-100、59-100、59-100、57-100、65-100。而有偿调峰是指并网发电厂在基本调峰服务之外提供的调峰负荷，即发电机组超过基本调峰范围进行深度调峰，以及发电机组按电力调度指令要求在24小时内完成启停机（炉）进行调峰所提供的服务。有偿调峰又分为启停调峰和深度调峰两种，对启停调峰常见的补偿方式是依据启停调峰的台次和机组容量进行补偿，而对深度调峰的机组的补偿一般是依据超过常规调峰能力的比率或根据机组提供的调峰幅度和相应的时间进行补偿。一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应和负荷的自调节效应，调整有功出力以减少频率偏差所提供的服务，这属于动力系统的自然属性，因此一般情况下认为这部分费用已包含在能量费用中，并不对其进行单独补偿。AGC即频率的二次调节，是指发电机组在规定的出力调整范围内，依靠机组的调速器跟踪电力调度指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。LF类似于在线经济调度，国外学者对其研究的较多12-13，主要是指控制频率以跟踪每日系统负荷的变化，具体是指采用装有调速器及AGC装置的在线发电设备，跟踪负荷分钟级(主要是10分钟以上的)波动量及各小时的变化趋势。在我国电力市场发展的现阶段，各区域电网仅从定性的角度来确定辅助服务的补偿额度，如华东电网规定对AGC的补偿按其投资成本、运行维护成本及提供AGC服务而增加的成本确定补偿标准。备用辅助服务是指电力系统除满足最大负荷需求外，为保证电能质量和系统安全稳定运行而保持的有功功率储备，其可满足负荷的随机需求，提高系统可靠性，缓减高峰负荷电价，等。从目前国内外的相关研究情况看，备用有多种分类，较常用的是基于机组响应速度的差异，分为10分钟旋转备用、10分钟非旋转备用、30分钟运行备用14、60分钟备用15和替代备用16。而我国华东区域定义的旋转备用是指为了保证可靠供电，根据电力调度指令指定的并网机组所提供的必须在10分钟内调用的预留发电容量服务。热备用定义为为了保证可靠供电，根据电力调度指令指定的未并网机组所提供的必须在1小时内能够调用的热备用容量服务。有功网损补偿指对输电过程中的能量损失的补偿，与负荷大小有关。约束缓减服务17是指输电出现约束时，提供此服务的服务商将重新调整计划来降低出力或需求以保证网络的安全和成本。能量不平衡18指采用发电设备及燃料以匹配每小时供电商与用户之间实际与计划交易之间的差异。发电再计划19指对于较大的发电负荷偏差，调度中心要重新安排机组出力。无功支持与电压控制一般是指为了维持系统正常的电压水平而进行的无功的调度。黑启动是指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组所提供的恢复系统供电的服务。在各电力系统的实际运行过程中，不同系统电网结构不同、电力生产构成不同、系统运行水平不同，所需的辅助服务也不相同。1.2.2 辅助服务市场的调度模式任一电力市场要保障其安全运行均需要多样不同的辅助服务，辅助服务市场的调度与交易是指针对同一区域或地区的各种不同的辅助服务市场，如何确定辅助服务市场间的调度顺序及各服务的交易方式。在我国电力市场改革初期，常见的为了实现有功功率实时平衡而组织的辅助服务调度流程为：实时市场中，先调用AGC机组进行快速的自动发电频率调整，维持系统负荷平衡；接着调用旋转备用机组替换AGC机组，维持系统AGC容量；最后组织15 min实时市场交易，通过在实时市场购买机组出力，替换旋转备用机组，维持系统正常旋转备用。其实不同辅助服务对其提供者的要求不同，因此在英美等较早实施电力市场改革的国家中，对某些具有可比性的辅助服务的质量进行排序，依据从最高质量辅助服务市场到最低质量辅助服务市场的顺序来对各种辅助服务依次进行招标。同一机组的剩余容量参与下一个市场的招标，每项服务市场上的中标者的最高价即为该市场的清算价，这种方法被称作顺序法20。依据顺序法可使每类辅助服务的市场清算价在该类市场中达到最低，但却不一定能使所有辅助服务的总成本最低，因为这种调度辅助服务的方式没有考虑高质服务对低质服务的替代，容易造成高质辅助服务价格偏低，而低质服务的市场清算价虚高，即市场中辅助服务商品的价格倒挂，不利于公平竞争。运行经验也证明，采用各个辅助服务市场分别出清的方式无法引导出一个高效率的市场。有些发电公司利用该方法的缺陷牟取暴利：辅助服务市场的正常价格为5-10美元/MWh，但在1998年7月最高时竟达9999美元/MWh21。ISO为此设置了价格顶限。后来，ISO对其辅助服务市场进行了重新设计，采用了理智买家算法22，也即同时投标模式。它具体是指先确定各辅助服务市场招标价格的上下限，如依据顺序法的调度结果确定出质量最低的辅助服务的价格上限等；然后各辅助服务市场同时实施相应辅助服务的招标，在此过程中不考虑不同辅助服务之间的分级可替代性，因为这可能会导致质量较高的辅助服务市场的边际清零价格增加。但这种方法仍不能实现辅助服务总成本的最小化，这是因为若根据使用情况来支付，此方法是等同于顺序法。因此本文提出了一种全局寻优的方法以克服上述方法存在的缺陷。1.2.3 辅助服务的交易模式随着辅助服务市场与主能量市场的分离，不同国家或地区提供各种辅助服务的模式各不相同，当前主要有以下几种类型23：(1) 统一型指各种辅助服务均由市场交易中心或独立系统运行中心(Independent System Opera -tor, 简称ISO)根据系统实际情况统一调度安排，并根据各提供者的执行情况进行奖罚。如阿根廷电力市场。(2) 投标型指各市场参与者投标竞价来获取辅助服务，交易中心根据一定的原则安排辅助服务计划，并支付费用。比较典型的如美国新英格兰电力市场，它是一个完全竞争型的实时市场17。鉴于辅助服务市场中的辅助服务类型多样，协调主能量市场与辅助服务市场的方式也各有不同。以AGC辅助服务市场与主能量市场为例，有三种非常有代表性的竞价模式：a) AGC与日前电量市场联合交易决策模式，即两市场同时组织报价、同时安排发电计划等，以实现二者总费用最小为基本目的。这种竞价模式可防止发电商投机，避免社会福利损失；但不利于主能量与辅助服务的协调优化，也不能充分利用发电机的安装容量。如美国新英格兰电力市场即采用此决策方式。b) AGC市场后调整模式，也即顺序交易决策中的先电能市场后辅助服务市场模式，如美国加州初期的电力市场中即采用该模式。具体是指调度中心同时组织AGC市场报价和日前电量市场报价，以防止机组投机；但之后优先进行日前电量市场交易决策，在此基础上考虑AGC相关约束，以交易中心支付费用最小为原则修改初始出力计划。c) AGC市场优先决策模式，即同时组织AGC市场和日前电量市场报价，但先确定AGC市场的决策。这种模式可鼓励发电企业增加AGC装置，引导其自愿提供AGC服务，但AGC机组有可能滥用市场力24。(3) 双边合同型指针对某种辅助服务，交易中心和服务提供者签订双边合同，也即购、售辅助服务交易主要在辅助服务提供者和交易中心之间进行。如美国加州电力市场采用投标和双边合同相结合的方式来获取辅助服务。(4) 期权交易期权(options)是一种选择权，期权交易是指期权的购买者通过向出售期权的一方支付一定的期权价格费用，获得在以后指定时间内以事先确定的执行价格购买某种商品的权利。期权价格反映了合约所赋予期权持有者执行期权的权利，但这种权利只在有效期内有效。期权所有者执行期权时需另行支付使用期权的费用，即期权的执行价格(strike price)费用。文25提出了基于期权的发电容量交易机制，即调度中心代表用户向发电厂购买发电容量期权，通过事前确定的容量期权的价格和执行价格，可获得调用机组剩余发电能力的权力，用于保证紧急情况下的系统运行。智能电网环境下，将用户侧的需求响应(Demand Response, 简称DR)看作期权，既有利于供电商或ISO对DR资源进行更加明确的调度与更加准确的市场价值评估，又可使用户能更有效地了解其执行DR策略的获益情况，并在简化参与过程的同时增加了参与DR的积极性26-27。不同的交易方式各有优缺点，且不同辅助服务具有不同特点，因此有必要针对不同服务采用不同的交易机制28。但当前有偿辅助服务还不可能完全市场化；即使在高级阶段，也不可能对全部类型的辅助服务建立类似主市场一样的完全竞争市场，这是由各类辅助服务的自身特点决定的。不同辅助服务表现出的特征不同，因此不同的辅助服务要根据其特点确定相应的交易方式。如基于双边交易的分散责任的交易方法只适合于所有发电公司都可以提供并不会由于电源点位置的不同而使其承担的辅助服务责任发生变化的服务，因此基于双边交易辅助服务市场的设计方案针对备用服务是有效的。而其他类型的辅助服务，比如调频服务受到机组性能的限制，若AGC服务容量能满足需求但不十分充裕时，不宜采用AGC服务竞价模式，否则不但会使AGC机组市场力太大，价格剧增，而且还会影响主电能市场的竞争效率，使主辅市场总购买费用大增。此外，还应注意的一点是，在辅助服务发展的不同阶段，同一服务也可以根据不同的情况采取不同的交易方式。以AGC辅助服务为例，收费LFC模式29可以作为电力市场初级阶段采用的模式。在收费LFC模式下，厂网分开，即输电公司不再拥有自己的发电机组，但输电公司仍有义务提供LFC服务。因为输电公司必须从发电公司实时(以秒为单位)购买有功，再转售给配电公司。这种模式下，输电公司可以采用垄断方式买卖LFC服务，也可以和双边合同LFC并存，也可以没有双边合同(这两者分别和英国及挪威情形相同)。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可以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。即一边签定合同，长期或短期，单边或双边或多边，系统需要AGC服务时调用。但市场中中长期合约的比例不宜过大，因为一旦合约中的一方违约，不利于维持市场的稳定，且发电企业的售电电价波动的风险只能由合约交易双方共同承担，无法通过流通手段转移和分散风险。与此同时组织AGC市场进行竞价，实时交易可以提高竞争力度，现在这种方式居多。此外，有的学者建议30建立远期AGC辅助服务市场，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预测，即对于调频服务只能有质的规定和量的范围。所以可以提前进行这种辅助服务的承诺性交易，即可由发电公司上报未来某时段满足一定要求的调频服务的价格，ISO根据市场准入条件和市场竞价规则选择机组，与发电公司签定某几台必开的AGC机组合同。 还有的建议建立日前AGC市场23，因为系统不同时刻AGC需求波动较大,该方式可以准确地购买AGC服务,减少冗余购买；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；此外,还可以充分考虑水电厂水库蓄水量和来水情况。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,机组出力可调整范围很小,可参与AGC市场竞争的机组较少,结算问题也较复杂，所以实时市场不适合组织AGC竞价。实际上同一电力市场中也常常采用多种不同形式的交易方式。如英国电力市场在Pool模式下时通过签订长期辅助服务合约，如双边合同和远期期货合同，及实时交易确定系统所需的辅助服务；在CAISO市场中，辅助服务通过日前的辅助服务市场、双边交易合同、实时市场等进行交易；澳大利亚电力市场中的频率控制辅助服务的现货市场于2001年九月开始运行，而在电力市场建立初期多采用在国家电力市场管理公司(National Electricity Market Management Company, 简称NEMMCO)与辅助服务供应商之间签订长期合同的交易方式来获取系统所需的服务。但不管采用何种交易形式，无一例外，所有交易模式的基本目标均为在满足一定约束条件下的社会总收益最大化，而各市场参与方也更加关注自身的经济效益。在市场竞价的前提下，要实现经济利益最大化，交易商品的成本是不得不研究和考虑的因素。关于电能成本的研究由来已久，如31-33。同理，在辅助服务市场中辅助服务成本的研究也是非常值得关注的问题。如在现行的POOL电力市场模式下，ISO须向发电公司购买AGC并支付相应费用，确定AGC成本是合理化付费的前提；而当AGC在市场上竞价供给时，准确的成本分析也是进行策略竞价的先决条件。为此，研究各类辅助服务的成本就成为现阶段不得不解决的问题之一。1.2.4 辅助服务的成本和成本分摊各种辅助服务交易模式及调度方法的实施，使得辅助服务市场开始运行。但现阶段世界范围内的辅助服务市场还处于初期运行阶段，一些国家的辅助服务市场甚至与主能量市场还未完全分离，因此在这个市场中交易价格的确定带有一定的随机性或强制性。而成熟市场的市场机制的核心是价值机制，市场价值是指一项资产在交易市场上的价格，它是买卖双方竞价后产生的双方都能接受的价格。如果市场是有效的，则商品的内在价值与市场价值应当相等。如果市场不是完全有效的，一项资产的内在价值与市场价值会在一段时间里不相等。市场越有效，市场价值向内在价值的回归越迅速。与自由交易的普通商品市场相比，辅助服务市场具有其特殊性。但在任何交易市场中，交易者实施交易的目的均为实现其利益的最大化，因此如何适当确定辅助服务的成本及价格就成为市场运行中非常值得关注的问题。在市场发育的不同阶段，管理模式或辅助服务的交易方式不同，使得定价方法不同。常见的对有偿辅助服务的定价方法有如下几种：基于成本定价34；价值核算制35；双边合同制36；市场招投标确定价格37；实时竞争定价等等。但由于不同辅助服务的成本构成复杂，因此其没能得到深入研究，多是仅从定性的角度出发确定各成本的构成成分，考虑的因素并不全面，也没有给出各成本的定量的计算方法，对影响各成本的可能的因素的分析也有所欠缺。如美国PJM电力市场对于辅助服务，采用基于成本的定价方法，其认为实时调节服务成本由燃料成本、可变成本增量、附加成本和机会成本组成。我国华东电网认为AGC的成本是由其投资成本、运行维护成本及提供AGC服务而增加的成本组成的。这样，很多国家也不得不采用较粗略的方法在可能的辅助服务成本引起者之间分摊辅助服务成本。如哥伦比亚辅助服务的成本以发电商和供应商各50%的原则分摊。北欧电力市场中将所有辅助服务的成本都分摊到用户的输电费用中。而英国国家电网公司NGC通过附加费(uplift)回收辅助服务成本。从原理上讲，辅助服务成本应按每个用户使用的各种服务的份额来确定，但这实际上是一个非常困难的问题。因为任一种服务均包括多个成本分量，且这些成本随时间、地点和系统负荷变化，因此很难确定每个用户应承担的份额。1.2.5 辅助服务的付费辅助服务的成本不明确导致在我国的电力市场中，对有些辅助服务的付费来源于损益基金(政府批准的上网电价与竞价后的实际上网电价之间的差额) 38。为此，这些辅助服务的定额单价不得不根据损益单价的多少定期调整，不能反映其实际成本。具体方法为：在确定定额单价时，首先根据损益基金多少确定未来一定时期内各种辅助服务付费的总预算额度，然后按已发生时段全网各种辅助服务提供者得成本(机会成本和可变成本之和)分摊各种辅助服务的预算额度。同时，根据已发生时段各辅助服务的实际电量数值(次数)，测算未来一定时期内的全网各种辅助服务的相应电量(次数)，从而可以确定各种辅助服务的定额单价，最后提交给市场运营监管机构或政府有关部门审核批准，最终定价。 1.3 有功辅助服务AGC1.3.1 AGC的特征AGC是电力市场中重要的辅助服务之一，作为使互联电网频率和联络线交换功率满足计划要求所不可缺少的技术手段之一，其需求量实质上是有功功率，所以将其归至有功辅助服务的范畴。但AGC需求量本身所具有的独特特征使得发电机提供AGC需求时产生的成本与发电机提供主能量时产生的成本不尽相同。AGC是能量管理系统的重要组成部分，其作用主要是对变化幅值在2.5%负荷峰值左右、变化周期在10秒到几分钟的发电与负荷不平衡量进行自动发电调整。在统一调度模式下，整个AGC的出力调度过程为：根据某一控制目标(即下文提到的控制模式)，电网调度中心将机组出力调节指令发送至有关机组，这些被调度机组的炉机协调控制系统 (Coordinated Control System，简称CCS) 启动，系统实现对机组出力的自动控制。AGC具有多种控制模式，与不同控制模式相对应的，由于负荷变化和机组出力波动而产生的区域控制偏差 (Area Control Error，简称ACE) 也具有不同的表达式。而互联电网中最常采用的是联络线频率偏差控制模式 (Tie-line Frequency Bias Control,简称TBC)，此种模式下通过AGC既要保持系统频率的恒定，又要维护联络线净交换功率的恒定。此时AGC控制的基本原则是在保证系统频率质量的前提下，执行区域间的交换功率计划，每个区域负责处理本区域所发生的负荷扰动，并在紧急情况下给予相邻区域以临时性支援。对应ACE的表达式为：其中：为联络线净交换功率偏差，是联络线实际交换功率与计划交换功率的差值；为电网或控制区域的频率偏差系数；为频率偏差，是系统实际频率与计划频率的差值。由上式可见，ACE量值的大小主要由和的大小决定。实际系统中，负荷每时每刻均在无规则地变化着，其中变化周期较长、幅度较大的冲击性负荷将使电网频率产生偏差；而互联区域之间的联络线交换功率也在随机波动，为此ACE具有随机性，是实时变化的量。我国华北网调39已于2001年实现了EMS系统实时计算各控制分区的ACE值，且这些实时值可被实时地(每4s下发一次)发送至各省（自治区）中调EMS系统和AGC电厂的远动装置（Remote Terminal Unit, 简称RTU），从而使各中调和电厂共同实时掌握电网的功率缺盈额，并根据调度命令相应地快速调整发电机出力和联络线潮流，以保证电网优质运行。1.3.2 AGC的控制过程我国电力系统的有功功率控制由一次调频、二次调频（AGC是二次调频的主要形式）、备用、经济调度等环节完成，各个环节既有不同的控制特点但又相互联系、相互影响。一次调频是由发电机调速器完成的频率调节，能对较小幅度的负荷波动作出快速反应，是维持电力系统频率质量的第一道屏障。一次调频的作用发挥得好，将大大减轻AGC的调节压力。而备用及经济调度负责波动较平缓、变化幅值较大的负荷变化。据此，则AGC所控制的对象是波动较频繁且幅值较大的有功功率不平衡量，反映至ACE，则ACE也为变化较频繁且变化幅值较大的量，但鉴于现阶段我国大部分控制设备无法提供实时的有功功率跟踪服务，为此目前系统中多采用的是隔一段时间计算ACE平均值的办法，调度中心以此计算值为依据，向AGC机组下达调节命令。因此在TBC控制模式下，AGC系统实质是完成频率和净交换功率的闭环反馈控制的设备和计算机程序的综合40。此闭环自动控制是一涉及面广（涵盖了调度侧和电厂端2个系统）、技术难度大(通过调节发电机出力使ACE不断减少直到为零)的闭环控制系统。实际应用中AGC是一个两层的闭环控制系统。一层为负荷分配回路，AGC通过RTU、通信通道及SCADA获取所需的实时测量数据，由AGC程序形成ACE为反馈信号的系统调节功率，根据机组的实测功率和系统的调节功率，按照经济分配的原则分配给各机组，并计算出各机组或电厂的控制命令，再通过SCADA、通信通道及RTU送到电厂的机组调功装置；另一层是各机组的控制回路，它调节机组出力（二次调节）使之跟踪AGC的控制命令，最终达到AGC的控制目的。AGC工作原理示意图如下所示：电力系统ACE调节计算经济分配系数经济基点值机组实际功率DG机组ED程序块图1.1 AGC工作原理示意图Fig. 1.1 Schematic diagram of working principle of AGC其中：- 机组的ACE调节量； - 机组的经济调节量； - 机组的经济基点值或实际功率； - 机组