云南電力市場調頻輔助服務補償機制分析與思考

王建波

（華能龍開口水電有限公司，云南省昆明市 671500）

0 引言

2016年，云南電網實現了與南方電網主網的異步聯網運行，從一定程度上提高了主網的系統穩定性，但是在該運行方式下，云南電網的頻率穩定性比較突出，系統對頻率波動比較敏感。為了有效解決頻率問題，鼓勵各電能供應商積極參與系統調頻任務，云南電網于2019年1月1日正式按照《南方電網并網發電廠輔助服務管理實施細則（2017版）》（簡稱輔助服務管理實施細則）提供調頻補償。本文主要分析了云南電力市場調頻輔助服務補償機制，同時與美國部分區域調頻補償機制進行了對比。在調頻補償機制運行過程中，結合云南區域水電廠調頻補償情況，提出了一些思考和建議。

1 調頻補償機制分析

1.1 云南電網調頻補償機制

2019年開始，云南電網開始執行輔助服務管理實施細則，按照細則來看，AGC補償分為兩大部分，一是調頻容量補償，二是調頻里程補償[4]。補償收益按照下式所示：

式中：Rcap——調頻容量補償收益；

Rmil——調頻里程補償收益；

C——調頻容量；

D——調頻里程；

A——AGC運行性能指標；

Scap——容量補償標準；

Smil——里程補償標準。

在容量補償和調頻里程補償中，云南電力市場均引入了AGC運行性能指標，指標包括調節速率、響應速度和調節精度[4]。只要滿足以上3個條件，A為1；不滿足時，A為0。

（1）調頻容量補償。當AGC運行性能指標合格時，其收益公式如下所示：

式中：Cp——調度時段AGC在5min內可以上下自動調節的限制區間容量，MW；

H——AGC投入運行時間，h。

一般情況下，發電機組都存在一個最優運行工況區，機組一般只會在0至額定負荷之間的某個區間內長時間運行，投入AGC設置的條件之一就是機組負荷應處于振動區之外。因此，Cp的計算規則如下：

如圖1所示，機組的振動區為0～P3（P3為固定值），額定出力為PN，在調度區間[t-1，t]時間段上，機組出力在[P3，P1]區間時 AGC 投入運行（P3＜P1），正常情況下，P1=PN，此時：

但是，在調度區間[t，t+1]時間段上，則可能出現另外一種情況，即由于水電站水頭降低，機組無法達到額定出力，此時AGC的可調范圍區間為[P3，P2]，P3≤P2＜PN，此時：

圖1 調頻容量計算Figure 1 Frequency modulation capacity calculation

（2）調頻里程補償。當AGC運行性能指標合格且AGC控制模式投調頻模式時，單個調度時段收益公式如下所示：

式中：m——單個調度時段AGC總共下達的調頻指令次數；

R——響應完成AGC指令結束時機組的實際出力；

P——單個調度時段的調峰量。

其中，R1為調度時段開始時機組原始負荷值，Pt、Pt+1為調度計劃點的計劃值。

從理論上來說，調頻里程的計算過程可能會存在兩種情況：情況1，當調度時段AGC設定一直往單一方向調整時，即，無論中間如何調整，如果R1=Pt且Rm+1=Pt+1，則D=0，當時，則D=0，當時，則；情況2，當調度時段AGC設定并非一直往單一方向調整時，DAGC則需要按照公式進行逐次累加，當DAGC≤P時，則D=0，當DAGC＞P時，則。

為了更加直觀地說明調頻里程的計算方法，本文以云南某水電廠實際情況為例。如圖2所示為該水電廠上午8：00～8：15調度區間段的AGC命令設定及機組實際負荷 曲線圖，序號①～[16]代表有效調度順序。按照日調度計劃8：00時刻負荷為1080MW，8：15時刻負荷為1440MW。由于相鄰調度AGC設定值存在死區，因此從該調度區間來看，有效調度次數m=16，其中第1次至第5次，第11次至第13次呈單調遞增，第5次至第11次，第13次至第16次呈單調遞減。調度時段機組負荷原始值R1=1194MW，第5次調整后機組出力實際值為1275MW，第11次調整后機組出力為1187MW，第13次調整后機組實際出力1205MW，第16次調整后機組實際出力1160MW。按照調頻里程補償原則，該時段調頻里程收益計算如下：

圖2 機組實際負荷曲線圖Pt—8：00時刻計劃負荷；Pt+1—8：15時刻計劃負荷Figure 2 Actual load diagram of unitPt—Schedule load at 8：00；Pt+1—Schedule load at 8：15

由于DAGC＜P，因此D=0，Rmil=0。

該時段AGC調頻里程補償無收益。

1.2 美國部分區域與云南市場調頻補償機制對比

為了更好地對比分析，本文主要對美國以下幾個水電站資源比較豐富的電力市場區域進行研究分析，分別是賓夕法尼亞—新澤西—馬里蘭州（簡稱PJM）、加利福尼亞州（CAISO）和中西部（MISO）。

對于調頻容量補償收益，PJM、CAISO、MISO的調頻容量補償公式與云南電力市場相同，和式（1）基本一致。但是，PJM和MISO在容量補償收益中考慮了調頻性能指標，而CAISO并未在該補償中考慮該指標因素[1]，因此，對于CAISO來說，式（1）中A=1。對于調頻容量C，美國上述3個電力市場與云南電力市場是一致的，均為單個時段內機組負荷可跟隨自動裝置調節的寬度。

對于調頻里程補償收益，PJM、CAISO、MISO的調頻容量補償公式與云南電力市場相同，和式（2）基本一致，收益中均引入了調頻性能指標。調頻里程計算方面，PJM調頻里程直接取兩個調頻信號指令差的絕對值，不考慮實際調頻里程[1]。CAISO調頻里程通過修正的方式接近實際調頻里程，MISO調頻里程計算中分為兩種情況：情況1，當調頻實際響應命令值不足時，按照實際調頻里程計算；情況2，當調頻實際響應命令值過度時，按照實際期望調頻里程扣除響應過度的里程。

對于調頻性能指標，MISO與云南電力市場相同，都是設置一個考核標準，滿足考核標準則，A=1；不滿足時，則A=0。CAISO的調節性能指標分為向上調節性能指標和向下調節性能指標兩種，并且均是計算機組調頻精度。PJM調頻性能指標計算比較復雜，以調頻精度、相關性和延遲等3個指標為基礎，計算三者的加權平均數，從計算過程來看，主要指標為調頻精度和響應速度[1]。

從補償機制對比來看，四大電力市場補償機制采用的公式結構基本一致，云南和MISO市場采用設定考核標準的形式，對性能指標進行兩極化處理，PJM和CAISO則對性能指標進行了詳細計算。云南電力市場調頻性能指標考慮因素比較全面，PJM、CAISO和MISO則側重于調頻精度。

2 云南水電調頻輔助服務運行情況

從國家能源局發布的《國家能源局綜合司關于2019年上半年電力輔助服務有關情況的通報》的情況來看，云南電力市場調頻服務補償收入為5142萬元，占輔助服務總補償收入的18.97%，表2是云南某水電廠2019年上半年AGC月度補償情況。

表1 補償機制比較Table1 Comparison of compensation mechanisms

表 2 AGC 月度補償情況Table 2 AGC monthly compensation

從表2可以看出，該水電廠在AGC補償收入中，主要以容量補償收入為主，占到調頻補償收入的98.99%，AGC調節補償費用只占到1%左右，3～6月甚至沒有AGC調頻計算里程。

從水電廠的生產運行特點來看，水電廠在電力系統中主要承擔調峰和調頻任務，但是從統計的AGC實際調節電量數據來看，該作用不明顯。于是，本文調取了該水電廠某日的發電計劃，如圖3所示。

從圖3計劃負荷曲線來看（按照96個調度區間設置），每日0時、2時、6時、8時、12時、17時、20時及23時等系統常規負荷需求波動區間已經由水電機組承擔，每日調節電量達810MWh。為了滿足負荷計劃曲線的要求，該水電廠2019年開停機次數達到了2577次（5臺機）。但是按照AGC調頻里程計算規則，由于調度區間負荷計劃調整力度大，調整的區間量多，而實際AGC下發的負荷又低于計劃負荷，因此機組多數會出現如圖2所示出現的現象，即由于實際調頻里程無法達到計劃調頻里程，AGC實際調節電量為0的情況。

圖3 計劃負荷曲線Figure 3 Planned load curve

另外，根據細則規定，調頻補償費用是在發電側進行分攤，電廠每月需要繳納的調頻輔助服務費用按照下式計算[4]：

式中：F——系統內調頻輔助服務總費用（即系統內所有水電廠AGC調頻總收入）；

wi——本月第i水電廠上網電量；

n——系統內納入管理的水電廠個數；

Ri電量——第i水電廠月內上網電量占全網比率。

因此，水電廠調頻凈收入為：

式中，I補償為AGC補償收入。

從式中可以看出，當I補償和F確定時，R電量越大，需要繳納的調頻補償服務費用越高，電廠調頻凈收入就越低。而云南是以水電機組為主的能源大省，水力發電量占比本身就很高，因此，具備調頻優勢的水電機組最終在調頻凈收入方面未得到價值體現。

3 思考

按照云南電網公司統計口徑，2019年，風電發電量同比增長11.45%，光伏發電量同比增長39.0%。隨著非水可再生能源裝機容量及發電量不斷提高，系統對調頻的需求量會越來越大，對調頻的質量要求越來越高，因此，建立合理的調頻補償機制對保障系統頻率穩定性來說非常重要。本文結合美國部分電力市場經驗，針對水電調頻市場運行情況，提出云南電力市場調頻補償機制優化方案。

3.1 優化調頻里程計算機制

電廠負荷計劃曲線是調度綜合用戶負荷、電廠發電能力、電廠交易電量及送電通道安全容量等信息下發的，在一定程度上能夠反映當日某調度區間的供需關系。如果出現與調峰方向不一致的AGC調整策略，一定是由系統某一方面偏差引起的頻率波動，應該單獨計算，因此，在計算調度區間調頻里程時應分兩種情況進行：

（1） 當調度區間內AGC設定值為單一方向且與計劃調峰方向一致或者計劃調峰為0時，應按照現有里程計算公式進行計算。

（2） 當調度區間內AGC設定值方向與該調峰方向有相反的情況或者AGC設定值為單一方向且與計劃調峰方向相反時，例如圖2中⑤～[11]及[13]～[16]AGC設定區間，應該按照實際調頻里程獨立計算并納入調頻補償收益，與調峰方向相同的設定區間仍按照現有里程計算公式進行計算。

3.2 優化調頻容量計算機制

當前，云南電網只要是具備AGC功能，滿足AGC技術指標要求，并投入AGC功能的水電廠均具備AGC服務調節容量收益。初期，這種方式可能很大程度上促進了各電廠不斷提高自身的自動化程度，加快AGC系統建設。隨著系統不斷成熟，具備AGC功能的水電廠逐步增多達到明顯飽和時，如果仍舊采用固定收益的模式，容量越大的機組，在市場上越占優勢，勢必不利于未來調頻市場的有序發展。同時，鑒于云南電網異步聯網初期，系統出現過參與頻率調節的發電機數目過多造成AGC超調引發頻率波動的問題[2]，因此，電力調度機構應該構建調頻輔助服務市場，通過公平競爭的方式，采購高質低價的調頻容量參與系統調頻。只有中標的或者被臨時征用的機組才進行調頻容量計算。

3.3 細化調頻性能指標，并在調頻里程中有效體現

按照目前調頻性能指標計算及運用的方式，最大的缺點是調頻性能區分度不夠，不能真實反映各個機組調頻性能差別，而且在收益中調頻性能指標發揮作用不足。建議參考美國PJM電力市場，從調節速度、響應時間及調節精度等方面在系統內分別比較，隨后綜合計算形成各個機組的調頻性能指標，最后按照式（1）、式（2）對調頻容量和里程收益進行計算。本文中介紹的美國電力市場在調頻性能指標上均有所側重，鑒于云南電力市場電源結構主要以水電為主，水電機組的調節特點是調節速度快、反應時間短，但是由于其固有特性，調節精度不夠，因此，在調頻性能指標中應側重于調頻精度，但需要綜合考慮各電源特點。

3.4 優化調頻服務費用分攤機制，按照“誰引發，誰負責”的原則[3]，在分攤機制中引入真正的“肇事者”

云南電力市場當前的分攤機制是把調頻引發的責任全部歸結于發電側，而且按照上網電量比例進行繳納，作為發電主力的水電機組，承擔了大部分的調頻分攤費用。但事實上，在電力系統中，所有的參與者包括電源側（電廠）、輸電側（電網）、用電側（配售電公司、用戶）都有可能引發系統頻率波動[3]。電源側引發頻率波動的原因可能是非計劃停運、計劃停運過程中負荷調整過快或過慢、水頭過低或者儲煤量不足引發出力無法滿足要求等，輸電側引發頻率波動的原因大多數是輸電線路故障、變電站或者換流站故障等，用電側引發頻率波動的原因可能是生產需求的突然變化、輸配電公司設備故障引發電力需求突變等。

由于輸電側引發頻率波動的時間短，引發因素有一部分是自然災害。作為中間環節，為了更快地恢復系統平衡，輸電部分可以暫不納入“肇事者”范疇。但電力作為一種特殊的產品，產、供、銷是同時開展的，供需的不平衡是引發頻率波動的主要原因，因此電源側和負荷側都應應納入分攤機制中。特別是電力體制改革后，加大了增量配電網的建設，將用電側納入分攤范圍已迫在眉睫。

4 結束語

本文主要分析了現行的云南水電調頻補償機制，同時與美國部分電力市場調頻機制進行了對比分析，結合水電廠調頻補償情況，提出了優化調整調頻里程及容量的計算方法，建議將性能指標進行細化，有效區分各機組的調頻性能指標，同時從“誰引發，誰負責”的角度將用戶納入調頻服務費用分攤機制中。希望對未來云南電力輔助服務市場交易實施政策制定者提供有益的幫助。

本文存在以下未完成的任務：一是將負荷側納入分攤機制后，如何界定調頻責任以及計算調頻分攤費用；二是調頻輔助服務市場下，電廠如何參與競爭，實現機組精細化調用與調頻收益的雙贏。