調頻輔助服務市場經濟性分析與燃煤機組調頻性能提升研究

韓 剛

（國能（天津）大港發電廠，天津 300272）

0 引言

國內的發電中心和用電中心存在著距離跨度大的特點，同時電力系統一直遵循著大電網、大電機的發展方向，具有集中輸配模式運行的特點。加上近十年來來居民生活用電比率的上升，電動汽車的快速發展，電網受到的沖擊負荷越來越嚴重，這對電網的調頻性能要求提出更高的要求。目前，電力系統調頻主要由火電機組承擔，調頻能力不足，對于電網的安全穩定運行形成挑戰。因此，需要建立具備快速、準確、雙向調節等能力的高效調頻專用機組。但這些機組的建設與運行費用肯定是高于傳統的發電機組的，這就要求電力部門制定一套科學合理的補償機制，為調頻機組的發展做出積極的推動作用。

1 美國調頻輔助服務補償計算

美國聯邦能源管制委員會（FERC）是負責設計美國電力市場頂層規則的機構。2011年10月20日FERC發布了755號命令，要求美國電力市場的區域輸電組織（RTO）/獨立系統運營機構（ISO）在調頻市場中引入基于調頻效果的補償機制，旨在鼓勵具有快速響應特性的資源參與調頻市場。

在新的補償機制下，供應商提供調頻服務所能獲得的激勵與其響應情況有關，即與其跟蹤AGC信號的緊密程度有關。目前，美國的大多數電力市場區域在調頻市場中己經引入并實施了新的補償方案。

1.1 美國PJM獨立調頻案例

美國PJM獨立調頻案例是美國PJM公司在獨立調頻運行過程中的實際運行工況，它的調節信號與響應信號的變化曲線如圖1所示。

圖1 PJM獨立調頻運行工況

此案例中，綠色曲線為調節信號，藍色曲線為響應型號。獨立調頻機組容量為90MW，調頻運行時間為6min。

需要說明的是，為了后文的分析比較方便，對比更具有說服力，下文美國的三種獨立調頻補償計算都基于圖1的運行工況，并且容量價格統一設定為1.95元/MW，調頻里程價格統一設定為1374.8元/（MW*天）。且最后的的計算結果都折合為一天的收益，即假設整天的運行工況都與這6min分鐘相似。

這里將這張圖每隔8秒進行取點，得到了一系列樣本點。

1.2 PJM調頻補償計算

PJM的調頻補償方案采用兩部制形式，即總體補償分為調頻容量補償與調頻里程補償。

式中：Rcap和Rmil分別為容量收益和調頻里程收益；C和M分別為調頻容量和調頻里程；Rcap和Rmil分別為容量價格和調頻里程價格；A為調頻性能指標。

上述的公式中，C為調頻機組的容量。作為計算單價的pcp容量價格和pmp調頻里程價格，由定價部門給出，所以該計算方法的關鍵在于計算M調頻里程和A調頻性能指標。

在PJM的相關規則中，M直接取為前后兩個調頻信號的差絕對值的累加。供應商的實際調頻里程不影響結算的調頻里程，但會影響調頻性能指標。

將上述樣本的數據代入，可得調頻里程M=260MW，放大到一天，即為M=62400MW。

調頻性能指標A由精確性因子Spre、相關性因子Scor、延遲因子Sdelay，三者加權得到，三者的加權系數k1、k2、k3的取值范圍分別是0.3、0.3、0.4。為了突出調頻性能某一指標的影響，可以對相應的系統做適當的調整。

將上述樣本的數據代入，可得Spre=0.614。

將樣本數據代入，可得Scor=0.805。

此處的δ取值為上文Scor取最大值時的取值，可得Sdelay=0.973。

綜上可得：

A=0.3×0.614+0.3×0.815+0.4×0.973=0.815

Rcap=90×1374.8×0.815=100841.6（元/天）

Pmp=62400×1.95×0.815=99169.2（元/天）

總補償為Rcap+Pmp為200010.8元/天。

1.3 ISO-NE調頻補償計算

ISO-NE的調頻補償方案也采用兩部制形式，但與PJM方案所不同的是，其只在容量收益中考慮調頻性能指標A。同時，其調頻里程M的計算方法也不盡相同。

在ISO-NE的相關規則中，調頻里程為實際調頻里程，所謂實際調頻里程，區別于PJM的算法的地方在于只有當調頻里程方向與調度信號一致，即調節信號與響應信號的變化方向相同且無延遲時（或延遲小于一定的范圍，一般tr為2～4min），這樣的調頻才能獲得調頻里程收益。調頻里程計算公式為：

將上述樣本的數據代入，可得調頻里程M=260MW，放大到一天，即為M=50880MW。

ISO-NE算法的性能指標以實際的調頻時間來衡量，即當調頻里程方向與調度信號一致，且無延遲時，這段時間才是有效時長。1減去有效時長與結算時長的比值，就是性能指標A。

即：

t0為有效時長，s0為結算時長，根據圖2的數據可知，t0為272s，s0為360s，可得A=0.756。

圖2 山西某電廠聯合調頻運行工況

Rcap=90×1374.8×0.756=93541.4（元/天）

Pmp=50800×1.95=99060（元/天）

總補償為Rcap+Pmp為192601.4元/天。

1.4 CAISO調頻補償計算

CAISO的調頻補償方案同樣采用兩部制形式，將總體補償分為調頻容量補償與調頻里程補償。但CAISO方案只在調頻里程收益中考慮調頻性能指標A。而且該計算方法的調頻里程M和調頻性能指標A與前面兩種方法都具有較大差別。

CASIO的M取值也是基于調頻信號的差的絕對值，但會根據實際響應情況進行修正，從而使供應商的收益與其實際表現關聯起來，在調度區間[t-1，t]上，其修正后的M取值計算方法如下：

（1）若（St-1-St-2）（St-St-1）≥0且St-1-St-2≠0，則M=|St-St-1|；

（2）若St-1-St-2≤0且St-St-1＞0且St-Rt-1≥0，或者St-1-St-2≥0且St-St-1＜0且St-Rt-1≤0，則M＝min（|St-St-1|，|St-Rt-1|）；

（3）若St-1-St-2≤0且St-St-1＜0且St-Rt-1＞0，或者St-1-St-2≤0且St-Rt-1＞0且St-Rt-1＜0，則M＝0。

該調頻里程計算方式相比PJM與ISO-NE方案有較大改進，其在計算調頻里程的同時也考慮了調頻性能，調頻里程的值在一定程度上也反應了調頻性能的優劣。

經過計算一天的調頻里程M=51600MW。

CAISO算法對向下調頻和向上調頻分開計算調頻能指標，且主要側重于響應的精確度。

即：

式中：Aru，Ard為該周期的向上調頻和向下調頻的調頻性能指標；Stava-ru，Stava-rd為向上調頻和向下調頻信號在一個區間內的平均值；Rtava-ru，Rtava-rd為分別為供應商對應向上調頻和向下調頻信號的實際調頻里程在一個區間內的平均值；φ為該周期的數據采集周期的集合。

根據圖2的樣本數據，可得Stava-ru=8.93，Stava-rd=8，Rtava-ru=6.75，Rtava-rd=20.06，代入計算，則Aru=0.756，Ard=0.508，因此，性能指標A=0.632。

Rcap=90×1374.8=123732（元/天）

Pmp=51600×1.95×0.632=63591.8（元/天）

總補償為Rcap+Pmp為187323.8元/天。

1.5 本章小結

將上述三種補償計算方案統計，結果如表1所示。

表1 補償計算統計

從表1中可以看出，雖然這三種方案側重點各有不同，計算過程也有較大差異，造成性能指標的值也有一定的差異，但都將收益分為兩部分，都強調了調頻里程與調頻性能對收益的影響，且最后的總補償結果差別不大，說明這三種補償計算方法都比較貼合實際，較為合理，對國內推出新的調頻補償方案具有借鑒價值。

2 國內調頻輔助服務補償計算

中國具有全世界最大的電網，但我們國內的調頻輔助市場還不算成熟，盡管如此，國內依然出臺試行了一些聯合調頻的補償結算方法，如最早出臺的山西電網，2018年8月2號南方能監局出臺的《廣東調頻輔助服務市場交易規則》，2018年8月31號華北能監局出臺的《關于征求京津唐電網調頻輔助服務市場運行規則的函》。本文將根據這三種補償規則，做出計算與比較分析。

2.1 國內聯合調頻案例

國內聯合調頻案例是國內山西電網某火電加化學電池聯合調頻電廠在調頻運行過程中的實際運行工況，他的調節信號與響應信號的變化曲線如圖2所示。

此案例中，藍色曲線為調節信號，紅色曲線為響應信號，綠色曲線為火電機組負荷。聯合調頻機組中電池儲能單元容量9MW，選取6min的調頻運行時間來計算。

為了后文的分析比較方便，對比更具有說服力，下文三種國內聯合調頻補償計算都基于圖3的運行工況，調頻里程價格統一設定為8元/MW。且最后的的計算結果都折合為一天的收益，即假設整天的運行工況都與這6min分鐘相似。

圖3

2.2 京津唐電網聯合調頻補償計算

京津唐電網的聯合調頻補償與山西電網類似，同樣只計算調頻里程收益。

式中：Rgross為調頻里程收益，也就是聯合調頻補償；Bagc為調頻補償單價；

上式中調頻補償單價Bagc為京津唐地區根據自己的實際情況而定的一個補償單價，這里是需要各個調頻電廠投標，然后電網選定中標價格而決定的。京津唐地區的申報價格范圍為0～12元/MW，為了比較分析方便，這里同樣使用上文假定的8元/MW的調頻里程價格。補償深度D與山西電網的一樣，這里不在贅述。

同樣的性能指標調節速率K1、調節精度K1、響應時間K3計算方法也一樣，所以這里根據上文直接得出K1=1.54，K1=1.43，K3=1.87，Kp=4.11。

這里的調頻里程計算方法一樣，所以依舊為1560MW。Rgross=1560×2.41×8=30076.8元。

2.3 南方電網聯合調頻補償計算

不同于京津唐電網與山西電網的只計算調頻里程收益，南方電網運用類似于美國的兩部制計算方法。分為AGC容量補償與調頻里程補償。

C為發電單元AGC容量，即發電單元當前出力點在5分鐘內可調容量，即7.5%額定容量，本樣本為300MW機組，所以AGC容量為22.5MW。

T為調頻服務時長，這里按一天算，即24h。

S為AGC容量補償標準，未中標3.5元/兆瓦時，中標12元/兆瓦時，這里按中標算。

AGC容量補償=22.5×24×12=6480（元）

三個性能指標同樣為調節速率K1、調節精度K2、響應時間K3，但計算方法不再相同，這里重新計算。

調節速率K1：V調節=ΔP/（T3-T1）=6.5MW/分鐘；V標準=每分鐘1.5%機組額定功率=4.5MW/分鐘；

調節精度K3：ΔP=|PE-Pref|=1.7MW；ΔP標準=1.5%機組額定功率=4.5MW；

K3＝1－ΔP/ΔP標準=0.62；

KP=0.25×（2×K1+K2+K3）=0.995。

調頻里程計算方法相同，這里同樣為1560MW。

Q為出清邊際價格，這里也使用上文假定的統一價格8元/MW。

調頻里程補償=D×Q×KP=1560×8×0.995=12417.6（元），Rgross=18897.6元。

2.4 本章小結

將上述三種補償計算方案統計，結果如表2所示。

表2 國內補償計算統計

從上述計算中可以得出，國內這這三種補償規則在調頻里程收益方面區別不大，但容量收益方面只有南方電網出臺的補償規則引入了此概念，這對于具有高性能的調頻機組來說，顯然是不太合理的。

從表2中可以看出，三者的總補償具有較大差別，原因在于京津唐算法對性能指標進行了改進，Kp值為取對數然后加一，其他參數都不發生改變。這樣的改進算法調頻的收益相對減少，不同調頻性能的機組最后取得的調頻收益差距也會相應減少。南方電網引入了調頻容量補償機制，該算法最后取得的收益為調頻里程補償跟AGC容量補償之和。同樣的，性能指標也作出了相應改變，比山西電網算法的Kp值要減少很多。因此即使引入調頻容量補償機制，盡管如此，按照這種算法最后取得的收益也遠遠低于其他算法。

綜上，國內的調頻輔助服務補償規則還存在著較大差異，計算邏輯也不盡相同，這對于我們國內這樣一個整體的大電網在調頻服務方面來說是不利于促進其發展的，所以，國內的調頻輔助服務補償規則還要繼續發展。

2.5 國內外調頻輔助服務補償規則綜合分析

綜合上述兩個案例的六種算法得出的結果，可得出基于PJM案例數據的得出的性能因子，以及國內算法的性能指標Kp。這兩者都是為了衡量調頻機組性能而引入的指標，但他們無論是在計算方法還是在數值方面都具有較大差異，最終引起總補償收益也具有較大差異。這里分析幾點原因：

（1）調頻的信號的快慢差別，PJM案例的調頻信號快，通常在幾秒以內，而國內的信號慢，常常在幾分鐘，信號失真嚴重；

（2）取樣點的時間間隔差別，美國算法的取樣點時間間隔通常為幾秒，而國內算法的取樣間隔為數分鐘，造成樣本嚴重失真，時間上的尺度差別造成了計算結果的差別；

（3）調節信號與響應信號曲線的差別，PJM案例中的兩條曲線比較符合實際，而國內案例的兩條曲線呈階梯式變化，這在計算精確性和相關性時會有非常大的差別（比如，在國內案例的調節后半段，兩條曲線幾乎是重合的水平線）；

（4）計算邏輯的差別，美國的算法中，每一個小因子的計算都是應用大量的樣本數據，從統計與概率上的概念來計算，最后得到性能因子，能比較全面的代表真實過程。而國內算法的三個K值都是選用特殊的點來進行計算，偶然因素大，不具有全面代表性。

3 國內市場調頻性能的提升方法

3.1 提升調頻性能的常規運行調整措施

電廠一般采用BF+MW協調控制方式。在此種控制方式下，負荷控制回路由可以快速調節的調門對相應的負荷指令進行動作，是快速回路。壓力控制回路控制的壓力穩定需要通過鍋爐這一大遲延環節，響應速度慢上許多。所以壓力控制是影響直流鍋爐控制系統延遲的最主要節點。在運行過程中，主蒸汽壓力與機組負荷不匹配是影響AGC調節性能的主要因素。當主蒸汽壓力大幅偏離設定值，可能會造成高壓調門100%全開引發積分飽和或主蒸汽壓力超限造成鍋爐PCV閥動作。為避免上述兩種情況發生，運行值班員不得不限制機組負荷升降率。

危害機組AGC調頻性能的因素綜合來看，由于汽輪機功率可以通過主汽門開度迅速調節，其造成的最終影響的也主要體現在汽水壓力這方面。為了機組在AGC調頻運行工況中能更合理的調整主蒸汽壓力與機組負荷匹配，可以采取以下調整方法：

（1）對調度計劃曲線經常刷新和關注，為能夠提前對主蒸汽壓力調整打好基礎。在升負荷前，提前15分鐘提高主蒸汽壓力。若因單臺給水泵運行而影響主蒸汽壓力升高應提前啟動給水泵（600MW機組“BLR”方式390MW負荷工況時啟動給水泵，“BLO”方式400MW負荷工況時啟動給水泵）；

（2）升負荷過程中要加快煤粉燃燒。先增風量，氧量偏置設置正值，開大運行磨煤機對應的二次風門，沒有特殊情況，不允許退出送風及風門自動。同時可視磨煤機入口風量情況，合理提高一次風壓，可高于正常運行值，從而提高各磨煤機運行加載壓力。

當機組負荷達到目標值之前根據主蒸汽壓力上升情況應將氧量、一次風壓、磨煤機加載壓力調整至正常，防止給煤量超調后主蒸汽壓力超高限；

（3）機組負荷小幅波動時，應隨時確保一臺備用磨煤機出口溫度在50℃以上以縮短啟磨過程中的暖磨時間，提高啟磨速度，從而提高機組升負荷速率。停運磨煤機排渣一次之后禁止再次排渣動作，防止因啟磨時液壓落渣門關閉而影響啟動時間；

（4）正常調頻運行中，機組調整背壓、啟停磨、調節磨煤機加載壓力、增減一次風、增減二次風、調整二次風門等會影響主汽壓力的操作都應緩慢進行，避免引起主蒸汽壓力大幅波動；

（5）降負荷過程中，為了避免主蒸汽壓力超限而限制負荷下降的速率，應減小各運行磨煤機加載壓力，在保證各磨煤機運行正常情況下減小一次風壓，及時停磨。并且當機組負荷達到目標值之前并根據主蒸汽壓力下降情況應將氧量、一次風壓、磨煤機加載壓力調整至正常值，防止給煤量超調后主蒸汽壓力超低限；

（6）機組在額定負荷工況附近運行時，應盡量維持主蒸汽壓力穩定；

（7）加強吹灰，嚴格執行吹灰制度。同時，應該根據汽溫、減溫水量和排煙溫度等參數適當地增加除焦劑，從而確保撈渣機安全穩定運行，防止因撈渣機停運而造成限制機組出力事件發生；

（8）值長合理地下達配煤方式，嚴格要求輸煤值班員按值長令上煤，并在日志中做好詳細記錄；

（9）負荷升降速率一經設定則不得隨意修改，不得無故停止升降負荷操作和退出機組AGC；

（10）運行值班員應對設備運行情況及時且詳細檢查，對汽機高調門、各風機及油站、各給煤機、磨煤機及油站和排渣情況等主要輔機應加強巡檢，將勵磁間、各變頻間空調列為主設備檢查范圍，確保所有缺陷能夠及時發現、立即聯系、盡快處理，利用好缺陷管理系統；

（11）當協調調節存在時差時應匯報值長和部門相關人員，并及時聯系熱工人員、繼電保護人員檢查遠動設備。

3.2 常規措施提高AGC性能對機組的影響

電廠的AGC調頻模式有兩種，即快速的“BLR”模式（跟蹤ACE調整）與按日計劃指令的“BLO”模式。電廠為了追求AGC補償收益的最大化，在運行的情況下會首選投“BLR”模式。雖然收益增加了，但也會造成一系列影響：

（1）機組如果投“BLR”運行模式的話，會因為電網頻繁的負荷變化而使高壓調門動作頻次增加，動作幅度也同比增加，高壓調門受到交變應力作用，壽命達到減少，故障率增加；

（2）機組AGC調頻變負荷時會有瞬間的煤量大幅變化，但鍋爐反應具有較大延遲，燃燒反應時間較長，同時協同調頻動作的超調會進一步加大主蒸汽壓力波動，鍋爐即面臨的超壓的安全隱患，也會因頻繁的交變熱應力減少機組壽命；

（3）機組AGC投“BLR”調頻運行模式時，為了保證低負荷時具有較快的爬坡率，需要對滑壓運行的曲線下限壓力進行上移，使機組在低負荷時仍維持較高的主蒸汽壓力，這就會使機組經濟性下降。同時，給水泵作為是廠內的用電大戶，頻繁的調整給水壓力，也會使給水泵的耗電率增加；

（4）參與調頻動作的輔機設備動作頻繁，設備故障率增加，壽命降低。如一次風機動作頻繁，動葉執行機構液壓缸滑塊磨損增加；送風機執行器同比動作次數增加，可能造成整個液壓系統磨損加重；給煤量變化幅度增大，磨煤機的加載壓力變化較大，液壓系統容易泄漏；

（5）機組參與調頻運行時，由于需要提高機組變負荷速率特別是負荷超前響應，會對汽包壓力產生較大影響，汽包壓力波動就代表著飽和蒸汽溫度變化，所以汽包產生的熱應力也增加，使用壽命降低；

（6）調頻運行時的負荷快速變化引起的汽包壓力、汽包水位的變化也會非常明顯地加大給水控制難度，同時為快速響應水位的變化，給水系統、凝結水系統需要做出快速響應，所以瞬時流量增減幅度會加大對整個給水系統凝結水系統的沖擊（機械應力）。

電廠為了減少調頻考核、提高收益，會針對調頻出現的問題做了一系列的調整來應對，但這些調整措施都是基于機組設備本身的，或者對運行手段做出調整，容易被別的電廠模仿與學習，不具備核心的競爭力。火電機組運用這些調整措施還會對機組壽命造成較大影響，從全壽命周期上來說，經濟效益不佳，而飛輪儲能設備不存在這些問題，不但自身壽命長，而且在調頻運行時不會對機組造成損傷，影響機組壽命。

3.3 飛輪儲能設備提升調頻性能

火電機組必須經過鍋爐、汽輪機、發電機等一系列設備的復雜運行才能將化石能源轉換為電能，其間存在較大的熱慣性延遲與機械慣性延遲，因此火電機組對電網的AGC調節信號響應較慢，從而造成調頻性能不佳。飛輪儲能技術在功率調節方面具有響應快、控制精確等優點，同時能量損耗小、運行壽命長、無污染物排放，在調頻方面具有較強的優勢，因此將其應用在輔助火電機組調頻領域，不但可以為電廠帶來可觀的經濟效益，也能保護火電機組，提高其調頻運行安全性，延長機組壽命，最重要的是，可以解放新能源與火電機組，讓靈活的儲能設備承擔調頻任務，而新能源與火電機組承擔基本負荷與調峰任務。

在二次調頻過程中，調節速度主要取決于爬坡率。由于飛輪儲能系統的大型機械旋轉特性，儲能系統升降負荷率非常快，能在短時間內響應負荷要求。加入飛輪儲能系統后，當電網AGC負荷發出后，飛輪迅速動作，可以起到提高爬坡率的作用。

但受《兩個細則》中算法的限制，倘若當AGC信號大于飛輪儲能系統額定容量，則在計算調節速率K1時，就把火電機組響應時間也一同并入調節負荷的總時間內，反而有可能降低機組調節速率K1.因此應從兩種情況來考慮：

（1）當AGC信號小于或等于飛輪儲能系統額定容量時，飛輪儲能系統直接動作來調節系統頻率，整個過程中，火電機組不參與二次調頻；

（2）當AGC信號大于飛輪儲能系統額定容量時，飛輪儲能系統需等待火電機組對信號作出反應。當火電機組開始動作時，飛輪儲能系統才能與火電機組同時調節系統頻率，避免因火電機組響應時間過長而造成K1值不增反降的情況。

CASE 1：飛輪儲能設備單獨動作

當AGC信號小于或等于飛輪儲能系統額定容量時，飛輪系統單獨動作。此時火電機組不承擔調頻任務，減輕了火電運行的壓力。從圖3中可以看出，由于飛輪儲能具備極高的變負荷速率，3MW的負荷能夠在0.1s時間內就能達到，因此在該調頻過程中，火-儲聯合調頻系統的爬坡率僅由飛輪特性決定，可到30MW/s，即1800MW/min，由此造成K1值相等大，調頻收益可觀。

CASE 2：飛輪與火電機組聯合動作

當AGC信號大于飛輪儲能系統額定容量時，為了避免因火電機組響應時間過長而造成K1值不增反降的情況，儲能系統需等待火電機組對信號作出反應。當火電機組開始動作時，飛輪儲能系統才能與火電機組同時調節系統頻率。因此在該調頻過程中，火-儲聯合調頻系統的爬坡率由飛輪特性和火電機組特性共同決定，因為AGC信號大于飛輪儲能系統額定容量，所以多出的調節量需要火電機組來彌補。如圖4所示，火電機組單獨調頻的爬坡率為4.5MW/min，而火-儲聯合調頻的爬坡率可達21.6MW/min。

圖4

4 結語

（1）美國的調頻輔助服務市場發展程度較我國先進，在調頻補償收益計算方面較為合理。在比如說衡量性能指標方面與調頻里程計算方面，有很多值得我們學習的地方；

（2）我國的調頻輔助服務市場在摸索中前進，各地陸續出臺了一些交易規則，這對于促進我國的調頻輔助服務市場發展是有利的。但這些計算方法還存在著取樣點片面，性能指標計算不夠全面的缺點，應該繼續改進；

（3）比較美國與我國的調頻輔助服務市場規則可以發現，我國仍以聯合調頻為主，而美國則為更加先進、安全、便捷的獨立調頻，這也為我國的調頻事業指出了一個發展方向；

（4）相比于火電機組運用自身的運行調整措施來提升調頻性能，飛輪儲能不但在性能指標上提升幅度較大，而且會保護火電機組，延長機組壽命。同時，飛輪儲能設備會顯著提升調頻性能指標中的調節速度K1，從而提升KP值，帶來巨大的調頻補償收益。