电力市场环境下火电机组调频性能提升研究

袁岑颉，戴敏敏，周 旭，黄启东，蒋宇轩，马 宁，周建伟

（1.浙江浙能嘉华发电有限公司，浙江 嘉兴 314201；2.浙江浙能电力股份有限公司，杭州 310014）

0 引言

辅助服务是电力现货市场的重要组成部分，主要用于电能从发电侧传输到负荷侧的过程中，为输电系统的可靠性提供支持，维护电网系统的稳定。其中，调频辅助服务是辅助服务中最重核心的内容。近些年，随着浙江省电力现货市场建设工作的快速推进，调频辅助服务市场在保障电网频率稳定、优化调频资源配置、促进电源侧调频能力提升以及培育主体市场意识等方面的作用愈发凸显［1-4］。截至2021年底，浙江省已经开展了4次电力现货市场结算试运行工作，作为市场主体的发电企业对调频辅助服务的关注度和参与的积极性也不断提高，如何在电力市场调频辅助服务中取得理想的效益，已经成为摆在发电企业面前的共同课题［5］。

目前电力市场试运行结算采用发电侧零和模式，市场化辅助服务费用由市场化辅助服务收入减去市场化辅助服务分摊费用得到，其中市场化辅助服务暂仅包括调频辅助服务，而调频服务主要针对机组AGC（自动发电控制）。按照《浙江电力现货市场结算试运行工作方案》中的规定，发电企业在市场平台中提报的信息包括容量报价、调频容量和里程报价，系统根据每台机组的历史调频性能指标（归一化后）对报价进行调整，得到调整容量报价和调整里程报价，调整容量报价为容量报价/调频性能指标，调整里程报价为里程报价/调频性能指标。发电企业填报的容量报价和里程报价会影响机组调频中标结果，但是以上2个报价均经过调频性能指标的修正，因此调频性能指标对机组调频中标结果起着决定性作用［6-8］。

1 浙江省调频性能指标计算方法

目前浙江省调频性能指标的计算由浙江省电力调度中心负责，机组调频性能指标K包括调节速率K1、响应时间K2、调节精度K3这3 个因子，其加权计算方法如下：

式中：Rrate为发电单元实测速率；Ravg为系统内AGC发电单元平均标准调节速率；Tdely为发电单元响应延迟时间；Paccu为发电单元调节误差；Ppermit为发电单元调节允许误差（额定出力的1.5%）；μ1、μ2、μ3分别为K1、K2、K3的权重系数，目前μ1系数为2，μ2和μ3系数均为1。

目前浙江省电力调控中心暂未公布Rrate、Tdely、Paccu以及发电单元调节里程Preg等指标的具体计算方法，通过参考《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》和《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（以下简称“两个细则”）中AGC 部分相关指标的计算方法和电力市场实际运行情况，上述指标可作如下解读：对于发电机组响应连续两个调节指令的出力曲线，如图1 所示，在T1时刻发电单元出力为P1，此时下发控制指令，目标出力为P4，经过一定响应时间后，在T2时刻发电单元出力达到P2，大于发电单元动作死区，认为发电单元开始有效响应控制指令。在T3时刻发电单元实际出力达到P3，第一次达到目标出力死区带，此时认为发电单元响应完成控制指令，进入精度计算时间，直调T4时刻下发新的控制指令值，下发新指令时其实际出力为P5。

图1 发电单元调节过程示意图

Rrate是指发电单元在指令调节过程中有效动作出力与有效调节时间之商：

Tdely是指发电单元开始响应指令时刻与指令下发时刻之差：

Paccu是指发电单元最后稳定负荷和目标值之间的差值：

Preg计算时，如果未有效捕捉到发电单元开始响应指令时刻，则计Preg为0；如果有效捕捉到发电单元开始响应指令时刻，则计算Preg如下：

1）如果有效捕捉到发电单元进入目标出力死区时刻，则调节里程Preg等于发电单元进入目标出力Pstart与指令开始时刻出力Pdes之差：

2）如果未有效捕捉到发电单元进入目标出力死区时刻，则调节里程Preg等于发电单元调节过程中实际出力Pgen与指令开始时刻实际出力Pstart偏差最大值：

2 火电机组电力市场调频性能现状

以浙江省为例，目前燃气机组仍然处于缺气的被动局面，虽然其调频性能优于燃煤机组，但因运行小时数受制，对整体市场影响不大。随着浙江省电力现货市场建设工作的持续推进，作为市场主体的煤电公司已普遍认识到争取更高的调频收入才是正确方向。而机组的调频性能指标直接影响辅助服务的收入，在此背景下，省内火电机组均已开展各项机组调频性能指标提升工作。

截至2021 年浙江电力现货市场第4 次结算试运行结束，除去不参与调频的某发电厂，浙江省63 台统调燃煤机组调频性能指标如表1 所示，总体来看省内火电机组的调频性能仍然不够理想。电力市场运行期间AGC 指令下发频次明显增加，以浙江省内某大型火力发电厂为例，如图2 所示，2021年3—5月浙江电力现货市场第四次结算运行期间，该厂某百万机组收到AGC指令下发频次较6—7 月增加近3 倍，该厂8 台燃煤机组3—5 月AGC 调节速率和调节精度较其他月份明显偏低。在几次电力市场试运行结算中，该厂AGC性能不佳导致机组调频性能指标偏低，调频辅助服务收入不足，由于辅助服务分摊费用既定，该厂合计辅助服务费用一直处于亏损状态。

图2 某百万机组3—7月AGC数据

表1 统调燃煤机组性能指标

结合电力市场下省内各台煤机调频性能表现综合情况，目前导致火电机组调性能指标偏低的原因主要有以下几个方面：

1）电力市场模式下协调控制策略未作出适应性调整。

电力市场模式下，AGC 指令下发频率明显增加，且多为小幅高频指令。部分机组AGC调节品质无法满足调节要求，在AGC指令频繁扰动的情况下，汽轮机主控指令对负荷变动的响应能力不足。

某火电机组的协调控制策略中汽轮机主控兼顾负荷和主汽压调节，且无负荷变动汽轮机主控指令前馈调节，在低负荷和高负荷段为了保证主汽压平稳，主汽压控制占比较大。如图3 所示，AGC 指令频差下发过程中，ULD（限速后负荷指令）按照10 MW/min 速率开始响应，汽轮机主控指令响应能力不足且明显滞后，导致实际负荷和AGC 指令几乎“完美错开”，该时段的AGC 速率均为负值，且负向数值较大。

图3 电力市场模式下某机组汽轮机主控的响应曲线

2）电力市场模式下未统筹考虑“两个细则”中一次调频部分。

机组一次调频频繁动作会给AGC响应效果带来较大影响，电力市场调频辅助服务市场运行前，部分发电企业根据自身经营情况比较侧重于避免“两个细则”中一次调频的考核，机组一次调频死区设置较低［9］。电力市场模式下，越过死区的频率扰动明显增加，这部分发电企业虽然在“两个细则”一次调频考核上有所优势，但是由于机组调频死区设置较低，一次调频的频繁动作影响AGC的正常控制，从而影响了机组的调频性能指标。

3）机组滑压曲线设定偏低。

部分采用BF（锅炉跟随模式）为基础协调控制的超超临界机组，协调控制方式下汽轮机主控负荷，负荷控制较为精准，但是前提是汽轮机调门留有裕度。目前部分机组滑压曲线定值设定较低，导致机组在中高负荷段调门一直处在全开状态，虽然提高了机组的经济性，但是影响了AGC的调节效果，进而影响了机组的调频性能指标。

4）运行操作规范性不足。

火电机组AGC 控制一般均设置有HOLD 按钮，主要用于扩容段和深度调峰段机组性能无法满足AGC指令、AGC爬坡启磨阶段，通过HOLD按钮暂时保持机组指令。电力市场模式下，机组控制参数的波动或超调现象显著增加，为了减少参数扰动给机组带来的影响，运行操作人员会频繁使用AGC-HOLD 操作，由于该操作未进行规范化管理，容易出现AGC-HOLD 操作后未及时恢复的情况。如图4所示，调取某机组12 h时段的AGC-HOLD 操作记录，可见将近一半时间都处于AGC-HOLD状态，这种状态下AGC调节无法正常进行。

图4 电力市场下某机组12 h内AGC-HOLD操作记录

5）其他因素影响。

除以上几个主要因素以外，在电力市场模式下，还有以下因素也会影响机组调频性能：部分机组AGC 速率设定偏低，无法满足调频性能要求；部分机组协调控制逻辑中，锅炉前馈、主汽压惯性时间和负荷调节死区设置保守；随着煤炭供应紧张，火电机组燃煤热值较低影响机组负荷响应能力。机组运行期间，磨煤机组启停、吹灰控制等环节上存在的一些问题同样会给机组调频性能带来影响。

3 火电机组电力市场调频性能提升方法

针对电力市场模式下导致机组调频性能偏低的主要原因，可以通过以下措施进行改进和完善。

3.1 提高机组AGC速率设定

由机组调频性能指标K值的计算方法可知，机组AGC速率指标权重占50%，2020年4月份开始，浙江省根据2019 年新版“两个细则”的规定，将机组AGC实测速率正式纳入考核范围，且考核费用比例较大，考核公式如下：

式中：F为考核费用；K为机组AGC 平均调节速率系数，当K大于1时，按K=1执行；PN为机组额定容量；t考核为2 h；aAGC为AGC 考核系数，数值一般为1；C机组为机组批复的上网电价；V实测为机组实测AGC 调节速率；V基本为机组基本相应速率。

2020 年5 月，《关于加强浙江电网统调机组AGC 运行管理工作》中对机组的AGC 速率设置提出了明确要求：600 MW及以下容量的燃煤发电机组实际变负荷速率需达到1.5%Pe/min（其中，Pe为额定负荷），深度调峰1.0%Pe/min；1 000 MW机组实际变负荷速率达到1.2%Pe/min，深度调峰0.8%Pe/min，同时以上设置纳入定值管理。由此可见，无论是电力市场调频服务还是“两个细则”考核，均以提高机组AGC调节速率作为导向。

综上分析，发电企业在电力市场运行前应进行各项机组AGC性能试验，通过实际负荷摆动了解机组的AGC性能情况，在不影响机组安全稳定运行的前提下尽可能地提高机组AGC 速率设定。在多台机组应用案例中表明，该方法对提高机组调频性能最为直接有效，但是对机组控制带来的扰动频率也明显增加。

3.2 协调控制策略改进和优化

为了提高电力市场下机组调频性能指标，协调控制策略需要作适应性调整。调频市场下发的AGC指令具有较高的随机性，且多为小幅高频指令，协调控制优化应重点关注汽轮机主控逻辑的适应性。针对AGC指令小幅高频下发时汽轮机主控指令响应能力不足且明显滞后的问题，在协调控制中汽轮机主控应适当增加负荷控制权重，增加负荷变动时汽轮机主控指令前馈调节逻辑。适当提高汽轮机主控回路中的汽压拉回回路定值设置，在主蒸汽压力超出额定汽压后再加强汽轮机主控中控压回路的作用。如图5所示，某机组针对电力市场下汽轮机主控指令响应能力不足且明显滞后问题，增加了电力市场模式下汽轮机主控优化逻辑，并取得了良好效果。

图5 某机组汽轮机主控逻辑优化

在对汽轮机主控逻辑优化的同时，还应适当加强锅炉主控负荷前馈调节，加强主汽压微分回路的作用，适当调整主汽压惯性时间和负荷调节死区。文献［10］针对调节速率K1、响应时间K2、调节精度K3的影响环节，通过对协调控制逻辑进行优化，机组调频性能指标有了显著提高，市场日中标次数提高90%以上，由此可见，协调控制逻辑适应性调整对机组调频性能指标提升起到了关键作用。除此以外，部分先进的控制算法在火电机组AGC 优化方面也有很好的工程应用案例［11-15］，也能较好地提升机组调频性能，电力市场下应加强此方面的关注。

3.3 电力市场辅助服务结合“两个细则”综合分析

电力市场调频辅助服务市场未运行前，发电企业对AGC和一次调频的管理主要以各个区域发布的“两个细则”为依据。电力市场运行后，由于调频辅助服务市场的费用占比较高，发电企业需要有针对性地对电力市场辅助服务和“两个细则”收入进行分析权衡，寻找经营利润的平衡点，而不是仅考虑满足“两个细则”。

以浙江省内某大型火力发电厂为例，在浙江电力现货市场第4次结算运行期间调频辅助服务和“两个细则”中该厂一次调频、AGC部分的收支占比情况如图6所示，在试运行的3个月时间内，调频辅助服务收支占比高达98.2%。随着电力市场的持续扩容，调频辅助服务市场份额将进一步扩大，因此发电企业应该更加关注电力市场调频辅助服务的收支情况，同时可适当降低对“两个细则”中一次调频部分的关注度。

图6 浙江电力市场第4次试运行期间某电厂费用收支占比情况

为了避免机组一次调频正确率受到考核，部分机组的调频死区一般设置较小，从而导致一次调频频繁动作，给机组AGC响应效果带来了较大影响。如图7所示，电力市场试运行期间，某亚临界机组一次调频调节性能和正确率完全满足“两个细则”的考核标准，同时与考核线相比其调整的空间较大，但同时期该机组调频性能指标并不理想，经调频转速死区调整后，机组调频性能提高了18%。因此，在进行一次调频性能管理时，在机组一次调频性能指标能够满足考核要求的前提下，应适当调整调频转速死区，降低一次调频对AGC控制的扰动。

图7 某亚临界机组一次调频月性能指标

3.4 超超临界机组滑压曲线切换

部分超超临界机组滑压曲线定值设定较低，在中高负荷段机组调门经常处在全开状态。以某上汽-西门子TC4F 型机组为例，如图8 所示，机组的供电煤耗随着调门开度的减小而显著增加，因此部分发电企业为了提高机组运行的经济性，通常会尽可能地降低滑压曲线设定值［16］。采用该方法虽然提高了机组的经济性，但是较大程度影响了AGC的调节效果，进而影响了机组的调频性能指标。

图8 某TC4F机组汽门开度和供电煤耗的关系

该类型机组提高AGC调节速率和调节精度最直接的方法是适当调整滑压曲线设定。考虑到其他月份“两个细则”考核相对不多的情况，建议在电力市场运行前可适当提高滑压曲线设定，电力市场运行结束后恢复至原设定，以提高电力市场运行期间“两个细则”和电力市场辅助服务收入。

3.5 加强运行管理

电力市场交易时，机组调频性能指标中AGC调节速率和调节精度的测定采用抽测方法，即在电力市场运行前某一时段，抽取100 h 内机组AGC调节速率和调节精度，加权平均后生成机组调频性能指标。因此电力市场交易前，机组AGC性能测定时间段运行操作人员应将机组摆至最佳状态，从而提高机组的调频性能指标。

对于设置有AGC-HOLD 功能的机组，在电力市场运行期间，发电企业应完善各项操作规范，运行人员尽可能减少AGC-HOLD 的使用频率，避免投撤的随意性。某大型火力发电厂通过规范运行AGC投撤和AGC-HOLD操作，当月机组调频性能提升幅度在60%以上，效果非常明显。

3.6 储能参与机组调频

火电机组由于自身条件的限制，其调频性能的提升空间相对有限。目前，通过电储能提升火电机组调频性能的方式已经得到了广泛认可。如图9 所示，当电网调度机构下发AGC 指令时，电储能系统同步接收AGC指令，一般电储能系统响应速率能到达秒级，可快速响应弥补燃煤机组响应迟缓造成的AGC 指令和实发功率之间的差值。待机组出力提升后，储能系统出力相应降低，反之亦然，从而提升机组的调频性能。

图9 储能联合调频的理论出力曲线

目前对电储能参与机组调频的研究已经相对比较成熟，并得到了较好的应用。储能参与调频辅助服务市场是用户侧储能主要的商业模式之一，储能技术参与机组调频辅助服务具备响应时间快、调度性能好的优势，储能调频项目在山西、甘肃、广东等省均已经有了较好的工程应用案例［17-20］。截至2019 年底，广东电网部分联合储能调频机组的调频性能超越水电机组和燃气机组，位列全网第一［21］。从投资成本上分析，采用电池储能技术参与机组AGC调频具有良好的经济效益，按照某项目财务评价分析，3 年左右即可收回投资成本［22］。储能技术的协同配合不仅极大改善了发电企业的调频性能，也解决了储能需要外部电源维持其工作的问题，提高了发电企业在调频辅助服务市场中的收益。

2021 年后，浙江省内燃煤机组加装储能设备已经成为趋势，部分大型火电机组储能技术应用项目进入实施阶段，其经济性也已逐年体现。在此背景下，各发电企业应尽快开展调研和经济性测算工作，如若此项工作进度过慢，可能会对企业近期在“两个细则”和电力市场调频辅助服务上的收益带来影响。

4 结语

电力现货市场下提高调频辅助服务市场份额已经成为趋势。发电企业以往较为关注满足“两个细则”的盈亏，而对电力市场调频辅助服务给企业收支带来的影响程度分析不足，对机组调频性能指标提升重视程度不够，导致企业在电力市场调频辅助服务中收入偏低甚至亏损。发电企业应及时开展火电机组调频性能的分析工作，了解新版“两个细则”修订后的考核导向，找出性能指标偏低的主要原因并进行针对性地改进。本文所提出的火电机组调频性能提升方法经过实际应用，结果表明能够有效解决部分机组调频性能指标偏低的问题。

储能参与机组调频对提升发电企业“两个细则”和电力市场调频辅助服务收入具有较大作用，由于项目改造内容较大且调频市场初期实施的效益明显，建议尽早开展经济性测算和项目改造工作。