调频辅助服务市场经济性分析与燃煤机组调频性能提升研究

韩 刚

（国能（天津）大港发电厂，天津 300272）

0 引言

国内的发电中心和用电中心存在着距离跨度大的特点，同时电力系统一直遵循着大电网、大电机的发展方向，具有集中输配模式运行的特点。加上近十年来来居民生活用电比率的上升，电动汽车的快速发展，电网受到的冲击负荷越来越严重，这对电网的调频性能要求提出更高的要求。目前，电力系统调频主要由火电机组承担，调频能力不足，对于电网的安全稳定运行形成挑战。因此，需要建立具备快速、准确、双向调节等能力的高效调频专用机组。但这些机组的建设与运行费用肯定是高于传统的发电机组的，这就要求电力部门制定一套科学合理的补偿机制，为调频机组的发展做出积极的推动作用。

1 美国调频辅助服务补偿计算

美国联邦能源管制委员会（FERC）是负责设计美国电力市场顶层规则的机构。2011年10月20日FERC发布了755号命令，要求美国电力市场的区域输电组织（RTO）/独立系统运营机构（ISO）在调频市场中引入基于调频效果的补偿机制，旨在鼓励具有快速响应特性的资源参与调频市场。

在新的补偿机制下，供应商提供调频服务所能获得的激励与其响应情况有关，即与其跟踪AGC信号的紧密程度有关。目前，美国的大多数电力市场区域在调频市场中己经引入并实施了新的补偿方案。

1.1 美国PJM独立调频案例

美国PJM独立调频案例是美国PJM公司在独立调频运行过程中的实际运行工况，它的调节信号与响应信号的变化曲线如图1所示。

图1 PJM独立调频运行工况

此案例中，绿色曲线为调节信号，蓝色曲线为响应型号。独立调频机组容量为90MW，调频运行时间为6min。

需要说明的是，为了后文的分析比较方便，对比更具有说服力，下文美国的三种独立调频补偿计算都基于图1的运行工况，并且容量价格统一设定为1.95元/MW，调频里程价格统一设定为1374.8元/（MW*天）。且最后的的计算结果都折合为一天的收益，即假设整天的运行工况都与这6min分钟相似。

这里将这张图每隔8秒进行取点，得到了一系列样本点。

1.2 PJM调频补偿计算

PJM的调频补偿方案采用两部制形式，即总体补偿分为调频容量补偿与调频里程补偿。

式中：Rcap和Rmil分别为容量收益和调频里程收益；C和M分别为调频容量和调频里程；Rcap和Rmil分别为容量价格和调频里程价格；A为调频性能指标。

上述的公式中，C为调频机组的容量。作为计算单价的pcp容量价格和pmp调频里程价格，由定价部门给出，所以该计算方法的关键在于计算M调频里程和A调频性能指标。

在PJM的相关规则中，M直接取为前后两个调频信号的差绝对值的累加。供应商的实际调频里程不影响结算的调频里程，但会影响调频性能指标。

将上述样本的数据代入，可得调频里程M=260MW，放大到一天，即为M=62400MW。

调频性能指标A由精确性因子Spre、相关性因子Scor、延迟因子Sdelay，三者加权得到，三者的加权系数k1、k2、k3的取值范围分别是0.3、0.3、0.4。为了突出调频性能某一指标的影响，可以对相应的系统做适当的调整。

将上述样本的数据代入，可得Spre=0.614。

将样本数据代入，可得Scor=0.805。

此处的δ取值为上文Scor取最大值时的取值，可得Sdelay=0.973。

综上可得：

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）

总补偿为Rcap+Pmp为200010.8元/天。

1.3 ISO-NE调频补偿计算

ISO-NE的调频补偿方案也采用两部制形式，但与PJM方案所不同的是，其只在容量收益中考虑调频性能指标A。同时，其调频里程M的计算方法也不尽相同。

在ISO-NE的相关规则中，调频里程为实际调频里程，所谓实际调频里程，区别于PJM的算法的地方在于只有当调频里程方向与调度信号一致，即调节信号与响应信号的变化方向相同且无延迟时（或延迟小于一定的范围，一般tr为2～4min），这样的调频才能获得调频里程收益。调频里程计算公式为：

将上述样本的数据代入，可得调频里程M=260MW，放大到一天，即为M=50880MW。

ISO-NE算法的性能指标以实际的调频时间来衡量，即当调频里程方向与调度信号一致，且无延迟时，这段时间才是有效时长。1减去有效时长与结算时长的比值，就是性能指标A。

即：

t0为有效时长，s0为结算时长，根据图2的数据可知，t0为272s，s0为360s，可得A=0.756。

图2 山西某电厂联合调频运行工况

Rcap=90×1374.8×0.756=93541.4（元/天）

Pmp=50800×1.95=99060（元/天）

总补偿为Rcap+Pmp为192601.4元/天。

1.4 CAISO调频补偿计算

CAISO的调频补偿方案同样采用两部制形式，将总体补偿分为调频容量补偿与调频里程补偿。但CAISO方案只在调频里程收益中考虑调频性能指标A。而且该计算方法的调频里程M和调频性能指标A与前面两种方法都具有较大差别。

CASIO的M取值也是基于调频信号的差的绝对值，但会根据实际响应情况进行修正，从而使供应商的收益与其实际表现关联起来，在调度区间[t-1，t]上，其修正后的M取值计算方法如下：

（1）若（St-1-St-2）（St-St-1）≥0且St-1-St-2≠0，则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，则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，则M＝0。

该调频里程计算方式相比PJM与ISO-NE方案有较大改进，其在计算调频里程的同时也考虑了调频性能，调频里程的值在一定程度上也反应了调频性能的优劣。

经过计算一天的调频里程M=51600MW。

CAISO算法对向下调频和向上调频分开计算调频能指标，且主要侧重于响应的精确度。

即：

式中：Aru，Ard为该周期的向上调频和向下调频的调频性能指标；Stava-ru，Stava-rd为向上调频和向下调频信号在一个区间内的平均值；Rtava-ru，Rtava-rd为分别为供应商对应向上调频和向下调频信号的实际调频里程在一个区间内的平均值；φ为该周期的数据采集周期的集合。

根据图2的样本数据，可得Stava-ru=8.93，Stava-rd=8，Rtava-ru=6.75，Rtava-rd=20.06，代入计算，则Aru=0.756，Ard=0.508，因此，性能指标A=0.632。

Rcap=90×1374.8=123732（元/天）

Pmp=51600×1.95×0.632=63591.8（元/天）

总补偿为Rcap+Pmp为187323.8元/天。

1.5 本章小结

将上述三种补偿计算方案统计，结果如表1所示。

表1 补偿计算统计

从表1中可以看出，虽然这三种方案侧重点各有不同，计算过程也有较大差异，造成性能指标的值也有一定的差异，但都将收益分为两部分，都强调了调频里程与调频性能对收益的影响，且最后的总补偿结果差别不大，说明这三种补偿计算方法都比较贴合实际，较为合理，对国内推出新的调频补偿方案具有借鉴价值。

2 国内调频辅助服务补偿计算

中国具有全世界最大的电网，但我们国内的调频辅助市场还不算成熟，尽管如此，国内依然出台试行了一些联合调频的补偿结算方法，如最早出台的山西电网，2018年8月2号南方能监局出台的《广东调频辅助服务市场交易规则》，2018年8月31号华北能监局出台的《关于征求京津唐电网调频辅助服务市场运行规则的函》。本文将根据这三种补偿规则，做出计算与比较分析。

2.1 国内联合调频案例

国内联合调频案例是国内山西电网某火电加化学电池联合调频电厂在调频运行过程中的实际运行工况，他的调节信号与响应信号的变化曲线如图2所示。

此案例中，蓝色曲线为调节信号，红色曲线为响应信号，绿色曲线为火电机组负荷。联合调频机组中电池储能单元容量9MW，选取6min的调频运行时间来计算。

为了后文的分析比较方便，对比更具有说服力，下文三种国内联合调频补偿计算都基于图3的运行工况，调频里程价格统一设定为8元/MW。且最后的的计算结果都折合为一天的收益，即假设整天的运行工况都与这6min分钟相似。

图3

2.2 京津唐电网联合调频补偿计算

京津唐电网的联合调频补偿与山西电网类似，同样只计算调频里程收益。

式中：Rgross为调频里程收益，也就是联合调频补偿；Bagc为调频补偿单价；

上式中调频补偿单价Bagc为京津唐地区根据自己的实际情况而定的一个补偿单价，这里是需要各个调频电厂投标，然后电网选定中标价格而决定的。京津唐地区的申报价格范围为0～12元/MW，为了比较分析方便，这里同样使用上文假定的8元/MW的调频里程价格。补偿深度D与山西电网的一样，这里不在赘述。

同样的性能指标调节速率K1、调节精度K1、响应时间K3计算方法也一样，所以这里根据上文直接得出K1=1.54，K1=1.43，K3=1.87，Kp=4.11。

这里的调频里程计算方法一样，所以依旧为1560MW。Rgross=1560×2.41×8=30076.8元。

2.3 南方电网联合调频补偿计算

不同于京津唐电网与山西电网的只计算调频里程收益，南方电网运用类似于美国的两部制计算方法。分为AGC容量补偿与调频里程补偿。

C为发电单元AGC容量，即发电单元当前出力点在5分钟内可调容量，即7.5%额定容量，本样本为300MW机组，所以AGC容量为22.5MW。

T为调频服务时长，这里按一天算，即24h。

S为AGC容量补偿标准，未中标3.5元/兆瓦时，中标12元/兆瓦时，这里按中标算。

AGC容量补偿=22.5×24×12=6480（元）

三个性能指标同样为调节速率K1、调节精度K2、响应时间K3，但计算方法不再相同，这里重新计算。

调节速率K1：V调节=ΔP/（T3-T1）=6.5MW/分钟；V标准=每分钟1.5%机组额定功率=4.5MW/分钟；

调节精度K3：ΔP=|PE-Pref|=1.7MW；ΔP标准=1.5%机组额定功率=4.5MW；

K3＝1－ΔP/ΔP标准=0.62；

KP=0.25×（2×K1+K2+K3）=0.995。

调频里程计算方法相同，这里同样为1560MW。

Q为出清边际价格，这里也使用上文假定的统一价格8元/MW。

调频里程补偿=D×Q×KP=1560×8×0.995=12417.6（元），Rgross=18897.6元。

2.4 本章小结

将上述三种补偿计算方案统计，结果如表2所示。

表2 国内补偿计算统计

从上述计算中可以得出，国内这这三种补偿规则在调频里程收益方面区别不大，但容量收益方面只有南方电网出台的补偿规则引入了此概念，这对于具有高性能的调频机组来说，显然是不太合理的。

从表2中可以看出，三者的总补偿具有较大差别，原因在于京津唐算法对性能指标进行了改进，Kp值为取对数然后加一，其他参数都不发生改变。这样的改进算法调频的收益相对减少，不同调频性能的机组最后取得的调频收益差距也会相应减少。南方电网引入了调频容量补偿机制，该算法最后取得的收益为调频里程补偿跟AGC容量补偿之和。同样的，性能指标也作出了相应改变，比山西电网算法的Kp值要减少很多。因此即使引入调频容量补偿机制，尽管如此，按照这种算法最后取得的收益也远远低于其他算法。

综上，国内的调频辅助服务补偿规则还存在着较大差异，计算逻辑也不尽相同，这对于我们国内这样一个整体的大电网在调频服务方面来说是不利于促进其发展的，所以，国内的调频辅助服务补偿规则还要继续发展。

2.5 国内外调频辅助服务补偿规则综合分析

综合上述两个案例的六种算法得出的结果，可得出基于PJM案例数据的得出的性能因子，以及国内算法的性能指标Kp。这两者都是为了衡量调频机组性能而引入的指标，但他们无论是在计算方法还是在数值方面都具有较大差异，最终引起总补偿收益也具有较大差异。这里分析几点原因：

（1）调频的信号的快慢差别，PJM案例的调频信号快，通常在几秒以内，而国内的信号慢，常常在几分钟，信号失真严重；

（2）取样点的时间间隔差别，美国算法的取样点时间间隔通常为几秒，而国内算法的取样间隔为数分钟，造成样本严重失真，时间上的尺度差别造成了计算结果的差别；

（3）调节信号与响应信号曲线的差别，PJM案例中的两条曲线比较符合实际，而国内案例的两条曲线呈阶梯式变化，这在计算精确性和相关性时会有非常大的差别（比如，在国内案例的调节后半段，两条曲线几乎是重合的水平线）；

（4）计算逻辑的差别，美国的算法中，每一个小因子的计算都是应用大量的样本数据，从统计与概率上的概念来计算，最后得到性能因子，能比较全面的代表真实过程。而国内算法的三个K值都是选用特殊的点来进行计算，偶然因素大，不具有全面代表性。

3 国内市场调频性能的提升方法

3.1 提升调频性能的常规运行调整措施

电厂一般采用BF+MW协调控制方式。在此种控制方式下，负荷控制回路由可以快速调节的调门对相应的负荷指令进行动作，是快速回路。压力控制回路控制的压力稳定需要通过锅炉这一大迟延环节，响应速度慢上许多。所以压力控制是影响直流锅炉控制系统延迟的最主要节点。在运行过程中，主蒸汽压力与机组负荷不匹配是影响AGC调节性能的主要因素。当主蒸汽压力大幅偏离设定值，可能会造成高压调门100%全开引发积分饱和或主蒸汽压力超限造成锅炉PCV阀动作。为避免上述两种情况发生，运行值班员不得不限制机组负荷升降率。

危害机组AGC调频性能的因素综合来看，由于汽轮机功率可以通过主汽门开度迅速调节，其造成的最终影响的也主要体现在汽水压力这方面。为了机组在AGC调频运行工况中能更合理的调整主蒸汽压力与机组负荷匹配，可以采取以下调整方法：

（1）对调度计划曲线经常刷新和关注，为能够提前对主蒸汽压力调整打好基础。在升负荷前，提前15分钟提高主蒸汽压力。若因单台给水泵运行而影响主蒸汽压力升高应提前启动给水泵（600MW机组“BLR”方式390MW负荷工况时启动给水泵，“BLO”方式400MW负荷工况时启动给水泵）；

（2）升负荷过程中要加快煤粉燃烧。先增风量，氧量偏置设置正值，开大运行磨煤机对应的二次风门，没有特殊情况，不允许退出送风及风门自动。同时可视磨煤机入口风量情况，合理提高一次风压，可高于正常运行值，从而提高各磨煤机运行加载压力。

当机组负荷达到目标值之前根据主蒸汽压力上升情况应将氧量、一次风压、磨煤机加载压力调整至正常，防止给煤量超调后主蒸汽压力超高限；

（3）机组负荷小幅波动时，应随时确保一台备用磨煤机出口温度在50℃以上以缩短启磨过程中的暖磨时间，提高启磨速度，从而提高机组升负荷速率。停运磨煤机排渣一次之后禁止再次排渣动作，防止因启磨时液压落渣门关闭而影响启动时间；

（4）正常调频运行中，机组调整背压、启停磨、调节磨煤机加载压力、增减一次风、增减二次风、调整二次风门等会影响主汽压力的操作都应缓慢进行，避免引起主蒸汽压力大幅波动；

（5）降负荷过程中，为了避免主蒸汽压力超限而限制负荷下降的速率，应减小各运行磨煤机加载压力，在保证各磨煤机运行正常情况下减小一次风压，及时停磨。并且当机组负荷达到目标值之前并根据主蒸汽压力下降情况应将氧量、一次风压、磨煤机加载压力调整至正常值，防止给煤量超调后主蒸汽压力超低限；

（6）机组在额定负荷工况附近运行时，应尽量维持主蒸汽压力稳定；

（7）加强吹灰，严格执行吹灰制度。同时，应该根据汽温、减温水量和排烟温度等参数适当地增加除焦剂，从而确保捞渣机安全稳定运行，防止因捞渣机停运而造成限制机组出力事件发生；

（8）值长合理地下达配煤方式，严格要求输煤值班员按值长令上煤，并在日志中做好详细记录；

（9）负荷升降速率一经设定则不得随意修改，不得无故停止升降负荷操作和退出机组AGC；

（10）运行值班员应对设备运行情况及时且详细检查，对汽机高调门、各风机及油站、各给煤机、磨煤机及油站和排渣情况等主要辅机应加强巡检，将励磁间、各变频间空调列为主设备检查范围，确保所有缺陷能够及时发现、立即联系、尽快处理，利用好缺陷管理系统；

（11）当协调调节存在时差时应汇报值长和部门相关人员，并及时联系热工人员、继电保护人员检查远动设备。

3.2 常规措施提高AGC性能对机组的影响

电厂的AGC调频模式有两种，即快速的“BLR”模式（跟踪ACE调整）与按日计划指令的“BLO”模式。电厂为了追求AGC补偿收益的最大化，在运行的情况下会首选投“BLR”模式。虽然收益增加了，但也会造成一系列影响：

（1）机组如果投“BLR”运行模式的话，会因为电网频繁的负荷变化而使高压调门动作频次增加，动作幅度也同比增加，高压调门受到交变应力作用，寿命达到减少，故障率增加；

（2）机组AGC调频变负荷时会有瞬间的煤量大幅变化，但锅炉反应具有较大延迟，燃烧反应时间较长，同时协同调频动作的超调会进一步加大主蒸汽压力波动，锅炉即面临的超压的安全隐患，也会因频繁的交变热应力减少机组寿命；

（3）机组AGC投“BLR”调频运行模式时，为了保证低负荷时具有较快的爬坡率，需要对滑压运行的曲线下限压力进行上移，使机组在低负荷时仍维持较高的主蒸汽压力，这就会使机组经济性下降。同时，给水泵作为是厂内的用电大户，频繁的调整给水压力，也会使给水泵的耗电率增加；

（4）参与调频动作的辅机设备动作频繁，设备故障率增加，寿命降低。如一次风机动作频繁，动叶执行机构液压缸滑块磨损增加；送风机执行器同比动作次数增加，可能造成整个液压系统磨损加重；给煤量变化幅度增大，磨煤机的加载压力变化较大，液压系统容易泄漏；

（5）机组参与调频运行时，由于需要提高机组变负荷速率特别是负荷超前响应，会对汽包压力产生较大影响，汽包压力波动就代表着饱和蒸汽温度变化，所以汽包产生的热应力也增加，使用寿命降低；

（6）调频运行时的负荷快速变化引起的汽包压力、汽包水位的变化也会非常明显地加大给水控制难度，同时为快速响应水位的变化，给水系统、凝结水系统需要做出快速响应，所以瞬时流量增减幅度会加大对整个给水系统凝结水系统的冲击（机械应力）。

电厂为了减少调频考核、提高收益，会针对调频出现的问题做了一系列的调整来应对，但这些调整措施都是基于机组设备本身的，或者对运行手段做出调整，容易被别的电厂模仿与学习，不具备核心的竞争力。火电机组运用这些调整措施还会对机组寿命造成较大影响，从全寿命周期上来说，经济效益不佳，而飞轮储能设备不存在这些问题，不但自身寿命长，而且在调频运行时不会对机组造成损伤，影响机组寿命。

3.3 飞轮储能设备提升调频性能

火电机组必须经过锅炉、汽轮机、发电机等一系列设备的复杂运行才能将化石能源转换为电能，其间存在较大的热惯性延迟与机械惯性延迟，因此火电机组对电网的AGC调节信号响应较慢，从而造成调频性能不佳。飞轮储能技术在功率调节方面具有响应快、控制精确等优点，同时能量损耗小、运行寿命长、无污染物排放，在调频方面具有较强的优势，因此将其应用在辅助火电机组调频领域，不但可以为电厂带来可观的经济效益，也能保护火电机组，提高其调频运行安全性，延长机组寿命，最重要的是，可以解放新能源与火电机组，让灵活的储能设备承担调频任务，而新能源与火电机组承担基本负荷与调峰任务。

在二次调频过程中，调节速度主要取决于爬坡率。由于飞轮储能系统的大型机械旋转特性，储能系统升降负荷率非常快，能在短时间内响应负荷要求。加入飞轮储能系统后，当电网AGC负荷发出后，飞轮迅速动作，可以起到提高爬坡率的作用。

但受《两个细则》中算法的限制，倘若当AGC信号大于飞轮储能系统额定容量，则在计算调节速率K1时，就把火电机组响应时间也一同并入调节负荷的总时间内，反而有可能降低机组调节速率K1.因此应从两种情况来考虑：

（1）当AGC信号小于或等于飞轮储能系统额定容量时，飞轮储能系统直接动作来调节系统频率，整个过程中，火电机组不参与二次调频；

（2）当AGC信号大于飞轮储能系统额定容量时，飞轮储能系统需等待火电机组对信号作出反应。当火电机组开始动作时，飞轮储能系统才能与火电机组同时调节系统频率，避免因火电机组响应时间过长而造成K1值不增反降的情况。

CASE 1：飞轮储能设备单独动作

当AGC信号小于或等于飞轮储能系统额定容量时，飞轮系统单独动作。此时火电机组不承担调频任务，减轻了火电运行的压力。从图3中可以看出，由于飞轮储能具备极高的变负荷速率，3MW的负荷能够在0.1s时间内就能达到，因此在该调频过程中，火-储联合调频系统的爬坡率仅由飞轮特性决定，可到30MW/s，即1800MW/min，由此造成K1值相等大，调频收益可观。

CASE 2：飞轮与火电机组联合动作

当AGC信号大于飞轮储能系统额定容量时，为了避免因火电机组响应时间过长而造成K1值不增反降的情况，储能系统需等待火电机组对信号作出反应。当火电机组开始动作时，飞轮储能系统才能与火电机组同时调节系统频率。因此在该调频过程中，火-储联合调频系统的爬坡率由飞轮特性和火电机组特性共同决定，因为AGC信号大于飞轮储能系统额定容量，所以多出的调节量需要火电机组来弥补。如图4所示，火电机组单独调频的爬坡率为4.5MW/min，而火-储联合调频的爬坡率可达21.6MW/min。

图4

4 结语

（1）美国的调频辅助服务市场发展程度较我国先进，在调频补偿收益计算方面较为合理。在比如说衡量性能指标方面与调频里程计算方面，有很多值得我们学习的地方；

（2）我国的调频辅助服务市场在摸索中前进，各地陆续出台了一些交易规则，这对于促进我国的调频辅助服务市场发展是有利的。但这些计算方法还存在着取样点片面，性能指标计算不够全面的缺点，应该继续改进；

（3）比较美国与我国的调频辅助服务市场规则可以发现，我国仍以联合调频为主，而美国则为更加先进、安全、便捷的独立调频，这也为我国的调频事业指出了一个发展方向；

（4）相比于火电机组运用自身的运行调整措施来提升调频性能，飞轮储能不但在性能指标上提升幅度较大，而且会保护火电机组，延长机组寿命。同时，飞轮储能设备会显著提升调频性能指标中的调节速度K1，从而提升KP值，带来巨大的调频补偿收益。