袁岑頡，戴敏敏，周 旭，黃啟東，蔣宇軒，馬 寧，周建偉

（1.浙江浙能嘉華發(fā)電有限公司，浙江 嘉興 314201；2.浙江浙能電力股份有限公司，杭州 310014）

0 引言

輔助服務是電力現(xiàn)貨市場的重要組成部分，主要用于電能從發(fā)電側(cè)傳輸?shù)截摵蓚?cè)的過程中，為輸電系統(tǒng)的可靠性提供支持，維護電網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定。其中，調(diào)頻輔助服務是輔助服務中最重核心的內(nèi)容。近些年，隨著浙江省電力現(xiàn)貨市場建設工作的快速推進，調(diào)頻輔助服務市場在保障電網(wǎng)頻率穩(wěn)定、優(yōu)化調(diào)頻資源配置、促進電源側(cè)調(diào)頻能力提升以及培育主體市場意識等方面的作用愈發(fā)凸顯［1-4］。截至2021年底，浙江省已經(jīng)開展了4次電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作，作為市場主體的發(fā)電企業(yè)對調(diào)頻輔助服務的關注度和參與的積極性也不斷提高，如何在電力市場調(diào)頻輔助服務中取得理想的效益，已經(jīng)成為擺在發(fā)電企業(yè)面前的共同課題［5］。

目前電力市場試運行結(jié)算采用發(fā)電側(cè)零和模式，市場化輔助服務費用由市場化輔助服務收入減去市場化輔助服務分攤費用得到，其中市場化輔助服務暫僅包括調(diào)頻輔助服務，而調(diào)頻服務主要針對機組AGC（自動發(fā)電控制）。按照《浙江電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作方案》中的規(guī)定，發(fā)電企業(yè)在市場平臺中提報的信息包括容量報價、調(diào)頻容量和里程報價，系統(tǒng)根據(jù)每臺機組的歷史調(diào)頻性能指標（歸一化后）對報價進行調(diào)整，得到調(diào)整容量報價和調(diào)整里程報價，調(diào)整容量報價為容量報價/調(diào)頻性能指標，調(diào)整里程報價為里程報價/調(diào)頻性能指標。發(fā)電企業(yè)填報的容量報價和里程報價會影響機組調(diào)頻中標結(jié)果，但是以上2個報價均經(jīng)過調(diào)頻性能指標的修正，因此調(diào)頻性能指標對機組調(diào)頻中標結(jié)果起著決定性作用［6-8］。

1 浙江省調(diào)頻性能指標計算方法

目前浙江省調(diào)頻性能指標的計算由浙江省電力調(diào)度中心負責，機組調(diào)頻性能指標K包括調(diào)節(jié)速率K1、響應時間K2、調(diào)節(jié)精度K3這3 個因子，其加權計算方法如下：

式中：Rrate為發(fā)電單元實測速率；Ravg為系統(tǒng)內(nèi)AGC發(fā)電單元平均標準調(diào)節(jié)速率；Tdely為發(fā)電單元響應延遲時間；Paccu為發(fā)電單元調(diào)節(jié)誤差；Ppermit為發(fā)電單元調(diào)節(jié)允許誤差（額定出力的1.5%）；μ1、μ2、μ3分別為K1、K2、K3的權重系數(shù)，目前μ1系數(shù)為2，μ2和μ3系數(shù)均為1。

目前浙江省電力調(diào)控中心暫未公布Rrate、Tdely、Paccu以及發(fā)電單元調(diào)節(jié)里程Preg等指標的具體計算方法，通過參考《華東區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》和《華東區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》（以下簡稱“兩個細則”）中AGC 部分相關指標的計算方法和電力市場實際運行情況，上述指標可作如下解讀：對于發(fā)電機組響應連續(xù)兩個調(diào)節(jié)指令的出力曲線，如圖1 所示，在T1時刻發(fā)電單元出力為P1，此時下發(fā)控制指令，目標出力為P4，經(jīng)過一定響應時間后，在T2時刻發(fā)電單元出力達到P2，大于發(fā)電單元動作死區(qū)，認為發(fā)電單元開始有效響應控制指令。在T3時刻發(fā)電單元實際出力達到P3，第一次達到目標出力死區(qū)帶，此時認為發(fā)電單元響應完成控制指令，進入精度計算時間，直調(diào)T4時刻下發(fā)新的控制指令值，下發(fā)新指令時其實際出力為P5。

圖1 發(fā)電單元調(diào)節(jié)過程示意圖

Rrate是指發(fā)電單元在指令調(diào)節(jié)過程中有效動作出力與有效調(diào)節(jié)時間之商：

Tdely是指發(fā)電單元開始響應指令時刻與指令下發(fā)時刻之差：

Paccu是指發(fā)電單元最后穩(wěn)定負荷和目標值之間的差值：

Preg計算時，如果未有效捕捉到發(fā)電單元開始響應指令時刻，則計Preg為0；如果有效捕捉到發(fā)電單元開始響應指令時刻，則計算Preg如下：

1）如果有效捕捉到發(fā)電單元進入目標出力死區(qū)時刻，則調(diào)節(jié)里程Preg等于發(fā)電單元進入目標出力Pstart與指令開始時刻出力Pdes之差：

2）如果未有效捕捉到發(fā)電單元進入目標出力死區(qū)時刻，則調(diào)節(jié)里程Preg等于發(fā)電單元調(diào)節(jié)過程中實際出力Pgen與指令開始時刻實際出力Pstart偏差最大值：

2 火電機組電力市場調(diào)頻性能現(xiàn)狀

以浙江省為例，目前燃氣機組仍然處于缺氣的被動局面，雖然其調(diào)頻性能優(yōu)于燃煤機組，但因運行小時數(shù)受制，對整體市場影響不大。隨著浙江省電力現(xiàn)貨市場建設工作的持續(xù)推進，作為市場主體的煤電公司已普遍認識到爭取更高的調(diào)頻收入才是正確方向。而機組的調(diào)頻性能指標直接影響輔助服務的收入，在此背景下，省內(nèi)火電機組均已開展各項機組調(diào)頻性能指標提升工作。

截至2021 年浙江電力現(xiàn)貨市場第4 次結(jié)算試運行結(jié)束，除去不參與調(diào)頻的某發(fā)電廠，浙江省63 臺統(tǒng)調(diào)燃煤機組調(diào)頻性能指標如表1 所示，總體來看省內(nèi)火電機組的調(diào)頻性能仍然不夠理想。電力市場運行期間AGC 指令下發(fā)頻次明顯增加，以浙江省內(nèi)某大型火力發(fā)電廠為例，如圖2 所示，2021年3—5月浙江電力現(xiàn)貨市場第四次結(jié)算運行期間，該廠某百萬機組收到AGC指令下發(fā)頻次較6—7 月增加近3 倍，該廠8 臺燃煤機組3—5 月AGC 調(diào)節(jié)速率和調(diào)節(jié)精度較其他月份明顯偏低。在幾次電力市場試運行結(jié)算中，該廠AGC性能不佳導致機組調(diào)頻性能指標偏低，調(diào)頻輔助服務收入不足，由于輔助服務分攤費用既定，該廠合計輔助服務費用一直處于虧損狀態(tài)。

圖2 某百萬機組3—7月AGC數(shù)據(jù)

表1 統(tǒng)調(diào)燃煤機組性能指標

結(jié)合電力市場下省內(nèi)各臺煤機調(diào)頻性能表現(xiàn)綜合情況，目前導致火電機組調(diào)性能指標偏低的原因主要有以下幾個方面：

1）電力市場模式下協(xié)調(diào)控制策略未作出適應性調(diào)整。

電力市場模式下，AGC 指令下發(fā)頻率明顯增加，且多為小幅高頻指令。部分機組AGC調(diào)節(jié)品質(zhì)無法滿足調(diào)節(jié)要求，在AGC指令頻繁擾動的情況下，汽輪機主控指令對負荷變動的響應能力不足。

某火電機組的協(xié)調(diào)控制策略中汽輪機主控兼顧負荷和主汽壓調(diào)節(jié)，且無負荷變動汽輪機主控指令前饋調(diào)節(jié)，在低負荷和高負荷段為了保證主汽壓平穩(wěn)，主汽壓控制占比較大。如圖3 所示，AGC 指令頻差下發(fā)過程中，ULD（限速后負荷指令）按照10 MW/min 速率開始響應，汽輪機主控指令響應能力不足且明顯滯后，導致實際負荷和AGC 指令幾乎“完美錯開”，該時段的AGC 速率均為負值，且負向數(shù)值較大。

圖3 電力市場模式下某機組汽輪機主控的響應曲線

2）電力市場模式下未統(tǒng)籌考慮“兩個細則”中一次調(diào)頻部分。

機組一次調(diào)頻頻繁動作會給AGC響應效果帶來較大影響，電力市場調(diào)頻輔助服務市場運行前，部分發(fā)電企業(yè)根據(jù)自身經(jīng)營情況比較側(cè)重于避免“兩個細則”中一次調(diào)頻的考核，機組一次調(diào)頻死區(qū)設置較低［9］。電力市場模式下，越過死區(qū)的頻率擾動明顯增加，這部分發(fā)電企業(yè)雖然在“兩個細則”一次調(diào)頻考核上有所優(yōu)勢，但是由于機組調(diào)頻死區(qū)設置較低，一次調(diào)頻的頻繁動作影響AGC的正?？刂疲瑥亩绊懥藱C組的調(diào)頻性能指標。

3）機組滑壓曲線設定偏低。

部分采用BF（鍋爐跟隨模式）為基礎協(xié)調(diào)控制的超超臨界機組，協(xié)調(diào)控制方式下汽輪機主控負荷，負荷控制較為精準，但是前提是汽輪機調(diào)門留有裕度。目前部分機組滑壓曲線定值設定較低，導致機組在中高負荷段調(diào)門一直處在全開狀態(tài)，雖然提高了機組的經(jīng)濟性，但是影響了AGC的調(diào)節(jié)效果，進而影響了機組的調(diào)頻性能指標。

4）運行操作規(guī)范性不足。

火電機組AGC 控制一般均設置有HOLD 按鈕，主要用于擴容段和深度調(diào)峰段機組性能無法滿足AGC指令、AGC爬坡啟磨階段，通過HOLD按鈕暫時保持機組指令。電力市場模式下，機組控制參數(shù)的波動或超調(diào)現(xiàn)象顯著增加，為了減少參數(shù)擾動給機組帶來的影響，運行操作人員會頻繁使用AGC-HOLD 操作，由于該操作未進行規(guī)范化管理，容易出現(xiàn)AGC-HOLD 操作后未及時恢復的情況。如圖4所示，調(diào)取某機組12 h時段的AGC-HOLD 操作記錄，可見將近一半時間都處于AGC-HOLD狀態(tài)，這種狀態(tài)下AGC調(diào)節(jié)無法正常進行。

圖4 電力市場下某機組12 h內(nèi)AGC-HOLD操作記錄

5）其他因素影響。

除以上幾個主要因素以外，在電力市場模式下，還有以下因素也會影響機組調(diào)頻性能：部分機組AGC 速率設定偏低，無法滿足調(diào)頻性能要求；部分機組協(xié)調(diào)控制邏輯中，鍋爐前饋、主汽壓慣性時間和負荷調(diào)節(jié)死區(qū)設置保守；隨著煤炭供應緊張，火電機組燃煤熱值較低影響機組負荷響應能力。機組運行期間，磨煤機組啟停、吹灰控制等環(huán)節(jié)上存在的一些問題同樣會給機組調(diào)頻性能帶來影響。

3 火電機組電力市場調(diào)頻性能提升方法

針對電力市場模式下導致機組調(diào)頻性能偏低的主要原因，可以通過以下措施進行改進和完善。

3.1 提高機組AGC速率設定

由機組調(diào)頻性能指標K值的計算方法可知，機組AGC速率指標權重占50%，2020年4月份開始，浙江省根據(jù)2019 年新版“兩個細則”的規(guī)定，將機組AGC實測速率正式納入考核范圍，且考核費用比例較大，考核公式如下：

式中：F為考核費用；K為機組AGC 平均調(diào)節(jié)速率系數(shù)，當K大于1時，按K=1執(zhí)行；PN為機組額定容量；t考核為2 h；aAGC為AGC 考核系數(shù)，數(shù)值一般為1；C機組為機組批復的上網(wǎng)電價；V實測為機組實測AGC 調(diào)節(jié)速率；V基本為機組基本相應速率。

2020 年5 月，《關于加強浙江電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)機組AGC 運行管理工作》中對機組的AGC 速率設置提出了明確要求：600 MW及以下容量的燃煤發(fā)電機組實際變負荷速率需達到1.5%Pe/min（其中，Pe為額定負荷），深度調(diào)峰1.0%Pe/min；1 000 MW機組實際變負荷速率達到1.2%Pe/min，深度調(diào)峰0.8%Pe/min，同時以上設置納入定值管理。由此可見，無論是電力市場調(diào)頻服務還是“兩個細則”考核，均以提高機組AGC調(diào)節(jié)速率作為導向。

綜上分析，發(fā)電企業(yè)在電力市場運行前應進行各項機組AGC性能試驗，通過實際負荷擺動了解機組的AGC性能情況，在不影響機組安全穩(wěn)定運行的前提下盡可能地提高機組AGC 速率設定。在多臺機組應用案例中表明，該方法對提高機組調(diào)頻性能最為直接有效，但是對機組控制帶來的擾動頻率也明顯增加。

3.2 協(xié)調(diào)控制策略改進和優(yōu)化

為了提高電力市場下機組調(diào)頻性能指標，協(xié)調(diào)控制策略需要作適應性調(diào)整。調(diào)頻市場下發(fā)的AGC指令具有較高的隨機性，且多為小幅高頻指令，協(xié)調(diào)控制優(yōu)化應重點關注汽輪機主控邏輯的適應性。針對AGC指令小幅高頻下發(fā)時汽輪機主控指令響應能力不足且明顯滯后的問題，在協(xié)調(diào)控制中汽輪機主控應適當增加負荷控制權重，增加負荷變動時汽輪機主控指令前饋調(diào)節(jié)邏輯。適當提高汽輪機主控回路中的汽壓拉回回路定值設置，在主蒸汽壓力超出額定汽壓后再加強汽輪機主控中控壓回路的作用。如圖5所示，某機組針對電力市場下汽輪機主控指令響應能力不足且明顯滯后問題，增加了電力市場模式下汽輪機主控優(yōu)化邏輯，并取得了良好效果。

圖5 某機組汽輪機主控邏輯優(yōu)化

在對汽輪機主控邏輯優(yōu)化的同時，還應適當加強鍋爐主控負荷前饋調(diào)節(jié)，加強主汽壓微分回路的作用，適當調(diào)整主汽壓慣性時間和負荷調(diào)節(jié)死區(qū)。文獻［10］針對調(diào)節(jié)速率K1、響應時間K2、調(diào)節(jié)精度K3的影響環(huán)節(jié)，通過對協(xié)調(diào)控制邏輯進行優(yōu)化，機組調(diào)頻性能指標有了顯著提高，市場日中標次數(shù)提高90%以上，由此可見，協(xié)調(diào)控制邏輯適應性調(diào)整對機組調(diào)頻性能指標提升起到了關鍵作用。除此以外，部分先進的控制算法在火電機組AGC 優(yōu)化方面也有很好的工程應用案例［11-15］，也能較好地提升機組調(diào)頻性能，電力市場下應加強此方面的關注。

3.3 電力市場輔助服務結(jié)合“兩個細則”綜合分析

電力市場調(diào)頻輔助服務市場未運行前，發(fā)電企業(yè)對AGC和一次調(diào)頻的管理主要以各個區(qū)域發(fā)布的“兩個細則”為依據(jù)。電力市場運行后，由于調(diào)頻輔助服務市場的費用占比較高，發(fā)電企業(yè)需要有針對性地對電力市場輔助服務和“兩個細則”收入進行分析權衡，尋找經(jīng)營利潤的平衡點，而不是僅考慮滿足“兩個細則”。

以浙江省內(nèi)某大型火力發(fā)電廠為例，在浙江電力現(xiàn)貨市場第4次結(jié)算運行期間調(diào)頻輔助服務和“兩個細則”中該廠一次調(diào)頻、AGC部分的收支占比情況如圖6所示，在試運行的3個月時間內(nèi)，調(diào)頻輔助服務收支占比高達98.2%。隨著電力市場的持續(xù)擴容，調(diào)頻輔助服務市場份額將進一步擴大，因此發(fā)電企業(yè)應該更加關注電力市場調(diào)頻輔助服務的收支情況，同時可適當降低對“兩個細則”中一次調(diào)頻部分的關注度。

圖6 浙江電力市場第4次試運行期間某電廠費用收支占比情況

為了避免機組一次調(diào)頻正確率受到考核，部分機組的調(diào)頻死區(qū)一般設置較小，從而導致一次調(diào)頻頻繁動作，給機組AGC響應效果帶來了較大影響。如圖7所示，電力市場試運行期間，某亞臨界機組一次調(diào)頻調(diào)節(jié)性能和正確率完全滿足“兩個細則”的考核標準，同時與考核線相比其調(diào)整的空間較大，但同時期該機組調(diào)頻性能指標并不理想，經(jīng)調(diào)頻轉(zhuǎn)速死區(qū)調(diào)整后，機組調(diào)頻性能提高了18%。因此，在進行一次調(diào)頻性能管理時，在機組一次調(diào)頻性能指標能夠滿足考核要求的前提下，應適當調(diào)整調(diào)頻轉(zhuǎn)速死區(qū)，降低一次調(diào)頻對AGC控制的擾動。

圖7 某亞臨界機組一次調(diào)頻月性能指標

3.4 超超臨界機組滑壓曲線切換

部分超超臨界機組滑壓曲線定值設定較低，在中高負荷段機組調(diào)門經(jīng)常處在全開狀態(tài)。以某上汽-西門子TC4F 型機組為例，如圖8 所示，機組的供電煤耗隨著調(diào)門開度的減小而顯著增加，因此部分發(fā)電企業(yè)為了提高機組運行的經(jīng)濟性，通常會盡可能地降低滑壓曲線設定值［16］。采用該方法雖然提高了機組的經(jīng)濟性，但是較大程度影響了AGC的調(diào)節(jié)效果，進而影響了機組的調(diào)頻性能指標。

圖8 某TC4F機組汽門開度和供電煤耗的關系

該類型機組提高AGC調(diào)節(jié)速率和調(diào)節(jié)精度最直接的方法是適當調(diào)整滑壓曲線設定?？紤]到其他月份“兩個細則”考核相對不多的情況，建議在電力市場運行前可適當提高滑壓曲線設定，電力市場運行結(jié)束后恢復至原設定，以提高電力市場運行期間“兩個細則”和電力市場輔助服務收入。

3.5 加強運行管理

電力市場交易時，機組調(diào)頻性能指標中AGC調(diào)節(jié)速率和調(diào)節(jié)精度的測定采用抽測方法，即在電力市場運行前某一時段，抽取100 h 內(nèi)機組AGC調(diào)節(jié)速率和調(diào)節(jié)精度，加權平均后生成機組調(diào)頻性能指標。因此電力市場交易前，機組AGC性能測定時間段運行操作人員應將機組擺至最佳狀態(tài)，從而提高機組的調(diào)頻性能指標。

對于設置有AGC-HOLD 功能的機組，在電力市場運行期間，發(fā)電企業(yè)應完善各項操作規(guī)范，運行人員盡可能減少AGC-HOLD 的使用頻率，避免投撤的隨意性。某大型火力發(fā)電廠通過規(guī)范運行AGC投撤和AGC-HOLD操作，當月機組調(diào)頻性能提升幅度在60%以上，效果非常明顯。

3.6 儲能參與機組調(diào)頻

火電機組由于自身條件的限制，其調(diào)頻性能的提升空間相對有限。目前，通過電儲能提升火電機組調(diào)頻性能的方式已經(jīng)得到了廣泛認可。如圖9 所示，當電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)下發(fā)AGC 指令時，電儲能系統(tǒng)同步接收AGC指令，一般電儲能系統(tǒng)響應速率能到達秒級，可快速響應彌補燃煤機組響應遲緩造成的AGC 指令和實發(fā)功率之間的差值。待機組出力提升后，儲能系統(tǒng)出力相應降低，反之亦然，從而提升機組的調(diào)頻性能。

圖9 儲能聯(lián)合調(diào)頻的理論出力曲線

目前對電儲能參與機組調(diào)頻的研究已經(jīng)相對比較成熟，并得到了較好的應用。儲能參與調(diào)頻輔助服務市場是用戶側(cè)儲能主要的商業(yè)模式之一，儲能技術參與機組調(diào)頻輔助服務具備響應時間快、調(diào)度性能好的優(yōu)勢，儲能調(diào)頻項目在山西、甘肅、廣東等省均已經(jīng)有了較好的工程應用案例［17-20］。截至2019 年底，廣東電網(wǎng)部分聯(lián)合儲能調(diào)頻機組的調(diào)頻性能超越水電機組和燃氣機組，位列全網(wǎng)第一［21］。從投資成本上分析，采用電池儲能技術參與機組AGC調(diào)頻具有良好的經(jīng)濟效益，按照某項目財務評價分析，3 年左右即可收回投資成本［22］。儲能技術的協(xié)同配合不僅極大改善了發(fā)電企業(yè)的調(diào)頻性能，也解決了儲能需要外部電源維持其工作的問題，提高了發(fā)電企業(yè)在調(diào)頻輔助服務市場中的收益。

2021 年后，浙江省內(nèi)燃煤機組加裝儲能設備已經(jīng)成為趨勢，部分大型火電機組儲能技術應用項目進入實施階段，其經(jīng)濟性也已逐年體現(xiàn)。在此背景下，各發(fā)電企業(yè)應盡快開展調(diào)研和經(jīng)濟性測算工作，如若此項工作進度過慢，可能會對企業(yè)近期在“兩個細則”和電力市場調(diào)頻輔助服務上的收益帶來影響。

4 結(jié)語

電力現(xiàn)貨市場下提高調(diào)頻輔助服務市場份額已經(jīng)成為趨勢。發(fā)電企業(yè)以往較為關注滿足“兩個細則”的盈虧，而對電力市場調(diào)頻輔助服務給企業(yè)收支帶來的影響程度分析不足，對機組調(diào)頻性能指標提升重視程度不夠，導致企業(yè)在電力市場調(diào)頻輔助服務中收入偏低甚至虧損。發(fā)電企業(yè)應及時開展火電機組調(diào)頻性能的分析工作，了解新版“兩個細則”修訂后的考核導向，找出性能指標偏低的主要原因并進行針對性地改進。本文所提出的火電機組調(diào)頻性能提升方法經(jīng)過實際應用，結(jié)果表明能夠有效解決部分機組調(diào)頻性能指標偏低的問題。

儲能參與機組調(diào)頻對提升發(fā)電企業(yè)“兩個細則”和電力市場調(diào)頻輔助服務收入具有較大作用，由于項目改造內(nèi)容較大且調(diào)頻市場初期實施的效益明顯，建議盡早開展經(jīng)濟性測算和項目改造工作。