韓 剛

（國能（天津）大港發(fā)電廠，天津 300272）

0 引言

國內(nèi)的發(fā)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(tǒng)一直遵循著大電網(wǎng)、大電機的發(fā)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(fā)展，電網(wǎng)受到的沖擊負荷越來越嚴重，這對電網(wǎng)的調(diào)頻性能要求提出更高的要求。目前，電力系統(tǒng)調(diào)頻主要由火電機組承擔(dān)，調(diào)頻能力不足，對于電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行形成挑戰(zhàn)。因此，需要建立具備快速、準確、雙向調(diào)節(jié)等能力的高效調(diào)頻專用機組。但這些機組的建設(shè)與運行費用肯定是高于傳統(tǒng)的發(fā)電機組的，這就要求電力部門制定一套科學(xué)合理的補償機制，為調(diào)頻機組的發(fā)展做出積極的推動作用。

1 美國調(diào)頻輔助服務(wù)補償計算

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

在新的補償機制下，供應(yīng)商提供調(diào)頻服務(wù)所能獲得的激勵與其響應(yīng)情況有關(guān)，即與其跟蹤AGC信號的緊密程度有關(guān)。目前，美國的大多數(shù)電力市場區(qū)域在調(diào)頻市場中己經(jīng)引入并實施了新的補償方案。

1.1 美國PJM獨立調(diào)頻案例

美國PJM獨立調(diào)頻案例是美國PJM公司在獨立調(diào)頻運行過程中的實際運行工況，它的調(diào)節(jié)信號與響應(yīng)信號的變化曲線如圖1所示。

圖1 PJM獨立調(diào)頻運行工況

此案例中，綠色曲線為調(diào)節(jié)信號，藍色曲線為響應(yīng)型號。獨立調(diào)頻機組容量為90MW，調(diào)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(diào)頻補償計算都基于圖1的運行工況，并且容量價格統(tǒng)一設(shè)定為1.95元/MW，調(diào)頻里程價格統(tǒng)一設(shè)定為1374.8元/（MW*天）。且最后的的計算結(jié)果都折合為一天的收益，即假設(shè)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(diào)頻補償計算

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

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

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

在PJM的相關(guān)規(guī)則中，M直接取為前后兩個調(diào)頻信號的差絕對值的累加。供應(yīng)商的實際調(diào)頻里程不影響結(jié)算的調(diào)頻里程，但會影響調(diào)頻性能指標。

將上述樣本的數(shù)據(jù)代入，可得調(diào)頻里程M=260MW，放大到一天，即為M=62400MW。

調(diào)頻性能指標A由精確性因子Spre、相關(guān)性因子Scor、延遲因子Sdelay，三者加權(quán)得到，三者的加權(quán)系數(shù)k1、k2、k3的取值范圍分別是0.3、0.3、0.4。為了突出調(diào)頻性能某一指標的影響，可以對相應(yīng)的系統(tǒng)做適當?shù)恼{(diào)整。

將上述樣本的數(shù)據(jù)代入，可得Spre=0.614。

將樣本數(shù)據(jù)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(diào)頻補償計算

ISO-NE的調(diào)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(diào)頻性能指標A。同時，其調(diào)頻里程M的計算方法也不盡相同。

在ISO-NE的相關(guān)規(guī)則中，調(diào)頻里程為實際調(diào)頻里程，所謂實際調(diào)頻里程，區(qū)別于PJM的算法的地方在于只有當調(diào)頻里程方向與調(diào)度信號一致，即調(diào)節(jié)信號與響應(yīng)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(diào)頻才能獲得調(diào)頻里程收益。調(diào)頻里程計算公式為：

將上述樣本的數(shù)據(jù)代入，可得調(diào)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(diào)頻時間來衡量，即當調(diào)頻里程方向與調(diào)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(jié)算時長的比值，就是性能指標A。

即：

t0為有效時長，s0為結(jié)算時長，根據(jù)圖2的數(shù)據(jù)可知，t0為272s，s0為360s，可得A=0.756。

圖2 山西某電廠聯(lián)合調(diào)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(diào)頻補償計算

CAISO的調(diào)頻補償方案同樣采用兩部制形式，將總體補償分為調(diào)頻容量補償與調(diào)頻里程補償。但CAISO方案只在調(diào)頻里程收益中考慮調(diào)頻性能指標A。而且該計算方法的調(diào)頻里程M和調(diào)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(diào)頻信號的差的絕對值，但會根據(jù)實際響應(yīng)情況進行修正，從而使供應(yīng)商的收益與其實際表現(xiàn)關(guān)聯(lián)起來，在調(diào)度區(qū)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(diào)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(diào)頻里程的同時也考慮了調(diào)頻性能，調(diào)頻里程的值在一定程度上也反應(yīng)了調(diào)頻性能的優(yōu)劣。

經(jīng)過計算一天的調(diào)頻里程M=51600MW。

CAISO算法對向下調(diào)頻和向上調(diào)頻分開計算調(diào)頻能指標，且主要側(cè)重于響應(yīng)的精確度。

即：

式中：Aru，Ard為該周期的向上調(diào)頻和向下調(diào)頻的調(diào)頻性能指標；Stava-ru，Stava-rd為向上調(diào)頻和向下調(diào)頻信號在一個區(qū)間內(nèi)的平均值；Rtava-ru，Rtava-rd為分別為供應(yīng)商對應(yīng)向上調(diào)頻和向下調(diào)頻信號的實際調(diào)頻里程在一個區(qū)間內(nèi)的平均值；φ為該周期的數(shù)據(jù)采集周期的集合。

根據(jù)圖2的樣本數(shù)據(jù)，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(jié)

將上述三種補償計算方案統(tǒng)計，結(jié)果如表1所示。

表1 補償計算統(tǒng)計

從表1中可以看出，雖然這三種方案側(cè)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(diào)了調(diào)頻里程與調(diào)頻性能對收益的影響，且最后的總補償結(jié)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(nèi)推出新的調(diào)頻補償方案具有借鑒價值。

2 國內(nèi)調(diào)頻輔助服務(wù)補償計算

中國具有全世界最大的電網(wǎng)，但我們國內(nèi)的調(diào)頻輔助市場還不算成熟，盡管如此，國內(nèi)依然出臺試行了一些聯(lián)合調(diào)頻的補償結(jié)算方法，如最早出臺的山西電網(wǎng)，2018年8月2號南方能監(jiān)局出臺的《廣東調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易規(guī)則》，2018年8月31號華北能監(jiān)局出臺的《關(guān)于征求京津唐電網(wǎng)調(diào)頻輔助服務(wù)市場運行規(guī)則的函》。本文將根據(jù)這三種補償規(guī)則，做出計算與比較分析。

2.1 國內(nèi)聯(lián)合調(diào)頻案例

國內(nèi)聯(lián)合調(diào)頻案例是國內(nèi)山西電網(wǎng)某火電加化學(xué)電池聯(lián)合調(diào)頻電廠在調(diào)頻運行過程中的實際運行工況，他的調(diào)節(jié)信號與響應(yīng)信號的變化曲線如圖2所示。

此案例中，藍色曲線為調(diào)節(jié)信號，紅色曲線為響應(yīng)信號，綠色曲線為火電機組負荷。聯(lián)合調(diào)頻機組中電池儲能單元容量9MW，選取6min的調(diào)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(nèi)聯(lián)合調(diào)頻補償計算都基于圖3的運行工況，調(diào)頻里程價格統(tǒng)一設(shè)定為8元/MW。且最后的的計算結(jié)果都折合為一天的收益，即假設(shè)整天的運行工況都與這6min分鐘相似。

圖3

2.2 京津唐電網(wǎng)聯(lián)合調(diào)頻補償計算

京津唐電網(wǎng)的聯(lián)合調(diào)頻補償與山西電網(wǎng)類似，同樣只計算調(diào)頻里程收益。

式中：Rgross為調(diào)頻里程收益，也就是聯(lián)合調(diào)頻補償；Bagc為調(diào)頻補償單價；

上式中調(diào)頻補償單價Bagc為京津唐地區(qū)根據(jù)自己的實際情況而定的一個補償單價，這里是需要各個調(diào)頻電廠投標，然后電網(wǎng)選定中標價格而決定的。京津唐地區(qū)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(diào)頻里程價格。補償深度D與山西電網(wǎng)的一樣，這里不在贅述。

同樣的性能指標調(diào)節(jié)速率K1、調(diào)節(jié)精度K1、響應(yīng)時間K3計算方法也一樣，所以這里根據(jù)上文直接得出K1=1.54，K1=1.43，K3=1.87，Kp=4.11。

這里的調(diào)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(wǎng)聯(lián)合調(diào)頻補償計算

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

C為發(fā)電單元AGC容量，即發(fā)電單元當前出力點在5分鐘內(nèi)可調(diào)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(diào)頻服務(wù)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(diào)節(jié)速率K1、調(diào)節(jié)精度K2、響應(yīng)時間K3，但計算方法不再相同，這里重新計算。

調(diào)節(jié)速率K1：V調(diào)節(jié)=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(diào)節(jié)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(diào)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(tǒng)一價格8元/MW。

調(diào)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(jié)

將上述三種補償計算方案統(tǒng)計，結(jié)果如表2所示。

表2 國內(nèi)補償計算統(tǒng)計

從上述計算中可以得出，國內(nèi)這這三種補償規(guī)則在調(diào)頻里程收益方面區(qū)別不大，但容量收益方面只有南方電網(wǎng)出臺的補償規(guī)則引入了此概念，這對于具有高性能的調(diào)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(shù)然后加一，其他參數(shù)都不發(fā)生改變。這樣的改進算法調(diào)頻的收益相對減少，不同調(diào)頻性能的機組最后取得的調(diào)頻收益差距也會相應(yīng)減少。南方電網(wǎng)引入了調(diào)頻容量補償機制，該算法最后取得的收益為調(diào)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(yīng)改變，比山西電網(wǎng)算法的Kp值要減少很多。因此即使引入調(diào)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(nèi)的調(diào)頻輔助服務(wù)補償規(guī)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(nèi)這樣一個整體的大電網(wǎng)在調(diào)頻服務(wù)方面來說是不利于促進其發(fā)展的，所以，國內(nèi)的調(diào)頻輔助服務(wù)補償規(guī)則還要繼續(xù)發(fā)展。

2.5 國內(nèi)外調(diào)頻輔助服務(wù)補償規(guī)則綜合分析

綜合上述兩個案例的六種算法得出的結(jié)果，可得出基于PJM案例數(shù)據(jù)的得出的性能因子，以及國內(nèi)算法的性能指標Kp。這兩者都是為了衡量調(diào)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(shù)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(diào)頻的信號的快慢差別，PJM案例的調(diào)頻信號快，通常在幾秒以內(nèi)，而國內(nèi)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(nèi)算法的取樣間隔為數(shù)分鐘，造成樣本嚴重失真，時間上的尺度差別造成了計算結(jié)果的差別；

（3）調(diào)節(jié)信號與響應(yīng)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(nèi)案例的兩條曲線呈階梯式變化，這在計算精確性和相關(guān)性時會有非常大的差別（比如，在國內(nèi)案例的調(diào)節(jié)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(yīng)用大量的樣本數(shù)據(jù)，從統(tǒng)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(nèi)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(nèi)市場調(diào)頻性能的提升方法

3.1 提升調(diào)頻性能的常規(guī)運行調(diào)整措施

電廠一般采用BF+MW協(xié)調(diào)控制方式。在此種控制方式下，負荷控制回路由可以快速調(diào)節(jié)的調(diào)門對相應(yīng)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(wěn)定需要通過鍋爐這一大遲延環(huán)節(jié)，響應(yīng)速度慢上許多。所以壓力控制是影響直流鍋爐控制系統(tǒng)延遲的最主要節(jié)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(diào)節(jié)性能的主要因素。當主蒸汽壓力大幅偏離設(shè)定值，可能會造成高壓調(diào)門100%全開引發(fā)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(fā)生，運行值班員不得不限制機組負荷升降率。

危害機組AGC調(diào)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(diào)節(jié)，其造成的最終影響的也主要體現(xiàn)在汽水壓力這方面。為了機組在AGC調(diào)頻運行工況中能更合理的調(diào)整主蒸汽壓力與機組負荷匹配，可以采取以下調(diào)整方法：

（1）對調(diào)度計劃曲線經(jīng)常刷新和關(guān)注，為能夠提前對主蒸汽壓力調(diào)整打好基礎(chǔ)。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(yīng)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(fēng)量，氧量偏置設(shè)置正值，開大運行磨煤機對應(yīng)的二次風(fēng)門，沒有特殊情況，不允許退出送風(fēng)及風(fēng)門自動。同時可視磨煤機入口風(fēng)量情況，合理提高一次風(fēng)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(jù)主蒸汽壓力上升情況應(yīng)將氧量、一次風(fēng)壓、磨煤機加載壓力調(diào)整至正常，防止給煤量超調(diào)后主蒸汽壓力超高限；

（3）機組負荷小幅波動時，應(yīng)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(guān)閉而影響啟動時間；

（4）正常調(diào)頻運行中，機組調(diào)整背壓、啟停磨、調(diào)節(jié)磨煤機加載壓力、增減一次風(fēng)、增減二次風(fēng)、調(diào)整二次風(fēng)門等會影響主汽壓力的操作都應(yīng)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(yīng)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(fēng)壓，及時停磨。并且當機組負荷達到目標值之前并根據(jù)主蒸汽壓力下降情況應(yīng)將氧量、一次風(fēng)壓、磨煤機加載壓力調(diào)整至正常值，防止給煤量超調(diào)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(yīng)盡量維持主蒸汽壓力穩(wěn)定；

（7）加強吹灰，嚴格執(zhí)行吹灰制度。同時，應(yīng)該根據(jù)汽溫、減溫水量和排煙溫度等參數(shù)適當?shù)卦黾映箘?，從而確保撈渣機安全穩(wěn)定運行，防止因撈渣機停運而造成限制機組出力事件發(fā)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(jīng)設(shè)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(yīng)對設(shè)備運行情況及時且詳細檢查，對汽機高調(diào)門、各風(fēng)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(yīng)加強巡檢，將勵磁間、各變頻間空調(diào)列為主設(shè)備檢查范圍，確保所有缺陷能夠及時發(fā)現(xiàn)、立即聯(lián)系、盡快處理，利用好缺陷管理系統(tǒng)；

（11）當協(xié)調(diào)調(diào)節(jié)存在時差時應(yīng)匯報值長和部門相關(guān)人員，并及時聯(lián)系熱工人員、繼電保護人員檢查遠動設(shè)備。

3.2 常規(guī)措施提高AGC性能對機組的影響

電廠的AGC調(diào)頻模式有兩種，即快速的“BLR”模式（跟蹤ACE調(diào)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(wǎng)頻繁的負荷變化而使高壓調(diào)門動作頻次增加，動作幅度也同比增加，高壓調(diào)門受到交變應(yīng)力作用，壽命達到減少，故障率增加；

（2）機組AGC調(diào)頻變負荷時會有瞬間的煤量大幅變化，但鍋爐反應(yīng)具有較大延遲，燃燒反應(yīng)時間較長，同時協(xié)同調(diào)頻動作的超調(diào)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(yīng)力減少機組壽命；

（3）機組AGC投“BLR”調(diào)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(jīng)濟性下降。同時，給水泵作為是廠內(nèi)的用電大戶，頻繁的調(diào)整給水壓力，也會使給水泵的耗電率增加；

（4）參與調(diào)頻動作的輔機設(shè)備動作頻繁，設(shè)備故障率增加，壽命降低。如一次風(fēng)機動作頻繁，動葉執(zhí)行機構(gòu)液壓缸滑塊磨損增加；送風(fēng)機執(zhí)行器同比動作次數(shù)增加，可能造成整個液壓系統(tǒng)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(tǒng)容易泄漏；

（5）機組參與調(diào)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(yīng)，會對汽包壓力產(chǎn)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(chǎn)生的熱應(yīng)力也增加，使用壽命降低；

（6）調(diào)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(yīng)水位的變化，給水系統(tǒng)、凝結(jié)水系統(tǒng)需要做出快速響應(yīng)，所以瞬時流量增減幅度會加大對整個給水系統(tǒng)凝結(jié)水系統(tǒng)的沖擊（機械應(yīng)力）。

電廠為了減少調(diào)頻考核、提高收益，會針對調(diào)頻出現(xiàn)的問題做了一系列的調(diào)整來應(yīng)對，但這些調(diào)整措施都是基于機組設(shè)備本身的，或者對運行手段做出調(diào)整，容易被別的電廠模仿與學(xué)習(xí)，不具備核心的競爭力。火電機組運用這些調(diào)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(jīng)濟效益不佳，而飛輪儲能設(shè)備不存在這些問題，不但自身壽命長，而且在調(diào)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(shè)備提升調(diào)頻性能

火電機組必須經(jīng)過鍋爐、汽輪機、發(fā)電機等一系列設(shè)備的復(fù)雜運行才能將化石能源轉(zhuǎn)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(wǎng)的AGC調(diào)節(jié)信號響應(yīng)較慢，從而造成調(diào)頻性能不佳。飛輪儲能技術(shù)在功率調(diào)節(jié)方面具有響應(yīng)快、控制精確等優(yōu)點，同時能量損耗小、運行壽命長、無污染物排放，在調(diào)頻方面具有較強的優(yōu)勢，因此將其應(yīng)用在輔助火電機組調(diào)頻領(lǐng)域，不但可以為電廠帶來可觀的經(jīng)濟效益，也能保護火電機組，提高其調(diào)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(shè)備承擔(dān)調(diào)頻任務(wù)，而新能源與火電機組承擔(dān)基本負荷與調(diào)峰任務(wù)。

在二次調(diào)頻過程中，調(diào)節(jié)速度主要取決于爬坡率。由于飛輪儲能系統(tǒng)的大型機械旋轉(zhuǎn)特性，儲能系統(tǒng)升降負荷率非常快，能在短時間內(nèi)響應(yīng)負荷要求。加入飛輪儲能系統(tǒng)后，當電網(wǎng)AGC負荷發(fā)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(tǒng)額定容量，則在計算調(diào)節(jié)速率K1時，就把火電機組響應(yīng)時間也一同并入調(diào)節(jié)負荷的總時間內(nèi)，反而有可能降低機組調(diào)節(jié)速率K1.因此應(yīng)從兩種情況來考慮：

（1）當AGC信號小于或等于飛輪儲能系統(tǒng)額定容量時，飛輪儲能系統(tǒng)直接動作來調(diào)節(jié)系統(tǒng)頻率，整個過程中，火電機組不參與二次調(diào)頻；

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

CASE 1：飛輪儲能設(shè)備單獨動作

當AGC信號小于或等于飛輪儲能系統(tǒng)額定容量時，飛輪系統(tǒng)單獨動作。此時火電機組不承擔(dān)調(diào)頻任務(wù)，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(nèi)就能達到，因此在該調(diào)頻過程中，火-儲聯(lián)合調(diào)頻系統(tǒng)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(diào)頻收益可觀。

CASE 2：飛輪與火電機組聯(lián)合動作

當AGC信號大于飛輪儲能系統(tǒng)額定容量時，為了避免因火電機組響應(yīng)時間過長而造成K1值不增反降的情況，儲能系統(tǒng)需等待火電機組對信號作出反應(yīng)。當火電機組開始動作時，飛輪儲能系統(tǒng)才能與火電機組同時調(diào)節(jié)系統(tǒng)頻率。因此在該調(diào)頻過程中，火-儲聯(lián)合調(diào)頻系統(tǒng)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(tǒng)額定容量，所以多出的調(diào)節(jié)量需要火電機組來彌補。如圖4所示，火電機組單獨調(diào)頻的爬坡率為4.5MW/min，而火-儲聯(lián)合調(diào)頻的爬坡率可達21.6MW/min。

圖4

4 結(jié)語

（1）美國的調(diào)頻輔助服務(wù)市場發(fā)展程度較我國先進，在調(diào)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(diào)頻里程計算方面，有很多值得我們學(xué)習(xí)的地方；

（2）我國的調(diào)頻輔助服務(wù)市場在摸索中前進，各地陸續(xù)出臺了一些交易規(guī)則，這對于促進我國的調(diào)頻輔助服務(wù)市場發(fā)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(yīng)該繼續(xù)改進；

（3）比較美國與我國的調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則可以發(fā)現(xiàn)，我國仍以聯(lián)合調(diào)頻為主，而美國則為更加先進、安全、便捷的獨立調(diào)頻，這也為我國的調(diào)頻事業(yè)指出了一個發(fā)展方向；

（4）相比于火電機組運用自身的運行調(diào)整措施來提升調(diào)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(shè)備會顯著提升調(diào)頻性能指標中的調(diào)節(jié)速度K1，從而提升KP值，帶來巨大的調(diào)頻補償收益。