火力發電機組輔助服務調峰綜合效益最大化的探索和實踐

摘 要：自《東北電力調峰輔助服務市場監管辦法（試行）》（東北監能市場〔2014〕于2017 年1 月1 日起施行以來，區域“調峰”與“保供熱量”、“搶發電量”之間矛盾凸顯，尤其是進入供熱期以后“調峰”與“保供熱”之間的矛盾很大。兩年來，為壓降調峰分攤損失，區域內五大公司積極探索低負荷工況下確保鍋爐穩燃，以及供熱期低電負荷工況下帶熱負荷能力的辦法，部分火電機組結合各自實際情況進行了靈活性改造，相關單位調峰考核金額得到控制。目前，我們壓降調峰分攤損失工作雖然初見成效，但是隨著機組負荷率大幅降低，產量大幅下滑，能耗大幅升高的矛盾激化，機組盈利能力嚴重下滑。響應不棄風的政策號召、確保電網運行安全而參與有償調峰是我們的責任和義務，但是超出我們能力之外的深調而額外增加的損失難以承受，下面我們一起探討建立調峰綜合效益最大化數學模型的問題。

關鍵詞：有償調峰、綜合效益、電熱收入、供電標準煤耗、綜合廠用電率

1 名詞釋義

1.1 調峰輔助服務

指為維護電力系統安全穩定運行，保證電能質量，由并網發電廠、可中斷負荷或電儲能裝置，按照電網調峰需求，通過平滑穩定地調整機組出力、改變機組運行狀態或調節負荷提供的服務。發電企業參與輔助服務市場要嚴格執行調度指令，要以確保電力安全、供熱安全為前提，不得以參與輔助服務市場交易為由影響居民供熱質量。

1.2 “調峰綜合效益”概念

指結合省域調峰市場形勢變化情況，分時段確定最佳機組負荷率，協調調峰與發電、供熱邊際利潤減少，與供電標準煤耗、綜合廠用電率升高之間的矛盾，謀求效益最大化。

2 調峰綜合效益最大化數學模型的建立

建立調峰綜合效益最大化數學模型的實質，就是尋求這樣一個工況：即，提高電、熱產量的增益與壓降能耗指標的增益，再加上各單位實際上存在的其他收益之和，要大于調峰扣罰金額。下面，我們逐項梳理調峰所影響的關鍵性指標變化情況。

2.1 調峰對發電邊際利潤的影響

眾所周知，增產增收是減虧增效最有效的手段，但是隨著輔助服務調峰走入市場，若不不遵循市場規律去盲目搶發電量可能會面臨增產卻不增利的尷尬。考慮到隨著機組負荷率的變化，煤耗與廠用電率是非線性變化的，而不同耗煤量影響標煤單價也是變化的，因此建立數學模型進行分析時，根據當地的政策法規整理影響發電邊際利潤的測算公式，并分解到最基本單元，如下：

公式1：售電邊際利潤=售電量×售電單位邊際利潤

公式2：售電單位邊際利潤=售電平均單價-售電單位燃料成本

公式3：售電平均單價=單位結算加權電價

公式4：單位兩個細則考核電價=單位運行考核電價+單位輔助服務考核電價

公式5：售電單位燃料成本=發電標準煤耗×入爐綜合標煤單價÷（1-綜合廠用電率）

由上述公式可知，影響售電邊際利潤的關鍵指標為增發售電量、增發部分單位結算加權電價、入爐綜合標煤單價、發電標準煤耗與綜合廠用電率，其中：

增發售電量可由目標負荷率與1檔調峰考核值48%之間的差值確定。

單位結算加權電價指的是以一個年度為統計期（分散到各月進行測算，因各月電量結算結構不同，影響結算電價不同，測算的邊際利潤也不同），增發電量的實際結算電價。我們將其從售電平均單價中單獨列支出來的原因是：不同區域的火電機組，因網架制約情況、經濟發展情況、市場電量資源情況不一，增發電量最終的結算電價是不同的。舉個例子，如表1所示，我們選取J省四個地級市火電機組進行分析，其中，C市某廠與B市某廠因電網構架約束等原因，當年增發的電量取得基數電量進行結算，去稅電價330.26元/兆瓦時；J市某廠發電權有缺口，但是市場電量資源豐富，當年增發電量結算性質為大用戶，去稅電價321.64元/兆瓦時；Y市某廠發電權缺口較大，且市場電量資源又匱乏，增發電量只能結算該省電網公司指定的超優先電量，去稅電價268.63元/兆瓦時。通過電價對比，我們可以初步判斷：Y市某廠增發電價低于C市某廠與B市某廠增發電量電價61.63元/兆瓦時，數值較大，Y市某廠增發電量意義不大。

單位兩個細則考核電價可通過設置調峰考核日分攤值確定，主要是單位運行考核電價正常情況是大于0的。

發電標準煤耗、綜合廠用電率由各單位根據機組實際改造情況繪制的“發電標準煤耗-機組負荷率”曲線和“綜合廠用電率-機組負荷率”曲線確定。下文進行描述。

售電邊際利潤=售電平均單價-售電單位燃料成本。

2.2 調峰對供熱邊際利潤的影響

因采暖熱價為少數政府嚴控的價格，所以大部分單位供熱邊際利潤是很小的，甚至為負值，即，增供熱量帶來的供熱邊際利潤數值并不會太大。因此，我們分析調峰對供熱邊際利潤影響的時候，更多關注的是增供熱量對煤耗的增益。舉個例子，C市某廠與Y市某廠目前通過與地方熱力公司聯合供熱方式，超設計面積供熱，即，在保證供熱安全的情況下其供熱量是彈性的。以C市某廠不參與有償調峰日供熱量上限5.7萬吉焦，參與有償調峰日供熱量上限4.2萬吉焦對比分析，調峰與否月度影響供熱量約45萬吉焦，按月發電量3億千瓦時測算，約影響供電標準煤耗波動38克/千瓦時。下面，我們分解供熱邊際利潤測算公式到最基本單元，如下：

公式6：售熱邊際利潤=售熱量×售熱單位邊際利潤

公式7：售熱單位邊際利潤=售熱平均單價-售熱單位燃料成本

公式8：售熱單位燃料成=本供熱標準煤耗×入爐綜合標煤單價

2.3 調峰對發電標準煤耗、綜合廠用電率的影響

在實際運行中，機組負荷率屬于不可控的外部環境，是影響機組發電標準煤耗的最大外部因素之一。目前，省域多臺機組進行了供熱節能改造，機組帶供熱能力得到提升，但是由于機組負荷率長時間偏低，供熱節能改造后的效果沒有得到充分體現，機組發電標準煤耗并未達到預期。因為當前科技水平還做不到實時監測燃用煤發熱量，所以機組運行供電標準煤耗統計分析工作準確性欠佳，目前我們可以通過《關于進一步開展火電機組對標》中規定估算供電標準煤耗大體走勢，并結合鍋爐、汽輪機以及輔機等設備隨機組負荷率變化表現出的不同的運行特性，完成煤耗曲線繪制改造，從而為精細化調峰奠定數據基礎。下面，簡述一下負荷率對主要運行參數的影響。

負荷率對汽輪機熱耗率的影響：如圖1所示，我們選取125MW機組、300MW機組、600MW機組、1000MW機組性能實驗報告中（下同），熱耗率隨負荷率變化曲線，從中我們可以看到，對于不同類型機組，設計熱耗率隨負荷變化趨勢一致，即，負荷率降低時，汽輪機熱耗率呈明顯升高趨勢，且在50%負荷率期間會呈明顯非線性變化。

負荷率對鍋爐效率的影響：如圖2所示，不同類型的鍋爐的設計鍋爐效率與負荷之間并沒有一致的規律性。設計鍋爐效率主要是受設計煤種特性的影響，此外，不穩定的運行工況（指頻繁調峰）對鍋爐效率影響很大。

負荷率對廠用電率的影響：整臺發電機組中包含了許多輔機設備，這些設備運行特性各異，設計中一般很難給出不同負荷下的廠用電率。而且機組投產后，很多都進行了變頻等節能改造，這樣情況下，甚至會出現同批投產，同型容量機組廠用電率差異很大。即，機組不同負荷率下輔機廠用電率變化曲線，需要我們各自單位結合各自實際生產經營情況進行繪制曲線。

負荷率對供電標準煤耗的影響：根據鍋爐、汽輪機不同負荷下的設計效率以及試驗廠用電率，管道效率取99%，可以得到不同等級的發電機組的供電標準煤耗隨機組負荷的變化曲線。機組供電標準煤耗與機組運行負荷率的關系是非線性的，且50%負荷率左右為拐點。

小結： 供電標準煤耗隨機組負荷的變化趨勢與熱耗率、廠用電率隨負荷的變化趨勢是一致的，且對于不同類型的機組，當機組負荷在額定負荷和半額定負荷的范圍內變化時，熱耗率的變化在700kJ/kWh以上；廠用電率的變化在2.5%以上；而鍋爐效率的變化最大不超過2%。根據公式，發電煤耗=熱耗/29308/鍋爐效率/管道效率，我們知道，熱耗率每變化100kJ/kWh，供電標準煤耗大約變化3-4克/千瓦時；鍋爐效率每變化1個百分點，供電標準煤耗大約變化3-3.5克/千瓦時；發電廠用電率每變化1個百分點，供電標準煤耗變化3克/千瓦時左右。因此，繪制負荷率與煤耗、綜合廠用電率曲線工作，對于建立調峰綜合效益最大化數學模型非常重要。

2.4 其他因素對于建立調峰綜合效益最大化數學模型的影響

熱電聯產企業相比于地方小鍋爐企業供熱成本更低，因此對于聯合供熱單位有機會通過其他方式疏導調峰分攤損失。因此，相關單位應摸清聯供單位供熱標準煤耗實際情況，測算成本差，并進行相關磋商，謀求共贏。

3 調峰綜合效益最大化平衡點

完成目標負荷率增發效益、供熱效益、降耗效益、其他效益測算后，可大致確定統計期調峰考核金額上限，并根據省域調峰市場形勢變化情況實時修正，從而確保生產經營綜合效益最大化。

參考文獻：

[1] 劉福國 蔣學霞 李志 文獻《燃煤發電機組負荷率影響供電煤耗的研究》，2008.7

作者簡介：

任正強，男，工程師，從事市場營銷、經濟活動分析專業工作，國電雙遼發電有限公司。