電力市場環境下火電機組調頻性能提升研究

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

輔助服務是電力現貨市場的重要組成部分，主要用于電能從發電側傳輸到負荷側的過程中，為輸電系統的可靠性提供支持，維護電網系統的穩定。其中，調頻輔助服務是輔助服務中最重核心的內容。近些年，隨著浙江省電力現貨市場建設工作的快速推進，調頻輔助服務市場在保障電網頻率穩定、優化調頻資源配置、促進電源側調頻能力提升以及培育主體市場意識等方面的作用愈發凸顯［1-4］。截至2021年底，浙江省已經開展了4次電力現貨市場結算試運行工作，作為市場主體的發電企業對調頻輔助服務的關注度和參與的積極性也不斷提高，如何在電力市場調頻輔助服務中取得理想的效益，已經成為擺在發電企業面前的共同課題［5］。

目前電力市場試運行結算采用發電側零和模式，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頻輔助服務，而調頻服務主要針對機組AGC（自動發電控制）。按照《浙江電力現貨市場結算試運行工作方案》中的規定，發電企業在市場平臺中提報的信息包括容量報價、調頻容量和里程報價，系統根據每臺機組的歷史調頻性能指標（歸一化后）對報價進行調整，得到調整容量報價和調整里程報價，調整容量報價為容量報價/調頻性能指標，調整里程報價為里程報價/調頻性能指標。發電企業填報的容量報價和里程報價會影響機組調頻中標結果，但是以上2個報價均經過調頻性能指標的修正，因此調頻性能指標對機組調頻中標結果起著決定性作用［6-8］。

1 浙江省調頻性能指標計算方法

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

式中：Rrate為發電單元實測速率；Ravg為系統內AGC發電單元平均標準調節速率；Tdely為發電單元響應延遲時間；Paccu為發電單元調節誤差；Ppermit為發電單元調節允許誤差（額定出力的1.5%）；μ1、μ2、μ3分別為K1、K2、K3的權重系數，目前μ1系數為2，μ2和μ3系數均為1。

目前浙江省電力調控中心暫未公布Rrate、Tdely、Paccu以及發電單元調節里程Preg等指標的具體計算方法，通過參考《華東區域發電廠并網運行管理實施細則》和《華東區域并網發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：對于發電機組響應連續兩個調節指令的出力曲線，如圖1 所示，在T1時刻發電單元出力為P1，此時下發控制指令，目標出力為P4，經過一定響應時間后，在T2時刻發電單元出力達到P2，大于發電單元動作死區，認為發電單元開始有效響應控制指令。在T3時刻發電單元實際出力達到P3，第一次達到目標出力死區帶，此時認為發電單元響應完成控制指令，進入精度計算時間，直調T4時刻下發新的控制指令值，下發新指令時其實際出力為P5。

圖1 發電單元調節過程示意圖

Rrate是指發電單元在指令調節過程中有效動作出力與有效調節時間之商：

Tdely是指發電單元開始響應指令時刻與指令下發時刻之差：

Paccu是指發電單元最后穩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電單元開始響應指令時刻，則計Preg為0；如果有效捕捉到發電單元開始響應指令時刻，則計算Preg如下：

1）如果有效捕捉到發電單元進入目標出力死區時刻，則調節里程Preg等于發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電單元進入目標出力死區時刻，則調節里程Preg等于發電單元調節過程中實際出力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頻性能現狀

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

截至2021 年浙江電力現貨市場第4 次結算試運行結束，除去不參與調頻的某發電廠，浙江省63 臺統調燃煤機組調頻性能指標如表1 所示，總體來看省內火電機組的調頻性能仍然不夠理想。電力市場運行期間AGC 指令下發頻次明顯增加，以浙江省內某大型火力發電廠為例，如圖2 所示，2021年3—5月浙江電力現貨市場第四次結算運行期間，該廠某百萬機組收到AGC指令下發頻次較6—7 月增加近3 倍，該廠8 臺燃煤機組3—5 月AGC 調節速率和調節精度較其他月份明顯偏低。在幾次電力市場試運行結算中，該廠AGC性能不佳導致機組調頻性能指標偏低，調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。

圖2 某百萬機組3—7月AGC數據

表1 統調燃煤機組性能指標

結合電力市場下省內各臺煤機調頻性能表現綜合情況，目前導致火電機組調性能指標偏低的原因主要有以下幾個方面：

1）電力市場模式下協調控制策略未作出適應性調整。

電力市場模式下，AGC 指令下發頻率明顯增加，且多為小幅高頻指令。部分機組AGC調節品質無法滿足調節要求，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。

某火電機組的協調控制策略中汽輪機主控兼顧負荷和主汽壓調節，且無負荷變動汽輪機主控指令前饋調節，在低負荷和高負荷段為了保證主汽壓平穩，主汽壓控制占比較大。如圖3 所示，AGC 指令頻差下發過程中，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籌考慮“兩個細則”中一次調頻部分。

機組一次調頻頻繁動作會給AGC響應效果帶來較大影響，電力市場調頻輔助服務市場運行前，部分發電企業根據自身經營情況比較側重于避免“兩個細則”中一次調頻的考核，機組一次調頻死區設置較低［9］。電力市場模式下，越過死區的頻率擾動明顯增加，這部分發電企業雖然在“兩個細則”一次調頻考核上有所優勢，但是由于機組調頻死區設置較低，一次調頻的頻繁動作影響AGC的正常控制，從而影響了機組的調頻性能指標。

3）機組滑壓曲線設定偏低。

部分采用BF（鍋爐跟隨模式）為基礎協調控制的超超臨界機組，協調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門一直處在全開狀態，雖然提高了機組的經濟性，但是影響了AGC的調節效果，進而影響了機組的調頻性能指標。

4）運行操作規范性不足。

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，機組控制參數的波動或超調現象顯著增加，為了減少參數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范化管理，容易出現AGC-HOLD 操作后未及時恢復的情況。如圖4所示，調取某機組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，這種狀態下AGC調節無法正常進行。

圖4 電力市場下某機組12 h內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頻性能：部分機組AGC 速率設定偏低，無法滿足調頻性能要求；部分機組協調控制邏輯中，鍋爐前饋、主汽壓慣性時間和負荷調節死區設置保守；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、吹灰控制等環節上存在的一些問題同樣會給機組調頻性能帶來影響。

3 火電機組電力市場調頻性能提升方法

針對電力市場模式下導致機組調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2019 年新版“兩個細則”的規定，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 平均調節速率系數，當K大于1時，按K=1執行；PN為機組額定容量；t考核為2 h；aAGC為AGC 考核系數，數值一般為1；C機組為機組批復的上網電價；V實測為機組實測AGC 調節速率；V基本為機組基本相應速率。

2020 年5 月，《關于加強浙江電網統調機組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，無論是電力市場調頻服務還是“兩個細則”考核，均以提高機組AGC調節速率作為導向。

綜上分析，發電企業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 協調控制策略改進和優化

為了提高電力市場下機組調頻性能指標，協調控制策略需要作適應性調整。調頻市場下發的AGC指令具有較高的隨機性，且多為小幅高頻指令，協調控制優化應重點關注汽輪機主控邏輯的適應性。針對AGC指令小幅高頻下發時汽輪機主控指令響應能力不足且明顯滯后的問題，在協調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節邏輯。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化邏輯，并取得了良好效果。

圖5 某機組汽輪機主控邏輯優化

在對汽輪機主控邏輯優化的同時，還應適當加強鍋爐主控負荷前饋調節，加強主汽壓微分回路的作用，適當調整主汽壓慣性時間和負荷調節死區。文獻［10］針對調節速率K1、響應時間K2、調節精度K3的影響環節，通過對協調控制邏輯進行優化，機組調頻性能指標有了顯著提高，市場日中標次數提高90%以上，由此可見，協調控制邏輯適應性調整對機組調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合“兩個細則”綜合分析

電力市場調頻輔助服務市場未運行前，發電企業對AGC和一次調頻的管理主要以各個區域發布的“兩個細則”為依據。電力市場運行后，由于調頻輔助服務市場的費用占比較高，發電企業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，尋找經營利潤的平衡點，而不是僅考慮滿足“兩個細則”。

以浙江省內某大型火力發電廠為例，在浙江電力現貨市場第4次結算運行期間調頻輔助服務和“兩個細則”中該廠一次調頻、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，調頻輔助服務收支占比高達98.2%。隨著電力市場的持續擴容，調頻輔助服務市場份額將進一步擴大，因此發電企業應該更加關注電力市場調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頻正確率受到考核，部分機組的調頻死區一般設置較小，從而導致一次調頻頻繁動作，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頻調節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整的空間較大，但同時期該機組調頻性能指標并不理想，經調頻轉速死區調整后，機組調頻性能提高了18%。因此，在進行一次調頻性能管理時，在機組一次調頻性能指標能夠滿足考核要求的前提下，應適當調整調頻轉速死區，降低一次調頻對AGC控制的擾動。

圖7 某亞臨界機組一次調頻月性能指標

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門經常處在全開狀態。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門開度的減小而顯著增加，因此部分發電企業為了提高機組運行的經濟性，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濟性，但是較大程度影響了AGC的調節效果，進而影響了機組的調頻性能指標。

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調節速率和調節精度最直接的方法是適當調整滑壓曲線設定。考慮到其他月份“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，機組調頻性能指標中AGC調節速率和調節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 內機組AGC調節速率和調節精度，加權平均后生成機組調頻性能指標。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，從而提高機組的調頻性能指標。

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

3.6 儲能參與機組調頻

火電機組由于自身條件的限制，其調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頻性能的方式已經得到了廣泛認可。如圖9 所示，當電網調度機構下發AGC 指令時，電儲能系統同步接收AGC指令，一般電儲能系統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 指令和實發功率之間的差值。待機組出力提升后，儲能系統出力相應降低，反之亦然，從而提升機組的調頻性能。

圖9 儲能聯合調頻的理論出力曲線

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

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

4 結語

電力現貨市場下提高調頻輔助服務市場份額已經成為趨勢。發電企業以往較為關注滿足“兩個細則”的盈虧，而對電力市場調頻輔助服務給企業收支帶來的影響程度分析不足，對機組調頻性能指標提升重視程度不夠，導致企業在電力市場調頻輔助服務中收入偏低甚至虧損。發電企業應及時開展火電機組調頻性能的分析工作，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頻性能提升方法經過實際應用，結果表明能夠有效解決部分機組調頻性能指標偏低的問題。

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