火電廠參與調峰輔助服務策略研究

劉 鵬

(遼寧大唐國際沈東熱電有限責任公司，遼寧 沈陽 110166)

隨著我國電力供應規模不斷發展，風電等可再生能源裝機比例不斷提高，電力系統調峰能力被嚴重削弱[1]，電網對調峰輔助服務的需求日益增加。為了促進大規模風電等可再生能源并網發電，必須保證風電等可再生能源并入后其波動性對系統的調峰需求得到滿足。作為調峰輔助服務的主要承擔者，火電機組的調峰能力能否充分發揮作用直接關系到電力系統對風電等可再生能源的實際消納量。

截止2015年底，東北電網全口徑發電裝機容量約1.2 TW。其中火電85.73 GW，占比70%(熱電機組占全部火電裝機的64%)；風電24.67 GW，占比20%；水電8.04 GW，占比6.56%；核電3.36 GW，占比2.7%[2]。東北電力調峰市場于2014年10月1日啟動以來運行平穩，挖掘火電調峰潛力超過1 000 MW，有效緩解了系統調峰困難。東北地區冬季供熱期長，供熱機組占火電容量大，供熱期調峰能力有限。東北風電、核電發展迅猛，但風電有反調節性，核電的靈活性差，使電力系統運行困難加??；而水電比例小，抽水蓄能等可調峰電源嚴重不足。以上因素的共同影響，導致目前東北電力調峰能力嚴重不足，尤其是冬季供熱期電力系統調峰難問題突出，直接威脅到電力系統的安全和可靠供熱[3]。

在電源結構不發生大的變化的前提下，東北電力系統的調峰需求仍然需要挖掘火電機組調峰能力來滿足。如何在保障經濟效益的前提下，更深入挖掘火電機組調峰潛力，并保障電力系統安全、可靠運行是火電廠現階段面臨的首要問題。

1 調峰輔助服務政策分析

1.1 《東北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》分析

為保障東北區域電力系統安全、優質、經濟運行，規范輔助服務管理，國家能源局東北監管局制定了《東北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》，并于2011年1月1日開始執行。

細則明確了火電供熱和非供熱機組常規調峰與非常規調峰的界限，提出了具體的非常規調峰費用及啟停調峰費用的補償和結算辦法，對電網調峰服務起到了推動作用。但隨著近幾年風電等可再生能源裝機比例不斷提高，該細則已不能滿足其為電力系統帶來的巨大調峰需求。首先，該細則對火電機組常規調峰率的設置偏低，導致調峰容量調用成本較高，火電機組的調峰潛力沒有得到充分挖掘，不能適應大規?？稍偕茉窗l電并網后的調峰需求；其次，調峰服務的補償及分攤費用主要在各火電廠的火電機組之間結算，增加了火電企業的經濟負擔，不能有效調動火電機組的調峰積極性；最后，燃煤機組啟停調峰補償費用偏低，并且沒有考慮機組停機期間的電量損失補償問題，影響了各火電機組參與啟停調峰的積極性[4]。該細則實施以來切實為東北電力系統調峰輔助服務提供了有力支持，但也暴露出諸多不足之處。

1.2 《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》分析

2016年11月，國家能源局東北監管局出臺了《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》，規則明確指出：東北電力調峰輔助服務分為基礎義務調峰輔助服務和有償調峰輔助服務。其中有償調峰輔助服務暫時包含實時深度調峰、火電應急啟停調峰、黑啟動等。深度調峰有償服務采用“階梯式”報價方式和價格機制。根據調峰率不同，各發電企業可在不同供熱時期、不同機組限價區間內自愿浮動報價。

在供熱期內火電機組按照電力調度指令，在核定的最小運行方式以下通過應急啟停為電網提供火電應急啟停調峰輔助服務。該規定對不同機組的應急啟停調峰輔助服務報價區間進行了規定。各發電企業可根據機組額定容量對應的報價區間自愿浮動報價。以300 MW火電機組為例，其火電應急啟停調峰輔助服務的報價上限為120萬元/次，火電企業可以在120萬元下自愿下浮報價，電網調度可根據日前報價由低到高依次安排調用。

電力系統大面積停電后，在無外界電源支持情況下，有具備自啟動能力的發電機組提供恢復系統供電的黑啟動輔助服務。對于火電機組黑啟動輔助服務費用分別為能力費10萬元/月、使用費500萬元/臺次。通過引入市場競爭手段，深入挖掘火電機組調峰潛力?！稏|北電力輔助服務市場運營規則(試行)》充分考慮市場在資源配置中的決定作用，在保證電網安全運行和電力供應質量的前提下，以市場機制促進風電等消納，落實國家可再生能源消納政策，兼顧各方利益，充分利用經濟手段調動發電企業參與電力輔助服務市場的積極性，是更好接納風電等可再生資源的有益嘗試。

2 發電機組參與調峰輔助服務效益分析

根據火電機組的基本調峰能力研究系統的調峰效益[5]，較少涉及火電機組深度調峰的定性分析。而關于火電機組的調峰成本，大多是基于火電機組基本調峰階段的耗量特性，而在整個經濟調度模型中一般不考慮不同深度調峰下機組的變負荷損耗成本和投油成本[6]。

2.1 火電機組調峰能力

火電機組的調峰能力是指火電機組跟蹤系統負荷變化的能力?；痣姍C組調峰通?？煞譃檎；菊{峰、深度調峰和啟停調峰，深度調峰又分為不投油深度調峰和投油深度調峰[7]。如圖1所示，其中Pmax為機組最大出力；Pmin為給定的機組最小運行方式出力，即火電機組有償調峰基準負荷值。當火電機組平均負荷率在Pmax、Pmin之間時提供基本調峰輔助服務，火電機組平均負荷率小于或等于Pmin時提供有償深度調峰輔助服務。Pa為機組不投油深度調峰穩燃負荷值?；痣姍C組深度調峰交易采用“階梯式” 報價方式和價格機制，即不投油深度調峰報價區間為0～0.4元/kWh，投油深度調峰報價區間為0.4～1元/kWh。

圖1 火電機組調峰深度

在《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》實施前，根據以往實際運行經驗，600 MW機組最大調峰率為52%，300 MW及200 MW機組最大調峰率為47%，僅600 MW機組能夠達到有償調峰要求[4]。為滿足規則要求，各火電企業都對火電機組進行了改造。以燕山湖發電公司為例，600 MW火電機組2臺，總容量1 200 MW。在規則實施后，機組調峰負荷下限210 MW，即調峰負荷率下限為35%，最大調峰率為65%，滿足規則報價第2檔要求。為進一步提高機組提供有償調峰服務能力，燕山湖發電公司于2017年4月成功攻破600 MW超臨界機組“深度調峰”課題，機組由調峰負荷下限210 MW下調至180 MW，即調峰負荷率下限下調至30%，最大調峰率提高到70%。

2.2 火電機組調峰成本分析

調峰輔助服務的成本包括：投資成本、運行成本(包括投油費用)、由于調峰而導致的設備部件損壞或壽命減少、增加維修費用、人員成本、機組啟停費用、由于承擔調峰而導致的發電量不足部分等。

通?；痣姍C組運行煤耗成本為

f(P)=(aP2+bP+c)Scoal

(1)

式中：P為火電機組發電出力；a、b、c取值與機組類型、鍋爐型號和煤質有關；Scoal為當季的煤炭價格。

在不投油深度調峰階段，受交變應力作用，轉子金屬低周疲勞損耗以及高溫和持續載荷力蠕變損耗，導致機組壽命減少，機組損耗成本為

ωcost(P)=βSunit/2Nf(P)

(2)

式中：β為機組運行影響系數；Nf(P)為轉子致裂循環周次；Sunit為機組購機成本。

在投油深度調峰階段，投油成本為

Coil=CconSoil

(3)

式中：Ccon為機組投油穩燃時的耗油量；Soil為當季的油價。

綜上，在不同運行狀態下火電機組的運行成本C(P)為以下分段函數，Pb為機組投油深度調峰穩燃極限負荷值，其特性如圖2所示。

(4)

火電機組應急啟停調峰費用包括由于啟停而引起的機組壽命損耗和煤耗增加費。例如，上海外高橋電廠300 MW機組大約每啟動1次壽命減少15 h，煤耗增加50 g/kWh。

圖2 火電機組運行成本

研究表明：部分火電機組參與深度調峰輔助服務可以獲得更好的經濟效益，但其調峰效益并不是隨調峰深度的增加而單調增加。部分機組的調峰深度達到55%PN時，獲得的調峰效益最高；隨著調峰深度的進一步增加，系統的調峰效益會逐漸減小，并且在調峰深度大于65%PN以后，調峰效益較基本調峰還低。而煤價越升高，調峰深度對調峰效益的影響越大。隨著系統火電機組的調峰深度增加，系統的煤耗成本變化并不顯著，而對系統成本的變化趨勢起主要作用的是機組啟停成本和投油深度調峰機組的投油成本與變負荷磨損成本。

2.3 調峰服務收益計算

根據東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》及《東北電力輔助服務市場運營規則補充規定》(東北監能市場[2017]147號)，火電廠提供深度調峰輔助服務，獲得調峰補償費用為

(5)

式中：CR為火電廠供熱期獲得調峰補償金額；Er為第i檔有償調峰電量；qi為第i檔實際出清電價；n為火電廠機組數量；k為修正系數；供熱期k=1，非供熱期k=0.5。

參與有償調峰補償分攤的火電廠根據實際負荷率的不同，分3檔依次加大分攤比例，進行“ 階梯式”分攤：

(6)

式中：CT為火電廠分攤調峰補償金額；ET1為火電廠修正后發電量；ET為省區內參與分攤的所有火電廠總修正后發電量；EW為省區內所有風電場總修正后發電量；EN為省區內核電廠總修正后發電量；Cz為調峰補償總金額。

(7)

式中：Ei為第i檔實際發電量，負荷率小于70%為第1檔，負荷率在70%～80%為第2檔，負荷率高于80%為第3檔，修正系數k1=1，k2=1.5，k3=2。

火電廠參與有償調峰收益為

CH=CR-CT

(8)

2.4 調峰服務收益效果

自2016年11月《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》實施，火電廠參與調峰輔助服務收益有所增加。遼寧省某些火電廠2016年、2017年參與調峰輔助服務收益情況對比見圖3、圖4。

圖3 2016年1—7月火電廠輔助服務收益曲線

圖4 2017年1—7月火電廠輔助服務收益曲線

通過圖3、圖4對比可以看出，調峰輔助服務政策調整后火電廠參與調峰輔助服務收益有所增加，并可大致看出發電廠在不同季節的收益變化趨勢。

3 火電廠參與輔助服務策略

由于大容量火電機組具有較好的調峰能力，根據《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》，火電廠參與調峰輔助服務時，針對電網不同的調峰要求，給出火電廠參與調峰輔助服務的策略，為火電廠參與調峰輔助服務爭取更多效益?；痣姀S參與調峰輔助服務的策略如下。

a. 積極參與深度調峰，尤其是300 MW和600 MW等級機組，一定要通過合理競價得到調峰補償。

b. 低谷時段積極參與深度調峰，尖峰及平峰時段積極爭搶電量，爭取企業利益最大化。

c. 投油調峰成本較高，為降低投油調峰成本，可以通過摻燒和等離子點火系統的配合使用，來實現機組的深度調峰。

d. 在非供熱期小風天，僅需要火電機組參與基本調峰的階段，火電機組盡量在系統收益最大的調峰深度下運行。

e. 在非供熱期，參與深度調峰輔助服務報價根據深度調峰市場“階梯式”報價的同時，使小容量機組報價稍小于大容量機組報價。由此，在調峰需求較小時，調度機構優先調用小容量機組，保障發電廠的發電量。

f. 在供熱期，利用供暖系統的熱慣性，供熱機組在低谷或系統調峰最困難時間即調峰補償價格和分攤價格很高之前提前供熱，而在低谷到來之時不供熱或少供熱，以便最大限度參與系統調峰，獲得最大調峰收益。

4 結束語

本文介紹了東北地區調峰輔助服務開展以來最新的政策，并對火電機組參與調峰輔助服務的能力和成本進行了分析，并給出了火電機組參與調峰輔助服務收益計算方法，并對新政策執行前后火電廠參與輔助服務收益情況進行了對比。針對調峰輔助服務政策要求、火電機組調峰能力和火電機組調峰成本，給出了火電廠參與調峰輔助服務策略，為火電廠爭取更大的調峰收益提供參考。

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