火力发电机组辅助服务调峰综合效益最大化的探索和实践

摘 要：自《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）》（东北监能市场〔2014〕于2017 年1 月1 日起施行以来，区域“调峰”与“保供热量”、“抢发电量”之间矛盾凸显，尤其是进入供热期以后“调峰”与“保供热”之间的矛盾很大。两年来，为压降调峰分摊损失，区域内五大公司积极探索低负荷工况下确保锅炉稳燃，以及供热期低电负荷工况下带热负荷能力的办法，部分火电机组结合各自实际情况进行了灵活性改造，相关单位调峰考核金额得到控制。目前，我们压降调峰分摊损失工作虽然初见成效，但是随着机组负荷率大幅降低，产量大幅下滑，能耗大幅升高的矛盾激化，机组盈利能力严重下滑。响应不弃风的政策号召、确保电网运行安全而参与有偿调峰是我们的责任和义务，但是超出我们能力之外的深调而额外增加的损失难以承受，下面我们一起探讨建立调峰综合效益最大化数学模型的问题。

關键词：有偿调峰、综合效益、电热收入、供电标准煤耗、综合厂用电率

1 名词释义

1.1 调峰辅助服务

指为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质量，由并网发电厂、可中断负荷或电储能装置，按照电网调峰需求，通过平滑稳定地调整机组出力、改变机组运行状态或调节负荷提供的服务。发电企业参与辅助服务市场要严格执行调度指令，要以确保电力安全、供热安全为前提，不得以参与辅助服务市场交易为由影响居民供热质量。

1.2 “调峰综合效益”概念

指结合省域调峰市场形势变化情况，分时段确定最佳机组负荷率，协调调峰与发电、供热边际利润减少，与供电标准煤耗、综合厂用电率升高之间的矛盾，谋求效益最大化。

2 调峰综合效益最大化数学模型的建立

建立调峰综合效益最大化数学模型的实质，就是寻求这样一个工况：即，提高电、热产量的增益与压降能耗指标的增益，再加上各单位实际上存在的其他收益之和，要大于调峰扣罚金额。下面，我们逐项梳理调峰所影响的关键性指标变化情况。

2.1 调峰对发电边际利润的影响

众所周知，增产增收是减亏增效最有效的手段，但是随着辅助服务调峰走入市场，若不不遵循市场规律去盲目抢发电量可能会面临增产却不增利的尴尬。考虑到随着机组负荷率的变化，煤耗与厂用电率是非线性变化的，而不同耗煤量影响标煤单价也是变化的，因此建立数学模型进行分析时，根据当地的政策法规整理影响发电边际利润的测算公式，并分解到最基本单元，如下：

公式1：售电边际利润=售电量×售电单位边际利润

公式2：售电单位边际利润=售电平均单价-售电单位燃料成本

公式3：售电平均单价=单位结算加权电价

公式4：单位两个细则考核电价=单位运行考核电价+单位辅助服务考核电价

公式5：售电单位燃料成本=发电标准煤耗×入炉综合标煤单价÷（1-综合厂用电率）

由上述公式可知，影响售电边际利润的关键指标为增发售电量、增发部分单位结算加权电价、入炉综合标煤单价、发电标准煤耗与综合厂用电率，其中：

增发售电量可由目标负荷率与1档调峰考核值48%之间的差值确定。

单位结算加权电价指的是以一个年度为统计期（分散到各月进行测算，因各月电量结算结构不同，影响结算电价不同，测算的边际利润也不同），增发电量的实际结算电价。我们将其从售电平均单价中单独列支出来的原因是：不同区域的火电机组，因网架制约情况、经济发展情况、市场电量资源情况不一，增发电量最终的结算电价是不同的。举个例子，如表1所示，我们选取J省四个地级市火电机组进行分析，其中，C市某厂与B市某厂因电网构架约束等原因，当年增发的电量取得基数电量进行结算，去税电价330.26元/兆瓦时；J市某厂发电权有缺口，但是市场电量资源丰富，当年增发电量结算性质为大用户，去税电价321.64元/兆瓦时；Y市某厂发电权缺口较大，且市场电量资源又匮乏，增发电量只能结算该省电网公司指定的超优先电量，去税电价268.63元/兆瓦时。通过电价对比，我们可以初步判断：Y市某厂增发电价低于C市某厂与B市某厂增发电量电价61.63元/兆瓦时，数值较大，Y市某厂增发电量意义不大。

单位两个细则考核电价可通过设置调峰考核日分摊值确定，主要是单位运行考核电价正常情况是大于0的。

发电标准煤耗、综合厂用电率由各单位根据机组实际改造情况绘制的“发电标准煤耗-机组负荷率”曲线和“综合厂用电率-机组负荷率”曲线确定。下文进行描述。

售电边际利润=售电平均单价-售电单位燃料成本。

2.2 调峰对供热边际利润的影响

因采暖热价为少数政府严控的价格，所以大部分单位供热边际利润是很小的，甚至为负值，即，增供热量带来的供热边际利润数值并不会太大。因此，我们分析调峰对供热边际利润影响的时候，更多关注的是增供热量对煤耗的增益。举个例子，C市某厂与Y市某厂目前通过与地方热力公司联合供热方式，超设计面积供热，即，在保证供热安全的情况下其供热量是弹性的。以C市某厂不参与有偿调峰日供热量上限5.7万吉焦，参与有偿调峰日供热量上限4.2万吉焦对比分析，调峰与否月度影响供热量约45万吉焦，按月发电量3亿千瓦时测算，约影响供电标准煤耗波动38克/千瓦时。下面，我们分解供热边际利润测算公式到最基本单元，如下：

公式6：售热边际利润=售热量×售热单位边际利润

公式7：售热单位边际利润=售热平均单价-售热单位燃料成本

公式8：售热单位燃料成=本供热标准煤耗×入炉综合标煤单价

2.3 调峰对发电标准煤耗、综合厂用电率的影响

在实际运行中，机组负荷率属于不可控的外部环境，是影响机组发电标准煤耗的最大外部因素之一。目前，省域多台机组进行了供热节能改造，机组带供热能力得到提升，但是由于机组负荷率长时间偏低，供热节能改造后的效果没有得到充分体现，机组发电标准煤耗并未达到预期。因为当前科技水平还做不到实时监测燃用煤发热量，所以机组运行供电标准煤耗统计分析工作准确性欠佳，目前我们可以通过《关于进一步开展火电机组对标》中规定估算供电标准煤耗大体走势，并结合锅炉、汽轮机以及辅机等设备随机组负荷率变化表现出的不同的运行特性，完成煤耗曲线绘制改造，从而为精细化调峰奠定数据基础。下面，简述一下负荷率对主要运行参数的影响。

负荷率对汽轮机热耗率的影响：如图1所示，我们选取125MW机组、300MW机组、600MW机组、1000MW机组性能实验报告中（下同），热耗率随负荷率变化曲线，从中我们可以看到，对于不同类型机组，设计热耗率随负荷变化趋势一致，即，负荷率降低时，汽轮机热耗率呈明显升高趋势，且在50%负荷率期间会呈明显非线性变化。

负荷率对锅炉效率的影响：如图2所示，不同类型的锅炉的设计锅炉效率与负荷之间并没有一致的规律性。设计锅炉效率主要是受设计煤种特性的影响，此外，不稳定的运行工况（指频繁调峰）对锅炉效率影响很大。

负荷率对厂用电率的影响：整台发电机组中包含了许多辅机设备，这些设备运行特性各异，设计中一般很难给出不同负荷下的厂用电率。而且机组投产后，很多都进行了变频等节能改造，这样情况下，甚至会出现同批投产，同型容量机组厂用电率差异很大。即，机组不同负荷率下辅机厂用电率变化曲线，需要我们各自单位结合各自实际生产经营情况进行绘制曲线。

负荷率对供电标准煤耗的影响：根据锅炉、汽轮机不同负荷下的设计效率以及试验厂用电率，管道效率取99%，可以得到不同等级的发电机组的供电标准煤耗随机组负荷的变化曲线。机组供电标准煤耗与机组运行负荷率的关系是非线性的，且50%负荷率左右为拐点。

小结： 供电标准煤耗随机组负荷的变化趋势与热耗率、厂用电率随负荷的变化趋势是一致的，且对于不同类型的机组，当机组负荷在额定负荷和半额定负荷的范围内变化时，热耗率的变化在700kJ/kWh以上；厂用电率的变化在2.5%以上；而锅炉效率的变化最大不超过2%。根据公式，发电煤耗=热耗/29308/锅炉效率/管道效率，我们知道，热耗率每变化100kJ/kWh，供电标准煤耗大约变化3-4克/千瓦时；锅炉效率每变化1个百分点，供电标准煤耗大约变化3-3.5克/千瓦时；发电厂用电率每变化1个百分点，供电标准煤耗变化3克/千瓦时左右。因此，绘制负荷率与煤耗、综合厂用电率曲线工作，对于建立调峰综合效益最大化数学模型非常重要。

2.4 其他因素对于建立调峰综合效益最大化数学模型的影响

热电联产企业相比于地方小锅炉企业供热成本更低，因此对于联合供热单位有机会通过其他方式疏导调峰分摊损失。因此，相关单位应摸清联供单位供熱标准煤耗实际情况，测算成本差，并进行相关磋商，谋求共赢。

3 调峰综合效益最大化平衡点

完成目标负荷率增发效益、供热效益、降耗效益、其他效益测算后，可大致确定统计期调峰考核金额上限，并根据省域调峰市场形势变化情况实时修正，从而确保生产经营综合效益最大化。

参考文献：

[1] 刘福国 蒋学霞 李志 文献《燃煤发电机组负荷率影响供电煤耗的研究》，2008.7

作者简介：

任正强，男，工程师，从事市场营销、经济活动分析专业工作，国电双辽发电有限公司。