福建省并网发电厂辅助服务若干重要问题研究.doc

福建省并网发电厂辅助服务若干重要问题研究课题研究组2008年5月课题研究单位和成员名单如下：福州电监办：张建平、阮庆洪、郑锋、刘平凡福建省物价局：林炜锋福建省电力公司：许新生、杨 正、林世友、方日升、陈 志、陈卫东、朱少林福建水口水力发电有限公司：颜艺峰、林 敏、林友伟华能福州电厂：赵东明、郑健敏华电福建公司：陈晶华华电棉花滩水电厂：黄耀盛福州大学：温步瀛、江岳文、林建新、刘文许、郭永丽、冯学敏目 录前 言1一、研究的必要性31、需要研究的重要问题32、调动各方的积极性和维护市场公平的需要33、节能发电调度的需要44、保证电网安全稳定运行的需要4二、辅助服务成本产生的原因分析61、调频6（1）一次调频6（2）自动发电控制（AGC）62、调峰9（1）基本调峰9（2）深度和启停调峰93、备用11（1）非旋转备用11（2）旋转备用124、无功调节12（1）基本无功调节13（2）超额无功调节135、黑启动服务14（1）维持系统黑启动能力的费用14（2）系统黑启动过程的费用146、小结15三、福建电网辅助服务的现状与存在的问题161、现有机组提供辅助服务能力分析16（1）火电机组16（2）水电机组172、辅助服务性能需求19（1）调峰、调频的需求19（2）对备用容量的需求19（3）对无功/电压支持的需求20（4）对黑启动能力的需求203、目前辅助服务提供的情况21（1）调峰情况21（2）调频情况22（3）无功及调压情况23（4）备用服务提供情况23（5）黑启动服务244、目前辅助服务的考核情况25（1）福建电网统调电厂运行管理考核办法（试行）对辅助服务的考核要求25（2）华东电网省（市）际联络线功率电量管理和考核办法（试行）对辅助服务的考核要求25（3）福建电网发电侧无功电压管理办法对辅助服务的考核要求25（4）2005至2007年度电厂考核情况26（5）考核费用占年度的总购电费比例分析305、辅助服务存在的问题30（1）辅助服务调用不均衡30（2）辅助服务没有补偿机制32（3）考核办法中辅助服务考核差异不明显32（4）水情变化增加了辅助服务的需求33（5）为新建发电机组调试所提供的辅助服务没有得到补偿346、小结34四、未来的辅助服务需求与供应能力预测分析351、未来福建电网电源和负荷分析35（1）福建省未来电源结构规划35（2）新投入机组提供辅助服务的能力分析35（3）未来电力需求预测情况372、调峰调频及备用的需求与供应38（1）调频供需分析38（2）调峰供需分析38（3）备用供需分析393、无功/电压支持的需求与供应404、黑启动服务的需求与供给425、小结43五、国外辅助服务的现状分析及启示441、国外辅助服务的现状分析44（1）定价方式44（2）提供方式45（3）费用来源462、国外辅助服务的发展趋势47（1）由集中交易向双边交易转变47（2）由分类单独竞价向可替代和同时竞价转变48（3）需求量随着市场的完善而逐渐减少483、对我省的启示49（1）从管制方式转换到市场模式需要一个渐进的过程49（2）必须培育足够多的同类市场主体49（3）要注重克服垄断的市场因素49（4）长期合同市场的竞标方式49（5）辅助服务的分级可替代性和优化调度50（6）可中断负荷可作为一种重要的辅助服务50（7）区域模式下辅助服务供应的分级协作50（8）辅助服务的市场模式50（9）辅助服务的价格机制与费用比例51（10）在辅助服务市场中引入竞争机制是必然的趋势52（11）电力体制改革是一个需要不断尝试和完善的过程52（12）人们需要更新观念，才能适应改革的发展524、小结52六、建立辅助服务补偿机制所需要协调的关系541、辅助服务与能量市场（主市场）的关系54（1）主市场是经济目标，辅助服务是系统安全与电能质量的保证措施54（2）辅助服务市场与主市场存在着耦合关系54（3）辅助服务的需求和调用与主市场密切相关542、辅助服务与节能发电调度的关系55（1）节能调度对电力企业的影响55（2）节能发电调度对辅助服务提出了更高的要求56（3）节能调度更需要完善的补偿机制56（4）节能调度环境下的辅助辅助服务管理要与补偿机制配合573、辅助服务与未来电力市场调度的衔接关系58（1）电力市场下的辅助服务与传统电力系统的辅助服务的区别与联系58（2）向电力市场下的辅助服务市场过渡需要做的工作58七、我省辅助服务补偿机制的方案探讨601、建立辅助服务调用与补偿机制的原则602、辅助服务分级协作的地域性原则的运用603、分步实施是培育辅助服务市场的有效途径60（1）需要加大考核力度并维护市场公平61（2）从目前的辅助服务考核办法向补偿办法的机制过渡62（3）将部分品种的辅助服务适时引入市场竞争机制63（4）最终实现充分竞争的辅助服务市场机制644、加强技术支持系统的建设655、加快建立对调度机构的激励机制656、辅助服务的运行监管66（1）加快研究与制定合理的辅助服务价格机制66（2）加强监管辅助服务调用的公平性66（3）加强对辅助服务市场的监管67八、结论与建议681、结论682、建议71参考文献74附录一：国内外辅助服务的现状介绍76发达国家在电力市场化改革所取得的经验教训值得我们学习和借鉴，其辅助服务市场总结介绍如下：761、纽约电力市场76（1）辅助服务的内容76（2）提供方式77（3）市场运作77（4）辅助服务的定价77（5）费用的结算与分摊78（6）市场的监管792、PJM电力市场79（1）辅助服务的内容79（2）提供方式80（3）市场运作80（4）辅助服务的定价81（5）费用的结算与分摊81（6）市场的监管833、新英格兰电力市场83（1）辅助服务的内容83（2）提供方式84（3）市场运作84（4）辅助服务的定价84（5）费用的结算与分摊85（6）市场的监管864、加州电力市场86（1）辅助服务的内容86（2）提供方式86（3）市场运作87（4）辅助服务的定价87（5）费用的结算与分摊87（6）市场的监管885、英国电力市场88（1）辅助服务的内容88（2）提供方式89（3）市场运作90（4）辅助服务的定价90（5）费用的结算与分摊91（6）市场的监管916、澳大利亚电力市场92（1）辅助服务的内容92（2）提供方式93（3）市场运作93（4）辅助服务的定价93（5）费用的结算与分摊93（6）市场的监管94附录二：节能发电调度下边际机组的确定951、边际机组的确定依据952、我省燃煤发电机组排序情况953、典型时段的选择964、水电的出力情况975、2008年四个季度典型日负荷分布情况976、边际机组的确定98附录三：芹山、周宁电站调峰、调频、调压损失电量计算101一、计算原理101二、计算方法101前 言随着我国电力工业体制改革的深化和发展，目前已形成了发电厂和输电网分开的生产运行和经营管理模式。在发电侧已引入了多渠道投资办电的竞争机制，从而带动了整个电力工业的新发展。辅助服务是指为了维护电力系统的安全稳定运行和保证电能质量所必须的服务。在传统的运行机制下，辅助服务的供给、获取由调度机构以指令方式安排，电价体系中没有单独制定辅助服务费用标准，没有单独结算机制，发电企业提供辅助服务做为规定的义务和责任。国务院2007年53号文件明确了节能发电调度办法（试行）是一项制度性改革，开展节能发电调度，减少能源消耗和污染物排放，从而可推动国民经济又快又好发展，为了保证节能发电调度办法能够实施，需要研究发电计划组合方式变化后的辅助服务安排问题，办法明确要求建立与之适应的辅助服务补偿机制。国家电力监管委员会制定电力市场基本准则规定辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务是电力市场主体应当无偿提供的辅助服务。有偿辅助服务是电力市场主体在基本辅助服务之外提供的其它辅助服务。有偿辅助服务在电力市场建设初期采取补偿机制，电力市场健全以后实行竞争机制。在电力生产过程中，各发电厂的装机容量、调节性能和在电网中的地位等方面存在着差异，并非所有的发电厂都能保质保量按需提供相应份额和相同质量的辅助服务，辅助服务发生成本也有差异。因此，迫切要求需要有一定的激励机制来保护提供者的利益和长期提供的积极性。为了建立公平竞争环境，维护市场秩序，发电企业合理地分配和调用辅助服务，利用经济手段管理辅助服务是必要的。国内电力生产实际运行过程和国外电力市场化建设实践说明，辅助服务与能量市场存在耦合关系，相对于电能的能量管理而言，辅助服务本身、不同辅助服务之间、辅助服务与电能市场之间的关系更加复杂，建立符合中国国情的辅助服务的管理制度是保证电网能安全、可靠运行必然要求。同时，辅助服务的地域性特征很明显，国外电力市场采用区域模式下辅助服务供应的分级协作模式也说明需要研究我省辅助服务特殊性问题。本报告根据福建省的实际情况，对辅助服务的现状与存在的问题、成本、需求、供应能力、补偿机制和所需要协调的关系等重要问题进行深入的分析和研究。力求提高电力企业和电网调度机构对辅助服务的认识，并为政府制定相关的政策提供参考。一、研究的必要性1、需要研究的重要问题辅助服务是指为了维护电力系统的安全稳定运行和保证电能质量所必须的服务。其主要内容包括一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动等服务。辅助服务本身不是新的技术，并非由于电力市场的出现才提出辅助服务问题，而是在以往的电力系统运行管理模式下，辅助服务问题一直未引起足够得重视，不能体现其应有的价值。在发电、输电和配电都属于同一家电力公司统一管辖的模式下，发电厂提供电能和辅助服务是由系统调度员统一安排的，忽视了对各种辅助服务进行单独核算和补偿问题。然而在厂网分开、产权多元化和市场竞争的环境下，为了体现发电厂间的公平竞争和优质优价，就必须对辅助服务进行成本分析、合理付费、以及逐步建立完善的辅助服务市场体系。国内外电力系统运行实践表明不同的系统有不同的辅助服务需求和不同的提供方式，因此需要根据我省的实际情况，对辅助服务的现状与存在的问题、成本、需求、供应能力、补偿机制和所需要协调的关系等重要问题进行深入的分析和研究。力求提高电力企业和电网调度机构对辅助服务的认识，并为政府制定相关的政策提供参考。2、调动各方的积极性和维护市场公平的需要随着我国电力工业管理体制改革的深化和发展，目前已形成了发电厂和输电网分开的生产运行和经营管理模式。目前，我国已形成了由五大发电集团、地方电力公司、外商独资、股份制、地方民营等多家办电的局面，有效地缓解了电力供需矛盾，为国民经济的快速发展起到了重要的保障作用。但是，在社会主义市场经济体制的大环境下，由于产权多元化必然造成利益主体多元化，在这种情况下如何公平与公正地协调平衡好各方的利益就成为一个非常重要的问题。根据国家电力监管委员会制定的并网发电厂辅助服务管理暂行办法，其规定了所有的并网发电厂都有义务和责任提供辅助服务。但在目前的市场环境下发电厂都是独立的经济实体，各种辅助服务都是有成本的，势必影响电厂的效益。因此，需要对提供辅助服务的供需情况和补偿机制等问题进一步研究，需要一定的机制来激励提供者和确保他们有足够的收益。党的十七大报告中明确指出需要进一步完善基本经济制度，健全现代市场体系，需要充分发挥市场的基础性调节作用，加快形成统一开放竞争有序的现代市场体系，需要发展与完善反映市场供求关系的资源价格形成机制。辅助服务是发电市场的重要组成部分，需要引入补偿和竞争机制才能协调平衡好各方的利益。3、节能发电调度的需要国务院国办发200753号文件明确了节能发电调度办法（试行）是一项制度性改革，要改革现行发电调度方式，开展节能发电调度（即改变当前平均分配发电量的调度方式为按能耗水平由低到高排序安排发电的调度方式），减少能源消耗和污染物排放，从而推动国民经济快速发展。节能发电调度的基本原则是以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，充分发挥电力市场的作用，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。节能发电调度对电网的安全稳定运行提出了更高的要求。因此，要求所有并网运行的发电机组均有义务按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用等辅助服务，这将影响发电厂的经济性。因此迫切需要进行辅助服务的补偿机制的配套政策研究。4、保证电网安全稳定运行的需要我省截止2007年底总装机容量为23970MW，其中水电装机9797MW，占全省装机容量的40.9%；火电装机13939MW，占全省装机容量的58.2%；风电装机234MW，占全省装机容量的1.0%。全省水电由直调水电和非直调水电二部分组成。其中直调水电装机容量4701 MW，占全省装机19.6%，其中具有年调节及以上性能的约697MW，占全省直调水电装机容量的14.8%；不完全年调节电站700MW，占全省直调水电装机容量的14.9%；季调节性能的有515MW，占全省直调水电装机容量的11.0%；水口水电厂1400MW属于不完全季调节性能，其余大部分均为径流或日调节的水电。非直调水电装机5096MW，占全省装机容量的21.3%，占全省水电装机容量的52.0%。水电的出力又具有季节分明的特性，在丰水汛期，装机为有效出力，而枯水期，很多小水电成为无效装机。此外，日负荷不均衡，峰谷差较大。2007年度全省发电最高负荷为17500MW，与上一年15590 MW同比增长12.3%，全省最高用电负荷为16310MW，与上一年14410 MW同比增长13.2%。2007年度全省日最大峰谷差为5655MW，同比增长2.3%。同时，电网网架结构还存在不合理和输送容量还受到约束等情况，山区水灾多发，沿海又常受台风的影响。与华东的联络线路较长，抗灾害能力较弱。因此，必需要有一定的发电备用容量和调频、调峰容量，也需要增加发电厂和变电站的无功补偿程度。由于上述各因素的存在，也给电网调度运行人员造成很大的工作压力。迫切需要各发电厂能够积极提供相应的和充足的辅助服务，确保电力系统安全运行和为用户提供优质的电能服务。虽然华东区域发电厂并网运行管理规定实施细则（待发布）明确规定各发电厂的责任和义务，但是各发电厂的装机容量和调节性能以及运行管理等方面都存在着差异，并非所有的发电厂都能保质保量按需提供相应份额的辅助服务。目前的辅助服务管理考核办法简单，虽然在一定程度上给予提供者奖惩。但它是基于统一的上网电价给予补偿或惩罚，而没有考虑提供者成本的差异、辅助服务本身质量和贡献大小的差异等问题。因此需要对辅助服务补偿机制等问题进一步研究。二、辅助服务成本产生的原因分析辅助服务包括一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动等服务，其运行成本产生的原因分析如下：1、调频发电机组的调频是通过调整其出力以满足随机或突发负荷波动的需要，维持系统频率为规定值。一般实现频率调整有两种重要措施：即一次调频和二次调频。（1）一次调频一次调频是指当电力系统频率偏离目标时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。一次调频是发电机组的自然属性，并网运行的机组都要满足相应的调频响应技术要求。（2）自动发电控制（AGC）自动发电控制（AGC）是指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率在规定的范围内的服务。我省目前AGC机组直接由省中调控制是以控制区域偏差ACE过零和CPS1、CPS2、CPS30等CPS指标达到最优为目标，实际运行中系统频率变化时，AGC机组对调频的作用贡献很大，这种调节作用尽管时间短或调幅不大，但其对系统的电能质量和维持系统安全稳定起着至关重要的作用。不同的机组其AGC性能不同，同时在系统运行中被调用的概率相差很大，其服务成本也就不一样，主要体现在以下几个方面： 机组提供AGC服务造成不经济运行由于二次调频的需要使机组不能满负荷运行，需要有一定的AGC上、下调节容量空间，而机组是在额定出力工况下单耗水平最低，因此机组提供AGC服务造成不经济运行，从而增加了运行成本。机组提供AGC服务需增加调频控制系统的附加成本由于系统二次调频的需要，机组就要加装AGC装置，AGC控制系统分为厂控控制系统和中调控控制系统。AGC功能需增加控制系统设备及控制软件以及投资通向中调的控制通道，从而增加机组设备投资费用。机组提供AGC服务影响设备寿命机组AGC装置的快速、频繁启动，机组负荷的紧急调整，对机组本身也造成了伤害，主要表现在：压油装置的启停太频繁，油泵系统的故障率就增大，对调速器的影响更大；运行工况变化范围大，常在低负荷区（非稳定工况）运行，造成机组振、摆度变大； 导叶/浆叶来回调节频繁，导致浆叶受油器衬套及铜瓦磨损厉害，发生串油、漏油现象，也使机组负荷调节灵敏度下降；负荷变化幅度大，调节速度快，工况频繁变化造成转轮金属应力幅值变化，使金属材料较早产生“疲劳”。表2-1所示为棉花滩电厂1号机组出现的健康问题，其它三台机组的情况类同。AGC频繁调节是影响机组健康的原因之一，有可能增加机组的检修、维护费用。表2-1 棉花滩电厂1号机组AGC使用后可能出现的健康问题发现时间叶片号裂纹程度(mm)裂纹性质裂纹位置运行间隔时间（h）第一次(2003-3-21)318贯穿性出水边与上冠结合根部靠近泄水锥2787410（深度5mm）表面裂纹出水边与上冠结合根部靠近泄水锥65（深度3mm）表面裂纹出水边与上冠结合根部靠近泄水锥2个2（深度2mm）点状缺陷出水边与上冠结合根部靠近泄水锥5（深度2mm）表面裂纹出水边侧面72（深度1.5mm）点状缺陷叶片与下环焊缝正面1012mm（深度4.5mm）表面裂纹出水边与上冠结合根部第二次2004-11-2011mm两个点状缺陷叶片出水边与下环焊缝正面3087.9757个焊瘤焊瘤叶片出水边与下环焊缝正面75mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面10mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面1mm两个点状缺陷出水边靠近上冠81mm两个点状缺陷叶片出水边与下环焊缝正面1mm两个点状缺陷出水边靠近上冠91mm两个点状缺陷叶片出水边与下环焊缝正面1mm三个点状缺陷出水边靠近上冠111mm点状缺陷叶片出水边与下环焊缝正面10mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面10mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面131mm点状缺陷出水边靠近上冠第三次(2005-10-22)#512mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面3103.833#710mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面8mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面6mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面#815mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面4mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面3mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面#1120mm断续表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面#1215mm断续表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面15mm断续表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面10mm断续表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面#135mm表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面#1012mm表面裂纹叶片出水边与上冠焊缝背面5mm表面裂纹叶片出水边与上冠焊缝背面5mm表面裂纹叶片出水边与上冠焊缝背面表2-1（续）第四次2006-12-23#1210mm(6mm)表面裂纹叶片出水边与上冠焊缝正面4296.13#310mm(4mm)表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面#1010mm(4mm)表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面#115mm(3mm)表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面#135mm(2mm)表面裂纹叶片出水边与下环焊缝正面第五次2007-12-21290mm贯穿性出水边与上冠结合根部靠近泄水锥3319.854280mm贯穿性出水边与上冠结合根部靠近泄水锥7390mm贯穿性出水边与上冠结合根部靠近泄水锥8315mm贯穿性出水边与上冠结合根部靠近泄水锥105mm表面裂纹叶片出水边与上冠焊缝背面12375mm贯穿性出水边与上冠结合根部靠近泄水锥市场条件下机组提供AGC服务将损失发电机会收益若是在市场竞争条件下，AGC机组所提供的二次调频备用容量存在机会成本。为了跟踪和调节系统的发电出力与负荷偏差的需要，而使AGC发电机组运行时必须预留AGC旋转备用的容量空间，这将减少其发电机会，从而丧失发电机会收益。2、调峰调峰是电力系统为了满足负荷波动的需要，在高、低峰时段增减备用容量出力。我省水电装机比重较大，水电出力受季节影响大，每年4-7月份为丰水汛期，装机为最有效出力，而每年的10月至次年2月份为枯水期，除有调节性能的水电站外，其余迳流式水电站在枯水期大多出力不足，实为无效装机，因此我省机组的调峰服务特性有其特殊的规律。在平水时期：调峰负荷曲线一般只下给大、中型水火电机组，其余机组一般不参加日计划性调峰。在丰水期：在丰水期的大多数时段下，水电机组流量能达到满出力流量需要，此时，水电机组如再留足调峰容量则必然造成弃水。此时，一般调度原则是让无调节能力水电满发，不参与调峰。在低峰负荷到来时，由于最小负荷时常低于泾流水电出力加上火电机组最小运行方式出力，使运行的火电机组需要向下深度调峰，从而增加火电机组投油成本，降低了机组热效率从而增加火电机组成本。在枯水期：枯水期平均来水较少，省内许多泾流或调节性能差的水电站成为无效装机或只能进行日调节。这一时期，火电机组一般承担基荷发电，不同调节能力的水电机组一般承担此时的调峰机组。发电企业机组在系统中承担调峰的情况有两种：一种是在机组正常出力调整范围下承担全网日峰最基本的调节任务，称为计划调峰机组（即：基本调峰）。另一种是超过规定的调峰深度进行调峰，称为深度调峰机组。（1）基本调峰基本调峰是机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度而进行的发电机组出力调整所提供的服务。其日发电计划是按中调事先给定的发电计划发电。其所提供的服务没有增加额外的成本，其运行成本可以在发电量中回收。（2）深度和启停调峰深度调峰是机组超过规定的调峰深度进行调峰。另外，火力发电机组按电力调度交易机构要求在规定时间内完成启停机（炉）进行调峰，即存在启停调峰。机组提供深度调峰和启停调峰服务增加了额外的成本，主要体现在如下几个方面：调低峰时需要增加运行成本调低峰过程中可能出现机组向下调峰进入振动区，机组磨损加大，为避开振动区就应减负荷直至空载运行或解列。由于水电机组的振动区是其不能调低峰的主要原因，因此水电机组在调低峰时需压负荷而引起弃水损失或空载耗水损失，还要注意避开其振动区。火电机组调低峰时运行不稳定或需要投油运行，也是不经济的，同时也是不安全的。如图2-1所示为华能福州电厂提供的某台350MW机组的发电煤耗与负荷率曲线，从图可以看出负荷率为50%时，发电煤耗为323克/kWh；负荷率为80%时，发电煤耗为309.56克/kWh；负荷率为100%时，发电煤耗为307克/kWh；负荷率为50%时的发电煤耗比负荷率为100%时的相差16克/kWh。图2-1 发电煤耗与负荷率曲线此外，厂用电率也会大大提高。如图2-2所示为华能电厂提供的某台350MW机组厂用电率与负荷率曲线。负荷率为50%时，厂用电率为5.5%；负荷率为80%时，厂用电率为4.38%；负荷率为100%时，厂用电率为3.5%；负荷率为50%时的厂用电率比负荷率为100%时高出两个百分点。图2-2 厂用电率与负荷率曲线水电机组起动成本较低，而火电机组若有启停状态变化时，则还需付出数万乃至几十万元的启动费用。如华能电厂提供的某台350MW机组冷机状态下开机一次所需费用数据:用油95吨，用水2500吨，用电129421度，折合费用约为70多万元，另外还要付出相应的人工费用和化学药品费用等。调高峰时也需要增加运行成本我省的负荷有早、晚两个高峰，高峰时发电企业机组调峰备用容量被调用。当在调高峰时，有可能会使刚启动的机组运行于小负荷的振动工况运行区，也是不经济和不安全的状态。市场条件下机组提供非基本调峰服务将损失发电机会收益当调峰机组处于完全停机备用的状态下，此时机组停机待命虽然发电机组由于停机备用没有造成机组任何直接成本增加，但可能存在机组的发电机会损失成本问题。此外，水电机组还有可能因在丰水期调峰而弃水的情况，也存在发电机会损失成本问题。3、备用由于电力系统中存在难以预测的负荷波动和机组、线路的随机故障等问题，为了保证可靠供电，电力调度交易机构所指定的发电机组通过预留发电容量空间称为备用容量。备用分为旋转备用和非旋转备用。（1）非旋转备用非旋转备用指非在线运行的机组能够快速加载并达到同步的发电容量。机组提供非旋转备用服务，其成本可以在计划上网电量中回收。（2）旋转备用旋转备用指在线运行的机组能够快速（一般为10min内）加载的同步容量。不同的机组其提供备用的性能不用，同时在系统运行中所承担或被调用的概率相差也很大，其服务成本也就不一样，主要体现在以下几个方面：机组提供旋转备用服务将可能使其运行效率降低机组由于承担了旋转备用服务，就难以运行在最佳的经济点上，造成耗水（煤）的效率损失，发电单耗增加。对水电机组而言，耗水率效率损失的极端情况是机组空转提供旋转备用，此时为维持机组处于旋转状态需保持较高的耗水率。在福建电网为提供旋转备用而造成损失的事例较多，棉花滩电厂在过去的年度内做为系统调节和控制输送潮流而长时间空转或低负荷运行，致使其单位耗水量上升。以棉花滩电厂提供的数据为例：2007年该厂四台机组共计空转1095.139小时，空转总水耗达1.58亿立方 ，损失电量0.3667 亿千瓦时；其低负荷运行（小于100MW）共计1486.562小时，所增加的水耗2.5亿立方，损失电量0.58 亿千瓦时。市场条件下机组提供旋转备用服务将损失发电机会收益由于为了系统的需要，使机组处于强制不发电状态，发电容量没有得到充分的利用。机组的这部分备用容量失去在较好的时段内发电获取电量收益的机会，也就失去收益的机会。4、无功调节无功调节是电力系统的运行基本条件。电力系统中只有建立起一定的无功势能或电压降才有可能实现电能的潮流期望分布，即才能实现有功的输送。无功调节也可提高系统的可靠性、改善电压波形和增加系统的稳定性。无功调节服务可分为两种情况：基本无功调节和超额无功调节。（1）基本无功调节基本无功调节服务是指发电机组在规定的功率因数范围内，向电力系统注入或吸收无功功率所提供的服务。这是发电机组为满足所发出的有功功率成功输送出去的重要保证，也是发电机组并网运行对无功调节服务的最基本要求，即最低无功调节服务的要求。（2）超额无功调节超额无功调节服务是电力调度交易机构要求发电机组超过规定的功率因数范围向电力系统注入或吸收无功功率所提供的服务。这种服务除了满足机组并网运行自身无功及电压需求外，由于系统无功不足或过剩，需要发电机组额外增发（或吸收）无功，这种无功服务是为系统服务的，即额外的无功调节服务。发电机组向电力系统注入或吸收无功功率将增加许多额外成本或损失发电收益，主要体现在如下几个方面：机组多提供了额外的无功功率服务时，在有功不变条件下视在功率将会提高，从而使电流增加，也使铜、铁耗及线损等损耗增加，使实际计量电量减少，机组发电收益将减少。甚至存在水电机组纯粹为了调节无功的进相运行方式，则其消耗水量直接导致电量收益减少。典型事例是沙溪口电厂统计2008年一季度机组空转共计181.5小时，其耗水量可发电量220.16万千瓦时，减少电费收入约30万元。芹山电站2007年损失电量为总电量的2.6%，为308.2万度；2008年1-3月损失电量132.2万千瓦时。周宁电站2007年损失电量为总电量的3.3%，为1805.9 万千瓦时；2008年1-3月损失电量716.5万千瓦时。机组无功增加后造成振动加大、机械磨损也加大，使机组的维护成本增加。无功增加到一定额度后，再增加无功出力将使发电机定、转子、线圈发热增加，使有功出力受限制或下降，会减少发电收益。在额定的容量下，无功增发，使有功出力下降，运行不经济。机组在进相运行时，即吸收无功功率，由于设备磨损严重，将引起维修费和维护费用的增加，也将缩短发电机主要部件的使用寿命。此外，机组进相运行时，其静态稳定裕度下降，易失去静态稳定，对安全运行有影响。5、黑启动服务黑启动是指整个电力系统故障停电后，不依赖别的供电网络帮助，通过系统中具有自启动能力的机组的起动，带动无自起动能力机组逐渐扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复。水电厂机组的自启动：要实现水电单机自启动除满足自启励电源容量外，还需要满足自启水轮发电机的调速器导叶推力开启功率、水轮机推力高压油泵顶起最小功率、顶盖泵、压油泵、主变冷却器、出口开关和机旁操作电源等启动电源的最小需要。火电机组的自启动：火电机组要实现单机自启至少需配置相关启动设备的动力功率，如：送风、粉系统，锅炉点火及各种开关等设备的操作和动力电源。一般情况下，火电机组由于自启动需对外购买的最小自启容量较大，或用柴油发电机组发电，不经济且难于实现。因引一般不选用火电机组做为系统的黑启动备用机组，而多选择水电机组作为黑启动备用机组。发电厂提供黑启动服务需要付出一定的成本，主要体现在如下两个方面：（1）维持系统黑启动能力的费用维持系统黑启动能力的费用是系统保证足够黑启动能力的固定支出，是为了在大停电时能有效、快速地恢复供电所必需采取的措施。这种费用主要集中在黑启动计划的制定和验证、设备的试验和维护以及人员的培训上。黑启动机组由于它的特殊性，当前所使用的设备可能不能完全满足黑启动的需要，因此需要增加一些必要的投资来购买或改造现有的设备。另外，每年还需要进行定期试验，需要付出相应的试验费用，包括燃料、电力、材料损耗等实际费用。（2）系统黑启动过程的费用系统黑启动过程的费用是系统发生大面积停电等事故后实际进行黑启动恢复过程所需的费用，包括燃料费用和实际黑启动操作的劳力成本、设备损害费用及对系统供电成本等。6、小结通过上述分析表明：提供自动发电控制（AGC）、机组深度调峰、旋转备用、超额无功调节和黑启动等服务不仅需要付出相应的成本，而且不同的机组其服务性能不一样，同时在系统运行中被调用的概率相差很大。在市场条件下，提供自动发电控制（AGC）、机组深度调峰和旋转备用等服务还需要付出机会损失成本。提供辅助服务所付出的成本是客观的，而且数额较大，也影响发电设备的健康状况，直接影响了发电厂的利益，迫切需要合理的补偿机制进行激励。三、福建电网辅助服务的现状与存在的问题1、现有机组提供辅助服务能力分析（1）火电机组 火电厂的锅炉与汽轮机都有一个技术最小负荷，锅炉的技术最小负荷约为其额定负荷的25%70%，因锅炉类型与燃料类型而异；汽轮机的技术最小负荷约为其额定负荷的10%15%。锅炉设备与汽轮机设备的退出运行和再投入要耗费启动能量，既花费时间，又易于损坏设备。锅炉与汽轮机承受急剧变化的负荷时，与退出或投入时相似，既额外消耗能量，又耗费时间。 火电机组承担调峰、调频的性能不如水电机组，但当系统中水电调峰、调频容量不够时，也可以由可调容量比较大、调整速度比较快的火电机组承担。用火电机组来调峰和作为旋转备用，在启停或变换出力方式时，不仅增加发电煤耗和启停的损失，还导致强迫停运次数和时间的上升，增加了机组的检修费用，缩短了使用寿命，给电厂造成损失。火电机组可以发无功或吸收无功，有利于系统电压水平和无功功率平衡。正常情况下，在滞相运行时，发电机无功出力低于其额定值，不会影响有功发电能力。但出于系统安全的考虑，有时需要发电厂多发无功或预留较多的无功备用容量而影响该发电厂的有功发电能力，此时应计及该电厂由此而失去的输出更多的有功电量的机会成本。在进相运行时定子端部温度升高，静稳裕度减少，易失去静稳定，需要运行人员加大监视和管理力度，因此较少进相运行。火电厂作为黑启动电源时在性能和经济性方面都不如水电机组，因其厂用电率比较高，启动时间长，辅机系统比较复杂。表3-1为福建省内主要火电机组的性能参数，从表中可以看出不同机组提供各类辅助服务的性能情况。表3-1 福建省内主要火电机组性能参数 单位：MW，Mvar、kW/s、克/kWh机组名称最大有功出力最大无功出力最小有功出力最小无功出力爬坡速度减出力速度发电标准煤耗开停机时间启停成本适合提供的辅助服务后石电厂#1机600200210-50100100290较长较高备用、调频、AGC、调峰后石电厂#2机600200210-50100100290后石电厂#3机600200210-50100100290后石电厂#4机600200210-50100100290后石电厂#5机600200210-50100100290后石电厂#6机600200210-50100100290大唐电厂#1机600200210-50100100300较长较高调频、备用、增发无功大唐电厂#2机600200210-50100100300可门电厂#1机600200210-50100100300较长较高调频、备用、调峰、增发无功可门电厂#2机600200210-50100100300江阴电厂#1机600200210-50100100300较长较高调频、备用、调峰、增发无功江阴电厂#2机600200210-50100100300华能电厂#1机350180175-2083.383.3305较长较高AGC、备用、调频、调峰华能电厂#2机350180175-2083.383.3305华能电厂#3机350180175-2083.383.3305华能电厂#4机350180175-2083.383.3305坑口电厂#1机1355082-402525340较短底调频坑口电厂#2机1355082-402525340坑口电厂#3机1355082-402525340坑口电厂#4机1355082-402525340湄洲湾电厂#1机362150181-2083.383.3305较长较高备用、调频湄洲湾电厂#2机362150181-2083.383.3305南埔电厂#1机300180150-705050320较长较高备用、调频南埔电厂#2机300180150-705050320邵电二厂#1机1255080-205050340较短底调频邵电二厂#2机1255080-205050340嵩屿电厂#1机300180150-3083.383.3320较短底AGC、调频、备用嵩屿电厂#2机300180150-3083.383.3320嵩屿电厂#3机300180150-3083.383.3320嵩屿电厂#4机300180150-3083.383.3320永安电厂#1机25152041010390较短底起停、调频永安电厂#2机25152041010390永安电厂#3机502040433.333.3390永安电厂#4机502040433.333.3390永安电厂#5机1004070-2011.711.7390永安电厂#6机1004070-2011.711.7390漳平电厂#1机1005070-2033.333.3390较短底起停、调频漳平电厂#2机1005070-2033.333.3390漳平电厂#3机1005070-2033.333.3390漳平电厂#4机1005070-2033.333.3390（2）水电机组通常情况下，由于水电厂启、停成本费用较低，运行约束少，水轮机承担急剧变动负荷时，不需要额外耗能量和花费时间，自动化程度高，厂用电率低，故常用来承担调峰负荷、调频任务。具有调节性能的水电站在系统中调峰运行，可使其他类型机组运行平稳、节约启停费用和系统运行成本。水电出力变化范围大、爬坡速度和减出力速度快、运行方式灵活，因此也很适合承担系统旋转备用。水电机组的运行特点决定水电站不仅适合担任电力系统中的调峰调频和备用，还可以承担电力系统的调相任务，保证供电质量。当系统无功缺乏或过剩时，水电机组及时增发无功或进相运行，以改善电压质量。水电机组是黑启动电源的首选，特别是离负荷中心比较近的大型水电厂，快速的启动能力、低的厂用电率、高度的自动化水平都为其作为黑启动电源提供了良好的保证。水电机组相比火电更适合提供辅助服务，但福建目前水电大部分为径流调节，其来水就发，没水就停机的运行方式不仅很难提供辅助服务，而且加大了辅助服务的需求量，影响火电机组或其他有调节性能的水电机组的运行。具有日调节和周调节性能的机组可以适当参与系统调峰和无功支持，具有季调节性能及以上的机组有利于系统调峰、调频、备用及无功支持等辅助服务。表3-2为福建省内主要水电机组的性能参数，从表中可以看出不同机组提供各类辅助服务的性能情况。表3-2 福建省内主要水电机组性能参数 单位：MW，Mvar、kW/s机组名称最大有功出力最大无功出力最小有功出力最小无功出力爬坡速度减出力速度调节性能适合提供的辅助服务安砂电厂#1机20100-566.6766.67季调峰、进相安砂电厂#2机20100-566.6766.67安砂电厂#3机75300-30250250池潭电厂#1机50200-15166.67166.67不完全年调峰、进相池潭电厂#2机50200-15166.67166.67古田电厂二级#1机65450-25216.67216.67日调峰、进相古田电厂二级#2机65450-15216.67216.67棉花滩电厂#1机150800-80500500不完全年调峰、调频、AGC、备用、黑启动、无功支持棉花滩电厂#2机150800-80500500棉花滩电厂#3机150800-80500500棉花滩电厂#4机150800-80500500芹山电厂#1机35150-15116.67116.6