调峰专题.docx

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调峰专题

1调峰

调峰和备用的界限划分

调峰是按照计划调节机组发电出力，而备用是指按照计划并不发电，但实际中由于事故或实际负荷与计划负荷的偏差可能会使用的容量，备用是否被使用是一个预先未知的概率性事件。

当一台机组正常发电时，总保持其剩余容量为备用容量。

针对以上的划分原则，举例如下：

一台100MW的机组，在峰荷时段T1到T2之间的计划发电曲线为80MW~90M均匀增加出力，属于正常调峰，这时该机组剩余的容量属于备用容量（图中包含阴影在内的全部划斜线部分），假若在实际发电过程中，需要该机组按照图中的折线发电，则超出的容量（阴影部分）属于备用被调用，按照合同事先约定付实际调用的发电费用，则这时剩余的容量（不含阴影的划斜线部分）仍然保持为备用容量。

调峰的分类

火电机组调峰分为正常调峰、投油调峰、深调峰和启停调峰。

水电机组、燃气机组的调峰分为正常调峰、深调峰和启停调峰。

1正常调峰

机组在保持长时间安全经济运行的条件下，有两个与运行容量有关的指标：

最小技术出力和最大技术出力。

一般最大技术出力即为额定出力，最小技术出力随着机组的类型、性能和使用的能源不同而异。

正常调峰是指机组为适应系统的峰谷变化在最小技术出力和最大技术出力之间按照正常速度升降负荷的调节。

（这里的最小技术出力和最大技术出力都为铭牌标注容量）

2启停调峰

为了满足电力系统运行中尖峰负荷的需要，有些机组必须随着负荷的变化快速的开启或停运，这时其承担的调峰任务就称为启停调峰。

水电机组的启动快速，可以在3－5分钟之内甚至更短的时间由零达到额定出力，燃气轮机组也有快速启停的性能，而火电机组的启动时间要长的多。

3深调峰

火电机组在调峰时，系统有可能要求机组运行在低于最小技术出力的状态下，这时为了保证锅炉的燃烧稳定、机组工况变化稳定等情况，必须缓慢的对机组运行状态逐步调整以使其负荷降低于最小技术出力，但此时其调节能力非常有限，（一般下调为机组额定出力的5-10%）。

这时其所承担的调峰任务就称为深调峰，深调峰一般发生在日负荷的低谷时段。

4投油调峰

在前边所讨论的火电机组深调峰情况时，机组在稳定燃烧的工况下其出力可以小于机组的最小技术出力，但其降荷速度较为缓慢，若系统需机组快速降低出力或出力远小于其最小技术出力，燃煤机组便无法稳定燃烧，为了维持燃烧的稳定，机组需要喷油助燃，这时称为投油调峰。

举例说明：

一台100MW机组，额定容量100MW，最小技术出力为70MW，但其可以在出力为65MW情况下稳定燃烧且不投油，其调节速度如下：

70~100MW之间，负荷上下调节5分钟左右即可完成；70~65MW之间，负荷速度非常缓慢，若需提高速度，则需要投油，若还想再降低，则必须投油才能达到，燃油运行可将机组出力压低很多（有时出力仅为机组额定容量的5%）。

在这种情况下，如果机组参与调峰，则从冷状态下启动调节负荷称为启停调峰，负荷变化范围在70~100MW称为正常调峰，65~70MW之间、无需喷油助燃称为深调峰，65MW以下投油运行，称为投油调峰。

见下图所示：

调峰的成本构成及分析

调峰辅助服务的成本包括：

投资成本、运行成本（包括投油费用）、由于调峰而导致的设备部件损坏或寿命减少、增加维修费用、人员成本、机组启停费用、由于承担调峰而导致的发电量不足部分等。

其中：

1投资成本、运行成本、机组启停费用、由于承担调峰而导致的发电量不足部分是可以计算的。

投资成本与机组总投资和机组年折旧系数有关，运行成本可以计算出来，机组实际的运行成本随其不同发电出力、已运行时间有所不同。

（任何类型的机组都有该项成本）

2由于启停而引起的机组寿命损耗和煤耗增加费是可以估算（必要时也可通过实验测算）。

文献介绍：

上海外高桥电厂300MW机组大约每启动一次寿命减少15小时，煤耗增加50g/KWh（运行于120MW出力下），这时其煤耗已高于国产125MW机组的煤耗。

3由于调峰而导致的设备部件损坏、增加维修费用、人员成本、弃水调峰的费用等，这部分成本很难估算出来，可以忽略不计或与其他成本共同核算。

2调峰市场的设计

补偿模式

补偿办法

补偿分为两种情况：

1按照电能量市场的竞价价格付费：

机组的正常调节部分，即机组在其最小技术出力至最大技术出力之间的发电量担任调峰任务。

2高于电能量市场的竞价价格付费：

这时机组运行处于不经济状态下，且这部分发电量在电能量竞价市场中因价格过高而不被选中，如：

投油调峰需补偿油费、深调峰低于最小技术出力发电需给予补偿、若要求其降荷速度较快则按照投油调峰对待，付投油补偿。

举例说明：

仍以第一章中边所介绍的机组为例，在调峰过程中，机组需得到的费用如下：

正常负荷调节过程中：

从70调高到100MW时，按照机组实际发电量和相应时段的电能量价格付费。

同样，在下降的过程中，从100降到70MW按照实际发电量和相应时段的电能量价格付费，若要再降到65MW，则需另付补偿费，若在这过程中要求降荷速度加快，则需付投油补偿，若继续降低出力，必须付给投油补偿费。

补偿费用的计算

计算原则

机组由于承担调峰任务所得到的报酬应不低于机组在承担调峰任务期间的成本支出与机组所应得到的最小利润之和。

其中成本支出主要包括：

投资折旧、运行成本（包括投油费用）、由于调峰而导致的设备部件损坏或寿命减少、增加维修费用、人员成本、机组启停费用等。

在我国现行的单一制电价机制下，由于机组所得报酬完全从发电量上体现，假若机组年发电量过小，机组的投资折旧便无法保证，因此也需要对调峰机组补偿其由于调峰而导致的年发电量不足部分。

计算方法

根据以上原则，调峰辅助服务费用的计算从内容上可分为三类：

1、投资折旧

式中：

——单位折旧成本

——机组的年折旧额

——机组年平均发电功率

——机组年计划发电小时数

注：

如果是在两部制电价机制下，这部分将被乘以一个系数，系数的大小取决与容量电价可保证回收的容量成本的比例。

2、与运行有关的费用

式中：

——调峰机组的单位电量平均成本

——系统

——机组投油调峰运行时每发单位电量需耗费的油的费用

——由于承担调峰任务而增加的年维修费用

——机组承担调峰任务期间的年发电量

——人员成本

3、补偿费用

补偿费用包括由于调峰而导致的设备部件损坏或寿命减少、机组启停费用、由于调峰而导致的年发电量不足部分。

以上三部分费用，第1、2两部分可以分摊到机组调峰发电量中，通过电价制订加以解决；第3部分既可通过一定方式细化后分摊到机组调峰发电量中，也可通过考核奖惩的方式付给电厂，主要决定于辅助服务的市场运行、考核方式。

竞价模式

竞价基本原则

各类调峰中，正常调节部分，启停调峰部分适合竞价，而投油调峰部分、深调峰部分（关系到机组运行的安全）可由调度指定或采取轮调方式。

为了电力系统总成本降低，竞价时需要制定限价，调峰的价格限价考虑：

不低于电厂正常运行的运行费和投资回报以及由于调峰而导致的费用增加部分（寿命损耗、燃油费用增加）三部分之和，最高限价除上述三部分之外还需考虑电厂的最大利润限额。

在电力市场中，调峰的实时调度应与电力系统经济运行联合起来考虑。

如何衡量各种调度方案是否以成本最小的原则满足了系统需求并达到所规定的安全标准。

另外，还需从降低调度成本和机组启停次数的角度考虑。

电能市场竞价模式与调峰

由于调峰是为了负荷峰谷变化的要求而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机端负荷调整。

所以严格的说，调峰电量应是电能市场的交易电量的一部分，但由于调峰对机组的速度、频繁启停性能有特殊要求等原因，暂时将其归入辅助服务的范畴。

从时间周期上考虑，调峰一般以24小时为周期的日行为，这与日负荷以24小时为周期循环变化的特性相关。

目前的电力市场一般非全电量竞价，“期货＋现货＋实时”的划分日总电力需求的办法很自然地通过各机组的期货合同部分的量值的变化解决了调峰问题，或者至少大大削减了现货市场需要解决的调峰问题。

这时，对参与调峰的机组而言，只要保证全年的期货总量即可，当然对于有特殊的成本消耗的调峰机组应该给予补偿，如投油调峰的油费等。

如果电力市场是全电量竞价，如何考虑调峰问题？

一般情况下，全电量竞价的现货市场在日前开市，通过市场手段分时段购买次日48个时段（30分钟/每时段）或者96时段（15分钟/每时段）的电量。

这时，负荷的峰谷变化反映在各个时段的市场购买总量的变化，谷荷时段，市场需求量相对峰荷时段减少，市场供需差额增大，竞争激烈程度增强，单位电量的购买成本降低。

这样，日前的电力市场的竞争结果会表现为：

一些在峰荷时段能够中标的高报价的机组在谷荷时段可能未被选中，或者某些机组在峰荷时段全部容量中标，但在谷荷时段只有部分容量中标。

这种情况下，上述的机组在一天内的增减负荷的调节趋势自然适应系统的峰谷变化，提供了调峰服务。

上述的全电量竞价的模式，将系统面临的以一日为周期的调峰问题转嫁给各个时段的各个机组，在系统供大于需的前提下，只要每个时段都能够保证购买到所需的电量即自然解决了调峰问题。

当然，这种市场的出清按各时段供需平衡独立进行的方法，没有充分地考虑电力生产的连续性和电能难以储存的特征，增加了机组运行状态的随机性。

而一些机组，如火电机组和核电机组的开机和停机过程都非常复杂，特别是火电机组的运行有强烈的连续性要求，额外的开停机费用使机组是否连续运行对电能生产成本的影响很大，因此，这种全电量竞价的方式增加了发电商报价的困难，发电机开机方式的强烈的随机性对电力市场的运营有负面影响并且对达到降低成本的电力改革目标也是不利的。

调峰市场的运作

从上面小节的分析可以看出，从系统运行和电力市场运营等多方面考虑，不易再采用将调峰划分到各个时段的现货竞价的方式。

可以采用期货合同的形式，也单独建立调峰市场，可采用不同于目前现货市场竞争模式的新的设计方案。

竞争的调峰市场可以借鉴分段竞价的思想。

首先，将调峰电量需求从电能市场中划分出来，如图9－2中所示的单峰负荷曲线的阴影部分。

对于非阴影部分的负荷需求，按照分时段竞价的方法从现货市场中购买。

对于阴影部分的电量按照分段竞价的方法从调峰市场中购买。

调峰市场于日前在电能市场之后开市。

参与调峰市场的机组包括在电能市场中部分容量中标的机组和全部容量都没有中标的机组。

下面以早8点－11点的早高峰为例，详细说明竞价方案如下：

图3所示的8－11点调峰负荷需求曲线（简化）,对应图9－2的阴影部分，将该曲线横向划分为5段，即第一段为0——

，第2段为

——

，

，第5段为

——

。

纵向每10分钟划分为1时段，3小时共计18时段，当然也可划分为更多或者更少的时段数。

电力市场调度交易中心分段公布预购买的不同调节时间的调峰容量需求。

如调节时间为18时段的容量需求为

MW，调节时间为16时段的容量需求为（

－

）MW。

发电厂的报价曲线如下面的图4所示：

图中横坐标为运行时间（最小单位为10分钟），纵坐标为可提供的累计发电出力，通过

点的垂线表示在运行时间大于或等于

的情况下可以提供

的发电容量，报价为

。

报价应该满足以下条件：

当

这样的条件负荷负荷机组的运行特点。

由于报价直接与发电机组的连续运行时间相关，所以发电厂商更容易根据成本分析进行报价。

电力市场调度交易中心收到发电厂的报价后，将报价由低到高排序，形成带负荷的优先顺序，按照优先顺序在图3所示的调峰负荷曲线上由底向上带负荷，每满足一个分段负荷，就形成该分段的出清价格。

在对每个分段安排运行方式时，应该满足爬坡约束。

当不满足爬坡约束时，应选用更多的发电厂参与爬坡。

调峰费用的结算

各分段中，调峰机组的费用计算公式为：

调峰费用＝该段的出清价格×机组的中标容量×时间