辅助服务考核（共6篇）
辅助服务考核 篇1
1 前言
规程要求, 调度需要对电厂辅助服务进行考核, 辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行、保证电能质量, 除正常电能生产、输送、使用外, 由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务, 包括:一次调频、自动发电控制 (AGC) 、调峰、发电计划曲线、无功调节等, 考核以月度方式结算, 考核主站对电厂侧只提供信息发布和争议申报功能[1]。
由于调度侧发布的信息有一定的延时, 电厂缺乏有效手段来实时监测和分析与日常运行相关的数据, 也没有手段能实时地将运行不合格的情况及时通知给电厂运行人员, 以便迅速采取措施进行整改, 一旦辅助服务考核不合格, 就会给电厂造成经济损失。另一方面, 由于数据采集点不同, 数据传输的延时等原因导致调度考核系统和电厂的频率、功率等不一致, 导致电厂被误考的情况时有发生。针对以上情况, 电厂侧迫切需要一个能实时查看和管理的辅助服务评价复核系统, 使电厂能够及时地了解自身辅助服务运行以及考核情况, 并及时采取纠正措施, 以提高电厂合格率, 当由于其他原因导致调度侧对电厂进行误考时, 电厂运行人员可以用本系统的数据作为有力证据, 对调度进行申诉, 降低或者免除考核, 减少经济损失。
当前, 根据两个细则在云南省电厂的实施情况, 调度侧主要对电厂进行一次调频、AGC、发电计划等进行考核。在此背景下, 根据电厂的实际需求, 研发了一套电厂侧辅助服务考核系统, 对电厂的一次调频、AGC、发电计划进行实时的考核计算, 使电厂用户能及时了解电厂辅助服务情况以及是否能满足考核要求。
2 总体框架介绍
2.1 系统总体结构
“考核”系统由考核规则、数据接口、数据管理、考核计算、数据库存储、报表展示、免考核管理等主要功能模块组成, 各模块之间相对独立。当某一模块内部发生变动时, 只要接口保持稳定, 则系统其它模块不受影响, 当需要增加考核类型时, 只需在系统的基础上单独增加相应考核模块即可, 确保了系统的可扩展性。整个系统采用Visual C++开发, 基于组件式软件架构, 数据库的选择上, 考虑到数据量的大小和成本问题, 系统选用Acess数据库即可, 报表基于水晶报表 (Crycal Report) 开发, 从简单到复杂的报表, 水晶报表都可以存取、分析、报告及分享数据。
2.2 系统流程设计
“考核”系统以月为统计周期, 每月月初进行结算。管理员设置好考核参数后启动考核管理流程, 具体流程如图1所示。系统从DCS和RTU实时读取考核源数据后根据运行情况进行相关结算, 并根据运行信息自动判断是否免考。计算结果在系统客户端进行显示, 若不合格或者未达到预期效果, 电厂运行人员根据考核结果和中间相关数据分析原因并决定是否需要采取措施进行整改。当调度侧发布考核结果后, 可与此系统考核结果相比, 若相符, 则完成月度考核, 考核结果存入数据库, 如果两侧考核结果相差不符且电厂侧对调度计算结果不满意, 可以提起申诉, 负责考核的相关部门将负责核对相关考核数据并重新发布考核结果, 如果电厂对重新发布的结果仍有争议则可提交电监会仲裁, 最终确定考核补偿结果。
2.3 系统数据流向
本系统与电厂AGC系统采用同一数据源和主机, 系统数据流向如图2所示, 直接从DCS和RTU实时采集所需数据, 包括机组实际出力、一次调频动作情况、AGC控制情况、电厂计划出力等, 当数据变化时采集数据。并结合机组运行信息自动判断是否需要计算, 再配以免考信息, 计算出考核信息并发布到系统客户端, 使运行人员能即时查看辅助服务运行情况以及是否满足考核要求。
3 考核算法分析及实现
“考核”系统获取原始数据后, 通过后台计算软件实现了各类考核功能。其中核心算法是对机组一次调频、AGC和发电计划性能的实时考核算法。
3.1 一次调频考核
一次调频按机组考核, 分为投运率考核和合格率考核, 机组一次调频动作的积分电量达到理论动作积分电量的一定比例判为动作合格。
在系统具体实现过程中, 一次调频存在以下问题:
3.1.1 厂网频率差异
厂网频率取自不同的设备, 电网频率通过GPS测频, 电厂通过调速器的测回路测频, 原理不同, 厂网频率存在偏差。偏差可能会造成电网频率已经过了动作死区, 而电厂频率还未达到死区, 甚至存在相反的情况, 即使都过了动作死区, 其偏离死区的时间和程度不一样, 最终辅助服务系统计算的理论积分电量也不一样, 此项是一次调频考核的主要问题。本系统中以汽轮机转速计算出电网频率, 精确度高, 更能反映电厂一次调频调节情况。
3.1.2 频率峰值的选取
由一次调频考核算法可知, 若一次调频调节时间超过一分钟, 则实际积分电量和理论积分电量的积分时间只选取一分钟进行计算, 所选取的积分时间段由频率峰值的位置决定, 所以频率峰值位置的选取对一次调频考核结果的影响尤为重要[3,4]。如图3为某电厂的频率波动图, 从图中可知, 频率过一次调频动作死区为a点, 过考核峰值门槛后的最大值为b点和cd段, 频率回到一次调频动作死区为e点, 此时一次调频调节结束。经计算可知, 若频率峰值点选取b点, 则一次调频考核结果为不合格, 若频率峰值点选取cd时间段中的任意一点, 则一次调频考核结果为合格。
在“两个细则”文件中, 并未明确规定若频率峰值有多个点时应该如何选取, 所以存在由于峰值点的选取不同而导致考核结果不同的可能。在本系统中, 考虑到电厂经济利益, 若存在频率峰值为多个点的情况时, 则在若干个频率峰值点中选取出功率峰值点作为最终频率峰值点进行计算, 计算出的实际积分电量最大, 即最大可能地使一次调频考核合格。
3.2 AGC考核
并网发电机组提供的自动发电控制 (AGC) 服务考核调节容量、调节速率、调节误差三个标准。三个标准都满足时, 合格率为100%, 其中一个不满足, 合格率减33%。考核以全厂所有机组的组合作为考核对象, 当计算其指标时, 把各台机组的参数求和作为单台机组进行考核。其中, 调节范围、调节速率和调节精度计算均以全厂所有运行机组的综合效果为准[3,4]。
考虑到电厂的经济利益, AGC考核结果为不合格时, 若是遇到以下情况, 可向调度侧进行申诉以减少考核电量:
3.2.1 当AGC调节跨时段时调节速率的考核
AGC考核以15分钟为一个考核时段, 当AGC调节从一个时段开始而到下一个时段才结束时, 若不满足“两个细则”要求则两个时段都会被考核, 而如果实际调节时间还未满15分钟, 却要被考核30分钟 (两个考核时段) 的电量, 这种情况电厂可以根据本系统数据对调度侧进行申诉, 减少考核电量。
3.2.2 调节精度的考核
“两个细则”考核算法中调节精度为考核时段内全厂有功出力曲线与其AGC指令曲线 (根据AGC指令, 考虑响应时间、注册速率模拟形成的AGC连续计划曲线) 之间的差值积分后除以曲线时段。根据以上算法, 若存在AGC调节, 则调节精度会受到AGC调节速率以及AGC指令增减幅度大小的影响, 若在此情况下调节精度考核不合格, 则并非电厂自身原因, 不应纳入考核范围。所以, 本系统中调节精度为机组最后稳定负荷和给定值之间的差值 (AGC调节过程中不考核) , 积分后除以考核时间得出。
3.3 发电计划考核
发电计划考核对象为电厂, 主要根据电量电厂实际电量和计划电量的偏差, 计算考核电量。
偏差电量=实际电量-计划电量, 偏差电量应该减去一次调频合格导致的理论偏差值, 再计算电量偏差率。
3.4 免考核管理
系统在实时计算时会根据运行信息自动生成免考记录, 每月月初进行月度结算时, 运行人员也可以根据电厂运行情况进行人工设置免考, 比如当出现非电厂原因导致电厂和电网两侧频率、功率测量存在明显不一致造成考核不合理时, 可手动设置需要免考的时间段或单个记录。
3.5 报表软件开发
对于运行结果和历史数据的展示, 本系统采用Crystal Reports (水晶报表) 设计及产生报表。水晶报表界面美观, 是现今专业性最强功能最全的报表系统。报表基于VC++开发, 实现了报表的自动打印、自动导出和历史数据查询等功能。
4 结束语
电厂侧辅助服务考核系统是一个“全程自动化”的系统。具有自动与DCS、RTU通信获取数据, 自动存储, 自动计算, 自动打印出纸质的各类报表等功能。该系统能客观科学的反映电厂机组参与并网运行和提供辅助服务的情况, 系统在运行期间存储的大量数据和分析结果, 对于电厂长期稳定的运行起着保障及促进的作用;系统的分析结果有助于电厂运行人员做出科学的决策, 以便采取合理的措施对电厂进行整改, 确保电厂按“两个细则”要求运行, 减少电厂经济损失, 帮助电厂在安全、经济、稳定运行的同时更高标准的日常工作。
参考文献
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[4]南方电监局.南方区域发电厂并网运行管理实施细则 (修订稿) (南方电监市场) [Z].2009.
辅助服务考核 篇2
为保障电力系统安全、优质、经济运行,规范辅助服务管理,促进电力工业健康发展,国家电监会于2006年发布了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场[2006]43号),并要求各区域电监局根据该办法,结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要,制定实施细则。
按照国家电监会的要求,其下属的6个区域电监局各自组织专家撰写了针对本区域的《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》这2个细则。经过广泛征求相关方面意见与模拟运行,国内6个区域电力系统已于2010年开始逐步实施这2个细则。这2个细则不仅界定了并网发电厂的责任和义务,明确了辅助服务的定义与分类,而且实现了机组并网运行的量化管理和辅助服务的量化补偿。其中,并网运行考核模块包括发电计划考核、一次调频考核、自动发电控制(AGC)考核和非计划停运考核等;辅助服务补偿方面则包括AGC补偿、深度/启停调峰补偿、旋转备用补偿、无功调节补偿和黑启动补偿等。
需要指出,这2个细则的实施有助于在一定程度上解决发电公司长期无偿提供辅助服务的状况,并改善发电公司之间在辅助服务提供方面的公平性。与辅助服务相关的考核与补偿费用一般局限于参与并网运行的发电公司之间,对电网公司的利益并无影响。尽管这种做法一度引起很多发电公司的质疑和不满,但确实有助于2个细则的实施。
以南方区域电力系统为例,截至2011年3月,南方电网所辖省级及以上调度机构直接调度的并网发电厂均参与了这2个细则的管理工作,涉及的发电厂共195家,装机容量占南方电网统调装机容量的82%。2个细则改变了传统辅助服务无偿提供的管理模式,充分发挥了考核和补偿的经济杠杆作用,具体成效包括以下4个方面:(1)完善和规范了发电侧的专业管理和调度机构的调度行为;(2)调动了发电公司提供辅助服务的积极性,优化了电力资源配置;(3)改善了电力系统安全稳定运行水平,提高了抗击风险的能力;(4)灌输了“优胜劣汰”和“有偿服务”的市场理念,为辅助服务市场化改革奠定了基础。
目前,各区域电力系统采用的2个细则都有所不同。这样,如何系统地评价每个区域的2个细则实施效果,以发现2个细则条款所存在的问题,为不同区域2个细则之间的相互借鉴提供重要参考,最终为实现辅助服务获取的市场化打下坚实基础,就成为值得研究的重要问题。为此,就需要系统地研究和发展对2个细则的评价体系,这也正是本文旨在解决的核心问题。目前,在2个细则的评价体系方面还未见研究报道,尽管国内外在电力市场环境下的辅助服务评价方面已经做过一些研究工作。
现有的辅助服务评价主要从以下2个方面开展。
1)针对2个细则中具体某项辅助服务补偿的合理性进行评价并提出新的补偿办法,如同时考虑机组安全性与经济性提出新的有偿调峰与无偿调峰范围划分方法,以取代定性划分的做法[1];针对节能减排政策背景提出新的调峰容量补偿机制[2];构造评价AGC性能的综合指标并发展相应的AGC补偿办法[3]。
2)针对竞争的辅助服务市场评价相应的条件类(如市场供需比)、行为类(如持留比率)和表现类(如市场效率)等指标,对采用市场竞价方式获取的辅助服务(如AGC和旋转备用等)进行评价[4,5,6,7]。
虽然2个细则的评价与辅助服务评价有些关联,但两者之间有很大的区别,这样现有的辅助服务评价方面的研究成果虽然值得参考,但并不能直接应用于对2个细则的评价。
在上述背景下,以国家电监会南方监管局管辖的南方区域电力系统内所实施的并网考核与辅助服务补偿这2个细则为例,首先从科学性、合理性和实效性3个维度共选取了11个定量指标,构造了分层次的评价指标体系。在此基础上,运用模糊层次综合评价法对2个细则进行量化评价。最后,以广东电力系统的实际数据为例,对所构造的评价指标体系和采用的评价方法的有效性进行了验证。
1 2个细则评价的基本思路
构建评价指标体系的关键在于指标集的选取、评价标准的确定及评价方法的选择。在设计评价体系框架以及构造评价指标时,需要适当考虑2个细则所针对的对象与适用范围,以确保最终构造的评价体系具有很强的适用性和可操作性。为此,本文采用了下述研究思路:(1)分析2个细则实施后的相关数据,选取/定义用于评价2个细则的定性/定量指标,构建分层次的评价指标体系;(2)根据评价指标体系的特点选取综合评价方法;(3)采用实例数据对所建立的评价指标体系进行测算。评价指标体系的构建是本文的研究重点。
2 构建评价指标体系
由于可用于评价2个细则的相关指标众多,这里以独立性、可量化和通用性作为筛选指标时所依据的原则,在满足评价要求的前提下采用尽可能少的指标。在此基础上,以系统性、科学性、可操作性和层次性为原则建立2个细则的评价指标体系。
对2个细则的评价应该是多维度的。评价细则条款的内容固然重要,然而精准的细则设计未必实施起来就一定有效,因为实施过程中有很多约束因素,而且有些约束是非技术的和不可量化的。这样,在构建指标评价体系时,不仅需要考虑细则条款制定是否正确和合理,还需要评价其对电力系统运行和管理的实用价值,如是否有利于提高系统的运行管理水平等。因此,这里从条款的合理性、指标的科学性和细则的实效性3个主要方面(即二级指标)来衡量2个细则的优劣:(1)“合理性”用于评估细则条款的制定是否公平合理;(2)“科学性”用于衡量细则中的计算指标及阈值的选取是否恰当;(3)“实效性”则用于考察细则实施后系统安全运行水平的改善情况。考虑到这3个二级指标均为定性指标,第三级指标就最好采用定量指标,以取得比较客观的评价结果。下面介绍每一个三级指标的细节。
2.1 合理性指标
构造合理性指标时主要从2个方面进行考虑:(1)各个项目的考核/补偿力度是否合适;(2)考核/补偿的资金流向是否正确/合理。在分析细则实施后相关数据的基础上,定义了收益百分比、亏损百分比、资金流入比和资金流出比4个指标。
2.1.1 收益/亏损百分比
为衡量各个项目的考核/补偿力度是否合适,构造了发电厂月度收益百分比指标P和月度亏损百分比指标L:
式中:N为参与2个细则的发电厂总数;p为参与2个细则且月净收入(即所获得的补偿收益减去被考核而付出的费用)为正的电厂数目;n为参与2个细则且月净收入为负的电厂数目。
根据2010年期间广东省内参与2个细则的发电厂的运行数据,可求得各月发电厂的收益百分比和亏损百分比,如表1所示。
考虑到收益/亏损百分比不仅受机组自身特性影响,也受系统负荷水平影响。如果负荷水平对机组参与细则的收益/亏损情况影响很大,那么采用收益/亏损百分比来衡量细则的合理性确实欠妥。然而,对于同样的机组,在同样的负荷水平下,考核/补偿结果也会因细则不同而有所差异。观察南方区域电力系统5个省区的考核/补偿数据不难发现,在过去一年多的试运行中,即使在负荷大小相差悬殊的冬夏两季,机组的收益/亏损百分比也没有明显的波动(详见表1的数据),这是因为收益/亏损百分比是一个衡量全系统机组总考核/补偿情况的指标,而不是具体针对某台机组。事实上,无论在什么样的负荷水平下,总有机组被考核,也总有机组获得补偿。可见,与细则的条款相比,负荷水平对于收益/亏损百分比的影响相对小一些。综上所述,用所定义的收益/亏损百分比来衡量各个辅助服务项目的考核/补偿力度具有一定的合理性。
从表1可看出,收益百分比在25%~40%附近波动,而亏损百分比的波动范围则是60%~75%且呈现逐步递增趋势。为进一步分析电厂参与2个细则的收益情况,把电厂的净收益表示为随机变量,对电厂月净收益的概率分布进行统计。表2给出了2010年4月、7月和12月的数据统计结果。
由表2可知,在2010年4月、7月、12月,广东省内参与并网考核与辅助服务补偿的电厂收益百分比分别为44.30%,34.18%和30.26%,而亏损百分比则分别为55.70%,65.82%和69.74%。由表2数据可得到这3个月份的净收益概率分布曲线,其形状大致相同:起始段净收益低,概率值小且增长平缓;中间段概率值迅速增大,坡度较陡;末尾段曲线又趋于平坦,逐步接近于1。可见,大幅度获益或亏损的电厂比例小,考虑到国家电监会希望在2个细则实施的初期,发电公司之间的利益调整幅度不要太大,这样的收益分布是合理的。
为更好地描述电厂参与2个细则的收益差异程度,在求取收益/亏损百分比时,可设置一个阈值。例如:在对收益百分比进行评价时可取阈值30万元,则式(1)中的收益指标表示月净收入大于30万元的电厂所占的比例。
2.1.2 资金流入/流出比
合理的考核/补偿细则应该“奖罚分明”,换言之,考核/补偿资金的正确流向应该是:性能较优的机组获得净收入,性能较差的机组则支付一定费用。通过这种方式激励性能差的机组通过技术改造或提高运行水平等措施来改善机组的性能和竞争能力。如果背离了上述原则,那么细则就不合理。
假定机组性能与机组容量是正相关的:大容量机组性能较优,而小容量机组则相对较差。需要指出,划分机组性能优劣的容量界线应视所评价电力系统中机组的实际情况而定。这样,可将性能较优的机组中收入为正的机组比例定义为资金流入比FI,而性能较劣的机组中收入为负的机组比例定义为资金流出比FO,即
式中:H为性能较优的机组数目;NI为性能较优机组中收入为正的机组数目;C为性能较劣的机组数目;NO为性能较劣机组中收入为负的机组数目。
2.2 科学性指标
可以从计算指标阈值、考核/补偿系数的选取是否恰当等方面来评价细则制定的科学性。这里分别定义了平均零考核比例、平均零补偿比例、平均考核密集度和平均补偿密集度4个指标,细节如下。
2.2.1 平均零考核/零补偿比例
该指标能够衡量计算指标的阈值是否过于严格或宽松;过于严格的计算阈值会导致大部分机组得不到补偿费用,反之则会使得被考核的机组数比例过小。因此,特别定义了“平均零考核/零补偿比例”这一指标来衡量这种情况。其中,零考核比例用于评价计算指标是否过于宽松;而零补偿比例则用于衡量计算指标是否过于严格。
定义所有项目的零考核/零补偿比例的平均值为平均零考核/零补偿比例,见式(5)和式(6)。零考核比例过大,表明该考核/补偿项目的计算指标过于宽松,可考虑调整或舍弃;零补偿比例过高,一方面可能由于计算指标过于严格,另一方面也可能由于很多并网机组运行管理水平低所致,应查找原因后再下定论。
式中:t为考核项目总数;l为补偿项目总数;ni为第i个考核项目中零考核电厂的数目;mi为第i个补偿项目中零补偿电厂的数目。
2010年广东省内参与2个细则管理的电厂共有79家,上述2项指标的统计数据如表3、表4所示。由于部分考核项目(如非计划停运考核、技术监督考核、安全管理考核、调度管理考核等)的月考核费用均为0,就没有在表3中列出。此外,因尚未对黑启动辅助服务进行考核与补偿结算,表4中只列出了其他4项辅助服务的补偿数据。
2.2.2 平均考核/补偿密集度
指标的科学性另一方面体现在考核/补偿不应给机组造成过大的负担或为机组创造过高的收益,以激励机组提高自身性能的积极性。基于上述考虑,定义平均考核密集度和平均补偿密集度这2个指标,用于衡量细则中各项计算指标的严格程度。考核密集度是指根据细则实施后的相关数据并结合专家意见,指定一个考核费用区间,计算考核费用落在此区间的电厂数占总数的比例。以此类推,补偿密集度则是描述各项补偿费用在某一指定区间内的电厂数占总数的比例。为了反映考核/补偿的整体情况,将各考核/补偿项的密集度取平均值得到平均考核密集度Qk和平均补偿密集度Qb,即
式中:gi为第i个考核项目的考核费用在给定考核密集区间内的电厂数目;fi为第i个补偿项目的补偿费用在给定补偿密集区间内的电厂数目。
2.3 实效性指标
实施2个细则的初衷是为了激励机组改善运行性能,提升机组的并网运行管理水平,保障电力系统安全、优质、经济运行,并根据发电机组提供辅助服务的数量和质量给予一定的奖惩。因此,衡量细则实效性的指标可从并网运行管理水平和电能质量2个方面考虑。选取运行管理水平改善度、电压合格率和频率合格率作为实效性方面的三级指标,具体定义如下。
2.3.1 运行管理水平改善度
在现行的细则条款下,如果考核费用呈下降趋势,则说明机组性能正逐步提高,这也表明细则的实施提高了机组的并网运行管理水平,即细则是有效的;反之,则说明细则并没有达到预期效果。因此,定义运行管理水平改善度指标用于描述细则实施前后机组并网运行管理水平的提高或降低程度。机组运行管理水平的提高有以下2个方面原因:(1)机组严格执行调度命令;(2)电厂/机组通过技术改造,运行性能得以改善,使并网运行操作和管理水平得以提升。并网考核细则正是基于上述2个方面考虑对并网机组进行考核的,因此考核费用降低就是运行管理水平提高的标志。
为衡量考核费用的增加/减少幅度,需确定一个标杆值方有可比性,且标杆值必须能够代表细则实施前的机组运行管理水平。可以选取2个细则试运行期间的数据作为标杆值,因为在此期间并无实际结算,电厂主要是熟悉规则。定义运行管理水平改善度Kr为各项考核费用与标杆值比值的平均值:
式中:ki为第i个考核项目的费用;Bi为第i个考核项目的标杆值。
2.3.2 电压/频率合格率
电能质量指标是从电网企业和用户的角度评价细则的实效性。考虑到电压质量与频率质量均为系统重要运行指标,并由南方区域五省区的细则执行数据可知,2个细则实施后,电能质量均有不同程度的提高,因此选取电压/频率合格率作为衡量细则实效性的指标是合理的。
综上所述,2个细则完整的评价指标体系如图1所示。
上面所建立的评价指标体系具有通用性,同样适用于对其他区域电力系统所采用的2个细则的评价。
3 基于模糊层次分析法的综合评价
评价方法是否科学将直接影响评价结果的准确性。常用的综合评价方法包括:层次分析法(AHP)[8]、主成分分析法[9]、数据包络分析法[10]、模糊评价法[11]和熵权决策法[12]等,每种方法各有利弊。由于所构造的指标体系是分层式的,而且二级指标的评价在一定程度上存在着信息模糊性及评价专家对信息的不同理解等问题,这使得对2个细则的评价是一个定性与定量相结合的过程。因此,这里采用模糊层次分析法来解决上述问题。
模糊层次分析法是对AHP[13,14,15]和模糊综合评价法(FCE)[16,17,18]的综合应用,即应用AHP计算各级指标的权重集,根据FCE确定各个指标对不同评价等级的隶属度。AHP通过两两比较的方式确定判断矩阵,由于指标不能转化为具有某种量纲的数值,因而必须用自然语言来描述不同指标的重要程度。判断矩阵的构造形式决定了指标权重的确定具有一定的主观因素。FCE是针对现实生活中大量现象具有模糊性而设计的一种评判模型和方法。模糊层次分析法能够在专家的主观判断与数学的逻辑严密性之间建立一座可量化的桥梁,使主客观相结合,提高评价结果的可靠度。包括以下基本步骤。
步骤1:确定评价对象集、因素集和评价集。
步骤2:采用AHP求解各个评价因素的权重分配向量。
步骤3:通过各单因素模糊评价获得模糊综合评价矩阵。
步骤4:进行复合运算求取综合评价矩阵。
步骤5:计算评价对象的综合分值。
具体评价步骤详见附录A。
4 实例测算及分析
为说明所构建的2个细则评价指标体系和所采用的评价方法的有效性,这里采用2010年12月广东省内参与2个细则的电厂的考核/补偿实际数据进行测算。根据统计数据求得三级指标的数值如下:收益百分比8.86%,亏损百分比6.33%,资金流入比62.5%,资金流出比89.59%;平均零考核比例73.10%,平均零补偿比例32.91%,平均考核密集度98.42%,平均补偿密集度87.66%;运行管理水平改善度43.29%,频率合格率(±0.1 Hz)99.98%,电压合格率99.99%。
1)收益百分比和亏损百分比的计算阈值分别取30万元和-30万元。
2)结合广东省内发电机组容量的实际情况,定义火电单机容量为300 MW及以上的机组为性能较优机组,单机容量低于300 MW的机组则为较劣机组;水电单机容量为50 MW及以上的机组为性能较优机组,单机容量低于50 MW的机组则为较劣机组。资金流入/流出比分别取火电机组和水电机组的平均值。
3)结合相关专家意见,将补偿费用密集区间定为[0,15]万元,考核费用密集区间定为[0,10]万元。
4)在计算运行管理水平改善度时,取2009年12月广东省的考核数据为标杆值。
根据上述统计数据,采用模糊层次分析法计算得到的2个细则综合评价结果如表5所示。中间过程数据详见附录B。
表5的评价结果表明:2个细则的条款合理性为良好,计算指标科学性为优秀,细则的实效性为良好;2个细则的综合评价指标为良好。综合评价结果与电力系统调度机构和发电企业对细则运行效果的主观评价基本吻合:2个细则的实施对提高电厂的运行与管理水平发挥了很好的作用,但2个细则有些条款仍有待改进和完善。所构建的评价指标体系不仅能够反映细则条款设计的科学性与合理性,也能评价细则实施所产生的实际效果。实例验证了评价指标体系的有效性及实用性。
5 结语
针对国内6个区域电力系统逐步实施2个细则的实际背景,本文构建了2个细则评价指标体系。从细则条款合理性、计算指标科学性和细则实效性3个方面,共定义/选取了11个量化指标。考虑到所发展的评价指标体系的特点,采用模糊层次分析法对2个细则进行综合评价,将定性分析与定量计算有机结合起来,提高了评估结果的科学可信度。采用广东省2个细则实施后的相关电厂和系统数据说明了所提出的评价指标体系的合理性和有效性。
辅助服务考核 篇3
1 现状和问题
目前, 国内外的部分高校还是采用传统的考核方式, 即闭卷考试+平时成绩的模式, 但是这样的考核方式却暴露出了很大的弊端。首先, 无法全面地反映学生实际的应用能力;其次, 让学生忽视实践的重要性。
随着高职理论的不断发展, 部分高校对电子产品设计类课程进行了改革, 实现了项目化, 并在此基础上进行了考核方式的改革与探索, 主要是采用了过程考核的方式, 即对每个项目或任务结束时都进行考核。过程考核在激发学生学习积极性和主动性方面有一定的作用, 但是学生的表达能力、团队合作能力、创新能力;学生的情感与态度、文明习惯、组织纪律、报告书写等未能得到全面的评价, 无法真正促进学生职业能力、个人素质的全面提高。
2 考核改革措施
电子产品辅助设计与开发课程是一门综合性、实践性很强的课程, 以培养学生实践能力和应用能力为主要目的, 因此课程考核无论从内容还是形式都应体现这两方面重点。通过改革考核内容、考核形式和评价方式, 构建一个多元互动式综合评价体系。
2.1 考核内容改革
考核的内容, 一方面要强调实践性和应用性;另一方面要能反应教学内容。通过考核, 学生既能提高实践动手能力, 同时能强化理论吸收。通过电子产品辅助设计与开发课程项目化, 我们把电子产品辅助设计与开发的各个知识点合理地分配在每个项目中。根据每个项目的特点, 建立了考核题库。每个学生拿到的考核题都是和本项目相关的, 但每个题目要求完成的功能不一样, 比如说在电子产品控制程序编写项目考核题库中, 产品主要功能基本一致, 但在细节上差别较大。这样既可以检验学生对单片机的掌握情况, 还能提高学生综合利用所学知识的能力, 同时可以有效地避免学生作弊。
2.2 考核形式改革
考核的形式改变传统的笔试或者实践, 采用“说、评、写、做、改”等多样化的任务考核。
“说”考核就是要让学生把自己的任务描述给同学听, 既锻炼口头表达能力, 还能培养其胆量和自信。“评”考核就是让学生去评价别人的任务完成情况, 既可检验自身知识掌握情况, 还可以锻炼总结归纳能力。“写”考核就是让学生以报告的形式完成任务考核, 既可以提高学生书面表达能力, 还可以增强学生查询资料, 整理资料的能力“做”考核就是要实践, 可以是动手制作简单电路, 也可以是采用虚拟的形式, 比如Multisim, Proteus等仿真实现。结合实际问题, 由理论知识指导实践, 既检查知识掌握情况, 还有助于提高学生的动手实践能力。“改”考核是提高版的“做”, 在现有给定资料的基础上适当修改相关电路、程序等, 完成新的任务。这类考核考查知识的运用能力。
通过以上形式, 并结合个人、小组以及团体等模式, 不仅培养学生表达、评价、报告书写、实践应用、举一反三等个人能力, 还提高他们在团队中合作能力、适应能力、推动能力等, 甚至他们的情感、态度、习惯、道德等都会有所增强。
2.3 评价标准改革
评价标准要突破原有的单一性, 注重多元性, 强调过程性。“多元性”一方面指的是评价内容多元。当然教师的评价是主要部分, 同时要考虑学生对学生的评价, 这一部分主要是由于现在很多项目都是以小组为单位展开的, 可以提高学生的内省意识。还有要进行自评, 有利于学生成就感的形成和个性化的培养, 是高职教育“以学生为中心”的体现;另一方面指的是要兼顾方方面面, 包括任务完成情况、实践操作技能、工作作风与职业道德、学习态度等等。“过程性”指的是评价整个课程实施过程中学生的表现。随着项目化的深入, 可以采用项目评价, 也就是每个项目进行考核, 最后给总评成绩, 这样能比较客观的评价一个学生, 也可以防止学生期末临时突击, 死记硬背各个知识点也能“混”及格, 从而忽视了过程的重要性。
3 结语
经过两年的建设与实践, 通过深化“项目引领、任务驱动”的课程教学模式以及采用多元互动式综合评价体系, 极大地调动了学生学习的主观能动性, 活跃了学习气氛, 提高了学生的学习效果, 取得了良好的成绩。在各级各类竞赛中, 学生屡创佳绩。许多毕业生最终选择从事电子设计方面的工作并且单位评价良好。当然课程考核改革是一项复杂的工程, 需要不断的实践与完善。
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辅助服务考核 篇4
一、计算机辅助控制在制冷职业技能培训与考评中的特征
新时代对人才的需求,需要专业教育不应太死板,应着眼于长远战略部署,理论覆盖面应广,让学习人员转变为该行业的精英类人才。以此为切入点,制冷专业教育的计算机辅助教学也应尽可能运用在制冷专业的全部课程中,达到模式化、集约化的学习目标。以我国高校本身的需求为切入点,应研发暖通空调制冷领域的CAI软件,然而因为环境的限制,只保留了超过100幅静态图与超过10个视频文档,其理论的覆盖面并不大。
近些年来,我国陆续研发了“制冷压缩机软件集”“制冷自控组态软件”等软件,包含数百个二维、三维动漫与音视频文档,而且还在研发“空调原理与设施CAI软件集”等软件。上面的各类电脑辅助软件都使用了多媒体模式,其内容已完全覆盖了制冷学系的全部专业教程,从全面的视角完善了制冷专业教育系统。
二、设施基础组成
设施基本组成元素是电脑伺服器、工作站、I/O录入输出卡、端子板、继电设施、保持性电磁铁等,透过电脑软件完成对各种制冷空调系统电线的整合、故障排查,对制冷附件透过电磁铁相连完成作业。
系统伺服器包括SQL参数库与考评培训管控软件,软件能够导入与管控准则化考评参数库(Excel版本),能够管控考试学生的信息并设置登录密码,布置考试时段与每一个考点分数,透过互联网自动搜集各工作站测验阶段的信息。伺服器包含系统管控、监督中心、考试学生管控、题库管控等四项功能。
工作站包括整套电脑系统,系统使用培训考评系统用户端软件。用户端软件包括制冷功能虚拟仿真软件,软件功能覆盖各种空调系统、冷库体系、恒温恒湿体系与电器管控体系,电脑I/O录入输出卡透过端子板完成对故障柜与制冷元件电磁铁的硬件操控与状态回馈。
故障柜包括冷库体系、空调体系与恒温恒湿体系等全部电子零件,不包括压缩设备、蒸发设备、冷却设备与管子的制冷元件。由电脑透过I/O卡完成各体系电缆的自由结合,故障点由伺服器自动管控,学生测验透过必须的用具,例如万能表等检测相应体系线路,检测产生的故障点;并录入电脑完成自动回应工作,检测故障信息并且通过伺服器自动记载,完成考评权重的制定。
三、实现模式与原理
空调体系、冷库体系、恒温恒湿体系等电路、器械管控内容相识,故障柜电子零件,包含系统全部处于使用中的电子零件与体系传感设备、执行设备、保护部件。电器零件接线使用准则化的端子板相连,并开启相异的系统,通过电脑的I/O卡预设各输出通道开关,确保系统与管控线路配套,电气故障也通过电脑I/O卡完成输出管控。故障测试流程是:运转系统—故障预警—中止供电或供电状态下对电器电缆实施检查(依照电路图解析)—电脑录入并初次判别故障成果—电脑录入明确—电脑透过I/O卡对录入故障位置进行复原—再次运转系统—警报消除。系统录入故障成果电脑自动记载并依照预设规定完成自动考评。I/O录入输出卡与端子板相连,端子板应装设在故障柜背面板隐藏方位。
相应系统辅助设备的机械动作使用保持类电磁铁完成驱动、保留与排放。电磁铁通常使用直流24伏,工作流程参考制冷空调系统水流开闭合动作。
对体系中压力保护开闭合器使用固定弹簧,通过保持类电磁铁对机器构造动作,完成对压力开闭合器作业态势的监控。电磁铁动作通过电脑I/O卡输出管控模式,故障测试阶段要测试各保护开闭合器的态势。保护开闭合器应稳固在故障柜中,电磁铁应装设在背面隐藏方位,保证开闭合器外表状态没有异常。保持类电磁铁研发人员应攻克电磁铁长时间通电热化损坏等难关,保护开闭合器反向动作或复原必须施加反向电压,反向电压由电脑通过I/O卡与录入输出端子板产生。
故障解析与排查流程是:录入故障点,压力保护名称、端子号、线号;故障种类,开路、短路;操控阶段电脑自动记载并考评。
传感设备故障透过对传感设备内置的电阻开闭合器完成连接,能够虚拟完成传感器断路、短路以及偏差失效等三大种类的故障。传感设备外表应维持无异常态势,找出相连点装设于背部潜藏方位。传感设备故障产生与复原排查通过电脑I/O实现,故障排查阶段,电脑录入故障点:传感设备名称或端子号、线号;故障种类:开路、短路、偏差。操控阶段电脑自动记载与考评。
制冷技能培训系统的功能特征是,使虚拟仿真设施与真实设施融合,对特性较为可靠的压缩设备、冷却设备、蒸发设备与电路实施虚拟,系统附件的管控使用真实设施。系统利用电脑进行互联网化管控、伺服器用在故障预设颁布与测验培训信息管控方面。作业培训包括一部电脑与一部制冷实际操控系统,学生通过对电脑虚拟仿真、参数解析与对具体管控电路、制冷部件实施测试,将解析成果录入计算机辅助培训系统,系统会自动回应。电脑伺服器对解析成果自动记载并完成数字化考评。
四、计算机辅助控制在制冷职业技能培训与考核中的应用——以滚动转子式补气压缩机为例
(一)滚动转子式补气压缩机的原理
上海日立专门研发了能够在低温条件下强力制热的滚动转子类压缩设备。滚动转子类补气压缩设备除开普通的吸气端与排气端外,还有着一个吸气端,就是蒸汽发射口。冷凝剂透过蒸汽发射口与处于中间板上的发射孔同时发射到压缩设备的上下两缸的压缩腔内,以增大冷凝剂的流动量,达到保证系统制热效率与提升运转可行度的目的。中间板上发射孔的方位与孔径的尺寸也许会影响系统冷凝剂中央位置发射的压力与流动量,发射孔方位应权衡到规避压缩气体在上下气缸间流动;规避出气孔倒流回发射孔;应尽可能权衡缩减逆流量与减少压缩设备功能消耗等。低温喷焓滚动转子压缩设备对这样的情况作出了改良,以达到最好的发射效率。
(二)实验设备与预案
例如,在某空调系统内完成滚动转子类补气压缩设备的试验,并和某品牌低温强热涡旋压缩设备实施空调试验并比较。
(三)实验成果与解析
1. 滚动转子类补气压缩设备制热量
通过比较试验参数,笔者认为补气后压缩设备功率攀升,透过补气增加压缩设备的排气量与压缩功率阶段,电机的制热功能会随着变大。伴随室外气温的降低,补气以后排气气温会降低,冬天制热运转阶段的高压缩比运转工况致使的排气气温太高的困境取得了突破,提升了机组运转的效率。
2. 带闪发器与过冷器的经济器体系比较
过冷设备与闪发设备是经济器的两类基础模式。闪发设备是一类简易的压力器皿,分为两大块:其一,为主回路位置的中间压力饱和液态物,之后通过膨胀阀二次节流后流入蒸发设备蒸发吸取热能,之后流入压缩设备吸气端;其二,是发射位置中央压力饱和蒸汽,被压缩设备第二吸气端吸进,以增添冷凝剂流动量,提升系统制热效率。带过冷器体系与闪发器体系的原理大致上雷同,过冷设备构造相对繁杂,可以在较广的范畴内管控中间发射压力。
综上,在新时代的背景下,科技进步迅速,理论的讲授与获得的模式也开始与时俱进。在信息化社会的制冷专业职业教育中,计算机辅助系统能够完成许多人力无法完成的工作。使用计算机辅助培训与考评系统能够节约很多大规模的设施零件,并且通过虚拟仿真科技能够确保系统的完备度。实际操作的设施占地面积不大,但是功能极为强大,能够实际操作怎样排查故障。该培训体系能够在同一时间满足若干学生的操作需求。考评平等、效率奇高,是当前普及价值较高的前卫科技,是实效性极强的培训体系。通过对计算机辅助系统在制冷职业技能培训与考评中应用的情况进行分析,能够摸清该教育领域的脉络,通过针对性地学习,掌握其实并不难。
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电力市场辅助服务定价研究 篇5
AGC是电力系统跟踪负荷变化、维持系统频率、保证电网安全稳定运行的重要手段, 也是电力市场辅助服务的重要组成部分。在电力市场中, 市场必须为AGC辅助服务支付合理的价格。公平、合理有效的AGC定价能够通过价格信号引导和促进市场成员积极提供优质AGC服务, 因此AGC的定价成为AGC辅助服务研究的核心问题。
目前, AGC辅助服务研究主要集中在对AGC辅助服务质量评价、考核方面。文献[2]提出了AGC服务效能的考核和结算方法。文献[3]结合云南电网实际对AGC辅助服务考核标准提出了优化建议, 目的在于提高AGC调节效能、改善AGC运行环境。文献[6]研究了辅助服务考核与补偿模型, 对AGC辅助服务补偿费用提出了基于AGC贡献量的计算公式。文献[7]对AGC辅助服务成本的构成、分摊策略进行了研究。
国内对AGC辅助服务补偿方法主要依据为《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》, 各区域电网以此为依据制定实施细则。南方电网区域实施依据为《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。目前对于现行的AGC辅助服务考核方法优化的相关研究较少。
1 AGC辅助服务补偿分析
按《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》规定, AGC服务补偿包括容量补偿及电量补偿两部分。
AGC容量补偿费用=AGC容量服务供应量×R1 (元/兆瓦小时) 。其中, AGC容量服务供应量=AGC当月投运率×每个调度时段的容量服务供应量之和。每个调度时段的容量服务供应量=每个调度时段征用的机组AGC调节容量 (兆瓦) ×调度时段的长度 (小时) 。
AGC电量补偿费用=AGC实际调节电量 (兆瓦时) ×R2 (元/兆瓦时) 。其中, AGC实际调节电量为机组根据AGC调度指令要求比计划发电曲线增发、减发电量绝对值之和。
AGC辅助服务补偿的目的在于补偿电厂侧AGC使用成本。容量补偿目的是补偿机组的AGC旋转备用成本, 电量补偿是目的补偿机组的AGC偏离计划带来的调节成本。目前采用的方法并未考虑因机组持续参与调节产生的调节量带来的设备损耗、机组检修附加成本, 部分机组调度侧投AUTO模式机组需参与ACE调节。这些机组承担ACE调节的频繁扰动, AGC调节极为频繁, 机组所承担的AGC调节量相对较大, 但调节电量反而可能会低于部分固定带负荷机组。因此部分机组因频繁调节所带来的附加成本无法体现, 不利于提高电厂参与调峰调频的积极性。如何在辅助服务补偿中更加准确量化机组AGC辅助服务的调节量是本文研究的主要目的。
图1中, 调度侧A机组投AUTO模式, 无条件承担ACE实时调节, 调节非常频繁。B机组投AUTOA模式, 仅在ACE进入紧急区或次紧急区承担调节量, 相对A机组调节频率略有降低。C机组投BASEO模式, 不参与ACE调节, 仅根据调度员人工下达的AGC指令参与全天调峰。
从表1统计可以看到, 同等装机容量机组, 调节容量相同情况下, AGC调节最为频繁的A机组反而补偿费用最低;C机组调节量最小, 但因C机组偏离计划曲线积分电量高, 获得补偿远超A、B机组。产生这种问题的主要原因是现有AGC辅助服务补偿中, 仅考虑了容量和电量因素, 对于AGC调节过程所产生的调节量未做考虑, 而AGC调节过程的调节量恰是AGC作用的的重要组成。
2 基于调节过程的AGC调节量补偿
本文在现有容量、电量补偿基础上, 提出增加基于AGC实际调节过程的AGC调节量计算方法能够计量AGC控制机组的调节量, 此方法能够更加合理体现机组因调节过程所带来的成本差异, 使得AGC补偿更趋公平合理。
AGC辅助服务补偿=容量补偿+电量补偿+调节量补偿 (1)
容量补偿和电量补偿依据《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》规定的计算方法, 本文实际计算中取《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》中云南省相应补偿价格进行计算。
式中, Q为AGC补偿费用, 元;R为补偿价格系数, 取2元/MW-min;B为累计调节量;S为AGC过程调节量, 定义曲线上1 MW=1 min=1单位调节量, 计算机组调节曲线实际长度即为机组调节量;S'为AGC过程调节量基准值;m为AGC考核时段总数;kn为各考核时段AGC性能评价系数, 为便于机组间比较调节量补偿产生的补偿影响, 本文假定参与A、B、C机组AGC调节性能相同, 各考核时段调节性能评价系数统一取kn=0.9。
3 实例分析
3.1 实例参数
A、B、C三台发电机计划及实际出力曲线如图1所示。调度侧控制模式分别为AUTO、AU-TOA、BASEO。A、B、C三台发电机调节相关参数见表2。
3.2 实例计算
按式2计算方法计算得到A、B、C三台发电机调节量补偿如表3所示, A机组承担了最多的调节量, C机组按定功率模式调节量最小, A机获得了最多的调节量补偿, C机调节量补偿最少, B机居中。
按式1计算方法计算得到A、B、C三台发电机AGC辅助服务补偿如表4、图2所示。合计1为《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》中计算方法得到的补偿, 合计2为按本文方法改进后的AGC辅助服务补偿结果。可见, 仅考虑AGC容量补偿和电量补偿情况下, 频繁参与调节的A、B机组获得的AGC补偿与其他机组差异不大;合计2计算结果显示, 有效补偿了因机组承担ACE调节而增加的过程调节量, 补偿费用显著增加。
4 结束语
如何利用准确、有效的价格信号引导市场成员提供和购买服务是电力市场的核心问题。文中通过引入AGC调节量补偿, 补偿了部分机组因AGC频繁调节所带来的附加成本, 能够有效引导电厂积极参与系统调峰调频, 有利于保证电力市场运营的公平原则, 有利于保证电网安全稳定运行和保证电能质量。
辅助服务补偿和考核的定价在我国尚在探索、发展阶段。文中仅研究了AGC辅助服务调节量的计量方法, 对于如何合理评价机组AGC服务质量、进一步优化计量方法以及如何体现我国国情的同时借鉴国外电力市场经验, 确保AGC辅助服务定价能够客观、公正的反映提供服务机组的实际成本等问题上, 还有很多实际问题需要进一步研究。
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风电辅助服务补偿定价研究 篇6
我国陆上和近海区域10 m高度可开发和利用的风能储量约为10亿千瓦[1]。随着电力系统中风电装机规模和占总装机比例的逐步增加, 风电出力的间歇性、波动性和反调峰特性将会进一步影响电力系统的安全稳定和经济运行[2]。我国采用“大规模-高集中-高电压-远距离输送”开发模式。随着风电渗透率的增大, 风电的不确定性、反调峰特性及其与负荷地理上的逆向分布特性对系统电能质量、功率平衡和安全性的影响越发明显。同时, 我国能源结构使得多数地区电源结构单一, 灵活调节电源不足, 调峰难度远远大于国外风电发达国家[3]。
国内对大规模风电消纳的相关技术有较多研究[4,5,6]。对大规模风电并网中的诸多问题, 如大规模风电并网的影响及运行策略[7,8]、风电参与系统频率调整[9]等问题提出了具体的措施或技术展望。但目前对大规模并网风电辅助服务补偿的相关研究较少。文献[10]提出了风电辅助服务成本测算方法, 文献[11]对并网风电辅助服务成本补偿的机制进行了研究, 提出了风电接入导致的辅助服务成本的分摊、补偿机制并提出了政策建议。
我国风电并网及交易机制是全额保障性收购与固定电价, 不能有效发挥风电辅助服务成本高和边际成本低的特点。利用市场手段调动常规电源参与调峰、调频的积极性, 落实节能调度管理, 协调风电并网发电和系统调峰关系, 是解决大规模风电并网给系统带来的各种问题, 提高电网风电消纳能力的有效途径。
根据规程规定, 对提供有偿辅助服务电厂进行补偿, 补偿费用主要来源于并网运行考核费用, 差额部分由并网发电厂分摊。在我国现行体制下, 风电作为快速发展的重要电源, 不但无法向系统提供辅助服务, 同时风电还大量消耗辅助服务资源, 风电显现出明显的用电负荷特性。随着并网风电装机容量的增长, 风电对常规电源所提供的辅助服务消耗也随之迅速增加, 常规电源是否可以提供足够的辅助服务是大规模并网风电接入系统的重要约束条件, 而提高电力系统辅助服务能力需要较大投入。风电消耗大量辅助服务资源, 但并未对其进行补偿, 不利于发电侧辅助服务市场公平, 也不利于提高电网对风电的接纳能力。
因此, 有必要对风电辅助服务补偿定价及其分摊和补偿机制问题进行研究, 积极促进发电侧市场公平及提高系统对风电的接纳能力。
1 辅助服务
1.1 辅助服务管理现状
按《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》规定, 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。其中, 基本辅助服务包括一次调频、基本调峰、基本无功调节;有偿辅助服务包括AGC、旋转备用、有偿调峰、有偿无功调节、黑启动。
1.2 风电辅助服务消耗
并网风电对系统的辅助服务消耗主要体现在调峰、调频和备用三个方面。
调峰:大规模风电接入电网对系统调峰的影响体现在风电出力峰谷差较大且峰谷交替频繁。另外, 风电的自然特性使其在多数情况下呈反调峰特性, 即在夜间负荷低谷时正好又是风电大发的时段。电网为此需调用其他常规能源为系统提供更多的调峰服务, 以确保电力系统安全稳定运行。
调频:由于风速变化的高度随机性, 风力发电机的出力也随时变化。大量风电功率的波动增加了系统调频的难度。随着风电的快速增长, 风电突变幅度将继续增大, 会对电网频率质量造成较大影响, 对系统调频提出了更高的要求。电网需调用更多的AGC辅助服务以平衡风电出力波动, 满足系统频率调整的要求。
备用:风电出力的波动性和不稳定性, 使得大规模风电并网将大量增加系统的事故备用、旋转备用。
2 风电辅助服务补偿
2.1 补偿定价
风电辅助服务补偿包括调峰补偿、调频补偿、备用补偿。
调峰补偿:影响风电对调峰辅助服务消耗量主要因素为出力峰谷差及其峰谷持续期间的累积电量。因此需分为电力、电量两个部分对调峰服务补偿进行计算。由于风电峰谷转换频繁, 调峰电力可根据风电每小时峰谷差进行累加, 计算得到每日累积峰谷差。调峰电量可考虑以实际出力曲线与平均出力线围成面积积分等效电量作为计算依据, 按式 (1) 计算调峰补偿。
式中, A为调峰补偿费, 元;R1为调峰电力价格, 元/MW;△Pt为t小时峰谷差, MW;R2为调峰电量价格, 元/MWh;P为有功出力, MW;P’为日平均出力, MW。
调频补偿:风电对调峰辅助服务消耗体现在风电出力波动频繁, 可考虑采用风电发电出力路径法, 即按风电实际出力曲线路径长度抵扣基本路径长度后作为依据计算调频服务消耗量。采用风电发电出力路径法, 计算风电实际出力曲线路径长度, 按式 (2) 计算调频补偿。
式中, B为调频补偿费用, 元;L为发电出力路径长度, 定义曲线上1 MW=1 min=1单位长度;R3为调频价格, 元/MW-min。
备用补偿:电力行业标准DL/T 5429-2009中规定, 系统的旋转备用容量可按系统最大发电负荷2%~5%考虑, 低值适用于大系统, 高值适用于小系统。并网风电备用消耗可按大系统考虑, 风电备用补偿可按装机容量2%计算。
式中, C为备用补偿费用, 元;R4为备用价格, 元/MW;S为装机容量, MW。
2.2 补偿分配
风电辅助服务补偿分配须确保分配方式的公平性和可执行性。按照当前我国执行的辅助服务补偿管理模式, 对风电根据其辅助服务消耗量进行考核最直接的方法是直接将风电辅助服务考核费用纳入全网辅助服务管理。这种方法能够有效促进风电完通过提高自身管理、技术能力提高运行稳定性, 但补偿费用直接用于补偿本应由全部市场成员分担的部分费用, 风电实质上在补偿所有电厂, 提供辅助服务电厂并未按贡献得到额外补偿, 补偿针对性不强, 提高电厂参与辅助服务积极性效果不好。
从电力市场长远发展考虑, 应建立辅助服务补偿交易市场, 风电辅助服务补偿费用在辅助服务市场中直接对参与提供辅助服务的电厂进行补偿。有利于充分调动常规电源参与调峰、调频的积极性。也有利于落实节能调度管理, 协调风电并网发电和系统调峰关系, 是解决大规模风电并网给系统带来的各种问题, 提高电网风电消纳能力的发展方向。
2.3 补偿交易流程
风电辅助服务补偿流程如图3所示。
3 计算实例
3.1 风电补偿费用计算
以三个风电场 (A、B、C) 为例, 对风电辅助服务补偿进行计算。计算中, 参考《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》中部分省份的定价, 暂定R1=1;R2=8.2;R3=6;R4=2。在实际执行中, 不同地区能源结构和发电成本不同, 因此价格会存在较大差别。
3.2 实例分析
对比分析图4、表1, 可以看出:
1) 风电A、C出力曲线较为平稳, 因此风电A、C调峰电力及调频补偿费用很低。风电B峰谷交替频繁, 风电B调峰电力补偿明显上升。
2) 风电A、B日峰谷差较大, 因此风电A、B调峰电量补偿费用很高, 风电C出力平稳, 补偿费用最低。
3) 风电B出力的频繁波动对系统调频产生影响, 因此也导致了较高的调频补偿费。
4) 三个风电装机容量相等, 因此备用费相同。
总体来看, C风电运行平稳, 峰谷差及出力波动均很小, 总体辅助服务费用最低;B风电场峰谷差较大且多次交替、出力频繁波动, 因此总体补偿费用最高。上述算法能够较为客观、公平的对风电辅助服务消耗进行补偿定价。
4 结束语
风力发电具有很低的边际成本, 因此电网对风电接纳能力的增加对于风电而言具有极高的边际收益。本文提出风电辅助服务补偿及其定价算法, 能够有效调动常规能源电厂提供辅助服务的积极性, 提高电网对风电的消纳能力。
利用市场手段协调电力市场各方利益, 确保市场成员权利与责任相协调, 是电力市场研究的重要内容。风电辅助服务补偿有利于于风电的持续健康发展, 通过市场手段促进风电自身提高管理水平、主动采用新技术提高风电出力的稳定性。另外, 本文提出的风电辅助服务补偿还有很多问题有待于进一步研究和讨论。
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