CN113780742B - 辅助服务市场环境下发电机组灵活性改造经济性计算方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种辅助服务市场环境下发电机组灵活性改造经济性计算方法，针对辅助服务市场环境下各类灵活性改造技术，将灵活性改造技术按照收益模式归类划分为调峰、调频和供热；然后，针对三种收益模式分别构建其参与辅助服务市场能够获得的收益函数；基于灵活性改造技术的投资计量值与收益函数得到灵活性改造技术的内部收益率、净现值与投资回收期；最后根据灵活性改造技术的内部收益率、净现值与投资回收期来指导发电企业制定灵活性改造方案。本发明可简单高效准确地计算不同机组和不同灵活性改造技术的经济性，从而为发电企业灵活性改造技术方案的制定提供参考，为发电企业参与辅助服务市场、进行灵活性改造提供理论支撑，提高企业效益。
Description
技术领域
本发明涉及了发电机组灵活性改造领域，特别是涉及一种辅助服务市场环境下发电机组灵活性改造经济性计算方法。
背景技术
风电和光伏发电极易受天气等自然环境影响，不稳定、可调度性低、接入电网技术性能差，伴随着风电和光伏等可再生能源的大规模接入，电力系统的调峰、调频能力不足。
在可再生能源比例不断升高的情况下，充足、有效的辅助服务是电力系统安全稳定运行的重要条件。电力系统为了维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，提升调峰、调频能力，以有偿的方式来激励传统机组提供调峰、调频等辅助服务，辅助服务市场应运而生。在辅助服务市场加速建设的大环境下，发电企业为适应未来能源市场生存的需求，迫切需要提高发电机组的灵活性能力。发电机组尽早开展灵活性改造，可以保证机组优先上网，并通过参与深度调峰、调频等辅助服务获得可观的收入，灵活性改造是大势所趋，有利于发电企业适应市场化进程。
发电企业在灵活性改造过程中可供选择的灵活性改造技术多样，在改造前有必要根据方案的投资和预期收益分析其经济可行性，以此选择最优的方案。因此，在辅助服务市场环境下，一种适用性强、计算简单高效准确的发电机组灵活性改造经济性计算方法将有利于发电企业制定最优的灵活性改造技术方案，提高企业效益。
发明内容
针对上述背景技术中的问题，本发明提供了一种辅助服务市场环境下发电机组灵活性改造经济性计算方法，本发明方法适用性强，可简单高效准确地计算不同机组和不同灵活性改造技术的经济性，从而为发电企业灵活性改造技术方案的制定提供参考，为发电企业参与辅助服务市场、进行灵活性改造提供理论支撑，提高企业效益。
本发明解决上述问题所采用的技术方案是：一种辅助服务市场环境下发电机组灵活性改造经济性计算方法，其特征是：
1)针对辅助服务市场环境下各类灵活性改造技术，将灵活性改造技术按照收益模式划分为深度调峰、调频和供热；
2)然后，针对此三种收益模式分别构建其参与辅助服务市场所能够获得的收益函数；
3)基于灵活性改造技术的投资计量值与收益函数得到灵活性改造技术的内部收益率、净现值与投资回收期；
4)最后根据灵活性改造技术的内部收益率、净现值与投资回收期来指导发电企业制定灵活性改造方案。
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)、调峰等。辅助服务市场是指电力市场中针对保证系统安全稳定运行所需的辅助服务进行交易的市场。
灵活性是指在一定经济运行条件下，电力系统对供应或负荷大幅波动做出快速响应的能力，可调度发电厂的灵活性是目前为电力系统提供灵活性最主要的方式。灵活性改造是指发电厂为提升发电机组的灵活性能力而进行对机组的改造，改造可能设计机组设备的本体，也可能新建其他辅助设备。
深度调峰是指系统运行存在下调峰缺口时，为促进新能源消纳，燃煤火电机组降低出力运行，以保证电力系统功率的平衡。
调频是指调整交流发电机等的输出功率，使电力系统等的频率保持在一定范围内，以保证用电设备正常工作。
所述计算方法步骤如下：
第一步：将灵活性改造技术按照收益模式进行归类，现在主流的灵活性改造技术的收益模式主要有三种：通过灵活性改造以后参与深度调峰，赚取辅助服务市场调峰补偿；通过灵活性改造以后参与调频，赚取辅助服务市场调频补偿；通过改造后进行供热赚取供热费用，相当于是减少机组的供电煤耗，从而节省煤量而产生相关收益。归类情况见表1。
表1灵活性改造技术归类
第二步：针对此三种收益模式分别构建其参与辅助服务市场所能够获得的收益函数。
首先根据一个switch函数，根据具体的灵活性改造技术路线来选择收益模式是深度调峰、调频还是供热，然后再来确定收益函数，表达式如下：
PROFIT＝switch(f2，f3，f4) (30)
需要说明的是，本模型满足叠加定理。如果某厂进行了综合改造，改造后的机组能参与调峰、调频和供热，那么收益函数就是f2+f3+f4。这里假设数据已经考虑了相同时刻里机组只能参与一种辅助服务。
下面分别介绍各种收益模式的收益函数。
1)深度调峰
深度调峰的PROFIT通过调峰出清模型计算得出。
假设在t时刻深度调峰需求容量为qj,t。假设有X个深度调峰服务提供商参与深度调峰辅助服务市场，第i个深度调峰服务提供商在t时刻可提供的深度调峰容量分别是qi,t，第i个深度调峰服务提供商在t时刻的竞价为fi,t。
定义状态变量ui,t为第i个深度调峰服务提供商在t时刻的交易情况，其中i＝1，…，X。当不同类型深度调峰服务提供商参加或推出市场交易时，变量i取值随之变化。如果交易成功，则ui,t＝1；反之ui,t＝0。辅助服务市场出清过程中，在t时刻的公式表达为：
深度调峰服务提供商分段申报调峰容量与报价，如果把分段情况考虑进去，则其调峰容量为各段调峰容量的累加，所获收益为各段的累加：
式中，ci,t为机组i在t时刻所获得的调峰收益，qi,t,l为机组i在t时刻第l段的调峰容量；fi,t,l为机组i在t时刻第l段的出清价格。
计算的基本时间单位，以15分钟为一个周期进行统计，在每个统计周期中计算调峰辅助服务补偿和分摊费用。所以一天的调峰收入则为96个点的累积：
现在某深度服务提供商(例如，火电厂A)进行了灵活性改造，深度调峰容量从qA,t,l提升到(qA,t,l+ΔqA,t,l)，报价从fA,t,l降低到(fA,t,l—ΔfA,t,l)，现计算改造前后火电厂A的出清提升的收益函数PROFIT。设火电厂A改造前的单日出清收益为I0，改造后的单日出清收益为I，改造后提升的年收益函数为PROFIT。
式中，uA0,t,l/uA,t,l分别表示改造前和改造后火电厂A在t时刻第l段的状态变量。f0,t,l/ft,l分别表示改造前和改造后辅助服务调峰市场在t时刻第l段的市场出清价格，调峰辅助服务市场采用统一边际价格出清机制，出清价格为最后中标的提供方机组所在段的申报价格。
则改造后年提升的收益函数为：
调峰的PROFIT是关于改造前/后状态变量，改造前调峰容量和改造后调峰容量提升量以及改造前/后辅助服务调峰市场出清价格的函数。
通过PROFIT函数的表达式，可以得知火电厂进行灵活性改造以后，主要是有2点影响：
a)增加深度调峰容量，即把深度调峰容量从qA,t,l提升到qA,t,l+ΔqA,t,l。这相当于是提升了出清数量。
b)减少报价，即把报价从fA,t,l降低到fA,t,l—ΔfA,t,l，报价低了，那么在市场中的竞争力增强，报价降低本质上是提升自己在市场出清中的优先级，即影响状态标量uA,t，提升了其取值为1的概率。
2)调频
调频的PROFIT是关于AGC服务日补偿费用提升量、预计调频天数的函数，表达式如下：
PROFIT＝f3(AGC服务日补偿费用提升量、预计调频天数)
＝AGC服务日补偿费用提升量×预计调频天数(39)
式中，预计AGC服务日补偿费用提升量是关于调节性能综合指标的初始量及预计提升量、改造前调节深度(调频里程)和预计调节深度(调频里程)提升量、预计调频出清价格的函数。预计出清价格可以取上一年份辅助服务市场有偿调峰的平均报价。预计调节性能综合指标的提升量、预计调节深度(调频里程)、预计调节容量提升量、预计调频天数则根据改造机组的实际情况，并结合采用同类型改造技术路线的其他机组情况进行预估。
对于提供调频服务的市场成员，采用“容量补偿+里程补偿”的方式。其中容量补偿按照定额补偿的方式，里程补偿采用市场化补偿的方式。里程补偿以机组的调频里程作为交易标的，采用日前报价、实时出清的模式；以15分钟为一个计费周期，按边际价格出清。调频市场实行日清月结。所以AGC服务日补偿费用提升量为：
AGC服务日补偿费用提升量＝容量补偿费用提升量(元)+调频里程补偿费用提升量(元)
(40)
2.1)容量补偿费用提升量
AGC机组容量补偿每月按照机组AGC的投运时间和可调节容量的乘积补偿240元/兆瓦(华东网调调度管辖范围)、960元/兆瓦(省市调度管辖范围)。机组AGC可调节容量为机组可投入AGC运行的调节容量上、下限之差。所以容量补偿费用提升量为：
容量补偿费用提升量＝改造后调频容量提升量×平均单日投运时间×补偿单价(41)
2.2)调频里程补偿费用提升量
机组调频里程补偿费用为单位计费周期内调频市场出清价格、调频里程和调频性能综合指标的乘积。所以调频里程补偿费用提升量为：
调频里程补偿费用提升量＝单位计费周期内调频市场出清价格×调频里程×调频性能综合指标预计提升量(42)
其中，出清价格为边际价格，即为实际调用到的最后一台发电机的报价；调频里程指单台机组响应AGC控制指令后结束时的实际出力值与响应指令时的出力值之差的绝对值；调频性能综合指标为市场运营者根据机组AGC性能设置的参数，与发电机组的调节能力有关。
AGC调节性能由调节速率考核指标K1、调节精度考核指标K2、响应时间考核指标K3以及调节性能综合指标K共同衡量，但是计算方法有所不同。调节性能综合指标是机组提供调频服务过程中调节速率、调节精度、响应时间三个因素的综合体现。每次AGC动作时按下式计算AGC性能综合指标：
其中，K1max、K2max、K3max分别表示所有机组调节速率考核指标、调节精度考核指标以及响应时间考核指标的历史最大值。
因此，分析改造后综合调节性能指标的提升就是分析储能接入后K1，K2，K3的变化。
①K1的计算过程
K1的计算过程如式(15)所示：
其中，vS,i为省内AGC机组标准调节速率(MW/分钟)，其计算方式为：省内AGC机组标准调节速率＝燃煤机组标准调节速率×省内燃煤装机占比+循环流化床机组标准调节速率×省内循环流化床机组装机占比+燃气机组标准调节速率×省内燃气装机占比+水电机组标准调节速率×省内水电装机占比+其它类型机组标准调节速率×省内其它类型机组装机占比。不具备AGC能力的发电机组不参与本公式计算。
②K2的计算过程
K2的计算公式为：
③K3的计算过程
K3的计算公式为：
其中，ti,j为机组i第j次AGC机组的响应时间。
省内AGC机组标准响应时间＝燃煤机组标准响应时间×省内燃煤装机占比+循环流化床机组标准响应时间×省内循环流化床装机占比+燃气机组标准响应时间×省内燃气装机占比+水电机组标准响应时间×省内水电装机占比+其它类型机组标准响应时间×省内其它类型机组装机占比。不具备AGC能力的发电机组不参与本公式计算。
3)供热
供热本质上是通过降低机组煤耗量，节省煤炭使用量来赚取收益。供热的PROFIT是关于预计改造后节约标煤量、煤炭标准价格的函数，表达式如下：
PROFIT＝f4(预计改造后节约标煤量、煤炭标准价格)
＝预计改造后节约标煤量×煤炭标准价格(47)
3.1)预计改造后节约标煤量
预计改造后节约标煤量是关于热网水流量、凝汽器进口热网水平均温度、凝汽器出口热网水平均温度、改造前的机组热耗、改造后的机组热耗、预计供热运行小时数的函数，表达式如下：
预计改造后节约标煤量＝f5(热网水流量、凝汽器进口热网水平均温度、凝汽器出口热网水平均温度、改造前机组热耗、预计改造后机组热耗、预计供热运行小时数)，其计算过程如下：
改造后机组高背压供热量为：
Q＝CpmΔT＝Cpm(T进口-T出口) (48)
CP为水的比热容，m为热网水流量(需输入)，ΔT为凝汽器进口和出口热网水平均温度差(℃)(需输入)。
折算为标煤量：
其中，29307.6千焦为1公斤标准煤的低位热值。
折算为供电煤耗：
其中，ed为厂用电率，取10％。
汽轮发电机组供电煤耗为：
按照好处归电法计算改造后实际供电煤耗为：
bgz＝bby-bj (52)
改造前，机组供电煤耗为：
其中，ηgl为锅炉效率，取0.9，ηgd为管道效率，取0.99，ed为厂用电率，取10％，qrh为改造前的机组热耗，qrh″为改造后的机组热耗。
冬季采暖期节约标煤量为：
Bd＝预计改造后机组出力×预计供热运行小时数×(bn-bby+bj) (54)
此节煤量是在考虑所有高背压运行吸收的热量均用于增加供热面积基础上得出，如果改造并未增加供热面积，而是减少本厂其他机组的采暖抽汽量，则与该部分热量所对应的机组由于采暖抽汽所带来的经济效益需要相应扣除。
供热本质上是通过降低煤耗量，节省用煤量来赚取收益。本计算方法适用性强，同样适用于用来降低煤耗量的改造方案。
3.2)煤炭标准价格
煤炭标准价格取上一年煤炭平均价格。
第三步：基于灵活性改造技术的投资计量值与收益函数计算得出项目投资的现金流量表。
投资计量值是关于改造技术方案的函数，表达式如式(26)所示。把每种改造技术方案的投资参考值都输入到switch函数中，然后调用switch函数。
INVESTMENT＝switch(改造技术方案) (55)
收益函数计算见第二步。
根据现金流量表计算灵活性改造技术的内部收益率、净现值与投资回收期。
1)内部收益率
内部收益率是在项目计算期内各年净现金流量(现金流入扣减现金流出)累计值为零的折现率。其数学表达式为：
式中，FIRR─内部收益率，CI─现金流入量，CO─现金流出量，t─第t年的净现金流量，n─计算期(年)，包括建设期和运营期。
2)净现值
财务净现值是指按照行业基准收益率(Ic)，将项目计算期内隔年的净现金流量折现到建设期初的现值之和；
当FNPV≥0时，项目在财务上可行。
3)投资回收期
项目投资回收期是指以项目的净收益回收项目投资所需要的时间，是考察项目财务上投资回收能力的静态评价指标。投资回收期宜从建设期开始算起，其计算式为：
第四步：
对比灵活性改造技术的内部收益率、净现值与投资回收期，来指导发电企业制定灵活性改造方案。在灵活性改造方法技术可行的前提下，尽可能选择内部收益率与净现值高、投资回收期短的技术方案。
本发明与现有技术相比，具有以下优点和效果：本发明方法适用性强，可简单高效准确地计算不同机组和不同灵活性改造技术的经济性，从而为发电企业灵活性改造技术的选择和方案的制定提供参考，为发电企业参与辅助服务市场、进行灵活性改造提供理论支撑，提高企业效益。
附图说明
图1是本发明的方法流程图。
具体实施方式
下面结合附图并通过实施例对本发明作进一步的详细说明，以下实施例是对本发明的解释而本发明并不局限于以下实施例。
实施例
1、本实施例中，以某电厂200MW三缸三排汽凝汽式汽轮机组为例进行灵活性改造投资回报评估。目前该发电公司总装机容量为1400MW，由1台200MW机组(8号机组)及2台600MW(1、9号机组)组成。8号汽轮机是超高压、一次中间再热、单轴、三缸三排汽、凝汽式汽轮机，原机组型号为N200-12.75/535/535。本次改造对象为8号机。基础数据如表2所示。
该电厂灵活性改造共确定三条技术路线，低压转子改光轴(辅助进行凝汽器及热网系统改造)、低负荷稳燃技术以及配备储能调频，分别按照收益模式归类为供热、调峰以及调频。
表2基础数据
2.针对此三种收益模式分别构建其参与辅助服务市场所能够获得的收益函数，根据收益函数计算年收益计量值。
1)供热年收益计量值
供热的PROFIT是关于预计改造后节约标煤量、煤炭标准价格的函数，表达式如下：
PROFIT＝f4(预计改造后节约标煤量、煤炭标准价格)
＝预计改造后节约标煤量×煤炭标准价格 (59)
1.1)改造后节约标煤量
预计改造后节约标煤量是关于热网水流量、凝汽器进口热网水平均温度、凝汽器出口热网水平均温度、改造前的机组热耗、改造后的机组热耗、预计供热运行小时数的函数，表达式如下：
预计改造后节约标煤量＝f5(热网水流量、凝汽器进口热网水平均温度、凝汽器出口热网水平均温度、改造前机组热耗、预计改造后机组热耗、预计供热运行小时数)，其计算过程如下：
改造后机组在140MW负荷稳定工况时，高背压供热量为：
Q＝CpmΔT＝Cpm(T进口-T出口)＝4.1868×2544×103×(67.2-40.2)×10-6＝287.6GJ/h (60)
折算为标煤量：
折算为供电煤耗：
汽轮发电机组供电煤耗为：
按照好处归电法计算改造后实际供电煤耗为：
bgz＝bby-bj＝321.64g/kWh (64)
改造前，机组供电煤耗为：
其中，ηgl为锅炉效率，取0.9，ηgd为管道效率，取0.99，ed为厂用电率，取10％，qrh为机组热耗。
单独计算8号机组自身对比低压转子改造前后年采暖节煤量和经济性，冬季采暖期节约标煤量为(高背压运行小时数：3360小时)：
Bd＝140MW×3360h×(366.5-321.64)g/kWh＝2.11万吨 (66)
此节煤量是在考虑所有高背压运行吸收的热量均用于增加供热面积基础上得出，如果改造并未增加供热面积，而是减少本厂其他机组的采暖抽汽量，则与该部分热量所对应的机组由于采暖抽汽所带来的经济效益需要相应扣除。
1.2)煤炭标准价格
煤炭标准价格取上一年煤炭平均价格，本实施例中按570元/吨计算。
因此，供热的年收益函数为：
PROFIT＝1203.3万元 (67)
2)调峰年收益计量值
深度调峰的PROFIT通过调峰出清模型计算得出。
假设在t时刻深度调峰需求容量为qj,t。假设有X个深度调峰服务提供商参与深度调峰辅助服务市场，第i个深度调峰服务提供商在t时刻可提供的深度调峰容量分别是qi,t，第i个深度调峰服务提供商在t时刻的竞价为fi,t。
定义状态变量ui,t为第i个深度调峰服务提供商在t时刻的交易情况，其中i＝1，…，X。当不同类型深度调峰服务提供商参加或推出市场交易时，变量i取值随之变化。如果交易成功，则ui,t＝1；反之ui,t＝0。辅助服务市场出清过程中，在t时刻的公式表达为：
为了简化计算，假设在t时刻可提供的深度调峰容量qi与在t时刻的竞价为fi是不变的。同时，不考虑分段。
计算的基本时间单位，以1小时为一个周期进行统计，在每个统计周期中计算调峰辅助服务补偿和分摊费用。所以一天的调峰收入则为：
式中，h为改造前一天出清状态总小时数。
改造以后，深度调峰容量从q提升到(q+Δq)，报价从f降低到(f-Δf)，现计算出清提升收益PROFIT。设火电厂改造前的单日出清收益为I0，改造后的单日出清收益为I，改造后提升的年收益为PROFIT。
I0＝qifih (71)
I＝(qi+Δqi)(fi-Δfi)h' (72)
式中，h’为改造后一天出清状态总小时数。
则改造后年提升的收益函数为：
3)调频年收益计量值
20MW储能辅助调频系统接入机组后，在进行机组控制优化的基础上，储能辅助调频系统动作区间的K值可以由原来的平均0.8提升到1.1左右。
调频的PROFIT是关于AGC服务日补偿费用提升量、预计调频天数的函数，表达式如下：
PROFIT＝AGC服务日补偿费用提升量×预计调频天数 (74)
对于提供调频服务的市场成员，采用“容量补偿+里程补偿”的方式。其中容量补偿按照定额补偿的方式，里程补偿采用市场化补偿的方式。里程补偿以机组的调频里程作为交易标的，采用日前报价、实时出清的模式；以15分钟为一个计费周期，按边际价格出清。调频市场实行日清月结。所以AGC服务日补偿费用提升量为：
AGC服务日补偿费用提升量＝容量补偿费用提升量(元)+调频里程补偿费用提升量(元)
(75)
3.1)容量补偿费用提升量
AGC机组容量补偿每月按照机组AGC的投运时间和可调节容量的乘积补偿240元/兆瓦(华东网调调度管辖范围)、960元/兆瓦(省市调度管辖范围)。机组AGC可调节容量为机组可投入AGC运行的调节容量上、下限之差。所以容量补偿费用提升量为：
容量补偿费用提升量＝改造后调频容量提升量×平均单日投运时间×补偿单价(76)
3.2)调频里程补偿费用提升量
机组调频里程补偿费用为单位计费周期内调频市场出清价格、调频里程和调频性能综合指标的乘积。所以调频里程补偿费用提升量为：
调频里程补偿费用提升量＝单位计费周期内调频市场出清价格×调频里程×调频性能综合指标预计提升量(77)
其中，出清价格为边际价格，即为实际调用到的最后一台发电机的报价；调频里程指单台机组响应AGC控制指令后结束时的实际出力值与响应指令时的出力值之差的绝对值；调频性能综合指标为市场运营者根据机组AGC性能设置的参数，与发电机组的调节能力有关。
AGC调节性能由调节速率考核指标K1、调节精度考核指标K2、响应时间考核指标K3以及调节性能综合指标K共同衡量，但是计算方法有所不同。调节性能综合指标是机组提供调频服务过程中调节速率、调节精度、响应时间三个因素的综合体现。每次AGC动作时按下式计算AGC性能综合指标：
其中，K1max、K2max、K3max分别表示所有机组调节速率考核指标、调节精度考核指标、响应时间考核指标历史最大值。
因此，调频的收益函数为：
PROFIT＝1539.6万元 (79)
3.基于灵活性改造技术的投资计量值与收益函数得到灵活性改造技术的内部收益率、净现值与投资回收期；
1)供热
采用MATLAB计算经济性评价指标，结果如表3所示。
表3供热输出数据
| 输出参数 | 数值 |
| 静态投资 | 1200万元 |
| 动态投资 | 1223.5万元 |
| 年收益 | 1203.3万元 |
| 内部收益率 | 75.1％ |
| 净现值 | 8445.9万元 |
| 投资回收期 | 2.3年 |
通过低压转子改造及相关配套系统改造，8号机组采暖期供电煤耗由原来的366.5g/kWh降为现在的321.64g/kWh，全年综合节约标煤2.11万吨，前期动态投资1223.5万元，可带来年直接经济收益1203.3万元。投资回收期为2.3年。
2)调峰
采用MATLAB计算经济性评价指标，结果如表4所示。
表4调峰输出数据
通过富氧燃烧器改造，深度调峰容量由原来的50MW变为90MW，通过深度调峰可实现年增加收益单台炉全年总计产生800万元经济效益，前期动态投资为917.6万元，投资回收期为2.5年。
3)调频
采用MATLAB计算经济性评价指标，结果如表5所示。
表5调频输出数据
| 输出参数 | 数值 |
| 静态投资 | 8000万元 |
| 动态投资 | 8156.8万元 |
| 年收益 | 1539.6万元 |
| 内部收益率 | 14.0％ |
| 净现值 | 4797.2万元 |
| 投资回收期 | 7.5年 |
通过储能调频改造，机组配置20MW/10MWh储能辅助调频系统后综合K值提升量为1.5，每年总调频收益为1539.6万元，但静态投资和动态投资是最高的，投资回收期为7.5年。
4.根据灵活性改造技术的内部收益率、净现值与投资回收期来指导发电企业制定灵活性改造方案。
通过表3-表5的数据分析，我们发现，从投资来看，储能调频所需投资最高，富氧燃烧器技术最低，低压转子改光轴适中；从年增加收益来看，储能调频年增加收益最高，富氧燃烧器技术最低，低压转子改光轴适中。从经济性分析来看，内部收益率：低压转子改光轴>富氧燃烧器>储能调频，净现值：低压转子改光轴>富氧燃烧器>储能调频，投资回收期：低压转子改光轴<富氧燃烧器<储能调频，因此，该电厂选择低压转子改光轴(辅助进行凝汽器及热网系统改造)的改造方式为宜。
本说明书中未作详细描述的内容均属于本领域专业技术人员公知的现有技术。
虽然本发明已以实施例公开如上，但其并非用以限定本发明的保护范围，任何熟悉该项技术的技术人员，在不脱离本发明的构思和范围内所作的更动与润饰，均应属于本发明的保护范围。
Claims (1)
1.一种辅助服务市场环境下发电机组灵活性改造经济性计算方法，其特征是，步骤如下：
第一步：将灵活性改造技术按照收益模式进行归类，包括以下三种：1)通过灵活性改造以后参与深度调峰，赚取辅助服务市场调峰补偿；2)通过灵活性改造以后参与调频，赚取辅助服务市场调频补偿；3)通过改造后进行供热赚取供热费用，相当于是减少机组的供电煤耗，从而节省煤量而产生相关收益；
第二步：针对上述三种收益模式分别构建其参与辅助服务市场所能够获得的收益函数；
首先根据一个switch函数，根据具体的灵活性改造技术路线来选择收益模式是深度调峰、调频还是供热，然后再来确定收益函数，表达式如下：
PROFIT＝switch(f2，f3，f4) (1)
本模型满足叠加定理；如果某厂进行了综合改造，改造后的机组能参与调峰、调频和供热，那么收益函数是f2+f3+f4；这里假设数据已经考虑了相同时刻里机组只能参与一种辅助服务；
各种收益模式的收益函数如下；
1)深度调峰
深度调峰的PROFIT通过调峰出清模型计算得出；
假设在t时刻深度调峰需求容量为qj,t；假设有X个深度调峰服务提供商参与深度调峰辅助服务市场，第i个深度调峰服务提供商在t时刻提供的深度调峰容量分别是qi,t，第i个深度调峰服务提供商在t时刻的竞价为fi,t；
定义状态变量ui,t为第i个深度调峰服务提供商在t时刻的交易情况，其中i＝1，…，X；当不同类型深度调峰服务提供商参加或推出市场交易时，变量i取值随之变化；如果交易成功，则ui,t＝1；反之ui,t＝0；辅助服务市场出清过程中，在t时刻的公式表达为：
深度调峰服务提供商分段申报调峰容量与报价，如果把分段情况考虑进去，则其调峰容量为各段调峰容量的累加，所获收益为各段的累加：
式中，ci,t为机组i在t时刻所获得的调峰收益，qi,t,l为机组i在t时刻第l段的调峰容量，fi,t,l为机组i在t时刻第l段的出清价格；
计算的基本时间单位，以15分钟为一个周期进行统计，在每个统计周期中计算调峰辅助服务补偿和分摊费用；一天的调峰收入则为96个点的累积：
某深度服务提供商进行灵活性改造，深度调峰容量从qA,t,l提升到(qA,t,l+ΔqA,t,l)，报价从fA,t,l降低到(fA,t,l—ΔfA,t,l)，计算改造前后火电厂A的出清提升的收益函数PROFIT；设火电厂A改造前的单日出清收益为I0，改造后的单日出清收益为I，改造后提升的年收益函数为PROFIT；
式中，uA0,t,l/uA,t,l分别表示改造前和改造后火电厂A在t时刻第l段的状态变量；f0,t,l/ft,l分别表示改造前和改造后辅助服务调峰市场在t时刻第l段的市场出清价格，调峰辅助服务市场采用统一边际价格出清机制，出清价格为最后中标的提供方机组所在段的申报价格；
则改造后年提升的收益函数为：
调峰的PROFIT是关于改造前/后状态变量，改造前调峰容量和改造后调峰容量提升量以及改造前/后辅助服务调峰市场出清价格的函数；
通过PROFIT函数的表达式，得知火电厂进行灵活性改造以后，有以下影响：
a)增加深度调峰容量，即把深度调峰容量从qA,t,l提升到qA,t,l+ΔqA,t,l；
b)减少报价，即把报价从fA,t,l降低到fA,t,l—ΔfA,t,l；
2)调频
调频的PROFIT是关于AGC服务日补偿费用提升量、预计调频天数的函数，表达式如下：
PROFIT＝f3(AGC服务日补偿费用提升量、预计调频天数)
＝AGC服务日补偿费用提升量×预计调频天数(10)
式中，预计AGC服务日补偿费用提升量是关于调节性能综合指标的初始量及预计提升量、改造前调节深度和预计调节深度提升量、预计调频出清价格的函数；
对于提供调频服务的市场成员，采用“容量补偿+里程补偿”的方式；其中容量补偿按照定额补偿的方式，里程补偿采用市场化补偿的方式；里程补偿以机组的调频里程作为交易标的，采用日前报价、实时出清的模式；以15分钟为一个计费周期，按边际价格出清；调频市场实行日清月结；AGC服务日补偿费用提升量为：
AGC服务日补偿费用提升量＝容量补偿费用提升量+调频里程补偿费用提升量(11)
2.1)容量补偿费用提升量
机组AGC可调节容量为机组可投入AGC运行的调节容量上、下限之差，容量补偿费用提升量为：
容量补偿费用提升量＝改造后调频容量提升量×平均单日投运时间×补偿单价(12)
2.2)调频里程补偿费用提升量
机组调频里程补偿费用为单位计费周期内调频市场出清价格、调频里程和调频性能综合指标的乘积；调频里程补偿费用提升量为：
调频里程补偿费用提升量＝单位计费周期内调频市场出清价格×调频里程×调频性能综合指标预计提升量(13)
其中，出清价格为边际价格，即为实际调用到的最后一台发电机的报价；调频里程指单台机组响应AGC控制指令后结束时的实际出力值与响应指令时的出力值之差的绝对值；调频性能综合指标为市场运营者根据机组AGC性能设置的参数，与发电机组的调节能力有关；
AGC调节性能由调节速率考核指标K1、调节精度考核指标K2、响应时间考核指标K3以及调节性能综合指标K共同衡量，但是计算方法有所不同；调节性能综合指标是机组提供调频服务过程中调节速率、调节精度、响应时间三个因素的综合体现；每次AGC动作时按下式计算AGC性能综合指标：
其中，K1max、K2max、K3max分别表示所有机组调节速率考核指标、调节精度考核指标以及响应时间考核指标的历史最大值；
因此，分析改造后综合调节性能指标的提升就是分析储能接入后K1，K2，K3的变化；
①K1的计算过程
K1的计算过程如式(15)所示：
其中，vS,i为省内AGC机组标准调节速率，其计算方式为：省内AGC机组标准调节速率＝燃煤机组标准调节速率×省内燃煤装机占比+循环流化床机组标准调节速率×省内循环流化床机组装机占比+燃气机组标准调节速率×省内燃气装机占比+水电机组标准调节速率×省内水电装机占比+其它类型机组标准调节速率×省内其它类型机组装机占比；不具备AGC能力的发电机组不参与本公式计算；
②K2的计算过程
K2的计算公式为：
③K3的计算过程
K3的计算公式为：
其中，ti,j为机组i第j次AGC机组的响应时间；
省内AGC机组标准响应时间＝燃煤机组标准响应时间×省内燃煤装机占比+循环流化床机组标准响应时间×省内循环流化床装机占比+燃气机组标准响应时间×省内燃气装机占比+水电机组标准响应时间×省内水电装机占比+其它类型机组标准响应时间×省内其它类型机组装机占比；不具备AGC能力的发电机组不参与本公式计算；
3)供热
供热本质上是通过降低机组煤耗量，节省煤炭使用量来赚取收益；供热的PROFIT是关于预计改造后节约标煤量、煤炭标准价格的函数，表达式如下：
PROFIT＝f4(预计改造后节约标煤量、煤炭标准价格)
＝预计改造后节约标煤量×煤炭标准价格(18)
3.1)预计改造后节约标煤量
预计改造后节约标煤量是关于热网水流量、凝汽器进口热网水平均温度、凝汽器出口热网水平均温度、改造前的机组热耗、改造后的机组热耗、预计供热运行小时数的函数，表达式如下：
预计改造后节约标煤量＝f5(热网水流量、凝汽器进口热网水平均温度、凝汽器出口热网水平均温度、改造前机组热耗、预计改造后机组热耗、预计供热运行小时数)，其计算过程如下：
改造后机组高背压供热量为：
Q＝CpmΔT＝Cpm(T进口-T出口) (19)
CP为水的比热容，m为热网水流量，ΔT为凝汽器进口和出口热网水平均温度差；
折算为标煤量：
其中，29307.6千焦为1公斤标准煤的低位热值；
折算为供电煤耗：
其中，ed为厂用电率，取10％；
汽轮发电机组供电煤耗为：
按照好处归电法计算改造后实际供电煤耗为：
bgz＝bby-bj (23)
改造前，机组供电煤耗为：
其中，ηgl为锅炉效率，取0.9，ηgd为管道效率，取0.99，ed为厂用电率，取10％，qrh为改造前的机组热耗，qrh″为改造后的机组热耗；
冬季采暖期节约标煤量为：
Bd＝预计改造后机组出力×预计供热运行小时数×(bn-bby+bj) (25)
此节煤量是在考虑所有高背压运行吸收的热量均用于增加供热面积基础上得出，如果改造并未增加供热面积，而是减少本厂其他机组的采暖抽汽量，则与该部分热量所对应的机组由于采暖抽汽所带来的经济效益需要相应扣除；
3.2)煤炭标准价格
煤炭标准价格取上一年煤炭平均价格；
第三步：基于灵活性改造技术的投资计量值与收益函数计算得出项目投资的现金流量表；
投资计量值是关于改造技术方案的函数，表达式如式(55)所示；把每种改造技术方案的投资参考值都输入到switch函数中，然后调用switch函数；
INVESTMENT＝switch (26)
收益函数计算见第二步；
根据现金流量表计算灵活性改造技术的内部收益率、净现值与投资回收期；
1)内部收益率
内部收益率是在项目计算期内各年净现金流量累计值为零的折现率，其数学表达式为：
式中，FIRR─内部收益率，CI─现金流入量，CO─现金流出量，t─第t年的净现金流量，n─计算期，包括建设期和运营期；
2)净现值
财务净现值是指按照行业基准收益率，将项目计算期内隔年的净现金流量折现到建设期初的现值之和；
当FNPV≥0时，项目在财务上可行；
3)投资回收期
项目投资回收期是指以项目的净收益回收项目投资所需要的时间，是考察项目财务上投资回收能力的静态评价指标；投资回收期的计算式为：
第四步：
对比灵活性改造技术的内部收益率、净现值与投资回收期，来指导发电企业制定灵活性改造方案；在灵活性改造方法技术可行的前提下，选择内部收益率与净现值高、投资回收期短的技术方案。
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