0 引言
近幾年浙江省新能源發(fā)展迅速，但以風(fēng)能和太陽能為代表的新能源具有隨機性、間歇性和變化快等特點，加劇了電網(wǎng)的調(diào)峰難度[ 1-2]。與此同時，特高壓輸電的發(fā)展改變了輸入地區(qū)的供用電局面，使電網(wǎng)潮流分布發(fā)生了較大改變[ 3-5 ]，電力供需形勢也由相對平衡轉(zhuǎn)為絕對盈余。浙江電網(wǎng)作為特高壓受端電網(wǎng)，省內(nèi)大型燃煤機組低負(fù)荷運行已成為常態(tài)[6-7]。上述因素對燃煤機組的深度調(diào)峰能力提出了更高要求，燃煤機組參與深度調(diào)峰已迫在眉睫。
目前燃煤機組深度調(diào)峰試驗和研究的關(guān)注重點在于如何安全可靠地把機組出力降至目標(biāo)值，對于機組實際運行經(jīng)濟性變化程度的試驗研究相對較少，這使得發(fā)電企業(yè)評估機組深度調(diào)峰的能耗增量和發(fā)、供電成本上升程度，以及政府制訂深度調(diào)峰電價補償政策缺乏科學(xué)合理的依據(jù)，也一定程度影響了發(fā)電企業(yè)響應(yīng)深度調(diào)峰的積極性。
2017年下半年開始，為進一步提高浙江省電力系統(tǒng)的負(fù)荷調(diào)節(jié)能力，確保負(fù)荷調(diào)節(jié)的靈活性、安全性和可靠性，結(jié)合全省外購電量大、日常運行峰谷差值大、法定假日系統(tǒng)負(fù)荷低等特點，全省開展了大型燃煤機組深度調(diào)峰至40%額定負(fù)荷的摸底和能力驗證試驗工作。至2018年底，完成了除2 臺熱電聯(lián)產(chǎn)機組以外的省內(nèi)所有61 臺300 MW 及以上容量燃煤機組的深度調(diào)峰能力驗證試驗。試驗期間對每臺機組進行了低負(fù)荷工況的能耗測試，以期獲得相對準(zhǔn)確的機組深度調(diào)峰能耗狀況和能耗變化趨勢。
1 能耗試驗概況
參與本次深度調(diào)峰能耗試驗的61臺燃煤機組包括：16 臺超超臨界1 000 MW 機組、6 臺超超臨界660 MW機組、10臺600 MW級超臨界機組、1 臺超臨界350 MW 機組、13 臺亞臨界600MW 級機組和15 臺亞臨界300 MW 級機組，涉及15個發(fā)電廠。
試驗參照國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 8117.2-2008《汽輪機熱力性能驗收試驗規(guī)程》和GB/T 10184-2015《電站鍋爐性能試驗規(guī)程》要求進行，選取40%和50%額定負(fù)荷工況進行能耗測試和比較、分析，通過試驗測得汽機熱耗、鍋爐效率和廠用電率，并由此計算出機組供電煤耗。試驗時，原則上杜絕與其他機組的汽水聯(lián)系，對機組汽水系統(tǒng)嚴(yán)密性進行監(jiān)測，采取必要的閥門隔離，并通過對運行參數(shù)的仔細(xì)識別確定可靠的基準(zhǔn)流量和符合要求的試驗參數(shù)，由此確保了40%與50%額定負(fù)荷工況之間能耗相對差異的準(zhǔn)確性。為使試驗結(jié)果盡可能反映機組日常運行真實能耗狀況，試驗時汽機側(cè)將主汽壓、主汽溫、再熱汽溫和循環(huán)水流量等主要可控運行參數(shù)按日常方式控制，試驗結(jié)果計算時不進行修正。鍋爐效率試驗時，同樣保持日常的運行參數(shù)控制方式和輔機運行方式，針對40%額定負(fù)荷工況可能存在的2 種磨煤機運行方式分別進行試驗，試驗結(jié)果取2次試驗平均值，并以50%額定負(fù)荷工況的煤質(zhì)參數(shù)和環(huán)境溫度為基準(zhǔn)對40%額定負(fù)荷進行偏差修正，由此確保2種負(fù)荷工況間鍋爐效率相對差異的準(zhǔn)確性。
2 能耗試驗結(jié)果及分析
根據(jù)相關(guān)試驗規(guī)程，對浙江省內(nèi)15 個發(fā)電廠共61 臺燃煤機組在50%和40%額定負(fù)荷工況的能耗狀況進行測試，得到每臺機組2 種低負(fù)荷工況的汽機熱耗、鍋爐效率和廠用電率等能耗指標(biāo)，以及2種工況之間這些指標(biāo)的相對差異。為便于比較和分析，按參數(shù)、容量等級分類整理各項指標(biāo)，先對每個發(fā)電廠同類機組各項能耗指標(biāo)分別取平均值，在此基礎(chǔ)上對每一類機組取各廠試驗結(jié)果平均值，以此得到每種類型機組試驗結(jié)果統(tǒng)計值。由于其中3 臺亞臨界300 MW級機組試驗期間出現(xiàn)汽動給水泵檢修和供熱無法隔離等異常情況，它們的試驗結(jié)果未納入統(tǒng)計范圍。除超臨界350 MW機組僅1臺，其試驗結(jié)果可能存在一定的偶然性，其他類型試驗機組數(shù)量均不少于6 臺，其中超超臨界1 000 MW、超臨界600MW 級、亞臨界600 MW 級和亞臨界300 MW 級等4類機組均不少于10臺。因此，統(tǒng)計結(jié)果應(yīng)能較客觀地反映各類機組深度調(diào)峰時能耗變化的總體情況。
2.1 汽機熱耗試驗結(jié)果
表1 為參考本次深度調(diào)峰試驗的58 臺機組汽機熱耗試驗結(jié)果。受條件所限，汽機熱耗試驗未能參照更高的標(biāo)準(zhǔn)[ 8 ]進行，基準(zhǔn)流量準(zhǔn)確性不高，易導(dǎo)致不同機組試驗結(jié)果的絕對值偏差較大，而本次試驗主要目的是確定機組各項性能指標(biāo)的相對差異，因此，表1中僅列出40%與50%額定負(fù)荷工況之間的熱耗差及該熱耗差與50%額定負(fù)荷工況熱耗率的相對差值。
由表1可知，按參數(shù)、容量等級區(qū)分的6類機組在40%額定負(fù)荷工況下汽機熱耗比50%額定負(fù)荷工況高187-347 kJ/kWh，相對偏高2.2%-4.0%。從不同機組類型來看，當(dāng)負(fù)荷率由50%降至40%時，超臨界350 MW機組汽機熱耗相對上升量最小，僅2.2%；參數(shù)、容量等級最高的3類機組次之，在2.8%左右；亞臨界600 MW級機組為3.3%；參數(shù)、容量等級最低的亞臨界300 MW級機組相對增量最大，達到了4.0%，比等級最高的3類機組增量大40%左右。
由此可見，當(dāng)機組調(diào)峰負(fù)荷率下限從50%下調(diào)到40%時，汽機熱耗將上升2.2%-4.0%，對供電煤耗影響可達8-14 g/kWh。如排除超臨界350MW 機組的個例，總體而言，參數(shù)、容量等級較低的機組汽機熱耗增幅較大。
2.2 鍋爐效率試驗結(jié)果
參與本次深度調(diào)峰試驗的58 臺機組鍋爐效率試驗結(jié)果見表2。由于各廠機組鍋爐效率試驗的基礎(chǔ)條件不同，試驗結(jié)果的絕對值準(zhǔn)確性可能不高，因此，表中僅列出40%與50%額定負(fù)荷工況之間的鍋爐效率差值。
表2數(shù)據(jù)顯示，6 種類型機組40%額定負(fù)荷工況的鍋爐效率統(tǒng)計值比50%額定負(fù)荷工況低0.5%-1.1%，對供電煤耗影響可達2-4 g/kWh。除1 臺超臨界350 MW 機組外，其余5 類機組中，參數(shù)、容量等級最低的亞臨界300 MW級機組在負(fù)荷率由50%下降10%時鍋爐效率下降量最大，接近1.1%，比下降量較接近的其余4 類平均值大60%以上。通常情況下，在100%-50%額定負(fù)荷的基本調(diào)峰范圍內(nèi)，鍋爐效率變化在0.5%-1%[ 9 ]。
由此可見，當(dāng)調(diào)峰負(fù)荷率下限從50%下調(diào)到40%時，鍋爐效率呈現(xiàn)出明顯下降的趨勢，下降幅度與基本調(diào)峰范圍內(nèi)爐效變化的最大幅度相當(dāng)，對機組整體運行經(jīng)濟性將產(chǎn)生明顯不利影響。
2.3 廠用電率變化情況
表2同時列出了各類機組廠用電率因負(fù)荷率下降產(chǎn)生的差異。由表2可知，當(dāng)機組負(fù)荷率由50%降至40%時，各類機組廠用電率上升量在0.8%-1.5%，對應(yīng)供電煤耗的增量約2.5-5 g/kWh。除超臨界350 MW這一機型外，在機組負(fù)荷率由50%降至40%時，各類機組廠用電率絕對值增量對比如下：超超臨界1 000 MW 機組最小，為0.83%；3 種不同參數(shù)等級的600 MW 級機組差異不大，均接近1%；參數(shù)、容量等級最低的亞臨界300 MW 級機組為1.5%，在各類機組中廠用電率增量最大，比等級最高的超超臨界1 000 MW機組大80%以上。
由此可見，當(dāng)機組調(diào)峰負(fù)荷率下限從50%下調(diào)到40%時，總體呈現(xiàn)出機組參數(shù)、容量等級越低廠用電率增量越大的趨勢，廠用電率的上升也將明顯影響機組整體運行經(jīng)濟性。
2.4 供電煤耗影響情況
在各廠機組2種低負(fù)荷工況汽機熱耗、鍋爐效率和廠用電率試驗結(jié)果的基礎(chǔ)上，考慮99%的管道效率后，可計算得到反映每臺機組各工況整體能耗水平的供電煤耗，進而得出40%額定負(fù)荷工況與50%額定負(fù)荷工況的煤耗差，分類統(tǒng)計結(jié)果見表3。
由表3 可知，當(dāng)負(fù)荷率由50%降至40%時，各類機組供電煤耗上升13.7-22.1 g/kWh，相對增量在4.5%-6.4%。隨著機組參數(shù)、容量等級的下降，供電煤耗的絕對增量和相對增量均呈現(xiàn)出逐步增大的趨勢。負(fù)荷率由50%降至40%時，參數(shù)、容量等級最低的亞臨界300 MW級機組供電煤耗上升22.1 g/kWh，相對增量為6.4%，比等級最高的超超臨界1 000 MW機組13.7 g/kWh的絕對增量和4.5%的相對增量分別大60%以上和40%以上。
由此表明，深度調(diào)峰情況下，負(fù)荷率下限降低時，低參數(shù)、低容量機組的能耗增量大于高參數(shù)、高容量機組，經(jīng)濟性損失也更大。因此，為提高發(fā)電企業(yè)參與深度調(diào)峰的積極性，應(yīng)考慮給予低參數(shù)、低容量機組更大的深度調(diào)峰經(jīng)濟性補償。
3 深度調(diào)峰電價補償?shù)奶接?/strong>
實施深度調(diào)峰后，機組調(diào)峰負(fù)荷率下限的下調(diào)將引起供電煤耗的明顯上升，由此導(dǎo)致供電成本相應(yīng)上升。供電成本增量可由式（1）計算得到：
式中：ΔP為供電成本增量；ΔB為供電煤耗增量；Q為市場燃煤發(fā)熱量；D為燃煤市場價。
根據(jù)表3數(shù)據(jù)，當(dāng)負(fù)荷率由50%降至40%時，各類機組供電煤耗將增加13.7-22.1 g/kWh，參考2019 年1 月底秦皇島港動力煤發(fā)熱量和市場價，22 990 kJ/kg 發(fā)熱量的煤價按570 元/t 計，根據(jù)式（1）可計算得到供電煤耗增加所引起的供電成本增量為10-16元/MWh，平均值為13元/MWh左右，即當(dāng)調(diào)峰負(fù)荷率下限由50%降至40%時，每度電的燃料成本約增加0.013 元。實際情況下，低負(fù)荷工況的調(diào)節(jié)和穩(wěn)定難度更大[ 10 ]，由此將帶來比試驗工況更大的能耗增量。此外，因機組負(fù)荷率降低，單位發(fā)電量的設(shè)備檢修、維護和管理等成本也將相應(yīng)上升[ 11-12]。因此，為提高發(fā)電企業(yè)參與深度調(diào)峰的積極性，應(yīng)考慮針對超低負(fù)荷運行時供電綜合成本的增加進行合理的電價補償[ 13-14 ]。補償可按2種方式考慮：
（1）可對負(fù)荷率低于50%時的超低負(fù)荷電量直接增加至少不低于燃料成本增量的單位電價，根據(jù)上述方法計算，對應(yīng)于40%額定負(fù)荷工況，平均補償電價應(yīng)不低于0.013元/kWh。
（2）可根據(jù)負(fù)荷率低于50%導(dǎo)致的少發(fā)電量給予補償，原則上至少應(yīng)彌補超低負(fù)荷運行導(dǎo)致的燃料成本增量，對于40%額定負(fù)荷工況，損失電量為10%額定負(fù)荷對應(yīng)值，因此，可考慮補償標(biāo)準(zhǔn)為每少發(fā)1 kWh 電量補償不低于0.013*4=0.052 元。具體實施時可根據(jù)實際運行負(fù)荷率進行分段加權(quán)計算。
4 結(jié)論
通過對浙江省300 MW及以上容量燃煤機組深度調(diào)峰至40%額定負(fù)荷的能耗試驗與分析，可得出如下結(jié)論與建議：
（1）與作為基本調(diào)峰負(fù)荷下限的50%額定負(fù)荷工況相比，不同參數(shù)、容量機組深度調(diào)峰至40%額定負(fù)荷時，汽機熱耗、鍋爐效率和廠用電率的變化將導(dǎo)致機組供電煤耗增加14-22 g/kWh，相對增量為4.5%-6.4%，其中汽機熱耗上升的影響最大，占60%以上，廠用電率上升比鍋爐效率下降對供電煤耗的影響略大些。按當(dāng)前煤價平均每度電的燃料成本將增加0.013元以上。
（2）深度調(diào)峰情況下，負(fù)荷率下限降低時，低參數(shù)、低容量機組的能耗增量大于高參數(shù)、高容量機組，為提高發(fā)電企業(yè)參與深度調(diào)峰的積極性，應(yīng)考慮給予低參數(shù)、低容量機組更大的經(jīng)濟性補償，除燃料成本上升這一直接影響因素外，還需考慮動態(tài)調(diào)節(jié)的能耗增量和設(shè)備檢修、維護、管理成本的上升等綜合因素。
（3）制定深度調(diào)峰電價補償政策時，建議可考慮兩種方式：一種是直接增加至少不低于燃料成本增量的單位電價；另一種是根據(jù)少發(fā)電量給予補償，原則上至少應(yīng)彌補燃料成本增量，可根據(jù)實際運行負(fù)荷率進行分段加權(quán)計算。
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作者簡介：包勁松（1971），男，高級工程師，從事發(fā)電設(shè)備能耗診斷及節(jié)能減排相關(guān)技術(shù)研究。
注：本文將發(fā)表于《浙江電力》2019年第5期
