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(jī)性、間歇性和變化快等特點(diǎn)，加劇了電網(wǎng)的調(diào)峰難度[ 1-2]。與此同時(shí)，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(shì)也由相對(duì)平衡轉(zhuǎn)為絕對(duì)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(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行已成為常態(tài)[6-7]。上述因素對(duì)燃煤機(jī)組的深度調(diào)峰能力提出了更高要求，燃煤機(jī)組參與深度調(diào)峰已迫在眉睫。
目前燃煤機(jī)組深度調(diào)峰試驗(yàn)和研究的關(guān)注重點(diǎn)在于如何安全可靠地把機(jī)組出力降至目標(biāo)值，對(duì)于機(jī)組實(shí)際運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性變化程度的試驗(yàn)研究相對(duì)較少，這使得發(fā)電企業(yè)評(píng)估機(jī)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(jià)補(bǔ)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(jìn)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(yùn)行峰谷差值大、法定假日系統(tǒng)負(fù)荷低等特點(diǎn)，全省開展了大型燃煤機(jī)組深度調(diào)峰至40%額定負(fù)荷的摸底和能力驗(yàn)證試驗(yàn)工作。至2018年底，完成了除2 臺(tái)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組以外的省內(nèi)所有61 臺(tái)300 MW 及以上容量燃煤機(jī)組的深度調(diào)峰能力驗(yàn)證試驗(yàn)。試驗(yàn)期間對(duì)每臺(tái)機(jī)組進(jìn)行了低負(fù)荷工況的能耗測(cè)試，以期獲得相對(duì)準(zhǔn)確的機(jī)組深度調(diào)峰能耗狀況和能耗變化趨勢(shì)。
1 能耗試驗(yàn)概況
參與本次深度調(diào)峰能耗試驗(yàn)的61臺(tái)燃煤機(jī)組包括：16 臺(tái)超超臨界1 000 MW 機(jī)組、6 臺(tái)超超臨界660 MW機(jī)組、10臺(tái)600 MW級(jí)超臨界機(jī)組、1 臺(tái)超臨界350 MW 機(jī)組、13 臺(tái)亞臨界600MW 級(jí)機(jī)組和15 臺(tái)亞臨界300 MW 級(jí)機(jī)組，涉及15個(gè)發(fā)電廠。
試驗(yàn)參照國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 8117.2-2008《汽輪機(jī)熱力性能驗(yàn)收試驗(yàn)規(guī)程》和GB/T 10184-2015《電站鍋爐性能試驗(yàn)規(guī)程》要求進(jìn)行，選取40%和50%額定負(fù)荷工況進(jìn)行能耗測(cè)試和比較、分析，通過試驗(yàn)測(cè)得汽機(jī)熱耗、鍋爐效率和廠用電率，并由此計(jì)算出機(jī)組供電煤耗。試驗(yàn)時(shí)，原則上杜絕與其他機(jī)組的汽水聯(lián)系，對(duì)機(jī)組汽水系統(tǒng)嚴(yán)密性進(jìn)行監(jiān)測(cè)，采取必要的閥門隔離，并通過對(duì)運(yùn)行參數(shù)的仔細(xì)識(shí)別確定可靠的基準(zhǔn)流量和符合要求的試驗(yàn)參數(shù)，由此確保了40%與50%額定負(fù)荷工況之間能耗相對(duì)差異的準(zhǔn)確性。為使試驗(yàn)結(jié)果盡可能反映機(jī)組日常運(yùn)行真實(shí)能耗狀況，試驗(yàn)時(shí)汽機(jī)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(yùn)行參數(shù)按日常方式控制，試驗(yàn)結(jié)果計(jì)算時(shí)不進(jìn)行修正。鍋爐效率試驗(yàn)時(shí)，同樣保持日常的運(yùn)行參數(shù)控制方式和輔機(jī)運(yùn)行方式，針對(duì)40%額定負(fù)荷工況可能存在的2 種磨煤機(jī)運(yùn)行方式分別進(jìn)行試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果取2次試驗(yàn)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(duì)40%額定負(fù)荷進(jìn)行偏差修正，由此確保2種負(fù)荷工況間鍋爐效率相對(duì)差異的準(zhǔn)確性。
2 能耗試驗(yàn)結(jié)果及分析
根據(jù)相關(guān)試驗(yàn)規(guī)程，對(duì)浙江省內(nèi)15 個(gè)發(fā)電廠共61 臺(tái)燃煤機(jī)組在50%和40%額定負(fù)荷工況的能耗狀況進(jìn)行測(cè)試，得到每臺(tái)機(jī)組2 種低負(fù)荷工況的汽機(jī)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(duì)差異。為便于比較和分析，按參數(shù)、容量等級(jí)分類整理各項(xiàng)指標(biāo)，先對(duì)每個(gè)發(fā)電廠同類機(jī)組各項(xiàng)能耗指標(biāo)分別取平均值，在此基礎(chǔ)上對(duì)每一類機(jī)組取各廠試驗(yàn)結(jié)果平均值，以此得到每種類型機(jī)組試驗(yàn)結(jié)果統(tǒng)計(jì)值。由于其中3 臺(tái)亞臨界300 MW級(jí)機(jī)組試驗(yàn)期間出現(xiàn)汽動(dòng)給水泵檢修和供熱無法隔離等異常情況，它們的試驗(yàn)結(jié)果未納入統(tǒng)計(jì)范圍。除超臨界350 MW機(jī)組僅1臺(tái)，其試驗(yàn)結(jié)果可能存在一定的偶然性，其他類型試驗(yàn)機(jī)組數(shù)量均不少于6 臺(tái)，其中超超臨界1 000 MW、超臨界600MW 級(jí)、亞臨界600 MW 級(jí)和亞臨界300 MW 級(jí)等4類機(jī)組均不少于10臺(tái)。因此，統(tǒng)計(jì)結(jié)果應(yīng)能較客觀地反映各類機(jī)組深度調(diào)峰時(shí)能耗變化的總體情況。
2.1 汽機(jī)熱耗試驗(yàn)結(jié)果
表1 為參考本次深度調(diào)峰試驗(yàn)的58 臺(tái)機(jī)組汽機(jī)熱耗試驗(yàn)結(jié)果。受條件所限，汽機(jī)熱耗試驗(yàn)未能參照更高的標(biāo)準(zhǔn)[ 8 ]進(jìn)行，基準(zhǔn)流量準(zhǔn)確性不高，易導(dǎo)致不同機(jī)組試驗(yàn)結(jié)果的絕對(duì)值偏差較大，而本次試驗(yàn)主要目的是確定機(jī)組各項(xiàng)性能指標(biāo)的相對(duì)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(duì)差值。
由表1可知，按參數(shù)、容量等級(jí)區(qū)分的6類機(jī)組在40%額定負(fù)荷工況下汽機(jī)熱耗比50%額定負(fù)荷工況高187-347 kJ/kWh，相對(duì)偏高2.2%-4.0%。從不同機(jī)組類型來看，當(dāng)負(fù)荷率由50%降至40%時(shí)，超臨界350 MW機(jī)組汽機(jī)熱耗相對(duì)上升量最小，僅2.2%；參數(shù)、容量等級(jí)最高的3類機(jī)組次之，在2.8%左右；亞臨界600 MW級(jí)機(jī)組為3.3%；參數(shù)、容量等級(jí)最低的亞臨界300 MW級(jí)機(jī)組相對(duì)增量最大，達(dá)到了4.0%，比等級(jí)最高的3類機(jī)組增量大40%左右。
由此可見，當(dāng)機(jī)組調(diào)峰負(fù)荷率下限從50%下調(diào)到40%時(shí)，汽機(jī)熱耗將上升2.2%-4.0%，對(duì)供電煤耗影響可達(dá)8-14 g/kWh。如排除超臨界350MW 機(jī)組的個(gè)例，總體而言，參數(shù)、容量等級(jí)較低的機(jī)組汽機(jī)熱耗增幅較大。
2.2 鍋爐效率試驗(yàn)結(jié)果
參與本次深度調(diào)峰試驗(yàn)的58 臺(tái)機(jī)組鍋爐效率試驗(yàn)結(jié)果見表2。由于各廠機(jī)組鍋爐效率試驗(yàn)的基礎(chǔ)條件不同，試驗(yàn)結(jié)果的絕對(duì)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(jī)組40%額定負(fù)荷工況的鍋爐效率統(tǒng)計(jì)值比50%額定負(fù)荷工況低0.5%-1.1%，對(duì)供電煤耗影響可達(dá)2-4 g/kWh。除1 臺(tái)超臨界350 MW 機(jī)組外，其余5 類機(jī)組中，參數(shù)、容量等級(jí)最低的亞臨界300 MW級(jí)機(jī)組在負(fù)荷率由50%下降10%時(shí)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(shí)，鍋爐效率呈現(xiàn)出明顯下降的趨勢(shì)，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(duì)機(jī)組整體運(yùn)行經(jīng)濟(jì)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(shí)列出了各類機(jī)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(jī)組負(fù)荷率由50%降至40%時(shí)，各類機(jī)組廠用電率上升量在0.8%-1.5%，對(duì)應(yīng)供電煤耗的增量約2.5-5 g/kWh。除超臨界350 MW這一機(jī)型外，在機(jī)組負(fù)荷率由50%降至40%時(shí)，各類機(jī)組廠用電率絕對(duì)值增量對(duì)比如下：超超臨界1 000 MW 機(jī)組最小，為0.83%；3 種不同參數(shù)等級(jí)的600 MW 級(jí)機(jī)組差異不大，均接近1%；參數(shù)、容量等級(jí)最低的亞臨界300 MW 級(jí)機(jī)組為1.5%，在各類機(jī)組中廠用電率增量最大，比等級(jí)最高的超超臨界1 000 MW機(jī)組大80%以上。
由此可見，當(dāng)機(jī)組調(diào)峰負(fù)荷率下限從50%下調(diào)到40%時(shí)，總體呈現(xiàn)出機(jī)組參數(shù)、容量等級(jí)越低廠用電率增量越大的趨勢(shì)，廠用電率的上升也將明顯影響機(jī)組整體運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。
2.4 供電煤耗影響情況
在各廠機(jī)組2種低負(fù)荷工況汽機(jī)熱耗、鍋爐效率和廠用電率試驗(yàn)結(jié)果的基礎(chǔ)上，考慮99%的管道效率后，可計(jì)算得到反映每臺(tái)機(jī)組各工況整體能耗水平的供電煤耗，進(jìn)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(jì)結(jié)果見表3。
由表3 可知，當(dāng)負(fù)荷率由50%降至40%時(shí)，各類機(jī)組供電煤耗上升13.7-22.1 g/kWh，相對(duì)增量在4.5%-6.4%。隨著機(jī)組參數(shù)、容量等級(jí)的下降，供電煤耗的絕對(duì)增量和相對(duì)增量均呈現(xiàn)出逐步增大的趨勢(shì)。負(fù)荷率由50%降至40%時(shí)，參數(shù)、容量等級(jí)最低的亞臨界300 MW級(jí)機(jī)組供電煤耗上升22.1 g/kWh，相對(duì)增量為6.4%，比等級(jí)最高的超超臨界1 000 MW機(jī)組13.7 g/kWh的絕對(duì)增量和4.5%的相對(duì)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(shí)，低參數(shù)、低容量機(jī)組的能耗增量大于高參數(shù)、高容量機(jī)組，經(jīng)濟(jì)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(jī)組更大的深度調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性補(bǔ)償。
3 深度調(diào)峰電價(jià)補(bǔ)償?shù)奶接?/strong>
實(shí)施深度調(diào)峰后，機(jī)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(jì)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(chǎng)燃煤發(fā)熱量；D為燃煤市場(chǎng)價(jià)。
根據(jù)表3數(shù)據(jù)，當(dāng)負(fù)荷率由50%降至40%時(shí)，各類機(jī)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(dòng)力煤發(fā)熱量和市場(chǎng)價(jià)，22 990 kJ/kg 發(fā)熱量的煤價(jià)按570 元/t 計(jì)，根據(jù)式（1）可計(jì)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(shí)，每度電的燃料成本約增加0.013 元。實(shí)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(yàn)工況更大的能耗增量。此外，因機(jī)組負(fù)荷率降低，單位發(fā)電量的設(shè)備檢修、維護(hù)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(duì)超低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)供電綜合成本的增加進(jìn)行合理的電價(jià)補(bǔ)償[ 13-14 ]。補(bǔ)償可按2種方式考慮：
（1）可對(duì)負(fù)荷率低于50%時(shí)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(jià)，根據(jù)上述方法計(jì)算，對(duì)應(yīng)于40%額定負(fù)荷工況，平均補(bǔ)償電價(jià)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(bǔ)償，原則上至少應(yīng)彌補(bǔ)超低負(fù)荷運(yùn)行導(dǎo)致的燃料成本增量，對(duì)于40%額定負(fù)荷工況，損失電量為10%額定負(fù)荷對(duì)應(yīng)值，因此，可考慮補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為每少發(fā)1 kWh 電量補(bǔ)償不低于0.013*4=0.052 元。具體實(shí)施時(shí)可根據(jù)實(shí)際運(yùn)行負(fù)荷率進(jìn)行分段加權(quán)計(jì)算。
4 結(jié)論
通過對(duì)浙江省300 MW及以上容量燃煤機(jī)組深度調(diào)峰至40%額定負(fù)荷的能耗試驗(yàn)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(jī)組深度調(diào)峰至40%額定負(fù)荷時(shí)，汽機(jī)熱耗、鍋爐效率和廠用電率的變化將導(dǎo)致機(jī)組供電煤耗增加14-22 g/kWh，相對(duì)增量為4.5%-6.4%，其中汽機(jī)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(duì)供電煤耗的影響略大些。按當(dāng)前煤價(jià)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(shí)，低參數(shù)、低容量機(jī)組的能耗增量大于高參數(shù)、高容量機(jī)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(jī)組更大的經(jīng)濟(jì)性補(bǔ)償，除燃料成本上升這一直接影響因素外，還需考慮動(dòng)態(tài)調(diào)節(jié)的能耗增量和設(shè)備檢修、維護(hù)、管理成本的上升等綜合因素。
（3）制定深度調(diào)峰電價(jià)補(bǔ)償政策時(shí)，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(jià)；另一種是根據(jù)少發(fā)電量給予補(bǔ)償，原則上至少應(yīng)彌補(bǔ)燃料成本增量，可根據(jù)實(shí)際運(yùn)行負(fù)荷率進(jìn)行分段加權(quán)計(jì)算。
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作者簡(jiǎn)介：包勁松（1971），男，高級(jí)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
