浙江省燃煤機組深度調峰能耗試驗與分析

包勁松， 顧正皓， 秦 攀， 李 俊， 李 龍， 高 寬， 陳 宇

（1. 國網浙江省電力有限公司電力科學研究院， 杭州 310014；2. 杭州意能電力技術有限公司， 杭州 310012）

0 引言

近幾年浙江省新能源發展迅速， 但以風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， 加劇了電網的調峰難度[1-2]。 與此同時， 特高壓輸電的發展改變了輸入地區的供用電局面， 使電網潮流分布發生了較大改變[3-5]， 電力供需形勢也由相對平衡轉為絕對盈余。 浙江電網作為特高壓受端電網， 省內大型燃煤機組低負荷運行已成為常態[6-7]。 上述因素對燃煤機組的深度調峰能力提出了更高要求， 燃煤機組參與深度調峰已迫在眉睫。

目前燃煤機組深度調峰試驗和研究的關注重點在于如何安全可靠地把機組出力降至目標值，對于機組實際運行經濟性變化程度的試驗研究相對較少， 這使得發電企業評估機組深度調峰的能耗增量和發、 供電成本上升程度， 以及政府制訂深度調峰電價補償政策缺乏科學合理的依據， 也一定程度影響了發電企業響應深度調峰的積極性。

2017 年下半年開始， 為進一步提高浙江省電力系統的負荷調節能力， 確保負荷調節的靈活性、安全性和可靠性， 結合全省外購電量大、 日常運行峰谷差值大、 法定假日系統負荷低等特點， 全省開展了大型燃煤機組深度調峰至40%額定負荷的摸底和能力驗證試驗工作。 至2018 年底， 完成了除2 臺熱電聯產機組以外的省內所有61 臺300 MW 及以上容量燃煤機組的深度調峰能力驗證試驗。 試驗期間對每臺機組進行了低負荷工況的能耗測試， 以期獲得相對準確的機組深度調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600 MW 級機 組和15 臺 亞臨界300 MW 級機組， 涉及15 個發電廠。

試驗參照國家標準GB/T 8117.2-2008《汽輪機熱力性能驗收試驗規程》和GB/T 10184-2015《電站鍋爐性能試驗規程》要求進行， 選取40%和50%額定負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系， 對機組汽水系統嚴密性進行監測， 采取必要的閥門隔離， 并通過對運行參數的仔細識別確定可靠的基準流量和符合要求的試驗參數， 由此確保了40%與50%額定負荷工況之間能耗相對差異的準確性。 為使試驗結果盡可能反映機組日常運行真實能耗狀況， 試驗時汽機側將主汽壓、 主汽溫、 再熱汽溫和循環水流量等主要可控運行參數按日常方式控制， 試驗結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控制方式和輔機運行方式， 針對40%額定負荷工況可能存在的2 種磨煤機運行方式分別進行試驗， 試驗結果取2 次試驗平均值， 并以50%額定負荷工況的煤質參數和環境溫度為基準對40%額定負荷進行偏差修正， 由此確保2 種負荷工況間鍋爐效率相對差異的準確性。

2 能耗試驗結果及分析

根據相關試驗規程， 對浙江省內15 個發電廠共61 臺燃煤機組在50%和40%額定負荷工況的能耗狀況進行測試， 得到每臺機組2 種低負荷工況的汽機熱耗、 鍋爐效率和廠用電率等能耗指標， 以及2 種工況之間這些指標的相對差異。 為便于比較和分析， 按參數、 容量等級分類整理各項指標， 先對每個發電廠同類機組各項能耗指標分別取平均值， 在此基礎上對每一類機組取各廠試驗結果平均值， 以此得到每種類型機組試驗結果統計值。 由于其中3 臺亞臨界300 MW 級機組試驗期間出現汽動給水泵檢修和供熱無法隔離等異常情況， 它們的試驗結果未納入統計范圍。 除超臨界350 MW 機組僅1 臺， 其試驗結果可能存在一定的偶然性， 其他類型試驗機組數量均不少于6 臺， 其中超超臨界1 000 MW、 超臨界600 MW 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， 統計結果應能較客觀地反映各類機組深度調峰時能耗變化的總體情況。

2.1 汽機熱耗試驗結果

表1 為參考本次深度調峰試驗的58 臺機組汽機熱耗試驗結果。 受條件所限， 汽機熱耗試驗未能參照更高的標準[8]進行， 基準流量準確性不高， 易導致不同機組試驗結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的相對差異， 因此， 表1 中僅列出40%與50%額定負荷工況之間的熱耗差及該熱耗差與50%額定負荷工況熱耗率的相對差值。

表1 40%與50%額定負荷工況汽機熱耗試驗結果

由表1 可知， 按參數、 容量等級區分的6 類機組在40%額定負荷工況下汽機熱耗比50%額定負荷工況高187～347 kJ/kWh， 相對偏高2.2%～4.0%。 從不同機組類型來看， 當負荷率由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、 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、 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， 當機組調峰負荷率下限從50%下調到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350 MW 機組的個例， 總體而言， 參數、 容量等級較低的機組汽機熱耗增幅較大。

2.2 鍋爐效率試驗結果

參與本次深度調峰試驗的58 臺機組鍋爐效率試驗結果見表2。 由于各廠機組鍋爐效率試驗的基礎條件不同， 試驗結果的絕對值準確性可能不高， 因此， 表中僅列出40%與50%額定負荷工況之間的鍋爐效率差值。

表2 40%與50%額定負荷工況鍋爐效率與廠用電率試驗結果

表2 數據顯示， 6 種類型機組40%額定負荷工況的鍋爐效率統計值比50%額定負荷工況低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、 容量等級最低的亞臨界300 MW 級機組在負荷率由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%額定負荷的基本調峰范圍內， 鍋爐效率變化在0.5%～1%[9]。 由此可見， 當調峰負荷率下限從50%下調到40%時，鍋爐效率呈現出明顯下降的趨勢， 下降幅度與基本調峰范圍內爐效變化的最大幅度相當， 對機組整體運行經濟性將產生明顯不利影響。

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荷率下降產生的差異。 由表2 可知， 當機組負荷率由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 種不同參數等級的600 MW 級機組差異不大， 均接近1%； 參數、 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， 當機組調峰負荷率下限從50%下調到40%時， 總體呈現出機組參數、 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濟性。

2.4 供電煤耗影響情況

在各廠機組2 種低負荷工況汽機熱耗、 鍋爐效率和廠用電率試驗結果的基礎上， 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%額定負荷工況與50%額定負荷工況的煤耗差， 分類統計結果見表3。

表3 40%與50%額定負荷工況供電煤耗計算結果

由表3 可知， 當負荷率由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、 容量等級的下降， 供電煤耗的絕對增量和相對增量均呈現出逐步增大的趨勢。 負荷率由50%降至40%時， 參數、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， 深度調峰情況下， 負荷率下限降低時， 低參數、 低容量機組的能耗增量大于高參數、 高容量機組， 經濟性損失也更大。 因此， 為提高發電企業參與深度調峰的積極性， 應考慮給予低參數、 低容量機組更大的深度調峰經濟性補償。

3 深度調峰電價補償的探討

實施深度調峰后， 機組調峰負荷率下限的下調將引起供電煤耗的明顯上升， 由此導致供電成本相應上升。 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 為市場燃煤發熱量； D 為燃煤市場價。

根據表3 數據， 當負荷率由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熱量和市場價，“5 500 大卡”發熱量的煤價按570 元/t 計， 根據式（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，即當調峰負荷率下限由50%降至40%時， 每度電的燃料成本約增加0.013 元。 實際情況下， 低負荷工況的調節和穩定難度更大[10]， 由此將帶來比試驗工況更大的能耗增量。 此外， 因機組負荷率降低， 單位發電量的設備檢修、 維護和管理等成本也將相應上升[11-12]。

因此， 為提高發電企業參與深度調峰的積極性， 應考慮針對超低負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）可對負荷率低于50%時的超低負荷電量直接增加至少不低于燃料成本增量的單位電價，根據上述方法計算， 對應于40%額定負荷工況，平均補償電價應不低于0.013 元/kWh。

（2）可根據負荷率低于50%導致的少發電量給予補償， 原則上至少應彌補超低負荷運行導致的燃料成本增量， 對于40%額定負荷工況， 損失電量為10%額定負荷對應值， 因此， 可考慮補償標準為每少發1 kWh 電量補償不低于0.013×4=0.052 元。 具體實施時可根據實際運行負荷率進行分段加權計算。

4 結論

通過對浙江省300 MW 及以上容量燃煤機組深度調峰至40%額定負荷的能耗試驗與分析， 可得出如下結論與建議：

（1）與作為基本調峰負荷下限的50%額定負荷工況相比， 不同參數、 容量機組深度調峰至40%額定負荷時， 汽機熱耗、 鍋爐效率和廠用電率的變化將導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）深度調峰情況下， 負荷率下限降低時， 低參數、 低容量機組的能耗增量大于高參數、 高容量機組， 為提高發電企業參與深度調峰的積極性， 應考慮給予低參數、 低容量機組更大的經濟性補償， 除燃料成本上升這一直接影響因素外，還需考慮動態調節的能耗增量和設備檢修、 維護、 管理成本的上升等綜合因素。

（3）制定深度調峰電價補償政策時， 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； 另一種是根據少發電量給予補償， 原則上至少應彌補燃料成本增量， 可根據實際運行負荷率進行分段加權計算。