包勁松， 顧正皓， 秦 攀， 李 俊， 李 龍， 高 寬， 陳 宇

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

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， 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(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行已成為常態(tài)[6-7]。 上述因素對燃煤機(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)研究相對較少， 這使得發(fā)電企業(yè)評估機(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 臺熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組以外的省內(nèi)所有61 臺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)期間對每臺機(jī)組進(jìn)行了低負(fù)荷工況的能耗測試， 以期獲得相對準(zhǔn)確的機(jī)組深度調(diào)峰能耗狀況和能耗變化趨勢。

1 能耗試驗(yàn)概況

參與本次深度調(diào)峰能耗試驗(yàn)的61 臺燃煤機(jī)組包括： 16 臺超超臨界1 000 MW 機(jī)組、 6 臺超超臨界660 MW 機(jī)組、 10 臺600 MW 級超臨界機(jī)組、 1 臺超臨界350 MW 機(jī)組、 13 臺亞臨界600 MW 級機(jī) 組和15 臺 亞臨界300 MW 級機(jī)組， 涉及15 個發(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)行能耗測試和比較、 分析，通過試驗(yàn)測得汽機(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， 原則上杜絕與其他機(jī)組的汽水聯(lián)系， 對機(jī)組汽水系統(tǒng)嚴(yán)密性進(jìn)行監(jiān)測， 采取必要的閥門隔離， 并通過對運(yùn)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(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)算時不進(jìn)行修正。 鍋爐效率試驗(yàn)時， 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， 對浙江省內(nèi)15 個發(fā)電廠共61 臺燃煤機(jī)組在50%和40%額定負(fù)荷工況的能耗狀況進(jìn)行測試， 得到每臺機(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)的相對差異。 為便于比較和分析， 按參數(shù)、 容量等級分類整理各項(xiàng)指標(biāo)， 先對每個發(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 臺亞臨界300 MW 級機(jī)組試驗(yàn)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(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， 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， 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(jī)組均不少于10 臺。 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。

表1 40%與50%額定負(fù)荷工況汽機(jī)熱耗試驗(yàn)結(jié)果

由表1 可知， 按參數(shù)、 容量等級區(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， 超臨界350 MW 機(jī)組汽機(jī)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(jī)組次之， 在2.8%左右； 亞臨界600 MW 級機(jī)組為3.3%； 參數(shù)、 容量等級最低的亞臨界300 MW級機(jī)組相對增量最大， 達(dá)到了4.0%， 比等級最高的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， 汽機(jī)熱耗將上升2.2%～4.0%， 對供電煤耗影響可達(dá)8～14 g/kWh。 如排除超臨界350 MW 機(jī)組的個例， 總體而言， 參數(shù)、 容量等級較低的機(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 40%與50%額定負(fù)荷工況鍋爐效率與廠用電率試驗(yàn)結(jié)果

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%， 對供電煤耗影響可達(dá)2～4 g/kWh。 除1 臺超臨界350 MW 機(jī)組外， 其余5 類機(jī)組中，參數(shù)、 容量等級最低的亞臨界300 MW 級機(jī)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(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， 各類機(jī)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(jī)型外， 在機(jī)組負(fù)荷率由50%降至40%時， 各類機(jī)組廠用電率絕對值增量對比如下： 超超臨界1 000 MW 機(jī)組最小， 為0.83%； 3 種不同參數(shù)等級的600 MW 級機(jī)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(jī)組為1.5%， 在各類機(jī)組中廠用電率增量最大， 比等級最高的超超臨界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， 總體呈現(xiàn)出機(jī)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(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。

表3 40%與50%額定負(fù)荷工況供電煤耗計(jì)算結(jié)果

由表3 可知， 當(dāng)負(fù)荷率由50%降至40%時，各類機(jī)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(jī)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(jī)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(jī)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(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?/h2>

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 為市場燃煤發(fā)熱量； D 為燃煤市場價(jià)。

根據(jù)表3 數(shù)據(jù)， 當(dāng)負(fù)荷率由50%降至40%時，各類機(jī)組供電煤耗將增加13.7～22.1 g/kWh， 參考2019 年1 月底秦皇島港動力煤發(fā)熱量和市場價(jià)，“5 500 大卡”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， 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)考慮針對超低負(fù)荷運(yùn)行時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(jià)，根據(jù)上述方法計(jì)算， 對應(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(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， 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， 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， 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。