引言

隨著國家碳達峰、碳中和"3060"目標的提出,可再生能源發(fā)電在能源結構中的占比不斷提高,傳統(tǒng)燃煤電廠將逐漸由發(fā)電供給側主力轉變?yōu)榫S持電網(wǎng)穩(wěn)定平衡的關鍵電源點,"壓艙石"作用凸顯。在當前的電力生產(chǎn)中,風光條件良好的情況下,日間新能源發(fā)電大幅攀升,成為當下國內能源結構轉型的新常態(tài),而不斷提高新能源利用率,降低棄風棄光率,最大程度解決新能源消納問題,也是電網(wǎng)和發(fā)電企業(yè)需要不斷探索的方向。

由于目前新能源的大力推廣和發(fā)展,電網(wǎng)清潔能源比例不斷加大,但光伏和風電有較強的不穩(wěn)定性,風電長期存在與電網(wǎng)負荷反調的情況,給電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行帶來了極大的考驗,對火電廠調峰的需求也越來越大。各地區(qū)對于火電廠的深度調峰補償規(guī)則有較大差異,各火電廠參與深度調峰是否能獲得實際效益也需要一個明確的測算標準。下面以某地區(qū)某電廠350MW機組為例開展深度調峰綜合經(jīng)濟性分析,為參與深調市場提供依據(jù)。

1設備概述

該350MW機組為超臨界純凝機組,采用東方鍋爐廠生產(chǎn)的超臨界前后墻對沖直流鍋爐,型號為DG1100/25.4-I3,設計煤種為石柱縣高硫煙煤,摻配巫山中硫無煙煤:采用哈爾濱汽輪機廠生產(chǎn)的CLN350-24.2/566/566型、超臨界、反動式、軸流式、一次中間再熱、凝汽式電站汽輪機:采用哈爾濱電機廠生產(chǎn)的0FsN-350-2型三相、二極、隱極式轉子同步汽輪發(fā)電機。

2深度調峰補償影響成本分析

2.1某深度調峰補償規(guī)則

某地區(qū)目前深度調峰市場按照華中監(jiān)能市場(2019)111號文《重慶電網(wǎng)輔助服務(調峰)交易規(guī)則》執(zhí)行,賣方暫為在運燃煤火電機組,買方為在運機組及向某電網(wǎng)送電的網(wǎng)外發(fā)電企業(yè),交易時段暫為00:00一08:00,23:00一24:00。根據(jù)《華中區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助

服務管理實施細則》要求和某電網(wǎng)機組實際情況,燃煤火電機組基本調峰標準為其額定容量的50%。

當前市場啟動條件包括三種情況:一是在日前或日內進行負荷預測和計算負荷備用,當預計某電網(wǎng)負荷備用小于裕度值,需要將一臺及以上并網(wǎng)機組降至有償調峰基準值以下時:二是有網(wǎng)內棄水電廠需要購買輔助服務時:三是網(wǎng)外清潔能源消納困難,需要購買某調峰輔助服務時,開展深度調峰交易。機組在有償調峰基準的基礎上,采用下調容量比率形式分擋報價。燃煤機組以5%容量作為一個報價檔位,由第一擋至第五擋按照價格遞增的原則逐段申報,最大下調功率自行確定市場初期對每擋申報價格設置價格上限。其中補償規(guī)則如表1所示。

2.2某深度調峰補償收益測算

以350MW機組為例,負荷降至175MW以下時可獲得深調補償,其每小時補償金額為(175-深調負荷)×深調報價,除以當期發(fā)電量,可以計算出深度調峰補償引起的單位電量成本(簡稱"度電成本")下降金額。如降負荷至157.5MW,每小時將最高可獲得補償(175-157.5)×200=3500元,可降低度電成本0.0222元:降負荷至140MW時,每小時最高可獲得補償(175-140)×300=10500元,可降低度電成本0.075元。其余節(jié)點負荷測算如表2所示。

3深度調峰煤耗影響成本分析

3.1深度調峰影響煤耗測算

某電廠350MW機組開展了深度調峰專項試驗,按照GB/T8117.2一2008《汽輪機熱力性能驗收試驗規(guī)程第2部分:方法B各種類型和容量的汽輪機寬準確度試驗》和GB/T10184一2015《電站鍋爐性能試驗規(guī)程》的規(guī)定和要求,展開了深度調峰經(jīng)濟性測試,結果如表3所示。

表3試驗結果表明,隨負荷的變化,深調煤耗的升高受汽機熱耗、廠用電率影響顯著,受鍋爐效率影響不顯著。機組負荷在140~175MW時,負荷率每降低1%,煤耗升高約1.52g/(kw·h):負荷在105~140MW時,負荷率每降低1%,煤耗升高約2.27g/(kw·h)。

3.2深度調峰煤耗影響成本測算

根據(jù)公式(1)(2)可以得出350MW機組深度調峰煤耗影響成本測算表,如表4所示。

4深度調峰煤價影響成本分析

為保證深調期間鍋爐燃燒安全,需采購部分高揮發(fā)分的優(yōu)質煤種,會使燃料成本增加,故考慮燃料成本增加因素進行經(jīng)濟測算。

當前煤炭市場下,燃煤入廠揮發(fā)分指標由18%提高至30%,其他指標不變的情況下,入廠標單上漲0.0165元/kcal,折115.5元/t。

根據(jù)公式(3)(4)得出350MW機組深度調峰煤價影響成本測算表,如表5所示。

5深度調峰綜合經(jīng)濟性測算

根據(jù)上述各項導致成本增加或下降的因素綜合測算經(jīng)濟性,如表6所示。

表6測算結果表明,該地區(qū)該350MW機組在參與第一擋深調時度電收益為負,即會出現(xiàn)虧損:在深調至140MW時有明顯收益,且深調深度越大,收益越大。

6深度調峰應對措施

深度調峰不僅嚴重影響發(fā)電成本,在機組有償調峰基準的基礎上,還需采取措施保證機組安全運行,避免發(fā)生機組非停事件,影響電網(wǎng)調度和經(jīng)濟效益。為此,文中提出以下應對措施:

(1)電網(wǎng)調峰預測,制定健全的混配煤摻燒措施,采取單斗高熱值、混配降熱值等上煤方式,保證機組發(fā)電尖峰帶負荷能力。一次調頻優(yōu)化提高機組的動態(tài)響應能力,保證主要控制參數(shù)穩(wěn)定。

(2)優(yōu)化吹灰方式,負荷滿足條件時每天全面吹灰一次,保證爐膛各受熱面換熱效率。機組進入深調時,只針對高溫再熱器附近對應吹灰器進行吹灰,保證再熱器換熱,同時達到提高SCR入口煙溫的目的。脫硝SCR吹灰及低溫省煤器吹灰在蒸汽壓力滿足時必須進行。氨逃逸率過高時,空氣預熱器應連續(xù)進行吹灰,防止空氣預熱器換熱面發(fā)生硫酸氫銨板結現(xiàn)象。

(3)優(yōu)化配風方式,一次風跟蹤煤量滑壓運行,使制粉系統(tǒng)出口粉濃度提高,滿足調峰穩(wěn)燃需要。二次風門開度控制優(yōu)化,使二次風跟蹤負荷調整更加平穩(wěn)。調整油槍的上下輔助風風門,油槍投入時自動開,停運時自動關,盡量減少冷風進入爐膛。

(4)優(yōu)化控制系統(tǒng),機組盡量處于干態(tài)運行,優(yōu)化干態(tài)、干濕切換、濕態(tài)三個階段的程控順序和控制策略,實現(xiàn)鍋爐干/濕態(tài)程控切換,優(yōu)化轉態(tài)后協(xié)調系統(tǒng)。汽泵一鍵切/并泵轉換自動調整,小機汽源控制優(yōu)化,給水主路投入給水旁路運行,保證汽泵給水控制安全、穩(wěn)定。電泵保持良好的備用狀態(tài)。

(5)制粉系統(tǒng)運行方式優(yōu)化調整,助燃燃燒器,結合鍋爐燃燒室溫度、脫硝SCR入口煙溫、噴氨量、火檢的能量等數(shù)據(jù)分析,確定低負荷磨煤機、油槍、等離子系統(tǒng)的運行方式。至少保證三層燃燒器運行,嚴禁斷層運行,做好斷煤事故預想,可將備用制粉系統(tǒng)處于暖磨狀態(tài),達到隨時可啟的條件。盡可能選用上層制粉系統(tǒng)運行,對維持主汽、再熱溫度有利,保證爐膛整體高熱量,對穩(wěn)定燃燒有利。鍋爐等離子、油槍程控自動,深度調峰期間保證油壓,當煤火檢能量值低時,延時自動投入對應油槍、等離子穩(wěn)燃?？刂芐CR入口NoC值、脫硝入口溫度,以保證脫硝系統(tǒng)連續(xù)安全運行。

(6)低負荷區(qū)間,在煙氣氧量、過(再)熱汽減溫水流量、水冷壁出口溫度、各重要調/截門反饋等方面可靠監(jiān)測數(shù)據(jù),摸索煙氣擋板最優(yōu)開度,完成擋板自動控制邏輯。中間點溫度控制邏輯優(yōu)化(防止水冷壁超溫)。

(7)優(yōu)化汽輪機調門控制方式,密切監(jiān)視汽輪機汽缸溫度、絕對膨脹、脹差及軸承振動、軸溫、發(fā)電機噪聲等參數(shù)變化,若有異常,及時停止滑降出力操作,必要時請示調度恢復原運行方式,如參數(shù)達到規(guī)定限值應立即申請停機,避免設備嚴重損壞。

（8)與深度調峰目標負荷相差5MW時,暫停減負荷,讓鍋爐蓄能得到充分釋放后再繼續(xù)減負荷至目標負荷,避免因為鍋爐熱慣性未得到充分釋放造成過調現(xiàn)象,擾動燃燒及給水發(fā)生劇烈變化,機組出現(xiàn)保護動作等問題。

（9)化學精處理人員加強對機組汽水品質監(jiān)督,熱力系統(tǒng)參數(shù)大幅度變化可能引起汽水品質變差,做好失效樹脂的及時再生,保證隨時有備用樹脂可置換。

（10)低負荷時段要加強對各加熱器水位的監(jiān)視及分析調整,特別是高加、除氧器水位的監(jiān)視,如因抽汽壓力低,高加疏水應及時回收至凝汽器中。

7結語

從安全性考慮,機組調峰深度越大,穩(wěn)定性越差,運行風險越大;從經(jīng)濟性來看,調峰深度越大,收益越大,這是符合市場規(guī)律的。但各個地區(qū)的調峰需求相差較大,某地區(qū)目前調峰市場需求停留在第二擋,具體是否參與深調還是要根據(jù)安全性和經(jīng)濟性綜合判定。