火电机组深度调峰综合经济性分析

摘

要：随着国家低碳政策的逐步实施，清洁能源发电比例不断增大，而清洁能源多为间歇性电源（风电、光伏），导致电网消纳问题和安全问题日益突出，对火电机组深度调峰的要求越来越高。对于大容量火电来说，诸多因素制约着其深度调峰的安全经济运行，现以某地区某电厂350MW燃煤机组为例，从深调煤耗增加影响成本、采用优质煤增加成本、深度调峰获得补偿等方面来开展深度调峰经济性综合测算分析，为参与深调市场获取收益提供理论依据。关键词：深度调峰；综合经济性；补偿收益；成本测算

0

引言随着国家碳达峰、碳中和“3060”目标的提出，可再生能源发电在能源结构中的占比不断提高[1-2]，传统燃煤电厂将逐渐由发电供给侧主力转变为维持电网稳定平衡的关键电源点，“压舱石”作用凸显。在当前的电力生产中，风光条件良好的情况下，日间新能源发电大幅攀升，成为当下国内能源结构转型的新常态，而不断提高新能源利用率，降低弃风弃光率，最大程度解决新能源消纳问题，也是电网和发电企业需要不断探索的方向[3-4]。由于目前新能源的大力推广和发展，电网清洁能源比例不断加大，但光伏和风电有较强的不稳定性，风电长期存在与电网负荷反调的情况，给电网安全稳定运行带来了极大的考验，对火电厂调峰的需求也越来越大。各地区对于火电厂的深度调峰补偿规则有较大差异，各火电厂参与深度调峰是否能获得实际效益也需要一个明确的测算标准。下面以某地区某电厂350MW机组为例开展深度调峰综合经济性分析，为参与深调市场提供依据。

1

设备概述该350MW机组为超临界纯凝机组，采用东方锅炉厂生产的超临界前后墙对冲直流锅炉，型号为DG1100/25.4-Ⅱ3，设计煤种为石柱县高硫烟煤，掺配巫山中硫无烟煤；采用哈尔滨汽轮机厂生产的CLN350-24.2/566/566型、超临界、反动式、轴流式、一次中间再热、凝汽式电站汽轮机；采用哈尔滨电机厂生产的QFSN-350-2型三相、二极、隐极式转子同步汽轮发电机。

2

深度调峰补偿影响成本分析2.1

某深度调峰补偿规则某地区目前深度调峰市场按照华中监能市场〔2019〕111号文《重庆电网辅助服务（调峰）交易规则》执行，卖方暂为在运燃煤火电机组，买方为在运机组及向某电网送电的网外发电企业，交易时段暂为00：00—08：00，23：00—24：00。根据《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》要求和某电网机组实际情况，燃煤火电机组基本调峰标准为其额定容量的50%[5-6]。当前市场启动条件包括三种情况：一是在日前或日内进行负荷预测和计算负荷备用，当预计某电网负荷备用小于裕度值，需要将一台及以上并网机组降至有偿调峰基准值以下时；二是有网内弃水电厂需要购买辅助服务时；三是网外清洁能源消纳困难，需要购买某调峰辅助服务时，开展深度调峰交易。机组在有偿调峰基准的基础上，采用下调容量比率形式分挡报价。燃煤机组以5%容量作为一个报价档位，由第一挡至第五挡按照价格递增的原则逐段申报，最大下调功率自行确定市场初期对每挡申报价格设置价格上限。其中补偿规则如表1所示。2.2

某深度调峰补偿收益测算以350MW机组为例，负荷降至175MW以下时可获得深调补偿，其每小时补偿金额为（175-深调负荷）×深调报价，除以当期发电量，可以计算出深度调峰补偿引起的单位电量成本（简称“度电成本”）下降金额。如降负荷至157.5MW，每小时将最高可获得补偿（175-157.5）×200=3500元，可降低度电成本0.0222元；降负荷至140MW时，每小时最高可获得补偿（175-140）×300=10500元，可降低度电成本0.075元。其余节点负荷测算如表2所示。

3

深度调峰煤耗影响成本分析3.1

深度调峰影响煤耗测算某电厂350MW机组开展了深度调峰专项试验，按照GB/T8117.2—2008《汽轮机热力性能验收试验规程第2部分：方法B各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》和GB/T10184—2015《电站锅炉性能试验规程》的规定和要求，展开了深度调峰经济性测试，结果如表3所示。表3试验结果表明，随负荷的变化，深调煤耗的升高受汽机热耗、厂用电率影响显著，受锅炉效率影响不显著。机组负荷在140～175MW时，负荷率每降低1%，煤耗升高约1.52g/（kW·h）；负荷在105～140MW时，负荷率每降低1%，煤耗升高约2.27g/（kW·h）。3.2

深度调峰煤耗影响成本测算煤耗影响燃料小时成本增加=（深调负荷煤耗-50%负荷煤耗）×深调负荷×标煤单价（按1000元/t测算）深调煤耗增加影响度电成本=煤耗影响燃料小时成本增加/深调负荷根据公式可以得出350MW机组深度调峰煤耗影响成本测算表，如表4所示。

4

深度调峰煤价影响成本分析为保证深调期间锅炉燃烧安全，需采购部分高挥发分的优质煤种，会使燃料成本增加，故考虑燃料成本增加因素进行经济测算。当前煤炭市场下，燃煤入厂挥发分指标由18%提高至30%，其他指标不变的情况下，入厂标单上涨0.0165元/kcal，折115.5元/t。煤价影响燃料小时成本增加=煤价影响标单×深调负荷×深调煤耗煤价煤耗增加影响度电成本=煤价影响燃料小时成本增加/深调负荷根据公式得出350MW机组深度调峰煤价影响成本测算表，如表5所示。

5

深度调峰综合经济性测算根据上述各项导致成本增加或下降的因素综合测算经济性，如表6所示。表6测算结果表明，该地区该350MW机组在参与第一挡深调时度电收益为负，即会出现亏损；在深调至140MW时有明显收益，且深调深度越大，收益越大。

6

深度调峰应对措施深度调峰不仅严重影响发电成本，在机组有偿调峰基准的基础上，还需采取措施保证机组安全运行，避免发生机组非停事件，影响电网调度和经济效益。为此，文中提出以下应对措施：（1）电网调峰预测，制定健全的混配煤掺烧措施，采取单斗高热值、混配降热值等上煤方式，保证机组发电尖峰带负荷能力。一次调频优化提高机组的动态响应能力，保证主要控制参数稳定。（2）优化吹灰方式，负荷满足条件时每天全面吹灰一次，保证炉膛各受热面换热效率。机组进入深调时，只针对高温再热器附近对应吹灰器进行吹灰，保证再热器换热，同时达到提高SCR入口烟温的目的。脱硝SCR吹灰及低温省煤器吹灰在蒸汽压力满足时必须进行。氨逃逸率过高时，空气预热器应连续进行吹灰，防止空气预热器换热面发生硫酸氢铵板结现象。（3）优化配风方式，一次风跟踪煤量滑压运行，使制粉系统出口粉浓度提高，满足调峰稳燃需要。二次风门开度控制优化，使二次风跟踪负荷调整更加平稳。调整油枪的上下辅助风风门，油枪投入时自动开，停运时自动关，尽量减少冷风进入炉膛。（4）优化控制系统，机组尽量处于干态运行，优化干态、干湿切换、湿态三个阶段的程控顺序和控制策略，实现锅炉干/湿态程控切换，优化转态后协调系统。汽泵一键切/并泵转换自动调整，小机汽源控制优化，给水主路投入给水旁路运行，保证汽泵给水控制安全、稳定。电泵保持良好的备用状态。（5）制粉系统运行方式优化调整，助燃燃烧器，结合锅炉燃烧室温度、脱硝SCR入口烟温、喷氨量、火检的能量等数据分析，确定低负荷磨煤机、油枪、等离子系统的运行方式。至少保证三层燃烧器运行，严禁断层运行，做好断煤事故预想，可将备用制粉系统处于暖磨状态，达到随时可启的条件。尽可能选用上层制粉系统运行，对维持主汽、再热温度有利，保证炉膛整体高热量，对稳定燃烧有利。锅炉等离子、油枪程控自动，深度调峰期间保证油压，当煤火检能量值低时，延时自动投入对应油枪、等离子稳燃。控制SCR入口NOx值、脱硝入口温度，以保证脱硝系统连续安全运行。（6）低负荷区间，在烟气氧量、过（再）热汽减温水流量、水冷壁出口温度、各重要调/截门反馈等方面可靠监测数据，摸索烟气挡板最优开度，完成挡板自动控制逻辑。中间点温度控制逻辑优化（防止水冷壁超温）。（7）优化汽轮机调门控制方式，密切监视汽轮机汽缸温度、绝对膨胀、胀差及轴承振动、轴温、发电机噪声等参数变化，若有异常，及时停止滑降出力操作，必要时请示调度恢复原运行方式，如参数达到规定限值应立即申请停机，避免设备严重损坏。（8）与深度调峰目标负荷相差5MW时，暂停减负荷，让锅炉蓄能得到充分释放后再继续减负荷至目标负荷，避免因为锅炉热惯性未得到充分释放造成过调现象，扰动燃烧及给水发生剧烈变化，机组出现保护动作等问题。（9）化学精处理人员加强对机组汽水品质监督，热力系统参数大幅度变化可能引起汽水品质变差，做好失效树脂的及时再生，保证随时有备用树脂可置换。（