浙江省燃煤机组深度调峰能耗试验与分析

包劲松， 顾正皓， 秦 攀， 李 俊， 李 龙， 高 宽， 陈 宇

（1. 国网浙江省电力有限公司电力科学研究院， 杭州 310014；2. 杭州意能电力技术有限公司， 杭州 310012）

0 引言

近几年浙江省新能源发展迅速， 但以风能和太阳能为代表的新能源具有随机性、 间歇性和变化快等特点， 加剧了电网的调峰难度[1-2]。 与此同时， 特高压输电的发展改变了输入地区的供用电局面， 使电网潮流分布发生了较大改变[3-5]， 电力供需形势也由相对平衡转为绝对盈余。 浙江电网作为特高压受端电网， 省内大型燃煤机组低负荷运行已成为常态[6-7]。 上述因素对燃煤机组的深度调峰能力提出了更高要求， 燃煤机组参与深度调峰已迫在眉睫。

目前燃煤机组深度调峰试验和研究的关注重点在于如何安全可靠地把机组出力降至目标值，对于机组实际运行经济性变化程度的试验研究相对较少， 这使得发电企业评估机组深度调峰的能耗增量和发、 供电成本上升程度， 以及政府制订深度调峰电价补偿政策缺乏科学合理的依据， 也一定程度影响了发电企业响应深度调峰的积极性。

2017 年下半年开始， 为进一步提高浙江省电力系统的负荷调节能力， 确保负荷调节的灵活性、安全性和可靠性， 结合全省外购电量大、 日常运行峰谷差值大、 法定假日系统负荷低等特点， 全省开展了大型燃煤机组深度调峰至40%额定负荷的摸底和能力验证试验工作。 至2018 年底， 完成了除2 台热电联产机组以外的省内所有61 台300 MW 及以上容量燃煤机组的深度调峰能力验证试验。 试验期间对每台机组进行了低负荷工况的能耗测试， 以期获得相对准确的机组深度调峰能耗状况和能耗变化趋势。

1 能耗试验概况

参与本次深度调峰能耗试验的61 台燃煤机组包括： 16 台超超临界1 000 MW 机组、 6 台超超临界660 MW 机组、 10 台600 MW 级超临界机组、 1 台超临界350 MW 机组、 13 台亚临界600 MW 级机 组和15 台 亚临界300 MW 级机组， 涉及15 个发电厂。

试验参照国家标准GB/T 8117.2-2008《汽轮机热力性能验收试验规程》和GB/T 10184-2015《电站锅炉性能试验规程》要求进行， 选取40%和50%额定负荷工况进行能耗测试和比较、 分析，通过试验测得汽机热耗、 锅炉效率和厂用电率，并由此计算出机组供电煤耗。 试验时， 原则上杜绝与其他机组的汽水联系， 对机组汽水系统严密性进行监测， 采取必要的阀门隔离， 并通过对运行参数的仔细识别确定可靠的基准流量和符合要求的试验参数， 由此确保了40%与50%额定负荷工况之间能耗相对差异的准确性。 为使试验结果尽可能反映机组日常运行真实能耗状况， 试验时汽机侧将主汽压、 主汽温、 再热汽温和循环水流量等主要可控运行参数按日常方式控制， 试验结果计算时不进行修正。 锅炉效率试验时， 同样保持日常的运行参数控制方式和辅机运行方式， 针对40%额定负荷工况可能存在的2 种磨煤机运行方式分别进行试验， 试验结果取2 次试验平均值， 并以50%额定负荷工况的煤质参数和环境温度为基准对40%额定负荷进行偏差修正， 由此确保2 种负荷工况间锅炉效率相对差异的准确性。

2 能耗试验结果及分析

根据相关试验规程， 对浙江省内15 个发电厂共61 台燃煤机组在50%和40%额定负荷工况的能耗状况进行测试， 得到每台机组2 种低负荷工况的汽机热耗、 锅炉效率和厂用电率等能耗指标， 以及2 种工况之间这些指标的相对差异。 为便于比较和分析， 按参数、 容量等级分类整理各项指标， 先对每个发电厂同类机组各项能耗指标分别取平均值， 在此基础上对每一类机组取各厂试验结果平均值， 以此得到每种类型机组试验结果统计值。 由于其中3 台亚临界300 MW 级机组试验期间出现汽动给水泵检修和供热无法隔离等异常情况， 它们的试验结果未纳入统计范围。 除超临界350 MW 机组仅1 台， 其试验结果可能存在一定的偶然性， 其他类型试验机组数量均不少于6 台， 其中超超临界1 000 MW、 超临界600 MW 级、 亚临界600 MW 级和亚临界300 MW 级等4 类机组均不少于10 台。 因此， 统计结果应能较客观地反映各类机组深度调峰时能耗变化的总体情况。

2.1 汽机热耗试验结果

表1 为参考本次深度调峰试验的58 台机组汽机热耗试验结果。 受条件所限， 汽机热耗试验未能参照更高的标准[8]进行， 基准流量准确性不高， 易导致不同机组试验结果的绝对值偏差较大， 而本次试验主要目的是确定机组各项性能指标的相对差异， 因此， 表1 中仅列出40%与50%额定负荷工况之间的热耗差及该热耗差与50%额定负荷工况热耗率的相对差值。

表1 40%与50%额定负荷工况汽机热耗试验结果

由表1 可知， 按参数、 容量等级区分的6 类机组在40%额定负荷工况下汽机热耗比50%额定负荷工况高187～347 kJ/kWh， 相对偏高2.2%～4.0%。 从不同机组类型来看， 当负荷率由50%降至40%时， 超临界350 MW 机组汽机热耗相对上升量最小， 仅2.2%； 参数、 容量等级最高的3 类机组次之， 在2.8%左右； 亚临界600 MW 级机组为3.3%； 参数、 容量等级最低的亚临界300 MW级机组相对增量最大， 达到了4.0%， 比等级最高的3 类机组增量大40%左右。

由此可见， 当机组调峰负荷率下限从50%下调到40%时， 汽机热耗将上升2.2%～4.0%， 对供电煤耗影响可达8～14 g/kWh。 如排除超临界350 MW 机组的个例， 总体而言， 参数、 容量等级较低的机组汽机热耗增幅较大。

2.2 锅炉效率试验结果

参与本次深度调峰试验的58 台机组锅炉效率试验结果见表2。 由于各厂机组锅炉效率试验的基础条件不同， 试验结果的绝对值准确性可能不高， 因此， 表中仅列出40%与50%额定负荷工况之间的锅炉效率差值。

表2 40%与50%额定负荷工况锅炉效率与厂用电率试验结果

表2 数据显示， 6 种类型机组40%额定负荷工况的锅炉效率统计值比50%额定负荷工况低0.5%～1.1%， 对供电煤耗影响可达2～4 g/kWh。 除1 台超临界350 MW 机组外， 其余5 类机组中，参数、 容量等级最低的亚临界300 MW 级机组在负荷率由50%下降10%时锅炉效率下降量最大，接近1.1%， 比下降量较接近的其余4 类平均值大60%以上。

通常情况下， 在100%～50%额定负荷的基本调峰范围内， 锅炉效率变化在0.5%～1%[9]。 由此可见， 当调峰负荷率下限从50%下调到40%时，锅炉效率呈现出明显下降的趋势， 下降幅度与基本调峰范围内炉效变化的最大幅度相当， 对机组整体运行经济性将产生明显不利影响。

2.3 厂用电率变化情况

表2 同时列出了各类机组厂用电率因负荷率下降产生的差异。 由表2 可知， 当机组负荷率由50%降至40%时， 各类机组厂用电率上升量在0.8%～1.5%， 对应供电煤耗的增量约2.5～5 g/kWh。除超临界350 MW 这一机型外， 在机组负荷率由50%降至40%时， 各类机组厂用电率绝对值增量对比如下： 超超临界1 000 MW 机组最小， 为0.83%； 3 种不同参数等级的600 MW 级机组差异不大， 均接近1%； 参数、 容量等级最低的亚临界300 MW 级机组为1.5%， 在各类机组中厂用电率增量最大， 比等级最高的超超临界1 000 MW机组大80%以上。

由此可见， 当机组调峰负荷率下限从50%下调到40%时， 总体呈现出机组参数、 容量等级越低厂用电率增量越大的趋势， 厂用电率的上升也将明显影响机组整体运行经济性。

2.4 供电煤耗影响情况

在各厂机组2 种低负荷工况汽机热耗、 锅炉效率和厂用电率试验结果的基础上， 考虑99%的管道效率后， 可计算得到反映每台机组各工况整体能耗水平的供电煤耗， 进而得出40%额定负荷工况与50%额定负荷工况的煤耗差， 分类统计结果见表3。

表3 40%与50%额定负荷工况供电煤耗计算结果

由表3 可知， 当负荷率由50%降至40%时，各类机组供电煤耗上升13.7～22.1 g/kWh， 相对增量在4.5%～6.4%。 随着机组参数、 容量等级的下降， 供电煤耗的绝对增量和相对增量均呈现出逐步增大的趋势。 负荷率由50%降至40%时， 参数、容量等级最低的亚临界300 MW 级机组供电煤耗上升22.1 g/kWh， 相对增量为6.4%， 比等级最高的超超临界1 000 MW 机组13.7 g/kWh 的绝对增量和4.5%的相对增量分别大60%以上和40%以上。

由此表明， 深度调峰情况下， 负荷率下限降低时， 低参数、 低容量机组的能耗增量大于高参数、 高容量机组， 经济性损失也更大。 因此， 为提高发电企业参与深度调峰的积极性， 应考虑给予低参数、 低容量机组更大的深度调峰经济性补偿。

3 深度调峰电价补偿的探讨

实施深度调峰后， 机组调峰负荷率下限的下调将引起供电煤耗的明显上升， 由此导致供电成本相应上升。 供电成本增量可由式（1）计算得到：

式中： ΔP 为供电成本增量； ΔB 为供电煤耗增量； Q 为市场燃煤发热量； D 为燃煤市场价。

根据表3 数据， 当负荷率由50%降至40%时，各类机组供电煤耗将增加13.7～22.1 g/kWh， 参考2019 年1 月底秦皇岛港动力煤发热量和市场价，“5 500 大卡”发热量的煤价按570 元/t 计， 根据式（1）可计算得到供电煤耗增加所引起的供电成本增量为10～16 元/MWh，平均值为13 元/MWh 左右，即当调峰负荷率下限由50%降至40%时， 每度电的燃料成本约增加0.013 元。 实际情况下， 低负荷工况的调节和稳定难度更大[10]， 由此将带来比试验工况更大的能耗增量。 此外， 因机组负荷率降低， 单位发电量的设备检修、 维护和管理等成本也将相应上升[11-12]。

因此， 为提高发电企业参与深度调峰的积极性， 应考虑针对超低负荷运行时供电综合成本的增加进行合理的电价补偿[13-14]。 补偿可按2 种方式考虑：

（1）可对负荷率低于50%时的超低负荷电量直接增加至少不低于燃料成本增量的单位电价，根据上述方法计算， 对应于40%额定负荷工况，平均补偿电价应不低于0.013 元/kWh。

（2）可根据负荷率低于50%导致的少发电量给予补偿， 原则上至少应弥补超低负荷运行导致的燃料成本增量， 对于40%额定负荷工况， 损失电量为10%额定负荷对应值， 因此， 可考虑补偿标准为每少发1 kWh 电量补偿不低于0.013×4=0.052 元。 具体实施时可根据实际运行负荷率进行分段加权计算。

4 结论

通过对浙江省300 MW 及以上容量燃煤机组深度调峰至40%额定负荷的能耗试验与分析， 可得出如下结论与建议：

（1）与作为基本调峰负荷下限的50%额定负荷工况相比， 不同参数、 容量机组深度调峰至40%额定负荷时， 汽机热耗、 锅炉效率和厂用电率的变化将导致机组供电煤耗增加14～22 g/kWh，相对增量为4.5%～6.4%， 其中汽机热耗上升的影响最大， 占60%以上， 厂用电率上升比锅炉效率下降对供电煤耗的影响略大些。 按当前煤价平均每度电的燃料成本将增加0.013 元以上。

（2）深度调峰情况下， 负荷率下限降低时， 低参数、 低容量机组的能耗增量大于高参数、 高容量机组， 为提高发电企业参与深度调峰的积极性， 应考虑给予低参数、 低容量机组更大的经济性补偿， 除燃料成本上升这一直接影响因素外，还需考虑动态调节的能耗增量和设备检修、 维护、 管理成本的上升等综合因素。

（3）制定深度调峰电价补偿政策时， 建议可考虑两种方式： 一种是直接增加至少不低于燃料成本增量的单位电价； 另一种是根据少发电量给予补偿， 原则上至少应弥补燃料成本增量， 可根据实际运行负荷率进行分段加权计算。