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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350MW 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。
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,22 990 kJ/kg 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。
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作者简介:包劲松(1971),男,高级工程师,从事发电设备能耗诊断及节能减排相关技术研究。
注:本文将发表于《浙江电力》2019年第5期
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