安徽煤电深度调峰下机组煤耗和污染物排放特征研究

2019-02-13马大卫王正风何军黄齐顺陈剑张本耀吴旭丛星亮

综合智慧能源 2019年12期

马大卫，王正风，何军，黄齐顺，陈剑，张本耀，吴旭，丛星亮

(1.国网安徽省电力有限公司电力科学研究院，合肥 230601；2.国网安徽省电力有限公司，合肥 230022)

0 引言

随着波动性、间歇性可再生能源发电装机的大规模接入导致电源结构发生较大变化，特高压交直流混联与分布式电源高渗透并存的大电网重大改变，安徽电力系统对调峰提出了更高要求[1-2]。近些年，安徽省新能源装机发展迅速，截至2018年年底，安徽省全社会装机容量70.893 GW(含皖电东送机组)，其中水电3.118 GW、火电54.135 GW、全省新能源总装机13.641 GW(风电装机2.464 GW，光伏装机11.177 GW)，同比增长108.2%。风电和光伏并网容量已占全省总装机容量(不含皖电东送)的33.6%，超过水电成为全省第2大电源。新能源装机持续增长加大了电网调峰压力。2018年4月7日及8日，全省新能源发电出力分别达到5.540 GW及5.860 GW，连续2天创当年新高。新能源发电出力占用电负荷比例最大达到34%，全省调峰压力陡增，连续2天启用火电机组深度调峰，单机最大调峰深度达到40%。根据《关于准东—华东(皖南)±1 100千伏特高压直流工程项目受端消纳比例的通知》要求，工程满负荷投运后，预计可向华东地区每小时输送电量12.00 GW·h，其中，安徽地区电网按要求消纳送端配套电源送出电力比例50%，即6.00 GW·h。±1 100 kV吉泉特高压直流输电线路投产，加大了安徽电网的调峰压力。

如何消纳急剧增长的风电、太阳能等清洁能源发电是安徽省电力行业发展亟待解决的难题。安徽省电源装机结构、清洁能源和特高压交直流混联大电网现状决定了煤电机组调峰的必然趋势，目前燃煤火电机组承担电网调峰任务已经成为常态。在深度调峰期间，机组运行积极性严重下降，运行工况持续恶化[3]。国内外学者基于燃煤机组的变工况分析模型，研究了火电厂机组运行灵活性的提升方法[4]以及灵活运行对机组寿命[5]、技术经济性[6]的影响规律。安徽省300 MW级以上常规燃煤火电机组已率先在全国完成超低排放改造[7]。随着我国环保政策日趋严格，对燃煤电厂环保设施的运行状态及投运率也提出了更高的要求。对机组在深度调峰期间的污染物排放量以及能耗水平进行分析，对于实现煤电清洁、高效和灵活发电具有重要意义[8]。

本文以安徽省94台燃煤火电机组为研究对象，对94台燃煤机组污染物排放质量浓度及供电煤耗进行分析研究，说明安徽省通过超低排放改造和节能升级改造后在全国煤电节能减排领域处于先进行列；对燃煤机组在5种不同负荷下的污染物排放质量浓度及能耗进行分析，探讨不同负荷下煤电机组的污染物排放质量浓度变化规律以及供电煤耗变化规律，为更好地实施节能减排提供数据支撑，最后对安徽省电力调峰辅助服务市场建立和深度调峰补偿措施给出介绍，以实现煤电清洁、高效和灵活发电。

1 安徽省燃煤机组污染物排放与供电煤耗现状分析

根据国家三部委联合下发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知(环发〔2015〕164 号)要求，在2020年前全国所有具备改造条件的现役燃煤机组，全部实现烟尘、SO2和NOx排放质量浓度分别不高于10，35和50 mg/m3的超低排放限值(标态，干基，6% O2)；现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于305 g/(kW·h)。截至2018年年底，安徽省已基本实现对常规燃煤火电机组超低排放改造任务，流化床和小火电机组正在进行超低排放改造[7]；节能升级改造完成总目标任务的95%。改造后的机组污染物排放质量浓度以及供电煤耗如图1— 4所示。

图1 安徽省94台燃煤机组总排口烟尘质量浓度Fig.1 Mass concentration of flue dust at the main outlets of 94 coal-fired units in Anhui Province

图2 安徽省94台燃煤机组总排口NOx质量浓度Fig.2 NOx mass concentration at the main outletsof 94 coal-fired units in Anhui Province

图3 安徽省94台燃煤机组总排口SO2质量浓度Fig.3 SO2 mass concentration at the main outletsof 94 coal-fired units in Anhui Province

分析图1— 4，可得出如下结果：

(1)安徽省94台现役燃煤机组中，除4台(#20，#24，#33和#34机组，计划2019年年底改造完成)流化床机组外，3种污染物排放基本已全部达到国家超低排放标准，远低于国家标准规定的烟尘质量浓度低于10 mg/m3，NOx质量浓度低于50mg/m3，SO2质量浓度低于35 mg/m3的标准，在国内处于领先行列。

图5 不同负荷率下燃煤机组总排口NOx排放质量浓度Fig.5 NOx dust mass concentrations at the main outlets of coal-fired units under different load rates

图6 不同负荷率下燃煤机组总排口SO2排放质量浓度Fig.6 SO2 dust mass concentrations at the main outlets of coal-fired units under different load rates

图4 安徽省52台机组供电煤耗Fig.4 Coal consumption for power supply of 52 units in Anhui Province

(2)安徽省现役机组的供电煤耗中，1 000 MW级别的机组供电煤耗最低，供电煤耗范围为273.3～282.8 g/(kW·h)，600 MW级次之，供电煤耗范围为286.9～299.6 g/(kW·h)，300 MW级别机组的供电煤耗最高，供电煤耗范围为301.9～324.8 g/(kW·h)，不同级别机组的供电煤耗存在明显的区别。

截至2018年年底，安徽省已累计完成74台、37.855 GW机组超低排放改造，并提前1年完成国家要求的200 MW级以上常规燃煤火电机组超低排放改造任务。2019年1月份3种烟气污染物平均排放质量浓度分别为2.66，32.09，17.14 mg/m3。同时累计完成48台、26.220 GW节能升级改造，当前全省平均供电煤耗为289 g/(kW·h)，比全国平均水平低20 g/(kW·h)。通过上述平均数据总体来看，安徽省煤电机组的污染物排放以及供电煤耗水平已经处于全国领先行列。

2 烟气污染物排放质量浓度、供电煤耗在不

同负荷率下变化规律

2.1 烟气污染物排放质量浓度在不同负荷率下的变化规律

随着我国超低排放等环保政策日趋严格[9]，对燃煤电厂环保设施的运行状态也提出了更高的要求[10]，锅炉的环保排放性能也已成为评价机组调峰能力的重要影响因素。在机组深度调峰运行过程中，锅炉负荷的变化会引起烟气流量、烟气流场、烟气温度以及烟气中各组分和含量的变化，从而影响环保设备的投运效率和烟气污染的排放质量浓度[11]。安徽省300，600和1 000 MW类型机组总排口NOx，SO2和烟尘排放质量浓度在6个运行负荷率(20%，30%，40%，50%，75%和100%)下变化趋势如图5— 7所示。

分析图5可得出如下结果：

(1)安徽省不同类型燃煤机组在20%～100%的 6个负荷率下，烟尘和SO2的排放质量浓度控制较好，均保持在排放质量浓度分别不高于10和35 mg/m3的超低排放限值以内(标干，6% O2)。在负荷率高于50%时，各种类型燃煤机组的NOx排放质量浓度都保持在50 mg/m3以内，当机组负荷率下降至50%以下时，各种类型机组中部分机组的NOx排放质量浓度出现了不同程度的超标情况，超标NOx排放质量浓度在61.93～390.95 mg/m3之间，且超标机组的NOx排放质量浓度随着负荷率降低而升高。

图7 不同负荷率下燃煤机组总排口烟尘排放质量浓度Fig.7 Flue dust mass concentrations at the main outlets of coal-fired units under different load rates

(2)不同类型机组环保装置性能对机组调峰的影响，主要集中于脱硝系统。机组在低负荷运行时NOx排放质量浓度超标主要原因是，机组负荷率下降至40%及以下时，选择性催化还原(SCR)脱硝系统由于脱硝装置入口烟气温度低于催化剂最低运行温度而停止喷氨导致脱硝装置退出运行。上述5台超标机组在40%负荷率运行情况下，SCR入口烟温下降到290.12～305.11 ℃，均已低于催化剂最低运行温度，而剩余7台机组均已通过宽负荷脱硝改造，提升低负荷下催化剂入口烟温或选用宽温差催化剂，在低负荷率下脱硝装置未退出运行。

(3)不同类型燃煤机组烟尘和SO2排放质量浓度，均表现为随着负荷率增加而增加。NOx排放质量浓度随负荷率变化呈现2种规律：有5台机组NOx排放质量浓度在50%～100%负荷率下随着负荷率升高而增加，在20%～40%负荷率下随着负荷率降低而增加；剩余7台机组NOx排放质量浓度随着负荷率增加而增加。随着负荷率的降低，机组的烟气量降低，电除尘器的比收尘面积增大，催化剂和浆液循环泵的性能余量较大，即环保设备性能较好，因此可控制污染物排放向较好的方向发展[12]。

(4)从图5中还可以看出，不同类型燃煤机组中1 000 MW机组的污染物排放质量浓度较低，深度调峰下NOx排放量超标机组数量最少，600 MW机组次之、300 MW机组表现最差。其原因是大容量、高参数机组锅炉和环保设备性能比小容量机组性能更好，同时对部分大容量机组率先进行了相应的宽负荷脱硝改造，显著降低了机组在深度调峰时，NOx的排放质量浓度和污染物排放超标的机组数量。

2.2 深度调峰下NOx排放质量浓度超标解决方案

通过上述分析可知，当前安徽省燃煤火电机组在深度调峰低负荷时NOx排放质量浓度会超标，因此亟须对锅炉进行相关宽负荷脱硝改造。锅炉实现宽负荷脱硝主要改造手段提高低负荷下脱硝系统入口烟气温度或使用低温SCR催化剂[13]。提高低负荷下脱硝系统入口烟气温度的方法包括：省煤器烟气旁路、省煤器分隔烟道(烟道挡板)和分级省煤器等[14]。

(1)省煤器烟气旁路。从锅炉省煤器前或低温过(再)热器前引出高温烟气，通过旁路烟道、调节挡板送入SCR入口烟道与反应器的烟气混合来调节SCR入口烟温。高负荷时关闭挡板，低负荷时调节挡板开度，以达到机组低负荷运行时脱硝设施投运的温度条件。目前，国电蚌埠电厂一期2台630 MW超临界机组、国电电投芜湖电厂一期2台660 MW超超临界机组已采用省煤器烟气旁路技术完成了宽负荷脱硝改造。

(2)省煤器分隔烟道(烟道挡板)。将省煤器的管片分隔分成几个烟道，在分隔烟道上再增设挡板，控制每个烟道的烟气流量，使得省煤器与烟气的换热面积和流量可进行无级变化，从而将省煤器出口烟温控制在300 ℃以上。目前，大唐田家庵电厂300 MW亚临界机组、大唐当涂电厂600 MW超临界机组已完成省煤器烟道挡板改造。

(3)分级省煤器。将原有省煤器靠近烟气下游的部分拆除，在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道再引至位于SCR反应器前的省煤器。减少SCR反应器前省煤器的吸热量，从而提高SCR入口烟气温度。目前，大唐洛河电厂#1，#2 300 MW亚临界机组已进行分级省煤器改造。

(4)催化剂改造为低温催化剂，使得催化剂能够满足低负荷时烟气温度的运行要求。现在宽温催化剂最低温度可达到280 ℃。目前，安徽省淮浙凤台电厂就采用低温催化剂技术，催化剂最低投运稳定是280 ℃，催化剂为浙江某催化剂公司生产。

图8 各类型机组不同负荷下供电煤耗特性Fig.8 Coal consumption characteristics of various types of units under different loads

表1 不同类型发电机组在不同负荷率下的煤耗率Tab.1 Coal consumption rates of different types of units under different load rates

2.3 供电煤耗率在不同负荷率下的变化规律

为了分析不同类型机组在不同负荷率下的煤耗率变化规律，选择1 000 MW超超临界、600 MW超超临界、600 MW超临界和300 MW亚临界类型机组进行分析，各机组的煤耗率曲线如图8所示。

燃煤火电机组参与深度调峰时，流过汽轮机内部的蒸汽量会发生改变，汽轮机的相对内效率也会受到影响[15-16]。对不同类型发电机组在不同负荷率下煤耗率、汽轮机热耗率变化规律进行分析，见表1、表2。

结合表1、表2与图8，分析可以得知：

(1)无论是大容量机组还是小容量机组，随着发电机组负荷率的下降，机组供电煤耗率逐渐上升。在负荷率为75%～100%时，随着负荷率下降，供电煤耗率增长较为缓慢；在负荷率降到75%～50%区间时，供电煤耗率增长速度迅速加快；当机组运行到50%～40%负荷率时，供电煤耗率增速进一步加快。

(2)机组参与深度调峰至50%以下负荷率运行，经济性明显降低。4种不同类型机组负荷率下降到50%～40%区间时，每下降5%负荷率煤耗增量幅度为2.57～3.97 g/(kW·h)，较负荷率在100%～75%区间时的0.56～1.23 g/(kW·h)增长3～4倍。

表2 不同类型发电机组在不同负荷率下的汽轮机热耗率Tab.2 Steam turbine heat consumption rates of different generator sets at various load rates kJ/(kW·h)

(3)机组供电煤耗率呈凸形曲线，通过对各台机组的供电煤耗率试验数据进行二次曲线拟合，结果均较好地吻合供电煤耗特性。拟合关系式为b=Aχ2-Bχ+c(0≤χ≤1)，式中：b为机组供电煤耗；χ为机组负荷率；A，B，C为煤耗系数。

(4)随着发电机组的负荷率下降，机组的汽轮机热耗率不降反增，且负荷率越低，热耗率增量上升速度越快，与机组供电煤耗率增长趋势基本相同。可见，随着机组负荷率下降，供电煤耗率上升主要是由机组的汽轮机热耗率增加导致的。

(5)在不同负荷率水平下，大容量机组的平均供电煤耗率相较于小容量机组的平均供电煤耗率更低。如在50%负荷率下，1 000 MW机组的平均煤耗率为292.28 g/(kW·h)，600 MW机组的平均煤耗率为305.97 g/(kW·h)，300 MW机组的平均煤耗率为323.34 g/(kW·h)。造成这种差异的原因，一方面可能是由于大容量机组的锅炉热效率高于小容量机组的锅炉热效率；另一方面，大容量机组的发电厂厂用电率低于小容量机组的发电厂厂用电率。

3 安徽省电力调峰辅助服务市场建立和深度调峰补偿措施

电力调峰辅助服务是指为维护电力系统的安全、稳定运行，保证电力平衡，并网发电厂或储能设备按照电力调度指令，平滑稳定地调整出力或改变运行状态。其市场主体为安徽电力调度机构管辖范围内接入电压等级≥35 kV的各类型发电企业和对应电储能设施企业，火电、水电、风电均可按要求纳入市场主体[17]。

在日前或日内负荷预测和负备用计算时，当预计电网负备用小于裕度值时，需要降低并网发电机的出力。机组出力下降至有偿调峰基准值(燃煤火电机组有偿调峰基准值可选取为50%额定容量，在电网实际调峰工作中，该基准值也可适当调整)以下时，即可启动深度调峰交易。深度调峰交易采用阶梯式、分机组报价。机组的负载率不同报价区间不同，一般随负荷率下降而增加报价。

机组参与调峰的报价主要由电厂少发电量造成的利润损失费用、负荷降低导致煤耗量增加费用、低负荷时污染物处理费用和低负荷(负荷率≤30%)时投油或等离子稳燃费用组成，具体可用下面公式表示：

C1=C1(α)+C2(α)+C3(α)+C4(α) ，

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

式中：C表示调峰报价；α表示机组负荷率；C1表示电厂少发电量造成的利润损失费用，元/(kW·h)；c1表示当前单位电价；C2表示负荷降低导致煤耗量增加的费用；K为标准煤的发热量，一般取29 302 kJ/kg；Q为普通煤的发热量，kJ/kg；c2为普通煤的单位价格；ΔB为深度调峰导致的标准煤耗增量；C3表示低负荷时污染物处理费用；a，b，c为机组污染物处理费用系数，与机组容量有关；C4表示低负荷时投油或等离子稳燃费用；η为投油或等离子量系数，和机组容量有关；c4为单位油价或电价。

以600 MW超超临界机组的负荷率由50%下降到45%为例，计算其成本增加量：

(1)正常电价c1为0.38元/(kW·h)，则C1=(0.50/0.45-1)×0.38=0.042 0(元/(kW·h))；

(2)普通煤价格c2为600元/t，发热量Q为21 330 kJ/kg，负荷由50%下降到45%造成标准煤耗增量ΔB为3.42 g/(kW·h)，则C2=(29 302×600×10-3/21 330)×3.42×10-3=0.002 8(元/(kW·h))；

(3)600 MW超超临界机组的污染物处理费用系数a=9.400，b=-0.810，c=0.047，则C3=0.030 0元/(kW·h)；

(4)由于负荷率仍大于30%，所以C4=0。

所以600 MW超超临界机组的负荷率由50%下降到45%所增加的发电成本C=0.042 0+0.002 8+0.030 0+0=0.074 8(元/(kW·h))。

同理，可以得到负荷率下降到40%时所增加的成本C=0.158 3元/(kW·h)；下降到35%时C=0.313 7元/(kW·h)；下降到30%时C=0.531 0元/(kW·h)；负荷率小于30%时，C=0.903 2元/(kW·h)。

重复计算各种类型机组的负荷下降到不同负荷率时所增加的成本(见表3)，得到报价上限见表4。

根据《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)和启动安徽电力调峰辅助服务市场模拟运行工作的通知》[18]，安徽省电力调峰辅助服务市场的运营机构为安徽电力调度控制中心、安徽电力交易中心有限公司及国外安徽电力有限公司。安徽电力调度控制中心在机组深度调峰调用时，依据报价档位由低到高逐档依次调用，相同报价档位依据市场主体日前报价由低到高在日内依次调用，相同报价按节能减排系数由大到小依次调用。节能减排系数计算公式如下：

表3 不同类型机组不同负荷率下成本增加Tab.3 Added costs of different units at different load rates 元/(kW·h)

表4 安徽省深度调峰机组负荷率分档及报价上限Tab.4 Load rates classification and quotation upper limit of units participating in deep peak-regulating operation in Anhui Province