某火電廠灰場光伏項目接入廠用電系統(tǒng)分析

李天波

摘? 要：根據(jù)某火電廠實際情況結(jié)合國家現(xiàn)行新能源政策，介紹了該廠擬在其廢棄閉庫覆土后的灰場建設(shè)光伏發(fā)電站的意義，從廢棄灰場現(xiàn)狀、電廠廠用電系統(tǒng)概況入手，就該電站建成后所發(fā)電量送入該廠廠用電系統(tǒng)進(jìn)行可行性分析、穩(wěn)定性分析、消納分析和經(jīng)濟(jì)性分析。還分析了接入后對火電廠外購電、廠用電率、煤耗以及國家綠電政策對該廠收益的影響，并給出了作者的意見和建議。

關(guān)鍵詞：火電廠;廢棄灰場;光伏發(fā)電;廠用電系統(tǒng)

中圖分類號：X825 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A? ? ? ? ?文章編號：2095-2945（2020）14-0058-03

Abstract： According to the actual situation of a thermal power plant and the current national new energy policy， this paper introduces the significance of building a photovoltaic power station in the ash field after its abandoned closed depot is covered with soil， starting with the present situation of the abandoned ash yard and the general situation of the auxiliary power system of the power plant. the feasibility analysis， stability analysis， consumption analysis and economic analysis of the power generation after the completion of the power plant are carried out. The effects of external power purchase， power consumption rate， coal consumption and national green power policy on the income of the plant are also analyzed， and the author's opinions and suggestions are given.

Keywords： thermal power plant; abandoned ash yard; photovoltaic power generation; auxiliary power system

引言

某電廠位于晉東南丘陵地區(qū)，裝機容量6×350+2×600MW，以點對網(wǎng)、專線直供的方式，輸送電能至南方某省，每年可送電約160億千瓦時。該廠開“西電東送”之先河，是國家“變輸煤為輸煤輸電并舉”戰(zhàn)略的重要舉措，是全國第一個變輸煤為輸電的示范性工程，是全國第一個跨大區(qū)、遠(yuǎn)距離超高壓交流發(fā)輸電工程，也是全國第一個由國家電力調(diào)度中心直接調(diào)度的電廠。

該電廠一期工程自2000年6月投產(chǎn)運行以來即采取水力除灰方式，灰場場址位于電廠正西5公里處，地形是一條東西方向狹長的山溝，主溝（北溝）長約2.0km左右，溝寬約300m，平均溝深60m～70m，占地約50萬平方米。2012年5月，發(fā)電廠開始進(jìn)行除灰系統(tǒng)改造，將水力除灰方式全部改造為干除灰方式，并于2013年4月完成一期6×350MW機組干式除灰系統(tǒng)改造，實現(xiàn)干灰汽車外運及除灰系統(tǒng)用水不外排，一期灰場內(nèi)不再排灰排水。根據(jù)《火力發(fā)電廠灰渣筑壩設(shè)計規(guī)范》的規(guī)定：“灰場貯滿，停止使用后，應(yīng)及時覆土”，自此該灰場從投入運行到停止使用共13年，具備閉庫治理基本條件。

為響應(yīng)國家可再生能源發(fā)展規(guī)劃，促進(jìn)光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)技術(shù)進(jìn)步和規(guī)?；l(fā)展，因地制宜應(yīng)用新能源解決地區(qū)電力供應(yīng)問題，同時合理利用自然資源，降低自身能耗，某火力發(fā)電廠擬在其廢棄灰場閉庫覆土工程完成后建設(shè)30MW的光伏電站項目?，F(xiàn)就本項目接入該廠廠用電系統(tǒng)開展分析。

1 6kV廠用電系統(tǒng)概況

該廠一、二期8臺機組共設(shè)置四個單元，啟動備用電源均由駐地電網(wǎng)經(jīng)過廠內(nèi)220kV升壓站供應(yīng)。2013年以前，啟動備用電源主要給廠區(qū)輸煤、化學(xué)、除灰、水源地等一些公用設(shè)備提供動力電源，并作為機組廠用設(shè)備，如磨煤機、風(fēng)機等的備用電源。由于公用設(shè)備眾多、用電負(fù)荷較大，長期以來外購電成本居高不下。從2013年開始，陸續(xù)進(jìn)行了大規(guī)模的廠用電改造，即一、二、四單元6kV公用系統(tǒng)由山西電網(wǎng)改為機組接帶，相應(yīng)的高啟變只作為空載備用，保留三單元不做改造。改造后，外購電成本大幅下降。由此引起的功率因素變化，又于2017年進(jìn)行了三單元公用系統(tǒng)SVG改造。

1.1 一、二單元6kV廠用電系統(tǒng)概況

1.1.1 每臺機組設(shè)兩段6kV廠用段，即6kV廠用Ⅰ段和6kV廠用Ⅱ段，正常時由本機組1號高廠變兩個分裂繞組各帶一段，供給機組本身的負(fù)荷以及主廠房區(qū)域內(nèi)兩臺機組的公用負(fù)荷，當(dāng)工作電源失電后，由高啟變經(jīng)6kV啟動備用段供電。

1.1.2 每個單元設(shè)兩段6kV公用段，即6kV公用Ⅰ段、6kV公用Ⅱ段，正常由本單元兩臺機組2號高廠變各帶一段，向全廠性的或涉及兩臺及以上機組的公共負(fù)荷供電，當(dāng)工作電源失電后，由高啟變經(jīng) 6kV啟動備用段供電。

1.1.3 每個單元設(shè)兩段6kV啟動備用段，即6kV啟動備用Ⅰ段、6kV啟動備用Ⅱ段，正常由一臺或兩臺高啟變供電，作為機組的啟、停電源;一單元6kV啟動備用Ⅰ、Ⅱ段之間設(shè)有母聯(lián)開關(guān)和母聯(lián)隔離小車，可互為備用。

1.1.4 1號～4號機不設(shè)脫硫轉(zhuǎn)接段，6kV脫硫段分別由6kV公用Ⅰ段、6kV公用Ⅱ段供電;其中1號、2號機6kV脫硫段之間設(shè)有母聯(lián)開關(guān)和母聯(lián)隔離小車，可互為備用;3號、4號機6kV脫硫段之間設(shè)有母聯(lián)開關(guān)和母聯(lián)隔離小車，可互為備用。

1.2 三單元6kV廠用電系統(tǒng)概況

1.2.1 每臺機組設(shè)兩段6kV廠用段，即6kV廠用Ⅰ段和6kV廠用Ⅱ段，正常時由高廠變兩個分裂繞組各帶一段，供給機組本身的負(fù)荷以及主廠房區(qū)域內(nèi)兩臺機組的公用負(fù)荷，當(dāng)工作電源失電后，由高啟變經(jīng)6kV公用段供電。

1.2.2 三單元兩臺機組共設(shè)立兩段6kV公用段，即6kV公用Ⅰ段、6kV公用Ⅱ段，正常由高啟變供電，向全廠性的或涉及兩臺及以上機組的公共負(fù)荷供電，同時也作為機組的啟、停電源。

1.2.3 5號、6號機組各設(shè)一段6kV脫硫轉(zhuǎn)接段，即5號機6kV 脫硫轉(zhuǎn)接段、6號機6kV脫硫轉(zhuǎn)接段，正常由本機組脫硫變帶，向本機組的6kV脫硫段供電，當(dāng)工作電源失電后，由高啟變經(jīng)6kV公用段供電;在5號、6號機6kV脫硫段之間設(shè)母聯(lián)開關(guān)和母聯(lián)隔離小車，可互為備用。

2 消納分析

2.1 接入三單元6kV公用段分析

該火電廠2018年全年外購電量為65182MWh，30MW光伏電站依據(jù)該地區(qū)三類輻照強度測算，年平均發(fā)電量約為38727MWh，按總量來說，可以完全消納。但實際上全年外購電用量消耗主要集中在機組未開機期間，尤其是機組啟、停機過程。這些時段集中在元旦、五一、國慶、春節(jié)等節(jié)假日及機組檢修期間。8臺機組全部運行時，外購電主要由三單元4號高啟變所帶6kV公用段消耗，每日功率在0.6-1.5MW之間波動，其余高啟變?yōu)榭蛰d狀態(tài)，功率幾乎為零。由此可知，用幾乎每天有規(guī)律穩(wěn)定運行的30MW光伏發(fā)電接入三單元6kV公用段來大幅減少外購電不能實現(xiàn)。

2.2 接入一、二單元6kV公用段分析

2.2.1 假設(shè)灰場光伏出線分為四路，每路按7.5MW計算，四路電源和單號機組2號高廠變或雙號機組2號高廠變提供的電源共同接帶一、二單元6kV公用Ⅰ段和6kV公用Ⅱ段負(fù)荷。則灰場光伏7.5MW系統(tǒng)因故障或檢修暫時退出，仍只由2號高廠變提供電源;2號高廠變提供的電源因故障或檢修暫時退出，仍只由灰場光伏7.5MW系統(tǒng)提供電源;緊急情況下，如光伏系統(tǒng)功率較小，遠(yuǎn)不夠接帶公用段，則切除光伏7.5MW系統(tǒng)由啟動備用段（外購電）接帶公用段。由此可見，灰場30MW光伏所發(fā)電量接入后，對廠用電系統(tǒng)穩(wěn)定性影響不大。

2.2.2 經(jīng)過查詢廠內(nèi)SIS系統(tǒng)，2018年全年一單元6kV公用I、II段功率疊加曲線變化不大（停機時段除外），約在5-9MW之間波動，平均功率為7MW;在網(wǎng)控NCS電腦查詢1號機組2號高廠變和2號機組2號高廠變一天內(nèi)功率疊加變化曲線，減去水源地消耗的功率（該功率在1MW左右，波動不大），平均功率也為7MW;二單元6kV公用I、II段功率疊加變化較穩(wěn)定（停機時段除外），約在4.5-8.5MW之間波動，平均功率為6MW;三單元6kV公用I段和II段因不帶機組脫硫設(shè)備，全年功率疊加較小，約在0.6-1.5MW之間波動，平均功率為1.3MW。由此可見，白天有太陽期間（7點-17點），灰場30MW光伏出線分為四路電源接帶一、二單元6kV公用Ⅰ段或6kV公用Ⅱ段負(fù)荷，所發(fā)電量可被完全消納。

3 經(jīng)濟(jì)性分析

3.1 抵消外購電計算

3.1.1 經(jīng)過查詢廠內(nèi)SIS系統(tǒng)，2018年一、二單元單臺機組停機期間，對應(yīng)一單元6kV公用I、II段功率疊加平均為2.875MW，對應(yīng)二單元6kV公用I、II段功率疊加平均為2MW。按每臺機每年停運兩次，每次20天算，任一臺機組停運，該單元6kV公用I、II段均由光伏系統(tǒng)接帶，則每年可減少外購電：2.875MW×10（h）×20（天）×2（臺）×2（次）+2MW×10（h）×20（天）×2（臺）×2（次）=3900MWh。（按每單元每次最多停一臺機組計算，光伏系統(tǒng)每天發(fā)電10h，不考慮特殊天氣，下同）

3.1.2 如考慮將三單元6kV公用I、II段也由光伏系統(tǒng)來接帶，按平均功率1.3MW計算，全年可減少外購電：1.3MW×10（h）×365（天）=4745MWh。

3.1.3 如考慮將廠內(nèi)35kVI、II段（水源地負(fù)荷）也由光伏系統(tǒng)來接帶，在1、2號機組全停期間（以20天計算），按平均功率1MW計算，全年可減少外購電：1MW×10（h）×20（天）=200MWh。則每年光伏發(fā)電共抵消外購電估算為：

（3900+4745+200）MWh=（8645+200）MWh=8845MWh。

3.1.4 山西省電網(wǎng)峰谷平電價（元/kWh）依次如下：0.6472、0.2632、0.4482（大工業(yè)）;0.8125、0.3292、0.5621（一般工商業(yè)非普）;0.6275、0.2562、0.4351（直購）。山西電網(wǎng)峰谷平時段規(guī)定如下：8：00-12：00、15：00-22：00（峰）;23：00-次日6：00（谷）;6：00-8：00、12：00-15：00、22：00-23：00（平）。光伏發(fā)電時段為7：00-17：00，可知此10小時時段占峰段6小時，平段4小時。查詢到大工業(yè)用電總量與直購電總量比例約為1：20，水源地用電按一般工商業(yè)非普電價結(jié)算。

可得每年外購電（被光伏發(fā)電抵消部分）的成本：

0.6472元/kWh×8645MWh×1/21×6/10=159858.4元（大峰）;

0.6275元/kWh×8645MWh×20/21×6/10=3099850元（直峰）;

0.4482元/kWh×8645MWh×1/21×4/10=73803.6元（大平）;

0.4351元/kWh×8645MWh×20/21×4/10=1432929.33元（直平）;

0.8125元/kWh×200MWh×6/10=97500元（一般工峰）;

0.5621元/kWh×200MWh×4/10=44968元（一般工平）;

相加可得4908909.33元。

3.2 抵消機組所發(fā)廠用電計算

3.2.1 30MW光伏年發(fā)電量38727MWh，全部被消納，則抵消的機組所發(fā)廠用電為：38727-4745-3900-200=29882（MWh）。根據(jù)財務(wù)部提供數(shù)據(jù)，2018年一期發(fā)電成本為246.15元/MWh。則由光伏發(fā)電抵消的機組所發(fā)廠用成本為：246.15元/MWh×29882MWh=7355454.3元。

3.2.2 自發(fā)自用后折算成本綜合電價為（4908909.33+7355454.3）元/38727MWh=316.69元/MWh。光伏電價按上網(wǎng)0.332元/kWh計算，則每年減少收入：（332-316.69）元/MWh×38727MWh=592910.37元。

3.3 對廠用電率影響

2018年全廠發(fā)電量為18166410.6MWh，上網(wǎng)電量為16662024MWh，30MW光伏年發(fā)電量38727MWh，2018年全廠綜合廠用電率為8.64%，30MW光伏電站投運后廠用電率為8.43%（考慮變壓器損耗5%），全廠機組廠用電率降低0.21%。

3.4 對全廠煤耗影響

2018年機組供電煤耗為320.25g/kWh，30MW光伏電站年節(jié)約標(biāo)煤12402t，全廠機組煤耗降低0.74g/kWh。

3.5 按20MW光伏計算結(jié)果

如果按投資20MW光伏計算（以上分析條件同樣適用），靜態(tài)投資約8980萬元，年均投資3592000元，年發(fā)電量約25818MWh。抵消的機組所發(fā)廠用電為：25818-4745-3900-200=16973（MWh）。則由光伏發(fā)電抵消的機組所發(fā)廠用電成本為：246.15元/MWh×16973MWh=4177903.95元。自發(fā)自用后折算成本綜合電價為：

（4908909.33+4177903.95）元/25818MWh=351.95元/MWh。

光伏電價按上網(wǎng)0.332元/kWh計算，則每年增加收入：

（351.95-332）元/MWh×25818MWh=515069.1元。

20MW光伏節(jié)約標(biāo)煤8268t，全廠機組煤耗降低0.49g/kWh。全廠機組廠用電率降低0.14%。

4 結(jié)論

（1）以上結(jié)論僅建立在2018年全年數(shù)據(jù)上，不具有普遍性。煤價走勢和各臺機組停機時間相差較大等情況出現(xiàn)時可能對上述結(jié)果影響較大。（2）灰場光伏年所發(fā)電量全部被消納，抵消了部分機組所發(fā)廠用電，按30MW計算最終每年增加成本約59萬，按20MW計算最終每年減少成本約51萬，兩者相差不大。（3）依據(jù)國家政策，風(fēng)電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)項目，可按國家可再生能源綠色電力證書管理機制和政策獲得可交易的可再生能源綠色電力證書（以下簡稱綠證），通過出售綠證獲得收益。國家通過多種措施引導(dǎo)綠證市場化交易。結(jié)合該廠實際情況，遠(yuǎn)期本項目還可通過綠證獲取一定收益。（4）光伏發(fā)電屬綠色電力，是國家大力提倡的新能源產(chǎn)業(yè)，和火電廠相結(jié)合，建成后可作為光煤耦合示范項目。不但降低了火電廠廠用電率，還降低了煤耗。（5）如果考慮到灰場光伏“自發(fā)自用”，可保證光伏年發(fā)電量百分之百被消納，并根據(jù)目前光伏組件價格逐步降低的市場行情，建議一期建設(shè)20MW，二期再建設(shè)10MW。（6）面對國家光伏補貼逐年退坡，2020年即將取消的情況下，如果僅從經(jīng)濟(jì)方面考慮，可抓住補貼的最后機會，將30MW項目“自發(fā)自用”方式改為“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”方式或作為競價項目全部上網(wǎng)。

參考文獻(xiàn)：

[1]熊信銀.發(fā)電廠電氣部分[M].北京：中國電力出版社，2009.

[2]李鐘實.太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計施工與應(yīng)用（第二版）[M].北京：人民郵電出版社，2019.

[3]中國大唐集團(tuán)有限公司.中國大唐集團(tuán)有限公司投資項目經(jīng)濟(jì)評價管理辦法[S].2019.