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    • 某火电厂灰场光伏项目接入厂用电系统分析

        摘    要:

        根据某火电厂实际情况结合国家现行新能源政策,介绍了该厂拟在其废弃闭库覆土后的灰场建设光伏发电站的意义,从废弃灰场现状、电厂厂用电系统概况入手,就该电站建成后所发电量送入该厂厂用电系统进行可行性分析、稳定性分析、消纳分析和经济性分析。还分析了接入后对火电厂外购电、厂用电率、煤耗以及国家绿电政策对该厂收益的影响,并给出了作者的意见和建议。

        引言

        某电厂位于晋东南丘陵地区,装机容量6×350+2×600MW,以点对网、专线直供的方式,输送电能至南方某省,每年可送电约160亿千瓦时。该厂开“西电东送”之先河,是国家“变输煤为输煤输电并举”战略的重要举措,是全国第一个变输煤为输电的示范性工程,是全国第一个跨大区、远距离超高压交流发输电工程,也是全国第一个由国家电力调度中心直接调度的电厂。

        该电厂一期工程自2000年6月投产运行以来即采取水力除灰方式,灰场场址位于电厂正西5公里处,地形是一条东西方向狭长的山沟,主沟(北沟)长约2.0km左右,沟宽约300m,平均沟深60m~70m,占地约50万平方米。2012年5月,发电厂开始进行除灰系统改造,将水力除灰方式全部改造为干除灰方式,并于2013年4月完成一期6×350MW机组干式除灰系统改造,实现干灰汽车外运及除灰系统用水不外排,一期灰场内不再排灰排水。根据《火力发电厂灰渣筑坝设计规范》的规定:“灰场贮满,停止使用后,应及时覆土”,自此该灰场从投入运行到停止使用共13年,具备闭库治理基本条件。

        为响应国家可再生能源发展规划,促进光伏发电产业技术进步和规模化发展,因地制宜应用新能源解决地区电力供应问题,同时合理利用自然资源,降低自身能耗,某火力发电厂拟在其废弃灰场闭库覆土工程完成后建设30MW的光伏电站项目。现就本项目接入该厂厂用电系统开展分析。

        厂用电系统概况

        该厂一、二期8台机组共设置四个单元,启动备用电源均由驻地电网经过厂内220kV升压站供应。2013年以前,启动备用电源主要给厂区输煤、化学、除灰、水源地等一些公用设备提供动力电源,并作为机组厂用设备,如磨煤机、风机等的备用电源。由于公用设备众多、用电负荷较大,长期以来外购电成本居高不下。从2013年开始,陆续进行了大规模的厂用电改造,即一、二、四单元6kV公用系统由山西电网改为机组接带,相应的高启变只作为空载备用,保留三单元不做改造。改造后,外购电成本大幅下降。由此引起的功率因素变化,又于2017年进行了三单元公用系统SVG改造。

        1.1一、二单元6kV厂用电系统概况

        每台机组设两段6kV厂用段,即6kV厂用Ⅰ段和6kV厂用Ⅱ段,正常时由本机组1号高厂变两个分裂绕组各带一段,供给机组本身的负荷以及主厂房区域内两台机组的公用负荷,当工作电源失电后,由高启变经6kV启动备用段供电。

        每个单元设两段6kV公用段,即6kV公用Ⅰ段、6kV公用Ⅱ段,正常由本单元两台机组2号高厂变各带一段,向全厂性的或涉及两台及以上机组的公共负荷供电,当工作电源失电后,由高启变经6kV启动备用段供电。

        每个单元设两段6kV启动备用段,即6kV启动备用Ⅰ段、6kV启动备用Ⅱ段,正常由一台或两台高启变供电,作为机组的启、停电源;一单元6kV启动备用Ⅰ、Ⅱ段之间设有母联开关和母联隔离小车,可互为备用。

        号~4号机不设脱硫转接段,6kV脱硫段分别由6kV公用Ⅰ段、6kV公用Ⅱ段供电;其中1号、2号机6kV脱硫段之间设有母联开关和母联隔离小车,可互为备用;3号、4号机6kV脱硫段之间设有母联开关和母联隔离小车,可互为备用。

        1.2三单元6kV厂用电系统概况

        每台机组设两段6kV厂用段,即6kV厂用Ⅰ段和6kV厂用Ⅱ段,正常时由高厂变两个分裂绕组各带一段,供给机组本身的负荷以及主厂房区域内两台机组的公用负荷,当工作电源失电后,由高启变经6kV公用段供电。

        三单元两台机组共设立两段6kV公用段,即6k V公用Ⅰ段、6kV公用Ⅱ段,正常由高启变供电,向全厂性的或涉及两台及以上机组的公共负荷供电,同时也作为机组的启、停电源。

        号、6号机组各设一段6kV脱硫转接段,即5号机6kV脱硫转接段、6号机6kV脱硫转接段,正常由本机组脱硫变带,向本机组的6kV脱硫段供电,当工作电源失电后,由高启变经6kV公用段供电;在5号、6号机6kV脱硫段之间设母联开关和母联隔离小车,可互为备用。

        2消纳分析

        2.1接入三单元6kV公用段分析

        该火电厂2018年全年外购电量为65182MWh,30MW光伏电站依据该地区三类辐照强度测算,年平均发电量约为38727MWh,按总量来说,可以完全消纳。但实际上全年外购电用量消耗主要集中在机组未开机期间,尤其是机组启、停机过程。这些时段集中在元旦、五一、国庆、春节等节假日及机组检修期间。8台机组全部运行时,外购电主要由三单元4号高启变所带6kV公用段消耗,每日功率在0.6-1.5MW之间波动,其余高启变为空载状态,功率几乎为零。由此可知,用几乎每天有规律稳定运行的30MW光伏发电接入三单元6k V公用段来大幅减少外购电不能实现。

        2.2接入一、二单元6kV公用段分析

        假设灰场光伏出线分为四路,每路按7.5MW计算,四路电源和单号机组2号高厂变或双号机组2号高厂变提供的电源共同接带一、二单元6kV公用Ⅰ段和6kV公用Ⅱ段负荷。则灰场光伏7.5MW系统因故障或检修暂时退出,仍只由2号高厂变提供电源;2号高厂变提供的电源因故障或检修暂时退出,仍只由灰场光伏7.5MW系统提供电源;紧急情况下,如光伏系统功率较小,远不够接带公用段,则切除光伏7.5MW系统由启动备用段(外购电)接带公用段。由此可见,灰场30MW光伏所发电量接入后,对厂用电系统稳定性影响不大。

        经过查询厂内SIS系统,2018年全年一单元6k V公用I、II段功率叠加曲线变化不大(停机时段除外),约在5-9MW之间波动,平均功率为7MW;在网控NCS电脑查询1号机组2号高厂变和2号机组2号高厂变一天内功率叠加变化曲线,减去水源地消耗的功率(该功率在1MW左右,波动不大),平均功率也为7MW;二单元6kV公用I、II段功率叠加变化较稳定(停机时段除外),约在4.5-8.5MW之间波动,平均功率为6MW;三单元6kV公用I段和II段因不带机组脱硫设备,全年功率叠加较小,约在0.6-1.5MW之间波动,平均功率为1.3MW。由此可见,白天有太阳期间(7点-17点),灰场30MW光伏出线分为四路电源接带一、二单元6kV公用Ⅰ段或6kV公用Ⅱ段负荷,所发电量可被完全消纳。

        3经济性分析

        3.1抵消外购电计算

        经过查询厂内SIS系统,2018年一、二单元单台机组停机期间,对应一单元6kV公用I、II段功率叠加平均为2.875MW,对应二单元6kV公用I、II段功率叠加平均为2MW。按每台机每年停运两次,每次20天算,任一台机组停运,该单元6kV公用I、II段均由光伏系统接带,则每年可减少外购电:2.875MW×10(h)×20(天)×2(台)×2(次)+2MW×10(h)×20(天)×2(台)×2(次)=3900MWh。(按每单元每次最多停一台机组计算,光伏系统每天发电10h,不考虑特殊天气,下同)

        如考虑将三单元6kV公用I、II段也由光伏系统来接带,按平均功率1.3MW计算,全年可减少外购电:1.3MW×10(h)×365(天)=4745MWh。

        如考虑将厂内35kVI、II段(水源地负荷)也由光伏系统来接带,在1、2号机组全停期间(以20天计算),按平均功率1MW计算,全年可减少外购电:1MW×10(h)×20(天)=200MWh。则每年光伏发电共抵消外购电估算为:

        山西省电网峰谷平电价(元/k Wh)依次如下:0.6472、0.2632、0.4482(大工业);0.8125、0.3292、0.5621(一般工商业非普);0.6275、0.2562、0.4351(直购)。山西电网峰谷平时段规定如下: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)。光伏发电时段为7:00-17:00,可知此10小时时段占峰段6小时,平段4小时。查询到大工业用电总量与直购电总量比例约为1:20,水源地用电按一般工商业非普电价结算。

        3.2抵消机组所发厂用电计算

        光伏年发电量38727MWh,全部被消纳,则抵消的机组所发厂用电为:38727-4745-3900-200=29882(MWh)。根据财务部提供数据,2018年一期发电成本为246.15元/MWh。则由光伏发电抵消的机组所发厂用成本为:246.15元/MWh×29882MWh=7355454.3元。

        自发自用后折算成本综合电价为(4908909.33+7355454.3)元/38727MWh=316.69元/MWh。光伏电价按上网0.332元/kWh计算,则每年减少收入:(332-316.69)元/MWh×38727MWh=592910.37元。

        3.3对厂用电率影响

        2018年全厂发电量为18166410.6MWh,上网电量为16662024MWh,30MW光伏年发电量38727MWh,2018年全厂综合厂用电率为8.64%,30MW光伏电站投运后厂用电率为8.43%(考虑变压器损耗5%),全厂机组厂用电率降低0.21%。

        3.4对全厂煤耗影响

        2018年机组供电煤耗为320.25g/kWh,30MW光伏电站年节约标煤12402t,全厂机组煤耗降低0.74g/kWh。

        3.5按20MW光伏计算结果

        如果按投资20MW光伏计算(以上分析条件同样适用),静态投资约8980万元,年均投资3592000元,年发电量约25818MWh。抵消的机组所发厂用电为:25818-4745-3900-200=16973(MWh)。则由光伏发电抵消的机组所发厂用电成本为:246.15元/MWh×16973MWh=4177903.95元。

        20MW光伏节约标煤8268t,全厂机组煤耗降低0.49g/kWh。全厂机组厂用电率降低0.14%。

        4结论

        (1)以上结论仅建立在2018年全年数据上,不具有普遍性。煤价走势和各台机组停机时间相差较大等情况出现时可能对上述结果影响较大。(2)灰场光伏年所发电量全部被消纳,抵消了部分机组所发厂用电,按30MW计算最终每年增加成本约59万,按20MW计算最终每年减少成本约51万,两者相差不大。(3)依据国家政策,风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目,可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书(以下简称绿证),通过出售绿证获得收益。国家通过多种措施引导绿证市场化交易。结合该厂实际情况,远期本项目还可通过绿证获取一定收益。(4)光伏发电属绿色电力,是国家大力提倡的新能源产业,和火电厂相结合,建成后可作为光煤耦合示范项目。不但降低了火电厂厂用电率,还降低了煤耗。(5)如果考虑到灰场光伏“自发自用”,可保证光伏年发电量百分之百被消纳,并根据目前光伏组件价格逐步降低的市场行情,建议一期建设20MW,二期再建设10MW。(6)面对国家光伏补贴逐年退坡,2020年即将取消的情况下,如果仅从经济方面考虑,可抓住补贴的最后机会,将30MW项目“自发自用”方式改为“自发自用,余电上网”方式或作为竞价项目全部上网。

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