現貨電價條件下火力發電廠輔機優化調度技術應用

姜 濤, 王廣兵, 蔣 杰, 劉 龍, 宋益純

(1. 國家能源菏澤發電有限公司, 山東菏澤 274009;2. 國家能源(山東)工程技術有限公司, 濟南 250101)

在電力市場現貨交易制度下,不同時段的現貨電價波動較大。以2022年4月6日山東電網為例,10:00:00至15:00:00現貨市場日前出清平均價格為-25.96元/(MW·h),18:00:00至23:00:00的日前出清平均價格為674.6元/(MW·h),價格差為700.56元/(MW·h),該時段與傳統意義上的峰谷時間段并不重合。在新能源裝機容量大幅增加的情況下,春秋季中午時段經常性長時間出清電價為-80元/(MW·h)。

火力發電廠內除了鍋爐、汽輪機和發電機等主機設備,還包括送風機、給水泵、輸煤系統設備、脫硫制漿設備等輔機或輔助系統。部分輔機或輔助系統需要隨主機設備同步運行或提前運行,如給水泵、送風機;部分輔機或輔助系統間斷運行,如輸煤皮帶機,當磨煤機原煤倉煤位達高限時,需要停止上煤。前者為主機提供的給水或空氣等無中間倉儲設備;后者提供的煤或石灰石漿液等有倉儲設備,可以間斷運行。部分輔機優化運行有利于提高上網售電收益[1],而現貨交易制度也催生了某些機構利用現貨電價波動區間進行套利[2]。雖然廠用電占用了機組的發電容量,但電力現貨交易市場并沒有將這部分電量計算到交易量中[3],這為發電企業利用輔機的錯時啟停實現售電收益最大化提供了可能。

筆者針對某火力發電廠2臺300 MW機組,基于輔機運行特點,在滿足機組運行需要的前提下,研究確定各輔機充分利用現貨電價曲線中低電價時段和避開高電價時段的優化運行策略,通過計算機軟件自動生成輔機啟停調度曲線。

1 輔機優化調度平臺系統架構

1.1 硬件網絡結構

在機組主控室等部位布置臺式機并安裝輔機優化調度軟件。臺式機不配置服務器,與生產實時管理信息系統聯網,采集輔機運行參數。輔機優化調度系統網絡拓撲結構圖見圖1。

圖1 輔機優化調度系統網絡拓撲結構圖

1.2 軟件模塊

輔機優化調度軟件包括次日現貨電價曲線數據采集模塊、發電計劃數據采集模塊、脫硫輔機優化調度模塊、輸煤輔機優化調度模塊、制氫設備優化調度模塊、化學水處理設備優化調度模塊、膠球清洗系統優化調度模塊和水源地一級泵站優化調度模塊8個模塊(見圖2)。

圖2 輔機優化調度軟件組成示意圖

2 輔機優化調度方案研究與軟件開發

2.1 次日現貨電價數據采集

次日現貨電價曲線是輔機優化調度軟件平臺的核心數據,該數據采集模塊程序執行流程見圖3。次日現貨電價曲線通常在下午或晚上發布。目前,電力交易中心給火力發電廠配專用電子鑰匙(Ukey) ,電廠交易員攜帶Ukey登錄電力現貨交易平臺查看并導出現貨電價曲線,發送至運行控制室臺式機,再通過人工導入到次日現貨電價數據采集軟件。

圖3 現貨電價數據采集模塊程序執行流程

該軟件模塊可以將次日現貨電價曲線和當日曲線組合顯示,便于對連續兩日的電價情況進行對比,某連續兩日的現貨電價曲線見圖4。

圖4 當日和次日現貨電價曲線

2.2 次日機組發電計劃數據采集

次日機組發電計劃曲線由電力調度中心下發,采集該曲線可以更準確地規劃次日輔機啟停計劃。在火力發電廠主控室電力調度專用電腦上查詢次日機組發電計劃曲線,該電腦與電力調度網絡連接,不能與廠內網絡連接。發電計劃曲線需人工導出,導出后的數據再導入輔機優化調度軟件的相應模塊。

2.3 脫硫輔機優化調度

2.3.1 脫硫漿液制備與消耗工藝流程

脫硫系統中能錯時運行的輔機是制備石灰石漿液的2臺濕式球磨機。將制備的石灰石漿液存儲在石灰石漿液箱中,通過輸送泵為脫硫吸收塔補充漿液。脫硫制漿系統除濕式球磨機外,還配置了石灰石粉倉及其單獨配置的漿液箱,其中石灰石粉外購。

2.3.2 脫硫系統濕式球磨機優化調度原則

脫硫系統濕式球磨機的啟停遵循以下原則:

(1) 在低于現貨電價均價的連續時段由低到高依次選擇啟動時段。

(2) 啟動期間石灰石漿液箱液位不高于高限。

(3) 啟動時長不低于最短運行時長,避免頻繁啟停導致空載運行占比過多。

(4) 若在高于現貨電價均價時段石灰石漿液箱液位低于低限,則通過石灰石粉漿液箱供漿。

2.3.3 脫硫系統濕式球磨機優化調度邏輯

濕式球磨機優化調度主邏輯流程見圖5。圖5中生成的脫硫輔機優化調度計劃,包括2臺濕式球磨機組合運行計劃、石灰石漿液箱液位預測曲線、石灰廠粉漿液供漿流量預測曲線等。

圖5 濕式球磨機優化調度主邏輯流程

軟件對符合要求的低電價時段分別進行濕式球磨機的啟停規劃,即規劃該時段內2臺濕式球磨機組合運行計劃,具體邏輯流程見圖6。

圖6 濕式球磨機組合運行計劃流程

在圖6中,判斷任一時刻石灰石漿液箱液位是否達高限或低限的計算公式為:

(1)

式中:l為石灰石漿液箱t時刻的液位,m;l0為石灰石漿液箱的初始液位,m;ρ為漿液密度,t/m3;S為石灰石漿液箱截面積,m2;qm,m為濕式球磨機的平均制漿量(質量流量),取運行經驗值,t/h;qm,b為脫硫吸收塔補漿量(質量流量),根據機組發電計劃曲線對應的煙氣流量、燃煤硫分對應的原煙氣二氧化硫(SO2)預估值、脫硫效率、鈣硫比等計算,t/h。煙氣流量主要與機組的送風量、空氣預熱器(簡稱空預器)漏風率等參數有關,送風量與機組有功功率呈一定的函數關系,因此由發電計劃曲線、空預器漏風率(由試驗得到)等即可估算出煙氣流量曲線。

2.4 輸煤系統優化調度

2.4.1 輸煤工藝流程

輸煤系統包括斗輪機、輸煤皮帶、磨煤機配置的原煤倉,原煤倉裝有煤位計。原煤倉上部為圓柱狀,下部為圓錐狀。為防止原煤倉的煤位過低造成磨煤機內熱風上行進入原煤倉,煤位不宜低于最低控制煤位。

2.4.2 輸煤系統優化調度原則

輸煤系統的啟停遵循以下原則:

(1) 任一時刻煤位不低于低限、不高于高限。

(2) 上煤時段對售電收益的影響最小。

(3) 上煤時段盡量連續。

2.4.3 輸煤系統優化調度邏輯

輸煤系統優化調度邏輯流程見圖7。

圖7 輸煤系統優化調度邏輯流程

在圖7中,判斷任一時刻煤位是否達高低限可用式(2)和式(3)計算。

(2)

(3)

式中:h為原煤倉煤位,m;h1為原煤倉中圓柱狀和圓錐狀交界線處的煤位,m;mc為原煤倉煤量,t;ρ為原煤密度,可取1 t/m3;r為原煤倉圓柱部分半徑,m。

原煤倉的煤量由輸煤皮帶的上煤量和給煤機向磨煤機的給煤量確定:

(4)

式中:m0為原煤倉初始煤量,可以通過式(2)或式(3)變換后求出,t;qm,in為輸煤皮帶向煤倉的上煤量(質量流量),t/h;qm,feed為給煤機向磨煤機的給煤量(質量流量),根據次日發電計劃曲線中對應的負荷和預先擬定的負荷-煤量函數預估,t/h。

輸煤系統優化調度計劃是按次日機組有功功率計劃曲線生成的運行計劃,因此可以滿足機組全天在任何負荷下的燃料需求,并且確保煤位在正常范圍內變化。

2.5 制氫設備優化調度

2.5.1 制氫工藝流程

制氫站配置1套電解槽,產生的氫氣合格后充入氫罐,供機組補氫。啟動電解槽到制出合格的氫氣需要一段時間(夏季為3 h左右,冬季為5 h左右)。系統配置6臺儲氫罐,罐上裝有壓力表。制氫站的儲氫罐容量較大,全部儲滿時一般可供機組補氫10 d以上。

2.5.2 制氫系統優化調度原則

制氫系統的啟停遵循以下原則:

(1) 當儲氫量≥7 d用量時,在現貨電價為負電價時制氫。

(2) 當儲氫量≥5 d用量時,在最低和次低現貨電價時段制氫。

(3) 當儲氫量≥3 d用量時,在現貨電價低于均價的時段制氫。

(4) 當儲氫量<3 d用量時,連續制氫。

2.5.3 制氫系統優化調度邏輯

制氫系統優化調度邏輯流程見圖8,其中儲氫量根據儲氫罐壓力計算,機組補氫量根據前一天實際補氫量預估。

圖8 制氫系統優化調度邏輯流程

2.6 化學水處理系統優化調度

2.6.1 化學水處理系統工藝流程

化學水處理系統包括鍋爐補給水處理系統和循環排污水、脫鹽水處理系統。2個系統均配置有除鹽水箱,水箱裝有水位計。在化學水處理系統運行期間,水泵負荷較高,但超濾裝置等設備不宜長時間停運,若停運時間較長,則下次重新啟動后需要進行設備的沖洗,導致水、電的浪費。因此,在進行化學水處理系統優化調度時,只需要將系統運行的時段避開電價較高的時段即可。

2.6.2 化學水處理系統優化調度原則

化學水處理系統的啟停遵循以下原則:

(1) 任一時刻除鹽水箱水位不超過高限。

(2) 儲水量滿足機組補水用量時,系統避開現貨電價最高和次高時段運行。

2.6.3 化學水處理系統優化調度邏輯

化學水處理系統優化調度邏輯流程見圖9,通過預估機組除鹽水補水量和水箱水位判斷是否滿足機組補水量需要。

圖9 化學水處理系統優化調度邏輯流程

2.7 膠球清洗系統優化調度

2.7.1 膠球清洗系統工藝流程

目前,凝汽器膠球清洗系統在每周的周一、周三、周五白班啟動1次。在清洗前,啟動備用循環水泵運行,確保清洗效果?？紤]現貨電價曲線的波動情況,原有的固定時段啟動膠球清洗設備并啟動備用循環水泵的方式已不適用。

2.7.2 膠球清洗系統優化調度原則

膠球清洗系統啟停遵循以下原則:

(1) 日期在每周的周一、周三、周五。

(2) 選擇現貨電價最低且時長不低于膠球洗洗時長的時段啟動。

2.7.3 膠球清洗系統優化調度邏輯

膠球清洗系統優化調度邏輯流程見圖10。

圖10 膠球清洗系統優化調度邏輯流程

2.8 水源地一級泵站優化調度

2.8.1 水源地一、二級泵站工藝流程

水源地一級泵站將水庫的水輸送至二級泵站,二級泵站再向廠內供水。二級泵站安裝有水位表,一級泵站根據此水位變化情況向二級泵站補水。二級泵站水池容量較大,達30萬m3,可供2臺機組在平均負荷下使用13 d左右。

2.8.2 一級泵站優化調度原則

一級泵站水泵的啟停遵循以下原則:

(1) 當二級泵站儲水量≥10 d用量時,在現貨電價為負電價時段啟動補水。

(2) 當二級泵站儲水量≥7 d用量時,在現貨電價最低時段啟動補水。

(3) 當二級泵站儲水量≥4 d用量時,在現貨電價低于均價的時段啟動補水。

(4) 當二級泵站儲水量<4 d用量時,連續補水。

2.8.3 一級泵站優化調度邏輯

一級泵站優化調度邏輯流程見圖11,其中二級泵站水池儲水量根據水池水位、截面積計算,電廠用水量根據機組發電計劃曲線及負荷-補水量經驗公式估算。

圖11 一級泵站優化調度邏輯流程

3 效果驗證

3.1 軟件自動生成輔機運行計劃

軟件開發完成后,對其功能進行了全面測試。經測試,次日現貨電價數據和機組發電計劃數據導入功能正常,數據準確率達100%。脫硫輔機優化調度模塊、輸煤輔機優化調度模塊、制氫設備優化調度模塊、化學水處理設備優化調度模塊、膠球清洗優化調度模塊、水源地一級泵站優化調度模塊等功能正常,自動生成的設備優化調度方案能夠在滿足機組運行需要的前提下,充分利用現貨電價曲線中的低電價時段,避開高電價時段。

以輸煤系統為例,軟件根據現貨電價曲線自動生成的輸煤系統啟停計劃曲線見圖12,時間從當日(2022-01-28)20:00:00至次日(2022-01-29)24:00:00。

圖12 軟件生成的輸煤系統啟動計劃曲線

由圖12可以看出:軟件規劃的輸煤系統運行時間包含了負電價的所有時段和少量高于平均電價的時段,充分利用了電價較低的時段對煤倉上煤,并控制煤位不低于4 m且不超過15 m,避開高電價時段上煤,滿足機組需要。軟件優化調度方案合理,便于運行人員使用。

3.2 經濟效益分析

對各輔機進行優化調度前后30 d影響售電收益的情況進行統計比較,結果見表1。

表1 輔機優化調度前后影響售電收益對比

實際運行時上網電價中的遠期合約與現貨電價電量有一定比例[4],暫不考慮電力交易中遠期合約的占比。由表1可知:對2臺機組部分輔機進行優化調度后,每個月可增加售電收益大約19萬元,全年按運行10個月計算,大約增加售電收益190萬元,具有較好的經濟效益。

3.3 社會效益分析

優化后輔機運行時段為負電價時段或較低電價時段,這些時段往往也是新能源發電出力占比較大的時段。光伏發電等新能源發電系統出力較大時易對電網產生不利影響[5],此時將火力發電廠內盡可能多的輔機啟動運行,有利于消納新能源等綠色能源的發電量[6],進而提高電網運行穩定性和經濟性。

4 結語

在滿足機組運行需要的前提下,將火力發電廠輸煤系統、脫硫系統濕式球磨機等部分輔機進行優化調度,充分利用負電價時段和低電價時段進行原煤倉的上煤、石灰石漿液的制備等運行操作。輔機的優化調度減少了高電價時段的廠用電率,實現了售電收益最大化,并且技術上具有可行性,具有較好的經濟效益和社會效益。

未來現貨電價交易量的占比將越來越高,火力發電廠部分輔機進行優化調度對售電收益的影響也會更加明顯。

目前的現貨電價曲線和機組發電計劃曲線等數據無法由軟件自動獲取,需要人工導入,建議數據源側建立開放式數據發布機制,進一步提高火力發電廠輔機優化調度的自動化水平。