（国家能源集团哈尔滨热电有限公司 黑龙江省哈尔滨市 150066）
前言：
在国家新能源产业政策的刺激下，风电装机容量爆发式增长，在东北地区尤其是黑龙江区域，因季节性气候特点和冬季环境温度影响，供暖期同时也是风电负荷较高时期。为有效促进节能发电及保护环境，有效利用风能等清洁能源，需要在大发风电时期压降火电机组负荷率，降低弃风率。基于此，国家能源局东北监管局出台了关于调峰辅助服务运营规则，以激励热电企业积极开展深度调峰有关工作。哈热公司积极快速响应，一方面通过深入探索机组自身的低负荷运行能力加大机组降负荷能力，另一方面通过开展技术调研进行调峰辅助设备改造来挖掘深调空间，并拓展合同能源管理模式引入储能设备参与调峰。目前已完成两台机组高低压旁路改造、#2机高背压改造，正在积极推进蓄热电锅炉调峰项目。因此，对哈热公司来说，在下一供暖期开始时，如何在保证发电安全、供热稳定的前提下，合理投入调峰辅助设备、合理压降负荷、寻求效益最佳平衡点，是需要深入研究探索的问题。
一、对调峰影响因素初步认识
调峰影响因素是多方面的，比如：电力市场负荷需求趋势、设备自身降负荷能力、供热需求温度、调峰辅助设备改造后的技术指标、员工参与深度调峰的主动意识及操作水平等等因素。如何让这些因素充分平衡起来，在深度调峰、抢发效益电、保稳定供热、促进节能降耗等方面合理调配，取得最大化效益，管理者首先要对各种影响因素有正确的认识和评价。综合分析总结如下：
一是市场因素。电力市场负荷发展趋势是决定调峰决策走向的关键因素，只有对负荷发展趋势准确把握，才能制定及时的负荷调整策略并积极参与深度调峰，实现调峰收益最大化。能否对负荷趋势有正确预判，需要营销人员熟悉掌握区域发电量需求空间、发电设备容量走势、可参与调峰设备容量等等，尤其要关注热电机组、清洁能源发电机组运行容量变化，实时把握环境温度、研判风电等清洁能源机组开机趋势。
二是机组自身状况。设备自身降负荷能力是保证发电安全和供热安全的前提。目前哈热公司通过低负荷优化运行实验基本实现机组降负荷能力32%左右，但由于供热温度制约着机组降负荷深度，在供热中期极寒天气时可降负荷约50%-55%。
三是辅助设备影响。调峰辅助设备的改造是公司在综合评估分析原有设备情况、区域调峰市场形势、发电供热需求等因素后的选择，是快速提升公司深度调峰能力的最直接手段。哈热公司现已完成两台高低压旁路改造，旁路的投入在一定程度上缓解了供热对降负荷能力的约束。因此，为了提升供热能力、最大化实现节能降耗，公司进行了#2机高备压改造，改造后预计可提升供热能力300万平米左右，当前热负荷下的机组在供暖中期极寒天气中机组可降负荷36%-40%左右。
四是人为因素。员工参与深度调峰的主动意识及操作水平是将市场、环境、设备等所有因素有效结合综合考虑获得最佳收益的关键所在。如何让这个发因素发挥其应有的作用，要求企业管理者一方面要制定合理的管理制度和激励机制，另一方面也要求管理者要制定有实效的调峰策略指导员工进行调峰操作。哈热公司进行设备低负荷运行调整、调峰辅助设备改造等多种方式不断挖掘深调空间，通过调峰管理制度创新，有效激励员工参与调峰主动性，深度调峰取得了大飞跃，由承担考核转变为获得补偿。
二、调峰影响因素效益分析探索
机组要积极参与深度调峰必然会影响机组长期低负荷运行，而低负荷运行必然会带来一些相应的问题，比如：低负荷时机组的环保指标是否达标排放；机组低负荷运行行的经济特性等。如何让调峰各影响因素创造最大效益，基于每个企业设备状况、市场环境等差别所带来的千差万别，以哈热公司为例进行分析。
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（一）边界条件
1.机组参数。2*350MW机组自身最低可降负荷率约32%，但在供热中期极寒天气时为保证稳定供热可降最低负荷约55%。高背压改造后可增加供热能力369吉焦/小时约300万平米，因此机组在供暖初末期可不考虑供热对机组自身降负荷幅度的制约，极寒天气也可实现机组可降负荷率最低可至48%左右。
2.高低压旁路参数。当投入高低压旁路时，可影响负荷下降20%左右即单机降负荷70MW，但同时影响供电煤耗升高约70克/千瓦时。
3.电锅炉参考数据。预计年末完工的4*40MW调峰电锅炉项目，是依据东北能源监管局辅助服务运营规则鼓励建设调峰辅助设备并优先调用原则，其主要原理就是利用电能储存后转化为热能压降上网负荷。在转换过程中会产生能量损失，电热转换效率大约95%。
（二）经济性分析
以下所有分析均以调峰电量1万千瓦时，调峰电价1元/千瓦时为前提，当期发电量13万千瓦时，当期调峰收益为8850元。参考数据：煤价630元/吨，发电厂用电率4.3%，调峰用电成本0.34元/千瓦时，供热煤耗40.52千克/吉焦，电锅炉热转换效率约95%。
1.机组自身降负荷调峰效益分析。
当机组负荷下调1万千瓦时，相当于发电负荷率下降2.86%。按以当期发电量13万千瓦时计算，影响供电煤耗升高约49克/千瓦时，增加成本3480元。机组降负荷深度调峰收益5370元。
2.投入旁路调峰时效益分析。
当投入旁路调峰在获得调峰收益的同时，因旁路影响供电煤耗升高而增加发电成本。根据经验，投入旁路预计可影响提升煤耗70克/千瓦时，增加当期发电成本5486元，计算公式为70*（1-4.3%）*13/100*630。则投入旁路调峰最终收益为3364元。
3.投入电锅炉调峰时效益分析。
投入电锅炉调峰在获得调峰收益的同时，因投入电锅炉产生如下影响：一是增加调峰用电成本3400元。计算：1万千瓦时*0.34元/千瓦时；二是调峰耗电量转换为供热量，减少抽气供热成本873元。计算：热量=1万千瓦时*36*95%=34.2吉焦，减少供热成本=34.2*40.52/1000*630=873元；三是减少抽气提升煤耗增加的当期发电成本368元。根据经验计算，减少抽汽提升煤耗约4.7克/千瓦时，增加成本=13*4.7*（1-4.3%）/100*630=368元。
如果调峰电锅炉由热电企业自行建设，所获调峰收益均为热电企业自得，则投入电锅炉调峰的最终收益为5955元。
如果引入第三方投资建设电锅炉，则调峰收益则需投资方和热电企业进行相应的比例分配，可供分配收益为调峰总收益剔除用电成本。此时调峰用电成本已在效益分配前进行剔除，因此对热电企业来说，调峰收益影响项可以只考虑减少抽气供热成本和提升发电煤耗成本。如热电企业获得调峰收入占比30%，此时热电企业获得调峰收益应为（8850-3400）*30%=1635元，调峰综合收益为1635+873-368=2140元。如热电企业获得调峰收入占比60%，此时热电企业获得调峰收益应为（8850-3400）*60%=3270元，调峰综合收益为3270+873-368=3775元。
（三）总结
通过前面经济性分析可以看出，当电锅炉深度调峰由热电企业自行建设，则理应优先投入电锅炉调峰。此时进行深度调峰顺序是：电锅炉、机组自身降负荷、旁路。
如果电锅炉由第三方投资建设，从上面分析可以看出，分析中热电企业收益占比按30%计算，通过电锅炉调峰时热电企业获得收益远低于机组降负荷或投入旁路的调峰收益。而当热电企业收益占比达到60%时，电锅炉调峰收益则高于投入旁路调峰。因此，当机组有能力进行自身降负荷调峰时，可以在保证安全发电稳定供热的情况下，优先进行机组降负荷调峰。而对于必须投入调峰辅助设备时，应视热电公司获得调峰收益比例选择性投入旁路或电锅炉调峰。
结束语
热电企业在供暖期参与深度调峰是东北地区环境和市场的必然需求，要求也越来越严谨，热电企业通过技术改造或建设调峰辅助设备的是电力市场发展的必然。无论是机组降负荷还是投入辅助设备调峰，最关键的因素是企业运行人员的操作水平和调峰主观能动性。作为企业管理者，在投入技术改造的同时，也高重视对员工调峰意识和主观能动性的提升，而建立有效的激励机制则应该是管理者的必然选择。
论文作者:王羽娟,谭化明
论文发表刊物:《河南电力》2019年4期
论文发表时间:2019/10/31
标签：负荷论文; 机组论文; 电锅炉论文; 旁路论文; 收益论文; 热电论文; 煤耗论文; 《河南电力》2019年4期论文;