关于当前电力现货市场下对机组影响的相关思考与建议

关于当前电力现货市场下对机组影响的相关思考与建议

一、背景介绍

自2019年09月广东省按周结算试运行暂停之后，10月份广东省电力现货按“长期+现货”周结算再启程。我厂业已进入现货市场，加上参与电力市场调频，电力市场竞争白热化，保证机组运行稳定、可靠备用、快速的响应AGC负荷曲线至关重要，一方面在市场高价时能够及时发出电量，取得高收益；另一方面争取调频辅助中标，赢得调频辅助补偿，争取利益最大化，双管齐下，才能使我们立于不败之地，赢得生存空间。

二、思考分析

随着电力现货市场的逐步展开，竞价交易、挂牌交易对发电利润提出了更大挑战，当然对我厂生产模式和安全性的影响也随之放大。在2018、2019年度经济趋势总体不好的情况下，我厂发电设备利用小时数也出现了下滑现象，发电利润出现负增长，又伴随着电力现货市场的介入，对生产而言，更是难上加难。针对10月21-27日参与电力现货市场而来，对出现的现象进行了思考总结，分析如下。

1、机组启停次数可能继续增长，设备安全、可靠性降低。

10月23日02:38按照现货运行结果，全网负荷偏低，交易报价偏低，随即调停了1号机组，现1号机组处于停备状态，2号机组单机运行，现货交易时间段内单机负荷偏低，约在280MW，按照当前形势判断，未来随着电力现货市场的深层次放开，机组启停次数将可能出现继续增长的趋势。原统调模式下，更加注重安全供电，经济性会大让步安全性，启、停机次数也相对比较少，机组运行稳定。而现货模式下，我们更需要考虑的是运行成本的降低，让经济与安全齐头并行，另外机组启、停次数多了，机组的安全性以及设备可靠性也要做好跟踪与调整，启停次数增多，设备应力变化加剧，设备的可靠性也将会降低。除此之外，诸如机组极热态启动、极热态上水、

锅炉强冷等也会相应增多，对设备的安全性也提出了严峻考验。

2、整体负荷偏低，二次调频幅度加剧，调整难度加大。

10月21日至27日现货交易阶段，#2机组负荷基本维持在280MW左右，最低负荷在240MW左右。原统调模式下，机组负跟随主要考虑负荷计划兑现率，运行负荷相对较高、变化范围也相对较小，机组的节能调整和参数调整工作量相对小。现货模式下，整体负荷调整、价格调整逼迫机组运行负荷范围增大，当出现高电价时，及时调整跟随，争取高价收益，低电价时恰好相反，宽负荷范围调节，导致机组参数自动优化调整难度加大，需要及时手动干预，以防机组参数失调。

1>现货交易阶段，机组负荷长时间低于300MW，锅炉本体吹灰条件不满足，如果负荷长期偏低，锅炉运行安全受到威胁。

目前#2机组末再 50 屏 11 号管温度偏高（经检查，该管金相组织已发生变化，硬度也有所下降），再热器温控制不大于 593℃，A/B 侧再热器再热蒸汽温度不大于600℃；机组负荷偏低，水冷壁区域、过热器区域积灰，导致低负荷时再热器温偏高，又SCR入口温度在300℃左右，此种工况，只能开启再热器事故喷水降温，机组经济性又得不到了保证。现已对锅炉吹灰工作进行了灵活调整：①无论是白班、中班或夜班，只要负荷有300MW，优先吹过热器；吹完过热器后，如果还有300MW负荷，继续吹水冷壁（单只吹），低于300MW一律不吹灰，当再热器超温时，应果断喷水；②无论是白班、中班或夜班，只要负荷有400MW，优先吹水冷壁；吹完水冷壁后，如果还有大于300MW负荷，继续吹过热器；③原则上一天只需吹一次水冷壁和过热器（与定期工作要求一致）。这只是针对当前情况下的一种暂时调整。

2>二次调频幅度变大，当前情况下机组响应能力有限。当前AGC计划负荷曲线间隔为5min，我厂机组负荷变化率正常设定为9MW/min，设定范围为0-600MW/min。但在机组局部故障（如四管泄漏）、主参数异常、辅机故障、电网故障等工况下会人为的降低或者提高机组负荷变化速率，将故障危害降至最低，保证电网和机组运行安全。机组负荷变化率的设定值是根据我厂主辅设备综合情况得出的一个参数，既要保证电

压频率、压力稳定，又要保证各设备自动调节良好。以下是近期的两次AGC计划曲线图：

根据以上曲线图明显可见：按照AGC计划曲线跟随调整，升负荷阶段负荷变化率在10.68MW/min时才能满足负荷响应，但实际负荷变化速率在9MW/min。

根据以上曲线图明显可见，按照AGC计划曲线跟随调整，升负荷阶段负荷变化率在22MW/min时才能满足负荷响应，但实际负荷变化速率在9MW/min，机组响应能力根本达不到这个要求。查阅集控规程4.1.2提及到关于负荷变化率的情况(机组不同启动方式下)：

根据以上图表可见，加负荷阶段负荷变化速率最大在12MW/min，但对稳定时负荷保持时间有一定的要求。根据以往经验，400MW以上时减负荷阶段（调度原因或者事故处理）有过12MW/min的操作，但是非正常工况。

随着现货市场放开，对机组的负荷响应能力（启停机响应、变负荷响应）提出了更高的要求，既要保证电压、频率稳定，又要保证机组安全；大幅度负荷变动，也对运行人员提出了更高的要求，自动协调控制无法实时跟踪调节时，需要手动提前干预（诸如磨煤机出口温度、汽温、汽压、环保调整等）。机组负荷变化率提高，低负荷时锅炉管道、阀门本体等、特别是汽轮机转子的热应力增大，长期以往，机组服役期缩短，故障频出。所以我们要及时调研探讨当前形势下机组负荷响应速率的改善，方能增收止损。

3>长期低负荷下要保证机组运行稳定，特别是燃烧的稳定，及时投入等离子燃烧

等，查阅集控规程关于提及稳燃和投入等离子投入的相关说明：

调整，特别是A层制粉系统的启动和等离子稳燃要重点关注和说明，对于锅炉低负荷

稳燃，要做好复习和巩固。

3、设备消缺的时段选择更要精细化，原统调模式下，设备消缺可利用低谷进行。按照电力现货市场模式，每周交易甚至每日交易，如果因为消缺产生发电偏差，在高电价时段，会给我厂带来经济损失；如果考虑经济损失推迟消缺，对设备的安全性影响较大。所以两者之间的衡量也要做到一个平衡。

三、优化建议

1、建议调研探讨机组负荷变化率是否有提升的空间，300MW以上时是否具备

12MW/min的负荷调整。

2、因目前AGC计划负荷曲线以5min为间隔，而且AGC负荷曲线变化频率高，运行人员需实时前往值长台查阅，建议继续启用原AGC曲线电脑投屏装置，方便运行人员第一时间掌握负荷情况，同时也利于在低负荷时抓住300MW负荷以上的机会，执行锅炉吹灰工作，保证锅炉安全。

3、调研探讨机组负荷＜300MW时，锅炉运行是否满足蒸汽吹灰的条件，以适应未来电力现货交易。查阅运行部关于吹灰系统简介里边提到了吹灰的一些限制,如下：

4、详化锅炉低负荷稳燃的措施，明确规定低负荷时等离子投入的条件。

5、做好缺陷填写、记录与汇总，合理安排消缺时间，以便适时安排现货竞价。

6、机组负荷变化率改动时，准确记录入日志，便于查询以及相关豁免。