某火电厂灰场光伏项目接入厂用电系统分析.docx

    某火电厂灰场光伏项目接入厂用电系统分析    李天波摘  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关键词：火电厂;废弃灰场;光伏发电;厂用电系统：X825 文献标志码：A         ：2095-2945（2020）14-0058-03Abstract： 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。

1 6kV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1.1.1 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1.1.2 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。

1.1.3 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1.1.4 1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1.2.1 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1.2.2 三单元两台机组共设立两段6kV公用段，即6kV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1.2.3 5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6kV公用段来大幅减少外購电不能实现2.2 接入一、二单元6kV公用段分析2.2.1 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2.2.2 经过查询厂内SIS系统，2018年全年一单元6kV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3.1.1 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）3.1.2 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）=4745MWh3.1.3 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：（3900+4745+200）MWh=（8645+200）MWh=8845MWh3.1.4 山西省电网峰谷平电价（元/kWh）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可得每年外购电（被光伏发电抵消部分）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 抵消机组所发厂用电计算3.2.1 30MW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。