600MW亞臨界空冷機組深度調峰能耗與經濟性分析

武科

摘 要：隨著新發展理念的踐行，電源結構持續清潔化，新能源裝機逐年增加，燃煤機組為新能源消納提供調峰服務成為新常態。通過對寧夏某廠兩臺600MW亞臨界空冷機組深度調峰能耗分析，得出機組負荷由50%額定出力降至30%時能耗指標變化量和燃料成本增加量，結合當地深度調峰電價補貼政策，得出機組深度調峰經濟效益。

關鍵詞：深度調峰;輔助服務;煤耗;調峰補償;經濟收益

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2019.22.119

1 深度調峰機組能耗試驗

1.1 能耗試驗要求

試驗參照國家標準《汽輪機熱力性能驗收試驗規程》（GB/T 8117.2-2008）和《電站鍋爐性能試驗規程》（GB/T 10184-2015），選取50%-30%額定出力與50%額定出力進行能耗測試和對比分析，通過試驗測得汽機熱耗、鍋爐效率和廠用電率，獲得機組供電煤耗。

為了保證試驗數據準確，試驗前試驗機組與外界可靠隔離，機組按照單元制獨立方式運行，對參與機組性能試驗參數、測點進行對比校準。同時，為使試驗結果盡可能反映機組日常運行能耗狀況，嚴格控制機組背壓、主汽壓、主汽溫、再熱汽溫、鍋爐氧量、一氧化碳等主要可控運行參數按日常最佳方式控制。鍋爐為前后墻對沖燃燒，試驗期間以機組安全運行為前提，為穩定燃燒，保持下層2臺、中層1臺共3臺磨煤機運行，未對配煤方式特別調整，輔機運行按照公司深度調峰運行技術措施控制，試驗數據取兩臺機組試驗平均值，兩臺機組煤質參數、環境溫度、運行方式等盡量相同，試驗結果計算時不進行修正。

1.2 能耗試驗取值說明

根據現場實際情況，為準確計算機組正平衡供電煤耗，機組需保證較長一段時間穩定運行，尤其低負荷長期運行風險較大，且燃煤熱值取樣代表性差，造成計算深度調峰期間機組正平衡供電煤耗難度大、偏差大，只選取200MW負荷點穩定運行2小時，計算正平衡供電煤耗，對比驗證低負荷時段反平衡供電煤耗偏差。

200MW正平衡煤耗取值情況：試驗期間分別記錄發電機出口、高廠變、勵磁變正向有功，計算發電廠用電率;記錄運行磨煤機總給煤量，從磨煤機原煤倉取樣化驗（1：1：1混樣）燃煤熱值，計算正平衡供電煤耗，通過對比發現廠用電率計算值與績效系統取值偏差0.19%，正、反平衡供電煤耗偏差1.21g/kWh，基本一致，能耗試驗數據可通過運行績效系統取值。

1.3 能耗試驗結果對比分析

在50%-30%額定出力下，每10MW負荷為一個試驗點，共選取13個負荷點進行能耗測試和對比分析，通過運行績效系統，讀取試驗期間汽機熱耗、鍋爐效率和廠用電率、反平衡供電煤耗等數據，表1中僅列出各負荷機組性能指標與300MW負荷指標偏差值。

由表1可以看出，當機組負荷由300MW降至180MW過程中，鍋爐效率成明顯下降趨勢，汽機熱耗與廠用電率成明顯上升趨勢，其中鍋爐效率下降為0.08%-2.86%，影響供電煤耗升高0.27-9.60g/kWh，汽機熱耗升高32.12-433.11kJ/kWh，影響供電煤耗升高1.34-18.05g/kWh，廠用電率升高0.26%-3.79%，影響供電煤耗升高0.93-13.57g/kWh，通過分析，統計結果能客觀反映各負荷段機組深度調峰時能耗的總體變化情況。

2 深度調峰經濟性分析

按照《寧夏電力輔助服務市場運營規則》深度調峰補償規定，40%<負荷率<50%補償0.38元/kWh，負荷率≤40%補償0.95元/kWh，故只與300MW進行比較，對50%額定出力以下各負荷段每小時經濟性測算（見表1），其中標煤單價按508.46元/噸（2019年1-4月累計標煤單價）計算。

3 結論

通過對寧夏兩臺600MW亞臨界空冷機組50%-30%額定出力深度調峰能耗與經濟收益分析，得出如下結論與建議：

（1）與作為基本調峰負荷下限的300MW相比，機組深度調峰至180MW，汽機熱耗、鍋爐效率和廠用電率的變化將導致機組供電煤耗增加47.04g/kWh，其中對供電煤耗影響最大的為汽機熱耗上升，廠用電率上升影響次之，鍋爐效率下降影響最小。

（2）按照當前寧夏電網深度調峰政策，在不考慮深度調峰對機組壽命、電量、能耗指標、運行、檢修、維護、管理成本等因素，只考慮燃料成本上升這一直接影響因素，深度調峰經濟收益可觀，對于能耗高，低參數的機組可考慮參與深度調峰。

參考文獻：

[1]董利斌，李泉，楊程等.600MW超臨界機組干態深度調峰能力試驗研究[J].浙江電力，2017，36（07）：55-58.

[2]李泉，尹峰，蘇燁等.超臨界機組深度調峰研究及應用[J].電站系統工程，2017，33（05）：60-62.