自備抽凝機組供電煤耗特性及降本策略研究

王楊軍

摘 要 本文通過自備抽凝機組的兩類負荷煤耗計算，分析了兩類負荷的煤耗差異，研究了低谷時段降負荷購電降本可行性，并提出了建議。

關鍵詞 自備 抽凝機組 供電煤耗 降本策略

一、抽凝供熱機組冷凝、熱化發電熱耗及供電煤耗計算

（一）機組設計冷凝、額定工況下熱耗

冷凝工況機組熱耗=機組冷凝工況設計進汽量×（進汽焓值-給水焓值）/冷凝工況設計發電負荷

額定工況機組熱耗=[機組額定工況設計進汽量×（進汽焓值-給水焓值）+（中壓抽汽量+低壓抽汽量）×補充水焓值-中壓抽汽量×中壓抽汽焓值-低壓抽汽量×低壓抽汽焓值]/額定工況設計發電負荷

依設計參數計算，3#機組設計冷凝工況熱耗為10435kJ/kWh，額定工況熱耗為6918kJ/kWh。

（二）冷凝、額定工況下機組平均供電煤耗

供電標煤耗=機組熱耗/（鍋爐效率×管道效率×（1-發電廠用電率））/29.3076

冷凝、額定工況下的鍋爐效率、管道效率、發電廠用電率均分別取91%、98%和8%。經計算，3#機組設計冷凝工況供電煤耗為434克/千瓦時，額定工況供電煤耗為288克/千瓦時。

（三）機組冷凝、熱化發電負荷及分類煤耗

因設計額定工況給水溫度較設計冷凝工況高，3#機組額定工況冷凝發電部分對應供電煤耗比純冷凝設計工況低2克/千瓦時。

熱化發電部分供電標煤耗=（額定工況機組平均供電煤耗×機組發電負荷-額定工況冷凝發電負荷×冷凝發電供電煤耗）/熱化發電負荷

3#機組保持額定供熱，冷凝發電負荷可安全下降10MW，即機組負荷下降20%。根據國內相關研究介紹，機組負荷每降低10%，熱耗上升100～150千焦/千瓦時，廠用電率上升0.05倍。經計算，降負荷后，機組熱化供電煤耗為168克/千瓦時，冷凝部分供電煤耗為448克/千瓦時，均有明顯上升，但因高煤耗冷凝發電負荷下降較多，機組平均供電煤耗降至265克/千瓦時。

二、3#機組額定工況及降負荷后單位供電變動成本

供電變動成本包括燃料費、水資源費、材料費、脫硫脫硝劑費用、排污費用、政府性基金及附加這六個分項。其中：燃料費=供電標煤耗×燃料標煤價，水資源費按發電量征收，政府性基金及附加按自發供電量征收，其他費用與鍋爐、發電負荷線性正相關。

按安慶石化熱電業務2018年上半年燃煤標煤價、其他變動費用實際發生數，計算3#機組額定工況、額定供熱下降負荷工況的分類及平均單位供電變動成本見表1。

結果表明，機組冷凝發電單位供電變動成本遠高于熱化發電成本;機組降負荷后，冷凝、熱化發電成本均出現上升，但平均成本下降。冷凝自發供電變動成本高于低谷電價0.0959元/千瓦時以上，具備低谷時段降負荷條件。

三、3#機組低谷降負荷效益評估

按同等供電量下3#機組額定工況年運行8000小時的總變動成本與低谷時段降低10MW發電負荷年運行8000小時的總變動成本差額，計算低谷降負荷的效益。

（一）滿負荷運行供電變動成本

滿負荷運行年自發供電量=5.1×8000*（1-8%）=37536萬千瓦時

滿負荷運行年供電總變動成本=37536×0.2921=10964萬元

（二）降負荷運行供電變動成本

低谷時段降負荷運行年供電總變動成本=自發供電總變動成本+外購電成本

自發供電總變動成本=低谷時段自發供電變動成本+其他時段自發供電變動成本=11218×0.2724+

23460*0.2921=9908萬元

外購電成本=外購電不含稅價×外購電量，按實施直接交易后低谷電價計算：外購電成本=（0.3212-0.06/1.16）×2858=771萬元;降負荷運行年供電總變動成本=9908+770=10679萬元。降負荷運行年降本增效：10964-10679=285萬元。

因此，按2018年上半年煤價水平，3#機組低谷時段降負荷運行全年可降本增效285萬元，效益顯著。

四、結語

第一，抽凝熱電機組所發電量由低煤耗熱化發電和高煤耗冷凝發電兩部分構成，在下游供熱需求不變的情況下，機組煤耗隨冷凝發電負荷減少而下降。

第二，在高煤價和分時電價、電力直接交易全面推行的形勢下，冷凝發電成本明顯高于低谷時段購電成本，該時段自備抽凝熱電機組降負荷可使企業獲得較好的經濟效益。企業可對自備抽凝機組建立發購電測算模型，根據煤價、低谷購電成本，計算降負荷調整的經濟效益，動態調整生產策略。

（作者單位為中國石油化工股份有限公司安慶分公司）

參考文獻

[1] 盛德仁.汽輪機熱耗率分析及實時計算[J].熱力發電，2003（5）.