自备抽凝机组供电煤耗特性及降本策略研究

王杨军

摘 要 本文通过自备抽凝机组的两类负荷煤耗计算，分析了两类负荷的煤耗差异，研究了低谷时段降负荷购电降本可行性，并提出了建议。

关键词 自备 抽凝机组 供电煤耗 降本策略

一、抽凝供热机组冷凝、热化发电热耗及供电煤耗计算

（一）机组设计冷凝、额定工况下热耗

冷凝工况机组热耗=机组冷凝工况设计进汽量×（进汽焓值-给水焓值）/冷凝工况设计发电负荷

额定工况机组热耗=[机组额定工况设计进汽量×（进汽焓值-给水焓值）+（中压抽汽量+低压抽汽量）×补充水焓值-中压抽汽量×中压抽汽焓值-低压抽汽量×低压抽汽焓值]/额定工况设计发电负荷

依设计参数计算，3#机组设计冷凝工况热耗为10435kJ/kWh，额定工况热耗为6918kJ/kWh。

（二）冷凝、额定工况下机组平均供电煤耗

供电标煤耗=机组热耗/（锅炉效率×管道效率×（1-发电厂用电率））/29.3076

冷凝、额定工况下的锅炉效率、管道效率、发电厂用电率均分别取91%、98%和8%。经计算，3#机组设计冷凝工况供电煤耗为434克/千瓦时，额定工况供电煤耗为288克/千瓦时。

（三）机组冷凝、热化发电负荷及分类煤耗

因设计额定工况给水温度较设计冷凝工况高，3#机组额定工况冷凝发电部分对应供电煤耗比纯冷凝设计工况低2克/千瓦时。

热化发电部分供电标煤耗=（额定工况机组平均供电煤耗×机组发电负荷-额定工况冷凝发电负荷×冷凝发电供电煤耗）/热化发电负荷

3#机组保持额定供热，冷凝发电负荷可安全下降10MW，即机组负荷下降20%。根据国内相关研究介绍，机组负荷每降低10%，热耗上升100～150千焦/千瓦时，厂用电率上升0.05倍。经计算，降负荷后，机组热化供电煤耗为168克/千瓦时，冷凝部分供电煤耗为448克/千瓦时，均有明显上升，但因高煤耗冷凝发电负荷下降较多，机组平均供电煤耗降至265克/千瓦时。

二、3#机组额定工况及降负荷后单位供电变动成本

供电变动成本包括燃料费、水资源费、材料费、脱硫脱硝剂费用、排污费用、政府性基金及附加这六个分项。其中：燃料费=供电标煤耗×燃料标煤价，水资源费按发电量征收，政府性基金及附加按自发供电量征收，其他费用与锅炉、发电负荷线性正相关。

按安庆石化热电业务2018年上半年燃煤标煤价、其他变动费用实际发生数，计算3#机组额定工况、额定供热下降负荷工况的分类及平均单位供电变动成本见表1。

结果表明，机组冷凝发电单位供电变动成本远高于热化发电成本;机组降负荷后，冷凝、热化发电成本均出现上升，但平均成本下降。冷凝自发供电变动成本高于低谷电价0.0959元/千瓦时以上，具备低谷时段降负荷条件。

三、3#机组低谷降负荷效益评估

按同等供电量下3#机组额定工况年运行8000小时的总变动成本与低谷时段降低10MW发电负荷年运行8000小时的总变动成本差额，计算低谷降负荷的效益。

（一）满负荷运行供电变动成本

满负荷运行年自发供电量=5.1×8000*（1-8%）=37536万千瓦时

满负荷运行年供电总变动成本=37536×0.2921=10964万元

（二）降負荷运行供电变动成本

低谷时段降负荷运行年供电总变动成本=自发供电总变动成本+外购电成本

自发供电总变动成本=低谷时段自发供电变动成本+其他时段自发供电变动成本=11218×0.2724+

23460*0.2921=9908万元

外购电成本=外购电不含税价×外购电量，按实施直接交易后低谷电价计算：外购电成本=（0.3212-0.06/1.16）×2858=771万元;降负荷运行年供电总变动成本=9908+770=10679万元。降负荷运行年降本增效：10964-10679=285万元。

因此，按2018年上半年煤价水平，3#机组低谷时段降负荷运行全年可降本增效285万元，效益显著。

四、结语

第一，抽凝热电机组所发电量由低煤耗热化发电和高煤耗冷凝发电两部分构成，在下游供热需求不变的情况下，机组煤耗随冷凝发电负荷减少而下降。

第二，在高煤价和分时电价、电力直接交易全面推行的形势下，冷凝发电成本明显高于低谷时段购电成本，该时段自备抽凝热电机组降负荷可使企业获得较好的经济效益。企业可对自备抽凝机组建立发购电测算模型，根据煤价、低谷购电成本，计算降负荷调整的经济效益，动态调整生产策略。

（作者单位为中国石油化工股份有限公司安庆分公司）

参考文献

[1] 盛德仁.汽轮机热耗率分析及实时计算[J].热力发电，2003（5）.