660 MW调峰机组运行经济性研究

李芒芒，周雪斌，易晓坚

(中国能源建设集团华中电力试验研究院有限公司，湖南长沙410000)

0 引言

目前，大容量机组快速发展，国内用电结构发生改变，大型火力发电机组必须按照要求参与电网调峰工作，近些年来持续低负荷运行参与深度调峰将成为常态，且参与调峰的时间越来越长，电网公司根据要求会对调峰的煤电机组实施相应的补偿。深度调峰下机组首先保证安全运行，但是目前机组调峰要求负荷50%以下继续下探，导致机组负荷的峰谷差值不断扩大，机组的实际运行参数长期偏离设计值，机组效率下降。因此，能源的消耗也一直是需要考虑的问题[1-4]。

按照相关文件的工作要求，为加快建设完善电力市场体系，沿海地区推进现货市场试点建设[5]，组织开展了发电机组能耗曲线实测工作，用于电力现货市场中发电机组运行费用补偿、市场力检测与缓解、报价行为评估等环节。目前火电机组的调峰方式常见的有两种，低负荷调峰方式与两班制调峰方式，这两种方式是解决调峰需求的重要途径[6]。低负荷调峰方式是发电机组在低于额定负荷的条件下通过不断的调整满足电网实际调峰需求，在锅炉最低稳燃基础上仍能保证机组的安全性[7]。两班制调峰方式是机组深夜从电网中解列6～8 h，次日早晨热态启机后重新并网[8]。

本文针对某沿海亚临界3×660 MW调峰机组，研究该机组低负荷运行和两班制两种调峰方式的运行经济性，并且对比两种调峰方式的优劣，为燃煤机组调峰运行提供经济优化参考。

1 机组运行能耗试验分析

深度调峰时往往低负荷运行，调峰首要考虑安全性，保证锅炉和汽机的安全运行，现在调峰机组要求最低到满足锅炉不投油最低稳燃负荷，此时机组发电煤耗会大大提高。

汽轮机热耗率、锅炉效率、厂用电率是影响机组经济性的主要指标。通过对机组进行性能试验，得到某机组喷嘴配汽与节流配汽两种运行方式下热耗率变化情况，结果见表1—2，煤耗率的计算中，锅炉效率取93.5%，管道效率取98.5%。整个试验过程中，锅炉均可稳定运行，未采用任何助燃措施，当负荷低于35%时，考虑到机组的安全性将投油辅助燃烧，因此试验并未在低于35%负荷下进行。由表1—2试验结果可见，深度调峰时机组35%负荷运行时，在喷嘴配汽方式下比节流配汽方式下能减少发电煤耗约2.24 g/kWh。

表1 喷嘴配汽下的煤耗计算结果

表2 节流配汽下的煤耗计算结果

各试验工况是在喷嘴配汽状态和节流配汽状态下完成的，图1—2绘制了各试验状态负荷与两种进汽状态下计算得到的修正后热耗的关系曲线以及平均供电标准煤耗的关系曲线，了解不同负荷下的平均供电煤耗的变化情况，可以得出随着机组负荷的降低，汽轮机热耗率、厂用电率显著增加，供电煤耗大幅度增加，当机组负荷从660 MW降到230 MW时，供电煤耗增加39.55 g/kWh。特别是当机组小于50%负荷时，机组煤耗相对上升较快[9]。为了方便计算，将供电煤耗随负荷变化曲线拟合为:

式中，Q为供电煤耗，g/kWh；λ为机组负荷，MW。

图1 两种运行方式下不同负荷机组的热耗

图2 不同负荷下机组的能耗曲线

2 启停过程能耗计算

启停过程中机组能耗的计算方法主要有两种，理论计算法和实际试验法[10]，两种方法有各自的优缺点，根据文献[11-15]以及电厂实际的运行情况，认为实际试验方法计算的结果相比理论计算方法得出的结果更具可靠性，用实际试验方法计算启停一次该机组的能耗。

目前实际试验方法是将实际启停过程中消耗的能量划分为启停过程中消耗的油耗、机组煤耗、机组发电量、厂用电量、除盐水量等，将各个成分量都折合成标煤量统一计算，根据实际启停机情况统计以及电厂人员提供的信息进行汇总，计算结果见表3，其中煤价、油价取当年市场价。

表3 机组启停过程标煤耗

3 两种运行方式的经济性比较

通过给定负荷，计算启停两班制与低负荷在运行过程中的能耗，根据式(2)将两者进行比较，得到能耗差。

式中，Q1是低负荷的供电煤耗，g/kWh；Q2是启停两班制的供电煤耗，g/kWh；λ1低负荷情况下的单台机组负荷，MW；λ2启停两班制情况下的单台机组负荷，MW；n1低负荷情况下运行机组的台数；n2为启停两班制情况下运行机组的台数；τ为机组运行时间，h；ΔQ为启停机机组消耗的煤耗，g/kWh。

由式(2)可以看出，能耗差与调峰时间以及总负荷有关，当机组在低负荷运行，由于机组煤耗较大，调峰时间达到一定的值时，机组启停机煤耗会低于低负荷运行的煤耗总和，此时两班制运行具有优势。

以某电厂3×660 MW机组为例，单台机组运行负荷范围在230～660 MW，根据式(2)计算机组在可运行负荷范围内与煤耗差的曲线如图3所示，图例中3-2表示可运行投入的机组3台，采用启停两班制方式运行到2台；2-1表示可运行投入的机组2台，采用启停两班制方式运行到1台。从图中可以看出，机组容量越大，低负荷运行与启停两班制的煤耗差越小，而且启停时间越长，煤耗差也越小，从图上可以看出，临界时间点一般超过了8 h。例如:3-2运行方式下，当全场负荷在1 263.93 MW时，调峰时间为9 h，此时，机组启停机所需的煤耗等于低负荷运行的煤耗总和，如果调峰时间继续延长，则两班制运行方式的经济性将开始大于低负荷运行调峰方式。由于热态启动停机时间的限制，停机时间一般不超过8 h，因此低负荷运行调峰方式的经济性始终优于两班制方式。

图3 不同负荷以及不同启停机时间下的煤耗差

4 结论

针对某3×600 MW亚临界机组电厂，根据性能试验的供电煤耗结果，分析该厂机组深度调峰运行下低负荷和启停两班制调峰运行方式的经济性情况，得到结论:①试验获得660 MW机组在不同负荷下的性能特性，喷嘴配汽运行方式比节流配汽运行方式节能，且当机组小于50%负荷时，机组煤耗相对上升较快；②计算获得该机组采用热态启动模式下的机组启停机煤耗约为266.73t标煤；③多台机组的电厂总负荷容量越大、调峰时间越长，可运行机组越多，启停两班制节能优势越显著；④对于亚临界调峰机组，低负荷运行调峰方式的经济性始终优于两班制调峰方式，但是当深度调峰不限于热态时间启机，实施启停两班制调峰方式将更具节能减排意义。