百万千瓦等级燃煤机组二次再热与一次再热技术选型经济性对比分析

陈正浩, 陆正裕

(中国大唐集团技术经济研究院有限责任公司, 北京 100040)

我国幅员辽阔,面对“多煤、少油、缺气”的资源禀赋,拥有适量的煤电机组作为区域电网的电源支撑点,对用户侧电力需求响应和区域电力供应安全都非常必要。随着环境保护和碳排放要求日趋严格,尤其是“双碳”目标提出以后,煤电机组在新型电力系统中的定位逐渐变化,其高质量发展路径必然会向着发电效率更高、煤耗更低、更节能的高参数、大容量机组的技术路线推进[1]。目前,我国煤电机组发展已进入百万千瓦等级,主要可供选择的技术路线有一次再热和二次再热。自2006年首台机组投产以来,截止2018年8月,我国已投运1 000 MW超超临界机组109台,其中采用一次再热技术的机组105台,采用二次再热技术的机组4台,技术成熟可靠。一方面,一次再热技术向高效推进,参数和性能不断提高;另一方面,二次再热技术投资成本高企,较难做出技术路线选择。二次再热技术方案的优势主要体现在降低煤耗上,但需要承担较高的初始投资成本[2]。本文采用增量内部收益法,分析二次再热技术方案与一次再热技术方案在能耗指标和工程造价上的差别。为排除融资方案的影响,以税前项目投资内部收益率8%为基准点,测算出选择二次再热技术方案所要求标准煤价的平衡点,从而在经济上为技术路线的选择提供参考。

1 百万千瓦等级燃煤机组技术路线分析

国内一次再热超超临界机组采取技术转让及合作设计制造,国内加工并由外方进行性能保证。经过国产化和系统性能优化,汽轮机进口参数由早期的25～27 MPa/600 ℃/600 ℃提高到27～28 MPa/600 ℃/620 ℃[3],回热级数可达到10级。目前国内投运的一次再热技术机组较多,技术成熟,先进机组参数基本上维持在28 MPa/600 ℃/620 ℃水平,选择π型炉偏多,发电标准煤耗约261.60 kg/MWh,厂用电率约4%。

与一次再热技术相比,二次再热技术在机组参数、机组容量、系统优化等方面都有了较大的突破,汽轮机进口参数主要有31 MPa/600 ℃/610 ℃/610 ℃及31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃两种,也有项目将机组设计参数提高至35 MPa/615 ℃/630 ℃/630 ℃。目前已投运的二次再热机组由国内制造厂在现有一次再热技术的基础上独立研发和制造,拥有自主知识产权。现阶段主流机组参数为31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃,选择塔式炉偏多,发电标准煤耗约255.10 kg/MWh,厂用电率约3.9%。

2 百万千瓦等级燃煤机组一、二次再热技术方案造价对比分析

百万千瓦等级燃煤机组二次再热技术方案与一次再热技术方案相比,在主机参数、设备选型、工艺布置等方面有较大差异,投资也有较大幅度的增加,尤其在3大主机和4大管道方面[4]。

2.1 主机投资对比分析

由于环保政策等因素影响,火电工程投资受限,市场竞争加剧,近年来主机设备价格下降幅度较大。参考2020年火电工程行业相关造价指标可知[5],百万千瓦等级燃煤机组一次再热技术方案(π型炉)的3大主机费用约150 300万元,二次再热技术方案(塔式炉)的费用约176 300万元,投资增加约26 000万元,增加比例约17%,具体如表1所示。

表1 一、二次再热机组主机投资对比 单位:万元

2.2 管道投资分析

与一次再热技术方案相比,二次再热技术方案4大管道所用材质基本相同,但工程量有较大幅度的增加,具体如表2所示。

表2 一二次再热技术方案4大管道投资对比分析

参考2020年火电工程行业相关造价指标[1],结合具体工程的实际工程量情况可知,一次再热技术方案4大管道工程量约为2 896 t,总投资金额23 170万元,二次再热技术方案工程量约为5 370 t,总投资金额41 060万元,工程量增加约2 474 t,投资增加约17 890万元,增加比例约77%。

2.3 其他投资对比分析

由于主机参数、回热级数、主机设备尺寸、加热器数量不同,所以导致二次再热技术方案主要在辅助设备购置费、主厂房等土建费用方面比一次再热技术方案增加投资。但因该部分投资占总的增量投资比重较小,本文简化处理,在参考相关工程实际情况的基础上进行估算,预计主要辅机增加投资2 500万元,土建增加投资800万元。

2.4 静态投资增量

根据上述分析可知,百万千瓦等级燃煤机组二次再热技术方案静态投资比一次再热技术方案高出47 190万元,如表3所示。

表3 一、二次再热技术方案投资增量

3 二次再热技术方案与一次再热技术方案经济性对比分析

虽然百万千瓦等级燃煤发电机组采用二次再热技术方案投资增加较多,但在节能减排方面有巨大的优势,若能达到一定的经济效益标准,则更能满足能源企业投资需求。二次再热技术方案能有效降低发电煤耗,但煤价波动较大,且无法及时有效传导到上网电价上,因此煤价成为二次再热技术方案投资决策的关键所在。

3.1 机组年发电利用小时

在“双控”能源供应背景下,煤电投资受到极大限制,新能源发展成为当前电力投资主角,但从电力供应结构来看,短期内煤电依然是主力电源。随着低效的老、旧、小机组逐步退役,且核电因安全问题发展缓慢,短期内可能无法形成主力支撑,使得中短期内势必增加百万千瓦等级燃煤机组的出力。若百万千瓦等级燃煤机组选址在负荷中心区域,支撑当地电网结构,年发电利用小时能得到有效保障,预计可保持在4 500 h左右。

3.2 上网电价

上网电价采用2020年华中、华东电力负荷中心区域的江苏、山东、安徽、浙江、江西、福建、河南、湖南8省标杆电价平均值,并考虑市场交易电量影响下浮5%,即含税价382.49元/MWh。

3.3 其他测算参数

机组装机容量为2×1 000 MW时,二次再热机组静态投资增量47 190万元;项目生产经营期 20 a;发电标准煤耗考虑5%运管损耗裕度,即一次再热机组为274.68 kg/MWh,二次再热机组为267.86 kg/MWh,降低标煤耗约6.83 g/kWh,降比约2.48%;基准收益率8% ;其他参数参考2020年限额设计参考电价计算条件[1]。

根据行业规范要求[6],按照上述边界条件测算,选择二次再热技术方案所要求含税标准煤价的平衡点为911元/t,若区域含税标准煤价大于911元/t,则选择二次再热技术方案经济性更好。

标准煤价敏感性分析如图1所示。

图1 标准煤价敏感性分析

通过敏感性分析发现:年发电利用小时每增加5%(约225 h),平衡点含税煤价平均降低约50元/t;静态投资增量每减少5%(约2 360万元),平衡点含税煤价平均降低约48元/t;上网电价变化会影响项目收益率,但对二次再热与一次再热技术选型没有影响。

4 结 论

(1) 百万千瓦等级燃煤机组一次再热主流机组参数为28 MPa/600 ℃/620 ℃,二次再热主流机组参数为31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃。二次再热机组设计发电标准煤耗降低约6.5 kg/MWh,降低比例约2.48%,厂用电率降低约0.1%,降低比例约2.5%。

(2) 按照一次再热π型炉、二次再热塔式炉考虑,参考2020年火电工程行业相关造价指标,结合具体工程的实际情况,估算二次再热技术方案静态投资比一次再热技术方案高出约47 190万元。

(3) 按照机组年发电利用小时4 500 h、含税上网电价382.49元/MWh,以税前项目投资内部收益率8%为基准点,测算出选择二次再热技术方案所要求标准煤价的平衡点为911元/t。若投资项目选址区域含税煤价大于911元/t,则选择二次再热技术方案的经济性更好。

(4) 影响二次再热与一次再热技术选型的主要因素为年发电利用小时和静态投资增量。年发电利用小时每增加5%(约225 h),平衡点含税煤价平均降低约50元/t;静态投资增量每减少5%(约2 360万元),平衡点含税煤价平均降低约48元/t。