1000MW超超临界燃煤发电机组的启停成本分析

1000MW超超临界燃煤发电机组的启停成本分析

王洋1叶华浩1贺筝1杨利2,3赵俊杰1,2

(1.国电浙江北仑第一发电有限公司浙江宁波315800;2.国电电力发展股份有限公司，国电集团北京100101;3.国电宁夏石嘴山发电有限责任公司宁夏石嘴山753202)

摘要：分析1000MW超超临界燃煤火力发电机组全冷态启动和滑参数停机过程中的各项成本和发电量净收入，提出基于收益的启停成本核算模型，优化机组运行方式，提高机组启停的经济性。结果表明从锅炉上水到AGC投入的机组启动阶段历时约32小时，机组在全冷态开机过程的总成本为463.2766万元，其中煤耗成本37.8159万元，油耗成本5.5916万元，水耗成本10.8705万元，外购电成本84.0546万元，发电量净收益531.056万元。机组停机过程从AGC撤出减负荷到发电机解列，共约9小时。机组滑参数停机过程的总成本为321.124万元，其中煤耗成本98.336万元，燃油成本4.1916万元，外购电成本109.7万元，发电量净收益131.854万元。

关键词：燃煤火力发电机组；成本核算模型；启停成本；全冷态启动；滑参数停机

1引言

为了提高燃煤火力发电机组的运行效率，单台机组的装机容量、主蒸汽温度和压力不断提高。启动机组的油耗、煤耗、水耗和厂用电耗等也会随装机容量的增加而增大[1-3]。由于电力产能过剩，机组频繁启停，极大增加了油、煤、水、外购电和人力资源等成本消耗[2-4]。因此有必要分析机组开停机过程中的各项成本，优化运行流程，不断降低成本，提高经济效益。

本研究拟分析1000MW超超临界燃煤火力发电机组全冷态启动和滑参数停机过程中的各项成本和发电量净收入，提出基于收益的机组启动和停运成本核算模型，优化机组运行方式，提高机组启停过程的经济性。本文的分析有助于了解控制火力发电机组启停的成本产生规律，通过优化机组启停过程，减少异常工况，降低成本消耗，提高经济效益。

2成本核算的基本模型

以北仑电厂三期1000MW超超临界燃煤火力发电机组6号机为例，分析机组全冷态启动和滑参数停机过程中的成本。机组采用上海汽轮机厂和德国西门子公司联合设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、单背压、反动凝汽式汽轮机。设计额定主汽压力26.25MPa、主汽温度600℃、再热蒸汽温度600℃。

基于收益的成本核算公式为[2]：

Ft=?(Qi?Ui)+Bt0?St(1)

Bt0=St0?Q0?U0(2)

式中，Ft为机组一次启停的成本，万元；Qi为机组启停过程中的有形消耗量，即煤消耗量、油消耗量、水消耗量和外购电消耗量等；Ui为有形消耗物对应的单价；Bt0为机组在启停这段时间里若以额定负荷运行的净收益，万元；St为机组启停过程中发电量的收益，万元；St0为机组在启停这段时间若以额定负荷运行的发电量收益，万元；Q0为机组在启停这段时间若以额定负荷运行的标准煤消耗量，吨；U0为标准煤价格，元/吨。

式(1)和(2)仅包括启动过程中直接的煤耗、油耗、水耗和电耗成本，还没包括机组启动一次的机组寿命折损成本和人工成本等。由于煤价、油价等处于波动状态，给定的数值不具有时效性，仅为一段时间内的参考数值。

3全冷态启动的成本

3.1煤耗成本分析

机组冷态开机过程的燃煤主要消耗在四个阶段，第一阶段是点火后，升温至150℃；第二阶段是热态冲洗过程；第三阶段是降压冲管过程；第四阶段是升温升压，等待并网。

第一阶段的点火、初升温过程，控制汽水分离器进口工质的升温率小于2℃/min，分离器进口温度由60℃上升至150℃。此阶段开机升温时间约为1.5h，底层磨煤机B的煤量稳定控制为30~40t/h。从煤量随时间变化的曲线来看，煤量的增加基本是线性上升，可按照平均值35t/h来计算总煤耗。在第二阶段，温度稳定后，在最低煤量28t/h时，进行热态冲洗，热态冲洗的时间为1.3h。在第三阶段，煤量稳定为约50t/h，锅炉冲管时间为2.3h。在第四阶段，冲管结束后，开始升温升压至冲转参数，煤量维持50t/h左右，由于DEH侧缺陷较多等待时间较长有11h。开机过程的燃煤消耗量为：

Q1=B1?T1+B2?T2+B3?T3+B4?T4(3)

式中，B1为点火升温阶段的耗煤量，t；T1为点火升温阶段的时间，h；B2为热态冲洗阶段的耗煤量，t；T2为热态冲洗阶段的时间，h；B3为降压冲管阶段的耗煤量，t；T3为降压冲管阶段的时间，h；B4为升温升压、等待并网阶段的耗煤量，t；T4为汽机走步到并网前的时间，h。

根据式(3)，Q1=35?1.5+28?1.3+50?2.3+50?11=753.9t。入炉煤种的平均热值为21kJ/kg，标准煤的热值为29.306kJ/kg，标煤单价U1取为700元/吨，则开机过程的燃煤成本F1为：

F1=Q1?U1(4)

根据式(4)，开机过程的燃煤成本F1=753.9?700?(21/29.306)=378159元。

3.2油耗成本分析

锅炉的燃烧方式为前后墙对冲燃烧，燃烧器共6层，对应前墙的燃烧器从底层至上层依次为B、C、D，后墙的燃烧器从上层至底层依次为A、E、F。第一台开启磨煤机B，为等离子点火方式，不消耗燃油。第二至四台分别开启磨煤机F、C和E，均需要油枪点火助燃。第五台磨煤机的开启过程可以无油点火，不需要油枪助燃。

单只油枪的出力为0.25t/h，一层共8只油枪，一层油枪的总出力为2t/h。F、C、E层油枪的实际在运时间分别为2.5h、20min和30min，开机总耗油量Q2=2?(2.5+1/3+1/2)=6.67t。

0#轻质柴油的密度为0.835?103kg/m3，柴油的单价为7元/L，柴油的单价U2为8383.2元/t。开机过程的燃油成本F2为：

F2=Q2?U2(5)

基于式(5)，开机过程的燃油成本F2=6.67?8383.2=55916元。

3.3水耗成本分析

机组启动阶段的耗水来自于四个阶段，第一阶段是热井压水试验，第二阶段是低压管路冲洗，第三阶段是锅炉水压试验，第四阶段是锅炉冷态冲洗。基于凝结水储水箱的水位分析，箱水位共下降约77m。凝结水储水箱的容量为800t，开机共用水量Q3为7247t。除盐水的单价U3为15元/吨。开机过程的水耗成本F3为：

F3=Q3?U3(6)

基于式(6)，开机过程的水耗成本F3=15?7247=108705元。

3.4外购电成本分析

机组使用外购电，从启动循环水泵开始，至机组负荷150MW，厂用电由外购电切换至厂总变供电。4条中压母线在这个期间的电度表显示外购电耗用量E1、E2、E3和E4分别为159340、200835、200835和291965kWh。

总的外购电总电量为：Q4=E1+E2+E3+E4=840546kWh。外购电单价U4取为1元/kWh，开机过程的外购电成本F4为：

F4=Q4?U4(7)

基于式(7)，开机过程的外购电成本F4=1?840546=840546元。

3.5发电量净收益

从机组并网到机组投入ADS方式，总发电量为Q5=(2929.620-2926.994)?7560000=19852560kWh。电度表上显示的是二次电压、二次电流和功率因素的乘积。电度表上显示的数值乘以7560000，则转换成一次值，即实际的上网电量。综合标准供电煤耗q取为285g/kWh，消耗标准煤的总量Q6为Q6=Q5?q=19852560?0.000285=5657.98t。

上网电价U5为0.467元/kWh，机组启动过程中发电量净收益St为：

St=Q5?U5?Q6?U1(8)

基于式(8)，机组启动过程中发电量净收益St=19852560?0.467?5657.98?700=5310560元=531.056万元。

3.6额定负荷发电净收益及总成本

从锅炉上水到AGC（自动发电量控制系统）投入的机组启动阶段历时约32小时，机组以额定负荷1000MW运行32小时的发电量Q7为3.2×107kWh。机组在启停这段时间若以额定负荷运行的发电量收益St0为St0=Q7?U5=3.2×107?0.467=14944000元=1494.4万元。综合标准供电煤耗q取为285g/kWh，消耗标准煤的总量Q0为Q0=Q7?q=3.2×107?0.000285=9120t。

基于式(2)机组在开机过程若以额定负荷运行的净收益Bt0为：

Bt0=St0?Q0?U0=14944000?9120?700=8560000元。

基于式(1)，机组在全冷态开机过程的总成本为：

Ft=F1+F2+F3+F4+Bt0?St=37.8159+5.5916+10.8705+84.0546+856?531.056=463.2766万元。

4滑参数停机成本

机组停机过程的成本分析与开机成本的核算过程相似，逐项分析煤耗、油耗、水耗和外购电等成本，以及发电量净收益等收入。停机过程的水耗忽略不计。

机组停机过程从第一天17:17时AGC撤出，减负荷至650MW开始核算，到第二天2:23时发电机解列结束，共约9小时。发电量的电度表显示值为一次值，分别为3316.353和3317.005，数值之差为0.652。一次值乘以7560000转换为实际发电量。实际发电量为0.652?7560000=4929120kWh。停机过程的机组供电煤耗取为285g/kWh，停机过程的标煤消耗量为4929120?0.000285=1404.7992t。停机过程的燃煤成本F5为F5=1404.7992?700=983359.44元。

根据燃油进回油积数表数据分析，停机油耗量Q8为5t。柴油的单价U2为8383.2元/t。基于式(5)，停机过程的燃油成本F6为F6=Q8?U2=5?8383.2=41916元=4.1916万元。

外购电从厂用电由厂总变切换至启备变供电开始核算，到机组盘车停运、闭式水泵停运结束。4段中压母线备用进线开关电度表数值分别为93000、626000、319000和59000kWh。基于式(7)，停机过程的外购电成本F7为：

F7=1?(93000+626000+319000+59000)=1097000元。

基于式(8)，机组在停机过程的发电量净收益St为：

St=4929120?0.467?1404.7992?700=1318539.6元。

机组停机过程按照9小时核算，以额定负荷运行的发电量为9?106kWh，发电量收益St0为9?106?0.467=4203000元=420.3万元，标准燃煤消耗量Q0为9?106?0.000285=2565t。

基于式(2)机组在停机过程若以额定负荷运行的净收益Bt0为：

Bt0=St0?Q0?U0=4203000?2565?700=2407500元。

基于式(1)，机组滑参数停机过程的总成本为：

Ft=F5+F6+F7+Bt0?St=98.336+4.1916+109.7+240.75?131.854=321.124万元。

5结论

分析1000MW超超临界燃煤火力发电机组全冷态启动和滑参数停机过程中的各项成本，提出基于收益的启停成本核算模型，提高机组启停过程的经济性。结果表明：

（1）从锅炉上水到AGC投入的机组启动阶段历时约32小时，机组在全冷态开机过程的总成本为463.2766万元。其中全冷态开机过程的煤耗成本37.8159万元，油耗成本5.5916万元，水耗成本10.8705万元，外购电成本84.0546万元，发电量净收益531.056万元，若以额定负荷运行的净收益为856万元。

（2）机组停机过程从AGC撤出减负荷开始核算，到发电机解列结束，共约9小时。机组滑参数停机过程的总成本为321.124万元，其中煤耗成本98.336万元，燃油成本4.1916万元，外购电成本109.7万元，发电量净收益131.854万元，若以额定负荷运行的净收益为240.75万元。

参考文献

[1]温步瀛,陈冲,邓嵘.火电机组启停机经济调度新算法[J].电力自动化设备,2003,23(2):1-4.

[2]贺广中,周英彪,邬田华.一种基于收益的火电机组启动成本分析方法[J].节能,2006,(1):24-25.

[3]王雁凌,张粒子,杨以涵.市场条件下的机组启动费用问题[J].电网技术,2002,26(12):53-70.

[4]段有勇.125/220MW机组启、停一次能源耗用情况分析[J].江西电力,1995,19(3):23-29.