0 引言

近年来，随着发电厂装机容量的变化，我国在役的火电机组利用小时数持续下降，电力市场总体呈现供过于求的局面。如何降低机组初投资、提高机组供电效率，使新建的大型火电机组实现超低排放，成为火电领域研究的重要课题之一。本文就中国神华能源股份有限公司胜利能源分公司胜利发电厂（以下简称胜利发电厂）2×660 MW超超临界空冷机组的优化设计及经济性进行分析，以期为同类型机组设计优化及经济性测算提供参考。

1 工程及设备概况

胜利发电厂为煤电一体化大型坑口电厂，位于内蒙古锡林浩特市东郊。该电厂新建2×660 MW 超超临界空冷机组是国家大气污染防治计划中12 条重点输电通道之一的锡林郭勒盟—北京东—天津南—山东1000 kV交流特高压输电工程的配套电源点项目，出线为单回1000 kV线路。

该机组同步建设SCR脱硝设备、石灰石湿法脱硫设备，除尘系统采用双室五电场高效静电除尘器，以实现污染物超净排放。锅炉为单炉膛、四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全悬吊结构、紧身封闭布置、Π型变压运行直流锅炉。 汽轮机为一次中间再热、三缸两排汽、单轴、双背压、空冷凝汽式汽轮机。发电机采用静态励磁、水 —氢—氢冷汽轮发电机。机组燃煤为神华北电胜利能源公司露天矿（以下简称胜利露天矿）生产的褐煤，补给水为胜利露天矿的疏干水。

2 机组设计方案优化 2.1 汽轮机排汽冷却方式选择

胜利发电厂2×660 MW机组汽轮机排汽冷却方式有以下2种备选方案。

（1） 方案1：主机和小机排汽冷凝采用直接空冷系统，辅机冷却水系统采用机械间接空冷系统，主机设计背压9 kPa；

（2） 方案2：主机和小机排汽冷凝、辅机水冷却采用间接空冷系统，1 机1 塔布置，主机设计背压kPa。

对2种方案进行比较，方案1初投资较方案2少 4219万元，且方案1占地面积小，运行较为灵活，建设工期短。考虑到目前和预期一段时间内发电市场的形势和特点，本机组空冷系统采用方案1。

2.2 烟气余热利用方案优化 2.2.1 除尘器入口烟气温度确定

烟气余热利用装置出口即除尘器入口烟气温度需要结合机组燃煤的情况进行分析后确定^[1]。 本机组设计煤种及校核煤种的烟气酸露点分别依据Haase & Borgmann 和Verhoff & Banchero 估算公式确定上、下限值^[2]。经计算，设计煤种的酸露点为 106.5 ℃，校核煤种的酸露点为102 ℃。

目前国内部分机组将除尘器入口烟气温度降至90~100 ℃，已低于或接近国内绝大部分煤种的烟气酸露点温度^[3]。有研究认为，当烟气温度在90~ 100 ℃时，结露的SO₃液滴在含尘量大的环境中被粉尘吸附包裹，并被粉尘中的碱性物质中和，最终被除尘器除去，从而避免对换热器、除尘器及下游设备产生腐蚀^[4]。当灰硫比大于100时，烟气中的SO₃ 去除率可达到95%以上，SO₃ 质量浓度将低于2.86 mg/m³，对下游设备及烟道的低温腐蚀风险很小^[5]。 基于上述分析，本机组除尘器入口烟气温度取 110 ℃。

2.2.2 烟气余热利用方案

原设计锅炉烟气余热利用采用两级低温省煤器的常规烟气余热利用方案，优化设计后，烟气余热利用方案改为机炉耦合高效烟气余热利用方案，其工作流程图见图 1。将省煤器出口约85%烟气经 SCR装置后送入回转式空气预热器（以下简称空预器），另外约15%烟气不经空预器，直接进入旁路烟道。旁路烟道中设置第一级换热器（高压给水换热器）和第二级换热器（低压凝结水换热器），使375 ℃ 左右的烟气与高压给水及凝结水进行换热，烟气热量被充分回收利用。经两级换热器后的烟气降温至110~115 ℃。因进入空预器的烟气量减少，在空预器入口冷风温度升高的情况下（吸收塔前烟气换热器加热空预器入口冷风），可保证空预器出口排烟温度控制在110~115 ℃，与旁路烟道的出口烟温一致。空预器出口烟气与旁路出口烟气混合后直接进入静电除尘器。

采用机炉耦合高效烟气余热利用系统后，可降低煤耗率约5 g/kWh。

2.3 厂用电率优化

胜利发电厂2×660 MW机组燃用高水分、低热值褐煤，锅炉效率偏低，耗煤量和烟气量大；主、辅机系统容量较燃用普通烟煤、纯凝湿冷机组大，与 1000 MW等级发电机组容量相当，耗电量高，造成厂用电率偏高。

原设计包含脱硫装置及烟气提水系统用电量的厂用电率为6.47%。以当前电力市场下的机组满发负荷时长为优化依据，通过降低烟风阻力、优化风机等设备选型裕量，避免机组运行时出现大马拉小车现象，降低设备耗电量。具体优化措施及厂用电率变化见表 1所示。优化后合计降低厂用电率 0.69%，包含脱硫装置用电量的厂用电率为5.78%。

3 机组经济性分析 3.1 电力市场分析 3.1.1 跨省送电机组负荷分析

胜利发电厂2×660 MW机组通过锡林郭勒盟— 山东1000 kV特高压交流通道接入京津冀鲁电网。 山东省作为能源消费大省，能源需求持续增长，能源消费总量不断扩大。受资源、环境制约及顺应国家产业政策要求，山东省内煤炭、电力等传统能源发展空间较为有限，能源保障和结构调整面临的形势严峻。为满足山东省经济社会发展对能源的需求，贯彻国家大气污染防治行动计划，山东省不断加强同内蒙古自治区的能源合作，积极接纳省外来电^[6]。因此，胜利发电厂的负荷可以被山东地区消纳，不受区域电力市场的影响，机组负荷具有先决保障条件。

3.1.2 京津冀鲁电力现状

京津冀鲁电网是华北电网的重要负荷中心。 截至2014年年底，京津冀鲁电网全口径装机容量166 932.3 MW；华北电网网调及京津冀鲁各省省调装机容量达155 955.34 MW，其中火电 135 579 MW，水电（含抽水蓄能）3539.9 MW，风电15 747.6 MW。全网220 kV及以上变电站881座，变压器1933台，总容量约448 815 MVA；500 kV变电站81座，变压器189 台，容量约157 560 MVA；220 kV变电站800座，变压器1743台，容量约290 505 MVA。京津冀鲁电网全社会用电量936.4 TWh；最大发购电负荷为140 717 MW。

根据目前核准及取得路条的电源项目，2015— 2020年，京津冀鲁电网计划新增、扩建煤、水、气、核等常规电源项目装机容量共56 214 MW（见表 2）。

3.1.3 山东电网市场情况 3.1.3.1 2020年用电量预测

综合考虑山东省经济增长、产业结构调整、城镇化进程、工农业生产及城乡居民生活电器化水平，以及大气污染防治和电能在终端能源消费中的替代措施的稳步施行等因素，未来一段时间，全省用电需求依然旺盛，电力负荷仍将保持强劲增长。 综合运用弹性系数法、产值单耗法、人均用电量法等多种方法测算，预计到2020年全省全社会用电量将达到720 TWh，“十三五”期间年均增长率6.7%。

3.1.3.2 装机现状及预测

截至2015年年底，山东省内电源总装机容量 97 156 MW，其中，火电装机82 899 MW，水电装机 1078 MW（含常规水电78 MW，抽水蓄能1000 MW），风电装机7215 MW，光伏发电装机1327 MW，生物质发电装机1005 MW，余热余压余气装机3107 MW，垃圾发电装机526 MW。 根据核准和在建项目情况及山东省电力规划，预计“十三五”末省内总装机达到135 GW，火电装机 100 GW，水电装机1078 MW（含常规水电78 MW，抽水蓄能1000 MW），风电装机12 000 MW，光伏发电装机10 000 MW，生物质发电装机2300 MW，余热余压余气装机3500 MW，燃气发电装机3500 MW，核电装机2700MW。

3.1.3.3 省外电力送入情况预计

2020年山东省共接纳省外来电30 000 MW，其中，500 kV辛安—聊城、黄骅—滨州联网工程送电3500 MW，银川—东营直流通道送电4000 MW，内蒙古锡林郭勒盟—山东、陕北榆横—山东特高压交流输电通道送电7500 MW，内蒙古上海庙—山东特高压直流输电通道送电10 000 MW，预计将投产的扎鲁特—青州特高压直流输电工程单极送电 5000 MW。

3.1.3.4 火电利用小时数预测

综合考虑以上因素，山东电网光伏发电机组年利用小时数按1000 h、风电机组年利用小时数按 1900 h、核电机组年利用小时数按7500 h计算，抽水蓄能电站不参与电量平衡；省外来电直流最大负荷年利用小时数按6600 h计算，以交流送电容量作为山东省机组参与电量进行平衡测算，2020年山东省火电机组年利用小时数约4772 h。

3.2 经济效益分析 3.2.1 经济效益测算与分析

按照标煤价213.9元/t、年利用小时数4772 h及受电端上网电价314.5 元/MWh 分别下浮10%（即 283.05 元/MWh）、15%（即267.33 元/MWh）和20% （即251.5元/MWh）3种边界条件进行了测算，计算结果见表 3。其中受电端上网电价根据山东电网现行标杆电价和特高压线路过网费差值计算而来，计算公式如下：

$\text{M=A-C}$

(1)

$\text{C=cL}$

(2)

式中M—受电端上网电价，元/MWh；

A—山东电网现行标杆电价，372.9元/MWh；

C—特高压线路过网费，元/MWh；

c—特高压线路单位里程过网费，为0.08元/ （MWh·km）；

L—特高压线路长度，730 km。

从表 3可以看出，在受电端现行标杆上网电价下浮10%的条件下，胜利发电厂项目总投资内部收益率（税后）达到12.52%，远高于银行长期贷款利率和国资委EVA（Economic Value Added）指标考核的资金成本率。资本金内部收益率（税后）达到 30.95%，体现出较高的资本报酬率，而且可以在短时间内收回资本金。

在受电端现行标杆上网电价下浮20%的条件下，项目资本金内部收益率（税后）为20.03%，总投资内部收益率（税后）为9.70%，均大于行业基准收益率（行业资本金内部收益率为15.38.%，总投资内部收益率为8.45%），说明胜利发电厂项目经济效益良好。

3.2.2 煤电一体产业链边际效益测算

胜利发电厂每年燃用胜利露天矿发热量为12 310 kJ/kg混合煤（5号劣质褐煤和6号块煤破碎筛分余留末煤）524 kt（年利用小时数初设5500 h），煤售价（不含税）为73.13元/t，变动成本为38.24元/t，边际效益为34.89元/t，创造边际利润1.83亿元。 如果按照每年燃用3810 kt混合煤计算（年利用小时数4000 h），可创造边际利润1.33亿元。同时露天矿全年可多销售5号煤3050 kt，不仅可以优化开采结构，降低开采成本，而且可以提高6号块煤的销量。经初步测算，对胜利露天矿产生的协同效益约 1.18亿元。

3.3 抗风险能力分析

按照标煤价213.9元/t、年利用小时数4772 h和受电端上网电价314.5元/MWh分别上下浮动10%，对胜利发电厂项目资本金内部收益率和总投资内部收益率进行敏感性分析，具体分析数据见表 4、表 5所示。

通过分析可以看出，影响胜利发电厂项目内部收益率（税后）的敏感性因素由高到低依次是电价、 发电量和煤价。

当煤价上浮10%时，项目总投资内部收益率（税后）为14.58%，敏感系数为-0.38；项目资本金内部收益率（税后）为39.16%，敏感系数为-0.56，说明煤价上升对胜利发电厂项目影响较小。

当发电量下降10%时，项目总投资内部收益率 （税后）为13.30%，敏感系数为1.23；项目资本金内部收益率（税后）为34.00%，敏感系数为1.81，说明发电量下降对该项目影响较小，但需要重视。

当电价下浮10%时，项目总投资内部收益率（税后）为12.52%，敏感系数为1.74；项目资本金内部收益率（税后）为30.95%，敏感系数为2.54，说明电价下调对胜利发电厂项目影响较大。

综上所述，电价对胜利发电厂项目内部收益率 （税后）的敏感性影响最大，但在受电端现行标杆上网电价下浮20%的条件下，总投资内部收益率（税后）为9.70%，资本金内部收益率（税后）为20.03%，均大于行业基准收益率，说明胜利发电厂项目风险性较低。

3.4 竞争力分析

在对胜利发电厂项目效益的敏感性分析中，电价对该项目的效益影响最大。对胜利发电厂进行盈亏平衡分析，电厂盈亏平衡电价为143.51 元/ MWh，远低于同类机组的市场电价，体现出该项目显著的市场生存能力和竞争优势。

4 结束语

胜利发电厂2×660 MW机组经过优化设计后，采用直接空冷方案，缩短了建设工期，减少投资 4219万元；烟气余热利用方案采用机炉耦合高效烟气余热利用方案后，可降低煤耗率约5 g/kWh；厂用电率降低0.69%。通过经济性分析可知，胜利发电厂项目经济效益良好，且风险性较低，具有显著的市场生存能力和竞争优势^[7]。