劉法志，張曉峰，柴國旭，胡 妲，陳廣偉

(1．華電電力科學(xué)研究院有限公司，浙江 杭州 310030；2．華電內(nèi)蒙古能源有限公司土默特發(fā)電分公司，內(nèi)蒙古 包頭 014000)

1 引言

2020年9月中國提出二氧化碳排放力爭(zhēng)于2030年前達(dá)到峰值，爭(zhēng)取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和。為實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，風(fēng)電、太陽能等新能源裝機(jī)已呈現(xiàn)爆發(fā)式增長(zhǎng)趨勢(shì)，而火電靈活性改造是消納快速增長(zhǎng)的新能源裝機(jī)的一個(gè)重要手段[1-5]。

內(nèi)蒙古自治區(qū)作為能源大省，加快推進(jìn)火電靈活性改造刻不容緩[6-7]。為此，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布相關(guān)文件推進(jìn)火電靈活性改造促進(jìn)市場(chǎng)化消納新能源[8]，其中規(guī)定：按燃煤電廠火電靈活性改造新增調(diào)節(jié)能力配套建設(shè)市場(chǎng)化并網(wǎng)新能源。新能源建設(shè)規(guī)模應(yīng)與燃煤電廠新增調(diào)節(jié)能力相匹配，原則上不增加系統(tǒng)現(xiàn)有調(diào)峰壓力。新能源規(guī)模=火電靈活性改造新增調(diào)節(jié)能力/有效容量系數(shù)，有效容量系數(shù)選取范圍根據(jù)國家新能源資源區(qū)設(shè)定，具體數(shù)值根據(jù)評(píng)估調(diào)整確定。

內(nèi)蒙古自治區(qū)某發(fā)電企業(yè)積極響應(yīng)自治區(qū)能源局政策，實(shí)施火電靈活性改造。

2 研究方法

2.1 研究對(duì)象

2.1.1 鍋爐概況

某660MW超臨界發(fā)電機(jī)組鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的超臨界變壓運(yùn)行直流爐，型號(hào)為：SG-2141/25.4-M972，型式為：?jiǎn)螤t膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風(fēng)、雙層等離子無油點(diǎn)火、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)∏型鍋爐。鍋爐燃燒器共設(shè)置6層煤粉噴嘴，在A、C兩層各煤粉噴嘴中布置有等離子點(diǎn)火器。煤粉細(xì)度R90=22%。制粉系統(tǒng)配置6臺(tái)MPS212HP-II型中速輥式磨煤機(jī)。鍋爐在不投等離子助燃時(shí)，設(shè)計(jì)最低穩(wěn)燃負(fù)荷不大于30%BMCR，目前機(jī)組實(shí)際運(yùn)行深度調(diào)峰能力為50%THA。鍋爐啟動(dòng)系統(tǒng)采用帶啟動(dòng)循環(huán)泵的內(nèi)置式啟動(dòng)系統(tǒng)。煙氣脫硝采用低氮燃燒器和選擇性催化還原法(SCR)全煙氣脫硝法。催化劑采用板式，還原劑采用液氨，催化反應(yīng)所需煙氣溫度為295～420℃。鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)如表1所示。

表1 鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)Tab.1 Main design parameters of boiler

2.1.2 汽輪機(jī)概況

汽輪機(jī)為東方汽輪機(jī)廠產(chǎn)品，型號(hào)為NZK660-24.2/566/566，型式為超臨界、單軸、一次中間再熱、三缸四排汽、直接空冷凝汽式。設(shè)計(jì)額定功率為660.042MW，最大連續(xù)出力(TMCR)工況680.304MW，VWO工況697.346MW。汽輪機(jī)總級(jí)數(shù)為36級(jí)，高壓轉(zhuǎn)子為9級(jí)，其中第一級(jí)為調(diào)節(jié)級(jí)，中壓轉(zhuǎn)子為7級(jí)，低壓轉(zhuǎn)子為2×2×5級(jí)。汽輪機(jī)共有七段非調(diào)整抽汽，分別供給三臺(tái)高壓加熱器、一臺(tái)外置加熱器、一臺(tái)除氧器、三臺(tái)低壓加熱器。汽輪機(jī)給水系統(tǒng)設(shè)計(jì)1臺(tái)100%容量的汽動(dòng)變速給水泵和一臺(tái)35%容量的公用電動(dòng)變速給水泵。

2.2 最低穩(wěn)燃負(fù)荷試驗(yàn)

為了解機(jī)組最低穩(wěn)燃負(fù)荷運(yùn)行狀況，進(jìn)行了不投等離子最低穩(wěn)燃負(fù)荷試驗(yàn)。試驗(yàn)從330MW開始，負(fù)荷降至270MW時(shí)脫硝系統(tǒng)入口煙溫已低于295℃，為保證催化劑的安全退出脫硝系統(tǒng)，逐步降低負(fù)荷至198MW并在198MW穩(wěn)定運(yùn)行2h左右。在降負(fù)荷和198MW運(yùn)行期間，都未投運(yùn)等離子或其他穩(wěn)燃裝置，鍋爐燃燒及機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定，各輔機(jī)運(yùn)行正常，機(jī)組具備198MW穩(wěn)定運(yùn)行能力，因此試驗(yàn)確定非助燃最低穩(wěn)燃負(fù)荷為198MW(30%THA)。

在330MW、198MW進(jìn)行了機(jī)組供電煤耗試驗(yàn)，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗分別為341.56g/(kW·h)、369.29g/(kW·h)，可以看出隨著機(jī)組深度調(diào)峰負(fù)荷的降低，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗會(huì)明顯升高，機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性顯著下降[9]。在198MW進(jìn)行了脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

試驗(yàn)期間統(tǒng)計(jì)了330MW、264MW、198MW低壓缸5抽、6抽、7抽的抽汽溫度，結(jié)果如表2所示。

最低穩(wěn)燃負(fù)荷試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)的問題：

(1)從圖1可知，198MW脫硝系統(tǒng)入口煙溫最低值為270℃，危及脫硝設(shè)備正常運(yùn)行。

圖1 198MW脫硝系統(tǒng)入口煙溫Fig.1 198MW inlet flue gas temperature of SCR denitrification system

(2)從表2可知，264MW時(shí)7抽的抽汽溫度接近330MW，隨著負(fù)荷降低，198MW時(shí)7抽的抽汽溫度出現(xiàn)升高的趨勢(shì)，而且與30%THA工況設(shè)計(jì)值出現(xiàn)較大的差異，表明低壓缸次末級(jí)的流動(dòng)特性已經(jīng)惡化，存在明顯鼓風(fēng)現(xiàn)象。

表2 抽汽溫度統(tǒng)計(jì)(℃)Tab.2 Statistics of extraction steam temperatures(℃)

(3)機(jī)組給水流量計(jì)原設(shè)計(jì)測(cè)量范圍為591.5～2141t/h，30%THA工況設(shè)計(jì)給水流量603.8t/h。最低穩(wěn)燃負(fù)荷試驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)當(dāng)給水流量接近測(cè)量范圍下限時(shí)，給水流量測(cè)量誤差明顯增大，并出現(xiàn)大幅跳動(dòng)現(xiàn)象。

(4)試驗(yàn)過程中AGC和一次調(diào)頻功能退出，送風(fēng)量、給水、水煤比等自動(dòng)控制系統(tǒng)退出，給水流量低、分離器液位高、總風(fēng)量低低等保護(hù)退出。

為保證機(jī)組198MW安全穩(wěn)定運(yùn)行，需對(duì)機(jī)組進(jìn)行靈活性改造。根據(jù)最低穩(wěn)燃負(fù)荷試驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)的問題及機(jī)組日常運(yùn)行中存在的其他可能影響深度調(diào)峰的問題，提出了鍋爐、汽機(jī)、熱控部分靈活性改造方案。

2.3 鍋爐部分

2.3.1 寬負(fù)荷脫硝改造

機(jī)組SCR催化劑最低連續(xù)可投煙溫限定為295℃，198MW脫硝系統(tǒng)入口煙溫最低值為270℃，已危及脫硝設(shè)備正常運(yùn)行。改造后需要在198MW下調(diào)峰運(yùn)行，脫硝系統(tǒng)入口煙溫需要提升約30℃(考慮裕量)達(dá)到300℃。目前國內(nèi)外實(shí)現(xiàn)煙氣脫硝系統(tǒng)煙溫控制的主要技術(shù)手段有：煙氣側(cè)(省煤器煙氣旁路、省煤器分級(jí)設(shè)置等)、水側(cè)(省煤器給水旁路、熱水再循環(huán)、蒸汽加熱給水等)、寬溫催化劑等技術(shù)[10-12]。

省煤器流量置換技術(shù)綜合了省煤器給水旁路和熱水再循環(huán)技術(shù)，當(dāng)脫硝系統(tǒng)入口煙溫降至最低許用溫度前，首先投用給水旁路，通過改變進(jìn)入省煤器的水量減少省煤器吸熱，進(jìn)而提高脫硝系統(tǒng)入口煙溫；當(dāng)負(fù)荷繼續(xù)降低，為防范省煤器內(nèi)水溫持續(xù)上升的汽化風(fēng)險(xiǎn)，啟動(dòng)再循環(huán)泵，將省煤器出口部分熱水再循環(huán)至省煤器入口，增加省煤器內(nèi)部水流量，提高整體水溫，降低溫升，進(jìn)一步減少其吸熱。能實(shí)現(xiàn)脫硝系統(tǒng)入口煙溫提升30℃的主要有省煤器煙氣旁路、省煤器分級(jí)設(shè)置和省煤器流量置換。省煤器煙氣旁路如設(shè)計(jì)不當(dāng)可能會(huì)對(duì)煙氣流場(chǎng)造成影響，煙溫及換熱出現(xiàn)大的偏差，影響機(jī)組效率。省煤器分級(jí)設(shè)置投資較大、施工工期較長(zhǎng)、煤種適用性較差，高負(fù)荷下可能造成催化劑燒結(jié)等問題。省煤器流量置換方案僅對(duì)水側(cè)進(jìn)行改造，不影響原煙氣流場(chǎng)，對(duì)機(jī)組影響相對(duì)較?。辉摍C(jī)組設(shè)有啟動(dòng)循環(huán)泵，經(jīng)校核該泵滿足利用其作為省煤器流量置換系統(tǒng)的再循環(huán)泵長(zhǎng)期運(yùn)行和頻繁啟停的要求，可以節(jié)約投資。和其他方案對(duì)比，省煤器流量置換方案既能滿足煙溫提升30℃的要求，而且現(xiàn)場(chǎng)改動(dòng)量較小，本項(xiàng)目寬負(fù)荷脫硝改造采用省煤器流量置換技術(shù)。

2.3.2 空預(yù)器防硫酸氫銨堵塞改造

燃煤火電機(jī)組進(jìn)行超低排放改造后脫硝過程中會(huì)產(chǎn)生硫酸氫銨，硫酸氫銨的沉積溫度在146～207℃，在此溫度范圍內(nèi)的鍋爐設(shè)備主要是空預(yù)器，而硫酸氫銨的沉積會(huì)導(dǎo)致空預(yù)器存在硫酸氫銨堵塞的問題[13-16]。深度調(diào)峰負(fù)荷下空預(yù)器煙溫降低，會(huì)加劇空預(yù)器硫酸氫銨堵塞問題?？疹A(yù)器原蓄熱元件高度自上而下分別為350mm、880mm和1000mm，本次改造將蓄熱元件三段改為兩段，同時(shí)對(duì)密封系統(tǒng)進(jìn)行修復(fù)治理。冷端元件高度從1000mm加高到1250mm，熱端元件合并為1050mm，冷端元件采用鍍搪瓷專用元件、波形升級(jí)為封閉流道、防堵灰的TC1A波形，熱端元件采用碳鋼、DU3波形。

2.3.3 引風(fēng)機(jī)動(dòng)葉密封改造

該機(jī)組配套2臺(tái)型號(hào)為SAF31.5-17-2的動(dòng)葉可調(diào)軸流式引風(fēng)機(jī)。自投產(chǎn)以來頻繁發(fā)生引風(fēng)機(jī)動(dòng)葉卡澀、漂偏及執(zhí)行機(jī)構(gòu)缺陷等問題，2018年進(jìn)行了動(dòng)葉卡澀治理改造，主要改造內(nèi)容為將引風(fēng)機(jī)葉片葉盤與輪轂嚙合部位的密封結(jié)構(gòu)由原有的1道剛性密封圈改造為4道柔性密封圈。改造后運(yùn)行正常。但從2020年7月底開始，引風(fēng)機(jī)再次出現(xiàn)動(dòng)葉卡澀情況，影響機(jī)組運(yùn)行安全。引風(fēng)機(jī)卡澀的主要原因是風(fēng)機(jī)葉片根部積灰結(jié)垢導(dǎo)致[17-18]。深度調(diào)峰負(fù)荷下煙氣溫度降低，煙氣更容易結(jié)露，會(huì)加劇葉片根部積灰結(jié)垢，增加動(dòng)葉卡澀風(fēng)險(xiǎn)。引風(fēng)機(jī)動(dòng)葉密封改造的主要內(nèi)容為增設(shè)密封風(fēng)系統(tǒng)，利舊原冷卻風(fēng)機(jī)改為密封風(fēng)機(jī)，對(duì)風(fēng)道進(jìn)行局部改造，在輪轂本體及葉片根部進(jìn)行相應(yīng)密封風(fēng)結(jié)構(gòu)改造等。

2.3.4 水平煙道吹灰器改造

機(jī)組運(yùn)行過程中，煙氣經(jīng)過爐膛出口折焰角時(shí)發(fā)生急劇轉(zhuǎn)向，形成明顯的回流區(qū)?；亓鲄^(qū)和貼壁低速區(qū)是造成水平煙道折焰角斜坡積灰的重要原因，另外積灰程度與折焰角傾角也有一定關(guān)系[19]。深度調(diào)峰負(fù)荷下煙氣流速更低，水平煙道積灰問題將更加突出，嚴(yán)重時(shí)將影響機(jī)組的安全運(yùn)行[20]。目前機(jī)組水平煙道無吹灰器，本次改造在水平煙道加裝聲波吹灰器。

2.4 汽輪機(jī)部分

2.4.1 低壓缸溫度監(jiān)測(cè)系統(tǒng)改造

機(jī)組低負(fù)荷下存在明顯鼓風(fēng)現(xiàn)象。隨著流量的減小，鼓風(fēng)現(xiàn)象會(huì)愈加明顯[21-22]。鼓風(fēng)現(xiàn)象會(huì)導(dǎo)致汽輪機(jī)葉柵通道局部出現(xiàn)高溫區(qū)域，嚴(yán)重者將使得內(nèi)缸受熱變形，影響動(dòng)靜部件中心一致性，進(jìn)而會(huì)威脅到機(jī)組的安全運(yùn)行。本次改造對(duì)低壓缸加裝溫度監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，要包括對(duì)汽輪機(jī)兩個(gè)低壓缸的末兩級(jí)加裝溫度測(cè)點(diǎn)；低壓缸缸體打孔、安裝溫度測(cè)量測(cè)點(diǎn)、信號(hào)傳遞設(shè)備安裝等。

2.4.2 空冷島溫度監(jiān)測(cè)系統(tǒng)改造

空冷島目前無在線測(cè)溫系統(tǒng)，日常由巡檢員手持測(cè)溫裝置定期測(cè)溫，根據(jù)測(cè)溫結(jié)果再進(jìn)行調(diào)整，該方式時(shí)效性較差。內(nèi)蒙古區(qū)域環(huán)境風(fēng)變化較為頻繁，對(duì)空冷島換熱特性產(chǎn)生較大影響[23-24]，易造成夏季機(jī)組排汽壓力高、負(fù)荷受限、冬季空冷島凍結(jié)等現(xiàn)象。為此，進(jìn)行空冷島溫度監(jiān)測(cè)系統(tǒng)改造，建立可視化空冷島溫度監(jiān)測(cè)系統(tǒng)。

2.4.3 空冷島部分冷卻風(fēng)機(jī)加裝自動(dòng)封堵裝置

空冷島內(nèi)風(fēng)機(jī)單元的布置為8列A型冷卻管列，每列布置7臺(tái)風(fēng)機(jī)。目前機(jī)組空冷島冬季防凍除采取運(yùn)行調(diào)整措施外還采取人工保暖方式，往散熱翅片管束上覆蓋棉被或者使用苫布等把散熱器出風(fēng)口蓋住以減少風(fēng)量，存在操作性差、高空作業(yè)不安全、調(diào)整不及時(shí)等問題。自動(dòng)封堵裝置不僅可以在夏季對(duì)不利環(huán)境風(fēng)進(jìn)行有效遮擋，而且還可在冬季發(fā)揮防凍的備用功能[25]。本次改造為每列的第1、2、7號(hào)共24臺(tái)風(fēng)機(jī)加裝自動(dòng)擋風(fēng)裝置，剩余風(fēng)機(jī)根據(jù)需要采取人工封堵?lián)躏L(fēng)的方式。

2.5 熱控部分

2.5.1 給水流量測(cè)量裝置改造

最低穩(wěn)燃負(fù)荷試驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)低負(fù)荷時(shí)給水流量測(cè)量誤差大，為保證低負(fù)荷機(jī)組運(yùn)行安全性對(duì)給水流量測(cè)量裝置進(jìn)行改造。更換新的流量測(cè)量裝置，加大測(cè)量范圍(測(cè)量范圍為350～2141t/h)，同時(shí)降低流量計(jì)對(duì)直管段的要求，降低管道內(nèi)流體紊流和湍流對(duì)測(cè)量的影響，從而提高小流量時(shí)測(cè)量的穩(wěn)定性和準(zhǔn)確性，滿足低負(fù)荷時(shí)給水投入自動(dòng)運(yùn)行的需求。

2.5.2 低負(fù)荷控制系統(tǒng)邏輯優(yōu)化

在進(jìn)行低負(fù)荷穩(wěn)燃試驗(yàn)時(shí)，部分機(jī)組保護(hù)及自動(dòng)控制系統(tǒng)退出運(yùn)行，而根據(jù)電網(wǎng)要求，機(jī)組運(yùn)行期間，需要機(jī)爐主、輔機(jī)保護(hù)全部正常投入、各模擬量控制均投入自動(dòng)運(yùn)行。為此進(jìn)行低負(fù)荷控制系統(tǒng)邏輯優(yōu)化，同時(shí)對(duì)模擬量系統(tǒng)參數(shù)進(jìn)行調(diào)試[26]。

3 結(jié)果與討論

3.1 靈活性改造結(jié)果

3.1.1 鍋爐部分

寬負(fù)荷脫硝改造完成后，可以實(shí)現(xiàn)198MW至BMCR工況不同負(fù)荷下脫硝系統(tǒng)入口煙溫達(dá)到300℃及以上，脫硝系統(tǒng)可以連續(xù)投運(yùn)。

空預(yù)器防硫酸氫銨堵塞改造完成后，可以實(shí)現(xiàn)198MW至BMCR工況不同負(fù)荷下硫酸氫銨沉積區(qū)域全部控制在冷端，有效解決空預(yù)器硫酸氫銨堵塞問題；改造后，排煙溫度基本不變，額定負(fù)荷下空預(yù)器煙氣側(cè)阻力將由當(dāng)前1900Pa降低至1165Pa，空預(yù)器漏風(fēng)率將由當(dāng)前6.5%降低至5.5%，計(jì)算可節(jié)約標(biāo)煤1560.90t/a，按標(biāo)煤價(jià)928.2元/t計(jì)算，可節(jié)約費(fèi)用144.88萬元/a。

引風(fēng)機(jī)動(dòng)葉密封改造完成后，可以保證密封風(fēng)量充足、葉盤密封可靠，防止煙氣、灰分在葉盤處積存板結(jié)，從而解決動(dòng)葉卡澀問題，提高機(jī)組運(yùn)行的安全性。水平煙道吹灰器改造完成后吹灰器可以覆蓋水平煙道部位，解決鍋爐存在的積灰、塌灰等問題。

3.1.2 汽輪機(jī)部分

低壓缸溫度監(jiān)測(cè)系統(tǒng)改造完成后可以監(jiān)視小容積流量下汽輪機(jī)鼓風(fēng)態(tài)流場(chǎng)特性的溫度變化情況，提高對(duì)機(jī)組運(yùn)行可靠性的把握?？绽鋶u溫度監(jiān)測(cè)系統(tǒng)改造完成后可以實(shí)現(xiàn)防凍預(yù)警、監(jiān)測(cè)熱風(fēng)回流現(xiàn)象、監(jiān)測(cè)空冷島散熱管束積灰污染情況指導(dǎo)清洗操作、優(yōu)化空冷島運(yùn)行方式、提高機(jī)組經(jīng)濟(jì)性[25-27]?？绽鋶u部分冷卻風(fēng)機(jī)加裝自動(dòng)封堵裝置改造完成后，在空冷器低溫運(yùn)行、環(huán)境風(fēng)速較高時(shí)，減小通風(fēng)面積，達(dá)到大風(fēng)來臨時(shí)由于通風(fēng)量急劇變化導(dǎo)致運(yùn)行背壓的變化及可能引起的換熱單元結(jié)凍現(xiàn)象，可以實(shí)現(xiàn)無需人工鋪蓋苫布和冬季減少退列運(yùn)行，降低廠用電率。

3.1.3 熱控部分

熱控部分改造完成后，可以實(shí)現(xiàn)低負(fù)荷給水流量測(cè)量準(zhǔn)確無誤，機(jī)爐主、輔機(jī)保護(hù)可以全部投入運(yùn)行、各模擬量控制可以全部投入自動(dòng)運(yùn)行靈活性改造完成后，機(jī)組最低穩(wěn)燃負(fù)荷由50%額定負(fù)荷降至30%額定負(fù)荷。

3.2 配套新能源方案

通過靈活性改造，機(jī)組深度調(diào)峰能力由50%額定負(fù)荷(300MW)降至30%額定負(fù)荷(198MW)，新增132MW深度調(diào)峰調(diào)節(jié)能力。根據(jù)內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局及包頭市和改委相關(guān)文件[28]，為該機(jī)組靈活性改造配套的新能源建設(shè)規(guī)模為風(fēng)電150MW、光伏50MW，并配套新建一座220kV匯集站。

新能源建設(shè)選址包頭市達(dá)茂旗，該地區(qū)資源豐富，風(fēng)能屬于Ⅰ類地區(qū)，太陽總輻射年輻射量等級(jí)為B類“很豐富”地區(qū)，具備充足的建設(shè)條件。風(fēng)電場(chǎng)風(fēng)力發(fā)電機(jī)選用4.0MW機(jī)型，風(fēng)力發(fā)電機(jī)組出口電壓為0.69kV，接線方式采用一機(jī)一變單元接線方式，每臺(tái)箱式變電站均布置在距離風(fēng)電機(jī)組約20m左右的地方。光伏組件選用PERC雙面雙玻單晶硅540Wp太陽能電池組件。光伏系統(tǒng)采用分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)的設(shè)計(jì)方案，光伏區(qū)安裝組串式逆變器，逆變器與35kV箱式變壓器和220kV匯集站通過電纜連接。各風(fēng)機(jī)、光伏發(fā)電單元通過場(chǎng)內(nèi)35kV集電線路匯至220kV升壓站。

根據(jù)達(dá)茂地區(qū)已建成的風(fēng)電、光伏場(chǎng)實(shí)際出力數(shù)據(jù)，得到該地區(qū)風(fēng)電新能源出力特性曲線，由生產(chǎn)模擬運(yùn)行軟件對(duì)含本項(xiàng)目的蒙西電網(wǎng)新能源進(jìn)行全年8760h的出力計(jì)算，風(fēng)電場(chǎng)等效滿負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)3201h/a，保障收購利用小時(shí)數(shù)2982h/a，光伏等效滿負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)1643h/a，保障收購利用小時(shí)數(shù)1550h/a。據(jù)國家發(fā)改委相關(guān)文件，2022年對(duì)新核準(zhǔn)陸上風(fēng)電項(xiàng)目，延續(xù)平價(jià)上網(wǎng)政策，上網(wǎng)電價(jià)按當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行，本項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)采用蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)0.2829元/(kW·h)。

3.3 財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)

以靈活性改造和新能源建設(shè)一起進(jìn)行了財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)，結(jié)果如表3所示。從表3可知，按項(xiàng)目資本金比例為30%，得出靈活性改造項(xiàng)目和配套新能源項(xiàng)目的資本金內(nèi)部收益率為9.78%，效益顯著。

表3 靈活性改造和新能源建設(shè)財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)Tab.3 Financial evaluation about flexibility reform of thermal power and construction of new energy

4 結(jié)論

以內(nèi)蒙古區(qū)域某660MW超臨界發(fā)電機(jī)組為例，介紹了為實(shí)現(xiàn)配套建設(shè)新能源的火電機(jī)組靈活性改造項(xiàng)目研究，主要包括最低穩(wěn)燃負(fù)荷試驗(yàn)、鍋爐、汽機(jī)、熱控部分靈活性改造方案、配套新能源方案，并對(duì)靈活性改造項(xiàng)目和配套新能源項(xiàng)目進(jìn)行了財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)，項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率為9.78%，效益顯著。按火電靈活性改造新增調(diào)節(jié)能力配套建設(shè)市場(chǎng)化并網(wǎng)新能源在投資收益上是可行的，新能源資源豐富的區(qū)域可以考慮推廣該方法以大力推進(jìn)火電靈活性改造，助力實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)。