估算依據：

1、以典型機組 40%額定容量運行能耗為例， 亞臨界 30 萬、60 萬 kW 等級機組與其額定容量相比，供電煤耗率升高約 30~50 g/(kW.h)；超超臨界 60 萬、100 萬 kW 等級機組與其額定容量相比，供電煤耗率升高可能超過 50 g/(kW.h)。（信息來源：劉志強，等，煤電“三改聯動”實施分析與措施建議，《熱力發電》，網絡首發時間：2022-11-25）

2、某超臨界600MW機組負荷由300 MW下降到240 MW時，廠用電率由 7.63%升高到 8.73%，增加了14.42%；機組深度調峰至 180 MW 時，廠用電率升高到 9.91%。機組深度調峰時，各主要輔機耗電量降低幅度較小，但由于機組發電量減少，導致機組廠用電率升高。通常機組負荷每降低 10%，廠用電率增加約 13.5%~14.5%

（信息來源：趙斌，等，超臨界 600 MW 燃煤機組深度調峰運行熱經濟性分析. 熱力發電, 2022, 51(1)）

3、華北電力設計院科技項目《火力發電廠靈活性改造技術》中，提到以下數據，也就是說，40%額定負荷到20%額定負荷，發電煤耗從293.51g/kW.h升高到325.77g/kW.h。（注：從數據看，該機組應為1000MW超超臨界濕冷機組）

4、目前國內典型機組供電煤耗數據（理論計算）如下：

（信息來源：王川川，等，基于負荷率的全國 0.6~1.0 GW 煤電機組運行指標數據分析及節能潛力研究,黑龍江電力, 2019, 41(4））

5、浙江電科院能源中心自己測試結果如下：

（信息來源：包勁松，等，浙江省燃煤機組深度調峰能耗試驗與分析,浙江電力, 2019, 38(5)）

基于以上信息，個人分析如下：

（1）超臨界600MW機組為目前國內主流機組，數據有代表性，其煤耗數據、廠用電數據可以作為計算參考依據。上述材料2研究對象為超臨界600MW機組，其數據可作為參考依據。

（2）由上述材料2， 600MW機組，240 MW時，即40%額定負荷時，廠用電率為8.73%；負荷180MW，即30%額定負荷時，廠用電率為9.91%；按上述材料2，負荷每降低10%，廠用電率增加13.5~14.5%，按14%計算，20%額定負荷時，廠用電率為9.91%×（1+14%）=11.3%。分析認為，該廠用電率及其變化情況較為典型，將該廠用電率用于以下的數據計算（實際上1000MW、600MW兩種機組廠用電率也差不多）。

（3）由上述材料3：40%額定負荷到20%額定負荷，發電煤耗從293.51g/kW.h升高到325.77g/kW.h；結合本分析（2）點的廠用電率，可有以下結果（注：供電煤耗率=發電煤耗率/（1-廠用電率））：

即：從上述材料2、3，可得到1000MW超超臨界濕冷煤電機組負荷從40%降到20%時，供電煤耗約從321.6g/kW.h上升到367.3g/kW.h，即上升約了45.7g/kW.h；從50%降到20%時，上升約了57g/kW.h。

（4）由上述材料3：負荷率100%時，廠用電率按5%估計，該機組額定負荷時該機組供電煤耗為：270.3/(1-5%)=284.5g/kW.h，與材料4中超超臨界1000MW機組典型煤耗數據基本一致。

（5）材料4與材料1的描述基本一致，估計兩份數據應該出自同一出處。結合本分析（4），個人認為，材料4中的數據，在50%負荷及以上基本可信。

（6）材料4中，超超臨界1000MW機組從50%負荷到40%負荷時，供電煤耗增加27.1g/kW.h，但材料5中，浙江電科院自己測試結果，這個數據為13.7g/kW.h，相差較多。因為材料5為實測數據，而材料4為理論計算數據，材料5的實測數據更可信。

（7）本分析（3）中，機組從50%負荷降到40%負荷，供電煤耗增加11.3g/kW.h，這一數據與材料5的13.7g/kW.h較為接近。這在一定程度上說明本分析（3）的結論基本可靠；而材料4中，40%負荷供電煤耗數據明顯偏大。

（8）考慮到材料4中50%負荷及以上的數據基本可靠，如果以材料4中的50%負荷供電煤耗絕對值為基準，1000MW超超臨界濕冷煤電機組在20%負荷時的供電煤耗在此基礎上增加57g/kW.h，即為327.8+57=384.8g/kW.h，約385g/kW.h。

綜合以上分析，1000MW超超臨界濕冷煤電機組，20%負荷時，供電煤耗為367~385g/kW.h，負荷從40%降到20%時，供電煤耗上升約了46g/kW.h。當然，需要說明的是，上述結論是針對機組40%負荷降到20%負荷時，熱力系統與運行邊界條件不發生重大變化時得到的。