火电厂燃煤掺烧经济性边界分析研究

金生祥

(北京能源集团有限责任公司， 北京 100022)

随着电力体制机制改革加快推进，市场环境发生重大变化，煤电市场从“市场煤、计划电”向“市场煤、市场电”转变。在目前“年度固定量+月度指数定价”的煤炭定价模式和市场交易电价下降的情况下，煤电企业利润进一步压缩，同时火电机组利用小时数下降，导致发电边际成本持续上涨。

面对煤电行业经营困难局面，部分煤电企业实施低热值煤的配煤掺烧工作。煤电企业通过配煤掺烧有效降低了燃料成本，但随之带来了机组经济指标的劣化，供电煤耗、厂用电率、生产维护成本、灰渣处置费升高等一系列问题。

国家对动力配煤以及锅炉用煤技术条件均发布了相关的指导性文件[1]和技术规范[2]，国内各发电集团和煤电企业均制定燃煤掺烧的相关规定，同时国内相关人员对燃煤掺烧技术的安全性和经济性等方面也做了大量的研究分析工作，特别是在动力煤处于高价位时，关于煤电企业燃煤掺烧的研究更为活跃。

根据目前国内关于燃煤掺烧的研究论述内容，笔者主要在以下五个方面进行了分析研究：

(1) 关于保障机组燃煤掺烧安全经济运行的技术分析，分享了不同煤种掺烧的具体措施和经验，强调了燃煤掺烧在降低煤电企业燃料成本的积极作用[3]。

(2) 对燃煤掺烧过程中购煤、运输、运行、环保排放、热值损失等环节成本分析建立模型，在满足锅炉安全运行和燃烧效率下降不大的情况下，采取总成本最小化原则指导掺烧工作[4]。

(3) 分析不同比例燃煤掺烧时机组经济指标和成本变化范围，综合考虑燃料采购成本、发电煤耗、厂用电率、锅炉效率、污染物排放控制费和检修费等以确定综合发电成本和利润[5-6]。

(4) 研究分析大差别热力特性煤种掺烧经济性的分析方法[7]。

(5) 关于电厂燃料管理和优化配煤软件系统的开发和应用[8-9]。

在目前燃煤掺烧的研究基础上，笔者对煤炭价格、锅炉效率、燃煤水分、燃煤灰分、厂用电率、环保排放控制、煤场管理、灰渣处置、设备检修等成本变化因素进行综合分析，将复杂成本变化因素的关系表达转换为以低位热值为变量的简单实用变化关系，最终通过分析研究获得燃煤掺烧的经济性边界以及最大掺烧收益热值确定的方法和模型，更好地指导燃煤掺烧工作。

1 燃煤掺烧经济性影响因素

1.1 煤炭价格

燃料成本约占煤电企业生产经营成本的70%～80%。从2011年进入“十二五”时期，随着煤炭价格的回落，电力行业利润总额逐年提升。根据国家统计局数据， 2015年火电行业利润实现新高，见图1，BSPI(Bohai-Rim Steam-Coal Price Index)-23 017.5 kJ表示以收到基低位热值23 017.5 kJ为代表规格的动力煤环渤海价格指数。

图1 煤炭价格变化和行业利润

从2016年进入“十三五”时期，随着煤炭价格急剧上涨，燃料成本大幅上升，利用小时数持续下降，火电行业利润也急剧下降。燃料成本上涨成为了2017年煤电减利的最主要因素。

某煤电企业配置循环流化床机组，根据2015年到2017年该发电企业电价、燃料成本、利润的统计数据，以及国内煤炭价格指数的变化情况，煤炭价格从2016年初最低位开始攀升，2017年中期处于比较平稳的中高价位，燃料成本快速增长，电价降低19%，企业利润从盈余转为亏损，见图2。

图2 某煤电企业生产经营情况

与全国火电行业相比，随着煤炭价格上涨和电价下调，部分煤电企业利润变化更加敏感，在2016年第二季度开始，该发电企业利润已转为亏损。在减利因素中，2016年标煤单价上升的影响占到25%，电价下降的影响占到48%；2017年为标煤单价上升的影响占52%，电价下降的影响占40%。

1.2 燃煤热值

随着电力行业煤电装机的快速发展及严峻经营形势下多煤种掺烧的普及，部分煤电企业动力煤资源的供应很难保障燃用单一矿区或单一煤种燃煤。锅炉燃用非设计煤种的情况普遍存在。因此，笔者将燃煤热值作为变量来表征燃料成本和生产成本的变化关系。

当前煤电行业经营形势下，标煤单价过高是制约发电企业效益水平的最主要因素。为了减轻煤价上涨对企业利润的影响，部分企业加强了低热值煤掺烧工作。根据燃用煤种到厂煤炭价格的折卡价(或折算标煤单价)及标煤用量得出燃料成本掺烧收益与煤种热值的函数关系式为：

Crlsy,Q=(psj-pQ)·Mb

(1)

式中：Crlsy,Q为燃料成本掺烧收益，万元；psj为设计热值对应的标煤单价，元/t；pQ为不同热值(掺烧比例)对应综合标煤单价，元/t；Mb为发电量(或计划电量)对应标煤量，万t；Q为收到基低位热值，kJ/kg。

从式(1)可以看出：pQ越小，Crlsy,Q越大。pQ由煤炭市场价格和煤种掺烧比例等因素决定。该发电企业通过掺烧非设计的低热值煤降低了企业的综合标煤单价pQ，以设计热值为基准，不同热值的燃料成本掺烧收益见图3。

图3 燃煤热值与燃料成本的变化关系

该发电企业入厂煤主要分为两类，主煤种为长协大矿煤，另一种为企业周边的市场煤。2015年和2017年全厂综合标煤单价分别为167.13元/t和388.77元/t。长协大矿煤和市场煤的差价2015年为40元/t，2017年为51元/t。根据实际掺烧数据，确定长协大矿煤和市场煤掺配后的热值以及相对设计热值的燃料成本掺烧收益。

从图3可以看出：(1)热值越低，掺烧收益越大，即增加低热值煤的掺烧比例，会取得更大的掺烧收益；(2)煤价越高，掺烧低热值煤取得的收益越大，即同样热值(掺烧比例)下，2017年降低燃煤成本掺烧收益要大于2015年。

1.3 生产成本变化

非设计的低热值煤掺烧往往引起锅炉效率下降、厂用电率升高等主要经济技术指标劣化，以及双细则考核，发电计划、调峰性能考核，灰渣处置费，环保排放控制费，检修及设备磨损等费用增加，造成生产成本升高。

1.3.1 运行检修费用

在煤炭工业分析指标中，水分、灰分对电站锅炉运行经济性影响较大。该发电企业设计煤种和燃用煤种的热值、水分和灰分见表1。

表1 燃煤热值、水分和灰分

该发电企业燃用非设计煤种期间，其环保排放控制、煤场管理、灰渣处置、设备检修等环节发生费用情况见表2。

表2 运行检修年费用 万元

表2中煤场管理费、输煤系统清堵人工费、输煤给煤系统防堵技改折旧费的增加主要与燃煤水分的增加有关；环保排放控制费(灰分增加引起床温升高，导致钙硫比增加)、双细则考核、灰渣处置费、输煤排渣设备检修费以及锅炉本体检修费的增加主要与燃煤灰分增加有关。

根据统计分析，同一矿区不同煤质低位热值与全水分和灰分比例呈线性关系，对于不同矿区不同煤种，煤炭低位热值与煤炭的全水分和灰分含量负相关[10]。根据燃煤低位热值、灰分和水分关系的相关研究成果，煤质水分和灰分变化引起的热值变化量为[11]：

ΔQnet,ar=-(aΔw(Ad)+bΔw(Mar))

(2)

式中：ΔQnet,ar为水分或灰分变化引起的收到基低位热值变化量，kJ/kg；Δw(Ad)为干燥基灰分变化量，%；a为比例系数，表示灰分每增减1%，干燥无灰基低位热值变化值，a=Qnet,daf/100；Δw(Mar)为收到基水分变化量，%；b为比例系数，表示水分每增减1%，干燥无灰基低位热值变化值，b=Qnet,daf/100+0.023。

根据表2数据、煤质分析数据、基准转换系数，以及式(2)中灰分、水分与热值折算关系，煤质水分相关的运行检修年费用计算见式(3)～式(4)，灰分相关的运行检修年费用计算见式(5)～式(6)，机组运行检修年费用变化的热值表达见式(7)。

kΔw(Mar)=C2,3,4/(b·Δw(Mar,max))

(3)

CΔw(Mar,Q)=kΔw(Mar)(Qnet,ar,sj-Q)

(4)

kΔw(Aar)=C1,5,6,7,8/(a·Δw(Aar,max))

(5)

CΔw(Aar,Q)=kΔw(Aar)(Qnet,ar,sj-Q)

(6)

Cyj,Q=CΔw(Mar,Q)+CΔw(Aar,Q)

(7)

式中：kΔw(Mar)为比例系数，表示燃煤水分变化对应单位热值成本变化量；C2,3,4为表2中2、3、4项目中的成本费用，万元；Δw(Mar,max)为燃用煤种水分与设计值最大偏差值，根据表1取值为6.6%；kΔw(Aar)为比例系数，表示燃煤灰分变化对应的单位热值成本变化量；C1,5,6,7,8为表2中1、5、6、7、8项目中的成本费用，万元；Δw(Aar,max)为燃用煤种灰分与设计值最大偏差值，根据表1取值为3.4%；Qnet,ar,sj为设计煤种低位热值，根据表1取值为13 684 kJ/kg；CΔw(Mar,Q)为煤种水分变化对应的运行检修费用，是煤种热值变化的函数，万元；CΔw(Aar,Q)为煤种灰分变化对应的运行检修费用，是煤种热值变化的函数，万元；Cyj,Q为煤种水分和灰分变化对应的运行检修费用变化量，是煤种热值变化的函数，万元。

利用煤质水分和灰分与热值对应关系，将水分和灰分偏离设计值引起的成本变化变换为煤质低位热值的函数。式(3)～(6)中的比例系数kΔw(Mar)和kΔw(Aar)将成本、水分、灰分和低位热值结合起来，并实现了生产成本与热值的函数变换。根据式(7)计算得到不同热值对应的成本增量，以及不同热值对应的灰分和水分相对设计值的变化量，其水分和灰分变化引起的费用变化关系见图4。

图4 运行检修费用与热值变化关系

从图4可以看出：当燃煤热值高于设计热值时，生产成本的上升主要由水分的增加引起。燃煤热值低于设计热值时，水分和灰分的增加共同造成了生产成本的上升，而且随着灰分的增加，运行检修费增长较快。

1.3.2 运行经济性

非设计低热值煤掺烧会引起经济指标和经营成本的变化，燃煤热值、灰分、水分等指标的变化会造成锅炉效率、厂用电率的变化。锅炉效率变化以设计效率为基准，厂用电率的变化以锅炉燃用设计煤的厂用电率为基准，厂用电率统计包括锅炉风机、输煤系统、除灰、脱硫等系统电耗。根据近几年生产数据统计，不同燃煤热值对应的锅炉效率和厂用电率变化见图5。

图5 锅炉效率和厂用电率与燃煤热值关系

从图5可以看出：随着低热值煤掺烧比例增加，燃煤热值降低，锅炉效率下降，厂用电率升高，煤耗增加，供电成本上升。

根据燃煤发电机组锅炉效率变化引起的煤耗变化见式(8)[12-13]，不同热值的煤价和上网电价确定锅炉效率变化和厂用电率变化对应的运行成本计算见式(9)～式(10)。

(8)

CΔη,gl,Q=Δbgl,Q×Wf×pQ×10-6

(9)

CΔLcy,Q=ΔLcy,Q×Wf×pe×10-2

(10)

式(8)～(10)中锅炉效率、厂用电率随热值的变化均根据近年来不同热值不同工况下的生产统计和试验数据，经过数据归纳和拟合，锅炉效率变化造成的煤耗成本变化及厂用电率变化导致的供电成本变化与燃煤热值的关系见图6。

从图6可以看出：随着低热值煤掺烧量的增加，经济指标劣化，机组运行成本相应升高。在燃煤热值低于设计热值的区间，煤耗成本增长较快。

图6 锅炉效率和厂用电率变化对应成本

1.3.3 生产成本与燃煤热值变化分析

非设计低热值燃煤掺烧降低了煤电企业燃料成本，在燃煤热值降低，水分和灰分升高的复杂因素下，锅炉本体以及辅助系统的运行工况与设计出现较大偏差，造成了生产成本的上升。因此，燃煤掺烧需要结合生产成本进行综合定量分析，才能有效指导掺烧工作。

将该企业燃煤掺烧增加的运行检修费用和经济技术指标劣化增加的成本综合得到生产成本Csccb,Q与燃煤热值变化关系：

Csccb,Q=Cyj,Q+CΔη,gl,Q+CΔLcy,Q

(11)

根据式(11)计算数据，生产成本与燃煤热值关系见图7。

从图7可以看出：因为煤电企业目前周边采购煤种的水分均高于设计煤种水分，其在煤场和输煤系统均有治堵防堵费用的增加，因此生产成本的增加以治堵防堵费为起点，随着低热值煤掺烧比例的增加，热值降低，生产成本升高。在12 555 kJ/kg热值区域，煤质灰分和水分的共同作用，加速了锅炉及辅助系统经济性的劣化，生产成本急剧上升。

2 燃煤掺烧经济性边界

仅从降低燃料成本的角度讲，低热值燃煤掺烧的收益是显而易见的，而且随着热值降低，掺烧量的增加，其收益更大。从燃煤掺烧经济性综合定量分析，燃煤掺烧存在经济性边界。根据式(1)和式(11)可确定燃煤掺烧的经济性边界：

ΔCQ=Crlsy,Q-Csccb,Q

(12)

式中：ΔCQ为某掺烧比例下，燃料成本掺烧收益与生产成本差值，万元。

从式(12)可以看出：当ΔCQ大于0时，燃料成本收益大于生产成本，燃煤掺烧取得了收益；当ΔCQ等于0时，燃料成本收益与生产成本持平，燃煤掺烧收益为零；当ΔCQ小于0时，燃料成本收益被抵消，生产成本增加，反而出现亏损。

一般情况下，燃料成本的掺烧收益随着掺烧量的增加而提高，生产成本亦随着掺烧量的增加而上升，两者不同的变化趋势会产生交点，并包围形成一个掺烧经济收益区域，见图8。

图8 燃煤掺烧的成本与收益

从图8可以看出：

(1) 低热值煤达到一定掺烧量后，降低燃料成本取得的经济收益抵消增加的生产成本后，即越过热值边界A，低热值煤掺烧的经济收益才可能有所显现。

(2) 随着低热值煤掺烧量的增加，燃用煤综合热值降低，水分和灰分份额增加，生产成本上升。当生产成本增加量超过燃料成本的收益时，即越过热值边界B，增加低热值煤的掺烧量已经不存在经济收益，反而增加电厂运营成本。

(3) 热值边界A和B之间存在一个最大掺烧收益的热值，在此热值附近区域可获得较高掺烧收益。

3 煤炭价格对掺烧经济性边界的影响

如上所述，煤炭价格的变化对煤电企业燃料成本和生产成本均有影响；同样，煤炭价格对掺烧经济性边界也存在一定的影响。根据该煤电企业2015年和2017年的标煤单价，煤炭价格对掺烧经济性边界的影响见图9。

图9 煤炭价格对掺烧经济性边界的影响

从图9可以看出：

(1) 随着煤炭价格上涨，燃料成本收益和生产成本上升幅度均有所增加，热值边界外延，即低热值煤掺烧收益热值边界更宽(边界B)。

(2) 随着煤炭价格上涨，低热值煤掺烧收益区域有所扩大，即煤炭价格越高，低热值煤掺烧收益更大。

(3) 随着煤炭价格上涨，最大掺烧收益有所增加，2015年为330万元，2017年为450万元。

4 结语

通过对煤电企业低热值燃煤掺烧经济性边界的分析研究，明确了煤炭价格对煤电企业利润的显著影响，综合定量分析了低热值煤掺烧过程中煤电企业生产成本的变化因素，获得燃煤掺烧中燃料成本和生产成本与热值的变化关系，提出燃煤掺烧经济性边界的概念以及分析方法，将燃煤热值作为变量进行掺烧经济性边界的应用分析，能有效地指导煤电企业的配煤掺烧工作。

需要强调的是：

(1) 以设计热值为基准确定燃煤掺烧经济性边界和最大掺烧收益热值的新分析方法能有效指导掺烧工作，但燃煤掺烧取得的收益在缩小煤炭价格上涨和电价下降造成的煤电企业减利幅度上只能发挥一定的积极作用，作用的大小与煤电市场的变化息息相关。

(2) 煤炭价格、电价、燃煤热力特性、系统配置不一样，各发电企业燃煤掺烧经济性边界和最大掺烧收益热值的差异也较大。因此，发电企业根据企业特点和煤电市场变化情况对燃煤掺烧经济性边界和最大掺烧收益热值进行适当调整，才能有效指导配煤掺烧工作。

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