摘要:本文针对古交兴能电厂回收乏汽余热供热改造作了简要概述,重点论述了余热供热成本的计算原则及方法,通过分析计算得出合理的余热供热成本热价,解决了政府部门和电厂关于余热供热定价的纷争。不仅给山西省物价部门余热供热定价提供了可靠的依据,而且对全国其他城市也有了借鉴和参考标准,对于加

首页> 节能> 余热余压> 技术> 正文

火(热)电厂回收乏汽余热供热成本如何确定计算

2016-09-09 09:46 来源: 清洁高效燃煤发电 作者: 陆斌

摘要:本文针对古交兴能电厂回收乏汽余热供热改造作了简要概述,重点论述了余热供热成本的计算原则及方法,通过分析计算得出合理的余热供热成本热价,解决了政府部门和电厂关于余热供热定价的纷争。不仅给山西省物价部门余热供热定价提供了可靠的依据,而且对全国其他城市也有了借鉴和参考标准,对于加快推行火(热)电厂回收乏汽余热供热改造具有重要的促进作用。

关键词:余热供热,成本确定,计算方法,社会效益。

1概述

在我国北方地区大中小城市中供热热源缺口普遍存在,为解决热源问题,政府投资建设的区域供热锅炉房,以及分散的供热小锅炉还比较多,大多无脱硫、脱销装置,除尘装置既简易、效率又低,造成环境污染比较严重。燃油、燃气和燃煤热水锅炉能耗高、成本高,供热标煤耗一般在50‒55kg/GJ,甚至更高。政府不仅补贴多、负担重,还面临着可能发生供热效果差、环境污染和节能减排的社会风险。

据统计,我国80%的PM2.5污染与能源相关,70%以上的温室气体排放与化石燃料燃烧有关。政府在治污方面不断加大措施力度,电厂燃煤锅炉排放标准不断提高,2014年7月1日已开始执行“火力发电燃煤锅炉大气污染物排放浓度限值”,随之热电联产常规供热成本也会提高,多数热电厂供热亏损加重,因此推广应用热泵组合技术回收电厂乏汽余热供热,提高热源供热能力,已成为政府、电厂的必然选择。

古交兴能电厂总规划容量为3000MW,现有装机容量为1800MW,其中一期工程2×300MW直接空冷凝汽式机组,配2×1045t/h亚临界燃煤锅炉,于2005年9月投产发电;二期工程2×600MW直接空冷凝汽式机组,配2×2000t/h超临界燃煤锅炉,于2011年6月投产发电。根据《太原市集中供热专业规划(2013—2020)》,近期(一、二期)工程汽轮机本体及回收余热供热改造后,2016年向太原市供热规划面积为5000×104m2。三期工程2×660MW直接空冷抽汽式机组,正在筹建中,计划2019年建成投产,配套余热供热工程和电厂同步建设实施,届时达到太原市规划供热面积8000×104m2。

古交兴能电厂属于大型坑口火力发电厂,距离古交市约6km,距离《古交兴能电厂至太原供热主管线及中继能源站工程可行性研究报告》供热规划的“中继能源站”距离37.8km,电厂比太原市中继能源站高180米,一级供回水管道4×DN1400mm、供回水温度97℃/35℃,2016年10月底建成一级热网工程,并具备向太原市供热条件,工程计划总投资47.8亿元。

古交兴能电厂回收乏汽余热供热改造工程,设计方案:蒸汽热泵+机组高背压+尖峰加热器组合技术方案,近期(一二期)工程已完成初步设计,计划总投资49189万元。设计原则:在机组80%负荷下,最大限度回收全部乏汽余热,提高热源供热能力,提高社会效益和投资效益。

但是,火(热)电厂由凝汽式机组改为抽汽式机组或热电厂改造,回收乏汽余热供热成本如何确定计算?政府部门和电厂关于热价的定价问题,一直以来意见分歧和争论比较大,严重影响项目改造工期和进度。据悉在全国其他城市如石家庄、济南等,也存在同样的问题。热价是否合理,直接影响电厂投资改造回收乏汽余热的积极性,应引起高度重视。本文以古交兴能电厂为例,结合电厂的实际情况,以设计数据、机组参数、实际价格和投资费用等为依据,采用不同的计算方法进行分析论证,以提供解决余热供热成本的有效计算方法和途径。

2余热供热总成本费用的组成

余热供热总成本费用的构成和计算一般有两种方法,生产成本加工期间费用法和生产要素估算法,本文以生产要素估算法为主。

余热供热总成本费用=蒸汽或燃料、电费及水费+工资+折旧费+修理费+财务费用+其他费用,从下图中可以看出,若不供热、汽轮机发电所利用的燃料热量或发电利用热量为Q1,Q2为汽轮机排汽散热损失,由图Q2表示;若供热所利用的燃料热量为Q=Q1+Q2(含Q3),Q3为抽汽驱动热泵从汽轮机排汽到凝结水的热量部分,含在图Q2中。若供热、利用机组抽汽热量为[Q1+Q2],若不供热、机组年可多发电量10.2774×108kWh。因此,两者之间关系应是相等的。

发电和供热的最大区别就是热量Q2、Q3的排放损失和回收利用。要利用汽轮机排汽乏汽余热,就要设计建设一个回收利用乏汽的组合工艺方案,必然付出投资费用和运营成本代价,以达到提取和回收乏汽余热的目的。

在考虑了以上成本费用外,还应考虑供热时对发电的影响,供热时比不供热时排汽焓值(背压或真空、温度)提高,导致供热期间增加发电煤耗和费用,也应分摊到供热成本中。如见下表:

3余热供热成本的计算原则

如何正确测算电厂余热供热成本,既要保证投资改造费用还贷付息的要求,又要满足保本微利经营。首先是制定合理的计算原则,才能保证供热成本计算的正确性和合理性。若是能源合同管理,还应满足合同管理要求。即设定的计算边界条件应正确合理。

1)采用供热成本设计数据和价格应和电厂实际一致,即计算口径对应一致性原则,并应确定基准期计算价格。

2)汽轮机抽汽驱动热泵和尖峰加热器的蒸汽或标煤价格,应合理分摊电厂发电成本及管理等费用,合理计算余热供热成本和收益,即费用和效益计算范围一致性原则。

3)供热年限应与机组投产运营年限匹配,在机组经济运营年限内,适当延长供热年限,机组服役年限和供热年限应相同。

4)热价应采用当地物价部门规定电厂的趸售热价,投资回收年限、基准内部收益率等指标,还应满足能源合同管理(即BOT管理模式)要求。

5)汽轮机本体改造投资费用,应进入整个项目改造投资费用中。固定资产投资费用折旧年限应合适、不能太短或太长,以降低余热供热成本,以达到投资收益和还本付息收回投资的规定。

6)供热改造后应分摊厂用电增加费用等。

4余热供热成本的计算

为了给政府部门和电厂提供可靠的定价依据,主要是热价成本的构成:首先考虑汽轮机本体改造投资费用;其次是机组供热年限的合理匹配和确定;第三是蒸汽(折算标煤)价格的确定;第四是回收乏汽余热工艺系统整体投资费用;第五是工艺系统运营维修、人工、水、电等成本费用。一般电厂燃料费用约占发电总成本费用60%左右。

4.1回收乏汽余热量及比例

古交兴能电厂近期(一、二期)供热改造项目实施后,年供热量2378×104GJ,其中回收乏汽余热量2163.3×104GJ,约占总供热量的90.97%,蒸汽供热量217.4×104GJ,约占总供热量的9.03%,实现供热面积5000万平米。如图所示。

4.2余热供热成本计算方法

针对余热供热成本的计算,不论采用那种方法,均应遵守能量和质量守恒定律的原则。具体计算方法如下。

4.2.1方法1

汽轮机由纯凝机组改为抽汽式机组回收乏汽余热后,在供热期间抽汽到排汽(焓值)供热量Q1=214.7万GJ、排汽到凝结水(焓值)余热供热量Q3=905.3万GJ、年少发电量10.2774×108kWh,发电成本电价为0.2583元/kWh(不含税)。按照能量和质量守恒定律,年少发电量成本费用应等于年供热成本费用。

1)成本1

[Q1+Q2]=10.2774×108kWh×0.2583元/kWh。=26546.52万元/年

2)成本2

要利用汽轮机排汽乏汽余热Q2(1258万GJ+905.3万GJ),必须付出投资和成本代价才能获得。

(折旧费+修理费+工资+水费+电费+财务费用+其他费用)=8453.85万元/年

3)成本3

从汽轮机厂家热平衡图中得出,机组在80%负荷下自用蒸汽量占进汽量约31%。从表1-1中可以看出,供热期间增加发电标煤耗费用。

近期(一二期)供热增加发电标煤费用={[(2524-2447.5)×1155.75]+[(2548.6-2441.2)×2208]}×103/29271KJ/kg/1000×3624h×857.65元/t=3456.89万元/年

GJ=(26546.52+8453.85+3456.89)/2378=16.18元/GJ

由供热抽汽焓值和排汽焓值差,计算耗用蒸汽折标煤费用后,分摊到余热供热成本中,这是符合电厂实际情况的计算方法。

4.2.2方法2

为了保证供热的可靠性,冬季机组调峰一般按80%负荷考虑,确定设计供热参数比较合适,并符合电厂发电实际调峰情况。

2013年古交兴能电厂年发电量90.48×108kWh,年供电量81.869×108kwh,总成本费用为255672.6461万元,其中不含税总成本费用233304.9万元、购煤费用154230.0541万元(不含税),年耗标煤量272.0281万吨。

电厂标煤实际价格=233304.9/272.0281=857.65元/t(含税)

方法1和方法2计算得出,余热供热成本分别为16.18元/GJ、16.23元/GJ,两种计算方法结论基本一致,仅相差0.05元/GJ、约为0.31%。山西省物价局规定电厂趸售热价27.5元/GJ,实际趸售热价为20元/GJ,可以满足项目还本付息和收回投资的要求,同时热电厂供热成本大幅降低。现有热电厂供热改造后,在热价不变的情况下由亏变赢。

余热供热成本热价的计算,发电排汽焓值和蒸汽凝结水焓值的差,应按回收利用余热计算,以体现余热供热成本的合理性和公平性。

4.3余热供热成本费用占比

余热供热年总成本费用组成如下图所示,各种费用占总成本费用的比例,年供热耗用蒸汽费用69.5%、折旧费用10.2%、供热增加发电煤耗费用8.3%、财务费用3.5%、修理费2.6%、用电2.5%、用水费用1.9%、人工0.8%和其他费用0.7%。

4.4余热供热成本费用大小排列

余热供热年成本费用大小如下图所示,单位万元。

5节能减排、社会效益分析

由于供热利用Q3、Q2的乏汽余热,年折算节约标煤约80.258×104t,供热用蒸汽标煤耗煤+供热系统用电耗标煤量+供热期间发电增加标煤量[(30.935+0.747+4.216)×104t]。年供热实际节约标煤约44.36×104t,按一度电节标煤320g/kWh计算,相应减少CO2排放约110.48×104t、减少SO2排放约3.327×104t、年减少NOX排放约1.66×104t、减少碳粉尘约30.16×104t。

火(热)电厂回收乏汽余热供热改造工程实施后,将会大幅提高电厂的供热能力和能源利用效率,随之带来巨大的节能、环保效益和社会效益。

6结语

火(热)电厂回收乏汽余热供热成本,不论采用那种计算方法,得出的结论基本一致,解决了余热供热的正确计算方法和途径,有利于消除余热供热的定价纷争。同时热电厂供热成本降低,经济效益大幅提高,不仅对推动火(热)电厂回收乏汽余热供热具有积极的促进作用,而且对全国其他火(热)电厂提供了参考计算方法和借鉴标准。余热成本的确定应注意以下几点:

1)由于机组容量大小、供热量和供热面积大小,均影响余热供热成本,因此热价成本和供热面积或供热量大小成反比关系。

2)火(热)电厂燃用的煤价是影响热价的主要因素,其次是折旧费用、发电增加煤耗费用、财务费用、修理费、厂用电和水费等。

3)采用回收余热的供热技术方案和方式,是影响余热成本的因素之一。

4)电厂投运年限即折旧还贷情况,也是影响余热供热成本的重要因素。

5)地区不同、供热时间不同,又是影响供热成本的重点因素。

6)供热应保证可靠性和气温变化的自动调节方式,降低社会风险和提高节能效率。

7)关键是政府要鼓励和推动火(热)电厂或工业余热回收利用供热,逐步减少对高能耗高污染区域供热锅炉房的财政补贴,用好财政杠杆政策。

8)建议各地方政府在火(热)电厂回收乏汽余热供热价格和税收方面,给予政策优惠和支持,调动各火(热)电厂回收乏汽余热供热的积极性。

原标题:火(热)电厂回收乏汽余热供热成本如何确定计算

特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。

凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。
展开全文
打开北极星学社APP,阅读体验更佳
2
收藏
投稿

打开北极星学社APP查看更多相关报道

今日
本周
本月
新闻排行榜

打开北极星学社APP,阅读体验更佳