摘要：发电厂燃料成本占发电成本的70%以上。当前，按照政府环保和节能新政策，发电厂积极履行社会责任，削减电煤耗量，以发电燃煤消耗确定企业发电量。本文通过燃料成本核算、评估及政策电量核算，达到优化采购，降低成本、争取电量、提高经济性目的。
关键词：燃煤采购；优化；环保达标；发电成本；电量；经济性。
一、前言
大唐彬长发电有限责任公司由大唐陕西发电有限公司控股（投资80%）、陕煤彬长矿业集团有限公司参股（20%）共同组建，位于陕西省咸阳市彬长旬矿区中部。该矿区是国家14个亿吨级煤炭基地之一，具有建设大型坑口电站的有利条件。公司规划总装机容量6260MW，一期2×630MW国产超临界直接空冷凝汽式燃煤机组，2009年12月投入商业运营。公司发电燃料主要由一墙之隔的陕煤胡家河矿业公司输煤皮带供应，无运输成本，入厂标单较低，占有地域优势。厂、矿互相掺股20%，由于煤矿投产晚，发电燃料市场采购，2014年煤矿投产后，胡家河矿采购占比提高。2017年，国家环保政策相继出台，要求发电企业每年必须完成“减煤”任务，切实担负起社会责任。公司电量由以前的多渠道争取，转变为以燃料消耗核定。因此，优化电煤采购，控制燃料成本，争取政策电量，提高经济性，成为企业工作重点。
二、以前燃煤采购模式及存在问题
前期，政府、电网对公司燃料库存、煤质及机组负荷等没有特殊要求，燃料采购只需煤质满足生产需求，加大配煤掺烧，控制燃料成本。这种燃料采购模式的弊端是为了降成本，造成煤质差，使设备磨损加大，缩短了检修周期，增加了维护费用，影响了机组安全。
目前，按照环保要求，企业排放要符合或优于国家标准，电量与燃煤消耗挂钩，燃料采购模式由控成本，逐步向争电量、控成本、减排放方式转变。
去年，采用低质煤掺配，每发一亿千瓦时电量需耗原煤4.39万吨。2018年政府下达全年耗煤限制值172.73万吨，环比减少80万吨，按照去年核算，年发电量仅为39.21亿千瓦时。为了争发电量，我们提高电煤品质，合理掺烧，使发电量达到42.57亿千瓦时。同时煤质提高，减少设备磨损、延长检修周期、降低氮氧化物、二氧化硫及颗粒物排放，使企业切实担负起环保治理的社会责任。
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三、燃煤采购优化方案对比分析：
按照原煤消耗限制值172.73万吨计算，设计4种燃料采购方案：
方案一：
入炉热值按照机组设计值（21.71MJ/kg）控制，入厂煤质结构：142.5万吨胡家河矿煤（热值22.81 MJ/kg、灰分15.47%、硫份0.47%、入厂含税标煤单价569.10元/吨）和30.23万吨掺配煤1（热值18.22 MJ/kg，灰分22.04%、硫份0.64%、入厂含税标煤单价503.44元/吨）进行采购，入厂煤加权热值22.01 MJ/kg（厂炉热值差按0.3 MJ/kg控制）、灰分为16.62%、硫份为0.50%、入厂含税标煤单价559.59元/吨的入厂煤172.73万吨，该方案争取政策电量为42.57亿千瓦时；
方案二：
入炉热值按照机组设计值（21.71 MJ/kg）控制，入厂煤质结构：154.5万吨胡家河矿煤（热值22.81 MJ/kg、灰分15.47%、硫份0.47%、入厂含税标煤单价569.10元/吨）和18.23万吨掺配煤2（热值15.26 MJ/kg，灰分30.4%、硫份0.84%、入厂含税标煤单价454.72元/吨）进行采购，入厂煤加权热值22.01 MJ/kg（厂炉热值差按0.3 MJ/kg控制）、灰分为17.05%、硫份为0.51%、入厂含税标煤单价560.73元/吨的入厂煤172.73万吨，该方案争取政策电量为42.57亿千瓦时；
方案三：
入炉热值按照电网“两个细则”奖惩实施细则要求最低热值（20.80 MJ/kg）控制，入厂煤质结构：108.2万吨胡家河矿煤（热值22.81 MJ/kg、灰分15.47%、硫份0.47%、入厂含税标煤单价569.10元/吨）和64.53万吨掺配煤1（热值18.22 MJ/kg，灰分22.04%、硫份0.64%、入厂含税标煤单价503.44元/吨）进行采购，入厂煤加权热值21.10兆焦/千克（厂炉热值差按0.3 MJ/kg控制）、灰分为17.92%、硫份为0.53%、入厂含税标煤单价547.91元/吨的入厂煤172.73万吨，该方案争取政策电量40.79亿千瓦时；
方案四：
入炉热值按照电网“两个细则”奖惩实施细则要求最低热值（20.80 MJ/kg）控制，入厂煤质结构：133.5万吨胡家河矿煤（热值22.81 MJ/kg、灰分15.47%、硫份0.47%、入厂含税标煤单价569.10元/吨）和39.23万吨掺配煤2（热值15.26 MJ/kg，灰分30.40%、硫份0.84%、入厂含税标煤单价454.72元/吨）进行采购，入厂煤加权热值为21.10兆焦/千克（厂炉热值差按0.3 MJ/kg控制）、灰分为18.86%、硫份为0.55%、入厂含税标煤单价547.91元/吨的入厂煤172.73万吨，该方案所争取政策电量40.79亿千瓦时。
方案对比分析
1、依据入炉煤热值确定电量分析经济效益
方案1和方案2中的入炉热值按照设计值控制，核算政策电量为42.57亿千瓦时。方案3和方案4中的入炉热值按照公司“两个细则”奖惩实施细则要求的最低热值控制，核算政策电量40.79亿千瓦时。由于两者之间热值差0.91 MJ/kg，影响电量相差1.78亿千瓦时。方案1和方案2能够提高设备利用小时141.27小时，从争取政策电量方面分析，方案1和方案2明显优于方案3和方案4。
2、按照燃煤发电成本分析经济效益
从进煤结构燃料成本分析方案1和方案2，方案1入厂综合含税标单为559.59元/吨，方案2入厂综合含税标单为560.73元/吨，方案1入厂标单比方案2低1.14元/吨，从燃煤发电成本分析方案1优于方案2。
3、燃煤掺配分析
方案1的入炉热值为机组设计值，煤质结构以国矿和18.22 MJ/kg的掺配煤进行掺配，灰分为16.62%，硫份为0.50%；方案2的入炉热值为机组设计值，煤质结构以国矿和15.26 MJ/kg的掺配煤进行掺配，灰分为17.05%，硫份为0.51%；方案3的入炉热值按照公司“两个细则”奖惩实施细则规定最低热值控制，煤质结构以国矿和18.22 MJ/kg的掺配煤进行掺配，灰分为17.92%，硫份为0.53%；方案4采取入炉热值为公司“两个细则”奖惩实施细则规定的最低热值控制，煤质结构以国矿和15.26 MJ/kg的掺配煤进行掺配，灰分为18.86%，硫份为0.55%。从入厂煤品质方面分析，采购方案1调运的入厂煤灰分最低、硫份最低，煤质明显优于方案2、方案3、方案4。
四、结论：
1、从电量方面分析：采用方案1、方案2，公司核算政策电量相比方案3、方案4增加1.78亿千瓦时，设备利用小时增加4.36%；
2、从成本方面分析：采用方案1，比方案2入厂标煤单价低1.14元/吨；
3、从煤质方面分析：采用方案1的热值、硫份、灰分明显优于方案2、方案3、方案4。煤质提高，减小设备磨损、延长检修周期、降低氮氧化物、二氧化硫及颗粒物排放。
综上所述，当前形势下，采用方案1采购能够优化煤质结构，在争电量、控成本、减排放、减少设备磨损、延长检修周期等方面具有一定优势。
参考资料：
[1]陕西省“铁腕治霾”关中地区2017年煤炭削减专项行动方案；
[2]国家电网对发电企业“两个细则”奖惩实施细则。
[3]乔攀，谭鹏．火电厂配煤掺烧成本效益分析[J]．湖北电力，2014，38（4）：59-61．
[4]毛晓飞，吴英，曾过房，等．700MW机组锅炉混煤掺烧试验研究[J]．热力发电，2014，43（5）：69-74．
论文作者:王朗
论文发表刊物:《电力设备》2018年第28期
论文发表时间:2019/3/13
标签：热值论文; 方案论文; 电量论文; 煤质论文; 万吨论文; 灰分论文; 含税论文; 《电力设备》2018年第28期论文;