褐煤摻燒成本比對分析

張方，方津，周江

(福建華電可門發(fā)電有限公司，福州 350500)

褐煤摻燒成本比對分析

張方，方津，周江

(福建華電可門發(fā)電有限公司，福州 350500)

通過計算褐煤存儲過程中的熱值損失及摻燒過程中的煤耗損失，把褐煤摻燒后的利弊全部折算成標準煤購煤成本并與普通煙煤進行對比，從經濟角度分析摻燒褐煤的利潤邊界點。

褐煤；摻燒；標準煤；熱值損失；成本

0 引言

目前，火電行業(yè)產能過剩，電改壓縮煤電企業(yè)利潤空間，發(fā)電企業(yè)想盡辦法降低燃料成本，維持火電經營的利潤水平。通過配煤摻燒降低燃料成本，特別是摻燒褐煤，使火電資源利用最大化，是當前大多數(shù)企業(yè)的選擇。當前褐煤的標準煤單價也隨著需求量增加上漲至接近煙煤價格，新的問題也隨之產生：一方面，褐煤折算標準煤單價仍略低于普通煙煤；另一方面，褐煤存在存儲過程中的熱值損失及摻燒過程中的煤耗損失。本文針對某電廠600 MW超臨界機組展開分析，通過計算摻燒褐煤后產生的存儲熱值損失以及發(fā)電煤耗、廠用電的變化情況，把褐煤摻燒的利弊全部折算成購煤成本，與普通煙煤進行比對分析，尋求摻燒利潤的邊界點，供各摻燒褐煤單位作燃料采購決策時參考。

1 褐煤存儲熱值損失研究

1.1 燃煤存儲熱值損失的一般規(guī)律

圖1 煤堆自燃經歷的4個典型階段

煤的自燃是煤堆內部的煤固體顆粒不斷緩慢氧化放熱引起的，由于氧化作用的放熱量大于向外界散失的熱量，煤堆內部溫度不斷上升，一旦溫度達到煤的自燃點，再加上充足氧氣的配合，煤堆即會發(fā)生自燃現(xiàn)象。自燃不是突發(fā)現(xiàn)象，而是需要經歷一定的階段才能發(fā)生。煤的自燃主要經歷4個典型階段(如圖1所示)：(1)剛入煤場，未見明顯發(fā)熱；(2)入場存煤45 d，明顯發(fā)熱；(3)入場存煤60 d，冒煙；(4)入場存煤70 d，出現(xiàn)明火[1]。

存煤過程中，單位質量煤的熱損失隨存煤時間的增加呈現(xiàn)兩段增加趨勢：存煤時間在30 d以內，熱損失幾乎以線性趨勢增加，表明該階段煤的熱損失主要以增加其自身內能的方式儲存于煤堆內部，煤堆向外界熱傳導造成的熱損失為從屬地位，存煤30 d的熱損失僅為煤熱值的2.03%；存煤時間超過30 d以后，熱損失以指數(shù)函數(shù)的趨勢增加，表明該階段煤堆內部較多的煤固體顆粒與氧氣發(fā)生了低溫氧化反應，煤堆向外界熱傳導造成的熱損失占據了主要地位，存煤51 d時的熱損失已到達煤熱值的6.09%?？梢灶A測，當存煤時間超過51 d以后，表層(0.7 m深以內)的煤逐漸達到自燃點，加上充足的氧氣，便會出現(xiàn)圖1c所示的冒煙甚至明火狀態(tài)，這時的熱損失將以熱輻射形式為主，造成煤堆短時間內有更多的熱量浪費，如圖2所示。

圖2 存煤期間煤堆熱損失隨時間的變化

1.2 褐煤存儲自燃損失的評估

褐煤存放15 d，收到基低位發(fā)熱量降低255～293 MJ/t；存放30 d，收到基低位發(fā)熱量會降低529～607 MJ/t：存放60 d，收到基低位發(fā)熱量會降低1 075～1 236 MJ/t[2]：故某集團節(jié)能技術監(jiān)督實施細則規(guī)定褐煤存放時間應不超過15 d。

假設10萬t熱值為16 000 MJ/t的褐煤，折算成標準煤為54 592.6 t(標準煤熱值為 29 308 MJ/t)。該褐煤存放15 d，相當于損失標準煤255×100 000÷29 308=870 (t)；存放30 d，相當于損失1 808 t標準煤；存放60 d，相當于損失3 668 t標準煤。

某廠褐煤存放時間一般為30～45 d(到港后放關15 d，摻燒15～30 d)，則10萬t熱值為16 000 MJ/t的褐煤存放30 d后損失率為3.3%，假設褐煤折算成標準煤單價為500元/t，則損失16.5元/t標準煤。

上述評估是針對褐煤存放處于30 d內的正常存煤階段，相當于自燃的第1、第2階段，如果為追求最低褐煤價格，購買了處于自燃第3階段的褐煤，其熱值損失遠遠大于上面評估的16.5元/t。

普通煙煤存儲半年的熱值損失[3]見表1，表中還列出了折算儲存30 d的熱值損失。

表1 自然儲存條件下各煙煤的熱值損失 MJ/t

某電廠常用煙煤熱值損失特性介于優(yōu)混煤與大混煤之間，按大混煤測算10萬t熱值為 21 000 MJ/t的煙煤，存放30 d后損失率為0.26%，假設其折算成標準煤的單價為500元/t(同褐煤)，則折算熱值損失為1.3元/t標準煤。即同樣存放30 d，褐煤的標準煤熱值損失造成的成本損失比其他普通煙煤多15.2元/t。

2 褐煤摻燒后機組發(fā)電煤耗增加造成的損失

2.1 褐煤摻燒后發(fā)電成本增加量理論計算

參考某電廠2016年8月入廠煤工業(yè)分析加權數(shù)據(褐煤摻燒比例>50%)及設計煤種參數(shù)[4](見表2)，計算機組發(fā)電煤耗增加量。

(1)燃煤水分每增加1百分點，影響發(fā)電煤耗0.2 g/(kW·h)[4]，全水分增加了13.52百分點，導致鍋爐效率下降，增加的發(fā)電煤耗=0.2×13.52=2.76 [g/(kW·h)]。

(2)燃煤灰分每增加1百分點，影響發(fā)電煤耗0.3 g/(kW·h)[4]，灰分增加了-4.4百分點，按照設計煤種中飛灰可燃物質量分數(shù)為2.5%計算機械不完全燃燒熱損失Q4的增量，增加的發(fā)電煤耗=0.3×(-4.4)=-1.32 [g/(kW·h)][4]。

由于純燒設計煤種時飛灰可燃物質量分數(shù)一般為1.0%～1.5%，實際灰分降低4.4百分點不會引起Q4降低1.32 g/(kW·h)，為后面保守估算邊界值方便，按照1.32 g/(kW·h)計算，盡可能少算褐煤摻燒的Q4。

(3) 600 MW超臨界機組再熱器減溫水每增加1 t，增加發(fā)電煤耗0.058 g/(kW·h)[4]，則摻燒褐煤后再熱減溫水增加導致的發(fā)電煤耗增量=(20.69-3.2)×0.058=1.01 [g/(kW·h)]，見表3。

發(fā)電煤耗增量=2.76-1.32+1.01=2.45 [g/(kW·h)]。

表2 某廠2016年8月入爐煤參數(shù)

2.2 褐煤摻燒后發(fā)電成本增加量校核計算發(fā)電煤耗增量

依據GB 21258—2007《常規(guī)燃煤發(fā)電機組單位產品能源消耗限額》(此標準是針對燃煤水分大于20%的大小鍋爐通用估算方法，本文作為參考校核估算用)2016年修訂版規(guī)定：“褐煤本身水分比較大，因此本次修訂將燃煤的‘全水分’列入了修正系數(shù)”。

式中：b為發(fā)電煤耗，600 MW超臨界機組該數(shù)值取300 g/(kW·h)；Mar為燃料收到基水分，取26.52%；Qar，net為燃料收到基低位發(fā)熱量，取17 860 kJ/kg。

計算結果與2.1部分的計算供電煤耗增量相差不大，故后面進行成本測算時依照保守原則取增量小的數(shù)據2.45 g/(kW·h)。

因此，加大褐煤摻燒量后導致鍋爐效率下降，所增加的發(fā)電煤耗增加量為2.45 g/(kW·h)，即機組發(fā)電煤耗增加2.45÷300=0.82%，折算成成本增量=2.45÷300×500=4.08(元/t)。

2.3 褐煤摻燒后廠用電率增加量

摻燒褐煤后，由于入爐煤熱值降低，制粉電耗會增加，煙氣量增加，引送風機電耗也會增加?，F(xiàn)選取某電廠2015年7月18日燃用設計煤種與2016年7

表3 某電廠2015，2016年典型工況比對

月16日大量摻燒褐煤的數(shù)據做典型工況比對，見表3。在年均負荷率同樣接近70%的情況下，針對這些增量分別進行計算。

(1)引風機+增壓風機耗電率增量為0.20百分點。

(2)一次風機+制粉系統(tǒng)耗電率增量為0.17百分點。

(3)輸煤系統(tǒng)耗電率增量按照0.07百分點估算，按照熱值減少量估算輸煤系統(tǒng)耗電率增量為0.012 7百分點。

(4)廠用電總增量為0.38百分點，相當于增加供電煤耗1.15 g/(kW·h)。

(5)折算成標準煤成本增量=1.15÷300×500=1.91(元/t)。

褐煤摻燒量增加后，所增加的供電煤耗折算成標準煤成本為5.99元/t。

3 結論

褐煤摻燒比普通煙煤所增加生產成本總和=燃料存儲熱值損失+發(fā)電煤耗增量+廠用電增量，全部折算成標準煤單價成本=15.2+5.99=21.19(元/t)，即當褐煤購買成本比普通煙煤低21元/t(折算成標準煤)時，是比較合算的。

[1]沈家銓，張建華，鄭智揚，等.燃煤發(fā)電廠儲煤場自燃熱損失的評估[J].發(fā)電與空調， 2013, 34(5):28-33，53.

[2]李春艷，劉志華，盛春林.褐煤儲存損失試驗研究[J].吉林電力， 2008，36(2)：13-15.

[3]肖敏，劉振德.煤炭貯存時間與熱值損失的研究[J].煤質技術， 2014(2)：20-22.

[4]張方，吳京龍，林柏林.煤質變化對機組發(fā)電煤耗的影響分析[J].機電信息， 2013(27):115-116.

(本文責編：劉芳)

2017-02-21；

2017-03-16

TK 227.1；TF 526+.2

B

1674-1951(2017)04-0068-03

張方(1973—)，男，福建龍巖人，工程師，從事生產管理工作(E-mail:741651595@qq.com)。