抽凝機組熱電廠發電效益問題探討

王懷福，吳建東

(華能濟寧高新區熱電有限公司，山東 濟寧 272100)

0 引言

近幾年來煤價一直高位運行，且仍在不斷攀升，火電企業基本是全線虧損，小型熱電廠更是生存維艱。如何合理發電，確定最佳效益負荷點，是減虧增效的重要手段。某電廠為區域性熱電廠，主要供工業熱用戶，日供汽量1600～2500 t，現有裝機容量為2×30 MW抽凝式供熱機組。本文以該廠實際工況參數、實際煤價為依據，探討了機組電負荷與效益的關系、最佳效益負荷點及量價與效益之間的關系。

1 發電成本、利潤、邊際貢獻的計算方法

1.1 成本、利潤及基本公式

根據傳統會計方式，成本及利潤可以按照以下公式進行計算，它們之間的關系如圖1。

成本計算公式:完全成本=變動成本+不變成本(固定費用G)

利潤計算公式:利潤總額(P總)=銷售收入(含電汽銷售收入)－完全成本

=銷售收入(含電汽銷售收入)－變動成本－不變成本(固定費用G)

1.2 邊際貢獻

單位銷售邊際貢獻是管理會計中一個經常使用的概念，它是指銷售收入減去變動成本后的余額，邊際貢獻是運用盈虧分析原理，進行產品生產決策的一個十分重要指標。邊際貢獻一般可分為單位產品的邊際貢獻和全部產品的邊際貢獻，其計算方法為:

單位產品邊際貢獻=銷售單價－單位變動成本

圖1 費用收入與銷售量關系圖

全部產品邊際貢獻=全部產品的銷售收入－全部產品的變動成本

顯然邊際貢獻越大越好，在訂價決策中，首先應保證邊際貢獻不為負數，其次應考慮，全部產品的邊際貢獻應足以彌補固定成本，并仍有一定的積余。而在特殊訂價中，邊際貢獻保持正數是接受與否的底線。

1.3 熱電廠的邊際貢獻計算

熱電廠是同時生產形式不同、質量不等的兩種產品——熱能和電能，它們對燃料能量的利用程度差別很大，迄今為止，尚無單一的熱經濟指標，能夠在質量、數量上來衡量兩種能量轉換過程的完善程度［3］。一般根據熱負荷決定電負荷即以熱定電，熱負荷一定的情況下，電負荷變化時，熱電比、供熱比變化，供電煤耗變化，單位發電邊際貢獻也在變化。供熱比變化，會影響固定費用在發電和供熱方面的分攤，會影響供熱成本和供電成本。

單位供電邊際貢獻=不含稅上網電價－單位燃料成本－其它單位供電變動成本(單位電量材料費、單位電量水費等)

總利潤P總=發電利潤+供熱利潤=(單位供電邊際貢獻×供電量+發電固定成本分攤)+(單位供熱邊際貢獻×供熱量+供熱固定成本分攤)

只討論發電利潤時:

某電廠含稅銷售電價為0.4105元/kWh，不含稅為0.35085元/kWh，因此:

銷售收入=電價×供電量(χ，單位kWh)=0.35085 × χ

變動成本=單位變動成本×供電量(χ kWh)=［單位標煤單價(元/kg)×供電煤耗(Mh，kg/kWh)+其它單位變動成本(0.01元/kWh)］×供電量(χkWh)

某電廠2011年三月份標煤不含稅單價為808.43 元/t，既0.80843 元/kg，因此:

既利潤等于邊際貢獻總量減去固定費用。Bg＞G時盈利，Bg＜G時虧損，Bg=G時持平，當Bg為負值時加劇虧損，發電不如不發(從效益角度講)，Bg為負值或接近負值時應該只發廠用電。在當前電價情況下，減小發電量(或單機運行)的目的是減小虧損，既減小發電量要能保證Bg值增加或不變小。不能得到正的P、而變為追求Bg是一種非正常狀態，這主要是當前“市場煤、計劃電”原因造成的。

1.4 邊際貢獻、供電煤耗邊界值

當日固定費用G為220000元，單位邊際貢獻Bg為0.025元/kWh時，根據公式計算出的盈虧平衡點的日發電量χ為8800000 kWh。當日固定費用 G為220000元，日供電量為120萬kWh時，根據公式計算出的盈虧平衡點的單位邊際貢獻 Bg為0.1833元/kWh。當標煤單價為0.80843元/kg(上月值)，單位邊際貢獻Bg為零時，根據公式計算出的極限Mh為421.6 g/kWh。這一數字是Bg的正負轉折點，實際運行中，機組要禁止在超過此煤耗的負荷下運行，否則就會加劇虧損。

知道目標發電邊際貢獻值一樣可求得煤耗值，如要想發電單位邊際貢獻為0.02696元/kWh，當標煤單價為0.808元/kg時，則根據公式求得供電煤耗必須低于388.3 g/kWh。當Mh為0.400 kg/kWh、標煤單價為 808.43 元/t、日供電量為120萬kWh、日固定費用為220000元時，盈虧平衡點的電價為0.593元/kWh(含稅)。

2 發電效益的影響因素及其相互關系

發電效益主要受電價、煤價、供汽量、供電量和供電煤耗五項指標影響，其相互關系曲線如圖2。根據煤耗曲線可以看出，Mh是隨負荷變化的，因此Bg、bg也是隨負荷變化的，Bg是某一負荷下的bg與該負荷下的供電量的乘積，而不是某一負荷下的bg與最大負荷時的供電量的乘積，分析可知，始終存在著一個最大Bg負荷點，既最佳效益負荷點。

圖2 煤耗Mh、邊際貢獻Bg、供電量X關系曲線圖

從上到下，供熱量越來越大，既熱電比增大，煤耗降低。供熱量大到一定程度時，Bg線在高負荷段上揚，表明機組可以滿發;反之，供汽量減小時，能夠產生正值的Bg的負荷范圍減小，無效益或制造負效益(負Bg值)的機會增加。

從右到左，供熱量不變，電負荷降低，同樣熱電比增大，煤耗降低。煤耗最低點為以熱定電點，所發電量為自然電量。機組在“合適的”供熱參數下運行時，煤耗最低點左側的工況(應極力避免的工況)就不存在。

供汽量最大(80 t/h)和純凝兩種狀態下，煤耗最低點在滿負荷點，而中間呈弓背型(如圖:最低煤耗連線)。因低負荷下廠用電率高(曲線不理想)、低參數導致凝汽損失大，不論是靠調節門節流(定壓)還是滑參數(滑壓)。供汽量越大，高負荷時的煤耗曲線越平坦，說明機組適宜于滿負荷運行，機組具有較好的調峰性能。

最低煤耗點接近421.6 g/kWh時，bg、Bg也接近為零，最低煤耗點和最大Bg點重合，其它能夠產生正值的Bg的工況下最高Bg點對應的負荷，高于最低煤耗點所對應的負荷，所發電量既薄利多銷，既最低煤耗點時的bg最大，但Bg卻不是最大，既在此后更高的負荷下，煤耗增加導致bg減小而對Bg產生的減小影響，不如χ增大對Bg的增大影響大，既一個減小較慢的數字乘以一個增大較大的數字，其乘積是增大的。起初兩者距離越來越大，此后距離越來越小，滿負荷時再次重合。最低煤耗點左側的工況應極力避免。

創造正值的Bg的負荷范圍越小，平均煤耗越高，只要平均煤耗接近421.6 g/kWh，就只能發廠用電。當極限煤耗紅線上移或煤耗曲線下移到使Bg足夠大時可沖擊滿負荷，紅線上移靠降低煤價和漲電價，煤耗曲線下移靠增大供汽量和提高運行檢修水平。

舉例:某電廠三種實際工況下的Bg計算見表如下(標煤單價采用3月份實際值不含稅0.80843 元/kg，電價不含稅0.35085 元/kWh，Bg根據公式算得，考慮裕量乘以系數0.9):

表1 日供汽1700 tBg計算表

表2 日供汽2200噸Bg計算表

表3 日供汽2500噸Bg計算表

由表1～表3可知，電價為0.3105元/千瓦時，每臺機組供熱量達到52 t/h時可基本滿發;電價為0.3305元/千瓦時，供熱量達到46t/h時就可滿發(圖3所示)。

圖3 供熱量35 t/h利潤圖

3 典型工況下的最佳效益點

3.1 典型工況下的煤耗、邊際貢獻關系

如圖4，在Q=35 t/h狀態下(典型工況)，負荷2～3萬內未找到最大Bg點，說明機組不能在2萬及以上負荷運行。雙機供汽量在2500 t/天、即單機供汽量在54 t/h以上時，基本可滿發。

當供熱量足夠大、煤價足夠低、電價足夠高時，bg變得足夠大，Mh對Bg的影響變弱，Bg值主要取決于χ，Bg曲線在最低煤耗點以后開始變平并上揚，此時機組可滿負荷發電。

3.2 機組滿負荷發電時的極限或轉折點煤價

可以滿發的轉折點，就是Bg曲線變成水平并開始上揚的煤價，以Q=35 t/h狀態為例，設未知煤價為r，選取2萬和3萬時的Bg值，使其相等，得出的r為:

r=0.746元/kg，折合含稅價為873元/t。實際上Bg曲線變成水平只是轉折點，這種情況下仍不能滿發，而要滿發煤價應進一步降低，我們可通過設一個滿負荷時的Bg期望值來算出可滿發的煤價，仍以Q=35 t/h狀態為例，如果期望滿負荷三萬時比兩萬負荷時每天多得2萬元的Bg話，其煤價r應為:

(0.34085－0.429r)×30000×24 －(0.34085 － 0.415 r)×20000 ×24=20000

圖4 供熱量Q=35 t/h時的Mh、Bg曲線

r=563元/t，折合含稅價為659元/t，遠低于現行實際煤價，依靠降低煤價在35 t/h工況下滿發不大可能。

3.3 電價提高后的發電最佳效益點

假設電價提高2分，仍以Q=35 t/h狀態為例，設未知電價為d，選取2萬和3萬時的Bg值，使其相等，得出的d為:

d=0.379 元/kWh，折合含稅價為 0.443 元/kWh。因此如要滿發，電價最少要提高:0.443－0.4105=0.0325 元/kWh。而 0.0325 元/kWh只是Bg值不隨負荷增加而降低的極限值，而不是盈虧平衡點的值。如果煤價繼續上漲，電價還要提高更多，顯然35 t/h供汽量下提2分仍不能滿發。

電價提高兩分后，使單位邊際貢獻為零的極限煤價變為:0.36085 －0.80843 r=0

既增加2分錢后雖不能扭虧為盈，但可使機組運行產生負Bg的機會減小(紅線上移)，既產生正Bg的負荷范圍擴大，最大Bg點的負荷更高，因為Bg線整體上移，最高點的Bg值更大，特別是高負荷段的Bg線快速上揚、抬頭，有利于多發、快增效。

3.4 內部挖潛降低煤耗的影響

仍以Q=35 t/h狀態為例，如各負荷下煤耗降低10 g/kWh，看2－3萬負荷下的Bg值差別:

2×104kw負荷時的Bg值:Bg=(0.34085 －0.405×0.80843)×20000 ×24=6449 元

3×104負荷時的 Bg值:Bg=(0.34085 －0.419×0.80843)×30000 ×24=1525 元

顯然，目前煤價電價下，靠提高運行檢修水平滿發困難(并非不要提高運行及檢修水平)，但可帶較高負荷。

3.5 單機運行及雙機運行條件

根據某電廠3～4月份的實際工況，供熱量在70～80 t/h左右，一臺機運行可滿發，如果兩臺機運行，只能以熱定電而不能滿發(提價前)，一臺機運行煤的發熱量要求較高，發熱量須在17581.2 kj/kg以上(最好是18837 kj/kg左右)，價格較高，兩臺機運行可燒平均熱值159068 kj/kg的煤，價格較低，二者相差42元/t，現分析一臺機運行和兩臺機運行各自的經濟性。一臺機運行日發電量6×106kwh以上，上網電量5×106kwh以上，二臺機運行時每臺機負荷在1.5×104kw左右，發電量略高，但由于廠用電大，因此上網電量幾乎相同，現根據不同煤價計算出各自Bg值:

單機運行時根據實際數據統計，單機運行時煤耗約為338 g/kWh，煤價以三月份的808.43元/t為準，其每天的Bg值為:Bg=(0.34085 －0.338×0.80843)×500000=33800元。

雙機運行時兩臺機運行時，不能滿負荷運行，每臺負荷約為1.5×104kw左右，上網電量基本相同，煤耗增加至約407 g/kWh，煤價降低42元/t，相應Bg 值為:Bg=(0.34085 －0.407 ×0.76643)×500000=14456元。

如要取得與一臺機相同的Bg值，則反算出的兩臺機運行時的平均煤耗應低于356.5 g/kWh，或者煤耗 0.407 不變，煤價應為 0.67137，既不含稅標煤單價應低于671.37元/t，既應比現行煤價 808.43 元/t低 137.06 元/t。

如兩臺機運行時負荷達到4×104kw，煤耗達到415 g/kWh，供電量達到800000 kWh時，相應Bg值為:Bg=(0.34085 － 0.415 ×0.76643)×800000=4281元。

如要取得與一臺機相同的Bg值，則反算出的煤耗應低于389.6 g/kWh，或者煤耗415 g/kWh不變，煤價應為0.71952元/kg，既不含稅標煤單價應低于719.52元/t，既應比現行煤價808.43元/t低 88.91 元/t。

顯然，兩臺機運行不合算，主要原因是該電廠3～4月份供熱量太低、煤價太高。

4 結論及建議

熱電機組隨著供熱量的變化，供電煤耗指標相應變化。在當前高煤價背景下，通過測算確定機組發電最佳效益點，合理發電，對熱電企業減虧增盈具有重要意義。本文分析了典型工況下的煤耗、邊際貢獻關系，建立了數學模型，引入發電最佳效益點概念。特別對于機組滿負荷發電時的極限或轉折點煤價，電價提高后的發電最佳效益點，內部挖潛降低煤耗的影響，單機運行及雙機運行條件等典型工況進行了研究。

研究表明，熱電機組應降負荷運行，同時要提高檢修水平，全力進行內部挖潛。在單臺機運行供熱不足時，可適當投高減，但單臺機運行供熱量低于80 t/h(既每天1920 t以下)或兩臺機運行(低供汽量下)時，應力避投高減。此外還應提高機組啟、停速度，盡量縮短在負Bg區的運行時間。從提高運行經濟性的角度出發，熱電機組還應提高計量的準確性，并將其作為指導機組高效運行的基礎。進行經濟性分析時，應繪制電廠供汽量間隔5 t/h下的煤耗曲線圖，明確不同供汽量、不同煤價、不同煤耗下的最大Bg點，指導機組高效運行，這些措施對熱電企業減虧增盈具有重要意義。

［1］孫茂竹，等，主編.管理會計學［M］.中國人民大學出版社，2009年7月第5版.

［2］青島捷能汽輪機股份有限公司.C30－8.82/0.981汽輪機說明書［Z］.青島捷能汽輪機股份有限公司，2003(4).

［3］李青，張興營，徐光照.火力發電廠生產指標管理手冊［M］.中國電力出版社2007(3).

［4］劉勁風，王述洋.電力系統信息安全關鍵技術的研究［J］.森林工程，2007，23(4):88 －91.