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。

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。