掺烧劣质煤综合经济性分析
掺烧劣质煤在燃料成本降低的同时，也引起受热面、制粉系统磨损加剧及脱硫及脱硝成本的增加，下面进行逐项分析：
1、燃料成本的降低：
按2013年3月19日采购部提供煤炭市场行情，不同煤炭到厂价格如表1：
表1：煤种相关参数
煤种 热值 灰份
ad 采购价格 海运费 港口费 内河
运输费 卸力费 到厂
标煤价 神华煤 4800 17.5 495 40 11.5 17.5 4.25 829 神华煤 4500 23.1 440 40 11.5 17.5 4.25 798 中煤 4500 30.3 440 40 11.5 17.5 4.25 798 淮北煤 3500 48.3 0.113 791 泥煤 3550 45.1 0.105 735 如按神华煤、中煤及泥煤进行掺配，泥煤的比例为25%，则掺配后有关数据如表2：
表2：掺配后有关参数
煤种 掺配比例 热值 灰份（空干） 到厂标煤价 神华煤 45% 4500 23.1 798 中煤 30% 4500 30.3 798 泥煤 25% 3550 45.1 735 掺配后 4263 30.76 785 设计煤种 4650 32.7 校核煤种 4327 37.7 泥煤比神华煤的标煤价低63元/吨，掺配后，标煤价与只使用神华煤、中煤相比，下降了13元/吨。若按全年均25%进行掺配，电量39亿，煤耗320g/kwh，供热200万吉焦计算，全年耗标煤126万吨，则可以降低燃料成本为（不含税）：126×13/1.17=1400万元。
2、粉煤灰销售增加
2012年11月份泥煤掺配量开始增加，灰份也增加，2012年11月份开始，粉煤灰销售量开始明显上升，2012年1~10的销售量为25.27万吨，发电量为33.4亿，平均每发1亿度电产生粉煤灰量为：0.757万吨；2012年11月到2013年2月的销售量为16.1万吨，发电量为13.76亿，平均每发1亿度电粉煤灰的销售量为1.17万吨。
即掺配泥煤后每1亿度电多产粉煤灰为：1.17-0.757=0.413万吨，粉煤灰价格27元/吨。全年多销售粉煤灰产生的利润为：0.413×39×27/1.17=371.7万元
3、生产费用的增加
3.1锅炉过热器、省煤器等设备的磨损费用
#3、#4锅炉的设计煤种热值均为4650kcal/kg，灰份32.7%，校核煤种热值4327kcal/kg，灰份37.7%。
从附表2中可以看出：按神华煤45%、中煤30%、泥煤25%比例进行混合，掺配后灰份（空干）为30.76%，比设计煤种及校核煤种均低，考虑到掺配泥煤的热值低于校核煤种，带相同负荷时掺配泥煤后的原煤量增加，因此将掺配泥煤的灰份折算到校核煤种，数据如下：
折算成设计煤种：4650/4263×30.76=33.55%，与设计煤种灰份相近。
折算成校核煤种：4327/4263×30.76=31.22%，比校核煤种灰份低得多。
我公司掺配后热值低于设计值，但灰份相近的主要原因是掺配了神华煤，神华煤具有水份高、挥发份高、灰份小的特点，而#3/4锅炉设计煤种均取徐矿煤，因而灰份较高。
结合2013年公司掺配煤的情况，以3月掺配数据为例，3月1~18日入炉煤灰分（空干）为24.12%，热值为4276kcal/kg，因此，与设计煤种相比，掺配劣质煤不会造成锅炉本体磨损加剧但与只燃用神华煤和中煤相比，锅炉磨损量肯定增加。
锅炉低温过热器、省煤器及及水冷壁（喷燃器附近）全部喷涂除磨层，费用约90万元，按大修周期4~5年计算，每年增加的费用为90/4=22.5万元。
另，因锅炉积灰增多，吹灰器投入频繁，吹灰器维护费用也增加，预计增加20万元/年。
合计，本体增加维护费用为：22.5+20=42.5万元。
3.2制粉系统维护费用：
由于入炉煤热值降低，制粉系统负荷增加，按入炉煤热值从设计煤种4650kcal/kg下降到4250kcal/kg为例，每年磨煤机磨煤量相对增加4650/4250=1.1，即磨煤机的磨煤量增加10%，按设计煤种磨煤机每10月大修一次，掺煤劣质煤后，磨煤机需每9月大修一次，磨煤大修主要费用如下：
（1）修理费：#3炉磨煤机大修一次修理费9.1万，#4炉为8.1万，平均8.6万/台；
（2）焊补费：30万/台；
（3）动静环：15万/台，每3年更换一次；
所以每年磨煤机费用增加为（8.6+30+15）×(12/9-12/10)×10=71.5万。
（3）一次风管道及出灰管道费用增加：因煤量增加，一次风管道及出灰管道磨损加剧，正常每3~4年更换一次，费用为80万/台炉，由于灰量增加后，压缩空气量也随之增加，灰管道的磨损与灰流速的三次方成正比，因此，灰量增加10%，灰管道的磨损增加30%，费用增加为80×2×30%/3=16万。
即制粉系统维护费用增加：（58+16）/1.17=74.8万/年
3.3厂用电费用：
热值降低，磨煤机电耗增加，同时输煤电耗、空压机电耗也均增加，制粉单耗为23.5kwh/tm，输煤单耗为0.8kwh/tm，全年增加的厂用电量为（脱硫厂用电未计入）：
按增加一台高压空压机，电流25A，全年运行小时按8000小时测算：
6.3×25×√3×0.85×8000=185（万度）
全年掺配劣质用量按218万吨计，与不掺配相比，增加的煤量为
218×（1-4250/4650）=18.7万吨
增加的电量费用为（不含税）：（18.7×(23.5+0.8)+185）×0.463/1.17=253.0（万元/年）
3.4脱硫费用增加：
掺配低热值煤，在硫份不变的情况下，由于煤量增加，则需脱除的总硫量也相应增加，因此脱硫费用增加，脱硫费用增加主要为：石粉费用、脱硫厂用电费用
（1）用电成本：增加的一台泵电流按50A估算，全年运行小时按8000小时测算：
6.3×50×√3×0.85×8000=371（万度）
增加的电费成本为：371×0.463=172万元
（2）石粉费用：硫份按0.7%测算，热值由4650kcal/kg下降到4250kcal/kg后，石粉用量全年增加了0.49万吨，每吨200元计算，每年增加的石粉费用为：
0.49×200=98万元
合计脱硫费用增加（不含税）：（172+98）=230.8万元
表3：石粉用量计算表
项目 发电量 标煤耗（g/kwh） 标煤量（万吨） 热值(kcal/kg) 原煤量（万吨） 设计煤种 390000 320 134 4650 202 收到基硫份 钙硫比 脱硫效率 石灰石纯度 石粉量(万吨) 0.8 1.03 0.935 0.92 5.28 掺配煤种 390000 320 134 4250 221 收到基硫份 钙硫比 脱硫效率 石灰石纯度 需量(万吨) 0.8 1.03 0.935 0.92 5.77 3.5脱硝费用：
由于掺配泥煤后，为保证接带负荷，需5台磨煤机运行，制粉系统出力增加，因而一次风量也增加，火焰中心氧量增加；同时，掺烧泥煤时易断煤，断煤时将形成富氧燃烧，NOx含量增加，因而将引起液氨耗量的增加。由于此部分增加值理论难以计算，现以2012年11月份开始掺配泥煤以来4个月数据与历史数据比较，测算液氨增加量，详细数据见附表1。
2012年1~10月#4炉未掺泥煤，平均发电量1.8亿/月，折算成每亿度发电量液氨耗量为31.44吨/亿，2012年11月份开始掺配泥煤后，平均发电量1.7亿/月，折算成每亿度发电量液氨耗量增加到44.88吨/亿，即掺配泥煤后，每亿度电增加液氨耗量为：
44.88-31.44=13.44吨/亿。
2013年#4发电量按21亿测算，单价按最近价格测算（3月价格由2月3555元/吨降至3222元/吨），全年液氨费用增加值为（不含税）：
13.44×21×3222=90.9万。
3.6排污费用：
全年按耗用标煤量为134万吨，按设计煤种热值4625kcal/kg、、灰份23.4%、硫份0.75%、飞灰可燃物2%。电量因#3机脱硝改造，按全年18亿测算，#4机全年电量21亿。3#机原煤煤量93.6万吨，4#机煤量109.2万吨。
掺烧泥煤后，热值按4250kcal/kg、、灰份27.7%、硫份0.75%、飞灰可燃物2.4%测算排污费用。3#机煤量101.9吨，4#机煤量118.8吨。
（1）氮氧化物排放费用
#3机氮氧化物排放：
增加的NOx排污量（t）=3.5×耗煤增加量/1000=3.5×（101.9-93.6）×10=290.5t
4#机氮氧化物排放：
增加的NOx排污量（t）=3.5×（118.8-109.2）×10×(1-0.7)=100.8t
#3/4#合计增加：290.5+100.8=391.3
需增加氮氧化物排污费：391.3×1200/0.95/10000=49.4(万元)
（2）二氧化硫排放费用(3号机按综合脱硫效率92.6%，4号按综合脱硫效率94%计算)
3#机so2排污增量（t）=1600×增加耗煤量×硫份×(1-综合脱硫效率)/10
=1600×(101.9-93.6)×0.75%×（1-92.6/100）×10=73.7t
4#机so2排污增量（t）=1600×(118.8-109.2)×0.75%×（1-94/100）/10=69.1t
合计so2排污增量（t）：73.7+69.1=142.8
需增加二氧化硫排污费：142.8×1200/0.95/10000=18.0(万元)
（3）烟尘排放费用
#3炉除尘效率99.8%，#4炉按除尘效率99.85%计算，烟尘排放（t）=0.8×耗煤量×灰份/100×(1-除尘效率)/(1-飞灰可燃物)×10000。
#3炉燃用设计煤种烟尘排放：
=0.8×93.6×23.4/100×(1-99.8/100)/(1-2/100)×10000=357.6t
#3炉掺烧泥煤后烟尘排放：
=0.8×101.9×27.7/100×(1-99.8/100)/(1-2.4/100)×10000=462.7t
增加量（t）：462.7—357.6=105.1（t）
#4炉燃用设计煤种烟尘排放：
=0.8×109.2×23.4/100×(1-99.85/100)/(1-2/100)×10000=312.9t
#4炉掺烧泥煤后烟尘排放：
=0.8×118.8×27.7/100×(1-99.85/100)/(1-2.4/100)×10000=404.6t
增加量：404.6—312.89=91.71（t）
合计烟尘排污增量（t）：105.1+91.7=196.8
需增加烟尘排污费(万元)：196.85×1200/2.18/10000=10.8万元
合计排污费用增加：49.4+18.0+10.8=78.2万元。
生产费用合计增加：42.5+74.8+253+230.8+90.9+78.2=770.2万元
4结论
综上所述，按全年掺烧泥煤25%测算的利润为：
1400+371.7-770.2=1001.5万元
附表1、#4炉脱硝系统进口NOx含量历史数据
项目 单位 2012年 2013年 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 入口NOX浓度 mg/m3 210 295 373 322 312 326 324 332 484 停机 529 538 556 561 脱硝效率 % 68 75 78 74 73 73 73 74 82 停机 83 83 84 84 出口NOX浓度 mg/m3 67 74 82 83 85 87 87 88 87 停机 89 91 91 91 月耗氨量 T 57 58 66 44 53 55 53 58 62 停机 75 86 81 65 #4发电部 亿度 1.57 2.09 1.90 1.77 1.68 1.87 1.92 1.86 1.55 停机 1.69 1.9 1.81 1.44 液氨单耗 t/亿kwh 36.26 27.81 34.63 24.99 31.62 29.52 27.73 31.44 39.85 44.37 45.40 44.91 44.86
附表2、2013年3月1~18日入炉煤化验数据
日期 机组 班次 全水分 内水分 空干灰分 低位发热量 2013-3-1800:00 3# 16:00-24:00 17.70 2.27 27.71 4212.2632 2013-3-1800:00 3# 08:00-16:00 13.80 2.33 30.86 4186.1967 2013-3-1800:00 3# 00:00-08:00 17.10 2.48 29.42 4061.1249 2013-3-1800:00 4# 16:00-24:00 15.10 2.50 29.75 4229.0033 2013-3-1800:00 4# 08:00-16:00 12.90 1.92 33.93 4135.7375 2013-3-1800:00 4# 00:00-08:00 15 3.26 32.11 4056.8204 2013-3-1700:00 3# 16:00-24:00 15 2.16 30.35 4214.1764 2013-3-1700:00 3# 08:00-16:00 18.80 3.31 22.50 4435.1444 2013-3-1700:00 3# 00:00-08:00 16.50 2.66 28.93 4151.5209 2013-3-1700:00 4# 16:00-24:00 14 2.80 29.63 4206.5238 2013-3-1700:00 4# 08:00-16:00 15.50 3.17 26.47 4340.6830 2013-3-1700:00 4# 00:00-08:00 15.50 3.57 28.51 4164.4347 2013-3-1600:00 3# 16:00-24:00 12.80 2.20 35.73 3966.4243 2013-3-1600:00 3# 08:00-16:00 17.80 2.44 26.44 4330.8781 2013-3-1600:00 3# 00:00-08:00 14.50 2.38 29.64 4366.0321 2013-3-1600:00 4# 16:00-24:00 19.50 2.92 24.86 4291.4196 2013-3-1600:00 4# 08:00-16:00 21.90 3.01 21.48 4308.3987 2013-3-1600:00 4# 00:00-08:00 18.80 2.34 29.08 4129.5198 2013-3-1500:00 3# 16:00-24:00 15.50 2.55 29.37 4180.6964 2013-3-1500:00 3# 08:00-16:00 17.50 1.60 27.53 4233.0687 2013-3-1500:00 3# 00:00-08:00 21.50 2.56 22.12 4349.0530 2013-3-1500:00 4# 16:00-24:00 20.80 3.20 21.67 4380.1416 2013-3-1500:00 4# 08:00-16:00 17.90 1.94 28.55 4225.6553 2013-3-1500:00 4# 00:00-08:00 17.50 2.27 22.09 4089.5829 2013-3-1400:00 3# 16:00-24:00 15.30 1.85 31.92 4105.3664 2013-3-1400:00 3# 08:00-16:00 23.40 4.01 21.84 4202.2192 2013-3-1400:00 3# 00:00-08:00 22.90 3.90 20.91 4310.5510 2013-3-1400:00 4# 16:00-24:00 14.60 2.13 32.45 4073.0821 2013-3-1400:00 4# 08:00-16:00 14.80 1.95 31.40 4234.9818 2013-3-1400:00 4# 00:00-08:00 19.60 3.26 24.30 4301.4636 2013-3-1300:00 3# 16:00-24:00 18.90 2.43 22 4480.5816 2013-3-1300:00 3# 08:00-16:00 19.10 4.47 22.87 4418.4044 2013-3-1300:00 3# 00:00-08:00 14.10 1.02 31.30 4056.8204 2013-3-1300:00 4# 16:00-24:00 21.20 2.70 23 4282.3321 2013-3-1300:00 4# 08:00-16:00 23.60 5.33 20.14 4341.1613 2013-3-1300:00 4# 00:00-08:00 22.40 1.95 20.53 4422.7090 2013-3-1200:00 3# 16:00-24:00 21.60 1.43 21 4438.0142 2013-3-1200:00 3# 08:00-16:00 19 2.17 29.18 4057.2986 2013-3-1200:00 3# 00:00-08:00 15.60 2.51 31.63 4157.2604 2013-3-1200:00 4# 16:00-24:00 20.60 1.37 23.31 4357.1839 2013-3-1200:00 4# 08:00-16:00 20.70 5.19 21.73 4245.0258 2013-3-1200:00 4# 00:00-08:00 21.30 3.76 21.89 4358.3796 2013-3-1100:00 3# 16:00-24:00 19.80 3 20.86 4509.0396 2013-3-1100:00 3# 08:00-16:00 19.50 2.33 22.05 4423.4264 2013-3-1100:00 3# 00:00-08:00 17.60 2.35 24.08 4376.0761 2013-3-1100:00 4# 16:00-24:00 21.60 4.97 19.31 4290.7021 2013-3-1100:00 4# 08:00-16:00 20.80 3.30 22.42 4163.9564 2013-3-1100:00 4# 00:00-08:00 19.80 2.67 22.98 4261.0484 2013-3-1000:00 3# 16:00-24:00 21.90 3.42 22.83 4090.7786 2013-3-1000:00 3# 08:00-16:00 23.20 3.61 15.48 4554.4768 2013-3-1000:00 3# 00:00-08:00 25.80 3.50 13.83 4488.4733 2013-3-1000:00 4# 16:00-24:00 24.30 3.14 19.18 4298.8330 2013-3-1000:00 4# 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