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作者：王怀福，华能济宁高新区热电有限公司，山东 0 引言 近几年来煤价一直高位运行，且仍在不断攀升，火电企业基本是全线亏损，小型热电厂更是生存维艰，对于那些肩负社会责任，亏损仍需运行的热电厂，如何合理发电，确定最佳效益负荷点，是减亏增效的重要手段。某电厂为区域性热电厂，主要供工业热用户，日供汽量1600-2500吨，现有装机容量为2×30MW抽凝式供热机组，配套2台170吨/小时循环流化床锅炉，汽轮机为青岛捷能汽轮机股份有限公司生产的C30-8.82/0.981型抽凝式汽轮机机组，本文以该厂实际工况参数、实际煤价为依据，主要探讨发电效益问题：机组电负荷与效益的关系，有无最佳效益负荷点；抽汽量变化时机组电负荷最佳效益点是如何确定的，有无科学依据；什么情况下机组可满负荷运行；如何根据供汽量，判定单机运行还是双机；量、价与效益之间的关系等。 1 发电成本、利润、边际贡献计算方法 1.1 成本、利润及基本公式 成本：完全成本 = 变动成本 + 不变成本（固定费用G，单位元） 利润：利润总额（P总，单位元）=销售收入（含电汽销售收入） – 完全成本 =销售收入（含电汽销售收入）– 变动成本 – 不变成本（固定费用G ，单位元） 它们之间的关系如图1。  图1 费用收入与销售量关系图 1.2 边际贡献 单位销售边际贡献是管理会计中一个经常使用的十分重要的概念，它是指销售收入减去变动成本后的余额，边际贡献是运用盈亏分析原理，进行产品生产决策的一个十分重要指标。通常，边际贡献又称为“边际利润”或“贡献毛益”等。 边际贡献一般可分为单位产品的边际贡献和全部产品的边际贡献，其计算方法为： 单位产品边际贡献=销售单价－单位变动成本 全部产品边际贡献=全部产品的销售收入－全部产品的变动成本 很显然，边际贡献越大越好，在订价决策中，首先应保证边际贡献不为负数，其次应考虑，全部产品的边际贡献应足以弥补固定成本，并仍有一定的积余。而在特殊订价中，边际贡献保持正数是接受与否的底线。在当前高煤价情况下，大部分热电机组单位发电边际贡献已在“0”附近徘徊，“市场煤，计划电”造成热电厂只有通过调整机组负荷，来改善供电煤耗，尽量减亏。 因为热电厂是同时生产形式不同、质量不等的两种产品---热能和电能，它们对燃料能量的利用程度差别很大，迄今为止，尚无单一的热经济指标，能够在质量、数量上来衡量两种能量转换过程的完善程度[3]，发电供热用煤分摊、厂用电分摊，有待完善，现在使用的计算分摊方法，只是暂行的一个便于比较和分析的计算规则，因此电热成本的计算应综合考虑。 热电厂单位产品边际贡献包括单位供电（发电）边际贡献和单位供热边际贡献，一般根据热负荷决定电负荷即以热定电，热负荷一定的情况下，电负荷变化时，热电比、供热比变化，供电煤耗变化，单位发电边际贡献也在变化。供热比变化，会影响固定费用在发电和供热方面的分摊，会影响供热成本和供电成本，考虑热电厂正常还是应该发电和供热，供热成本一般能够接近生产成本，本文不考虑电负荷变化带来供热比变化对供热成本的影响，即不考虑发电、供热固定费用的变化，用发电边际贡献的概念对发电效益进行探讨。 单位供电边际贡献=不含税上网电价-单位燃料成本-其它单位供电变动成本(单位电量材料费、单位电量水费等) 总利润P总=发电利润+供热利润=（单位供电边际贡献×供电量+发电固定成本分摊）+（单位供热边际贡献×供热量+供热固定成本分摊） 以下只讨论发电利润： 某电厂含税销售电价为0.4105元/kwh，不含税为0.35085元/kwh，因此： 销售收入=电价× 供电量（χ，单位kwh）= 0.35085×χ 变动成本 = 单位变动成本×供电量（χ kwh）=[单位标煤单价（元/kg）×供电煤耗（mh ，kg/kwh）+ 其它单位变动成本（0.01元/kwh）] × 供电量（χkwh） 某电厂2011年三月份标煤不含税单价为808.43元/ t，既0.80843元/kg，因此： 变动成本= (0.80843×mh + 0.01) ×χ 则：P = 0.35085×χ- (0.80843×mh + 0.01) ×χ- G = [0.35085 –（ 0.80843×mh + 0.01）] ×χ- G ……公式 ① 单位销售收入（0.35085，既含税电价0.4105元/kwh）- 单位变动成本=单位边际贡献（bg 元），既：边际贡献是销售收入减去变动成本后的剩余值。 bg = 0.35085 – 0.80843×mh – 0.01 = 0.34085 – 0.80843×mh 总的边际贡献（Bg 元）= 单位边际贡献×χ=（0.34085–0.80843×mh）×χ 既：Bg = bg ×χ=（0.34085–0.80843×mh）×χ ……公式 ② 公式①变为：P = Bg - G …… 公式③ 既利润等于边际贡献总量减去固定费用。要想使P达最大或将亏损减小到最低，Bg必须为正值且最好达到最大。Bg＞G时盈利，Bg＜G时亏损，Bg=G时持平，当Bg为负值时加剧亏损，发电不如不发（从效益角度讲），Bg为负值或接近负值时应该只发厂用电。 亏损还要发电的原因是，Bg为正值时，销售收入除能支付变动成本外，还能消减部分不变成本，既边际贡献为正值时可减小亏损。(如图1) 在当前电价情况下，减小发电量（或单机运行）的目的是减小亏损，既减小发电量要能保证Bg 值增加或不变小。 不能得到正的P、而变为追求Bg是一种非正常状态，这主要是当前“市场煤、计划电”原因造成的。 2 边际贡献、供电煤耗边界值或极限值确定 当日固定费用G为220000元，单位边际贡献bg为0.025元/kwh时，根据公式①计算出的盈亏平衡点的日发电量χ为8800000 kwh。 当日固定费用G为220000元，日供电量为120万kwh时，根据公式①计算出的盈亏平衡点的单位边际贡献bg为0.1833元/kwh。 当标煤单价为0.80843元/kg（上月值），单位边际贡献bg为零时，根据公式②计算出的极限mh为421.6g/kwh， 既：bg =（0.34085–0.80843×mh）= 0 mh = 0.34085/0.80843 = 0.4216kg/kwh = 421.6 g/kwh 这一数字非常重要，它是Bg的正负转折点，实际运行中，机组要禁止在超过此煤耗的负荷下运行，否则就会加剧亏损。 知道目标发电边际贡献值一样能求得煤耗值，如要想发电单位边际贡献为0.02696元/kwh，当标煤单价为0.808元/kg时，则根据公式②求得供电煤耗必须低于388.3 g/kwh。 当mh为0.400 kg/kwh、标煤单价为808.43元/t、日供电量为120万kwh、日固定费用为220000元时，盈亏平衡点的电价为0.593元/kwh（含税）。 3 影响发电效益的因素及其相互关系 发电效益主要受电价、煤价、供汽量、供电量和供电煤耗五项指标影响，其相互关系曲线如图2（图中可看出煤耗曲线与全厂效率曲线相反）。  图2 煤耗Mh、边际贡献Bg、供电量X 关系曲线图 根据煤耗曲线和公式②可以看出，mh是随负荷变化的，因此bg、Bg也是随负荷变化的，Bg是某一负荷下的bg与该负荷下的供电量的乘积，而不是某一负荷下的bg与最大负荷时的供电量的乘积，不能刻舟求剑，不能笼统地说只要有边际贡献就可以多发（供）电，这是电厂（在高煤价、低电价等困难情况下）与其它产品（具有规模效应）制造厂（如纯凝电厂只有一条煤耗曲线）的区别 (既线性盈利模式) 。既存在着一个最大Bg负荷点，既最佳效益负荷点，如何确定或找出这一负荷点，是本次讨论的主要目的。 从上到下，供热量越来越大，既热电比增大，煤耗降低，能够产生正值的Bg的负荷范围增大，供热量大到一定程度时，Bg线在高负荷段上扬，表明机组可以满发；反之，供汽量减小时，能够产生正值的Bg的负荷范围减小，无效益或制造负效益（负Bg值）的机会增加。 从右到左，供热量不变，电负荷降低，同样热电比增大，煤耗降低。煤耗最低点为以热定电点，所发电量为自然电量。机组在“合适的”供热参数下运行时，煤耗最低点左侧的工况（应极力避免的工况）就不存在。 供汽量最大（80t/h）和纯凝两种状态下，煤耗最低点在满负荷点，而中间呈弓背型(如图:最低煤耗连线)。因低负荷下厂用电率高（曲线不理想）、低参数导致凝汽损失大，不论是靠调节门节流（定压）还是滑参数（滑压）。 供汽量越大，高负荷时的煤耗曲线越平坦，说明机组适宜于满负荷运行，机组具有较好的调峰性能。 不同的供汽量下，对应着一条不同的煤耗曲线，同时对应着一条Bg线；不同的煤价、不同的煤耗，对应着不同Bg线，因此有无数条煤耗曲线和Bg线，这是与凝汽电厂的显著区别。 最低煤耗点接近421.6g/kwh时，bg、Bg也接近为零，最低煤耗点和最大Bg点重合，其它能够产生正值的Bg的工况下最高Bg点对应的负荷，高于最低煤耗点所对应的负荷，所发电量既薄利多销，既最低煤耗点时的bg最大，但Bg却不是最大，既在此后更高的负荷下，煤耗增加导致bg减小而对Bg产生的减小影响，不如χ增大对Bg的增大影响大，既一个减小较慢的数字乘以一个增大较大的数字，其乘积是增大的。起初两者距离越来越大，此后距离越来越小，满负荷时再次重合。最低煤耗点左侧的工况应极力避免。 创造正值的Bg的负荷范围越小，平均煤耗越高，只要平均煤耗接近421.6g/kwh，就只能发厂用电。 较低供热量下，使供热压力超压（大于1MPa）而多发电是错误的。应以最大Bg点（最佳效益点）调整负荷。 当极限煤耗红线上移或煤耗曲线下移到使Bg足够大时可冲击满负荷，红线上移靠降低煤价和涨电价，煤耗曲线下移靠增大供汽量和提高运行检修水平。 举例：某电厂三种实际工况下的Bg计算见表如下（标煤单价采用3月份实际值不含税0.80843元/公斤，电价不含税0.35085元/kwh，Bg根据公式 ②算得，考虑裕量乘以系数0.9）： 表1 日供汽1700吨Bg计算表 表2 日供汽2200吨Bg计算表 表3 日供汽2500吨Bg计算表 由上表可知，电价为0.3105元/千瓦时，每台机组供热量达到52t/h时可基本满发；电价为0.3305时，供热量达到46t/h时就可满发。负荷、利润、边际贡献关系请参阅图3  图3 供热量35t/h利润图 4 以典型工况为例，探讨最佳效益点 4.1 典型工况下的煤耗、边际贡献关系分析  图4 供热量Q=35t/h时的mh 、Bg曲线 如图4，在Q=35t/h状态下（典型工况），负荷2-3万内未找到最大Bg点，说明机组不能在2万及以上负荷运行。双机供汽量在2500t/天、即单机供汽量在54t/h以上时，基本可满发。 当供热量足够大、煤价足够低、电价足够高时，bg变得足够大，mh对Bg的影响变弱，Bg值主要取决于χ，Bg曲线在最低煤耗点以后开始变平并上扬，此时机组可满负荷发电。 4.2 电价、煤耗不变，机组可以满负荷发电时的极限或转折点煤价 可以满发的转折点，就是Bg曲线变成水平并开始上扬的煤价，以Q=35t/h状态为例，设未知煤价为r，选取2万和3万时的Bg值，使其相等，得出的r为： （0.34085- 0.415r）×2 = (0.34085- 0.429r）×3 r = 0.746元/kg，折合含税价为873元/t。 实际上Bg曲线变成水平只是转折点，这种情况下仍不能满发，而要满发煤价应进一步降低，我们可通过设一个满负荷时的Bg期望值来算出可满发的煤价，仍以Q=35t/h状态为例，如果期望满负荷三万时比两万负荷时每天多得2万元的Bg话，其煤价r应为： (0.34085 - 0.429r）×30000×24 -（0.34085 - 0.415r）×20000 ×24 = 20000 r = 563元/t，折合含税价为659元/t，远低于现行实际煤价，依靠降低煤价在35t/h工况下满发不大可能。 4.3 电价、煤价不变，电价提高后发电最佳效益点 电价提高两分，否能满发： 仍以Q=35t/h状态为例，设未知电价为d，选取2万和3万时的Bg值，使其相等，得出的d为： （d - 0.415×0.80843-0.01）×2 = (d - 0.429×0.80843-0.01）×3 d = 0.379元/kwh，折合含税价为0.443元/kwh。因此如要满发，电价最少要提高： 0.443-0.4105=0.0325 元/kwh 注意：0.0325 元/kwh只是Bg值不随负荷增加而降低的极限值，而不是盈亏平衡点的值。如果煤价继续上涨，电价还要提高更多。 结论：35t/h供汽量下提两分钱仍不能满发。 电价提高两分后，使单位边际贡献为零的极限煤价变为： 0.36085 – 0.80843r = 0 则：r = 446.4 克/kwh 既增加两分钱后虽不能扭亏为盈,但可使机组运行产生负Bg的机会减小(红线上移)，既产生正Bg的负荷范围扩大,最大Bg点的负荷更高, 因为Bg线整体上移,最高点的Bg值更大,特别是高负荷段的Bg线快速上扬、抬头，有利于多发、快增效。 4.4 电价、煤价不变，内部挖潜，降低煤耗能否满发 仍以Q=35t/h状态为例，如各负荷下煤耗降低10g/kwh，看2-3万负荷下的Bg值差别： 2万千瓦负荷时的Bg值： Bg =（0.34085 - 0.405×0.80843）×20000×24=6449元 3万千瓦负荷时的Bg值： Bg =（0.34085 - 0.419×0.80843）×30000×24=1525元 结论：目前煤价电价下，靠提高运行检修水平满发困难（并非不要提高运行及检修水平），但可带较高负荷。 5 单机运行还是双机运行问题 根据某电厂3.4月份的实际工况，供热量在70-80t/h左右，一台机运行可满发，如果两台机运行，只能以热定电而不能满发（提价前），一台机运行煤的发热量要求较高，发热量须在4200 kcal/kg以上（最好是4500 kcal/kg左右），价格较高，两台机运行可烧平均热值3800大卡/kg的煤，价格较低，二者相差42元/t，现分析一台机运行和两台机运行各自的经济性。 一台机运行日发电量60万度以上，上网电量50万度以上，二台机运行时每台机负荷在1.5万千瓦左右，发电量略高，但由于厂用电大，因此上网电量几乎相同，现根据不同煤价计算出各自Bg 值： 单机运行：根据实际数据统计，单机运行时煤耗约为338g/kwh，煤价以三月份的808.43元/t为准，其每天的Bg 值为： Bg =（0.34085 - 0.338×0.80843）×500000=33800元 双机运行：两台机运行时，不能满负荷运行，每台负荷约为15000千瓦左右，上网电量基本相同，煤耗增加至约407g/kwh，煤价降低42元/t，相应Bg 值为： Bg =（0.34085 - 0.407×0.76643）×500000=14456元 如要取得与一台机相同的Bg 值，则反算出的两台机运行时的平均煤耗应低于356.5 g/kwh，或者煤耗0.407不变，煤价应为0.67137，既不含税标煤单价应低于671.37元/t，既应比现行煤价808.43元/t低137.06元/t。 如两台机运行时负荷达到4万千瓦，煤耗达到415g/kwh，供电量达到800000kwh时，相应Bg 值为： Bg =（0.34085 - 0.415×0.76643）×800000=4281元 如要取得与一台机相同的Bg 值，则反算出的煤耗应低于389.6 g/kwh ，或者煤耗415g/kwh不变，煤价应为0. 71952元/公斤，既不含税标煤单价应低于719.52元/t，既应比现行煤价808.43元/t低88.91元/t。 结论：两台机运行不合算，主要原因是该电厂三、四月份供热量太低、煤价太高。 6 提高发电效益应解决的问题或建议 ⑴想方设法提高计量的准确性，这是指导机组高效运行的基础。 ⑵绘制电厂供汽量间隔5t/h下的煤耗曲线图。如能绘出该图，就可知道不同供汽量、不同煤价、不同煤耗下的最大Bg点，知道a、b点的负荷差，知道什么情况下可满负荷运行，指导机组高效运行，能迅速知道每日效益（可当场算出P值班），稍加改进后即可进行实时在线显示，同时将bg为零的极限煤耗红线标清后，就可指导运行远离红线。 ⑶稳定、可靠运行是关键，要力避降负荷运行，要提高运行水平，同时要提高检修水平，全力进行内部挖潜，使机组始终在最低煤耗点以右运行（决不能在最低煤耗点左侧运行）。 ⑷提高机组启、停速度，尽量缩短在负Bg区的运行时间。 ⑸在单台机运行供热不足时，可适当投高减，但单台机运行供热量低于80t/h（既每天1920吨以下）或两台机运行（低供汽量下）时，应力避投高减。 ⑹变工况运行，随时根据供汽量调整电负荷,可开发热控自动跟踪系统。 7 结论 热电机组随着供热量的变化，供电煤耗指标在剧烈变化，在当前高煤价情况下，通过测算确定机组发电最佳效益点，合理发电，对热电企业减亏增盈具有重要意义。 |
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