330MW机组燃煤经济性分析

330MW机组燃煤经济性分析（一）设计煤种
海口电厂#8/9炉原设计煤种如表1所示。

表1锅炉原设计煤质
2017年#8/9炉进行环保超低排放改造时，锅炉主要进行了低氮燃烧器改造、SCR装置提效改造和空预器改造。

由于煤炭市场不稳定，实际入厂煤的煤种波动
较大，依据海口电厂近年实际的入厂煤质数据，改造时采用的设计煤种和校核煤
种见表2。

表2环保升级改造设计煤质
（二）常用煤种
根据数据统计，海口电厂近年来常用的煤种为印尼煤（热值在3800～4800kcal/kg范围）、国产混煤（热值5100kcal/kg左右）、另会有少量的俄罗
斯煤、蒙煤、菲律宾煤等煤种。

通常印尼煤与国内煤来船计划按3:1比例，每隔2个月来一艘国产煤作为安全煤种和保库存。

并根据实际发电量来调整来煤。

煤种主要边界参数见表3。

表3海口电厂燃煤采购计划煤种
（三）燃用不同煤种经济性试验分析
1.试验结果分析方法
（1）供电总成本计算方法：根据汽机试验的高、中、低负荷段热耗，分别计算出不同负荷段不同煤种的发电标煤耗，再按标煤单价700元/吨计算出发电
燃煤成本，加上厂用电、液氨和石灰石成本，减去石膏和灰渣收益，得出供电总成本。

（2）三种煤单位运行消耗性材料（石灰石粉、液氨）按典型的国产煤、中热值印尼煤、低热值印尼煤的消耗取样。

表4不同煤种的运行消耗性材料费用
2.高负荷段试验结果分析
表5高负荷段计算资料
由上表知，在高负荷段，燃用国产煤时的发电煤耗最低、厂用电率最低、锅炉效率最高，燃用印尼煤发电煤耗和厂用电率均上升，锅炉效率降低，而且印尼煤热值越低，发电煤耗、厂用电率、锅炉效率三项指标均越差。

#8、9机组在燃用低热值印尼煤时带不满负荷说明：
西安热工院对我厂#8机组协调控制系统进行了优化，通过实验得出磨煤机以
下结论：当#8炉磨煤机煤量超过30t/h时，实际入炉煤量变化速度已经不能等同
于给煤机给煤量变化量，会造成主汽压力的偏差持续增加，以造成给煤量过调，
为确保安全，#8炉单台磨煤机给煤量不大于36t/h。

为确保我厂机组的安全运行，#8机组燃用低热值印尼煤（低位发热量小于3800kcal/kg）时#8机组实际总给煤
量不大于180t，#9实际总给煤量不大于170t。

按照我厂燃用低位发热量小于
3800kcal/kg印尼煤的经验，#8机组总煤量180t时机组出力315MW；#9机组总
煤量170t时机组出力295MW。

即为了保机组及设备的安全，燃用低热值印尼煤时，在机组5台磨煤机均正常运行的情况下，#8机组最高出力不高于315MW，#9机组
不高于295MW。

3.中负荷段试验结果分析
表6中负荷段计算资料
由上表知，中负荷段燃用中热值煤锅炉效率最高、发电煤耗最低，国产煤次之，低热值印尼煤最差。

厂用电率燃用低热值印尼煤煤最差，中热值印尼煤次之，国产煤最好。

4.低负荷段试验结果分析
表7低负荷段计算资料
由上表知，低负荷段燃用中热值煤锅炉效率最高、发电煤耗最低，国产煤次之，低热值印尼煤最差。

厂用电率燃用低热值印尼煤煤最差，国产煤次之，中热值印尼煤最好。

5.试验结果汇总
（1）假设国产煤、中低热值印尼煤的标煤单价均为700元/吨，粉煤灰价格144元/t，石膏价格107元/t，石灰价格256元/t，液氨价格4590元/t，计算结果如下：
表8不同煤种的运行消耗性材料费用表
表9不同煤种的粉煤灰和石膏收益表
（2） 以相同的标煤单价700元/吨为基准，计算的供电成本如下：
表10 不同煤种不同负荷段的供电成本汇总表
负荷
煤种
供电标
煤耗
（g/kw .h ）
运行消耗性成
本（元/kw.h ）
粉煤灰和石膏收
益（元/kw.h ）
供
电总成本 （
元/kw.h ） 高负荷
国产煤
301.73
0.211
0.004715
0.015580
0.200
中热值印尼煤
303.91
0.214
0.002422
0.004768
0.212
低热
305.97
0.20.0030.00670.2
值印尼煤130448209
中负荷
国产
煤
308.63
0.2
16
0.004
750
0.0153
11
0.2
05
中热
值印尼煤
310.39
0.2
18
0.002
352
0.0046
60
0.2
16
低热
值印尼煤
311.89
0.2
17
0.003
092
0.0067
47
0.2
14
低负荷
国产
煤
319.48
0.2
24
0.002
827
0.0148
02
0.2
12
中热
值印尼煤
317.16
0.2
25
0.002
798
0.0051
56
0.2
23
低热
值印尼煤
321.94
0.2
22
0.002
018
0.0061
16
0.2
18
由上表知，标煤价格相同时，各负荷段燃用国产煤效益最好，低热值印尼煤的效益次之，中热值印尼煤的效益最差。

（3）以国产煤的标煤单价700元/吨为基准，等供电成本下印尼煤与国产煤折算标煤价差值见下表。

表11等供电成本印尼煤与国产煤折算标煤价差值
由上表知，低热值印尼煤的标煤价格比国产煤低36.35元/t以上，中热值印尼煤的标煤价格比国产煤低25.27元/t以上时，燃用印尼煤经济性高。

6.总结
三种煤的综合优劣比较：
表12三种煤的综合优劣比较
煤种优势劣势
国产煤
高、中负荷的
供电煤耗均最低
1.
总体硫份高，环保消耗的石灰石粉、液氨
多，脱硫电耗高；
2.
炉膛易结焦、水冷壁高温硫腐蚀的危害性
高；
3.
NO X生成高，喷氨量大，造成氨逃逸和硫
酸氢铵生成率高，易造成空预器堵塞。

中热值印尼煤
容易燃烧，供电煤耗、环保指标综合优
低热值印尼煤
容易燃烧，污
染物生成少，环保
指标优
1.
机组带不满负荷；
2.
高、中、低负荷的供电煤耗均最高；
3.
水份大，烟气量多，引风机耗电率高；
4.
排烟热损失大；
5.
卸煤、输煤、储存扬尘严重污染环境，热
值损耗大；
6.
输煤过程存在较大的粉尘爆炸危险；
（1）总体上印尼煤在机组负荷越低时经济效益越好。

（2）低热值印尼煤低位发热值低于3800kcal/kg时，影响#8/9机组带不满
负荷。

（3）在标煤价格相同时，国产煤效益最好。

（4）国产煤和中热值印尼煤燃用经济性相当，综合考虑对锅炉风烟系统和
环保指标的影响，燃用中热值印尼煤的优势比国产煤大。

（四）燃煤采购经济性分析
受海南省政府政策影响，海口电厂2020年进口煤限额为162万吨，较去年
进口煤量下降12.73%。

海口电厂2020年计划电量为45亿千瓦时，其中4、5号机组7.3亿千瓦时，8、9号机组37.7亿千瓦时。

全年预计耗用原煤量约215万吨，折合标煤量
138.25万吨。

截止2020年4月30日海口电厂累计完成发电量14.315亿千瓦时，耗用原煤量67.78万吨。

其中4、5号机组完成电量2.927亿千瓦时，耗用国产
煤13.98万吨，8、9号机组完成11.387亿千瓦时，耗用进口煤53.79万吨。

截止4月底，海口电厂累计采购国产煤16.03万吨，采购进口煤55.25万吨。

根据海口海关进口煤配额162万吨，海口电厂在5-12月份采购进口煤额度仅为
106.75万吨。

8、9号机组累计完成发电量11.39亿千瓦时，年度预计完成37.7
亿千瓦时，2020年5-12月份将完成电量26.31亿千瓦时。

在不突破海关进口限额情况下，8、9号机组采用以下几种配烧方式，满足机
组出力需求，根据当前煤炭市场价格进行计算如下：
1.8、9号机组全部燃用4700大卡印尼煤。

预计5-12月份将耗用印尼煤106
万吨，国产煤9万吨。

燃料成本总额为4.88亿元。

2.8、9号机组全部燃用4300大卡印尼煤。

预计将耗用印尼煤106万吨，国
产煤17.6万吨，燃料成本总额4.92亿元。

3.8、9号机组采用4700大卡及3800大卡配煤方式，按2:1配烧。

预计将耗
用印尼煤106万吨（其中4700大卡印尼煤60.73万吨，3800大卡印尼煤44.3万吨），国产煤17.93万吨国产煤，燃料成本总额4.84亿元。

（五）燃煤采购建议
海口电厂四期煤场经过封闭及扩建，煤场存煤量仍然只有11万吨，仅满足8、9号机组15天存储量，风险应对能力较低。

尤其是在迎峰度夏及防台防汛期间，
煤场容量小劣势更为明显。

考虑到下半年需要进行燃料系统设备改造、磨煤机大
修等因素，建议采购策略如下：
（1）5-8月份，8、9号机组宜采购4700大卡印尼煤作为主力煤种。

（2）9-12月份宜采购4700大卡热值印尼煤作为主力煤种，采购3800大卡
印尼煤为辅助配烧用煤，摊低进口煤采购标煤单价。

建议每5船煤中采购一船3800大卡热值印尼煤进一步降低进口煤采购标煤单价。

（3）第四季度进口煤政策如果放宽，2021年1-2月份宜采用4300大卡热值
印尼作为主力煤种，4700大卡及3800大卡热值印尼煤作为辅助配烧用煤，用于
机组分时段带满负荷。

建议每4船煤采购两船4300热值印尼煤，4700大卡及
3800大卡热值印尼煤各一船。

（4）上述策略基于4700大卡印尼煤与3800大卡印尼煤有60元差价进行分析。

市场煤价波动对配烧经济影响较大，需进行详细计算而定。

如果环保政策偏紧，放弃采购3800大卡热值印尼煤。

23。