水电之家讯：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。

关键词：余热供热，成本确定，计算方法，社会效益。

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。

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