临界风险

临界风险（共4篇）

临界风险 篇1

2012 年8 月24 日, 国家发改委颁布 《关于开展城乡居民大病保险工作的指导意见》 (简称《指导意见》) 指出, 城乡居民大病保险, 是在基本医疗保障的基础上, 对大病患者发生的高额医疗费用给予进一步保障的一项制度性安排, 可进一步放大保障效用, 是基本医疗保障制度的拓展和延伸, 是对基本医疗保障的有益补充。 本研究将依据《指导意见》中对风险临界线的界定标准对2012 年宁夏不同经济水平地区统筹城乡基本医疗保险住院人员医疗费用进行模拟分析, 从而为合理有效地制定大病保险政策提供参考和现实依据。

1 资料与数据来源

1.1 资料来源

本研究选取宁夏回族自治区大病保险政策试点地区即经济水平较低的固原市、 经济水平较高的石嘴山市为研究对象, 根据人口数量分别选取了固原市原州区、 石嘴山市大武口和惠农两个区作为样本地区, 收集了样本地区2012 年参保居民和农民住院病案及医疗保险支付情况的各项数据, 样本地区全部住院病案数分别为:固原市24 573 份, 有效病案23 472 份, 其中城镇居民4 726 份、 城乡农民15 180 份和学生3 566 份; 石嘴山市21 878 份, 有效病案21 837 份, 城镇居民14 075 份、 城乡农民4 891 份和学生2 871 份。

1.2 方法

参照国家发改委在2012 年8 月24 日发布的《指导意见》中大病风险临界线的规定, 以样本地区统筹城乡基本医疗保险住院人员医疗费用为研究对象, 模拟分析不同经济水平地区发生大病人员与费用情况。

2 大病风险临界线的界定

2.1 界定依据

城乡居民大病保险保障的“大病”具体指的是什么? 报销范围是什么? 国家发展改革委员会副主任、 国务院医改办公室主任孙志刚指出, 新的文件没有简单地按照病种区分大病, 而是根据患大病发生高额医疗费用与城乡居民经济负担能力对比进行判定。 大病保险报销不再局限于政策范围内, 只要是大病患者在基本医保报销后仍需个人负担的合理医疗费用, 就将再给予报销50%以上。 我国的制度参考了世界卫生组织关于家庭 “灾难性医疗支出” 的定义, 即: 一个家庭强制性医疗支出大于或等于扣除基本生活费 (食品支出) 后家庭剩余收入的40%。 如果出现家庭灾难性医疗支出, 这个家庭就会因病致贫或返贫。 换算成国内相应统计指标, 大体相当于城镇居民年人均可支配收入; 对农民而言, 大体相当于农村居民年人均纯收入的水平。 也就是说, 当个人负担的医疗费用超过这个标准时, 意味着发生了 “大病”, 会导致因病致贫、 因病返贫[1]。

2.2 样本地区风险临界线

依据国家发改委颁布的 《指导意见》 和《宁夏统计年鉴 (2012 年) 》可知样本地区风险临界线, 见表1。

由表1 可见, 固原市作为宁夏经济水平较差地区, 城乡农民大病风险临界线为4 044 元, 城镇居民为14 879 元, 而石嘴山市则分别为6 974 元与17 928 元, 即城乡农民与城镇居民在基本医保报销后仍需个人负担的合理医疗费用超过其风险临界线的费用将进入大病补充保险补偿范围。

3 样本地区大病情况

3.1 样本地区人口基本情况

样本地区统筹城乡基本医疗保险中城镇居民和城乡农民基本情况如下: 固原市城镇居民156 778 人, 城乡农民267 520人, 总计424 298 人; 石嘴山市城镇居民407 497 人, 城乡农民55 685 人, 总计463 182 人。

3.2 样本地区住院费用基本情况

本研究分析了宁夏固原市与石嘴山市样本地区2012 年参保居民和农民住院费用中各结构费用的基本情况。

由表2 可知, 固原市、 石嘴山市城镇居民平均自费费用占平均住院总费用比例为34.62%和31.87%, 城乡农民分别为40.42%和38.23%, 城乡农民自费比例均高于城镇居民;两市城乡农民平均住院费用均高于城镇居民, 而统筹支付费用两市城镇居民均高于城乡农民, 可见基本医疗保险中对于城乡农民的保障水平要低于城镇居民, 而城乡农民恰恰又是医疗消费需求较高的一方。

3.3 样本地区发生大病情况模拟分析

依据国家发改委颁布的《指导意见》中对大病与报销范围的界定, 本研究以参保人员全部自费费用作为大病费用衡量标准, 以各地区不同人群风险临界线具体情况模拟大病实际发生情况。

由表3 中模拟进入大病人数可看出, 按照城乡农民人均纯收入和城镇居民人均可支配收入为风险临界线, 两市城乡农民进入大病补偿范畴的人员均明显多于城镇居民, 且固原市差距极大, 城镇居民进入大病人数占住院总人数比例均不及0.10%, 城乡农民则在5.00%以上, 两组人群享受大病的机会相差很大。

由平均自费费用可知, 城乡农民与城镇居民在不同经济水平地区大病经济风险呈现不同状况, 固原市、 石嘴山市城镇居民平均自费费用分别为个人年可支配收入的1.34 倍和1.70 倍, 城乡农民则为1.70 倍和1.90 倍, 由此可看出, 无论是不同经济水平地区同类人群还是相同经济水平地区不同人群的受益情况均存在较大差异, 且城乡农民相对经济负担大于城镇居民。

由大病发生率可看出, 不同经济水平地区存在很大差异, 经济水平相对较好地区城乡居民进入大病保障的几率相对于经济水平欠佳地区要大一倍多, 此外, 城镇居民享受保障水平大大低于农民, 大病补充保险公平性缺失。

4 讨论与建议

4.1 城乡农民为重点保障人群

城乡农民作为低收入人群, 无论是平均住院费用还是平均自费费用均高于城镇居民, 说明城乡农民医疗消费水平较高, 而实际补偿比例又相对较低, 成为大病高发人群, 亦将成为大病补充保险重点保障人群。 对于大病保险的政策中应综合考虑基本医保中的不足与农民的实际经济能力, 切实减轻农民医疗负担, 解决大病导致的因病致贫、 因病返贫问题。

4.2 依据经济水平因地制宜制定风险临界线

按照国务院医改办对东、 中、 西部一亿个样本数的统计和测算, 大病发生的概率大概在2.00‰~4.00‰左右。 而依据《指导意见》中大病风险临界线的界定标准, 不同经济水平地区无论是城镇居民还是城乡农民受益情况均存在很大差异, 经济水平相对较好地区城镇居民进入大病保障的几率相对于经济水平欠佳地区要大一倍多。 此外, 城镇居民享受保障水平大大低于国务院统计的大病发生概率。 对于大病保险风险临界线的制定应该充分考虑不同地区经济发展水平, 因地制宜, 合理调整, 确保不同地区人群受益水平的一致性。

4.3 依据不同人群细化风险临界线

通过对大病保险发生情况的模拟分析, 发现依照现有风险临界线 (居民可支配收入和农民纯收入) 界定受保障人群数量很少, 加之城乡收入差距很大, 居民甚少有人可以享受大病补充保险, 对大病保险政策风险临界线的制定中不可仅仅依据现有标准, 针对不同人群充分测算, 进一步细化制定风险临界线, 充分体现大病保险的公平受益[2]。 此外, 学生这一群体无法根据收入标准衡量大病, 但又是大病高发和弱势群体, 需予以单独考虑。

参考文献

[1]国家发展改革委员会.孙志刚同志就开展城乡居民大病保险工作答记者问[EB/OL].http://www.sdpc.gov.cn/xwfb/t20120830_502860.htm.

[2]朱铭来, 宋占军.大病保险补偿模式的思考—基于天津市城乡居民住院数据的实证分析[J].保险研究.2013 (1) :97-105.

临界风险 篇2

一、企业与银行博弈效果分析

其一, 博弈主体。中小企业是资金需求方, 可以申请贷款或不贷款。银行是资金供给方, 可以选择放贷或不放贷。

其二, 博弈分析。 (1) 假设条件:中小企业经营失败概率是P, 成功概率就是1-P;中小企业必须借助于银行借贷实施项目;中小企业借贷资金全部用于实施项目;银行放贷费用、企业借贷费用是一定的;假定银行和企业的特定项目的预期收益是一定的。 (2) 博弈结果。假定项目成功收益为Rs, 项目失败残值Rf, 借贷本金I, 固定利率r, 企业借贷费用D, 银行放贷费用C。由于银行不知道企业有关未来收益等信息, 所以这个博弈是不对称信息博弈。假定项目成功后企业还钱, 项目失败企业不还钱, 因此项目的风险就是银行的贷款风险。其博弈结果如表1所示。

从博弈结果看, 企业向银行借贷进行项目投资, 无论项目成功还是失败, 对企业身来说, 处于无损失状态;但对于银行来讲, 风险时刻存在, 银行也不会愿意成为企业项目失败的风险最终承担者。

二、企业借贷融资决策的临界分析

假定企业贷款投资项目的预期收益为E, 则E= (1-P) Rs+P×Rf;银行放贷预期收益为B, 则B= (1-P) (Rs-I-I×r-D) +P×Rf;企业贷款投资项目预期收益E与银行放贷预期B之间的关系如下:

项目失败的临界风险值P*=1-[ (E-B) / (I+I×r+D) ]

从上式可知, 企业贷款项目的失败概率与银行、企业的预期收益、贷款利率及企业借款费用密切相关。如果贷款利率上升, 贷款交易费用上升, 在银行、企业收益保持稳定的情况下, 项目失败的概率会上升。反之项目失败的概率会下降。

三、项目临界风险值对银企借贷决策的影响

其一, 项目临界风险值对企业借贷决策的影响。临界风险值与银行、企业的预期利益、贷款利率及企业借款费用相关。由于假定银行、企业的预期利益、企业借款费用是固定不变的, 而且项目所需资金也是固定的, 因此项目失败的临界值就只与银行利率相关。

如果银行借贷利率下降时, 项目失败的风险低, 银行乐意对企业放贷, 低风险的项目也会进入银行借贷市场, 在一定程度上稀释银行贷款风险, 当然企业也可能不会申请银行贷款。但如果银行借贷利率上升, 项目失败的风险会加大, 对企业来说, 高风险的项目更乐意采用银行贷款。项目失败的风险较高时, 企业向银行申请借贷, 可以转嫁企业项目失败的风险, 这一点从前表1博弈结果可知。反之, 如果银行贷款利率固定时, 企业对于高风险的项目所需资金也会倾向于向银行借贷, 向银行转嫁风险, 从而会使银行放贷的平均风险上升。

综上分析, 无论利率处于何种状态, 企业在开展项目投资时还是会优先选择银行借贷。

其二, 项目临界风险值对银行放贷决策影响。银行是资金的供给者, 其目的是让渡资金的使用权, 取得资金使用收益。只要对企业放贷, 银行都不能回避风险。企业项目成功, 可以获取高额收益, 但银行只能获取固定收益I×r-C;但企业项目失败, 则承担丧失本金、利息、放贷费用的风险。如果利率下调, 银行的收益会更低, 会进一步降低银行对企业放贷的意愿。反之, 如果利率上调会带来贷款市场的逆向选择, 高风险项目会驱逐低风险项目, 银行收益上升的同时会面临更大的贷款风险。因此银行放贷时会把安全性放在第一位, 更加关注银行与企业之间的信息沟通问题。银行如果缺乏企业信息, 无法辨别企业类型, 在权衡利弊后只能在最优审批标准附近选择贷款企业, 因而难以满足中小企业的申贷要求。相对来说, 大企业信息透明, 与银行交流多, 两者之间的信息不对称较小。国家宏观调控, 下调利率时将会带来逆向选择问题, 会导致银行更加谨慎地对待中小企业申请贷款的要求, 相反大企业倒更为银行追捧。此外贷款金额大小的差异对每次贷款的交易费用没有影响, 银行更加不乐意向中小企业贷款, 更加会将贷款以批发的形式贷款给大企业。

综上所述, 一方面所有企业把向银行借贷作为资金来源的第一选择;另一方面银行在放贷对象上会优先选择大型企业, 很难满足中小企业的申贷需求。

企业向银行借款与银行放款是一个利益博弈的过程, 在这个利益博弈过程里, 企业只要能向银行申请到借款, 无论项目失败成功与否, 其都是赢家, 因此其乐意申请银行借贷;但银行在放贷时, 为了降低放贷风险, 在贷款对象上会依据银行放贷标准选择企业。据此, 企业应该以银行所制定的放贷标准经营企业, 优化财务制度, 透明财务信息, 科学经营, 扩大项目成功的可能性, 降低银行放贷风险, 力争与银行保持良好的合作关系。

参考文献

临界风险 篇3

1.1 亚临界供热机组的发展状况

自20世纪80年代以来,我国相继引进了300MW、600MW亚临界机组的设计制造技术,通过近几十年的建设发展,我国亚临界机组的设计、制造、调试及运行水平已日趋成熟完善。随着我国城镇建设的快速发展,特别是在北方寒冷地区,与城市基础设施相配套的城市供热采暖设施也步入了向大容量、高参数、高效供热机组的快速发展阶段,单机规模也发展到200～300MW大型的火电机组,其制造水平进入了一个成熟、稳定阶段,但在机组形式上几乎无一例外均采用了亚临界机型。

1.2 超临界供热机组的发展状况

超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力(22.12MPa)的机组。习惯上又将超临界机组分为2个层次:常规超临界参数机组,其主蒸汽压力一般为24MPa,主蒸汽和再热蒸汽温度为540～570℃;高效超临界机组,通常也称为超超临界机组,其主蒸汽压力为25～35MPa及以上,主蒸汽和再热蒸汽温度为580℃及以上。理论和实践证明常规超临界机组的效率通常可比亚临界机组高2%左右,汽机热耗约降低2%～3%。

1.2.1 超临界锅炉的发展现状

目前国内1000MW、600MW超临界锅炉,技术上成熟有较成功的运行经验。锅炉在超临界压力时水和蒸汽比容相同,状态相似,单相的流动特性稳定,不需要像亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽水混合,回路比较简单。超临界压力直流锅炉金属重量和储水量较小,锅炉的储热能力也较小,所以其增减负荷允许的速度快,启动、停炉时间可大大缩短。一般在较高负荷(80%～100%)时,其负荷变动率每分钟可达10%,因此具有良好的变压、调峰和再启动性能。当采用不带再循环泵的内置式启动系统时,其容量需根据锅炉最低直流负荷、机组运行方式、质量流速的选取以及工质的合理利用等因素确定。

大型超临界锅炉的整体布置主要采用∏型布置和塔式布置,也有T型布置方式。美国800MW～1300MW超临界锅炉采用∏型布置。阿尔斯通公司生产的超临界锅炉有采用塔式布置,也有(阿尔斯通-CE)采用∏型布置。西门子公司大型超临界锅炉既有∏型布置,也有塔式布置。从锅炉布置型式来看,塔式炉比∏型炉适应煤种的范围更广;从锅炉效率来看,塔式炉与∏型炉基本相同;塔式炉要比∏型炉的重量高出30%。从目前国内燃用褐煤的锅炉布置型式来看,∏型炉占主导地位[1]。

1.2.2 超临界汽轮机的发展现状

超(超超)临界机组的汽轮机由于机组流量大,高压缸叶片高度高,通流效率高;轴封漏汽相对比例减小,随流量和功率的增加,机组的经济性越好。但由于超临界机组的蒸汽参数对应很高的蒸汽密度,当机组容量偏小时,汽轮机高压部分通流部分的尺寸很小,二次流损失和汽封漏汽损失增加,可能抵消由于蒸汽参数提高带来的效益。因此,超临界机组的效率比同容量亚临界机组提高是有条件的,理论上超临界机组具有最小单机容量限制。为了保证超临界机组相对高的效率和相对好的技术经济性,主机厂和相关论证资料均认为最小单机容量应为350MW等级左右。

1.2.3 超临界供热机组的现状

2010年9月通过对哈汽和东汽两大主机厂的调研可知:哈汽的350MW超临界抽汽机组,是以350MW亚临界的轴系和通流技术、600MW超临界的高温技术以及300MW等级的亚临界低压缸技术为基础,进行修改设计组合而成。东汽的350MW超临界抽汽机组,是以全面借鉴引进日立公司600MW机组先进通流技术和330MW机组成熟的低压模块技术为基础,优化设计而成。

2 350MW供热机组参数确定和选型

在国外350MW机组是区域电网的主力机组,与较小机组相比,其发电煤耗、运行经济性、可靠性和NOX排放等均提高了一个档次。与原国内燃用类似燃料的300MW等级锅炉相比,以年运行7000h计算,每台锅炉年节约标准煤15800t,按每吨标准煤300元计算,每台锅炉年节约474万元,社会效益十分显著。与600MW以上大容量机组相比,该机组具有运行灵活、调峰能力强的优点[2]。

鉴于国内制造行业已能够设计制造参数为24.2MPa/538℃/566℃及24.2MPa/566℃/566℃的600MW超临界机组,二者选材基本相同,造价基本持平;而参数为24.2MPa/566℃/566℃的600MW超临界机组的效率比参数24.2MPa/538℃/566℃的同容量超临界机组的要高0.8%。因此,从设计、选材、造价及电厂热效率各方面考虑,对300MW等级超临界机组选择24.2MPa/566℃/566℃参数是合适的。当蒸汽初参数继续提高,若单机容量较小,势必导致汽机高压部分的通流尺寸很小,二次流和轴封漏汽损失加大,将会部分抵消由于蒸汽初参数提高带来的效益;同时一些辅助设备和主蒸汽管道、高压给水管道的初投资将增加不少。因此,将单机容量确定为350MW,蒸汽初参数确定为24.2MPa/566℃/566℃是合适的。

2.1 主机参数的确定

350MW供热机组选定的锅炉型式为超临界、变压运行、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架悬吊结构、Π型布置、燃煤直流炉。350MW超临界锅炉与亚临界锅炉的技术参数的对比如表1所示。350MW供热机组选定的汽轮机型式为一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。根据国内某主机厂提供的参考资料,350MW超临界汽轮机与亚临界汽轮机在各主要工况下的热力特性对比如表2所示。

注:测试时间为2010年9月。

由表2可知,在热耗验收工况(THA)时,超临界机组的热耗值比亚临界机组减少154.8kJ/kWh。

2.2 350MW供热机组主要技术经济指标对比

对于350MW供热机组,有350MW亚临界及350MW超临界机组两种机型可供选择。当两种机组对外供热量相同时,其技术经济指标对比如表3所示。

从两种装机方案的主要技术经济指标比较中可以看出,在对外供热量相等的条件下,分析两种方案的汽轮机保证热耗、机组发电标准煤耗、年平均发电标准煤耗率、年平均供热标准煤耗率等指标可知:2×350MW超临界方案优于2×350MW亚临界方案,尤其是350MW超临界机组保证热耗比350MW亚临界机组低 163.5kJ/kWh,2×350MW超临界机组供电标煤耗比2×350MW亚临界机组低10g/kWh。从电厂实际运行情况来看,运行和管理水平较高的电厂,供电煤耗率要比设计值还低,节能效果显著。

注:测试时间为2010年9月。

注:测试时间为2010年9月。

3 电厂初投资比较

3.1 汽轮机和锅炉设备初投资比较

主蒸汽参数的提高将使汽轮机和锅炉二大主机的初投资有所增加。对于汽轮机而言,由于主蒸汽和高温再热蒸汽的参数提高了,汽轮机高中压缸的通流部分和高中压内外缸等选用材质需要提高等级,例如350MW亚临界机组高中压内缸材质采用ZG15Cr1MoA,超临界机组高中压内缸材质需采用12Cr%。主汽门﹑中压联合汽门﹑汽机本体高压蒸汽管道等主要部件材料也需要提高等级。汽轮机本体其他部分和配供设备基本相同。通过初步了解,汽轮机及其配供辅机需增加初投资约5%,总计增加约900万元。

主蒸汽压力、温度提高后,锅炉的主蒸汽系统、再热蒸汽系统、给水系统等需要提高等级,锅炉及其配供辅机需增加初投资约4000万元。

3.2 各辅助设备初投资比较

汽机主要辅助设备如汽动给水泵、电动调速给水泵、高压加热器、除氧器、汽轮机旁路装置等设备初投资将会增加,如表4所示。

由于主蒸汽和再热蒸汽压力、温度的提高,超临界参数机组与亚临界参数机组在主蒸汽、再热蒸汽、主给水、高压抽汽等管道上的初投资将有所增加。比照同容量亚临界参数机组,超临界机组系统及管道初投资比较如表5所示。电厂初投资增加的总费用如表6所示。

通过对电厂初投资的分析比较,可知建设2台350MW超临界机组,比建设2台同容量机组要增加初投资约7564.9万元,单位千瓦造价增加约108.1元。超临界机组年节省标煤耗25818t,年节省燃料费用1534.9万元。超临界机组与亚临界机组的技术经济指标比较如表7所示。

4 350MW供热机组技术经济分析

4.1 机组经济性分析

按照机组运行年限20a,贷款年利率为7.02%,根据费用现值比较法进行综合经济比较,可得:

M=超临界机组增加初投资-

undefined

按年值法进行比较,则超临界机组比亚临界机组每年可节省费用为:

C=-8670.3undefined万元。

从以上计算结果比较可以看出,超临界机组的投资高于亚临界机组,但热经济性优于亚临界机组,经综合比较分析,超临界机组的经济性优于亚临界机组。

4.2 敏感性指标分析

由于以上经济分析结果受煤价、年利用小时数以及贷款等条件影响较大,以下就采用费用现值比较法针对以上3种因素作一敏感性指标分析(见表8)。标煤价上下浮动、年利用小时数上下浮动、贷款利率在现有基础上上下浮动时,超临界机组比亚临界机组每年可节省费用值。

从表8的结果中可以看出,机组的经济性对标煤价和年运行小时数的影响比较敏感。当标煤价跌至277.0元/t时,超临界机组的经济性与亚临界机组持平;当机组的年利用小时数减少至2563h,超临界机组的经济性与亚临界机组持平;当贷款利率涨至19.7%时,超临界机组的经济性与亚临界机组才会持平。

4.3 环保效益分析

超临界机组在提高效率、节约煤炭的同时,也减少了污染物的排放。350MW超临界机组的发电标煤耗比350MW亚临界机组下降了6.7g/kWh,按年利用小时数5500h计算,2×350MW超临界供热机组比同容量亚临界供热机组,每年可节约标煤25818t,每年减少SO2、NOX排放量分别为610t、260t。

5 结论

1)350MW超临界机组主机已经国产化,虽然投运业绩不多,但技术上是切实可行的。

2)超临界机组提高了热效率,降低了燃料成本和烟尘排放物的含量,为实现可持续发展提供了保证。

3)由于蒸汽初参数提高,相应地增加了电厂初投资。但通过综合比较分析可知,350MW超临界供热机组的经济效益还是显著的。

摘要：随着我国工业热负荷和生活采暖热负荷的迅速增加,为大型供热机组的发展提供了广泛的应用前景。通过对国产350MW超临界、亚临界供热机组热经济性和初投资的分析比较,表明大型供热机组的供热能力和经济性均有大幅度地提高。目前采用超临界供热机组不仅在热经济性和初投资成本上是占优的,也符合节能减排和建设节约型社会的方针,代表了当今集中供热的发展方向。

关键词：超临界,亚临界,供热机组,投资比较,敏感性分析

参考文献

[1]李强,张建宏.300MW供热机组启动上水方式的优化应用[J].华中电力,2010,(1):70-72.

临界风险 篇4

关键词：循环流化床锅炉,超临界,亚临界,技术分析

0 引言

河曲2×300 MW煤矸石发电工程是神东电力公司的重点建设工程之一,本工程三大主机早在2007年就已经签订,最早确定的机组配置是亚临界300 MW直接空冷+循环流化床锅炉,经过近几年的发展,主流机型已经有了些变化,如目前越来越成熟的超临界机组、间接空冷机组投入运行,且燃煤价格及上网电价等外部条件也发生了变化。因此,有必要探讨新形势下各种典型机型的可行性与经济性,以对主机选择提供参考。

1 方案选择

1.1 方案确定

根据目前循环流化床锅炉的发展情况,初步确定河曲电厂增容项目的实施方案主要有两种:①扩容为亚临界330 MW间接空冷机组,②改为超临界350MW间接空冷机组。这两种方案都能实现锅炉容量的增加,但对于锅炉现有设备、人力物力以及财力的需求不同,产生的经济效益也不同。由于这两种装机方案与原有2×300MW方案有所不同,因此需要对现有设备进行调整,以满足新增容方案的需求。

1.2 亚临界机组方案设备调整情况

1.2.1 主机设备

锅炉功率由300 MW改为330 MW,只要适当放大锅炉出力、加大配风即可。锅炉整体布置变化不大,以目前市面上已订货锅炉来看,炉架会增大2 m左右,炉膛会有所改变。

汽机额定出力由300 MW增大为330 MW,汽机及配套辅机容量略有增加,价格变化不大,且汽机厂有成熟的机型,外形尺寸较300 MW略有变化,不影响主厂房布置方案[1]。

此外,由于汽机出力增加,电厂用电增加不多,因此发电机变化不大。

1.2.2 辅助设备

(1)汽水系统主要辅机如给水泵、凝泵、加热器设计压力没有变化,设计流量增加10%。

(2)主汽流量增加10%,约106.5t/h,四大管道流速提高,但管径壁厚可以不变。

(3)汽机排汽量增加大约62.11t/h,故间冷塔的投资会有所增加。

(4)主变容量随发电机容量增加而增加,300MW机组为370kVA,330 MW机组为420kVA。

此外,由于功率增大,需煤量增加,因此上煤系统的出力会有所增加,其他辅助设备基本没有变化。

1.3 超临界机组方案设备调整情况

1.3.1 主机设备

根据主机反馈的信息,超临界机组与原机组相比,在设备需求和锅炉布局方面都有较大的变化,锅炉投资需增加4 000万/台,汽机设备需增加大概600万元/台,发电机不需增加。

1.3.2 辅助设备

(1)锅炉蒸发量原来为1 065t/h,现变为1 212.589t/h;主汽压力温度都有提高;四大管道变化明显,汽水系统辅机发生跳档。

(2)汽机排汽量增加约55.274t/h,间冷塔的投资增加。

(3)主变容量随发电机容量增加而增加,300MW机组为370kVA,350 MW机组为450kVA。

(4)化学凝结水精处理系统为2×50%前置过滤器+3×50%高速混床,两台机共用一套体外再生系统;同时增加给水、凝结水加氧系统。

(5)本方案从亚临界改为超临界,炉型及机型结构变化较大,工艺参数提高一个等级,对仪控专业而言,检测元件的数量、选型、控制策略等均有不同程度的变化。

此外,在上煤系统出力方面,要比亚临界方案增加更多。

2 方案技术分析

2.1 可行性分析

由于我国是能源大国,尽管超临界机组的研究起步较晚,但其发展速度却令人惊叹,短短十余年,我国电力设备的生产制造水平已达到国际先进水平,拥有自主设计生产制造容量为600 MW亚临界机组的能力,同时与国外知名企业合作,在国内投运了超过50台超临界机组,部分主机已经实现了国产化,借鉴亚临界机组的设计制造经验,我国已具备了自主研发超临界机组的良好条件和基础,如东方锅炉厂已经开始了超临界机组的研制[2,3]。由此可见,不管是亚临界2×330 MW机组,还是超临界2×350 MW机组,在技术上都是能够实现的。

2.2 经济性分析

在对两种方案进行经济性分析之前,首先对电厂装机设备价格进行了调查,得到了主机及主要辅机的价格,如表1所示。

万元

根据各主机及辅机设备的价格、性能参数等,计算得到两种方案的初期投资和经济性收益情况,如表2所示[4]。

以动态投资回收期法进行经济性估算。设投资回收年限为n,则:

其中:ΔU为工程投资增加的费用,万元;ΔB为本方案每年综合收益,万元;i为年利率,%。

取i=0.065 5%,将亚临界330 MW机组投资方案中的工程投资ΔU=9 303万元、每年综合收益ΔB=7 187.29万元代入上式可得:n=2.49,即机组投产2.49年后可回收多增加的投资。

取i=0.065 5%,将超临界350 MW机组投资方案中的工程投资ΔU=21 180万元、每年综合收益ΔB=15 203.675万元代入上式可得:n=2.59,即机组投产2.59年后可回收多增加的投资。

由此可得,对于方案一:根据初步测算,亚临界300 MW机组如更改为亚临界330 MW机组,工程投资增加的费用为9 303万元,该方案带来的每年综合收益为7 187.29万元,机组投产2.49年后可回收多增加的投资。对于方案二:根据初步测算,亚临界300MW机组如更改为超临界350 MW机组,工程投资增加的费用为21 180万元,该方案带来的每年综合收益为15 203.675万元,机组投产2.59年后可回收多增加的投资。

2.3绿色环保性分析

电厂对于环境的污染程度主要通过大气污染物排放量进行衡量,主要污染气体有SO2、NOX以及烟尘等,表3为3种装机方案污染物排放量统计表。

由表3中可以看出,在煤质不变的情况下[5,6]:①机组增容对污染物排放浓度无影响;②由于排放总量增大因此排污费增加;③单位发电量的污染物排放量以350 MW超临界机组略优,300 MW亚临界机组与330 MW亚临界机组相当。

3结束语

针对河曲电厂锅炉增容项目,提出亚临界2×330MW和超临界2×350 MW两种循环流化床锅炉装机方案,对两种方案的设备调整情况进行了研究,最后从可行性、经济性以及环保性等方面对比分析了两种方案的特点。研究表明:两者均不存在技术上的问题,虽然超临界机组投产2.59年可收回投资,比亚临界机组多0.1年,但从长远发展和环境保护方面来看,前者显然具有更大的优势,因此,可以考虑采用超临界2×350 MW循环流化床锅炉装机方案。

参考文献

[1]Zhang X,Chang T H.Dynamic bed temperature modeling of large-scale CFBB[J].Journal of Chinese Society of Power Engineering,2013,33(2):88-87.

[2]赵毓.超超临界机组在我国发展的必要性与可行性[J].锅炉制造,2005(4):75-76.

[3]孙锐,赵敏,秦丰,等.推广应用600 MW超超临界机组的必要性和可行性研究[J].中国电力,2005,38(8):37-40.

[4]Xiao H C,Zhou Z.Superiority of supercritical and ultrasupercritical units and its future development in China[J].Power System Engineering,2004.

[5]刘志强,刘青,蒋文斌,等.循环流化床锅炉SO2和NOX排放的影响规律研究[J].锅炉技术,2013(3):23-27.