绿色发展背景下自备电厂煤改气替代方案决策研究

陈 凯，李 力，赵静波，王 美

（广东省技术经济研究发展中心，广州 510070）

绿色发展，可以实现环境保护与经济发展的深度融合，是解决生态与发展问题、推动经济高质量发展的重要举措。实施煤改气工作，能够减少污染排放、改善空气质量和控制煤炭消费等，是落实绿色发展理念的重要抓手[1-2]。

除了传统六大高耗能行业，我国煤炭消费量有较大比例用于造纸、纺织等行业的自备电厂[3-4]。以广东省东莞市为例，2017年全市共有20 家自备电厂，分布在中堂、麻涌、望牛墩等镇，其中16 家为造纸企业自备电厂；全市自备电厂共有发电机组56 台，总装机容量149.65 kW，其中造纸企业电厂装机容量占比约95%。全市自备电厂煤炭消耗约450 万t，占全市煤炭消耗量比例超过25%。

按照国家和广东省煤改气和工业园区集中供热的要求，东莞市正在加快推进造纸、纺织等行业自备电厂煤改气工作，同时也面临一些困难和问题。例如，造纸企业属于资源密集型产业，产业竞争充分且激烈，由于用热量较大，热价占产品成本高达15%，企业对热价的敏感程度普遍较大，热价的轻微波动将明显影响传统产业的企业生产运营[5]。另外，部分小规模造纸企业仍没有实现集中供热。这些企业采用哪种供热方案既能满足煤改气和集中供热的要求，又能尽量满足当地产业发展的需要，是值得深入研究并且较为紧迫的问题。

近年来，众多学者对煤改气的可行性进行了广泛的探讨，分析了煤改气对环境改善的明显效果[6-11]。但以上研究对工业园煤改气的政府决策参考性不强，本文以东莞市某区域两家重点造纸企业（以下分别称为A 厂和B 厂）的煤改气方案为对象，详细对比分析两种方案的优缺点，为政府主管部门科学决策提供有效参考。

1 区域热源点和热负荷

1.1 热源点

根据调研和分析，该区域2025年热负荷最大 2 013.1 t/h，平均1 617.0 t/h，最小1 074.7 t/h。区域内目前尚无建成的集中供热热源点，企业的用热需求主要是通过自备电厂或者工业锅炉满足，正在建设2 套9F 级燃气-蒸汽联合循环热电联产机组及配套工程仅能解决部分用热企业的需求，这部分热负荷2025年能达到最大733.1 t/h，平均556 t/h，最小389.7 t/h。

1.2 企业热负荷

A 厂和B 厂是区域内两家龙头造纸企业，另外该区域还有部分制品加工企业需要用热。其中，A 厂自备电厂主要包括3 台240 t/h 循环流化床锅炉、2 台60 MW 抽凝式汽轮发电机组；B 厂3 台90 t/h 次高温次高压CFB+2 台18 MW 抽凝机，2 台240 t/h 高温高压CFB+1 台60 MW 抽凝机和1 台30 MW 背压机。根据热负荷调查情况，企业为按订单生产方式，旺季期间24 h 连续生产，对用热参数的要求较低，用热压力在0.5 ～1.7MPa，用热温度在160 ～260℃。热负荷波动较小，一年四季较为稳定，生产线为三班连续生产，全年运行340 d，生产系统年生产时间8 160 h。经统计，包括两家大型企业在内的区域热负荷最大809 t/h，平均770 t/h，最小736 t/h。

表1 区域企业热负荷情况

2 供热方案对比分析

为了解决关停燃煤自备电厂后企业用热问题，笔者初步提出两种解决方案：一是在建设中集中供热热源点基础上扩建2 套9F 级燃气-蒸汽联合循环热电联产机组；二是在两家重点企业内分别建设3 套天然气分布式能源站及配套工程，并从经济性、供热稳定性、能源利用效率、对区域电力系统支撑性等方面进行比较分析。

2.1 供热方案

2.1.1 9F 燃气热电联产方案

根据区域热负荷情况、主流机型供热能力、国内主机生产能力，为使建成后企业单位投资最少、热效率较高，选择9F 级燃气热电联产机组，采用一台背压机稳定供应蒸汽，一台抽凝机在供热负荷变化时灵活调节供汽，同时供应电力。

按最远热用户（距离约为5 ～6 km）的用热参数，供热管网热损失每1 km 温降约7℃，压降约 0.07 MPa，估算后得出机组低压供热蒸汽参数1.2 MPa， 240℃，中压供热蒸汽参数2.2 MPa，300℃。抽凝机（低压）抽汽量297.8 t/h，（中压）抽汽量40 t/h，背压机抽汽量432.2 t/h。

2.1.2 天然气分布式能源站方案

煤改气方案皆以天然气为燃料，环境污染危害小，但燃料价格较高，因此提高系统热效率、降低能耗十分必要。机组选型应考察其系统的先进性、成熟性和稳定性，结合燃气轮机热电联供系统的特点，经比选分析，初步选择以下方案。

若采用天然气分布式能源站方案，在A 企业厂址内建设3×50 MW 燃气热电联产机组+1 台180 t/h低压燃气锅炉，B 企业厂址内建设3×50 MW 等级燃气轮机发电机组配套3 台低压余热锅炉+2 台240 t/h高压燃气锅炉（1 用1 备）+B25 背压式汽轮发电机组（自备电厂现有汽轮发电机组），为企业提供热力和电力。

2.2 经济性

经济性是决定煤改气项目建成后正常运行的关键因素之一，本文从单位发电装机投资、项目投资内部收益率、运行成本三方面分析项目的经济性。

单位发电装机投资方面，9F 燃气热电联产机组单位投资241 1 元/kW，铺底生产流动资金786 8 万元，A 企业分布式能源站单位投资267 1 元/kW，B 企业分布式能源站方案单位投资399 4 元/kW，两家企业的天然气分布式能源站方案的单位发电装机投资皆高于9F 燃气热电联产方案。

在天然气价格2.75 元/m3、上网电价为665 元/MW·h、供热价格200 元/t 的条件下，9F 燃气热电联产项目税后项目投资内部收益率约18.6%。A 企业和B 企业分布式能源站方案税后项目投资内部收益率分别约11.5%、12.4%，投资收益率皆低于9F 燃气热电联产方案，主要原因为9F 燃气热电联产方案燃料价格较便宜，并且扩建项目最大程度利用了现有项目的土地、天然气管线等条件，减少了投资成本。

在天然气供应方面，企业自建分布式能源站，采用当地燃气专营商提供的天然气，9F 燃气热电联产项目采用中海油大用户专管供应天然气，减少了中间环节，燃料成本优势明显。随着东莞市煤改气速度不断加快，将有大量的煤改气项目集中建设和投产，投产后全市对天然气的需求量呈现脉冲式上升，当地燃气专营商可能产生供应缺口，9F 燃气热电联产方案通过专用天然气管道供气，有利于缓解项目所在地天然气供应的紧张局面。

表2 两种方案经济性对比情况

2.3 供热稳定性

2.3.1 9F 燃气热电联产方案

正常工况下，当热负荷较低时，可以由一台抽凝机组对外抽汽供热。当热负荷增大到超过一台抽凝机的最大抽汽能力时，启动背压机。在设计热负荷下，两套机组共同对外供热。当一套背压/抽凝式机组的汽轮机故障或检修停运时，可以通过该套机组余热锅炉出口的高压蒸汽经减温减压后配合另一套抽凝式/背压机组对外供热。

当一套燃气轮机或余热锅炉故障或检修停运时，停运对应的汽轮机，由另一套机组对外供热，但由于本期的供热蒸汽量已达到两套F 级机组的极限，一台机组无法满足设计供热量，故此时需协调热网内的其他热源（如一期工程）或启用应急热源。

2.3.2 天然气分布式能源站方案

（1）A 厂。当一台燃气轮机故障或停机检修时，供电不足的部分由外网电弥补，汽源部分会有少量缺口（约35 t/h，占总用汽量的8.5%），这时部分生产车间稍微降低部分生产线的生产负荷，即可实现全厂的用汽量平衡。

当燃气锅炉故障或停炉检修时，虽然机组的供电能力仍能满足全厂生产的用电需求，但是蒸汽部分将产生110 t/h 的缺口，约占总用汽量的27%，故仍需要部分生产车间降负荷运行。

（2）B 厂。企业总用电量为118 MW（不含热电厂自用电部分），总用汽负荷量为低压蒸汽355 t/h，中压蒸汽40 t/h。

当一台燃气轮机故障或停机检修时，备用燃气锅炉启动，可以满足全厂生产用汽需求。同时，其余两台燃气轮机、背压式汽轮机组满负荷运行，其发电总量可基本满足全厂生产用汽负荷要求，如仍有少量电负荷缺口，可从电网下电补充。当燃气锅炉故障或停炉检修时，备用燃气锅炉启动，即可全部满足全厂生产用汽和用电负荷要求。当B25 背压机组故障或停机检修时，燃气锅炉产生的蒸汽减温减压向生产车间供汽，3 台燃气轮机的发电量可以满足全厂生产用电负荷缺口。

由此可以看出，9F 燃气热电联产方案可以利用一期工程作为备用和调峰热源，供热稳定性较好，能够最大程度保障两家企业的生产连续性不受影响。

2.4 能源利用效率

经计算，9F 燃气热电联产方案的能源利用效率为87.43%，稍低于A 厂和B 厂的90.73%和88.81%，皆符合国家和广东省对于热电联产项目的指标要求。天然气分布式能源站方案能源利用效率较高的原因主要是其供热方式皆为背压供汽，冷凝损失较少。

表3 能源利用效率对比

2.5 对电力系统的支撑性

该区域为东莞西北区供电范围，目前用电量已经超过东莞全市的1/4，位居东莞四大分区第二。目前，区内电源装机容量仅1 243 MW，难以满足供电要求，对省网供电的依赖程度大。东莞110 kV 及以下电源装机容量2 298 MW，其中单机容量50 MW 及以下的火电机组容量为195 MW，占比为8.5%，这些电源经济效益差、难以调度，并且机组寿命短，到期也必须退役。煤改气为小火电的退役创造了条件，两种方案皆有利于提高系统的综合效益，促进东莞电源结构的优化。9F 燃气热电联产方案发电出力较大，有利于减轻500 kV变电站供电压力和220 kV电网转供潮流，降低网损，使广东电源布局更加合理，提高系统运行的经济性。

3 结论

实施燃煤自备电厂煤改气工作，助力打赢蓝天保卫战，是一项重大的政府决策。在决策实施过程中，需要大量研究、论证和分析，制定科学合理的工作方案。本文以东莞市某区域燃煤自备电厂煤改气方案为研究对象，采用量化测算和定性分析等方法，对比分析了两种煤改气方案的优缺点，为政府主管部门制定相关政策规划提供参考。

研究结果表明，在热负荷较大的工业园区建设9F 天然气热电联产或者天然气分布式能源工程是实现煤炭减量和区域集中供热的有效手段，能够减少污染排放，改善区域空气质量；在单位发电装机投资、项目投资内部收益率和运行成本三个方面，9F 燃气热电联产方案皆优于天然气分布式能源方案，经济性更佳，能够最大程度减小煤改气带来的能源成本增加对企业生产经营的影响；该区域9F 燃气热电联产方案可以利用一期工程作为备用和调峰热源，供热稳定性较好，天然气分布式能源站方案若要实现同样的稳定性，需设置较大的备用天然气锅炉，增加企业初始投资规模；在区域用热企业现有热负荷的情况下，9F燃气热电联产方案的能源利用效率稍低于天然气分布式能源站方案，皆符合国家和广东省对于天然气热电联产项目的指标要求；两种方案皆有利于提高区域电力系统的综合效益，促进当地电源结构的优化；9F燃气热电联产方案发电出力较大，能够较好地支撑区域电力系统，使电源布局更加合理，提高系统运行的经济性。