燃煤与燃气热源技术在热电联产项目中比选应用

董 智

(1.煤科院节能技术有限公司，北京 100013； 2.煤炭资源高效开采与洁净利用国家重点实验室，北京 100013； 3.国家能源煤炭高效利用与节能减排技术装备重点实验室，北京 100013)

0 引 言

繁昌经济开发区位于安徽省芜湖市繁昌县内，功能定位为芜湖市龙湖新城重要组成部分，是以高端装备、大健康产业和现代服务业为主导的临港产业新城。

经过统计发现，目前繁昌经济开发区没有大型的集中供热中心，用热量较大的企业因生产需要均配有自备小锅炉(小锅炉，特别是燃煤锅炉效率低，能耗大，除尘效果差，锅炉所产生的三废严重污染环境，对大气环境形成了较大的影响)，其中燃煤锅炉蒸发量最大，占五成以上。实际使用中，燃煤锅炉作为主要供热热源，平均热负荷占目前平均热负荷总量近七成。可以看出，目前繁昌经济开发区集中供热建设与园区经济发展极不相适应，新的工业项目、公共建筑要求集中供热与其配套，如无集中供热，只能新建更多的小锅炉来解决供热问题，由此会进一步加重城市污染，且加重了城市交通的负担，严重制约了城市经济发展和环保建设。根据《芜湖市环境质量状况公报》，城市环境空气中二氧化硫和氮氧化物年平均浓度要达到国家二级标准，总悬浮颗粒物浓度达到三级标准。城市环境空气质量全面达到国家二级环境空气质量标准。随着城市经济规模的不断扩大，进一步增加了环境治理和保护的压力，防治任务十分艰巨。因此控制中小供热锅炉的发展，加快实施繁昌经济开发区热电联产集中供热工程的建设十分必要和迫切[1]。

鉴于我国严峻的能源形势以及严格的环保排放要求，热电联产项目中供热技术的选择对项目可行性及经济性有着至关重要的作用。以下针对繁昌经济开发区现有及近期规划热负荷情况，对以天然气为原料的燃气-蒸汽联合循环供热机组和以煤粉为原料的现代煤粉锅炉机组热源技术进行技术经济及环境影响对比分析，为用户项目立项提供参考[2]。

1 热负荷分析

1.1 热负荷的确定

根据调查，繁昌经济开发区内目前热负荷均为工业热负荷，同时根据开发区实际用地规划，开发区绝大部分用地为工业用地，民用用地较少。结合繁昌经济开发区实际情况，仅考虑工业热负荷，不考虑民用热负荷。

1.1.1现状(2019)热负荷

根据对经济开发区的小锅炉统计，此部分的用热作为现状热负荷，现状用热的热负荷情况详见表1。

表 1 现状热负荷统计Table 1 Current heat load statistics

1.1.2近期发展热负荷

近期(2019—2022)发展热负荷为已建未投产和待建企业的发展热负荷。

近年来，繁昌经济开发区发展速度较快，企业不断增多，部分在建和待建企业有用热需求。根据调查，部分企业将扩建新厂或增加新的生产线，以扩大生产规模。根据统计，已建未投产和待建企业发展最大热负荷为33 t/h，平均热负荷为25 t/h。

1.1.3热负荷汇总表

经济开发区现状热负荷、近期热负荷情况详见表2。

表2 热负荷汇总Table 2 Heat load summary table

1.2 折合电厂出口热负荷

电厂本期规模按现状(2019)热负荷及近期(2019—2022)发展热负荷设置。由于企业用热一般多为饱和蒸汽，而市政供热蒸汽出口均为过热蒸汽，以热电厂出口蒸汽1.0 MPa/260 ℃参数进行折算。最大热负荷乘以0.75的折算系数，平均热负荷乘以0.90的折算系数，最小热负荷均乘以0.80的折算系数。对表2中热负荷折算成热电厂出口热负荷，现状和近期合计折合电厂出口最大热负荷116 t/h、平均热负荷105 t/h、最小热负荷74 t/h，折算结果详见表3。

表3 折合电厂出口负荷统计表Table 3 Equivalent power plant export load statistics table

1.3 供热技术确定

根据繁昌经济开发区实际热负荷统计以及燃料供应情况，本项目可采用 122 MW“2+2+1”燃气-蒸汽联合循环供热机组，或2×75 t/h高温高压现代煤粉锅炉+2×10 MW高温高压背压式汽轮发电机组。两种装机方案供热能力均能够满足开发区内现有及近期发展企业用热。同时场地内应留有扩建场地，以满足远期热负荷的增加，适时扩建机组，增加供热能力[3-6]。

2 2种机组热源技术分析

2.1 燃气-蒸汽联合循环供热机组

若选择122 MW“2+2+1”燃气-蒸汽联合循环供热机组(即燃气热电机组)，其技术分析如下:燃气轮机通过进气系统从外部环境吸入空气，然后通过与燃气透平同轴转动的压气机将其进行压缩，同时被压缩的空气温度也随着升高。经过压缩之后达到一定压力和温度的空气进入燃烧室与喷入的燃料混合燃烧，燃烧产生的高温燃气再进入透平内做功， 同时驱动燃气轮发电机产生电能。经过在燃气透平膨胀做功后的高温烟气沿着燃机排烟 通道进入余热锅炉依次通过各级受热面，通过与进入余热锅炉系统的给水进行换热，最终产生的过热蒸汽进入蒸汽轮机做功,从而构成了一套完整的燃气-蒸汽联合循环[7]。

2.1.1燃气轮机选型

燃机是以天然气为燃料的热电联产电站之核心设备，提高联合循环电厂效率的首要途径是选择透平初温较高的燃气轮机，且应优先选择重型燃机[8]。

重型燃机的特点是专门为陆用发电开发设计的，其设备体积和重量较大，对燃料适应性也较强，燃用天然气时其供气压力为3.2～3.46 MPa左右，与我国目前城市电站供气通用标准相吻合[8]。联合循环运行时，其配置的余热锅炉产汽量较大，能够提高蒸汽轮机出力及供热量。另外，设备的检修周期也较长[9]。

本项目运行的安全、可靠性非常重要。因此，能源站主机选择时除优先考虑单机容量适中、技术比较先进外， 还须考虑燃机天然气供应系统的通用性、主机运行的可靠性、大中修的方便性、环保要求的适应性。

综上，根据项目的建设规模和热负荷用量，从目前国际、国内燃机市场情况分析，适合本工程的代表性燃机有2种机型，即美国GE公司生产的 6F.01 型燃机、德国SIEMENS 司生产的SGT-800 燃机。

美国通用电气公司(GE)在 20 世纪 50～90 年代相继发展了用于发电的系列产品，在并购了英国约翰·布朗(JohnBrown)和法国 Alstom 公司的燃气轮机部门后成为目前世界上最大的燃气轮机制造厂商，占有全世界 50%的市场份额。GE现在制造的燃气轮机最大联合循环功率可以达到 48 万千瓦(9H),效率可达 60%[10]。

德国西门子公司也是世界上最著名的电器公司之一，在兼并了 WESTINGHOUSE 公司(西屋)后于 1984 年生产出 114 MW 的 V94.2 型燃气轮机组成联合循环装置并形成了西门子燃气轮机发电机组的基本型号。目前SIEMENS 公司生产的烧天然气 50 Hz 的燃气轮机包括V64.3A、V94.2A和 V94.3A[11]。

2种代表性燃机的性能指标比较见表4。

表4 2种型号燃机性能指标表(ISO 工况) Table 4 Performance index table of two types of gas turbine(ISO Working Condition)

从表4可看出，2种机型的发电出力较为接近，单循环效率也相差不多，但由于6F.01 型燃机的排烟温度高，所以 6F.01 联合循环出力比 SGT-800 略大，且各项指标 6F.01 较好，项目燃机按 6F.01 型燃机考虑。

2.1.2余热锅炉选型

余热锅炉按压力级数、循环方式和布置方式可设计成多种形式。经验证明采取低压炉自带除氧功能、余热炉尾部增设凝水加热箱的双压余热锅炉既能达到高余热回收率、同时又能简化系统减低造价。因为本期工程汽轮机额定抽汽量已能满足设计供热需求，为了尽可能提高烟气余热回收率，工程余热炉的低压蒸汽参数可低于供热参数，按汽轮机回注级参数要求而定。同时自然循环无需循环泵系统简单，考虑到余热炉的启动速度远高于汽轮机完全满足联合循环系统启动速率要求[12-13]，因此工程可选取自然循环方式。而余热锅炉布置方式通常根据场地条件来进行选取。综上分析:本工程余热锅炉采用无补燃、双压、卧式、自然循环余热锅炉。

2.1.3装机方案

根据热负荷特点、燃机轮机、余热锅炉的选型，装机方案可以定为:燃气轮机采用6F级重型燃气轮机；余热锅炉采用双压、卧式、自然循环、无补燃型；蒸汽轮机采用双压、可调整 抽汽、凝汽式汽轮发电机组；共同构成1套206F级“2+2+1”燃气-蒸汽联合循环供热机组，总装机容量122 MW。

2.2 现代煤粉锅炉供热机组

若选择2×75 t/h高温高压现代煤粉锅炉+2×10 MW高温高压背压式汽轮发电机组(即燃煤热电机组)， 其技术分析如下:

根据我国富煤、贫油、少气的能源结构，可以预见短期内我国工业能源消费还是以煤炭为主。在燃煤热电联产项目中传统大型或超大型煤粉稀相室燃煤粉锅炉技术已经非常成熟，但该技术需要设置煤场、渣场，无组织排放不可控因素较多，与项目所在园区医药、食品、大健康产业和现代服务业为主导的产业定位不一致。

基于实际情况，项目燃煤机组的热源技术选用煤科院自主研发的区别于电厂煤粉锅炉(设置独立浓相供料，燃料与配风的固气比>1)的现代煤粉锅炉系统。煤粉锅炉系统实现全密闭运行，厂区不设煤场、渣场，燃料统一配送、集中排灰，系统占地面积小。配套成熟环保设设施后系统可实现超低排放，具有良好的技术及环保性；煤粉锅炉系统操作便捷，可实现即开即停，同时锅炉负荷调节范围广，可在额定负荷30%～110%区间内稳定运行。项目选用该技术可实现安全环保中不见尘、不见煤、不见渣、不见烟的要求，并可节煤30%、节电20%、节水10%、节约人工50%、节约场地40%。1 t煤的产汽量由传统锅炉5.5 t提高9～10 t，热效率从60%提高到90%以上，燃尽率从80%左右提高到98%以上，煤耗减少1/3，具有良好的经济效益与环境效益，符合园区产业定位[14-15]。

2.2.1锅炉

锅炉本体由煤科院设计，委托国内某生产制造商进行加工制造。煤粉锅炉系统实现全密闭运行，操作便捷，可实现即开即停，同时锅炉负荷调节范围广，可在额定负荷30%～110%区间内稳定运行。75 t/h锅炉可在25 t/h负荷不添加助燃剂的情况下稳定运行。

锅炉本体采用单锅筒、集中下降管，自然循环∏型布置的固态排渣煤粉炉。半露天布置。锅炉前部为炉膛，四周布满膜式水冷壁。炉膛出口处布置屏式过热器，水平烟道装设了两级对流过热器。炉顶、水平烟道两侧及转向室设置顶棚管和包墙管。尾部交错布置两级省煤器及两级空气预热器。上级省煤器及上级空预器布置在锅炉本体框架内，下级空气预热器及下级省煤器布置在脱硝设备下的烟道内。

锅炉构架采用框架全钢结构，按7度地震烈度Ⅲ类场地设防。炉膛水冷壁、过热器均悬吊在顶板梁上，上级省煤器、下级省煤器和空气预热器支承在后部柱和梁上。

型式:锅炉，自然循环半露天布置;台数:2台;额定蒸汽压力(表压):9.81 MPa(a);锅筒工作压力(表压):10.7 MPa(a);高压蒸汽温度:540 ℃;高压蒸汽流量:75 t/h;给水温度:215 ℃;空气预热器进风温度:20 ℃;排烟温度:130 ℃;设计效率:91.1%;排污率:1%。

2.2.2汽轮机

型式:B10-8.83/1.0型;台数:2台;额定功率:10 MW;最大功率:11.5 MW;主蒸汽进汽压力:8.83 MPa(a);主蒸汽进汽温度:535 ℃;最大进汽流量:75 t/h;排汽压力:1.0 MPa(a);排汽温度:260 ℃;排汽流量:56 t/h;最大工况排气流量:60 t/h。

2.2.3系统核心设备

供料器是高效煤粉锅炉系统最核心的设备之一，煤科院煤粉浓相供料“泵”采用“星鸟”耦合文丘里供料来实现区别于传统煤粉锅炉的浓相燃烧技术。煤粉通过大粉仓底部的星型卸料阀均匀的进入到中间粉仓中，中间仓设计有多点通气装置，使进入的煤粉不断活化，增强流动性。活化且密度均匀的煤粉通过容积式喂料进入到文丘里阀组中。文丘里中的煤粉与高压风机产生的一次风混合后通过引射流(或机械动密封)发送，风粉流经粉管进入燃烧其中进行燃烧。

“星鸟”耦合文丘里供料器可形成高固气比供料，为浓相燃烧提供良好保障。经试验及生产中测试，在工况情况供料浓度3.0 kg(煤粉)/m3(空气)以上，偏差在±1%以内[15]。“星鸟”耦合文丘里供料器主要结构如图1所示。

图1 “星鸟”耦合文丘里供料器Fig.1 Standard and zigzag coupling feeder

燃烧器是煤粉锅炉燃烧系统中的核心设备。中心逆喷双锥燃烧器由点火仓、二次风仓、导流叶片、煤粉喷管、回流帽、双锥稳燃室等多组件构成。煤粉喷管穿过点火仓及导流叶片，布置于双锥燃烧室的中心线上，回流帽与双锥平面重合。双锥稳燃室前锥扩散，后锥收敛，强化煤粉的燃烧组织。煤粉通过高压风经煤粉管告诉喷至回流帽后进行逆喷，通过二次风及助燃风在燃烧室内进行预燃烧后进入炉膛完成燃烧。

中心逆喷双锥通过浓相供粉燃烧、分级配风，采用与传统电厂煤粉锅炉不同的浓相室燃技术，通过特殊设计的浓相逆喷双锥燃烧器结构及通过改变燃烧器的风煤比例，尽可能地降低着火氧的浓度，适当地降低着火区的温度，控制燃料型氮氧化物的产生，较大限度抑制NOx的生成实现低氮燃烧[16-18]。燃烧器结构示意如图2所示。

图2 中心逆喷双锥燃烧器 Fig.2 Centric inverse double-cone spray burner

2.2.4装机方案

根据热负荷特点，在保证供热可靠性的前提下，方案可以定为:2×75 t/h高温高压锅炉+2×10 MW高温高压背压式汽轮机，总装机容量为125 MW。

3 2种机组环境影响对比分析

3.1 空气环境影响分析

3.1.1有组织排放

热电厂有组织排放的环境空气污染物主要为燃气轮机或燃煤锅炉燃料燃烧产生的烟气，烟气量一般较大，所含烟气污染物主要有烟尘、二氧化硫和氮氧化物。

燃气热电机组以天然气为燃料，天然气为清洁能源，烟气中烟尘和SO2含量非常低，烟气中主要污染物为NOx。燃气热电机组烟气排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)天然气燃气轮机组排放限值，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5、35、50 mg/Nm3(基准氧含量15%)[19]。

燃煤热电机组按现行的国家政策文件发改能源[2014]2093号文规定，新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 mg/Nm3)。目前,煤粉锅炉机组采取先进高效的烟气污染治理措施，如高效烟气布袋除尘器、NGD半干法脱硫工艺、高效SNCR+SCR脱硝工艺等，可保证烟气污染物排放持续稳定的满足燃机排放限值。

3.1.2无组织排放

燃气热电机组在运行期间基本没有无组织排放的污染物。

燃煤热电机组无组织排放主要来自运煤系统、灰渣系统、脱硫系统等。项目煤粉由市场采购煤粉直接入炉燃烧，煤粉密封运输，厂内不设置煤场和运煤系统，粉尘无组织排放可大幅降低。灰渣、脱硫剂等无组织排放污染源均采取有效措施，密闭贮存、密闭输送、密闭运输，基本不向大气排放。

根据以上初步分析可知，经采取有效的大气污染物治理措施后，燃气热电机组和煤粉锅炉热电机组对大气环境的影响基本相当。

3.2 水环境影响分析

燃气热电机组运行过程中产生的废水主要有化学制水系统废水、生活污水、冲洗废水等，燃煤机组除以上废水外，一般还有脱硫废水、含煤废水等。循环冷却水排水按“清洁下水”考虑。

燃气或燃煤热电厂均按照“清污分流、雨污分流、一水多用”的原则设计和建设厂区供排水系统，产生的工业废水在厂内集中或分散处理，达标后回收重复利用，做到“一水多用”。多余部分处理达标后可排入市政污水管网。由于燃煤热电机组系统较复杂，用水点较多，水的回收利用率较高，可考虑实施“废水零排放”。

根据以上初步分析可知，采取有效的水污染物治理及回收利用措施后，燃气热电厂多余废水可排入市政污水管网，燃煤热电厂可考虑实施“废水零排放”，均不会直接外排环境水体，对水环境影响较小。

3.3 声环境影响分析

燃气热电厂噪声源主要有燃机进风口、燃机罩壳通风机、燃机过渡段、燃气调压站、天然气前置模块、余热锅炉、蒸汽轮机发电机组、烟囱、冷却塔等。

燃煤热电机组噪声源主要有锅炉区域、汽轮机发电机组、脱硫区域、冷却塔等。本项目燃煤来源为直接采购煤粉，因此无碎煤、磨煤等运煤系统噪声源。

燃气或燃煤热电厂均需要采取一定的噪声控制措施才能保证厂界噪声达标，但由于燃气热电机组噪声源较多、噪声源强等级高，且厂区较小，噪声自然衰减作用降低，因此一般来讲，燃气电厂的噪声治理费用高于燃煤电厂。

3.4 固废处置影响分析

燃气热电机组运行期间，基本无固体废物产生，仅有部分运行人员生活垃圾等。

燃煤热电机组运行过程中还会产生大量的灰渣和脱硫石膏，因而燃煤电厂运行过程中需妥善处理大量灰渣和脱硫石膏的暂存和处置工作。厂内一般设置一定容积密闭的灰库、渣仓、脱硫石膏库等设施，确保不产生环境污染。由于煤粉锅炉灰渣和脱硫石膏是1种优质的建筑材料或水泥制造原料，用途十分广泛，因此灰渣和脱硫石膏一般都可得到综合利用，由相应的建材企业购买，不但不会造成环境污染，还可循环利用，产生一定的经济效益。

综上所述，经过对燃气和煤粉热电机组水、气、声、渣4个方面环境污染及相应治理措施的分析可知，通过采取先进高效的技术手段控制污染物的产生及排放，无论是燃气还是燃煤热电机组，对环境的影响程度均可控制在可接受的范围内。

4 2种机组主要经济数据比较

主要从2种技术的工程建设总投资、燃料成本、燃料耗量、投资回收年限、内部收益率等主要经济数据方面进行比较分析(原始数据由相关设备厂家提供或参考已投项目相关数据)。主要数据分析见表5。

表 5 主要技术经济指标表Table 5 Table of main technical and economic indicators

从表5可看出，投产后两种技术内部收益率(税后)均大于电力行业标准8%的要求，方案可行。但由于燃料成本差异明显，煤粉锅炉经济效益明显好于燃机机组的经济效益。

5 结 论

(1)近年来，繁昌经济开发区高速发展，城市也在加快建设，用热、用电需求有较大的增长，特别是对用热的要求不断增多，直接影响到投资方的投资倾向，加快推进繁昌经济开发区热电联产项目，实现集中供热，提高了能源综合利用效率，同时提高了供热的质量和可靠性，符合国家能源产业政策、城市总体规划及经济快速发展的要求。

(2)本项目无论采取燃气机组还是采用燃煤机组，总投资收益率(税后)均大于电力行业标准8%的要求，具有较好的经济效益。

(3)现代煤粉锅炉机组技术具有更好的经济性。总投资收益率(税后)约14.24%，全部投资回收期约6.66年，具有较好的经济效益。