綠色發展背景下自備電廠煤改氣替代方案決策研究

陳 凱，李 力，趙靜波，王 美

（廣東省技術經濟研究發展中心，廣州 510070）

綠色發展，可以實現環境保護與經濟發展的深度融合，是解決生態與發展問題、推動經濟高質量發展的重要舉措。實施煤改氣工作，能夠減少污染排放、改善空氣質量和控制煤炭消費等，是落實綠色發展理念的重要抓手[1-2]。

除了傳統六大高耗能行業，我國煤炭消費量有較大比例用于造紙、紡織等行業的自備電廠[3-4]。以廣東省東莞市為例，2017年全市共有20 家自備電廠，分布在中堂、麻涌、望牛墩等鎮，其中16 家為造紙企業自備電廠；全市自備電廠共有發電機組56 臺，總裝機容量149.65 kW，其中造紙企業電廠裝機容量占比約95%。全市自備電廠煤炭消耗約450 萬t，占全市煤炭消耗量比例超過25%。

按照國家和廣東省煤改氣和工業園區集中供熱的要求，東莞市正在加快推進造紙、紡織等行業自備電廠煤改氣工作，同時也面臨一些困難和問題。例如，造紙企業屬于資源密集型產業，產業競爭充分且激烈，由于用熱量較大，熱價占產品成本高達15%，企業對熱價的敏感程度普遍較大，熱價的輕微波動將明顯影響傳統產業的企業生產運營[5]。另外，部分小規模造紙企業仍沒有實現集中供熱。這些企業采用哪種供熱方案既能滿足煤改氣和集中供熱的要求，又能盡量滿足當地產業發展的需要，是值得深入研究并且較為緊迫的問題。

近年來，眾多學者對煤改氣的可行性進行了廣泛的探討，分析了煤改氣對環境改善的明顯效果[6-11]。但以上研究對工業園煤改氣的政府決策參考性不強，本文以東莞市某區域兩家重點造紙企業（以下分別稱為A 廠和B 廠）的煤改氣方案為對象，詳細對比分析兩種方案的優缺點，為政府主管部門科學決策提供有效參考。

1 區域熱源點和熱負荷

1.1 熱源點

根據調研和分析，該區域2025年熱負荷最大 2 013.1 t/h，平均1 617.0 t/h，最小1 074.7 t/h。區域內目前尚無建成的集中供熱熱源點，企業的用熱需求主要是通過自備電廠或者工業鍋爐滿足，正在建設2 套9F 級燃氣-蒸汽聯合循環熱電聯產機組及配套工程僅能解決部分用熱企業的需求，這部分熱負荷2025年能達到最大733.1 t/h，平均556 t/h，最小389.7 t/h。

1.2 企業熱負荷

A 廠和B 廠是區域內兩家龍頭造紙企業，另外該區域還有部分制品加工企業需要用熱。其中，A 廠自備電廠主要包括3 臺240 t/h 循環流化床鍋爐、2 臺60 MW 抽凝式汽輪發電機組；B 廠3 臺90 t/h 次高溫次高壓CFB+2 臺18 MW 抽凝機，2 臺240 t/h 高溫高壓CFB+1 臺60 MW 抽凝機和1 臺30 MW 背壓機。根據熱負荷調查情況，企業為按訂單生產方式，旺季期間24 h 連續生產，對用熱參數的要求較低，用熱壓力在0.5 ～1.7MPa，用熱溫度在160 ～260℃。熱負荷波動較小，一年四季較為穩定，生產線為三班連續生產，全年運行340 d，生產系統年生產時間8 160 h。經統計，包括兩家大型企業在內的區域熱負荷最大809 t/h，平均770 t/h，最小736 t/h。

表1 區域企業熱負荷情況

2 供熱方案對比分析

為了解決關停燃煤自備電廠后企業用熱問題，筆者初步提出兩種解決方案：一是在建設中集中供熱熱源點基礎上擴建2 套9F 級燃氣-蒸汽聯合循環熱電聯產機組；二是在兩家重點企業內分別建設3 套天然氣分布式能源站及配套工程，并從經濟性、供熱穩定性、能源利用效率、對區域電力系統支撐性等方面進行比較分析。

2.1 供熱方案

2.1.1 9F 燃氣熱電聯產方案

根據區域熱負荷情況、主流機型供熱能力、國內主機生產能力，為使建成后企業單位投資最少、熱效率較高，選擇9F 級燃氣熱電聯產機組，采用一臺背壓機穩定供應蒸汽，一臺抽凝機在供熱負荷變化時靈活調節供汽，同時供應電力。

按最遠熱用戶（距離約為5 ～6 km）的用熱參數，供熱管網熱損失每1 km 溫降約7℃，壓降約 0.07 MPa，估算后得出機組低壓供熱蒸汽參數1.2 MPa， 240℃，中壓供熱蒸汽參數2.2 MPa，300℃。抽凝機（低壓）抽汽量297.8 t/h，（中壓）抽汽量40 t/h，背壓機抽汽量432.2 t/h。

2.1.2 天然氣分布式能源站方案

煤改氣方案皆以天然氣為燃料，環境污染危害小，但燃料價格較高，因此提高系統熱效率、降低能耗十分必要。機組選型應考察其系統的先進性、成熟性和穩定性，結合燃氣輪機熱電聯供系統的特點，經比選分析，初步選擇以下方案。

若采用天然氣分布式能源站方案，在A 企業廠址內建設3×50 MW 燃氣熱電聯產機組+1 臺180 t/h低壓燃氣鍋爐，B 企業廠址內建設3×50 MW 等級燃氣輪機發電機組配套3 臺低壓余熱鍋爐+2 臺240 t/h高壓燃氣鍋爐（1 用1 備）+B25 背壓式汽輪發電機組（自備電廠現有汽輪發電機組），為企業提供熱力和電力。

2.2 經濟性

經濟性是決定煤改氣項目建成后正常運行的關鍵因素之一，本文從單位發電裝機投資、項目投資內部收益率、運行成本三方面分析項目的經濟性。

單位發電裝機投資方面，9F 燃氣熱電聯產機組單位投資241 1 元/kW，鋪底生產流動資金786 8 萬元，A 企業分布式能源站單位投資267 1 元/kW，B 企業分布式能源站方案單位投資399 4 元/kW，兩家企業的天然氣分布式能源站方案的單位發電裝機投資皆高于9F 燃氣熱電聯產方案。

在天然氣價格2.75 元/m3、上網電價為665 元/MW·h、供熱價格200 元/t 的條件下，9F 燃氣熱電聯產項目稅后項目投資內部收益率約18.6%。A 企業和B 企業分布式能源站方案稅后項目投資內部收益率分別約11.5%、12.4%，投資收益率皆低于9F 燃氣熱電聯產方案，主要原因為9F 燃氣熱電聯產方案燃料價格較便宜，并且擴建項目最大程度利用了現有項目的土地、天然氣管線等條件，減少了投資成本。

在天然氣供應方面，企業自建分布式能源站，采用當地燃氣專營商提供的天然氣，9F 燃氣熱電聯產項目采用中海油大用戶專管供應天然氣，減少了中間環節，燃料成本優勢明顯。隨著東莞市煤改氣速度不斷加快，將有大量的煤改氣項目集中建設和投產，投產后全市對天然氣的需求量呈現脈沖式上升，當地燃氣專營商可能產生供應缺口，9F 燃氣熱電聯產方案通過專用天然氣管道供氣，有利于緩解項目所在地天然氣供應的緊張局面。

表2 兩種方案經濟性對比情況

2.3 供熱穩定性

2.3.1 9F 燃氣熱電聯產方案

正常工況下，當熱負荷較低時，可以由一臺抽凝機組對外抽汽供熱。當熱負荷增大到超過一臺抽凝機的最大抽汽能力時，啟動背壓機。在設計熱負荷下，兩套機組共同對外供熱。當一套背壓/抽凝式機組的汽輪機故障或檢修停運時，可以通過該套機組余熱鍋爐出口的高壓蒸汽經減溫減壓后配合另一套抽凝式/背壓機組對外供熱。

當一套燃氣輪機或余熱鍋爐故障或檢修停運時，停運對應的汽輪機，由另一套機組對外供熱，但由于本期的供熱蒸汽量已達到兩套F 級機組的極限，一臺機組無法滿足設計供熱量，故此時需協調熱網內的其他熱源（如一期工程）或啟用應急熱源。

2.3.2 天然氣分布式能源站方案

（1）A 廠。當一臺燃氣輪機故障或停機檢修時，供電不足的部分由外網電彌補，汽源部分會有少量缺口（約35 t/h，占總用汽量的8.5%），這時部分生產車間稍微降低部分生產線的生產負荷，即可實現全廠的用汽量平衡。

當燃氣鍋爐故障或停爐檢修時，雖然機組的供電能力仍能滿足全廠生產的用電需求，但是蒸汽部分將產生110 t/h 的缺口，約占總用汽量的27%，故仍需要部分生產車間降負荷運行。

（2）B 廠。企業總用電量為118 MW（不含熱電廠自用電部分），總用汽負荷量為低壓蒸汽355 t/h，中壓蒸汽40 t/h。

當一臺燃氣輪機故障或停機檢修時，備用燃氣鍋爐啟動，可以滿足全廠生產用汽需求。同時，其余兩臺燃氣輪機、背壓式汽輪機組滿負荷運行，其發電總量可基本滿足全廠生產用汽負荷要求，如仍有少量電負荷缺口，可從電網下電補充。當燃氣鍋爐故障或停爐檢修時，備用燃氣鍋爐啟動，即可全部滿足全廠生產用汽和用電負荷要求。當B25 背壓機組故障或停機檢修時，燃氣鍋爐產生的蒸汽減溫減壓向生產車間供汽，3 臺燃氣輪機的發電量可以滿足全廠生產用電負荷缺口。

由此可以看出，9F 燃氣熱電聯產方案可以利用一期工程作為備用和調峰熱源，供熱穩定性較好，能夠最大程度保障兩家企業的生產連續性不受影響。

2.4 能源利用效率

經計算，9F 燃氣熱電聯產方案的能源利用效率為87.43%，稍低于A 廠和B 廠的90.73%和88.81%，皆符合國家和廣東省對于熱電聯產項目的指標要求。天然氣分布式能源站方案能源利用效率較高的原因主要是其供熱方式皆為背壓供汽，冷凝損失較少。

表3 能源利用效率對比

2.5 對電力系統的支撐性

該區域為東莞西北區供電范圍，目前用電量已經超過東莞全市的1/4，位居東莞四大分區第二。目前，區內電源裝機容量僅1 243 MW，難以滿足供電要求，對省網供電的依賴程度大。東莞110 kV 及以下電源裝機容量2 298 MW，其中單機容量50 MW 及以下的火電機組容量為195 MW，占比為8.5%，這些電源經濟效益差、難以調度，并且機組壽命短，到期也必須退役。煤改氣為小火電的退役創造了條件，兩種方案皆有利于提高系統的綜合效益，促進東莞電源結構的優化。9F 燃氣熱電聯產方案發電出力較大，有利于減輕500 kV變電站供電壓力和220 kV電網轉供潮流，降低網損，使廣東電源布局更加合理，提高系統運行的經濟性。

3 結論

實施燃煤自備電廠煤改氣工作，助力打贏藍天保衛戰，是一項重大的政府決策。在決策實施過程中，需要大量研究、論證和分析，制定科學合理的工作方案。本文以東莞市某區域燃煤自備電廠煤改氣方案為研究對象，采用量化測算和定性分析等方法，對比分析了兩種煤改氣方案的優缺點，為政府主管部門制定相關政策規劃提供參考。

研究結果表明，在熱負荷較大的工業園區建設9F 天然氣熱電聯產或者天然氣分布式能源工程是實現煤炭減量和區域集中供熱的有效手段，能夠減少污染排放，改善區域空氣質量；在單位發電裝機投資、項目投資內部收益率和運行成本三個方面，9F 燃氣熱電聯產方案皆優于天然氣分布式能源方案，經濟性更佳，能夠最大程度減小煤改氣帶來的能源成本增加對企業生產經營的影響；該區域9F 燃氣熱電聯產方案可以利用一期工程作為備用和調峰熱源，供熱穩定性較好，天然氣分布式能源站方案若要實現同樣的穩定性，需設置較大的備用天然氣鍋爐，增加企業初始投資規模；在區域用熱企業現有熱負荷的情況下，9F燃氣熱電聯產方案的能源利用效率稍低于天然氣分布式能源站方案，皆符合國家和廣東省對于天然氣熱電聯產項目的指標要求；兩種方案皆有利于提高區域電力系統的綜合效益，促進當地電源結構的優化；9F燃氣熱電聯產方案發電出力較大，能夠較好地支撐區域電力系統，使電源布局更加合理，提高系統運行的經濟性。