华电煤炭分级利用等量替代方案研究

华电煤炭分级利用等量替代方案研究

王斌

(浙江城建煤气热电设计院有限公司浙江省杭州市310030）

摘要：中国华电集团公司浙江分公司积极推进煤炭清洁高效利用，拟在浙江建设煤炭分级利用清洁发电示范项目。项目计划以典型烟煤为原料，利用流化床热解燃烧分级转化装置，提取煤中所含的大部分挥发分获得热解煤气及煤焦油；同时，热解所生产的半焦作为燃料直接送入锅炉用于发电供热。

关键词：华电煤炭分级利用等量替代方案

一、需要平衡的煤炭量

煤炭分级利用清洁发电示范项目初步有四个方案：

方案一、3台1142t/h煤炭分级利用流化床锅炉+3台350MW超临界参数抽凝机组，以及4台710t/h流化床锅炉+2台17.8MW高温超高压背压机组，其中一台710t/h流化床锅炉作为备用锅炉考虑；

方案二、1台1142t/h煤炭分级利用流化床锅炉，2台1142t/h煤粉锅炉+3台350MW超临界参数抽凝机组，以及4台710t/h煤粉炉+2台17.8MW高温超高压背压机组，其中一台710t/h流化床锅炉作为备用锅炉考虑；

方案三、2台1142t/h煤炭分级利用流化床锅炉+2台350MW超临界参数抽凝机组。

方案四、2×660MW超临界参数抽凝机组，配套煤炭分级利用循环流化床锅炉。

根据以上4种方案，预计煤炭分级利用清洁发电示范项目总用煤量约为250~600万吨原煤。

二、总体方案设想

根据国家和地方现行政策和中国华电集团公司浙江分公司实际情况，本方案提出5条煤炭指标的获取途径：途径A、省内华电现有燃煤机组关停容量的煤炭指标；途径B、省内华电现有燃机热电周边30km范围内存在的分散供热用户、小型燃煤热电的煤炭指标；途径C、通过收购省内产能落后供热企业，通过技改获得煤炭指标。可通过与地方政府合作，协助其完成区域清洁化生产改造，置换相应燃煤量。如采用燃机热电机组供热、天然气分布式能源站供热等；途径D、省内华电现有燃机热电，通过向周边用户直供电，供电量按全省平均供电标煤耗及电网输送损耗计算获得煤炭指标。途径E、争取煤炭分级利用项目燃煤指标支持。

三、煤炭平衡路径研究

（一）途径A

途径A：省内华电现有燃煤机组关停容量的煤炭指标。杭州华电半山发电有限公司（以下简称半山公司）隶属于中国华电集团公司。现有职工人数961人，总装机容量为2680MW，其中＃4、5机组为125MW燃煤发电机组，分别于1984年、1996年建成投产，2000年和2001年经汽轮机通流部分改造后，＃4机组现容量为135MW、＃5机组现容量为130MW。半山发电有限公司位于杭州市郊拱康路，距离杭州市区较近。为配合《浙江省大气污染防治行动计划（2013~2017年）》和《杭州市“无燃煤区”建设实施方案》的实施，半山公司＃4燃煤机组（1×135MW）已于2014年7月1日停机转备用，＃5燃煤机组（1×130MW）待电网完善后也将进入关停程序。

半山公司关停机组总容量为265MW，关停机组总量燃煤用量约每年80万吨原煤。

（二）途径B

途径B：省内华电现有燃机热电周边30km范围内存在的分散供热用户、小型燃煤热电的煤炭指标。

1.华电半山燃机热电项目。杭州华电半山发电有限公司现有6台9F级燃机，其中3套机组为按热电联产要求建设，供热能力可达到465t/h；其他3套为调峰发电机组。其周边供热企业有杭州塘栖热电有限公司和杭州崇贤热电有限公司（以下简称“塘栖热电”和“崇贤热电”），周边还有部分分散供热用户，同时还考虑杭州海联热电迁建之后对其供热区域的供热补充。根据浙经信电力〔2015〕371号文件《浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划》，上述塘栖热电和崇贤热电均需进行热电联产整合提升改造或采用大型燃气热电替代。

（1）杭州塘栖热电有限公司与杭州崇贤热电有限公司。杭州塘栖热电有限公司现状装机规模：1×75t/h中温中压CFB锅炉，1×65t/h+1×45t/h+2×35t/h中温中压链条锅炉，总容量255t/h；配套2×6MW中温中压背压机组+1×6MW中温中压抽凝机组，总装机容量18MW。现状供热规模：电厂出口参数为0.73MPa，260℃的过热蒸汽，年供热量约为44.3万吨左右，近三年热负荷基本保持不变。

杭州崇贤热电有限公司现状装机规模：1×50t/h+2×35t/h+1×20t/h中温中压链条锅炉，总容量140t/h；配套1×6MW+1×3MW+1×1.5MW中温中压背压机组，10.5MW。现状供热规模：电厂出口参数为0.70MPa，250℃的过热蒸汽，年供热量约为45.0万吨左右，近三年热负荷基本保持不变。

塘栖热电和崇贤热电两个热电厂于2014年全年总耗原煤为175471吨（低位热值为5000大卡）。

（2）杭州海联热电有限公司。杭州海联热电有限公司现状装机规模：4×35t/h+2×50t/h中温中压链条锅炉，及1×75t/h中温中压流化床锅炉，配套总容量15MW的中温中压参数汽轮发电机组。现状供热规模：电厂出口参数为0.88MPa，265℃的过热蒸汽，年供热量约为115.6万吨左右，近三年热负荷基本保持持续增长。其现状环保控制：按SO2＜200mg/Nm3、NOX＜100mg/Nm3、烟尘＜30mg/Nm3进行排放。急需技改提高，现余杭经济开发区与钱江经济技术开发区合并之后，再次提出要求海联热电搬迁技改。2014年杭州海联热电有限公司全年原煤耗量：24.3万吨，该热电可考虑部分替代供热，预计可替代供热的燃煤量5万吨。

2.华电下沙燃机热电项目。华电下沙燃机计划装机规模为2×100MW+2×90MW级机组，现状已建规模为2×6FA燃气-蒸汽联合循环机组，装机容量：2×100MW级机组；二期再上2台6FA燃机，容量为2×90MW级机组，分阶段实施，规划总供热能力可达到300t/h以上。其周边小型燃煤热电有杭州杭联热电限公司和中策下沙热电，同时周边还有部分分散供热用户。

根据浙经信电力〔2015〕371号文件《浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划》，杭州杭联热电限公司和中策下沙热电现阶段可不考虑技改提升（杭联为高温高压、中策为次高温次高压参数）。

（1）杭州杭联热电限公司。杭州杭联热电限公司现有6台锅炉，蒸发总容量约500t/h，装机规模为60MW的背压式机组，高温高压及以上参数。现状供热规模：电厂出口参数为0.98MPa，280℃的过热蒸汽，年供热量约为180万吨左右，近三年热负荷基本保持持续增长。其2014年全年原煤耗量约40万吨。

（2）杭州中策下沙热电有限公司。杭州中策下沙热电有限公司现有3台锅炉，蒸发总容量215t/h，装机规模为18MW的抽凝+背压式机组，次高温次高压参数，为自备电厂。其计划改成2套150t/h高温高压参数锅炉。现状供热规模：电厂出口参数为0.98MPa，280℃及2.1MPa，300℃两种压力等级过热蒸汽，年供热量约为70万吨左右，近三年热负荷基本稳定，暂无明显增长。其2014年全年原煤耗量约14万吨。

3.华电江东燃机热电项目。华电江东燃机热项目规划容量为4×390MW级燃机供热机组，现状已建规模为2×390MW燃气-蒸汽联合循环机组，总供热能力可达到300t/h以上。其周边小型燃煤热电有航民江东热电、富丽达热电、临江热电；周边还有部分分散供热用户。

根据浙经信电力〔2015〕371号文件《浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划》，航民江东热电、富丽达热电和临江热电三家热电厂现阶段可不考虑技改提升（富丽达、临江热电两家已为高温高压参数；航民江东热电正在进行次高温次高压改高温高压工作）。

（1）航民江东热电。航民江东热电现有3台锅炉，蒸发总容量215t/h，装机规模为21MW的抽凝+背压式机组，次高温次高压参数。其计划改成3套130t/h高温高压参数锅炉及配套高温高压参数背压机组。现状供热规模：电厂出口参数为0.98MPa，280℃及2.5MPa，250℃两种压力等级过热蒸汽，年供热量约为150万吨左右，近三年热负荷基本稳定，暂无明显增长。2015年杭州市经信委能评之后给予航民江东热电原煤耗量约29万吨/年。

（2）杭州富丽达热电。杭州富丽达热电现有4台锅炉（3用1备用），额定蒸发总容量390t/h，装机规模为45MW的背压式机组，高温高压参数。现状供热规模：电厂出口参数为0.98MPa，280℃的过热蒸汽，年供热量约为150万吨左右，近三年热负荷基本稳定。其2014年原煤总量消耗量约为30万吨/年。

（3）杭州临江环保热电。杭州临江环保热电现有4台锅炉（3用1备用），额定蒸发总容量390t/h，装机规模为45MW的背压式机组，高温高压参数。现状供热规模：电厂出口参数为0.98MPa，280℃的过热蒸汽，年供热量约为130万吨左右，近三年热负荷基本稳定。其2014年原煤总量消耗量约为27万吨/年。

4.华电龙游燃机热电项目。华电龙游燃机热电项目规划容量为2套9E级燃机供热机组，总供热能力可达到200t/h以上。其周边小型燃煤热电有龙游恒盛热电，周边还有部分分散供热用户。

根据浙经信电力〔2015〕371号文件《浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划》，龙游恒盛热电现阶段可不考虑技改提升（已为高温高压参数）。

龙游恒盛热电现有4台锅炉（3用1备用），额定蒸发总容量390t/h，装机规模为45MW的背压式机组，高温高压参数。现状供热规模：电厂出口参数为0.98MPa，280℃的过热蒸汽，年供热量约为120万吨左右，近三年热负荷基本稳定。其2014年原煤总量消耗量约25万吨/年。华电现有燃机热电周边30km范围内存在的小型燃煤热电可替代燃煤指标汇总如下表：

可替代热电厂汇总表

（三）途径C

途径C：通过收购省内产能落后供热企业，通过技改获得煤炭指标。可通过与地方政府合作，协助其完成区域清洁化生产改造，置换相应燃煤量，如采用燃机热电机组供热、天然气分布式能源站供热等。此途径除建设天然气分布式能源站供热外，还可积极配合浙江省“煤改气”发展战略，助力城市燃煤总量指标削减工作，对长兴、兰溪、义乌、余杭、慈溪、黄岩等县市燃煤热电现状环境节能效益较差，工业燃煤利用率较低，迫切进行煤改气的区域，提供大工业用户（玻璃厂、陶瓷厂、化工厂、制药厂、食品厂等）燃气锅炉改造以获得煤炭指标。此外，为推动项目进行，浙江华电可自建LNG接收站/转运站项目的配套天然气支线管网，投资建设服务于大工业用户的专用管网或LNG气化装置，并配套投运LNG专用槽罐车。

浙江省拟建成的天然气替代项目（天然气分布式能源为主）如下：

1．长兴桐昆天然气分布式能源项目：年可替代原煤8.5万吨；

2．桐乡巨石集团天然气分布式能源项目：年可替代原煤3.0万吨；

3．温州机场天然气分布式能源项目：年可替代原煤3.0万吨；

4．黄岩天然气分布式能源项目：年供热量40万吨，年可替代原煤约11万吨；

5．仙居天然气分布式能源项目：年供热量30万吨，年可替代原煤约9万吨；

6．天台天然气分布式能源项目：年供热量30万吨，年可替代原煤约9万吨；

7．椒江天然气分布式能源项目：年供热量80万吨，年可替代原煤18万吨；

8．宁波慈溪天然气分布式能源项目：年供热量24万吨，年可替代原煤8万吨；

9．温州瑞安天然气分布式能源项目：年供热量30万吨，年可替代原煤9万吨；

10．义乌东南片区天然气分布式能源项目：年供热量30万吨，年可替代原煤9万吨；

11．东阳西城区域天然气分布式能源项目：年供热量45万吨，年可替代原煤14万吨；

12．舟山国际水产品园区天然气分布式能源：年供热量24万吨，年替代原煤8万吨；

13．华电桐庐经济开发区天然气分布式能源：装机2套18MW级燃机及配套设施，年供汽规模20万吨，可减原煤消耗量约7.5万吨；

14．华电福新长兴天然气分布式能源：年供汽规模约25万吨，年可替代原煤8万吨。

仅以上项目可替代的原煤总量为125.0万吨。

（四）途径D

途径D：省内华电现有燃机热电，通过向周边用户直供电，供电量按全省平均供电标煤耗及电网输送损耗计算获得煤炭指标。华电半山、华电下沙、华电江东及华电龙游总装机规模约为3720MW。可对现状燃机热电项目周边的大型工商业用户进行直接供电，相比燃煤发电可减少原煤消耗及电网输送损耗。若考虑现有装机规模的20%装机容量，年利用小时3500计，则可考虑年供电替代燃煤机组之后的原煤替代量：3720MW×20%×3500小时×289g/kWh×1.4/（1-0.065）=112.7万吨/年。（注：原煤按5000kcal/kg热值，依据2014年能源白皮书供电标煤耗为289g/kWh。）

综上，华电浙江可获得的煤炭替代量如下：①省内华电现有燃煤机组关停容量：80万吨/年；②省内华电现有燃机热电周边30km范围内存在的分散供热用户、小型燃煤热电替代容量：187.5万吨/年；③省内落后产能收购及技改提升之后的替代容量（可通过与地方政府合作，协助其完成区域清洁化生产改造，置换相应燃煤量）—采用燃机热电机组供热、天然气分布式能源站供热等：109.5万吨/年；④省内华电现有燃机热电周边拟采用直供电之后，替代供电量按全省平均供电标煤耗及电网输送损耗计算的替代容量：112.7万吨/年。⑤争取煤炭分级利用项目燃煤指标支持。（待定）等容量替代汇总：80+187.5+125.0+112.7=505.2万吨/年原煤。

四.结论与建议

（一）主要结论

通过A、B、C、D四个途径，华电浙江预计可获得505.2万吨/年原煤等量替代煤炭指标，基本可满足煤炭分级利用清洁发电示范项目的煤炭指标用量。

（二）建议和意见

为更好的实现华电浙江煤炭分级利用清洁发电示范项目的煤炭平衡，建议在以下几个方面进一步深入研究：现状燃气热电机组节能改造及集中供热拓展研究；拟考虑的天然气分布式能源项目推进，并于“互联网+”结合；华电半山就近运河集团水游乐项目集中供冷、供电、热水等研究；华电江东热电下阶段集中供热管网延伸研究；华电下沙热电集中供热项目的EPC模式考虑；现状燃机就近直供电研究。

参考文献：

沈小波.煤炭分级利用升温Ⅰ辑•燃料化工.能源2014.11工程科技

作者简介：王斌（1983.01出生）、男、籍贯（浙江省杭州市）、现任浙江城建煤气热电设计院有限公司院长助理/热电院副院长/智慧能源发展部总经理职务、高级工程师职称、学士学位、本科学历（浙江大学/热能与动力工程），研究方向（煤炭分级利用等量替代方案）。