徐州市区“十三五”热电联产规划：鼓励大型火电机组向热电联产改造(全文)

5、贾汪片区

贾汪片区现有热源点徐州东方热电有限公司、徐州天能姚庄煤矸石热电有限公司和徐州建平热电公司3家。徐州东方热电有限公司主要为贾汪中心城区、徐州工业园提供热源，徐州天能姚庄煤矸石热电有限公司主要为江苏永鹏科技实业有限公司提供热源，徐州建平热电公司主要为大吴镇境内工业集聚区提供热源。

东方热电公司现有2台燃煤+1台燃气75t/h锅炉+2台C15MW抽凝发电机组;6台15MW燃气轮发电机组+6×20t/h无补燃余热锅炉+ 2×B3MW背压发电机组，供汽能力180t/h。该供热片区近期热负荷为268.49t/h，近期缺口88.49t/h。

规划在“十三五”期间对江苏徐矿综合利用发电有限公司2台300MW机组进行供热改造，可新增供汽能力290t/h。经改造后，可满足贾汪中心城区和徐州工业园近期用热需求，同时作为徐州市区备用热源点。

在“十三五”期间，徐州地源热电有限公司在贾汪区大吴镇工业园区建设1×75t/h次高温高压秸秆锅炉+1×75MW凝汽式汽轮发电机组，并预留扩建同型号锅炉和发电机组的条件。建成后主要为该公司年产1000t脱水蔬菜项目提供蒸汽。

7、其他区域

铜山区目前集中供热区域集中在铜山城区，南部三堡和棠张2镇工业区，北部的柳新、刘集2镇工业区，铜山其他区域暂时不能形成集中供热。

贾汪区目前集中供热区域也只集中在贾汪城区、徐州工业园以及青山泉和大吴镇工业区，贾汪其他区域暂时不能形成集中供热。

上述暂时不能形成集中供热的区域可因地制宜，在有条件的情况下利用当地企业工业余能资源建设热电联产机组，或者建设小型燃气轮机和溴化锂机组实现热电冷三联供。具体实施方案建议由贾汪区编制热电整合方案进行确定，并作为本规划的补充与细化。

4.1.3远期规划

1、东部片区关停金山桥南厂区2台小热电机组，由徐州华鑫发电有限公司和中能硅业自备电厂为东部片区提供热源，江苏徐矿综合利用发电有限公司作为东部片区的备用热源点。

2、贾汪片区关停徐州东方热电、徐州天能姚庄煤矸石热电有限公司等火电小机组，由江苏徐矿综合利用发电有限公司提供相关缺口热源。

3、贾汪片区东部乡镇随着凤鸣海、督公湖等景区和新农村建设的快速发展，人口逐渐实现集中居住，计划由江苏阚山发电有限公司实施机组改造进行供热。

4.2热电联产装机方案

4.2.1改造方案

在有稳定热负荷的片区，鼓励该片区内的国家骨干火力发电厂对纯凝机组进行供热改造。供热改造要因厂制宜采用打孔抽气、低真空供热、循环水余热利用等成熟适用技术，鼓励具备条件的机组改造为背压热电联产机组。

徐州金山桥热电有限公司北厂区现使用3×220t/h循环流化床锅炉，为中能硅业提供4.3MPa蒸汽。因其有稳定的工业热用户，热负荷稳定，推进采用背压式供热机组。改造完成后形成3×220t/h锅炉+2×B15-8.83/4.3背压机组装机规模。

徐州华润电力有限公司“十三五”改造2台凝汽机组，作为备用供热机组;江苏徐矿综合利用发电有限公司“十三五”期间将改造2台凝汽式机组，为贾汪城区及徐州工业园区供热，同时作为徐州市区备用热源点。

4.2.2潘塘热电厂装机方案

根据近期热负荷选择相应的装机方案。

1、燃机方案

单套F级燃气蒸汽联合循环热电机组的供热能力为175~ 300t/h(各机型最大供汽能力有差别)，若采用目前功率最大的F级燃机，至少需要配置3台燃机，发电功率约为1200MW，采暖期热电比约为75%，非采暖期热电比仅为8%，热电比较低。虽然燃气蒸汽联合循环机组的热效率较高，但天然气发电成本和供热成本较高。另外，3台F级燃机年需消耗15亿m3的天然气。但潘塘电厂选址所在地目前无天然气干管或支管经过，气源落实难度较大，。

综合考虑以上因素，不推荐采用燃机方案。

2、背压机方案和抽凝机方案

背压式汽轮机特点是以热定电，热效率高，汽轮机排汽所含的热量绝大部分被热用户所利用，不存在冷源损失，所以从燃料的热利用系数来看，背压式汽轮机装置的热效率较凝汽式汽轮机高。由于供热背压式机组的发电量决定于热负荷大小，背压式汽轮机应用的局限性是不能同时满足热、电负荷变动的要求。因此背压式机组适用于热负荷明确并且相对稳定的场合。

与背压式汽轮机相比，抽汽凝汽式汽轮机运行调节的灵活性和适应性较强，适用于热负荷波动较大的场合，或者热负荷不明确、多为预测估算的场合。

(1)背压机方案

根据南部片区近期热负荷，选用1×B16MW-8.83/2.0+2×CB68MW-8.83/2.0/0.6背压和抽背机组，配2×200t/h+2×670 t/h高温高压燃煤煤粉锅炉。

采暖期3台机组全部运行满足工业和采暖用汽需求，非采暖期仅运行1台B16MW背压机组，2台CB68MW抽背机组停运。

(2)抽凝机方案

选用2台350MW超临界双抽凝供热机组，配2台1110t/h超临界直流煤粉炉。该方案在采暖期和非采暖期2台机组均可全部运行，根据工业用汽和采暖用汽确定发电功率。

综合考虑南部片区以居民采暖热负荷为主，推荐采用抽凝机方案。同时考虑远期热负荷的不确定性，在热电厂建设条件方面留有扩建余地。

3、推荐装机方案的技术指标

1、节能量

(1)现有热电部分节能量

南部片区现有2个热源点和28台燃煤小锅炉的年供热量为6792423GJ/a，年供电量为202335000kWh/a，年消耗标煤388091t/a。

采用徐州潘塘热电厂推荐装机方案，年均供热标煤耗按照37.437kg/GJ，年均供电标煤耗按照0.2649 kg/ kWh计，采用推荐装机方案供出同样的热和电，年消耗标煤为307887t/a。

现有热电部分节能量=388091 t/a -307887 t/a =80204 t/a。

(2)热电增量部分节能量

南部片区新增供热为4665487 GJ/a，采用推荐装机方案后新增供装机功率658MW，年利用小时数参照江苏省2015年火电发电设备平均利用小时5125h，新增电量为3169915000 kWh/a。

按照热电分产新增供热4665487 GJ/a，年消耗标煤212526t/a，新增供电3169915000 kWh/a，供电煤耗参照全国2015年火电机组平均标煤耗0.315 kg/ kWh计，则供电年消耗标煤998523 t/a。热电增量采用热电分产方式，年消耗标煤=212526t/a+998523 t/a=1211049 t/a。

采用徐州潘塘热电厂推荐装机方案，年均供热标煤耗按照37.437kg/GJ，年均供电标煤耗按照0.2649 kg/ kWh计，采用推荐装机方案供出同样的热和电，年消耗标煤为1014372t/a。

热电增量部分节能量=1211049 t/a-1014372t/a=196677 t/a。

潘塘热电厂推荐装机方案年节约标煤量=80204 t/a+196677 t/a=276881 t/a。

2、年综合利用热效率

徐州潘塘热电厂推荐装机方案年供热量为11457910 GJ/a，年供电量为3372250000 kWh/a，年消耗标煤量为1322259 t/a。根据公式η=[Qa+Pa×0.0036(GJ/kWh)]÷(Ba×Qar.net)，计算得到潘塘热电厂推荐装机方案年综合利用热效率为60.97%。

3、热电比

徐州潘塘热电厂推荐装机方案年供热量为11457910 GJ/a，年供电量为3372250000 kWh/a，根据公式年均热电比= Qa(GJ)/ Pa×0.0036(GJ/kWh)，计算得到年均热电比94.38%。

徐州潘塘热电厂推荐装机方案采暖期供热量为4755033 GJ/a，年供电量为1016396150 kWh/a，根据公式采暖期热电比= Qa(GJ)/ Pa×0.0036(GJ/kWh)，计算得到年均热电比130%。

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