水煤浆的缺点大于优点讲解

水煤浆的缺点大于优点
水煤浆是20世纪70年代发展起来的新型煤基清洁代油燃料。

由于近年来石油价格急剧上涨，水煤浆颇受推崇，一般都认为水煤浆的潜在市场是替代燃油发电厂和燃油工业窑炉。

究竟水煤浆代油发电的可行性如何，是一个值得深入研究的问题。

总的看来，国外水煤浆代油发电尚处于试验阶段，我国水煤浆代油发电的需求并不大，即使有少量电厂用水煤浆代油发电也是暂时的，不具备长期的发展前途。

一、我国水煤浆代油发电的领域不大。

首先，我国电力工业长期以燃煤火电和水电为主，只有在60年代未70年代初和90年代中期两次由于严重缺电等原因曾经发展过一部分燃油电厂。

第一次发展燃油电厂都采用燃油锅炉的凝汽式发电或热电厂，1973年和1979年两次石油危机后实行“以煤代油”政策大部分都已改造。

第二次发展燃油电厂与第一次不同，大部分采取燃气轮机式燃气蒸汽联合循环或柴油机，很少采用燃油凝汽式电厂。

以发展燃油电厂最多的广东省为例，到2000年底，全省拥有燃油电厂968.78万kW，其中燃气机234.35万kW，柴油机526.08万kW，燃油锅炉凝汽式发电仅208.35万kW，燃气机和柴油机占78.5％。

全国情况也大致类似，而且燃油锅炉凝汽式发电厂大都是第一次发展燃油时留下来的，这部分电厂由于
种种原因改造困难，且剩余寿命不长，改造价值不大。

而燃油电厂能够用水煤浆替代油的只有燃油锅炉凝汽式发电厂，对于燃气轮机和柴油机是无法燃用水煤浆的，从这一点来说能用水煤浆代油的发电厂数量是很少的。

其次，根据1999年国家经贸委《关于关停小火电机组有关问题的意见》的规定，5万kW及以下的燃油机组在2003年年底以前要一律关停，又使可以改烧水煤浆的燃油发电机组数量大大减少，甚至连作为燃油改燃水煤浆的唯一示范厂--山东白杨河电厂也在关停之列。

第三，目前水煤浆代油发电的示范经验仅限于200t／h锅炉（5万kW机组）级，未被淘汰的燃油锅炉都超过200t／时。

东白杨河电厂3号炉（230t／h）改燃水煤浆， 1994年开始进行，到1999年10月才烧水煤浆22万t;2000年初白杨河电厂1号炉和2号炉也改烧水煤浆，证明烧水煤浆锅炉负荷没有降低，锅炉效率可达90％～91％，炉况稳定，运行良好，证明烧水煤浆是可行的。

此外，燕山石化公司、广东茂名热电厂改烧水煤浆的工程也都是220t／h锅炉，只有广东南海热电厂计划改造3台670t／h的燃油锅炉。

值得一提的是燕化220t／h脱硫型水煤浆工程是中日合作完成的绿色环保节能项目，它是世界上首台设计燃水煤浆的专用锅炉，该工程于1999年1月正式开工建设，1999年11月建成， 2000年3月9日燃水煤浆成功，3月22日烧脱硫型水煤浆成功。

值得指出的另一点是，
白杨河和北京燕山石油化工公司烧水煤浆锅炉都是国家科技攻关项目资助的拨款项目，可以不考虑其经济合理性。

二、水煤浆代替煤在经济上是不合算的
水煤浆代替煤粉燃烧，成本要增加，在水煤浆与煤粉的含灰量和含硫量相同的情况下，污染物的排放量和环境效果是相近的。

因此水煤浆代油发电也只有在燃油锅炉没有条件改造为燃煤锅炉的情况下，而且燃油锅炉还有较长的剩余寿命时才有可能。

当燃油锅炉寿命期终了后，电站不可能专门建造燃水煤浆锅炉，因此水煤浆属于特定条件下的过渡性燃料，不可能长期使用。

1．水煤浆与煤粉燃烧的比较。

有关单位对发电锅炉（220t／h）进行燃水煤浆、煤粉、重油、柴油和天然气的经济比较， 1t水煤浆相当于0.76t煤粉、0.45t重油、0.439t柴油、535m3天然气，燃水煤浆的发电成本略高于煤粉，但远低于燃重油、柴油和天然气，说明水煤浆要在大型电站代替煤粉燃烧的可能性很小，水煤浆在电站上的应用只能放在代替燃油上。

目前生产的水煤浆硫分一般在0.35～0.50之间，因此，水煤浆燃烧SO2排放浓度较低，当硫分为0.45时，其S02排放浓度为1041mg／m3。

燃尘排放浓度为149mg／m3，完全能满足国家火电厂污染物排放标准。

但在原料煤相同的情况下，燃用煤粉和燃用水煤浆相比污染物排放量和环境效果是相近的，相反，水煤浆还多
消耗了水量。

不同燃料成本比较见下表。

220t/h电站锅炉燃用不同燃料的比较表
项目单位水煤浆煤粉重油柴油天然气
锅炉效率 % 88 89 90 90 90
燃料热值 kcal/kg 4600 6000 10000 10250 8450(kcal/m3)
燃料消耗比 t/t 1 0.76 0.45 0.439 55(m3)
燃料消耗 t/年 163043 105939 73333 71554 86785010 m3
SO2排放
浓度 mg/m3 1040 1122 1346 376 18
烟尘排放
浓度 mg/m3 160 161.7 21 0 0
燃料价格元/t 3 40 290 1300 2400 1.8（元/m3）
SO2排放
总量 t/年 1320 1134 1467 357 11
烟尘排放
总量 t/年 273 238 20 0 0
供电成本元/kw.h 0.262 0.225 0.382 0.724 0.614
年供电成本万元 8143 6947 11827 19992 19561
2．水煤浆的优点其他洁净煤技术同样具备。

水煤浆是洁净煤技术的一种。

水煤浆有许多优点，但是水煤浆具有的优点，其他洁净煤也同样具备，前面所说的用制备水煤浆相同的少灰、少硫的煤粉具有同样的环境效益，
而且锅炉效率高，供电成本低。

我们来分析一下水煤浆的优点：
①有利于减轻环境污染。

水煤浆减轻环境污染是以未经洗选、平均灰分高达28％、未安装脱硫设施的燃煤电厂来进行对比的，而制备水煤浆的煤不仅是挑选含硫低的煤，而且是经过洗选之后的煤。

其实只要用制备水煤浆的煤炭，用于燃煤锅炉，其污染物的排放量和对大气的影响与水煤浆是相似的。

水煤浆可以做到的，燃煤锅炉同样能够做到，所以水煤浆在减轻环境污染中并没有特殊的优越性。

②发展水煤浆可以代替石油。

我国70年代发展燃油电厂，后来为节约石油，曾进行过“以煤代油”工程，绝大部分燃油电厂都是依靠燃煤粉电厂替代的，并未依赖水煤浆。

有人说：“燃油设备改烧水煤浆，原有设备70％～80％可以利用，不需增设运转专线、受煤设施和贮煤场地等，也不需要增加磨制煤粉设备，改造投资费用仅为煤粉代油的2／3，改建周期也短。

”其实两者有许多条件是相似的，不用煤粉代油，燃油电厂本身的改造，建设工作量小；但是要建设制水煤浆厂，仍然需要专线、贮煤场地、磨制煤粉设备、输送水煤浆的设施，电厂改造建设投资少了，加上水煤浆厂，投资并没有减少；如果就地建造水煤浆厂，自制自用，那么占地、投资、设备、费用都不少，还要增加
水的消耗量。

有人说：“水煤浆适合于燃油电厂不具备改建为燃煤粉电厂的条件下使用。

”其实水煤浆可以远地输送，煤粉同样也可以远地输送，由邻近的燃煤发电厂制好煤粉直接输送到燃油电厂使用。

其实，水煤浆替代石油仅仅是“煤代油”的一种形式，最终要由经济性来决定。

③水煤浆管道输送可以缓解煤炭运力紧张。

发展水煤浆的另一个理由是水煤浆可以通过管道运输，比铁路运输要优越得多。

据说：发展管道输送水煤浆的基建投资仅为铁路的20％～30％；对地形的适应性强，选线灵活，可使运距达到最小；水煤浆管道运输费远低于铁路；占地少，除泵站外，管道可埋设或高架，几乎不占用耕地，而1km铁路要占地3.3 万m2；贮运、装卸损失小；总之，认为管道输送水煤浆可以缓解煤炭运力紧张局面。

笔者认为，对管道输煤不能只讲优点，不讲缺点，管道运输与铁路运输相比，管道运输是单向的，铁路运输是双向的；管道运输是单一的，铁路运输是综合性的；管道输送水煤浆要消耗大量的水，而我国煤炭资源丰富的地区多为缺水地区。

此外，我国煤炭运输除铁路运输外还有水运、海运，管道运输不可能完全替代。

如果管道运输有那么多优越性，为何世界各国都没有大力发展管道运输呢？
④水煤浆节能效果显著。

发展水煤浆还有一个理由是：水煤浆采用管道输送，避
免了煤炭在运输、装卸、贮存过程中的损失；燃烧效率高。

其实水煤浆管道运输成本比铁路和水运成本高，目前我国铁路运煤平均价格为约0.15元／t·km，水煤浆运价约0.40元／t.km，最大运输距离仅122km，而我国煤炭的平均运距在500km左右，所以水煤浆管道运输不可能由矿区制成水煤浆直达运输到用户，只能考虑建用户型水煤浆厂和靠近用户的集中型水煤浆厂，因此煤炭仍然需要通过铁路、水路运输，仍然存在运输、装卸、贮存过程中的损失。

至于燃烧效率高，前面表中已经讲了，水煤浆锅炉效率为88％，煤粉锅炉效率为89％，水煤浆并不比煤粉效率高。

⑤水煤浆可解决粉煤、煤泥的有效利用问题。

“随着采煤机械化程度的提高，粉煤和煤泥产率大大增高。

而水煤浆技术可以有效利用粉煤和煤泥，经济效益和社会效益显著”。

实际上煤粉炉就是用煤粉的，与水煤浆利用煤粉没有多大差异，这一条并不是水煤浆的特长。

综上所述，水煤浆并没有显著的特色。

但是所有涉及水煤浆的文章，几乎都只讲水煤浆的优点，不提水煤浆的缺点。

其实水煤浆的缺点也是很突出的。

如水煤浆的制备和运输要消耗较多的电力和水；水煤浆运输必须使用管道，一旦水煤浆的销路出现问题，管道运输能力就会闲置，不象铁路可以运输别的货物；还有水煤浆稳定期有限，一般只能保持45～60天，放置的时间延长水煤浆就会沉淀失效。

三、水煤浆代油发电要做多方案比较
从上面的分析可以看到，水煤浆代油发电的领域不大，水煤浆与煤粉比较并无优越性，不可能专门新建燃水煤浆的发电厂；因此，水煤浆代油发电被限制在燃油锅炉发电（包括凝汽式电厂、热电联产电厂、热电汽联产电厂）领域，即使是燃油锅炉发电厂改为燃水煤浆也还要作多方案比较。

可作为比较的方案有：
1、燃油锅炉发电厂改造为燃水煤浆锅炉，如果电厂有足够场地可建用户型水煤浆厂，如果电厂没有足够的场地可建靠近用户的集中型水煤浆厂。

2、燃油锅炉发电厂改造为燃煤粉锅炉，如果电厂有足够场地可就地制备煤粉，如果电厂没有足够的场地可建靠近用户的专用煤粉车间然后运送到电厂应用。

3、燃油锅炉发电厂改造为燃天然气锅炉，当地必须具备供应天然气的条件。

4、将燃油锅炉发电厂改为系统的备用电厂。

我国目前采用燃油锅炉发电的电厂数量不多，且多为老电厂，剩余寿命不长，除5KW以下燃油电厂在2003年以前全部淘汰外，所剩的容量不多、最简单的办法是改为备用或调峰电厂，这样燃油的消耗量不大，对环境的影响也很小，可能是最经济合理的措施。

如果这类燃油电厂还要作为主力电厂，而当地的环境保护要求很高，当地又有充足的天然气
供应，电价又能承受，只能改造为燃天然气电厂。

如果这类燃油电厂还要作为主力电厂，当地环保允许排渣、排灰、排SO2，那么可以考虑采用燃水煤浆或煤粉锅炉。

要考虑燃油电厂场地等条件就专用水煤浆厂供水煤浆、集中水煤浆厂供水煤浆、就地制粉供煤粉和邻近建煤粉灰厂供煤粉等几个方案进行比较，选择最优方案。

总的说来，即使燃油锅炉发电厂也没有理由非用水煤浆不可，目前水煤浆用于燃油电厂的经验还仅限于220t／h（5万KW机组），还没有用于更大容量锅炉的经验，应用水煤浆代油发电技术不如利用煤粉锅炉来得成熟，即使有少数燃油电厂采用水煤浆也是暂时性的，等到这些燃油电厂达到寿命期报废之后，水煤浆在发电部门的任务也就结束了，因此完全没有必要为水煤浆代油去做什么研究工作，为水煤浆代油发电去制订优惠政策措施。