欢迎您访问国际能源网!
客服热线:400-8256-198 | 会员服务 | 广告服务 |

国际燃气网

燃气行业专业的门户网站
您当前的位置: 国际燃气网 » 行业要闻 » 燃气聚焦 » 正文

天然气热电联产仍是大势

国际燃气网  来源:中国经济新闻网  日期:2019-01-08
    “我对天然气热电联产项目的发展前景非常看好,为什么?因为下一步燃煤热电联产项目必然要受到控制,而天然气热电联产则是最现实的选择。”近日,天然气行业资深专家、北京世创能源咨询公司董事长杨建红在与记者交流时强调。 

    受宏观经济回暖、环保政策加码等利好因素拉动,天然气发电在2017年得到迅猛发展,一举成为用气增幅仅次于工业燃料的天然气利用方向,增幅达到近20%。今年以来。虽然受到气源供应持续紧缺,国家及地方政策一定程度收紧影响,据预计,天然气发电用气量全年增速仍将维持在10%以上。 
 
    其中,相较于纯发电,天然气热电联产通过充分挖掘低品热能力,可使天然气利用综合效率达到70%以上,盈利性更好,应成为目前气电发展的主流趋势。然而,当前针对天然气热电联产是否有环保优势,是否高效,是否会扩大电网峰谷差等仍存争议,甚至有专家曾提出,应尽快停止发展燃气热电联供和冷热电三联供项目。 
 
  减排优势明显 
 
  天然气已成为当代许多火力发电厂的首选燃料。公开报道显示,上世纪80年代以来,全球气电的发电量增长了约50%,目前全球气电发电量占比约21.7%。在不少发达国家,气电在天然气利用中所占比例已占到30%—60%。 
 
  作为优质高效、绿色清洁的低碳能源,天然气在降低传统燃煤带来的环境与社会成本方面有着巨大价值。在GE天然气发电本地产品总经理滕飞看来,热电联产的燃气轮机联合循环发电在环境保护方面有着显著高于煤电机组的技术优越性。 
 
  “我们把发电66万千瓦等级的9HA.01型燃机电厂与燃煤电厂所排放的氮氧化物、硫化物、二氧化碳和烟尘等进行了对比分析,即使燃机不采用脱硝、脱硫、除尘等措施,也可实现比国标要求还严格的排放,每发一度电只有0.15克氮氧化物。而煤机即使采用以上措施实现比国标严格一倍的超低排放,氮氧化物排放每度电依然有0.18g克,所以9HA燃机不用脱硝就有排放优势。而且如果气电采用脱硝设施,氮氧化物排放可比煤电降低60%。同时气电的烟尘排放接近零,CO2排放比煤电少一半以上。”滕飞对记者说。 
 
  一位不愿具名的发电行业专家指出,实施超低排放改造后的煤电机组仅仅是常规大气污染物排放改善了很多,但脱硫废水及报废后的脱硝催化剂等固废如何处置还没有得到很好的解决。此外当前湿烟羽中可凝结颗粒物是否对环境有影响还存在争议。而燃气电厂的排放都是通过燃烧技术从源头上控制,不再需要额外投入,也不会产生次生环保问题,不仅排放稳定,且随着技术的发展,排放指标会更加具有优势。  
 
  调峰、能效亦优于煤电 
 
  上述受访专家认为,由于煤电机组负荷调节的复杂性,尤其随着可再生能源发电的比例增长以及负荷侧非线性负荷逐年加大,导致电网尤其频率的波动风险日益加大,发电机组稳定电网频率的功能也被更加重视。而燃机发电由于启动快,可靠性高,调峰快速等特点,对提高电网稳定性和可靠性至关重要,可作为“多能互补”不可或缺的一部分。 
 
  “从调峰的灵活性上看,燃机联合循环的一次调频能力大大优于燃煤机组。”腾飞说。他进一步解释道,燃机工作机理为燃料直接燃烧做功,靠直接调节燃料调节负荷,系统响应灵活快速,调峰功能突出。针对调峰机组,热态启动可以实现30分钟内从燃机点火到联合循环实现满负荷,因此燃气机组的“黑启动”作用也日益得到重视。而煤机需要经历锅炉加热水蒸汽再做功的中间过程,由于热力传导等因素,当调峰需要快速变化时机组出力响应往往会延迟,再经过更长时间的惯性延迟才缓慢动态平衡而达到最终稳态值。 
 
  2017年8月,台风“天鸽”来袭,洪湾电厂9E燃机作为电网中的“黑启动”电源点,临危受命,从全厂失电到自带厂用电历时6分钟,“黑启动”操作成功用时51分钟,供电成功后,机组又在低负荷下坚持孤网运行长达4个小时,为珠澳地区关键用户提供了有力保障,为电网抢修复电赢得了宝贵时间。 
 
  而从能效看,燃气联合循环的热电联产无论是电效率还是综合效率也均优于同等级煤电,反应在损失上大幅减少。另外,考虑到高品的能源“电”的产出率比煤电也要多很多。 
 
  仍以9HA.01型燃气—蒸汽联合循环项目为例,其在最大抽凝供热时供电减少79MW,增加供热356MW,电转热倍率为4.5。此时发电效率为由纯凝62.5%降为55.3%,综合效率88%,热电比60%。而660MW超超临界煤电按等容量抽凝供热时发电减少70MW,此时发电效率为由纯凝46%降为41%,综合效率只有65%,热电比58%。 
 
  有序发展天然气热电联产应是大势所趋 
 
  基于上述比较优势,在我国大气污染防治形势日益严峻,与北方地区强调实施清洁取暖规划的当下,天然气热电联产项目在各地得到了力推。其中全国气电大省近期新增燃机均为天然气热电联产项目。2017年,该省新批了装机共计200万千瓦的10个天然气热电联产项目。 
 
  数据显示,截至2017年底,我国气电装机总量超过7570万千瓦,占比达到4.3%,远低于美国42%、英国42%与韩国27%的水平。发电用气在天然气消费结构中的占比也仅约为全球平均水平的一半,未来发展空间巨大。 
 
  受制于当下气源短期供应紧缺,今年7月国务院发布的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》提出,未来三年原则上将不在新建天然气热电联产项目。但受访专家均认为,“此政策只是一个阶段性的措施,是暂时的。”采访中,杨建红表示仍看好天然气热电联产未来的发展前景,并认为未来三年,随着国内天然气资源供应越来越充足,国内储气调峰能力大幅提升,预计到2021年,国家对天然气热电项目的限制将有望放开。 
 
  上述受访专家认为,虽然气价偏高在一定程度上制约了气电的市场竞争力。但若能考虑到气电的环保优势并提供一定的环保折价补偿,就能很好地体现出气电的经济性。同规格的煤电效率约45%,而气电效率超过60%,根据目前国内煤价和气价水平对比测算,在考虑碳排放补贴和环保折价的情况下,煤电和气电成本可以进一步接近。同时,天然气热电联产由于高能高用,低能低用,很多低品质蒸汽在汽机中作功后,被抽出去对外供热,从而没有冷源损失,综合效率可以达到85%以上,也极大提高了经济性。 
 
  无论从当前国家的宏观政策层面看,还是对我国能源结构调整与城市终端供能绿色低碳化的促进作用看,天然气燃机联合循环热电联产是大势所趋,应成为天然气的主要利用形式。如果直接用作锅炉燃料,则是典型的‘高能低用’,是浪费资源的做法。 
 
  针对当前天然气下游应用面临的成本过高、市场竞争力不强及认知度低等诸多不确定性因素,而配套政策或过快或滞后的节奏又加深了这些不确定性等问题的解决,受访专家建议,将天然气清洁、高效、安全、灵活的价值体现在市场定价机制里,坚持因地制宜,以热定电的原则,发挥综合供能的优势,实现外部成本内部化,实现天然气燃机联合循环热电联产长期可持续发展。 
国际能源网微信公众号二维码
搜索更多能源资讯