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“十四五能源规划”中应提高天然气发电的比重

  摘要:在当前的能源使用状况下,推动能源系统低碳转型,提高能源的利用率,成为各国能源从业者共同的目标。电力需求的增长,将使中国等发展中国家电力行业的脱碳变的更加困难。这努力推进电力系统脱碳化,积极探索发展风光可再生电力、推进燃料转换(BP认为可再生电力翻倍的碳减排效果与将10%的煤电机组改为气电机组的效果类似)、“化石能源发电+CCS碳捕捉”等多种电力系统脱碳化路径。另一方面,也要意识到电气化并非能源转型的全部,我们要从节约能源消费,提高能源利用效率,发展可再生能源、氢能等其它能源多方面入手,提供一个更加多元化的低碳转型方案。燃气-蒸汽联合循环发电作为低碳环保、能源梯级利用的典型代表,已成为世界各国推动能源转型的关键措施,本文旨在通过对燃煤电厂与燃气电厂进行综合比较,为我国燃气电厂在当前形势下的生存与发展进行一些探索。

  随着世界经济规模的不断增大,世界能源消费量持续增长,1973年世界一次能源消费量仅为57.3亿吨油当量,2018年已超过138亿吨油当量。2018年世界一次能源消费增长2.9%,几乎是过去10年平均增速1.5%的两倍,是2010年以来增速最高的一年[1]。中国、美国及印度共贡献了全球能源需求增长的三分之二,其中美国的能源需求增长创三十年来新高。据《BP世界能源展望2019》预计,在渐进转型的情景下,全球能源需求到2040年将比现在增长三分之一。

  2018年,全世界天然气消费增长1950亿立方米,增速达5.3%,为1984年来增速最快的一年。天然气消费增长主要来自美国(780亿立方米),其次是中国(430亿立方米)、俄罗斯(230亿立方米)和伊朗(160亿立方米)三国。跨区域天然气贸易增长390亿立方米,增速达4.3%,是过去10年来平均增速的两倍,液化天然气的持续快速扩张是主要原因。液化天然气的供给增长主要来自澳大利亚(150亿立方米)、美国(110亿立方米)和俄罗斯(90亿立方米),约一半的液化天然气进口增长来自中国(210亿立方米)。

  2018年,世界能源消费结构逐渐趋向优质化,经合组织国家的煤炭需求降至1975年以来的最低水平。说明部分国家和地区已经开始实现多元的能源结构,可再生能源使用的增长替代了煤炭和石油的使用。据BP公司预测,中国的能源消费中煤炭的占比将快速下降,从2018年的60%降至2040年的35%,降低的总量基本由可再生能源和天然气的增量抵消。

  2018年,我国天然气消费量达到2803亿立方米,同比增长17.5%。全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至10个,分别为江苏、广东、四川、新疆、北京、山东、浙江、河北、河南、陕西。相比之下,2018年我国的天然气产量为1603亿立方米,占消费天然气量的57.19%,虽然产量较上一年增长了8.3%,但相比天然气消费量仍存在1200亿立方米缺口,天然气使用很大程度上还依赖进口[2]。

  从天然气消费结构来分析,工业燃料占比38.6%,城镇燃气占比33.9%,发电用气占比17.3%,化工用气占比10.2%。其中工业燃料与城镇燃气消费量占总消费量的72.5%。

  2018年,我国煤炭消费量为46.4亿吨标准煤,同比增长3.3%。原煤产量为36.8亿吨,同比增长4.5%,进口量2.81亿吨,同比增长3.9%。煤炭市场供需基本实现平衡。从煤炭的消费结构来分析,电力行业全年耗煤约21亿吨,占煤炭消费总量的53.8%,钢铁行业耗煤约6.2亿吨,建材行业耗煤5亿吨,化工行业耗煤2.8亿吨,占比分别为15.9%、12.8%、7.2%。由此可见,煤炭的主要消费发生在电力行业[3]。

  2018年,我国全社会用电量6.84万亿千瓦时,同比增长8.5%、同比提高1.9%,为2012年以来最高增速;各季度同比分别增长9.8%、9.0%、8.0%和7.3%,增速逐季回落,但总体处于较高水平。全国人均用电量4956千瓦时,人均生活用电量701千瓦时[4]。

  截至2018年底,全国全口径发电装机容量19.0亿千瓦、同比增长6.5%。其中,非化石能源发电装机容量7.7亿千瓦,占总装机容量的比重为40.8%、比上年提高2.0个百分点。分类型看,水电装机3.5亿千瓦、火电11.4亿千瓦、核电4466万千瓦、并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能发电1.7亿千瓦。火电装机中,煤电10.1亿千瓦、占总装机容量的比重为53.0%,比上年降低2.2个百分点;气电8330万千瓦,同比增长10.0%。全国发电装机及其水电、火电、风电、太阳能发电装机规模均居世界首位。

  对于燃煤电厂来说,排放的大气污染物主要有氮氧化物、二氧化硫、烟尘等,因管道天然气中基本不含硫,所以燃气电厂排放的大气污染物主要为氮氧化物。

  2016年环境保护部下发的《火电行业排污许可证申请与核发技术规范》中,要求火电机组排污量按照机组装机容量和年利用小时数,采用排放绩效法测算。对火电机组氮氧化物排放绩效值要求见表1[5]:

  表注:2003年12月31日之前建成投产或通过设项目环境影响评价报告书审批的火力发电锅炉,按照W型火焰锅炉、现有循环流化床锅炉对应的排放绩效测算;采用煤矸石、生物质、油页岩、石油焦等燃料的发电锅炉,可以参照循环流化床锅炉绩效值测算。

  根据表1数据可知:在装机容量和年利用小时数一致的情况下,燃煤电厂的氮氧化物允许排放量是燃气电厂1.6倍。

  低位发热值大于14.655kJ/Nm3的气体燃料燃烧时烟气排放量的计算公式为:

  V0 ——燃料理论空气量,固态、液体燃料时单位为Nm3/kg,气体燃料时单位为Nm3

  根据《环境保护实用数据手册》中的数据:烟煤燃烧时理论空气量为7.5-8.5Nm3/kg,取平均值8.0Nm3/kg;天然气(干性)燃烧时理论空气量为8.84-9.01Nm3,取平均值8.925Nm3。

  根据《火力发电厂技术经济指标计算方法》(DL/T 904-2004)中规定,标煤低位发热量为29271kJ/kg,过剩空气系数计算公式为:

  按照以上数据,燃煤电厂1千克标煤燃烧时烟气排放量为11.29立方米,燃气电厂1立方米天然气燃烧时烟气排放量为31.26立方米。

  按照表2数据,实施超低排放以后的燃煤机组的污染物当量值要明显高于燃气机组,根本不存在所谓的环保优势。我国大部分地区火电厂氮氧化物的排放标准为50mg/m3,目前只有北京与深圳对燃气机组的氮氧化物排放提高了要求,要求排放浓度不大于15mg/m3。随着低氮燃烧技术的进一步发展,我国其他地区燃气机组的NOx排放标准也会逐步降低到15mg/m3。

  根据《碳减排约束下的燃煤发电与天然气发电成本比较研究》一文中对燃煤电厂与燃气电厂全生命周期的碳排放量计算,燃煤电厂和天然气电厂的全生命周期碳排放分别为745.9735g/kWh、522.4980g/kWh,其中发电运行分别占全生命周期碳排放的90.80%、68.15%[6]。即燃煤电厂发电过程中碳排放量为677.34g/kWh,而天然气电厂发电过程中的碳排放量仅为356.08g/kWh,不到燃煤电厂碳排放量的一半。整体来说,燃煤发电的全生命周期的碳排放和发电环节的碳排放均高于天然气发电。

  根据中电联发布的《中国电力行业年度发展报告2019》中的数据:2018年,全国6MW及以上电厂供电标煤耗为307.6g/kWh,比2017年降低1.8g/kWh。根据发改委、环境保护部及能源局联合发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》,现役先进水平的1000MW级超超临界燃煤机组供电标煤耗为285g/kWh,新建1000MW级超超临界湿冷机组设计供电煤耗为282g/kWh。具体数据详见表3:

  按照供电煤耗282g/kWh计算,每千瓦时供电所耗能量为8264.57kJ,能源利用率为43.56%。根据燃气-蒸汽联合循环机组实际运行情况,E级联合循环的气耗为0.190Nm3/kWh,F级联合循环在纯凝工况下的气耗为0.183Nm3/kWh,而新型的H级联合循环机组气耗能达到0.170Nm3/kWh。即使以气耗相对较高的E级联合循环机组计算,天然气高位热值按36MJ/m3计算,每千瓦时供电所耗能量为6840kJ,能源利用率为52.63%。按照H级联合循环机组的气耗计算,供电的能源利用率为62.4%。

  关于燃气电厂与常规燃煤电厂经济性对比的研究有很多,从电厂的利润情况来看,燃气电厂的盈利能力的确不如燃煤电厂,而且存在较大的差距。但是,造成这种情况的主要原因主要是因为燃气电厂燃料成本远高于燃煤电厂。

  根据能源局发布的《2018年度全国电力价格情况监管通报》,2018年全国燃煤机组平均上网电价为370.52元/千千瓦时,而燃气电厂平均上网电价为584.10元/千千瓦时,比燃煤机组高57.64%。

  按照2018年平均燃气机组、燃煤机组的平均成本,设E级燃气电厂上网电价X,若燃气电厂每千瓦时电量要获得与燃煤电厂相同的收益,则:

  8.26457MJ ——按照供电煤耗282g/kWh计算,每千瓦时供电所耗能量

  按上式计算,燃气电厂上网电价应为607.60元/千千瓦时。由此看出,燃气电厂每千瓦时的收益远低于燃煤电厂。

  在我国,电网企业和电厂企业作为国民经济保障企业,在盈利的同时承担了更多的社会责任。虽然电网对于参与调峰的发电企业有额外的奖励,但对于发电企业来说,电网的调峰奖励往往不能覆盖调峰所产生的成本,导致企业调峰的积极性不高,此时只能通过限制工业用电来保障居民用电。如果完全从经济角度来说,这种运行方式是不经济的,这也导致燃气机组无法发挥调峰速度的优势,也是影响燃气电厂利润的一个原因。

  在某些国家,电力生产经营市场化程度较高,夏季高温时,用电价格曾飙升至9美元/千瓦时,折合人民币接近63元/千瓦时,是平时电价的180倍。在这种情况下,发电企业有足够的积极性进行调峰。当然这是一个比较极端的情况,但对于燃气发电机组,其控制模式中有一种“尖峰负荷”(PEAK)模式,在这种模式下,燃气轮机通过提高燃烧初温来增加出力,这种运行方式会降低设备使用寿命,此时需要电厂经营者根据调峰电价和设备的成本来进行取舍。

  根据《2019年全球电力报告》中的数据,2018年全年,我国发电量为7.1万亿千瓦时,发电量全球第一,占全球总发电量的26.7%,比第二名的美国多2.6万亿千瓦时。但我国人均耗电量排名在63位,说明我国电力行业的发展仍有较大空间。由于电力无法储存的特殊性,电力的生产和消耗需要保持实时的平衡。近年来,虽然也发展了诸如抽水蓄能、电池蓄能等方法平衡电网的峰谷差,但对于目前电网的规模来说,这些手段的调节能力有限。对于电网来说,能够快速调整负荷的发电机组比其它手段能更好地平衡电网的峰谷差。

  常规燃煤发电机组因容量大,能够为电网提供基本的负荷,调节负荷的速率为10MW/分钟。燃气发电机组具有启动快、调节负荷快的特点,负荷调节速率能够达到65MW/分钟,显然燃气机组更适合用于调节电网的峰谷差。另外,燃气机组启动快速,既可以作为电网的黑启动电源,也可以对天然气管网进行调峰作用,发挥储气库的部分调峰作用。

  由燃煤电厂和燃气电厂的特性可以看出,燃煤电厂适合建设在远离城市中心,靠近煤矿或者铁路、码头的地方。燃气电厂可以根据电负荷、热负荷的集中程度进行选址,适合建设在采暖集中或工厂较集中的区域,如城市附近和工业园区。

  从1939年世界上第一台燃气轮机投入商业运行开始,燃气轮机的发展取得了长足的进步。燃气轮机的燃烧初温从最初的550℃发展到H级燃机的燃烧初温达到1500℃,得益于透平材质以及涂层材料的飞速进步。反过来说,也正是商业的需求促进了材料的研究与发展。另外,燃气轮机的应用并不仅仅局限于商用与发电,燃气轮机还广泛应用于军事上,主要为飞机及大型舰船的动力发动机。GE公司曾在1969年推出LM2500型航改型燃机,直到今天仍应用在美国海军最新的水面作战船上。

  燃气轮机的应用,从某种意义上说,是为燃气轮机核心技术的研发与进步提供平台与支撑,任何成熟的技术都不是在实验室里发明出来的,而是通过不断实践、研发、再实践的过程得以实现。国内中科院上海高等研究院自主研发的天然气分布式能源机组已投入商业运行,为微型燃气轮机的国产化向前推进了一大步。当前,部分人员认为我国没有掌握燃气轮机的核心技术,造成燃机投资金额高、维修成本高,所以应该减少在燃气轮机上面的投资,这种认识是片面的。燃气轮机除了推动材料科学的发展,还会推进燃烧理论、控制理论等基础性学科,燃气轮机的广泛使用必将会带动这些基础性学科的发展。

  我们相信,在广大科研人员、燃机从业技术人员的不断努力下,我国会逐渐掌握现有的燃气轮机技术,还能百尺竿头更进一步,在现有的基础上创新出更高效率、更大容量的机型。

  能源梯级利用是能源利用最合理和经济的一种方式。不管是一次能源还是余能资源,均按其品位逐级加以利用。燃气-蒸汽热电联产是一种典型的能源梯级利用方式,在热电联产系统中,高温烟气(约1500℃)先用来发电,发电后的低温烟气(约560℃)再将水加热为水蒸汽,高温蒸汽先用来发电,低温余热向工厂、写字楼及住宅供热与制冷。目前丹麦已经不再建设大型火力发电厂,因为大型火电存在无法实现能源梯级利用、用户终端能耗水平无法降低等问题,通过实施分布式能源系统,能源梯级利用的总能效可达80%以上。

  由能源梯级利用的理论可知,工质的初温越高,其能源梯级利用的范围就越大,能源利用的效率就越高。燃煤电厂与燃气电厂相比,燃煤电厂的工质为水及水蒸汽,其初温为500-600℃,而燃气电厂的一级工质为空气和天然气,二级工质为水及水蒸汽,对E级燃机而言,其一级工质的初温可达到1124℃,对目前最先进的H级燃机来说,其一级工质的初温可达到1500℃,这也是燃气电厂效率高于燃煤电厂的根本原因。

  1、按质用能就是尽可能不使高质能源去做低质能源可完成的工作,在一定要用高温热源来加热时,也尽可能减少传热温差。在只有高温热源,又只需要低温加热的情况下,则应先用高温热源发电,再利用余热供热,如热电联产。

  2、逐级多次利用就是高质能源的能量不一定要在一个设备或过程中全部用完,因为在使用高质能源的过程中,能源的温度是逐渐下降的(即能质下降),而每种设备在消耗能源时,总有一个最经济合理的使用温度范围。这样,当高质能源在一个装置中已降至经济适用范围以外时,即可转至另一个能够经济使用这种较低能质的装置中去使用,使总的能源利用率达到最高水平。

  近年来,随着能源利用水平的提高,燃气-蒸汽联合循环在热电联产的基础上,发展为热、电、冷联产,通过余热锅炉末级热量生产热水,并通过溴化锂设备生产出7℃左右的冷水,向生产办公区域及电厂周围用户供应冷水,进一步提高了能源的利用率。虽然能源梯级利用是针对发电和供热企业提出的,但可以广泛地扩展到制冷、化工、冶金等各种工业过程,必要时可用热泵来提高热源的温度品位后再利用。不同的企业对能量的等级要求是不一样的,可以根据各用能企业的能级需求,先将高能级热源经上一级企业使用后降为低能级热源,再供给需求低的企业使用。能量的梯级利用能够有效地满足各单位的用能需要,而不增加能源消耗,极大地提高了能源利用率。

  进入2020年,“十三五”即将迎来尾声。经济的快速发展和社会生产力的显著增强,我国能源领域发生了翻天覆地的变化,取得了举世瞩目的伟大成就。传统的“等、靠、要”经营方式已经落伍,经营者如果还保持过去电厂的经营理念,必然会将电厂带入发展的死胡同。燃气电厂也需要在多元化经营上大胆尝试和创新。

  创新商业模式,逐步向综合能源服务商和供应商转型,建立以热电生产为主,综合能源为辅的新模式。在电力生产过程中,为保证发电机组的正常运行,会配套除盐水、压缩空气的生产,而电厂在设计时,往往会在水、气最大使用量的基础上设计一些余量,以保证工况最恶劣的情况下发电机组能正常运行。在不增加设备的基础上,可以将多余的除盐水、压缩空气作为商品出售给周边需要的企业,既为周边企业节省了设备投资和运行维护成本,也为企业增加了利润。

  结合“十三五”新型城镇化建设和城乡天然气管道布局规划和建设,优先发展分布式能源系统,因地制宜地发展大型天然气发电(热电)站,以实现能源的梯级利用。在电网系统调峰容量不足地区,利用天然气发电机组承担调峰调频任务,提高系统运行灵活性、可靠性,减少弃风、弃水、弃光。

  作为燃机发电企业,相比燃煤电厂,有着碳减排优势,要认真研究碳排放交易政策,跟踪掌握国内碳排放政策走向,使碳减排交易成为新的利润增长点。燃气电厂要利用燃机减排优势,积极介入,充分利用碳交易机制,依靠碳市场机制来合理配置碳排放权这一环境资源,合理制定碳资产的经营策略,对碳资产进行科学管理,实现碳资产收益最大化。

  “十四五”时期是我国由全面建成小康社会向基本实现社会主义现代化迈进的关键时期,是积极应对国内社会主要矛盾转变和国际经济政治格局深刻变化的战略机遇期。“十四五”期间,我国的能源产业必将得到更充分的发展。燃气-蒸汽联合循环发电作为低碳环保、能源梯级利用的典型代表,建议国家能源局在“十四五”能源规划修订时高度重视,提高天然气发电比重,继续深化能源供给侧结构性改革。

  1、从我国的资源结构来看,天然气属于一种稀缺的能源资源,使用时应提高利用效率。热电冷三联供技术,则提供了一种很好的梯级利用高品质能源的方式,既能实现节能的目标又有利于环境保护,符合我国目前的国情和能源技术的发展潮流。

  2、从能源的发展来看,虽然世界各国都在努力降低煤耗,但随着能源需求的日益增加,煤炭的需求总量仍将增加,煤炭作为能源供应的主力短期内不会改变。而天然气的供应紧缺情况随着开采技术及天然气贸易的发展,将会逐年得到改善。

  3、燃煤电厂与燃气电厂在电网中的作用各有侧重,燃煤电厂适合作为电网的基础负荷,承担保障电网安全及电力供应的主力作用,而燃气电厂适合布局在电负荷及热负荷中心,以其清洁、高效、快速的特性为电网充分发挥调峰作用。

  4、燃气电厂应该根据自身的优势,开展多种经营模式,拓展电厂的业务范围,提升生存能力。

  [7] 莫神星.建立“科学用能”机制,实施节能减排[J].能源环境保护,2009(3)

  [9] 谢诺琳, 孙志高. 天然气梯级利用评价与环境效益分析[C] 2007中国可持续发展论坛暨中国可持续发展学术年会. 0.

  作者简介:王世宏(1964- ),协鑫能源科技股份有限公司副总裁,江苏省优秀企业家;复旦大学硕士毕业,高级工程师,中国电机工程学会燃气轮机专委会委员,江苏电力行业协会副理事长;先后从事135MW、200MW、300MW、600MW、1000MW、S109E等电厂的开发、建设和运营管理40多年,有较丰富的生产实践和管理运营经验。返回搜狐,查看更多