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图1
从上图可以看出,燃机联合循环热电联产的效率比煤电要优越很多,在燃烧同等热值燃料的情况下,损失只有煤电的一半不到,高品质的能源“电”的产出率是煤电的157%,供热量是煤电的83%(以上数据以9HA.01与66万超超临界煤电的最大抽汽供暖能力时的热平衡计算)。虽然从热电比上看气电处于劣势,但是技术发展的趋势是最大化地把燃料转为高品质的电,而不是低品质的热。电不但方便传输,而且可以用热泵乘倍数地来供热,单一追求高热电比是不符合技术发展方向的。
天然气热电联产的环保优势
以下分析燃机/燃煤电厂主要的四种排放包括氮氧化物、硫化物、烟尘和二氧化碳的对比。
在符合国家标准时,燃气机组与标准燃煤机组污染物和二氧化碳排放对比见下图:
图2
可以看出,9HA.01与660MW超超临界煤电相比,气电在没有安装脱硝,但煤电已安装脱硝的情况下,氮氧化物气电比煤电排放少30%。
燃气联合循环有三个原因决定了减排方面占有更大的优势,首先,燃机联合循环效率比煤电高35%左右;其次,1/3发电来自蒸汽循环,这个环节是没有污染的;最后,燃机用的燃料为甲烷(CH4),燃烧耗氧量比煤少。所以说,燃机在排放的这些方面的先天优势是显而易见的。
从技术上来说,燃煤电厂基本可以达到超低排放,只是相应的初投资和运行费用高昂,从火电工程限额设计参考造价指标(2015年水平)来看:新建2x660MW 超超临界3373元/kW。静态投资445236万元。超低排放模块静态投资46552万元。可见为满足超低排放,其初投资已占全厂初投资的10%以上,而其运行过程中需要的各种运行费用和可能出现的二次排放治理也是一笔很大的投入。目前,煤电在实现超低排放中产生的污水,重金属等二次污染及治理费用仍然是一个困扰的问题,氨逃逸、SO3 产生量增加、脱氮废弃催化剂如何处理等的环境影响尚无法精确评判。当然,燃机也可以安装脱硝装置,如果加装SCR脱硝装置后,燃机的氮氧化物排放水平可以比实施超低排放改造后的煤机更优。下表为都采用超低排放后的数据对比:
图3
所以,如果气电也同样采用脱硝,气电的氮氧化物排放比煤电少60%。无论是否安装超低排放,气电排放的二氧化碳都比煤电少58%。
天然气热电联产的灵活性优势
燃气轮机是靠直接调节燃料来调节负荷,负荷调节机构对燃料调节的响应非常快,有着快速的升降负荷能力。9H级上使用透平双层缸结构,缸壁薄,内缸和外缸的内、外壁之间温差小,能够适应快速启动和和迅速变负荷。另外,9HA 燃机采用先进的微管预混和分级燃烧技术替代之前大的旋流式喷嘴。燃料和空气预混效率更好。在负荷变动导致的燃烧模式切换时,确保了负荷快速变动时运行的可靠性。
目前9HA.01在小于23秒的时间内,负荷可增加62MW。对于过频响应特性,9HA.01可以在4秒内,负荷下降165MW。在正常升降负荷率上, 9HA可高于65MW/分钟。
煤机快速调节负荷时“增加/减少”的蒸汽来源于锅炉的蓄热作用。由于热力传导等因素,即使上游的燃煤及所需风量快速变化时,机组出力也要经过近 3分钟的延迟后才开始变化,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。由于负荷调节的复杂性,超临界机组的负荷变化速率为额定功率的1.5%左右。而实际负荷变化过程中,负荷受到锅炉和汽轮机以及其它辅机的综合影响,比如缸体热应力,实际速率一般为10MW/分钟左右。所以从调峰的灵活性上看,燃机联合循环的一次/二次调频能力大大优于燃煤机组。
结论:
随着技术创新与政策改革的不断推进,中国能源行业正经历一场前所未有的变革,向着多元化、清洁化、数字化和市场化的方向转型。天然气在中国的推广与发展,具备丰富的应用场景和显著的系统性优势。我们要看到天然气燃机联合循环热电联产在宏观政策层面,在能源结构调整和经济转型上是大势所趋。在技术的优势上,无论是供热能力,环境保护,高效和灵活性上更胜一筹。虽然天然气的下游应用仍面临成本过高、市场竞争不足及认知度低等种种不确定性,而配套政策或过快或滞后的节奏则加深了这些不确定性。因此,无论天然气的发展聚焦于哪个细分市场,都需要将天然气清洁、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,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。
刊登于2019年4月出版的《中国发电》杂志
作者:GE发电高级产品经理余旭翔、GE发电高级应用工程师武文杰
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