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天然氣熱電聯產仍是大勢

      “我對天然氣熱電聯產項目的發展前景非常看好,為什么?因為下一步燃煤熱電聯產項目必然要受到控制,而天然氣熱電聯產則是最現實的選擇。”近日,天然氣行業資深專家、北京世創能源咨詢公司董事長楊建紅在與記者交流時強調。 

  受宏觀經濟回暖、環保政策加碼等利好因素拉動,天然氣發電在2017年得到迅猛發展,一舉成為用氣增幅僅次于工業燃料的天然氣利用方向,增幅達到近20%。今年以來。雖然受到氣源供應持續緊缺,國家及地方政策一定程度收緊影響,據預計,天然氣發電用氣量全年增速仍將維持在10%以上。 

  其中,相較于純發電,天然氣熱電聯產通過充分挖掘低品熱能力,可使天然氣利用綜合效率達到70%以上,盈利性更好,應成為目前氣電發展的主流趨勢。然而,當前針對天然氣熱電聯產是否有環保優勢,是否高效,是否會擴大電網峰谷差等仍存爭議,甚至有專家曾提出,應盡快停止發展燃氣熱電聯供和冷熱電三聯供項目。 

  減排優勢明顯 

  天然氣已成為當代許多火力發電廠的首選燃料。公開報道顯示,上世紀80年代以來,全球氣電的發電量增長了約50%,目前全球氣電發電量占比約21.7%。在不少發達國家,氣電在天然氣利用中所占比例已占到30%60% 

  作為優質高效、綠色清潔的低碳能源,天然氣在降低傳統燃煤帶來的環境與社會成本方面有著巨大價值。在GE天然氣發電本地產品總經理滕飛看來,熱電聯產的燃氣輪機聯合循環發電在環境保護方面有著顯著高于煤電機組的技術優越性。 

  “我們把發電66萬千瓦等級的9HA.01型燃機電廠與燃煤電廠所排放的氮氧化物、硫化物、二氧化碳和煙塵等進行了對比分析,即使燃機不采用脫硝、脫硫、除塵等措施,也可實現比國標要求還嚴格的排放,每發一度電只有0.15克氮氧化物。而煤機即使采用以上措施實現比國標嚴格一倍的超低排放,氮氧化物排放每度電依然有0.18g克,所以9HA燃機不用脫硝就有排放優勢。而且如果氣電采用脫硝設施,氮氧化物排放可比煤電降低60%。同時氣電的煙塵排放接近零,CO2排放比煤電少一半以上。”滕飛對記者說。 

  一位不愿具名的發電行業專家指出,實施超低排放改造后的煤電機組僅僅是常規大氣污染物排放改善了很多,但脫硫廢水及報廢后的脫硝催化劑等固廢如何處置還沒有得到很好的解決。此外當前濕煙羽中可凝結顆粒物是否對環境有影響還存在爭議。而燃氣電廠的排放都是通過燃燒技術從源頭上控制,不再需要額外投入,也不會產生次生環保問題,不僅排放穩定,且隨著技術的發展,排放指標會更加具有優勢。    

  調峰、能效亦優于煤電 

  上述受訪專家認為,由于煤電機組負荷調節的復雜性,尤其隨著可再生能源發電的比例增長以及負荷側非線性負荷逐年加大,導致電網尤其頻率的波動風險日益加大,發電機組穩定電網頻率的功能也被更加重視。而燃機發電由于啟動快,可靠性高,調峰快速等特點,對提高電網穩定性和可靠性至關重要,可作為“多能互補”不可或缺的一部分。 

  “從調峰的靈活性上看,燃機聯合循環的一次調頻能力大大優于燃煤機組。”騰飛說。他進一步解釋道,燃機工作機理為燃料直接燃燒做功,靠直接調節燃料調節負荷,系統響應靈活快速,調峰功能突出。針對調峰機組,熱態啟動可以實現30分鐘內從燃機點火到聯合循環實現滿負荷,因此燃氣機組的“黑啟動”作用也日益得到重視。而煤機需要經歷鍋爐加熱水蒸汽再做功的中間過程,由于熱力傳導等因素,當調峰需要快速變化時機組出力響應往往會延遲,再經過更長時間的慣性延遲才緩慢動態平衡而達到最終穩態值。 

  20178月,臺風“天鴿”來襲,洪灣電廠9E燃機作為電網中的“黑啟動”電源點,臨危受命,從全廠失電到自帶廠用電歷時6分鐘,“黑啟動”操作成功用時51分鐘,供電成功后,機組又在低負荷下堅持孤網運行長達4個小時,為珠澳地區關鍵用戶提供了有力保障,為電網搶修復電贏得了寶貴時間。 

  而從能效看,燃氣聯合循環的熱電聯產無論是電效率還是綜合效率也均優于同等級煤電,反應在損失上大幅減少。另外,考慮到高品的能源“電”的產出率比煤電也要多很多。 

  仍以9HA.01型燃氣—蒸汽聯合循環項目為例,其在最大抽凝供熱時供電減少79MW,增加供熱356MW,電轉熱倍率為4.5。此時發電效率為由純凝62.5%降為55.3%,綜合效率88%,熱電比60%。而660MW超超臨界煤電按等容量抽凝供熱時發電減少70MW,此時發電效率為由純凝46%降為41%,綜合效率只有65%,熱電比58% 

  有序發展天然氣熱電聯產應是大勢所趨 

  基于上述比較優勢,在我國大氣污染防治形勢日益嚴峻,與北方地區強調實施清潔取暖規劃的當下,天然氣熱電聯產項目在各地得到了力推。其中全國氣電大省近期新增燃機均為天然氣熱電聯產項目。2017年,該省新批了裝機共計200萬千瓦的10個天然氣熱電聯產項目。 

  數據顯示,截至2017年底,我國氣電裝機總量超過7570萬千瓦,占比達到4.3%,遠低于美國42%、英國42%與韓國27%的水平。發電用氣在天然氣消費結構中的占比也僅約為全球平均水平的一半,未來發展空間巨大。 

  受制于當下氣源短期供應緊缺,今年7月國務院發布的《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》提出,未來三年原則上將不在新建天然氣熱電聯產項目。但受訪專家均認為,“此政策只是一個階段性的措施,是暫時的。”采訪中,楊建紅表示仍看好天然氣熱電聯產未來的發展前景,并認為未來三年,隨著國內天然氣資源供應越來越充足,國內儲氣調峰能力大幅提升,預計到2021年,國家對天然氣熱電項目的限制將有望放開。 

  上述受訪專家認為,雖然氣價偏高在一定程度上制約了氣電的市場競爭力。但若能考慮到氣電的環保優勢并提供一定的環保折價補償,就能很好地體現出氣電的經濟性。同規格的煤電效率約45%,而氣電效率超過60%,根據目前國內煤價和氣價水平對比測算,在考慮碳排放補貼和環保折價的情況下,煤電和氣電成本可以進一步接近。同時,天然氣熱電聯產由于高能高用,低能低用,很多低品質蒸汽在汽機中作功后,被抽出去對外供熱,從而沒有冷源損失,綜合效率可以達到85%以上,也極大提高了經濟性。 

  無論從當前國家的宏觀政策層面看,還是對我國能源結構調整與城市終端供能綠色低碳化的促進作用看,天然氣燃機聯合循環熱電聯產是大勢所趨,應成為天然氣的主要利用形式。如果直接用作鍋爐燃料,則是典型的‘高能低用’,是浪費資源的做法。 

  針對當前天然氣下游應用面臨的成本過高、市場競爭力不強及認知度低等諸多不確定性因素,而配套政策或過快或滯后的節奏又加深了這些不確定性等問題的解決,受訪專家建議,將天然氣清潔、高效、安全、靈活的價值體現在市場定價機制里,堅持因地制宜,以熱定電的原則,發揮綜合供能的優勢,實現外部成本內部化,實現天然氣燃機聯合循環熱電聯產長期可持續發展。


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