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关于我国天然气资源概况及使用方向的建议(下)

世界天然气资源利用比例

利用方式

直接发电

能源工业自用

工业燃料

民用燃料

化工原料

所占比例

26%

14%

29%

26%

5

注:热电联供部分包括在工业和民用燃料之中

世界公认天然气是电力工业的最佳燃料。天然气燃料电池虽然是最理想的发电装置,但目前的技术水平还不能形成规模化生产能力,无法满足人类的需求。所以,燃气轮机-蒸汽轮机联合循环是目前较理想的发电装置,其优势在于:

  1. 发电效率高:例如瑞士ABB公司 KA26-1 型,容量368MW联合循环机组在ISO功况下的发电效率已经达到58.5%,美国GE公司正在研制的STAG109G联合循环机组的效率已经直逼60%,而燃煤火电厂的最高效率一直停留在42% 以下;

  2. 节约用水:燃气-蒸汽联合循环电厂的蒸汽轮机仅占总容量的1/3,所以用水一般为燃煤火电的1/3,由于凝汽负压部分的发电量在全系统中十分有限,国际上已广泛采用空气冷却方式,用水量近乎为零。此外,甲烷(CH4)中的氢和空气中的氧燃烧还原成二氧化碳和水,每燃烧1立方米天然气理论可回收约1.53公斤水,每公斤LPG理论可回收2.2公斤水,足以满足电厂自身的用水。节水对于严重缺水的华北、山东和西北地区是重要的优势条件;

  3. 占地节省:由于没有煤和灰的堆放,又可使用空冷系统,电厂占地大大节省,占地仅为燃煤火电厂的10-30%,节约了大量的土地资源,这对地少人多的中国也非常重要的;

  4. 造价低廉:按照国际标准,大型联合循环电厂的工程总包交钥匙的单位千瓦造价为300-500美元,大型燃煤电厂加装脱硫设施的造价为900-1,000美元;

  5. 建设期短:燃气轮机系统发电的建设周期为8-10个月,联合循环系统发电的建设周期为16-20个月,而燃煤火电厂需要24-36个月。这一优势可使市场预测周期缩短,避免出现向今天发电能力过剩的局面;

  6. 设备灵活:燃气-蒸汽联合循环电厂的设备调节灵活性大大优于煤电和核电设施,它具有起停迅速,出力调节变化范围较大的优势,就技术而言其出力调节范围可从0-110%,建设燃机电厂对于我国日益加剧的用电峰谷差压力有一定的缓解作用;

  7. 环境代价低:燃气-蒸汽联合循环电厂的全寿命周期的环境代价是目前主流发电工艺中最低廉的,它没有燃煤火电厂的多元污染,没有水电站的移民和淹没农田问题以及自然生态的负面影响,没有核电站的运行风险和反应堆退役后的存放难题。

500MW级燃机联合循环电厂与燃煤火电厂排放对比

 

燃煤火电厂(吨/年)

联合循环电厂(吨/年)

燃气/燃煤排放比(%)

二氧化硫

8,043

6.4

0

氮氧化物

5,056

896

19

二氧化碳

2,942,375

1,145,808

39

125,000

0

0

350,000

0

0

可吸入微粒

428

19.4

4.5

注:根据《中国电力9五规划》

尽管燃气-蒸汽联合循环电厂有如此众多的优势,但是它也受到了管道天然气和液化天然气特殊性的明显制约。因而,在我国是否大规模建设此类性质的纯发电厂和管道天然气为燃料的调峰电厂仍须持慎重态度。

首先,在我国一些主管部门和电力系统中对以管道天然气和液化天然气为燃料的燃机电厂的认识存在一些误区。

  1. 以管道天然气为燃料的纯以调峰为任务的大型燃机电厂在全世界是极少见的,即使参与调峰任务,一般也是在连续运行的状况下提供部分调峰容量,或担任系统的中级调峰任务。原因之一是电网的晚峰与居民用气的晚峰明显重叠,必将出现抢峰争气,对于天然气管网的安全供气构成威胁。如果建罐蓄气调节,显然不如使用液态燃料方便合算;原因之二是我国电网大多呈季节性冬夏双峰特征,一般冬夏与春秋的峰差在10-30%之间,而天然气管网也因采暖制冷出现几乎完全相同的季峰特征,这是建罐蓄气根本无法解决的,实际上此类调峰电厂冬季可能出现根本无气可用的尴尬局面,不如直接发展使用液态燃料的燃机调峰电厂;

  2.  

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