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燃气分布式能源在燃煤热电厂“煤改气”中的应用

2017-12-08 16:22:35 来源:天然气分布式能源 作者:吴卫 　 点击量： 评论 (0)
前言：2013年9月国务院颁布了《大气污染防治行动计划》，要求到2017年，全国地级及以上城市可吸入颗粒物浓度比2012年下降10%以上，空气质量达到优良的天数应逐年提高;京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒物浓度分

实际案例
 
长沙某热电厂原装机规模为3×75吨/小时循环流化床锅炉，配1×C15+1×B6汽轮发电机组。机组对外年供工业蒸汽40万吨，年发电量9600万千瓦时，热用户以食品加工为主。某投资方拟收购电厂进行燃气分布式改造。
 
经过对原机组供能负荷的分析，食品加工业年运行小时较长，季节性差异不大，因此按工业蒸汽负荷的需求年利用小时数为7000小时计算，则工业蒸汽折合小时耗量为50吨/小时，电负荷折合小时耗量为14兆瓦。
 
我们以“以热定电”和“以电定热”为原则，对改造方案进行了对比：
 
(一)改造模式
 
1.“以热定电”模式
 
按照满足蒸汽耗量50吨/小时(近期增加到60吨/小时)的需求，则改造方案为保留15兆瓦抽凝汽轮发电机组，相应新建一台50兆瓦等级燃气轮发电机组 + 一台72吨/小时余热锅炉。
 
该方案的优势是，可以充分发挥天然气分布式能源梯级利用优势，利用部分既有设备(汽机)，
 
缺点是，新改造后机组抽汽工况下联合循环出力48兆瓦左右，显然年发电量比改造前数倍增加，需要重新向电力部门申请增加发电能力(约30兆瓦)的电力并网(或上网)手续和争取有利电价。
 
新建燃气轮机联合循环设施，发电能力50兆瓦，供汽能力约60吨/小时，总投资约2.5亿元，年供电量约2.84亿千瓦时，年供汽量43.68万吨，年天然气消耗量8630万立方米。
 
2.“以电定热”模式
 
参考现有设施发电能力，配置GE LM2500燃气轮机(25兆瓦) + 余热锅炉 +燃气锅炉方案。该方案的优势是不需要重新办理发电设施的电力并网手续，缺点是不能利用现有设备(汽机)，不能发挥天然气分布式能源规模效益。
 
新建燃气轮机单循环设施，发电能力25兆瓦，供汽能力约60吨/小时，总投资约1.6亿元，年供电量约1.69亿千瓦时，年供汽量43.68万吨，年天然气消耗量6790万立方米。
 
 
(二)利旧分析
 
根据前期了解到的资料，热电厂已转固资产2.46亿元;未转固的在建工程4042万元，其中管网2322万元，脱硫脱硝工程1720万元。转固和未转固总资产2.86亿元，其中厂内部分资产2.3亿元，厂外管网工程资产0.56亿元。现有资产中可利旧的部分包括：厂外管线设施、厂内厂房设施、厂内设备。
 
(三)改造方案
 
由于改造方案中有含热电厂整体出售或新建方案，收购按照热电厂现有资产在后续建设天然气分布式能源设施中可用性，仅收购可利旧部分资产，建设天然气分布式能源设施;新建为完全自行建设天然气分布式能源设施，既含厂内设施，又包括厂外蒸汽管网。
 
按热电厂现行蒸汽售价230元/吨(含税)、售电价格0.4471元/千瓦时(含税)，采用三种不同优惠的天然气价格2.14元/立方米、2.30元/立方米、2.50元/立方米进行测算，结果表明两个方案下项目均无法回收投资。
 
 
分析该项目改造方案不成功的因素主要有：
 
1. 热电厂利旧部分投资较大，拉低了整体收益率。
 
2. 原燃煤热电厂运行岗位较多，运行人员过多会影响项目收益。
 
3. 由于燃煤发电成本较低，上网标杆电价较低，如果用燃气分布式套用燃煤标杆电价来结算，显然无法达到预期收益。
 
4. 由于燃煤热电厂蒸汽成本较低，因此燃气分布式套用燃煤蒸汽售价来结算，也无法达到效益平衡。
 
结论
 
综上所述，燃煤热电厂改为燃气分布式能源站，建议在以下几方面予以重视：(1)应先依据地区政策条件来确定改造的原则(“以热定电”或“以电定热”);(2)对旧有设备充分利用，以降低工程投资;(3)在上网电量、上网电价补贴以及供能(蒸汽、热水、制冷)价格上争取优惠，提高项目收益率。
 
来源：本文刊登在中国城市燃气协会分布式能源专业委员会主办的刊物《分布式能源》总第19期。

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