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火狐体育官方网站入口:火力发电产业发展与前沿技术路线

发布时间:2022-10-06 07:09:40 来源:火狐体育首页 作者:火狐体育官方客户端下载

  摘要:“十三五”期间火力发电行业经历着转型升级,研究提出火力发电的技术路线,目标是为火电行业的研究发展战略提供参考。研究介绍了火力发电的产业概况和主要指标,总结了燃煤发电、燃气发电和余热发电等发电形式的前沿技术。研究讨论了各项前沿技术的效率与规模等关键技术指标,并预测了单位电量成本等关键经济指标的趋势。研究明确了700℃超超临界燃煤发电、超临界二氧化碳布雷顿循环、煤气化联合循环等前沿技术应当作为未来长期重点突破和完善的关键技术。研究提出了集中式和分布式火力发电的四条前沿技术路线,并对各条技术路线的未来长期发展前景进行了对比分析。

  火力发电是我国的主要发电形式,长期占据总装机容量和总发电量的七成左右比例。火力发电包括燃煤发电、燃气发电、燃油发电、余热发电、垃圾发电和生物质发电等具体形式。其中燃煤发电又可以分为常规燃煤发电和煤矸石发电,燃气发电又可以分为常规燃气发电和煤层气发电等。

  “十三五”后期和未来长期中,我国火力发电行业需要从集中式和分布式两方面提出技术路线,明确前沿技术和产业发展的战略方向,更好地服务于我国经济社会需求。本文通过归纳火力发电领域的产业概况、主要指标和前沿技术,分析了前沿技术的技术经济性和应当重点突破和完善的关键技术,提出了集中式和分布式火力发电的前沿技术路线,从而为火力发电的研发战略提供参考。

  2016年,我国6MW及以上电厂的发电设备利用小时下降至3785h,6MW及以上火力发电设备利用小时下降至4165h[1]。这一现象的主要原因是“十二五”期间火电投资和建设持续增长,而经济和社会发展对于电力需求放缓,同时高速发展的可再生能源发电与火力发电形成竞争,共同造成了火电产能过剩的现状。

  基于我国资源国情和各类发电形式的技术经济性,燃煤发电长期占据我国发电领域和火电领域的主导地位。2016年我国火力发电装机容量为105388万kW,其中燃煤(含煤矸石)发电装机容量占89.4%;火力发电量为42886亿kW•h,其中燃煤(含煤矸石)发电量占91.1%[1]。

  在当前宏观经济和社会背景下,相关研究认为我国煤炭消费和燃煤发电的比例已经达到峰值[2],未来将逐步下降。2016年我国煤炭消费量下降4.7%,煤炭消费量占能源消费总量的62.0%,比上年下降2.0个百分点[3];燃煤(含煤矸石)发电装机容量占总装机容量的57.3%,比上年下降1.7个百分点;燃煤(含煤矸石)发电量占总发电量的65.2%,比上年下降2.7个百分点,均延续了下降趋势。

  2016年我国6MW及以上电厂供电标准煤耗下降至312g/(kW•h),发电标准煤耗下降至294g/(kW•h)。燃煤发电的供电煤耗和发电煤耗近年来呈现逐年下降趋势,目前我国采用600℃超超临界燃煤发电技术的1000MW级湿冷机组、1000MW级空冷机组、600MW级湿冷机组和600MW级空冷机组的供电煤耗典型值依次为286、298、291和299g/(kW•h)左右[5]。

  燃煤发电的环保指标方面,采用排放绩效指 标[6]进行综合评价,2015年我国燃煤发电的烟尘、SO2和NOx的排放绩效依次为0.09、0.47和0.43g/(kW•h)[7],CO2排放绩效按照供电煤耗折算约为780g/(kW•h)水平,整体排放绩效达到世界先进水平。采用超低排放技术的燃煤发电机组,烟尘、SO2和NOx的排放绩效可以进一步降低至0.003、0.04和0.09g/(kW•h)[8]。

  燃气发电技术指标方面,我国主流采用的F级燃气轮机的单循环效率约为38%,联合循环效率约为58%。先进的G/H/J级燃气轮机单循环效率和联合循环效率分别可以达到41%和61%。燃气发电几乎不排放烟尘和SO2,采用F级燃气轮机发电的NOx排放绩效典型值约为0.30g/(kW•h),CO2排放绩效约为450g/(kW•h)水平,在环保指标方面相比燃煤发电具备一定优势,也是近年来燃气发电装机容量和发电量增长更为迅速的原因之一。

  高效、清洁是未来燃煤发电的主要发展方向。燃煤发电技术的蒸汽参数不断提高,供电效率也不断提升,如表1所示。700℃超超临界燃煤发电的主蒸汽温度将提高至700℃以上,供电效率将提升至50%[25]。燃煤发电供电效率的提高,将相应地带动烟尘、SO2、NOx和CO2等污染物和温室气体排放的减少[26],以及单位电量成本等经济指标的提升。相比600℃超超临界燃煤发电,700℃超超临界燃煤发电的供电煤耗可以降低约36g/(kW•h),CO2排放减少13%左右。

  预计到2020年,随着先进燃气轮机发电机组的建设与投运,燃气轮机单循环效率可以达到40%水平,联合循环效率可以提升至60%水平[34]。

  燃气发电的经济性方面,2016年我国燃气发电的建设成本约为7000~9000元/kW水平,单位电量成本约为0.57元/(kW•h)水平,仍然属于单位电量成本较高的发电形式。燃气发电近年来装机容量和发电量增长较快,其中煤层气发电、页岩气发电等非常规燃气发电,有望通过利用成本相对低廉的燃气,在“十三五”后期和未来长期中不断降低单位电量成本并实现高速增长。

  其中有机朗肯循环主要利用80~350℃中低温余热,效率处于10%~20%范围[37-38]。超临界CO2布雷顿循环可以利用500~800℃热源,适合于对接600℃超超临界煤基发电、光热发电[39]、高温气冷堆核电[40]和中高温余热发电等发电形式。斯特林循环可以回收100~300℃的中低温余热,热源形式灵活,供电效率可以达到20%以上。

  效率方面,通常发电技术的机组规模越大、热源温度越高、梯级利用越完善时,能量转换效率就越高。从效率角度来看,700℃超超临界、IGCC、NGCC、超临界CO2布雷顿循环、热电联产、冷热电联产等前沿技术的效率普遍接近或超过50%,未来有望成为代表性的高效火力发电技术。效率较低的技术形式,则将更多地应用于特定领域,例如CFB技术应用于煤矸石发电、生物质发电和垃圾发电等领域,成为火力发电产业中的有力补充。

  以供电煤耗300g/(kW•h)的常规燃煤发电为例,燃煤价格为600元/t时单位电量成本中燃料成本部分为0.18元/(kW•h)。按照建设成本为5000元/kW、年利用小时数为4000h、寿命为40年计算,建设成本对单位电量成本的贡献,不考虑经济性因素时约为0.03元/(kW•h),考虑经济性因素时约为0.06元/ (kW•h)。计算其他部分成本并综合经济性因素,就可以得到单位电量成本。

  参考火力发电前沿技术的技术指标和应用情况,估算当前或初始应用时的单位电量成本,并结合对建设成本、供电效率、燃料价格等关键因素的走势判断,分析主要前沿技术形式的单位电量成本在“十三五”期间和未来长期的趋势,如图2所示。为便于对比,图2以600℃超超临界发电技术为例,分析预测了当前主流技术形式的单位电量成本的未来长期趋势。

  结合经济性因素,建设成本对单位电量成本的贡献将上升至0.10元/(kW•h)以上,示范工程阶段的700℃超超临界机组的单位电量成本将达到0.30~ 0.40元/(kW•h)水平。未来随着镍基合金材料成本的降低,以及700℃超超临界技术在燃料成本和环保费用等方面的优势的发挥,700℃超超临界技术预计将成为火力发电前沿技术中单位电量成本最低的技术形式之一。

  600℃煤基超临界CO2布雷顿循环技术,预计将在2025年前后走向成熟并开始示范应用。图2中S-CO2布雷顿循环技术的单位电量成本趋势,预计也将随着效率优势发挥和部件规模化生产而逐步降低。考虑到我国以煤炭为主的资源国情,IGCC技术应用前景良好,建设成本将随着技术进步和规模化应用而逐步下降,单位电量成本也将逐步接近或低于燃气发电。

  集中式高效清洁发电路线,是将常规化石燃料利用高参数、高效率的前沿发电技术,配合先进燃烧技术、污染物控制技术和CCUS技术,实现高效清洁发电。这一技术路线℃超超临界或煤基超临界CO2布雷顿循环技术,配合化学链燃烧或富氧燃烧、一体化脱除技术、CCUS技术等,实现供电效率提高和排放绩效降低。

  分布式火力发电技术路线的代表性技术组合,是采用微燃机、内燃机等作为分布式系统核心,配合余热回收、余热发电、储能技术、智能微网等技术,根据用户需求提供电能、供暖、制冷、动力、淡水等多样化产品。

  结合目前我国燃煤发电产业中亚临界、超临界和超超临界机组的装机容量和机组寿命,到 2050年四条前沿技术路线的累计装机容量之和预计将达到5亿kW水平,与采用传统技术机组的累计装机容量相近,初步实现火力发电产业的转型 升级。

  产业发展方面,“十三五”期间和未来长期我国火力发电产业,将在政策引导下逐步向着高效、清洁、低碳的方向转型升级。本文总结的四条集中式和分布式前沿技术路线,可以为火力发电的研究发展战略提供参考,促进前沿技术在集中式发电和分布式发电等产业领域中的应用,推进“十三五”期间和未来长期我国火力发电产业的转型升级。

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