燃氣分布式能源在燃煤熱電廠“煤改氣”中的應用
前言：2013年9月國務院頒布了《大氣污染防治行動計劃》，要求到2017年，全國地級及以上城市可吸入顆粒物濃度比2012年下降10%以上，空氣質量達到優良的天數應逐年提高;京津冀、長三角、珠三角等區域細顆粒物濃度分
實際案例
長沙某熱電廠原裝機規模為3×75噸/小時循環流化床鍋爐，配1×C15+1×B6汽輪發電機組。機組對外年供工業蒸汽40萬噸，年發電量9600萬千瓦時，熱用戶以食品加工為主。某投資方擬收購電廠進行燃氣分布式改造。
經過對原機組供能負荷的分析，食品加工業年運行小時較長，季節性差異不大，因此按工業蒸汽負荷的需求年利用小時數為7000小時計算，則工業蒸汽折合小時耗量為50噸/小時，電負荷折合小時耗量為14兆瓦。
我們以“以熱定電”和“以電定熱”為原則，對改造方案進行了對比：
(一)改造模式
1.“以熱定電”模式
按照滿足蒸汽耗量50噸/小時(近期增加到60噸/小時)的需求，則改造方案為保留15兆瓦抽凝汽輪發電機組，相應新建一臺50兆瓦等級燃氣輪發電機組 + 一臺72噸/小時余熱鍋爐。
該方案的優勢是，可以充分發揮天然氣分布式能源梯級利用優勢，利用部分既有設備(汽機)，
缺點是，新改造后機組抽汽工況下聯合循環出力48兆瓦左右，顯然年發電量比改造前數倍增加，需要重新向電力部門申請增加發電能力(約30兆瓦)的電力并網(或上網)手續和爭取有利電價。
新建燃氣輪機聯合循環設施，發電能力50兆瓦，供汽能力約60噸/小時，總投資約2.5億元，年供電量約2.84億千瓦時，年供汽量43.68萬噸，年天然氣消耗量8630萬立方米。
2.“以電定熱”模式
參考現有設施發電能力，配置GE LM2500燃氣輪機(25兆瓦) + 余熱鍋爐 +燃氣鍋爐方案。該方案的優勢是不需要重新辦理發電設施的電力并網手續，缺點是不能利用現有設備(汽機)，不能發揮天然氣分布式能源規模效益。
新建燃氣輪機單循環設施，發電能力25兆瓦，供汽能力約60噸/小時，總投資約1.6億元，年供電量約1.69億千瓦時，年供汽量43.68萬噸，年天然氣消耗量6790萬立方米。
(二)利舊分析
根據前期了解到的資料，熱電廠已轉固資產2.46億元;未轉固的在建工程4042萬元，其中管網2322萬元，脫硫脫硝工程1720萬元。轉固和未轉固總資產2.86億元，其中廠內部分資產2.3億元，廠外管網工程資產0.56億元。現有資產中可利舊的部分包括：廠外管線設施、廠內廠房設施、廠內設備。
(三)改造方案
由于改造方案中有含熱電廠整體出售或新建方案，收購按照熱電廠現有資產在后續建設天然氣分布式能源設施中可用性，僅收購可利舊部分資產，建設天然氣分布式能源設施;新建為完全自行建設天然氣分布式能源設施，既含廠內設施，又包括廠外蒸汽管網。
按熱電廠現行蒸汽售價230元/噸(含稅)、售電價格0.4471元/千瓦時(含稅)，采用三種不同優惠的天然氣價格2.14元/立方米、2.30元/立方米、2.50元/立方米進行測算，結果表明兩個方案下項目均無法回收投資。
分析該項目改造方案不成功的因素主要有：
1. 熱電廠利舊部分投資較大，拉低了整體收益率。
2. 原燃煤熱電廠運行崗位較多，運行人員過多會影響項目收益。
3. 由于燃煤發電成本較低，上網標桿電價較低，如果用燃氣分布式套用燃煤標桿電價來結算，顯然無法達到預期收益。
4. 由于燃煤熱電廠蒸汽成本較低，因此燃氣分布式套用燃煤蒸汽售價來結算，也無法達到效益平衡。
結論
綜上所述，燃煤熱電廠改為燃氣分布式能源站，建議在以下幾方面予以重視：(1)應先依據地區政策條件來確定改造的原則(“以熱定電”或“以電定熱”);(2)對舊有設備充分利用，以降低工程投資;(3)在上網電量、上網電價補貼以及供能(蒸汽、熱水、制冷)價格上爭取優惠，提高項目收益率。
來源：本文刊登在中國城市燃氣協會分布式能源專業委員會主辦的刊物《分布式能源》總第19期。
責任編輯：lixin
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