摘要：针对我国富煤､贫油､少气的能源结构特点,从国内外电力发展现状､煤电能效指标､污染物排放指标､技术装备水平和环保标准等方面,对中国､美国､德国､日本和澳大利亚等主要燃煤发电国家煤电技术进行对标分析研究｡结果表明:中国300MW及以上容量燃煤机组能耗指标包括设计､制造､施工与运行等在内的煤电超超临界机组整体技术装备水平均居于世界领先水平;单位发电量的SO2排放量､火电厂除尘设施建设和粉尘控制技术水平等均居于世界先进水平,但单位发电量的NOx排放量较高,燃煤电厂NOx减排是目前治理的重点;中国对燃煤电厂NOx,SO2和烟尘排放限值的要求,尤其是重点地区特别排放限值要求明显高于其他主要燃煤国家的现行标准,是目前世界上最严格的环保标准｡
关键词：燃煤发电;国际对标;能效指标;污染物排放指标;环保标准
0前言
近年来,中国能源消费总量持续保持世界第一的地位,中国富煤､贫油､少气的能源结构特点,决定了煤炭在未来相当长的一个时期内仍将是中国的主导能源｡先进的煤电技术使得燃煤发电成为最清洁的煤炭利用方式之一｡在全球能源资源和环境容量约束面临巨大压力的情况下,煤电技术水平对煤炭利用效率和环境保护具有重要意义｡2014年10月,西安热工研究院受国家能源局委托,依据2013年世界主要煤电国家(中国､美国､德国､日本和澳大利亚)一次能源构成､装机容量构成和发电量构成,对煤电机组的能耗指标､污染物排放指标､煤电技术装备水平和环保标准等进行对标分析,得出我国煤电机组在设计､制造､运行等方面与国际先进水平相比存在的优势或差距,在国家实施中国“制造2025”和“一带一路”等国际战略以及煤电设备产能相对过剩的背景下,对我国煤电技术“十三五”发展规划和相关技术装备产业政策的制定具有重要的意义｡
1国､内外电力发展现状概述
1.1一次能源消费构成
根据《BP世界能源统计年鉴》,2013年世界一次能源消费总量约181.8亿t标准煤,原煤､原油､天然气､核电､水电､非水可再生能源分别占一次能源消费总量的30.1%,32.9%,23.7%,4.4%,6.7%,2.2%｡2013年,世界原煤消费54.7亿t标准煤,中国､美国､日本､德国､澳大利亚原煤消费量分别占世界的50.3%,11.9%,3.4%,2.1%,1.16%,这五国所消耗的原煤总量占世界总量的68.86%｡2013年五国各种一次能源消费量及其所占比例分别如图1和图2所示｡由图1和图2可见:2013年中国原煤消耗约占一次能源消耗的67.5%,明显高于其他国家｡从单位产值能耗和人均一次能源消费量来看:2011年中国的单位产值能耗为0.89t标煤/千美元,远高于美国､德国､日本的0.63~0.73t标煤/千美元;中国人均一次能源消费量快速增长,2011年达到2.9t标煤,超过世界人均水平(2.6t标煤),约为美国的30%､德国和日本的50%｡
1.2装机容量构成
2013年,世界发电装机总容量达到57.3亿kW,火电装机约37.9亿kW,占世界发电装机总容量的66.2%｡其中:燃煤发电装机约22.3亿kW,占38.9%;燃气发电装机约12.8亿kW,占22.3%;燃油发电装机约2.9亿kW,占5.0%｡2014年,中国发电装机总容量达到13.6019亿kW,其中火电9.1569亿kW,约占67.4%｡
2012年五国不同类型装机容量构成比较如图3所示｡
由图3可见:2012年中国火电装机比例为69.0%,分别低于澳大利亚和美国11.3和5.1百分点,高于日本和德国8.5和10.3百分点;中国煤电装机比例最高,燃气装机比例最低｡
近年来中国和世界主要煤电国家的总装机容量､人均装机容量和人均用电量比较如图4所示｡图中中国数据为2013年中国电力企业联合会统计数据,德国､日本的人均用电量数据为2010年IEA统计数据｡由图4可以看出:2013年底中国发电装机规模居世界第一,但人均装机容量仅为0.93kW;2013年中国人均用电量为3966kW˙h,接近世界平均水平｡
1.3发电量构成
2007—2013年全球不同能源类型发电量构成如图5所示｡由图5可见:2013年世界总发电量约为23万亿kW˙h,火电､核电､水电､风电等其他可再生能源发电量分别约占69.8%,10.9%,14.2%,5.1%;近几年燃煤发电量所占比例基本保持在48.0%左右;多数国家发电量构成以火电为主｡
2013年,世界主要煤电国家的不同能源类型发电量及其构成如图6所示｡由图6可见:目前中国化石能源发电占比为78.36%;中国燃煤发电所占比例最高为73.82%,给应对气候变化带来了很大压力｡
2能效指标对比
2.1供电煤耗
根据《中国能源统计年鉴》,中国单机容量6MW及以上火电机组历年来主要能耗指标统计见图7｡由图7可见,2013年单机容量6MW及以上火电机组的平均供电煤耗为321g/(kW˙h),2014年底供电煤耗降为318g/(kW˙h)｡
国家统计局公布的日本火电机组1990年以来煤耗数据见图8｡由图8可见,2009-2012年间日本火电机组能效水平基本没有变化,发电煤耗约为295g/(kW˙h),供电煤耗约为306g/(kW˙h)｡
2013年中国6MW以上容量火电机组平均供电煤耗为321g/(kW˙h),比日本近年来火电机组的平均供电煤耗高约15g/(kW˙h)｡
依据国际能源署(IEA)公布的数据,计算得到德国､美国､日本和澳大利亚的燃煤机组历年发电煤耗统计数据见图9｡由图9可见,2011年前后日本､德国､美国和澳大利亚燃煤机组的平均发电煤耗分别为296,315,331,350g/(kW˙h)｡按2013年中国火电机组发电煤耗为302g/(kW˙h),考虑燃气机组对火电机组供电煤耗贡献约为2g/(kW˙h),2013年中国燃煤机组发电煤耗应为304g/(kW˙h),比近年来日本燃煤机组发电煤耗高8g/(kW˙h),但比德国､美国和澳大利亚燃煤机组的发电煤耗分别低11,27,46g/(kW˙h)｡
2013年,中国300MW及以上机组平均供电煤耗约为311.3g/(kW˙h),美国211台容量大于300MW燃煤机组折算到低位发热量的供电煤耗约335.7g/(kW˙h),二者相差约24.4g/(kW˙h),表明中国主力煤电机组的供电煤耗低于美国主力煤电机组的供电煤耗超过20g/(kW˙h)｡这主要因为中国新近投产的大容量高参数超(超)临界机组所占比例较大,而美国的燃煤机组多建于上世纪80年代前后,煤耗较高｡
2.2热效率
依据IEA公布的数据,日本煤电机组近年来平均热效率为41.5%,火电厂用电率为4.0%,能耗处于领先水平｡德国煤电机组近年来平均热效率为39.0%,火电厂用电率超过7.0%,高于其他国家,可能与燃煤机组辅机选用有关｡美国煤电机组近年来平均热效率为37.0%,火电厂用电率约为5.8%｡澳大利亚近年来平均发电煤耗约350g/(kW˙h),平均热效率为35.0%,火电厂用电率为6.6%｡
日本三菱研究所(Ecofys)统计的各国燃煤机组及火电机组热效率数据见图10｡由图10可见,2009—2011年,日本燃煤机组热效率保持在40%~41%的先进水平,德国燃煤机组热效率仅次于日本,基本维持在38%~39%的水平,美国燃煤机组热效率约为36%,而澳大利亚燃煤机组热效率仅约33%｡而IEA公布的日本､德国､美国､澳大利亚的火电机组热效率分别为43.9%,40.0%,39.5%,34.3%｡可见,日本､德国､美国和澳大利亚的燃煤机组热效率差异较小,各国燃煤机组热效率水平排序一致,表明这两组数据来源具有一定的可信度｡
2.3影响因素分析
在容量构成及蒸汽参数方面,日本的超临界机组占常规火电机组装机容量的60%以上,其450MW及以上容量机组基本全部采用超临界以上参数｡虽然近些年中国积极推进小火电机组的关停工作,但至2012年底,单机6MW及以上火电机组平均单机容量为118MW,300MW以下的小火电机组占比超过24%｡据测算,中国300MW以下小机组影响燃煤机组发电煤耗升高不小于6g/(kW˙h)｡
在电源构成和负荷分配方面,日本的能源供应情况及电源结构决定了各类机组的负荷状况,其燃煤机组基本保持在额定负荷运行,效率较高｡与日本相比,中国的装机结构使得燃煤机组需要参与调峰(1000MW等级超超临界机组也不例外),这种负荷调度方式使得中国大部分燃煤机组实际运行工况偏离了额定工况,造成整体效率降低｡按机组负荷率75%计,将使燃煤机组发电煤耗升高约3g/(kW˙h)｡
根据以上分析,若考虑到中国与日本因燃煤装机容量构成､负荷率等因素造成发电煤耗约9g/(kW˙h)的差异,中国300MW及以上容量燃煤机组发电煤耗整体水平与日本相当,处于世界领先水平。
3中､美燃煤机组污染物排放指标对比
3.1SO2排放
2005年以来中国燃煤电厂烟气脱硫设施投运情况见图11｡至2013年底,累计已投运火电厂烟气脱硫机组总容量约7.2亿kW,占全国现役燃煤机组容量的90.6%,比美国高20百分点｡
中､美两国煤电行业SO2排放量和排放绩效对比见图12和图13｡近年来中国在火电机组SO2减排方面成效显著,中､美两国火电行业SO2排放量占全国SO2排放量的比例相当,约为38.2%;2013年中国火电机组单位发电量SO2排放量为1.84g/(kW˙h),低于2012年美国的2.44g/(kW˙h)火电机组单位发电量SO2排放量｡
3.2NOx排放
2005年以来全国火电厂烟气脱硝机组投运情况见图14｡近两年,中国火电厂烟气脱硝机组装机容量迅速增加,2013年新投运的火电厂烟气脱硝机组容量约2.0亿kW,烟气脱硝机组总容量达4.3亿kW,约为火电厂装机总容量的50%,而美国烟气脱硝设施配置比例为57%,略高于中国｡
中､美两国煤电行业NOx排放量和排放绩效对比见图15和图16｡
由图15和图16可见,中国煤电行业NOx排放总量明显高于美国,近年来虽然出台了最为严格的环保标准,但2013年中国煤电机组单位发电量NOx排放量(1.97g/(kW˙h))仍明显高于2012年美国1.40g/(kW˙h)的单位发电量NOx排放量｡
3.3烟尘排放
中､美两国火电机组除尘设施配置情况对比见图17,近年来中国火电行业烟尘排放情况见图18｡
与SO2､NOx的污染控制相比,中国火力发电厂粉尘的控制起步较早,带除尘设施的装机容量所占比例较高,已达到或超过美国等燃煤大国｡由于面临严峻的环境问题,中国近年来对粉尘的关注程度增加,并在此基础上发展了湿式静电除尘､高效除雾､高频电源等技术,力争将粉尘排放质量浓度控制在5mg/m3以下｡这表明中国在火电厂除尘设施建设和粉尘控制工艺等方面均走在世界前列｡
4技术装备水平对比
目前,中国已具备制造1000MW､25MPa､600℃等级超超临界发电机组的技术和能力,并研究开发了超超临界发电机组的锅炉､汽轮机､电站系统以及与其相适应的烟气净化技术｡至2013年底,已经投入运行的百万千瓦超超临界机组超过60台,600MW等级的超临界和超超临界机组超过350台,数量和总容量均居世界首位｡这些超临界和超超临界机组的设计､制造､运行和技术改造实绩,为中国的清洁高效煤电技术进步奠定了坚实的基础｡
2014年中国企业境外火电项目签约140亿美元,占全年境外签约的46.7%｡除锅炉､汽轮机部分高温材料及部分泵和阀门尚未实现国产化外,其他包括设计､制造､施工与运行等在内的煤电超超临界机组整体技术装备水平均居于世界领先水平｡
目前,超超临界一次再热机组典型的参数水平包括25MPa/600℃/620℃,26.2MPa/600℃/600℃,27MPa/600℃/620℃等多种形式｡主蒸汽压力已超过25MPa,再热蒸汽温度为620℃,参数等级已接近现有成熟材料的许用上限｡2014年底主蒸汽温度为620℃的长兴电厂已投运,预计主蒸汽温度为650℃的高参数超超临界机组作为过渡参数机组也将在近年内首先示范｡
5煤电环保标准对比
世界主要煤电国家现行大气污染物排放限值标准对比见表1｡由表1可见,中国颁布实施的GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》,对燃煤电厂NOx､SO2和烟尘排放限值的要求处于国际领先水平,尤其是对重点地区特别排放限值要求明显高于其他主要燃煤国家的现行标准,是目前世界上最严格的环保标准｡
6结论
1)2013年,中国燃煤机组的平均发电煤耗比日本高8g/(kW˙h),比德国低11g/(kW˙h)｡若考虑到中国与日本因燃煤装机容量构成､负荷率等因素造成发电煤耗约9g/(kW˙h)的差异,中国300MW及以上容量燃煤机组发电煤耗整体水平处于世界领先水平｡
2)2013年,中国火电机组单位发电量SO2排放量为1.84g/(kW˙h),NOx排放量为1.97g/(kW˙h),而2012年美国的火电机组单位发电量SO2排放量为2.44g/(kW˙h),NOx排放量为1.40g/(kW˙h)｡因此,燃煤电厂NOx减排是中国火电机组目前治理的重点｡中国在火电厂除尘设施建设和粉尘控制工艺方面均居世界前列｡
3)中国已具备制造1000MW､25MPa､600℃等级燃煤发电机组的技术和能力｡目前,中国除锅炉､汽轮机部分高温材料及部分泵和阀门尚未实现国产化外,其他包括设计､制造､施工与运行等在内的煤电超超临界机组整体技术装备水平均居于世界领先水平｡
4)中国对燃煤电厂NOx､SO2和烟尘排放限值的要求处于国际领先水平,尤其是对重点地区特别排放限值的要求明显高于其他主要燃煤国家的现行标准,是目前世界上最严格的环保标准｡
原标题：我国煤电技术国际竞争优势分析
