亚洲开发银行(亚行)东亚局能源处委派环境评估专家日前到华能天津IGCC(整体煤气化燃气-蒸汽联合循环发电)电站实地查看,并收集电站环保数据资料,对电站环保设施运行情况和环保状况表示满意。“我们的机组粉尘排放浓度小于0.6毫克/立方米,远低于30毫克/立方米的国家标准,为国内煤电机组最低水平;脱硫效率达99.97%以上,二氧化硫排放浓度小于0.9毫克/立方米,远低于100毫克/立方米的国家标准;氮氧化物排放浓度小于50毫克/立方米,仅为国家标准100毫克/立方米的一半,而且氮氧化物仍有进一步降低的空间。”在位于天津滨海新区的华能IGCC电站内,该厂副总经理兼总工程师张旭向记者介绍说。
全球气候问题越来越引起人们的高度关注,低碳发展已经成为必然趋势。以低能耗、低排放、低污染为特征的“低碳经济”成为全球政治经济博弈的热点。我国资源的特点是富煤、缺油、少气,我国煤电发电量占总发电量的70%以上,因此,燃煤发电技术革新无疑是能源生产利用方式革命的关键环节。
科技创新是行业技术进步的源动力。作为中国最大的发电集团,2004 年,华能率先提出“绿色煤电”计划,开始研发更高效、更低排放的煤基发电技术。“绿色煤电”技术主要包括煤气化、煤气净化、膜分离制氢、氢气燃机、燃料电池发电、二氧化碳利用及埋存等技术。2005年,华能联合大唐、国电、中电、华电、神华、中煤、国开投等国有骨干企业,共同实施“绿色煤电”计划。“绿色煤电”与传统燃煤发电最大的区别在于:传统燃煤发电烧的是碳,副产品:烟尘、二氧化硫、氮氧化物等排向大气,是环境污染的主要来源。而“绿色煤电”烧的是氢,副产品是水,没有任何污染,且分离产生的二氧化碳回收封存,做到零排放。“绿色煤电”计划分三阶段实施:第一阶段的任务是,建设一座25万千瓦级整体煤气化联合循环(IGCC)示范工程,采用华能自主研发的两段式干煤粉加压气化炉,同步建设绿色煤电实验室;第二阶段的任务是,对IGCC示范工程进行完善和放大,完成绿色煤电关键技术的研发;第三阶段的任务是,建设实现二氧化碳捕集与封存(CCS)的IGCC示范电站,验证其经济性并进行商业化准备。“‘绿色煤电’是国际上未来煤电发展的主流趋势。美国、日本、欧盟等国家和地区积极开展的未来煤电的研发方向与‘绿色煤电’的总体目标是一致的。‘绿色煤电’计划的提出与国际同步,技术路线与国际主流趋势基本相似。” 张旭强调说。
张旭带着记者走在占地面积达0.2平方公里的厂区内,华能自主研发的干煤粉加压气化炉高耸入云。记者了解到,2009年5月,“绿色煤电”计划第一阶段的示范项目——华能天津IGCC电站示范工程取得国家发改委的核准,同年7月在天津滨海新区开工建设。2010年5月,亚洲开发银行向华能天津IGCC项目提供1.35亿美元贷款,期限26年,宽限期6年,同时提供500万美元赠款。该协议的签署标志着华能天津IGCC项目得到了国际金融机构的支持和参与,将有利于降低项目的融资成本,提高项目实施管理水平,扩大项目的国际国内影响,是华能集团公司在拓宽融资渠道,积极利用国际金融组织资金和智力资源方面进行的一次有益探索。亚行东亚局能源处能源行业金融专家安妮卡˙塞勒提出,自1966年成立以来,亚行就致力于亚洲地区清洁能源的发展。亚行一直帮助中国的节能减排目标,以加强中国在适应气候变化方面的努力。亚行从一开始,就在各个环节支持和参与华能集团倡导的“绿色煤电”计划,为华能天津IGCC电站提供贷款和赠款是具体落实这一支持。
重大科技示范工程是验证重大关键技术成果先进性的唯一手段。张旭告诉记者说,IGCC发电技术具有高效率、低污染等特点,是最具发展前景的清洁煤发电技术之一。与传统煤电技术相比,IGCC技术将煤气化技术和燃气—蒸汽联合循环发电技术集成,煤炭的利用实现了“吃干榨尽”、发电效率高、环境性能好、主要污染物排放达到了天然气电站水平,尤其在二氧化碳捕集方面,相对成本较低,是目前国际上被验证的、能够工业化的、最洁净、最具发展前景的清洁高效燃煤发电技术。示范工程是科技成果首秀的舞台,也是系统集成后若干问题问诊把脉的平台。通过IGCC示范电站的建设,华能不仅建成了我国第一座IGCC电站,还掌握了一系列IGCC 核心技术,建立了IGCC关键技术的自主知识产权体系。IGCC示范工程的建设,不仅使华能在IGCC电站建设运营方面取得了重大突破,还带动了我国IGCC全产业链的发展。例如中石化宁波工程经验谈公司积累了丰富的“华能炉”工程放大经验;上海电气独立完成了气化炉内件的制造;开封空分厂首次设计并制造了适用于IGCC的空分装置等等。2012年12月,华能天津IGCC示范电站已被国家科技部确定为“国家863 计划研究开发示范基地”,将为“绿色煤电”计划二、三阶段的实施,以及未来IGCC 发电技术的商业化应用奠定坚实的基础。
作为一项庞大的、系统的、复杂的创新工程,建设IGCC示范项目的意义不只是建成一座电站,更重要的是掌握这项国际前沿的清洁煤电技术。由于在我国IGCC技术起步较晚,实践经验少,基础数据不足,使得IGCC在建设、运营等方面,较常规燃煤电站和其它化工项目有很大区别,即便在投产发电后还要进行持续改进和完善,以达到理想的技术经济指标和863项目的要求,这些改进过程较常规火电更为漫长、艰苦和复杂,并且成本巨大。国外IGCC电站从投产到稳定,一般需要4到5年时间。与国外IGCC项目对比,天津IGCC电站与荷兰和西班牙两个IGCC项目的工艺流程接近,均采用干煤粉气化工艺和类似型号的西门子燃机。从机组投产后的运行情况看,西班牙IGCC电站投产第一年,在合成气工况下仅运行28小时,荷兰IGCC电站也仅运行200小时。
考虑到天津IGCC电站的气化、燃机装置均为首次制造、首次应用,缺乏可借鉴的成熟经验,在最初投产的几年里,还将面临着繁重的设备治理和技术改造任务。“我们目前的任务就是把技术的底子摸透。” 张旭提出,2013年是天津IGCC电站投产后的第一年,全年发电量完成2.2亿千瓦时,累计运行时间达1400小时,连续运行最长周期为24天,远远超过国外同类型机组投产初期运行水平。2014年,通过技术改进和深度调试,机组安全稳定运行水平大幅提高,截至9月10日,全年发电量累计完成7亿千瓦时,累计运行时间达3200小时,最长连续运行时间达45天,全年预计完成发电量9亿千瓦时以上。在实际运行中,天津IGCC主要污染物排放接近天然气电站排放水平,体现出巨大的环保优势。
国务院《关于发挥科技支撑作用促进经济平稳较快发展》明确提出,将IGCC作为加快推广扩大内需、改善民生的重点技术,加大产业化、商业化和规模化应用的力度。然而,天津IGCC电站运营上面临的巨大挑战是经营压力。天津IGCC电站总投资高达36亿元,主要原因是:一是首次设计制造,采用非标设备较多;二是单机建设,公共系统分摊费用较高;三是没有成熟经验可资借鉴,调试费用较高。张旭说:“我们认为,随着对IGCC技术的逐渐掌握,通过机组规模化、设备量产和标准化、系统完善和优化等手段,可较大幅度降低单位造价。经过各方努力,2013年10月,天津市发改委批复了IGCC临时上网电价为0.573元/千瓦时。按年利用小时4500小时、完成发电12亿千瓦时进行测算,IGCC电站的盈亏平衡电价在0.9元～1元之间,企业当前处于亏损状态。”
据张旭介绍,西方发达国家将IGCC作为区别于商业用途的技术储备项目予以资助,支持力度普遍较大。美国能源部对IGCC电站的资助比例为建设投资的50%～80%日本产经省对IGCC电站的资助比例为建设投资的30%,其余70%由11家企业和科研机构联合负担;欧盟不但对IGCC电站的建设给予资助,还对生产运营给予电价补差。截至目前,公司先后获得国家资本金5.7亿元,各类补贴1.32亿元,合计占建设投资的19%。“我们希望国家能够加大对IGCC项目的扶持力度,在电价政策和财政补贴等方面给予更多的帮助和支持,以缓解IGCC面临的巨大经营压力。”
能源专家、亚行咨询顾问沈一扬在接受记者采访时,针对IGCC示范项目的意义和发展远景分析认为,目前,京津冀及东南沿海地区大气污染状况日趋严峻,政府部门也预期有更严格的环保法规和标准陆续出台,这促使我们必须应用符合更加严格环保标准的新技术。尤其在京津冀及珠三角长三角地区,电力需求在继续增长,为解决日益严峻的污染问题,使发电项目达到近似零排放,将是有效的解决方案。他强调说:“中国富煤少油缺气,同时积累了一定的工业基础,IGCC发电技术在中国作为一种日臻成熟的煤清洁利用技术,近零排放,且其成本有一定的压缩空间,未来将有很大的产业化潜力。”
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