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4月13日,GE与天濠集团签署协议,在中石油的西气东输管线上甘肃红柳站开展使用ORegenTM技术的项目。这是中国首次使用天然气管线余热发电技术,标志着在西气东输管线上将正式开始装备可实行余热回收发电的燃气机组。
该项目采用GE两台17兆瓦余热发电系统,总装机达到34MW,两年后将正式投产。项目投产后将实现年发2.5亿度绿色电能,可供12万户中国家庭使用,节省8万吨标煤;并可减少20万吨二氧化碳和700吨氮化物的年排放,及节约22万吨年用水和水处理相关费用。
对西气东输管线上的余热进行回收发电,早在几年前就有打算。
2012年11月,中石油集团就与中国节能集团签署协议,推动余热回收解决方案在全长4200公里的西气东输管线推广应用。而中节能与GE在此之前就达成协议,双方将在工业余热回收与发电业务上进行合作。根据协议,中石油西气东输管道中,将使用GE的ORegenTM余热回收系统。
西气东输管道有很大的余热回收空间。在天然气开采和输送过程中会产生大量的余热气体,在长距离的天然气管道输送中,需要多个加压站对管道加压保证管道运行,而加压站本身就要耗费天然气并产生大量余热。一个典型的燃气轮机燃烧天然气产生的热量,高达三分之二会被浪费。
西气东输工程总共长4200公里,每200—300公里需要一个压缩机站,每个压缩机站都要配备2—3台压缩机组。如果西气东输的管道的压缩机组全部使用余热回收发电技术,全线潜力有80台机组。以单台燃机回收余热初发电8兆瓦计算,一年西气东输管道的余热回收可以发电640兆瓦。据业内测算的数据,利用余热每发1千瓦时电,可节约0.4公斤标准煤以及4公斤水的消耗。
“按照西气东输的长度,能效每提高5%,每年就能节省至少500万美元,节能的经济效益非常明显。”GE全球副总裁负责人MarkVachon说。
而随着天然气在国内能源结构中的地位不断上升,输气管道逐步扩张,对输气管道压缩机进行余热回收的潜力也将逐渐显现。
受历史、技术、理念等因素局限,我国大量运营的工业耗能装置中的绝大部分,其原始设计无法合理利用显热和潜热。根据调查,各行业的余热总资源约占其燃料消耗总量的17%—67%,可回收利用的余热资源约为余热总资源的60%。
“工业利用效率是我国发展的薄弱环节,也是同发达国家的最大差别。事实上,我们每节约一点,对行业乃至国家发展都十分有利。”一位环保界的业内人士表示,“我国面临着极大的环境压力,很多问题已经超过警戒线。在余热回收问题上,思维变化将会给结果带来转变。”
在国务院印发的“十二五”节能环保产业规划中,余热余压利用设备是节能产业的重点领域。规划特别指出,要完善推广余热发电关键技术和设备,这为余热利用装备企业带来更大的发展机遇。根据“十二五”规划,中国的目标是在2011年到2015年期间增加装机容量20千兆瓦的余热发电能力。预计这一目标在即将出台的“十三五”规划中,将有更高的要求。
目前,国内市场上余热回收率达30%-50%,余热回收利用项目一般造价都在上亿元。中国余热回收利用基本上不到20%,在美国等其他发达国家则已达到50%的利用率。中国余热发电还处于初级阶段,在未来10年中将会有一个跨越式发展。数据显示,截至2013年上半年,从事余热回收的企业已过千家。
“经过我们的调查,全世界的燃气轮机,其中有70%是没有进行余热回收的,尤其是管线上的燃气轮机。管线一般都是在比较偏远的地区,往往非常缺水,所以无需用水的ORegenTM余热回收发电系统这种地域非常适用。”GE石油天然气集团透平机械事业部高级产品经理王忠武表示,“现在西气东输管线上燃气轮机组余热大部分都是排空的,这是一个很大的能源浪费,如果把这部分余热收回来发电,这对我们打造整绿色走廊解有很大的意义。”
“在中国,以燃机驱动和燃机发电基础为代表的余热有很大的体量。此外,对输气管道进行余热回收潜力不仅是在中国境内,GE通过与合作伙伴的合作,已经把业务慢慢拓展到了中国以外。以中亚为代表的区域里已经有大量的机组,我相信这类技术会有很大的拓展空间。”GE石油天然气集团透平机械事业部总经理李蕾表示。
不过,这项技术在中国的应用和推广还面临着一些障碍。
“这样新的项目没有排放任何的污水,非常有利于环保。但是我们现在所享受的电价是以火力发电的标杆电价,没有任何电价上的支持,不像风能发电、光谱发电、光热发电。而且西部电价非常低,这是我们遇到的最大的障碍,否则我们的项目比现在要推前很长时间。”王忠武说。
不仅是余热回收技术,在当前节能环保领域技术的推进仍需要来自市场的认可和政府的引导,正如在4月13日的“中美绿色创新合作交流会”上GE公司大中华区总裁段小缨的期待:“GE希望与政府和国内外企业共同打造一个公开、透明、市场主导的能源生态系统,促进投资、竞争和新技术应用,以应对能效、排放和雾霾等长期困扰产业和社会的关键挑战,为中国能源的未来共同打造可持续发展之路。”
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