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燃气轮机热电联产是利用天然气的合理途径

李宇红 叶寒栋 程永卓 叶大均
清华大学 热能工程系 
北京 100084

【摘要】本文从能源利用、供电安全、环保与经济性等多方面阐述了燃天然气的燃机热电（冷）联产的优势与合理性。结合北京市的城市供电、供暖（冷）等负荷特点，以及电、热、气价格状况，探讨了北京市发展燃天然气的城市燃机热电冷多联供的合理性与必要性。

一、合理利用天然气的原则
    从世界范围看，天然气主要有燃料和化工原料两大类用途。能源行业里主要有发电、城市供能（采暖和做饭）和工业燃料三种用途。化工行业里以生产化肥和合成纤维类为主。表1给出了世界上天然气资源利用的比例。

表1 世界天然气资源利用比例

    中国的陆上天然气资源储量比较分散，单井产量低，自然稳产期短，造成开采成本和井口价偏高。无论是国产天然气，还是进口俄罗斯、土库曼斯坦的管道天然气或进口液化天然气的价格均高于国外。因此，在中国应用相同或较低水平的技术，以天然气作为化工原料的产品必将缺乏国际竞争力。天然气在中国未来的将主要作为清洁能源。而在具体选择的时候，我们应该依据治理污染、高效合理、经济可行三原则进行取舍。
    治理污染应该是利用天然气取得更大社会效益的首要原则。由于城市居民使用燃料分散，单个使用量小，不易于进行排污治理，以气代煤，改变以煤为主的城市能源结构是减少污染的最好出路。这也是国外的普遍做法。因此，将优质清洁燃料天然气用于城市供能，应该是用气的首选方向。尽管城市居民用天然气工程实施起来管网建设投资多，工作量大，用气增长缓慢，但从环保和实施我国可持续发展战略的角度出发，还是应保证其发展，实施鼓励倾斜性政策。
    高效合理用气是指按照能级匹配的原则利用天然气，充分发挥宝贵资源的效益，节约能源。如果将天然气纯作为居民生活燃料和工业燃料，不仅仅是资源的严重浪费。同时，也造成燃气成本过高企业无法承受，管网用气不稳，冬夏季峰差过大，被迫增加管网的调峰配套投资，从而陷入进一步增大供气成本的恶性循环。而根据发达国家发展天然气20年来的经验，发展燃机热电厂是解决问题最有效的手段。燃机热电联产不仅节能，而且有成熟的低NOx燃烧技术，是一项具有高效、低污染优势的用气技术。
    经济性可行是具体的用气方案得以实施的根本保证。随着我国由计划经济向市场经济的转轨，市场机制亦将在城市基础设施建设中起到中枢杠杆的作用。天然气工程本身又是一个庞大的系统工程，从气田开发、管网建设到下游用气项目形成了一个既相互独立，又相互制约、相互依赖、不可分割的整体。因此，任何天然气利用技术都必须在有关政策和价格的体系下，做到经济上的可行，才可能得以推广和应用。否则，难以找到生存空间。从另一个角度讲，为了推进燃气热电联产这一先进的供能系统，应该进一步完善有关政策、机制和价格体系，给予它合理的发展条件。

二、热电联产与联合循环的节能优势
    燃机热电联产实现了能源从高品位到低品位的合理梯级利用，因而高效节能。在这一系统中，视系统容量和系统配置的不同，其综合热电效率可高达 70－90%，达到或接近燃煤及燃气锅炉的供热效率，然而锅炉供出的只是热能，而没有高品位的电能。
    图1和图2为一个常规的5万千瓦级联合循环热电联产系统与相应的常规热电分产系统的能流图，以用户端得到的能量为准，分析比较了热电联产的节能效益。

图1 燃天然气的燃气－蒸汽联合循环热电联产的能流图

图2 热电分产（燃煤供电、燃气锅炉供热）的能流图

    可见，为给用户提供相同多的电能与热能，热电分产所要消耗的一次能源按热值计算比热电联产多出63.73份，即，63.73％。热电分产比热电联产的最终总热效率低29.85个百分点（76.7％－46.85％＝29.85％）。因此可以说，联合循环热电联产比热电分产具有显著的节能效益。
    若采用燃机加余热锅炉的热电联产系统，可得到更高的总热效率。但是，仅燃机发电的发电量少，因此，整个系统的佣效率会降低。
    夏季的集中供冷是热电联产最具发展潜力的应用领域之一。不论是利用机组的余热，采用吸收式制冷，还是利用热电联产的电或输出的轴功直接带动制冷机，都要比采用热电分产的电和热制冷节能。仍以上述5万千瓦机组为例做一简单的测算可知，热电联产制冷相对于纯电制冷和纯吸收式制冷的节能效益分别为27.8％ 和44.7％。因此，应该大力提倡热电冷联供技术。近年来北京夏季持续高温，今年夏季到目前为止的最高电力负荷已达648万kW，给供电造成了巨大的压力，发展热电冷联供可有效地缓解这种局面。此外，还应该指出的是，上述联合循环热电联供系统的热电效率并非最高水平，尚有提高的余地。
    若北京市装备这种联合循环热电联供机组100万kW，则冬季可利用余热供暖近2500万平米（热负荷40kCal/m2.h），发电28.67亿kWh（2880小时）；夏季机组的余热可同时为约820万平米的面积供冷（冷负荷100kCal/m2.h），同时发电约8.8亿kW.h（发电小时1000）。则每年冬夏两季(按4000小时计)就可节约一次能源约54493.5亿kCal≈0.778百万吨标煤≈6.49亿标准立方天然气。因热电联（冷）联供将替代原燃煤锅炉，而一般的燃煤锅炉供热的热效率通常在70－80％左右。因此，燃机热电联供的节能效益将更加显著。燃机热电联供在能耗上的大幅度减少，不仅是对一次能源的节约，而且亦是财力的节约，亦是污染的减少。

三、北京市电力安全与电力调峰的需要
    当前北京市电网中存在的主要问题之一是网架结构薄弱。60年代，欧美的大电网都发生过电网瞬间列解的大事故，这些事故加深了人们对电网中必须配备一定数量的燃气轮机发电机组的认识，因为燃气轮机具有快速“黑启动”的能力，它是最好的保证电网运行安全性和故障快速恢复的机组。根据欧美的经验，从安全的目的出发，在电网中安装8%~12%份额的燃气轮机是合适的和必须的[2]。
    北京供电的第二大问题是市区供电能力不足。每年夏季高温，城区郊区220KV和110KV 变压器满负荷或过负荷或过温情况较多，仍然存在被迫拉闸限电的现象。
    北京市的电力负荷整体呈上升趋势。1999年北京冬夏季里的最大负荷已分别达到6000MW以上和近5400MW，而今年夏季已出现了约6500MW的尖峰负荷。峰谷差亦呈逐年上升的趋势。目前的日峰谷差已达最大负荷的40％以上。冬夏季里的最大负荷差有10%左右。夏季里由于持续高温的天气，大量的空调负荷造成每日电网的高峰负荷，而且造成电网负荷的快速攀升。如果我们将一日里的电力负荷分为基本负荷、中间负荷与尖峰负荷的话，夏季一日里的中间负荷大约超出基本负荷的45%，持续时间约9－10小时；一日里的最尖峰的负荷约有4－5小时，其值相当于基荷的8-10％。冬季一日里的电力中间负荷高出基荷约42％，持续时间在10－12小时；尖峰负荷分为上下午两段，共约6－7小时，约占基荷的近20％。由典型日的数据推论，一年中约3300MW的装机容量可作为电网中承担基本负荷的容量，其机组的可用率可达到85－90％以上。约1200MW的机组容量若按其在一年四季中运行，承担每日里的中间负荷，则其可用率在40％－60％左右。约1500MW将只作为每日尖峰负荷运行，估计其一年中的运行小时在1000－1500小时以内。
    北京市电力供应的基荷部分应从外埠购入。因为该负荷稳定，最适合大型燃煤发电机组或核电机组在最经济的工况下运行。当然，大型燃气－蒸汽联合循环机组亦非常适合担当基荷，但考虑到北京毗邻煤炭资源丰富的山西内蒙，而远离石油天然气源，因此，不推荐采用燃气－蒸汽联合循环机组担当北京电力的基荷。
    中间负荷可以采用外埠购电，亦可以考虑本地电源点解决。若由山西内蒙的大型燃煤汽轮发电机组提供，则这些机组必将因运行时间短、经常压负荷运行和经常起停而严重运行电厂的经济效益。另外，由于汽轮机的热惯性大，功率变化较慢，不能很快地跟上负荷的变化。相比之下，联合循环电厂更适合担当中间负荷。因为，如前所述，1) 它的发电效率显著高于燃煤机组；2) 其机组的机动性和调节的灵活性显著优于汽轮机组；3) 由于大中功率等级的联合循环机组均具有较高的效率，因此可以采用多套机组的配置。调峰时，通过部分机组的起停来调节输出的总功率，这样便可以保持运行的机组在其设计工况附近运行，从而保持了机组的高效率。此外还应特别指出的是，一年中电力负荷的高峰期是冬、夏两季，亦是城市中热、冷负荷最高的季节，建设联合循环热电联产电厂（机组）既可以满足城市供热、供冷的需求，又可以提供电网调峰的电力，可谓“一举两得” 。可以说，热电冷三联供是实现天然气的最佳利用，解决北京市电力季节调峰（大调峰）和城市供暖空调的有效最佳方案。
    应对尖峰负荷的最佳技术方案就是燃气轮机发电厂与抽水蓄能电站，理由如前文中所述。因此，在北京建设一定规模的燃机调峰电厂是必要的。当然，单纯的燃机发电成本比较高，目前无法成为主力。因此，热电冷三联供项目的发展必将逐步成为缓解北京地区冬夏因采暖和制冷引起的高峰与尖峰负荷的重要手段，可有效地起到电力的削峰和填谷的作用。
    综上所述，从供电安全，电力调峰，以及减少输变电损失等几方面看，北京电网中应该在京城郊区装备一定容量的燃机热电联产与联合循环热电联产机组，用于在为城市供热（冷）的同时，提高以季节调峰为主的电力调峰能力；应该装备一定容量的单循环燃气轮机发电机组，用于调节电网的尖峰负荷，保证购电质量。
    这里还需指出的是，北京应该存在一定规模的发展燃机热电厂及电厂的空间。其一，北京市的电并不是百分之百地从外埠购入，据有关部门的报告，目前规划的'十五'末北京地区装机容量将达到5000MW以上，其中将近4000MW均为燃煤火电机组。因此，可将其中的部分燃煤发电机组与热电机组改为燃气联合循环热电机组，或关停部分尚无良好排污处理装置的燃煤机组，代之以若干分散的小区燃气热电站则可取得显著的污染减排效益。再加上热电联产的节能效益，污染减排效益将更大。其二，从供电安全的角度讲，北京地区也必须保证一定的发电装机容量。其三，北京近年来电力负荷的峰谷差持续增加，特别是夏天空调负荷极高，燃气轮机是最好的调峰发电机组，例如，配备电网总容量的8％－12％为燃气轮机调峰机组。若采用燃煤发电机组作调峰运行，一来不经济，二来汽轮机组难以胜任。为满足这些电力和热力的需求，燃机热电联产是最为节能与环保的技术方案。

四、燃天然气的燃机及联合循环热电联产的环保优势
    4．1燃气轮机的环保优势
    众所周知，天然气属于清洁燃料，处理后的天然气中几乎不含硫、粉尘及其它有害物质。燃烧时所产生的污染物主要是NOx和CO2。若不采取任何污染控制技术，各种燃烧设备中燃天然气的SO2、烟尘NOx排放浓度可参见表2，与燃煤相比，“以气代煤”的环保优势一目了然。

表2. 污染物排放因子

注：1) 优质煤仅在茶浴炉、大灶、生产锅炉、分散采暖锅炉和小型集中供热锅炉中燃用。燃烧优质煤可分别减少40％、20％和8％的SO2、粉尘和NOx的排放量。
    2) 由于国内对燃用气体燃料的NOx排放的测试数据不够齐全，这里选用UNEP推荐的LEAP模型中收集的相关数据。
    3) 带“*”者表示实际可达到的排放指标；带“**”者表示国标规定的排放指标。

    近年来，随着发达国家环保标准的日益严格，燃气轮机发电技术中的低NOx燃烧技术得到了长足的发展。目前，可将NOx排放浓度控制在25－16 ppmv（51－33mg/m3）的水平。低NOx燃烧器已装备燃气轮机。排放浓度只有一位数的燃烧器正在开发之中。相比之下，无论是煤燃烧技术，还是天然气锅炉燃烧技术，NOx的控制水平都未能达到此水平。在国家环保局发布的《锅炉大气污染物排放标准》2000GWPD 3－1999中规定，2001年1月1日起，新装锅炉的NOx排放指标为400mg/m3,亦即195ppmv。实际上，我国目前生产的燃气锅炉尚无低NOx燃烧技术，按表3中的数据，供热锅炉的NOx排放浓度为2240mg/m3, 2000GWPD 3－1999中规定的指标是难以实现的。而若采用NOx排放浓度为45ppmv(92.4mg/m3)或25ppmv(51.3mg/m3)的燃气轮机，其NOx排放浓度只有燃气锅炉实际排放浓度的1/24-1/44，2000GWPD 3－1999环保标准的1/4－1/8。燃气轮机在污染控制技术上的先进性不言而喻。
    燃天然气的燃机发电在CO2减排方面也具有显著优势。表3给出了不同燃料燃烧和燃用不同燃料的热力发电厂CO2的排放情况[ 2]。可见，在产生相同的热值的条件下，天然气燃烧后CO2的排放量只相对于燃煤CO2排放量的56％。采用高效的燃天然气的发电机组（如燃气－蒸汽联合循环），在相同的发电量下可将CO2的排放量减少一半以上（相对于烟煤发电）。而燃机热电联产时，单位供能（电＋热）的CO2排放不足燃煤发电单位排放的1/3，接近天然气供热锅炉的排放水平。可见，环保效益显著。

表3. 不同燃料燃烧和其在热力发电厂的CO2排放情况

注： “* "为燃气－蒸汽联合循环发电。
“**”为燃机热电联产的总热效率。

    通过以上数据，我们可以清楚地看到，就技术本身而言，无论是燃气轮机发电还是热电联产，相对于燃煤发电及热电分产都具有显著的环保优势。其优势表现在1）由于天然气本身的清洁性，使污染物的排放水平大大降低；2）由于燃气轮机发电技术及热电联产技术本身的高效性和能源利用的合理性，使在等量的能源供给条件下，污染物的排放总量大大降低；3）由于燃气轮机技术本身在污染控制技术方面的先进性，如低NOx燃烧器，可将NOx及CO的排放浓度控制在大大优于燃气锅炉与国家环保标准的水平。

    4．2 首都环保需要高效清洁的城市供能技术
    城市中的大量燃煤，尤其是在采暖季节，大量的低效高污染的燃煤锅炉及小燃煤热电显著加剧了城市中粉尘、硫化物、氮化物和二氧化碳的含量。
    就北京市而言，长期以来最大的环境污染源是燃煤，煤在能源构成中大约占60%以上，年用煤量达2800多万吨，其中约700万吨为冬季供暖用煤，是世界上烧煤最多的首都。北京已成为世界上大气污染最严重的十大城市之一。以前，进入冬季，月用煤量比非采暖期增加1-2倍，空气呈现为典型的煤烟型污染的特征。1998年四级污染时间超过20周。据北京市环保部门的实测，1997年北京市各类污染情况如表4所示：

表4. 北京采暖期与非采暖期污染状况表[3]

    国家不得不对北京的硫化物、氮氧化物和粉尘的排放提出越来越严格的限制标准，要求北京市到2002年要基本达到大气环境二级标准。
    近两年来，北京市花大力气治理大气污染，大力推进“煤改气”工程，到1999年底基本实现了大灶及4t/h以下小燃煤锅炉的改造。表5显示了这些改造工程在改善大气污染方面的成效。可见，SO2得到了显著的控制，CO 、NOx和可吸入颗粒物也有不同程度的改善，但减排效果并不十分明显。就NOx 和CO而言，常规的燃气锅炉相对于燃煤锅炉并不能有效地减少其生成。而利用带有低NOx燃烧器的燃气轮机则可有效减少NOx及CO的排放浓度和排放量。

表5. 北京市大气污染治理成效示意[4]

    4．3 发展燃机热电联产不会增加北京市的大气污染
    如上所述，就污染点源的污染排放浓度（指标）而言，采用常规燃烧室的燃气轮机的污染排放水平将与燃气锅炉相当；而采用低NOx燃烧器后，将大大低于燃气锅炉的NOx排放水平。就排放总量而言，可以分几种情况分别考虑。
    1） 用燃机热电联产改造或替代北京地区原有的燃煤发电及热电联产电厂，在“以气代煤”的同时又提高了能源利用水平和供能水平，其环保效益显而亦见。
    2） 在北京地区新增一定容量的燃机发电或热电联产机组，以承担北京市日益增大的季节调峰与日调峰任务，同时亦可承担一定量的热冷负荷，也作为北京市供电安全保证的自备电源点。原则上，这种情况下的燃机污染物排放总量将比完全不发电，而只用燃气锅炉供暖的情况有所增加，但由于这部分容量是属于必须增加的部分，如采用其它方式发电都将劣于燃机。因此，尽管污染排放总量会有所增加，燃机发电与燃机热电联产仍是值得发展的。
    3） 作为承担电力基荷以及中间负荷的发电机组与热电冷三联供机组，但已超出北京供电安全保障的要求。由于北京市作为首都的地位和环境保护的要求，使得北京市的供电保障原则是主要依靠从内蒙山西等外埠燃煤发电厂购电，而限制市内电源点的建设，以减少大气污染。因此，原则上，不是北京市供电安全保障所要求的、将会增加大气污染的市内及周边地区的电源点是不应该建设的。但是， 同时我们还应注意到，北京市大量的冬季集中供暖和夏季供冷的热负荷需要由集中热源点供给。目前大量使用的常规技术就是燃气供热锅炉。这样的话，如何从环保的角度在供热与能源最优利用间寻求最佳途径是值得研究的问题。
    不过，这里我们可以就北京使用燃机热电联供与使用燃气锅炉供热加外埠供电进行一个简单的污染排放量的比较。假设外埠发电对北京不造成污染（尽管实际情况并非完全如此），供热（采用燃气锅炉）对北京造成污染。这里我们可粗略地取燃机热电联产的总热效率为80％，热电比近似为1。根据前文算例，设供热与发电的热效率分别为42％和38％。当热电联产提供与燃气锅炉相同的供热量时，热电联产所燃烧的天然气约为燃气锅炉（效率85％）的2倍。则其污染排放量理论上亦是锅炉排放量的2倍。如前所述，燃气轮机中若采用低NOx燃烧器，则在可比条件下NOx的排放浓度可控制在燃气锅炉NOx排放浓度的50％以内，由此可保证在天然气燃烧量增加一倍的情况下，NOx的排放总量并不增加。CO2的排放量将增加一倍，目前尚无简单可行的减排技术。不过CO2作为一种最主要的温室气体，造成臭氧层的破坏，从而影响全球的生态环境。热电联产的节能效果是在总供能水平上对CO2的减排。其余的天然气燃烧排放的污染物，如SO2及粉尘等因数量极少，暂忽略不计。由此可见，就北京市解决城市供暖的角度讲，采用燃机热电联产相对与燃气锅炉与外埠购电可能会增加一倍以内的污染，主要为CO2及NOx（如不采用低NOx燃烧器的话）。不过，CO2尚未列入污染物排放控制标准，NOx可通过成熟的燃气轮机低NOx燃烧器控制在相应的锅炉排放水平之内。因此，污染问题不应成为北京限制燃气轮机发展的主要原因。当然，针对目前北京的天然气量并不富裕、北京作为首都必须尽可能减少污染的具体情况，以及电价等原因，应该慎重审批燃机发电和热电联产的项目。
    另一方面，北京地区的燃机发展应主要着眼于高效清洁地解决北京市的城市供能的需要，特别是热、冷的需求；燃机热电联产再配以蓄能和热泵等先进技术，完全可以实现优于目前以供热锅炉为主的城市供热水平。燃机的发展还应着眼于解决城市的供电安全，提高供电质量，即解决电力调峰与自备容量的问题。
    此外还希望指出的是，有数据显示，北京的大气污染物中有外来者。山西内蒙等产煤区的大量燃煤发电，而污染排放又得不到有效地控制，大量的SO2、风尘、NOx和CO2在污染当地的同时，也将污染到北京，甚至更远的地区，对环境生态的破坏将使包括北京人在内的国人承受。因此，我国的包括北京的在内的业内人士应能够站在全国，甚至全球环境保护的高度，以长远的观点研究和决策一个地区的能源开发与利用的问题，为本地区，也为周边和兄弟地区；为今人，也为子孙后代着想。

五、经济性分析
    要使燃机热电联产在目前市场经济的机制下，在城市供能系统中得以推广，就必须要做到：一、对投资者和经营者有吸引力，即，经营热电的赢利水平不应低于单独经营供热厂的水平；二、对用户有吸引力，即，其供热费用不应高于燃气锅炉供暖水平；三、供电赢利，如果售电上网，则要有一定的竞价上网能力。下面仅就供热和发电的燃料成本与收益做些简单的比较分析。这里，基本数据取自北京市的情况。建筑物的平均供热指标为40kcal／m2.h，每年供暖四个月，共120天，每日24小时连续供暖，则每平米建筑面积一年的总供热量为：115.2 Mcal／m2.a = 0.4823GJ／m2.a。若燃气锅炉效率为0.85，天然气的热值为8400kcal／Nm3，则锅炉每年为每平米供热面积所耗的热量为135.53 Mcal／m2.a＝0.5674GJ／m2.a。每年每平米的锅炉供暖需燃气量为16.13 Nm3／m2.a。
    由于多种原因，我国的天然气价格较贵，远高于世界上天然气的价格（折合0.7-0.8元/m3），且是目前市场煤价的4倍左右。如此高的燃料费用供热，必然导致热价大幅上升。例如北京市出台的城市供暖热价由原来的16元/平米.季上升到28元/平米.季。即使如此，也不能与供暖的燃料费相抵。而电能由于其品质高，目前的电价是热价的3倍（按当量热值计算）。若将来实现峰谷电价，则燃气轮机热电联产将比单纯供热取得更好的经济效益。
    表6给出了北京市的供暖价格。原单位是元／m2.a，按以上数据折合成每GJ的热价。表7是测算出的燃气锅炉供暖燃料费。按锅炉房直燃机等用天然气气价1.8元／Nm3计算。表8是几种可能的电价及其当量热价。表9列出了燃机发电的燃料成本。对一100MW级燃气蒸汽联合循环电厂，若气价1.4元/Nm3，则燃料成本大约占发电总成本的70％。表10则为燃机热电联产按热量法测算的发电燃料成本与供热燃料成本。

表6. 北京市供暖收费标准

表7. 燃气锅炉供暖的燃料成本

表8. 几种可能的电价及其当量热价

表9. 燃气轮机及联合循环单纯发电的燃料成本

表10. 按热量法测算的燃机热电联产的发电燃料成本

注：ηt：热电联供总热效率

    从以上的简单经济数据的分析比较中，我们可以得出以下几点看法。
    1） 燃气供暖热费增加较多。表6显示，与燃煤、热力居民供热的收费水平相比，燃气供热收费分别提高了56％和40％。对于一个70m2住宅面积的家庭，每年的采暖支出要上涨700 元。这笔支出无论对家庭还是对单位或政府都是一笔不少的开支。
    2） 对比表6与表7中的数据可见，目前北京市规定的燃气供暖收费标准相对于1.8元/Nm3的锅炉房采暖燃气价格是偏低的，只大致与燃料费相抵。文献[5]中的数据显示，集中或分散的燃气锅炉房的运行费用为30元/m2.a左右，初投资在30－45元/m2。故，现在的燃气供暖需要补贴，单纯经营燃气供暖锅炉房难以取得经济效益。
    3） 从表6、7、8中的电价数据可见，热价比0.3元／kWh的热电上网电价或民用电价低30％及13％左右。而一般的公用电价0.6元／kWh（估）及商用电价0.9元／kWh（估）则要分别高出燃气热价1.9（居民）、1.1（其它） 倍和3.3（居民）、2.1（其它）倍。由此可见，以燃机热电联产所发的电供应企事业单位，特别是商业单位，可以从节省本单位的大笔购电支出中获得较大的发电效益。因此，经营这种自发自用性自备燃机热电联产有可能取得较好的经济效益。这种方式的热电联产在我国现行的电上网运作与电价体系下尤为可行。同时，还可省去大量的热网建设与运行的费用。
    4） 表9中给出的燃机发电燃料成本数据显示, 就单纯燃机发电上网而言，在燃气价1元以上时，难以承受0.3元／kWh的上网电价。必须要争取到0.5元／kWh左右的上网电价才会有效益。由此，目前单纯燃机发电除了可利用环保优势争取较高电价或环保补偿费外，另一出路就是做调峰机组，得到调峰的高电价。
    5） 表9中的数据还说明，当燃机热电联供时，如总热效率达到７５％以上，发电供热时间在5000小时以上，燃机热电厂能按市价收取热费，则在考虑了电厂折旧，修理等其它运行费用后，仍有可能将电价控制在0.35元左右。因此，燃机热电联产是在现行的热电价格体系下，既环保效益显著，能源利用率高，又经济上可行，具有一定市场竞争能力的供能方式，是我国发展燃气轮机发电技术与市场的方向。热电冷三联供可使机组有较长的年运行小时，供能项目多，效益好，应积极采用。
    6） 表9中的数据还说明，降低天然气气价、选用大功率高效率的机组、热电联产是提高经济效益的方向，争取到较多的运行时间亦是重要因素。当前，若建设发电上网的燃机热电厂，较有利的项目是改造城市原有的规模较大的集中供热的燃煤热电厂及锅炉房，以气代煤。这样，既可选用高效率的机组，又便于得到优惠价格的天然气、较多的年发电上网小时，以及利用原有的集中供热管网，降低初投资。此外，还应该利用燃机机动性好的特点，实行优化运行，利用峰电时间多发电，获得较多的发电收益；利用谷电时段多产热，保证供热，可取得更好的经济效益。
    7） 关于燃气发电的电价，应体现按质论价的原则，计及环保贡献，像供热收费按质论价一样，实行高于一般煤电的上网电价，以有利于燃气热电联产这种先进供能系统的推广和发挥效益。若参考北京市目前的燃气供热价格，体现电与热品质之间的差异，即电能的佣值是热能佣值的两倍以上，天然气发电的电价应当是燃气供热价的两倍以上，即应高于0.5－0.6元/kWh。当然，燃气发电的电价制定还需考虑发电成本和煤电电价等多种因素。
    8） 关于燃机热电联产的热价，单纯从热量的角度讲，燃机热电联供的供热单位燃料成本甚至高于燃气锅炉的供热燃料成本，因为联产机组的总热效率可能低于锅炉效率。但是，由于热电联供中所提供的热量属低品位的热。因此，从能量质的角度讲，联供的热价应适当低于燃气直接燃烧供热的价格。这既符合火用的概念，又有助于引导热用户选择热电联产的热，从而促进热电联产的发展。热电经营者相应的热费减少应从供电的收益中得以补偿。

六、 燃气轮机及热电联产的其它优势
    燃机电厂及燃气-蒸汽联合循环电厂还具有以下优势：
* 平衡天然气用气
    燃气轮机及其联合循环机组具有85％－95％的可用率，几乎可以终年运行。因此可以成为天然气管线上的天然气的稳定大用户。现代的燃气轮机均安装了双燃料喷嘴，在天然气管道的用气高峰时间段里可以改烧轻柴油。因此，燃机发电及热电机组可以减少天然气长输管线的季峰调节压力，并可以利用燃机热电厂应急储备的压缩天然气罐及储油罐，平衡管道的日用气峰谷差，从而可作为管道日调节装置。从而，有利于降低气价，节约储气罐建设费用。
* 设备灵活，便于调峰
    燃气-蒸汽轮机联合循环电厂的设备调节灵活性大大优于煤电和核电设施，其中燃气轮机在这方面更具有突出的优势。燃气轮机起停迅速，并可以实现所谓的“黑起动”。以PG6561B燃气轮机为例，其正常起动（从零负荷到满负荷）的时间是16分钟，紧急起动的时间只需10分钟。因此，特别适合承担电网中的最尖峰的负荷。燃气－蒸汽联合循环相对于等功率的汽轮机而言，亦在起停时间上占有优势，尤其是在调节季节性峰谷差，以及每日的基本峰谷差方面具有优势。因此，为缓解北京市逐年加剧的电力负荷峰谷差，提高电网的供电质量迫切需要建设一定规模的燃气轮机单循环和联合循环的机组。
* 节约用水： 
    单纯的燃气轮机电厂无需排气冷却系统，因此，无需冷却用水。燃气-蒸汽联合循环的蒸汽轮机仅占总容量的1/3左右，所以用水一般为燃煤火电的1/3左右。由于凝气部分的发电量在全系统中十分有限，亦可采用空气冷却方式，用水量近似为零。节水对于严重缺水的华北、山东和西北地区是重要的优势条件。
* 占地节省：
    由于没有煤和灰的排放，又可以使用空气冷却系统，燃机电厂的占地仅为燃煤电厂的10-30%，节约了大量的土地资源，这对于地少人多的中国也是非常重要的。
* 造价低廉： 
    按照国际标准，大型联合循环电厂的工程总投资交钥匙的单位千瓦造价为300-500美元，而大型燃煤电厂加脱硫设施的造价为900- 1000美元。
* 建设期短：
燃气轮机系统发电的建设周期为8-10个月，联合循环系统发电及热电联产的建设周期为16-24个月，而燃煤火电厂需要24-36个月。这一优势可以使市场预测周期缩短，避免出现发电能力过剩的局面。

七、结论
    1. 随着我国的社会进步和经济发展，天然气成为主要能源将是一个必然的趋势。天然气利用应遵循环保、高效和可行的原则。因此，应积极鼓励并发展用于城市供能的燃机热电联产，并将其作为我国今后天然气市场的主要利用方向。这不仅是国家环境保护这一基本国策的要求，也符合国家提高能源综合利用效率的长期产业政策。
    2. 燃气—蒸汽轮机联合循环热电冷联产，实现了一次能源的合理梯级利用，提高了能源的利用率，带来了经济效益，而且使得污染物的排放量大幅度的减少。
    3. 用清洁燃料改变城市供能结构刻不容缓。用天然气锅炉取暖，能量利用不合理，经济上也不可行。采用燃机热电联产，不仅能减少CO2，SO2等污染物的排放量，而且由于燃机的低NOx燃烧技术，能够使以气代煤后，NOx排放浓度仍然居高不下的问题得到较好的解决。
    4. 从我国热（冷）负荷来看，冬季北方地区必须供热，夏天全国大部分地区必须供冷，同时，由于我国城市普遍人口密度大，建筑物密集，联合循环热电联产完全具有广大的市场。
    5． 从电力负荷与供电保障情况看，北京市适合发展一定规模的燃机热电联产机组。
    6． 为了使燃机热电联产更加健康的发展，还有一些需进一步研究的技术问题，同时在政策法规上还应进一步完善，包括合理的气价、电价和环保税收与奖罚等问题，以引导和保证我国的天然气工业和燃气轮机热电事业健康地发展，使城市供能结构趋于合理，取得更大的社会与经济效益。

参考文献：
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[2] 焦树建，燃气－蒸汽联合循环，机械工业出版社，2000
[3] 周天洪，大量引进天然气，还首都一片蓝天，'99北京城市大气污染防治学术研讨会论文集, 39-45
[4] 北京市人大十一届三次会议政府工作报告摘要之一。北京晚报，2000年2月15日
[5] 李先瑞、韩有朋，赵振农《住宅区采暖方式的选择》，《北京节能》， 1996.6, P3-6