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积极推进燃用天然气的燃气-蒸汽联合循环热电冷联供系统在我国的发展叶大均 李宇红 周文华(清华大学 热能工程系)
天然气（NG）是世界上七十年代以来发展最快的能源，目前其年耗量已经接近石油，并将最终取代石油，成为二十一世纪初中期世界上最重要的化石能源。 由于种种原因，我国的天然气工业发展滞后，1998年生产量约为200亿M3，只占全国能源总量的2％，非但远远低于先进的工业国家和石油生产国，也低于发展中国家的平均水平。近年来国家加大天然气的勘探和开发力度，储采比已大于60%，具备了快速发展采气的条件。除了四川和各大油田的老生产基地以外，陕甘内蒙、青海柴达木、新疆吐哈盆地、海南莺歌海和东海大陆架，都已具备和正在形成大规模开采的条件，天然气产量翻一翻的局面很快就将形成。此外，从俄罗斯和独联体国家大规模引进天然气的谈判即将完成并转向实施，海外投资开采的工作也在加速进展，加上国家已批准在华南建站购进液化天然气(LNG)300-500万吨，如果从现在起，重视并大力开发蕴藏丰富的煤层气，估计到2005年前后，我国天然气的总消耗量可达1000亿M3，约合1.2亿吨标准煤。可占到当时能源总消耗的6.0-7.5%。我国天然气的工业应用时代即将到来。 尽管我国的天然气正以超常速度发展，但毕竟在能源的总结构中只占很小的比重。我国以煤为基础的能源格局不会产生本质的变化。就全国而言，洁净煤技术仍是能源技术的立国之本。正因为如此，慎重选择天然气的用途，明确应用天然气的发展方向，非但对天然气工业本身意义重大，在一定程度上会影响我国的某些工业发展模式和城镇的发展模式。这是在天然气工业发展之初应该仔细斟酌的问题。 从能源应用的角度看，天然气的优点是显而易见的。它燃烧转化效率高，设备配套齐全，污染极少，而且可以通过管道长距离输送，这些优点正是世界范围内天然气迅速发展的主要原因。在我国，影响天然气大规模应用的主要障碍是其价格，更确切地说，是其能量成本。表1[1]所载是北京地区各种能源的能量成本比较。 表1 各类能源的能量成本比较（北京地区）
注1：1999年北京市规定市区一律用低硫煤。 注2: 北京市天然气供应价格：民用为1.4元/立方米，工业用为1.40-1.80元/立方米，最大可能降至1.20元/立方米。产地附近地区可能价格为1.00元/立方米。 这一比价与国外差别很大。例如，美国的天然气与优质低硫煤的能量成本比大约是1.58，而我国则达3.47。简单地说，按现行的汇率，中国与美国低硫煤的价格大体相当，而天然气价格却高出约一倍。这样的价格比在较长时期内不会有根本的改变。 昂贵的天然气价格使得它在工业中应用十分困难。一般说来，采用高成本清洁能源的领域应具备以下基本条件之一。即，（1）为了改善环境或工艺条件所必须的场合，其增加的能量或成本可以合理地分摊或消化，或基本由环保经费对销。（2）由于改用天然气，使得能量利用率大大提高及服务项目增多，其收入可大大冲淡能源成本的增幅。（3）产品具有很强的国际竞争力，可以自行消化或大部分消化能源成本的提高。 我国的能源消费结构中，工业占70%以上。除能源工业本身（指能源开发与加工）以外，冶金、化工、发电和建材工业是主要的用能大户。从近期（至2005年）情况分析，冶金、化工和建材工业有国际竞争力的产品不多，消化能源成本的幅度不大，用能中以气代煤的可能性较小（当然不排除个别企业以气代煤的可能性）。发电行业是以气代煤最有竞争力的潜在行业。表2 是清华大学焦树建教授针对美国的实际情况[2]，对各种不同发电方式所作的比较。表3 则是国外简单的环境效益比较[3]。应该指出的是表2 所列的燃用天然气的发电机组是燃气-蒸汽轮机联合循环，其供电效率已达46%以上（今可达60%左右），而表3所列天然气发电则为一般的蒸汽轮机发电机组，其发电效率与燃煤机组大体相同。如果改用联合循环且加装低NOx燃烧装置，NOx排放量可是表载数据的1/2。 表 2 几种不同的发电方式发电成本的比较
注：* 目前联合循环的供电效率已达54.4％ ** 把液化天然气的设备费全部考虑到燃料费中去 *** 1995年美国管道输送的天然气的实价 表 3 1000MW发电站三废排放量
注:1. 该数据是1974年威尔逊和琼斯根据当时技术水平测算而得。 2. 燃煤电站燃煤3×106t/a, 煤中含硫量为2%, 27.5×106kJ/t, 电站热效率为38%, 飞 灰除尘率99%, 无烟气脱硫装置。 3. 燃油电站燃用残渣油2×106t/a,油中含硫1％，灰0.5%,装置效率同燃煤电站。 4．天然气电站燃用天然气2.2×109m3/a,天然气热值3.70×104kJ/m3。 从表2 和表3 的统计数据可得，对于美国这样的能源比价，采用天然气联合循环发电，其发电成本已经与不带烟气脱硫装置 （FDG）的常规燃煤电站相当，而比带FDG的燃煤机组更具有竞争力。这就是近十年来美国和欧洲（包括俄罗斯）在发电领域大量采用天然气联合循环的主要原因（据美国工程师协会的统计，世界新增发电能力的55%以上是燃用天然气的联合循环）。此外，便于调峰运行也是这种发电方式的突出优点。 鉴于天然气联合循环发电成本中燃料费用占了65-70%。在天然气价格昂贵的我国，其竞争力大大下降。按发电成本比较，其成本大约会是带FDG的常规发电机组的1.2倍。亦是由于价格昂贵，我国目前尚没有装备达到欧美国家脱硫脱氮标准的发电厂，因此，大量装备天然气发电就更困难了。我们认为，除了电网调峰的特殊需要、天然气产地或经济发达地区环境的特殊要求的个别情况试点以外，在近期装备先进的大型天然气燃气-蒸汽联合循环发电装置（单纯发电）的条件还不成熟。 我国城镇中的服务业（主要指的是生活）用能约占全国总能耗的20%，虽然该数据由于统计渠道分散，交叉，且城镇发展模式变化较大，不一定很准确。但它是用能的重要部分且为发展得最快的部分却是事实。城市中人口集中，大量采用固体燃料为主的能源结构，造成了大量的空气污染和交通堵塞，应该说已到了不可忍受和必须紧急治理的程度了。十年前有识之士就提出在城市服务领域内优先使用优质能源的观点，鼓吹改变城市，特别是主要大城市的能源结构问题。应该说，天然气是城市优质能源的最佳选择。天然气就其清洁与方便的特性，还没有其它能源可与之比较，同时用管道输气代替汽车运输大量的煤和固体废弃物（灰），可大大缓解运输的压力。同时也减少了环境污染。因此，我们认为宝贵的优质能源天然气应该是以主要城市的服务业为其主要利用方向是十分合理的。 城镇生活能源最主要的用途在于炊事燃料和供暖（冷）用能。 由于中国人的饮食习惯，电炊难以推广，炊具又直接针对操作人员和整个家居，污染的影响对人最直接，所以，首先应该在炊事领域中以天然气代替煤（已经用煤制气和液化石油气的家庭可以暂时保留，待天然气供应量扩大后逐步替代）。按北京市当前实际情况统计，每人每年炊事用气约为64 M3/人.年，按全国城镇人口4亿推算（广大农村用炊事燃料是极重要的问题，应有更现实的方案，我们将另写专文探讨），全国约需256亿M3/年的总气量。当前我国主要城市的气化率已达80％左右，天然气难于到达的城镇用气代煤还不现实，因而，在新增天然气产量中这部分的压力并不会很大。 我国幅员辽阔，三北地区北方地区必须供热，南方地区必须供冷，而广大中原地区从实际需要来看，夏季也必须供冷，冬季应该供热。这是经济发展中的国家必须考虑的问题。事实上，相当多的城市和居民已经用不同的方式来实现这个需要了。建筑物（更广泛、更确切地应称人居环境）内的温湿度调节用能是城镇中生活用能的主体部分。按人均建筑面积15M2/人（包括公务和商业用房在内－目前北京市的实际情况），按城镇人口4.0亿计算，人口分布北方30％，南方20％，中原50％计，其建筑物内供暖（冷）总量约为49亿GJ/年，合天然气1640亿M3/年。详见表4。 表4、建筑物内供暖（冷）用能估算
注：年供能总量 13.61+6.48+28.95＝49.04亿GJ/a 天然气热值 35.2MJ/m3 天然气供热效率 0.85 年天然气总需量 49.04/0.0352/0.85＝1639亿m3/a 每年1600亿M3天然气解决全国城镇的建筑物内供能，虽然在近期内不可能实现，但不能不认为这是一种合理的方向。只要分清轻重缓急，合理分摊费用，运用市场力量，在条件成熟地区逐步推广，这一目标是能逐步实现的。
天然气向建筑物供热（冷）能否实现，关键还是经济问题。在当前的管理体制和居民的收入水平下，是非常困难的。无论是集中供热还是分散型的供能系统，居民的负担都会大幅度增加，甚至超过实际经济或心理承受能力。按目前的管理体制，新增加的供热费用也无法收回。必须要创造一种新的体制，将供热方式由福利型转化为商业服务体制，并从技术上、经济上和管理上确保负担合理，投资者、经营者有适当的利润，居民也负担得起，因环境改善付出代价十分合理，这样，上述目标才能逐步实现。 从技术上看，必须要使天然气的能量充分利用（至少应和燃煤锅炉热能利用率0.80~0.85相当），而且要使其发挥最高的经济效益，这样就必须考虑能源的综合梯级利用。我国的热价无统一收费标准，以下讨论均以北京市市区为例。供热费标准18元/平米.季，供热时间为120天（2880小时），供热能量为0.21GJ/平米.小时，则相应的热价是29.76元/GJ。北京市的实际售电价格是0.41元/kWh，折合为113.89元/GJ，电价与热价的比为3.83，因此要发挥天然气的经济价值，电热联供是唯一合理和现实的途径。以当前能够实现的燃用天然气燃气蒸汽联合循环发电供热系统为例来初步分析其经济性。联合循环发电效率40％，扣除厂用电2％，供电效率为38％，则每立方米天然气可发电3.7kWh，供热效率为45％，扣除管路热损5％，每立方米天然气可供热14.08MJ，按北京市现行的电、热价格，则1立方米天然气可实现的价格为1.94元，略高于目前的天然气价格1.40~1.80元，这大体上是可以接受的。当然，由于电站建设的资本成本和维修费用以及税收，上网的实际电价还是应当超过目前的售电价格。从环保效益来看，这肯定是值得的。简单的计算可以看出，联合循环发电供热（冷）系统既合理地梯级利用了天然气，收到了良好的环境效益，又合理地增殖了能量的价值，是最合理又最现实的应用天然气的场合。 在城市中应用天然气，除了要承担高昂的燃料价格外，还要解决均衡用气的问题。城市输气管网系统不允许用气量极不均匀，否则庞大的储气罐将是一笔巨大的开支。燃气蒸汽联合循环发电供热系统正是一个极好的天然气管网调节系统。在热电联供时，可通过热电比的改变，适当调节气、热、电的负荷，在不供热（冷）期间，则可用调峰发电的方式来调节气和电的峰谷差。 我国城市的热电联供事业，国家从60年代以来，一直是大力提倡与促进的。然而近40年来虽然也有一些发展，但进展很不理想，甚至远远落后于一些住宅分散不适于区域供热的国家和地区。管理上热、电分割，利益干扰，电价、热价不合理等都是重要甚至是主要原因。从技术上讲，电热比太小，经济上收益不够明显。供热范围大，则管网建设费用太大，范围过小，则比投资过大超过业主的经济承受能力。以热定电的政策使得电网调峰压力增加。这些都是推广热电联供这种先进供能系统的实际障碍。燃气蒸汽联合循环发电供热系统正好是解决这些困难的最佳方案。首先其电、热比大体上可以达到1，可以大大增加燃料的价值；其二是燃气轮机的效率主要取决于燃气的初温，而与机组大小的关系较小，因而配置灵活，特别适合于我国大院式（一定规模的小区）的联供模式。前已述及，由于系统配置灵活，便于按电、热负荷的实际需要进行调节，因而联合循环将为热电联供事业在技术上奠定扎实的基础。 现在各省市都在规划引进天然气，且无一例外的以燃气蒸汽联合循环发电供热系统作为其基本负荷，这一选择是合理的。但是我们认为有几个问题应该慎重考虑：一是必须根据城市的经济实力和技术实力，进行慎重的试点。试点一定要选在稳定的热负荷，有一定调高电价承受力，技术管理水平较强的人口密集地区。这样，开支的适当提高完全可以用较高的环境改善效益来抵销，使居民得到真正的实惠，这样试点才能成功，才能逐步推广。二是要选择小区的规模，不能盲目追求大。一般说来，由于燃气轮机的发展，其性能与容量均随年代同步提高，大功率的机器供电效率会高些，但从天然气的供应发展速度、供热经济范围及城市建设和配套设施落实等实际情况来看，我们认为选择发电功率为50～100MW，供热面积为100～200万平米的小区最为合适，详见我们写的另外论文。三是联合循环技术性能的关键是燃气轮机的性能，应该认真选择性能价格比高的燃气轮机。四则是政府和规划部门必须仔细研究政策和优惠条件，使得该试点小区的发电与供热都走向规范的市场竞争，充分利用市场的力量，搞好试点并逐步推广，甚至可以将天然气的开发、管道建设与热电联供系统上下游结合起来，形成良性循环的市场机制。 还是以北京市的实际情况来进行分析。北京市现有建筑面积共1.9亿平米，其供热现状分布如表5所示： 表5 北京市现有建筑面积的供热状况
注：均以0.21MJ/ m2.h供热标准，供热期120天计。 光解决供热即需天然气41.4亿立方米/年。如全部改为热电冷联供，按保守的估计，天然气需要量大约是上述数字的4倍。显然，从天然气的供应来看，是不现实的，从城市供能平衡来看，也是不必要的。 着重从环境改善效应措施来看，城市集中供热部分，无论采取热电联供或大型热水锅炉供热，都有可能采用高水平的洁净煤技术（高效率的除尘、彻底高效的脱硫、脱氮技术）来解决，且供热点一般离人口密集区较远，可不作为天然气替代的先行。完全分散的小炉应暂时以先进的电热泵供能。需要解决的重点应该是分散的小锅炉（占54％）和小区供热部分。从技术经济上看，改造2t/h，4t/h小锅炉技术上困难，经济上不可行。只有通过城市的改造，逐步集中至小区（占建筑面积的21％）才比较现实。因此，城市优化供能系统的改造应该从小区供热（冷）开始。“我们对一满足200万平米供热面积小区热冷需求的燃气－蒸汽联合循环热电冷联供热电厂进行了实际测算。热电厂中装备两套无补燃的S106B燃气－蒸汽联合循环系统，总装机容量100MW。冬季供暖运行3600小时，夏季供冷运行1080小时。全年共耗天然气近1.27亿立方米，可发电约4.55亿kWh。按以上方式估算，北京约4000万平米的小区供热面积可装备以上规模的联合循环热电厂20个。一年中单在供热供冷时间里运行共需天然气25.4亿立方米，除增加了夏天供冷服务外，还提供了电力91亿kWh，若春秋季再参加调峰运行320小时，全年可发电97.4亿度，约占97年北京市总用电量的35％。如果将此发电量作为城市用电的保证负荷，其余部分由华北电网外供（主要靠内蒙输电），则北京市区可减少小汽轮机发电容量2000MW，这些小汽轮机的发电煤耗一般较高，若按平均0.4kg/kWh计，全年可少烧发电原煤约600万吨，大大增强了其间接的环境效益。这样的改造程序，既是合理的，也是现实的。 根据以上分析，全国的天然气代煤工程，应从居民供能电热冷联供系统为重点，全国城市中应从主要城市和天然气管线沿途城市开始，城市中则以小区供热为起点，做好试点，在政策引导下，按市场规则逐步推进。 一个先进的联合循环发电－供热系统首先应该具备很高的总能源利用效率和发电率。提高能源利用率，不但节约了燃料成本，更重要的是在人口稠密地区少用能源，间接的减少了污染，而提高发电效率更直接的使燃料增值，这对于价格昂贵的天然气有十分重要的意义。 从简单的热力学分析可知，不补燃的联合循环比补燃机组发电效率要高，而不补燃的联合循环发电效率的关键是燃气轮机的效率。参考现有的燃气轮机性能表，40MW级的典型机器（适合于60MW级的联合循环）－GE的PG6561B的效率是31.8%, 70MW级（适合于100MW联合循环）的Siemens V64.3A的效率为36.8，而同样是Siemens的V94.3A发电效率则达38.0%。仔细分析这些机器的性能可以看到，并不是发电效率与燃气轮机的功率直接关联，而是随着年代的推进，燃气的初温在逐年提高，空气动力学上的进展等因素使得机组效率在不断提高。正是近20年间，随着天然气的大量应用，燃气轮机在发电领域的进展极大，促使燃气轮机功率大幅度提高。前面分析，我国当前的市场主要不是单纯发电，而是热电联供市场，需要的燃气轮机功率等级在40－70MW为宜，因此市场上应着重开发中等功率但燃气初温在1300° C左右的燃气轮机，使燃气轮机的发电效率达到38％，联合循环的效率达到55％左右的水平。 联合循环的能源利用率除了燃气轮机的效率因素外，主要是系统配置合理，要合理利用余热锅炉和汽轮机抽汽的能量以及排汽的能量。与一般的锅炉不同，燃气轮机燃烧室中的过量空气系数比较高，因此余热锅炉的烟气排气量就比较大，排气损失是联合循环能量利用中的主要损失。因此仔细的安排汽水系统，设计好燃气蒸汽功率比，务使排气温度降至105° C左右。为此在余热锅炉中可能要安排双压或三压系统，才能达到85％左右的能源利用率。 联合循环发电供热系统都是建于人口稠密地区，必须十分注意减少环境污染。除了要减少噪声对周围居民的影响外，更主要的是减少NOx 的排放。对于燃用天然气的燃气轮机，已有成熟技术有效地降低NOx，我国已有喷水和喷蒸汽的机组在成功运行，但从节约用水的角度看，我们认为更应开发干式降NOx技术。文献[7]中介绍了干式降NOx的原理与实例，应在第一批试点机组上引进或开发使用。 燃气-蒸汽联合循环发电供热系统处于天然气管网、电网和热（冷）网三个网络之中，热和电的需求当由用户和配电系统控制，而天然气供应站又不允许供气的负荷有很大的变动，这三者往往会产生很多的矛盾，特别是保证供热稳定条件下要有较大的电力调峰能力，这不是很容易完成的任务。要实时的调整抽器量，必要时在系统中增加蓄热环节。因此，这样的系统应该配备状态监测、仿真计算和优化调节的专用系统。 我国正处在燃用天然气的燃气蒸汽联合循环发电供热系统的发展阶段，市场容量较大，前景看好。同时，我国已经具备设计、制造、装配和优化运行这种系统的能力。试点单位应和设计部门、设备制造企业密切合作，设计装备出供试点单位用的50MW和100MW级两套典型机组，务求在市场启动之初做到尽量完善。在一定意义上讲，天然气的工业应用可以为热电联供增加新的动力，更重要的是为中小型发电设备行业提供了一个很有生气的市场。我们希望国家要为这种机会提供政策指导与优惠，使得这一事业得到健康发展。
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