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；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；表1世界天然气资源利用比例利用方式；所占比例；中国的陆上天然气资源储量比较分散，单井产量低，自；治理污染应该是利用天然气取得更大社
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 利用方式
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。 直接发电
能源工业自用
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
燃煤（kg/t）
燃煤(kg/t)
燃煤（kg/t）
集中供热锅11.69
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。 15.6
分散采暖锅14.61
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，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 所需燃料的含碳量
燃烧后产生的CO2量
发电时CO2的排放量
发电效率(%)
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2800Kg/MW.h
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　　作为一种全球性能源，天然气在全球的作用正在不断扩大。石油和煤炭等现有燃料面临的制约越来越多，与此同时，能源需求增长势头依然强劲。页岩油气开发取得进展，由此引发的新能源供应来源的增长潜力成为业界讨论的主题。这驱使各国重新思考天然气在能源体系中的作用。虽然在生态环境约束凸显的背景下，天然气发电需求空间广阔，但我国天然气发电行业仍处于起步阶段，目前面临诸多严峻问题。除了上游天然气供应外，天然气发电的主要装备燃气轮机的研发和生产能力的不足也影响了国内燃气电厂的盈利。受这些方面的因素，部分投资方持观望态度或计划推迟项目投产，这些都不利于我国燃气发电行业的健康发展。
　　一、我国燃气轮机发电行业产业链分析
　　我国燃气轮机发电行业上下游产业链主要由三类主体构成。上游天然气供应方包括国内石油公司及城市燃气公司等，发电企业负责燃气发电厂的投资运营，包括燃气轮机等设备的采购，并向上游供气方购买天然气并转换成电力，按照上网电价出售给下游电网公司。
　　国内燃气轮机电厂运营主体分为四类：第一类是以华电集团、华能集团、中国电力投资集团等为代表的国有大型发电央企;第二类是地方政府出资控股的省属电力投资集团及能源集团，如浙能集团、申能集团、京能集团等;第三类是国内钢铁厂自备电厂，应用废气进行高炉煤气联合循环发电;第四类是石油天然气生产企业，如中海油等。另外还有一些外企和港资企业在国内投资进行中小型燃机电厂的投资和运营。
　　二、我国燃气轮机在电力工业中的应用及装机情况调研
　　目前国内的燃气轮机电厂主要采用燃气-蒸汽循环的方式运行，利用天然气燃烧产生的高温烟气在燃气轮机中做功，将一部分热能转变为高品位的电能，再利用燃气轮机排烟中的余热，在余热锅炉内产生蒸汽来带动蒸汽轮机进一步发出电能，同时供热和制冷，在提高了电效率的同时，实现了能源的高效梯级利用，也降低了天然气气供热的成本。
　　分布式发电是区别于传统集中发电、远距离传输、大互联网络的发电形式。以大中型燃气轮机设备为主的天然气分布式发电技术因其经济性、灵活性、安全性、可靠性、环保性、能源利用多样性，以及调峰性能好、适应电力市场发展需要、投资少且风险小等优势使其具有重大的应用价值，成为我国未来电力工业的重要的发展方向之一。
　　根据中电联发布的2015年电力工业统计快报，受政策利好等因素的驱动，2015年燃气发电量亿千瓦时，比2014年的亿千瓦时同比增长24.4%。发电装机容量2015年为6637万千瓦，比2014年的5697万千瓦同比增长16.5%。
　　我国燃气发电主要分布在东南沿海、长三角、环渤海等东部经济较发达、一次能源匮乏、经济承受能力较强的地区。目前国内的燃气发电以华南和华东地区为主，其次为华北地区。各省的燃气轮机电厂装机容量中，广东省比例最高，占全国燃机电厂装机容量的23%，其次为江苏、浙江和上海，各占约15%、12%和9%。
　　三、国内燃气轮机供应情况分析
　　国外燃气轮机供应商主要为通用电气(GE)、西门子(Siemens)、三菱重工(MHI)以及Alstom(现被GE收购)。据不完全统计，不管是装机容量还是装机台数，GE的燃气轮机都占据了国内燃机市场的半壁江山，其次为MHI和西门子。
　　GE燃气轮机在国内电厂装机以9E.03/9E.04(旧款标识PG9171E)为主要机型。随着国内电厂规模的不断扩大，GE公司的9F及燃机成为国内订购数量增长最快的机型。目前，GE已经为国内电厂提供了五十余台9F级燃机。
　　MHI燃气轮机早期主要为国内各大钢铁集团自备电厂提供M251S型高炉煤气联合循环装置，目前主要为国内电厂提供M701F4等F级燃机设备。
　　西门子燃气轮机在国内电厂装机主要为SGT5-4000F和SGT5-2000E等F级和E级燃机。随着国内天然气分布式发电的兴起，国内电厂也开始向西门子订购SGT-800和SGT-400等轻型燃气轮机产品(简单循环装机容量小于100MW)。
　　另外，国内少数小型燃机电厂还使用了索拉透平和日立公司的轻型燃气轮机产品，以及普惠的航改燃气轮机产品。
　　图表：主要燃气轮机供应商产品国内电厂装机容量对比
　　资料来源：高端装备发展研究中心
　　近年来通过引进先进技术和自主创新，我国的燃气发电装备在制造方面已经掌握了部分先进的技术和工艺，拥有了一定的自主燃气轮机供应能力。
　　燃机电厂的国内燃气轮机供应商主要分为自主研发产品供应商和技术引进产品供应商。其中国内提供自主研发燃气轮机发电机组的企业包括沈阳黎明航空发动机集团、哈尔滨东安发动机、中航世新燃气轮机股份有限公司、中航动科南方燃机等公司。主要产品包括QD128、QD70、QD185和QD168系列轻型燃气轮机，以及R0110重型燃气轮机。目前，已经为国内外的电厂提供高炉煤气联合循环项目以及天然气分布式能源项目提供燃气轮机产品。
　　技术引进产品供应商为上海电气电站集团、哈电集团哈尔滨汽轮机厂、南京汽轮电机、东方汽轮机、杭州汽轮机等于GE、西门子、MHI有技术合作的公司。
　　其中南汽具有提供GE公司的6B.03(PG6541B，PG6531B)和9E.03/04燃气轮机的生产能力，GE还与哈尔滨汽轮机厂合作为国内电厂提供9F.03/0.4产品;上汽与西门子合作为国内电厂提供SGT5-4000F和SGT5-2000E，两家公司合作中止后，西门子继续与杭州汽轮机合作提供SGT-800型燃气轮机;MHI在国内主要技术引进单位是东方汽轮机，主要为国内电厂提供M701F3型燃气轮机。另外，哈尔滨汽轮机还与Alstom合作进行GT13E2型燃气轮机的生产，Alstom燃机业务被GE收购后，GT13E2燃机被GE合并到其公司业务中。
　　四、燃气轮机发电产业发展前景及投资风险分析
　　国家发展改革委发布的关于印发 《国家应对气候变化规划(年)》的通知中指出，到2020年，中国天然气消费量在一次能源消费中的比重将达到10%以上，利用量将达到3600亿立方米。根据中电联发布的《&十三五&天然气发电需求预测》，预计到2020年我国天然气发电规模为1亿千瓦左右，其中分布式4000万千瓦。当前我国天然气分布式能源总装机容量缺口很大，发展空间优越，也意味着以天然气发电厂为基点的庞大的装备市场迎来发展良机。
　　未来几年，长江三角洲和东南沿海地区仍将是国内燃气轮机发电的重点地区，而前者的新增燃气电厂数量要明显多于后者。而京津冀地区由于环境治理要求提高以及用电量需求增长，未来燃机电厂需求仍将不断增加。西北地区适合分布式能源的开发，因此在天然气分布式发电在该地区发展前景较好。另外西北地区是西气东输的源头，气源丰富，有利于燃机发电产业的发展。西南地区是我国主要天然气储量分布省份，天然气供给丰富，十分适合发展天然气发电产业，未来发展前景较好。
　　虽然未来我国燃气轮目发电产业前景加好，但目前的国内燃气轮机发电产业投资仍存在一定的市场风险、技术风险和政策风险，主要的风险下见图：
　　为了规避以上风险，政府及国内燃气轮机发电产业运营者应加强天然气布局为燃气轮机电厂提供气源保障，确定切实可行的天然气价格和天然气发电并网价格政策，积极推进燃机国产化水平，并完善国内燃机电厂管理及运营模式。其中，发展燃气轮机技术是燃机发电行业的重中之重。我国重型燃气轮机产业发展基础薄弱，未来还需通过持续努力，在重型燃气轮机核心技术形成和产品研制方面取得实质性突破，实现燃气轮机产品从引进、本地制造到自主研发的战略转变，具备设计、试验、制造、工程、运行和维护完整的系统创新能力，形成具有自主产权、自主设计制造能力的燃气轮机产业。实现完全自主产权的 E/F 级燃气轮机产品进入我国发电市场，满足我国电力市场对燃气轮机发电的需求。
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