天然氣聯合循環改造為工業冷熱電聯供的技術經濟分析

    本世紀初我國大的發展天然氣LNG以來，隨著接二連三的LNG項目批準立項，正在建設和規劃一大批天然氣聯合循環(NGCC)電站；由它們承擔60-80％照付不議的進口LNG。與大鵬LNG接收站同步建設的東部、前灣、惠州、珠江等5個2或4×9F NGCC機組 (750MW-1.5GW)均己建成。珠三角地區以南沙華潤、中山南朗、東莞樟洋、蘿崗協鑫等電廠為代表的一批30多個2×9E NGCC機組(360MW)，有的也已建成。此外，深圳、東莞原來還有一批燃油的3或2×6B級CC電站正在改造為燃氣。繼我國第二個中海福建莆田LNG項目4×9F NGCC機組將在年末建成之后，還有上海、江蘇、大連等十來個LNG項目及配套的NGCC在建。

    隨著2004年以來國際LNG長期貿易價格隨石油漲價而不斷提高，國內天然氣／煤的等熱值比價已達到2.5—3.0的臨界值；NGCC電對煤電已沒有競爭力，面臨虧損；僅能在高補貼下作為調峰電站運行。然而，調峰允許年運行時數的減少，使投資效益降低、成本增加。同時，作為原規劃LNG項目下游占60-80％天然氣的****合同用戶，NGCC電站虧損對LNG項目的經濟性和市場的開拓也造成了沖擊。

    與此同時，作為我國工業節能減排的重點目標的大城市工業集群區域大量燃煤鍋爐的排放污染治理和能效提高，原本是靠改用天然氣來完成的。而在天然氣煤的等熱值比價已達到2.5—3.O的情況下，企業無法承受簡單地以天然氣替代煤所產生的巨大經濟負擔。面對這種兩難的局面，許多地方都在策劃停開多個燃煤中小型發電機組或鍋爐，把它們的C0₂、S0₂排放指標拼湊起來，按照國家發改委的規定的燃煤熱電聯產(CHP)最低600MW的門檻，上報國家發改委立項獲批準上600 MW燃煤CHP機組。但是，湊足600Mw的排放指標已屬不易；即使湊足了，也只是相當于“上大壓小”和燃煤CHP對節能減排的貢獻。遠不如天然氣CCHP的效果。

    據統計，全國有工業鍋爐52.74萬臺，85％燃煤，其余大部分燃油；總熱負荷125.4萬Mw。另有熱水鍋爐14.94萬臺，負荷49.75萬MW。在總數近80萬臺鍋爐中，10t／h的鍋爐僅占總數的8％。2007年全國共耗煤25.5億噸，80％用于發電。約4億噸t／a工業燃煤(折合2.6億tec／a)用于幾十萬臺低效率的小鍋爐和窯爐。但所造成的污染，可能與10多億t／a大電站燃煤的污染貢獻相當。

    從根本上和全局角度來說，這乃是我國天然氣節能減排替代的主戰場。特別是在東南沿海地區。以天然氣替代小鍋爐的熱力學第一定律效率比1.4計，替代4億噸t／a燃煤折合2.6億tec／a約需天然氣1500億m³。如果采用天然氣冷熱電聯供CCHP，將耗用天然氣2000-2500億m³；但同時將以最高的效率聯產就地直供的廉價電。然而，如何以相對集中的天然氣CCHP替代極其分散的工業燃煤設施，則是所面臨的現實問題。

    發達國家近30年來以天然氣清潔能源替代煤的轉化歷程中，發展了“天然氣冷熱電聯供(NGCCHP)”成熟技術。例如過程工業中的鍋爐和大型工藝加熱爐采用前置燃氣輪機已經非常普遍。并且推動了幾Mw到幾十M1中型燃氣輪機(如美國Solar、日本川崎等品牌及俄羅斯、烏克蘭等廠家)產業的發展。中國由于近幾年才礦石發展天然氣，所以剛剛開始采用上述技術。例如今年投產的青島和惠州兩個千萬噸級煉油廠，都采用了燃氣輪機(70MW左右)加余熱鍋爐的蒸汽動力系統。

    現在的問題是：當初規劃、現已建成和這在建的大批9F和9E機組，都是配合LNG項目的純發電的聯合循環機組；沒有考慮與工業能源供應的結合。不僅規模過大，而且布局分割。能否把NGCC改造成NGCCHP，  “一箭雙雕”便成了亟待解決的重大課題。

本文將對此進行技術經濟分析。

    一、NGCC與CHP和DES／CCHP的經濟性比較分析

  1．不同規模的NGCC的經濟性及與天然氣價格的關系

    在上網電價0.6￥／kwh，NG分別取1.7／3.0￥／M³條件下：

單位投資，￥／kw 9E 3700  9F 3000

聯合循環(CC)效率，％    52    57

LNG低熱值(LHV)kJ／m。    37399    37399

發電氣耗(rn3／kwh)    0.185    0.169

產電燃料成本，￥／kwh 0.315／O.555 O.287／0.507

    以9E機組為例。條件：①單循環發電+高壓余熱鍋爐+抽凝機組發電供1.3MPa工藝用汽，按****抽汽量120t／h運行計算)；②以9E為例，投資加上直供汽電網建設費￥2000／Kw，電價0.83￥／kwh：③考慮環境效益，蒸汽價格按比燃煤供汽價格高10-20％計。

    經測算，抽汽壓力為1.28-1.31Mpa，溫度為250⁰C，單臺****抽汽量可達120噸／h，供汽參數為壓力為O.785-1.2Mpa，溫度為250-300⁰C。此時，汽輪機運行參數見表1：   

表1汽輪機運行參數

 

    在天然氣價格￥3．0／m。，發電通過自建區域電網就地直供附近工業用戶，燃煤汽價￥150／t條件下，項目的經濟性數據見表2：

 

    可見，CHP系統可比NGCC承受高得多的天然氣價格。如果由于環境對排放總量的限制，不許燃煤，只能直接然用同一價格的天然氣產蒸汽，鍋爐效率為90％，單位蒸汽耗燃氣量為91.1m3／噸，蒸汽燃料成本將達到273.2￥／t。用汽廠家的經濟效益可達273.2-94.4=￥178．8／t，120t／h蒸汽，合21456￥／h，按年運行4000h計算，年效益為或8582萬元／年。

    條件：①在上述2的基礎上，增加區域供冷DCS，按自產電直供壓縮循環制冷為計算基準，抽1Mpa蒸汽吸收制冷大致相同，年運行2000h，[供冷量按照城市DES／cCliP負荷比估算，用王釗數據]；②再加集中供應生活熱水DHS，用大學城數據。對照價格：電中央空調天然氣熱水器價格

仍以9E機組為例和2的經濟條件，計算得到的項目經濟效益為：    

 按購買電價與上網電價差為0.9-0．6=0.3元／kwh，電制冷耗電功率為30MW，制冷量為120 MW(系統COP取4.0)，則年效益為1800萬元／年。

    須指出，在熱電比更大時，可以改用背壓汽輪機，供氣量可達150-180t／h；為適應蒸汽用量波動的柔性需求，可以增設一臺較小的1.3 MPa凝汽機組，在蒸汽用量小于背壓汽量時避免放空。

  4．結論

  由上述比較可見，9E機組為基礎的DES／CCHP方案比NGCC和CHP的經濟性都大大改善。9F等機組也是一樣。細致的分析可以發現：這一方面是由于聯產蒸汽和熱水直供終端用戶，替代低效的直燃供應商而獲得收益，又大大提高了天然氣一次能源轉換效率；另方面是用于電的直供用戶，通過減少了電的系統傳輸費用而增加了售電收益。更重要的是，這個收益不是建立在損害其它各方的基礎上；相反，是建立在為所有各方，包括終端用戶、電網公司、天然氣供應商、政府公用事業部門，都帶來效益多贏的基礎上。

  二、T業終端用能的CHP／CCHP潛力和問題

    目前我國工業占總能耗60％，(2007年：26.5億tec×0．6=15.9億tec)，是天然氣的主要用戶。工業用戶主要的終端用能形式為：①動力、制冷一主要靠網電；②用于工藝或加熱的蒸汽，目前主要靠煤、油或燃氣，通過工業鍋爐產生。在在兩大類工業中，過程工業(油、化、建材、紙、食品、醫藥)汽／熱／冷：動力=8—9：1，而且多為連續生產，開工時間

8000 h／a，非常適合采用CCHP；離散制造業(機械、電子、通訊、輕工等)用動力為主，汽／熱較少，但在南方，廠房空調耗能所占比率甚大。也有采用CCHP提高能效的潛力。

    問題是，單個工業用戶電／熱／汽／冷需求量較小而且分散，與9F、9E等大機組的規模不相匹配。即使是大工業如千萬t／a級煉油、百萬t／a級乙烯、造紙企業的電負荷都不過100—150 Mw，才是9E機組的1／4。中小企業的需求更小，難以達到發改委規定的CHP最低600MW的門檻。

三、雙重壓力下的解決辦法和機遇

    中國在高天然氣價格時期進入天然氣用戶俱樂部，除了跨越式發展，直接采用高效利用技術，別無他法。值得欣慰的是，也恰在這個歷史時期，中國政府提出的“科學發展”理念和多項政策，正好為這個跨越式發展提供了許多機遇。利用這些機遇克服上述障礙的重要思路有：

    ①工業集群化與能源循環經濟園區結合，構成適當規模的CCHP終端到用系統，與NGCC改造成的CCHP相匹配對已規劃和建設的9F級NGCC，改造為CHP背壓汽輪機組，供氣規模可高達300t／h，，開工8000h／a條件下耗天然氣可達5億m3／a。9E機組，改造為CHP背壓汽輪機組供氣規模可達150t／h。開工8000h／a條件下耗天然氣近3億m。／a。這些大型機組的DES／CCHP，可以用于例如廣州南沙、蘿崗，深圳蛇口、南山，惠州大亞灣，中山南朗等大規模工業區的能源系統。

    ②可以利用的政策和規劃機遇。a)大珠三角 (CEPA)產業整合、發展低碳經濟；以大城市金融、物流、高科技服務等第三產業帶動周邊制造業的發展； b)珠三角到肇慶、陽江、河源等地新建的產業轉移工業園區；c)正在組織的規模較大的循環經濟示范園區：d)廣州、深圳中心城市“建設現代產業體系和宜居城市；污染物總量控制目標要求的能源結構優化調整；e)新的LNG接收站規劃；f)已有和新建的一批9F、9E機組和6B、FT8等小型機組，后者可用于深圳、東莞、番禺等市區由幾十臺小廠的小鍋爐集成形成的小型工業園區DES／CCHP系統。

    ③對于廣東地區的工業，優勢不僅僅是供蒸汽。a)廠房和辦公室夏季大量的空調負荷要求聯供冷水； b)集群于園區內的不同工業企業，用汽、電、熱、冷的數量、溫度分布，時間分布不同；有利于能量梯極利用；c)指出一條工業企業節能減排的重要途徑、能源成本降低；宏觀上，工業產值翻番能源需求可增加不多；NGCC項目經濟性大大改善，促進天然氣加速發展；煤碳逐步退出、總排放量減少，環境改善；絕對是三贏的結果。

  四、實施的關鍵…一政府的規劃、協調和政策支持

  NGCC改造為CCHP是牽涉到方方面面的全局性問題。首先是工業布局和發展規劃、能源結構調整和天然氣發展，其次是城市規劃、節能減排、生態和環境改善規劃。所有這些，都是政府機構的職能。至于凝汽式汽輪機的改為抽汽或背壓式汽輪機的配套技術和冷熱電聯供系統的優化組合，在技術上是沒有任何問題的，國內完全可以解決。

    這是快速發展的中國在新世紀、新的能源和經濟形勢目前遇到的挑戰。如上所述，黨中央提出的科學發展觀和一系列相應的思路、戰略和政策，都正好為應對這一挑戰提供了極好的機遇。然而，局限于傳統思維和經驗是無法理解和抓住的。只有進一步解放思想，轉變觀念，運用科技進步最新成果，借鑒國外經驗，結合體制創新，才能發揮政府機構規劃、協調和政策導向的職能，實現跨越式發展。

    觀念和規劃問題解決之后，若干具體的困難是容易克服的。①世界各國的經驗證明，電力法第25條肯定會在不久被修改。在它修改之前，可以采取各種過渡措施、方案；從規劃到建設也需要幾年的時間；⑦單純發電的NGCC轉型為DES／CCHP能源終端供應服務公司，不僅是技術組合的改變，也必須伴隨能源供應觀念和體制的轉變；③現有的NGCC改造必須結合所在地區工業和城市建筑的具體情況，仔細進行聯產規劃，特殊的個案不排除搬遷；④政府應指導城市燃氣公司制訂工業和城區規模化DES／CCHf)項目用戶的合理天然氣價格，不應與一般酒店商用天然氣同價，而應與NGCC同價。