天然气联合循环电厂热电联产优越性

天然气热电联产的发展过程中总伴随着争议和不同的声音。近来有关天然气发电的排放是否环保，是否高效，燃机热电联产是否适合北方供暖，以及供热能力如何等一系列话题有较多争论。以下就这些议题从技术数据上逐一讨论。

天然气热电联产的发展过程中总伴随着争议和不同的声音。近来有关天然气发电的排放是否环保，是否高效，燃机热电联产是否适合北方供暖，以及供热能力如何等一系列话题有较多争论。以下就这些议题从技术数据上逐一讨论。

天然气热电联产的电和热转换优势

有观点认为，北方地区适合热泵来进行供热。但实际上，燃机联合循环的热电联产有独特的技术特性，由于余热锅炉的余热利用，进入汽轮发电机的蒸汽从上游到下游的热品质逐步降低，同时由于余热中低压锅炉补汽，低品质热的蒸汽流量也越来越大。而这些低品质热蒸汽本身发电能力很低，所以抽取蒸汽后，汽轮机的发电量降低很小。

以典型 9HA.01 联合循环为例，高压蒸汽约 389 吨，中压蒸汽补入 62 吨，低压蒸汽补入 48 吨，越到下游蒸汽的流量逐步增多，最后进入低压缸的流量约为高压蒸汽流量的 129%。在最大抽凝供热时供电减少 79MW(681-602)，却能增加供热 356MW，电转热倍率为 4.5。

如果采用热泵在客户端把电转为热，一般环境温度在冬天外界温度较低时，空气源热泵的制热能效比（制热能效比是热泵产生热能与消耗电能的比值）会小于 3，远小于上述的 4.5。所以从电热转换率来看，热电联产比热泵更加适合北方供热。

业内有误解认为，煤电出力全部来自蒸汽循环，而燃气联合循环出力只有 1/3 来自蒸汽循环，以为联合循环供热能力为煤电的 1/3 左右。但其实煤电广泛采用再热技术，去往低压缸的低品热蒸汽越来越少。同时受到汽机本身推力及抽汽品质的限制，抽汽能力受限。煤电最大抽汽也就比同等级出力的联合循环的供热能力多 76% 左右（9HA.01联合循环最大抽汽 370MW，同等级煤电最大抽汽 650MW）。考虑到煤电效率比燃机低，同等级煤电要比燃机联合循环多消耗燃料热能 44%，这样算下来，在消耗同等燃料热值时，煤电的供热能力也就比燃机联合循环的供热能力多 20% 左右。

由此可见，燃机热电联产在热电联产时，效率比热泵好。和煤电供热能力相比，表象上供热少，但核心原因是煤电耗的燃料多，产电效率低造成的，以下有数据详述。

天然气热电联产的能效利用优势

评估效率有个重要原则是在实现能源梯级利用的基础上实现能量利用的高效性。天然气产生的高品质热能推动燃气轮机做功发电， 然后再利用余热锅炉的高品质蒸汽继续发电，同时抽取大部分中低品质蒸汽来供工业蒸汽或供热和制冷。电为高品质能量，便于转化和传输，必要时用户借助热泵产生 3 倍以上低品热，如果抛开“高能高用、低能低用、温度对口、梯级利用”这个原则，单一追求总效率最高其实是对能源的浪费，例如，燃气锅炉虽然可以实现 90% 以上的效率，但没有把部分高品质蒸汽充分转化为电能，而是转换为低品质中低压蒸汽，能源的利用并不高效。

我们来看一下天然气燃烧后的热量进行阶梯利用的特性，按此原则，以 9HA.01 与 660MW 超超临界煤电为例，考虑供暖抽汽使综合效率达到最大化时来评估两种技术所发的电、热如下（按等容量折算）：

从上图可以看出，燃机联合循环热电联产的效率比煤电要优越很多，在燃烧同等热值燃料的情况下，损失只有煤电的一半不到，高品质的能源“电”的产出率是煤电的 157%，供热量是煤电的 83%（以上数据以 9HA.01 与 66 万超超临界煤电的最大抽汽供暖能力时的热平衡计算）。虽然从热电比上看气电处于劣势，但是技术发展的趋势是最大化地把燃料转为高品质的电，而不是低品质的热。电不但方便传输，而且可以用热泵乘倍数地来供热，单一追求高热电比是不符合技术发展方向的。

天然气热电联产的环保优势

以下分析燃机/燃煤电厂主要的四种排放包括氮氧化物、硫化物、烟尘和二氧化碳的对比。

在符合国家标准时，燃气机组与标准燃煤机组污染物和二氧化碳排放对比见下图：

可以看出，9HA.01 与 660MW 超超临界煤电相比，气电在没有安装脱硝，但煤电已安装脱硝的情况下，氮氧化物气电比煤电排放少 30%。

燃气联合循环有三个原因决定了减排方面占有更大的优势，首先，燃机联合循环效率比煤电高 35% 左右；其次， 1/3 发电来自蒸汽循环，这个环节是没有污染的；最后，燃机用的燃料为甲烷，燃烧耗氧量比煤少。所以说，燃机在排放的这些方面的先天优势是显而易见的。

从技术上来说，燃煤电厂基本可以达到超低排放，只是相应的初投资和运行费用高昂，从火电工程限额设计参考造价指标（2015年水平）来看：新建 2x660MW 超超临界 3373 元/kW。静态投资 445236 万元。超低排放模块静态投资 46552 万元。可见为满足超低排放，其初投资已占全厂初投资的 10% 以上，而其运行过程中需要的各种运行费用和可能出现的二次排放治理也是一笔很大的投入。目前，煤电在实现超低排放中产生的污水，重金属等二次污染及治理费用仍然是一个困扰的问题，氨逃逸、SO3 产生量增加、脱氮废弃催化剂如何处理等的环境影响尚无法精确评判。当然，燃机也可以安装脱硝装置，如果加装 SCR 脱硝装置后，燃机的氮氧化物排放水平可以比实施超低排放改造后的煤机更优。下表为都采用超低排放后的数据对比：

所以，如果气电也同样采用脱硝，气电的氮氧化物排放比煤电少 60%。无论是否安装超低排放，气电排放的二氧化碳都比煤电少 58%。

天然气热电联产的灵活性优势

燃气轮机是靠直接调节燃料来调节负荷，负荷调节机构对燃料调节的响应非常快，有着快速的升降负荷能力。9H 级上使用透平双层缸结构，缸壁薄，内缸和外缸的内、外壁之间温差小，能够适应快速启动和和迅速变负荷。另外，9HA 燃机采用先进的微管预混和分级燃烧技术替代之前大的旋流式喷嘴。燃料和空气预混效率更好。在负荷变动导致的燃烧模式切换时，确保了负荷快速变动时运行的可靠性。

目前 9HA.01 在小于 23 秒的时间内，负荷可增加 62MW。对于过频响应特性，9HA.01 可以在 4 秒内，负荷下降 165MW。在正常升降负荷率上， 9HA 可高于 65MW/分钟。

煤机快速调节负荷时“增加/减少”的蒸汽来源于锅炉的蓄热作用。由于热力传导等因素，即使上游的燃煤及所需风量快速变化时，机组出力也要经过近 3 分钟的延迟后才开始变化，再经过更长时间的惯性延迟才缓慢动态平衡而达到最终稳态值。由于负荷调节的复杂性，超临界机组的负荷变化速率为额定功率的 1.5% 左右。而实际负荷变化过程中,负荷受到锅炉和汽轮机以及其它辅机的综合影响,比如缸体热应力，实际速率一般为 10 MW/分钟左右。所以从调峰的灵活性上看，燃机联合循环的一次/二次调频能力大大优于燃煤机组。

结论

随着技术创新与政策改革的不断推进，中国能源行业正经历一场前所未有的变革，向着多元化、清洁化、数字化和市场化的方向转型。天然气在中国的推广与发展，具备丰富的应用场景和显著的系统性优势。我们要看到天然气燃机联合循环热电联产在宏观政策层面，在能源结构调整和经济转型上是大势所趋。在技术的优势上，无论是供热能力，环境保护，高效和灵活性上更胜一筹。虽然天然气的下游应用仍面临成本过高、市场竞争不足及认知度低等种种不确定性，而配套政策或过快或滞后的节奏则加深了这些不确定性。因此，无论天然气的发展聚焦于哪个细分市场，都需要将天然气清洁、高效、安全、灵活的价值体现在市场定价机制里，坚持因地制宜，发挥综合供能的优势，实现外部成本内部化，实现天然气燃机联合循环热电联产长期可持续发展。

原文作者：GE发电高级产品经理余旭翔、GE发电高级应用工程师武文杰，刊登于《中国发电》杂志