天然氣聯(lián)合循環(huán)改造為工業(yè)冷熱電聯(lián)供的技術(shù)經(jīng)濟分析

本世紀初我國大的發(fā)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(guī)劃一大批天然氣聯(lián)合循環(huán)(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(qū)以南沙華潤、中山南朗、東莞樟洋、蘿崗協(xié)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(mào)易價格隨石油漲價而不斷提高，國內(nèi)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(diào)峰電站運行。然而，調(diào)峰允許年運行時數(shù)的減少，使投資效益降低、成本增加。同時，作為原規(guī)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(jīng)濟性和市場的開拓也造成了沖擊。

    與此同時，作為我國工業(yè)節(jié)能減排的重點目標的大城市工業(yè)集群區(qū)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(yè)無法承受簡單地以天然氣替代煤所產(chǎn)生的巨大經(jīng)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(fā)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(fā)改委的規(guī)定的燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)(CHP)最低600MW的門檻，上報國家發(fā)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(jié)能減排的貢獻。遠不如天然氣CCHP的效果。

    據(jù)統(tǒng)計，全國有工業(yè)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(shù)近80萬臺鍋爐中，10t／h的鍋爐僅占總數(shù)的8％。2007年全國共耗煤25.5億噸，80％用于發(fā)電。約4億噸t／a工業(yè)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(jié)能減排替代的主戰(zhàn)場。特別是在東南沿海地區(qū)。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(lián)供CCHP，將耗用天然氣2000-2500億m³；但同時將以最高的效率聯(lián)產(chǎn)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(yè)燃煤設施，則是所面臨的現(xiàn)實問題。

    發(fā)達國家近30年來以天然氣清潔能源替代煤的轉(zhuǎn)化歷程中，發(fā)展了“天然氣冷熱電聯(lián)供(NGCCHP)”成熟技術(shù)。例如過程工業(yè)中的鍋爐和大型工藝加熱爐采用前置燃氣輪機已經(jīng)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(chǎn)業(yè)的發(fā)展。中國由于近幾年才礦石發(fā)展天然氣，所以剛剛開始采用上述技術(shù)。例如今年投產(chǎn)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(tǒng)。

    現(xiàn)在的問題是：當初規(guī)劃、現(xiàn)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(fā)電的聯(lián)合循環(huán)機組；沒有考慮與工業(yè)能源供應的結(jié)合。不僅規(guī)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(shù)經(jīng)濟分析。

    一、NGCC與CHP和DES／CCHP的經(jīng)濟性比較分析

  1．不同規(guī)模的NGCC的經(jīng)濟性及與天然氣價格的關(guān)系

    在上網(wǎng)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(lián)合循環(huán)(CC)效率，％    52    57

LNG低熱值(LHV)kJ／m。    37399    37399

發(fā)電氣耗(rn3／kwh)    0.185    0.169

產(chǎn)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(huán)發(fā)電+高壓余熱鍋爐+抽凝機組發(fā)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(wǎng)建設費￥2000／Kw，電價0.83￥／kwh：③考慮環(huán)境效益，蒸汽價格按比燃煤供汽價格高10-20％計。

    經(jīng)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(shù)為壓力為O.785-1.2Mpa，溫度為250-300⁰C。此時，汽輪機運行參數(shù)見表1：   

表1汽輪機運行參數(shù)

 

    在天然氣價格￥3．0／m。，發(fā)電通過自建區(qū)域電網(wǎng)就地直供附近工業(yè)用戶，燃煤汽價￥150／t條件下，項目的經(jīng)濟性數(shù)據(jù)見表2：

 

    可見，CHP系統(tǒng)可比NGCC承受高得多的天然氣價格。如果由于環(huán)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(chǎn)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(jīng)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(chǔ)上，增加區(qū)域供冷DCS，按自產(chǎn)電直供壓縮循環(huán)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(shù)據(jù)]；②再加集中供應生活熱水DHS，用大學城數(shù)據(jù)。對照價格：電中央空調(diào)天然氣熱水器價格

仍以9E機組為例和2的經(jīng)濟條件，計算得到的項目經(jīng)濟效益為：    

 按購買電價與上網(wǎng)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(tǒng)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(jié)論

  由上述比較可見，9E機組為基礎(chǔ)的DES／CCHP方案比NGCC和CHP的經(jīng)濟性都大大改善。9F等機組也是一樣。細致的分析可以發(fā)現(xiàn)：這一方面是由于聯(lián)產(chǎn)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(zhuǎn)換效率；另方面是用于電的直供用戶，通過減少了電的系統(tǒng)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(chǔ)上；相反，是建立在為所有各方，包括終端用戶、電網(wǎng)公司、天然氣供應商、政府公用事業(yè)部門，都帶來效益多贏的基礎(chǔ)上。

  二、T業(yè)終端用能的CHP／CCHP潛力和問題

    目前我國工業(yè)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(yè)用戶主要的終端用能形式為：①動力、制冷一主要靠網(wǎng)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(yè)鍋爐產(chǎn)生。在在兩大類工業(yè)中，過程工業(yè)(油、化、建材、紙、食品、醫(yī)藥)汽／熱／冷：動力=8—9：1，而且多為連續(xù)生產(chǎn)，開工時間

8000 h／a，非常適合采用CCHP；離散制造業(yè)(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(diào)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(yè)用戶電／熱／汽／冷需求量較小而且分散，與9F、9E等大機組的規(guī)模不相匹配。即使是大工業(yè)如千萬t／a級煉油、百萬t／a級乙烯、造紙企業(yè)的電負荷都不過100—150 Mw，才是9E機組的1／4。中小企業(yè)的需求更小，難以達到發(fā)改委規(guī)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(fā)展，直接采用高效利用技術(shù)，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(fā)展”理念和多項政策，正好為這個跨越式發(fā)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(yè)集群化與能源循環(huán)經(jīng)濟園區(qū)結(jié)合，構(gòu)成適當規(guī)模的CCHP終端到用系統(tǒng)，與NGCC改造成的CCHP相匹配對已規(guī)劃和建設的9F級NGCC，改造為CHP背壓汽輪機組，供氣規(guī)�？筛哌_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(guī)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(guī)模工業(yè)區(qū)的能源系統(tǒng)。

    ②可以利用的政策和規(guī)劃機遇。a)大珠三角 (CEPA)產(chǎn)業(yè)整合、發(fā)展低碳經(jīng)濟；以大城市金融、物流、高科技服務等第三產(chǎn)業(yè)帶動周邊制造業(yè)的發(fā)展； b)珠三角到肇慶、陽江、河源等地新建的產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移工業(yè)園區(qū)；c)正在組織的規(guī)模較大的循環(huán)經(jīng)濟示范園區(qū)：d)廣州、深圳中心城市“建設現(xiàn)代產(chǎn)業(yè)體系和宜居城市；污染物總量控制目標要求的能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整；e)新的LNG接收站規(guī)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(qū)由幾十臺小廠的小鍋爐集成形成的小型工業(yè)園區(qū)DES／CCHP系統(tǒng)。

    ③對于廣東地區(qū)的工業(yè)，優(yōu)勢不僅僅是供蒸汽。a)廠房和辦公室夏季大量的空調(diào)負荷要求聯(lián)供冷水； b)集群于園區(qū)內(nèi)的不同工業(yè)企業(yè)，用汽、電、熱、冷的數(shù)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(yè)企業(yè)節(jié)能減排的重要途徑、能源成本降低；宏觀上，工業(yè)產(chǎn)值翻番能源需求可增加不多；NGCC項目經(jīng)濟性大大改善，促進天然氣加速發(fā)展；煤碳逐步退出、總排放量減少，環(huán)境改善；絕對是三贏的結(jié)果。

  四、實施的關(guān)鍵…一政府的規(guī)劃、協(xié)調(diào)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(yè)布局和發(fā)展規(guī)劃、能源結(jié)構(gòu)調(diào)整和天然氣發(fā)展，其次是城市規(guī)劃、節(jié)能減排、生態(tài)和環(huán)境改善規(guī)劃。所有這些，都是政府機構(gòu)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(shù)和冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)的優(yōu)化組合，在技術(shù)上是沒有任何問題的，國內(nèi)完全可以解決。

    這是快速發(fā)展的中國在新世紀、新的能源和經(jīng)濟形勢目前遇到的挑戰(zhàn)。如上所述，黨中央提出的科學發(fā)展觀和一系列相應的思路、戰(zhàn)略和政策，都正好為應對這一挑戰(zhàn)提供了極好的機遇。然而，局限于傳統(tǒng)思維和經(jīng)驗是無法理解和抓住的。只有進一步解放思想，轉(zhuǎn)變觀念，運用科技進步最新成果，借鑒國外經(jīng)驗，結(jié)合體制創(chuàng)新，才能發(fā)揮政府機構(gòu)規(guī)劃、協(xié)調(diào)和政策導向的職能，實現(xiàn)跨越式發(fā)展。

    觀念和規(guī)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(jīng)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(guī)劃到建設也需要幾年的時間；⑦單純發(fā)電的NGCC轉(zhuǎn)型為DES／CCHP能源終端供應服務公司，不僅是技術(shù)組合的改變，也必須伴隨能源供應觀念和體制的轉(zhuǎn)變；③現(xiàn)有的NGCC改造必須結(jié)合所在地區(qū)工業(yè)和城市建筑的具體情況，仔細進行聯(lián)產(chǎn)規(guī)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(yè)和城區(qū)規(guī)�；疍ES／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。