天然氣聯合循環電廠熱電聯產優越性

能源阿陽

2022年12月26日 17:44

天然氣熱電聯產的發展過程中總伴隨著爭議和不同的聲音。近來有關天然氣發電的排放是否環保，是否高效，燃機熱電聯產是否適合北方供暖，以及供熱能力如何等一系列話題有較多爭論。以下就這些議題從技術數據上逐一討論。

天然氣熱電聯產的電和熱轉換優勢

有觀點認為，北方地區適合熱泵來進行供熱。但實際上，燃機聯合循環的熱電聯產有獨特的技術特性，由于余熱鍋爐的余熱利用，進入汽輪發電機的蒸汽從上游到下游的熱品質逐步降低，同時由于余熱中低壓鍋爐補汽，低品質熱的蒸汽流量也越來越大。而這些低品質熱蒸汽本身發電能力很低，所以抽取蒸汽后，汽輪機的發電量降低很小。

以典型 9HA.01 聯合循環為例，高壓蒸汽約 389 噸，中壓蒸汽補入 62 噸，低壓蒸汽補入 48 噸，越到下游蒸汽的流量逐步增多，最后進入低壓缸的流量約為高壓蒸汽流量的 129%。在最大抽凝供熱時供電減少 79MW(681-602)，卻能增加供熱 356MW，電轉熱倍率為 4.5。

如果采用熱泵在客戶端把電轉為熱，一般環境溫度在冬天外界溫度較低時，空氣源熱泵的制熱能效比（制熱能效比是熱泵產生熱能與消耗電能的比值）會小于 3，遠小于上述的 4.5。所以從電熱轉換率來看，熱電聯產比熱泵更加適合北方供熱。

業內有誤解認為，煤電出力全部來自蒸汽循環，而燃氣聯合循環出力只有 1/3 來自蒸汽循環，以為聯合循環供熱能力為煤電的 1/3 左右。但其實煤電廣泛采用再熱技術，去往低壓缸的低品熱蒸汽越來越少。同時受到汽機本身推力及抽汽品質的限制，抽汽能力受限。煤電最大抽汽也就比同等級出力的聯合循環的供熱能力多 76% 左右（9HA.01聯合循環最大抽汽 370MW，同等級煤電最大抽汽 650MW）。考慮到煤電效率比燃機低，同等級煤電要比燃機聯合循環多消耗燃料熱能 44%，這樣算下來，在消耗同等燃料熱值時，煤電的供熱能力也就比燃機聯合循環的供熱能力多 20% 左右。

由此可見，燃機熱電聯產在熱電聯產時，效率比熱泵好。和煤電供熱能力相比，表象上供熱少，但核心原因是煤電耗的燃料多，產電效率低造成的，以下有數據詳述。

天然氣熱電聯產的能效利用優勢

評估效率有個重要原則是在實現能源梯級利用的基礎上實現能量利用的高效性。天然氣產生的高品質熱能推動燃氣輪機做功發電，然后再利用余熱鍋爐的高品質蒸汽繼續發電，同時抽取大部分中低品質蒸汽來供工業蒸汽或供熱和制冷。電為高品質能量，便于轉化和傳輸，必要時用戶借助熱泵產生 3 倍以上低品熱，如果拋開“高能高用、低能低用、溫度對口、梯級利用”這個原則，單一追求總效率最高其實是對能源的浪費，例如，燃氣鍋爐雖然可以實現 90% 以上的效率，但沒有把部分高品質蒸汽充分轉化為電能，而是轉換為低品質中低壓蒸汽，能源的利用并不高效。

我們來看一下天然氣燃燒后的熱量進行階梯利用的特性，按此原則，以 9HA.01 與 660MW 超超臨界煤電為例，考慮供暖抽汽使綜合效率達到最大化時來評估兩種技術所發的電、熱如下（按等容量折算）：

從上圖可以看出，燃機聯合循環熱電聯產的效率比煤電要優越很多，在燃燒同等熱值燃料的情況下，損失只有煤電的一半不到，高品質的能源“電”的產出率是煤電的 157%，供熱量是煤電的 83%（以上數據以 9HA.01 與 66 萬超超臨界煤電的最大抽汽供暖能力時的熱平衡計算）。雖然從熱電比上看氣電處于劣勢，但是技術發展的趨勢是最大化地把燃料轉為高品質的電，而不是低品質的熱。電不但方便傳輸，而且可以用熱泵乘倍數地來供熱，單一追求高熱電比是不符合技術發展方向的。

天然氣熱電聯產的環保優勢

以下分析燃機/燃煤電廠主要的四種排放包括氮氧化物、硫化物、煙塵和二氧化碳的對比。

在符合國家標準時，燃氣機組與標準燃煤機組污染物和二氧化碳排放對比見下圖：

可以看出，9HA.01 與 660MW 超超臨界煤電相比，氣電在沒有安裝脫硝，但煤電已安裝脫硝的情況下，氮氧化物氣電比煤電排放少 30%。

燃氣聯合循環有三個原因決定了減排方面占有更大的優勢，首先，燃機聯合循環效率比煤電高 35% 左右；其次， 1/3 發電來自蒸汽循環，這個環節是沒有污染的；最后，燃機用的燃料為甲烷，燃燒耗氧量比煤少。所以說，燃機在排放的這些方面的先天優勢是顯而易見的。

從技術上來說，燃煤電廠基本可以達到超低排放，只是相應的初投資和運行費用高昂，從火電工程限額設計參考造價指標（2015年水平）來看：新建 2x660MW 超超臨界 3373 元/kW。靜態投資 445236 萬元。超低排放模塊靜態投資 46552 萬元。可見為滿足超低排放，其初投資已占全廠初投資的 10% 以上，而其運行過程中需要的各種運行費用和可能出現的二次排放治理也是一筆很大的投入。目前，煤電在實現超低排放中產生的污水，重金屬等二次污染及治理費用仍然是一個困擾的問題，氨逃逸、SO₃ 產生量增加、脫氮廢棄催化劑如何處理等的環境影響尚無法精確評判。當然，燃機也可以安裝脫硝裝置，如果加裝 SCR 脫硝裝置后，燃機的氮氧化物排放水平可以比實施超低排放改造后的煤機更優。下表為都采用超低排放后的數據對比：

所以，如果氣電也同樣采用脫硝，氣電的氮氧化物排放比煤電少 60%。無論是否安裝超低排放，氣電排放的二氧化碳都比煤電少 58%。

天然氣熱電聯產的靈活性優勢

燃氣輪機是靠直接調節燃料來調節負荷，負荷調節機構對燃料調節的響應非常快，有著快速的升降負荷能力。9H 級上使用透平雙層缸結構，缸壁薄，內缸和外缸的內、外壁之間溫差小，能夠適應快速啟動和和迅速變負荷。另外，9HA 燃機采用先進的微管預混和分級燃燒技術替代之前大的旋流式噴嘴。燃料和空氣預混效率更好。在負荷變動導致的燃燒模式切換時，確保了負荷快速變動時運行的可靠性。

目前 9HA.01 在小于 23 秒的時間內，負荷可增加 62MW。對于過頻響應特性，9HA.01 可以在 4 秒內，負荷下降 165MW。在正常升降負荷率上， 9HA 可高于 65MW/分鐘。

煤機快速調節負荷時“增加/減少”的蒸汽來源于鍋爐的蓄熱作用。由于熱力傳導等因素，即使上游的燃煤及所需風量快速變化時，機組出力也要經過近 3 分鐘的延遲后才開始變化，再經過更長時間的慣性延遲才緩慢動態平衡而達到最終穩態值。由于負荷調節的復雜性，超臨界機組的負荷變化速率為額定功率的 1.5% 左右。而實際負荷變化過程中,負荷受到鍋爐和汽輪機以及其它輔機的綜合影響,比如缸體熱應力，實際速率一般為 10 MW/分鐘左右。所以從調峰的靈活性上看，燃機聯合循環的一次/二次調頻能力大大優于燃煤機組。

結論

隨著技術創新與政策改革的不斷推進，中國能源行業正經歷一場前所未有的變革，向著多元化、清潔化、數字化和市場化的方向轉型。天然氣在中國的推廣與發展，具備豐富的應用場景和顯著的系統性優勢。我們要看到天然氣燃機聯合循環熱電聯產在宏觀政策層面，在能源結構調整和經濟轉型上是大勢所趨。在技術的優勢上，無論是供熱能力，環境保護，高效和靈活性上更勝一籌。雖然天然氣的下游應用仍面臨成本過高、市場競爭不足及認知度低等種種不確定性，而配套政策或過快或滯后的節奏則加深了這些不確定性。因此，無論天然氣的發展聚焦于哪個細分市場，都需要將天然氣清潔、高效、安全、靈活的價值體現在市場定價機制里，堅持因地制宜，發揮綜合供能的優勢，實現外部成本內部化，實現天然氣燃機聯合循環熱電聯產長期可持續發展。

原文作者：GE發電高級產品經理余旭翔、GE發電高級應用工程師武文杰，刊登于《中國發電》雜志