小型燃气轮机热电冷联产.docx
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小型燃气轮机热电冷联产
小型燃气轮机热电冷联产
北京城市建设的理想方案
中国能源网www.C韩晓平
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一、奥运会、环境保护、节能与代价：
首都北京正式决定审办2008年国际奥林匹克运动会，全市人民乃至全国人民都热切希望这次申办能够成功，一旦申办取得成功，将对中国和中华民族产生极为深远的影响。
阻碍申办成功的最大障碍是北京的环境污染问题，北京必须从根本上切实改善生态环境，要在全市人民中，尤其是在各级政府官员和国有大型企业中树立全球化的环保意识，这是深办成功基本条件。
中国是共产党领导下的一个社会主义市场经济国家，共产党就是要代表先进生产力、先进文化和广大人民群众的根本利益，社会主义不仅要向本国人民，而且要向全世界承担更大的社会责任，奥运会将是一个中国向全人类昭示自己伟大理想的机会。
但客观地说北京的认识与时代和人类对我们的要求还有一定的差距，一些部门和企业的的认识可以说是距离甚为遥远。
差距之一：
目前全人类都在强调为减少温室气体和其他污染物的排放，而鼓励节约能源，减少火力发电。
但北京却在宣传鼓励用电，在北京这样一个97%依靠燃煤火电厂供电的城市中，将电列入“清洁能源”，并决定在中关村高新技术开发区，这样一个标志北京未来的项目中大量采用电锅炉蓄热采暖，并将其称之为：
“环保节能工艺”。
利用低谷电到底是不是一种节能环保措施？
电力部门为了提高燃煤火电机组的设备利用小时，减少机组调峰幅度，从而降低单位kWh煤耗，因此说是节能。
电力公司将低谷蓄能采暖用电定价在0.19元/kWh，据说还要进一步将到0.16元/kWh，以有效鼓励用电。
但不幸的是，如此的节能却是用更多的能源浪费换取的。
一台300MW燃煤火电机组供电煤耗为330g/kWh，每小时燃标煤99吨。
如果压峰50%，煤耗增到370.5g/kWh，增加煤耗40.5g/kWh，燃标煤55.575t/h。
比正常情况多耗煤6.075t/h，如果要利用这些低谷电，确要多燃烧43.425t/h标煤，多排放二氧化硫990kg/h，二氧化碳118.8t/h。
300MW火电机组负荷煤耗比较
负荷率（%）
100
80
60
50
40
负荷（MW）
300
240
180
150
120
供电煤耗（g/kWh）
330
336.2
353.1
370.5
381.8
增加燃煤与污染量比较
单位
压峰
不压峰
增加量
增加燃标煤
t/h
6.075
55.575
43.425
二氧化硫
kg/h
121.5
1111.5
990
二氧化碳
t/h
14.58
133.38
118.8
电是二次能源，在山西、内蒙的燃煤火电厂远离北京，需要升压至500kVA输电，线路翻山越岭数百公里，再从220kVA、110kVA、35kVA10kVA才能到达用户，损耗接近10%。
电蓄热是夜间蓄热全天用，有效能量利用率平均92%,电的热能为3600kJ/kWh，
陕京管线工程是一个值得总结教训，由于工程没有进行系统化的上中下游统一规划、统一建设、统一投产，用气方式的严重不合理，将宝贵的天然气资源直接用于燃烧采暖，导致冬夏峰谷差高大10倍，为解决问题不得不建设运行大型地下储气设施，使管道的运行成本增加，燃料代价大幅度上升。
致使居民付出了沉重代价，采暖费从18元每平方米一个采暖期，上升到28元，造成用户、热力公司、燃气公司、集输气公司和长庆油田都出现了数以亿计的巨额亏损，仅仅安排了10亿立方米的天然气。
尽管长江三角洲地区的情况不禁相同，但如果不能合理使用，依然会造成灾难性问题。
各地政府，主要是长江三角洲地区的一些主管部门，对三峡工程对本地区电力市场将产生的影响，在认识上存在着“不到位”或“错位”。
比如，目前上海、江苏等省正在积极为西气东输工程的市场落实筹备建设多座大型燃气轮机调峰电厂。
实际上三峡的日调峰能力十分强大，除每年洪峰期外，大多数时间均可提供调峰电力。
反而是管道天然调峰电厂，由于用电高峰与用气高峰十分相近，存在天然气抢峰问题，如要解决这一问题，需建设大量天然气储罐。
1座1,000MW级联合循环燃机电厂小时耗气近24万M3，若日运行12小时，需160万M3的储气能力，投资将超过8亿人民币，使电厂造价增加20-30%，大幅攀升峰电成本。
而季节性峰谷问题，三峡电力与西气东输的管道容量没有互补关系。
冬季枯水，采暖用气高峰，无气可供调峰；夏、秋季丰水，水电调节能力正强，用不着燃气调峰；春季水位最低，但用电负荷也低，电网无峰可调。
最后燃机调峰电厂势必处于尴尬之地，百姓还要承担这笔不必要的投资。
根据国家计委的规划，西气东输120亿立方米中有40%用于发电，为48亿立方米，按每立方米发电5kWh，如果设备利用小时在3,000小时，需要装机8GW，利用小时增加到4,000小时，也需装机6GW。
随着天然气勘探工作的落实供气能力还可以不断增加，数年之后即可达到200亿立方米，装机将增加到13.5GW。
上海99年装机996万kW，比上年增加4.6%；江苏1,846万kW，比上年增加13%；浙江1,556万kW，比上年增加8.5%；合计总装机44.98GW，平均增长8.7%,按此参数推算如下。
上海、江苏、浙江电力负荷预测（表一）
年
1999平均
增长率
1999
2002
2003
2004
2005
2006
2007
三省市
合计
8.7%
4398
5649
6140
6674
7255
7886
8572
比2002年
增加容量
491
1026
1606
2237
2924
注：
单位万kW
8.7%的增长率是一个极为乐观的估计，实际上这几乎是不可能达到的持续增长比例。
即使在如此乐观的条件下，要同时消纳三峡和西气东输的电力也是十分困难的。
况且还有神华工程，也是一个需要在长江三角洲市场立足的项目。
中国的用电峰谷差问题，在很大程度上是电力企业垄断和地方希望上项目，以及增值税不合理导致的。
实际上只要措施得当，问题可用很小的代价解决。
例如：
扩大用户峰谷电价，提高大型燃煤火电厂压峰能力，增值税变消费税，发展小型热电冷联产代取电空调等。
根据各国经验，靠建设管道天然气调峰电厂不是解决问题办法，根本办法还是合理配置资源。
二、发展小型燃气轮机热电联产必要性
西气东输的目的究竟应该是什么？
是不是应该定位于：
改善环境，提高资源（燃料、水、土地和资金等）的利用效率，增加用户经济效益，增强东部地区及企业的国际竞争能力。
天然气是宝贵而又理想的资源，好钢要用在刀刃上，“合理利用”最关键。
根据全世界的经验，发展热电联产，特别是小型燃气轮机热电冷联产，是合理利用天然气资源最佳途径和最有效的手段。
不仅可以提高能源利用效率，有效改善环境，还能提高天然气的储采比，降低开采、输送成本，从全系统实现优化，降低天然气的利用成本，从而达到降低气价，提高用户的市场竞争能力。
国际上通常将100MW以上的燃气轮机称为大型燃机，100-20MW为中型，20MW以下为小型燃机，小于300kW的为微型燃机。
从西气东输沿线的能源设施布局看，主要是发展单机3-15MW，全厂总装机小于30MW，蒸汽供应能力200吨之内的项目，以现有区域、企业自备热电厂改造为主。
小型燃气轮机热电冷联产的方式极为多样，例如：
燃气轮机——蒸汽/热水热电联产，将燃气轮机发电后排放的高温烟气通过余热锅炉转换蒸汽或热水；燃气轮机——热泵联合循环，将燃气轮机的电能或机械等提供给长江沿线的江水热泵站，利用烟气余热交换将热泵的水温提高或降低；燃气轮机烟气直接利用，将烟气直接由于陶瓷等建筑材料的烘干；燃气轮机农业联合循环，利用燃气轮机烟气中的热量、二氧化碳、水蒸气和氮氧化物提高农业大棚的产量；燃气轮机热电联产辅助大型火电厂循环，将燃气轮机推动大型火电厂水泵的动力设施，余热用于除氧，并将含氧高达15%的烟气注入火电厂的燃煤锅炉，改善燃烧降低煤耗等。
本文重要研究的是未来市场分额最大的小型燃煤热电厂的改造。
小型热电厂通常地处城市之中，是城市和企业基础设施的重要组成部分，对低面大气环境的影响最大，与用户的距离也最近，他的改造对当地人民群众的影响最为直接，也最容易得到人民群众的接受和支持。
从煤炭改造为天然气，燃料成本必然要增加，能源代价必然会提高。
通过小型燃气轮机热电联产，提高能源利用效率，减少能源输送环节的损失和浪费，是弥补因能源结构调整导致成本增加的最好方式。
通过环境的治理和城市设施的完善，改善人民的生活环境，争取群众和企业的理解和参与，合理分担部分涨价因素，是解决天然气市场和成本关系的合理途径。
在西气东输沿途各省市，拥有大量的燃煤热电厂，根据1999年不完全统计，约738座热电厂，除个别属于电力系统外，多数属于地方和企业，其中绝大多数的单机容量不超过12MW，几乎全部是以煤为燃料，其中相当一部分可以进行燃气改造。
如何在不增加发电容量，以较小的资金代价，实现燃煤热电厂燃气化改造，达到电价、热价无须进行较大调整的目标。
西气东输沿途各省市热电厂分布量（单位：
座热电厂）（表二）
上海
江苏
浙江
安徽
湖北
河南
52
338
180
37
50
81
实现上述目标，应制定鼓励燃煤热电厂进行燃气化改造的优惠政策，积极发展小型化的燃气轮机热电联产或热电冷联产，将其作为西气东输的主要市场定位。
三、小型热电联产的优势
小型燃气轮机热电联产是全世界能源发展的趋势，为了进一步说明其优越性，特将美国索拉公司生产的小型燃气轮机的性能经济比较作为例证。
美国索拉透平公司生产的小型燃气轮机是目前国际上天然气资源高效综合利用的先进设备，为各国广泛应用，目前我国已引进了近60余台，并有多台正在安装建设之中。
其设备容量和供热能力与我国最广泛使用的蒸汽轮机热电机组的规格十分接近，因而可在不改变外部系统、不增加或少增加发电容量，以及不间断供热、发电的前提下，以较短的时间、较低的投资和较合理的电、热成本实现对热电厂以气代煤的改造，为西气东输工程的市场落实和天然气合理利用提供了技术支持。
索拉设备出力（表三）
机组
人马座40
金牛座60
金牛座70
大力神130
发电容量（kW）
3418
5069
6728
12533
烟气温度（0C）
443
496
482
482
烟气流量（t/h）
65.8
60.6
95.9
176
余热供热量（t/h）
8.3
12.1
14
25.8
余热供热量（GJ）
20.25
29.28
34.4
62.95
补燃供热量（t/h）
24.7
29.1
35.6
66
补燃供热量（GJ）
60.27
71
87.6
161.04
注：
蒸汽压力10kg，饱和
索拉燃气轮机机组容量较小，通常采用前置循环热电联产工艺方案，由燃气轮机的余热直接推动供热余热锅炉运行，锅炉压力采用较低参数，降低化学水的要求，从而降低工程投资，提高热效率。
在余热锅炉中还可安装补燃装置，提高供热的灵活性，能够更好地适应市场变化的需要。
以一25MW级燃气轮机热电厂为例：
前置循环热电联产工艺示意图（图一）
1、两套大力神130燃气轮机发电容量为25MW级，供汽132吨/时，可在满足50吨/时工业蒸汽负荷的同时，在冬夏两季解决80-100万平方米的建筑提供集中采暖和制冷，基本可以满足一小区或一小城镇能源的需要；
2、上述容量热电厂的制冷容量相当能削减40-50MW的电空调调峰负荷，优化电网的用电结构，降低峰谷调节压力。
以每调峰千瓦能力投资4000元计算，可减少1.6-2亿人民币（完全不必要）的投资。
同时通过减少电空调，来有效降低臭氧层破坏；
3、两套12.5MW的大力神130的总投资约1,550万美元，折合1.2亿人民币，仅为一个同等燃煤热电厂投资的50%；
4、采用了模块化组合设计，无须厂房，占地不足1万平方米，为燃煤热电厂的1/10-1/30，充分节约了土地资源，也为热电厂选址和布置提供了更多的选择，必要时热电厂可以安置在驳船上，以及建筑物的地下室或屋顶；
5、燃气轮机本身发电基本不需要用水，所需用水全部是用于供热，节水性能极好；
6、自动化程度高，运行人员不到同规模燃煤热电厂的1/10-1/20。
设备采用了全部计算机控制，对于运行人员要求较低，基本是“傻瓜机”；
7、燃气轮机设备大修周期4万小时，维修频率为燃煤热电厂的1/5，使设备可用率和利用率大大提高；
8、燃气轮机的环境效益极佳，基本没有二氧化硫、一氧化碳和粉尘的污染，氮氧化物为25-65ppm，为燃煤设施的1/10-1/20。
二氧化碳排放为燃煤热电厂的60%，为燃煤火电厂的40%；
9、设备安全可靠，可采用天然气/柴油双燃料系统，油气自动切换，在天然气供应中断时，确保供热、供电。
小型燃气轮机具备极强的黑启动能力，这对电网的安全运行非常必要；
10、建设周期短，通常建设一个燃煤热电厂的建设周期为18-24个月，燃气轮机热电厂为8-10个月，而且燃气轮机可在6个月左右就可先期并网发电，边生产边建设，减少建设期间的利息负担，降低工程总造价；
11、改造方案多样化，除了本文研究的前置循环热电联产外，燃气轮机——蒸汽轮机联合循环热电联产也是一个值得推荐的方案。
1）采用2-3台大力神130机组，余热锅炉加装必要的补燃，来推动热电厂原有的6-12MW抽凝式蒸汽轮机；2）索拉燃气轮机也可采用其同轴联合循环，即燃气轮机和蒸汽轮机共同推动一个发电机，在蒸汽轮机与发电机结合部有一个离合器，在以采暖为主要任务的热电厂项目上，当市场不需要热，或仅需要热水的季节，余热锅炉的蒸汽用于与燃气轮机共同驱动发电机，发电效率可达到43%以上，可在非采暖期担任调峰任务，并可利用背压的余热生产生活用热水，热电效率依然可以达到70%以上。
两台66吨补燃余热锅炉可以满足150-180万平方米建筑面积的采暖需求；
前置循环热电联产工艺示意图（图二）
12、热电总效率高达80%，并将30%以上的能量转变为高价值的电能，经济性显著，见表四、五、六、七。
天然气与平均电价的关系（热价35元/GJ）（表四）
1.0元/M3
1.2元/M3
1.4元/M3
1.6元/M3
1.8元/M3
0.269元/kWh
0.345元/kWh
0.43元/kWh
0.516元/kWh
0.602元/kWh
设备利用6,500小时/年
天然气与热价的关系（电价0.43元/kWh）（表五）
1.0元/M3
1.2元/M3
1.4元/M3
1.6元/M3
1.8元/M3
18.4元/GJ
26.7元/GJ
35元/GJ
43.4元/GJ
51.65元/GJ
设备利用6,500小时/年
天然气热值计算法热价（表六）
1.0元/M3
1.2元/M3
1.4元/M3
1.6元/M3
1.8元/M3
28.5元/GJ
34.1元/GJ
39.8元/GJ
45.5元/GJ
51.2元/GJ
天然气低位发热值35,169kJ/M3
热价与电价的关系（天然气1.4元/M3）（表七）
28元/GJ
35元/GJ
42元/GJ
49元/GJ
56.2元/GJ
80元/t（蒸汽）
100元/t（蒸汽）
120元/t（蒸汽）
140元/t（蒸汽）
160元/t（蒸汽）
0.502元/kWh
0.43元/kWh
0.358元/kWh
0.286元/kWh
0.212元/kWh
设备利用6,500小时/年
前置循环热电联产的工艺形式基本如同背压机，基本不能也不应该参加电网调峰，但每台12MW机组，需要不间断供热最少25吨蒸汽，期最低热电比也可达到128%。
从上述四个表格中可以看到，在电价高于0.43元/kWh时，其供热价格低于天然气自身的价格，如果考虑天然气利用在转换中的损耗，效益大大好于直接燃烧天然气。
也就是说，在天然气价格为1.4元/M3时，燃料价格折合40元/GJ，天然气锅炉热转换效率为90%，每GJ热的天然气燃料成本44元，若能够按此价格售热，热电厂上网平均电价仅为0.3375元/kWh，低于全国多数地区的火电厂上网电价，其竞争优势显而易见。
从表七可以看出，发展热电联产所提供的主要能源是蒸汽，对与热用户来说，蒸汽在各种能源产品中的热代价最低，使用最为便捷，能源利用设施的投资最节约，经济效益必然最为理想。
长江三角洲地区燃料热值/热价/热代价关系比照表（表八）
热值/热价/热代价关系比照表
序号
燃料
单位
价格
（元）
热值（大卡）
（低热值）
百万大卡
热值价格
（元）
GJ
热值价格
（元）
热值
价比系数
平均
有效热能
利用率
GJ
热代价
（元）
热代价
价比
系数
1
居民用普通煤
kg
0.28
5000
56
13.38
1
50%
26.75
1
2
低硫煤
kg
0.34
5000
68
16.24
1.21
60%
27.07
1.01
3
渣油
kg
1.8
9200
195.65
46.73
3.49
85%
54.98
2.06
4
重油
kg
2.2
9800
224.49
53.62
4.01
88%
60.93
2.28
5
原油
kg
2.3
10000
230.00
54.93
4.11
88%
62.43
2.33
6
柴油（批发）
kg
3.2
10302
310.62
74.19
5.55
90%
82.43
3.08
7
柴油（零售）
kg
3.5
10302
339.74
81.15
6.07
90%
90.16
3.37
8
液化石油气
kg
3.2
11650
274.68
65.61
4.90
90%
72.90
2.72
9
煤气
m3
0.9
4500
200.00
47.77
3.57
88%
54.28
2.03
10
电1
kWh
0.35
860
406.98
97.20
7.27
98%
99.19
3.71
11
电2
kWh
0.45
860
523.26
124.98
9.34
98%
127.53
4.77
12
电3
kWh
0.55
860
639.53
152.75
11.42
98%
155.87
5.83
13
电4
kWh
0.65
860
755.81
180.52
13.50
98%
184.21
6.89
14
蒸汽（10kg/cm）1
kg
0.1
701
142.65
34.07
2.55
100%
34.07
1.27
15
蒸汽（10kg/cm）2
kg
0.12
701
171.18
40.89
3.06
100%
40.89
1.53
16
蒸汽（10kg/cm）3
kg
0.14
701
199.71
47.70
3.57
100%
47.70
1.78
17
蒸汽（10kg/cm）4
kg
0.16
701
228.25
54.52
4.08
100%
54.52
2.04
18
天然气1
m3
1.4
8400
166.67
39.81
2.98
90%
44.23
1.65
19
天然气2
m3
1.5
8400
178.57
42.65
3.19
90%
47.39
1.77
20
天然气2
m3
1.6
8400
190.48
45.49
3.40
90%
50.55
1.89
21
天然气3
m3
1.8
8400
214.29
51.18
3.83
90%
56.87
2.13
注：
平均有效热能利用率——指燃料转换有效热能的平均百分比
热代价——在利用某一燃料时所需支付的燃料费用
四、附件——24MW级燃气轮机前置循环热电厂技术经济分析
（详情见附件-附表）
一、投资：
1、设备投资：
（1）燃气轮机部分：
每台约450万美元，折合3,740万元人民币
两台大力神130燃气轮机人民币总投资为：
7,480万元；
（2）其它电站设备：
每套燃气压缩机，燃气过滤器，锅炉，三通阀，
MCC，开关柜，中性接地电阻，电缆）：
约160万美元，折合1,330万元人民币。
两套设备人民币总投资为：
2,660万元；
2、安装和运输：
每套设备约100万美元，折合830万元人民币。
两套设备人民币总运费为：
1,660万元；
3、其他费用：
两套设施的前期、设计、咨询、融资、工程建设安装、调试、
建设期利息等，及不可见费用：
约1,079万元人民币；
4、合计：
1,550万美元，折合12,865万人民币。
二、财务成本：
1、融资：
融资比率：
70%，融资利率：
6.5%，偿还期限：
10年，宽限期：
1年；
2、股本金：
股本金比率：
30%，股本金内部收益率：
14%（折合回报率16%），
3、财务回收周期：
20年，不含建设期，建设期12个月；
4、折旧：
折旧周期：
15年，折旧率：
90%
三、燃料成本：
1、天然气：
价格：
1.4元/M3，低位发热值：
34,880kJ/M3；
2、耗气量：
补燃率50%,年耗气67,262,757M3；
3、燃料总成本:
人民币约9,417万元；
四、热电厂基本参数：
1、工况条件：
ISO功况：
环境温度15℃，海平面，相对湿度60%；
2、工况参数：
总装机容量：
27MW，总热效率：
82%，总热电比：
227.6%；
3、厂用电和设备衰减率（环境）：
7%（发电量）；
4、年发电量：
16,321.5万kWh；
7、年供热量：
596,700吨（蒸汽）；
五、运行管理成本：
1、维护检修成本（含大修）：
每年人民币741万元，0.0454元/kWh；
2、人工及管理成本；每年人民币231.7万元，0.0142元/kWh；
3、基本运行管理成本：
每年人民币972.7万元,0.0596元/kWh；
六、电价、热价及总收入：
1、预期电价：
还本付息电价：
0.39元/kWh，20年平均电价0.358元/kWh。
预期发电总收入：
63,590,910元；
2、预期热价：
42元/GJ，120元/吨蒸汽。
预期供热总收入：
60,397,974元；
3、热电厂总收入：
1.24亿元人民币。
五、结束语
根据最新消息，美国政府正在进一步修改其《公共事业设施法》，进一步鼓励发展热电联产，特别是发展小型燃气轮机热电联产设施，将要要求大型公共建筑物必须安装小型或微型燃气轮机设施。
世界其他国家也在相继制定更新、更有力、内容更广泛的鼓励措施和法案。
这一系列的变化和发展，均与一个重要的话题有关——第二代能源系统，即由小型和微型高效、分散、多功能的能源设施同因特网共同构筑起的自下而上能源系统，来代替传统的由大型发电厂和大电网构筑的
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