世界天然氣資源利用比例

利用方式

直接發電

能源工業自用

工業燃料

民用燃料

化工原料

所占比例

26%

14%

29%

26%

5

注：熱電聯供部分包括在工業和民用燃料之中

世界公認天然氣是電力工業的最佳燃料。天然氣燃料電池雖然是最理想的發電裝置，但目前的技術水平還不能形成規模化生產能力，無法滿足人類的需求。所以，燃氣輪機-蒸汽輪機聯合循環是目前較理想的發電裝置，其優勢在于：

發電效率高：例如瑞士ABB公司 KA26-1 型，容量368MW聯合循環機組在ISO功況下的發電效率已經達到58.5%，美國GE公司正在研制的STAG109G聯合循環機組的效率已經直逼60%，而燃煤火電廠的最高效率一直停留在42% 以下；

節約用水：燃氣-蒸汽聯合循環電廠的蒸汽輪機僅占總容量的1/3，所以用水一般為燃煤火電的1/3，由于凝汽負壓部分的發電量在全系統中十分有限，國際上已廣泛采用空氣冷卻方式，用水量近乎為零。此外，甲烷（CH4）中的氫和空氣中的氧燃燒還原成二氧化碳和水，每燃燒1立方米天然氣理論可回收約1.53公斤水，每公斤LPG理論可回收2.2公斤水，足以滿足電廠自身的用水。節水對于嚴重缺水的華北、山東和西北地區是重要的優勢條件；

占地節省：由于沒有煤和灰的堆放，又可使用空冷系統，電廠占地大大節省，占地僅為燃煤火電廠的10-30%，節約了大量的土地資源，這對地少人多的中國也非常重要的；

造價低廉：按照國際標準，大型聯合循環電廠的工程總包交鑰匙的單位千瓦造價為300-500美元，大型燃煤電廠加裝脫硫設施的造價為900-1，000美元；

建設期短：燃氣輪機系統發電的建設周期為8-10個月，聯合循環系統發電的建設周期為16-20個月，而燃煤火電廠需要24-36個月。這一優勢可使市場預測周期縮短，避免出現向今天發電能力過剩的局面；

設備靈活：燃氣-蒸汽聯合循環電廠的設備調節靈活性大大優于煤電和核電設施，它具有起停迅速，出力調節變化范圍較大的優勢，就技術而言其出力調節范圍可從0-110%，建設燃機電廠對于我國日益加劇的用電峰谷差壓力有一定的緩解作用；

環境代價低：燃氣-蒸汽聯合循環電廠的全壽命周期的環境代價是目前主流發電工藝中最低廉的，它沒有燃煤火電廠的多元污染，沒有水電站的移民和淹沒農田問題以及自然生態的負面影響，沒有核電站的運行風險和反應堆退役后的存放難題。

500MW級燃機聯合循環電廠與燃煤火電廠排放對比

燃煤火電廠（噸/年） 聯合循環電廠（噸/年） 燃氣/燃煤排放比（%） 二氧化硫 8，043 6.4 0 氮氧化物 5，056 896 19 二氧化碳 2，942，375 1，145，808 39 灰 125，000 0 0 渣 350，000 0 0 可吸入微粒 428 19.4 4.5

燃煤火電廠（噸/年）

聯合循環電廠（噸/年）

燃氣/燃煤排放比（%）

二氧化硫

8，043

6.4

0

氮氧化物

5，056

896

19

二氧化碳

2，942，375

1，145，808

39

灰

125，000

0

0

渣

350，000

0

0

可吸入微粒

428

19.4

4.5

注：根據《中國電力9五規劃》

盡管燃氣-蒸汽聯合循環電廠有如此眾多的優勢，但是它也受到了管道天然氣和液化天然氣特殊性的明顯制約。因而，在我國是否大規模建設此類性質的純發電廠和管道天然氣為燃料的調峰電廠仍須持慎重態度。

首先，在我國一些主管部門和電力系統中對以管道天然氣和液化天然氣為燃料的燃機電廠的認識存在一些誤區。

以管道天然氣為燃料的純以調峰為任務的大型燃機電廠在全世界是極少見的，即使參與調峰任務，一般也是在連續運行的狀況下提供部分調峰容量，或擔任系統的中級調峰任務。原因之一是電網的晚峰與居民用氣的晚峰明顯重疊，必將出現搶峰爭氣，對于天然氣管網的安全供氣構成威脅。如果建罐蓄氣調節，顯然不如使用液態燃料方便合算；原因之二是我國電網大多呈季節性冬夏雙峰特征，一般冬夏與春秋的峰差在10-30%之間，而天然氣管網也因采暖制冷出現幾乎完全相同的季峰特征，這是建罐蓄氣根本無法解決的，實際上此類調峰電廠冬季可能出現根本無氣可用的尷尬局面，不如直接發展使用液態燃料的燃機調峰電廠；

以液化天然氣為燃料的燃機電廠的調節靈活性大大優于管道天然氣，但該類電廠應盡可能靠近液化天然氣接收站，最好作為接收站的附屬設施運行。由于液化天然氣系統受到運輸船期的局限，在液化天然氣運輸船抵達之前必須清空儲罐庫容，該類電廠將不得不進行周期性反調峰，電網必須充分考慮這一因素；

天然氣作為燃料必然遠高于煤炭和鈾，但是燃氣-蒸汽聯合循環電廠的效率高、造價低，如果能盡量保持設備滿負荷運行和減少起停，使其保持高效率和低運行成本；發揮環境代價低可靠近用電負荷中心，從而減少電網投資和線網損的優勢，將足以克服燃料成本高帶來的障礙，使電價保持競爭能力；

由于天然氣燃機電廠突出的環保優勢，使其為整體電力行業承擔了社會義務，并為其他項目騰出了大量環境容量空間。因此，它不應與環境污染嚴重的燃煤電廠實行“同網、同質、同價”和“競價上網”，否則將顯失公平，并背離基本的社會道義。環境價值應該在電力“質”的含義中體現，實際電價應該在用戶點核算；

其次，盡管我國的天然氣資源有一定潛力，從周邊國家進口天然氣也有一定的條件，但我國人口眾多，人均可利用的資源量不能算豐富。目前，主要面臨的問題并不是缺電，而是城市嚴重的環境污染急待治理。因此，大量建設以天然氣為燃料的燃機發電廠是不切實際、不符合社會道義的。只有在近氣田或有自屬管輸氣條件的地方，如能夠合理解決不與管網爭氣問題，可以根據情況適當發展天然氣直接發電和調峰。

將天然氣單純作為居民生活燃料和工業燃料，不僅是資源的嚴重浪費。同時，也造成燃氣成本過高企業無法承受，管網用氣不穩定，冬夏季季峰差過大，被迫增加管網的調峰配套投資，從而陷入進一步增大供氣成本的惡性循環。根據發達國家發展天然氣20年來的經驗，發展燃機熱電廠是解決問題最有效的手段。

燃機熱電廠：實際上燃氣輪機使用最廣泛的行業是熱電聯供，美國1980-1987七年間建設了1，728座熱電廠，其中73%是天然氣燃機熱電廠。燃機熱電的裝機方式主要分兩類：A、燃氣輪機-蒸汽輪機聯合循環熱電聯供：該方式主要是將燃機的熱煙氣通過余熱鍋爐回收轉換蒸汽，由蒸汽輪機發電后抽汽供熱。其特點是電、熱調節靈活，發電量較大，火用的有效利用率高，但熱電比較小；B、燃氣輪機熱電聯供：由燃機直接帶供熱鍋爐供熱。特點是熱效率高，熱電比大，但相對發電量少，調節靈活性較差。其供熱主要靠鍋爐補燃進行調節。 GE STAG 106B 功效比較 項目 單位 燃氣-蒸汽聯合循環 發電 燃氣-蒸汽聯合循環熱電聯供抽凝機 燃氣-蒸汽聯合循環熱電聯供背壓機 燃機熱電聯供（非補燃） 燃機熱電聯供（補燃） 燃料耗量 GJ/h 439.3 439.3 439.3 439.3 678.1 燃機出力 KW 37700 37700 37700 37700 37700 蒸汽機出力 KW 17000 10350 6000 總發電效率 % 44.8 39.38 35.81 31 20 供熱量 T/h 50 82.5 93 194 供熱熱值 GJ/h 121.65 200.67 226.31 471.62 供熱效率 % 27.7 45.7 48 66.1 總熱效率 % 44.8 67.1 81.5 82.4 89.5

注：根據《GE聯合循環產品系列及性能》一書

燃機熱電的優勢：除上述天然氣燃氣-蒸汽聯合循環發電廠的優勢均具備外，突出的特點是熱電綜合效率高、其環境效益和公共效益得以進一步延伸、提高了能源利用率和保障系數。

從上表可見，燃機熱電廠熱效率大大高于發電廠，甚至高于燃氣鍋爐。它在供熱的同時將部分能量轉換為高價值的電能，提高了能量中火用的利用，從而提高了節能水平；

燃機熱電廠由于技術先進污染極小，特別是氮氧化物單位排放量遠低于燃煤和天然氣燃氣鍋爐。我國城市污染治理將面臨大量燃煤鍋爐的改造任務，使用燃機熱電技術改造應是最佳方案； 氮氧化物排放比較 工藝方式 35t/h燃煤鍋爐 35t/h燃油鍋爐 35t/h燃氣鍋爐 40MW燃機熱電 Nox排放濃度 >400ppm >200ppm 150ppm 9-25ppm Nox排放量 117.26kg/h 58.63kg/h 43.97kg/h 12.75kg/h

工藝方式

35t/h燃煤鍋爐

35t/h燃油鍋爐

35t/h燃氣鍋爐

40MW燃機熱電

Nox排放濃度

>400ppm

>200ppm

150ppm

9-25ppm

Nox排放量

117.26kg/h

58.63kg/h

43.97kg/h

12.75kg/h

注：根據《首都藍天熱能系統工程》方案

燃機熱電廠容量較小，星羅棋布在城市之中，對于電網、氣網的安全運行將有積極作用。燃機熱電廠一般可采用雙燃料系統，在天然氣供應出現問題時，可及時切換其他燃料，保障供熱、供電。

根據發達國家經驗，通過天然氣管網系統內的雙燃料燃機切換其他燃料，是解決管網調峰的最佳經濟手段。在《首都藍天熱能系統工程》研究中，其經濟性得到進一步證實。一項投資，既解決環保，又解決天然氣的合理利用，減少了管網調峰投資和損耗，并解決了城市供熱系統的建設或改造資金，最終還實現了電力建設的增容，減少了電網輸變電投資和損耗，以及相對介紹了電網的調峰壓力，一舉多得。

發展燃機熱電要堅持適度規模：由于燃氣輪機的工藝原理，特別是熱電聯供的技術特性，小型機組和大型機組之間在熱電聯供熱時效率相差極小，這與過去燃煤電廠的概念根本不同。因此，在發展天然氣燃機熱電時，應盡可能提高系統綜合熱效率，提高用戶端的實際能源利用效率，并以此作為技術經濟和項目審核工作的核心。資源代價、環境代價與經濟代價是相互相成的三極矛盾體。實現了節能，實際上就是實現了環保。只有堅持能源系統的適度規模，才能有效節能-降低了資源代價，從而達到環保目的-降低了環境代價，最終使經濟代價變為市場“可承受”。

不同容量機組效率比較

Solar Taurus60 Solar Mars100 GE PG6541B PG7111EA 出力（MW） 5.2 11.1 38.34 82.3 發電效率 30.3% 32.45% 31.4% 32% 燃機熱電聯蒸汽量 12t/h 22t/h 93t/h 334 燃機熱電聯供效率 77% 77% 82.4% 82% 燃機熱電聯供補燃蒸汽量 29t/t 55t/t 194t/h 613t/h 燃機熱電聯供補燃效率 88% 88% 89.5% 89.4%

Solar Taurus60

Solar Mars100

GE PG6541B

PG7111EA

出力（MW）

5.2

11.1

38.34

82.3

發電效率

30.3%

32.45%

31.4%

32%

燃機熱電聯蒸汽量

12t/h

22t/h

93t/h

334

燃機熱電聯供效率

77%

77%

82.4%

82%

燃機熱電聯供補燃蒸汽量

29t/t

55t/t

194t/h

613t/h

燃機熱電聯供補燃效率

88%

88%

89.5%

89.4%

注：補燃至927°C。

綜上所述，將燃機熱電廠作為我國今后天然氣市場的主要利用方向，不僅是國家環境保護這一基本國策的要求，也是國家提高能源綜合利用效率這一長期產業政策的方向。對于合理使用天然氣，降低天然氣成本，提高城市供電安全保障，減少電力損耗都具有非常積極意義。

政策建議

根據各國發展天然氣的經驗，推廣和合理使用天然氣是一個系統工程。各級政府和立法機構應該積極介入，及時通過立法程序予以支持和保護，平衡來自各利益集團的矛盾，堅持以改善環境、節約資源、保護消費者利益、建立公平競爭機制為政策與立法最終目的。

下放電價審核機制，使至少地市級政府能夠根據本地區的環境狀況、實際購電成本、社會發展需求和經濟承受能力來制定自己地區的銷售電價，以及平衡本地區的各類公用事業和公益性服務價格。與此同時，在同級地方人民代表大會建立價格審議和價格聽政機制。通過擴大民主的方式，而不是計劃經濟式的行政命令，采取一統價格的方式來解決問題。

制定《國家電力調度法》，對承擔社會公益性質和環保型熱電廠實行優先調度，保障天然氣熱電廠能夠得到合法、合理的平等競爭機會。

對于天然氣燃機熱電廠的過網費應該實事求是地反映其低線損、網損的節能特性和可靠近負荷中心的環保優勢，不能使用所謂“郵票法”將其與遙遠的坑口燃煤火電廠實行“統一過網費”。

對于具有環保和節能性質的熱電廠、企業自備熱電廠，特別是天然氣燃機熱電廠應免收國家的0.02元/kWh 電力建設基金。

公共電網必須對自備天然氣燃機熱電廠提供安全供電保證，不得加收所謂容量備用費等，鼓勵發展適度規模、環保型、高效節能與綜合利用的能源體系。

天然氣公司應實行季節性氣價和大用戶優惠氣價，對有自保能力的燃氣用戶和對氣網能夠提供反調峰能力的用戶給予進一步的價格優惠。

適當放寬燃機熱電廠使用柴油等液態燃料的限制，鼓勵燃機熱電廠采用雙燃料系統，承擔天然氣管網的調峰義務。

通過峰谷差電價等手段，鼓勵熱電廠采用補燃和燃氣-蒸汽聯合循環工藝方式，提高熱電廠的電力負荷調節能力，使其能夠根據電網實際用電負荷變換進行調節運行，降低電網的峰谷負荷變化壓力。