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天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)的發(fā)展過程中總伴隨著爭議和不同的聲音。近來有關天然氣發(fā)電的排放是否環(huán)保，是否高效，燃機熱電聯(lián)產(chǎn)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(shù)據(jù)上逐一討論。

天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)的電和熱轉(zhuǎn)換優(yōu)勢

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

以典型9HA.01聯(lián)合循環(huán)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(zhuǎn)熱倍率為4.5。

如果采用熱泵在客戶端把電轉(zhuǎn)為熱，一般環(huán)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(chǎn)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(zhuǎn)換率來看，熱電聯(lián)產(chǎn)比熱泵更加適合北方供熱。

業(yè)內(nèi)有誤解認為，煤電出力全部來自蒸汽循環(huán)，而燃氣聯(lián)合循環(huán)出力只有1/3來自蒸汽循環(huán)，以為聯(lián)合循環(huán)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(zhì)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(lián)合循環(huán)的供熱能力多76%左右（9HA.01聯(lián)合循環(huán)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(lián)合循環(huán)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(lián)合循環(huán)的供熱能力多20%左右。

由此可見，燃機熱電聯(lián)產(chǎn)在熱電聯(lián)產(chǎn)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(chǎn)電效率低造成的，以下有數(shù)據(jù)詳述。

天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)的能效利用優(yōu)勢

評估效率有個重要原則是在實現(xiàn)能源梯級利用的基礎上實現(xiàn)能量利用的高效性。天然氣產(chǎn)生的高品質(zhì)熱能推動燃氣輪機做功發(fā)電， 然后再利用余熱鍋爐的高品質(zhì)蒸汽繼續(xù)發(fā)電，同時抽取大部分中低品質(zhì)蒸汽來供工業(yè)蒸汽或供熱和制冷。電為高品質(zhì)能量，便于轉(zhuǎn)化和傳輸，必要時用戶借助熱泵產(chǎn)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(xiàn)90%以上的效率，但沒有把部分高品質(zhì)蒸汽充分轉(zhuǎn)化為電能，而是轉(zhuǎn)換為低品質(zhì)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，660MW超超臨界比較，

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(fā)的電，熱如下（按等容量折算）：

從上圖可以看出，燃機聯(lián)合循環(huán)熱電聯(lián)產(chǎn)的效率比煤電要優(yōu)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(zhì)的能源“電”的產(chǎn)出率是煤電的157%，供熱量是煤電的83%（以上數(shù)據(jù)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(fā)展的趨勢是最大化地把燃料轉(zhuǎn)為高品質(zhì)的電，而不是低品質(zhì)的熱。電不但方便傳輸，而且可以用熱泵乘倍數(shù)地來供熱，單一追求高熱電比是不符合技術發(fā)展方向的。

天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)的環(huán)保優(yōu)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(lián)合循環(huán)有三個原因決定了減排方面占有更大的優(yōu)勢，首先，燃機聯(lián)合循環(huán)效率比煤電高35%左右；其次，1/3發(fā)電來自蒸汽循環(huán)，這個環(huán)節(jié)是沒有污染的；最后，燃機用的燃料為甲烷（CH4），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(yōu)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(tài)投資445236萬元。超低排放模塊靜態(tài)投資46552萬元?？梢姙闈M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(xiàn)的二次排放治理也是一筆很大的投入。目前，煤電在實現(xiàn)超低排放中產(chǎn)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(chǎn)生量增加、脫氮廢棄催化劑如何處理等的環(huán)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(yōu)。下表為都采用超低排放后的數(shù)據(jù)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(lián)產(chǎn)的靈活性優(yōu)勢

燃氣輪機是靠直接調(diào)節(jié)燃料來調(diào)節(jié)負荷，負荷調(diào)節(jié)機構(gòu)對燃料調(diào)節(jié)的響應非?？?，有著快速的升降負荷能力。9H級上使用透平雙層缸結(jié)構(gòu)，缸壁薄，內(nèi)缸和外缸的內(nèi)、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(nèi)，負荷可增加62MW。對于過頻響應特性，9HA.01可以在4秒內(nèi)，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(diào)節(jié)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(jīng)過近 3分鐘的延遲后才開始變化，再經(jīng)過更長時間的慣性延遲才緩慢動態(tài)平衡而達到最終穩(wěn)態(tài)值。由于負荷調(diào)節(jié)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10MW/分鐘左右。所以從調(diào)峰的靈活性上看，燃機聯(lián)合循環(huán)的一次/二次調(diào)頻能力大大優(yōu)于燃煤機組。

隨著技術創(chuàng)新與政策改革的不斷推進，中國能源行業(yè)正經(jīng)歷一場前所未有的變革，向著多元化、清潔化、數(shù)字化和市場化的方向轉(zhuǎn)型。天然氣在中國的推廣與發(fā)展，具備豐富的應用場景和顯著的系統(tǒng)性優(yōu)勢。我們要看到天然氣燃機聯(lián)合循環(huán)熱電聯(lián)產(chǎn)在宏觀政策層面，在能源結(jié)構(gòu)調(diào)整和經(jīng)濟轉(zhuǎn)型上是大勢所趨。在技術的優(yōu)勢上，無論是供熱能力，環(huán)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(jié)奏則加深了這些不確定性。因此，無論天然氣的發(fā)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(xiàn)在市場定價機制里，堅持因地制宜，發(fā)揮綜合供能的優(yōu)勢，實現(xiàn)外部成本內(nèi)部化，實現(xiàn)天然氣燃機聯(lián)合循環(huán)熱電聯(lián)產(chǎn)長期可持續(xù)發(fā)展。