本世纪初我国大的发展天然气LNG以来，随着接二连三的LNG项目批准立项，正在建设和规划一大批天然气联合循环(NGCC)电站；由它们承担60-80％照付不议的进口LNG。与大鹏LNG接收站同步建设的东部、前湾、惠州、珠江等5个2或4×9F NGCC机组 (750MW-1.5GW)均己建成。珠三角地区以南沙华润、中山南朗、东莞樟洋、萝岗协鑫等电厂为代表的一批30多个2×9E NGCC机组(360MW)，有的也已建成。此外，深圳、东莞原来还有一批燃油的3或2×6B级CC电站正在改造为燃气。继我国第二个中海福建莆田LNG项目4×9F NGCC机组将在年末建成之后，还有上海、江苏、大连等十来个LNG项目及配套的NGCC在建。

    随着2004年以来国际LNG长期贸易价格随石油涨价而不断提高，国内天然气／煤的等热值比价已达到2.5—3.0的临界值；NGCC电对煤电已没有竞争力，面临亏损；仅能在高补贴下作为调峰电站运行。然而，调峰允许年运行时数的减少，使投资效益降低、成本增加。同时，作为原规划LNG项目下游占60-80％天然气的最大合同用户，NGCC电站亏损对LNG项目的经济性和市场的开拓也造成了冲击。

    与此同时，作为我国工业节能减排的重点目标的大城市工业集群区域大量燃煤锅炉的排放污染治理和能效提高，原本是靠改用天然气来完成的。而在天然气煤的等热值比价已达到2.5—3.O的情况下，企业无法承受简单地以天然气替代煤所产生的巨大经济负担。面对这种两难的局面，许多地方都在策划停开多个燃煤中小型发电机组或锅炉，把它们的C0₂、S0₂排放指标拼凑起来，按照国家发改委的规定的燃煤热电联产(CHP)最低600MW的门槛，上报国家发改委立项获批准上600 MW燃煤CHP机组。但是，凑足600Mw的排放指标已属不易；即使凑足了，也只是相当于“上大压小”和燃煤CHP对节能减排的贡献。远不如天然气CCHP的效果。

    据统计，全国有工业锅炉52.74万台，85％燃煤，其余大部分燃油；总热负荷125.4万Mw。另有热水锅炉14.94万台，负荷49.75万MW。在总数近80万台锅炉中，10t／h的锅炉仅占总数的8％。2007年全国共耗煤25.5亿吨，80％用于发电。约4亿吨t／a工业燃煤(折合2.6亿tec／a)用于几十万台低效率的小锅炉和窑炉。但所造成的污染，可能与10多亿t／a大电站燃煤的污染贡献相当。

    从根本上和全局角度来说，这乃是我国天然气节能减排替代的主战场。特别是在东南沿海地区。以天然气替代小锅炉的热力学第一定律效率比1.4计，替代4亿吨t／a燃煤折合2.6亿tec／a约需天然气1500亿m³。如果采用天然气冷热电联供CCHP，将耗用天然气2000-2500亿m³；但同时将以最高的效率联产就地直供的廉价电。然而，如何以相对集中的天然气CCHP替代极其分散的工业燃煤设施，则是所面临的现实问题。

    发达国家近30年来以天然气清洁能源替代煤的转化历程中，发展了“天然气冷热电联供(NGCCHP)”成熟技术。例如过程工业中的锅炉和大型工艺加热炉采用前置燃气轮机已经非常普遍。并且推动了几Mw到几十M1中型燃气轮机(如美国Solar、日本川崎等品牌及俄罗斯、乌克兰等厂家)产业的发展。中国由于近几年才矿石发展天然气，所以刚刚开始采用上述技术。例如今年投产的青岛和惠州两个千万吨级炼油厂，都采用了燃气轮机(70MW左右)加余热锅炉的蒸汽动力系统。

    现在的问题是：当初规划、现已建成和这在建的大批9F和9E机组，都是配合LNG项目的纯发电的联合循环机组；没有考虑与工业能源供应的结合。不仅规模过大，而且布局分割。能否把NGCC改造成NGCCHP，  “一箭双雕”便成了亟待解决的重大课题。

本文将对此进行技术经济分析。

    一、NGCC与CHP和DES／CCHP的经济性比较分析

  1．不同规模的NGCC的经济性及与天然气价格的关系

    在上网电价0.6￥／kwh，NG分别取1.7／3.0￥／M³条件下：

单位投资，￥／kw 9E 3700  9F 3000

联合循环(CC)效率，％    52    57

LNG低热值(LHV)kJ／m。    37399    37399

发电气耗(rn3／kwh)    0.185    0.169

产电燃料成本，￥／kwh 0.315／O.555 O.287／0.507

    以9E机组为例。条件：①单循环发电+高压余热锅炉+抽凝机组发电供1.3MPa工艺用汽，按最大抽汽量120t／h运行计算)；②以9E为例，投资加上直供汽电网建设费￥2000／Kw，电价0.83￥／kwh：③考虑环境效益，蒸汽价格按比燃煤供汽价格高10-20％计。

    经测算，抽汽压力为1.28-1.31Mpa，温度为250⁰C，单台最大抽汽量可达120吨／h，供汽参数为压力为O.785-1.2Mpa，温度为250-300⁰C。此时，汽轮机运行参数见表1：   

表1汽轮机运行参数

 

 

    可见，CHP系统可比NGCC承受高得多的天然气价格。如果由于环境对排放总量的限制，不许燃煤，只能直接然用同一价格的天然气产蒸汽，锅炉效率为90％，单位蒸汽耗燃气量为91.1m3／吨，蒸汽燃料成本将达到273.2￥／t。用汽厂家的经济效益可达273.2-94.4=￥178．8／t，120t／h蒸汽，合21456￥／h，按年运行4000h计算，年效益为或8582万元／年。

    条件：①在上述2的基础上，增加区域供冷DCS，按自产电直供压缩循环制冷为计算基准，抽1Mpa蒸汽吸收制冷大致相同，年运行2000h，[供冷量按照城市DES／cCliP负荷比估算，用王钊数据]；②再加集中供应生活热水DHS，用大学城数据。对照价格：电中央空调天然气热水器价格

仍以9E机组为例和2的经济条件，计算得到的项目经济效益为：    

 按购买电价与上网电价差为0.9-0．6=0.3元／kwh，电制冷耗电功率为30MW，制冷量为120 MW(系统COP取4.0)，则年效益为1800万元／年。

    须指出，在热电比更大时，可以改用背压汽轮机，供气量可达150-180t／h；为适应蒸汽用量波动的柔性需求，可以增设一台较小的1.3 MPa凝汽机组，在蒸汽用量小于背压汽量时避免放空。

  4．结论

  由上述比较可见，9E机组为基础的DES／CCHP方案比NGCC和CHP的经济性都大大改善。9F等机组也是一样。细致的分析可以发现：这一方面是由于联产蒸汽和热水直供终端用户，替代低效的直燃供应商而获得收益，又大大提高了天然气一次能源转换效率；另方面是用于电的直供用户，通过减少了电的系统传输费用而增加了售电收益。更重要的是，这个收益不是建立在损害其它各方的基础上；相反，是建立在为所有各方，包括终端用户、电网公司、天然气供应商、政府公用事业部门，都带来效益多赢的基础上。

  二、T业终端用能的CHP／CCHP潜力和问题

    目前我国工业占总能耗60％，(2007年：26.5亿tec×0．6=15.9亿tec)，是天然气的主要用户。工业用户主要的终端用能形式为：①动力、制冷一主要靠网电；②用于工艺或加热的蒸汽，目前主要靠煤、油或燃气，通过工业锅炉产生。在在两大类工业中，过程工业(油、化、建材、纸、食品、医药)汽／热／冷：动力=8—9：1，而且多为连续生产，开工时间

8000 h／a，非常适合采用CCHP；离散制造业(机械、电子、通讯、轻工等)用动力为主，汽／热较少，但在南方，厂房空调耗能所占比率甚大。也有采用CCHP提高能效的潜力。

    问题是，单个工业用户电／热／汽／冷需求量较小而且分散，与9F、9E等大机组的规模不相匹配。即使是大工业如千万t／a级炼油、百万t／a级乙烯、造纸企业的电负荷都不过100—150 Mw，才是9E机组的1／4。中小企业的需求更小，难以达到发改委规定的CHP最低600MW的门槛。

三、双重压力下的解决办法和机遇

    中国在高天然气价格时期进入天然气用户俱乐部，除了跨越式发展，直接采用高效利用技术，别无他法。值得欣慰的是，也恰在这个历史时期，中国政府提出的“科学发展”理念和多项政策，正好为这个跨越式发展提供了许多机遇。利用这些机遇克服上述障碍的重要思路有：

    ①工业集群化与能源循环经济园区结合，构成适当规模的CCHP终端到用系统，与NGCC改造成的CCHP相匹配对已规划和建设的9F级NGCC，改造为CHP背压汽轮机组，供气规模可高达300t／h，，开工8000h／a条件下耗天然气可达5亿m3／a。9E机组，改造为CHP背压汽轮机组供气规模可达150t／h。开工8000h／a条件下耗天然气近3亿m。／a。这些大型机组的DES／CCHP，可以用于例如广州南沙、萝岗，深圳蛇口、南山，惠州大亚湾，中山南朗等大规模工业区的能源系统。

    ②可以利用的政策和规划机遇。a)大珠三角 (CEPA)产业整合、发展低碳经济；以大城市金融、物流、高科技服务等第三产业带动周边制造业的发展； b)珠三角到肇庆、阳江、河源等地新建的产业转移工业园区；c)正在组织的规模较大的循环经济示范园区：d)广州、深圳中心城市“建设现代产业体系和宜居城市；污染物总量控制目标要求的能源结构优化调整；e)新的LNG接收站规划；f)已有和新建的一批9F、9E机组和6B、FT8等小型机组，后者可用于深圳、东莞、番禺等市区由几十台小厂的小锅炉集成形成的小型工业园区DES／CCHP系统。

    ③对于广东地区的工业，优势不仅仅是供蒸汽。a)厂房和办公室夏季大量的空调负荷要求联供冷水； b)集群于园区内的不同工业企业，用汽、电、热、冷的数量、温度分布，时间分布不同；有利于能量梯极利用；c)指出一条工业企业节能减排的重要途径、能源成本降低；宏观上，工业产值翻番能源需求可增加不多；NGCC项目经济性大大改善，促进天然气加速发展；煤碳逐步退出、总排放量减少，环境改善；绝对是三赢的结果。

  四、实施的关键…一政府的规划、协调和政策支持

  NGCC改造为CCHP是牵涉到方方面面的全局性问题。首先是工业布局和发展规划、能源结构调整和天然气发展，其次是城市规划、节能减排、生态和环境改善规划。所有这些，都是政府机构的职能。至于凝汽式汽轮机的改为抽汽或背压式汽轮机的配套技术和冷热电联供系统的优化组合，在技术上是没有任何问题的，国内完全可以解决。

    这是快速发展的中国在新世纪、新的能源和经济形势目前遇到的挑战。如上所述，党中央提出的科学发展观和一系列相应的思路、战略和政策，都正好为应对这一挑战提供了极好的机遇。然而，局限于传统思维和经验是无法理解和抓住的。只有进一步解放思想，转变观念，运用科技进步最新成果，借鉴国外经验，结合体制创新，才能发挥政府机构规划、协调和政策导向的职能，实现跨越式发展。

    观念和规划问题解决之后，若干具体的困难是容易克服的。①世界各国的经验证明，电力法第25条肯定会在不久被修改。在它修改之前，可以采取各种过渡措施、方案；从规划到建设也需要几年的时间；⑦单纯发电的NGCC转型为DES／CCHP能源终端供应服务公司，不仅是技术组合的改变，也必须伴随能源供应观念和体制的转变；③现有的NGCC改造必须结合所在地区工业和城市建筑的具体情况，仔细进行联产规划，特殊的个案不排除搬迁；④政府应指导城市燃气公司制订工业和城区规模化DES／CCHf)项目用户的合理天然气价格，不应与一般酒店商用天然气同价，而应与NGCC同价。

    在我国经济继续快速发展、天然气加速发展态势下，新的天然气管道、LNG接收站与新的工业园区和城区的规划的优化集成，比现有NGCC改造的规模更大，也更重要。中国的能源形势和已有基础条件应会促使中国在这一领域后来居上，走在世界前列。