关于我国天然气资源概况及使用方向的建议（下）

世界天然气资源利用比例

利用方式

直接发电

能源工业自用

工业燃料

民用燃料

化工原料

所占比例

26%

14%

29%

26%

5

注：热电联供部分包括在工业和民用燃料之中

世界公认天然气是电力工业的最佳燃料。天然气燃料电池虽然是最理想的发电装置，但目前的技术水平还不能形成规模化生产能力，无法满足人类的需求。所以，燃气轮机-蒸汽轮机联合循环是目前较理想的发电装置，其优势在于：

发电效率高：例如瑞士ABB公司 KA26-1 型，容量368MW联合循环机组在ISO功况下的发电效率已经达到58.5%，美国GE公司正在研制的STAG109G联合循环机组的效率已经直逼60%，而燃煤火电厂的最高效率一直停留在42% 以下；

节约用水：燃气-蒸汽联合循环电厂的蒸汽轮机仅占总容量的1/3，所以用水一般为燃煤火电的1/3，由于凝汽负压部分的发电量在全系统中十分有限，国际上已广泛采用空气冷却方式，用水量近乎为零。此外，甲烷（CH4）中的氢和空气中的氧燃烧还原成二氧化碳和水，每燃烧1立方米天然气理论可回收约1.53公斤水，每公斤LPG理论可回收2.2公斤水，足以满足电厂自身的用水。节水对于严重缺水的华北、山东和西北地区是重要的优势条件；

占地节省：由于没有煤和灰的堆放，又可使用空冷系统，电厂占地大大节省，占地仅为燃煤火电厂的10-30%，节约了大量的土地资源，这对地少人多的中国也非常重要的；

造价低廉：按照国际标准，大型联合循环电厂的工程总包交钥匙的单位千瓦造价为300-500美元，大型燃煤电厂加装脱硫设施的造价为900-1，000美元；

建设期短：燃气轮机系统发电的建设周期为8-10个月，联合循环系统发电的建设周期为16-20个月，而燃煤火电厂需要24-36个月。这一优势可使市场预测周期缩短，避免出现向今天发电能力过剩的局面；

设备灵活：燃气-蒸汽联合循环电厂的设备调节灵活性大大优于煤电和核电设施，它具有起停迅速，出力调节变化范围较大的优势，就技术而言其出力调节范围可从0-110%，建设燃机电厂对于我国日益加剧的用电峰谷差压力有一定的缓解作用；

环境代价低：燃气-蒸汽联合循环电厂的全寿命周期的环境代价是目前主流发电工艺中最低廉的，它没有燃煤火电厂的多元污染，没有水电站的移民和淹没农田问题以及自然生态的负面影响，没有核电站的运行风险和反应堆退役后的存放难题。

500MW级燃机联合循环电厂与燃煤火电厂排放对比

燃煤火电厂（吨/年） 联合循环电厂（吨/年） 燃气/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

燃煤火电厂（吨/年）

联合循环电厂（吨/年）

燃气/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：根据《中国电力9五规划》

尽管燃气-蒸汽联合循环电厂有如此众多的优势，但是它也受到了管道天然气和液化天然气特殊性的明显制约。因而，在我国是否大规模建设此类性质的纯发电厂和管道天然气为燃料的调峰电厂仍须持慎重态度。

首先，在我国一些主管部门和电力系统中对以管道天然气和液化天然气为燃料的燃机电厂的认识存在一些误区。

以管道天然气为燃料的纯以调峰为任务的大型燃机电厂在全世界是极少见的，即使参与调峰任务，一般也是在连续运行的状况下提供部分调峰容量，或担任系统的中级调峰任务。原因之一是电网的晚峰与居民用气的晚峰明显重叠，必将出现抢峰争气，对于天然气管网的安全供气构成威胁。如果建罐蓄气调节，显然不如使用液态燃料方便合算；原因之二是我国电网大多呈季节性冬夏双峰特征，一般冬夏与春秋的峰差在10-30%之间，而天然气管网也因采暖制冷出现几乎完全相同的季峰特征，这是建罐蓄气根本无法解决的，实际上此类调峰电厂冬季可能出现根本无气可用的尴尬局面，不如直接发展使用液态燃料的燃机调峰电厂；

以液化天然气为燃料的燃机电厂的调节灵活性大大优于管道天然气，但该类电厂应尽可能靠近液化天然气接收站，最好作为接收站的附属设施运行。由于液化天然气系统受到运输船期的局限，在液化天然气运输船抵达之前必须清空储罐库容，该类电厂将不得不进行周期性反调峰，电网必须充分考虑这一因素；

天然气作为燃料必然远高于煤炭和铀，但是燃气-蒸汽联合循环电厂的效率高、造价低，如果能尽量保持设备满负荷运行和减少起停，使其保持高效率和低运行成本；发挥环境代价低可靠近用电负荷中心，从而减少电网投资和线网损的优势，将足以克服燃料成本高带来的障碍，使电价保持竞争能力；

由于天然气燃机电厂突出的环保优势，使其为整体电力行业承担了社会义务，并为其他项目腾出了大量环境容量空间。因此，它不应与环境污染严重的燃煤电厂实行“同网、同质、同价”和“竞价上网”，否则将显失公平，并背离基本的社会道义。环境价值应该在电力“质”的含义中体现，实际电价应该在用户点核算；

其次，尽管我国的天然气资源有一定潜力，从周边国家进口天然气也有一定的条件，但我国人口众多，人均可利用的资源量不能算丰富。目前，主要面临的问题并不是缺电，而是城市严重的环境污染急待治理。因此，大量建设以天然气为燃料的燃机发电厂是不切实际、不符合社会道义的。只有在近气田或有自属管输气条件的地方，如能够合理解决不与管网争气问题，可以根据情况适当发展天然气直接发电和调峰。

将天然气单纯作为居民生活燃料和工业燃料，不仅是资源的严重浪费。同时，也造成燃气成本过高企业无法承受，管网用气不稳定，冬夏季季峰差过大，被迫增加管网的调峰配套投资，从而陷入进一步增大供气成本的恶性循环。根据发达国家发展天然气20年来的经验，发展燃机热电厂是解决问题最有效的手段。

燃机热电厂：实际上燃气轮机使用最广泛的行业是热电联供，美国1980-1987七年间建设了1，728座热电厂，其中73%是天然气燃机热电厂。燃机热电的装机方式主要分两类：A、燃气轮机-蒸汽轮机联合循环热电联供：该方式主要是将燃机的热烟气通过余热锅炉回收转换蒸汽，由蒸汽轮机发电后抽汽供热。其特点是电、热调节灵活，发电量较大，火用的有效利用率高，但热电比较小；B、燃气轮机热电联供：由燃机直接带供热锅炉供热。特点是热效率高，热电比大，但相对发电量少，调节灵活性较差。其供热主要靠锅炉补燃进行调节。 GE STAG 106B 功效比较 项目 单位 燃气-蒸汽联合循环 发电 燃气-蒸汽联合循环热电联供抽凝机 燃气-蒸汽联合循环热电联供背压机 燃机热电联供（非补燃） 燃机热电联供（补燃） 燃料耗量 GJ/h 439.3 439.3 439.3 439.3 678.1 燃机出力 KW 37700 37700 37700 37700 37700 蒸汽机出力 KW 17000 10350 6000 总发电效率 % 44.8 39.38 35.81 31 20 供热量 T/h 50 82.5 93 194 供热热值 GJ/h 121.65 200.67 226.31 471.62 供热效率 % 27.7 45.7 48 66.1 总热效率 % 44.8 67.1 81.5 82.4 89.5

注：根据《GE联合循环产品系列及性能》一书

燃机热电的优势：除上述天然气燃气-蒸汽联合循环发电厂的优势均具备外，突出的特点是热电综合效率高、其环境效益和公共效益得以进一步延伸、提高了能源利用率和保障系数。

从上表可见，燃机热电厂热效率大大高于发电厂，甚至高于燃气锅炉。它在供热的同时将部分能量转换为高价值的电能，提高了能量中火用的利用，从而提高了节能水平；

燃机热电厂由于技术先进污染极小，特别是氮氧化物单位排放量远低于燃煤和天然气燃气锅炉。我国城市污染治理将面临大量燃煤锅炉的改造任务，使用燃机热电技术改造应是最佳方案； 氮氧化物排放比较 工艺方式 35t/h燃煤锅炉 35t/h燃油锅炉 35t/h燃气锅炉 40MW燃机热电 Nox排放浓度 >400ppm >200ppm 150ppm 9-25ppm Nox排放量 117.26kg/h 58.63kg/h 43.97kg/h 12.75kg/h

工艺方式

35t/h燃煤锅炉

35t/h燃油锅炉

35t/h燃气锅炉

40MW燃机热电

Nox排放浓度

>400ppm

>200ppm

150ppm

9-25ppm

Nox排放量

117.26kg/h

58.63kg/h

43.97kg/h

12.75kg/h

注：根据《首都蓝天热能系统工程》方案

燃机热电厂容量较小，星罗棋布在城市之中，对于电网、气网的安全运行将有积极作用。燃机热电厂一般可采用双燃料系统，在天然气供应出现问题时，可及时切换其他燃料，保障供热、供电。

根据发达国家经验，通过天然气管网系统内的双燃料燃机切换其他燃料，是解决管网调峰的最佳经济手段。在《首都蓝天热能系统工程》研究中，其经济性得到进一步证实。一项投资，既解决环保，又解决天然气的合理利用，减少了管网调峰投资和损耗，并解决了城市供热系统的建设或改造资金，最终还实现了电力建设的增容，减少了电网输变电投资和损耗，以及相对介绍了电网的调峰压力，一举多得。

发展燃机热电要坚持适度规模：由于燃气轮机的工艺原理，特别是热电联供的技术特性，小型机组和大型机组之间在热电联供热时效率相差极小，这与过去燃煤电厂的概念根本不同。因此，在发展天然气燃机热电时，应尽可能提高系统综合热效率，提高用户端的实际能源利用效率，并以此作为技术经济和项目审核工作的核心。资源代价、环境代价与经济代价是相互相成的三极矛盾体。实现了节能，实际上就是实现了环保。只有坚持能源系统的适度规模，才能有效节能-降低了资源代价，从而达到环保目的-降低了环境代价，最终使经济代价变为市场“可承受”。

不同容量机组效率比较

Solar Taurus60 Solar Mars100 GE PG6541B PG7111EA 出力（MW） 5.2 11.1 38.34 82.3 发电效率 30.3% 32.45% 31.4% 32% 燃机热电联蒸汽量 12t/h 22t/h 93t/h 334 燃机热电联供效率 77% 77% 82.4% 82% 燃机热电联供补燃蒸汽量 29t/t 55t/t 194t/h 613t/h 燃机热电联供补燃效率 88% 88% 89.5% 89.4%

Solar Taurus60

Solar Mars100

GE PG6541B

PG7111EA

出力（MW）

5.2

11.1

38.34

82.3

发电效率

30.3%

32.45%

31.4%

32%

燃机热电联蒸汽量

12t/h

22t/h

93t/h

334

燃机热电联供效率

77%

77%

82.4%

82%

燃机热电联供补燃蒸汽量

29t/t

55t/t

194t/h

613t/h

燃机热电联供补燃效率

88%

88%

89.5%

89.4%

注：补燃至927°C。

综上所述，将燃机热电厂作为我国今后天然气市场的主要利用方向，不仅是国家环境保护这一基本国策的要求，也是国家提高能源综合利用效率这一长期产业政策的方向。对于合理使用天然气，降低天然气成本，提高城市供电安全保障，减少电力损耗都具有非常积极意义。

政策建议

根据各国发展天然气的经验，推广和合理使用天然气是一个系统工程。各级政府和立法机构应该积极介入，及时通过立法程序予以支持和保护，平衡来自各利益集团的矛盾，坚持以改善环境、节约资源、保护消费者利益、建立公平竞争机制为政策与立法最终目的。

下放电价审核机制，使至少地市级政府能够根据本地区的环境状况、实际购电成本、社会发展需求和经济承受能力来制定自己地区的销售电价，以及平衡本地区的各类公用事业和公益性服务价格。与此同时，在同级地方人民代表大会建立价格审议和价格听政机制。通过扩大民主的方式，而不是计划经济式的行政命令，采取一统价格的方式来解决问题。

制定《国家电力调度法》，对承担社会公益性质和环保型热电厂实行优先调度，保障天然气热电厂能够得到合法、合理的平等竞争机会。

对于天然气燃机热电厂的过网费应该实事求是地反映其低线损、网损的节能特性和可靠近负荷中心的环保优势，不能使用所谓“邮票法”将其与遥远的坑口燃煤火电厂实行“统一过网费”。

对于具有环保和节能性质的热电厂、企业自备热电厂，特别是天然气燃机热电厂应免收国家的0.02元/kWh 电力建设基金。

公共电网必须对自备天然气燃机热电厂提供安全供电保证，不得加收所谓容量备用费等，鼓励发展适度规模、环保型、高效节能与综合利用的能源体系。

天然气公司应实行季节性气价和大用户优惠气价，对有自保能力的燃气用户和对气网能够提供反调峰能力的用户给予进一步的价格优惠。

适当放宽燃机热电厂使用柴油等液态燃料的限制，鼓励燃机热电厂采用双燃料系统，承担天然气管网的调峰义务。

通过峰谷差电价等手段，鼓励热电厂采用补燃和燃气-蒸汽联合循环工艺方式，提高热电厂的电力负荷调节能力，使其能够根据电网实际用电负荷变换进行调节运行，降低电网的峰谷负荷变化压力。