（浙江大唐国际江山新城热电有限责任公司324100）
摘要：随着国家环保和大气污染防治力度的不断加大，各地方政府纷纷出台了关于关停淘汰燃煤小锅炉实施计划，地方政府发展集中工业供热迫在眉睫。本文通过对6F天然气发电机组主机与燃气炉供热经济性分析研究，明确当前市场实现供热效益最大化应对措施。
关键词：6F；天然气发电；供热；经济性；研究
一、基本情况
供热企业为天然气发电企业，配有两套6F燃气-蒸汽联合循环机组及一台燃气锅炉作为供热设备，主机额定供热能力90吨/小时，燃气锅炉供热能力35吨/小时。目前上网电价执行两部制电价，年均利用小时约为1000小时，调峰时为昼起夜停运行模式，年供热小时约为8160小时。综合主机运行方式，供热运行方式只能采用燃气炉供热为主，主机与燃气炉联合供热方式。
该天然气发电企业目前拟供热区域为距离企业15公里范围的工业园区，用热企业大多数为化纤、纸业、袜业、木业等，供热价承受能力均相对较低，热负荷不稳定，日负荷波动较大，最低负荷为10吨/小时，最高负荷为65吨/小时，平均负荷为30吨/小时。为了更好地做好地方环保及招商引资工作，地方政府拟关停淘汰工业园区10吨/小时以下燃煤锅炉，以及对供热初期供热拖底，以保证供热初期热用户的培育。
二、天然气供热优劣势分析
1、热效率高。目前最先进燃机热效率为43%左右，燃机热效率在60%左右，燃机热效率比最先进燃煤机组整整高了15%以上，节能效果显著。通过燃机联合循环热电联产，燃机总热效率更可以提高到70%以上。
2、对环境的污染极小。首先，天然气燃料本身的主要成份是甲烷，粉尘和二氧化硫两项污染物排放为零。其二是燃机的燃烧设备采用了DLN（干式低氮燃烧）技术，NOX排放可以控制在25PPM以下，常规燃煤机组采用了最新脱硝技术后排放量也接近100PPM，而燃机的二氧化碳单位发电量的排放量也比常规燃煤机组低50%。
3、天然气供热成本高。按照2.31元/标方的天然气价，以及33.75兆焦/标方的天然气热值，按照热值换算1标方天然气对应的含税标煤单价为2000元/吨，接近当前环渤海标煤单价的3倍。因天然气价高，导致供热燃料成本远高于燃煤供热成本。
总之，天然气节能、环保优势明显，但因其对应价格高，在考虑热用户热价承受度的情况下，通常天然气供热收益率都会低于燃煤机组，为此，因地制宜开展天然气供热，做好供热经济性测算对天然气发电企业来说显得尤为重要。
三、供热经济性测算方法研究
（一）主机供热经济性测算方法
根据燃机厂家提供的环境温度与热耗关系性能曲线，环境温度越高，其对应热耗比率越高，上网成本越高，其中17℃工况为基点，其对应热耗比率为1，25℃的其热耗比率为1.02。所研究企业地处江山市，地处中亚热带北部湿润季风气候区，多年平均气温17℃，年平均汽温17℃以上。现以17℃为基点进行经济性测算。
参照热平衡图，以17℃工况给定的不同抽汽量对应影响负荷情况进行汇总分析，可得出供热抽汽量与汽机负荷关系基本为线性关系（如图1所示），供热量每增加1吨，影响汽机负荷减少0.226兆瓦。也就是说，当抽汽供热量为60吨，影响汽机负荷减少13.56兆瓦。
我们采取好处归热计算方法来计算供热成本，即：采用供热后，导致电量减少这部分收益折合成主机供热成本。这种计算方法是是供热成本和发电成本直接相关，供热后收益全部归供热，缺点是在两部制电价发电企业，若纯发电无边际收益或者仅保本，计算的供热成本是偏低的。
也可以直接简单用总燃料成本扣除发电收益部分得出供热燃料成本。
1、供热燃料成本：第一种计算方法为：根据不同负荷率下发电气耗，先算出保本的发电燃料成本，得出纯发电燃料保本收入，扣除供热后实际发电收入即可得供热的成本；
供热燃料成本=0.226*上网电价+供热前带负荷*（保本上网成本-实际上网电价）/供热量
第二种方法为：供热燃料成本=进入燃机的燃料费-发电收益
2、供热成本：供热成本=供热燃料成本+供热水、电成本+其实成本
3、售热成本：售热成本=供热成本/（1-管损）
图1：供热量与汽机负荷关系图
（二）燃气炉供热经济性测算方法
对于燃气炉供热燃料成本，可直接按照热量转换方式计算。
其单位供热燃料成本计算方法为：
供热燃料成本=单位供热耗天然气量*天然气价
其中单位供热耗天然气量为输出蒸汽参数对应的热量/（1标方天然气对应的热量*燃气炉效率）
总之，影响供热边际收益主要因素有：主机运行时长、机组负荷率、管损、供热价及供热量。主机运行时长、机组负荷率、供热量、供热价与供热收益成正比，管损与供热收益成反比。
当发电利用小时下达3500小时的情况下，一台机组发电，即可实现主机连续供热；管损每降低1%，对应供热成本降低2－3元/吨；供热量越大，供热成本相对越低，其对主机连续供热的时长变化越敏感。
四、保障供热效益的应对策略研究
1、确保连续主机带热负荷经济性，负荷仅可能在额定出力。主机供热负荷率越低，供热燃料成本直线上升，60%负荷时，主机供热成本已与燃气炉供热成本一致。环境温度越高，供热燃料成本越高，28.5℃较17℃相同工况成本平均高20%左右。
2、针对热用户供热不连续问题，结合省内其它燃机供热企业积累经验，做好与热用户供热合同的商定，重点是对不连续热用户，额外增收费用用于弥补管损。
3、优化管径、管网保温、疏放水方式、绝热支架设计，千方百计降低减少长距离管网输送供热管损。
4、优化热力网运行方式，做好小流量情况下的温度控制。热负荷大幅下降，供热管线将出现蒸汽流速降低，单位蒸汽热损增大，为减少在小流量情况下的热损失，控制温度降低。重点措施有在允许的范围内通过热源点调压装置，适当提高热源出口的蒸汽温度，降低出口的压力参数，以提高蒸汽的比容，加快蒸汽流速，减少单位时间内的温降；选择合适的疏水装置进行疏水，确保凝结水及时排出；加强管道的保温巡查；对沿线停汽时间比较长且出现负荷的热用户，暂时对其隔离阀门进行关闭，减少盲端热损失。
5、优化热力网运行方式，做好大流量工况下的压降保障。管道选型计算原则是在给定的工况下，要求管道运行最为经济合理，且凝结水量达到最小值0，同时为保证热用户端的用汽参数，为此，通过控制管道压损，保证末端用户压力值，来实现要求的温度控制。重点是通过厂内抽汽调节阀及厂内热力站调压装置，在管道设计参数允许范围内，尽量提高出口压力，并适当喷水减温；当需要满足电负荷调峰降出力时，考虑两台机组中一台机组能够额定负荷运行，必有时开启主蒸汽备用调节供热旁路，在常开抽汽管路运行无法满足时提供较为可靠的蒸汽补充外供。
6、优化热力网运行方式，做好主机与启动炉联锁启动方案。运行中尽量减少主机及启动炉启停频次，尽可能保障在80%负荷以上带供热，在热网建设同时规划再建设一台燃气炉，保障在主机停备情况下，供热实现良好备用；做好主机与燃气炉间启停联锁，实现主机与燃气炉、燃气炉与燃气炉之前有机联动。
7、积极拓展优质热用户。公司所属莲华山工业园区为后期政府招商引资主要区块，进一步协调政府部门招商引资的力度，优先将热用户布局于企业所在工业园区。
8、随着工业园区热用户形成一定规模，将江山热电公司一台机组改成抽凝背式供热机组，初步计算，一台机组改成供热机组后，最大供热量可由当前的60吨/小时提高至130吨/小时，可大大提高实际供热能力。
参考文献：
[1]江山市城南天然气热电联产集中供热工程可行性研究报告
[2]江山公司热平衡图
[3]浙江省进一步加强能源“双控”推动高质量发展实施方案（2018-2020年）
[4]浙江电网2018年三季度电力市场交易信息发布资料
[5]江山市城南天然气热电联产集中供热工程项目实施方案