前言：2013年9月国务院颁布了《大气污染防治行动计划》，要求到2017年，全国地级及以上城市可吸入颗粒物浓度比2012年下降10%以上，空气质量达到优良的天数应逐年提高;京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒物浓度分别下降25%，20%，15%左右，其中北京市细颗粒物年均浓度控制在60微克/立方米左右。为执行这一计划，各地纷纷提出相应对策，由于燃煤锅炉是导致大气污染的重要来源，因此全国各地开始了大规模的“煤改气”行动。
“煤改气”治理有三条渠道，即：燃气发电厂、燃气锅炉和燃气分布式系统，燃气发电厂属于大型公共设施，需要纳入到城市能源规划中，而依托已有的燃煤热电厂改造为燃气分布式能源站，也不失为一种利旧、快捷的方式。
改造方案
根据国外的实践经验，燃煤热电厂改造为燃气分布式系统的方式基本为四种：①改造为常规的、不补燃的燃气—蒸汽联合循环;②改造为排气助燃锅炉型的燃气—蒸汽联合循环;③改造为并列动力布置型燃气—蒸汽联合循环;④改造为给水加热型燃气—蒸汽联合循环。这四种改造方式都可以使旧燃煤电站的功率、效率和污染物排放获得一定程度的改善。
常规的、不补燃的燃气—蒸汽联合循环
图1给出的是改造为常规的、不补燃的燃气—蒸汽联合循环系统，它是一种最常用的双压余热锅炉型的联合循环方案。
图1 常规的、不补燃的燃气—蒸汽联合循环系统
这种改造方案的特点是：
(1)在现有蒸汽轮机机组的基础上，用一台或多台燃气轮机和余热锅炉来取代原有的燃煤锅炉。燃气轮机的排气在余热锅炉中不补燃。在改造中，宜采用多台燃气轮机和余热锅炉的组合，这将有利于提高电站部分负荷下的效率。
(2)按照燃气轮机功率Pgt：蒸汽轮机功率Pst=(1.5～2)：1的配比，来选择燃气轮机的总容量。
(3)本方案可以使燃煤电站的功率和效率获得最大程度的改善，污染排放水平降至最低，改造的费用投资也较少。因而在不缺乏天然气燃料的前提下，是改造燃煤电站的最优选择。
排气助燃锅炉型的燃气—蒸汽联合循环
图2给出了改造为排气助燃锅炉型的燃气—蒸汽联合循环的系统，依然保留了燃煤锅炉，这种方案的特点是：
图2 排气助燃锅炉型的燃气—蒸汽联合循环系统
(1)在现有燃煤锅炉前，增加一台燃气轮机，通过大尺寸高温管道，把燃气轮机的高温排气供给燃煤锅炉的燃烧器和磨煤机，以取代原鼓风机和锅炉空预器，即把燃气轮机排气作为燃煤锅炉的高温燃烧用空气。
(2)按以上配风设计，若不增加辅助送风机，Pgt：Pst=0.25～0.3;若增加辅助送风机，则Pgt：Pst=0.17～0.25。
(3)显然，这种方案中燃气轮机的排气背压阻力为最大，当负荷变化时，应尽可能保持燃气轮机的负荷不做变动。改造需要燃气轮机布置在燃煤锅炉附近，增大了场地布置要求，投资也较大。
改造为并列动力布置型燃气—蒸汽联合循环
图3给出了改造为并列动力布置型燃气—蒸汽联合循环的系统，保留了燃煤锅炉，这种方案的特点是：
图3并列动力布置型燃气—蒸汽联合循环系统
(1)在燃煤电站的基础上，并列增设一台燃气轮机和一台余热锅炉。余热锅炉产生的蒸汽与燃煤锅炉的主汽和再热蒸汽一起进入原蒸汽轮机发电。改造后，燃气轮机和燃煤机组可以独立运行。
(2)对Pgt：Pst的选择要比“常规不补燃”和“排气助燃”方式灵活性大，但必须要保证改造后的蒸汽轮机能够接受全部增加的蒸汽量，所增发的功率受限于蒸汽轮机所能承受的机械强度和发电机的极限功率，通常0.15
(3)新增的燃气轮机和燃煤机组是通过蒸汽管道相连，因而节省了改造费用和时间，布置位置约束也较小。
改造为给水加热型燃气—蒸汽联合循环
图4给出了改造为给水加热型燃气—蒸汽联合循环的系统，仍保留燃煤锅炉，这种方案的特点是：
图4 给水加热型燃气—蒸汽联合循环系统
(1)在原燃煤电站基础上，增设燃气轮机和余热锅炉，余热锅炉产生主汽供蒸汽轮机，燃气轮机的排气余热用来加热蒸汽轮机的凝结水和给水，减少蒸汽轮机回热抽汽。
(2)按全部给水加热来设计时，Pgt：Pst=0.35左右。
(3)只通过汽水管道相连，因而布置场地较灵活，投资较低，施工周期较短，运行可靠性较好。
优化原则
在燃煤电站改燃气的设计优化中，应综合考虑燃煤电站已运行的年限、现有设备可用度、系统效率最大化等因素，寻求既能使系统功率、效率最大化，增加投资最小化，又能满足环保超低排放的最新要求的统一。
影响因素
燃煤电站已运行年限、设备可用度
目前，国内能够与燃气分布式能源配比的，燃煤电站装机容量均不超过50兆瓦级别，而根据我国对于新建小型燃煤机组的管控，50兆瓦以下燃煤机组(非背压式)的运行投产大多年代久远，因此，对于主机等重要设备的改造后可用度应有详细的论证。
燃料保障性
在不缺乏天然气的地区，可以优先采用常规不补燃的联合循环机组，它可使燃煤机组的功率和效率获得最大程度的改善，污染排放降至最低，改造投资费用也较少。但由于目前天然气价格仍较高，为降低运营成本，改造后的机组必须承担基本负荷或中间负荷。
余热锅炉与蒸汽轮机参数的匹配
目前，在常规的不补燃的联合循环中，与分布式燃气轮机相匹配的蒸汽轮机的参数都不超过高压参数，因此，只有高压参数以下的蒸汽轮机机组才有可能改造为常规的不补燃的燃气联合循环系统。
改造后效率
对于供电效率约为40%左右的燃煤电站来说，分别采用以上所述“排气助燃锅炉型“并列动力布置型”和“给水加热型”改造后，供电效率将提高2.5%～2.8%(不设GGH可达4%)。当然，采用常规不补燃的改造方案，供电效率增长到52%，大约增加15个百分点。
图5 几种改造方案的效率变化
改造投资费用下图6给出了几种改造方案投资费用的相对关系。由图可知：“排气助燃锅炉型”改造费用最高，主要是由于燃煤锅炉、低氮及烟气系统的投资较大;“并列动力布置型”投资次之，“给水加热型”投资最低廉。
图6 几种改造方案的投资费用相对关系
按照目前市场价格，新建一套常规不补燃的分布式燃气轮机机组，单位造价约为5000元/千瓦，与“并列动力布置型”投资相比具有竞争力。
实际案例
长沙某热电厂原装机规模为3×75吨/小时循环流化床锅炉，配1×C15+1×B6汽轮发电机组。机组对外年供工业蒸汽40万吨，年发电量9600万千瓦时，热用户以食品加工为主。某投资方拟收购电厂进行燃气分布式改造。
经过对原机组供能负荷的分析，食品加工业年运行小时较长，季节性差异不大，因此按工业蒸汽负荷的需求年利用小时数为7000小时计算，则工业蒸汽折合小时耗量为50吨/小时，电负荷折合小时耗量为14兆瓦。
我们以“以热定电”和“以电定热”为原则，对改造方案进行了对比：
(一)改造模式
1.“以热定电”模式
按照满足蒸汽耗量50吨/小时(近期增加到60吨/小时)的需求，则改造方案为保留15兆瓦抽凝汽轮发电机组，相应新建一台50兆瓦等级燃气轮发电机组 + 一台72吨/小时余热锅炉。
该方案的优势是，可以充分发挥天然气分布式能源梯级利用优势，利用部分既有设备(汽机)，
缺点是，新改造后机组抽汽工况下联合循环出力48兆瓦左右，显然年发电量比改造前数倍增加，需要重新向电力部门申请增加发电能力(约30兆瓦)的电力并网(或上网)手续和争取有利电价。
新建燃气轮机联合循环设施，发电能力50兆瓦，供汽能力约60吨/小时，总投资约2.5亿元，年供电量约2.84亿千瓦时，年供汽量43.68万吨，年天然气消耗量8630万立方米。
2.“以电定热”模式
参考现有设施发电能力，配置GE LM2500燃气轮机(25兆瓦) + 余热锅炉 +燃气锅炉方案。该方案的优势是不需要重新办理发电设施的电力并网手续，缺点是不能利用现有设备(汽机)，不能发挥天然气分布式能源规模效益。
新建燃气轮机单循环设施，发电能力25兆瓦，供汽能力约60吨/小时，总投资约1.6亿元，年供电量约1.69亿千瓦时，年供汽量43.68万吨，年天然气消耗量6790万立方米。
(二)利旧分析
根据前期了解到的资料，热电厂已转固资产2.46亿元;未转固的在建工程4042万元，其中管网2322万元，脱硫脱硝工程1720万元。转固和未转固总资产2.86亿元，其中厂内部分资产2.3亿元，厂外管网工程资产0.56亿元。现有资产中可利旧的部分包括：厂外管线设施、厂内厂房设施、厂内设备。
(三)改造方案
由于改造方案中有含热电厂整体出售或新建方案，收购按照热电厂现有资产在后续建设天然气分布式能源设施中可用性，仅收购可利旧部分资产，建设天然气分布式能源设施;新建为完全自行建设天然气分布式能源设施，既含厂内设施，又包括厂外蒸汽管网。
按热电厂现行蒸汽售价230元/吨(含税)、售电价格0.4471元/千瓦时(含税)，采用三种不同优惠的天然气价格2.14元/立方米、2.30元/立方米、2.50元/立方米进行测算，结果表明两个方案下项目均无法回收投资。
分析该项目改造方案不成功的因素主要有：
1. 热电厂利旧部分投资较大，拉低了整体收益率。
2. 原燃煤热电厂运行岗位较多，运行人员过多会影响项目收益。
3. 由于燃煤发电成本较低，上网标杆电价较低，如果用燃气分布式套用燃煤标杆电价来结算，显然无法达到预期收益。
4. 由于燃煤热电厂蒸汽成本较低，因此燃气分布式套用燃煤蒸汽售价来结算，也无法达到效益平衡。
结论
综上所述，燃煤热电厂改为燃气分布式能源站，建议在以下几方面予以重视：(1)应先依据地区政策条件来确定改造的原则(“以热定电”或“以电定热”);(2)对旧有设备充分利用，以降低工程投资;(3)在上网电量、上网电价补贴以及供能(蒸汽、热水、制冷)价格上争取优惠，提高项目收益率。
来源：本文刊登在中国城市燃气协会分布式能源专业委员会主办的刊物《分布式能源》总第19期。
近期，全国各省政府积极实施“煤改气”工程，针对因燃煤机组被淘汰导致生产经营活动受到影响的企业和单位，政府鼓励企业自主进行“煤改气”，采用热电联产及建设分布式能源站。天然气分布式系统能够持续稳定的电力供应，同时天然气分布式系统的综合能源利用效率能达到70%以上，具有良好的节能效益和经济性，天然气分布式能源利用在工业企业“煤改气”的市场极具潜力。2018年1月18-19日，北极星电力网2018煤改气暨天然气发电新项目建设投资高峰论坛，点击抢位：http://news.bjx.com.cn/zhuanti/2018mgq/
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原标题：独家 |燃气分布式能源在燃煤热电厂“煤改气”中的应用
