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1、大力发展燃气燃机机组及时优化电力能源结构孟浩（苏州工业园区蓝天燃气热电有限公司，江苏苏州 215126）内容摘要燃气蒸汽联合循环（CCGT）是由燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽轮机共同 组成的循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将 蒸汽注入蒸汽轮机发电。形式有单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电 机的多轴联合循环。关 键 词 汽动给水泵 9E 燃气联合循环 节能引言燃气蒸汽联合循环（CCGT ）是由燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽轮机共同组成的 循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注 入蒸汽轮机发电。
2、形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环，也有燃 气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环。苏州工业园区蓝天燃气热电有限公 司采用的是美国GE公司的MS9001E燃气轮机，其热效率为33.79%,余热锅炉为杭州锅炉厂 的立式强制循环余热锅炉。一、联合循环燃气轮发电厂的优点联合循环发电与常规燃煤循环发电相比,其主要优点有：1、电厂的整体循环效率高常规燃煤电厂由于其循环及设备的限制,它的热效率已很难有突破性的提高。依据统 计，1998年我国6000KW以上火电机组的平均供电标煤耗每千瓦时为406克，折算的平均 供电效率为30.3%。目前我国最大的超临界600MW的火电机组，
3、其供电效率约40%左右。 而联合循环发电的热效率则远高于这一数据。苏州工业园区蓝天燃气热电有限公司采用的 MS9001E燃气轮发电机组基本负荷燃用天然气时的功率为123.4MW，热效率为33.79%，配 置余热锅炉和汽轮发电机组成180MW等级的联合循环，其热效率为47%-49%。2、对环境污染极小电力工业是污染物排放较多的行业，其中火电厂的环境问题尤为突出。目前存在的主 要问题是：火电厂二氧化硫尚未得到有效控制，在酸雨问题突出和污染负荷集中的城市和地 区已成为电力发展的制约因素；一些位于城市附近的老机组，设备陈旧，煤耗高，除尘设备 落后，烟尘排放超标量大。全国 6000千瓦以上电厂 1991
4、 年到1995年的烟尘排放量分别为 363.85、 384.63、 377.25、 397.7 和 395 万吨；二氧化硫排放量分别为 459.79、 487.32、 522.88、 583.24和 630万吨。按2000年及 2010年发电用煤测算， 2000年、 20 1 0年二氧化硫排放量 将分别达到1000万吨和 2300万吨，如不采取脱硫措施，环境容量将难以承受，特别是珠江 三角洲、长江三角洲等地区环保问题会更为突出。到2010年如按30容量的电厂配置脱硫 设施，则需投资350亿元（1993 年基础价），如国家出台更加严格的法律和标准，脱硫投资 还将相应增加。另外，还会造成氮氧化物排
5、放量1000 万吨，灰渣 2.9 亿吨，需储灰场占地面积100万亩，废水排放27.3 亿吨。环境问题已成为电力发展的主要制约因素之一表 1 污染物排放对比表发电方式燃煤电厂燃气电厂燃煤/燃气排放比单位吨/年吨/年%二氧化硫& 04370氮氧化物5,05697119二氧化碳2,942,3751,241,29242灰125,00000渣350,00000可吸入颗粒物428215在各种型式的发电装置中，联合循环电厂的另一个主要优点是它能适应环保要求，被 称为“清洁电厂”。因它采用油或天燃气为燃料，燃烧产物没灰渣，不用灰渣排放；燃烧效率 高（供电效率高）能完全燃烧，由于节约燃料燃烧产物C02少。当今，
6、我国对发电厂污染物 的排放量的要求日益严格，常规火电为了满足国家环保规定，采用烟气脱硫设备，其投资约 占发电厂总投资1/41/3，运行费高达每度电增加35分。口3、在同等条件下，单位（比）投资较低根据国内建设不同容量燃煤电厂和联合循环电厂的有代表性的实际投资综合分析，按 燃煤电厂机组的系列容量折算，单位投资比燃气蒸汽联合循环电厂贵；而且燃机目前国内 仅能生产120MW级度以下的设备,若按我国目前进口设备政策，燃气机组能返包10%30% 给国内厂家生产，其价格将更低。口4、调峰性能好，启停快捷燃机从启动到带满负荷运行，一般不到20分钟，快速启动时，时间可更短。若以180MW 的9E燃机电厂为例：
7、联合循环电厂启动热态为60分，温态为90 分,冷态为120分钟可带 满负荷。而汽轮机电厂启动至满负荷为：热态90分，温态180分，冷态为300分。因而燃 机电厂是城市备用或调峰机组的最佳选择。5、占地少燃机电厂由于无需煤场，输煤系统，除灰渣系统以及除尘、脱硫、系统等等，所 以厂区占地面积比燃煤电厂所占厂区小得多。比同容量燃煤电厂相比，燃机电厂占地面积只 有燃煤电厂的面积3040%，且电厂建筑面积也只燃煤电厂的面积20%。口6、耗水量少燃机电厂不需要大量冷却水，可减少冷却水的供应，这对于干旱缺水地区建电厂尤为 重要。一般比同容量燃煤电厂少得多，简单循环只需210%火电厂的 用水量，联合循环也 只
8、有火电厂的1/3左右。口7、建厂周期短可分段投产由于制造厂内完成了最大的可能装配且分部调试后直接集装运往现场，安装在预制好的现场基础上，施工安装简便，建厂周期短，投产快3.8 运行人员少由于燃机电厂自动化程度高，采用先进的集散式控制系统，控制人员可以大 减少。一般情况占同容量燃煤电厂的人员的2025%，就足够了。3.9厂用电率低。燃机电厂一般厂用率不到2%,而燃煤电厂大机组用电率都在56%。二、联合循环燃气轮发电厂发展趋势我国是个产煤大国，石油与天然气资源相对比较贫乏。这一因素长期制约着我国燃机 发电的发展，近来，在经济发达的东南沿海地区，开始起步进口液化天然气(LNG)和液化石 油气(LPG
9、)。另外，我国沿海大陆架及陕北、新疆等地油气田建设已有实质性进展，输气管 线已与西安、北京等大城市接通，西气东输工程直接贯通长三角和大上海，为采用燃机联合 循环解决调峰、热电联产及环保问题创造了条件。1、世界燃料供需及价格分析1990 1994 年世界煤炭消费量分别为2239.3、 2169.2、 2159.6、 2142.9和 2153.2 百 万吨油当量，石油消费量分别为3136.6、 31294、 3152.5、 3120.6和3172.4百万吨油当 量；1990年和1994年天然气的消费量为1596和2300百万吨油当量。19901994年煤炭的 消费量以 0.98的速度下降，而与此同
10、时，石油、天然气的消费量却以0.28和 9.6的 速度增长。另外，由上述分析可见，北美及西欧等经济发达国家在解决一次燃料问题上主要 是大量进口石油及天然气，以此调整与优化本国的能源结构。而我国与此相反，立足于国内 能源的供应。世界某机构对世界一次能源消费量进行了预测，其结果如下表所述(括号内数字为所 占份额)：表2 20002050年世界一次能源供需预测 单位：亿吨油当量1990200020102050总计80.4585.7-9398-111.6181-210总计100100100100石油31.5834-3538-3954-58石油4040-3839-3530-28煤炭22.5822-262
11、7-3240-50煤炭2825-2828-2922-24天然气15.9618.7-2020-2550-61天然气2022-2121-2228-29水电核电10.0611-1213-15.637-41水电核电121313-1420从今后世界经济发展的特点看，发达国家及诸如我国这样的发展中国家在利用与优化能 源问题上，还会或者应当会更加注重于石油与天然气的供应与利用。国际市场供需的变化会 对燃料的供应价格带来很大的影响，下表给出了美国、西欧。日本工业用一次燃料的价格指 数，见表 3：表3美国、西欧、日本工业用一次燃料的价格指数单位：$/MMBt u燃料煤炭石油天然气年限5年15年5年15年5年15
12、年美国0.230.390.260.770.380.87西欧0.230.480.180.690.631.49日本0.370.570.440.870.231.14根据世界燃料的供需及其上述指数，可以计算2000 、 2010年煤炭、石油、天然气的价格 水平，见表 4：表4 2000、2010年煤炭、石油、天然气的价格预测单位：$/MMBt煤炭石油天然气2000201020002010200020101.7216.818.35.35.8对于实际操作中的天然气项目的CIF的确定，需要在谈判中通过调价公式的协商确定而解 决。通过对现有的LNG贸易的典型调价公式分析可见，LNG的CIF主要随着原油到岸价及
13、其 相关费用和消费物价指数等指标变动。三、天然气电站在电网中的作用分析天然气电站在电网中的作用主要取决于以下几方面的因素：1、天然气电站的运行性能，即起停和调峰性能；2、天然气电站的上网电价，即是否具有可竞争性；3、天然气电站的可靠性和安全性。四、发电能源的经济性分析根据国内外发电机组设备价格及工程造价、发电燃料价格、国内外融资贷款利率、并考 虑各发电机组的运行特征，我们对燃油、天然气、LNG以及燃煤机组电站的上网电价的竞争 性进行了测算，其结果如表 5。表5： 各种电站的上网电价 单位：/吨， /MMBtu， 元/千瓦时运行小时数3000小时4000小时5000小时电站类型燃料价格平均电价还
14、贷期电价平均电价还贷期电 价平均电价还贷期电价轻油电站1500 元0.6420.7170.5580.6150.5080.553重油电站1005 元0.5590.6350.4760.5320.4250.471天然气11200.5550.6310.4720.5290.4220.467天然气21500.6060.6810.5220.5790.4720.517LNG电站13.60.6330.7090.5500.6060.4990.545LNG电站23.80.6460.7210.5620.6190.5120.557LNG电站33.60.6980.7780.6120.6720.5600.608LNG电站43.80.7130.7930.6270.6870.5750.62330万不脱1480.5700.6760.4680.5470.4060.46930万脱硫1360.5700.6760.4680.5470.4060.46930万脱硫1480.6470.7760.5270.6240.4550.532国60万1480.6710.7820.5430.6
