我國燃氣輪機發(fā)電技術的發(fā)展現況與展望

1、word我國燃氣輪機發(fā)電技術的開展現況與展望孟勇中石化勝利石油管理局電力管理總公司 山東 東營 257237摘要：介紹了我國燃氣輪機發(fā)電技術的開展現狀和面臨的挑戰(zhàn)，論證了我國開展燃氣輪機發(fā)電技術的必要性，并對我國燃氣輪機發(fā)電技術的開展措施作了翔實的研究。關鍵詞: 燃氣輪機 發(fā)電技術 現狀 開展措施 1 我國燃氣輪機發(fā)電技術的開展現狀我國的燃氣輪機發(fā)電事業(yè)始于1959年,當時從瑞士BCC公司引進兩套6200kW 的單循環(huán)燃氣輪機列車發(fā)電機組,燃料為大慶原油。20世紀60年代,燃氣輪機發(fā)電站的建設及其設備的制造生產初具規(guī)模,總裝機容量到達6萬kW,最大單機容量為45000kW。上汽廠、南汽廠、哈汽

2、廠、東汽廠等制造廠曾先后設計生產過燃氣輪機組,這些機組的技術性能都不高,燃氣初溫一般在600700左右,熱效率為1625% ,所建電站根本上是單循環(huán)機組?？陀^地講國家在當時也投入了不少力量,開辟和啟動了燃氣輪機發(fā)電領域,取得了一些研究成果。但由于燃料政策及政治、經濟方面的原因,使興起不久的這項事業(yè)在20世紀60年代末陷入停滯不前的狀況。后來,于1972年和1976年分別從英國JB公司和日本日立公司引進了10套MS5000系列、PG5301型單機功率在2170023000kW單循環(huán)機組,從而使我國燃氣輪發(fā)電機組總裝機容量到達30 萬kW左右。由于種種原因, 我國燃機制造業(yè)在20世紀70年代開始萎

3、縮,大局部制造廠停止生產,只保存南京汽輪電機廠為我國唯一生產燃氣輪機的制造廠家。二十世紀80年代中期，我國從英國JB公司引進了6套PG6531型燃氣輪機組，其中兩套就在勝利油田電力管理總公司孤北熱電廠，當時配套引進了兩臺荷蘭的余熱鍋爐和一臺西門子的汽輪機組成了國內的第一套燃氣輪機聯合循環(huán)發(fā)電機組，此次也是我國燃氣輪機的第一次配套技術引進，當時將6B型燃氣輪機的制造技術引進給了南京汽輪電機廠，從而掀起了我國燃氣輪機國產化的進程?！笆迤陂g，我國開始天然氣資源的大規(guī)模開發(fā)利用，西氣東輸、近海天然氣開發(fā)和引進國外液化天然氣工程全面展開，國家開始重視開展天然氣燃氣輪機聯合循環(huán)發(fā)電。“十五期間進行了一次

4、捆綁招標，引進美國通用電氣、德國西門子和日本三菱3種F級大型單軸燃氣輪機機組共54套，全部建成后總裝機容量超過20000 MW。對于高科技含量的9F系列燃氣輪機在國內研制，我國三大動力集團的汽輪機廠都投入重要力量。哈爾濱動力集團以下簡稱哈動力和美國通用電氣GE組成的聯合體共同生產109FA機型；東方電氣集團以下簡稱東方電氣和日本三菱組成的聯合體共同生產M701F機型；上海電氣集團以下簡稱上海電氣與德國西門子組成的聯合體共同生產V93.4A機型，幾乎超越了9E系列燃氣輪機開展過程，直登9F系列。2005年5月，哈動力的109FA機組首先在江蘇省張家港電廠和浙江半山電廠正式投運，哈動力在1、2捆工

5、程中中標了9個工程，拿到19臺燃汽輪機的制造合同；相隔1個月后，東方電氣的M701F燃氣輪機又試運成功，國產化率達46%以上；同時，上海電氣也拿到9 臺V93.4A燃汽輪機的制造合同。除此之外，“十五期間我國還有一批電廠的中小型燃氣輪機發(fā)電機組進行了“以大代小技術改造，建成9E型聯合循環(huán)機組50 臺以上，裝機容量8100MW。南京汽輪電機集團有限責任公司以下簡稱南汽輪與GE組成聯合體，啟動了9E系列大型燃氣輪機國產化工程。2006年7月，第1臺國產化機組成功完成點火試車。此外，“十五期間我國大型燃氣輪機發(fā)電裝備自主開發(fā)、制造的能力有顯著增強，大型燃氣輪機組裝、試車中心已在國內建成投產；一批著名

6、大學成立了燃氣輪機研發(fā)中心。主機的國產化帶動一大批設備配套，備品備件供給和維修、安裝、調試、運行的專業(yè)隊伍。以燃氣輪機發(fā)電為核心的產業(yè)鏈正在逐步形成。與捆綁招標同步進行的國家“863大型燃氣輪機研制科技攻關工程也全力推動，不僅在組織樣機研制方面取得進展，在核心技術的消化、創(chuàng)新以及自行設計制造能力方面都有很大提高?！?63燃氣輪機研制工程的進展對我國捆綁招標、以市場換取技術起到了有力的推動作用。同時，我國船用、航空用燃氣輪機的研制也取得豐碩成果。2 我國燃氣輪機發(fā)電面臨的挑戰(zhàn)我國開展燃氣輪機雖然已經有50年的歷史，但至今沒有掌握大型燃氣輪機產品整套設計、制造技術，與國外相比在某些技術上差距還很大

7、。燃氣輪機在我國尚未能實現產品整套自行設計和制造，至今我國尚未有自主知識產權的重型燃氣輪機的產品和型號。我國燃氣輪機發(fā)電裝機容量在全國總裝機容量中也僅占很小的比重。除了技術本身的問題外，其他制約因素也在顯現。近年來，燃氣輪機電廠深受國際市場石油大幅度漲價的嚴重沖擊，一批電廠出現嚴重虧損，面臨倒閉；西氣東輸天然氣供氣量滿足不了新增機組氣量要求，新建的天然氣燃氣輪機電廠由于天然氣燃料供給短缺，較長時間處于半停產狀態(tài)，有些電廠至今因燃料供給缺乏仍不能滿負荷運行，勝利油田自備電廠孤北熱電廠的206B和109E聯合循環(huán)發(fā)電機組也由于燃料緊缺電價低的原因而關停；面對天然氣發(fā)電市場出現的新變化，應對措施不力

8、，甚至引起人們疑心引進天然氣聯合循環(huán)發(fā)電是否正確。3 堅持加速開展燃氣輪機發(fā)電的必要性2004 年，我國一次能源生產為18.45億t標準煤，能源消費總量為19.7億t標準煤，躍居世界第二大能源生產國和能源消費國，但是我國能源利用率卻大大低于工業(yè)興旺國家。2005年底，我國能源利用率僅為34%，而興旺國家達44%；每噸能源實現的GDP僅為世界平均水平的30%，按此與興旺國家相比，要落后20年。13億人口的大國，要保持國民經濟持續(xù)穩(wěn)定開展，急迫需要改變能源利用率低的狀況。國家加強各項措施，努力向節(jié)約型社會開展，要求將“十一五期間百萬元GDP 能耗比“十五下降20%。但是2006年有關信息顯示，GD

9、P能耗仍未呈下降趨勢，反而還有上升?？梢哉J為，我國能源利用率水平低的原因與以煤炭為主的能源結構有不可分割的關系，我國煤炭消耗大局部用于火力發(fā)電及供熱，其用量約占全國煤炭總產量的51%。而我國發(fā)電煤耗比世界興旺國家平均水平高出5060g/kWh。由于發(fā)電煤耗高，因此每年要多消耗掉1.5億t煤。目前，我國采取淘汰耗煤高的小火電，開展大型超臨界、超超臨界機組等措施來降低能耗，但仍不能到達萬元GDP能耗大幅度下降的目標。興旺國家近20多年來新增發(fā)電量根本上為高效天然氣聯合循環(huán)發(fā)電替代常規(guī)燃煤火力發(fā)電。2004年，美國新增發(fā)電裝機容量26000MW，其中天然氣發(fā)電24733.20MW，占95.3%；而燃

10、煤發(fā)電僅584MW，占2.25%。另據統(tǒng)計，英國天然氣發(fā)電已占全國電力供給的40%，到2022年還將進一步上升到60%。天然氣燃料主要用于燃氣-蒸汽聯合循環(huán)發(fā)電，只有進一步加速開展這一先進技術，才能使我國能耗水平趕上世界水平。用煤炭作為燃料，存在嚴重的排放污染問題。由煤電產生的灰渣占全國灰渣排放的70%；煤電煙塵排放占工業(yè)排放總量的33%，SO2 排放占工業(yè)排放總量的56%；煤電用水量也占工業(yè)用水量的40%。因此，過分依賴煤炭發(fā)電大大加重了我國環(huán)保控制的負擔。4 開展燃氣輪機發(fā)電的建議措施4.1 開發(fā)國內天然氣資源與開展國際貿易相結合，引進國外天然氣近年來我國在天然氣能源建設上投入非常大，油氣

11、資源勘查，開采成果顯著。然而，僅靠國內有限的燃料氣資源遠不能滿足我國經濟開展的需要，要開展天然氣聯合循環(huán)發(fā)電，改變調整我國能源結構，必須引進國外天然氣資源。世界天然氣資源十分豐富，天然氣資源最豐富的俄羅斯及中東諸國距離我國都不遠，我們有很好的條件方便經濟地利用這些天然氣資源，來為我國經濟建設效勞。在世界經濟走向一體化的今天，應當充分利用世界各地的資源。我們應在努力開發(fā)國內資源的同時，大力開展國際貿易，引進國外天然氣資源來為我國經濟建設效勞。4.2 加快燃氣輪機國產化建設燃氣輪機是聯合循環(huán)發(fā)電最關鍵的主要設備。燃氣輪機發(fā)電必須走裝備國產化的道路。我國應繼續(xù)加強對引進技術的不斷消化吸收，但如果要取

12、得燃氣輪機的核心技術，最好的手段是依靠自身研發(fā)。4.3 嚴格監(jiān)督審查、合理規(guī)定天然氣價格根據動力經濟研究中心對天然氣發(fā)電本錢構成分析可知，影響天然氣發(fā)電本錢的主要的因素是天然氣價格。要提高天燃氣發(fā)電的競爭力和經濟性，降低氣價是主要途徑。根據有關分析和測算，各地區(qū)由于經濟開展水平、煤炭價格及煤電電價水平不同，可承受的氣價也不相同?？傮w來說，按現行運營體制，天然氣電站對氣價的承受能力在1.01.2元/m3。而各地現行的實際天然氣價格，除四川等個別地區(qū)外往往都遠高于這個可承受價格。天然氣輸送和發(fā)電是天然氣產業(yè)鏈上風險根本相同的環(huán)節(jié)。為表達公平競爭、風險共擔和“等量資本獲取等量利潤的市場經濟根本準那么

13、，建議天然氣輸送發(fā)電環(huán)節(jié)盡可能統(tǒng)一投資收益率，天然氣輸送與發(fā)電環(huán)節(jié)的投資收益率應盡可能統(tǒng)一，以進一步降低天然氣價格。可參照國際慣例，實行分類氣價政策，對用氣量大的天然氣發(fā)電廠實行氣價優(yōu)惠，這不僅對于降低發(fā)電本錢，提高電廠的競爭能力有益，而且對天然氣供給及管道輸送部門有穩(wěn)定的供氣量有利。天然氣的定價比擬復雜，希望國家有關部門嚴格審查各層次生產本錢，合理定價。另外，應按照國際上對大用戶給與優(yōu)惠價格的慣例，對發(fā)電用戶氣價給與適當的優(yōu)惠，當然，天然氣價格矛盾的根本解決，還要靠更多國內外資源的開發(fā)。隨著世界經濟一體化的開展，我國天然氣和煤炭的價格比將會逐步向國際市場靠攏，從而緩解天然氣價格對聯合循環(huán)發(fā)電

14、的沖擊。4.4 盡快提出天然氣供給儲氣調峰方案雖然在西氣東輸工程的氣價中考慮了儲氣調峰的費用，但目前為止尚未見到西氣東輸的整體儲氣調峰方案和針對每個燃氣發(fā)電工程的儲氣調峰專項報告，建議天然氣開發(fā)商和管道供給商盡快提出有效的天然氣供給儲氣調峰方案，使燃氣電廠用氣不連續(xù)和不均衡性問題的解決得到可靠的保證。4.5 在競價上網的地區(qū)，實行“峰谷分時電價機制按照電能實行價值規(guī)律，頂峰用電應付高價，平段用電可付平價，低估用電電價最低。天然氣電站假設在腰、峰位置運行，并讓上網電價表達不同用途電力的不同價值，那么其電價水平可高于平均電價，這樣天然氣電站的競爭力也會相應的有所提高。國外電力市場，正常運行情況下，

15、系統(tǒng)競價的峰谷價差為25倍，通常為3倍左右。國內目前實行峰谷電價的地區(qū)較少，根據局部省份的試點，上網電價的峰谷價差約在22.5倍左右。4.6 天然氣發(fā)電上網電價應計入“環(huán)境價值天然氣發(fā)電的清潔、環(huán)保優(yōu)勢應表達在上網電價上，并且我國開展燃氣-蒸汽聯合循環(huán)必然會進而走上開展整體煤氣化聯合循環(huán)發(fā)電IGCC的道路。燃氣- 蒸汽聯合循環(huán)和IGCC是先進的高效、潔凈發(fā)電技術，能夠提高發(fā)電效率、降低污染物排放，IGCC甚至具有使煤電到達近零排放的潛力。這一技術不僅可以合理利用能源發(fā)電，而且形成了能源資源多產多供、聯產聯供的新概念，將開展成能源、電力、化工等領域相互交錯的學科，更有利于能源、資源的優(yōu)化和綜合利

16、用。4.7 建議國家制定相應政策及機制天然氣發(fā)電在我國尚處于起步階段，建議國家通過稅收政策給與必要的扶持。包括減免燃氣電廠工程有關設備的進口環(huán)節(jié)稅，國內招標采購范圍內的設備材料的增值稅以及參照“西氣東輸管道工程的優(yōu)惠政策給予燃氣電廠所得稅的局部返還等?？紤]到天然氣產業(yè)鏈的特殊性，合理分配供氣商、電廠和電網個環(huán)節(jié)的收益與風險，在天然氣供給側實行“照付不議合同的前提下，建立氣價上網電價銷售電價之間的聯動機制及監(jiān)督機制，以維護公平競爭的市場環(huán)境。5 結束語我國燃氣輪機的開展一直是處在迂回、復雜的環(huán)境下，當前適逢開展的大好時機，只要國家為燃氣輪機的開展制定好長期開展規(guī)劃，有關配套政策、措施，并給予必要的資金投入，那么依靠專業(yè)人員的共同努力，我國燃氣蒸汽聯合循環(huán)以及整體煤氣化聯合循環(huán)發(fā)電前景將是十分光明的。參考文獻1 Dr. Benjamin , C. B. Hsieh. Overview of clean Technologyin the United States. The United States of America and the Peopele s Republic of china Export on IGCC. Dec. 19962閻?？? PG9171E 型燃氣輪機組