摘要： 本文对使用优质燃料天然气高效发电的燃气－蒸汽联合循环发电的应用特点加以分析，提出燃气－蒸汽联合循环发电在电力结构中的作用，提出研究、制定合理价格政策的建议，以推动我国天然气燃气轮机发电事业。
关键词：天然气 燃气－蒸汽联合循环发电 价格政策
在“西部大开发”战略的指引下，史无前例的“西气东输”工程全面施工，引进液化天然气和管道气项目也全面开展。国家重点支持发展的天然气燃气—蒸汽轮机联合循环发电工程首批联合招标项目装机总容量8 000 MW，计划于2005~2006年建成发电。以引进技术形成自主开发能力为目标的燃气轮机制造产业也在分阶段实现。我国天然气燃气轮机和联合循环发电进入一个新的发展时期。
据统计，2001年世界天然气消费量达24 049亿立方米，天然气在世界能源消费结构中的比例达24.7%。第16世界石油大会报告认为2010年全球天然气消费量将增加到49 000亿立方米，且预计到2040年天然气在世界能源消费结构中的比例将上升到51%。
当今世界主要工业发达国家能源结构中天然气所占比例为：美国25.8%，英国38.1%，俄罗斯54.6 %。而我国仅为2.5%。
此外在1995年世界电力结构中天然气发电占18.54%，当时我国是1.4%。近期我国天然气燃气轮机发电装机容量将有增加，但预计到2006年天然气发电在电力结构中的比重仅达2.7%。
以上统计说明，我国在天然气应用和天然气发电上与世界工业发达国家相比有巨大差距，努力推动我国天然气发电的任务是紧迫的，也是有很大发展空间的。
一 优质燃料天然气应主要用于燃气轮机联合循环的高效发电。
天然气是化石能源中最洁净的燃料，在燃烧性能、热值、运输等各方面都是最优质的燃料。燃气轮机和联合循环发电应用热力学上布雷顿循环和朗肯循环相结合，既有利于高品位能量的转换，又能充分利用较低品位的能量，具有能源综合利用和最高效率的优点。当今燃气—蒸汽轮机联合循环发电热效率已达到60%，远高于常规或超临界火力发电水平，（见表1）。
表1 常规燃煤火力发电与燃气-蒸汽轮机联合循环热效率的比较
机组容量基本参数运行地点
/产地投运年代热效率（%）
350 MW超临界汽轮
发电机组31 MPa
566/566/566 ℃日本
川越电厂1989～
1990年41.9
300 MW超临界汽轮
发电机组25.1 MPa
560/560 ℃丹麦
Vest Kraft1992年45.3
348.5 MW S109FA
燃气/蒸汽联合循环压比14.7
燃气初温1320 ℃美国
GE20世纪
90年代56.3
396 MW KA26
燃气/蒸汽联合循环压比30
燃气初温1 260 ℃ 两段燃烧瑞士
ABB20世纪
90年代后期58.5
420 MW S109H
燃气/蒸汽联合循环压比23.2
燃气初温1 430 ℃美国GE
（已有订单）20世纪
90年代末60
应用天然气燃料燃气/蒸汽联合循环发电的另一个优点是最低的环境污染排放。燃气轮机具有优良的燃烧特性，控制低污染排放技术水平不断提高。天然气燃气/蒸汽轮机联合循环机组与常规火力发电机组相比具有最低的污染排放，被称为“绿色能源”，是可持续发展最有希望的发电技术（见表2）。
表2 装机容量500 MW 燃用天然气电厂和燃煤电厂的环境影响比较
注： 1 原煤热值按全国平均值19 678 kJ/kg(4 700 kcal/kg)计；
2 原煤含硫按1.1%，灰份按27%计；
3 年耗煤量150万吨，除尘效率98.5%；
4 燃天然气电厂值取国外资料
由于天然气燃气－蒸汽联合循环是最理想的发电方式，世界燃气轮机发电装机容量大幅度增长。1996年6月到1997年5月世界燃气轮机订货总功率数 28 222 MW，1998年6月到1999年5月订货总功率翻了一番，达到64 254 MW。燃气轮机发电已是电力结构中的重要组成部分，在新增发电容量中更占主要份额。据报告美国南方电力公司发电新增装机容量中燃气轮机和联合循环占90%以上。
二 我国燃气轮机发电应是电力结构中的又一重要组成部分
世界能源结构中，煤炭仍是最丰富的资源。预测全球石油储量尚可开发60年，天然气有120年，煤炭则有200年。我国对煤炭的依赖尤为重要。中国是煤炭大国，现探明的天然气储量有限，应用天然气还要依靠进口，在天然气发电方面也刚起步。我国以燃煤火电为主的状况将会持续一个漫长的岁月。
但是我国应积极发展天然气燃气轮机发电，目的是优化我国电力结构，提升我国电力技术水平。这就要求充分发挥天然气燃气-蒸汽联合循环发电的优点，来加速发展我国天然气发电。
燃气轮机联合循环发电与常规火力发电相比，除具有热效率高、排放污染少外，还具有灵活机动、调峰性能好，以及投资低、建设周期短、占地面积少等一系列优点。
燃气轮机和联合循环发电在电力结构中最适当的位置或用途是：
1 人口密集地区、经济发达地区；
2 负荷中心或电网末梢，以及用电极度紧张地区；
3 主要用于电网的调峰
随着我国国民经济高速发展和人民生活水平的提高，在相当长的时期内，我国一方面会存在电力紧张的状况，另一方面电力负荷常常是多变、复杂且具有不稳定性，例如：
1 随着电力总量增长，负荷峰谷差矛盾十分突出；
2 社会专业化生产规模的提高，促进地区性电力负荷分布不平衡；
3 农村城市化和偏远地区经济发展，全国大电网建设仍跟不上广大地区发展用电需求；
4 电力负荷的季节性变化也越来越大。
此外大型水电站和核电站建成后在电网中以基本负荷发电，电网则急需配置充分的调峰机组。
可见，我国必须将火电、水电、核电和各种先进的发电技术相结合，也必须加快发展天然气燃气轮机发电技术。燃气轮机应以其自身特点在电网中发挥重要作用。燃气轮机发电应是电力结构中的又一重要组成部分。
三 燃用天然气的分布式燃气轮机冷、热、电联供，可望为解决电力负荷峰谷差找到有效途径。
随着经济发展和人民生活水平的提高，用于空调、取暖的电力负荷明显增加，造成日负荷和季节性负荷的峰谷差，这是世界各工业国家普遍存在的问题。我国现今人均用电拥有量远远低于工业发达国家的水平。我国电力的增长，其中一大部分将是满足生活用电的增长。生活用电包括取暖、空调等各方面的电力消耗，伴随着电力负荷的增长又加剧峰谷差的扩大。
按深圳市统计为例， 2000年月最大负荷为210～339.5万千瓦，月用电量为83 177～187 048 万千瓦时，季节性峰谷差达129.5万千瓦；2002年月最大负荷为296.7～480 万千瓦，月用电量为112 630～261 780万千瓦时，季节性峰谷差达183.3万千瓦。据预测今年深圳市最高负荷将达到600万千瓦，季节性峰谷差将超过200万千瓦。据深圳市供电部门预计，深圳市现有空调负荷很可能超过100万千瓦。
在电力发展中可按满足高峰负荷来扩大装机容量，必须配备一批调峰机组或增加备用容量。这将会带来电网调整的困难，也影响电网建设的经济性。当代电力系统在继续发展以大型机组为核心大电网的同时，又注重中、小型发电的互补作用。以天然气直燃的微型燃气轮机分布式冷、热、电联供，可使用管网或车运天然气，大大减少在电网上的耗电，可化解电网峰谷差矛盾，提高电网的安全性和经济性，这已成为当代电力发展中的又一热点。
微型燃气轮机简单循环效率达40%，寿命45 000小时。微型燃气轮机用于能源综合利用的冷、热、电联供热效率可达80～90%。目前美国、欧洲、日本都已批量生产微型燃气轮机，其性能见表3。
表3 先进微型燃气轮机主要性能指标
性能指标
高效率燃料—电力转换效率至少为40%，热电联产效率>85%
环境氮氧化物（NOx）< 7 ppm (燃天然气)
耐久性大修期之间可靠运行1 000小时，运行寿命至少为45 000小时
发电费用系统成本< 500 美元/ kW，发电费用能与市场应用替代方案（包
括电网）具有竞争力
燃料适应性可选用多种燃料，包括柴油、乙醇、垃圾掩埋场瓦斯和生化燃料
我国科技部863计划中有自主产权微型燃气轮机的开发项目，正在试制 100 kW涡轮初温900 ℃，简单循环供电效率29%的微型燃机，2004年将制成样机。我国发展天然气微型燃气轮机的冷、热、电联供的条件逐步具备，这将为我国解决峰谷差矛盾找新的出路。
四 应根据天然气燃气轮机联合循环发电的特点研究制定合理的政策，进一步推动天然气发电的发展。
当前我国天然气燃气轮机联合循环发电正处于起步阶段，国家尚无完善的政策法规按燃机电厂在电网中发挥的特殊作用来制定合理的电价。而天然气作为优质燃料，价格偏高，且国内价格比现行国际价格更高。天然气燃气轮机联合循环发电在经济上与常规燃煤火力发电机组相比还缺少竞争力，而这点常常会限制新颖发电技术发挥作用，影响我国电力建设的普遍水平（见表4）。
表4 天然气燃气／蒸汽联合循环与常规火力机组的燃料成本的比较
天然气燃气／
蒸汽联合循环发电常规燃煤火力发电
燃料单价1.45/m3360 元／标煤吨
燃料热值8 942 kcal/ m37 000 kcal/kg
热效率55.4%35%
单位燃料消耗量0.162 kg/kw•h0．370 kg/kw•h
燃料成本0.2354 元／度0.1332 元／度
在市场经济发展规律支配下，根据同网、同质、同价和公平竞争的原则，天然气燃气－蒸汽联合循环发电的重要作用，应在经济价值上合理的反映出来。
例如天然气燃气轮机在电网中担当调峰或作备用容量，首先会使机组频繁起停，直接影响经济性和降低设备维修间隔周期，增加运行成本。根据燃气轮机经济性和可靠性的统计规律，机组起停一次相当于10~20个当量运行小时。承担电网调峰作用的燃气轮机，年起停次数一般大于300次以上，相当于增加了 3 000~6 000个运行小时数。如果实际运行3 500小时，机组当量运行小时数已达 6 500~9500小时。
再考虑到调峰机组在负荷低谷时段不发电，在高峰或平峰时段也常减负荷，机组年运行小时数经折合后约为3 500小时。若是担当电网备用的机组其年运行小时数更低。年运行小时数低的调峰机组比以基本负荷连续长期运行机组的运行成本将随运行小时数的减少而成比例增加。因电网需要而担当调峰任务的机组，折合年运行小时 3 500小时，但发电的价值却与7 000小时左右的基本负荷相当。
调峰机组只能依靠合理的峰谷电价差来弥补其调峰带来的经济损失。发改委[2003]14号文确定峰、谷时段电价差在2~5倍之间。实际价格差应取在上限才趋向合理。
此外，对燃气轮机低排放污染的优点在电价上也应反映。这项电价的补偿应与常规燃煤火力发电因必须采用脱硫工艺而得到的补偿相当。例如深圳妈湾 4＃机组总投资15亿，其中海水脱硫设备投资2.17亿，约占总投资额的14.5％。其4＃机组的电价由当前的0.52元／度提高到0.57元／度。燃气－蒸汽联合循环电厂的环保电价补偿政策可参考这种电价补偿的方法来制定。
合理的电价政策应该使燃气－蒸汽联合循环电厂能承受目前较高的天然气价格及天然气价格波动的风险。当天然气价格降低后，燃气－蒸汽联合循环发电将有条件进一步降低电价，使天然气发电具有更大的竞争力，并促使燃气轮机联合循环发电得到更快、更大的发展。
