天然氣發電技術特點和應用前景
摘要： 本文對使用優質燃料天然氣高效發電的燃氣－蒸汽聯合迴圈發電的應用特點加以分析，提出燃氣－蒸汽聯合迴圈發電在電力結構中的作用，提出研究、制定合理價格政策的建議，以推動我國天然氣燃氣輪機發電事業。
關鍵詞：天然氣 燃氣－蒸汽聯合迴圈發電 價格政策
在“西部大開發”戰略的指引下，史無前例的“西氣東輸”工程全面施工，引進液化天然氣和管道氣專案也全面開展。國家重點支援發展的天然氣燃氣—蒸汽輪機聯合迴圈發電工程首批聯合招標專案裝機總容量8 000 MW，計劃於2005~2006年建成發電。以引進技術形成自主開發能力為目標的燃氣輪機制造產業也在分階段實現。我國天然氣燃氣輪機和聯合迴圈發電進入一個新的發展時期。
當今世界主要工業發達國家能源結構中天然氣所佔比例為：美國25.8%，英國38.1%，俄羅斯54.6 %。而我國僅為2.5%。
此外在1995年世界電力結構中天然氣發電佔18.54%，當時我國是1.4%。近期我國天然氣燃氣輪機發電裝機容量將有增加，但預計到2006年天然氣發電在電力結構中的比重僅達2.7%。
以上統計說明，我國在天然氣應用和天然氣發電上與世界工業發達國家相比有巨大差距，努力推動我國天然氣發電的任務是緊迫的，也是有很大發展空間的。
天然氣是化石能源中最潔淨的燃料，在燃燒效能、熱值、運輸等各方面都是最優質的燃料。燃氣輪機和聯合迴圈發電應用熱力學上布雷頓迴圈和朗肯迴圈相結合，既有利於高品位能量的轉換，又能充分利用較低品位的能量，具有能源綜合利用和最高效率的優點。當今燃氣—蒸汽輪機聯合迴圈發電熱效率已達到60%，遠高於常規或超臨界火力發電水平，（見表1）。
表1 常規燃煤火力發電與燃氣-蒸汽輪機聯合迴圈熱效率的比較
機組容量基本引數執行地點
/產地投運年代熱效率（%）
350 MW超臨界汽輪
發電機組31 MPa
566/566/566 ℃日本
川越電廠1989～
1990年41.9
300 MW超臨界汽輪
發電機組25.1 MPa
560/560 ℃丹麥
Vest Kraft1992年45.3
348.5 MW S109FA
燃氣/蒸汽聯合迴圈壓比14.7
燃氣初溫1320 ℃美國
GE20世紀
90年代56.3
396 MW KA26
燃氣/蒸汽聯合迴圈壓比30
燃氣初溫1 260 ℃ 兩段燃燒瑞士
ABB20世紀
90年代後期58.5
420 MW S109H
燃氣/蒸汽聯合迴圈壓比23.2
燃氣初溫1 430 ℃美國GE
（已有訂單）20世紀
90年代末60
應用天然氣燃料燃氣/蒸汽聯合迴圈發電的另一個優點是最低的環境汙染排放。燃氣輪機具有優良的燃燒特性，控制低汙染排放技術水平不斷提高。天然氣燃氣/蒸汽輪機聯合迴圈機組與常規火力發電機組相比具有最低的汙染排放，被稱為“綠色能源”，是可持續發展最有希望的發電技術（見表2）。
表2 裝機容量500 MW 燃用天然氣電廠和燃煤電廠的環境影響比較
注： 1 原煤熱值按全國平均值19 678 kJ/kg***4 700 kcal/kg***計；
2 原煤含硫按1.1%，灰份按27%計；
3 年耗煤量150萬噸，除塵效率98.5%；
4 燃天然氣電廠值取國外資料
由於天然氣燃氣－蒸汽聯合迴圈是最理想的發電方式，世界燃氣輪機發電裝機容量大幅度增長。1996年6月到1997年5月世界燃氣輪機訂貨總功率數 28 222 MW，1998年6月到1999年5月訂貨總功率翻了一番，達到64 254 MW。燃氣輪機發電已是電力結構中的重要組成部分，在新增發電容量中更佔主要份額。據報告美國南方電力公司發電新增裝機容量中燃氣輪機和聯合迴圈佔90%以上。
二 我國燃氣輪機發電應是電力結構中的又一重要組成部分
世界能源結構中，煤炭仍是最豐富的資源。預測全球石油儲量尚可開發60年，天然氣有120年，煤炭則有200年。我國對煤炭的依賴尤為重要。中國是煤炭大國，現探明的天然氣儲量有限，應用天然氣還要依靠進口，在天然氣發電方面也剛起步。我國以燃煤火電為主的狀況將會持續一個漫長的歲月。
但是我國應積極發展天然氣燃氣輪機發電，目的是優化我國電力結構，提升我國電力技術水平。這就要求充分發揮天然氣燃氣-蒸汽聯合迴圈發電的優點，來加速發展我國天然氣發電。
燃氣輪機聯合迴圈發電與常規火力發電相比，除具有熱效率高、排放汙染少外，還具有靈活機動、調峰效能好，以及投資低、建設週期短、佔地面積少等一系列優點。
燃氣輪機和聯合迴圈發電在電力結構中最適當的位置或用途是：
1 人口密集地區、經濟發達地區；
2 負荷中心或電網末梢，以及用電極度緊張地區；
3 主要用於電網的調峰
隨著我國國民經濟高速發展和人民生活水平的提高，在相當長的時期內，我國一方面會存在電力緊張的狀況，另一方面電力負荷常常是多變、複雜且具有不穩定性，例如：
1 隨著電力總量增長，負荷峰谷差矛盾十分突出；
2 社會專業化生產規模的提高，促進地區性電力負荷分佈不平衡；
3 農村城市化和偏遠地區經濟發展，全國大電網建設仍跟不上廣大地區發展用電需求；
4 電力負荷的季節性變化也越來越大。
此外大型水電站和核電站建成後在電網中以基本負荷發電，電網則急需配置充分的調峰機組。
可見，我國必須將火電、水電、核電和各種先進的發電技術相結合，也必須加快發展天然氣燃氣輪機發電技術。燃氣輪機應以其自身特點在電網中發揮重要作用。燃氣輪機發電應是電力結構中的又一重要組成部分。
三 燃用天然氣的分散式燃氣輪機冷、熱、電聯供，可望為解決電力負荷峰谷差找到有效途徑。
隨著經濟發展和人民生活水平的提高，用於空調、取暖的電力負荷明顯增加，造成日負荷和季節性負荷的峰谷差，這是世界各工業國家普遍存在的問題。我國現今人均用電擁有量遠遠低於工業發達國家的水平。我國電力的增長，其中一大部分將是滿足生活用電的增長。生活用電包括取暖、空調等各方面的電力消耗，伴隨著電力負荷的增長又加劇峰谷差的擴大。
按深圳市統計為例， 2000年月最大負荷為210～339.5萬千瓦，月用電量為83 177～187 048 萬千瓦時，季節性峰谷差達129.5萬千瓦；2002年月最大負荷為296.7～480 萬千瓦，月用電量為112 630～261 780萬千瓦時，季節性峰谷差達183.3萬千瓦。據預測今年深圳市最高負荷將達到600萬千瓦，季節性峰谷差將超過200萬千瓦。據深圳市供電部門預計，深圳市現有空調負荷很可能超過100萬千瓦。
在電力發展中可按滿足高峰負荷來擴大裝機容量，必須配備一批調峰機組或增加備用容量。這將會帶來電網調整的困難，也影響電網建設的經濟性。當代電力系統在繼續發展以大型機組為核心大電網的同時，又注重中、小型發電的互補作用。以天然氣直燃的微型燃氣輪機分散式冷、熱、電聯供，可使用管網或車運天然氣，大大減少在電網上的耗電，可化解電網峰谷差矛盾，提高電網的安全性和經濟性，這已成為當代電力發展中的又一熱點。
微型燃氣輪機簡單迴圈效率達40%，壽命45 000小時。微型燃氣輪機用於能源綜合利用的冷、熱、電聯供熱效率可達80～90%。目前美國、歐洲、日本都已批量生產微型燃氣輪機，其效能見表3。
表3 先進微型燃氣輪機主要效能指標
效能指標
高效率燃料—電力轉換效率至少為40%，熱電聯產效率>85%
環境氮氧化物（NOx）< 7 ppm ***燃天然氣***
耐久性大修期之間可靠執行1 000小時，執行壽命至少為45 000小時
發電費用系統成本< 500 美元/ kW，發電費用能與市場應用替代方案（包
括電網）具有競爭力
燃料適應性可選用多種燃料，包括柴油、乙醇、垃圾掩埋場瓦斯和生化燃料
我國科技部863計劃中有自主產權微型燃氣輪機的開發專案，正在試製 100 kW渦輪初溫900 ℃，簡單迴圈供電效率29%的微型燃機，2004年將製成樣機。我國發展天然氣微型燃氣輪機的冷、熱、電聯供的條件逐步具備，這將為我國解決峰谷差矛盾找新的出路。
四 應根據天然氣燃氣輪機聯合迴圈發電的特點研究制定合理的政策，進一步推動天然氣發電的發展。
當前我國天然氣燃氣輪機聯合迴圈發電正處於起步階段，國家尚無完善的政策法規按燃機電廠在電網中發揮的特殊作用來制定合理的電價。而天然氣作為優質燃料，價格偏高，且國內價格比現行國際價格更高。天然氣燃氣輪機聯合迴圈發電在經濟上與常規燃煤火力發電機組相比還缺少競爭力，而這點常常會限制新穎發電技術發揮作用，影響我國電力建設的普遍水平（見表4）。
表4 天然氣燃氣／蒸汽聯合迴圈與常規火力機組的燃料成本的比較
天然氣燃氣／
蒸汽聯合迴圈發電常規燃煤火力發電
燃料單價1.45/m3360 元／標煤噸
燃料熱值8 942 kcal/ m37 000 kcal/kg
熱效率55.4%35%
單位燃料消耗量0.162 kg/kw•h0．370 kg/kw•h
燃料成本0.2354 元／度0.1332 元／度
在市場經濟發展規律支配下，根據同網、同質、同價和公平競爭的原則，天然氣燃氣－蒸汽聯合迴圈發電的重要作用，應在經濟價值上合理的反映出來。
例如天然氣燃氣輪機在電網中擔當調峰或作備用容量，首先會使機組頻繁起停，直接影響經濟性和降低裝置維修間隔週期，增加執行成本。根據燃氣輪機經濟性和可靠性的統計規律，機組起停一次相當於10~20個當量執行小時。承擔電網調峰作用的燃氣輪機，年起停次數一般大於300次以上，相當於增加了
3 000~6 000個執行小時數。如果實際執行3 500小時，機組當量執行小時數已達 6 500~9500小時。
再考慮到調峰機組在負荷低谷時段不發電，在高峰或平峰時段也常減負荷，機組年執行小時數經摺合後約為3 500小時。若是擔當電網備用的機組其年執行小時數更低。年執行小時數低的調峰機組比以基本負荷連續長期執行機組的執行成本將隨執行小時數的減少而成比例增加。因電網需要而擔當調峰任務的機組，摺合年執行小時
3 500小時，但發電的價值卻與7 000小時左右的基本負荷相當。
調峰機組只能依靠合理的峰谷電價差來彌補其調峰帶來的經濟損失。發改委[2003]14號文確定峰、谷時段電價差在2~5倍之間。實際價格差應取在上限才趨向合理。
此外，對燃氣輪機低排放汙染的優點在電價上也應反映。這項電價的補償應與常規燃煤火力發電因必須採用脫硫工藝而得到的補償相當。例如深圳媽灣 4＃機組總投資15億，其中海水脫硫裝置投資2.17億，約佔總投資額的14.5％。其4＃機組的電價由當前的0.52元／度提高到0.57元／度。燃氣－蒸汽聯合迴圈電廠的環保電價補償政策可參考這種電價補償的方法來制定。
合理的電價政策應該使燃氣－蒸汽聯合迴圈電廠能承受目前較高的天然氣價格及天然氣價格波動的風險。當天然氣價格降低後，燃氣－蒸汽聯合迴圈發電將有條件進一步降低電價，使天然氣發電具有更大的競爭力，並促使燃氣輪機聯合迴圈發電得到更快、更大的發展。