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从98年我国电力市场的形势，看燃机电力市场新变化中国航空工业规划设计研究院 王国刚我国在党中央正确指导下，新中国成立50年来，特别是改革开放20年来，各方面取得了很大成绩。到1996年底，我国已安装燃机总量为4100Mw，其中联合循环容量为490mw。1997年到1998年度，又新增燃机22台，其中联合循环18台，新增容量为1607Mw，相当于1996年底以前总容量的0.4倍，累计安装燃机近100台，安装容量5707Mw。我国电力部门更加突飞猛进，1998年实现了供大于求的电力供应过剩现象。各地电力市场出现饱和，已建成的大功率电厂也不得不限制发电，中小电厂就更为突出。有的工厂年发电小时为1000～2000小时，个别调峰电厂仅几百小时，仅作为高峰调峰用，严重的出现过剩现象。所以，国家计委、经贸委、电力部不得不作出在今后三年内不再建新电厂的决定，5万kw以下耗能大的小机组一律停运拆除。所以说，当前电力市场供大于求的矛盾非常突出。在这种形式下，是否全国燃机电厂一个也不建了呢。也不是的。因为燃气轮机联合循环具有它独特的如下优点： (1)发电效率高 由于燃气轮机利用了布朗和朗肯二个循环，原理和结构先进，热耗小，所以，联合循环发电效率高达60%，而燃煤电厂0.75～600mw机组发电效率仅20～42%。 (2)环保好： 燃煤电厂锅炉排放灰尘很多，二氧化硫多，氮氧化物为200 PPM，称脏工厂。燃机电厂余热锅炉排放无灰尘，二氧化硫极少，氮氧化物为10－25PPM，称为清洁工厂。 (3)运行方式灵活： 燃煤电厂，仅只能作为基本负荷运行，不能作为调峰电厂运行。 燃机电厂，不仅能作为基本负荷运行，还可以作为调峰电厂运行；燃机为双燃料（油和天燃气）时，还可以对天然气进行调峰。 (4)耗水少： 燃煤电厂耗水多，若为1，则燃机电厂耗水少。简单循环时为燃煤电厂的 ,联合循环时为燃煤电厂的 。 (5)占地少 燃煤电厂占地较多，若为1，则燃机电厂占地较少。简单循环时，为燃煤电厂的1/5～1/4,联合循环时为燃煤电厂的 。 (6)建设周期短 燃煤电厂建设周期长，一般为3～5年。而燃机电厂建设周期短。简单循环1年，联合循环1年半并网发电，回收快。 由于燃气轮机具有以上优点，在全世界发达国家，燃机电厂与燃煤电厂总安装容量为接近1：1，并有超过的趋势。我国当前电力市场表面上供大于求，只是暂时的，待经济形势发展了，各地电网改造完成了，人民生活提高了，各地工业还要大发展，目前的电力市场将会改变。就是目前的电力市场形势，燃机电厂也还会建设，只是发展有了新变化，这新变化体现在如下几个方面。 1.我国缺电的边疆、油气田等地区，需要建设燃机电厂。 我国各地工业发展不平衡，沿海和各大城市工业较发达，电厂建设较多，供大于求，而我国西北边陲和油气田地区，由于工业落后，没有或较少有电厂，所以缺电。而这些地区距产煤省又远，身边又有油气田，所以必选燃机电厂。例如1999年甘肃省敦煌市建设了1个LM6000PA(55 MW)燃机联合循环电厂。1999年塔里木石油勘探开发指挥部建设了一座10MW燃机电厂，1999年新疆油田建设了PG 6551B燃机(55MW)燃气 蒸汽联合循环电厂。 2.50MW燃煤机组关停的出路，为符合条件者改为燃机电厂。 去年国家计委、经贸委发出三年内全国50 MW以下燃煤机组关停，不少地区根据本地区情况和上级文件精神，将燃煤50MW以下机组改造为烧天然气或轻重柴油的燃机电厂。把高能耗机组变成了低能耗先进的燃气轮机组，同时解决了环保问题，无灰尘，氢氧化物达10-25PPM，又利用了现有条件解决了职工就业，并稳定了电力供应能力。例如：四川省电力局在成都热电厂改造，由于本省天然气储量增加，天然气管已铺设到该厂厂内，又是热电厂，故正在作成都热电厂原5台25MW燃煤机组改造为370MW(2台MS9001E)燃机联合循环热电联供电厂方案，已纳入省政府规划，预计2003年建成。 3.环保需要，燃煤供热厂改造为燃机联合循环热电联供的热电厂。例如：根据北京首都蓝天热能系统工程研究，近年来，北京的大气环境急速恶化，1998年四级污染时间超过20周,作为国际化大城市，中国的首都，党中央要求北京到2002年要基本达到大气环境二级标准。据统计北京市冬季采暖年用煤量600～700万吨，是给城区大气污染的主要因素,必须彻底改变以煤为主的燃料结构。天然气是洁净能源，发达国家的城市均改为用天然气。从大气质量监查看，氮氧化物是北京地区最主要的污染物，燃煤炉改为天然气炉后也不能显著下降。仅对NOx而言，燃煤锅炉200PPm,天然气锅炉为65～200 PPM,燃机联合循环为10 25PPm。根据北京市公用局提供的居民采暖天然气年用气总量为26.10亿立方米，北京市居民生活(做饭)天然气年用气量为8.32亿立方米，折算北京全年应输入天然气总量约80亿立方米。 由于，燃气轮机发电机组可以双燃料发电，即春冬季采暖等一半时间，燃机不烧或少烧天然气，而燃烧轻柴油，进行联合循环热电联供，保证供给。夏秋季一半时间，燃机烧天然气进行联合循环，热电联供，保证供给。这么设计，起到了对天然气输送管道每天定量输送的气的调峰作用。第一，解决了目前天然气需要调峰（夏秋节，不采暖，天然气管道定量输来的气用不完，需建巨大的储存库，节省数亿元投资)的巨大困难。又节省了不需建设2条输气管线天然气量及资金。只需建设一条不加压条件下20亿NM3左右的天然气输气管线就够了。即有40亿NM3的天然气和相当于40亿NM3左右的 天然气的轻柴油，就能保证北京地区实现蓝天热能系统工程。 根据陕甘宁天然气在不加压条件下北京市供气价格，用气量为7亿NM3时为1.8元/NM3,11亿NM3时为1.375元/NM3,15亿NM3时为1.176元/NM3,20亿NM3时为1.04元/NM3。依此推算到40亿NM3时，天然气价格为1元/NM3以下，则燃机发电电价就在0.41元/度左右。根据我院对北辰、西客站、上地供热厂设计计算建一个50MW级燃气－蒸汽联合循环电厂，一年需耗天然气1.6亿NM3，年售电3.3亿度，年产蒸汽（～300t/h）,供暖面积约为400万M2。天然气价1.4元 / NM3，电价0.53元/ 度，热价125.68元/ t。到时北京将建25～30个50～100MW级安装容量2400MW的燃机联合循环热电联供电厂。电价和热价都接近煤电。这时，既解决了环保问题，又少要政府补贴照顾，投资方也愿意来投资。对华北电管局来讲，只相当于在内蒙、山西少建一座2400MW电厂，又节省了长途输送电能消耗和资金。目前，华北电管局发电线损率高达7.67%，过网费为0.13元/度，超过国家规定过网费0.07元/度要求，每年可为用户节省(0.13元/度－0.07元/度)× 2400000kwh×8760h=12.6亿元/年。这对北京电网安全和战备都有重要意义。 1999年10月，国家计委已经起草了一份鼓励发展燃机联合循环热电联供热电厂文件，即将下发，定会推动今后燃机电厂大发展。 4．产天然气多的省份，建设部分燃机调峰电厂，解决本省用电调峰困难。例如，我国较大的陕甘宁油气田，由于不断勘探发现天然气储量大量增加，气多用不完，距该气田较近的西安市、咸阳市、宝鸡市等又急需建设一部分调峰电厂，陕西省立足本省解决资金，利用天然气丰富的资源，规划建设几座100～300MW的烧天然气的燃机燃气 蒸汽联合循环调峰电厂或热电厂。以此来满足陕西省电力市场调峰及热电联供的需要，满足对天然气管道调峰天然气用，减少对城市污染的环保要求。目前，正在作可行性研究报告论证，预计最近几年陆续建设施工。据中央电视台1999年国庆期间报导，我国陕甘宁地区又发现特大气田，储存量为8万亿年NM3。这使得我国天然气在能源中比例由4％增加到8％。由于天然气大量增多，必然推动燃机电厂的大发展。 5.“九五”和“2010”年规划中，在广东、海南、浙江、福建、江苏和上海等沿海经济开发地区，拟进口天然气、LIG(液化天然气)建设发电效率高，污染小，建设周期短，运行灵活的大型燃气轮机联合循环电厂，目前正在作前期工作。 6.燃机电厂走向世界 我国经过几十年燃机电厂工程建设，已积累了从设计、承包、施工运行维护的大量经验，已具备在国际市场上同外国公司竞争实 力。所以，1993～1994年我国在巴基斯坦承建过燃机电厂。1996年～1998年四川省电力局、海南科工贸公司在印度中标二座50MW级G6561 B燃气 蒸汽(双压)联合循环电厂，后因印度核爆炸，西方制裁而停止。1998年中国航空工业规划设计研究院与华能电力集团合作参加加拿大56MW燃气 蒸汽联合循环电厂工程总包竞标，1998～2000年，中国机械设备进出口总公司在伊拉克总承包(4台PG6551B)燃气 蒸汽(单压)联合循环电厂工程，1999年中国航空技术国际工程公司在加拿大竞标55MW燃气 蒸汽(单压)联合循环电厂总承包工程。目前，仍有不少有关单位在印度、泰国、马来西亚、伊朗、叙利亚、摩洛哥等国参加竞标。我们认为我国应重视国际上燃机电厂建设的市场，集中各路人力，物力，走向世界，投资合资合作或BOT建设国外燃机电厂或总承包各种规模的燃机电厂建设工程。我们一定要打开这个局面，占有世界燃机电厂市场的应有份额，为我国争得荣誉。 7．建议采用TD循环技术走核电与燃气轮机联合循环相结合的发电道路 (1)问题来由 目前，在世界上有420座轻水反应堆(LWR)核电站，总容量近50000MW。满足22%的世界电力需要。但是，未来十年，世界上有许多反应堆濒临关闭。由于来自其它燃料特别是天然气的竞争，许多核电站很可能过早地关闭。事实是，沸水堆(BWR)和压水堆(PWR)核电站的汽轮机作功用的饱和蒸汽来自核反应堆，而核反应堆的效率本来就低，因此运行的蒸汽状况远不如常规电站的蒸汽。低的初始蒸汽压力和温度，兰金(PANKINE)蒸汽循环的热力效率也就随之而低。目前，PWR和BWR电站的发电效率在33～35%之间。因此，提高核电工业的竞争力的关键在于提高核电效率。而现今世界上燃气轮联合循环的发电效率已达到56～60%。这种发电效率再加上低廉的天然气价格，使得燃气轮机联合循环成为一个极具吸引力的选择。 于是，一个合理的提高核电效率的解决办法就诞生了，用燃气轮机联合循环与一个轻水堆(LWR)结合起来的TD循环能产生41～42%的发电效率，这样做的好处是能扩大燃料范围，降低运行成本并减少透平部件的侵蚀。对改造面临关闭的核电站不失为一种可行的技术，真可谓及时雨。 (2)TD循环 TD循环由一个燃气轮机联合循环发电装置，一个蒸汽混合器及一个核反应堆组成。由美国太平洋西北实验室贝特尔研究所的乔治·TSIKLAUN和布鲁斯·DURST首先开发出来的，故简称TD循环。 TD循环是用燃气轮机联合循环中余热锅炉产生的高焓蒸汽与核反应堆产生的饱和蒸汽在一个高压混合器 过热器中直接混合，再产生过热蒸汽通过高压透平，工艺流程见图1。从高压透平排出的蒸汽进入汽水分离再热器，经过分离去湿及再热，引入一个低压混合器 再热器与余热锅炉低压区的高焓蒸汽混合，进入低压透平。倘若燃气轮机排气，不够产生足量的过热蒸汽，可选用补燃的余热锅炉。 这种混合 过热工艺产生高质量的蒸汽，可减少转子叶片和隔板的侵蚀并提高汽轮机的内效率3～5%。此外其他下游后置管路以及汽水分离器再热器(MWR)中的侵蚀和腐蚀也相应减少。 对1GW～1.3GW的核电站进行TD循环改造，一般需要总容量达300～600MW的燃气轮机。如今，GE公司的MS7001(FA)，M9001(FA) M9001H，ABB公司的GT24和GT26，西门子公司的V84.3A、V94.3A型燃气轮机功率都在160MW～500MW的范围内，可供选择的余量很大。 (3)开始中国的研究 在我国，秦山300 MW核电站是自行设计和建设的第一座工业示范性压水堆电站，于1994 年4月投入商业运行，广东大亚湾2×984 MW压水堆电站是利用外资建设的核电厂，于1994年5月投入商业运行。“九五”期间计划初步拟定开工建设4个核电项目总装机容量为6600MW。秦山二期2×600MW压水堆核电站工程和江苏省连云港4´ 1000MW压水堆核电站已开工，广东岭澳2×1000MW压水堆核电站，辽宁2×1000MW压水堆核电站和秦山三期2×600MW重水堆核电站都在做可行性报告。此外东南沿海一些省份要求开工建核电站，它们是广东省的阳江或岭澳二期，福建省的惠安，山东省的海阳，它们的厂址已选定，目前正在作前期工作。 我们认为，美国的TD循环技术的设计思想对我国尚处于发展初期的核电和燃气轮机联合循环发电事业有指导意义，应将核电与联合循环发电结合起来规划设计。不要等到我国核电站运行到半身入土时再考虑改造，不必走国外的老路，现在正是发展TD循环的大好时机，日本的三菱公司，东芝公司对此十分感兴趣。表示接受，并请美国人对他们先进的沸水堆(ABWR)进行研究。日本芝浦技术学院的平田教授与三菱重工共同研究，建设用燃气轮机排气提高核反应堆输出蒸汽温度，从300℃上升到600℃，来提高蒸汽循环热效率。我们认为，我们可以组织力量，对TD循环发电如何结合中国的核电站，从总体系统到各个关键设备进行研究和研制。 8.IGCC及PFBC-CC发电技术的开发研究 自70年代中东石油战争以来，各工业发达国家竞相研究各种燃煤发电技术，目的是解决燃煤电厂的污染物排放问题和提高电厂发电效率以开拓煤碳作为长久的能源用于发电的新路子。其中燃煤燃气 蒸汽联合循环发电技术的PFBC CC(正压流化床燃烧联合循环)和IGCC(整体煤气化联合循环)是当今最活跃，最有发展前途的新型发电方式。 自COOL WATER IGCC电站获得成功以后，鉴于电站优良的环境排放指标，以及随着燃气轮机进口温度的日益提高，可组成潜在的很高发电效率的优势，发达国家已在兴建60～500MW商业电站。SHELL公司采用SHELL气化法，在荷兰BUGGENUM IGCC电站实施，总容量250MW，设计发电效率41.4%，热耗8704.4KJ/KWh，单位投资1910美元/kw。1978～1986年，英、美、德和瑞典、中国，等先后进行了中试装置研究，已建成一批15～60MW的PFBC CC电站。我国1981年东南大学在江苏省徐州市贾汪电厂建成第一座15MWPFBC－CC电站，见图2 。PFB炉产生的高温烟气经两级除尘后进入燃气轮机膨胀做功，发电3MW。燃气轮机的进口温度760℃，压力0.594MPA，排气温度467℃，压力0.104MPA，排气进入余热锅炉加热PFB锅炉给水，余热锅炉排烟温度140℃，经烟囱排入大气。主蒸汽进入汽轮机发电12MW。 我国以煤为主发电量将占总发电量的68～73%，水电占25～30%，燃机发电占2%，核电占2 %。PFBC发电技术可用在发电效率低，污染严重的燃煤旧电厂改造方面，还有我国高硫煤年产量超过1亿吨，这些煤最适宜用PFBC技术发电。此外，广东、福建、云南、贵州、四川等大片地区出产高灰分难燃煤，东北和内蒙又有大量褐煤，这些资源不太适应于常规煤粉锅炉，发展PEBC发电技术为解决高硫煤，难燃煤和褐煤燃烧提供了最佳途径。
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