中国燃气—蒸汽联合循环发电的展望1.doc

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中国燃气—蒸汽联合循环发电的展望
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中国燃气—蒸汽联合循环发电的展望 1
目录 1
1. 引言 1
2. 中国能源与电力工业现状 2
3. 燃气轮机技术的发展及最佳效率设计概念 3
4. 燃气轮机及其联合循环发电的主要优势 6
5. 中国燃气轮机发电现状及机遇 7
6. 关于燃汽轮机发电定位问题及观点 7
7. 参考文献 9

摘 要：本文探讨用燃气轮机联合循环技术作为今后中国火电的重要补充，认为发展大容量的高效率的燃气轮机及其联合循环是一个必然的趋势，它既能节省世界上日趋紧张的能源资源，又能保护环境。燃用天然气和燃煤的燃气轮机联合循环发电机组必将成为中国电力工业中的一个重要组成部分。
关键词：燃气轮机；最佳效率；联合循环
1. 引言
自从1939年世界上第一台大功率发电用燃气轮机由瑞士BBC公司研制成功以来，世界各国都大力研究和发展燃气轮机发电技术。但是由于当时机组的单机容量小，热效率低。因而在电力系统中只能作为紧急备用电源和调峰机组使用。为了确保电网运行的安全运行．燃气轮机在当时欧美工业发达国家电网中的装机份额一般仅占8%~10%左右。然而，从20世纪80年代以后，燃气轮机及其联合循环在世界电力系统中的地位却发生了显著变化，不仅可以用作紧急备用电源和尖峰负荷机组。还被用来带基本负荷和中间负荷，大有取代常规的燃煤蒸汽轮机电站的趋势。近十几年来世界燃气轮机进入了一个新的发展时期，燃气轮机技术进步主要表现在单机容量增大、热效率提高与污染排放降低。目前燃气轮机功率已经超过300MW，简单循环热效率超过39%，联合循环热效率超过58%。干式低N燃烧技术已使燃用天然气和蒸馏油时的N排放量低于25ppm和42ppm。大大提高了燃气轮机在能源与电力领域中的地位与作用。为了优化能源结构、改善环境污染，中国决定利用西气东输，东海油气和进口LNG(液化天然气)等清洁能源，建设一批大型联合循环电厂。
2. 中国能源与电力工业现状
中国的能源状况可以概括为：人均能源占有量低；能源消费以煤为主，能源利用效率低；环保问题突出；农村商品能源匮乏。我国开发技术较为成熟的能源有：煤、油、气和水能。煤的探明保有储量超过1万亿吨，石油超过40亿吨；天然气超过10万亿立方米；水电可开发4.02亿千瓦。我国常规能源资源按人均计算仅为世界平均水平的61.4%。另外还有一定数量的核能。对于可再生的风能资源虽然高达2.53亿千瓦，但大规模开发的条件尚不成熟。
中国2003年的煤炭生产量16.67亿吨，2004年已突破19亿吨，如果保持现有状况，到2020年全国能源需求将达33亿吨标煤，大气污染难以承受，年经济损失也将占ＧＤＰ的10%以上。根据中国的能源条件，中国以煤为主的能源结构，今后20年不可能有太大变化，这是中国发展的巨大压力。为此，应该通过全面实行可持续发展的能源战略，到2020年，能源发展力争能达到如下目标：一次能源需求少于25亿吨标准煤，相应节能达到8亿吨标准煤；煤炭消费比例控制在60%左右，可再生能源利用达到5.25亿标准煤，其中可再生能源发电达到1亿千瓦；石油进口依存度控制在60%左右；主要污染物的削减率为45%－60%。若现在到2020年中国能源消费结构中煤炭的比重每下降一个百分点，相应的能源需求总量可降低1000多万吨标准煤。因此，未来20年应充分利用结构优化所产生的效果。
近20年是中国电力工业大发展的时期，2004年底全国发电装机容量达到4.407亿千瓦,同比增长12.6%；其中火电3.249亿千瓦，同比增长12.1%；水电1.0826亿千瓦，同比增长14.1%；核电684万千瓦，同比增长10.6%。2004年全年发电量达到21870亿千瓦时，同比增长14.8%。仅次于美国，中国已成为世界上第二大电力生产国家，中国是世界上少数几个能源消费以煤为主的国家，以煤为主的能源消费格局在比较长的一段时间内不会改变。目前全国装机容量中火电占75%，发电量中火电占85%以上。预测到2050年中国装机容量将达到16亿千瓦，火电机组将仍占总装机容量的60%以上。为了实现我国电力工业的可持续发展，减少对环境的影响，必须不断增加清洁能源的比重。
从目前世界火力发电技术水平来看，提高火电厂效率和减少污染物的排放的方法除超超临界发电技术(USC)、大型循环流化床锅炉(CFB)、增压流化床联合循环(PFBC)外，还有整体煤气化联合循环(IGCC)、燃气—蒸汽联合循环等。中国已经把大幅度提高发电效率、加速发展洁净发电技术的作为我国可持续发展、节约能源、保护环境的重要措施。
3. 燃气轮机技术的发展及最佳效率设计概念
从80年代以后，由于燃气轮机的单机功率和热效率都有很大程度的提高，特别是燃气—蒸汽联合循环渐趋成熟，再加上世界范围内天然气资源的进一步开发，使燃气轮机得到了非常迅速的发展，燃气轮机及其联合循环在世界电力工业中的地位也发生了明显的变化。由于燃机联合循环装置效率高；机动性好，能满足日益严格的环保要求，目前全世界每年新增的装机容量中，有以上系采用燃气-蒸汽联合循环机组，而美国则接近。据不完全统计，全世界现有烧油和烧天然气的燃气轮机及其联合循环的装机总容量己超过4亿kW。美国能源部从1992年开始实施一项名为“先进燃气轮机系统”(ATS)的研究与发展计划。主要目标是：
(1) 发电用燃气轮机净效率提高15%；
(2) 燃气一蒸汽联合循环净效率提高到60%以上；
(3) 联合循环发电成本下降10%；
(4) N排放量下降10%，达到9ppm以下。
该项成果于2002年进入商业化应用，以适应21世纪电力工业发展的需要。
联合循环是把两个使用不同工质的独立的动力循环，通过能量交换联合在一起的循环。燃气-蒸汽联合循环就是利用燃气轮机做功后的高温排气在余热锅炉中产生蒸汽，再送到汽轮机中做功，把燃气循环和蒸汽循环联合在一起的循环。
根据热力学原理，理想热力循环(卡诺循环)的效率为=1-，式中为热源温度，为冷源温度。公式表明，热源温度越高，冷源温度越低，则循环效率越高。
燃气-蒸汽联合循环中的高温热源温度(透平初温)高达(1100~1300)℃，远远高于一般蒸汽循环常采用的主蒸汽温度540~566℃，而燃气-蒸汽联合循环中的低温冷源温度(凝汽器温度)29~32℃远远低于一般燃气单循环的排气温度450~640℃。也就是燃气-蒸汽联合循环从非常高的高温热源吸热，向尽可能低温的冷源放热，因此联合循环的热效率比组成它的任何一个循环的热效率都要高得多。
在联合循环中，燃气轮机发电机组毛功率为：
=×
式中
为输入燃气轮机的燃料热量，
为燃气轮机发电机组的毛效率。
燃气轮机排气余热为：
=-=-×=×(1-)
汽轮发电机组毛功率
=××=×(1-)××
式中，为余热锅炉效率，为汽轮发电机组毛效率。
整套联合循环效率为：
===+(1-)××
上式结果表明，在联合循环中，提高燃气轮机效率比同等程度地提高余热锅炉效率和汽轮机效率对于改善联合循环效率的效果更为明显。因此在设计联合循环时，首先应选择功率和效率都能满足要求的燃气轮机作为设计出发点，然后再从整个联合循环的效率和投资角度，来考虑余热锅炉和汽轮机的系统和形式是否配置合理的问题。
因此提高联合循环效率的首要途径就是选择透平初温较高的燃气轮机。理论研究证实，提高燃气轮机的初温，可以使联合循环的效率大大提高，其影响效果比对简单循环燃气轮机效率的提高大得多。
然而在联合循环设计中，燃气轮机效率并非越高越好，对燃气轮机的选择还存在着一个优化问题。在不补燃的联合循环中，因为蒸汽循环的参数受到燃气轮机排气温度的限制，因而蒸汽循环的效率必将受到燃气循环的牵制。只有当燃气轮机效率的提高不引起蒸汽循环效率太大的降低时才是有益的。
在联合循环中，燃气轮机效率取最大值，并不能得到最优化的联合循环的效率。当燃气初温一定时，高压比的燃气轮机排气温度较低，虽然燃气轮机本身的效率比低压比的燃气轮机高，但余热锅炉的能量利用率、蒸汽参数和蒸汽循环效率都较低。而低压比的燃气轮机的排气温度较高，虽然燃气轮机本身的效率比高压比的燃气轮机低，但蒸汽循环得以利用成熟的高温高压和再热技术，取得蒸汽部分的高效率。可见在燃气轮机初温一定时，燃气轮机排气温度存在着最佳值。

图1 简单循环的燃气轮机效率与排气温度的关系

图2 联合循环效率与燃气轮机排气温度的关系
图1和图2分别表示了燃气轮机效率和联合循环整体效率与燃气初温和燃气轮机排气温度的函数关系。图中为燃气初温，近年来的燃气轮机其初温均在1100~1200℃以上，从图1可见，当排气温度为400~450℃时，燃气轮机效率最高。图2与图1相比，联合循环效率的最佳点向排气温度高的方向移动，为550~600℃。近年来发展起来的大型燃气轮机，在燃气初温提高的基础上，也都提高了排气温度，其目的就是为了取得整体联合循环的高效率。
总之，当评价一台燃气轮机对联合循环是否合适时，不但要考虑其效率，还要考虑与其匹配的蒸汽循环的效率以及整体联合循环的效率。简单循环的燃气轮机在一定的初温条件下，都对应着一个最佳的压比和排气温度。而联合循环在一定的燃气初温条件下，也有一个效率最高的最佳压比和排气温度。这个最佳压比要比简单循环的最佳压比低得多，它与使简单循环的燃气轮机的比功达到最大值时的压比非常接近[1]；这个最佳排气温度要比简单循环的最佳排气温度高得多。因此要获得联合循环的最大效率，不能仅仅选择高效率的燃气轮机，而选择尽可能高的燃气初温和对于联合循环最佳的压比和排气温度才是更重要的因素。即既要兼顾到燃气循环的效率，又要兼顾到蒸汽循环的效率，才能获得联合循环的最大效率
燃气轮机是一项多技术集成的高技术，其传统的提高性能途径是不断地提高透平初温、相应地增大压气机压比和完善有关部件。50年代初，透平初温()只有600℃~700℃，靠耐热材料性能的改善，平均每年上升约10 ℃；60 年代后，还借助于空气冷却技术， 平均每年提升20 ℃。从70年代开始，充分吸取先进航空技术和传统汽轮机技术，沿着传统的途径不断提高性能，现已开发出一批“F、FA、FB、H”型技术的新产品，它们代表着当今商业化的工业燃气轮机的最高水平：=1300 ℃，压气机压比=10~30，简单循环效率=36~40%， 联合循环效率=55%-58%。2003年进入商业运行的9H燃机已把 提高到1430 ℃,这也许是传统的冷却技术和材料所能达到透平初温的极限。正在开发的新一代产品的主要特征是采用蒸汽冷却技术，高温部件的材料仍以超级合金为主，采用先进工艺(定向结晶，单晶叶片等)，部分静部件可能采用陶瓷材料。初温有较大提高＝1400℃~1500 ℃将应用智能型微机控制系统，并更加重视环保性能。对未来燃气轮机的构思将基于采用革命性新材料，燃烧器处于或接近理论燃烧空气量条件下工作，将达1600℃~1800℃。现采用的熔点1200℃、密度为8 g/cm³ 的叶片超级合金将被淘汰，新的高级材料应是小密度(<5 g/cm³)的，有更好的综合高温性能，也许陶瓷材料是一种选择。
4. 燃气轮机及其联合循环发电的主要优势
(5) 燃气轮机联合循环的供电效率远远高于常规燃煤蒸汽轮机电站。现有联合循环的效率已经超过58%，很快就会超过60%。其热效率之高，不仅远远超过现有燃煤蒸汽轮机电厂，甚至比超超临界参数的燃煤蒸汽轮机电厂的预期值(45.2%~47.7%)还要优越。
(6) 建设费用低。在国外，交钥匙工程的比投资费用约为500-600美元／kW，比带FGD的燃煤电站(1100-1400美元／kW)低很多。
(7) 建设周期短，可以按“分阶段” 建设方式建厂，资金利用最有效。
(8) 用地用水都比较少。
(9) 启、停快，运行灵活性好，适宜两班制运行。提高燃气轮机在总装机容量中的比重，将会改善电网的运行状况，为电网提供了更加灵活的备用电源，增大了调峰的灵活性。
(10) 运行可靠性高，可用率高达85%-95%，易于快速“黑起动”，有助于改善电网的安全性。
(11) 环境性能好。采用天然气或液体燃料时，一般来说污染物排放很少。在燃烧天然气时，还可以大大地减少C的排放量。如果以燃料燃烧释放的单位能量比较，并以燃油排放的C量为l，则煤和天然气燃烧排放的C大致为1.22和0.67。
5. 中国燃气轮机发电现状及机遇
虽然中国燃气轮机发电始于50年代末期，但由于燃料政策的原因在很长时间内发展缓慢。自80年代以来，随着我国国民经济的迅速发展，燃气轮机电站得到了较大规模的应用。目前，我国燃机发电装机主要分布在东南沿海地区和内陆边远地区，为我国油田开发和沿海经济特区的发展作出了很大贡献。
为了优化能源结构、改善环境污染，国家决定利用西气东输，东海油气和进口LNG(液化天然气)等清洁能源，建设一批大型联合循环电厂，中国燃汽轮机发电遇到了前所未有的机遇，据调研预测，未来10年我国对燃气轮机总需求量达34000 MW 左右。
华电集团公司利用“西气东输”的有利时机在华东地区(江苏戚墅堰、望亭、杭州半山)，建立7套大型单轴燃气—蒸汽联合循环机组，该机组是发改委提出的燃机-联合循环项目“市场换技术,实现本地化制造”首批打捆招标10个电厂共23台燃机中的7台，属美国通用电气公司提供STAG 109FA单轴联合循环机组，是当前在中国运行的最先进的燃气——蒸汽联合循环大型发电机组。它由PG9351FA型燃气轮机、D10型三压有再热系统的双缸双流式汽轮机、390H型氢冷发电机和三压有再热带冷凝器除氧的自然循环余热锅炉组成。除余热锅炉由国内成套外，其余均由GE公司提供。燃气轮机、蒸汽轮机和发电机刚性的串联在一根长轴上。对于PG9351FA型燃机，燃烧天然气时,简单循环运行,国际标准条件(ISO条件)下输出功率为255.6MW,联合循环时,在ISO条件下输出功率为395.9MW,则简单循环运行热耗为9250kJ/kWh, 热效率为η=37.0%,联合循环运行热耗率为6020kJ/kWh, 热效率为η=56.68%。
6. 关于燃汽轮机发电定位问题及观点
(1)投资—燃气轮机及其联合循环是一种先进的发电技术，在电力生产行业中的地位日益提高，开发大容量的高效率的燃气轮机及其联合循环是一个必然的趋势，它既能节省世界上日趋紧张的能源资源，又能保护环境。燃气轮机及其联合循环的发电机组必将成为世界电力工业中的一个重要组成部分，并随着能源结构的变化和清洁煤利用技术的发展，它的作用也将日益重要。若干年内，我国大型发电用燃气轮机还需依赖进口，但联合循环的蒸汽系统完全可以国产化。联合循环蒸汽系统的价格占总价格的一半以上，系统设备的国产化意义重大，这是我国目前迫切需要解决的问题。
关于基建投资费用，根据杭州半山、江苏戚墅堰、望亭大型单轴燃气—蒸汽联合循环机组的可行性研究统计，投资估算为3104元/kW~3356元/kW。相比按照国家电力公司电力规划设计总院2002年4月颁发的《火电、送电、变电工程限额设计控制指标》(2001年水平)，扩建2套国产引进型300MW燃煤机组的静态投资水平为3548元/kW，加上脱硫投资约602元/kW，总投资水平约为4150元/kW。可见在国内大型燃用天然气的联合循环机组的造价也比带脱硫装置的大型燃煤蒸汽轮机电厂的造价低不少。
(2)电价—是这最现实的问题，由于燃机燃料洁净，作调峰用时，调度运行小时少，燃机电力比常规煤电贵，这是自然的，也是应该的。常规燃煤电力的低电价是以牺牲环境为代价的，而不少地方宁可牺牲环境质量，不愿使用燃机电力，这种状态必将随着环境意识的提高及地区经济实力的增强而改变。还有就是天然气价格问题，我国是煤炭生产大国，煤炭价格相对较低，而天然气价格相对较高。按国家西气东输工程建设领导小组办公室[2001]8号文，西气东输到江苏的气价为1.31元/Nm³，到上海的气价为1.35元/Nm³，到浙江的气价为1.37元/Nm³。而国际上管道输送的天然气价格较低，一般为2.3~2.6美元/GJ。若取天然气发热量为35.58MJ/ Nm³，1美元相当于8.3人民币，则天然气价格仅为 0.68~0.77元人民币/ Nm³。面对较高的气价，为了使西气东输的大型联合循环电厂建成后具有良好的经济效益，其上网电价具有一定的竞争力，除了尽可能地争取一些优惠政策外，联合循环系统优化和机组选型在投资合理的前提下选择大容量、高参数和高效率的系统和机组是唯一手段。
(3)前景—在天然气资源充足，价格又相对比较便宜的今天，优先选择投资费用低、建设周期短、供电效率又很高的燃气轮机及其联合循环，作为调峰机组和携带基本负荷或中间负荷的机组，以取代污染排放严重、发电环保成本高的常规燃煤的蒸汽轮机发电机组，是理所当然的。然而若当天然气资源开始短缺而气价增升时，燃气轮机及其联合循环的前途又将如何？事实上这个担心没有必要。因为自二十世纪七、八十年代开始研究开发燃煤的燃气一蒸汽联合循环，至今技术已基本趋于成熟，其中燃煤的整体煤气化联合循环(IGCC)已建成8座．最大单机功率为300MW，供电效率为43%。在石化工业中则已建成或正在建设燃用高硫渣油、沥青或石油焦的IGCC有16座，其最大功率为550MW。预计到2010年左右，当采用9H型燃气轮机组成的IGCC时，单机功率将提高到550MW，供电效率则可增升到50%~62%。同比投资费用可降至$1000／kW左右，它完全可以与燃煤的有FGD的超超临界参数的汽轮机电站抗衡。当然，由于我国天然气资源比较稀缺，价格又比较昂贵，一次能量以煤为主的格局较长时期内不会改变，致使燃气轮机及其联合循环的发展速度不会像国外那么快。但是，随着环保形势的日趋严峻，天然气资源的不断开发和引进，以及燃煤的燃气一蒸汽联合循环的逐渐成熟，燃气轮机及其联合循环在中国电力系统中的比重将有较大的提高。而建立我国有自主知识产仅的燃气轮机工业是21世纪动力设备发展趋势以及经济与环保可持续发展的需要，势在必行。
7. 参考文献
1. 蔡睿贤.余热锅炉式燃气-蒸汽联合循环近似热力学分析《工程热物理学报》，1981，2(4)：
2.危师让、董卫国《关于下世纪我国火力发电、燃气轮机和联合循环发展的初步分析》,《燃气轮机发电技术》1999年第1期
3. 江哲生，贯彻优化火电结构的方针促进电力可持续发展，《全国火力发电技术学术年会论文集》，1999年5月
4．何语平，大型天然气联合循环电厂的系统优化，2004年
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