孟勇
(中石化胜利石油管理局电力管理总公司，山东省 东营市 257237)
摘要：文章重点介绍了我国燃气轮机发电技术的发展现状和面临的挑战，论证了我国发展燃气轮机发电技术的必要性，并对我国燃气轮机发电技术的发展措施作了详实的研究。
关键词: 燃气轮机;发电技术;发展措施
1 我国燃气轮机发电技术的发展现状
我国的燃气轮机发电事业始于1959年,当时从瑞士BCC公司引进两套6200kW 的单循环燃气轮机列车发电机组,燃料为大庆原油。20世纪60年代,燃气轮机发电站的建设及其设备的制造生产初具规模,总装机容量达到6万kW,最大单机容量为45000kW。上汽厂、南汽厂、哈汽厂、东汽厂等制造厂曾先后设计生产过燃气轮机组,这些机组的技术性能都不高,燃气初温一般在600～700℃左右,热效率为16%～25% ,所建电站基本上是单循环机组。客观地讲，国家在当时也投入了不少力量,开辟和启动了燃气轮机发电领域,取得了一些研究成果。但由于燃料政策及政治、经济方面的原因,使兴起不久的这项事业在20世纪60年代末陷入停滞不前。后来,于1972年和1976年分别从英国JB公司和日本日立公司引进了10套MS5000系列、PG5301型单机功率在21700～23000kW单循环机组,从而使我国燃气轮发电机组总装机容量达到30 万kW左右。由于种种原因, 我国燃机制造业在20世纪70年代开始萎缩,大部分制造厂停止生产,只保留南京汽轮电机厂为我国唯一生产燃气轮机的制造厂家。
二十世纪80年代中期，我国从英国JB公司引进了6套PG6531型燃气轮机组，其中两套就在胜利油田电力管理总公司孤北热电厂。当时配套引进了两台荷兰的余热锅炉和一台西门子的汽轮机组成了国内的第一套燃气轮机联合循环发电机组，此次也是我国燃气轮机的第一次配套技术引进，当时将6B型燃气轮机的制造技术引进给了南京汽轮电机厂，从而推动了我国燃气轮机国产化的进程。
“十五”期间，我国开始天然气资源的大规模开发利用，西气东输、近海天然气开发和引进国外液化天然气工程全面展开，国家开始重视发展天然气燃气轮机联合循环发电。“十五”期间进行了一次捆绑招标，引进美国通用电气(GE)、德国西门子和日本三菱3种F级大型单轴燃气轮机机组共54套，全部建成后总装机容量超过20000 MW。
对于高科技含量的9F系列燃气轮机在国内研制，我国三大动力集团的汽轮机厂都投入重要力量。哈尔滨动力集团(以下简称哈动力)和GE组成的联合体共同生产109FA机型;东方电气集团(以下简称东方电气)和日本三菱组成的联合体共同生产M701F机型;上海电气集团(以下简称上海电气)与德国西门子组成的联合体共同生产V93.4A机型，几乎超越了9E系列燃气轮机发展过程，直登9F系列。2005年5月，哈动力的109FA机组首先在江苏省张家港电厂和浙江半山电厂正式投运，哈动力在1、2捆项目中中标了9个项目，拿到19台燃汽轮机的制造合同;相隔1个月后，东方电气的M701F燃气轮机又试运成功，国产化率达46%以上;同时，上海电气也拿到9台V93.4A燃汽轮机的制造合同。除此之外，“十五”期间我国还有一批电厂的中小型燃气轮机发电机组进行了“以大代小”技术改造，建成9E型联合循环机组50台以上，装机容量8100MW。南京汽轮电机(集团)有限责任公司(以下简称南汽轮)与GE组成联合体，启动了9E系列大型燃气轮机国产化项目。2006年7月，第1台国产化机组成功完成点火试车。
此外，“十五”期间我国大型燃气轮机发电装备自主开发、制造的能力有显著增强，大型燃气轮机组装、试车中心已在国内建成投产;一批著名大学成立了燃气轮机研发中心。主机的国产化带动一大批设备配套，备品备件供应和维修、安装、调试、运行的专业队伍，以燃气轮机发电为核心的产业链正在逐步形成。与捆绑招标同步进行的国家“863”大型燃气轮机研制科技攻关项目也全力推动，不仅在组织样机研制方面取得进展，在核心技术的消化、创新以及自行设计制造能力方面都有很大提高。“863”燃气轮机研制项目的进展对我国捆绑招标、以市场换取技术起到了有力地推动作用。同时，我国船用、航空用燃气轮机的研制也取得丰硕成果。
2 我国燃气轮机发电面临的挑战
我国发展燃气轮机发展虽然已经有50年的历史，但至今没有掌握大型燃气轮机产品整套设计、制造技术，与国外相比在某些技术上差距还很大。燃气轮机在我国尚未能实现产品整套自行设计和制造，至今我国尚未有自主知识产权的重型燃气轮机的产品和型号。我国燃气轮机发电装机容量在全国总装机容量中也仅占很小的比重。除了技术本身的问题外，其他制约因素也在显现。近年来，燃气轮机电厂深受国际市场石油大幅度涨价的严重冲击，一批电厂出现严重亏损，面临倒闭。西气东输天然气供气量满足不了新增机组气量要求，新建的天然气燃气轮机电厂由于天然气燃料供应短缺，较长时间处于半停产状态，有些电厂至今因燃料供应不足仍不能满负荷运行。胜利油田自备电厂孤北热电厂的206B和109E联合循环发电机组也由于燃料紧缺电价低的原因而关停。面对天然气发电市场出现的新变化，应对措施不力，人们甚至怀疑引进天然气联合循环发电是否正确。
3 坚持加速发展燃气轮机发电的必要性
2004 年，我国一次能源生产为18.45亿t标准煤，能源消费总量为19.7亿t标准煤，跃居世界第二大能源生产国和能源消费国，但是我国能源利用率却大大低于工业发达国家。2005年底，我国能源利用率仅为34%，而发达国家达44%;每吨能源实现的GDP仅为世界平均水平的30%，按此与发达国家相比，要落后20年。13亿人口的大国，要保持国民经济持续稳定发展，迫切需要改变能源利用率低的状况。国家加强各项措施，努力向节约型社会发展，要求“十一五”期间百万元GDP 能耗比“十五”下降20%。但是2006年有关信息显示，GDP能耗仍未呈下降趋势，反而还有上升。
可以认为，我国能源利用率水平低的原因与以煤炭为主的能源结构有不可分割的关系，我国煤炭消耗大部分用于火力发电及供热，其用量约占全国煤炭总产量的51%。而我国发电煤耗比世界发达国家平均水平高出50~60g/kWh。由于发电煤耗高，因此每年要多消耗掉1.5亿t煤。目前，我国采取淘汰耗煤高的小火电，发展大型超临界、超超临界机组等措施来降低能耗，但仍不能达到万元GDP能耗大幅度下降的目标。发达国家近20多年来新增发电量基本上为高效天然气联合循环发电替代常规燃煤火力发电。2004年，美国新增发电装机容量26000MW，其中天然气发电24733.20MW，占95.3%;而燃煤发电仅584MW，占2.25%。另据统计，英国天然气发电已占全国电力供应的40%，到2020年还将进一步上升到60%。天然气燃料主要用于燃气-蒸汽联合循环发电，只有进一步加速发展这一先进技术，才能使我国能耗水平赶上世界水平。用煤炭作为燃料，存在严重的排放污染问题。由煤电产生的灰渣占全国灰渣排放的70%;煤电烟尘排放占工业排放总量的33%，SO2 排放占工业排放总量的56%;煤电用水量也占工业用水量的40%。因此，过分依赖煤炭发电大大加重了我国环保控制的负担。
4 发展燃气轮机发电的建议措施
4.1 开发国内天然气资源与发展国际贸易相结合，引进国外天然气
近年来我国在天然气能源建设上投入非常大，油气资源勘查，开采成果显著。然而，仅靠国内有限的燃料气资源远不能满足我国经济发展的需要，要发展天然气联合循环发电，改变调整我国能源结构，必须引进国外天然气资源。
世界天然气资源十分丰富，天然气资源最丰富的俄罗斯及中东诸国距离我国都不远，我们有很好的条件方便经济地利用这些天然气资源来为我国经济建设服务。在世界经济走向一体化的今天，应当充分利用世界各地的资源。我们应在努力开发国内资源的同时，大力发展国际贸易，引进国外天然气资源。
4.2 加快燃气轮机国产化建设进程
燃气轮机是联合循环发电最关键的主要设备。燃气轮机发电必须走装备国产化的道路。我国应继续加强对引进技术的不断消化吸收，但如果要取得燃气轮机的核心技术，最好的手段是依靠自身研发。
4.3 严格监督审查、合理规定天然气价格
根据动力经济研究中心对天然气发电成本构成分析可知，影响天然气发电成本的主要因素是天然气价格。要提高天燃气发电的竞争力和经济性，降低气价是主要途径。根据有关分析和测算，各地区由于经济发展水平、煤炭价格及煤电电价水平不同，可承受的气价也不相同。总体来说，按现行运营体制，天然气电站对气价的承受能力在1.0~1.2元/m3。而各地现行的实际天然气价格，除四川等个别地区外往往都远高于这个可承受价格。
天然气输送和发电是天然气产业链上风险基本相同的两环节。为体现公平竞争、风险共担和“等量资本获取等量利润”的市场经济基本准则，建议天然气输送发电环节尽可能统一投资收益率，天然气输送与发电环节的投资收益率应尽可能统一，以进一步降低天然气价格。可参照国际惯例，实行分类气价政策，对用气量大的天然气发电厂实行气价优惠，这不仅对于降低发电成本，提高电厂的竞争能力有益，而且对天然气供应及管道输送部门有稳定的供气量有利。
天然气的定价比较复杂，希望国家有关部门严格审查各层次生产成本，合理定价。另外，应按照国际上对大用户给予优惠价格的惯例，对发电用户气价给予适当优惠，当然，天然气价格矛盾的根本解决还要靠更多国内外资源的开发。随着世界经济一体化的发展，我国天然气和煤炭的价格比将会逐步向国际市场靠拢，从而缓解天然气价格对联合循环发电的冲击。
4.4 尽快提出天然气供应储气调峰方案
虽然在西气东输工程的气价中考虑了储气调峰的费用，但目前为止尚未见到西气东输的整体储气调峰方案和针对每个燃气发电项目的储气调峰专项报告，建议天然气开发商和管道供应商尽快提出有效的天然气供应储气调峰方案，使燃气电厂用气不连续和不均衡性的问题得到解决。
4.5 在竞价上网的地区，实行“峰谷分时电价”机制
按照电能实行价值规律，高峰用电应付高价，平段用电可付平价，低估用电电价最低。天然气电站若在腰、峰位置运行，并让上网电价体现不同用途电力的不同价值，则其电价水平可高于平均电价，这样天然气电站的竞争力也会相应有所提高。
国外电力市场，正常运行情况下，系统竞价的峰谷价差为2~5倍，通常为3倍左右。国内目前实行峰谷电价的地区较少，根据部分省份的试点，上网电价的峰谷价差约在2~2.5倍左右。
4.6 天然气发电上网电价应计入“环境价值”
天然气发电的清洁、环保优势应体现在上网电价上，并且我国发展燃气-蒸汽联合循环必然会走上发展整体煤气化联合循环发电(IGCC)的道路。燃气- 蒸汽联合循环和IGCC是先进的高效、洁净发电技术，能够提高发电效率、降低污染物排放，IGCC甚至具有使煤电达到近零排放的潜力。这一技术不仅可以合理利用能源发电，而且形成了能源资源多产多供、联产联供的新概念，将发展成能源、电力、化工等领域相互交错的学科，更有利于能源、资源的优化和综合利用。
4.7 建议国家制定相应政策及机制
天然气发电在我国尚处于起步阶段，建议国家通过税收政策给予必要扶持。包括减免燃气电厂项目有关设备的进口环节税，国内招标采购范围内的设备材料的增值税以及参照“西气东输”管道工程的优惠政策给予燃气电厂所得税的部分返还等。
考虑到天然气产业链的特殊性，合理分配供气商、电厂和电网各环节的收益与风险，在天然气供应侧实行“照付不议”合同的前提下，建立气价-上网电价-销售电价之间的联动机制及监督机制，以维护公平竞争的市场环境。
5 结束语
我国燃气轮机的发展一直是处在迂回、复杂的环境下，当前适逢发展的大好时机，只要国家为燃气轮机的发展制定好长期发展规划及有关配套政策和措施，并给予必要的资金投入，那么依靠专业人员的共同努力，我国燃气-蒸汽联合循环以及整体煤气化联合循环发电前景将是十分光明的。
6参考文献
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作者简介：
孟勇(1970-)，男，主要从事燃气轮机电站的运行与管理工作，负责国内外多个燃机电站的运行管理。