关于我国现有燃机电厂基本情况
[中国电机工程学会热电专委会] 2003-07-31
前言
按国家发展计划委员会计司基础函［1999］118号文《关于委托开展燃天然气燃气--蒸汽联合循环热电联产项目的调查研究的函》。中国电机工程学会热电专委会组织调查组，通过对南京汽轮电机厂、杭州锅炉厂及江苏、浙江省和深圳市部分燃机电厂的实际调查，并同中航动力(集团)公司，深圳市场经济发展局和中国电机工程学会燃气轮机专业委员会共同组织深圳市七个燃机电厂座谈讨论，以及和机械部二院、航空部四院、华北电力设计院等单位调查座谈。并对新疆克拉玛依石油局热电厂等单位函调，并参阅上述单位提供的文件材料，在此基础上整理成文，经调查组讨论形成本材料，供领导审阅纳用。
燃气--蒸汽联合循环装置，是将具有较高平均吸热温度的燃气轮机循环(布雷顿循环)与具有较低平均放热温度的蒸汽轮机循环(朗肯循环)结合起来，使燃气轮机的废热成为汽轮机循环的加热热源，达到扬长避短，相互弥补的目的，使整个联合循环的热能利用水平提高，其发电效率高达45～58%。大大超过常规的火电机组。综合它具有高效低耗、启动快、可用率高、投资省、建设期短、环境污染少、省水及占地少等优点，得到世界各国的重视而迅速发展。目前就世界范围而言，燃机发电在世界上已进入高度发展的时代，其技术日趋完善，得到了广泛应用。单机功率250～300MW已投入商业运行，因而，燃气轮机发电已是电力结构中的重要部分，在新增发电容量中更占重要成份。据美国能源信息局预测：1998年～2007年十年内，计划新装机52044MW，其中燃煤机组2559MW(4.9%)，燃油机组1444MW(2.8%)，燃气机组46181(88.7%)，燃油及燃气机组大部分是燃气轮机及联合循环机组。
一、我国现有燃机情况
我国在60年代初，开始引进燃气发电机组，先后测绘仿制或自行设计制造过多种机型，其功率等级都在几千瓦以内，燃气初温一般为600～700°C，发电效率仅为16～25%。到80年代初期，基于国外燃气轮发电技术发展成熟，可用率提高，国内石油和天然气的开发也有进展，为燃气机的应用创造了条件，因而推进了我国燃气轮机的制造和应用，随着改革开放，国民经济飞速发展，对电力需求量大增，尤其沿海地区，电力缺乏已形成抑制国民经济的发展，因而引进了一批燃油燃气轮机，同时南京汽轮电机厂先后对英国JB公司生产的PG5301机进行仿制生产过三台，与GE公司合作生产MS6000系列7台投入运行，使我国燃气轮机技术发展进入高潮。
我国航空工业部也积极开展航机改为地面发电机组。中国航空工业燃机动力(集团)公司以航空高技术为基础，具有开发、设计、生产燃气轮机的能力。迄今为止，已研制生产了6个系列、10多种型号的燃气轮机。该公司的成都发动机公司与美国联合技术公司联合研制生产的FT8型燃气轮发电机组，已先后在深圳福田热电厂、海南三亚燃机电厂投运，取得良好的效果，展示了它具有90年代世界先进水平。
据统计：目前我国内地有燃气轮机电厂80余座，机组140台(套)，装机容量达7200MW。广东、海南地区现有燃机共46台，总装机容量3000MW，其中深圳市装机20台，容量达1300MW。上海、江苏、浙江、福建等沿海地区共装机30台，容量达2030MW，武汉、重庆、成都、合肥等地装机9台，容量为480MW，其余是大庆、胜利、中原和新疆地区油田和石化工厂其装机65台(套)总装机容量约1000MW。
现将我国燃机装置情况归述如下：
1.燃机联合循环装置装机容量达5500MW，占燃气轮机和电厂总装机容量的80%，其发电效率达45%以上。
2.重型燃机111台总容量4559.748MW，其中国产燃机仅10台，容量330MW。
3.轻型燃机进口航机改型31台总容量928.95MW。
4.国产航机改型机74台，装机容量159.30MW。
5.其他进口机械驱动机组10台容量132.526MW。
6.设计为燃气--蒸汽联合循环热电厂共10座，而目前实际供热的热电厂仅为8座，这些热电厂都是在油田或属自备电厂。
7.燃用天然气的热电厂仅大庆地区4座和克拉玛依热电厂、美亚湛江炼油厂自备电厂。其余燃机均燃用轻油、重油。
我国现在较先进的燃气轮机和联合循合循环机组的性能水平，如下表：
我国燃气--蒸汽联合循环电站的建设和发展，具有其历史背景，它是在实行改革开放政策后，随着经济形势迅速发展，电力需求高速增长，而电力供应困难，特别沿海经济发达地区，电力抑制了国民经济的发展，一些地方为了及时、有效地解决当地电力供应的严重紧缺，而建设了一批燃气机组。当时的的确确在不同程度上解决了一些地方的电力供应问题，其历史功绩应该是肯定的。鉴于此这些机组具有以下特点。
1.机组属地方企业，没有列入各省市电力部门的统一规划，更没有列入国家电力部的建设规划。而是响应中央号召全民办电，建设资金主要是地方自筹，并利用部分外资。
2.初期机组电力仅为解决当地电力供应，又受财力限制，因此可建机组单机容量都较小，不超过50MW，最大的联合循环总容量也只有100MW。
3.燃料多为轻柴油，并依赖进口。由于当时我国燃料政策是限制用石油和天然气发电。所以除油、气田和炼油厂的自备电厂外，其他燃机电厂，大都是利用了国家对外合资企业的优惠政策，免(进口)税从国
外进口轻油。
4.上网电价普遍居高。
由于使用进口设备与燃料和为早日收回投资并从发电投入中积累电力发展基金的考虑，因此，其发电成本一般均高达0.4元/度以上，上网电价自然上扬达0.6～0.8元/度。
从97年以来，全国电力市场发生较大变化，使现役燃机的发电量大幅减少，按电力调度要求，燃机厂作为调峰运行，一天运行12～14小时不等，年运行小时数仅为2300～3000小时。同时从今年开始国家不准各厂从国际市场采购燃料，而统一由“中石化”代进口原油加工后供应，这样实际到厂油价较前上涨400元/吨，深圳市一般到厂油价为2000～2100/吨，一般燃机油耗为200～210克/度，因此每度电的燃料成本一项就达0.4元/度，现深圳市统一上网电价0.78元/度，各厂都反映无利润，生产进入困难。
电力进入市场，实行同网同价，各电厂竞价上网，无疑将使燃机电厂难以生存和发展。据深圳市测算；深圳市现标准煤价400元/吨，重油价1400元/吨，轻油价2100元/吨，妈湾电厂(200MW机组)燃料成本为0.1376元/度，南山燃机电厂(燃用重油)燃料成本为0.322元/度，福田热电厂(燃用轻油)燃料成本为0.41元/度。妈湾电厂上网电价为0.54元/度。福田热电厂上网电价0.78元/度(含增值税)。
新疆石油管理局克拉玛依电厂，新装两套PG6531-B型燃机，配2×65t/h余热炉和一台北重N25打孔抽汽供热机组。可抽气15t/h供采暖15～104m2。燃料为本油田生产的干气，热值为5800Kcal/m3，天气然气价为.58元/m3。该厂计算燃料成本占发电成本的65～70%，故单循环时：燃料成本0.165元/kW·h，发电成本0.25元/kW·h，联合循环时：燃料成本0.122元/kW·h，发电成本0.2元/kW·h，石油管理局定电价为0.35元/kW·h，而电力系统玛纳斯电厂(燃煤机组)电价为0.29元/kW·h。
常州赛特热电厂为中外合资企业。安装1台PG6541型燃机，配1台62.5t/h余热锅炉和1台10MW抽凝机组。抽气量为35t/h向常州市工业园区供生产和生活用汽。为保证供汽的可靠性，又建2台25t/h燃油锅炉。该厂燃用轻柴油，近期将投产。但面临的问题是上网电量的电价，不能按建设初期与当地地方政府签约时承诺的条件实施。这将使该厂投产后难以生存与发展。因此对此类热电联产机组，必须制定优惠扶持政策。首先发电量不应受限制，按“以热定电”运行生产，在保证对外供热量和机组安全运行的条件下，参加电力系统的调峰，由于燃料成本和设备折旧费高于一般燃煤机组，因此其电价应是高于燃煤机组电价。其他还应有减免税收和免交上网配套费等政策。促使其有一定的回报，以稳定生产，并为其滚动发展创造条件。
综上：目前燃机电厂生产中的主要问题是：
1.燃料供应渠道统得过死，油价高，与国际市场相差400-600元/吨。使燃机燃料成本占发电成本64%以上，企业难以承受。
2.年发电量配额过低，机组运行小时仅为1700～3000时，使电价无法降低，机组寿命缩短(启动一次折短寿命18小时)，由于不能连续运行给对外供热造成很大困难。
3.考虑到燃机电厂对环保的贡献，电价不能与燃煤电机组相同，应按质定价。
4.一些燃机厂担心机组单机容量小，国家是否将其定位为“小火电”范围，要令其“关停”，因此缺乏对其进一步进行技改信心。故应明确燃机不仅可带调峰负荷，而且还可以是带基荷运行的机组。
5.目前燃机易损件，基本上依赖进口，国内无法供应解决，因此检修费用高。而且将来会更高，因原生产厂已不再生产这些品牌机组了。
