一、发展小型燃气轮机热电联产

       西气东输工程正在进入紧锣密鼓的实施阶段，预计2003年全线贯通。用气市场的及时落实和用气方向的合理安排，将成为工程能否成功的关键。在长江沿线地区建造大型燃气轮机发电厂/调峰电厂，将可能与2003年投入运行的长江工程争夺市场，是有待研究的问题。西气东输的目的是什么？应该定位于“改善环境，提高资源（燃料、水、土地和资金）的利用效率，增强东部地区的国际竞争能力”。因此，合理利用是成败的关键。
   尽管长江三角洲地区以及全国大部分地区今夏出现了严重的电力供应紧张的问题，但是导致问题的原因主要是电空调的无续发展，电力空调已经成为电网中的癌症，它的起伏无常，直接妨碍了电网的安全运行，利用时间短，占用容量大，严重影响着电力系统的经济效益。而发展热电冷联产技术，是解决这一问题的最佳方案。
       根据全世界的经验，发展热电联产，特别是小型热电冷联产，是合理利用天然气资源最佳途径和最有效的手段。不仅可以提高能源利用效率，有效改善环境，还能提高天然气的储菜比，降低开采、输送成本，从全系统降低天然气的利用成本，从而达到降低气价，提高用户的市场竞争能力。
       小型热电厂通常地处城市之中，是城市和企业基础设施的重要组成部分，对低面大气环境的影响最大，与用户的距离也最近，他的改造对当地人民群众的影响最为直接，也最容易得到人民群众的接受和支持。从煤炭改造为天然气，燃料成本必然要增加，能源代价必然会提高。通过小型燃气轮机热电联产，提高能源利用效率，减少能源输送环节的损失和浪费，是弥补因能源结构调整导致成本增加的最好方式。通过环境的治理和城市设施的完善，改善人民的生活环境，争取群众和企业的理解和参与，合理分担部分涨价因素，是解决天然气市场和成本关系的合理途径。
   在西气东输沿途各省市，拥有大量的燃煤热电厂，根据1999年统计，约738座热电厂，除个别属于电力系统外，多数属于地方和企业，其中绝大多数的单机容量不超过12MW，几乎全部是以煤为燃料。如何在不增加发电容量，以较小的资金代价，实现燃煤热电厂燃气化改造，达到电价、热价无须进行较大调整的目标。

西气东输沿途各省市热电厂分布量（单位：座热电厂）（表一）

   实现上述目标，应积极制定鼓励燃煤热电厂进行燃气化改造的优惠政策，发展小型化的燃气轮机热电联产或热电冷联产，将其作为西气东输的主要市场定位。

二、小型热电联产的优势
   小型燃气轮机热电联产是全世界能源发展的趋势，为了进一步说明其优越性，特将美国索拉公司生产的小型燃气轮机的性能经济比较作为例证。
   美国索拉透平公司生产的小型燃气轮机是目前国际上天然气资源高效综合利用的先进设备，为各国广泛应用，目前我国已引进了近70余台，并有多台正在安装建设之中。其设备容量和供热能力与我国最广泛使用的蒸汽轮机热电机组的规格十分接近，因而可在不改变外部系统、不增加发电容量和不间断供热、发电的前提下，以较短的时间、较低的投资和较合理的电、热成本实现对热电厂以气代煤的改造，为西气东输工程的市场落实和天然气合理利用提供了技术支持。

索拉设备出力(表二)

注：蒸汽压力10kg，饱和

   索拉燃气轮机机组容量较小，采用前置循环热电联产工艺方案，由燃气轮机的余热直接推动供热余热锅炉运行，可降低工程投资，提高热效率。在余热锅炉中还可安装补燃装置，提高供热的灵活性，能够更好地适应市场变化的需要。以一24MW级燃煤热电厂燃气轮机改造为例：

前置循环热电联产工艺示意图 （图一）

1、两套大力神130燃气轮机可在满足50吨工业蒸汽负荷的同时，在冬夏两季解决80-100万平方米的建筑提供集中采暖和制冷，基本可以满足一县城的需要；

2、相当削减40-50MW 的电空调调峰负荷，优化电网的用电结构，降低峰谷调节压力，同时减少电空调带来的臭氧层破坏；

3、两套12.5MW的大力神130的总投资约1550万美元，折合1.2亿人民币，仅为一个同等燃煤热电厂投资的50%；

4、采用了模块化组合设计，无须厂房，占地不足1万平方米，为燃煤热电厂的1/10-1/30，充分节约了土地资源，也为热电厂选址和布置提供了更多的选择，必要时热电厂可以安置在驳船上，以及建筑物的地下室或屋顶；

5、燃气轮机本身发电基本不需要用水，所需用水全部是用于供热，节水性能极好；

6、自动化程度高，运行人员不到同规模燃煤热电厂的1/10-1/20。设备采用了全部计算机控制，对于运行人员要求较低，基本是“傻瓜机”；

7、燃气轮机设备大修周期4万小时，维修频率为燃煤热电厂的1/5，使设备可用率和利用率大大提高；

8、燃气轮机的环境效益极佳，基本没有二氧化硫、一氧化碳和粉尘的污染，氮氧化物为25-65ppm，为燃煤设施的1/10-1/20。二氧化碳排放为燃煤热电厂的60%，为燃煤火电厂的40%；

9、设备安全可靠，可采用天然气/柴油双燃料系统，油气自动切换，在天然气供应中断时，确保供热、供电；

10、建设周期短，通常建设一个燃煤热电厂的建设周期为18-24个月，燃气轮机热电厂为10-14个月，而且燃气轮机可在6个月左右就可先期并网发电，边生产边建设，减少建设其的负担，降低工程总造价；

11、索拉燃气轮机可以采用同轴联合循环，即燃气轮机和蒸汽轮机共同推动一个发电机，在蒸汽轮机与发电机结合部有一个离合器，在以采暖为主要任务的热电厂项目上，当市场不需要热，或仅需要热水的季节，余热锅炉的蒸汽用于与燃气轮机共同驱动发电机，发电效率可达到43%以上，可在非采暖期担任调峰任务，并可利用背压的余热生产生活用热水，热电效率依然可以达到70%以上。两台66吨补燃余热锅炉可以满足150-180万平方米建筑面积的采暖需求；

同轴联合循环热电联产工艺示意图（图二）

  1、热电总效率高达80%，并将30%以上的能量转变为高价值的电能，经济性显著，见表三、四、五、六。

天然气与平均电价的关系(热价35元/GJ) (表三)

设备利用6500小时/年

天然气与热价的关系(电价0.43元/kWh) (表四)

设备利用6500小时/年

天然气热值计算法热价 (表五)

天然气低位发热值35169kJ/ M³

热价与电价的关系(天然气1.4元/ M³) (表六)

设备利用6500小时/年

从上述四个表格中可以看到，在电价高于0.43元/kWh 时，其供热价格低于天然气自身的价格，如果考虑天然气在转换中的损耗，效益大大好于直接燃烧天然气。也就是说，在天然气价格为1.4元/M³ 时，折合40元/GJ，天然气锅炉热转换效率为90%，每GJ热的天然气燃料成本44元，若能够按此价格售热，热电厂上网平均电价仅为0.3375元/kWh，低于全国多数地区的火电厂上网电价，其竞争优势显而易见。

从表七可以看出，发展热电联产所提供的主要能源是蒸汽，对与热用户来说，蒸汽在各种能源产品中的热代价最低，使用最为便捷，能源转换系统的投资最节约，经济效益必然最好。

长江三角洲地区燃料热值/热价/热代价关系比照表（表七）

  三、24MW级燃气轮机热电厂技术经济分析 （详情见附件）
一、投资：
1、  设备投资：    
(1) 燃气轮机部分：每台约450万美元，折合3,740 万元人民币两台大力神130燃气轮机人民币总投资为：7,480万元；
(2) 其它电站设备：每套燃气压缩机，燃气过滤器，锅炉，三通阀，MCC，开关柜，中性接地电阻，电缆）：约160 万美元 ，折合1,330万元人民币。两套设备人民币总投资为：2,660万元；
2、安装和运输：每套设备约100万美元，折合830万元人民币。 两套设备人民币总运费为：1,660万元；
3、其他费用：两套设施的前期、设计、咨询、融资、工程建设安装、调试、 建设期利息等，及不可见费用：约1,079万元人民币；
4、合计：1,550万美元，折合12,865万人民币。
二、财务成本：
1、融资：融资比率：70%，融资利率：6.5%年息，偿还期限：10年， 宽限期：1年；
2、股本金：股本金比率：30%，股本金内部收益率：14%（折合回报率16%），
3、财务回收周期：20年，不含建设期，建设期12个月；
4、折旧：折旧周期：15年，折旧率：90%
三、燃料成本：          
1、天然气:价格：1.4元/M³ ，低位发热值：34,880kJ/ M³ ；
2、耗气量:补燃率50%,年耗气67,262,757 M³ ；
3、燃料总成本:人民币约 9,417万元；
四、热电厂基本参数：
1、功况条件:ISO功况：环境温度15℃，海平面，相对湿度60%；
2、总装机容量:27MW；
3、总热效率:82%；
4、总热电比:227.6%；
5、厂用电和设备衰减率: 7%（发电量）；
6、年发电量: 16321.5万kWh；
7、年供热量：596,700吨（蒸汽）；
五、运行管理成本：  
1、维护检修成本（含大修）：每年人民币741万元，0.0454元/kWh；
2、人工及管理成本；  每年人民币231.7万元，0.0142元/kWh；
3、基本运行管理成本：    每年人民币972.7万元,0.0596元/kWh；
六、电价、热价及总收入：
1、预期电价：还本付息电价：0.39元/kWh，20年平均电价 0.358元/kWh；
2、预期发电总收入：63,590,910元；
3、预期热价：42元/GJ，120元/吨蒸汽；
4、预期供热总收入：60,397,974元；
5、热电厂总收入：1.24亿元人民币。