重型燃气轮机发展情况概述Word格式文档下载.docx

1、世界新增的发电容量中有35%左右是由燃气轮机联合循环机组提供的。多数专家估计，在未来20年，亚洲将越来越依靠天然气发电，到2020年天然气发电的比例将占15，发展燃气轮机技术对于提高天然气等清洁燃料的应用比例、优化能源结构具有重要作用。燃气轮机的用途广泛，在电力领域和其他工业领域都有重要应用。除用于基本负荷发电外，燃气轮机启停方便、功率较大，还可用于备用电站、热电联产、尖峰负荷发电等，是电网调峰、提供清洁可靠、高质量发电及热电联供的最佳方式。燃气轮机除可利用天然气、液化石油气等高热值燃料外，还可以利用高炉煤气、整体煤气化联合循环（IGCC）合成气、焦炉煤气等中低热值燃料，对调节能源结构起到促进

2、作用。如20世纪90年代后，美国、西欧就相继建成了数座2030万千瓦的大型IGCC示范电站，并投入商业化运行，许多国家都加快了IGCC等洁净煤发电技术的发展步伐。除发电外，燃气轮机还广泛用于驱动压缩机和泵等机械的动力源。目前，天然气长输管线压缩机和大型输油管线增压泵的驱动只能采用燃气轮机或电动机，如我国“西气东输”工程加气站用的燃气轮机基本由英国“罗罗”公司和GE公司中标，其产品价格昂贵且不转让技术；化工工业以及舰船、机车驱动等也都广泛用到燃气轮机。此外，分布式发电系统采用的微型燃气轮机是一类新型发动机，近年来，随着全球范围内的能源与动力需求结构以及环境保护等要求的变化，微型燃气轮机得到了电力

3、和动力等有关部门的高度关注。国外有专家预测微型燃气轮机在未来的电力工业中的地位犹如微机（PC）在计算机工业中的地位。小型备用电源、机动电源或辅助电源、分布式电源均需要微型燃气轮机。国内从20世纪50年代起就研制过小型燃气轮机，已经具备了发展的技术基础，差距主要在系统设计和关键部件及其优化配置方面。2.发展燃气轮机是保障电网安全稳定的需要为适应国内核电、风电、太阳能发电快速发展和电网稳定的需要，急需发展调峰机组。水电和气电具有良好的调峰性能，但大力发展水电也面临移民、环保等一系列问题，抽水蓄能电站也受地理条件约束。发达国家为保障电网安全运行，一般配备15%20%燃气轮机调峰机组。美国和西欧新增加

4、的发电机组中，重型燃气轮机已占60%以上。3.我国资源可以满足燃气轮机发展所需作为发电用燃气轮机目前最大的限制是燃料来源问题。迄今为止，我国油气资源评估天然气资源量达47万亿m3，可采储量预测可达14万亿m3，目前，国内天然气处于早期勘探阶段，探明储量仍将大幅度增长。境外油气资源开发也取得重大进展。煤层气发展潜力巨大,中国陆上埋深3002000米的煤层气资源量为36万亿m3，居世界第三，可采资源总量约10万亿m3。全国大于5000亿m3的含煤层气盆地（群）共有14个，资源主要分布在华北和西北地区。每年随煤炭开采而排空的煤层气130亿m3以上。2010年，全国煤层气（煤矿瓦斯）产量达100亿m3

5、，其中，地面抽采煤层气50亿m3，井下抽采瓦斯50亿m3。未来1015年，LNG供应来源将增加。我国第一个进口液化天然气（LNG）试点项目广东LNG接收站（一期工程建设规模为370万吨/年）已经建成，标志国内LNG项目顺利启动。国家计划在广东、福建、浙江、上海、山东、江苏、河北和辽宁建设LNG项目。我国还在煤炭富集地区适度开展了煤制天然气示范，已批准三个示范工程，预计在“十二五”末可形成年产300400亿m3的产业规模。每套E级燃气轮机消耗天然气约3万m3/小时，每台F级机组消耗天然气约7万m3/小时，按年运行3500小时计算，目前已有装机年消耗200亿m3左右。预计2020年天然气消费将达到

6、2500亿m3，反过来推算，如果（830亿m3）用于发电，则可建设燃气发电机组1.2亿千瓦。二、燃气轮机特点及四大生产商的技术特点对比燃气轮机循环的固有特点是：功率密度较高、效率较高、排放水平较其他竞争机型低。燃气轮机性能受燃烧温度的影响，而燃烧温度与单位出力成正比，与每千瓦出力的燃料消耗成反比。也就是说，提高燃烧温度就能提高效率（降低每千瓦出力的燃料消耗），同时提高单位出力（提高通过机组每公斤空气的出力）。因此衡量燃气轮机的主要参数是燃烧初温和压缩比，这两个参数将主要决定燃气轮机的简单循环以及联合循环的效率。随着燃气轮机技术不断升级，现有的燃气轮机主要可以分为4个级别，其参数特点见下表。从表

7、1可以看出，随着技术的发展，燃气轮机的燃烧初温和压缩比逐渐提高，燃气轮机效率也随之提高。同时值得注意的是，材料工艺和蒸汽循环的工艺也在不断改进。F级到G级的改变主要依靠可靠的新合金材料，而G级到H级的转变则主要改变了蒸汽的循环工艺流程。H级的燃气轮机是抽出蒸汽来降低燃烧温度，而不是抽出高压空气，这样降低了压气机的抽气损失，并可减小因叶片冷却而导致的燃气温度下降。为了能合理地设计燃气轮机电站或IGCC系统，我们有必要了解目前世界上正在被广泛使用的燃气轮机的型号、性能，结构特点以及业绩，以便根据我国的用能需要、运行方式、燃料种类及上网电价等实现条件进行合理选择。国际实力雄厚的燃气轮机系统供应商有：

8、通用电气（GE）、西门子（Siemens）、阿尔斯通（Alstom）以及三菱（Mitsubishi）公司。主要运行的燃气轮机为E级和F级，参数对比见表2。 在共同的级别下，各大厂商设计制造的燃气轮机采用了一些已经被实践证明的公认的先进技术，如整体式单轴设计，冷端输出，双轴支撑等。除此之外，还采用了一些专有技术，这是与各家的研究机构采用的优化模型和模拟算法相关联的。具体比较见表3。三、我国重型燃气轮机产业自主化工作（一）简要历史回顾我国重型燃气轮机制造业始于20世纪50年代，20世纪80年代，南京汽轮机厂与美国GE公司合作生产MS600lB型燃气轮机，功率为40MW，热效率为31.8%，由GE公

9、司提供压气机转子、涡轮转子、火焰筒和电调系统，其余部件国内生产，国产化率达60%70%。科研方面，上海发电设备成套设计研究所、西安热工研究院、703所、中科院工程热物理研究所、以及相关的汽轮机厂和大专院校都有试验设备和研究人员。轻型燃气轮机工业主要集中在航空工业。为打破国外的技术垄断和封锁，2000年开始，通过“打捆招标模式”，实现“以市场换技术”，采取中外合资、合作或引进技术消化吸收的方式，掌握F级和E级两个级别机型的产品制造技术。（二）总体思路1.发展目标：立足建设燃气轮机的制造产业链；重型燃气轮机和多用途轻型燃气轮机并举；充分利用我国市场优势引进国外成熟的先进制造技术，逐步实现燃气轮机制

10、造的国产化并形成一定的生产能力，最终创建自主知识产权的燃气轮机产品。2.指导思想：必须按专业化分工的原则，坚持军民结合、产、学、研、用结合，以产业发展为导向，以示范工程为依托，以“市场换技术”为手段，以消化、吸收引进技术为契机，实现关键技术的跟踪学习，大幅度缩短与国际先进水平的差距。3.引进技术内容及实施计划。引进重型燃气轮机总装技术，引进四大核心部件（压气机及叶片、燃烧室和喷嘴、透平转子及叶片、控制系统）的加工制造技术，高温热部件制造实现本地化。考虑到外方对核心制造技术完全转让的难度和实施消化吸收的可能性，技术引进消化工作分阶段进行。第一台燃气轮机由国外厂家制造，中方企业参与工作，并对中方企

11、业人员实施培训；第二台开始在中方中标企业进行整机装配生产，并力争有一定的国产化率（10%左右）；随后逐台提高国产化率。引进技术实现“三同时”的原则，技术引进和设备招标要实行“同时谈判、同时签约、同时生效”的原则。（三）发展计划分成三个阶段第一阶段目标（已经实现）：完成F级、E级重型燃气轮机制造技术的消化，包括转子制造技术，实现国产化率70%的目标。第二阶段目标（已部分实现）：完成F级单轴机组系统集成技术及联合循环设备中技术的消化，具备自主成套350MW以上联合循环设备的能力。形成年产400万千瓦联合循环机组生产能力，其中含10套F型共250万千瓦燃气轮机的生产能力，并建立一定的实验设备，实现国

12、产化率90%的目标。第三阶段目标：扩大低热值燃气轮机的燃料适应范围：低限热值降到1100大卡/Nm3左右；实现中热值燃料应用。开始高压比压气机、燃烧技术、冷却技术等燃气轮机基础部件及基础技术的研究，为掌握燃气轮机设计技术做准备。（四）科学组织保障做好国产化技术方案论证，把工作做细。组织行业协会、制造企业、科研设计单位和用户共同研究，集中体现了各方的消化吸收引进技术要求；提出明确的国产化的目标，制订了周密的实施计划，并且进行了了合理分工，做到计划落实。实施过程做到有督促有检查，积极帮助企业协调研制过程中存在的问题。（五）招标采购工作在招标采购方式上采取循序渐进的办法，第一批项目采取由外方为主组成

13、中外联合体方式参与投标，第二批项目采取以中方为主组成中外联合体方式参与投标，第三批项目采取中方独立投标、外方分包并提供性能保证方式参与投标。实现了以外方为主向中方为主转变。目前，已组织实施三批“打捆招标”项目共57台重型燃气轮机设备采购工作，2005年6月27日，张家港首台实现商业运行。哈电与GE组成联合体或独立承担了28套（其中3套未生效、2套F级热电联供机组）合同、东电与三菱组成联合体或独立承接17套（2套未生效、2套E级热电联供机组）合同、上电与西门子组成联合体或独立承接15套合同，南京汽轮电机有限公司与GE组成联合体或独立承接承担了5套（其中1套热电联供）E级燃气轮机合同。具体项目如下

14、：第一批项目（23套8050MW）。三菱与东方联合体：北京三热（1350MW）、深圳前湾（3350MW）、深圳东部（2350MW）、广东惠州（3350MW）；GE与哈电联合体：上海漕泾（2350MW）、江苏张家港（2350MW）、江苏戚墅堰（2350MW）、江苏望亭（2350MW）、浙江半山（3350MW）、甘肃兰州（2350MW，项目未生效）。第二批项目（22套7060MW）。哈电与GE联合体：浙江镇海（2350MW）、广东珠江（2350MW）、江苏金陵（3350MW，调整为2台）；上电与西门子联合体：浙江萧山（2350MW）、河南郑州（2350MW）、河南中原（2350MW）、上海石洞口（3东电与三菱联合体：四川江油（2350MW，未生效）；南汽与GE联合体：深圳美视（2180MW，生效1台）、青海