论燃气轮机发电站的发电成本问题

Study on the Cost of Electricity of Gas Turbine Power Plant

焦树建 Jiao Shujian (清华大学)

（Qinghua Universite）

[摘要] 用等额支付折算法和年限平均法分别来估算燃气轮机及其联合循环的发电成本，并预估各种主要因素对发电成本的影响关系。在此基础上进一步讨论经济性的影响。

[关键词] 燃气轮机 发电成本 测算

Abstract:In this paper ,Cost of Electricity(COE) of gas turbine power plant was estimated separately by two methods , Conversion method of egua

method of life limitation, and some important factors affecting on COE were valued , then,effect of variation in fuels used in gas turbindetail.

Key Words: Gas Turbine Cost of Electricity Estimation 0 前言

一般来说，发电站的经济评价方法已经是非常完备和成熟了，就其评价的实质而言，就是为了估算出发电成本和上网电价这两个经济指标而已。通常

之间的差额可以在财务评价中，用来进行盈利能力分析和清偿能力分析，即计算财务内部收益率、投资回收期。借款偿还期、投资利润率、投资利税率和净

当发电成本己定时，为了满足内部收益率、投资回收期、借款偿还期等这些评价指标的要求，必然对应地有一个最低的上网电价。因而在电站的经济评价中

所在。

本文就燃气轮机发电站的经济评价中发电成本的估算，各种因素的影响程度，特别是在燃用不同燃料时发电成本的变化进行了探讨，它将有助于人们弄清降低发电成本的主要方向。

1 估算燃气轮机发电站发电成本的简化方法[1]

就发电站而言，发电成本是由以下三部分组成的，即：（1）总投资费用的折旧成本（COD）；（2）燃料成本（COF）；（3）运行维护成本（COM）。

1．1如文献[1]所述，目前有两种计算总投资费用折旧成本的方法，它们是：（1）国外广泛采用的等额支付折算法；（2）我国普遍采用的年限平均折算法。 按等额支付折算法计算的折旧成本可写为：

COD1=TCR×¢ / P×τ （1-S）= SIC ×¢ / τ （1-S）（元/MWh） <1> 式中TCR——电站总投资费用的动态现值，其中包括建设期内的贷款利息和价差预备费等，元； P——电站的净功率，MW；

τ——发电设备的年运行利用小时数，h；

s——发电机终端到售电结算点之间的线损率，一般取3％～7％，倘若售电结算点以电站的围墙为界，则S≈0％～0．5％ ； SIC=TCR/P——相对于电站净功率折算的动态比投资费用，元／MW； ¢=i / 1-(1+i)¯ª ——资金回收系数

式中 i——贴现率，国外一般取i=10％，我国以往取作12％；

a——电站的经济使用寿命，也就是电站的折旧年限，国外一般取a＝25～30年，我国取20～30年。 按年限平均折算法计算的折旧成本可写为：

COD2=TCR / P ×τ × （1-S）×a=SIC / τ ×a×（1-S） （元/MWh） <2> 显然，COD1＝COD2×a×¢ <3>

即：国外按等额支付折算法计得的折旧成本COD1要比我国按年限平均折算法计得的折旧成本COD2大a×¢倍。

由式<1>和<2>可知：为了降低发电成本中的折旧成本，应力求减少电站的动态比投资费用SIC和线损率S，同时应尽量增长发电设备的年利用时数τ 由于式<1>和<2>中没有考虑电站设备折旧后的残值，因而计算获得的折旧成本会略高一些。 1．2燃料成本可以按下式计之：

COF=3.6×CF(1)/（1-S） （元/MWh）<4>

N

ē

或

COF=3600×CF(2)/（1-S）×Qªd （元/MWh）<5>

N

ē

式中CF(1)——以元／GJ单位表示的燃料价格； CF(2)——以元／t单位表示的燃料价格。 显然，

CF(1)=CF(2)×10³/Qªd 式中

Qªd——燃料的低位发热量， KJ／kg ——机组每年的平均净效率

N

（元/GJ）<6>

ē

由此可见，为了降低发电成本中的燃料成本，应力求降低燃料的价格，即尽可能选用劣质燃料，如渣油、重油和高炉煤气等，同时应提高机组的净效率，即1．3运行维护成本(COM)

运行维护成本与每年内电站所耗的水费、材料费、职工工资与福利基金，大修基金、流动资金的贷款利息和其他费用等有关。但据统计，这项成本国外，当折旧成本按等额支付折算法计算时， COM1≈（9％～12％）COE1 元／MWh <7>

但在我国当折旧成本按年限平均折算法计算时，由于COD2和COE2的减小,COM2在COE2中所占的份额将略有增大，即 COM2＝（11.47％～15．36％） COE2

元／MWh

<8>

1．4计算燃气轮机及其联合循环电站发电成本的简化公式： COE=COD+COF+COM <9> 即：（1）按等额支付折算法计算折旧成本时

COE1 =（1．099～1.136)[SIC×¢/τ × （1-S） + 3.6 ×CF(1)/（1-S）]元／MWh<10>

N

ē

或

COE1 ＝（1．099～1.136)[SIC×¢/τ × （1-S） + 3.6 ×CF(1)/（1-S）Qªd]

N

ē

元／MWh<11>

（2）按年限平均折算法计算折旧成本时

COE2=(1.130～1.182)[SIC/τ ×a × （1-S） + 3.6 ×CF(1)/（1-S）]元／MWh

N

ē

<12> 或

COE2=(1.130～1.182)[SIC/τ ×a × （1-S） + 3600 ×CF(2)/（1-S）Qªd] 元／MWh<13>

N

ē

1．5发电成本敏感性分析

当我们对以上诸式作偏微分处理后，就可以对影响电站发电成本的主要因素进行敏感性分析，由此可得：

ρCOE1=d COE1/COE1=(1.099

～1.136)×SIC×¢(ρSIC+ρ¢-ρτ)/τ(1-S)×COE1-3.6×(1.099

N

N

N

～1.136)CF(1)ρē/ē(1-S)×COE1+3.6(1.099～1.136)×CF(1)ρCF(1)/ē(1-S)×COE1

-S{(1.099～1.136)×SIC×¢/τ+3.6×[(1.099～1.136) ×CF(1)]/ē }ρS/(1-S)²×COE1

N

=ASIC1

ρSIC+

A¢ρ¢+Aτ1ρτ+A

ēN1ρēN+

A

CF(1)1ρCF(1)+

A

S1ρS <14>

d¢={1/1-(1+i)¯ª -ia/[1-(1+i)¯ª]²(1+i)(1+i)ª}di-

iln(1+i)da/[1-(1+i)¯ª]²(1+i)ª 而

ρCOE2=d COE2/COE2=(1.130

～1.182)×SIC(ρSIC-ρa-ρτ)/a×τ(1-S)×COE2-3.6 ×(1.130

N

N

N

～1.182)CF(1)ρē/ē(1-S)×COE2+3.6(1.130～1.182)×CF(1)ρCF(1)/ē(1-S) ×COE2

-S{(1.130～1.182)×SIC/a×τ+3.6×[(1.130～1.182)×CF(1)]/ē }ρS/(1-S)² ×COE2

N

=ASIC2

ρSIC+

Aaρa+Aτ2ρτ+A

ēN2ρēN+

A

CF(1)2ρCF(1)+

A

S2ρS <16>

对于按年限平均折算法计算的发电成本COE2而言，从式〈15〉中可以看出： （1）SIC、a和τ的相对变化SIC、

ρ

ρa、ρ

τ对发电成本COE2相对变化、对COE2相对变化

ρCOE2

ρCOE2

的影响程度是等量的，但

ρa

和τ的影响方向刚好与SIC的影响方向相

ρρ

（2）燃料价格和平均净效率的相对变化

ρCF(1)、ρēN

的影响程度也是彼此等量的，当然，两者的影响方向则彼此相反。

N2

（3）在采用比投资费用比较低的燃气轮机及其联合循环的电站中，由于按年限平均折旧法计算时ACF(1)2＝Aē］ ＞ [ ASIC2＝Aa＝Aτ2] 即

3.6×CF（1）/ē(1-S)×COE2 ＞SIC/a×τ(1-S)×COE2

N

N

因而燃料价格CF（1）与平均净效率ē对发电成本COE2的影响将大于电站比投资费用SIC、年利用时数τ以及电站折旧年限a对发电成本的影响。只式<17>后，影响的方向才得以反过来。

SICL2 >=3.6×a ×τ×CF(1)/ē 元／MW <17>

N

对于折旧成本按等额支付折算法计算的国外电站来说，其转戾点则为

SICL1 >=3.6×τ×CF(1)/ē×¢ 元／MW <18>

N

显然

SICL2＝a×¢ ×SICL1 <19>

鉴于a ×¢＞1，因而SICL2 ＞SICL1。由此可见：在我国的燃气轮机及其联合循环电站中，影响发电成本的主要因素一般总是燃料价格和电站的年平均

蒸汽联合循环电站来说，由于这种机组的比投资费用比较高（一般情况下SIC=1000美元／kW左右），而高炉煤气的价格相对地较低廉，因而在这种特定情况SIC、a和τ。

应该指出，上面所谓的机组年运行利用时数了是按该电站的年发电总兆瓦·时（MWh）数，相对于机组的额定净功率所折算得到的年运行利用小时数略低一些的年平均值，它与机组在一年内所处的负荷工况水平有关。 2计算实例

当我们具备了以上关系式后，就可以对燃气轮机及其联合循环电站的发电成本问题作具体的分析。 2．1烧天然气的燃气-蒸汽联合循环电站的发电成本

计算中选择一台S-109FA联合循环机组作为研究对象。根据文献[2]得知：其基本设备的比投资费为356美元／kW。假如考虑到建厂的其他费用，可以

kW和600美元／kW（即：4 250元／kW、4 675元／kW和5100元／kW）进行计算。机组的年利用时数τ分别取为6000h、5000h、4000 h。天然气的价格则分

／m³或2．4美元／GJ）、28无／GJ（相当于1．0元／m³）35．7元／GJ（相当于1．275元／m³或4．2美元／GJ）、39．2元／GJ（相当于1．4元／m³）

51元／GJ（相当于6美元／GJ）。其中20．4元／GJ价格就是国外目前管道天然气的价格。35．7元／GJ则是国外目前液化天然气的价格。51元／GJ是我

据则是我国管道天然气可能销售的价格，它们将因地区而异。计算中根据国外的经验取运行维护成本为4．2美元／MWh（即35．7元／MWh）。通常，COM=3假定：a＝25年ē＝52％ S=0．03 i＝10%，即¢＝0．110 17。计算结果如表1所示。

N

表1 COD1、COD2、COF以及COM计算值

SIC=4250元/Kw SIC=4675元/Kw COD1元/kWh 6000 τ小时 5000 4000 20.4 28.0 CF(1)元/GJ 35.7 39.2 44.8 51.0 COM元/kWh

0.0805 0.0965 0.1207 COF元/kWh 0.1456 0.1998 0.2548 0.2798 0.3197 0.3640 0.0357 COD2元/kWh 0.0292 0.0350 0.0438 COD1元/kWh 0.0885 0.1062 0.1327 COF元/kWh 0.1456 0.1998 0.2548 0.2798 0.3197 0.3640 0.0357 COD2元/kWh 0.0321 0.0385 0.0482 COD1元/k0.09640.11570.1446 由两种方法计得的联合循环电站的发电成本COE1和COE2如表2所示。

SIC=4250元/Kw COE1元/kWh COE2元/kWh SIC=4675元/Kw COE1元/kWh COE2元/kWh SIC=5100元/Kw COE1元/kWh COE2元/kWh CF(1)元0.2618 /GJ*20.4 28.0 τ**35.7 =6000h 39.2 44.8 51.0 0.3160 0.3710 0.3960 0.4359 0.4802 0.2105 0.2647 0.3197 0.3447 0.3846 0.4289 0.2163 0.2705 0.3255 0.3505 0.3904 0.4347 0.2251 0.2793 0.3343 0.3593 0.3992 0.4435 0.2698 0.3240 0.3790 0.4040 0.4439 0.4882 0.2875 0.3417 0.3967 0.4217 0.4616 0.5059 0.3140 0.3682 0.4232 0.4482 0.4881 0.5324 0.2134 0.2676 0.3226 0.3476 0.3875 0.4318 0.2198 0.2740 0.3290 0.3540 0.3939 0.4382 0.2295 0.2837 0.3387 0.3637 0.4036 0.4479 0.2727 0.3319 0.3869 0.4119 0.4518 0.4961 0.2970 0.3512 0.4062 0.4312 0.4711 0.5154 0.3259 0.3801 0.4351 0.4601 0.5000 0.5443 0.2164 0.2706 0.3256 0.3506 0.3905 0.4348 0.2234 0.2776 0.3326 0.3576 0.3976 0.4418 0.2339 0.2881 0.3431 0.3681 0.4081 0.4523 CF(1)元0.2778 /GJ*20.4 28.0 τ**35.7 =5000h 39.2 44.8 51.0 0.3320 0.3870 0.4120 0.4519 0.4962 CF(1)元0.3020 /GJ*20.4 28.0 τ**35.7 =4000h 39.2 44.8 51.0 0.3562 0.4112 0.4362 0.4761 0.5204

显然，COE1=f1（SIC），COE2=f2（SIC），以及COE1=f1[CF（1）],COE2=f2 [CF（1）]均为直线变化规律，但 d COE/d SIC >d COE/d SIC

1

2

这一点在分析关系式<10>、<12>时很容易得到证明。 从表1和表2的计算结果中可以看出：

(1)按等额支付折算法计得的发电成本确实要比按年限平均折算法计算计得的发电成本大。在我们的示例中，前者约比后者大0.05～0．09元／kWh。 ΔCOE=COE1-COE2＝SIC(¢-1/a)/τ(1-S) <20>

（2）在国外，当使用管道天然气时，假如燃气。蒸汽联合循环电站的动态比投资费用为600美元／kW，那么，其发电成本大约为3～3．5美分／kWkWh，它与我们计算的结果很接近。当改用液化天然气时，由于燃料费用激增为4～4．2美元／GJ，其发电成本将加大到0．38～0．40元／kWh左右。

（3）在我国由于天然气的价格（无论是管道天然气还是液化天然气）要比国外的高很多，因而联合循环的发电成本将远远高于国外。当天然气价格达0．35～0．37元／kWh和0．39～0．41元／kWh。当采用价格相当于6 美元／GJ的液化天然气时，发电成本将增至0．435～0．45）己／kWh。

（4）由于在联合循环电站的发电成本中，燃料成本的份额高达55％～75％，尤其在我国燃料费用较高，而折旧成本计算得比较低，致使燃料成本的低天然气或是液体燃料的价格对于减少燃气轮机及其联合循环电站的发电成本是最关重要的。否则这种发电方式将受到制约。 （5）根据式〈14〉和〈16〉，我们可以计算出各种因素（SIC、

ρ

ρa、ρ

τ、

ρCF(1)、ρēN

、¢），对于发电成本COE的影响程度，如表3所示。

SIC=4675元/Kw ρρ

SIC=4250元/Kw ASIC1=A¢=Aτ1 τ=6000h =(1.099～1.136)×(0.307～0.168) ASIC1=A¢=Aτ1 =(1.099～1.136) ×(0.338～0.184) =(ASIC2=Aa=Aτ2 =(1.130～1.182)×(0.139～0.068) ASIC2=Aa=Aτ2 =(1.130～1.182) ×(0.153～0.075) =ASIC1=A¢=Aτ1 τ=5000h =(1.099～1.136) ×(0.348～0.195) ASIC1=A¢=Aτ1 =(1.099～1.136) ×(0.382～0.214) =(ASIC2=Aa=Aτ2 =(1.130～1.182) ×(0.162～0.081) ASIC2=Aa=Aτ2 =(1.130～1.182) ×(0.178～0.089) =(ASIC1=A¢=Aτ1 τ=4000h =(1.099～1.136) ×(0.400～0.232) ASIC1=A¢=Aτ1 =(1.099～1.136) ×(0.440～0.255) =(ASIC2=Aa=Aτ2 =(1.130～1.182) ×(0.195～0.099) CF(1)元/GJ τ=6000h 20.4 51.0 τ=5000h 20.4 ASIC2=Aa=Aτ2 =(1.130～1.182) ×(0.214～0.109) ēN2==(AACF(1)1 ēN1=AACF(1)2 AACF(1)1 ēN1=AACF(1)2 ēN2=Aē(1.099～1.136)×0.559 (1.099～1.136)×0.758 (1.099～1.136)×0.527 (1.130～1.182)×0.695 (1.099～1.136)×0.576 (1.130～1.182)×0.705 (1.099～(1.130～1.182)×0.849 (1.099～1.136)×0.771 (1.130～1.182)×0.855 (1.099～(1.130～1.182)×0.676 (1.099～1.136)×0.545 (1.130～1.182)×0.687 (1.099～51.0 τ=4000h 20.4 51.0 (1.099～1.136)×0.734 (1.099～1.136)×0.484 (1.099～1.136)×0.699 (1.130～1.182)×0.837 (1.099～1.136)×0.748 (1.130～1.182)×0.844 (1.099～(1.130～1.182)×0.650 (1.099～1.136)×0.503 (1.130～1.182)×0.663 (1.099～(1.130～1.182)×0.821 (1.099～1.136)×0.715 (1.130～1.182)×0.829 (1.099～

由此可见：在联合循环电站中影响燃料成本的因素CF（1）和ē对发电成本的影响程度ACF（1）和Aē人要比影响折旧成本的因素（SIC、¢、τ、a)对

N2

N2

设法降低燃料价格或是提高机组的年平均净效率是减小这类电站 发电成本的主要关键。

(6）目前，我国的柴油价格为2200～2400元／t，即CF（1）＝51.5～56.2元／GJ，它要比我国可能达到的液化天然气的价格CF（1)＝51元／GJ（

目前的联合循环电站改烧管道天然气或是液化天然气仍然是合算的，它还兼备环保质量得以改善的优点；但相对于CF(1）=24.9元／GJ的重油来说，只有把改烧天然气才是经济的。

2．2由简单循环燃气轮机改为燃气。蒸汽联合循环机组时的经济性问题

简单循环燃气轮机的效率较低，但比投资费用较小，当把它改型为燃气。蒸汽联合循环机组时，效率是增高了，但比投资费用和运行维护费用都增加高的年运行利用时数τmin时，其发电成本才能低于简单循环燃气轮机机组，否则将得不偿失。利用本文方法很容易确定这个τmin值。

不难证明：当燃用同种燃料时，假如忽略两种机组运行护维成本的微量差异，同时假定两者的a、i、¢彼此相同，那么，按等额支付折算法计算发电 SIC1×¢/τmin1(1-S) +3.6×CF（1)/ē(1-S)

N1

=SIC2×¢/τmin2(1-S) +3.6×CF（1)/ē(1-S)

N2

故

τmin1=（SIC2-SIC1）×¢/3.6×CF（1）（1/ē-1/ē) 〈21〉

N1

N2

当按年限平均折算法计算发电成本时，不难证明：

τmin2 =（SIC2-SIC1）/3.6×a×CF（1）（1/ē-1/ē) <22>

N1

N2

显然,τmin1=τmin2×a×¢

N

倘若我们以PG9351FA简单循环燃气轮机为例，其SIC1＝2550×10³元／MW，燃用CF(1)＝39.2元／GJ的天然气，¢＝0．110 17，ē＝34％，经改型成元／MW，ē＝52％，取a＝25年，那么

N2

τmin1 = 1 955．35小时 τmin2 =709．94小时

Δ

ēN1-

ēN2

显然,τmin1和τmin2值不是一个固定值，它与SIC=SIC2一SICl和¢成正比而与a、CF(1)以及（1/1/) 成反比。由于我国采用年限平均法计算发电成的τmin2年运行利用小时数后就能满足经济运行的要求。当然，当采用廉价燃料时τmin1和τmin2都会有所增长。 2．3高炉煤气燃气。蒸汽联合循环电站发电成本的估算

这种发电设备一般用于钢铁企业的自备电站，它的特点是：

（1）可以比较稳定地在相对效率较高的高负荷条件下运行，即τ较大，ē较接近于额定净效率；

N

（2）高炉煤气的价格比较低，有可能控制在9～18元／GJ（即低位发热量为3348．8 kJ／m³的高炉煤气之价格为0．03～0．06元／m³）； （3）比投资费用较高，目前大约为1000美元／kW：

（4）煤气的压缩耗功量很大，致使机组的净效率比较低，目前仅能达到44%左右。

若取SIC＝8 500元／kW，τ＝6000小时，a＝25年，i=10％，¢=0．11017，S=3％，CF（1）=9～18元／GJ，ē=0．42，可以计得其发电成本为：

N

COE1=0．2804～0．3599元／kWh COE2=0．177 9～0．257 4元／kWh

那时，燃料成本在发电成本中的份额将降为28．35％～44.18％和44.69％～61.77%，而折旧成本的份额则增为57．38％～44.71％和32．83％～22廉的情况来说，设法降低其比投资费用对于减少发电成本至关重要。 3几种火力发电设备发电成本的特点

表4中给出了国外提供的几种不同类型的火力发电站按等额支付折算法计算的发电成本数据，从中我们可以分析出折；日成本、燃料成本和运行维护就是重要程度）是各不相同的，由此可以区别出为降低它们的发电成本所应侧重的不同方向。 从表4中可以看出：

（1）在燃煤的各种火力发电设备之发电成本中，折旧成本的组成比例都超过45％～50％以上，这是由于这些发电设备的比投资费用都比较高的缘故

者是增长它们的年运行利用时数τ，则是降低它们发电成本的关键所在。对于这些电站来说，由于燃料价格比较便宜，燃料成本在发电成本中的组成比例大的煤种时，组成比例才能增至40％左右。

（2）对燃气-蒸汽联合循环电站来说，由于比投资费用相对较低，因而折旧成本在发电成本中的组成比例只占20％～30％，但是它们燃用的燃料价格份额会高

烧天然气的烧液化天然烧煤份的常烧煤粉的不项目 燃油机组 联合循环机气的联合循规的带FGD带FGD的常组 环机组 的机组 规机组 IGCC 烧煤的常压PF-BCCC 流化床机组 更先进的IGCC 电厂规模（机组台数×MW 建设工期（从工程开始到投产年数） 系统寿命 建设总费用M$ 2×550 2×550 2×550 2×550 2×550 400 2×200 2×200 400 4 4 4 4 4 4 4 4 4 30 30 30 30 30 30 30 30 30 1100 610 610 1650 1360 560 680 615 550 燃料价格2.133～（美3.792 元/GJ） 2.370 5.214 1.232～1.896 1.232～1.896 1.232～1.896 1.232～1.896 1.232～1.896 1.232～1.896 年平均净效率% 26.3 45.0 45.0 29.0 29.3 35.2 34.4 38.9 40.8 发电成本(mills/kWh) 其中20.530.725.832.132.731.726.711.311.3折旧（38.60%～（54.24%～（53.31%～（57.84%～（54.87%～（53.46%～（56.09%～（32.19%） （19.38%） 成本 26.80%） 46.87%） 45.10%） 51.36%） 48.73%） 47.96%） 49.72%）运行2.59.36.410.412.815.19.74.2维护（4.71%～4.2（7.20%） （16.43%～（13.22%～（18.74%～（21.48%～（25.46%～（20.38%～（11.97%） 成本 3.27%） 14.20%） 11.19%） 16.64%） 19.08%） 22.84%） 18.06%）30.1～53.516.6～25.516.6～25.013.0～20.014.1～21.612.5～19.311.2～17.燃料19.642.8（56.69%～（29.33%～（33.47%～（23.42%～（23.65%～（21.08%～（23.53%～成本 （55.84%） （73.42%） 69.93） 38.93%） 43.71%） 32.0%） 32.19） 29.20%） 32.22%）合计 53.1～76.5 注：括号内的数据是各项成本的组成比例

达55％～73％左右，这种情况对于燃油的蒸汽电站也然。因而对于这种发电机组来说设法降低燃料的 价格，或者是大大地增高其供电效率则是降低发电成本的主要方向。

（3）在燃煤的发电机组中运行维护成本一般只占发电成本的14％～25％。显然，带FGD的煤粉 电站的运行维护成本要比不带FGD者高，增压流化床联合循环电站的运行维护成本要较常压流化床蒸

35.1 58.3 56.6～65.5 48.4～57.2 55.5～62.5 59.6～67.1 59.3～66.1 47.6～53.汽电站者高，而常压流化床蒸汽电站者却要比PC ＋FGD者高。

（4）有FGD的PC电站的发电成本大约要比没有FGD的PC电站者高17％左右，其净发电效率则 大约会相对下降1％左右。

（5）在发电设备中往往会出现节能但不省钱的事例，例如：供电效率很高的电站确实能够节能，但是设备的比投资费用若很高，就会导致发电成本

备即使其供电效率不是很高，在燃料价格较低的情况下，发电成本反而会较低，致使省钱而不节能。可是，燃气-蒸汽联合循环机组却有可能使两者彼此统一

节能的的要求，同时由于比投资费用又较低廉，致使发电成本也较低，从而能够同时满足省钱和节能的要求。因而，在有天然气和液体燃料的前提下，发展

国，由于天然气和液体燃料的价格相对于国外要昂贵得多，而进口的燃气轮机及其联合循环机组相对来说又较贵，煤的价格却很便宜，致使燃气：蒸汽联合此，我们必须为降低天然气的价格而努力。 参考文献

1焦树建关于电厂发电成本计算方法的探讨

2 Gas Turbine world 1998～1999Handbook, A peguot publication, Vol 19 3夏淞燃气轮机电厂的技术经济分析，上海电力设计院 作者简介

焦树建 热能工程系教授