浙江大唐國際紹興江濱熱電有限責任公司 陳宏樂/文

一、問題提出的背景

為適應環(huán)保要求，浙江省自2011年開始大力發(fā)展天然氣發(fā)電。截至2015年底，省統(tǒng)調天然氣發(fā)電機組容量到已達1192.5萬千瓦，占統(tǒng)調總裝機容量的21.1%。浙江省天然氣發(fā)電行業(yè)發(fā)展在全國范圍內處于前列，各大電力公司在省內均有不同的燃機裝機份額，其中美國GE燃機數量最多，德國西門子、日本三菱也有一定的數量，大部分安裝于杭州、寧波、湖州和紹興等經濟發(fā)展較為發(fā)達的區(qū)域。浙江紹興江濱熱電公司就是其中之一，該公司建設兩臺東方三菱聯合制造的M701F4型452MW燃氣-蒸汽聯合循環(huán)機組，于2013年9月份建成投產。

由于天然氣發(fā)電受電價和氣量的限制，浙江省已投產燃機的發(fā)電量和經濟性并不能達到可行性研究的預期。近年來西部水電、風電等能源經特高壓電網大量接入浙江省電網，也導致天然氣發(fā)電受到較大的沖擊，燃機利用小時數逐年降低，燃機經營總體形勢依然嚴峻。

二、天然氣發(fā)電的制約因素

一是燃機發(fā)電規(guī)模有限，缺乏應有的影響力。由于國內天然氣發(fā)電在裝備制造技術方面沒有突破，燃機本體大部分熱通道核心部件依靠進口，直接導致我國燃機發(fā)電工業(yè)發(fā)展較為緩慢。天然氣發(fā)電在各省統(tǒng)調機組中占比較小，在各集團發(fā)電企業(yè)中份額有限，也未能得到足夠的重視，至今并沒有像燃煤機組那樣建立對標體系，也沒有全國范圍內評先創(chuàng)金牌創(chuàng)一流機制，技術創(chuàng)新投入較少，發(fā)展動力受限。

二是燃機單機容量偏小。目前國際J級燃機最大容量已達到了600MW以上，但國內燃機最大單機容量為47.5萬千瓦，最小單機容量只有9萬千瓦或更小。燃機容量和數量相比火電100萬、60萬機組來說不具有優(yōu)勢，在各省網調度運行中，燃機都不是主力機組，定位只是輔助的電量調峰機組。

三是盈利能力不足。受制于天然氣價格相對于煤價偏高的影響，氣電價格遠高于煤電，政府為燃機提供的環(huán)保補貼有限，導致燃機企業(yè)多處于盈虧邊緣。燃料成本居高不下，導致燃機利用小時數不能達到可研或核準預期。同容量的煤機和燃機，在前期基建投入具有一定優(yōu)勢，但在后期盈利上出于較大劣勢。

四是燃機發(fā)展前景尚不明朗。國際油氣市場天然氣價格波動頻繁，國內政策扶持力度不夠，導致部分燃機自投產就面臨連續(xù)虧損，燃機企業(yè)經營舉步維艱，國內各電力集團發(fā)展燃機還處于試探階段，未真正在全國范圍內進行布局。

圖1 浙江省天然氣價格走勢

五是未掌握燃機發(fā)電的核心技術。燃機設備的關鍵技術受制于人，空氣熱動力學發(fā)展的相對落后，燃機高溫熱通道核心技術未能國產化，導致維護依賴于制造廠的燃機長協(xié)機制，燃機投產后維護成本高。另外燃機長協(xié)費用每年多達3000萬左右，燃機的運行維護也是一個不容忽視的問題。

三、天然氣發(fā)電成本的影響因素

天然氣發(fā)電成本除了受到環(huán)境溫度、所處海拔等諸多環(huán)境因素的制約外。主要經濟指標還受到燃機機型、天然氣熱值、燃機運行方式對機組經濟性影響。

1.天然氣氣價變化幅度

天然氣作為燃機發(fā)電的燃料，對天然氣電廠的發(fā)電廠成本有著重要的影響。國內各省天然氣價格政策不同，浙江省天然氣市場主要有浙江能源集團控制，天然氣價格隨國內天然氣市場價格變動，但有其自身的特點。浙江省近三年內氣價調整情況如圖1所示。

2.天然氣熱值的影響

天然氣熱值體現的是燃料的品質，相同質量燃料燃燒熱量的多少決定了熱值的高低。機組熱耗率=天然氣熱值×氣耗率，在機組熱耗率（效率）相同的情況下，熱值和氣耗指標成反比關系。

以2015年為例，浙江紹興江濱熱電公司實際運行發(fā)電年平均熱耗為6268kJ/kWh，天然氣年平均熱值為32.73 MJ/Nm3。在機組發(fā)電熱耗固定的情況下，發(fā)電氣耗隨天然氣熱值成反比關系。天然氣熱值越低，氣耗越高；反之，天然氣熱值越高，氣耗越低。目前天然氣價格仍為以氣量計價，并未考慮天然氣熱值的影響，因此，天然氣的實際熱值是影響天然氣電廠發(fā)電成本的重要因素。

3.啟動和運行方式的影響

發(fā)電熱耗是由機組綜合運行效率決定的，體現的是設備運行水平、設備維護水平、設備調度水平，其高低很大程度受設備運行條件、設備健康水平、運行操作水平影響。其中燃機的啟動和調度運行方式影響最大。

（1）機組啟動狀態(tài)按照汽輪機缸溫高低分為三種啟動方式，即熱態(tài)、溫態(tài)和冷態(tài)。由表1可以看出，由于燃機啟動方式的不同，燃機帶滿負荷所消耗的天然氣量存在著較大差別，冷態(tài)啟動所消耗的天然氣量最大，折算成氣耗也最大，相比之下，機組熱態(tài)或急熱態(tài)啟動氣量消耗最小。

由于天然氣電價偏高，國內大部分天然氣發(fā)電機組被定位于電網頂峰發(fā)電，造成了機組的啟停頻繁，不但會增加輔機設備在機組啟停階段的投入，還會導致燃機運行當量和運行小時的增加，燃機壽命減小，燃機長協(xié)維護費用大幅增加。

（2）燃機發(fā)電一般由電網調度協(xié)調天然氣公司調度共同完成，并制定電量和氣量的月度和日發(fā)電計劃，對于天然氣電廠而言，當日發(fā)電計劃由天然氣氣量決定。由于在機組啟停階段天然氣消耗氣量偏大，發(fā)電量有限，因此不同的調度計劃對發(fā)電氣耗有著較大的影響。因此燃機當日的氣耗影響程度取決于當日總的氣量，假設機組設計工況運行時，額定發(fā)電氣耗平均為186.4 Nm3/MWh。電網不同調度狀態(tài)對氣耗增加值的影響如表2所示。

4.環(huán)境溫度影響

燃機發(fā)電受季節(jié)和地域環(huán)境的影響很大，主要原因是因為天然氣在穩(wěn)定燃燒中和火焰溫度受到空氣量的制約。外界環(huán)境溫度升高，空氣的密度下降，將導致燃機進口溫度及排氣溫度升高，為維持燃機的進口和排煙溫度，就必須減小燃料量，從而降低了機組出力。

如圖2所示，紹興江濱熱電燃氣機組在設計環(huán)境溫度（16.6℃）下運行，發(fā)電熱耗達到穩(wěn)定運行的最佳值，偏離設計溫度后，無論是環(huán)境溫度升高或是降低均會使發(fā)電熱耗升高。

四、天然氣機組的發(fā)電策略

雖然目前天然氣發(fā)電的發(fā)展受到一定制約，但天然氣發(fā)電具有更強的穩(wěn)定性和調度的靈活性，對電源的穩(wěn)固起著必要的支持作用，綠色環(huán)保順應國際CDM清潔發(fā)展機制，這也是西方發(fā)達國家將天然氣發(fā)電作為重要電源的主要原因。為此應在維持自身生存和穩(wěn)定的前提下，結合當前政策尋求和制定天然氣發(fā)電策略。

1.抓住政策，維持自身的生存和發(fā)展

我國天然氣發(fā)電歷史較短，燃機熱通道部件長期沒有突破，是造成燃機電廠建設成本、維護成本過高的直接原因，這也是燃機不能成為我國發(fā)電行業(yè)支柱的關鍵所在。因此，雖然天然氣發(fā)電具有環(huán)保高效的優(yōu)勢，如果裝備制造沒有突破，燃機發(fā)電格局就很難突破。就目前而言，燃機維持生存并保證健康發(fā)展必須做好以下幾個方面的工作。

表1 M701F4型燃機不同啟動方式下的氣耗和壽命損耗

表2 M701F4型燃機不同氣量計劃和啟動方式下的氣耗變化情況

（1）爭取氣電浮動機制。

天然氣價格是影響燃機發(fā)電成本的關鍵，如果實行氣電浮動機制，在天然氣價格變動的同時，對天然氣發(fā)電價格進行調整，則能夠在一定程度上緩解天然氣發(fā)電企業(yè)的經營壓力。建立符合市場規(guī)律的運行機制，出臺相應的氣電浮動機制能促進天然氣發(fā)電廠健康成長。

雖然國家出臺了天然氣價格調控政策，但各省對天然氣發(fā)電策略不同，造成了天然氣仍有較大的價格差異。目前各省采取的天然氣發(fā)電補貼和電價疏導兩種方式，對天然氣發(fā)電上網電價高出燃煤標桿電價部分，采用政府補貼和上調電價全網平攤，來消化天燃氣發(fā)電電價補貼。

（2）取得環(huán)保補貼。

在上世紀末期《聯合國氣候變化框架公約》組織出臺了CDM清潔發(fā)展機制，國際發(fā)達國家為引進綠色環(huán)保的工業(yè)產業(yè)提供一定的經濟補償，同時國內也出臺了相應的扶持綠色環(huán)保產業(yè)的相關政策。因此積極研究相關政策，落實天然氣電廠向政府環(huán)保部門獲得應有的補貼費用，可以在一定程度上減小天然氣電廠經營壓力。

（3）爭取輔助補償。

天然氣發(fā)電廠機組啟動靈活，能夠快速適應電網調峰的需求，特別是對保障電網安全，天然氣發(fā)電廠能夠在短時間內達到電網的負荷，這是普通燃煤發(fā)電無法比擬的。當前先進的J型天然氣發(fā)電機組出力已達600MW以上，小時發(fā)電量接近國內煤機主流機型，無論是在基本符合還是調峰負荷均具有一定的優(yōu)勢，尤其是作為夏季或冬季大負荷期間的調峰機組更有優(yōu)勢。因此，天然氣發(fā)電機組對提高電網系統(tǒng)的穩(wěn)定性和靈活性能夠發(fā)揮更大的優(yōu)勢，可以更大程度的彌補其他綠色發(fā)電如水電、風電的不足，減少棄水、棄風的發(fā)生。

圖2 在環(huán)境溫度變化時燃機負荷、熱耗率變化走勢圖

2.強化內部控制，建立有效的發(fā)展機制

（1）建立有效的電量管理制度。

天然氣發(fā)電企業(yè)要生存發(fā)展，就必須要適應當前所面臨的外界條件，建立適合自身發(fā)展的經營管理策略。作為企業(yè)，首先要保證自己的生存，多發(fā)效益電，爭取合理的經營效益。

對自身的發(fā)電成本、運行成本進行正確的評估。目前天然氣價格下調，燃機發(fā)電整體形勢有所改觀，但電價的聯動機制造成燃機企業(yè)仍處于保本運行的狀態(tài)，如果運行和經營管理措施失當，同樣會造成企業(yè)的經營虧損，直接威脅企業(yè)的生存。因此必須建立有效的經營成本和電量管理制度，對企業(yè)的發(fā)電盈利能力進行正確的分析，在經營成本允許的情況下要多發(fā)效益電，向電網爭取合理的發(fā)電高峰電價補償；不能盲目的爭取電量，搶的越多，虧空越大，增加企業(yè)的經營負擔。

采取合理的經營管理方式。為了降低企業(yè)發(fā)電成本，必須要進行運行技術研究和經營方面的改進，對設備進行改進，對運行方式進行優(yōu)化，以及采取合理經營管理方式。設備改造可以在小的技術投入方面取得更大的收益，從紹興熱電公司投產后的設備改造狀況看，循環(huán)水系統(tǒng)改造、鍋爐保養(yǎng)系統(tǒng)改造均取得了良好的效果，經測算2年來已取得2000多萬元的經濟收益。因此設備的技術改造不容忽視，通過調研對設備進行技術改造，是降本增效的必由之路。運行優(yōu)化可以在機組啟動和運行階段減少天然氣量、廠用電和工業(yè)水的消耗，在同樣運行投入的情況下增加機組的發(fā)電量，提高機組的經濟性。

（2）在市場競爭中爭取主動。

由于大部分天然氣發(fā)電價格過高，目前被定位于調峰機組，這一現狀在短時間內無法改變。但國家從節(jié)能環(huán)保角度出發(fā)，也為天然氣發(fā)電提供了一定程度的政策支持，對天然氣電廠的政策正確進行分析有利于天然氣公司在發(fā)電市場的爭取到一定的主動地位。

不同的地域環(huán)境、線路條件差異，在不同時間階段，天然氣發(fā)電可能具有一定優(yōu)勢，能夠爭取得到更多的發(fā)電份額。如紹興熱電公司在2015年下半年至2016年上半年，由于該區(qū)域電網線路的增容改造，公司因供電線路上的優(yōu)勢得到了更多的電量，提高了公司的經營效益。因此定期了解電網整體狀況，進行發(fā)電策略研究，分析和掌握電網的各項增容、檢修計劃也是獲得更多發(fā)電量的來源之一。

五、結束語

鑒于我國目前未能掌握天然氣發(fā)電關鍵技術，油氣資源開采能力有限，天然氣發(fā)電還不可能取代燃煤機組成為發(fā)電行業(yè)的主力方式。但隨著節(jié)能環(huán)保的進一步壓力，天然氣儲量的探明和開采能力的增強，國際氣價的下降，天然氣發(fā)電終將在國內電力市場爭取到更大的份額。

為了維持工業(yè)經濟可持續(xù)發(fā)展，天然氣發(fā)電排放指標優(yōu)越，粉塵、二氧化硫、氮氧化物等遠遠優(yōu)于燃煤機組，作為當前先進的清潔能源，天然氣發(fā)電所占的份額必然會持續(xù)增大，天然氣發(fā)電的發(fā)展必將推動我國電力行業(yè)格局的變化。因此研究國家電力和環(huán)保政策，取得國際和國內的環(huán)保支持，減少自身經營壓力是保證企業(yè)健康發(fā)展的關鍵。本文以紹興江濱熱電公司為例，對天然氣發(fā)電成本和面臨的形勢進行了研究，為天然氣發(fā)電廠的發(fā)電決策和經營管理提供了一定的借鑒。