陳建華，陳國(guó)偉

(江蘇省電力設(shè)計(jì)院，南京市211102)

0 引言

眾所周知，天然氣是優(yōu)質(zhì)清潔的一次能源，以天然氣為燃料的燃?xì)猓羝?lián)合循環(huán)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，可以實(shí)現(xiàn)節(jié)約能源、改善環(huán)境、提高供熱質(zhì)量、增加電力供應(yīng)等綜合效益，是治理大氣污染和提高能源綜合利用率的必要手段之一，符合國(guó)家可持續(xù)、科學(xué)發(fā)展戰(zhàn)略。作為經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)，江蘇省迫切需要發(fā)展天然氣發(fā)電等清潔能源建設(shè)?！笆晃濉逼陂g，在國(guó)家“以市場(chǎng)換技術(shù)”的方針指導(dǎo)下，燃?xì)獍l(fā)電技術(shù)快速飛躍發(fā)展，隨著“西氣東輸”一期等天然氣管線的建成，燃?xì)猓羝?lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組以其高效、潔凈、啟動(dòng)迅捷、調(diào)峰能力強(qiáng)的優(yōu)點(diǎn)在江蘇得以快速發(fā)展。截至2011年底，江蘇省內(nèi)燃?xì)猓羝?lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組裝機(jī)容量已達(dá)到4 060 MW，占省內(nèi)電力裝機(jī)容量的5.81%。其中9F重型燃機(jī)有8臺(tái)，裝機(jī)容量3 120 MW，占省內(nèi)燃機(jī)裝機(jī)容量的76.84%。大容量重型燃機(jī)的運(yùn)行，為降低江蘇省污染物排放、緩解部分時(shí)段電力供應(yīng)緊張發(fā)揮了重要作用。為促進(jìn)燃?xì)獍l(fā)電產(chǎn)業(yè)的健康有序發(fā)展，受國(guó)家能源局電力司委托，電力規(guī)劃設(shè)計(jì)總院于2012年組織有關(guān)專家，到江蘇省的金陵電廠、戚墅堰電廠、望亭電廠等4個(gè)燃機(jī)電廠進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研，全面了解江蘇地區(qū)天然氣發(fā)電情況。本文重點(diǎn)對(duì)省內(nèi)現(xiàn)役的9F燃機(jī)電廠的實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)成本進(jìn)行總結(jié)和分析。

1 燃機(jī)機(jī)組運(yùn)行總體情況

目前，江蘇省內(nèi)運(yùn)行的8臺(tái)9F燃?xì)猓羝?lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組采用美國(guó)GE公司生產(chǎn)制造的9FA機(jī)型，于2006年前后陸續(xù)建成投產(chǎn)，至今已運(yùn)行6年左右，基本情況參見表1。

表1 江蘇省9F燃機(jī)電廠基本情況Tab.1 Basic situation of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu province

這批機(jī)組自投產(chǎn)以來，各項(xiàng)性能參數(shù)如熱耗、排放、廠用電率等均達(dá)到了設(shè)計(jì)水平。由于受到江蘇地區(qū)電力相對(duì)充裕和天然氣氣量不足、供應(yīng)不穩(wěn)定等因素影響，機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)總體處于較低水平，基本采用晝開夜停的兩班制運(yùn)行方式，參與到電網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)峰，在電網(wǎng)中實(shí)際上起到了主力調(diào)峰機(jī)組的作用。2010年之前，機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)一直維持在3 000 h左右。2011年情況特殊，達(dá)到歷史罕見的5 010 h，主要原因:煤炭?jī)r(jià)格上漲，煤電機(jī)組出力不足，導(dǎo)致江蘇電網(wǎng)2011年迎峰度夏期間嚴(yán)重缺電;與冬季相比，北方夏季天然氣需求大幅下降，富裕的天然氣供應(yīng)南方，6—9月份江蘇燃機(jī)機(jī)組基本處于滿負(fù)荷運(yùn)行［1］。

由于數(shù)據(jù)資料有限，本文僅選取其中3個(gè)燃機(jī)電廠的2009—2011年生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)情況進(jìn)行分析。4個(gè)燃機(jī)電廠均屬省統(tǒng)調(diào)發(fā)機(jī)組，機(jī)組運(yùn)行情況無顯著差別，因此，樣本個(gè)數(shù)減少并不影響分析結(jié)果。

2 燃機(jī)機(jī)組主要運(yùn)行成本分析

2.1 燃料費(fèi)

(1)發(fā)電量。2009—2011年期間，受氣網(wǎng)、電網(wǎng)雙重調(diào)峰的影響以及燃機(jī)故障的緣故，省內(nèi)已投產(chǎn)F級(jí)燃機(jī)的運(yùn)行小時(shí)數(shù)波動(dòng)較大，有的年份，機(jī)組利用小時(shí)數(shù)高達(dá)5 131 h;有的年份，機(jī)組利用小時(shí)數(shù)低至2 472 h。

表2 江蘇省9F燃機(jī)電廠2009—2011年發(fā)電氣耗Tab.2 Gas consumption of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011 m3/(kW·h)

(2)氣耗。燃機(jī)氣耗與機(jī)組運(yùn)行工況密切相關(guān)。機(jī)組的頻繁啟停，反復(fù)經(jīng)過部分負(fù)荷階段的低效率區(qū)域，日積月累將影響發(fā)電氣耗［2-3］。由表2和表3可見，2009、2010年，機(jī)組利用小時(shí)數(shù)約3 000 h，啟停次數(shù)約240次/年，啟停頻率(啟停次數(shù)/利用小時(shí)數(shù))約 0.08次/h，電廠平均發(fā)電氣耗 0.193 5 m3/ (kW·h);2011年，機(jī)組利用小時(shí)數(shù)約5 000 h，啟停次數(shù)約150次/年，啟停頻率約0.03次/h，電廠平均發(fā)電氣耗0.189 5 m3/(kW·h)。

表3 江蘇省9F燃機(jī)電廠2009—2011年機(jī)組啟停頻率Tab.3 Frequency of starting and stopping of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011 次/h

(3)氣價(jià)。省內(nèi)已投運(yùn)9F燃機(jī)燃料為西氣東輸一期氣源，其價(jià)格屬于政府定價(jià)范圍。根據(jù)省內(nèi)有關(guān)氣價(jià)政策，自2007年11月10日起，江蘇地區(qū)9F燃機(jī)天然氣的出廠基準(zhǔn)價(jià)格為0.96元/m3，加上管輸費(fèi)0.62元/m3，天然氣價(jià)格為1.58元/m3;自2010年6月1日起，基準(zhǔn)價(jià)格提高0.23元/m3，調(diào)整至1.19元/m3，加上管輸費(fèi)0.62元/m3，天然氣價(jià)格為1.81元/m3。

(4)其他。在實(shí)際運(yùn)行中，燃機(jī)啟動(dòng)過程既消耗大量的天然氣，還需要輔助蒸汽以及電量。對(duì)于熱態(tài)啟動(dòng)而言，從啟動(dòng)達(dá)到基本負(fù)荷耗時(shí)1.5～2.0 h，則每次消耗蒸汽量20～40 t，約0.53萬(wàn)(kW·h)電量;對(duì)于冷態(tài)啟動(dòng)而言，通常耗時(shí)約4.0 h，耗用更多蒸汽量及電量［4］。就同一機(jī)組而言，啟停頻率增加，廠用電量增加，從而電廠的廠用電率提高［5］。由于3個(gè)電廠工藝系統(tǒng)不同，不同電廠的廠用電率有所區(qū)別，詳情參見表4。

表4 江蘇省9F燃機(jī)電廠2009—2011年綜合廠用電率Tab.4 Power consumption rates of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011 %

從上述分析可知:若天然氣價(jià)格為1.81元/m3，當(dāng)燃機(jī)機(jī)組年利用小時(shí)3 000 h、啟停240次(啟停頻率0.08次/h)，發(fā)電氣耗約為0.193 5 m3/(kW·h)，燃料成本0.315 9元/(kW·h)(不含稅);當(dāng)燃機(jī)電廠年利用小時(shí) 5 000 h、啟停 150次(啟停頻率0.03次/h)，發(fā)電氣耗約為0.189 5 m3/(kW·h)，燃料成本0.309 4元/(kW·h)(不含稅)。

2.2 修理費(fèi)

按主機(jī)制造商GE公司推薦的檢修周期［6］，連續(xù)運(yùn)行的9F燃機(jī)機(jī)組，每經(jīng)過8 000、24 000、48 000等效運(yùn)行小時(shí)進(jìn)行燃燒器檢查(小修)、熱通道檢查(中修)、大修;若是調(diào)峰機(jī)組，每經(jīng)過450、900、2 400次等效啟停次數(shù)進(jìn)行燃燒器檢查(小修)、熱通道檢查(中修)、大修。通常，9F燃機(jī)小修費(fèi)用約1 200萬(wàn)元，包括燃燒器熱通道部件的拆裝和返廠修理、燃機(jī)專用耗材和熱工測(cè)量元件的更換費(fèi)用，而中修費(fèi)用約5 600萬(wàn)元，除小修范圍以外，另加燃機(jī)靜葉和動(dòng)葉的拆裝和返廠修理、開缸修理等費(fèi)用。考慮到燃機(jī)動(dòng)、靜葉在每次返廠修理時(shí)都有一定比例的報(bào)廢率，每臺(tái)機(jī)組均攤到每年的新件補(bǔ)充費(fèi)用約2 200萬(wàn)元［7］。根據(jù)3個(gè)燃機(jī)電廠年運(yùn)行時(shí)間3 000 h、啟停240次的運(yùn)行方式，可以計(jì)算1個(gè)大修周期約12年，每臺(tái)燃機(jī)平攤到每1年的輪換大部件及其他備件、部件修理、檢修人工費(fèi)用約為3 200萬(wàn)元。

這批機(jī)組自投運(yùn)以來，除偶發(fā)缺陷以外，由于設(shè)備制造質(zhì)量或運(yùn)行工況原因，燃機(jī)機(jī)組的壓氣機(jī)、發(fā)電機(jī)和燃燒器與熱通道等關(guān)鍵設(shè)備發(fā)生幾次故障，造成檢修間隔不確定，燃機(jī)備品備件價(jià)格昂貴，部分年份發(fā)生的維修費(fèi)用很高，遠(yuǎn)高于上述標(biāo)準(zhǔn)。2009—2011年期間，3個(gè)燃機(jī)電廠的平均年檢修費(fèi)分別為9 678萬(wàn)元，詳情參見表5。

表5 江蘇省9F燃機(jī)電廠2009—2011年檢修費(fèi)Tab.5 Maintenance fee of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011萬(wàn)元

2.3 折舊費(fèi)

通常，折舊年限、預(yù)計(jì)凈殘值率可在稅法允許的范圍內(nèi)由企業(yè)自行確定。調(diào)研中的3個(gè)燃機(jī)電廠因不屬于同一企業(yè)集團(tuán)，折舊方法并不一致。按綜合折舊率提取，折舊年限取15年，殘值率5%，重新調(diào)整相關(guān)數(shù)據(jù)［8］。2009—2011年期間，3個(gè)燃機(jī)電廠的平均年折舊費(fèi)為12 692萬(wàn)元，詳情參見表6。

2.4 財(cái)務(wù)費(fèi)用

對(duì)于調(diào)研中的3個(gè)燃機(jī)電廠而言，財(cái)務(wù)費(fèi)用主要是建設(shè)期貸款利息。根據(jù)現(xiàn)行的銀行貸款政策，采取等額本息或者等額本金還款方式，經(jīng)營(yíng)期內(nèi)，償還貸款中利息的費(fèi)用是逐漸遞減的，但同期銀行固定資產(chǎn)貸款利率不斷調(diào)整，導(dǎo)致財(cái)務(wù)費(fèi)用波動(dòng)。2009—2011年期間，3個(gè)燃機(jī)電廠的平均年財(cái)務(wù)費(fèi)用為10 567萬(wàn)元，詳情參見表7。

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2.5 其他

理論上屬于可變成本的水費(fèi)、材料費(fèi)、其他費(fèi)用(含保險(xiǎn)費(fèi))等成本項(xiàng)目并不隨發(fā)電量變化而發(fā)生明顯變化，有時(shí)因其他原因發(fā)生相反變化，理論上屬于不變成本的職工薪酬根據(jù)企業(yè)效益而發(fā)生少許變化［9］。本文全部按不變成本考慮，2009—2011年期間，3個(gè)燃機(jī)電廠的平均水費(fèi)、材料費(fèi)、職工薪酬、其他費(fèi)用、保險(xiǎn)費(fèi)等合計(jì)為6 230萬(wàn)元，詳情參見表8。

表8 江蘇省9F燃機(jī)電廠2009—2011年其他費(fèi)用Tab.8 Other costs of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011 萬(wàn)元

2.6 成本分析

從上述分析可得出:

(1)燃機(jī)電廠年利用小時(shí)數(shù)為3 000 h、啟停240次時(shí)，若天然氣價(jià)格為1.81元/m3，則可變成本為73 920萬(wàn)元，不變成本為39 167萬(wàn)元，發(fā)電成本為0.483 3元/(kW·h)。各類成本中，燃料費(fèi)、修理費(fèi)、折舊、財(cái)務(wù)費(fèi)用、其他成本分別占 65.36%、8.56%、11.22%、9.34%、5.51%。

(2)燃機(jī)電廠年利用小時(shí)數(shù)為5 000 h、啟停150次時(shí)，若天然氣價(jià)格為1.81元/m3，則可變成本為120 653萬(wàn)元，不變成本為39 167萬(wàn)元，發(fā)電成本為0.409 9元/(kW·h)。各類成本中，燃料費(fèi)、修理費(fèi)、折舊、財(cái)務(wù)費(fèi)用、其他成本分別占 75.48%、6.06%、7.94%、6.61%、3.90%。以上成本均不含增值稅。

對(duì)電廠而言，天然氣價(jià)格、發(fā)電小時(shí)數(shù)以及機(jī)組運(yùn)行方式對(duì)生產(chǎn)成本影響較大。

(1)天然氣價(jià)格。從當(dāng)前資源品價(jià)格走勢(shì)看，未來天然氣價(jià)格上漲可能性很大［10］。燃機(jī)電廠年利用小時(shí)數(shù)為3 000 h、啟停240次時(shí)，若燃機(jī)電廠的天然氣價(jià)格從1.81元/m3上調(diào)至2.00元/m3(管輸費(fèi)不變)，其他條件不變，發(fā)電成本從 0.483 3元/ (kW·h)上漲至0.515 8元/(kW·h)，即天然氣價(jià)格變化0.10元/m3時(shí)，發(fā)電成本變化約0.017 1元/ (kW·h)(不含稅)。

(2)發(fā)電利用小時(shí)數(shù)。目前，江蘇電網(wǎng)節(jié)能調(diào)度要求優(yōu)先安排燃機(jī)機(jī)組運(yùn)行，且江蘇電網(wǎng)依然存在一定電力缺口，若未來氣源充足，燃機(jī)機(jī)組利用小時(shí)數(shù)有可能提高。當(dāng)機(jī)組利用小時(shí)數(shù)從3 000 h提高至3 500 h，其他條件不變，發(fā)電成本從 0.483 3元/ (kW·h)下降至0.459 4元/(kW·h)(不含稅);當(dāng)機(jī)組利用小時(shí)數(shù)從3 000 h提高至5 000 h，其他條件不變，發(fā)電成本可下降至0.416 3元/(kW·h)(不含稅)，即機(jī)組利用小時(shí)數(shù)變化500 h時(shí)，發(fā)電成本變化約0.022 3元/(kW·h)。

(3)機(jī)組運(yùn)行方式。對(duì)比2009、2010與2011年的燃機(jī)機(jī)組發(fā)電氣耗和廠用電率數(shù)據(jù)，僅由于機(jī)組啟停次數(shù)大幅減少，機(jī)組負(fù)荷率提高，發(fā)電氣耗0.193 5 m3/ (kW·h)可以降至0.189 5 m3/(kW·h)，發(fā)電燃料成本可降低0.006 5元/(kW·h)，廠用電率平均下降約0.2個(gè)百分點(diǎn)，相當(dāng)于供電量增加0.2%，發(fā)電成本約降低0.001 0元/(kW·h)。此外，啟停次數(shù)減少還會(huì)降低燃機(jī)的維修費(fèi)。

因此，當(dāng)天然氣價(jià)格每上漲0.10元/m3時(shí)，發(fā)電成本上漲約0.017 1元/(kW·h)(不含稅)，上網(wǎng)電價(jià)需上調(diào)0.020 0元/(kW·h)(含稅)，才能消納氣價(jià)上漲給電廠帶來的成本。機(jī)組運(yùn)行方式不變時(shí)，當(dāng)電廠每爭(zhēng)取到7 740萬(wàn)m3天然氣(增加機(jī)組利用小時(shí)數(shù)500 h)，發(fā)電成本降低0.022 3元/(kW·h)(不含稅)，電廠生產(chǎn)成本可降低6 244萬(wàn)元。

3 結(jié)論

(1)以天然氣為燃料的燃?xì)猓羝?lián)合循環(huán)機(jī)組是一種高效率、低污染的發(fā)電方式，具有投資低、環(huán)保清潔等優(yōu)點(diǎn)，同時(shí)對(duì)電網(wǎng)和天然氣管網(wǎng)的調(diào)峰發(fā)揮巨大作用，符合“綠化江蘇、氣化江蘇”的可持續(xù)發(fā)展政策。

(2)從省內(nèi)電廠目前的運(yùn)行情況來看，當(dāng)9F燃機(jī)電廠年利用小時(shí)數(shù)為3 000 h、啟停240次時(shí)，天然氣價(jià)格為1.81元/m3，則發(fā)電成本為0.483 3元/ (kW·h)(不含稅)，其中燃料成本為0.315 9元/ (kW·h)，比重為 65.36%;當(dāng)年利用小時(shí)數(shù)為5 000 h、啟停150次時(shí)，其他條件不變，則發(fā)電成本降至0.409 9元/(kW·h)(不含稅)，其中燃料成本為0.309 4元/(kW·h)，比重為75.48%。

(3)對(duì)于現(xiàn)役燃機(jī)電廠而言，積極落實(shí)氣源，爭(zhēng)取較高的機(jī)組利用小時(shí)、適當(dāng)改進(jìn)機(jī)組運(yùn)行方式，可有效降低發(fā)電成本。

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