劉 慧，張大為

（中國石化天然氣分公司華南天然氣銷售中心，廣東廣州 510000）

1 國內(nèi)燃氣發(fā)電面臨的機遇

北美及歐洲國家天然氣已成為發(fā)電的主要能源。據(jù)美國能源信息署EIA和歐洲能源轉(zhuǎn)型現(xiàn)狀報告顯示，自頁巖氣革命以來，美國天然氣發(fā)電量不斷上漲，2017年美國天然氣發(fā)電占比達31.7%，歐盟天然氣發(fā)電量占比達18.6%。與發(fā)達國家相比，我國天然氣發(fā)電占比極低，氣電裝機硬件占比僅為4.4%。隨著我國天然氣及電力市場的不斷完善，“十三五”期間天然氣發(fā)電將迎來諸多機遇。

一是上海電氣將逐步完成安薩爾多的股份收購，政府將加快燃氣輪機核心技術(shù)國產(chǎn)化進度。二是LNG現(xiàn)貨進口快速增長，同時國內(nèi)儲氣設(shè)施迎來投資熱潮，將為燃氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)增加供應(yīng)保障。三是2018年4月18日上海石油天然氣交易中心成功開展7月及11月現(xiàn)貨預售交易，實現(xiàn)氣電市場供需匹配，落實氣電錯峰調(diào)控手段。四是發(fā)改委連續(xù)出臺天然氣價格改革系列政策，持續(xù)疏導氣電成本及售價矛盾。愈加嚴格的環(huán)保要求和相關(guān)政策將驅(qū)動天然氣在發(fā)電領(lǐng)域的快速發(fā)展，中國的燃氣發(fā)電正在迎來新的發(fā)展機遇。

2 燃氣電廠的工藝流程

2.1 簡單循環(huán)

燃氣電廠的簡單循環(huán)是指天然氣的化學能依次通過壓縮、燃燒、膨脹過程組成的熱力循環(huán)。生產(chǎn)流程的主要設(shè)備有燃氣輪機、發(fā)電機、進排氣及輔助系統(tǒng)，借助以上設(shè)備實現(xiàn)天然氣化學能燃燒產(chǎn)生熱能，再通過軸帶動將熱能轉(zhuǎn)化為電能[1-3]。但是，由于燃燒后的熱能僅參與一次電能轉(zhuǎn)換，因此，能源利用率較低，僅為30%～40%，與一般燃煤電廠能源利用效率相當。

2.2 聯(lián)合循環(huán)

燃氣電廠聯(lián)合循環(huán)是指燃氣輪機循環(huán)與蒸汽或其他流體的朗肯循環(huán)相聯(lián)合的熱力循環(huán)。生產(chǎn)設(shè)備較簡單循環(huán)增加了余熱鍋爐、蒸汽輪機及冷凝裝置，借助以上設(shè)備實現(xiàn)天然氣燃燒余熱的回收再利用，從而實現(xiàn)天然氣一次燃燒參與兩次電力轉(zhuǎn)換，降低簡單循環(huán)煙氣能源損失，提升整體能源利用效率。目前，國際先進聯(lián)合循環(huán)機組可實現(xiàn)60%的發(fā)電效率，相較簡單循環(huán)可提升約20%利用效率[4]。

3 燃氣輪機的運行原理及分類

3.1 運行原理

燃氣輪機由壓氣機、燃燒室、燃氣透平及輔助系統(tǒng)組成。燃氣輪機的主要工作過程是壓氣機（即壓縮機）連續(xù)地從大氣中吸入空氣并將其壓縮；壓縮后的空氣進入燃燒室，與噴入的燃料混合后燃燒，成為高溫燃氣；高溫燃氣隨即流入渦輪中膨脹做功，推動渦輪葉輪帶著壓氣機葉輪一起旋轉(zhuǎn)；燃氣渦輪在帶動壓氣機的同時，尚有余功作為機械功輸出，借由發(fā)電機轉(zhuǎn)軸將機械功轉(zhuǎn)換為電能，從而完成燃料化學能、熱能、機械能、電能的能源轉(zhuǎn)換流程[5-6]。

3.2 燃氣輪機的設(shè)備分類

在工業(yè)歷史上，由于大型燃氣輪機的演變途徑不同，截至目前燃氣輪機按照體量及功率大小可分為重型工業(yè)燃機和輕型航改燃機兩類不同流派。重型工業(yè)燃機的鼻祖源自工業(yè)蒸汽輪機，是通過壓氣機和燃燒室的綜合改造實現(xiàn)蒸汽系統(tǒng)的替換，從而集成簡化設(shè)備系統(tǒng)，創(chuàng)造出工業(yè)基礎(chǔ)的燃氣輪機。輕型航改燃機顧名思義源自航空發(fā)動機的演化，核心技術(shù)沿用航空發(fā)動機工藝，即燃料經(jīng)高壓壓氣機、燃燒室、高壓渦輪，產(chǎn)生高溫高壓燃氣。重型工業(yè)燃氣輪機功率輸出高，一般出力范圍在30～500 MW，但機型厚重、體積較大，常用于燃氣發(fā)電、氣體壓縮、機械驅(qū)動等工業(yè)環(huán)節(jié)；輕型航改燃氣輪機功率輸出較低，一般出力小于50 MW，啟停迅速、體積小、安裝便捷，常用于調(diào)峰電站、天然氣分布式、交通動力環(huán)節(jié)。

4 燃氣輪機的用氣量及發(fā)電成本測算

4.1 用氣量測算原理

燃氣輪機是燃氣電廠的核心設(shè)備，而電力追根溯源起源自天然氣內(nèi)存的化學能。要實現(xiàn)燃氣電廠設(shè)備系統(tǒng)的能源轉(zhuǎn)換及天然氣用量測算，核心在于熱力學第一定律——能量守恒定律。除熱力學定律外，實現(xiàn)計算還需掌握天然氣氣質(zhì)參數(shù)、燃氣輪機機型參數(shù)（設(shè)備出力及能源轉(zhuǎn)換效率）等。

E輸入＝E輸出＋E損耗

E天然氣化學能＋E空氣熱能＝E電能＋E煙氣熱能＋E損耗

其中，E天然氣化學能可采用購進天然氣低位熱值（34 ～ 37 MJ/m3）；

E空氣熱能實際計算中可忽略；

E電能為發(fā)電機輸出電能；

E煙氣熱能為燃氣輪機渦輪排放尾氣熱量。

4.2 發(fā)電成本結(jié)構(gòu)

目前，燃氣電廠的發(fā)電成本主要由固定資產(chǎn)費用、運維費用、燃料費用三大款項構(gòu)成[5-7]。由于核心設(shè)備依靠國外進口、維修養(yǎng)護，因此，固定資產(chǎn)和運維費用較燃煤機組較高。據(jù)通用燃氣輪機產(chǎn)品說明資料可知，燃氣電廠的固定資產(chǎn)一般可視為總成本的20%，運維費用一般為5%（部分機組運行環(huán)境較差，維修頻率高，故實際費用可能更高），燃料費用占比約達75%。針對國內(nèi)一批投產(chǎn)較早，運行較平穩(wěn)的燃氣電廠，固定資產(chǎn)和運維費用占比降至20%，燃料費用占比可達80%。

4.3 用氣量及發(fā)電成本測算及驗證

結(jié)合通用公司和西門子公司公布的燃氣輪機機型參數(shù)，對ISO條件下各種機型簡單循環(huán)及聯(lián)合循環(huán)模式的用氣量、發(fā)電成本等信息開展初步測算，各種機型運行結(jié)果各有不同，但存在基本發(fā)展趨勢。

1）“度電耗氣量”計算公式

度電耗氣量＝1/1 m3NG發(fā)電量＝1/（熱值參數(shù)×聯(lián)合循環(huán)能源利用效率）

結(jié)合通用公司和西門子公司的燃氣輪機設(shè)備參數(shù)，對“度電耗氣量”進行了整體測算。經(jīng)測算，“度電耗氣量”趨勢為0.17～0.34 m3/kW·h。整體趨勢可理解為，設(shè)備型號越高，度電耗氣量越低；同種機型的“聯(lián)合循環(huán)”均比“簡單循環(huán)”耗氣量更低，兩種循環(huán)模式度電耗氣量相差約30%。

2）“達出力每小時耗氣量”計算公式

達出力每小時耗氣量＝出力MW/能源利用效率%/熱值參數(shù)/氣化率

隨著燃氣輪機的不斷發(fā)展，“出力MW”范圍越來越廣，目前已能實現(xiàn)10～560 MW。同種機型的“聯(lián)合循環(huán)”均比“簡單循環(huán)”出力更高，基本實現(xiàn)1.5倍的增長趨勢。由于機型不同，出力的能力范圍差別很大，且簡單循環(huán)和聯(lián)合循環(huán)的用氣測算模式也有差別，因此，只能簡單總結(jié)為出力越高的機型每小時耗氣量更高，LNG耗氣量從1噸到93噸不等。

3）“度電成本”計算公式

度電成本＝度電耗氣量×氣價/燃料成本占比

按照天然氣低位熱值33.41 MJ/m3、購氣價2.0元/m3測算，“聯(lián)合循環(huán)”的“度電成本”為0.48～0.60元/kW·h（含稅），“簡單循環(huán)”的“度電成本”為0.70～0.96元/kW·h（含稅）。在此需要指出，國內(nèi)由于能源供應(yīng)相對緊缺，且逐步加強能耗管理，目前國內(nèi)燃氣電廠多采用“聯(lián)合循環(huán)”機組。

4）為驗證用氣量及成本測算的可信度，我們選用通用公司公布的《9HA電廠價格手冊》、華北電力設(shè)計院出版的《大型燃氣輪機電廠工程實踐》開展兩次驗證，詳細驗證結(jié)果見表1。

表1 燃氣機型實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)與測算模型對比

在驗證過程中，我們選用天然氣低位熱值33.41 MJ/m3、氣化率1 495 m3/噸，并選取燃料成本占比72%、購氣價格2.0元/m3作為測算參數(shù)，通過對四類機型（9HA.01、9F.05、9E.03、6B.03）實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行比對，結(jié)果顯示“用氣量”測算偏差僅為0.5%、1.66%、1.98%、2.79%；“度電成本”測算偏差僅為1.91%、2.40%，結(jié)果顯示用氣量及成本測算模型可信度較高。

5 廣東省氣電上網(wǎng)政策

5.1 價格政策要求

2008年廣東對省內(nèi)燃氣電廠執(zhí)行0.745元/千瓦時的上網(wǎng)標桿電價。2011年大鵬LNG配套氣電項目上網(wǎng)電價調(diào)整為0.533元/千瓦時。根據(jù)《國家發(fā)改委關(guān)于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格[2014]3009號）要求“新投產(chǎn)天然氣調(diào)峰發(fā)電機組上網(wǎng)電價，在參考天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電上網(wǎng)標桿電價基礎(chǔ)上，適當考慮兩者發(fā)電成本的合理差異確定”，2015年11月廣東省發(fā)改委公布了《關(guān)于完善我省部分9E燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組核準手續(xù)辦法》，將全省18臺尚未完成核準手續(xù)的9E機組上網(wǎng)電價由不足0.6元/千瓦時轉(zhuǎn)為0.745元/千瓦時。

2017年10月，廣東省發(fā)改委公布了《關(guān)于降低我省天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價的通知》，要求“廣東省售電價0.745元/千瓦及以上的氣電項目，上網(wǎng)電價在現(xiàn)有基礎(chǔ)上統(tǒng)一降低0.03元/千瓦時（含稅），調(diào)整為0.715元/千瓦時”，政策涉及的天然氣發(fā)電項目共計29個，包括燃氣電廠與分布式項目兩大類。

為落實政府工作報告中提出的“一般工商業(yè)電價降低10%”的目標（約下降8分錢）。2018年9月，廣東省發(fā)改委公布了《關(guān)于降低天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價有關(guān)事項的通知》，要求“燃氣機組上網(wǎng)電價高于0.665元/千瓦時的將統(tǒng)一下調(diào)至0.665元/千瓦時。新投產(chǎn)燃氣機組上網(wǎng)電價統(tǒng)一調(diào)整為0.665元/千瓦時，調(diào)試運行期的上網(wǎng)電價為商業(yè)運行期上網(wǎng)電價的80%，即0.532元/千瓦時”，政策涉及的天然氣發(fā)電項目共計36個，包括燃氣電廠與分布式項目兩大類。

5.2 價格傳導機制

廣東氣源復雜、成本差距大、機組類型多，因此氣電項目運營千差萬別。部分項目采購中海油海氣資源（如珠海洪灣電廠、中山嘉明電廠），部分項目從中國石油直接購氣（如佛山福能電廠），部分項目經(jīng)城市燃氣采購資源（如深圳鈺湖電廠），甚至存在LNG大規(guī)模發(fā)電項目（協(xié)鑫永和電廠）。整體來說，直接采購中海油海氣資源（1.80元/立方米）和中國石油管道氣資源（2.06元/立方米）的氣電成本較低；經(jīng)城市燃氣采購的成本環(huán)節(jié)多、發(fā)電成本高；以LNG作為主力氣源的項目氣價低谷時期，成本低至2 800元/噸，但目前經(jīng)營壓力快速上升。

為研究氣價和氣電價傳導機制，選用“度電耗氣量0.2立方米”作為設(shè)備參數(shù)，選用氣電成本占比80%，開展氣電上網(wǎng)電價承受范圍測算。以低成本海氣作為氣源模型，項目最低可承受上網(wǎng)電價0.45元/千瓦時；以高成本進口LNG（5 000元/噸）作為氣源模型，項目最低可承受上網(wǎng)電價0.87元/千瓦時，因此，不同項目上網(wǎng)電價承受范圍差異較大（0.45～0.87元/千瓦時）。

隨著天然氣價格改革和電力市場改革的深入，氣價和電價的矛盾將逐步緩解。但短期內(nèi)部分項目將面臨“氣價市場化改革帶來的成本上升”和“氣電上網(wǎng)價格下調(diào)壓減”的雙重壓力。為協(xié)調(diào)氣價電價改革，維護燃氣發(fā)電主體的積極性，建議政府和企業(yè)在產(chǎn)業(yè)改革過程中，同步開展以下工作：一是完善天然氣購銷合同管理，提前鎖定購銷氣量價格，實現(xiàn)供氣企業(yè)和發(fā)電企業(yè)的成本管理；二是電力交易市場建成過程中，引入帶有外部效應(yīng)評價的電價機制；三是加快國內(nèi)已探明天然氣動用進程，加快頁巖氣應(yīng)用技術(shù)革命；四是統(tǒng)籌社會環(huán)保綜合效益，合理分配工商業(yè)電價降價空間，讓經(jīng)營壓力較小的電網(wǎng)企業(yè)和煤電企業(yè)承擔主要的電力降價責任；五是加大燃氣輪機、內(nèi)燃機等核心技術(shù)的應(yīng)用研究，降低氣電運維成本。

6 結(jié)語

隨著我國環(huán)境保護政策的不斷推進，天然氣作為清潔化石能源，在一次能源消費中的占比將快速提升。結(jié)合我國燃氣輪機與頁巖氣開發(fā)的技術(shù)革命進程，預計“十三五”期間，燃氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的技術(shù)可行性與經(jīng)濟效益性將大幅改善。