江蘇省9F級燃氣－蒸汽聯合循環電廠運營成本分析

陳建華，陳國偉

(江蘇省電力設計院，南京市211102)

0 引言

眾所周知，天然氣是優質清潔的一次能源，以天然氣為燃料的燃氣－蒸汽聯合循環熱電聯產機組，可以實現節約能源、改善環境、提高供熱質量、增加電力供應等綜合效益，是治理大氣污染和提高能源綜合利用率的必要手段之一，符合國家可持續、科學發展戰略。作為經濟發達地區，江蘇省迫切需要發展天然氣發電等清潔能源建設。“十一五”期間，在國家“以市場換技術”的方針指導下，燃氣發電技術快速飛躍發展，隨著“西氣東輸”一期等天然氣管線的建成，燃氣－蒸汽聯合循環發電機組以其高效、潔凈、啟動迅捷、調峰能力強的優點在江蘇得以快速發展。截至2011年底，江蘇省內燃氣－蒸汽聯合循環發電機組裝機容量已達到4 060 MW，占省內電力裝機容量的5.81%。其中9F重型燃機有8臺，裝機容量3 120 MW，占省內燃機裝機容量的76.84%。大容量重型燃機的運行，為降低江蘇省污染物排放、緩解部分時段電力供應緊張發揮了重要作用。為促進燃氣發電產業的健康有序發展，受國家能源局電力司委托，電力規劃設計總院于2012年組織有關專家，到江蘇省的金陵電廠、戚墅堰電廠、望亭電廠等4個燃機電廠進行現場調研，全面了解江蘇地區天然氣發電情況。本文重點對省內現役的9F燃機電廠的實際生產運營成本進行總結和分析。

1 燃機機組運行總體情況

目前，江蘇省內運行的8臺9F燃氣－蒸汽聯合循環發電機組采用美國GE公司生產制造的9FA機型，于2006年前后陸續建成投產，至今已運行6年左右，基本情況參見表1。

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

這批機組自投產以來，各項性能參數如熱耗、排放、廠用電率等均達到了設計水平。由于受到江蘇地區電力相對充裕和天然氣氣量不足、供應不穩定等因素影響，機組年利用小時數總體處于較低水平，基本采用晝開夜停的兩班制運行方式，參與到電網系統的調峰，在電網中實際上起到了主力調峰機組的作用。2010年之前，機組年利用小時數一直維持在3 000 h左右。2011年情況特殊，達到歷史罕見的5 010 h，主要原因:煤炭價格上漲，煤電機組出力不足，導致江蘇電網2011年迎峰度夏期間嚴重缺電;與冬季相比，北方夏季天然氣需求大幅下降，富裕的天然氣供應南方，6—9月份江蘇燃機機組基本處于滿負荷運行［1］。

由于數據資料有限，本文僅選取其中3個燃機電廠的2009—2011年生產運營情況進行分析。4個燃機電廠均屬省統調發機組，機組運行情況無顯著差別，因此，樣本個數減少并不影響分析結果。

2 燃機機組主要運行成本分析

2.1 燃料費

(1)發電量。2009—2011年期間，受氣網、電網雙重調峰的影響以及燃機故障的緣故，省內已投產F級燃機的運行小時數波動較大，有的年份，機組利用小時數高達5 131 h;有的年份，機組利用小時數低至2 472 h。

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

(2)氣耗。燃機氣耗與機組運行工況密切相關。機組的頻繁啟停，反復經過部分負荷階段的低效率區域，日積月累將影響發電氣耗［2-3］。由表2和表3可見，2009、2010年，機組利用小時數約3 000 h，啟停次數約240次/年，啟停頻率(啟停次數/利用小時數)約 0.08次/h，電廠平均發電氣耗 0.193 5 m3/ (kW·h);2011年，機組利用小時數約5 000 h，啟停次數約150次/年，啟停頻率約0.03次/h，電廠平均發電氣耗0.189 5 m3/(kW·h)。

表3 江蘇省9F燃機電廠2009—2011年機組啟停頻率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。省內已投運9F燃機燃料為西氣東輸一期氣源，其價格屬于政府定價范圍。根據省內有關氣價政策，自2007年11月10日起，江蘇地區9F燃機天然氣的出廠基準價格為0.96元/m3，加上管輸費0.62元/m3，天然氣價格為1.58元/m3;自2010年6月1日起，基準價格提高0.23元/m3，調整至1.19元/m3，加上管輸費0.62元/m3，天然氣價格為1.81元/m3。

(4)其他。在實際運行中，燃機啟動過程既消耗大量的天然氣，還需要輔助蒸汽以及電量。對于熱態啟動而言，從啟動達到基本負荷耗時1.5～2.0 h，則每次消耗蒸汽量20～40 t，約0.53萬(kW·h)電量;對于冷態啟動而言，通常耗時約4.0 h，耗用更多蒸汽量及電量［4］。就同一機組而言，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個電廠工藝系統不同，不同電廠的廠用電率有所區別，詳情參見表4。

表4 江蘇省9F燃機電廠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:若天然氣價格為1.81元/m3，當燃機機組年利用小時3 000 h、啟停240次(啟停頻率0.08次/h)，發電氣耗約為0.193 5 m3/(kW·h)，燃料成本0.315 9元/(kW·h)(不含稅);當燃機電廠年利用小時 5 000 h、啟停 150次(啟停頻率0.03次/h)，發電氣耗約為0.189 5 m3/(kW·h)，燃料成本0.309 4元/(kW·h)(不含稅)。

2.2 修理費

按主機制造商GE公司推薦的檢修周期［6］，連續運行的9F燃機機組，每經過8 000、24 000、48 000等效運行小時進行燃燒器檢查(小修)、熱通道檢查(中修)、大修;若是調峰機組，每經過450、900、2 400次等效啟停次數進行燃燒器檢查(小修)、熱通道檢查(中修)、大修。通常，9F燃機小修費用約1 200萬元，包括燃燒器熱通道部件的拆裝和返廠修理、燃機專用耗材和熱工測量元件的更換費用，而中修費用約5 600萬元，除小修范圍以外，另加燃機靜葉和動葉的拆裝和返廠修理、開缸修理等費用。考慮到燃機動、靜葉在每次返廠修理時都有一定比例的報廢率，每臺機組均攤到每年的新件補充費用約2 200萬元［7］。根據3個燃機電廠年運行時間3 000 h、啟停240次的運行方式，可以計算1個大修周期約12年，每臺燃機平攤到每1年的輪換大部件及其他備件、部件修理、檢修人工費用約為3 200萬元。

這批機組自投運以來，除偶發缺陷以外，由于設備制造質量或運行工況原因，燃機機組的壓氣機、發電機和燃燒器與熱通道等關鍵設備發生幾次故障，造成檢修間隔不確定，燃機備品備件價格昂貴，部分年份發生的維修費用很高，遠高于上述標準。2009—2011年期間，3個燃機電廠的平均年檢修費分別為9 678萬元，詳情參見表5。

表5 江蘇省9F燃機電廠2009—2011年檢修費Tab.5 Maintenance fee of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011萬元

2.3 折舊費

通常，折舊年限、預計凈殘值率可在稅法允許的范圍內由企業自行確定。調研中的3個燃機電廠因不屬于同一企業集團，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%，重新調整相關數據［8］。2009—2011年期間，3個燃機電廠的平均年折舊費為12 692萬元，詳情參見表6。

2.4 財務費用

對于調研中的3個燃機電廠而言，財務費用主要是建設期貸款利息。根據現行的銀行貸款政策，采取等額本息或者等額本金還款方式，經營期內，償還貸款中利息的費用是逐漸遞減的，但同期銀行固定資產貸款利率不斷調整，導致財務費用波動。2009—2011年期間，3個燃機電廠的平均年財務費用為10 567萬元，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、材料費、其他費用(含保險費)等成本項目并不隨發電量變化而發生明顯變化，有時因其他原因發生相反變化，理論上屬于不變成本的職工薪酬根據企業效益而發生少許變化［9］。本文全部按不變成本考慮，2009—2011年期間，3個燃機電廠的平均水費、材料費、職工薪酬、其他費用、保險費等合計為6 230萬元，詳情參見表8。

表8 江蘇省9F燃機電廠2009—2011年其他費用Tab.8 Other costs of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011 萬元

2.6 成本分析

從上述分析可得出:

(1)燃機電廠年利用小時數為3 000 h、啟停240次時，若天然氣價格為1.81元/m3，則可變成本為73 920萬元，不變成本為39 167萬元，發電成本為0.483 3元/(kW·h)。各類成本中，燃料費、修理費、折舊、財務費用、其他成本分別占 65.36%、8.56%、11.22%、9.34%、5.51%。

(2)燃機電廠年利用小時數為5 000 h、啟停150次時，若天然氣價格為1.81元/m3，則可變成本為120 653萬元，不變成本為39 167萬元，發電成本為0.409 9元/(kW·h)。各類成本中，燃料費、修理費、折舊、財務費用、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。

對電廠而言，天然氣價格、發電小時數以及機組運行方式對生產成本影響較大。

(1)天然氣價格。從當前資源品價格走勢看，未來天然氣價格上漲可能性很大［10］。燃機電廠年利用小時數為3 000 h、啟停240次時，若燃機電廠的天然氣價格從1.81元/m3上調至2.00元/m3(管輸費不變)，其他條件不變，發電成本從 0.483 3元/ (kW·h)上漲至0.515 8元/(kW·h)，即天然氣價格變化0.10元/m3時，發電成本變化約0.017 1元/ (kW·h)(不含稅)。

(2)發電利用小時數。目前，江蘇電網節能調度要求優先安排燃機機組運行，且江蘇電網依然存在一定電力缺口，若未來氣源充足，燃機機組利用小時數有可能提高。當機組利用小時數從3 000 h提高至3 500 h，其他條件不變，發電成本從 0.483 3元/ (kW·h)下降至0.459 4元/(kW·h)(不含稅);當機組利用小時數從3 000 h提高至5 000 h，其他條件不變，發電成本可下降至0.416 3元/(kW·h)(不含稅)，即機組利用小時數變化500 h時，發電成本變化約0.022 3元/(kW·h)。

(3)機組運行方式。對比2009、2010與2011年的燃機機組發電氣耗和廠用電率數據，僅由于機組啟停次數大幅減少，機組負荷率提高，發電氣耗0.193 5 m3/ (kW·h)可以降至0.189 5 m3/(kW·h)，發電燃料成本可降低0.006 5元/(kW·h)，廠用電率平均下降約0.2個百分點，相當于供電量增加0.2%，發電成本約降低0.001 0元/(kW·h)。此外，啟停次數減少還會降低燃機的維修費。

因此，當天然氣價格每上漲0.10元/m3時，發電成本上漲約0.017 1元/(kW·h)(不含稅)，上網電價需上調0.020 0元/(kW·h)(含稅)，才能消納氣價上漲給電廠帶來的成本。機組運行方式不變時，當電廠每爭取到7 740萬m3天然氣(增加機組利用小時數500 h)，發電成本降低0.022 3元/(kW·h)(不含稅)，電廠生產成本可降低6 244萬元。

3 結論

(1)以天然氣為燃料的燃氣－蒸汽聯合循環機組是一種高效率、低污染的發電方式，具有投資低、環保清潔等優點，同時對電網和天然氣管網的調峰發揮巨大作用，符合“綠化江蘇、氣化江蘇”的可持續發展政策。

(2)從省內電廠目前的運行情況來看，當9F燃機電廠年利用小時數為3 000 h、啟停240次時，天然氣價格為1.81元/m3，則發電成本為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%;當年利用小時數為5 000 h、啟停150次時，其他條件不變，則發電成本降至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)對于現役燃機電廠而言，積極落實氣源，爭取較高的機組利用小時、適當改進機組運行方式，可有效降低發電成本。

［1］江蘇電監辦.江蘇電力交易與市場秩序情況通報［EB/OL］.南京:江蘇電監辦，2011［2012-01-01］.http://njb.serc.gov.cn/info/ community/2201.html.

［2］DL/T 5435—2009火力發電工程經濟評價導則［S］.

［3］葉勝，彭顯剛，周科，等.天然氣聯合循環電廠調峰運行經濟性分析［J］.廣東電力，2009，22(9):1-5.

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［5］余芳，王文志.惠州天然氣發電廠變頻啟動調速過程及特點探討［J］.電力建設，2006，27(5):38-40.

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［7］毛華軍.S109FA聯合循環機組調峰運行方式的分析［J］.華電技術，2008，33(8):13-15.

［8］國家發展改革委員會，建設部.發改投資［2006］1325號建設項目經濟評價方法與參數［S］.3版.北京:中國計劃出版社，2006.

［9］趙振，陳瑞娟.若干天然氣聯合循環電站實例的經濟性［J］.熱能動力工程，2005，20(6):632-635.

［10］楊柏，黃杰.E型和F型燃機聯合循環電廠的性能及經濟性比較［J］.廣東電力，2003，16(2):5-52.