江苏省9F级燃气－蒸汽联合循环电厂运营成本分析

陈建华，陈国伟

(江苏省电力设计院，南京市211102)

0 引言

众所周知，天然气是优质清洁的一次能源，以天然气为燃料的燃气－蒸汽联合循环热电联产机组，可以实现节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益，是治理大气污染和提高能源综合利用率的必要手段之一，符合国家可持续、科学发展战略。作为经济发达地区，江苏省迫切需要发展天然气发电等清洁能源建设。“十一五”期间，在国家“以市场换技术”的方针指导下，燃气发电技术快速飞跃发展，随着“西气东输”一期等天然气管线的建成，燃气－蒸汽联合循环发电机组以其高效、洁净、启动迅捷、调峰能力强的优点在江苏得以快速发展。截至2011年底，江苏省内燃气－蒸汽联合循环发电机组装机容量已达到4 060 MW，占省内电力装机容量的5.81%。其中9F重型燃机有8台，装机容量3 120 MW，占省内燃机装机容量的76.84%。大容量重型燃机的运行，为降低江苏省污染物排放、缓解部分时段电力供应紧张发挥了重要作用。为促进燃气发电产业的健康有序发展，受国家能源局电力司委托，电力规划设计总院于2012年组织有关专家，到江苏省的金陵电厂、戚墅堰电厂、望亭电厂等4个燃机电厂进行现场调研，全面了解江苏地区天然气发电情况。本文重点对省内现役的9F燃机电厂的实际生产运营成本进行总结和分析。

1 燃机机组运行总体情况

目前，江苏省内运行的8台9F燃气－蒸汽联合循环发电机组采用美国GE公司生产制造的9FA机型，于2006年前后陆续建成投产，至今已运行6年左右，基本情况参见表1。

表1 江苏省9F燃机电厂基本情况Tab.1 Basic situation of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu province

这批机组自投产以来，各项性能参数如热耗、排放、厂用电率等均达到了设计水平。由于受到江苏地区电力相对充裕和天然气气量不足、供应不稳定等因素影响，机组年利用小时数总体处于较低水平，基本采用昼开夜停的两班制运行方式，参与到电网系统的调峰，在电网中实际上起到了主力调峰机组的作用。2010年之前，机组年利用小时数一直维持在3 000 h左右。2011年情况特殊，达到历史罕见的5 010 h，主要原因:煤炭价格上涨，煤电机组出力不足，导致江苏电网2011年迎峰度夏期间严重缺电;与冬季相比，北方夏季天然气需求大幅下降，富裕的天然气供应南方，6—9月份江苏燃机机组基本处于满负荷运行［1］。

由于数据资料有限，本文仅选取其中3个燃机电厂的2009—2011年生产运营情况进行分析。4个燃机电厂均属省统调发机组，机组运行情况无显著差别，因此，样本个数减少并不影响分析结果。

2 燃机机组主要运行成本分析

2.1 燃料费

(1)发电量。2009—2011年期间，受气网、电网双重调峰的影响以及燃机故障的缘故，省内已投产F级燃机的运行小时数波动较大，有的年份，机组利用小时数高达5 131 h;有的年份，机组利用小时数低至2 472 h。

表2 江苏省9F燃机电厂2009—2011年发电气耗Tab.2 Gas consumption of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011 m3/(kW·h)

(2)气耗。燃机气耗与机组运行工况密切相关。机组的频繁启停，反复经过部分负荷阶段的低效率区域，日积月累将影响发电气耗［2-3］。由表2和表3可见，2009、2010年，机组利用小时数约3 000 h，启停次数约240次/年，启停频率(启停次数/利用小时数)约 0.08次/h，电厂平均发电气耗 0.193 5 m3/ (kW·h);2011年，机组利用小时数约5 000 h，启停次数约150次/年，启停频率约0.03次/h，电厂平均发电气耗0.189 5 m3/(kW·h)。

表3 江苏省9F燃机电厂2009—2011年机组启停频率Tab.3 Frequency of starting and stopping of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011 次/h

(3)气价。省内已投运9F燃机燃料为西气东输一期气源，其价格属于政府定价范围。根据省内有关气价政策，自2007年11月10日起，江苏地区9F燃机天然气的出厂基准价格为0.96元/m3，加上管输费0.62元/m3，天然气价格为1.58元/m3;自2010年6月1日起，基准价格提高0.23元/m3，调整至1.19元/m3，加上管输费0.62元/m3，天然气价格为1.81元/m3。

(4)其他。在实际运行中，燃机启动过程既消耗大量的天然气，还需要辅助蒸汽以及电量。对于热态启动而言，从启动达到基本负荷耗时1.5～2.0 h，则每次消耗蒸汽量20～40 t，约0.53万(kW·h)电量;对于冷态启动而言，通常耗时约4.0 h，耗用更多蒸汽量及电量［4］。就同一机组而言，启停频率增加，厂用电量增加，从而电厂的厂用电率提高［5］。由于3个电厂工艺系统不同，不同电厂的厂用电率有所区别，详情参见表4。

表4 江苏省9F燃机电厂2009—2011年综合厂用电率Tab.4 Power consumption rates of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011 %

从上述分析可知:若天然气价格为1.81元/m3，当燃机机组年利用小时3 000 h、启停240次(启停频率0.08次/h)，发电气耗约为0.193 5 m3/(kW·h)，燃料成本0.315 9元/(kW·h)(不含税);当燃机电厂年利用小时 5 000 h、启停 150次(启停频率0.03次/h)，发电气耗约为0.189 5 m3/(kW·h)，燃料成本0.309 4元/(kW·h)(不含税)。

2.2 修理费

按主机制造商GE公司推荐的检修周期［6］，连续运行的9F燃机机组，每经过8 000、24 000、48 000等效运行小时进行燃烧器检查(小修)、热通道检查(中修)、大修;若是调峰机组，每经过450、900、2 400次等效启停次数进行燃烧器检查(小修)、热通道检查(中修)、大修。通常，9F燃机小修费用约1 200万元，包括燃烧器热通道部件的拆装和返厂修理、燃机专用耗材和热工测量元件的更换费用，而中修费用约5 600万元，除小修范围以外，另加燃机静叶和动叶的拆装和返厂修理、开缸修理等费用。考虑到燃机动、静叶在每次返厂修理时都有一定比例的报废率，每台机组均摊到每年的新件补充费用约2 200万元［7］。根据3个燃机电厂年运行时间3 000 h、启停240次的运行方式，可以计算1个大修周期约12年，每台燃机平摊到每1年的轮换大部件及其他备件、部件修理、检修人工费用约为3 200万元。

这批机组自投运以来，除偶发缺陷以外，由于设备制造质量或运行工况原因，燃机机组的压气机、发电机和燃烧器与热通道等关键设备发生几次故障，造成检修间隔不确定，燃机备品备件价格昂贵，部分年份发生的维修费用很高，远高于上述标准。2009—2011年期间，3个燃机电厂的平均年检修费分别为9 678万元，详情参见表5。

表5 江苏省9F燃机电厂2009—2011年检修费Tab.5 Maintenance fee of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011万元

2.3 折旧费

通常，折旧年限、预计净残值率可在税法允许的范围内由企业自行确定。调研中的3个燃机电厂因不属于同一企业集团，折旧方法并不一致。按综合折旧率提取，折旧年限取15年，残值率5%，重新调整相关数据［8］。2009—2011年期间，3个燃机电厂的平均年折旧费为12 692万元，详情参见表6。

2.4 财务费用

对于调研中的3个燃机电厂而言，财务费用主要是建设期贷款利息。根据现行的银行贷款政策，采取等额本息或者等额本金还款方式，经营期内，偿还贷款中利息的费用是逐渐递减的，但同期银行固定资产贷款利率不断调整，导致财务费用波动。2009—2011年期间，3个燃机电厂的平均年财务费用为10 567万元，详情参见表7。

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2.5 其他

理论上属于可变成本的水费、材料费、其他费用(含保险费)等成本项目并不随发电量变化而发生明显变化，有时因其他原因发生相反变化，理论上属于不变成本的职工薪酬根据企业效益而发生少许变化［9］。本文全部按不变成本考虑，2009—2011年期间，3个燃机电厂的平均水费、材料费、职工薪酬、其他费用、保险费等合计为6 230万元，详情参见表8。

表8 江苏省9F燃机电厂2009—2011年其他费用Tab.8 Other costs of 9F gas-steam combined cycle power plants in Jiangsu from 2009 to 2011 万元

2.6 成本分析

从上述分析可得出:

(1)燃机电厂年利用小时数为3 000 h、启停240次时，若天然气价格为1.81元/m3，则可变成本为73 920万元，不变成本为39 167万元，发电成本为0.483 3元/(kW·h)。各类成本中，燃料费、修理费、折旧、财务费用、其他成本分别占 65.36%、8.56%、11.22%、9.34%、5.51%。

(2)燃机电厂年利用小时数为5 000 h、启停150次时，若天然气价格为1.81元/m3，则可变成本为120 653万元，不变成本为39 167万元，发电成本为0.409 9元/(kW·h)。各类成本中，燃料费、修理费、折旧、财务费用、其他成本分别占 75.48%、6.06%、7.94%、6.61%、3.90%。以上成本均不含增值税。

对电厂而言，天然气价格、发电小时数以及机组运行方式对生产成本影响较大。

(1)天然气价格。从当前资源品价格走势看，未来天然气价格上涨可能性很大［10］。燃机电厂年利用小时数为3 000 h、启停240次时，若燃机电厂的天然气价格从1.81元/m3上调至2.00元/m3(管输费不变)，其他条件不变，发电成本从 0.483 3元/ (kW·h)上涨至0.515 8元/(kW·h)，即天然气价格变化0.10元/m3时，发电成本变化约0.017 1元/ (kW·h)(不含税)。

(2)发电利用小时数。目前，江苏电网节能调度要求优先安排燃机机组运行，且江苏电网依然存在一定电力缺口，若未来气源充足，燃机机组利用小时数有可能提高。当机组利用小时数从3 000 h提高至3 500 h，其他条件不变，发电成本从 0.483 3元/ (kW·h)下降至0.459 4元/(kW·h)(不含税);当机组利用小时数从3 000 h提高至5 000 h，其他条件不变，发电成本可下降至0.416 3元/(kW·h)(不含税)，即机组利用小时数变化500 h时，发电成本变化约0.022 3元/(kW·h)。

(3)机组运行方式。对比2009、2010与2011年的燃机机组发电气耗和厂用电率数据，仅由于机组启停次数大幅减少，机组负荷率提高，发电气耗0.193 5 m3/ (kW·h)可以降至0.189 5 m3/(kW·h)，发电燃料成本可降低0.006 5元/(kW·h)，厂用电率平均下降约0.2个百分点，相当于供电量增加0.2%，发电成本约降低0.001 0元/(kW·h)。此外，启停次数减少还会降低燃机的维修费。

因此，当天然气价格每上涨0.10元/m3时，发电成本上涨约0.017 1元/(kW·h)(不含税)，上网电价需上调0.020 0元/(kW·h)(含税)，才能消纳气价上涨给电厂带来的成本。机组运行方式不变时，当电厂每争取到7 740万m3天然气(增加机组利用小时数500 h)，发电成本降低0.022 3元/(kW·h)(不含税)，电厂生产成本可降低6 244万元。

3 结论

(1)以天然气为燃料的燃气－蒸汽联合循环机组是一种高效率、低污染的发电方式，具有投资低、环保清洁等优点，同时对电网和天然气管网的调峰发挥巨大作用，符合“绿化江苏、气化江苏”的可持续发展政策。

(2)从省内电厂目前的运行情况来看，当9F燃机电厂年利用小时数为3 000 h、启停240次时，天然气价格为1.81元/m3，则发电成本为0.483 3元/ (kW·h)(不含税)，其中燃料成本为0.315 9元/ (kW·h)，比重为 65.36%;当年利用小时数为5 000 h、启停150次时，其他条件不变，则发电成本降至0.409 9元/(kW·h)(不含税)，其中燃料成本为0.309 4元/(kW·h)，比重为75.48%。

(3)对于现役燃机电厂而言，积极落实气源，争取较高的机组利用小时、适当改进机组运行方式，可有效降低发电成本。

［1］江苏电监办.江苏电力交易与市场秩序情况通报［EB/OL］.南京:江苏电监办，2011［2012-01-01］.http://njb.serc.gov.cn/info/ community/2201.html.

［2］DL/T 5435—2009火力发电工程经济评价导则［S］.

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［5］余芳，王文志.惠州天然气发电厂变频启动调速过程及特点探讨［J］.电力建设，2006，27(5):38-40.

［6］清华大学热能工程系动力机械与工程研究所，深圳南山热电股份有限公司.燃气轮机与燃气一蒸汽联合循环装置［M］.北京:中国电力出版社，2007:680-710.

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