新聞調查丨燃機電廠生存各有道

2017-11-22 12:37:47 來源：中國電力報　點擊量：評論 (0)

上海市天然氣發(fā)電機組主要有3種類型，一種是以上海漕涇熱電有限責任公司為代表的熱電聯供機組，除了檢修時間外，一年其余時段連續(xù)運轉;第二種是調峰機組，日開夜停，以臨港熱電9F機組為代表;第三種是極端狀態(tài)下的

上海市天然氣發(fā)電機組主要有3種類型，一種是以上海漕涇熱電有限責任公司為代表的熱電聯供機組，除了檢修時間外，一年其余時段連續(xù)運轉;第二種是調峰機組，日開夜停，以臨港熱電9F機組為代表;第三種是極端狀態(tài)下的調峰機組，羅涇熱電的E型機組歸入這一類，年發(fā)電利用小時數只有300多小時。

熱電聯供———經濟性最好

上海漕涇熱電有限責任公司(簡稱“漕涇熱電”)，擁有2套30萬千瓦等級的GE9F燃氣—蒸汽聯合循環(huán)機組，兩臺機組分別于2005年8月18日和12月4日正式投入商業(yè)運行，是上海地區(qū)最早的F級燃機。

因為“以熱定電”的定位，漕涇熱電不需要參與調峰，年發(fā)電小時數6000小時左右，年發(fā)電量超過42億千瓦時，占全市燃氣發(fā)電量的40%以上。與其他晝開夜停的調峰機組相比，漕涇熱電仿佛具有獨特的地位，這也成為公司收益的保障。

“燃氣—蒸汽聯合循環(huán)是經濟性最好的天然氣發(fā)電模式。由于天然氣價格高，純天然氣發(fā)電機組都是發(fā)一度虧一度，但燃氣—蒸汽聯合循環(huán)由于有供熱，經濟效益有保障。一般來說需要熱動力、熱量的工業(yè)園區(qū)都適合建燃氣—蒸汽聯合循環(huán)電廠。”上海漕涇熱電有限責任公司總經理史佩鋼對記者說。

據介紹，漕涇熱電供熱產生的利潤約占70%，發(fā)電約占20%，其他部分約占10%。2016年，漕涇熱電利潤總額達到5.7億元，在全國燃機電廠排名第一。

雖然熱電聯供是漕涇熱電經營的保障，但記者采訪中發(fā)現，漕涇熱電能取得如此好的經濟效益，熱電聯供是必要條件但非唯一原因。事實上，漕涇熱電在經營管理方面的創(chuàng)新和精細化是重要因素。

“燃氣—蒸汽聯合循環(huán)熱電機組具有燃料利用率高的特點，總熱效率、供電標煤耗等方面的指標有明顯的優(yōu)勢。我公司機組在目前的供氣量情況下，效率維持在70%左右，供電煤耗208.3克/千瓦時，而30萬千瓦等級的燃煤電廠，效率僅為36~38%，供電煤耗達325~335克/千瓦時。由此可知，我公司的燃氣—蒸汽聯合循環(huán)機組的經濟性和對社會影響性明顯優(yōu)于燃煤電廠。”史佩鋼表示。

按照最初的設定，漕涇熱電的利潤為8%，但這些年下來，實際利潤卻遠高于這個數字。該公司通過提高機組效率、降低成本等來提高利潤。通常來說，機組效率會隨著運行年限的增加而下降，但漕涇熱電機組的效率卻幾乎沒有下降，兩臺機組額定工況下熱效率高達81%，遠高于通常的燃氣—蒸汽聯合循環(huán)機組的熱效率。機組生產每千瓦時電的發(fā)電氣耗為0.17立方米，也遠低于全國燃機平均水平。此外，漕涇熱電每年回收客戶多余熱力和冷凝水可達100萬吉焦及140萬噸以上，既降低客戶成本，又提高了公司的收益，同時實現了資源高效利用和循環(huán)利用。

漕涇熱電的好效益還得益于市場化的煤價氣價聯動機制———天然氣價格上升，蒸汽價格隨之上升，天然氣價格下跌，蒸汽價格也下跌。

“從開始成立我們就是一個市場化的企業(yè)。蒸汽價格是我們自己與客戶談判確定的，是合同價格，不是政府定價。價格由固定費用和變動費用兩部分構成，固定費用主要是投資費用加上適當的利潤形成，變動費用主要是燃料價格+藥劑+水。固定費用每年調整一次，變動費用每月調整一次。在這種情況下，我們基本不承擔風險，可以賺取合理利潤，利潤水平相對穩(wěn)定。”史佩鋼說。

2008年金融危機的時候，化工行業(yè)利潤斷崖式下降，漕涇熱電的供蒸氣量從200多噸下降到只有100噸左右，但是因為簽訂了照付不議合同，化工企業(yè)即使沒有用氣也照樣支付固定費用，漕涇熱電的收益并沒有多少損失。

調峰機組———氣電雙調任務重

南靠杭州灣，北臨上海天然氣管網門站輸氣管線的上海申能臨港燃機發(fā)電有限公司(簡稱“臨港燃機”)，是上海市進口LNG的配套項目。項目于2012年3月21日建成投產，共有4臺40萬千瓦級燃氣-蒸汽聯合循環(huán)機組，是國內一次核準建成的最大規(guī)模燃機電廠。“提高電網調峰能力，調節(jié)城市天然氣供需平衡，優(yōu)化城市電源布局，增強電網和天然氣管網的安全運行……”這樣的定位決定，臨港燃機承擔著雙重調峰的重任：既調電峰，又調氣峰。

與籠罩著多個光環(huán)的漕涇熱電相比，包括臨港燃機在內的上海其他調峰燃機電廠都面臨發(fā)電小時數低的問題。由于用電負荷白天高夜晚低的特點，調峰機組采用晝開夜停的運行方式。2016年臨港熱電發(fā)電小時數是1567小時，發(fā)電25億千瓦時，連續(xù)運行只在冬季一二月份時出現過不超一周。

“電網低谷時段負荷低，用不了那么多電，首先肯定要停燃機，一方面是燃機啟停快，另一方面燃機啟停一次的成本遠遠低于煤機。”上海申能臨港燃機發(fā)電有限公司副總經理陳紅良說。早上6~8時開機，晚上11~12時停機，這樣的運行方式幾乎每天都在臨港燃機上演。

除了調電峰，臨港電廠的調氣峰任務也很重要。臨港燃機后面的洋山港是上海市LNG的入口，每年的LNG量基本占上海天然氣量的一半。LNG是從馬來西亞運來的，船期計劃都是事先談好的年度合同，每月3~5艘船，1艘船裝6萬噸左右的天然氣，卸到儲氣罐子里折算成標方是8000萬立方米，大半個罐子都裝滿了。有時候，前面的天然氣還是滿庫，下一艘船馬上要到，臨港熱電就要接受調氣峰的任務，發(fā)電騰庫。

近幾年，臨港燃機每年的發(fā)電小時都保持在1500~1600小時。晝開夜停是燃氣機組的優(yōu)勢，但是卻直接導致機組發(fā)電成本高。

“開開停停狀態(tài)下氣耗比較大，因為輔機是要熱起來的，所以冷機狀態(tài)到機組開啟這段時間用氣但不能發(fā)電。頻繁的啟停，造成燃機電廠的用電率都很高。”陳紅良介紹說。

與臨港燃機相比，羅涇燃機的發(fā)電小時數更低，2016年只有約320小時。由于調峰燃機發(fā)電入不敷出，羅涇燃機其實并不想多發(fā)電。

“我廠機組每千瓦時天然氣耗氣量平均為0.234立方米，也就是一立方氣可以發(fā)4.27千瓦時電，天然氣價格是2.5元/立方米，加上其他成本，發(fā)電成本價為0.86元/千瓦時。如果發(fā)電小時數在500小時之內，加上容量電價的收益勉強可以實現微利，發(fā)電小時數超過500小時肯定會虧損。所以我們每年發(fā)電盡量不超過500小時，在電網困難、用電特別緊張的時候才發(fā)。”上海羅涇燃機發(fā)電廠廠長兼黨委書記瞿浩告訴記者。

發(fā)電小時———贏利的根本

“熱電聯產機組，效率高，發(fā)電小時數高，一年能發(fā)到5000~6000小時。發(fā)電小時數高，發(fā)電的單位成本就會下降。如果我也能發(fā)到5000~6000小時，電度電價方面就能覆蓋成本。”陳紅良說。雖然純發(fā)電燃氣機組不可能有熱電聯供機組那樣好的效益，但上海調峰燃機電廠負責人紛紛表示，如果有足夠的發(fā)電利用小時數，純發(fā)電機燃機也有贏利空間。

3月31日，羅涇燃機做了一次試驗，連續(xù)發(fā)電37個小時，贏利7萬元。而在通常早上8時并網，晚上10時停機的情況下，6月1日，熱態(tài)啟動連發(fā)12小時，虧了4萬多元;5月31日冷態(tài)啟動，同樣連發(fā)12小時虧了11萬多元。

“24小時連續(xù)發(fā)會有所收益。啟動的時候，前面要暖機，從0轉速到3000轉一直都在耗能，所用氣都要算在成本里。啟停一次的成本是固定的，像我們這樣的機組，啟停一次的成本約10萬元，因此，發(fā)的時間越長，分攤到每千瓦時電的成本越小。”瞿浩說，就像開車堵車時只能在低速開，開開停停，油耗非常大，開到高速，油耗就降下來了。

據介紹，羅涇燃機晝開夜停所需天然氣量折算成煤耗272克，而連續(xù)開一個星期，折算成煤耗僅相當于210克。

在機組定位一時不能改變的情況下，上海的調峰燃機都在通過優(yōu)化運行方式降低運行成本。“機組狀態(tài)不同，發(fā)電成本就會相差很大，如果是冷態(tài)啟動，經濟性會非常差，如果是熱態(tài)啟動，經濟性會大大改善，因為冷態(tài)和熱態(tài)氣耗相差很大。”陳紅良告訴記者。

在優(yōu)化運行方式，同時大量實施科技創(chuàng)新的基礎上，臨港燃機負荷率呈上升趨勢，啟停次數呈下降的趨勢。在發(fā)電量大體相當的情況下，2016年啟停次數從2013年的507次下降至368次;負荷率從2013年的66.84%提升至73.36%，綜合廠用電率，從13年2.75%下降至2.1%;連續(xù)多年超額完成經營指標。

針對不能連續(xù)發(fā)的情況，羅涇燃機在優(yōu)化運行方式中也總結出一套策略———“三個一”，即一年當中發(fā)兩頭，一周當中連續(xù)發(fā)同一臺機組，一天當中必須連續(xù)滿負荷12小時以上。

“一季度和四季度外面室溫低，對燃機效率影響小。冬天的機組效率可以達到20萬千瓦滿負荷，但6月份滿負荷只能發(fā)16.5萬千瓦左右。我們今年一季度機組啟停20次，發(fā)電7000萬千瓦時，贏利11萬元。”瞿浩說。