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  4. 技術支持
    技術支持

    京豐1號是國內批打捆招標并早建成投產的F

    發布日期:2021-01-08 03:22 | 點擊數:

      燃氣發電擁有環保、高效、玉柴電力靈活等優點,目前我國的燃氣發電產業已經初具規模。如同所有新生事物一樣,燃氣發電也不斷遭遇著“成長的煩惱”。本報記者日前走近華北地區早上馬的燃氣發電機組,了解其運營狀況,并希冀以小見大,管窺燃氣發電行業的一些共性問題。

      12月14日,北京豐臺,街頭殘雪未消。在云崗西路,有一臺發電機組,正源源不斷地將天然氣轉化為電能,輸送到千家萬戶。

      這是整個華北地區上馬的臺燃氣發電機組,隸屬于京能集團旗下的京豐燃氣發電有限責任,從2005年投產至今,已經運轉10年。

      相較于高歌猛進、四方關注的風電和光電,燃氣發電不是很“搶鏡”,受制于氣源、氣價、成本、核心技術等問題,近兩年發展速度相對放緩。

      華北臺燃氣發電機組這些年運營狀況如何?共識性的燃氣發電行業掣肘因素,對其有影響嗎?記者當天走進京豐燃氣發電,尋找答案。

      “我們的前身是北京第三熱電廠,燒的是煤,后來經過改造,才變成了燃氣發電廠?,F役的燃機是‘京豐1號’,額定容量為41萬千瓦。”京豐燃氣發電副總經理侯小龍告訴記者。

      環境靜謐、草樹繁茂的駐地,如今尋不到當年熱電廠的半點痕跡。“燃氣發電優點很多。”侯小龍稱。

      截至12月份,京豐1號的等效運行小時數已累計接近6萬個。作為重型、大容量燃機,京豐1號的發電效率可達57%,綜合廠用電率僅2.6%。

      且不提污染極小、節水等天然屬性,比起同等容量的火電廠來,京豐1號的廠區占地面積只有其30%~40%,建筑面積只有其20%左右。

      參與電網調峰更是京豐1號的重要功能。在電網負荷高峰時段,京豐1號由電網調度進行調控,參與電網調頻調峰。白天電網負荷高峰時,京豐1號負荷調整為出力上限;夜里凌晨以后,京豐1號負荷往往下調至50%水平。

      “10年來,1號燃機憑借啟動速度快、調峰性能好的優勢,為京津唐電網的穩定運行出力不小。”侯小龍說。

      除發電外,京豐1號還承擔著為云崗、南宮地區居民集中供熱的任務,冬季供熱總面積達260萬平方米。

      在初的規劃中,京豐1號本應有個兄弟──“京豐2號”,但由于北京市燃氣電站建設統籌規劃,京豐2號一直未能上馬。“地方都還留著呢!計劃在‘十三五’期間,爭取2號燃機立項。”侯小龍說。

      初進廠房時,京豐1號及附屬設備的龐大體量所造成的視覺沖擊,不禁令記者一驚。玉柴電力

      據同行的京豐燃氣發電安全生產部工程師席斌介紹,級大容量燃氣—蒸汽聯合循環發電機組之一。機組采用發電機單軸配置型式,即在裝1臺燃氣輪機、1臺余熱鍋爐、1臺蒸汽輪機和1臺發電機,其中燃氣輪機、蒸汽輪機和發電機布置在一根軸上。

      “因為上馬年代比較早,京豐1號的主機設備是純進口的,燃氣輪機、蒸汽輪機為日本三菱重工業株式會社制造,發電機由日本三菱電機株式會社制造。”席斌說,“余熱鍋爐、發電機以外電氣設備、輔機等則是國產的。”國家能源局去年發布的 《燃氣發電安全監管報告》指出,我國尚未完全掌握燃氣發電核心技術,在一定程度上制約著燃氣發電產業的發展。

      “據我所知,目前像京豐1號這樣的F級燃機,本體國產化率還不足70%。”席斌說,“但國內正在努力提高燃氣發電主機設備的國產化率。”雖然核心設備是進口的,京豐燃氣發電對機組的技術改造卻也沒落下。京豐1號既是國內首臺成功進行抽汽供熱改造的F級燃氣—蒸汽聯合循環機組,也是國內首臺成功完成直噴氨法脫硝技術改造的聯合循環機組。

      對于國內大多數燃氣發電廠來說,檢修是個麻煩事兒。國內對整機檢修維護核心技術掌握不深、不透,機組檢修維護、改造升級、部件更換等都依賴原廠商,主要部件發生故障時需返廠檢修,花費甚巨。

      國家能源局的監管報告披露,國內F級燃機檢修維護費用每年可達3000萬元/臺。

      侯小龍告訴記者,目前國內燃氣發電廠在役重型燃機主要由3個廠家提供:美國GE、德國西門子和日本三菱重工。除三菱外,GE、西門子均要求燃機必須由廠家進行安裝、維修,業主和其他維護單位難以參與。業主與廠家通常要簽署“長期維護服務協議”。

      受益于“資格老”和主動摸索,京豐燃氣發電現已能夠獨立承擔一般的燃機現場檢修任務。只有當燃機熱通道部件需返廠維修和新品訂購時,才由原廠商負責。

      “燃機檢修不受制于人是我們的追求之一。”侯小龍表示,玉柴電力經過幾年鍛煉,京豐燃氣發電現已有檢修維護人員254名,占總人數一半以上,是華北地區一支可獨立承接進口燃機檢修的專業隊伍。

      不過,盡管掌握了不少自主檢修技術,在京豐燃氣發電,檢修成本仍約占其運營總成本的3%。在其他不能自主檢修的燃氣發電廠,這一比例只會更高。

      過去的10年,我國天然氣供需一直處于緊平衡狀態,眾多燃氣發電廠面臨供給壓力,冬季停機是常事,年發電利用小時數低于3000。

      京豐燃氣發電提供的信息顯示,京豐1號年發電利用小時數約為4300,供電氣耗約為0.2立方米 /千瓦時;每年消耗的天然氣總量約為3.5億立方米,波動幅度很小。

      這是為什么呢?原來,京豐1號地位特殊,是所在區域的集中供熱熱源點,一旦停機或大幅限負荷,就會影響到對周邊居民的供暖。

      “1號燃機自投產以來,未出現過由于缺氣導致機組停機或大幅限負荷的情況,供氣總體呈現出冬季緊張、其他三季充足的特點。”侯小龍說。

      記者從北京市發展改革委了解到,去年天然氣迎峰度冬期間,北京采取了限氣的手段,以應對高峰期用氣壓力。其措施如:華能燃氣機組采用背壓運行方式,同時降低高安屯燃氣發電廠負荷,每天減少天然氣使用量100萬立方米;臨時調停京西“二拖一”燃氣機組,每天減少天然氣使用量200萬立方米。

      侯小龍告訴記者,京豐1號所用天然氣由中石油陜甘一線和陜甘三線輸送,雖然機組離管道不算遠,但也常遇到氣壓不足的現象。此時機組就需要通過增壓維持負荷穩定,或者適當降負荷以提高燃燒安全裕度??蛇@么一來,企業效益就會受到影響。

      據記者了解,燃氣發電廠的發電成本主要包括燃料費、水費和材料費等,其中用氣開銷占大頭。

      “以同等發熱量計算,天然氣比煤炭貴得多。目前,我們的燃料成本約占總成本的77%。”京豐燃氣發電綜合計劃部主任高二賀告訴記者。

      記者梳理發現,10年來,北京市的非居民用天然氣價格一路走高,幾乎只升不降,的一次下降出現在剛剛過去的11月份。

      2005年京豐1號投運時,非居民用天然氣價格是1.55元 /立方米。2007年,北京市發展改革委將非居民用天然氣價格上調至1.95元 /立方米,2010年上調至2.28元 /立方米,2013年上調至2.67元 /立方米,2014年上調至3.09元 /立方米。

      今年國家發展改革委決定,自4月1日起,理順非居民用天然氣價格,實現增量氣和存量氣價格并軌。北京市發展改革委隨后將本市管道天然氣非居民銷售價格統一上調0.13元/立方米。如此,京豐1號的用氣價格就達到了3.22元/立方米。

      “從2005年到2015年4月,我們的用氣價格累計上漲了1.67元/立方米,漲幅約108%。”高二賀說,“每次隨著氣價的調整,政府對的財政補貼也會相應進行調整,只有依靠財政補貼才能維持正常的生產經營。這也是燃氣發電廠面臨的普遍問題。”天然氣價格改革全面提速后,北京市非居民用天然氣價格只漲不跌的局面終于終結。11月20日,北京市發展改革委將非居民用天然氣價格下調至2.51元/立方米。

      用氣價格驟降0.71元/立方米,是不是意味著京豐1號的盈利能力就會變強呢?答案恐怕是否定的。

      “現在北京的燃氣發電廠實行的是一廠一價制,上網電價基本年年都會調整。天然氣價格下調后,能夠從電價中獲得的財政補貼也會下調,因此運營狀況不會有多大的改善。”高二賀告訴記者。

      根據中電聯的統計數據,截止到2013年年底,我國天然氣發電裝機達4309萬千瓦,僅占總裝機容量的3.45%;發電量達1143億千瓦時,僅占總發電量的2.19%。天然氣發電已經超越核電,成為我國的第四大電源。

      但相比發達國家,我國天然氣發電裝機比重仍非常低。據了解,2010年,美國、日本和歐盟的燃氣機組已分別占到全部裝機的23.38%、27.42%、23.47%。從2000年至2012年,美國的天然氣發電量增長了96%。今年4月份,天然氣占美國發電的比重增長至31%,首次高于燃煤發電的30%。

      中電聯發布的《“十三五”天然氣發電需求預測》報告指出,到2020年,我國天然氣發電裝機規模將達1億千瓦左右,而即便如此,那時天然氣發電占總發電裝機的比例也只有4.71%,遠不如歐美日。

      隨著天然氣勘探開發和海外引進步伐的加快,進一步完善天然氣發電相關標準和政策,促進天然氣發電產業健康、提速發展,成為構建安全、穩定、經濟、清潔現代能源產業體系的必然要求。

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