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华北首台燃气发电机组发电效率达57%
时间:2020-04-15 01:12

  编者按:燃气发电拥有环保、高效、灵活等优点,目前我国的燃气发电产业已经初具规模。如同所有新生事物一样,燃气发电也不断遭遇着“成长的烦恼”。本报记者日前走近华北地区最早上马的燃气发电机组,了解其运营状况,并希冀以小见大,管窥燃气发电行业的一些共性问题。

  12月14日,北京丰台,街头残雪未消。在云岗西路,有一台发电机组,正源源不断地将天然气转化为电能,输送到千家万户。

  这是整个华北地区上马的第一台燃气发电机组,隶属于京能集团旗下的京丰燃气发电有限责任公司,从2005年投产至今,已经运转10年。

  相较于高歌猛进、四方关注的风电和光电,燃气发电不是很“抢镜”,受制于气源、气价、成本、核心技术等问题,近两年发展速度相对放缓。

  华北第一台燃气发电机组这些年运营状况如何?共识性的燃气发电行业掣肘因素,对其有影响吗?记者当天走进京丰燃气发电公司,寻找答案。

  “我们的前身是北京第三热电厂,烧的是煤,后来经过改造,才变成了燃气发电厂。现役的燃机是京丰1号,额定容量为41万千瓦。”京丰燃气发电公司副总经理侯小龙告诉记者。

  环境静谧、草树繁茂的公司驻地,如今寻不到当年热电厂的半点痕迹。“燃气发电优点很多。”侯小龙称。

  截至12月份,京丰1号的等效运行小时数已累计接近6万个。作为重型、大容量燃机,京丰1号的发电效率可达57%,综合厂用电率仅2.6%。

  且不提污染极小、节水等天然属性,比起同等容量的火电厂来,京丰1号的厂区占地面积只有其30%~40%,建筑面积只有其20%左右。

  参与电网调峰更是京丰1号的重要功能。在电网负荷高峰时段,京丰1号由电网调度进行调控,参与电网调频调峰。白天电网负荷高峰时,京丰1号负荷调整为出力上限;夜里凌晨以后,京丰1号负荷往往下调至50%水平。

  “10年来,1号燃机凭借启动速度快、调峰性能好的优势,为京津唐电网的稳定运行出力不小。”侯小龙说。

  除发电外,京丰1号还承担着为云岗、南宫地区居民集中供热的任务,冬季供热总面积达260万平方米。

  在最初的规划中,京丰1号本应有个兄弟──“京丰2号”,但由于北京市燃气电站建设统筹规划,京丰2号一直未能上马。“地方都还留着呢!公司计划在十三五期间,争取2号燃机立项。”侯小龙说。

  初进厂房时,京丰1号及附属设备的庞大体量所造成的视觉冲击,不禁令记者一惊。

  据同行的京丰燃气发电公司安全生产部工程师席斌介绍,京丰1号是国内第一批打捆招标并最早建成投产的F级大容量燃气蒸汽联合循环发电机组之一。机组采用发电机单轴配置型式,即在装1台燃气轮机、1台余热锅炉、1台蒸汽轮机和1台发电机,其中燃气轮机、蒸汽轮机和发电机布置在一根轴上。

  “因为上马年代比较早,京丰1号的主机设备是纯进口的,燃气轮机、蒸汽轮机为日本三菱重工业株式会社制造,发电机由日本三菱电机株式会社制造。”席斌说,“余热锅炉、发电机以外电气设备、辅机等则是国产的。”国家能源局去年发布的 《燃气发电安全监管报告》指出,我国尚未完全掌握燃气发电核心技术,在一定程度上制约着燃气发电产业的发展。

  “据我所知,目前像京丰1号这样的F级燃机,本体国产化率还不足70%。”席斌说,“但国内正在努力提高燃气发电主机设备的国产化率。”虽然核心设备是进口的,京丰燃气发电公司对机组的技术改造却也没落下。京丰1号既是国内首台成功进行抽汽供热改造的F级燃气蒸汽联合循环机组,也是国内首台成功完成直喷氨法脱硝技术改造的联合循环机组。

  对于国内大多数燃气发电厂来说,检修是个麻烦事儿。国内对整机检修维护核心技术掌握不深、不透,机组检修维护、改造升级、部件更换等都依赖原厂商,主要部件发生故障时需返厂检修,花费甚巨。

  国家能源局的监管报告披露,国内F级燃机检修维护费用每年可达3000万元/台。

  侯小龙告诉记者,目前国内燃气发电厂在役重型燃机主要由3个厂家提供:美国GE、德国西门子和日本三菱重工。除三菱外,GE、西门子均要求燃机必须由厂家进行安装、维修,业主和其他维护单位难以参与。业主与厂家通常要签署“长期维护服务协议”。

  受益于“资格老”和主动摸索,京丰燃气发电公司现已能够独立承担一般的燃机现场检修任务。只有当燃机热通道部件需返厂维修和新品订购时,才由原厂商负责。

  “燃机检修不受制于人是我们的追求之一。”侯小龙表示,经过几年锻炼,京丰燃气发电公司现已有检修维护人员254名,占公司总人数一半以上,是华北地区唯一一支可独立承接进口燃机检修的专业队伍。

  不过,尽管掌握了不少自主检修技术,在京丰燃气发电公司,检修成本仍约占其运营总成本的3%。在其他不能自主检修的燃气发电厂,这一比例只会更高。

  过去的10年,我国天然气供需一直处于紧平衡状态,众多燃气发电厂面临供给压力,冬季停机是常事,年发电利用小时数低于3000。

  京丰燃气发电公司提供的信息显示,京丰1号年发电利用小时数约为4300,供电气耗约为0.2立方米 /千瓦时;每年消耗的天然气总量约为3.5亿立方米,波动幅度很小。

  这是为什么呢?原来,京丰1号地位特殊,是所在区域唯一的集中供热热源点,一旦停机或大幅限负荷,就会影响到对周边居民的供暖。

  “1号燃机自投产以来,未出现过由于缺气导致机组停机或大幅限负荷的情况,供气总体呈现出冬季紧张、其他三季充足的特点。”侯小龙说。

  记者从北京市发展改革委了解到,去年天然气迎峰度冬期间,北京采取了限气的手段,以应对高峰期用气压力。其措施如:华能燃气机组采用背压运行方式,同时降低高安屯燃气发电厂负荷,每天减少天然气使用量100万立方米;临时调停京西“二拖一”燃气机组,每天减少天然气使用量200万立方米。

  侯小龙告诉记者,京丰1号所用天然气由中石油陕甘一线和陕甘三线输送,虽然机组离管道不算远,但也常遇到气压不足的现象。此时机组就需要通过增压维持负荷稳定,或者适当降负荷以提高燃烧安全裕度。可这么一来,企业效益就会受到影响。

  据记者了解,燃气发电厂的发电成本主要包括燃料费、水费和材料费等,其中用气开销占大头。

  “以同等发热量计算,天然气比煤炭贵得多。目前,我们的燃料成本约占总成本的77%。”京丰燃气发电公司综合计划部主任高二贺告诉记者。

  记者梳理发现,10年来,北京市的非居民用天然气价格一路走高,几乎只升不降,唯一的一次下降出现在刚刚过去的11月份。

  2005年京丰1号投运时,非居民用天然气价格是1.55元 /立方米。2007年,北京市发展改革委将非居民用天然气价格上调至1.95元 /立方米,2010年上调至2.28元 /立方米,2013年上调至2.67元 /立方米,2014年上调至3.09元 /立方米。

  今年国家发展改革委决定,自4月1日起,理顺非居民用天然气价格,实现增量气和存量气价格并轨。北京市发展改革委随后将本市管道天然气非居民销售价格统一上调0.13元/立方米。如此,京丰1号的用气价格就达到了3.22元/立方米。

  “从2005年到2015年4月,我们的用气价格累计上涨了1.67元/立方米,涨幅约108%。”高二贺说,“每次随着气价的调整,政府对公司的财政补贴也会相应进行调整,公司只有依靠财政补贴才能维持正常的生产经营。这也是燃气发电厂面临的普遍问题。”天然气价格改革全面提速后,北京市非居民用天然气价格只涨不跌的局面终于终结。11月20日,北京市发展改革委将非居民用天然气价格下调至2.51元/立方米。

  用气价格骤降0.71元/立方米,是不是意味着京丰1号的盈利能力就会变强呢?答案恐怕是否定的。

  “现在北京的燃气发电厂实行的是一厂一价制,上网电价基本年年都会调整。天然气价格下调后,公司能够从电价中获得的财政补贴也会下调,因此运营状况不会有多大的改善。”高二贺告诉记者。

  根据中电联的统计数据,截止到2013年年底,我国天然气发电装机达4309万千瓦,仅占总装机容量的3.45%;发电量达1143亿千瓦时,仅占总发电量的2.19%。天然气发电已经超越核电,成为我国的第四大电源。

  但相比发达国家,我国天然气发电装机比重仍非常低。据了解,2010年,美国、日本和欧盟的燃气机组已分别占到全部装机的23.38%、27.42%、23.47%。从2000年至2012年,美国的天然气发电量增长了96%。今年4月份,天然气占美国发电的比重增长至31%,首次高于燃煤发电的30%。

  中电联发布的《“十三五”天然气发电需求预测》报告指出,到2020年,我国天然气发电装机规模将达1亿千瓦左右,而即便如此,那时天然气发电占总发电装机的比例也只有4.71%,远不如欧美日。

  随着天然气勘探开发和海外引进步伐的加快,进一步完善天然气发电相关标准和政策,促进天然气发电产业健康、提速发展,成为构建安全、稳定、经济、清洁现代能源产业体系的必然要求。