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广东燃气轮机发电用气量及成本测算刘慧;张大为 【摘要】天然气作为清洁化石能源，在全球一次能源供应中份额快速增加.目前，北 美和欧洲地区将天然气作为发电主要能源,而我国天然气发电尚处于起步阶段.随着 燃气轮机、页岩气开发等技术突破,燃气发电也将成为我国天然气消费的主力版块. 本文以天然气发电基础知识为核心，对设备型号、能量流动、转换效率等参数进行 收集，并选取典型机型进行用气量测算模拟及验证，梳理了广东省燃气上网电价历年 政策,以期通过售气价格测算实现气电价格疏导，从能源供给端疏导天然气发电价格 矛盾，为气电行业发展提供技术支持.【期刊名称】《当代石油石化》 【年(卷)，期】2018(026)011 【总页数】4页(P43-46) 【关键词】燃气发电;用气量;成本测算;价格承受能力;气电政策 【作者】刘慧;张大为【作者单位】中国石化天然气分公司华南天然气销售中心，广东广州510000;中国石化天然气分公司华南天然气销售中心，广东广州510000 【正文语种】中文1国内燃气发电面临的机遇北美及欧洲国家天然气已成为发电的主要能源据美国能源信息署EIA和欧洲能 源转型现状报告显示，自页岩气革命以来，美国天然气发电量不断上涨，2017年 美国天然气发电占比达31.7%，欧盟天然气发电量占比达18.6%。

与发达国家相 比，我国天然气发电占比极低，气电装机硬件占比仅为4.4%随着我国天然气及 电力市场的不断完善，〃十三五”期间天然气发电将迎来诸多机遇一是上海电气将逐步完成安萨尔多的股份收购，政府将加快燃气轮机核心技术国产 化进度二是LNG现货进口快速增长，同时国内储气设施迎来投资热潮，将为燃 气发电产业增加供应保障三是2018年4月18日上海石油天然气交易中心成功 开展7月及11月现货预售交易，实现气电市场供需匹配，落实气电错峰调控手段 四是发改委连续出台天然气价格改革系列政策，持续疏导气电成本及售价矛盾愈 加严格的环保要求和相关政策将驱动天然气在发电领域的快速发展，中国的燃气发 电正在迎来新的发展机遇2燃气电厂的工艺流程2.1简单循环燃气电厂的简单循环是指天然气的化学能依次通过压缩、燃烧、膨胀过程组成的热 力循环生产流程的主要设备有燃气轮机、发电机、进排气及辅助系统，借助以上 设备实现天然气化学能燃烧产生热能，再通过轴带动将热能转化为电能［1-3］但 是，由于燃烧后的热能仅参与一次电能转换，因此，能源利用率较低，仅为 30%~40%，与一般燃煤电厂能源利用效率相当2.2联合循环燃气电厂联合循环是指燃气轮机循环与蒸汽或其他流体的朗肯循环相联合的热力循 环。

生产设备较简单循环增加了余热锅炉、蒸汽轮机及冷凝装置，借助以上设备实 现天然气燃烧余热的回收再利用，从而实现天然气一次燃烧参与两次电力转换，降 低简单循环烟气能源损失，提升整体能源利用效率目前，国际先进联合循环机组 可实现60%的发电效率，相较简单循环可提升约20%利用效率［4］3燃气轮机的运行原理及分类3.1运行原理燃气轮机由压气机、燃烧室、燃气透平及辅助系统组成燃气轮机的主要工作过程 是压气机（即压缩机）连续地从大气中吸入空气并将其压缩；压缩后的空气进入燃 烧室，与喷入的燃料混合后燃烧，成为高温燃气；高温燃气随即流入涡轮中膨胀做 功，推动涡轮叶轮带着压气机叶轮一起旋转；燃气涡轮在带动压气机的同时，尚有 余功作为机械功输出，借由发电机转轴将机械功转换为电能，从而完成燃料化学能、 热能、机械能、电能的能源转换流程［5-6］3.2燃气轮机的设备分类在工业历史上，由于大型燃气轮机的演变途径不同，截至目前燃气轮机按照体量及 功率大小可分为重型工业燃机和轻型航改燃机两类不同流派重型工业燃机的鼻祖 源自工业蒸汽轮机，是通过压气机和燃烧室的综合改造实现蒸汽系统的替换，从而 集成简化设备系统，创造出工业基础的燃气轮机。

轻型航改燃机顾名思义源自航空 发动机的演化，核心技术沿用航空发动机工艺，即燃料经高压压气机、燃烧室、高 压涡轮，产生高温高压燃气重型工业燃气轮机功率输出高，一般出力范围在 30 ~ 500 MW，但机型厚重、体积较大，常用于燃气发电、气体压缩、机械驱动 等工业环节；轻型航改燃气轮机功率输出较低，一般出力小于50 MW，启停迅速、 体积小、安装便捷，常用于调峰电站、天然气分布式、交通动力环节4燃气轮机的用气量及发电成本测算4.1用气量测算原理燃气轮机是燃气电厂的核心设备，而电力追根溯源起源自天然气内存的化学能要 实现燃气电厂设备系统的能源转换及天然气用量测算，核心在于热力学第一定律 ——能量守恒定律除热力学定律外，实现计算还需掌握天然气气质参数、燃气 轮机机型参数（设备出力及能源转换效率）等E输入=E输出+ E损耗E天然气化学能+ E空气热能=E电能+ E烟气热能+ E损耗其中，E天然气化学能可采用购进天然气低位热值(34 ~ 37 MJ/m3);E空气热能实际计算中可忽略；E电能为发电机输出电能；E烟气热能为燃气轮机涡轮排放尾气热量4.2发电成本结构目前，燃气电厂的发电成本主要由固定资产费用、运维费用、燃料费用三大款项构 成［5-7］。

由于核心设备依靠国夕卜进口、维修养护，因此，固定资产和运维费用较 燃煤机组较高据通用燃气轮机产品说明资料可知，燃气电厂的固定资产一般可视 为总成本的20%，运维费用一般为5% (部分机组运行环境较差，维修频率高， 故实际费用可能更高)，燃料费用占比约达75%针对国内一批投产较早，运行 较平稳的燃气电厂，固定资产和运维费用占比降至20%，燃料费用占比可达80% 4.3用气量及发电成本测算及验证结合通用公司和西门子公司公布的燃气轮机机型参数，对ISO条件下各种机型简 单循环及联合循环模式的用气量、发电成本等信息开展初步测算，各种机型运行结 果各有不同，但存在基本发展趋势1) 〃度电耗气量”计算公式度电耗气量=1/1 m3NG发电量=1/ (热值参数x联合循环能源利用效率) 结合通用公司和西门子公司的燃气轮机设备参数，对〃度电耗气量”进行了整体测 算经测算，〃度电耗气量”趋势为0.17~0.34 m3/kW-ho整^体趋势可理解为， 设备型号越高，度电耗气量越低；同种机型的〃联合循环”均比〃简单循环”耗气 量更低，两种循环模式度电耗气量相差约30%2) 〃达出力每小时耗气量”计算公式达出力每小时耗气量=出力MW/能源利用效率％/热值参数/气化率随着燃气轮机的不断发展，〃出力MW”范围越来越广，目前已能实现10 ~ 560 MW。

同种机型的〃联合循环”均比〃简单循环”出力更高，基本实现1.5倍的增 长趋势由于机型不同，出力的能力范围差别很大，且简单循环和联合循环的用气 测算模式也有差别，因此，只能简单总结为出力越高的机型每小时耗气量更高， LNG耗气量从1吨到93吨不等3） “度电成本”计算公式度电成本=度电耗气量乂气价/燃料成本占比按照天然气低位热值33.41 MJ/m3、购气价2.0 元/m3测算，〃联合循环”的〃度电成本H^ 0.48-0.60 元/kW-h（含税），〃简单循环”的“度电成本”为 0.70 ~ 0.96 元/kW-h（含税）在此需要指出，国内由于能源供应相对紧缺，且 逐步加强能耗管理，目前国内燃气电厂多采用〃联合循环”机组4） 为验证用气量及成本测算的可信度，我们选用通用公司公布的《9HA电厂价格 手册》、华北电力设计院出版的《大型燃气轮机电厂工程实践》开展两次验证，详 细验证结果见表1表1燃气机型实际生产数据与测算模型对比项目9HA.01 9F.05 9E.03 6B.03联合 循环出力/MW 643 462 204 68 联合循环效率，% 62.20 60.50 53.30 51.60 1m3 NG发电量/千瓦时5.773 5.615 4.947 4.789度电耗气量（测算值）/m3 0.173 0.178 0.202 0.209 度电耗气量（实际值）/m3 0.174 0.181 0.198 0.215 用气量偏差，% 0.50 1.66 1.98 2.79度电成本（测算值）/分47.855 49.200度电 成本（实际值）/分48.785 50.411度电成本偏差，% 1.91 2.40在验证过程中，我们选用天然气低位热值33.41 MJ/m3、气化率1 495 m3/吨， 并选取燃料成本占比72%、购气价格2.0 元/m3作为测算参数，通过对四类机型（9HA.01、9F.05、9E.03、6B.03 ）实际生产数据进行比对，结果显示〃用气量” 测算偏差仅为0.5%、1.66%、1.98%、2.79% ； 〃度电成本”测算偏差仅为 1.91%、2.40%，结果显示用气量及成本测算模型可信度较高。

5广东省气电上网政策5.1价格政策要求2008年广东对省内燃气电厂执行0.745元/千瓦时的上网标杆电价2011年大鹏 LNG配套气电项目上网电价调整为0.533元/千瓦时根据《国家发改委关于规范 天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格[2014]3009号）要求“新 投产天然气调峰发电机组上网电价，在参考天然气热电联产发电上网标杆电价基础 上，适当考虑两者发电成本的合理差异确定”，2015年11月广东省发改委公布 了《关于完善我省部分9E燃气蒸汽联合循环发电机组核准手续办法》，将全省 18台尚未完成核准手续的9E机组上网电价由不足0.6元/千瓦时转为0.745元/千 瓦时2017年10月，广东省发改委公布了《关于降低我省天然气发电上网电价的通 知》，要求〃广东省售电价0.745元/千瓦及以上的气电项目，上网电价在现有基 础上统一降低0.03元/千瓦时（含税），调整为0.715元/千瓦时”，政策涉及的 天然气发电项目共计29个，包括燃气电厂与分布式项目两大类为落实政府工作报告中提出的〃一般工商业电价降低10%”的目标（约下降8分 钱）2018年9月，广东省发改委公布了《关于降低天然气发电上网电价有关事 项的通知》，要求〃燃气机组上网电价高于0.665元/千瓦时的将统一下调至 0.665元/千瓦时。

新投产燃气机组上网电价统一调整为0.665元/千瓦时，调试运 行期的上网电价为商业运行期上网电价的80%，即0.532元/千瓦时”，政策涉及 的天然气发电项目共计36个，包括燃气电厂与分布式项目两大类5.2价格传导机制广东气源复杂、成本差距大、机组类型多，因此气电项目运营千差万别部分项目 采购中海油海气资源（如珠海洪湾电厂、中山嘉明电厂），部分项目从中国石油直 接购气（如佛山福能电厂），部分项目经城市燃气采购资源（如深圳钰湖电厂）， 甚至存在LNG大规模发电项目（协鑫永和电厂）整体来说，直接采购中海油海 气资源（1.80元/立方米）和中国石油管道气资源（2.06元/立方米）的气电成本 较低；经城市燃气采购的成本环节多、发电成本高；以LNG作为主力气源的项目 气价低谷时期，成本低至2 800元/吨，但目前经营压力快速上升为研究气价和气电价传导机制，选用“度电耗气量0.2立方米”作为设备参数，选 用气电成本占比80%，开展气电上网电价承受范围测算以低成本海气作为气源 模型，项目最低可承受上网电价0.45元/千瓦时；以高成本进口 LNG（ 5 000元/ 吨）作为气源模型，项目最低可承受上网电价0.87元/千瓦时，因此，不同项目上 网电价承受范围差异较大（0.45 ~ 0.87元/千瓦时）。

随着天然气价格改革和电力市场改革的深入，气价和电价的矛盾将逐步缓解但短 期内部分项目将面临“气价市场化改革带来的成本上升”和“气电上网价格下调压 减”的双重压力为协调气价电价改革，维护燃气发电主体的积极性，建议政府和 企业在产业改革过程中，同步开展以下工作：。