上海市天然氣發電機組主要有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;第三種是極端狀態下的調峰機組，羅涇熱電的E型機組歸入這一類，年發電利用小時數只有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日正式投入商業運行，是上海地區最早的F級燃機之一。

因為“以熱定電”的定位，漕涇熱電不需要參與調峰，年發電小時數6000小時左右，年發電量超過42億千瓦時，占全市燃氣發電量的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—蒸汽聯合循環是經濟性最好的天然氣發電模式。由于天然氣價格高，純天然氣發電機組都是發一度虧一度，但燃氣—蒸汽聯合循環由于有供熱，經濟效益有保障。一般來說需要熱動力、熱量的工業園區都適合建燃氣—蒸汽聯合循環電廠。”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新和精細化是重要因素。

“燃氣—蒸汽聯合循環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—蒸汽聯合循環機組的經濟性和對社會影響性明顯優于燃煤電廠。”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—蒸汽聯合循環機組的熱效率。機組生產每千瓦時電的發電氣耗為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。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，利潤水平相對穩定。”史佩鋼說。

2008年金融危機的時候，化工行業利潤斷崖式下降，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-蒸汽聯合循環機組，是國內一次核準建成的大規模燃機電廠。“提高電網調峰能力，調節城市天然氣供需平衡，優化城市電源布局，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年臨港熱電發電小時數是1567小時，發電25億千瓦時，連續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�？�，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，發電騰庫。

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

“開開停停狀態下氣耗比較大，因為輔機是要熱起來的，所以冷機狀態到機組開啟這段時間用氣但不能發電。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，羅涇燃機的發電小時數更低，2016年只有約320小時。由于調峰燃機發電入不敷出，羅涇燃機其實并不想多發電。

“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，發電成本價為0.86元/千瓦時。如果發電小時數在500小時之內，加上容量電價的收益勉強可以實現微利，發電小時數超過500小時肯定會虧損。所以我們每年發電盡量不超過500小時，在電網困難、用電特別緊張的時候才發。”上海羅涇燃機發電廠廠長兼黨委書記瞿浩告訴記者。

發電小時———贏利的根本

“熱電聯產機組，效率高，發電小時數高，一年能發到5000~6000小時。發電小時數高，發電的單位成本就會下降。如果我也能發到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，如果有足夠的發電利用小時數，純發電機燃機也有贏利空間。

3月31日，羅涇燃機做了一次試驗，連續發電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，熱態啟動連發12小時，虧了4萬多元;5月31日冷態啟動，同樣連發12小時虧了11萬多元。

“24小時連續發會有所收益。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化運行方式降低運行成本。“機組狀態不同，發電成本就會相差很大，如果是冷態啟動，經濟性會非常差，如果是熱態啟動，經濟性會大大改善，因為冷態和熱態氣耗相差很大。”陳紅良告訴記者。

在優化運行方式，同時大量實施科技創新的基礎上，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%;連續多年超額完成經營指標。

針對不能連續發的情況，羅涇燃機在優化運行方式中也總結出一套策略———“三個一”，即一年當中發兩頭，一周當中連續發同一臺機組，一天當中必須連續滿負荷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16.5萬千瓦左右。我們今年一季度機組啟停20次，發電7000萬千瓦時，贏利11萬元。”瞿浩說。

(新媒體責編：wb001)