气源保障和核心技术攻关等困扰燃气发电发展

　　国家能源局电力可靠性管理中心近期发布的 《全国燃气—蒸汽轮机组可靠性运行分析报告》(以下简称《报告》)指出，我国燃气—蒸汽轮机组可靠性水平总体较好，但气源短缺、核心技术缺失、备品备件不足等因素困扰着天然气发电有序发展。

　　频繁启停、天然气供应短缺导致燃气机组年利用小时数较低

　　2013年底，全国纳入可靠性统计的10万千瓦及以上燃气—蒸汽联合循环机组共94台，机型结构以F级、E级为主，总容量2788万千瓦，等效可用系数92.54%。

　　近年来，根据电网调峰需求及环保要求，燃气发电机组在一些经济发达地区及沿海LNG接收站周边地区已经成为调峰电源的首选。国内除少数供热的燃气发电机组能连续运行外，大部分燃机都处于年利用小时数不足3500小时的状态，且绝大部分是日开夜停的调峰模式。

　　《报告》分析指出，受调峰调频和天然气供应影响，我国燃气发电机组启停次数　 较多、年利用小时数较低，且地区差异较大。

　　据悉，2013年，燃气—蒸汽联合循环机组利用小时为3006.11小时，远低于全国发电设备累计平均利用小时4511小时、火电设备平均利用小时5012小时。

　　业内专家表示，采取频繁启停的方式参与调峰运行，燃气机组不但运行经济性差，更影响机组的使用寿命，导致设备提前老化，增大了设备故障率，缩短了检修周期，增加了运行成本。

　　导致燃气发电机组年利用小时数较低的另一个主要原因是天然气供应短缺，特别是我国东南沿海及珠三角地区，缺油少气情况一直存在。

　　目前，我国天然气对外依存度已经超过30%。按我国《天然气“十二五”规划》预计，到2015年我国国内天然气供给量为1760亿立方米，而需求量有望达到2600亿立方米，供需缺口达到840亿立方米。

　　面对天然气供应短缺现状，《报告》建议统筹安排燃机电厂的建设，确保燃气供应量、品质、热值，并确保有合理的机制维护燃料价格和电价的合理性。

　　核心技术缺乏、备品备件不足影响燃气机组安全稳定运行

　　《报告》显示，2013年，我国燃气—蒸汽联合循环机组计划停运次数为1.35次/台年，非计划停运次数为0.44次/台年。燃气轮机是导致非计划停运的首要设备原因，产品质量不良是导致非计划停运的首要责任原因。此外，设备老化、施工安装质量不良、规划设计不周造成的非计划停运在2013年有所上升。

　　《报告》披露，2013年，因燃气轮机故障导致的机组非计划停运次数为19次，累计停运小时为226.22小时，燃气轮机非计划停运时间占总非计划停运的60.92%，发生非计划停运的部件主要集中在燃气轮机的压气机、燃烧器及热通道部件、燃气系统等。此外，燃气轮机主要部件设计、制造、安装质量以及运行监视、燃烧控制水平也直接影响机组的运行寿命。

　　燃气轮机关键技术壁垒较高，燃气轮机组设计、材料及核心部件缺乏严重影响着我国天然气发电产业的发展。

　　据记者了解，由于历史原因，我国重型燃气轮机的基础技术研究和产品自主开发不延续，燃气轮机发展起起落落。2001年至2007年期间，虽然“打捆招标”为我国制造企业引进了国际先进、系列完整的燃气轮机制造技术，但截至目前，我国在整机设计、热部件材料制造及冷却和隔热涂层等关键技术方面仍主要依靠进口。

　　《报告》分析指出，发电企业不掌握燃气轮机组核心技术，导致设备维护、检修、异常诊断等工作高度依赖设备厂家。检修维护及核心部件依赖指定厂家，造成设备维护升级、部件更换普遍存在轮候时间长、费用高等问题，影响安全稳定运行。此外，由于缺乏相关质量标准，业主无法对检修质量进行监督，严重影响质量验收工作。

　　另外，燃机发电厂主、辅机的备品备件不足，原始设备的备品备件面临无处采购或价格昂贵等问题。这导致机组的长周期运行及安全系数大大降低，严重时，由于备件问题导致机组限负荷甚至故障停机，造成维修费用大且维修工期长。

　　截至2013年年底，我国天然气发电装机4304万千瓦、占全国总装机的3.52%;天然气发电量1143亿千瓦时、占全国总发电量的2.13%。

　　我国天然气发电机组主要分布在东南沿海、长三角、环渤海等东部一次能源匮乏、经济较为发达、价格承受能力较强的地区。

　　近几年，我国新增燃气装机主要分布在华东电网、华北电网、华中电网。目前，华东电网燃气装机2269万千瓦，占区域电网总装机的9.45%，是全国燃气装机比重最高的区域电网。