燃气热电联产机组选型、调峰能力及电价机制分析

关于燃气电厂的运行优化和天然气调峰的探讨【摘要】中国燃气电厂运行所采用的是蒸汽联合循环供热机组，其运行中供热合理，但是由于技术方面尚未完全掌握，使得天然气调峰难以获得预期效果。

随着中国社会经济的快速发展，能源需求量逐渐增多，不同程度的调峰问题相继出现。

尤其是冬季和夏季，将进入到峰谷期，使得燃气供应呈现出紧张局面。

中国电力企业对于调峰普遍采用需求侧管理思想，在天然气调峰中可以借鉴，从节约资源的角度入手，做到自觉避峰，以推进中国天然气产业链持续稳定地发展。

【关键词】燃气电厂;运行优化;天然气调峰;调峰优化;电力需求侧中国城镇化发展，燃气电厂运行状况成为亟待解决的问题。

供气和供电是一个动态的过程，每年在不同的月份和每个月的不同时期，燃气电厂都要对供应量进行相应的调整，主要是根据环境需求的变化调整供气量。

这就需要在不同的时间段对于供气量以调整，满足供气平衡，在此期间，调峰成为了重点研究的问题。

早期的城市供气调峰问题的解决，都是以储罐中的燃气作为后期用气，根据燃气需求量调度气源进行调峰。

但是，在具体的供气过程中，会存在供气系统的协调问题。

天然气的供气自成体系，由上游、中游和下游三个部分构成体系。

上游是气井，下游为用户，中游为长输管道，三个部分属于不同的燃气公司，且由不同的部分管辖，当出现供气调峰的时候，就会由于供气的三个部分难以协调进行而影响到供气质量。

1燃气轮机发电机组燃气轮机（GasTurbine）作为一种热能动力机械，其是以气体作为内燃，带动叶轮连续回转，实现热能转化为机械能。

燃气轮机主要的构件包括压气机（Compressor）、燃气透平（Turbine）以及燃烧室（Combustion），配置有相应的辅助设备。

从工作运行原理上，压气机实现增压是通过吸入外界的空气，当压力达到一定程度后，就会将达到一定温度的空气输送到燃烧室，与其中存有的燃气共同燃烧，形成高温气体，其会产生一定的压力。

当气体在透平中膨胀所做的功会将叶轮带动起来，使其回转，由此而带动压气机呈现出高速转状态，外负荷转子也会启动成高速旋转状态，同时释放出热量。

燃气机组热调峰性能及经济性分析刘嘉乐，马素霞，马红和，张立芳(太原理工大学 电气与动力工程学院，山西 太原　030024)摘　要：通常，许多燃气热电机组采用低压缸空载供热改造以保障冬季供热。

为分析在有限天然气量、不同背压下低压缸空载的供热性能，以某燃气-蒸汽联合循环直接空冷机组为例，通过计算不同背压下低压缸的最小进汽量，确定空载供热的安全调节范围；并建立包含供热量、低压缸功量、冷源损失及辅助设备耗电量的能量系统㶲分析模型，评价低压缸空载工况的供热经济性。

结果表明，降低背压有利于增加燃气机组的最大供热出力、低电负荷下的热调峰能力及低压缸能量系统的㶲效率。

关键词：燃气热电机组；低压缸空载；最小进汽量；热调峰；供热经济性；㶲效率；直接空冷DOI ：10.11930/j.issn.1004-9649.2021010410 引言冬季供暖是民生保障工程。

近年来，随着环保要求日益严苛，工业供热锅炉被逐步取缔，热电厂承担了主要供热任务。

由于新能源电力的迅猛发展以及国家对“弃风、弃光”的限制，使得热电厂电负荷减小，限制了机组的供热能力。

这种热电耦合现象给冬季供暖带来了极大的困扰[1]。

燃气热电机组凭借联合循环效率高、污染排放低、电热负荷响应快等优点，得到较快发展[2]。

但同时，由于天然气用量的爆发式增长，大范围的“气荒”问题频繁发生[3]，也使燃气热电厂尖峰供热能力不足。

因此，如何在有限天然气供应条件下最大限度地提升适应性调峰供热能力是燃气热电机组急需解决的技术难题。

综合现有热电厂供热改造技术[4-6]，低压缸零出力技术凭借改造成本低和供热经济性好等优点[7]，拥有广泛的工程应用前景。

低压缸零出力改造技术采用完全密封的蝶阀切断低压缸原进汽管道，新增旁路管道通入少量冷却蒸汽以带走低压缸内的鼓风热量，并防止末级叶片发生颤振[4-8]。

但目前，对于最小冷却蒸汽量的确定方法鲜有文献提及。

而且，关于供热经济性的研究大多集中在以热效率来评价供热系统的能量利用程度，并未考虑能量品质和辅助设备能耗等因素。

燃气蒸汽联合循环热电联产机组热经济性分析作者：周淼来源：《科学与技术》2019年第20期摘要：本篇文章主要对燃气蒸汽联合循环热电联产机组热经济性进行分析，着重对热经济性进行分析，这可以进一步优化机组，同时节约能源。

燃气与蒸汽相结合的热电联产是一种科学的优化选择，本文将会以GE厂生产的9F燃气机型为例来对其热经济性指标进行思考分析，并对于供热机组的动力特性进行思考分析，这可以创造出最大化的经济社会效益。

关键词：燃气蒸汽联合;9F燃气机型;热经济性;热电联产1.GE公司9F燃气轮机概述GE公司拥有130年的能源创新历史，在能源服务、发电设备及能源管理领域是目前产品最多样化、世界最大的供应商之一。

GE公司对9F燃气轮机进行了一系列的改革和创新，在保持原有F级机组优秀性能的同时，还对其发电出力、排放、效率等进行了一系列的改进和优化，如今，F级燃气轮机演化出了9FA和9FB两款机型，均具备世界领先的性能和技术水平。

9FB燃气轮机是GE公司生产的最先进50Hz空气冷燃机，其与9FA燃气轮机具备相同的压气机设计理念，并进一步提高了其高压比，选择了高燃烧温度的新型热通道部件及模块化辅助系统，以此来更好的满足用户的基本需求。

2011年，由于客户对机组灵活性运行提出了较高的要求，GE公司研发出了FlexEfficiency*50联合循环电厂，其对9FB燃气轮机进行了一系列的改革和创新，并融合了透平升级和压气机技术，同时继续选择了干式低氮燃烧系统（DLN2.6+），满足状态下的效率超过了60%，而在单轴配置下的额定出力为510MW。

FlexEfficiency*50联合循环电厂与燃气机平行进行设计和优化，使机组运行的灵活性大大提升。

GE公司借助先进技术手段，将9FB燃机（03版）与标准电厂进行了有效的融合，从而为用户提供更环保、更快速、更高效的联合循环热电联产机组，其既可以在短时间内为用户提供设计方案，而且还可以提供检修项目和运行协助等支持服务。

深度调峰灵便性改造相关方案经济性分析我公司为了在满足冬季正常向县城供暖的基础上，积极参预新疆区域电力辅助服务市场，现结合我公司生产经营实际情况与前期调研情况对我公司深度调峰灵便性改造方案进行经济性分析。

我公司为热电联产机组，新疆电网公用火电1891万中80%为热电联产机组，30万及以上机组仅190万是纯凝机组，电网公司预测进入供暖期为保证供热与新能源发电，电网调峰存在艰难，供热机组在供热期深度调峰存在较大艰难。

因此根据以上情况就我公司在供热期和非供热期深度调峰灵便性改造方面进行分别分析。

一、供暖期（一）维持现状不实施热电解耦灵便性改造有关情况1、2023-2023年供热期供热面积617万平方米，通过对供热期相关数据进行统计分析，得知我公司供热初期、末期、中期平均供热量及机组运行方式如表1所示。

其中2023-2023年供热中期1月1日至4日单机运行，期间最低负荷200MW；2月20日以后机组最低负荷由190MW降至175MW, 2月27日1号机跳闸，2号机最低负荷175MW。

在此期间，供热毫无压力，彻底满足县供热要求。

2、2023年5月份收到供热公司函，提出2023-2023年采暖期供热面积由2023-2023年的617万平方米增加至849万平方米，列出了新增供热面积地点。

我公司安排人员前往文中所提到的新增供热面积地点查看，新增供热面积累在水分，预测2023-2023年供热面积可能在750万平方米左右，通过表1数据，取平均抽汽压力0.2MPa、抽汽温度255℃（2981kj∕kg）>热网疏水压力0.05MPa>疏水温度60°C（251kj∕kg）计算，通过查阅采暖抽汽工况图及调取历史曲线，可以测算出供热初期、末期、中期需要的平均供热量、抽汽量、机组最低负荷如表2所示：2023年供热面积在750万平方米，我公司在不进行热电解耦灵便性改造的情况下，在满足供热要求的同时在供热中期还可以参预深度调峰获得津贴，参照深度调峰有偿辅助服务最高报价计算：供热中期每小时调峰津贴二（第i档有偿调峰电量X第i档实际出清电价）i=1=2台机组义（17.5T6）万kWh×0.22元/kWh=0.66万元若参预深度调峰将减少上网电量，势必减少上网电量收益，上网电量目前平均上网电价0.225元∕kW・h、发电成本0.1元∕kW∙h,因此上网电量平均利润按照0.125元∕kW∙h计算：供热中期每小时上网电量利润损失=2台机组X（17.5-16）万kWh×0.125元/kWh=0.375万元若将深度调峰幅度由50%降至45%势必造成主要经济指标恶化，参照2023年05月11日以后1、2号机组最低负荷由175MW（50%负荷）降至157MW（44.8%负荷）主要经济指标下降趋势可以看出供电煤耗至少增加20g/kW∙h,若标煤单价按目前平均值128元/吨核算：供热中期每小时燃煤成本增加=320000万kWh（两台机组负荷）X20g∕kW∙h×128元/吨X0.000001=819.2元综合以上因素可以看出，若将深度调峰幅度由50%降至45%,在不考虑其它运行成本的影响下，参照深度调峰有偿辅助服务最高报价计算，每小时收益6600-3750-819.2=2030.8元。

关于燃气-蒸汽联合循环调峰热电厂主机设备选择的探讨中国联合工程公司袁旭岭一、概述随着我国经济改革的深入发展，对外开放，经济开发园区不断涌现，同时电力供应日趋紧张和用电峰谷差值的矛盾日益扩大。

为了适应形势的发展需要，给开发园区创造一个良好的投资环境，集电力调峰和联片集中供热于一体的新型供热调峰热电厂已被人们所关注，国家计划委员会、国家经济贸易委员会、电力工业部、建设部于1998年联合颁发了“《关于发展热电联产的若干规定》的通知”，该通知中第9条特别提到要鼓励发展燃气轮机联合循环发电、供热技术，提高热能综合利用效率。

而燃气－－蒸汽联合循环装置以其建设周期短、启停速度快、污染物排放少和热效率高等诸多特点已成为目前电力调峰的主要手段之一，同时也是当前高速发展经济、加强环境保护和提高热能综合利用效率的措施之一。

通过苏州高达热电厂的工程设计，结累了一些经验和体会。

苏州高达热电厂坐落在苏州高新技术开发区内，该厂为国内第一个电力调峰供热型热电厂，装机总容量为100 MW,主机的配备如下：2台美国GE公司生产的38MWPG6551(B)型燃机，2台15MWC15-3.43/0.98-3汽轮发电机组，2台66/9.5 t/h 双压自然循环型余热锅炉和2台35 t/h燃油锅炉。

下面就主机设备的选择谈谈体会。

二、主机设备的配置联合循环调峰热电厂的主机设备有燃气轮机发电机组、余热锅炉、抽汽凝汽式汽轮发电机组及辅助锅炉。

１、燃气轮机发电机组的选择选择燃气轮机时，首先要对燃料进行选择，因为燃机对燃料的适应性有一定范围。

燃气轮机所燃用的燃料有气体燃料（天然气、液化石油气和煤气）、液体107燃料（轻油和重油）。

在燃料选择时，应对燃料的品种、运输条件、供应方式及价格等进行调查分析，以确定合理的燃料供应系统和恰当的设备选型。

天然气、液化石油气、煤气和轻油是燃机的理想燃料，但是使用天然气需要合适的气源，如气源的供给量及地理位置，液化石油气、煤气和轻油价格较贵而使发电成本提高，对于燃用重油，虽然其价格便宜，但由于其粘度大，并且含有多种对燃机有害的元素，如钾、钠、钒、铅和硫等，使用前需进行专门处理，才能达到燃机的要求。

燃气热电联产机组选型、调峰能力及电价机制分析摘要：燃气轮机的主要设备包括压气机、燃烧室和透平。

压气机通过将空气从压气机进气滤网吸入，在压气机中进行压缩，从而升压，升压后的空气进入燃气轮机燃烧室，空气与天然气混合后在燃烧室中进行燃烧，产生的高温烟气在燃气轮机透平中带动压气机旋转，从而驱动燃气轮机旋转做功。

本文分析了燃气热电联产机组选型、调峰能力及电价机制。

关键词：燃气热电联产机组；选型；调峰能力；电价机制；对于常规的电厂来说，排放的污染物主要包括二氧化硫和飞灰、灰渣、氮氧化物等。

对于燃气机组来说，不排放二氧化硫和飞灰、灰渣，最终排放的氮氧化物非常少，在环保方面和常规机组比存在较大的优势。

一、燃气热电联产机组选型1.热锅炉选型。

一是余热锅炉型式。

余热锅炉按排气气流方向可分为立式和卧式。

传热管垂直安置，气流水平流动的锅炉为卧式锅炉；传热管水平安置，气流垂直流动的锅炉为立式锅炉。

对于燃气联合循环电厂来说，两种型式都可接受。

卧式锅炉相对便于检修维护，国内联合循环机组绝大部分选择卧式余热锅炉。

二是补燃。

余热锅炉补燃可增大联合循环机组中汽轮机的出力，并且可以增大联合循环机组的热电负荷独立调节的范围。

但理论研究表明：当燃气轮机初温超过900℃时，采用补燃会降低联合循环的效率。

国内绝大部分项目均采用不补燃形式的余热锅炉。

2.蒸汽轮机选型。

一是背压式汽轮机。

背压式汽轮机不配常规的凝汽器，排汽全部对外供热，可实现机组最大的供热能力和最大程度的余热利用。

其优势在于热能利用效率高、结构简单、不存在冷源损失、投资节省。

其不足在于排汽压力一般按照工艺用热和采暖的要求确定，若运行偏离设计工况，整机效率大大下降；热电出力强耦合，没有独立调节的余地。

因此，受供热半径和热负荷的限制，背压机组通常只能用在大型工业园区或有长期充足、稳定的热负荷地区，并且有必要和抽凝机组结合使用，由背压机带基本热负荷，抽凝机根据热负荷变化调峰运行，即按抽凝机组+ 背压机组联合运行方式供热。

供热机组深度调峰技术研究分析摘要：随着我国风力、光伏等新能源发电的增多，亟需提高现役火电机组运行灵活性以及深度调峰能力。

本文从火电机组灵活性运行面临的问题入手，重点分析了供热机组深度调峰的主要技术方案，并对深度调峰运行中注意的安全事项进行总结。

关键词：灵活性；供热机组；深度调峰引言近年来，中国能源坚持清洁低碳、安全高效的发展方向，大力发展风能、太阳能等清洁能源发电，能源结构调整步伐不断加快。

但风能、太阳能发电具有随机性、间歇性、变化快等特点，随着新能源发电比重的增加，加之传统煤电产能过剩，加剧了电网的调峰难度，一些地区弃风、弃光严重，这对提高现役火电机组运行灵活性以及深度调峰能力提出了新的要求。

1火电机组灵活性运行面临的问题火电机组的运行灵活性，具体涉及到增强机组调峰能力、提升机组爬坡速度、缩短机组启停时间、增强燃料灵活性、实现热电解耦运行等方面。

1.1 调峰能力不足火电机组在灵活性运行中最大的问题是调峰能力不足。

目前，我国纯凝机组的实际调峰能力一般为额定容量的50%左右，典型抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%左右。

通过灵活性改造，预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%-50%额定容量;纯凝机组增加15%-20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%-35%额定容量。

通过加强国内外技术交流和合作，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%-25%。

1.2 负荷响应速度迟缓负荷响应速度迟缓是影响火电机组灵活性运行的潜在因素。

对于火电机组，从燃料燃烧放热到水吸热变成蒸汽，再到蒸汽推动汽轮机作功发电机发电，整个过程系统设备较多，能量转换环节复杂，系统设备具有很强的热惰性，特别是循环流化床机组蓄热量大，造成指令与响应之间存在较大的时间延迟。

目前电网对自动发电控制（AGC）机组调节速度的考核指标为1.0%~2.0% Pe/min（额定容量/分钟），期望通过技术改造达到2.5%~3.0% Pe/min。