大唐国际发电股份有限公司北京高井热电厂北京100041
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。二是抽背式汽轮机。抽背式汽轮机是在背压式汽轮机的基础上增加了抽汽口，这样便于适应不同供热参数的需要，同时又能利用全部低品位蒸汽的热量。当然，它也有背压式汽轮机的缺点。
二、燃气热电联产机组调峰能力
1.在2套机组平均负荷大于80％额定负荷时，可采取一套机组在额定负荷下运行，另一套机组带剩余负荷参与电网调峰的运行措施，此时的热经济性较好。当机组平均负荷小于80％额定负荷时，2套机组综合运行比单套机组低于70％额定负荷运行的经济性好。例如，9Ｅ燃气轮机联合循环机组平均带70％额定负荷，其整体热效率约下降6％；而采用一套机组带额定负荷，另一套带40％额定负荷的运行措施，则整体热效率下降8％左右，只多下降了2百分点，很不划算。当机组所带负荷更低时，则应采取一套机组带大负荷运行，而另一套机组停机备用的运行措施。
2.供热工况下的机组调峰方式。对于热电冷三联产的燃气电厂，当机组承担对外供热任务时，则应“以热定电”，此时机组参与调峰的情况大致有３种：一是只有单套机组对外供热，另一套机组凝汽工况运行时，为保证供热量和供热参数，供热机组宜维持在额定负荷附近运行，不宜参与电网调峰，而凝汽工况运行的机组则可调峰运行；二是对外供热量大，需要２套机组同时在供热工况下运行时，则均不适合调峰；三是夏季供热（制冷）时段，在确保机组供热量的前提下，根据电网的要求，机组可在80％～100％额定负荷范围内作变负荷调峰。
3.两班制启停调峰方式。对于凝汽工况下运行的机组，为保证其热经济性，应使机组在80％以上额定负荷运行；若要求全厂有更低的调峰负荷，则采用两班制调峰方式较合理，原因如下。一是燃气轮机启动快捷、耗时短。整个启动过程所消耗的燃料仅相当于机组在50％额定负荷下低负荷调峰2ｈ的损失；同时，电网一般要求机组调峰时间不少于８ｈ，此时，以两班制启停调峰替代低负荷调峰，所减少的燃料损失更为可观。二是选择两班制调峰，机组启动时汽轮机大多为热态，调峰的损失更小。这里需要指出的是，两班制调峰应采取有效的技术措施，使机组在停机过夜后保持热态，以克服热惯性的影响，确保联合循环机组能快速启动和快速带负荷。三是国内峰谷电价比一般为3∶1，低负荷调峰经济损失很大，选择两班制调峰优势更突出。就机组寿命损耗而言，低负荷运行比两班制运行小。采用晚停早启的调峰运行方式时，设备启、停频繁：一方面燃气轮机透平热通道部件经常在很短的时间内受热负荷冲击，加快了这些部件的损坏；另一方面，这种运行方式对汽轮机的寿命也会造成很大的影响，其重点是控制好转子的热应力，即可控制好转子的寿命。正确的操作方法、合理的运行方式、精准的维修水平是提高设备可靠性、减少寿命损耗的重要手段。对于所配套的汽轮机，则按燃气轮机的检修间隔及检修时间适时安排检查、检修，保证设备安全、可靠运行以及使用寿命不少于预计的30年。
三、燃气热电联产机组电价机制分析
1.燃气热电联产项目上网电价。在给定参数下，气价变化对各种等级燃气热电联产机组上网电价影响最大，热价、年发电量变化和投资的变化对上网电价也有不同程度的影响。从目前掌握的数据来看，受燃料成本影响，与各类型电源标杆电价相比，燃气热电联产项目上网电价明显较高于煤电、核电、陆上风电，可能仅低于太阳能光伏发电。可见，根据以上敏感性分析，在给定参数下，气价变化对9F级热电联产机组上网电价影响最大，热价、年发电量变化和投资的变化对上网电价也有不同程度的影响。假设天然气热电联产企业在满足规定热电比的前提下，能够获得增值税即征即退等财税政策的支持，电价会有一定程度的降低。假设考虑燃料费增值税的抵扣或者减免，对发电企业而言，由于燃料进项税降低，在电价不变的情况下会导致增值税提高，利润总额降低。
2.燃气热电联产项目调峰电价机制。目前机组的上网电价形式主要有单一制电价、两部制电价和峰谷电价等。一是单一电价机制。当前我国电力市场处于发电侧逐步建立竞争市场的过渡阶段，上网电价仍以政府管理为主。燃煤、燃油等其他电力形式与燃气发电在同等条件下参与发电侧竞争，基本上都采用的是单一电价机制。单一电价机制简单易行、便于区域间的电力交易，其优点一方面在于方便监管、交易和结算；另一方面，当市场模式或电价机制发生改变或调整时，便于统一过渡和衔接；其缺点是在政府利用电价政策扶植发电企业发展等方面的作用不显著。二是峰谷电价机制。峰谷电价是世界各国广泛采用的一种电价制度。电价以电网平均电价为基础，按实际情况上浮、下调，峰谷电价可适当拉大，高峰电价可为低谷电价的2～4倍。峰谷电价在一定程度上反映了不同时段市场供求关系的不同，体现出调节性能不同的燃气发电机组的市场价值差异，也能对电源投资给出强烈的引导信号。在电网谷段时要求热电联产机组降负荷调峰供电，单位发电量所消耗的天然气量要比不降负荷供电时多一些，燃料成本的增加导致购电成本的增加，需要通过辅助服务费用由各类电源（含热电联产机组）进行分摊。
随着经济发展，人们的环保意识越来越强烈，燃气机组热电联产这个新生事物是有生命力的。只要我们坚持因地之宜，以热定电，规模适合，就地消化的原则。这项技术一定能开花结果，为促进我市的社会、经济发展做出贡献。
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