山西省燃气发电建议

王 皑，许涌平，宋述勇

（1.国网山西省电力公司，山西 太原 030001；2.中国能建山西省电力勘测设计院，山西 太原 030001；3.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001）

山西省燃气发电建议

王 皑1，许涌平2，宋述勇3

（1.国网山西省电力公司，山西 太原 030001；2.中国能建山西省电力勘测设计院，山西 太原 030001；3.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001）

在分析山西省煤层气资源情况的基础上，结合电力系统负荷特性，燃气电厂的运行特点，新能源发电的发展和电网调峰需求，提出了电网对燃气电厂发展的相关要求，围绕新能源发电的协调发展提出相应建议和措施。

燃气电厂；调峰；经济性

0 引言

2006年我国新一轮煤层气评价显示：中国埋深在2 000m以浅煤层气地质资源量为36.8 Tm3，1 500m以浅煤层气可采储量为10.9 Tm3，中国煤层气资源量与常规天然气地质资源量38 Tm3基本相当。按照美国成熟地区煤层气采收率估计，一般煤层气可采系数在10%~50%，中值为30%。据此推算，我国煤层气可采资源量为10 Tm3，约占世界总量的13%。我国煤层气资源分布共划分为东部、中部、西部、南方四大区域。

我国中东部地区煤层气资源占总量的59%，其中鄂尔多斯和沁水盆地是煤层气资源量最大的两大盆地。山西省是全国煤层气资源最为富集的地区之一，2 000m以浅煤层气资源量为10 Tm3，约占全国的1/3。其中沁水煤田和河东煤田煤层气资源量最大。2012年煤层气地面产量为3 550Mm3，地面煤层气利用量2 250Mm3。“十一五”期间省内建成16条省级输气管道，全长1 153 km，气化覆盖率52.1%；建成11条省内支线，全长335 km。

1 山西电网负荷特性

1.1 负荷曲线

山西省地处内陆地区，主要特征是四季分明，温差较大，1年之中冬季12月到次年1月最冷，夏季7月—8月最热，因此，受到夏季降温负荷和冬季采暖负荷的双重影响，山西电网的年负荷曲线一般表现为冬、夏两个高峰，且冬季高峰负荷高于夏季高峰负荷，在2005年—2012年间，最大负荷月有7 a出现在12月，只有2008年因完成节能减排指标，最大负荷出现在夏季。

进入“十一五”以来，随着居民生活水平的不断提高，以及夏季高温、闷热天气的频繁出现，夏季降温负荷增长速度很快，使得电网的夏季高峰负荷与冬季高峰负荷差距逐步缩小，电网年最小负荷一般出现在每年的春节前后，但受金融危机和节能减排影响，2008年、2010年最小负荷分别出现在10月和11月。

1.2 峰谷差

近10年来，山西电网峰谷差率一般在25%~30%之间，2012年山西电网最大峰谷差9 164MW，最大峰谷差率达到27.9%。从2005年至今，峰谷差及峰谷差率逐年呈现增大趋势，不计非正常方式，从整体上看较为平稳，逐年峰谷差及峰谷差率见表1。

表1 年峰谷差及峰谷差率

2 山西电网调峰现状及调峰需求

山西省电源结构以火电为主，其中火电机组约占全省装机的92%，火电机组中供热机组比例偏高，目前占火电机组装机的40%左右；水电机组占4.46%（其中西龙池抽水蓄能电站因多种因素无法全额承担调峰任务），电网调峰基本由火电机组承担。目前，在非供热期调度安排约1 000MW的上旋备用，山西电网主力电厂调峰能力满足电网调峰需求，但调峰机组调峰深度已达到40%～45%；在供热期，电网调峰能力不足。

2.1 电网调峰能力分析

山西省已开展前期工作的电源（已核准和已获得“核准”部门出具“路条”的电源）总装机容量为23 563.6MW，其中，已核准电源装机容量为9 942.6MW（不含低热值煤发电项目），占开展前期工作电源总装机容量的42.19%；已获得“路条”（已获得“核准”部门出具“路条”的电源）电源装机容量为13 621.0MW（低热值煤装机容量为2 510MW），占开展前期工作电源总装机容量的57.81%。开展前期工作的电源中火电机组为11 229.0MW，供热机组比例达到75%；煤层气机组为6 071.2MW，供热机组比例达到89.01%；风电机组为5 250MW。随着系统风电装机所占比例逐步增加，系统调峰需求也逐步增大。而承担调峰的机组中供热机组所占比例逐步增加，在冬季供热期系统调峰能力不足。“十二五”后期和“十三五”初期，即使考虑西龙池抽水蓄能电站系统调峰缺额仍达到3 000～4 500MW。

2.2 山西省风电运行情况

2012年，全省风电装机达到1 975MW，全年累计收购风电发电量达到3 614 PW·h，占全社会用电量2.0%，是2009年的18倍。最大发电负荷1 498MW（12月5日），占风电装机的75.8%，占当时全省发电负荷（2 619.7MW）的5.72%，占当时全网用电负荷的7.50%，占风电所在区域电网用电负荷的45.40%。

2009年—2012年，风电发电量年均增长105%。山西电网风电最大逆调峰幅度为804MW（发生在2012年12月23日，当日凌晨低谷期风电达950MW，高峰期只有146MW），使全网的调峰幅度增加了15.98%，对电网调峰造成了不利影响。

分析山西省风电场分月发电出力、发电量比例可知：风电发电出力及发电量在1月—5月、10月—12月较高，平均发电出力比例在25%～35%、最大发电出力比例在75%左右。夏季8月份最低，最大出力仅为32%，平均出力仅为10.79%。

2.3 山西电网峰谷差

根据负荷预测，至2015年，山西负荷水平约36 000MW，峰谷差率按30%（保守值）测算，可以得到电网峰谷差可达11 000MW左右。按照风电发展规模6 000～10 000MW考虑，山西电网调峰需求进一步加大。

3 燃气机组调峰特性

随着新能源规模的不断增加，第三产业的高速发展，山西电网调峰需求不断加大。燃气电厂接入电网对山西电网夏季调峰具有积极作用，但由于省内燃气机组多选用供热机组，且为“9F”级、二拖一联合循环机组，冬季受“以热定电”方式影响，燃气机组运行的灵活性与夏季相比较差，调峰能力明显下降。

3.1 燃气机组运行特点

3.1.1 效率高

山西省内核准在建和正在开展前期工作的燃气发电项目多为燃气—蒸汽联合循环机组，与常规燃煤发电机组相比，燃气—蒸汽联合循环机组具有以下特点：一是效率高、排放低，联合循环的效率已经达到或突破60%，且不排放二氧化硫和灰渣。二是节水，燃气—蒸汽联合循环机组以燃气轮机发电为主，燃气轮机功率占总容量的70%，燃气轮机发电可不用或少用水，联合循环机组用水量只占常规火电机组的1/3。三是省地，联合循环机组占地仅为加脱硫装置的常规电厂的1/3。联合循环机组的效率虽然随着出力的减少而降低，但是在中等负荷条件下仍高于燃煤机组的效率，调峰运行经济性好。

3.1.2 启停时间短

有烟气旁路的联合循环机组运行方式灵活，可以以单循环方式运行或以联合循环方式运行。单循环燃气轮机只要30min即可具备并网条件，负荷调节可达到5MW/min，在电网事故状态时，燃气轮机加载速率可达到额定负荷10%/min。10min左右即可加到满出力。无烟气旁路联合循环的调节性能基本取决于余热锅炉以及蒸汽轮机等常规机组，而燃气轮机快速灵活的调节性能无法得到充分发挥。其调节性能比燃气轮机慢。

以300MW燃煤机组为例，理论上从冷态启动到并网至少需要4 h，带满负荷至少需要6 h，在实际中一般需要6~10 h。而燃气轮机从冷态启动，一般30min左右可以实现并网，整个机组从启动到并网满负荷运行只需要2~3 h。联合循环机组这种快速启停的运行特点，使其可以作为紧急事件或极端峰谷工况时首选的调峰手段。

3.1.3 负荷变动快

联合循环机组能适应频繁大幅度变工况运行，且负荷升降速度快，表2给出了不同型式机组允许的负荷变化率，可以看到简单循环燃气轮机的负荷变化率可达到10%，远高于燃煤机组的变化率[1]。目前燃煤机组的调峰深度一般为30%～50%，正常情况下300MW燃煤机组从50%负荷升至100%负荷至少需要30min，而简单循环燃气轮机可以在12min内实现100%全负荷的升降。日本三菱公司的M701F，美国GE公司的9FA等单轴机组，其最低稳态负荷均可达到额定负荷的30%，三菱公司的M701F联合循环机组，从50%～90%负荷，其负荷变化速率最大可达到额定负荷4.5%/min，对电网调峰非常有利。

表2 不同机组允许的负荷变化率

通过发电效率、启停速度、负荷允许变化率等方面的比较，可以看到，联合循环机组启停时间明显小于燃煤机组，即使在中低负荷运行时仍能保持较高的效率，且允许的负荷升降速度也高于燃煤机组，非常适用于电网调峰运行。

3.2 燃气机组调峰的制约因素

3.2.1 以热定电限制机组调峰能力

根据山西省供热规划，至2015年，在省内所有电厂基本上都要参与供热情况下仍有较大的供热缺口。根据最新研究结果，在非供热期机组应具备满负荷时功率因素为0.85（滞相） ～0.95（进相）运行的能力[2]；调峰能力不小于其额定出力的70%；每分钟有功功率变化值不低于其额定出力的5%。山西省开展前期工作的燃气电厂一般采用“以热定电”的运行方式，一定程度上必然会降低燃气电厂运行的灵活性，根据相关资料显示，和非供热期相比，供热期机组调峰能力大约会降低40%～50%，影响燃气电厂参与电网调峰的能力。

3.2.2 燃气电厂参与电网调峰经验不足

目前，山西国际电力投资的太原嘉节燃气电厂预计2014年年底投运，该项目为省内首套“9F”级联合循环发电机组。根据投资方提供的技术资料分析，受到环保指标的制约，机组调峰范围在75%～100%，变负荷速率为每分钟0.25%～0.5%额定容量。因为山西没有在运的该类型机组，所以没有相关运行经验。

3.2.3 气源保障可靠性不足

燃气电厂气源能否保持稳定是影响机组调峰能力的关键因素。从目前国内天然气供应情况看，燃气供应不足问题在一定范围内存在，需要引起重视。2005年，国内仅华东地区就有4 000MW新建天然气发电机组因燃气供应不能保证而无法投入生产运行，而去年这一数字将增加到6 000MW。山西省内开展前期工作的嘉节、汾东、太一、太二和东山燃气电厂气源均来自西气东输管道。“大气污染预防治理行动计划”发布后，京津地区将改造燃煤机组为燃气机组，对用气量也有较大需求；另外，京津地区民用气的时段同天然气发电的腰荷运行时间基本类似，在西气东输气量供应的调峰手段尚不完备的情况下，这些电厂供气的可靠性存在较大风险。

4 发挥燃气电厂调峰作用的相关建议

a）燃气电厂规划。根据《山西省“十二五”新兴产业规划》，山西省在“十二五”期间煤层气机组装机容量将达到6 000MW，气源主要为省内天然气管网和吕梁、阳泉、晋城抽采的煤层气。在规划期内，应与相应的天然气输送量、煤层气抽采量规划相衔接，力求燃气电厂的气源有基本保证。

b）政策上鼓励燃气电厂参与调峰。燃气电厂参与电网调峰，对于天然气输气管网、电网安全稳定运行均有积极意义，建议政府应在政策上充分考虑燃气电厂调峰的积极意义，给予一定的优惠政策、财税补贴，提高燃气电厂参与电网调峰的积极性，促进燃气机组在设计时不仅考虑供热因素，还要考虑调峰因素，尤其是应提高冬季大负荷时期的调峰能力。

c）建设一定容量的调峰电厂。为了弥补山西电网调峰能力的不足，建议建设一定容量的调峰专用电厂，增加山西电网调峰能力。目前，发改委规划建设的嘉节、汾东、太一、太二和东山燃气电厂均为供热机组，在冬季供热期调峰能力不足。燃气调峰专用机组的建设可以充分发挥燃气机组启停时间短、响应速度快、效率高的优势。调峰专用机组的上网电价、辅助服务补偿费用可以参考现行的《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》或者由省政府出台配套相关扶持政策。

d）逐步积累燃气电厂调峰运行经验。目前，山西省内燃气电厂参与电网调峰运行没有实际经验，国内其他城市虽有运行的先例，但各省电网结构、电源结构不同，机组运行特性不同，如何在冬季供热期发挥燃气电厂启停时间短、负荷变动速率高的优势还需要摸索，建议由政府协调并组织电网企业和发电投资方在国内燃气电厂发展比较成熟的地区开展调研，积累经验。

［1］ 张贲，张毅威，梁旭，等.燃气机组发电特性及其在电网中运行方式的研究［J］.燃气轮机技术，2009，22（2）：14-18.

［2］ 黄志坚.燃气—蒸汽联合循环发电机组参与电网调峰运行［J］.上海电力，2006（1）：39-42.

Proposals on Gas Fired Power Plants in Shanxi Province

WANG Ai1，XU Yong-ping2，SONG Shu-yong3
（1.State Grid Shanxi Electric Power Corporation，Taiyuan，Shanxi 030001，China;2.Shanxi Electric Power Exploration&Design Institute of China Energy Engineering Group Co.，Ltd.，Taiyuan，Shanxi 030001，China;3.State Grid Shanxi Electric Power Research Institute of SEPC，Taiyuan，Shanxi 030001，China）

Based on the analysis of coal bed methane in Shanxi，and combining with load characteristics of power system，the operating characteristicsofgas fired powerplant，the development trend ofnew energy for powergeneration and powergrid peak regulation demand，the requirements of power grid on gas-fired power plant's development are proposed.Besides，corresponding suggestions and measures to coordinate thedevelopmentofnew energyand powergeneration are put forward.

gas fired power plant；peak load regulation；economicalefficiency

TM611.23

A

1671-0320（2014）03-0001-04

2014-02-20，

2014-04-15

王 皑（1969-），女，山西太原人，1991年毕业于西安交通大学电力系统及其自动化专业，高级工程师，注册咨询师、注册电气师，投资处处长，从事电力系统规划计划管理工作；

许涌平（1969-），男，福建邵武人，1991年毕业于西安交通大学电力系统及其自动化专业，高级工程师，项目经理，从事电力规划设计工作；

宋述勇（1971-），男，山西交城人，1995年毕业于武汉大学电力系统及其自动化专业，硕士，高级工程师，从事电力系统继电保护试验及研究工作。