燃气电厂是一种利用燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽轮机共同组成的循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注入蒸汽轮机进行发电的电厂。 随着燃机技术的发展，以及国家能源结构的变化和对环保要求的提高，燃机电厂的发展势必会大大加速。详细介绍了燃气电厂内的燃气轮机、余热锅炉、燃气电厂的优点、发展趋势、对环境保护的贡献以及燃气电厂实例等。

联合循环发电：燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽轮机共同组成的循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注入蒸汽轮机发电。形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环。

燃气轮机是一种以空气及燃气为工质的旋转式热力发动机，它的结构与飞机喷气式发动机一致，也类似蒸汽轮机。主要结构有三部分：

1、燃气轮机（透平或动力涡轮）；

2、压气机（空气压缩机）；

3、燃烧室。

其工作原理为：叶轮式压缩机从外部吸收空气，压缩后送入燃烧室，同时燃料（气体或液体燃料）也喷入燃烧室与高温压缩空气混合，在定压下进行燃烧。生成的高温高压烟气进入燃气轮机膨胀作工，推动动力叶片高速旋转，乏气排入大气中或再加利用。

燃气轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低和寿命周期较长等优点。主要用于发电、交通和工业动力。燃气轮机分为轻型燃气轮机和重型燃气轮机，轻型燃气轮机为航空发动机的转型，其优势在于装机快、体积小、启动快、简单循环效率高，主要用于电力调峰、船舶动力。重型燃气轮机为工业型燃机，其优势为运行可靠、排烟温度高、联合循环组合效率高，主要用于联合循环发电、热电联产。埕岛电厂采用的MS9001E燃气轮发电机组是50Hz，3000转/分，直接传动的发电机。该型燃气轮发电机组最早于1987年投入商业运行，基本负荷燃用天然气时的功率为123.4MW，热效率为33.79%，排气温度539℃，排气量1476×103公斤/小时，压比为12.3，燃气初温为1124℃，机组为全自动化及遥控，从启动到满载正常时间为约20分钟，机组使用MARKⅤ控制和保护系统.

1.润滑油系统

概述本系统在机组起动、正常运行及停机过程中，向燃气轮机和发电机的轴承、透平的辅助齿轮箱提供数量充足，温度和压力适当的、清洁的润滑油，从而防止轴承烧毁，轴承的过热造成弯曲而引起震动，润滑油也供给起动变扭器作为液压流体及润滑用。除此之外，一部分润滑油分离出来，经过过滤后用作液压控制油，或用作液压控制装置的液压流体。

主要有主润滑油泵,辅助润滑油泵,事故油泵.,油雾抽取装置

2.起动系统

燃气轮机在正常运行时，透平功率的三分之二用来拖动压气机，其余三分之一功率为输出功率。显然，在燃机起动过程中，必须由外部动力来拖动机组的转子，起动之后再把外部动力设备脱开。同时，由于机组转子在静止状况下，惯性和摩擦力很大，为减小外部动力设备的功率，要借助盘车机构的搬动来实现对静止转子的起动。我们把起动燃机用的外部动力设备及其附件系统称为起动系统。起动系统的第二个功能是作为停机后的冷机盘车设备。避免转子因受热和冷却不均匀而产生弯曲变形。

主要有盘车电机,起动电机,注油泵。

3。液压油系统

液压油系统用于向机组的液压执行机构提供液压油。主液压泵由辅助齿轮箱带动，辅助液压泵由电动机带动。

主要有辅助液压泵,主液压泵。

4.雾化空气系统

在使用液体燃料的燃气轮机组中，为使液体燃料更好的雾化，提高燃烧效率，要配备加压雾化空气系统。雾化空气系统向燃料喷嘴的雾化空气腔内提供足够压力的空气，雾化空气由加工在喷嘴上的内部管路和喷口按一定的方式喷入燃烧室，撞击喷油嘴喷射出来的燃油，使燃油油滴破碎成油雾，解决了油与空气混合不好的问题。在点火、暖机、升速及机组的整个试运期间，雾化空气系统自始至终都在工作。

.5.冷却和密封空气系统

该系统利用必要流量的压气机抽气给燃气轮机转子和静子的其它部分用于冷却。以防止机组正常运行期间产生的高温。安装在机组外的离心式压缩机从大气中抽取空气去冷却透平排气框。

6.通风和加热系统

轮机间和辅机间是两个密封的仓室。他们的四壁和顶壁由隔热材料板装配而成。在仓室的前壁装有加热器，以便控制仓室的空气温度和维持仓室的设计温度。为保证运行中室温不过高，在轮机间、辅机间、负荷轴间设置了通风口及电动机驱动的通风风机。

冷却空气从辅机间两侧壁的通风口引入，被顶部的通风风机排到大气中。风机装有重力作用的逆风挡板，风机停运，挡板关闭。风机电动机带有加热器，以控制停机期间的湿度。辅机间装有两组加热器，一组控制机组不运行时辅机间的湿度；一组是机组不运行时辅机间防冰冻用，带有电动机驱动的风机。两组加热器均由温度开关自动控制。

轮机间顶壁上装有电动机驱动的箱装式离心式风机，它使轮机间热空气通过垂直进口，水平出口排到大气中，风机装有紧急关闭挡板和逆风挡板。风机启停由温度开关控制。停机时，主通风机失电退出，为防止轮机间内危险气体的积聚，一台低容量的通风机起动，直到手动停止或机组重新启动为止。

轮机间装有三组加热器，一组控制机组不运行时轮机间的湿度；两组是机组不运行时轮机间防冰冻用，带有电动机驱动的风机。三组加热器均由温度开关自动控制。

负荷连轴器间的通风由装于顶壁的电动机驱动的风机承担，此电动机装有加热器。

7.冷却水系统

冷却水系统的任务是完成润滑油系统、雾化空气系统、主燃油泵冷却器、发电机空冷器、透平支撑和火焰监测器安装底座的散热要求。

8.压气机和透平水清洗系统

在机组运行期间，污染物在内部零件上的沉积会造成燃气轮机性能损失。空气中的污染物、燃烧重油的残渣，都会对压气机、透平造成损伤，因此必须通过含有洗涤剂的水溶液将污染物清除.

强制循环燃机余热锅炉为露天布置，采用国际上流行的塔式悬吊结构。该类型锅炉结构先进合理。适于与燃用天然气、轻油及劣质重油的燃气轮机相配套，特别适应于快速启停。对燃机负荷适应性强，占地面积小，运行性能稳定，操作方便，可确保联合循环发电机组的长期安全、可靠、高效、经济运行。强制循环余热锅炉多为立式布置。锅炉的烟气流程：烟气经入口烟道、三通烟道和过渡烟道进入受热面管箱后自下而上，先后依次冲刷高低温过热器、高压蒸发器、高压省煤器和低压蒸发器。最后经主烟囱直接排空。锅炉的汽水流程为给水由高压省煤器入口集箱进入省煤器管屏加热后流入高压锅筒个通过锅筒下部的集中下降管进入高压蒸发器管屏。吸热后上升进入锅筒进行汽水分离。分离后饱和水再进入集中下降管，而饱和蒸汽从锅筒上部引至高压过热器，经过热管屏吸热后由出日集箱引出锅炉。在两级过热器之间布置喷水减温装置，从而可有效地保证出日过热蒸汽温度。双压余热锅炉的另一路给水直接进入低压锅筒，由下降管引入低压蒸发器管屏，蒸发吸热后上升进入低压锅筒进行汽水分离，分离后饱和水回下降管，低压蒸汽由低压锅筒上部引出、经减压后进入除氧器用于除氧。但高、低压下降管均设有两套强制循环泵（一用一备）。高低压蒸发器内本循环动力由强制循环泵提供，确保水循环安全可靠。这类炉型的低压锅筒也可兼作除氧水箱，并安置于锅炉钢架上，可简化管路系统，减少占地面积。

强制循环余热锅炉受热面按部件制成管箱形式出厂，管箱由穿过数块管板的水平错列布置的螺旋鳍片管及进出口集箱组成，在厂内组装成大型箱体，现场整体安装。

电厂的整体循环效率高

常规燃煤电厂由于其循环及设备的限制，它的热效率已很难有突破性的提高。依据统计，1998年我国6000KW以上火电机组的平均供电标煤耗每千瓦时为406克，折算的平均供电效率为30.3%。目前我国最大的超临界600MW的火电机组，其供电效率约40%左右。而联合循环发电的热效率则远高于这一数据。埕岛电厂采用的MS9001E燃气轮发电机组基本负荷燃用天然气时的功率为123.4MW，热效率为33.79%，配置余热锅炉和汽轮发电机组成180MW等级的联合循环，其热效率为47%-49%。

对环境污染极小

在各种型式的发电装置中，联合循环电厂的另一个主要优点是它能适应环保要求，被称为“清洁电厂”。因它采用油或天燃气为燃料，燃烧产物没灰渣，不用灰渣排放；燃烧效率高(供电效率高)能完全燃烧，由于节约燃料燃烧产物CO2少。当今，我国对发电厂污染物的排放量的要求日益严格，常规火电为了满足国家环保规定，采用烟气脱硫设备，其投资约占发电厂总投资1/4～1/3，运行费高达每度电增加3～5分。

单位(比)投资较低

在同等条件下，单位(比)投资较低。根据国内建设不同容量燃煤电厂和联合循环电厂的有代表性的实际投资综合分析，按燃煤电厂机组的系列容量折算，单位投资比燃气蒸汽联合循环电厂贵；而且燃机目前国内仅能生产36MW级度以下的设备，若按我国目前进口设备政策，燃气机组能返包10%～30%给国内厂家生产，其价格将更低。

调峰性能好

启停快捷。燃机从启动到带满负荷运行，一般不到20分钟，快速启动时，时间可更短。若以50MW电厂为例：联合循环电厂启动热态为60分，温态为90分，冷态为120分钟可带满负荷。而汽轮机电厂启动至满负荷为：热态90分，温态180分，冷态为300分。因而燃机电厂是城市备用或调峰机组的最佳选择。

占地少

燃机电厂由于无需煤场，输煤系统，除灰渣系统以及除尘、脱硫、系统……等等，所以厂区占地面积比燃煤电厂所占厂区小得多。比同容量燃煤电厂相比，燃机电厂占地面积只有燃煤电厂的面积30～40%，且电厂建筑面积也只燃煤电厂的面积20%。

耗水量少

燃机电厂不需要大量冷却水，可减少冷却水的供应，这对于干旱缺水地区建电厂尤为重要。一般比同容量燃煤电厂少得多，简单循环只需2～10%火电厂的用水量，联合循环也只有火电厂的1/3左右。

建厂周期短

且可分段投产由于制造厂内完成了最大的可能装配且分部调试后直接集装运往现场，安装在预制好的现场基础上，施工安装简便，建厂周期短，投产快

运行人员少由于燃机电厂自动化程度高，采用先进的集散式控制系统，控制人员可以大减少。一般情况占同容量燃煤电厂的人员的20～25%，就足够了。

厂用电率低

燃机电厂一般厂用率不到2%，而燃煤电厂大机组用电率都在5～6%。

我国是个产煤大国，石油与天然气资源相对比较贫乏。这一因素长期制约着我国燃机发电的发展，近来，在经济发达的东南沿海地区，开始起步进口液化天然气(LNG)和液化石油气(LPG)。另外，我国沿海大陆架及陕北、新疆等地油气田建设已有实质性进展，输气管线已与西安、北京等大城市接通，将来可接通南京、上海，为采用燃机联合循环解决调峰、热电联产及环保问题创造了条件。

随着燃机技术的发展，以及国家能源结构的变化和对环保要求的提高，燃机电厂的发展势必会大大加速，时不我待，我们应充分抓住之这一机遇，大力开拓燃机电厂建设这一市场，为公司的发展注入新的活力。

燃气电厂占地面积小，一般为燃煤电厂的54%；耗水量小，仅为燃煤电厂的1/3；燃气电厂不需要为环保追加新的投资；不会引发水电建设造成的施工废水、弃渣排放、料厂占地、森林植被受淹及移民等诸多问题。此外，燃气电厂污染物的排放量较低，以500MW燃气电厂为例，其二氧化硫排放几乎为零；与同容量的燃煤电厂相比，氮氧化物排放量为后者的19%；二氧化碳为42%；可吸入颗粒物仅为5%。

由于燃气电厂在占地面积、用水量、环保等方面均比其他电厂小得多，这就使得在负荷中心建设电厂，实现就地供电成为可能。由此可以减轻电网输电和电网建设的压力，提高电网运行的稳定性。

京丰燃气发电有限责任公司

地址：丰台区云冈西路15号

北京京丰燃气发电有限责任公司是由北京京能清洁能源电力股份有限公司100%控股，以清洁能源—天然气为发电燃料的新型发电企业。公司成立于2003年9月10日，注册资本32577万元，#1燃气蒸汽联合循环机组于2004年3月18日开工建设，于2006年1月1日正式移交生产，2006年5月1日投入商业化运营。

京丰#1机组是国内首批建设的9F型大容量燃气-蒸汽联合循环发电机组之一，燃机型号为日本三菱公司M701F，机组采用“1+1+1+1”单轴配置型式，即安装1台燃气轮机、1台余热锅炉、1台蒸汽轮机和1台发电机，其中燃气轮机、蒸汽轮机和发电机布置在一根轴上。燃气轮机、蒸汽轮机为日本三菱重工业株式会社制造，发电机为三菱电机株式会社制造，其中燃机的型号为M701F，形式为单轴、重型（工业型），额定功率270MW；蒸汽轮机型号为TC2F-35.4，为双缸、单轴、双排汽凝结、再热式，额定功率138MW；发电机功率409.7MW，额定电压20KV，功率因数0.85,额定转速3000r/min，额定频率50Hz。机组控制部分为单元制，采用炉、机、电热集中控制方式，其中燃机及汽机本体采用日本三菱公司DIASYSNetmation系统，机组余热锅炉，电气及其他辅助系统的控制系统为上海福克斯波罗公司I’Aseries系统。

北京京能太阳宫热电厂

地址：朝阳区太阳宫地区

北京奥运会重要配套项目，市重点工程，建设规模为2×350兆瓦级燃气蒸汽联合循环发电机组，年发电量34亿千瓦时，供热面积1000万平方米，供热区域40平方公里，占地9公顷。电厂直接承担向奥运场馆及其周边地区供热的重任，同时为首都北京电网提供重要的支撑电源，为确保首都城市能源安全运行体系具有重要作用。

华电（北京）热电有限公司郑常庄燃气热电

地址：北京市丰台区卢沟桥乡郑常庄村。

工程总规模为2×254MW燃气－蒸汽联合循环供热机组和3台116MW燃气热水炉。华电（北京）热电有限公司

地址：北京市宣武区莲花池东路16号，邮政编码：100055

四大热电中心

东南热电中心

位于朝阳区王四营乡，在华能北京热电厂一期工程基础上扩建而成，主要包括华能二期、三期工程。二期工程新建两台35万千瓦级燃气热电机组，新增发电能力90万千瓦，新增供热面积1300万平方米。计划于2011年采暖季前建成投产。三期工程视未来发展情况，拟在2016-2020年间建设，为CBD东扩创造有利条件。

东北热电中心

可综合各种资源实现热源集约利用，建设规模为4台35万千瓦级燃气热电机组，供热能力2400万平方米，计划于2012年采暖季前建成投产。北京东北热电中心（高安屯）京能燃气热电厂工程项目北京京能高安屯燃气热电有限责任公司。公司所在地：北京市朝阳区东四环中路41号嘉泰国际A座

西南热电中心------北京草桥燃气联合循环热电厂

厂址位于北京市南四环路北侧、草桥东路西侧，厂址用地属市政公用设施用地。在现状草桥供热厂基础上扩建而成，主要包括草桥二期、三期工程。二期工程新建2台35万千瓦级燃气热电机组，新增供热能力1200万平方米，计划于2012年建成投产，草桥三期扩建视未来发展情况，拟在2016年至2020年间建设。

西北热电中心------2012年)

统筹考虑高井电厂和石景山电厂的燃煤机组搬迁改造，建设6台35万千瓦级燃气热电机组，供热能力3600万平方米，计划于2014年采暖季前全部建成投产。

根据《北京城市总体规划》提出的能源建设原则，北京“十二五”规划中明确提出，构建安全高效清洁的“‘1+4+N’+X”供热体系。“1”是指北京中心城区的供热大网；“4”是按照两扩两迁、先建后拆的原则建设东南西北四大燃气热电中心，形成对中心大网主力热源支撑；“N”是指利用中心城区现状燃煤锅炉房改造的空间资源，按照与热电厂基荷1：1配比建设燃气尖峰锅炉，作为辅助热源；X是不与中心大网连接的、满足区域供热需求的独立供热系统。同时将进一步推进区域能源站和分布式能源系统的建设，构建X个满足多种能源需求的能源供应系统。

目前，四个为中心大网提供支撑的热电中心，已经全部落地。去年运营的东南热电中心位于五环路内高碑店，有2台35万千瓦级燃气热电机组和尖峰锅炉，能够覆盖周围1200万平方米的供热。今年刚投入使用的西南热电中心位于丰台区草桥村，有着和东南热电中心相同的供热能力。已经于今年9月开工的东北热电中心位于朝阳区高安屯，建设规模为4台35万千瓦级燃气热电机组，供热能力2500万平方米。西北热电中心选址在石景山区高井地区，建设规模为6台35万千瓦级燃气热电机组，供热能力3600万平方米，为四大热电中心中对中心大网支援最多的项目。在北京市四大热电中心全部建成投运后，将增加首都8400万平方米的燃气供热面积，其中将有6000万平方米为代替现有燃煤发电厂的供热面积。每年电厂燃煤总量减少约640万吨。伴随着系统不断整合，到“十二五”末期，北京装机规模将达到960万千瓦，供热能力覆盖1．5亿平方米。届时燃煤总量每年约减少800万吨，燃气供热占城区供热比例从2008年的60%左右增长到95%以上。预计2015年全市供热总面积将达到8.5亿平方米，2020年将达到10亿平方米，年均新增供热面积约3000万平方米至4000万平方米。