1对比电厂的选取
广东惠州液化天然气电厂项目拟采用F级燃气蒸汽联合循环机组，电厂在系统中的作用为调峰电厂，担任腰荷和峰荷，采用二班制运行方式，电厂燃用清洁能源—液化天然气（LNG），烟气排放不含硫，机组配有干式低NO_X燃烧器，NO_X的排放浓度可控制在25μg／L。
　　对于常规燃煤电厂而言，进口660 MW燃煤电厂调峰能力较好，目前在广东省电力系统中担任一定的调峰任务。国产600 MW燃煤电厂目前调峰能力较差，进行电厂调度灵活性和二班制运行能力分析比较时选用进口660 MW燃煤电厂和国产600MW燃煤电厂与LNG电厂进行比较。
　　考虑到电厂容量、环保的相似性要求，对比电厂的选取结果为：
（1）广东惠州LNG电厂：3×405．6 MW。
　　（2）进口660 MW燃煤电厂（带脱硫）：2×660MW（台山发电厂一期1号、2号机组）。
　　（3）国产600 MW燃煤电厂（带脱硫）：2×600MW（台山发电厂一期A号、B号机组）。
　　在进行电厂调度灵活性和二班制运行能力比较时均假定电厂按二班制运行方式。
由于目前国内还没有进口660 MW燃煤电厂或
国产600 MW燃煤电厂真正按二班制模式运行，因此，电厂调度灵活性和二班制运行能力的分析仅供参考。
　　另外，进口660 MW燃煤的样本电厂是以总承包方式进行招标，电厂招标时要求机组具有调峰能力，可以二班制运行和夜间低负荷运行。因此，机组的负荷加载率和热态启动时间性能指标均比国产600 MW燃煤机组高。
2调度灵活性的比较
电厂的调度灵活性主要体现在下面3个方面： 　
　（1）电厂在热备用工况下的可调容量，即电厂中的机组从低负荷（稳态）至满负荷的容量。 　　
（2）电厂冷备用容量，按《电力系统设计技术规程》的说明条文，系统事故备用分为冷备用和热备用，各占事故备用的50％。能在一定时间内可以启动的备用可列为冷备用（一般为10 min）。
　　（3）电厂的加载速率，即电厂根据电网需要允许每分钟负荷的增加量。
2．1热备用工况下可调容量的比较
在进行比较时，按下式进行计算：
　　（1）燃煤电厂的可调容量＝机组台数×（机组100％负荷－机组最小稳态负荷％）×机组净出力。
　　（2）LNG电厂的可调容量＝机组台数×（燃机 　　（3）国产600 MW燃煤电厂、进口660 MW燃煤电厂中机组的最小稳态负荷（不投油）为30％。
　　（4）LNG电厂中燃机的最小稳态负荷为燃机输出功率的5％。
　　在热备用工况下，LNG电厂的可调容量为1158 MW；国产600 MW燃煤电厂的可调容量为777MW；进口660 MW燃煤电厂可调容量为935 MW。 　　可以得出，LNG电厂在热备用工况下的可调容量最大。
2．2冷备用容量的比较
在进行比较时，按下式进行计算：
　　电厂冷备用容量＝机组台数×（机组在10 min达到的负荷－机组厂用电）。
　　在10 min内，燃机负荷达到5％；国产600MW燃煤电厂的机组在10 min才刚具备并网条件，其负荷为零，不能作为冷备用容量；进口660 MW燃煤电厂的机组负荷达到5％。
　　LNG电厂的冷备用容量为34 MW；进口660MW燃煤电厂的冷备用容量为59 MW。
　　可以得出，进口660 MW燃煤电厂的冷备用容量比LNG电厂要大，但同处于一个数量级，约50MW左右，而国产600 MW燃煤电厂不能作为系统的冷备用。
2．3加载速率的比较
　　当电网中有机组发生故障退出时，电网频率会瞬时降低，电网调度会将该机组退出的负荷分配至电网中的其它电厂，加载速率较高的电厂其分配到的负荷会较高。机组加载速率反映了电厂在电网中调频能力的大小。
　　LNG电厂的加载速率为39 MW／min；国产600MW燃煤电厂的加载速率为21 MW／min；进口660MW燃煤电厂的加载速率为48 MW／min。
　　可以得出，进口660 MW燃煤电厂的加载速率最好，LNG电厂次之，两者均高于国产600 MW燃煤机组。
3二班制运行能力比较
3．1机组启、停机时间
　　一个电厂要实行二班制运行方式，即要求每天启动、停机一次，相应要求电厂中的机组热态启动
和停机时间要短，尽量避免过长时间在低负荷区域运行，因为低负荷工况意味着效率很低，很不经济。 　　LNG机组热态启动时间和加载时间分别为7 min和25 min，合计32 min；国产600 MW燃煤机组热态启动时间和加载时间分别为10 min和50 min，合计60 min；进口660 MW燃煤机组的热态启动时间和加载时间分别为5 min和65 min，合计70 min。
　　LNG机组的停机时间为27 min；进口660 MW燃煤机组和国产600 MW燃煤机组的停机时间为180 min。
　　可以得出，LNG电厂停机时间和启动时间很短，很适合二班制运行方式。
3．2部分负荷下的经济性比较
　　如果将一个电厂作为一个组来看，一个组的100％负荷等同于组中所有机组处于100％负荷工况，组的部分负荷则意味着组中的一台或几台机组处于部分负荷工况。在电网调度时，可只确定组在电网中分配到的负荷，而组中各台机组的运行负荷按组负荷的大小进行分配。图1示意了组的负荷与效率的关系。

　　电厂在部分负荷下的效率直接与电厂在部分负荷下的经济性相联系，图2示意了电厂上网电价按组负荷、组效率进行敏感性分析后得出的数据。即外围参数不变，在不同组负荷、组效率下计算出电厂的上网电价。
　　在对上网电价按组负荷、组效率进行敏感性分析时，按以下边界条件进行计算：
（1）确定上网电价时年运行小时数按4000 h计。
（2）上网电价为不含税值。
　　（3）国产燃煤电厂和进口燃煤电厂均按二班制模式运行进行经济技术指标估算。

可以得出，在二班制运行模式下：
　　（1）组在满负荷时：LNG电厂的上网电价最高，约为0．4562元／（k W·h），进口660 MW燃煤电厂次之，约为0．4530元／（kW·h），而国产600 MW燃煤电厂上网电价最具竞争力，约为0．4227元／（kW·h）。
　 （2）组在部分负荷下上网电价上升率：进口和国产燃煤电厂在部分负荷下其上网电价上升较快，LNG电厂在部分负荷下其上网电价上升较慢，即LNG电厂在部分负荷下经济性较好。
　　（3）当组的负荷在800 MW（约65％组负荷）至全负荷区域之间时，国产燃煤电厂的上网电价最低，LNG电厂次之，进口燃煤电厂最高。
　　（4）当组的负荷在低于800 MW（约65％组负荷）区域时，LNG电厂的上网电价最低，国产燃煤电厂次之，进口燃煤电厂最高。
4结论
综上所述，可得出如下结论：
　　（1）二班制运行能力：LNG电厂在低负荷下具有很高的热效率，机组启动、停机时间很短，当电厂作为电网的调峰电厂，采用二班制运行方式时，其经济性较好。
　　（2）电厂调度灵活性比较：热备用工况下LNG电厂的可调容量最大；LNG电厂和进口660 MW燃煤电厂能作为电网的冷备用电源，但其容量很小，国产600 MW燃煤电厂不能作为电网的冷备用电源；进口660 MW燃煤电厂的加载速率最好，LNG电厂次之，两者均高于国产600 MW燃煤机组。
　　（3）进口660 MW燃煤电厂的机组在低于稳态负荷时，需要投油来维持其稳定燃烧，此时燃烧产物中可能有未完全燃烧的油粒，电除尘器可能不能投入工作，在短时间内，增加了机组运行时的燃料成本，其粉尘和SO₂排放会高一些。
　　使用清洁能源LNG作燃料的LNG电厂完全能满足日益要求严格的环保要求，另外LNG电厂优良的二班制运行能力和良好的电厂调度灵活性是不言而喻的