天然气发电机组（精选十篇）
天然气发电机组 篇1
在众多经济指标当中, 发电气耗率是重中之重。由于各电厂天然气气源不同, 天然气热值存在着较大的差异, 若采用标方每度, 来衡量天然气气耗率, 则误差太大不好横向比较。故本文采用单位吉焦发电量来进行分析, 即:含1GJ热能的天然气所能发出的电能度数, 单位KWH/GJ。在实际运用中, 单位吉焦发电量能够较为精确的进行统计和分析。
2 影响单位吉焦发电量的因素
对于多数9E型燃气轮机发电厂来说, 都采用两班制调峰运行的方式, 故本文着重对每日的单位吉焦发电量进行分析。
2.1 机组启动前状态对日吉焦发电量的影响
因为机组启动速度主要取决于蒸汽轮机的高压内缸金属温度, 故, 通常以停运天数或汽机高压内缸温度来进行状态的区别。笔者通过长期跟踪, 摸索出各种状态下的启动耗时以及不同状态下机组启动与日运行小时数综合起来对日吉焦发电量的影响见表1.
2.2 日运行小时数的影响
在同一个状态下启动, 由于其带负荷速度不同, 导致满负荷运行的时间会不同, 所以, 不同的启动状态和不同的日运行小时数对日吉焦发电量是一个综合的影响, 见表1。
2.3 降出力运行的影响
机组部分负荷运行时, 燃机效率降低, 导致联合循环效率也会降低, 所以, 在分析日吉焦发电量时, 应该考虑部分负荷运行的影响。联合循环部分负荷运行下, 稳定工况的GJ发电量见表2。在分析日吉焦发电量时, 可以用部分负荷与满负荷的吉焦发电量差值与降负荷时间占日运行小时数的份额的乘积来衡量部分负荷运行对日吉焦发电量的影响。
2.4 水洗烘干的影响
如果燃机进行水洗, 则按照燃气轮机厂家的要求要进行约20分钟的FSNL状态下烘干, 以便于燃机各部件内部的水分充分烘干, 防止热部件温升率过大。一般情况下, 都会选择在机组启动至并网前对燃机进行烘干, 燃机保持FSNL状态20分钟所需天然气量约为300GJ。
2.5 给水温度的影响
对于大多数9E型燃机电厂来说, 一般采用大气式除氧器, 维持足够的给水温度是对除氧效果的一个基本保证。但是过高的给水温度会使省煤器的吸热量减少, 从而升高锅炉的排烟温度, 大大影响余热锅炉的效率。一般情况下, 给水温度每升高1℃大约影响联合循环效率0.1%。
2.6 发电除盐水耗的影响
一方面, 为了保证锅炉的汽水品质, 锅炉正常运行时会适当的排掉高压汽包内含盐量较高的饱和水。另一方面, 在锅炉启动的升温升压过程中, 为了使汽包的水位稳定, 需要大量的排放炉水。另外, 在暖管阶段, 还有大量的蒸汽排放到大气中。这些排汽和排水, 都包含着一定的热能。根据计算, 每排放1t高压饱和水的热量可以通过汽轮机转化出106kwh电能, 没排放1t高压饱和蒸汽的热量可以转化259kwh的电能。一套联合循环机组每天的耗水量约为70t～150t, 若做好经济运行, 在安全条件许可的情况下减小排放, 长期下来也是一笔不小的收获。
2.7 天然气流量计量误差的影响
根据GBT18603-2001《天然气计量系统技术要求》, 用于贸易结算用的天然气流量计, 体积流量计的精度等级为1%, 发热量测量精度等级为1%。这显然是一个比较粗的标准, 在分析天然气单位吉焦发电量时, 应采用串联的两个流量计进行比对, 以减小误差。
3 联合循环启动过程的评价与优化
3.1 一般采取以下技术经济指标来进行对机组启动过程的评价。
3.1.1 燃机并网-汽机冲转时间
3.1.2 汽机并网-汽机投补汽时间
3.1.3 汽机并网-汽机满负荷的时间
3.1.4 机组启动成本 (天然气成本减去发电收益)
各种状态下, 机组启动过程评价指标见表3。
3.2 机组启动过程节能的技巧
机组启动过程就是一个升温升压的过程, 要在保证设备安全的情况下, 尽快使机组各项参数达到额定参数。
对于燃气轮机的启动, 由于其设计是用来快速启停的, 故在联合循环中, 其带负荷速度远高于锅炉和汽机。而燃机低负荷下运行时的效率较低, 所以燃机带负荷的速度如何与锅炉汽机的需求进行匹配是启动过程节能的关键所在。
对于锅炉的启动。制约其启动速度的主要有: (1) 锅炉受热面金属温度的升温速率, 此速率厂家规定为25℃/min。 (2) 汽包升压率、升温率, 厂家规定为小于等于5bar/min和5℃/min。对于无旁路挡板的锅炉来说, 锅炉的启停随着燃机的启停同时进行, 有一个缺点就是:锅炉热态启动时, 在燃机高盘到点火初期这段时间, 锅炉受热面收到冷空气的对流, 热量散失, 温度先下降而后才能上升。所以, 在锅炉的启动阶段的主要节能措施有: (1) 尽量控制好启动前的水位, 做到启动过程少放水。 (2) 燃机并网后的初带负荷应控制在其排烟温度高于汽机冲转所需目标温度100℃为宜。 (3) 尽早开启锅炉蒸汽出口阀, 以便于汽机主蒸汽暖管。 (4) 控制主蒸汽压力尽快达到冲转压力。
汽机的启动过程。汽机启动过程的优化措施有: (1) 提前暖轴封, 尽早拉真空, 使主蒸汽顺利暖管至自动主汽门前。 (2) 低负荷暖机过程控制较高背压, 减小蒸汽的焓降, 增大进气量, 提高汽机缸温升温速率。
结束语
从燃气轮机的发展史来看, 燃气轮机效率的每一步提高都是不容易的。作为一个电厂, 可以做的工作很多, 对生产过程进行优化, 最大程度的发挥机组自身的性能, 是一个不断积累, 循序渐进的过程。本文简要描述了日常经济性能分析工作中常见的各种影响因素, 以及机组启动过程所要控制的主要指标, 以供同行进行参考。
摘要：日益高涨的能源价格给发电企业的经营带来了严重的威胁。对于许多燃机电厂来说, 天然气价格稍有波动就会面临着减产的风险。这种环境下, “节能降耗”早已不仅仅是为了响应国家的号召, 而是企业自身的实实在在的需求。对于一个已经投产运行的电厂来说, 除了设备改造之外, 真正所要做的就是在运行技术管理方面精益求精, 不断提高各项经济指标。本文对影响9E型联合循环发电机组天然气气耗率的因素进行了分析。
关键词：9E型联合循环发电机组,天然气,气耗率
参考文献
[1]陈永斌, 莫广明, 朱慧莉.联合循环发电装置节能运行的分析与实践[J].广东电力, 2008, 21 (4) .
天然气发电机组 篇2
“学习型组织”作为近年来风靡全球的新型企业治理理念，能使组织在创新、竞争和快速发展的现代经济社会中更富生命力，使治理者胸怀远志，团队成员勤奋工作，企业长期稳定并保持较高速发展。2003年以来，广州珠江天然气发电有限公司发电部甲值紧紧把握时代发展的脉搏，贯彻公司创建学习型组织的新思路，经过3年来的探索和实践，在提高职工学习力、提升团队战斗力等方面取得了一些成绩，出了成果、出了人才、出了效益，对创建有珠江燃电特色的学习型班组做了一点有益的探索。
一、从工作实际出发，确立“创争”的指导思想和目标体系
广州珠江天然气发电有限公司在华南地区首家采用美国GE公司生产的S109FA燃气－蒸汽联合循环机组，该工程与广东LNG站线项目同步建设，是国内第一批LNG发电项目，也是广州市最大的天然气发电项目。但由于立项和主设备招标等原因比同一批LNG发电项目迟了18个月，为了争取与他们同步投产，以缓解广州地区用电紧张的局面，公司上下用勤劳和聪明与时间赛跑，千方百计抢工期，同时狠抓建设质量，提出创建华南地区样板工程的目标。公司人员精简，仅110多人就承担着两台390MW联合循环机组的工程建设与运营治理，同时进行二期同等规模工程的筹建预备。作为生产一线的发电部甲值只有6人：值长何东平，主值麦伟强，副值唐云结、叶述锋、孔繁城、卢俊利。六个人肩负着当值期间机组和各类辅机的全部操作任务，这对运行人员的业务素质提出了极高的要求，加上燃气发电技术在国内刚刚起步，尚无成熟的经验可以借鉴，如何让机组安全、稳定、高效地运行是甲值成立以来思考和探索的工作重心。
公司早在2003年初就提出创建学习型团队，并展开以培训为主要形式的创建学习型团队的活动。2004年1月，九部委在全国职工中开展“创建学习型组织，争做知识型职工”活动，下发开展“创争”活动的实施意见，为甲值“创争”活动的开展带来了明确的指导思想。2005年8月广州市总工会下发《“创争”活动实施办法的通知》，公司积极响应，制定并实施了“广州珠江天然气发电有限公司2004-2006创建学习型组织具体计划”，“创争”活动进入了一个崭新的时期。
公司及部门领导对“创争”活动的高度重视，为甲值创建学习型先进班组提供了良好的企业氛围。甲值由值长牵头，班组成员积极参与，在“创争”活动中深入分析社会经济发展主流趋势，全面把握企业发展方向，结合燃气-蒸汽联合循环机组运行班组的工作中心，着手确立“创争”目标，提出“一专多能，全能值班”的共同愿景。围绕着这一共同愿景，发电部甲值制定了《发电部甲值创争目标》，对班组长期、中期和短期的创争目标进行了细化描述；又根据各个班组成员的具体情况具体分析，制定出了《班组成员个人职业生涯设计规划》，将个人的成才、班组的成长和企业的发展有机的结合起来，确立了创争目标体系。
二、全面规划、分步实施“创争”措施
按照公司党支部的总体部署，甲值将思想政治教育与学习、工作和业余生活相结合，全面规划，多次进行“三个代表”和科学发展观的讨论，贯彻落实社会主义荣辱观的学习，引领班员自觉地把荣辱观体现在日常生活及工作上，始终坚持弘扬文明新风，在全值形成了“知荣明耻、褒荣贬耻、倡荣拒耻”的新风尚。创建学习型班组是一项系统工程，必须制定切实可行的措施，还需要班组成员的积极参与。为此，发电部甲值严格遵循分步实施、重点突破、整体推进的原则，规范有序地进行学习型组织的创建工作。具体做法是：
（一）加强宣传引导，统一思想熟悉
在公司和部门营造的良好氛围中，值长不定期召开班组动员会，传达“创争”活动的指导思想，分析当前班组建设和个人学习中碰到的实际问题，在班组中引入“终身学习、全员学习、全程学习、团队学习”的新理念。通过对学习型组织理论的不断深化熟悉，大家更深刻理解在知识经济时代，一个人想成功，必须成为学习型的人；一个企业想成功，必须努力建成学习型企业。班员时刻保持勤奋、拼搏、进取的工作态度，养成在工作中学习，在学习中工作的良好习惯，变“被动学”为“主动学”，变“要我学”为“我要学”，变“应付式”为“自觉式”，加强对学习的重要性和必要性的熟悉，在甲值形成良好的学习风气。
（二）落实团队学习制度，“创争”工作经常化、规范化。
制度是推进规范运作的前提，创建学习型班组，必须要有一系列的学习制度。落实学习制度，才能保证有章可循，才能持之以恒。在甲值，每一位成员都建立了个人学习培训档案，阶段学习重点、定期集中学习、定期集中辅导、定期集中考核等学习制度完善且行之有效。为激发班员的学习热情，值内多次组织新奇别致的技术交流，而诸如默画系统流程图、写操作票、互相进行技术考问等等更是家常便饭。发电部
目前采用四班两倒的运行方式，每个学班甲值都组织集中学习，值长会布置这一周的学习重点，周末摸底考试已成为甲值惯例。班组成员互相传、帮、带，对把握得不透彻的内容进行再学习，果断不让任何一名成员拖后腿。为了提高班员技能素质，要求大伙儿做到“精一项、懂几项、会多项”，甲值每个人都有一张学习积分卡，上面记录了自己的学习情况。班组经常利用业余
时间，开展丰富多彩的学习、讨论，从中找出自己的不足与弱点并加以改进。此外，由于有些培训受到人数的限制，不可能做到每个人都能参加，为了使每个人都能学习到新的技术，每个出去培训的人回来后都要当一回“老师”，把在培训中学习到的知识传授到每一个班员。
（三）值长带头，全员参与，激发班组创新与活力
俗话说：火车跑得快，全靠车头带。值长何东平认为，班组长的带头作用能够推动学习型班组的创建。何东平值长在业余时间带头自学，集中学习时带头参加，班组讨论时带头发言，事事身先士卒。通过值长全面带头，班员互学互助，甲值全体人员朝气蓬勃，活力四射，每个人身上都散发出创新的动力。在发展集团举办的长跑比赛中，甲值发扬团结拼搏的团队精神，从五十多个参赛队伍中脱颖而出，取得第二名的好成绩。全值以值长何东平为领头雁，各成员通力协作，秉持高尚的思想道德，优良的职业素养，过硬的技术技能水平，在“创争”中班员全面提升学习力、提高技术水平和竞争力、拓展创新力，也增强了团队凝聚力。
（四）搭建多元开放、共享资源的学习的平台
甲值建立了完善的图书资料库，给班员提供丰富的图书资料，涵盖工程图纸、设备资料、电力生产法规、安全知识、基础理论、科技英语及不少治理类书籍，诸如《第五项修炼》、《成功人士的七种习惯》、《细节决定成败》等都是大家经常借阅的书籍。
甲值还建立了电子课堂，借助计算机辅助教学手段，把结构复杂、系统庞大的机组设备直观地展现出来，使大家对机组的原理和结构有了更深刻的理解，激发了班员的学习爱好，提高了班员的学习效率。
鉴于有大量的资料都是电子资料形式存储，甲值又开通了电子资料服务器，充分利用网络易于分享的优势搭建了网上交流学习的平台，24小时提供各类电子资料资源。
对于S109FA机组运行这一学习重点和难点，公司引进了仿真机虚拟教学平台，甲值制定了仿真机培训方案，自编仿真机教材加强培训。仿真机的学习对于班组成员把握S109FA机组运行技术起了很大的作用。
（五）强化培训，优化治理，为创建学习型班组奠定牢固基础
发电部甲值成立之时，正是公司由立项、筹建到开始建设的艰难时期。公司为创建学习型团队做了许多积极举措，至今已投入培训经费520万元。一段时间下来，通过在华工电力学院的脱产学习，班员进一步巩固了先前的电力生产专业知识，更清楚地把握了联合循环发电技术的理论基础；深圳南山电厂现场跟班，让班员近距离的接触到联合循环发电技术的实际运行；江苏张家港电厂实习，让大家进一步熟悉了燃气-蒸汽联合循环机组，把握了机组启停操作、运行调整，积累了宝贵的现场运行经验；赴美国GE公司参加机组运行技术培训，班员不仅学习了美国先进的燃机技术，包括燃气透平、蒸汽透平及发电机等设备的原理、结构、运行操作和事故处理，还学习了先进的运行治理经验；以及在深圳大鹏的LNG运营培训、广东省电力调度中心的值长培训、深圳威科姆的KKS编码培训、河南平高东芝的GIS操作培训、北京ABB贝利的DCS运行培训、南京国电南瑞的NCS运行培训和新入职同事的珠江电厂实习……等等，大伙儿心中始终牢记“取长补短、一专多能、全面发展、全能值班”的要求，勤奋学习、刻苦钻研、积极进取、务实创新，在政治思想、专业理论、业务素质、团队建设等方面共同进步，全面提升了班组执行力。
另外，为做好班组治理工作，发电部甲值专门成立了班组基础治理小组，在值长带领下，从设备台帐治理、技术资料治理、工器具治理、材料和备品备件治理、班组基础台帐治理等入手，狠抓班组基础治理工作，筑牢安全生产防护堤，全面规范班组治理制度，完善班组治理模式，实现班组治理规范化。通过现场交流学习，借鉴其他班组先进的治理经验，推陈出新，互比共进，促进班组治理水平跃上新台阶，班员安全生产意识得到进一步提高，全员参与治理的局面正在逐步形成，班组竞争力进一步得到提高。在每月的技术比武中，甲值都榜上有名，主值麦伟强因技术水平突出受到厂里的嘉奖。
三、以学习促生产，团队竞争力提升，“创争”活动成绩斐然
学习的目的不光是把握知识，更重要的是服务于工作。发电部甲值在加强理论与实践相结合的同时，在工作中学习，在学习中工作。从成立至今三年多时间，甲值尽管在工作与学习中碰到了许多困难，但大家坚信办法总比困难多，一路披荆斩棘、勇往直前。甲值的六人中，有四人来自珠江电厂，他们都有着过硬的大型火电机组运行经验，但对于联合循环发电这项新技术还相当生疏，一切都要从零学起。为了广州发展集团的壮大，为了填补国家燃机发电技术的空白，他们放弃了原本不错的薪酬待遇,快速调整自己的心态，义无反顾的投身于燃电事业。一年的时间，他们在华南理工大学完成了需要两年学习的本科课程，包括《锅炉原理》、《流体力学》、《汽轮机原理》、《基础英语》、《工程热力学》、《电工电子学》、《传热学》、《电力企业治理》、《金属材料》、《继电保护》、《电力系统自动装置》、《发电厂电气设备》、《专业英语》、《燃气轮机原理》、《电厂化学》、《集散控制系统》、《热力发电厂》、《集控运行》、《热工过程自动调节》、《热工仪表》、《电力企业治理》等21门功课，牢固把握了联合循环及相关的理论知识。
随着工程的进展，按照公司的统一部署，工作的重心逐步从理论培训过渡到全方位的生产预备，过程中不断有新的难题出现：美国GE提供的技术资料全是英文，读起来费时费力，不易理解;没有现成的燃气-蒸汽联合循环运行方面的培训教材……但这些困难并没有难倒甲值的班员们，英文资料不易阅读，在学习过程中翻译成中文；没有培训教材，在理解的基础上自己编写。面对着小山似的GE原版运行和维护说明书，甲值班员不惧困难，努力克服数量大、专业术语多、参考资料少、时间紧迫等重重阻力，班员自觉加班加点，牺牲休息时间，翻译出大量英文资料，先后编辑整理了多套培训教材。此举不仅填补了公司在相关领域无中文资料的空白，同时为公司节约大量的翻译成本，间接地创造了可观的经济效益。
公司实施信息化治理，要对全厂设备编制KKS码作为基础数据。这是一个新的挑战，发电部甲值主动承担了对全厂设备进行KKS编码标识的任务。KKS是一种刚刚引入我国的电厂标识系统，它是使用字母和数字组成的代码来标识发电厂中各种运行设备的功能、位置及序列等特征的一种编码方法，以达到统一的标识、便于数据处理和设备治理的目的。目前国内使用KKS编码的电厂屈指可数，在联合循环领域更是一片空白。通常情况下，这项工程都是聘请专业机构进行，需要近120万的费用。甲值根据学习和了解，申请主要编码工作由自己完成，并得到了公司领导的支持。编码小组从零开始，边学边干，按时出色地完成了全厂所有设备的KKS编码工作。
随着两台机组投产日期的临近，运行规程的编写及系统图册的绘制提上日程。9F级联合循环发电机组在设计理念、运行方式、运行维护、事故处理等方面与传统的火电厂大相径庭，因此，目前在国内还找不到现成的可供套用的运行规程。在这样的背景下，甲值开始了联合循环运行规程的编写及运行图册的绘制。工作过程中，全员积极发挥主观能动性，在兄弟班组的密切配合下，定期就规程编写及系统图绘制碰到的问题进行技术讨论。经过大家共同努力，甲值编写完成的《S109FA联合循环机组运行规程》及《S109FA联合循环机组热机系统图册》、《S109FA联合循环机组电气系统图册》作为广州珠江天然气发电有限公司企业标准发行。
随着#1机组投产开始倒计时，2006年4月15日甲值顺利完成6kV/380V厂用母线试受电，6月1日完成6kV/380V厂用母线受电，6月15日完成220kV升压站受电，6月29日协助完成余热锅炉水压试验……在“创争”过程中，甲值班员将学习与工作紧密结合，班组工作效率大幅提高，团队成绩斐然：
1、翻译《SteamTurbine-GeneratorOperationTrainingManual》、《GasTurbineOperationTrainingManual》、《CombinedCycleOperationsTraining》及其它设备规范、概要和技术说明书等大量英文资料，为公司节约近150万元的翻译成本，受到了上级单位的通报表彰和嘉奖。
2、自编培训教材八卷16册，共计68万字，包括《燃机－汽机培训教材》、《余热锅炉培训教材》、《电气培训教材》、《化学培训教材》、《BOP培训教材》、《热控培训教材》等，受到上级单位表彰和嘉奖。
3、自编《S109FA联合循环机组运行规程》（共计32万字），绘制《S109FA联合循环机组热机系统图册》、《S109FA联合循环机组电气系统图册》（两册，共计151幅），为运行操作提供了具体的技术指导，得到公司领导的一致好评。
4、圆满完成两台机组的KKS编码及挂牌工作，共计17000条，20余万字，为公司节约资金50多万，受到上级单位的通报表彰和嘉奖。
5、编写《燃机疑难问题汇总及解决方案》、《燃气机组运行注重事项》。
6、2005年为公司提合理化建议获一等奖两个，两名班员受到广州发展集团表彰，各奖励人民币3000元。
7、前班组成员王浩志通过竞岗得到职位升迁，调他值任值长。
8、2005年在“纪念发展集团成立16周年长跑比赛”中，甲值取得团体接力第二名的好成绩。
9、班员麦伟强在技术比武中夺得第一名的好成绩，受到公司嘉奖。
10、2005年12月班员卢俊利获共青团广州发展集团“《细节决定成败》读书心得”征文比赛二等奖。
……
天然气发电 催生全产业链投资机会 篇3
天然气发电具备更长远的发展前景
环境效益显著：随着中国经济的快速发展，煤、石油等化石燃料的使用量大量增加，大气污染日趋严重。特别是大量燃煤电站的建设，由于燃煤所产生的二氧化硫等污染物排放量的持续增长, 导致酸雨的威胁越来越大。天然气作为一种优质清洁能源用于发电，环境效益显著优于燃煤。 二氧化碳排放量约为燃煤电厂的43%, 氮氧化物排放量为燃煤电厂的10%左右, 二氧化硫排放极低, 基本上没有灰渣排放, 可明显减轻电力工业的环保压力。
有利于优化和调整电源结构：目前中国发电能源主要依赖于煤炭和水力资源, 核电、风能、太阳能等新能源的应用尚未大规模推广。在中国, 特别是东南沿海地区适时适量发展天然气发电, 有利于优化和调整电源结构, 逐步实现发电能源多元化。
利用天然气发电在调峰方面具备显著的优势：中国电网运行一个重要的矛盾是调峰需求突出。近几年统计数据显示，中国夏季空调用电占用电力达到40%以上，而消耗的电量仅占全年总电量的6%以下，导致夏天出现巨大的用电缺口，但用电总量并没用因此而迅速增加，因此冬夏两季调峰压力很大。目前全国大部分电网调峰不得不依靠煤电机组维持, 以牺牲煤电机组寿命和经济性以及增加电网的运行成本换取电网的安全。天然气电厂以其运行灵活, 可用率高, 机组启动快, 调节范围大, 且宜于在负荷中心附近建厂等特点, 成为提高电网运行质量的有力手段之一。
效率性和经济性方面均有可取之处：效率方面，天然气机组的运行性能高于燃煤机组，其可靠性达99%以上，运行利用率可达85%至90%。经济性方面，天然气机组的建设投资费用仅相当于燃煤机组的40%至70%，大型机组的建设周期也仅有18至24个月，且所需运行人员少于燃煤机组，管理费用更低。
天然气发电受制约，目前发展有限
天然气发电现状：作为洁净环保的优质能源，天然气具有转换效率高、环境代价低、投资者和建设周期短等诸多优势，积极开发和利用天然气资源已经成为全球能源业的潮流。作为天然气最主要的终端消费，天然气发电应用在各国得到了越来越广泛的运用。但在中国，天然气发电处于滞后的情况，无论以装机容量，还是发电量看，中国均远远落后于发达国家。
在中国，天然气未能广泛运用于发电领域有着多方面的原因：一是气源分布不均匀，资源与市场分布错位现象严重；二是供给机制与发电企业需求状况不匹配；三是以调峰方式为主运行的天然气发电厂用气方式与供气方式不匹配；四是定价机制未理顺，缺乏经济效益。
天然气发电发展新阶段，尚未能全面铺开
随着中国经济的发展步入新的阶段，推动能源生产和利用方式变革，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系的要求日渐突出，作为优质高效的清洁能源，天然气发电在中国将逐步进入快速发展的阶段。
环保成本上升倒逼出清洁能源发电生存空间：在节能减排的大背景下，火电行业成为了调控的重点，也成为国家环保部监督的重点。现在针对火电企业的环境标准规定得越来越细、越来越严，火电企业的环保成本逐渐抬升。尽管国家会有所补贴，但仍有相当部分需要发电企业自行消化。因此，相对成本不断上升的燃煤电厂，环保成本更低的天然气电厂在成本上的劣势会逐渐被缩小。
煤炭、石油等一次能源价格的上涨缩小了天然气的成本劣势：近年来，作为火电厂最主要的燃料，煤炭的价格几乎呈现出单边上涨的趋势，燃煤气电厂的成本优势相对天然气而言明显缩小。
政策支持的力度显著增强：在过去，天然气发电一直不是中国优先发展的天然气使用方式，因此得到政策的扶持较少。但随着2011年10月四部委联合发布的《关于发展天然气分布式能源的指导意见》，上述情形将得到明显改观。可以预见，在政策的带动下，天然气发电作为天然气行业中的重要环节，有望将迎来发展的春天。
需要指出的是，从中国资源条件、价格等多方面因素考虑，天然气发电的推动仍要立足国情，适度发展，不同地区的天然气发电的发展速度会有所差异。距离煤产地近，燃煤价格优势更为突出的西部地区的建设天然气电站的需求较低，而在东部经济发达地区，出于电网安全的考虑，天然气发电将会进入快速发展阶段。
加快发展天然气发电可行
珠江三角洲是中国经济最发达的地区之一，也是全国用电高峰负荷带之一。优先建设启动迅速、热效率高的天然气发电机组，承担系统调峰任务，具有重要的现实意义。
有利于满足珠三角地区用电量大，且调峰需求迫切的要求：改革开放以来，经济的快速发展，使得珠江三角洲地区对电力的需求极其旺盛，特别是调峰需求已经成为目前珠三角地区电力供求的重要矛盾。前文已提及，天然气发电机组因其启停快的特性，在调峰方面具备先天的优势，因此，加快发展天然气电厂，提高其调峰电源在系统中的比重，是解决广东中远期调峰问题，实现科学用电、环保用电目标的重要途径。
珠三角发展天然气发电具备一定现实基础：广东省是中国最早引进天然气项目的省份，依托深圳大鹏LNG 项目，建设了一批天然气电厂。兴建了横门、昭阳、能东、展能、前湾等燃气电厂，合计装机容量709.6 万千瓦，2010 年消耗天然气约50 亿立方米，主要用于满足广东电网的调峰需求。但需要指出的是，天然气发电在2009年广东省发电量中仅占6.54%，煤电依然是最主要的电力来源。
在珠三角地区发展天然气发电在成本上更具可行性：根据电监会数据统计，2010年广东平均上网电价0.504元/千瓦时，位居全国第一，而到珠三角地区实际上网电价更高，因此在负荷中心建设天然气发电站的的经济性被凸显出来。
有利于缓解发电厂址资源日趋缺乏的矛盾：作为负荷中心地区的珠江三角洲地区，燃煤电厂选址极其困难,出于环保压力考虑，部分地区甚至被明令禁止规划建设新的燃煤电厂。天然气电厂占地面积小,一般为燃煤电厂的10%-30%，对厂址外部条件的要求相对较宽松，环保的阻力也相对较小。此外，天然气电厂的建设周期要显著短于燃煤电厂。
提升天然气发电竞争力的政策途径
要从根本上提升天然气发电竞争力，增强电网企业支持天然气发电的动力，需要双管齐下，从电网调度政策和电价形成机制两端同时进行调整。一方面明确天然气机组在电网中的地位，另一方面实行调峰电价，必要时适当补贴燃气机组。
天然气发电将催生全产业链投资机会
珠三角天然气发电企业的经营状况有望得到改善，“量价齐升”局面或可期：一方面，盈利能力有望得到提升。由于国际天然气价格的不断推高，而电价未能区别反映成本、环保及调峰因素，因此珠三角地区的天然气发电厂面临巨大的成本压力。《关于发展天然气分布式能源的指导意见》中明确指出，“价格主管部门会同相关部门研究天然气分布式能源上网电价形成机制及运行机制等体制问题”，因此如果天然气发电上网价格形成机制能得到理顺，则天然气电厂的盈利能力有望得到根本性改善。另一方面，如果珠三角地区的天然气发电发展提速，相关企业有望通过新建机组，扩张产能来受益。此外，珠三角天然气发电衍生产业有望受益，如发电机组相关装备的制造、维护、配套设施的建设和服务等。
浅谈天然气发电技术 篇4
经过长期发展, 目前, 世界上利用天然气发电最为经济高效形式为燃气—蒸汽联合循环发电 (CCGT) , 这种方式可以提高天然气发电的热效率, 与传统火力发电的热效率相比, 燃气—蒸汽联合循环电的热效率可以提高20%~30%。燃气—蒸汽联合循环的实质就是把燃气轮机与蒸汽轮机结合, 把“布雷顿循环”与 “朗肯循环”组合形成一个总的循环。
(一) 燃气轮机
燃气轮机是由压气机、燃烧室、燃气透平三个主要部分组成。空气进入压缩机, 经过压气机的压缩进入燃烧室, 与喷入的天然气混合, 经过燃烧后成为高温燃气, 然后进入燃气透平中做功, 推动燃气透平叶轮转动的同时带动发电机旋转发电;燃气经燃烧、做功后产生的高温排气排放至余热锅炉再利用, 燃气透平叶轮的转动除了带动发电机旋转发电外, 同样会带动压气机的转动, 燃气轮机由静止启动时, 需要起动机带着旋转, 带加速到能独立运行后, 起动机才能脱开。
(二) 余热锅炉
通常余热锅炉由省煤器、蒸发器、过热器以及联箱和汽包等换热管组和容器等组成, 在有再热器的蒸汽循环中, 可以加设再热器。燃气轮机排出的高温排气经烟道输送至余热锅炉入口, 再流经再热器、过热器、蒸发器、省煤器和给水预热器, 温度逐次降低, 最后经烟囱排入大气。燃气轮机排气温度一般可以达到450~600℃左右, 余热锅炉排烟温度一般为110~200℃, 烟气温度从高温降到排烟温度所释放出的热量用来使水变成蒸汽。
锅炉给水在给水预热器中加热后进入常压除氧器, 与从余热锅炉来的加热蒸汽混合除氧, 经水泵加压进入低压省煤器, 加热后进入低压汽包。在低压汽包中, 一部分水在低压蒸发器中循环加热成饱和蒸汽, 经低压过热器过热后进入汽轮机的低压缸; 其余的水分别进入中、高压省煤器, 加热到一定温度后进入汽包。汽包中的水经过中、高压蒸发器的循环加热成为饱和蒸汽, 经中、高压过热器过热后进入汽轮机中、高压缸。
(三) 蒸汽轮机
蒸汽轮机的主要作用是把蒸汽热能转换成机械能。过热蒸汽在喷嘴中发生膨胀, 压力下降, 速度增加, 热能转变为动能。汽流带动叶轮旋转, 将气流的动能转化为汽轮机转子的机械能, 汽轮机转子带动发电机转动发电。蒸汽在汽轮机中, 以不同方式进行能量转换, 便构成了不同工作原理的汽轮机。
二、天然气联合循环基本理论
利用天然气在燃气轮机中直接燃烧做功, 由燃气轮机旋转带动发电机旋转发电, 此为单循环发电。在单循环发电的基础上, 把燃气轮机产生的高温排气, 经过余热锅炉的处理, 产生高温高压蒸汽, 推动蒸汽轮机带动发电机发电, 就成为了双循环, 即联合循环发电。
从热力学基本定律可以得出, 热力循环理想的热效率只取决于循环吸热及放热平均温度, 提高吸热平均温度及降低放热平均温度都能达到提高循环热效率的目的。理想状态下的热机循环热效率可以表达为η=1-T2/T1, 其中T1为吸热平均温度, T2为放热平均温度。目前纯燃气动力循环的燃气轮机初温可以达到1300~1500℃, 但排气温度约有450~600℃, 而对于纯蒸汽动力循环来说, 由于受到耐温耐压材料限制, 进气温度一般只有500~600℃, 但其循环放热平均温度很低。在燃气—蒸汽联合循环发电技术中, 将燃气轮机产生的高温排气送入到余热锅炉中, 经余热锅炉再次燃烧后, 使得余热锅炉内的水变为水蒸汽, 并将水蒸汽引入汽轮机中做功, 汽轮机的排汽再进入凝汽器中利用。从而增加了总输出功率的同时又充分发挥了燃气轮机循环吸热平均温度高和蒸汽轮机循环平均温度低的优点, 使整个循环的热效率得以提高。
三、国内天然气发电概况
燃气———蒸汽联合循环发电是一种效率高、污染少的发电方式, 他具有效率高、投资少、建设周期短、启停便捷、自动化运行程度高等优点。燃气电厂其占地面积小, 一般为燃煤电厂的50%左右。污染物排放量少, 与同容量的传统火力发电厂相比, 氮氧化物排放量为其20%左右, 二氧化碳为40%左右, 可吸入颗粒物为5%左右, 不需要为环保追加新投资。燃气电厂的噪声污染也比较小, 对于现阶段国内技术来说, F级燃气轮机机组在距离设备1m处, 噪音声压级可以控制在80~90d B (A) 左右。燃气电厂还有启动快的优点, 在18~20min内便能发出2/3的功率, 80min内实现全功率输出, 适合用作调峰电源。在城市用电负荷中心建设天然气电厂, 从而实现就地供电, 减轻电网输电和电网建设的压力的同时提高了电网运行的稳定性。
天然气发电经济性较差。关于天然气电厂上网电价, 2014年国家发展改革委下发了《国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》, 要求各地天然气发电上网电价具体管理办法由省级政府价格主管部门制定, 并对天然气发电上网电价与气价联动调整的机制做出了指导意见, 各地区的管理办法也正在陆续出台, 这将对天然气发电的经济性有所改善。 燃料费在天然气发电机组中占比较大, 天然气的价格成为影响天然气发电经济性最重要的因素之一。2015年国内天然气价格出现大幅下调, 一定程度上降低了发电企业的发电成本。
用气高峰和用电高峰的重合使得天然气电厂的供气可靠性存在风险。在我国, 天然气发电分为“调峰电厂”与“热电联产”两类。调峰电厂一般在电网峰荷及腰荷运行, 热电联产集发电与供热于一体。气源的短缺限制了天然气电厂的发电量, 对其盈利能力造成一定影响。
生态环境的制约下, 我国天然气发电需求空间广阔。除了传统火力发电外, 我国核电受到容量限制, 水电受到季节枯汛变化影响, 风电及太阳能等可再生能源发电具有不稳定的特点, 燃油发电的成本太高。各种发电方式相比较, 天然气发电或将成为燃煤发电的一种重要替代方式。
参考文献
[1]吴创明.城市天然气输配方案的选择[J].煤气与热力, 2004年05期.
从我国电力市场看天然气发电 篇5
我国已开始进入大规模开发利用天然气资源阶段.电力市场的`发展需要天然气发电;天然气资源的开发利用带动了天然气发电市场;以长江三角洲地区、东南沿海地区、环渤海地区与西北地区作为发展天然气发电的重点地区.
作 者：刘毅军 曹小东 宋建新 作者单位：刘毅军,曹小东(石油大学,北京,工商管理学院,北京,102249)
宋建新(新疆维吾尔自治区,巴州计委,新疆,巴州,841000)
天然气发电上网电价机制初探 篇6
天然气发电是一个绿色环保的发电方法, 不仅可以有效的减轻污染对环境的危害, 还能够满足人们对电力的日常需求, 对电力系统安全、稳定的运行有促进作用。 现阶段, 我国对天然气发电的开发利用正逐渐的增加, 而天然气发电上网电价机制是影响天然气发电发展的主要原因, 因而, 要对该机制进行有效的管理, 科学、合理的制定天然气发电上网电价机制既能够保证天然气发电的正常运行, 又能够对电力行业的发展起到推动作用。
1 天然气发电上网电价机制的管理现状
现阶段, 天然气发电上网电价机制的管理情况可分为以下三种类型, 第一类, 以天然气的成本为根据, 在此基础上按照法定的电费价格进行加价, 即每使用一度电就要花费0.553 元, 这种管理的优点在于天然气的价格稳定时, 其电费的经济效果很好; 第二类是按照国家的有关规定进行上网电费的管理, 即按照每一度电0.72 元的标准进行电价的收取工作;第三类, 按照国家规定的标杆电价加补贴的方式进行电价的收取, 通常情况下, 天然气的标杆电价都在每千瓦时0.5 元左右, 对于某些地区, 其标杆电价不足的资金由政府进行补贴。
2 天然气发电上网电价管理中的问题
(一) 机制的价格定位不统一
由于天然气发电还属于发展的初期阶段, 所以, 天然气发电均执行的是临时上网电价, 造成这种现象的原因就是没有一个明确的天然气发电的定价方法以及可以调整的机制, 这就会导致电力系统不能够清楚的掌握天然气发电的真正需求, 有时甚至会造成天然气发电的成本要高于上网电费的收取, 不利于电力行业的长期发展。
随着天然气新机组的大规模建设, 天然气发电上网电费价格的收取方式也在不断的进行改革, 众多的收取方式会造成上网电费价格收取的混乱, 因此, 建立一个统一电价定位是天然气发电上网电价机制改革的当务之急。
(二) 没有环保折价
相对于传统的燃气机组发电方式, 天然气发电不仅能够保证人们日常用电的基本需求, 还能够减少污染物的排放量, 据有关人员的调查结果可知, 天然气发电所排放的污染物的量仅占传统发电污染物排放量的三分之一至二分之一, 对生态环境的污染较少, 因此, 天然气发电还具有显著的环境价值。根据国际有关于发电方式的法案中, 天然气发电因为其环保的特性以及发电效果显著的特点, 与传统发电 (即燃煤脱硫发电) 享受平等的待遇, 并且还要给予其环保折价, 以保证天燃气发电这种清洁能源的稳步发展。但是现阶段天然气发电上网电价的收取由于竞争的压力较少, 故而, 没有体现出环保折价这项策略。
(三) 天然气价格与上网电价之间的关系混乱
根据有关的数据显示, 只有天然气发电的成本占上网电价的百分之七十五时, 天然气发电厂才能够有正常的盈利, 当天然气的发电成本达到上网电价的百分之八十时, 天然气发电厂就要处于不亏不盈的平衡状态, 当天燃气发电的成本超过上网电价的百分之八十时, 天然气发电厂就要处于赔本的状态, 根据各个地区的电价收费现状, 可以很轻易的发现, 有些地区的天然气发电厂的确处于盈利状态, 有些天然气发电厂处于平衡状态, 而有一部分天然气发电厂却是处于亏本的状态, 没有进行停止发电行为的原因是, 这些电厂亏本部分的资金由当地的政府进行补贴, 虽然可以暂时的解决眼下的问题, 但是, 这种解决方法不是可以长期维持的, 故而, 理顺天然气发电的成本价格与上网电价之间的关系, 制定一个科学、合理的电价收取金额才是解决天然气发电成本价格与上网电价关系混乱问题的关键。
3 使天然气发电上网电价机制更加健全的办法
(一) 重新制定电价的标杆
根据相关单位的调查显示, 由于各个天然气发电厂的所用的发电燃料差异性不大, 故而, 各个天然气发电厂发电的维护成本也都相差不多。 但是由于各地的气源的价格有所不同, 故而, 各个地区的天然气发电厂所使用的燃料成本相差较大, 在考虑到燃气机组的社会平均发电成本, 在保证用电调度优化的基础上, 确定一个标杆电价, 即每千瓦时0.8 元左右, 这个电价既保证了用户用电的实用性 (天然气电厂的稳定发电) , 又包含了天燃气发电应有的环保价值, 如果有部分的用户无法承担这个价位的电价, 可以通过有关部门, 由政府以补贴的方式进行垫付。
(二) 上网电价采用单一制
由于现阶段上网电价的形式主要有三种, 即单一制电价、两部制电价以及峰谷电价, 两部制电价虽然能够补偿电厂的投资成本, 减少电厂的投资风险, 但是却无法体现出燃气机组在成本上的差异性;峰谷电价的优势在于能够一定程度的反应不同时段电能的供应关系, 指引电源的投资方向, 但是由于现阶段电力部门的发展形势, 这种电价的收取方式变得不在适用;而单一制电价虽然在政府扶持电价上没有两部制电价效果显著, 但是其优点在于简单易行、便于不同地区之间的电力交易。
(三) 建立气电价格联动机制
除了以上的两点完善措施外, 建议建立气电价格联动机制以及专项调节基金, 增加根据气价的波动情况, 对标杆电价进行整改和校对, 有利于天然气电厂的盈利, 建立天然气发电的调节基金能够有效避免上网电价的频繁浮动, 能够有效的解决各类气源之间的价格差异以及标杆电价的差异。
4 结语
综合全文的叙述, 可以得出以下结论, 我国目前天然气发电上网电价机制的管理方式有三个, 即按成本加成法制定上网电价、按国家统一标准执行上网电价以及按标杆电价加补贴的方式进行电价的管理。虽然天然气发电上网电价机制的管理方式有很多, 但是在管理上依然具有一些问题, 如定价不统一、没有环保折价以及天然气发电价格与上网电价之间的关系混乱等等, 为了使天然气发电上网电价机制的管理变得更加的健全, 可以从以下几种方式中对其进行改进, 重新制定电价标杆以达到电价统一的目的, 采用单一制上网电价以保证天然气发电价格与上网电价之间的清晰性, 建立电价动态的调整机制以保证天然气发电上网电价机制的稳定运行, 建立天然气发电的调节基金以补贴天然气电厂上网电价高出标杆电价的部分。
参考文献
[1]李群智.天然气发电上网电价机制初探[J].市场经济与价格, 2012, 11:14-16.
[2]张建平, 程浩忠, 卢山, 李萌, MASOUDBAZARGAN.天然气发电三部制上网电价制定方法研究[J].华东电力, 2014, 12:2693-2698.
[3]蔡泳.深圳市西二线天然气发电电价改革初探[J].城市燃气, 2010, 09:4-7.
天然气发电的经济性分析 篇7
天然气是一种洁净环保的优质能源, 几乎不含硫、粉尘和其他有害物质, 燃烧时产生二氧化碳少于其他化石燃料, 造成温室效应较低, 因而能从根本上改善环境质量。天然气作为世界公认的清洁能源, 在我国已经得到了广泛的应用, 天然气的用量也不断攀升, 用气结构也不断发生变化。
为治理大气污染, 北京市将大力推进“煤改气”, 燃煤电厂关停、采暖锅炉改造、工业用煤压减和散煤治理四大领域压减燃煤260万t, 五环路内基本取消燃煤锅炉, 因此天然气发电已经成为城市热点中心的主要能源, 北京四大热电中心全部建成投运后, 清洁能源使用比重将达80%。
从此可见, 天然气用于发电的比例越来越高, 因此在天然气市场化的背景下, 天然气价格上涨必将导致上网电价的上涨, 当天然气价格上涨到一定程度, 则天然气发电的成本过高, 天然气发电将不再有经济效益, 因此分析天然气价格对发电领域的影响是很有必要的。
燃料价格对上网电价的敏感性分析
我国北方地区主要是火力发电, 占总发电站的70%, 火力发电主要有燃煤发电和燃气发电。本文各选取两种典型的燃煤发电机组和燃气发电机组, 根据《火电工程限额设计参考造价指标 (2010年水平) 》里的发电成本和上网电价计算的相关参数及指标值, 取年运行小时数4000、4500、5000分别对发电成本和上网电价进行计算。
燃煤价格对上网电价的敏感性分析
(1) 由于北京的燃煤电厂主要普使用的是装机容量为600MW的发电机组, 因此选用2×600MW超临界燃煤发电机组作为研究对象, 进行燃煤价格对上网电价的敏感性分析, 参照600MW电厂的工程投资数据, 通过计算, 可以分别得到天然气发电的发电成本和上网电价, 如表2所示。
根据机组运行小时数为4000h、4500h和5000h所对应的等高曲线来研究燃气价格对发电成本和上网电价的影响。设ε为敏感系数;煤价变化区间取450元/t~950元/t, 从而, 可计算出
(2) 选取徐闻燃煤电厂的1000MW超临界燃煤发电机组进行计算
装机容量为1000MW超临界燃煤发电机组是较新型的燃煤发电机组, 因此选用2×1000MW超临界燃煤发电机组作为研究对象, 进行燃煤价格对上网电价的敏感性分析, 参照选用徐闻燃煤电厂的投资数据, 通过计算, 可以分别得到天然气发电的发电成本和上网电价, 如表3所示。
根据机组运行小时数为4000h、4500h和5000h所对应的等高曲线来研究燃气价格对发电成本和上网电价的影响。设为敏感系数;煤价变化区间取450元/t~950元/t, 从而, 可计算出
天然气价格对上网电价的敏感性分析
目前我国的燃机主要机型有6B、6F、9E和9F四个等级, 北京的四大热点中心主要采用的是9F级机组, 通州运河核心区区域能源中心采用的是6B级机组。
(1) 由于北京地区的燃气发电厂主要使用9F级燃气机组, 选用4×350MW的9F级燃气蒸汽联合循环机组作为研究对象, 进行天然气价格对上网电价的敏感性分析。参照北京四大燃气电厂等工程的动态单位投资估算数据, 通过计算, 可以分别得到天然气发电的发电成本和上网电价, 如下表4所示。
根据机组运行小时数为4000h、4500h和5000h所对应的等高曲线来研究燃气价格对发电成本和上网电价的影响。设ε为敏感系数;气价变化区间取3.07元/m3~4.07元/m3, 从而, 可计算出
(2) 选用3×230MW的6B级燃气蒸汽联合循环机组作为研究对象, 进行天然气价格对上网电价的敏感性分析。参照通州运河核心区区域能源中心工程的动态单位投资估算数据, 通过计算, 可以分别得到天然气发电的发电成本和上网电价, 如表5所示。
根据机组运行小时数为4000h、4500h和5000h所对应的等高曲线来研究燃气价格对发电成本和上网电价的影响。设ε为敏感系数;气价变化区间取3.07元/m3~4.07元/m3, 从而, 可计算出
通过计算可以发现, 虽然在不同机组运行小时数下有不同的敏感性系数, 但都有着较高的敏感系数, 说明燃料成本的高低决定着上网电价的高低, 且随着年运行小时数的增加, 敏感系数逐渐增加。可见, 燃料价格对上网电价的电厂的变化十分敏感, 主要原因在于燃料成本占电价构成比例较大, 约为70%。
燃煤发电与燃气发电经济性对比
北京热电厂的燃煤发电机组常用的装机容量是600MW, 燃气发电机组主要为9F级机组, 常用的装机容量主要是350MW, 现选上述的装机容量为600MW的燃煤发电机组与装机容量为350MW的燃气发电机组进行经济性对比, 由于北京地区的热电厂全年运行小时数为4000~5000h, 所以取年运行小时数为4500h, 对两种机组的发电的上网电价进行对比如表6。
由上述可得, 天然气价格在2.67元/m3时, 燃煤价格约等于1100元/t时, 天然气发电所得上网电价与燃煤发电所得上网电价相等, 当燃煤价格高于1100元/t时, 天然气用于发电相较于传统的燃煤发电才具有经济优势;若天然气价格增长到3.87元/m3时, 燃煤价格约等于1600元/t时, 天然气发电所得上网电价与燃煤发电所得上网电价相等, 当燃煤价格高于1600元/t时, 天然气用于发电相较于传统的燃煤发电才具有经济优势。但就目前的煤炭价格来讲, 煤炭价格低于天然气价格, 即煤炭发电成本比天然气发电的成本要低。因此, 但从经济的角度上讲, 燃煤发电比燃气发电更具有经济优势。
结语
1.天然气发电的成本比燃煤发电成本高, 以目前工业用天然气的价格2.67元/m3来说, 当燃煤价格高于1100元/t时, 天然气用于发电才具有经济优势。
2.若天然气价格市场化后增长到3.87元/m3时, 当燃煤价格高于1600元/t时, 天然气用于发电才具有经济优势。
天然气发电机组 篇8
“十三五”期间, 世界天然气需求将恢复较快增长, 天然气发电是需求增长的重要来源。根据国际能源署在第26届世界天然气大会上发布的中期展望报告, 在经历2013年和2014年的低速增长之后, 世界天然气需求有望从2015年开始恢复较快增长, 2014年至2020年年均增速在2%左右, 但仍低于过去10年2.3%的增速。需求恢复增长的主要原因是经济增长以及低气价对需求的刺激。这一认识已经在众多参会专家中形成普遍共识。从经合组织国家来看, 需求增长主要来自未来几年煤电厂退役转而由燃气电厂替代。而在非OECD国家, 拉丁美洲、非洲, 以及中东的需求增长可能因供应紧张而受到部分限制, 中国的天然气需求仍将保持较快增长, 但受经济结构调整的影响, 增速将有所回落。
目前, 从全球来看, 发电用气量占总用气量的比重约为37%, 发电是天然气利用最主要的途径。未来, 天然气产业发展仍然离不开天然气发电量的平稳增长。综合来看, 不管政策如何演变, 在几乎所有预测情景中, 电力部门的发电需求均是大多数地区天然气需求增长的主要推动力。预计未来发电用气增长占全球天然气总需求增量的比例将达到40%左右。
经济、社会发展向着低碳、高效方向转变已成我国战略发展的必然选择。天然气在这方面将可以发挥独特作用。目前, 公众对于环境保护的要求日益提高, 碳排放问题逐步升温。为应对这一挑战, 可以从两个方面着手:提高能源使用效率和以低碳能源代替高碳能源, 即“节约”和“转换”。天然气热电联产等方案都是能源高效利用的典范, 更不用说天然气的碳排放量是煤炭的近一半。因此, 天然气并不是当前能源问题的一部分, 而是能源问题解决办法的一部分, 与我国的发展战略高度契合。
天然气发电机组 篇9
据广东省相关规划,“十二五”期间,是广东构建安全、稳定、经济、清洁能源供应保障的重要战略期,而在珠江三角洲地区合理布局建设天然气发电和分布式电源,打造珠江三角洲清洁电源基地,是其中的重要举措。
然而,天然气发电厂和分布式能源站的建设选址深受天然气管网路由规划的牵制;项目投产运营后也深受天然气管网调度的困扰。因此,寻求一种灵活、可靠的天然气供应方式就成为了当前迫切的需要。
随着国内上游LNG资源供应的稳定增加、LNG物流运输的完善、小型LNG卫星站建设技术的成熟,天然气发电项目和分布式能源站的建设、运营完全受制于天然气管网的状况将得到极大的改善。利用槽车(或将来发展的集装箱式槽罐火车专列、集装箱式LNG滚装船、小型LNG槽船)来运输LNG;自建小型LNG气化站气化LNG进行发电,已在珠三角地区得到部分的应用。
2005年,深圳美视燃气电厂成为国内首家自建LNG卫星站进行油改气的燃气电厂,通过一辆辆装满LNG的槽罐车,经过4 300 km跋涉,将新疆广汇集团的天然气运抵深圳[1]。其后,2010年,深圳宝昌9E燃气电厂、中山永安9E燃气电厂、南郎9E燃气电厂也采用自建LNG卫星站的模式进行油改气工程;筹建中的中山民众9E燃气电厂项目也计划采用这种模式获得气源,并由此获得了广东省发改委对项目的核准。
1 液态天然气销售的资源供应
目前,中国可以提供液态天然气资源的销售商主要有:国产天然气的液化工厂、进口天然气的大型LNG接收站。
截止2012年3月,全国LNG总供应能力约560×104t/年,其中已投产LNG生产厂共有46家,供应能力约360×104 t/年,占总供应能力的65%;国内已投产大型LNG接收站共有5座,其中4座都设计有槽车装车区,按平均每座LNG接收站满产期LNG可供应量50×104t/年计(不含气化量),可供200×104 t/年LNG,占总供应能力的35%(见表1)。
单位:万吨
1.1 国内LNG生产工厂概况
中国LNG工厂的发展开始于2001年11月河南中原绿能高科LNG工厂的建成投产。截止2012年3月,全国已投产LNG工厂共有46家,LNG总供应能力约360×104 t/年,主要经营商包括新疆广汇、鄂尔多斯星星能源、四川汇鑫能源、内蒙西部天然气、中海油珠海横琴、沁水顺泰煤层气、中国联盛煤层气等。目前,全国在建及筹建LNG工厂18家,工厂规模趋向于中型化,“十二五”期间内,全国LNG生产厂总产能预计不少于700×104 t/年。
当前,中国LNG生产厂多处于中西部欠发达地区,从资源情况来看,西北及华北地区拥有新疆油气田、长庆油田、涩北气田及青海油田等多个气源区块,而山西、内蒙则有丰富的煤层气可供生产LNG,这些区域将成为中国LNG产能密集的区域
长远来看,LNG生产厂的主要目标市场仍是对价格承受能力较强的珠三角、长三角等经济发达地区,因此,随着大量新增或扩建的天然气液化工厂的运营,流入广东省的LNG资源量将明显增加。
1.2 国内LNG接收站概况
截止2011年底,中国已建成投产深圳大鹏、福建莆田、上海洋山、江苏如东、辽宁大连5座大型LNG接收站,其中因上海洋山LNG接收站在岛上,尚无槽车装车。按每座LNG供应量50×104 t/年计(不含气化量),接收站总共可供200×104 t/年LNG。
而实际上,各LNG接收站的槽车装车能力基本超过50×104 t/年,最大装车能力可达100×104 t/年;正在建设的浙江宁波、珠海金湾、海南洋浦3个接收站不仅设计有槽车装车站,接收站码头投产后还可进行小型槽船的装船作业。根据市场需求及价格承受力,LNG接收站的LNG出货量可快速、大幅增加。
据规划,随着天然气市场需求的不断增长,到2015年,中海油、中石化和中石油三大油气公司将合计新建大、中型LNG接收站25座,届时全国LNG接收站总规模将达到11 300×104 t/年,基本形成东部沿海地区的LNG接收站连绵区。
2 液态天然气物流运输概况
经过十几年的发展,LNG通过汽车运输的运营管理方式日趋完善,已具备灵活、便捷、安全等特点。目前,国内所有的LNG销售都以槽车的方式运输,但已有物流商、LNG销售商在研究集装箱式槽罐用于火车专列或船运;正在建设的大型LNG接收站也已开始在设计中考虑小型槽船的装船功能;而利用小型槽船、火车专列运输LNG,在日本已有很好的使用经验证明其经济性及安全性。
国内LNG运输主要法规、设备厂家及物流商如下。
根据中国相关法律、法规,如:《危险化学品安全管理条例》、《道路危险货物运输管理规定》、《汽车运输危险货物规则》,LNG属国家规定的二类危险品,其运输只要符合相关法规安全规定的要求,即可在我国道路上行驶;只要运输公司、运输车辆、运输人员具备危险品运输资质,即可在国内道路上根据相关法规行驶,不需要报批沿途的各级政府。
运输LNG的槽罐以现在主流罐容51 m3计,每车可运输约20 t LNG,国内生产LNG槽罐的技术成熟,能生产各式LNG运输槽罐及卫星站储罐,主要生产厂家有张家港中集圣达因低温装备有限公司、石家庄安瑞科气体机械有限公司、中国空分设备有限公司等。
规模较大、运营多年的LNG物流企业有新疆广汇、新奥能源物流有限公司、武汉市绿能天然气运输有限公司、深圳市喜顺实业发展有限公司、湛江市恒远运输有限公司、福建中闽物流等企业。
3 国内LNG卫星站建设概况
随着天然气工业的大发展,LNG卫星站凭借其建设周期短、储气量大以及能迅速满足用气市场需求的优势,作为城镇的备用、调峰气源或者工厂企业、燃气发电厂的自用气源,目前已得到较为广泛的建设和应用,国内最早建设的淄博LNG卫星站至今已十年有余,随着国家能源战略的逐步深化,天然气利用的广度拓展以及燃气用户需求的不断提升,LNG卫星站的罐容日趋大型化,国内的设计、建设、设备制造、运营管理也愈加成熟。
LNG卫星站的建设已在全国范围内如火如荼的进行,以广东为例,截止2011年底,已投产LNG卫星站已近80座,单个卫星站的最大总罐容已达3 000 m3左右,可储存约1 350 t LNG,按年机组利用小时数3 500 h计,足可支持2台9E燃气发电机组调峰电厂3天左右的天然气用量。目前,广东正在筹建的卫星站有20多座,单个卫星站的最大总罐容设计已达10 000 m3左右,可储存约4 500 t LNG,可供2台9E燃气发电机组调峰电厂10天左右的天然气用量。
4 液态天然气运输与气态管输的经济性比较
4.1 国内LNG槽车运输费用
LNG运输在LNG产业链中是十分重要的环节,影响LNG运输成本的主要因素是槽车罐容、运输距离、日运输量等。研究表明,LNG运输距离在1 000 km内,槽车运输有较好的经济性。
安迅思息旺能源(ICISC1)数据显示,截至4月6日,中国LNG物流运输市场价格持稳,LNG运输费用见表3;以广东珠三角市场为例,按每车约20 t LNG计,每立方米天然气的运输费用见表2。
4.2 国内LNG卫星站气化费用
卫星站LNG气化的主要费用成本是建设和运营费用,LNG卫星站的主要设备有LNG储罐、气化器、BOG储罐、LNG阀门、LNG输送管道及管件等。因本文讨论的主要是面向中小型天然气发电厂或分布式能源站的LNG卫星站,因此以广东珠三角某9E燃气发电厂自建的卫星站为例,进行LNG气化成本估算(见表3)。
从表3可知,气化费用的大小主要受气化量的影响,但气化费用与运输费相比较,还是只占很小的比例,最高不超10%。
4.3 自建LNG卫星站与管输天然气的运输气化费用比较
以广东天然气市场为例,天然气发电项目自建小型LNG气化站供气费用与已投产的深圳大鹏LNG接收站、在建的珠海金湾LNG接收站、筹建中的粤东LNG接收站及西气东输长输管线的气化管输费用进行比较(见表4)。
从表4可知,在1 000 km左右的LNG运输、气化费用并不比管输气化费用高。而以广东市场为中心,在1 000 km内,除本省外,包括广西、海南、福建,有众多的LNG销售商,已投产或规划在“十二五”期间投产的大型LNG接收站约有10个;LNG生产厂有4个。若后期实现火车或船运输LNG,则有更大范围的经济运输及更多的LNG销售商可供选择。
综上所述,液态天然气与管输天然气比较,在一定的资源运输范围内,经济上是合理、可控、有优势的。
5 结语
中国已将“节约资源”和“保护环境”作为基本国策,大力发展高效、清洁、安全可靠的天然气发电及分布式能源站,对于中国能源的长期可持续发展具有十分重要的意义。
电力工业“十二五”规划草案已提出到2015年全国天然气发电装机达6 000×104 k W的目标,这意味着国内天然气发电规模将从目前的2 800×104 k W基础上实现翻倍增长。
天然气分布式能源站已成为国家“十二五”能源规划的重点之一,2011年10月,发改委、财政部等四部委发布《关于发展天然气分布式能源的指导意见》称,“十二五”初期将启动一批天然气分布式能源示范项目,建设1 000个左右天然气分布式能源项目;到2020年,在全国规模以上城市推广使用分布式能源系统,装机容量达到5 000×104 k W。
因此,天然气发电、分布式能源站的大发展,也必将带动天然气市场的快速拓展。除了部分大、中型燃气发电厂是由LNG接收站、长输主干管线或地方燃气公司供气外,也必将有部分的中小型燃气电厂或分布式能源站会因管线方案、气量分配等原因采用液态天然气供应气源。
中、小型燃气发电厂或分布式能源站利用槽车、火车或船运输LNG,自建卫星站气化LNG进行发电不仅在技术上可行、经济上合理;还摆脱了天然气管网路由对厂址选择的牵制及天然气管网调度对发电的困扰;而越来越多的液态天然气销售也保证了LNG资源采购的便捷性和可靠性。
参考文献
天然气发电机组 篇10
天然气发电将得到发展
2011年我国总发电量为47306亿千瓦时, 其中火电占比80%以上。众所周知, 最近几个月的全国性雾霾天气, 大气中PM2.5严重超标对人们的生活和健康造成了很大的影响。究其原因, 各路专家都认为燃煤为其形成做了不小的“贡献”, 如中国科学院大气所王跃思认为燃煤对PM2.5的形成占了26%, 而郑州测试结果显示燃煤所起的作用则高达41%。近年来, 我国可再生能源的开发利用虽然取得了一定进展, 如风力发电装机容量已跃居世界首位, 但短期内新能源和可再生能源很难大规模发展并成为能源供应的主角。因此, 在我国, 面对以煤为主的能源消费结构, 发展天然气是当下我国调整能源结构最现实的选择。
《天然气发展“十二五”规划》也指出, 天然气是一种优质、高效、清洁的低碳能源。加快天然气产业发展, 提高天然气在一次能源消费中的比重, 对我国调整能源结构、提高人民生活水平、促进节能减排、应对气候变化具有重要的战略意义。
国家环境保护部部长周生贤在生态文明贵阳国际论坛2013年年会上表示, PM2.5防控是今后五年环保工作的重中之重, 《大气污染防治行动计划》将于7月底、8月初公布。7月10日, 环保部新闻发言人陶德田就曾表示, 该计划被称为史上“最严格”大气治理计划, 将予以1.7万亿元的投入。这份史上最严格的计划明确提出, 将加快调整能源结构, 控制煤炭消费总量, 在推进煤炭高效清洁利用的同时, 提高清洁能源比重。这意味着, 天然气作为清洁能源将得到大力发展。
天然气发电现状及发展优势
中国国电集团公司总经理陈飞虎近日表示, 当前我国能源消费结构调整迫在眉睫, 电力生产方式必须走清洁、高效、低碳的道路。国电集团将加快在东部沿海地区天然气发电项目的布局, 以提升清洁能源发电的比重。业内人士称, 天然气发电将会在电力工业中占据越来越大的比例, 而且这种趋势已不可避免。
姜绍俊向记者说, 在“十五”和“十一五”期间, 我国都是大力发展燃煤发电, 而天然气发电的发展速度非常缓慢。2011年底, 我国天然气发电装机容量为3265万千瓦, 占全国总装机3.09%, 发电量为1048亿千瓦时, 占全国发电量的2.22%。从这数据可以看出, 不管是装机容量还是发电量, 天然气发电在我国占比都非常小。
对未来我国天然气的发展, 姜绍俊欣慰地说道, 2013～2020年之间, 我国将新增大约6500万千瓦的装机容量, 到2020年总共达到15000万千瓦, 占全部电力装机容量的7.56%。
与煤炭、石油等能源相比, 天然气具有使用安全、热值高、洁净等优势。数据显示, 天然气用于发电, 二氧化碳排放比煤炭少约60%。另外, 从经济效益看, 天然气发电的单位装机容量所需投资少、建设工期短、上网电价较低, 具有较强的竞争力。目前, 世界上很多国家选择天然气用作发电燃料, 包括煤炭和水力资源丰富的国家, 如美国和印度。
姜绍俊向记者介绍道, 尽管可再生能源总量多、清洁, 但可再生能源也存在着一定的问题。众所周知, 如太阳能并不是任何时候都能够提供, 风资源也一样, 可再生能源多半是间歇式供应的。可再生能源除了受天气因素影响以外, 政治、技术、经济、设备和市场等固有因素, 也使得可再生能源的发展需要大量的补贴。在太阳能和风能以及其他可再生能源不能保证稳定的供应, 且可再生能源的储存技术尚不成熟时, 发展清洁、高效的天然气自然也是最现实的选择。
天然气发电也不“尽善尽美”
天然气发电虽然是目前最现实的选择, 但是它也存在着一些问题。首先是天然气发电的气耗水平比较高, 每度电需要0.22立方米气, 也即每立方米气只能发电4.5度, 而目前天然气价格为每立方米两块多钱, 这不仅意味着我国天然气发电技术水平需要提高, 同时意味着天然气发电项目经济性较差, 发电成本高于燃煤发电的成本, 需依靠补贴运行, 且目前多个地方的天然气价格都在上调, 天然气发电成本还将提高。另外, 《天然气发展“十二五”规划》指出, 目前国内天然气价格水平偏低, 没有完全反映市场供求变化和资源稀缺程度, 不利于天然气合理使用, 亟待理顺。业内资深人士分析指出, 就天然气而言, 改革也就意味着涨价。姜绍俊对记者说到, 虽然天然气发电成本偏高, 但是他将给我们带来洁净的大气, 与其先污染后花巨资治理, 不如从源头开始减少污染。
谈到天然气发电的补贴, 姜绍俊介绍说, 江苏省的天然气发电上网统一电价0.581元每度, 高于江苏煤电标杆价的0.4108元每度, 高出部分由省补贴。广东省的天然气发电上网电价为0.533～1.1元每度不等, 而当地煤电标杆电价为0.4792元每度, 高出部分也是由省补贴。尽管目前天然气发电需要补贴, 但与风电和太阳能发电相比, 它的补贴要少得多, 且更具有稳定性, 能够发挥更大的作用。
其次, 发展天然气发电还存在一个很重要的问题, 那就是当前我国天然气依靠进口的比重越来越大, 对外依存度越来越高。2010年, 我国天然气对外依存度已超过15%, 2011年为24%, 2012年为29%。据我国发展改革委公布的最新数据显示, 我国上半年天然气对外依存度已经接近30%, 预计2015年将超过35%, 因此我国的供气安全问题需高度关注。姜绍俊对记者说, 为了解决供气安全问题, 我们需要严格按照供气合同执行, 保证供气的稳定性和安全性。