天然气发电技术报告

天然气发电技术报告（通用10篇）

天然气发电技术报告 篇1

天然气发电公司学习实践报告

华北电力大学暑期实践团赴青海省格尔木市天然气发电公司学习实践

XX年07月20日，我们到青海省格尔木市天然气发电厂对发电过程中天然水的处理方法进行了了解和学习。在该公司有关人员的讲解和实际操作下对火力发电公司的工业用水方面在天然水的处理进行学习和实际操作。在经过一天的学习和实践我们了解到了许多关于处理天然水的方法和过程。

一、火力发电厂水处理的重要性

通过 学习我们了解到火力发电厂热力系统中，汽质量的好坏，是影响火力发电厂热力设备安全、经济运行的重要因素之一。没有经过净化处理的天然水含有许多杂质，这种水是不允许进入

水、汽循环系统的，因为没有经过净化和严格监督的水、汽会引起下列危害：

1、热力设备结垢

2、热力设备腐蚀

3、过热器和汽轮机积盐

因此我们可以很容易看到水处理在火力发电过程所起到的中流砥柱的作用，在水处理的造作流程中有很多的步骤是非常重要的，例如火力发电用水的水质指标等。通过学习和有关技术人员的解说，我们也了解和掌握了一部分水处理当中必须用到的水质指标的定义：

1、硬度

硬度是表示水中某些高价金属离子的总含量。

2、碱度

碱度是指每升水中所接受氢离子物质的量。

3、酸度

水的酸度是指每升水所接受的氢氧根离子物质的量。

4、ph值

ph值是表征溶液酸碱性的指标，它反映水中[h﹢]。

5、溶解氧

溶解于水中的游离氧，称为溶解氧。

6、浑浊度

由于水中含有悬浮物以及胶体状态的粒子使得原是无色透明的水产生浑浊现象，其浑浊的程度称为浑浊度。

7、含盐量

含盐量是表示水中溶解性盐类的总量。

8、电导率

电导率反映了水中含盐量的多少。

9、磷酸根

为了防止磷酸盐垢，向炉水中加入磷酸盐溶液，要将炉水中磷酸根控制在一定范围内。炉水中的钙离子与磷酸根会发生反应，生成碱式磷酸钙，它是一种松软且不会转变成二次水垢的水渣，所以可以通过锅炉排污的方法排出。

二、天然水的组成

天然水在自然循环运动中，无时不与大气、土壤岩石、各种矿物质、动植物等接触，由于水是很强的溶剂，极易与各种物质混杂，所以天然水体是组成成分非常复杂的一种综合体。天然水体中混杂的物质有固态、液态或气态，它们大多以分子态、离子态或胶体颗粒存在于水中。

1.呈离子态的物质:

天然水体中含有的主要离子有氯离子、硫酸根离子、碳酸氢根、碳酸根、钠离子、钾离子、钙离子、镁离子等八种离子，它们几乎占水中溶解固体总量95％。

2.呈分子态的气体：

天然水中常见的气体有氧气、二氧化 碳和氮气，有时还有硫化氢、二氧化硫和氨等。

从以上信息我们可以看到工业用水的水处理对发电过程和安全发电的重大影响，对天然水的处理也是发电过程中必不可少的程序。因此，了解天然水 的组成对处理天然水有很大的帮助。通过今天的学习实践，我们掌握了对天然水处理时的一些指标，也更加深刻的了解到水处理对发电过程的重要性，了解到发电厂“血液”对电厂的作用。

天然气发电技术报告 篇2

本文将综述天然气重整制氢发电技术现状, 并对天然气重整制氢发电技术和设备的油田应用前景进行展望。

1 天然气重整制氢发电技术

天然气重整制氢发电技术是一个多步反应体系, 主要分为天然气重整制氢系统以及PEMFC发电系统两个部分。工作流程如图1。水经由水蒸气发生器产生蒸汽, 与经过脱硫后的天然气一起进入水蒸气重整反应器产生富氢合成气。合成气经由变压吸附 (PSA) 或钯膜分离提纯得到高纯度氢气, 氢气和氧化剂 (氧气或空气) 进入PEMFC发电后外供[2]。

1.1 天然气蒸汽重整制氢

天然气蒸汽重整制氢的主要反应为甲烷与蒸汽的转化反应, 方程式如下:

天然气蒸汽重整制氢方法是目前工业上应用最为广泛, 技术最为成熟, 价格也最为低廉的制氢方法。大规模天然气重整制氢 (>1000 m3/h) 已广泛应用于化工行业。随着电子元器件生产、医药生产、食品加工等行业对小规模、高纯度氢气的需求, 小型分布式制氢反应器成为了研究的新方向, 也为质子膜燃料电池的燃料提供了新思路。

1.2 质子交换膜燃料电池 (PEMFC)

PEMFC是一种以全氟磺酸型离子交换膜为电解质, 在催化剂的作用下将储存在燃料 (氢气) 和氧化剂 (空气或氧气) 中的化学能高效、环境友好地转化为电能的连续发电装置[3]。PEMFC的组成及工作基本原理见图2, 主要部件为阴阳极板和电解质 (质子交换膜) 。PEMFC工作原理与化学原电池类似, 氢气进入阳极, 在催化剂作用下解离为质子和电子, 质子穿过电解质与阴极的氧气在阴极催化剂作用下反应生成水, 阳极释放的电子从外电路自阳极流向阴极生成直流电。

水蒸气重整制氢技术的小型化及其与PEMFC技术的结合为天然气制氢发电小型化、分布式设备的产生提供了方向。

2 天然气重整制氢技术进展

传统大规模氢气生产技术采用列管式固定床反应器, 设备庞大而复杂。研究与PEMFC相配套的小型化氢源技术是天然气制氢技术的重要发展方向与目标, 近10年的开发研究中新技术不断涌现。

1) 小型化制氢反应器:加拿大MRT公司研发了流化床反应器[4], 美国Innova Tek公司研发了微尺度通道反应器, 极大改善了传热性能。Innova Tek公司最新公布了Innova Gen5型号的氢气发生器可以天然气、汽油、柴油、丙烷、生物柴油为原料, 采用钯膜分离可生产12 L/min的氢气供应1 k W级PEMFC。

2) 高效多功能化催化剂:Choudhary等研究了一种低镍含量的 (Ni0 05Mg0 95O) 催化剂, 在850℃的高温条件和低水碳比条件下, 催化剂反应60 h以后活性仍未有明显降低, 而且几乎不产生积炭;同样条件下的商业催化剂活性只能保持20 h, 同时有显著积炭生成。美国Innova Tek公司研发了耐硫的水蒸气重整催化剂, 解决了催化剂因硫失活的问题。

3 PEMFC技术研究进展

目前, PEMFC技术已较为成熟, 但依然存在催化剂、极板等部件价格昂贵、阳极催化剂容易CO中毒等尚未解决的问题。针对以上问题, 研究人员开展了相关研究, 在阳极抗CO催化剂、燃料电池双极板等方面取得一定的进展。

3.1 阳极抗CO催化剂研究进展

重整气中的CO比H2更能优先吸附在阳极催化剂 (Pt) 上, 即使是微量的CO也会引起Pt中毒, 因此, 必须采取措施提高PEMFC阳极抗CO性能。阳极抗CO催化剂的研究主要集中在以下几个方向:

1) 在Pt中加入其他金属:Pt-Ru催化剂是目前研究最成熟、应用最广泛的催化剂, Ru的加入可以显著降低CO氧化电势。其他常见金属有Ru、Sn、Co、Cr、Fe等[5]。基于Pt-Ru催化剂, 添加第三种金属而成的三元催化剂可以进一步改善催化剂性能和降低成本。Stevens等研究了Pt-Ru-Mo催化剂, Mo降低CO脱附的起始电压的同时会降低CO脱附的峰面积。Wu等制备了Pt-Ru-Sn/C催化剂, 发现受Ru含量和Pt3Sn结构影响, 其CO氧化还原电势较低。

2) 非Pt系催化剂:Lopez等通过碳热还原法制备高分散MoxC/CB, CO具有良好的氧化催化活性。Santiago等制备了外层为Ru OxHy/C, 内层为Pt-Ru/C的双层催化剂, 采用100×10-6CO的阳极气, 在1 A/cm2时, 电压损失仅为65 m V。

3) 复合双层催化剂:即外层为CO催化剂, 内层为HOR活性催化剂。Lee等制备双层催化剂PtSn (3∶1) /C-Pt-Ru (1∶1) /C, 外层为Pt-Sn/C。电流500 m A/cm2时, 电池电压可达0.49 V (单层Pt Ru催化剂为0.44 V) 。

除以上方法外, 阳极抗CO中毒的技术还有阳极注氧技术、电脉冲技术[6]等。

3.2 燃料电池双极板研究进展

PEMFC双极板应具有阻气功能并具有良好的导热性和抗腐蚀能力。目前广泛采用的石墨类双极板导电良好、易于加工流场, 但存在机械强度差、成型工艺复杂、加工成本高等缺点。复合石墨板、柔性石墨及薄层金属板都是非常有潜力的双极板替换材料, 近年来新兴的中间相碳微球[7] (MCMB) 成为制备高性能碳石墨材料的首选原料。树脂基复合材料和新型碳/碳复合材料等的研发制备工艺的改进对双极板的性能提高提供了思路[8]。文献[9]综述了薄层金属双极板的研究进展, 认为不锈钢为主的铁基合金易于降低电堆成本, 且能大幅度提高电堆比功率, 具有较为明显的优势。

目前, 重整制氢技术和PEMFC技术得到了快速的发展, 亟待解决的问题主要在以下几个方面:

◇制氢反应器工艺较复杂、成本较高, 大部分还停留在实验室研发阶段;

◇PEMFC部件昂贵、制作工艺复杂、设备运行的稳定性、持久性还需要进一步优化;

◇重整制氢和PEMFC运行过程机理亟待进一步研究。

4 国内外应用现状及油田应用前景分析

由于天然气重整制氢发电技术在小型分散式配置电站 (源) 、便携式电源、车用电源以及航空航天与军事领域都具有广阔的发展前景, 因此, 世界各国及许多大公司都投入了大量精力对该技术进行研究开发。加拿大Ballard公司、美国Plug Power公司在PEMFC技术上全球领先, 各自实现了千瓦级PEMFC小型电站的商业化, 并在全球推广。其他发达国家如日本、德国、英国、意大利、俄罗斯等国以及一些著名跨国企业也均加入了研制PEMFC系统和PEMFC电动车的行列。

国内对天然气重整制氢发电技术的研究还处于起步阶段。中科院大连物理化学研究所设计研发了甲醇重整制氢PEMFC样机[10]。中国石油安全环保技术研究院与华南理工大学合作, 开发研制了输出功率600 W, 整机效率大于42%的小型制氢发电设备样机。

天然气重整制氢发电技术在石油行业具有巨大的应用潜力。受地域等自然环境条件和经济条件的限制, 我国油气长输管道工程中的很多小型站场、阀室, 难于依托稳定的工业用系统电源。天然气重整制氢发电技术能够依托长输管线的气源, 建设高效、安全、一次性投资低的分布式电站, 满足场站内自控、通讯及应急照明等用电负荷要求。同时, 该技术对伴生气等油气资源的回收、资源化利用等方面具有广阔的应用前景, 大力推广天然气制氢发电技术对能源利用效率的提高和能源回收转换都具有重要的意义。

5 结语

天然气重整制氢发电技术作为一种高效、安全、便捷的能源利用方式, 正在逐步的完善并进入商业化阶段。未来的研究趋势主要集中在以下几个方面:

◇重整制氢反应器的小型化和稳定化研究;

◇高效、价廉的PEMFC阳极抗CO技术研发;

◇机械强度高、易于加工、成本低廉的PEMFC部件的开发;

◇重整制氢和PEMFC发电过程机理的进一步研究。

石油石化行业与天然气重整制氢发电技术具有紧密的关系, 应尽快学习和掌握其应用技术, 抓住机遇, 进行相关的具有自主知识产权的新技术研发, 并为其在油田的推广做好准备。

摘要：随着天然气的使用量日益增长, 天然气作为燃料的使用效率也逐渐为人们所关注。重整制氢技术和质子膜燃料电池 (PEMFC) 技术相结合为小型化、分布式天然气制氢发电设备的发展提供了可能。文中介绍了天然气重整制氢发电技术原理、重整制氢小型化反应器及催化剂研究进展、PEMFC阳极抗CO催化剂和双极板研究进展、分析了国内外重整制氢发电技术应用现状, 并对该技术在油气集输管线供电等石油行业应用前景进行了展望。

关键词：天然气,重整制氢,燃料电池,进展,应用

参考文献

[1]王婷婷.天然气蒸汽重整试验系统设计及PEMFC燃料电池试验研究[D].南京:东南大学, 2006:3-8.

[2]解东来, 叶根银, 费广平.小型天然气制氢与PEMFC热电联产技术进展[J].煤气与热力, 2008, 28 (8) :8-11.

[3]赵鑫梅, 刘光全, 许毓, 等.燃料电池发展现状及在石油行业的应用可行性[J].油气田环境保护, 2009 (12) :34-36, 44.

[4]XIE D L, GRACE J R, LIM C J.Development of internally circulating fluidized bed membrane reactor for hydrogen production from natural gas[J].武汉理工大学学报.2006 (11) :252-257.

[5]杨长幸, 胡鸣若.PEMFC阳极抗CO性能研究进展[J].电源技术, 2011, 35 (11) :1451-1454.

[6]ADAMS W A, BLAIR J, BULLOCK K R, et al.Enhancement of the performance and reliability of CO poisoned PEM fuel cells[J].J Power Sources, 2005, 145:55-61.

[7]HOFFMANNW R, HUTTINGER K J.Sintering of powders of polyaromatic mesophase to highstrength isotropic carbons[J].Carbon, 1994, 32 (6) :1087-1103.

[8]倪红军, 汪兴兴, 黄明宇, 等.质子交换膜燃料电池及其双极板的研究[J].材料科学与工艺, 2008 (4) :250-254.

[9]黄乃宝, 衣宝廉, 侯明, 等.PEMFC薄层金属双极板研究进展[J].化学进展, 2005, 17 (6) :963-969.

天然气发电技术报告 篇3

关键词：天然气发电；钻井工程；经济收益

中图分类号：TP277 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）27-0056-01

1 天然气的优势

钻井工程作为石油与天然气开采业中的能耗重点环节，迫切需要降低能耗、减少污染物排放。据统计，钻井动力设备的燃油消耗占钻井成本的30%以上。在煤、燃料油和天然气三大化石能源之中，天然气具有明显的环保和价格优势，使用天然气部分或者全部替代柴油将起到很好的降本增效作用，同时有效降低温室气体的排放量。

2 应用技术的筛选

经过考察，决定比对双燃料发动机技术和天然气发电驱动技术。双燃料发动机技术是将原有的柴油机改制而成。柴油机原机及供油系统不做任何变动，仅增加一套供气装置。供气系统主要包括燃气供给系统、燃气控制系统两大部分。天然气发电驱动技术是采用一组600GJZ1-PwT天然气发电机组（出口电压为600 V）进行发电。该设备通过余热回收实现能源利用率达到72%，替代钻井场现有柴油发电机组给钻机系统提供电源，能够保护大气环境，不用考虑操作繁琐等问题。

2.1 动力系统的安全可靠性

2.1.1 双燃料发动机技术的安全保障措施

①双燃料发动机具有更优的低速扭矩性能，转速波动小、响应快，适应井场负荷频繁变化的要求，使发动机的动力输出性能和配套钻井机械的加速性能得到提高。②配备电子保护功能，增强发动机控制保护功能。具有超速保护、油压低停车，缸、排温高报警及自动切换成柴油模式；采用进口控制器，可靠精确，使系统实时处于最优状态。③配备电磁阀防止燃气供应故障。出现气量不足时，自动切断天然气供给，并切换到纯柴油工作状态。

2.1.2 天然气发电技术的安全保障措施

①天然气发电机组本身的运行特征更适应钻井冲击负荷的要求，保证钻井的供电安全。②现场柴油发电机组保留1台与天然气机组并车，作为天然气发电机组的备用。当气源不能保证或天然气机组出现问题时，启动柴油发电机组，以保证供电可靠性及安全性。③配备有强大的控制系统。每台发电机组配备1台就地控制柜及1台机组断路器柜，每2台发电机组还设置1台远程控制柜，共3台远程控制柜，保证运行安全平稳。④配备有ESM机组控制系统。可实现空燃比自动控制、自动并网、自动调整功率因数、自动负荷分配、自动加载、自动卸载等功能。机组既可并网运行又可并机运行，电气系统实现强弱电分离操作安全方便，更便于构建大型自动化电站。⑤无功补偿与谐波治理。在电动钻井系统中配置无功补偿与谐波治理系统，整体系统配置放在一个集装箱内，解决无功补偿与谐波干扰问题。发电机组配置考虑其输出无功功率完全达到替代的柴油发电机组无功输出要求。⑥监控功能：方便远程数据监控功能，可大大提高电站的自动化管理水平。

2.2 燃气系统的安全可靠性

2.2.1 双燃料发动机技术的安全用气措施

①采用特有的爆震实时监测技术。出现爆震时，自动切断燃气供应，迅速转换到全柴油工作模式。②安装有瓦斯阻火器和专用防爆器，以此避免因回火等原因引起的发动机故障，保障发动机安全运转。③安装有安全阀，紧急情况下，按下“紧急停机”按钮，燃气电磁阀、柴油电磁阀均立即关闭，且柴油执行器立即拉动柴油泵齿条复位，在最短时间内使机组停机，最大限度保护机组以及现场人员安全。

2.2.2天然气发电技术的安全用气措施

①罐车与燃气机组距离保持在30 m以上。从罐车停放点敷设一条输送总管线输送天然气至发电机房处，接发电机组进气支管。②设置流量计和防爆电动蝶阀对天然气输送进行计量和控制。③在距离机组燃气进气调压阀前1 m内，天然气温度≤40 ℃。

2.3 改造费用比较

以替代某一钻井队50DB钻机为例，共有3台额定功率为1 200 kW柴油发电机组，额定电压为600 V，额定频率为50 Hz。启钻时负荷约为600 kW，钻机提钻时瞬时最大负荷约为2 000 kW。工作条件为：启钻时开一台柴油发电机组，另两台作为备用；采用双泵高负荷运行时，两台柴油发电机组投入工作，备用一台。①双燃料发动机技术改造费用：主要由两部分组成，一是增加撬装式LNG储存供气系统的费用，二是发动机的双燃料改造费用。共计约为180万元。②天然气发电技术改造费用：本项目共安装6台600GJZ1-PwT天然气发电机组，配套冷却系统、进气系统、电气系统和必要辅助生产设施组成（不含余热系统、租地费用）。设备及主材部分投资1 197万元。

2.4 经济效益预测对比

以50钻机为例，保守计算单台发动机平均负荷为500 kW，纯柴油工况时柴油消耗105 kg。钻井周期为45 d，燃油总量为200 t。

双燃料发动机技术：使用柴油替代率为60%的双燃料发动机时，每小时柴油消耗42 kg，同时耗天然气81.9 m3，考虑到折旧等费用，一口井利润可达54.79万元。

3 现场试验成果

2013年4月在一个不带顶驱的钻机上试验天然气发电技术。该钻机动力由2台190柴油发动机提供，电力主要由1台400 kW柴油发电机组提供。正常打钻时，钻井平台设备用电累计负荷为430 kW左右，正常运行时负荷为200～300 kW左右。使用了1台标定功率600 kW静音型集装箱式全自动天然气发电机组。4月18日15点30分正常带载运行，直到26日19点30分左右，气罐所存燃气用光后设备停机。共计使用9 944.8 m3天然气，平均日用气量为1 363.9 m3。所替代的400 kW柴油发电机组之前统计的日用油量为0.8～1.1 t，每天的油气差价达2 444～3 870.5元。

2013年6月在电动钻机上开展天然气发电技术试验。该钻机配备有顶部驱动装置、2台190柴油发动机、2台400 kW沃尔沃柴油发电机组（1开1备）、1台520 kW卡特柴油发电机组（开动顶驱时使用）。试验自6月14日上午开始，至6月19日10点累计消耗天然气8 177 Nm3，平均日用气量为：1 603.6 m3。卡特柴油发电机组运行5天统计数据，共用油约4.6 t，平均日用油量为0.92 t。柴油供应价格为8 400元/t，加上运输费用及燃油供应管理费用等，价格达到9 000元/t。LNG天然气供应价格为3.4元/m3（包括天然气的运输、设备管理、罐车与气化撬的使用费用）。平均每天油气差价为2 828元。

此次试机满足了钻机正常负荷使用、安全生产和体现经济效益的要求。同时，在改善现场操作的噪声污染，减少排烟污染等方面成效明显，值得推广应用。

4 存在的问题

①在设备现场安装时由于结构太紧凑导致耗时多达一天，还出现了部分螺栓固定不紧的问题，存有潜在危害。②卧式散热器设计在房顶。添加防冻液时需多人协助作业。由于连接管接较多而串水管紧固螺栓配备不齐，出现渗漏现象。③安装燃气管线时发现其密封垫圈规格不标准，而管线不具备外层保护，易发生泄漏现象。④在合闸试用时出现缺相，造成固定式硫化氢控制面板烧损。⑤供气设施尺寸较大，不利于井场标准化布置和小井场以及山区等井场的应用。

参考文献：

[1] 陈赓良，王开岳.天然气综合利用[M].北京：石油工业出版社，2004，（4）.

[2] 韩祥鹏，张宏博.钻井用柴油/天然气双燃料发动机的研究[J].内燃机与动力装置，2011，（1）.

天然气发电-机遇与挑战 篇4

天然气发电-机遇与挑战

本文基于我国电力工业发展现状,分析了电力发展中存在的`问题,阐述了发展天然气发电的必要性,对天然气电厂在电网中的作用和天然气发电存在的问题进行了深入论述,提出了促进天然气发电发展的建议.

作 者：张洪波 王耀华 作者单位：国电动力经济研究中心刊 名：电力技术经济英文刊名：ELECTRIC POWER TECHNOLOGIC ECONOMICS年，卷(期)：2002“”(6)分类号：F4关键词：电力工业 天然气发电 联合循环

天然气泄漏演练总结报告 篇5

为了有效应对燃气管网、设备突发安全生产事故，坚持“安全第一、预防为主”的安全生产方针，提高岗位员工的安全防范意识、全面掌握预防和处理突发生产安全事故能力，提高应急队伍的快速反应能力和抢险实战能力，在发生突发事故时按照“快速反应、迅速抢修、相互配合、统一指挥、有效处置”的原则保证抢险任务的顺利完成，最大限度的减少人员伤亡和财产损失。公司根据全年事故应急演练计划，于7月3日组织进行了1次以天然气泄漏为项目的应急演练。此次演练取得圆满的成功，在锻炼了公司各应急小组协调能力的同时，也检验了我们公司的应急队伍具有应对一般突发事故的能力，但同时也通过此次演练反映出一些问题。方案编制和演练预案安环部完成，并由安环部对演练人员进行了演练前培训，部分车间人员及其他相关人员参加了演练观摩。现将这次演练的具体情况总结报告如下：

一、演习背景：

这次演习演练以锅炉房为背景，虚拟了上班期间职工在检查时天然气突然泄漏事故，接到报告后，安环部应急救援指挥部立即进行情况核实，根据事件情况，迅速启动《车间生产事故应急预案》应急响应机制，进行应急处理。

二、演习过程：

2018年7月3日上午9时正，假设一段燃气管法兰处胶垫破裂引起燃气泄漏并引发附近物品燃烧，同时锅炉房2个员工因吸入燃气造成轻度昏迷，并有泄漏的燃气从锅炉房开始散发到走廊和车间。公司监控中心接到报告后，马上启动燃气泄漏事件应急预案，通知各部门立即按预案要求，投入燃气泄漏引起火灾、中毒事件的抢救行动并与120急救中心取得联系。应急总指挥长治身张志申到达现场，察看现场，决定：（1）立即启动应急预案（2）应急小组立即赶往事故现场。接到应急领导小组的集结命令后，仅用了3分多钟，车间应急救援小组着好装、穿戴好呼吸器，防护服，赶到了事故现场。紧接着,应急总指挥下令: ⑴抢险组;（两人）戴好呼吸器、穿好防护服立即进入现场抢救伤员、寻找泄漏部位。⑵警戒组：在路口拉警戒线，禁止无关车辆、人员进入警戒区。（3）维修组：用移动可燃气体报警器测定泄漏浓度、扩散范围，做好风向确认、设施建筑物险情及可能引发爆炸的各种危险源确认工作，检查消防设施运行情况，确定设防范围。⑷灭火组：准备好消防器材，防止发生火灾。

这时，只见现场指挥人员命令抢险组戴好呼吸器、穿好防护服立即进入现场对被液化气熏倒的职工进行抢救，转移出事故现场，同时检查现场泄漏点；警戒组在路口拉警戒线；维修组用移动可燃气体报警器在罐区四周来回走动测定泄漏浓度、扩散范围，风向确认；抢险组报告总指挥发现液化气泄漏点；经过约20分钟的紧急战斗，泄漏得到了控制，此时，现场总指挥下达指令：应急救援演练结束，整个演练过程用时约30分钟，取得了良好的演练效果，最后，应急总指挥对这次演练进行了总结，对应急小组的表现进行了表扬，也指出了这次演练过程中存在的不足，希望广大员工全面树立安全意识，从我做起，从自己的岗位做起，切实搞好安全生产。

三、小结

1、此次演练是针对锅炉房天然泄漏事故而组织的一次公司级的应急救援实战演练。整个演练共分为现场模拟、灭火器灭火、抢救人员现场紧急抢救，寻找泄露点，抢修堵漏几个过程，整个演练过程约30分钟，参与演练人员达15人。

2、本次应急预案演练，公司做了充分的准备，成立了临时现场指挥部，设总指挥一名，车间应急小组成员14名，其他相关部门协同作战。本次应急预案演练物资准备齐全，为本次应急预案的演练，真正做到了保障到位。

本次应急预案演练，从泄漏事故发生到灭火、现场抢救伤员，寻找泄漏点，抢修堵漏完成共历时20分钟，及时、有效地控制了事故的扩大、保障了人身安全，避免了财产损失，真正做到了分工明确,责任到人,通过本次应急预案的演练，充分体现了车间全体员工的精神面貌，使员工能具体掌握处置安全生产事故的程序，提高员工对安全生产事故发生后的应急处置能力，为公司安全生产工作的开展，起到了积极作用。

减少事故给公司带来的损失是每个员工义务和责任，公司员工和各级管理人员都必须密切配合处理突发安全生产事故，一旦接到处理突发安全生产事故的指令后，在确保自身安全的情况下要义不容辞的快速执行，不得以任何借口推托责任或拒绝执行，这样我们的公司才是一个大家庭，一个有战斗力和执行力的集体。

四、存在的问题及原因

通过这次演习演练，使我公司员工能够在有效应对突发安全生产事故时，逐步提高对安全生产事故的应急反应能力和处置水平，确保公司安全生产。但在演习演练中也发现存在的一些问题和不足。主要表现在：

1、部分人员救援动作不标准，应急处理方法不当，报告流程不准确。

2、进入泄露点堵漏人员未穿戴防化服、未佩戴空气呼吸器。3.部分人员对燃气报警处理流程不熟悉。

五、预案要完善 素质要提高

通过本次应急救援演练，使我们对应急预案有了一定的认识，对预案的演练积累了一定的经验，我们可以从中发现预案本身存在的不足，演练结束后，要根据演练过程中出现的实际问题和不足对预案进行修改，进一步完善应急预案。同时，在具体的演练方案中存在的问题或各救援组之间相互配合不足等方面也要及时进行总结，为真正的应对各种突发安全生产事故打下良好的基础。

总之，通过本次泄漏事故应急救援演练，使员工能掌握发生安全生产事故后应急处理的程序，提高了车间员工对安全生产事故事故应急处置的能力，从而进一步增强了员工的安全生产意识，对确保我公司的安全生产具有十分重大的意义。

我国天然气发电前景分析 篇6

近年来,天然气发电已成为天然气利用的首要选择,从经济和环境的因素考虑,有利于天然气消费的因素在不断增强。预计随着化石燃料价格增长以及环境要求的不断提高,许多国家将选择天然气发电来满足未来的电力需求,而不是选择更昂贵或碳排放密集型的电力来源。据EIA预测,从2010~2040年,全球天然气发电量占比将从22%增长至24%,其中经合组织国家天然气发电量占比增幅较高,将从23.3%增长至30.3%。

随着我国国民经济高速发展和人民生活水平提高, 能源需求与环境保护、节能减排之间的矛盾愈加突出, 中国将迎来低碳能源的时代。作为一种优质、高效、清洁的低碳能源,天然气发电不仅能够替代煤炭、石油等传统能源,还对风能、太阳能、核能等新的能源形式构成补充,对我国调整能源结构、促进节能减排具有重要的战略意义。

2未来我国气电发展的有利因素

2000年以来,我国在天然气发电方面取得了较大的发展。随着国内一批燃气电厂的竣工投产,燃气装机容量显著增加。但随着我国环保标准日趋完善、严格,对SO2、NOx和粉尘等污染物排放要求已经达到或超过发达国家的标准,天然气作为一种清洁能源将会有较好的发展势头。

2.1能源结构调整

近年来,随着世界天然气探明储量与产量的迅速增长,21世纪初出现以更清洁的天然气代替石油为主要能源的又一次能源消费结构大变革。

能源结构的变化反映了社会经济的进步,落后的能源结构必然不利于经济的发展。调整能源结构,适量增加天然气消费比重,不仅可以弥补煤炭供应缺口,而且可以优化能源利用方式,改善生态环境。

2.1.1天然气供应预测

我国《天然气发展“十二五”规划》提出:到2015年国产天然气供应能力达到1760亿立方米左右,探明页岩气地质储量6000亿立方米,可采储量2000亿立方米,页岩气产量65亿立方米。

《规划》预计2015年我国天然气消费量为2300亿立方米左右,用气普及率将进一步提高,供应能力将超过2600亿立方米(包括煤层气、页岩气及煤制天然气等非常规天然气和进口天然气)。

2013年GE全球战略与分析机构预测,经济发展、加速的城镇化进程以及环保政策因素都将推高中国对天然气的需求,未来天然气供应来源情况如图1所示。

根据国家能源局公布的《我国中长期发电能力及电力需求发展预测》,未来随着勘探技术的进步以及页岩气开发条件的成熟,我国天然气产量将不断增长。预计2030年之前,天然气累计可探明地质储量12万亿立方米,产量年均增长100亿立方米,我国天然气产量将有望达到3000亿立方米,2050年天然气产量将达到3500亿立方米。再计及2000亿~2500亿立方米的进口规模, 预计远景我国天然气供应能力将可达到5500亿~6000亿立方米。

资料来源:GE《中国的天然气时代:能源发展的创新与变革》。

2.1.2天然气需求预测

中石油经济技术研究院发布的《2013年国内外油气行业发展报告》显示,2013年我国天然气表观消费量达1676亿立方米,占一次能源消费比重上升至5.9%。天然气进口量530亿立方米,同比增25%。天然气对外依存度首次突破30%,达到31.6%。

《天然气发展“十二五”规划》预计2015年我国天然气消费量为2300亿立方米左右,占一次能源消费总量的比重达到7.5%,用气普及率将进一步提高。

国土资源部在第三届中国国际液化天然气大会上发表数据显示:2020~2030年将是中国天然气产业快速发展的黄金时期,2030~2040年将是平稳发展期。预计2020年,我国天然气消费量将达到3500亿~3800亿立方米,2030年将达到5500亿~6000亿立方米,年均增长8%~9%。

数据来源:《天然气发展“十二五”规划》等。

从表1可以看出,“十二五”期间国内天然气供应维持紧平衡状态。2015年之后受国内各地提出的气化目标影响,天然气使用规模将大大提高,总体上看2020~2030年国内天然气供需缺口较大。

2.1.3发电用天然气消费预测

天然气消费结构取决于各国的资源可得性、经济结构以及与可替代能源的竞争水平等因素。近年来,我国铺建了多条天然气管线,基本覆盖了全国大部分地区,进一步促进了天然气在我国的消费。根据《2013年国内外油气行业发展报告》,2000年以前我国天然气消费以化工和工业燃料为主,占近80%。到2013年城市燃气已成为第一大用气领域,占消费总量比重为41%;发电用天然气消费量约302亿立方米,占消费总量比重为18%;工业和化工用气比例下降到41%。

据EIA预测,世界大多数地区天然气消费增长的主要驱动力是发电需求。预测2006~2030年期间,全球发电用气的年均增长率将为2.1%,天然气发电用气在天然气消费结构中的比重将从31%上升到35%。按照发电、民用、工业用气各占1/3测算,预计2015年、2020年、2030年我国发电用天然气总量约达到770、1170、1830亿立方米,将是目前的两倍以上。

日前,《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》、 《北京市发展和改革委员会关于调整本市燃气发电企业临时结算上网电价的通知》、《上海市物价局关于疏导本市燃气电价矛盾的通知》相继出台,预示着油气管网放开、垄断破除,天然气发电市场化定价方向进一步明确。

2.2电力需求增长及结构转型需要

据《全国电力工业统计快报》数据显示,2013年我国电力消费量5.32万亿千瓦时,同比增长7.5%,增速较上年提高1.9个百分点,人均用电量达到3911千瓦时,全国电力消费增长平缓。但是,我国人均装机容量、发电量和用电量都远低于一些发达国家,未来还有较大的增长空间。大力发展天然气发电,既可以使电源结构趋于合理, 也能补充我国电力供应不足,更好的保障我国电力的有效供给。从长远看,随着我国风电、太阳能发电等新能源发电技术的不断成熟和大规模应用,天然气发电将在新能源消纳中主要承担调峰的角色,对于解决新能源发电的间歇性,保证电网运行的安全性和稳定性,促进新能源的快速发展具有举足轻重的作用。

2.2.1电力需求预测

“十二五”期间,我国电力需求仍将保持较快增长, 但较“十一五”期间年均增速有所回落。根据国网公司 《电力需求预测及负荷特性研究》专题报告及中电联的相关预测,未来全国电力需求量如表2所示。预计2015年,全国全社会用电量将达到5.97万亿千瓦时,“十二五” 期间年均增长8.4%,较“十一五”期间年均增速回落1.6个百分点。人均用电量将稳步提高,2015年达到4260千瓦时/人年。2020、2030年全国全社会用电量将分别达到8.1和11.9万亿千瓦时。

数据来源: 国网公司《电力需求预测及负荷特性研究》专题报告;中电联的相关预测。

2.2.2电力装机预测

根据中电联发布的《电力工业“十二五”规划滚动研究综述报告》及中国电力发展促进会的相关预测,未来全国电力总装机和气电装机规模如表3所示。

数据来源:中电联《电力工业“十二五”规划滚动研究综》及中国电力发展促进会的相关预测。

2.3电力安全运行的要求

近些年来随着经济的发展,电网容量越来越大,昼夜电负荷峰谷差也越来越大,电网调峰任务十分繁重。 同时,太阳能发电、风力发电等可再生能源的开发,以及热电联产、核电等大量基荷电源的出现,都给电网调峰电源提出了更高要求。

现代电力系统调峰毫无例外地采用综合调峰手段, 所谓综合调峰即各分部电源都根据其运用特性适当承担一定的调峰任务,例如具有调节特性的水电站、燃煤机组承担的调峰(压负荷)、抽水蓄能机组调峰、天然气发电机组调峰。

天然气发电机组具备运行起停灵活、启动成功率高、调峰范围广,以及投资低、建设周期短、占地面积少等优点,存在着良好的调峰性能,比常规蒸汽轮机发电和水力发电更适合作调峰机组。不仅可以弥补我国现有电网适应负荷变化能力差的不足,还可以提高电网经济安全运行水平,对优化我国电力运行方式十分有利。

2.4节能减排的要求

天然气发电作为一种清洁的发电方式,其大气污染物组成则较为简单,与燃煤发电相比具有较强的环保优势,NOx、SO2、悬浮颗粒的排放强度也远低于煤电机组,环境价值远高于同类煤电机组。图2~图4分别为文献中计算得到的单位发电量主要污染物排放量,可以看出同容量的燃气机组NO x排放量仅为燃煤机组的15%(均未加装脱硝装置);燃气电厂SO2排放量较之燃煤机组少;同容量的燃气机组CO2排放量仅为燃煤机组的38%~40%;粉尘颗粒排放量可以忽略不计。

图2 200~600MW燃煤机组与E 级、F 级燃气机组的NOx排放量

图3 200~600MW燃煤机组与E 级、F 级燃气机组的SO2排放量

数据来源:文献《燃气与燃煤电厂主要污染物排放估算分析》。

《电力工业“十二五”规划》指出:2015年比2010年减排SO2565万吨、NO X 248万吨、CO26.55亿吨;实现2020年比2015年减排SO2584万吨、NO x 256万吨、CO26.76亿吨。由于天然气发电在节能减排方面具有鲜明的优越性,因此提高天然气发电比例是解决发电行业环境污染的重要出路之一。

2013年国务院颁布的《大气污染防治行动计划》中也指出:加大天然气、煤制天然气、煤层气供应。到2015年,新增天然气干线管输送能力1500亿立方米以上,覆盖京津冀、长三角、珠三角等区域。优化天然气使用方式,新增天然气应优先保障居民生活或用于替代燃煤; 鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目,限制发展天然气化工项目;有序发展天然气调峰电站。

此外,与传统的发电方式相比,天然气发电占地面积小,发电效率高。现阶段,我国F级燃机联合循环净效率超过55%,远高于煤电机组。而且利用燃气轮机联合循环机组进行技术改造,可使机组容量提高到500MW上下, 进入大机组行列,效率可达到或超过常规大容量燃煤机组。同时对中小型燃煤机组进行改造不需要占用新的厂址,原有电厂的大多数设备都能得到利用,与新建电厂相比费用低廉(表4)。

3结语

城镇天然气 风险评估报告 篇7

一、公司简介

我公司目前供应的白云鄂博区城市民用燃气为天然气，燃气设施遍布整个白云区，中、低压干线5公里，调压站7座；民用燃气用户1700余户；LNG汽化站、LNG加液站、CNG加气站三为一体一座。

二、主要燃气危险源：城市燃气室外管线、燃气调压站、阀门井、室内燃气管道、软管及灶具、LNG储罐、LNG卸车装置、LNG汽化装置、加气设备、加液设备等。

其中，LNG储罐为重大危险源。

三、危险因素分析：

我公司城市燃气气源是天然气，同时具有LNG储罐，泄漏后可能导致冻伤、窒息、着火、爆炸等事故。它的主要成分及性质如下： 物理化学性质：天然气比重约0.65，比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性。不溶于水，密度为0.7174kg/Nm3，燃点(℃)为650，爆炸极限(vol%)为5-15。天然气每立方燃烧热值为8000大卡至8500大卡。液化天然气沸点为-162.5℃，熔点为-182℃，密度为0.430T/m3，液态热值12000Kcal/kg。

天然气易燃、易爆，且LNG为低温深冷162℃，常见的事故有：窒息、着火、冻伤及爆炸。按照发生情况不同，将事故险情分为三类：

1、一般险情

系统发生轻微漏气、漏液，且无火灾、爆炸、人员伤亡、财产损失等属一般险情。

2、重大险情

系统发生大面积燃气泄漏，或发生燃气火灾、爆炸但无人员伤亡属重大险情。

3、特大险情

燃气中压管网、高压设备、重要燃气设施、重要场所发生大量大范围燃气泄漏，或发生燃气火灾、爆炸，造成人员伤亡、房屋倒塌、路面塌方及其他重大财产损失属特大险情。

四、可能发生的事故类型

1、用户室内类型: 由于烧煮汤水满溢等原因造成燃器具意外熄火，燃气泄漏；使用不合格或非安全型燃气器具，超期或违规使用燃气器具；未燃天燃气从天然气器具内泄露;天然气器具的胶管脱落、松动、破裂及施工造成管道破损；管道腐蚀；燃气灶具旁堆放易燃品；燃气设备设施的私拆、私装，违规操作造成燃气事故。

2、室外设备及管道事故类型: 天然气泄漏区域遇到明火、静电、雷击或电火花等原因引发火灾、爆炸；野蛮施工或超负荷载重车辆长期碾压致使燃气管道破裂、破损、及接口松动;热胀冷缩和自然沉降导致燃气设备及管道接口松动、下沉造成损坏；设备及管道腐蚀老化破损导致泄漏。、其他原因造成燃气事故：

工程质量不合格或设计存在缺陷造成燃气事故；日常运行、操作、维护或检修过程中发生意外事故。

4、事故前可能出现的征兆

区域内检测可燃气体含量超标；道路施工；天然气设备未按时检查更换；设备、管材质量问题及人为原因；雷雨天带气作业；带气作业时，周围有火源。

5、针对各项风险的控制措施

（1）加强公司员工和用户的天然知识及应急处置措施的培训。

（2）严格检查燃气管道及设备等材料的质量，并严抓施工质量与施工安全。

（3）提高我公司运行巡检人员的力度，对重大危险源严密监控。

（4）完善我公司安全生产规章制度。

（5）优化《应急预案》并定期有针对性的进行演练。

四、应急能力评估

我公司主要从事城市民用天然气供应，公司主要负责人、分管安全负责人以及所有员工均经过相关部门安全培训并持证上岗，掌握工艺技术、熟悉现场作业安全、具备组织管理能力。本公司按照有关规定建立了兼职救援队伍、配备了必要的应急救援物资。但救援人员均为兼职人员，未进行专业的应急救援培训。

本公司地处白云鄂博区内，能根据情况就近选择社会资源，可满足紧急事故状态下应急救援的需求，可以保证发生安全事故后提供充足、专业的应急救援人员、应急装备和物资，能够及时感到现场进行有效救援；同时可以获得就近医院的专业医疗支持，最大限度地减少人员伤亡。

关于四支路天然气管道的报告 篇8

气管道存在问题的报告

重庆城市建设发展有限公司大渡口区钓鱼嘴P1安置房工程项目部：

我司承建的大渡口钓鱼嘴片区4号路工程由于K1十540~K1十780段右侧为DN426燃气管道没有撤除，现处于停工状态。以前为了配合业主大项目的实施,工期保证,我方增大成本采取临时相关的保护施工,当时是说半年内撤出,但现在时间已近两年之间。保护措施已经不能保障燃气管道的安全,形成严重的安全隐患。公安局通知燃气管道没撤除不能爆破。若继续施工路基将造成高切坡局部塌方的可能；现在岩体风化裸漏太久,春季到来,春雨即发,岩体极易垮塌, DN426燃气管线极易断裂引爆，此段路基无法按施工设计图开挖成型并存在边坡垮塌隐患，排水管网及其他后续工程无法实施。为保证工程总体进度及工程安全，请建设单位尽快落实该段DN426燃气管道的撤除，以免影响工程整体施工进度。

特此报告！亟盼回复！

中冶建工集团有限公司

大渡口钓鱼嘴安居二支路及4号路市政道路工程一标段项目部

二○一五年三月十七日

抄送：重庆市政建设工程监理有限公司第十监理部

关于4号路K1十540~K1十780段采取支护后机械

开凿的报告

重庆城市建设发展有限公司大渡口区钓鱼嘴P1安置房工程项目部：

我司承建的大渡口钓鱼嘴片区4号路工程由于K1十540~K1十780段右侧为DN426燃气管道没有撤除，现处于停工状态。DN426燃气管线段形成的临时高切坡,春季到来,春雨即发,岩体极易垮塌。

根据国务院2001年第313号令《石油天然气管道保护条例》第十三条的规定在管道中心线两侧各五十米至五百米范围内进行爆破，应当事先征得管道企业同意，在采取安全保护措施后方可进行。为了保证边坡稳定,天然气管道的安全,申请做临时喷锚支护,参照4号路设计边坡支护结构形式施作,对本段临时边坡及时支护。实际支护工程量按变更增加工程量计算。

根据国务院2001年第313号令《石油天然气管道保护条例》第十二条的规定，在天然气管道中心线两侧或者管道设施场区外各50米范围内禁止爆破。距管道距离小于50m范围不采取任何爆破作业，采用机械开凿进行开挖和破碎岩石的施工方法。由于我司投标前考虑爆破开挖土石方,由于甲方原因,钉子户和燃气管道两年多没有撤除,如果为了满足绿地开盘工期需要,管道不能撤牵的情况下只能临时支护后采取机械开凿。机械开凿工程量申请业主及监理,过控单位核定,计量计价。

特此报告！亟盼回复！

中冶建工集团有限公司

大渡口钓鱼嘴安居二支路及4号路市政道路工程一标段项目部

二○一五年三月十七日

抄送：重庆市政建设工程监理有限公司第十监理部

关于4号路由于钉子户和燃气管道未撤出停工损失的报告

重庆城市建设发展有限公司大渡口区钓鱼嘴P1安置房工程项目部：

我司承建的大渡口钓鱼嘴片区4号路工程由于建设方钉子户和燃气管道没有撤除，2014年7月5日至今处于停工状态。

从2014年7月5日至今停工期间给我单位造成巨额的经济损失，详见下表如下: 以上费用请贵单位尽快确认，以免对后续施工和将来结算工作带来麻烦。

为尽量减少贵我双方不必要的经济损失和工期压力，希望贵单位尽快组织协调切实解决钉子户和燃气管道撤迁的实际问题，早日复工。

特此报告！亟盼回复！

中冶建工集团有限公司

大渡口钓鱼嘴安居二支路及4号路市政道路工程一标段项目部

二○一五年三月十七日

天然气发电技术报告 篇9

关键词：天然气,差压能发电,透平膨胀机

1 概述

本工程建设规模为2×200MW级燃气-蒸汽联合循环热电机组, 供热能力200t/h以上, 考虑扩建的条件。本工程燃料采用“西气东输”一线的天然气, 来自于新疆塔里木盆地。本工程所需天然气拟由城市分输站引接, 厂址处于城市分输站东侧约500m, 进厂天然气管线自分输站直埋敷设进厂, 天然气管道接入点压力暂时按照4.0MPa考虑。

2 常规设计描述

本工程常规的设计方案为:来自于天然气供应公司输气管道的天然气在电厂边界外一米处与厂区天然气管道连接。进入厂区之后天然气首先进入布置在厂区的天然气调压站, 对厂外来气起控制、调压、加热、安全保护等作用, 达到满足燃气轮机天然气进气品质的要求。天然气调压站主要由进口开关阀、过滤器、调压器、切断阀、安全放散阀、出口开关阀等部分组成。天然气经过调压站处理后, 可以有效地清除燃气中的液滴和固体颗粒杂质, 并在燃气轮机入口处维持主机允许的进气压力, 保障机组运行的安全性。

3 优化方案描述系统拟定

天然气差压能回收透平发电装置是利用差压能, 将天然气导入透平膨胀机作功, 驱动发电机发电的一种能量回收装置。该装置能回收原先由天然气调压站释放的能量, 并解决原调压阀组减压时产生的管道振动和霜冻堵塞, 这种能量回收的透平发电装置, 无污染, 零排放, 是公认的节能环保装置。天然气降压发电系统布置在高压管线和低压管线之间。主要设备包括透平膨胀机、发电机、燃料电池以及换热器、电能适配器、稳压阀等配套设备。透平膨胀机将高压气体膨胀做功转换成机械能, 带动发电机运转, 产生电能;并将产生的大量热能通过换热器传递给透平膨胀机高压气体, 避免在透平膨胀机内的温度骤降中产生霜冻损坏设备。稳压阀用于调节气流, 当负荷变化时, 透平膨胀机仍能保持平稳运行口。

天然气经透平透平膨胀机后, 压力将下降到2.5MPa左右, 然后进入天然气前置模块, 作为燃气轮机发电的燃料。

差压能回收透平发电装置应遵守以下基本运行原则:

(1) 正常启动、运行、停机过程中, 不得影响天然气调压系统的稳定性, 也就是不能引起天然气压力超过一定范围的波动, 而使机组跳闸。

(2) 余压回收透平发电装置发生严重故障、紧急停机时, 天然气将改由调压单元运行, 确保燃气轮机的正常运行。

(3) 由于居民生活及商业用气的不均匀性很大, 波峰, 波谷如何消除或减缓, 都会影响到透平膨胀机发电的效率和运行稳定。

4 天然气透平透平膨胀机介绍

国内生产天然气余压回收透平装置的厂家主要有:陕西鼓风机集团, 四川空分集团公司等。本方案采用的透平机的设计参数:入口流量80000Nm3/h, 入口压力4.1MPa, 入口温度20℃;出口介质压力2.6MPa, 出口温度-8℃;轴端输出功率850KW;转速10500rpm。

透平机选型结果:

结构型式:向心式

轮毂直径 (向心式) (mm) :115级数:单级

叶轮直径 (向心式) (mm) :420喷嘴调节

进气形式:径向排气形式:轴向

密封型式:干气密封

主要零部件材料及重量:

外形尺寸 (mm) 1400×1300×1200 (不含齿轮箱) (注:长×宽×高)

材料:

蜗壳QT400-15A导叶2Cr13叶轮轮盘轮盖0Cr13Ni5Mo叶轮叶片0Cr13Ni5Mo主轴35Cr Mo

5 运行经济性

本工程燃气轮机机组满负荷发电时, 天然气流量约为80000Nm3/h, 每小时发电量约为850k W·h, 按照全年设备运行6220小时计算, 年发电量约528万k W·h。

天然气在调压过程中将损失大量的压力能, 还会因为急剧降温对调压及管道设备运行安全构成威胁。如果能采取适当的措施回收利用压力能, 将提高能源的利用率, 减少资源浪费, 对于坚持节约高效、清洁环保的新利能源发展具有重大意义。

6 投资与效益测算

6.1 投资成本估算

项目的全部成本包括:透平透平膨胀机、变速箱、发电机、预热器、连接设备、控制设备、管网连接设备成本和安装费用。项目总投资约500万元。

6.2 效益评估

本工程燃气轮机机组满负荷发电时, 天然气流量约为80000Nm3/h, 透平膨胀发电机组每小时发电量约为850k W·h, 按照全年设备运行6220小时计算, 年发电量约528万k W·h, 按照上网电价为682.44元/MWh (含增值税) 计算, 每年节约价值约360万元, 投资回收年限约为1.47年 (未考虑设备折旧) 。

7 结束语

(1) 通过以上的分析和计算可以看出, 采用余压透平膨胀发电装置投资少、见效快, 可降低发电成本, 弥补部分电力缺口。

辽宁省天然气市场调研报告 篇10

曲宗琪

（东阿县建设局公用事业管理科）

摘 要 结合东阿县压缩天然气市场实际情况，分析了CNG汽车加气站不安全因素，提出了该县发展CNG汽车加气站在站点规划、设计施工、设备安全、日常运营等方面加强行业安全监督管理的建议。

关键词 辽宁省；天然气；市场调研

Study on Safety Mangement of Dong’e CNG Automobile Gas15 合计 4038 4078 244.3 注：数据来源于2004年8月对辽宁省城市燃气公司的调查。

用户填报的城市燃气项目共16个，本报告选择了沈阳、大连等9个城市的12个项目(附表二)。有4个项目这次没有选，其中丹东市城市燃气公司由于可能距离管线较远；抚顺燃气总公司已用煤矿矿井气；本溪市煤气公司已用本钢焦炉煤气，气价比较低，不考虑用天然气替代，本溪市华强煤气公司现用LPG，但这次没有填报天然气承受价格。因此共选了12个项目，用气需求：2006年6.83×108m3，2010年用气15.19×108m3，2020年用气28.37×108m3（见表10）。以上用气需求量是已扣除目前辽河油田和渤海油田已供天然气量的新增用气需求量。

表10 城市燃气用气市场方案（108m3）

用气项目 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2015年 2020年 2003年用气价格（元/方）填报可承受气价（元/方）

葫芦岛新奥燃气有限公司

0.06

0.08

0.12 0.20 0.23 0.42 0.73 1.15 锦州市煤气总公司 0.13 0.15 0.18 0.23 0.26 0.48 0.79 1.11 盘锦市天然气总公司 0.06 0.07 0.09 0.11 0.11 0.13 0.15 1.12 辽河石油勘探局 0.47 0.51 0.56 0.62 0.63 0.68 0.74 1.26 沈阳煤气总公司 3.96 5.90 7.85 9.79 9.88 10.35 10.84 0.961 16 辽阳市煤气公司 0.04 0.06 0.08 0.10 0.10 0.14 0.18 1.2 鞍山市煤气总公司 0.43 0.44 0.46 0.46 0.48 0.57 0.69 1.11 营口市煤气公司 0.37 0.42 0.55 0.62 0.76 1.85 5.24 1.101 大连开发区燃气公司 0.26 0.35 0.49 0.67 0.83 2.35 6.67 大连文园燃气供应工程有限公司 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 大连东燃低压燃气工程有限公司 0.28 0.59 0.64 0.89 0.89 0.90 0.91 大连煤气公司

0.79 0.83 0.89 0.97 1.01 1.19 1.42 城市燃气汇总 6.83 9.41 11.91 14.66 15.19 19.08 28.37

2）化工用气

辽宁省化工企业利用天然气主要是作为合成氨原料和炼油厂制氢原料。东北地区是中国重要的农业生产基地，化肥需求量大，现有生产能力尚不能满足当地需求，多数化肥厂均有扩大生产能力的计划。天然气也是制氢的优质原料，中国石油的大连石化、辽阳石化和西太平洋公司都希望利用天然气替代石脑油制氢，价格承受能力较高。制氢原料可以利用天然气或石脑油，存在作为天然气可中断用户的可能性，有助于解决调峰问题，需要进行专题研究。

用户填报利用天然气作为化工原料的项目共11个，本报告选择了大连石化制氢、大连西太平洋制氢、辽阳石化制氢等5个项目（详见附表二）。有6个项目这次没有选。其中辽河油田天然气制氢、盘锦中润化工有限公司合成氨、华锦化工集团30万吨合成氨、辽阳瑞兴化工有限公司二硫化碳项目已用辽河油田天然气，盘锦中润化工有限公司新建合成氨、甲醇项目是用煤作原料的项目，将来再改气可能性不大，华锦化工集团有限公司新建甲醇、二甲醚项目气价承受能力太低。辽阳瑞兴化工有限公司新建二硫化碳项目这次填报气价承受能力为0.8元/m3，但据我们过去调研情况，其效益较好，气价承受能力可达0.9元/ m3，因此这次仍保留此项目。此次共选5个项目，用气需求：2006年5.94×108m3，2010年14.29×108m3，2020年14.39×108m3（见表11）。

表11 化工用气市场方案（108m3）

用气项目 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2015年 2020年 2003年用气价格（元/方）填报可承受气价（元/方）

辽阳石化分公司 3.30 3.70 5.31 5.90 5.90 5.90 5.90 1.3 辽阳瑞兴化工有限公司 0.14 0.16 0.22 0.28 0.39 0.39 0.39 0.8 营口三征有机化股份有限公司 0.10 0.10 0.20 0.20 0.40 0.50 0.50 1 大连石化分公司

4.60

5.00

5.00 5.20 5.20 5.20 1.1 大连西太平洋石油化工有限公司 2.40 2.40 2.40 18 2.40 2.40 2.40 2.40 1.4 化工用气汇总 5.94 10.96 13.13 13.78 14.29 14.39 14.39

3）工业燃料

辽宁省是中国重要的工业基地，冶金、建材、石化行业都是耗油大户，每年消耗大量燃料油，这些企业都有利用天然气的潜力。天然气在热性能、环保性能、适用性等方面均优于燃料油。在国际油价居高不下的情况下，天然气价格也有一定的竞争力。另外工业用煤占煤炭终端消费总量的50%左右，大量燃用煤炭给环保和运输带来很大压力。在人口密集和经济发达的大、中城市，有潜力利用天然气替代部分工业用煤。

用户填报工业燃料项目5个，主要用于替代企业目前的发生炉煤气和燃料油，气价承受能力都比较高，而且可以提高企业产品质量、生产效率，减少环境污染，综合效益、社会效益都较好，因此全部选用。用气需求：2006年3.68×108m3，2010年6.84×108m3，2020年7.34×108m3（见表12）。表12 工业燃料用气市场方案（108m3）

用气项目 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2015年 2020年 2003年用气价格（元/m3）填报可承受气价（元/m3）

抚顺特钢（集团）有限公司

2.28

2.51

2.51 2.51 2.51 2.51 2.51 1.2 本溪钢铁（集团）公司 1.50 2.50 2.50 3.00 3.00 1.5 19 攀钢集团锦州钛业有限公司

0.08

0.08

0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 1.5 大连机车车辆厂 0.04 0.09 0.15 0.20 0.30 0.30 0.30 1 大连钢铁集团公司 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1 工业燃料汇总

3.68 3.96 5.69 6.74 6.84 7.34 7.34

4）发电用气

自2002年10月始，中国电力市场出现了供不应求的局面，很多地区不得不拉闸限电，辽宁省电力消费也出现了大幅增长，预测“十五”和“十一五”期间，辽宁省用电量增幅要大于“九五”，需新建一批机组才能满足电力消费不断增长的需求。

辽宁省电厂中还有一部分老、小机组在运行，设备陈旧，煤耗高、效益低，供电安全可靠性差，改造老电厂也是电力发展首先要考虑的问题。电网调峰能力差，不适应峰谷差逐年增大的形势；燃煤电厂约占80%，对环境造成较大污染，且省内煤炭生产不能满足发电需求。因此，辽宁省用天然气发电有较大的需求潜力。原国电东北公司曾规划利用天然气在沈阳等环保要求高的中心城市新建一定规模的联合循环燃气电厂，或建设热电联供燃气电厂，取代现有老、小燃煤发电机组。但由于国电公司进行厂网分开改革后，电厂建设规划需作调整，国家利用天然气发电的政策也尚在研究之中，因此辽宁省天然气发电用气量还不明确，本报告仅统计锦州热电总公司和大连发电总厂两个发电用气项目，2006年用气量2.0×108m3；2010年的用气量2.4×108m3（见表7）。

由于电力工业改革，国家对利用天然气发电的政策尚未出台，天然气发电还有许多不确定因素，市场方案中，只选用了大连发电总厂已建成的以燃料油为燃料的发电项目和锦州热电总公司的热电联供项目。但是需要开展这些项目的可研，落实用气方案。用气需求： 2006年2.0×108m3，2010年、2020年均为2.4×108m3(见表13)。

表13 发电用气市场方案（108m3）

用气项目 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2015年 2020年 2003年用气价格（元/ m3）填报可承受气价（元/ m3）

锦州热电总公司 0.80 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1 大连发电总厂

1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 发电汇总 2.00 2.40 2.40 2.40 2.40 2.40 2.40

5）市场方案汇总

综合以上分析，2006年辽宁省用气需求18.45×108m3，其中城市燃气项目12个，用气需求6.83×108m3，占38.4％；化工项目5个，用气需求5.94×108m3，占33.4％；工业燃料项目5个，用气需求3.68×108m3，占16.9％；发电项目2个，用气需求2.0×108m3，占11.3％（见表

14、表15和图2）。

表14 市场方案用气结构(108m3)2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2015年 2020年 2010年所占比例 2020年所占比例

城市燃气

6.83

9.41

11.91

14.66 15.19 19.08 28.37 0.392 0.540 化工 5.94 10.96 13.13 13.78 14.29 14.39 14.39 0.369 0.274 工业燃料 3.68 3.96 5.69 6.74 6.84 7.34 7.34 0.177 0.140 发电 2.00 2.40 2.40 2.40 2.40 2.40 2.40 0.062 0.046 合计 18.45 26.72 33.12 37.57 38.71 43.20 52.49 1.000 1.000

表15 市场方案用气分布(108m3)城市 2006年 2007年 2008年 20092010年 2015年 2020年

葫芦岛 0.06 0.08 0.12 0.20 0.23 0.42 0.73 锦州 1.01 1.43 1.63 1.68 1.71 1.93 2.24 盘锦 0.53 0.58 0.65 0.73 0.74 0.81 0.89 22

年 沈阳 3.96 5.90 7.85 9.79 9.88 10.35 10.84 抚顺 2.28 2.51 2.51 2.51 2.51 2.51 2.51 辽阳 3.47 3.91 5.61 6.27 6.39 6.42 6.46 本溪 0.00 0.00 1.50 2.50 2.50 3.00 3.00 鞍山 0.43 0.44 0.46 0.46 0.48 0.57 0.69 营口 0.47 0.52 0.75 0.82 1.16 2.35 5.74 大连 6.26 11.35 12.06 12.62 13.11 14.84 19.39 合计 18.45 26.73 33.12 37.57 38.71 43.20 52.49

图2 辽宁省天然气市场用气结构预测 4 天然气市场价格分析 4.1 燃气价格现状

目前辽宁省燃气市场的气源包括辽河油田和渤海油田供应的天然气、液化石油气混空气、人工煤气、煤矿气和煤层气。用户包括城市燃气和工业用户。根据用户填报的数据汇总目前辽宁省城市燃气市场价格情况见表16。对于天然气，目前城市门站气在1.1/m3左右，终端用户价格在1.2～3.3元/m3；工业用 23 户主要将天然气用作化肥原料，现气价为0.75～0.85元/m3。其它燃气的价格按热值计算普遍高于天然气，如液化石油气混空气、人工煤气等。

表16 辽宁省城市燃气市场价格 用户

气源

热值

出厂价

终端用户价 填报时间

居民

工业 采暖

MJ/方

元/方

元/方 元/方 元/方

葫芦岛新奥燃气公司

渤海油田 2.1 2.5 2.5 2.1 2.1 2004.09 锦州市煤气总公司 辽河油田 37.5 1.11 1.2 1.5 1.5 1.5 1.5 2004.09 盘锦市天然气总公司

辽河油田1.92 2004.09 辽河石油勘探局

辽河油田 24

公福

元/方

38.37

41.2

商业元/方 1.15 1.12 0.687

2004.09 沈阳煤气总公司 辽河油田 36.69 1.101 2.4 2.4 2002.10 煤层气

35.95

0.6

2.4

2.4 2002.10 人工煤气

16.72

1.2

2002.10 抚顺矿井气 20.9 0.67 1.4 1.4 2002.10 抚顺市煤气总公司

煤矿矿井气

10.39

0.65 1.2 2004.09 辽阳市煤气公司

辽河油田天然气

36.8

2.5 2.65 3.3 2004.09 本溪市煤气公司 本钢焦炉煤气 18.1 0.61 1 1.3 1.5 2004.09 鞍山市煤气总公司 辽河油田天然气 33.44 1.1 2.2 2.2-2.5 3 2004.09 鞍钢焦炉煤气

16.72

0.6

1.2-1.5 1.8 2004.09 营口市煤气公司 辽河油田 39.76 1.101 2.5 4.4 2004.09 丹东市燃气总公司 液化气混水煤气 16.7 1.3 1 1 2 2 2004.09 大连开发区燃气公司 液化气混空气 34.1 3 2 25

1.2 0.28 1.2 1.2

2.7 2004.09 大连文园燃气供应公司 液化气混空气 41.87 4.32 4.32 2004.09 大连东燃低压燃气公司 液化气混空气 33.4-50.16 4.2 5.3 2004.09 大连煤气公司 人工煤气 15.1 1.6 1 1 1.6 1.4 2004.09 注：表中的出厂价相当于城市门站价格。4.2 可替代能源价格分析

天然气的可替代能源主要是LPG、燃料油、轻质成品油、煤气、煤炭和电。这些能源的价格对天然气市场价格将产生较大影响。在报告中，京沈大管道供应天然气的热值按35.59MJ/m3（HHV）和32.06MJ/m3（LHV）考虑。1）燃料油、轻质成品油、LPG价格

目前东北地区燃料油价格在2000元／吨t左右、轻质成品油价格4000元／吨t左右、LPG价格接近4000元／吨t，价格都非常高。燃料油、轻质成品油和LPG都是石油产品，影响它们价格变化的因素相似，包括：供求关系、原油价格走势、国内与国际经济、投机力量以及相关市场的影响等。在各种影响因素中，供求关系是影响任何一种商品市场定价的根本因素。随着我国经济持续高速的发展，我国对能源的需求也快速增长，其中，对燃料油、轻质成品油和LPG的需求也会持续增长，从而会支撑它们的价格。最近两年国际原油价格持续走高，直接推动下游产品的价格不断升高。而世界石油资源与需求、生产与消费的形势并没有发生根本性的变化，目前大幅上涨的国际原油价格将出现回落。从长期看，燃料油、轻质成品油和LPG的价格会在平均价格的水平上有一定程度的上升，但会低于目前的价格。

在价格分析中取燃料油价格1400～1800元／吨t，轻质成品油价格2600～3200元／吨t、LPG价格2400～2800元／吨t。2）煤炭价格

近两年来，我国煤炭价格受市场供求关系和国际市场价格的影响有较大幅度地提升。由于我国煤炭探明储量不足和生产能力缺口多方面原因，预测未来煤炭价格将长期缓慢上升。预计2004年国内煤炭平均价格将比2003年上涨20-25元/吨t（涨幅11.5%-14.4%），价格将在高位波动。

近来国际市场煤炭价格高达44美元／吨t，达到20年来历史高位。据专家分析，国际煤炭涨价的主要原因是：第一、随着世界最主要工业国家的经济逐步恢复，全球耗煤总量增加，同时中国煤炭出口量逐步减少；第二、部分国家现有核电设施老化，日本等一些国家出于安全考虑关闭核电设施，引发煤炭价格上涨；第三、有迹象显示美国正在加大煤炭进口量，用于战略储备。3）人工煤气价格

人工煤气价格情况较复杂，有的煤气是工业副产品如焦炉气、高炉气，有的煤气则是主要产品；煤气的用途不一样，对煤气的质量要求也不一样，加工成本差异很大；各类煤气的热值不同，变化范围一般为5～19MJ/m3。总体上讲，人工煤气的加工成本高，销售价格高，对环境的污染较重，经营城市燃气的煤气公司普遍亏损，需要政府财政补贴。4）电价

去年开始出现全国性电力供应紧张局面，电价上涨趋势明显。国家发改委于今年6月15日推出针对南方、华东、华中、华北4个区域电网的电价调整方案，对东北、西北地区电价进行调整的方案也将于近期出台。全国电价总水平平均每度（千瓦时kwh）电价上涨0.022元，电解铝等6大高电能行业涨幅更高。电价不但与电力供求形势有关，受煤价等发电能源价格的影响更大。预计电力紧张局面 27 在近2～3年内难以完全消除，煤价将保持上涨趋势。因此，电价下降的可能性不大。

5）天然气价格与可替代能源价格对比

根据可替代能源的价格和热值计算出单位热值的价格，并根据设定的天然气热值，折算天然气的价格。在表16的计算中，仅对电价折算为气价时考虑了利用电能的效率比利用天然气高的影响（对电价按热值折算成可承受气价时，乘了0.5的系数），对天然气利用效率高于其它能源的影响未作考虑。根据测算结果，天然气替代煤气、电、轻质成品油、LPG和燃料油的价格竞争力较高，计算结果见表17。

表17 天然气可替代能源价格 燃料

价格 热值 单位热值价格(元/GJ)折合天然气价(元/m3)下限 上限 单位 数值 单位 下限 上限 下限 上限

LPG 2400 2800 元/t 46.2 MJ/kg 51.96 60.62 1.67 1.94 轻油 2600 3200 元/t 45.0 MJ/kg 57.78 71.11 1.85 2.28 燃料油 1400 1800 元/t 41.8 MJ/kg 33.49 43.06 1.07 1.38 煤气 1 1.6 元/m3 17.6 MJ/m3 56.82 90.91 1.82 2.91 煤炭 320 380 元/tce 29.3 MJ/kg 28 10.92 12.97 0.35 0.42 电价 0.4 0.6 元/kWh 3.6 MJ/kWh 111.11 166.67 1.78 2.67

4.3用户填报可承受气价格

在辽宁省天然气市场调查中，共有30家用户填报了34个用气项目，其中有14个用气项目填报了气价承受能力，气价承受能力在0.8元-1.5元/m3之间。其中，辽宁华锦化工集团甲醇、二甲醚项目和辽阳瑞兴化工有限公司二硫化碳项目承受能力最低，仅有0.8元/m3，攀钢集团锦州钛业有限公司和本溪钢铁集团公司的工业燃料项目价格承受能力最高，可承受1.5元/m3。(用户填报的不同价格水平下对应的用气量见表18，不同价格水平下累计用气量见表19)。

表18 用户填报价格承受能力和对应的用气量（108m３）

填报可承受气价（元/m３）2006年 2010年 2015年 2020年 2010年所占比例（％）

0.8 0.14 5.89 5.89 5.89 10.28 1 2.22 3.18 3.28 3.28 5.56 1.1 0.00 10.20 15.30 15.30 17.83 1.2 2.28 2.51 2.51 2.51 4.38 1.26 0.47 0.63 0.68 0.74 1.10 1.3 3.30 5.90 5.90 5.90 10.31 1.4 2.40 2.40 2.40 2.40 4.19 1.5 0.08 2.75 3.25 3.25 4.80 小计 10.88 33.45 39.20 39.26 58.46 29 未填报气价 15.42 23.77 27.83 37.38 41.54 总计

26.30

57.22

67.03

76.64 100.00

表19已填报可承受气价用户在不同可承受气价的累计用气量（108m3）

可承受气价（元/方）2006年 2010年 2015年 2020年

≥0.8 10.88 33.45 39.20 39.26 ≥1.0 10.75 27.57 33.32 33.38 ≥1.1 8.53 24.39 30.04 30.09 ≥1.2 8.53 14.19 14.74 14.79 ≥1.3 5.78 11.05 11.55 11.55 ≥1.4 2.48 5.15 5.65 5.65 ≥1.5 0.08 2.75 3.25 3.25

在34个项目中还有20个项目没有填报可承受气价，其中，11个项目已在用天然气，填报了2003年的实际购气价格；9个项目没有提供气价数据。上述11个已用天然气的项目中，4个化工项目，用气价格0.687-0.85元/m3，7个城市燃气项目，用气价格0.961-1.2元/m3。项目气源分别是辽河油田天然气、中海油渤海油田天然气。4.4 综合分析

1）城市燃气公司可以承受高于填报的现行气价，但用气需求的价格弹性较大，即，提高价格后需求量将降低。城市燃气项目中，商业和居民用气可承受的价格 30 较高，而采暖用气主要替代煤炭，可承受价格较低。目前填报的城市燃气项目除辽河石油勘探局外，均没有填报可承受气价，只填报了现用气价情况。目前辽河油田天然气在各城市门站处的销售价格大约在1.1元/m3左右，销售量因气源产量递减而不断减少。目前，可替代能源价格很高。因此，按高于目前气价水平销售天然气从理论上讲没有问题。但在实际操作中，气价不但要买卖双方接收，管输费、城市零售气价等还受政府监管。因此，还需要做大量相关工作。气价提高后，一些对气价较敏感的用户，如采暖和城市工业用户会减少用气量。2）化工用气中，用天然气替代轻油制氢项目的可承受气价较高，化肥和甲醇等项目较难承受高气价。目前炼油厂制氢项目填报的可承受气价为1.3～1.4元/m3；其它化工项目填报的可承受价格0.8元/m3。预计进一步提高价格的幅度不会太大。

3）工业燃料用气项目的可承受气价受可替代能源价格和项目自身产品市场的影响较大。目前受油价和钢价上涨的影响，部分项目提出可接受较高气价，能否持久将取决于该项目的产品市场和可替代能源价格情况。目前工业燃料用气项目填报的可承受气价为1.0～1.5元/m3，从天然气利用角度来看，填报的价格范围较合理。

4）发电用气项目的可承受气价主要取决于电价与该发电项目在电网中的位置和作用，确定可承受气价需要做专题研究。对于位于电力负荷中心地区能兼顾调峰作用的燃气电厂，能承受较高气价；在电价水平不变的条件下，增大发电时间能有效提高气价承受能力。填报的发电用气项目没有填报可承受气价。国家制定的西气东输发电分类用气价格不高于1.2元/m3，对于由上海燃气公司等分销商供气的发电项目，气价将高于1.3元/m3。从目前看，东北地区发电项目的用气价格高于1.3元/m3的难度较大。

5）根据目前的分析结果，多数用气项目的可承受气价会高于用户自己填报的气 31 价水平。测算各用气项目的气价承受能力和预测在不同气价下可能实现的市场需求量还需要在各用气单位的配合下做更深入的研究工作。5 问题与建议

1、供辽宁省的气价格、时间、气量不确定，用户在观望，他们做前期工作的积极性不高。我们尽快与政府有关部门研究制定天然气指导价，并根据辽宁省天然气市场情况和我们的供气能力，尽快决策项目建设及供气时间。

2、用气项目中城市燃气用气量比重较大，将来调峰难度很大。LNG参与调峰是主要选择，尽早拿到辽宁LNG项目很重要。

3、应该统一规划和部署京沈大线、大庆油田外供气、引进LNG和引进俄气项目及衔接时间。

4、第一批用户选择考虑葫芦岛、锦州、沈阳、鞍山、营口、大连一线和中国石油的石化厂制氢项目，控制制高点和圈定市场。