天然气发电技术

天然气发电技术（通用7篇）

天然气发电技术 篇1

随着国际能源结构的改变, 天然气的使用比例、适用范围的日益增长扩大, 天然气的能源使用效率也逐渐为人们所关注。天然气蒸汽重整制氢是目前最经济、最成熟的制氢方法[1]。燃料电池具有高能量密度、高能量转化率的特点, 是一种新型环保的电源装置。质子膜燃料电池 (PEMFC) 技术能够将氢气和氧气转化为电能和水, 其转化效率高于内燃机。基于重整制氢技术和PEMFC技术的新型的小型化、分布式发电设备具有能量效率高、安全性好等特点, 已成为近年来研究的热点。

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

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天然气发电技术 篇2

目前燃料的能量只有约35%被发电机组转化为电能, 约有30%随废气排出, 25%被发动机冷却水带走, 通过机身散发等其它损失约占10%左右, 排气余热和冷却水损失的功率比有用功还多。在我国, 目前占燃气发动机燃料近55%热值的排气余热和冷却水余热资源基本上被白白浪费掉, 燃气发动机余热利用技术的开发和应用尚处于起步阶段。

二、天然气发电机余热回收系统

2.1、系统组成

余热回收系统只要由以下几个部分组成:1.天然气发电机排烟控制及保护部分;2.针形管余热回收装置;3.导热介质输送部分;4.用能单元交换部分。

作为余热回收中主要的能量转换元件的针形管具有传热性能好、积灰少、体积小等优点, 在换热、节能工程上有着广阔的应用前景。其主要优点首先是, 无论烟气是横向还是纵向冲刷管束, 所有针形扩展表面都受到烟气地横向紊流冲刷, 气流在针肋的圆柱背面形成对称的稳态旋涡和回流区, 热边界层不断地被破坏和再形成, 从而使整个换热面边界层减薄, 减小热阻而大大提高换热系数。其次, 由于针形管针肋是一种悬臂结构, 在气流的冲击作用下, 针肋产生振动, 使烟灰很难积结;加上烟气强烈的紊流冲刷, 使针形管换热元件具有较强的自清灰能力。另外, 针形管结构紧凑, 单位换热量金属耗量低, 是一种值得推广的强化传热元件。

2.2基本原理

2.2.1.天然气发电机余热利用冷、热、电联供中央空调

在天然气发电机组发电的同时, 以机组排气的热量为能源, 天然气发电机排出的高温烟气通过余热回收装置产生热水 (或蒸汽) , 夏季时, 通过溴化锂冷水机组置换为7~9℃的冷媒水, 通过风机盘管空调器给房间降温;冬季时, 通过浮动盘管“水~水” (或“汽~水”) 换热器置换成供暖热水, 供应采暖, 天然气发电机的冷却水还能提供50度左右的生活和洗浴用热水。排烟控制、保护系统可以保证天然气发电机正常工作, 系统安全运行。

2.2.2.天然气发电机余热利用加热和供暖

在天然气发电机组发电的同时, 以机组排气和冷却水的热量为能源, 天然气发电机排出的高温烟气通过特制的余热回收装置加热介质水, 烟气产生的热水 (或蒸汽) 和冷却水串联通过供热系统输送到需要热源的用户, 进行加热、采暖和洗浴。排烟控制、保护系统可以保证天然气发电机正常工作, 系统安全运行。

2.2.3天然气发电机余热利用原油加热

在天然气发电机组发电的同时, 排烟气和天然气发电机冷却水通过特制的余热回收装置加热导热介质, 使导热介质达到规定温度, 通过导热介质输送系统, 将导热介质输送到水套炉或热交换器, 与原油间进行热交换, 加热原油, 从而取代或部分取代原来的水套炉或热媒炉。

2.3、结构特点

2.3.1、结构紧凑、热效率高。

单位长度的针形管换热面积是光管的6-8倍, 针形管之间用小半径推制弯头连接, 焊缝全部采用氩弧焊焊接;设备的体积、重量大幅度降低。

2.3.2、耐震消音。

由于设备结构设计和针形管自身结构特点, 使其具有消声器的结构特征, 因此设备能起到消声器的作用。

2.3.3、安全可靠、运行寿命长。

每一受热元件在整体组装时, 无任何强制组装现象, 不会产生组装应力;每一针形管组, 只有一端焊接在钢结构上, 另一端呈自由状态, 这样设备在运行过程中, 无热应力产生。另外设备的联箱上设计有安全阀、排污 (放空) 阀、温度计等仪表阀门, 当设备出现超压、干烧等问题时, 上述仪表阀门能起到保护作用。

2.3.4、安装、使用、维修方便。

设备是根据燃气发电机组配套设计, 设备外表用耐高温的硅酸铝陶瓷纤维保温, 外包2 mm铁板, 表面涂附耐高温油漆;安装时只需将设备联接到发动机的排烟出口上, 将热水系统联接到设备的进、出口联箱上, 设备即可正常运行;设备在进出口烟、箱设有用不锈钢螺栓联接的检查门, 打开检查门即可对设备的受热面进行检查和维护;另外, 设备的针形管组成模块式, 当需要更换加热管组时, 可单组抽出进行更换, 不必全部将管组取出。

三、余热回收系统的推广及经济效益

天然气发电机余热回收系统目前主要的应用范围是在已有天然气发电机的地方, 安装余热利用冷、热、电联供中央空调、供暖洗浴、联合站原油加热系统等, 从而停用加热炉或者减少加热炉的负荷, 达到节能的目的。

3.1在采油二厂南一联合站的应用情况及经济效益

3.1.1南一联合站现状

南一联合站自2001年至今先后在南一站安装天然气发电机组6台, 200 kw机组 (运行功率150kw) 2台, 400 kw机组 (运行功率250 kw) 4台, 布置较散。站内采暖系统包括GW2500热水炉一具, 担负着储油罐区内五个储油罐进、出口管线的伴热及站内各操作间、值班室、库房、配电室等的冬季采暖任务。存在问题是:6台天然气发电机排烟管温度在600℃以上, 机组冷却循环水的出口温度在60℃左右, 均自然散热, 存在着大量的热能浪费。

3.1.2应用情况

将南一站6台发电机集中到一起在南一站西北角组成发电机站房, 充分利用南一站发电机的余热, 在六台发电机的排烟管分别安装KNPT-400 (4台) 、KNPT-200 (2台) 针型管余热回收装置, 回收排烟余热替代南一站2 500 KW采暖炉及歧四站来液加热用能, 达到节能降耗的目的。

3.1.3、经济效益

项目总投入285万元, 将发电机的高温烟气热能和发电机的高温循环水热能一并回收利用起来, 每小时可回收117万大卡的热量, 冬季可用于南一站采暖, 夏季可用于歧四站来液加热, 停运南一站一台加热炉。南一站一台加热炉每年可节约天然气200万方, 节约费用154万元, 扣除循环水泵每年的消耗电能费用9万余元, 年可节约费用145万元, 预计2年即可收回投资。

3.2在采油五厂西二联合站的应用情况及经济效益

3.2.1西二联合站现状

西二联合站承担着港西油田的原油集输、污水回注等任务, 日来液量15 354方, 原油含水95%, 原油密度0.92, 原油经过加热沉降处理后, 输送到下一站再进行原油脱水。西二联天然气发电机组, 共有5台500 k W型号为500GF1-RT燃气发电机, 每天约消耗伴生气20 880方, 天然气发电机排烟管温度在600℃以上, 燃料的能量只有约35%被发电机组转化为电能, 约有30%随废气排出, 25%被发动机冷却水带走, 通过机身散发等其他损失约占10%左右, 可利用的废气余热功率为3 000 k W/h。一方面造成发电机房温度过高;另一方面, 热量白白散失掉, 也造成了能源的浪费。

3.2.2应用情况

利用余热回收系统加热原油, 需要安装5个“烟气—导热介质”换热器 (在发电机的烟筒上安装) , 铺设大约100 m导热介质输送管线, 增加2台循环水泵, 2台板式换热器, 保留原有加热炉 (在冬季或原油流量加大时备用) , 安装余热回收装置后, 在发电机组发电的同时, 所排烟气热量通过特制的余热回收装置回收并加热导热介质, 使导热介质达到一定温度, 再通过导热介质输送系统, 输送到板式换热器, 与原油进行充分换热, 从而加热原油并取代加热炉。

3.2.3、经济效益

通过对现场余热回收系统进行测试, 余热回收系统每小时加热原油输出热量为1274.7 k W, 原油进口温度由原来的41℃平均升至47.75℃, 温升达到6.75℃, 余热回收系统每天可节省天然气3108方, 天然气成本按0.77元/方计算, 每天则节约2393元, 每年可节约87.35万元, 除去循环水泵每年的消耗电能费用9万余元 (循环水泵每天消耗电能415k W, 电费按0.65元/KW计算) , 则每年可节约78.35万元, 回收期为总投入195万元/78.35=2.48年, 投资回收期3年计算, 投入产出比为1比1.2。

同时, 该项目投产运行后, 不但降低了排烟热效应, 而且噪音治理效果颇为显著, 环境噪音由原来的102分贝降至86分贝, 大大改善了员工的工作环境, 达到了企业所强调的安全生产, 清洁环境, 保障职工身体健康, 社会和谐发展的要求, 体现了安全、节能、环保的宗旨。

四、结束语

日本利用天然气压差发电 篇3

这座发电站发电功率为7 700 kW。预计新的发电站能够降低成本, 并将充分利用能源。

通常, 利用管道高压天然气发电时, 需要减压。天然气被压缩后, 体积会因此而膨胀9倍, 产生相当大的能量。天然气压差发电就是利用高压气体在降压时产生的能量发电, 亦称“气体直接膨胀方式”。这一发电站的建设已被纳入日本政府的电源开发基本计划中。

我国天然气发电前景分析 篇4

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

天然气能源及LNG冷能发电探究 篇5

1 我国天然气能源发展战略

天然气能源发展战略的制定实现了我国能源结构优化,改变以传统煤炭为主的能源格局。天然气能源在电力等行业中的应用,将进一步推广天然气能源使用,不断扩大天然气能源在我国能源结构中所占的比例。我国天然气能源分布不均衡,同时在储量上还不能够满足经济发展需求,只能够实现短期发展目标。对天然气能源开采利用不合理,存在浪费现象,无法充分发挥天然气能源作用。系统管理体系能够促进天然气能源资源进一步开发,同时还要制定完善的天然气发展规定,建立以法律规定为基础的天然气发展规划,实现天然气发展各方面之间协调统一,保证天然气市场竞争的合理性。人们环保意识提升也是天然气产业发展的重要推动力,但是还要充分的认识到我国天然气市场还处于初期发展阶段,天然气利用情况与发达国家相比还存在一定差距。因此要根据天然气自身优势,充分发挥天然气对促进我国能源结构发展的重要作用,实现消费潜力提升。利用地理位置靠近世界天然气富集区—俄罗斯、中亚和中东的便利优势,进行国际贸易。国家应该重视对天然气开采利用,为天然气发展创造条件,使天然气行业形成产销发展定位,确定天然气资源使用对环境保护,能源优化结构发展做出的贡献。这是可持续发展战略思想应用的具体体现。在国家经济发展过程中天然气资源需求量不断增加,对天然气行业发展过程中存在的问题进行分析能够更好的推动天然气行业的发展。在整体上对天然气行业发展地位进行确认,制定战略发展目标,协调能源结构,根据能源需求制定整体发展规划。强化资金投入建设,加快天然气行业快速发展。

2 LNG 冷能发电利用

采用LNG冷能进行发电主要根据LNG低温冷能工质液化特性进行。经过工质液化之后可以形成膨胀带动发电机进行发电。这是冷能发电中普遍使用的方式。

LNG储罐经过低温泵加压之后就会形成汽化形成高压天然气,直接膨胀进行发电。LNG在经过高压转换之后就会直接带动膨胀剂,发电机在发电期间会使冷能进行充分回收,同时在汽轮机进出口处形成压力比。这种方式与其他方法相比较为简单,能够节省大量工作时间,但是发电功率较差,无法对冷能进行充分回收。因此,这种形成膨胀带动发电方式只适合回收部分冷能,最好的方式就是与其他冷能利用方式联合使用。

降低蒸气动力循环的冷凝温度是利用蒸汽动力循环在锅炉冷凝器等带动下将冷却水作为冷源进行的发电。主要是在LNG冷能发单中将冷凝器中能力凝聚在同一冷媒中,根据温差变化在冷媒作用下进行蒸汽动力循环。这种媒质在混合循环系统中使用的动力主要是甲烷等。并且对冷能回收情况相对较好,在18% 左右。混合循环系统中采用的混合物为氢化合物,利用冷凝器对能力进行流动式转换。同时在转换器中对能量呈现的状态根据热效不同进行气化转变。同时在LNG冷能发电中将气化能量全部转换到输气管线中。这种利用系统进行动力发电能够保证系统对能力回收再36% 左右。在LNG冷能发电中采用的这种方式较为广泛。并且对提升天然气能源回收有着促进的作用。在天然气输送过程中进行LNG冷能发电将会产生更多能量。可以提升30% 的冷能回收率。

降低气体动力循环的吸气温度。燃气轮机循环是气体动力循环一种形式。研究表明 , 降低燃气轮机的吸气温度 , 将会显著提高循环做功和循环效率。实际中 , 通常利用LNG冷能预冷空气 , 以提高机组效率 , 增加发电量。由于LNG的汽化温度较低 , 故用一种易挥发的物质作为中间载冷剂 , 将冷能传递给空气。但冷却温度须严格控制在00C以上 , 以防止水蒸气冻结在冷却器表面。LNG的冷能发电是一项新兴的无污染发电方式 , 虽然这不失为一种节能的好方法 , 但它只考率到对LNG冷能的回收利用 , 并未注意到对LNG冷能品位的利用。这种方法对冷能的回收效率是非常低的。由于生产1t LNG要消耗850KW.h。即使LNG拥有的冷能以100%的效率转化为电力 ,1t LNG的冷能也只相当于240KW.h。所以在发电装置中利用LNG冷能虽然是最可能大规模实现的方式 , 但却不是利用LNG冷能最科学的方式。

3 结束语

能源结构调整使我国对天然气利用进一步扩大,LNG冷能发电提升了能量利用效率,对社会发展具有现实指导意义。LNG冷能发电受其他方面影响因素较小,通过系统性研究发现,LNG冷能发电技术实行需要制定统一标准,不断更新系统参数。随着LNG冷能技术不断推广,天然气能源利用不断加强,回收技术得到发展。因此我国天然气能源利用具有广阔发展空间。

摘要：天然气是一种新型能源,随着天然气开采输送技术不断创新,人们对天然气能源的了解越来越深刻。作为工业生产、农业建设等方面的原料,天然气能源发挥的作用不断加大。我国LNG冷能技术主要用于发电、液化二氧化碳等。针对我国能源使用情况煤炭、石油等基本呈现饱和状态,天然气能源将会优化传统能源结构,推动国民经济健康发展。

天然气发电技术 篇6

关键词：供热方式

某天然气燃机电厂配有两套9E燃气-蒸汽联合循环机组, 分别是燃机-锅炉-蒸汽轮机, G E公司的燃机PG 9171E, 杭州锅炉厂的Q 1178/517-174 (39) -5.9 (0.5) /498 (254) 无补燃余热锅炉, 哈尔滨汽机的N 60-5.6/O.56/527/255。目前是热电联产联合机组, 机组运行采用的是周启停调峰方式, 供热方式也是一样。

1 供热系统介绍

1.1 整个供热系统图

1.2 目前运行方式

1) 啤酒厂供热是在机组开始启动前就开低压供热疏水 (上图粉红色管线) , 待低压压力和温度随燃机逐渐升负荷达到供热用户要求时才供热。2) 园区二期供热, 是在汽机机组并网后运行稳定再开高压蒸汽阀向园区管道暖管和开疏水 (上图红色到紫色管线) , 由于管线较长, 一般暖管需要4个小时左右。并且供热的一次阀门还不能开大, 因为压力较高, 稍不小心就使供热安全阀动作, 并且一次阀是电动阀, 只能全开或者全关, 目前采用手动开几圈调节。

1.3 运行参数

1) 一期供热方面。啤酒厂供热平时实际压力控制在0.53 M Pa左右, 温度控制在170℃左右就满足用户要求。

2) 二期供热情况。目前实际运行的参数为0.85 M Pa (G) , 温度240℃就可以满足用户要求。

2 拟优化的运行方式

2.1 有关起机时参数分析

机组冷、温、热态启动有关参数趋势如下

2.2 优化后的运行方式

1) 啤酒厂现拟采用在起机时就采用高压蒸汽随机组升负荷逐渐进行供热管线的疏水、暖管。啤酒厂供热暖管初期由锅炉高压包蒸汽 (下图部分) 来疏水、暖管, 合格后供汽, 当低压蒸汽合格后再由高压蒸汽切到低压蒸汽正常供热 (供热总图的粉红色管线部分) 。

2) 园区二期供热蒸汽由高压汽包到过热器到高压集箱再减压减温到用户, 只是起机前就开高压到减压减温器间的一次电动阀及疏水阀, 锅炉一有压力就向园区减压减温器间进行疏水、暖管, 暖管到调压阀前, 合格后再由调压阀和减温水控制蒸汽压力和温度。

3 原运行方式与优化后方式的比较

1) 安全性:对于园区供热能在锅炉较低参数下暖管, 利于压力和温度的控制, 对管道寿命损害影响小, 同时运行人员现场操作也安全并且汽机冲转时蒸汽压力控制低些, 有利于蒸汽过热度, 对设备也安全。

2) 经济性:从上面机组冷、温、热态锅炉升压升温趋势看出, 当汽机并网时锅炉压力、温度已经较高 (相对园区供热) , 早就满足供热要求, 这段时间如果不供热, 完全是损耗热量, 特别是冷态起机还要较长时暖机, 大部分高压蒸汽排向大气和凝汽器, 损失热量严重, 故优化后更有利益提高经济效益, 经统计园区供热可以提前30分钟以上。啤酒厂提前20分钟左右。

4 结束语

通过两种供热系统方式的比较, 让大家了解该系统运行方式及经济性。由现有的运行供热方式改为优化的方式, 可以节能降耗即提高经济性, 并提前满足热用户的要求, 以前到早晨10点都没供热 (园区) , 而用户在8点钟正是用汽时, 往往不能满足供热需求, 自从采用此模式后, 暖管、供汽趋于正常。

参考文献

[1]东莞中电新能源热电有限公司燃机运行规程.

[2]东莞中电新能源热电有限公司热机运行规程.

天然气发电技术 篇7

目前随着国内能源供应日益紧张, 节能、降耗, 提高能源利用率越来越引起人们重视, 天然气发电机余热利用是必然趋势。

1 系统的组成、基本原理及结构特点

1.1 系统的组成

天然气发电机余热回收系统主要由以下部分组成: (1) 天然气发电机排烟控制及保护部分; (2) 针形管余热回收装置; (3) 导热介质输送部分; (4) 用能单元交换部分, 见图1。

1.2 基本原理

在天然气发电机组发电的同时, 排烟气和天燃气发电机冷却水通过特制的余热回收装置加热导热介质, 使导热介质达到规定温度, 通过导热介质输送系统, 将导热介质输送到水套炉或热交换器, 与原油间进行热交换, 加热原油, 从而取代或部分取代原来的水套炉或热媒炉。该系统可独立使用, 也可利用原有的原油加热系统改造, 并入原系统, 天燃气发电机维修时, 原系统仍可正常工作。

1.3 结构特点

单位长度的针形管换热面积是光管的6-8倍, 针形管之间用小半径推制弯头连接, 焊缝全部采用氩弧焊焊接;设备的体积、重量大幅度降低。

由于设备结构设计和针形管自身结构特点, 使其具有消声器的结构特征, 因此设备能起到消声器的作用。

每一受热元件在整体组装时, 无任何强制组装现象, 不会产生组装应力;每一针形管组, 只有一端焊接在钢结构上, 另一端呈自由状态, 这样设备在运行过程中, 无热应力产生。另外设备的联箱上设计有安全阀、排污 (放空) 阀、温度计等仪表阀门, 当设备出现超压、干烧等问题时, 上述仪表阀门能起到保护作用。

设备是根据燃气发电机组配套设计, 设备外表用耐高温的硅酸铝陶瓷纤维保温, 外包2mm铁板, 表面涂附耐高温油漆;安装时只需将设备联接到发动机的排烟出口上, 将热水系统联接到设备的进、出口联箱上, 设备即可正常运行;设备在进出口烟、箱设有用不锈钢螺栓联接的检查门, 打开检查门即可对设备的受热面进行检查和维护;另外, 设备的针形管组成模块式, 当需要更换加热管组时, 可单组抽出进行更换。

2 天然气发电机余热回收系统的应用

2.1 南一联合站生产现状

南一联合站于1978年建站, 1992年进行整体改造。自2001年至今先后在南一联合站安装天然气发电机组6台, 200 kW机组 (运行功率150kW) 2台, 400 kW机组 (运行功率250 kW) 4台。

南一联合站站外输加热系统包括2 500 k W真空加热炉 (WNS3.57-0.7-Y、Q) 2台, 担负着王徐庄油田、羊二庄油田、采油三厂、采油六厂的原油外输任务, 日加热外输原油5 000 t。

2.2 南一联合站在能源消耗和生产上存在的问题

南一联合站有3条供电线路 (1213、1215、1220) , 有6台天然气发电机, 4个发电机并网运行点, 南一联合站内共有7个电源, 这种运行方式不利于发电机的安全运行管理, 同时也增加了发电机值班人员数。

6台天然气发电机排烟管温度在600℃以上, 机组冷却循环水的出口温度在60℃左右, 均自然散热, 存在着大量的热能浪费。

2.3 天然气发电机余热回收系统的应用情况

将南一联合站6台发电机集中组成发电机站, 统一在1215线路并网运行, 将现有的消防坑垫出30×40 m的平地, 建成天然气发电机场, 1215线路架到发电机场地;从缓冲罐气出口引天然气管线至改造后的发电机组。

充分利用南一联合站内现有6台发电机的余热, 在6台发电机的排烟管分别安装4台KNPT-400、2台KNPT-200针型管余热回收装置见图2, 回收排烟余热做为南一联合站外输原油一次加热的热源。

改造后原油先通过余热回收系统加热 (一次加热) , 然后进入加热炉 (二次加热) 。加热炉系统可根据余热回收系统一次加热后的末点温度, 灵活调整二次加热所需要提高的温度见表1。

夏季环境温度较高时, 热量损失较少, 经过余热回收系统一次加热, 能够满足外输温度要求时, 可停炉不进行二次加热。

3 效益计算

3.1 节能效益

将发电机的高温烟气热能和发电机的高温循环水热能一并回收利用起来, 每小时可回收117×104kW的热量, 年回收热量约4 284×104k J, 相当于1 464.2 t标煤的热量, 或110.1×104m3天然气。南一联合站1#加热炉热效率89%[2], 年节约123.7×104m3天然气。

余热回收系统自2011年5月底投产以来, 包括夏季短暂停炉, 累计节约天然气150×104m3。

3.2 经济效益

余热回收系统投入资金285万元。

目前南一联合站加热炉已累计节约天然气150×104m3, 燃气费用按2.2元/m3计算, 年节约费用330万元, 扣除循环水泵每年消耗电能费用9万余元, 已累计节约费用321万元。

3.3 社会效益

降低了排烟热效应, 减少环境污染;噪音治理效果显著, 降低了噪音污染。

4 结束语

天然气发电机余热回收利用使不可再生资源得到充分的利用。通过这一项目不仅降低了企业的系统能耗, 同时“变废为宝”获得了巨大的经济效益, 实现了企业的清洁发展, 创造了良好的环境和社会综合效益。

摘要：随着天然气发电机在油田场站的广泛应用, 如何利用发电机排放的高温尾气的热能已经成为一个新的课题。通过对余热回收设备及配套技术的应用研究分析, 系统地阐述了余热利用的设备组成、性能原理。并结合实际案例利用发电机燃烧后排出废气的热量, 通过余热回收设备及配套的保护部分将其变为可用能源, 替代燃气加热提供热源, 取得良好的节能效益。为余热回收技术的推广应用提供了参考。

关键词：天然气发电机,余热,节能

参考文献

[1]戚涛, 志勇.天然气发电机烟气余热利用技术在油气田场站的应用[J].节能, 2006 (10) :52-54.