天然气联合循环发电供热特点和经济性
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目前燃气轮机联合循环发电机组的典型容量为 50兆瓦级 、150 兆瓦级 、300 兆瓦级 ,静态投资约为 4 106～3 384 元 /千瓦 ,单系列容量越大 ,单位投资 就越低 。典型容量的 GTCC发电机组天然气消耗量 为 01248～01197标准立方米 /千瓦时 (天然气发热 量 33 224 千焦 /标准立方米 ) ,机组规模越大 ,其单 位供电耗气量越低 。典型容量的 GTCC发电机组的 投资消耗构成见表 2。
率已达到 58%。N0x 的排放可降低至 25 ～42 ppm 甚至 9 ppm 以下 。燃气轮机的可用率及可靠性越来 越高 ,应用燃气轮机发电技术已完全成熟 。
另外 ,气体 、液体及固体等不同燃料都开始在燃 气轮机联合循环发电中应用 ,尤其是煤 、石油焦等固 体燃料应用整体气化联合循环 ( IGCC)技术发电 ,扩 展成为以煤为原料的综合性电力和化工生产系统 , 可实现煤的高效率 、低污染 、高效益的利用 。
5 燃气轮机联合循环热电项目的经济性 例如 ,某石化项目根据热电负荷确定采用 3 套
41兆瓦 PG 6551B 重型燃机配 3台 68吨 /小时双压 立式补燃型余热锅炉和 1 台 60 兆瓦汽轮机及 1 台 66兆瓦汽轮发电机 ,燃料为天然气 。考虑主机设备 国产化 ,并考虑其建设方式按目前国内常规的方式 进行 。热电联产厂项目计划总投资 69 19518万元 , 年最大利用小时数按 8 000 小时计算 ,年总耗气量 4106亿标准立方米 。
供热可靠性 供汽可靠性稍低 ,目前未见国 供汽可靠性较高 , 国内 内外大型石化项目应用报道 外大 型 石 化 项 目 应 用 较多
环境影响 “三废 ”排放少
“三废 ”排放多
表 2 典型容量的 GTCC发电机组的投资构成
名 称
50兆瓦级 150兆瓦级 300兆瓦级
ISO 工况出力 ① /兆瓦 其中 :燃气轮发电机组出力
图 2 天然气联合循环发电基础方案经济分析
进一步分析可归纳出上网电价计算公式 : P电 = P电 0 + k1 ×( P气 - P气 0 ) - k2 ×( h -
4 500) /500 - k3 ×(Q t - Q t0 ) / Q t0 式中 : Q t —天然气热值 ,千卡 /立方米
Q t0 —基础方案天然气热值 ,千卡 /立方米 P电 —上网电价 ,元 /千瓦时
汽联合循环发电项目进行分析 ,项目投资约 27154 亿元 (3 502 元 /千瓦 ) ,设备年利用小时数按 4 500 小时计算 ,年用气量 6183 亿立方米 。分析表明 ,在 年平均总成本中 ,天然气成本约占 60%。敏感性分 析见图 2。
3 典型容量燃气轮 机联合 循环 发电机 组 的技 术经 济指标
目前 ,我国能制造的燃气轮机单机容量为 1215 万千瓦 ,如组成 GTCC,其容量约为 36万千瓦左右 。
2 燃气轮机联合循环热电项目与一般热电项目的 区别
燃气轮机联合循环热电项目具有“以电定汽 ” 的特点 ,大体上燃料能量的 2 /3用于产生电力 , 1 /3 产生蒸汽 ,故一般只有用电负荷较大而用汽负荷较 小的场合和项目 ,方可考虑建设燃气轮机热电站 。 而一般石化企业热电站为提高热效率 ,大多按“以 汽定电 ”考虑 ,即根据用汽负荷确定锅炉规模 (可 100%供汽 ) ,再利用压差副产部分电力 ,企业不足 电力可从电网外购 。
要气化
燃料
汽电比例
供汽能力受发电能力限制 ,一 可根据用汽需要设置锅
般以电定汽 ,产电能力大于产 炉 ,为提高热电站热利
汽能力
用率 ,一般以汽定电
蒸汽压力
供蒸汽参数多为次高 、中 、低 参数 ,压力低于 10 MPa,温度 低于 500 ℃
供汽参数可为超高压 、 高压 、中压 、低压 , 压力 可为 12 MPa或更高 ,温 度高于 540 ℃
关键词 :天然气联合循环 发电供热 经济性
1 燃气轮机联合循环发电技术 天然气发电主要有两种方式 。一是利用天然气
在常规锅炉中燃烧 ,产生高温高压蒸汽推动蒸汽轮 机 ,从而带动发电机发电 。此种发电方式由于热效 Leabharlann Baidu较低 ,一般只有 40%左右 ,目前已很少应用 。二 是燃气轮机联合循环发电 ,利用天然气在燃气轮机 中直接燃烧作功 ,使燃气轮机带动发电机发电 ,此时 为单循环发电 ;如果再利用燃气轮机产生的高温尾 气 ,通过余热锅炉 ,产生高温高压蒸汽后推动蒸汽轮 机 ,带动发电机发电 ,此时为双循环即联合循环发电 ( GTCC) 。其工艺流程见图 1。
进一步分析可知 ,供电价格 、供热价格变化与天 然气价格变化有 3种情况 : ①供电 、供热价格同时随 天然气价格涨落而升降 。 ②当天然气价格涨落时 , 供热价格不变 ,供电价格随之升降 。 ③当天然气价 格上涨或下降时 ,供电价格不变 ,供热价格上涨或下 降 (见图 3) 。进一步分析可知 , 3种情境下 ,热电价 格与天然气价的关系可归纳成如下公式 。
·专题综述 ·
当 代 石 油 石 化
PETROL EUM & PETROCHEM ICAL TODA Y
Vol. 14 No. 11 Nov. 2006
天然气联合循环发电供热特点和经济性
程一步 何祚云
(中国石油化工集团公司经济技术研究院 ,北京 100029)
摘 要 :介绍了天然气联合循环发电供热技术经济特点 ,分析了发电项目 、热电项目天然气价格 、电价 、热价及运行小时数等的 相关性 ,对天然气发电 、供热问题进行了系统研究并提出了建议 。
情境 1:当天然气价格上涨或下降时 , 供电 、供 热价格同时上涨或下降 。
P电 = P电 0 + k4 ×( P气 - P气 0 )
图 3 热电价格随天然气价格波动曲线
P热 = P热 0 + k5 ×( P气 - P气 0 ) 式中 : P电 —供电价格 ,元 /千瓦时
P电 0 —基础方案供电价格 ,元 /千瓦时 P气 —天然气价格 ,元 /立方米 P气 0 —基础方案天然气价格 ,元 /立方米 P热 —供热价格 ,元 /吉焦 P热 0 —基础方案供热价格 ,元 /吉焦 k4 —供电价格对天然气价格敏感系数 k5 —供热价格对天然气价格敏感系数 情境 2:当天然气价格上涨或下降时 ,供热价格 不变 ,供电价格上涨或下降 。 P电 = P电 0 + k6 ×( P气 - P气 0 ) 式中 : P电 —供电价格 ,元 /千瓦时 P电 0 —基础方案供电价格 ,元 /千瓦时 P气 —天然气价格 ,元 /立方米 P气 0 —基础方案天然气价格 ,元 /立方米 k6 —供电价格对天然气价格敏感系数 情境 3:当天然气价格上涨或下降时 , 供电价格 不变 ,供热价格上涨或下降 。 P热 = P热 0 + k7 ×( P气 - P气 0 ) 式中 : P热 —供热价格 ,元 /吉焦 P热 0 —基础方案供热价格 ,元 /吉焦 P气 —天然气价格 ,元 /立方米 P气 0 —基础方案天然气价格 ,元 /立方米 k7 —供热价格对天然气价格敏感系数 从图 3可看出 ,如果热电价格一起随天然气价 格联动 ,则受天然气价格影响幅度较少 。 根据国 家《关 于 建 立 煤 电 价 格 联 动 机 制 的 意 见 》、《关于建立煤热价格联动机制的指导意见 》的 精神 ,今后供电 、供热价格将要随燃料价格的调整而 调整 。故情境 1较符合现实情况 。根据情境 1公式 测算各地燃气轮机联合循环热电项目可承受天然气
早期的燃气联合循环热电站机组受燃气轮机排 烟温度 (余热锅炉进口烟气温度 )较低的限制 (如 GE PG9171E,净出力 12314 兆瓦 ,机组排气温度为 535 ℃) ,而过热蒸汽要求与余热锅炉进口烟气温度 有 30～50 ℃温差 ,故燃气联合循环热电站机组难于 满足供应乙烯超高压 (1215 M Pa /525 ℃)蒸汽需要 。
图 1 燃气轮机联合循环发电流程示意 ①压气机 ; ②燃烧室 ; ③燃气透平 ; ④余热锅炉 ; ⑤蒸汽透平 ; ⑥发电机 ; ⑦凝汽器 ; ① + ② + ③燃气轮机
燃气轮机联合循环发 电具 有发电 热效 率高 , “三废 ”排放少 ,电厂占地面积小 ,水资源消耗少 ,运 行维护方便 ,维护费用较低 ,调峰方便 ,建设工期短 , 厂用电率低等特点 。目前世界上已投入商业应用的 机组 ,燃气轮机简单循环单机功率已达 25 万千瓦 , 组成的 GTCC最大容量可为 75 万千瓦左右 。燃气 轮机简单循环的热效率已提高到 38% ,联合循环效
收稿日期 : 2006 - 08 - 14。 作者简介 :程一步 , 1986年毕业于清华大学热能工程系 ,工学学 士 ,MBA 学位 ,高级工程师 ,长期从事石化行业咨询 、评估工作 。
2006, 14 (11) 程一步等. 天然气联合循环发电供热特点和经济性
27
尽管国外燃气轮机公司新开发的系列燃气轮机 (如 通用电器公司 EC、FA、H 系列 )排气温度有所提高 , 但因大型乙烯对超高压蒸汽用量要求较大 ,且生产 波动带来蒸汽负荷波动较大 ( 40% ～140% ) ,为满 足供汽数量的要求 ,燃气轮机发电功率要配得很大 , 远大于企业需要 (如某大乙烯项目燃机热电站方案 发电量为用电量的 3倍 ,约 804 兆瓦 ) ,且受生产用 汽波动影响 ,发电的经济性和安全性均受较大影响 , 企业和电网均难以接受 ,故一般大型乙烯工程不建 议采用燃气联合循环热电站方案 。而一般热电站锅 炉参数可满足石化企业乙烯超高压蒸汽参数要求 , 且以供汽为主 ,副产电力数量较少 ,蒸汽负荷波动可 通过调节汽轮发电机组进汽量等减少电力生产波 动 ,故对企业和电网影响较小 ,因此一般大型乙烯工 程均采用锅炉配汽轮发电机组的一般热电站方案 。
石化基地建设和项目建设在建设热电项目时应 充分考虑以上区别 ,选择热电项目的建设方案 。
燃气轮机联合循环热电站与一般热电站两者的 主要区别见表 1。
表 1 燃气轮机联合循环热电站与一般热电站的区别
名称
燃气轮机联合循环热电站 一般热电站
燃料
各种燃料气 、油 ,固体燃料需 各种 燃 料 气 、油 、固 体
10. 79
8. 36
7. 80
其他费用
15. 39
14. 15
10. 52
合计
100
100
100
天然气消耗估算 ② /亿立方米
年运行 5 000小时
0. 70
1. 90
3. 44
年运行 8 000小时
1. 12
3. 04
5. 51
每度电耗气 /标准立方米
0. 248
0. 230
0. 197
28
当 代 石 油 石 化 2006, 14 (11)
P电 0 —基础方案电价 ,元 /千瓦时 P气 —天然气价格 ,元 /立方米 P气 0 —基础方案天然气价格 ,元 /立方米 h—年运行小时数 ,小时 k1 —天然气价格敏感系数 k2 —年运行小时敏感系数 k3 —天然气热值敏感系数 2005年 ,我国新投产燃煤机组上网电价的平均 水平是 01334元 /千瓦时 ,呈现东高西低态势 ,其中 前 3 名是广东 01439 元 /千瓦时 、浙江 01416 元 /千 瓦时 、上海 01411 元 /千瓦时 ; 后 3 名是甘肃 01242 元 /千瓦时 、宁夏和青海都为 01245 元 /千瓦时 。按 燃气电站年运行 4 500 小时 ,天然气联合循环发电 上网电价不高于当地新投产燃煤机组上网电价考 虑 ,计算天然气发电有竞争力 、可承受的到厂天然气 价格 ,广东可承受天然气价格最高 ,浙江 、上海次之 , 甘肃 、宁夏 、青海较低 。如利用上式计算广东可承受 天然气价格为 1134元 /立方米 。 如果我国东南部地区 (广东 、浙江 、上海 )天然 气资源富裕量较大 ,可考虑采用大机组天然气联合 循环发电 。为提高燃气发电竞争力 ,应尽可能提高 机组年运行小时数 ,同时考虑为大用户直供电 (电 价高于上网电价 ) 。
60 1 ×42
170 1 ×120
355 1 ×255
蒸汽轮发电机组出力
1 ×18
1 ×50 1 ×100
参考造价 (元 /千瓦 )
4 106
3 712
3 384
各类费用占静态总投资的百分比 , %
建筑工程费
9. 38
8. 45
7. 50
设备购置费
64. 44
69. 04
74. 18
安装工程费
注 : ①ISO工况指大气压力 10113 kPa,温度 15℃,相对湿度 60% ; ②天然气发热量取“西气东输 ”天然气发热量 33 224 千焦 / 标准立方米 (7 974千卡 /标准立方米 ) 。
资料来源 :《燃气 2蒸汽联合循环电站参考造价 》(2000年水平 ) 。
4 燃气轮机联合循环发电项目的经济性 以目前通常采用的 2 ×390兆瓦规模燃气 - 蒸
率已达到 58%。N0x 的排放可降低至 25 ～42 ppm 甚至 9 ppm 以下 。燃气轮机的可用率及可靠性越来 越高 ,应用燃气轮机发电技术已完全成熟 。
另外 ,气体 、液体及固体等不同燃料都开始在燃 气轮机联合循环发电中应用 ,尤其是煤 、石油焦等固 体燃料应用整体气化联合循环 ( IGCC)技术发电 ,扩 展成为以煤为原料的综合性电力和化工生产系统 , 可实现煤的高效率 、低污染 、高效益的利用 。
5 燃气轮机联合循环热电项目的经济性 例如 ,某石化项目根据热电负荷确定采用 3 套
41兆瓦 PG 6551B 重型燃机配 3台 68吨 /小时双压 立式补燃型余热锅炉和 1 台 60 兆瓦汽轮机及 1 台 66兆瓦汽轮发电机 ,燃料为天然气 。考虑主机设备 国产化 ,并考虑其建设方式按目前国内常规的方式 进行 。热电联产厂项目计划总投资 69 19518万元 , 年最大利用小时数按 8 000 小时计算 ,年总耗气量 4106亿标准立方米 。
供热可靠性 供汽可靠性稍低 ,目前未见国 供汽可靠性较高 , 国内 内外大型石化项目应用报道 外大 型 石 化 项 目 应 用 较多
环境影响 “三废 ”排放少
“三废 ”排放多
表 2 典型容量的 GTCC发电机组的投资构成
名 称
50兆瓦级 150兆瓦级 300兆瓦级
ISO 工况出力 ① /兆瓦 其中 :燃气轮发电机组出力
图 2 天然气联合循环发电基础方案经济分析
进一步分析可归纳出上网电价计算公式 : P电 = P电 0 + k1 ×( P气 - P气 0 ) - k2 ×( h -
4 500) /500 - k3 ×(Q t - Q t0 ) / Q t0 式中 : Q t —天然气热值 ,千卡 /立方米
Q t0 —基础方案天然气热值 ,千卡 /立方米 P电 —上网电价 ,元 /千瓦时
汽联合循环发电项目进行分析 ,项目投资约 27154 亿元 (3 502 元 /千瓦 ) ,设备年利用小时数按 4 500 小时计算 ,年用气量 6183 亿立方米 。分析表明 ,在 年平均总成本中 ,天然气成本约占 60%。敏感性分 析见图 2。
3 典型容量燃气轮 机联合 循环 发电机 组 的技 术经 济指标
目前 ,我国能制造的燃气轮机单机容量为 1215 万千瓦 ,如组成 GTCC,其容量约为 36万千瓦左右 。
2 燃气轮机联合循环热电项目与一般热电项目的 区别
燃气轮机联合循环热电项目具有“以电定汽 ” 的特点 ,大体上燃料能量的 2 /3用于产生电力 , 1 /3 产生蒸汽 ,故一般只有用电负荷较大而用汽负荷较 小的场合和项目 ,方可考虑建设燃气轮机热电站 。 而一般石化企业热电站为提高热效率 ,大多按“以 汽定电 ”考虑 ,即根据用汽负荷确定锅炉规模 (可 100%供汽 ) ,再利用压差副产部分电力 ,企业不足 电力可从电网外购 。
要气化
燃料
汽电比例
供汽能力受发电能力限制 ,一 可根据用汽需要设置锅
般以电定汽 ,产电能力大于产 炉 ,为提高热电站热利
汽能力
用率 ,一般以汽定电
蒸汽压力
供蒸汽参数多为次高 、中 、低 参数 ,压力低于 10 MPa,温度 低于 500 ℃
供汽参数可为超高压 、 高压 、中压 、低压 , 压力 可为 12 MPa或更高 ,温 度高于 540 ℃
关键词 :天然气联合循环 发电供热 经济性
1 燃气轮机联合循环发电技术 天然气发电主要有两种方式 。一是利用天然气
在常规锅炉中燃烧 ,产生高温高压蒸汽推动蒸汽轮 机 ,从而带动发电机发电 。此种发电方式由于热效 Leabharlann Baidu较低 ,一般只有 40%左右 ,目前已很少应用 。二 是燃气轮机联合循环发电 ,利用天然气在燃气轮机 中直接燃烧作功 ,使燃气轮机带动发电机发电 ,此时 为单循环发电 ;如果再利用燃气轮机产生的高温尾 气 ,通过余热锅炉 ,产生高温高压蒸汽后推动蒸汽轮 机 ,带动发电机发电 ,此时为双循环即联合循环发电 ( GTCC) 。其工艺流程见图 1。
进一步分析可知 ,供电价格 、供热价格变化与天 然气价格变化有 3种情况 : ①供电 、供热价格同时随 天然气价格涨落而升降 。 ②当天然气价格涨落时 , 供热价格不变 ,供电价格随之升降 。 ③当天然气价 格上涨或下降时 ,供电价格不变 ,供热价格上涨或下 降 (见图 3) 。进一步分析可知 , 3种情境下 ,热电价 格与天然气价的关系可归纳成如下公式 。
·专题综述 ·
当 代 石 油 石 化
PETROL EUM & PETROCHEM ICAL TODA Y
Vol. 14 No. 11 Nov. 2006
天然气联合循环发电供热特点和经济性
程一步 何祚云
(中国石油化工集团公司经济技术研究院 ,北京 100029)
摘 要 :介绍了天然气联合循环发电供热技术经济特点 ,分析了发电项目 、热电项目天然气价格 、电价 、热价及运行小时数等的 相关性 ,对天然气发电 、供热问题进行了系统研究并提出了建议 。
情境 1:当天然气价格上涨或下降时 , 供电 、供 热价格同时上涨或下降 。
P电 = P电 0 + k4 ×( P气 - P气 0 )
图 3 热电价格随天然气价格波动曲线
P热 = P热 0 + k5 ×( P气 - P气 0 ) 式中 : P电 —供电价格 ,元 /千瓦时
P电 0 —基础方案供电价格 ,元 /千瓦时 P气 —天然气价格 ,元 /立方米 P气 0 —基础方案天然气价格 ,元 /立方米 P热 —供热价格 ,元 /吉焦 P热 0 —基础方案供热价格 ,元 /吉焦 k4 —供电价格对天然气价格敏感系数 k5 —供热价格对天然气价格敏感系数 情境 2:当天然气价格上涨或下降时 ,供热价格 不变 ,供电价格上涨或下降 。 P电 = P电 0 + k6 ×( P气 - P气 0 ) 式中 : P电 —供电价格 ,元 /千瓦时 P电 0 —基础方案供电价格 ,元 /千瓦时 P气 —天然气价格 ,元 /立方米 P气 0 —基础方案天然气价格 ,元 /立方米 k6 —供电价格对天然气价格敏感系数 情境 3:当天然气价格上涨或下降时 , 供电价格 不变 ,供热价格上涨或下降 。 P热 = P热 0 + k7 ×( P气 - P气 0 ) 式中 : P热 —供热价格 ,元 /吉焦 P热 0 —基础方案供热价格 ,元 /吉焦 P气 —天然气价格 ,元 /立方米 P气 0 —基础方案天然气价格 ,元 /立方米 k7 —供热价格对天然气价格敏感系数 从图 3可看出 ,如果热电价格一起随天然气价 格联动 ,则受天然气价格影响幅度较少 。 根据国 家《关 于 建 立 煤 电 价 格 联 动 机 制 的 意 见 》、《关于建立煤热价格联动机制的指导意见 》的 精神 ,今后供电 、供热价格将要随燃料价格的调整而 调整 。故情境 1较符合现实情况 。根据情境 1公式 测算各地燃气轮机联合循环热电项目可承受天然气
早期的燃气联合循环热电站机组受燃气轮机排 烟温度 (余热锅炉进口烟气温度 )较低的限制 (如 GE PG9171E,净出力 12314 兆瓦 ,机组排气温度为 535 ℃) ,而过热蒸汽要求与余热锅炉进口烟气温度 有 30～50 ℃温差 ,故燃气联合循环热电站机组难于 满足供应乙烯超高压 (1215 M Pa /525 ℃)蒸汽需要 。
图 1 燃气轮机联合循环发电流程示意 ①压气机 ; ②燃烧室 ; ③燃气透平 ; ④余热锅炉 ; ⑤蒸汽透平 ; ⑥发电机 ; ⑦凝汽器 ; ① + ② + ③燃气轮机
燃气轮机联合循环发 电具 有发电 热效 率高 , “三废 ”排放少 ,电厂占地面积小 ,水资源消耗少 ,运 行维护方便 ,维护费用较低 ,调峰方便 ,建设工期短 , 厂用电率低等特点 。目前世界上已投入商业应用的 机组 ,燃气轮机简单循环单机功率已达 25 万千瓦 , 组成的 GTCC最大容量可为 75 万千瓦左右 。燃气 轮机简单循环的热效率已提高到 38% ,联合循环效
收稿日期 : 2006 - 08 - 14。 作者简介 :程一步 , 1986年毕业于清华大学热能工程系 ,工学学 士 ,MBA 学位 ,高级工程师 ,长期从事石化行业咨询 、评估工作 。
2006, 14 (11) 程一步等. 天然气联合循环发电供热特点和经济性
27
尽管国外燃气轮机公司新开发的系列燃气轮机 (如 通用电器公司 EC、FA、H 系列 )排气温度有所提高 , 但因大型乙烯对超高压蒸汽用量要求较大 ,且生产 波动带来蒸汽负荷波动较大 ( 40% ～140% ) ,为满 足供汽数量的要求 ,燃气轮机发电功率要配得很大 , 远大于企业需要 (如某大乙烯项目燃机热电站方案 发电量为用电量的 3倍 ,约 804 兆瓦 ) ,且受生产用 汽波动影响 ,发电的经济性和安全性均受较大影响 , 企业和电网均难以接受 ,故一般大型乙烯工程不建 议采用燃气联合循环热电站方案 。而一般热电站锅 炉参数可满足石化企业乙烯超高压蒸汽参数要求 , 且以供汽为主 ,副产电力数量较少 ,蒸汽负荷波动可 通过调节汽轮发电机组进汽量等减少电力生产波 动 ,故对企业和电网影响较小 ,因此一般大型乙烯工 程均采用锅炉配汽轮发电机组的一般热电站方案 。
石化基地建设和项目建设在建设热电项目时应 充分考虑以上区别 ,选择热电项目的建设方案 。
燃气轮机联合循环热电站与一般热电站两者的 主要区别见表 1。
表 1 燃气轮机联合循环热电站与一般热电站的区别
名称
燃气轮机联合循环热电站 一般热电站
燃料
各种燃料气 、油 ,固体燃料需 各种 燃 料 气 、油 、固 体
10. 79
8. 36
7. 80
其他费用
15. 39
14. 15
10. 52
合计
100
100
100
天然气消耗估算 ② /亿立方米
年运行 5 000小时
0. 70
1. 90
3. 44
年运行 8 000小时
1. 12
3. 04
5. 51
每度电耗气 /标准立方米
0. 248
0. 230
0. 197
28
当 代 石 油 石 化 2006, 14 (11)
P电 0 —基础方案电价 ,元 /千瓦时 P气 —天然气价格 ,元 /立方米 P气 0 —基础方案天然气价格 ,元 /立方米 h—年运行小时数 ,小时 k1 —天然气价格敏感系数 k2 —年运行小时敏感系数 k3 —天然气热值敏感系数 2005年 ,我国新投产燃煤机组上网电价的平均 水平是 01334元 /千瓦时 ,呈现东高西低态势 ,其中 前 3 名是广东 01439 元 /千瓦时 、浙江 01416 元 /千 瓦时 、上海 01411 元 /千瓦时 ; 后 3 名是甘肃 01242 元 /千瓦时 、宁夏和青海都为 01245 元 /千瓦时 。按 燃气电站年运行 4 500 小时 ,天然气联合循环发电 上网电价不高于当地新投产燃煤机组上网电价考 虑 ,计算天然气发电有竞争力 、可承受的到厂天然气 价格 ,广东可承受天然气价格最高 ,浙江 、上海次之 , 甘肃 、宁夏 、青海较低 。如利用上式计算广东可承受 天然气价格为 1134元 /立方米 。 如果我国东南部地区 (广东 、浙江 、上海 )天然 气资源富裕量较大 ,可考虑采用大机组天然气联合 循环发电 。为提高燃气发电竞争力 ,应尽可能提高 机组年运行小时数 ,同时考虑为大用户直供电 (电 价高于上网电价 ) 。
60 1 ×42
170 1 ×120
355 1 ×255
蒸汽轮发电机组出力
1 ×18
1 ×50 1 ×100
参考造价 (元 /千瓦 )
4 106
3 712
3 384
各类费用占静态总投资的百分比 , %
建筑工程费
9. 38
8. 45
7. 50
设备购置费
64. 44
69. 04
74. 18
安装工程费
注 : ①ISO工况指大气压力 10113 kPa,温度 15℃,相对湿度 60% ; ②天然气发热量取“西气东输 ”天然气发热量 33 224 千焦 / 标准立方米 (7 974千卡 /标准立方米 ) 。
资料来源 :《燃气 2蒸汽联合循环电站参考造价 》(2000年水平 ) 。
4 燃气轮机联合循环发电项目的经济性 以目前通常采用的 2 ×390兆瓦规模燃气 - 蒸