天然气发电项目调研报告2之欧阳化创编.docx

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天然气发电项目调研报告2之欧阳化创编

燃气发电项目研究报告（2013年）

时间：

2021.02.06

创作：

欧阳化

前言概述

第一章热电负荷

1.1电力需求预测及电力平衡

1.1.1河北南网电力负荷预测

1.1.2河北南网装机方案及区外受电安排

1.2热负荷需求预测及市政未来规划

第二章天然气供应

2.1天然气整体规划

2.2天然气最大供应量

第三章国家及省市相关政策

3.1气价政策

3.2热价政策

3.3电价政策

3.4其他相关优惠政策

3.5国内已运行项目情况

第四章经济技术分析

4.1燃气机组概况

4.2燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较

4.2.19E级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况

4.2.29FA级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况

4.2.3以美国GE公司E级燃气机组和F级燃气机组为例的简要对比

4.3燃气-蒸汽联合循环供热机组配置方案及对比

4.4经济效益分析

4.4.1单一因素变化对盈利的影响分析

4.4.2多因素变化对盈利的影响分析

4.5影响盈利的主要问题（投资风险预测）

4.5.1天然气价格影响分析

4.5.2电价影响分析

4.5.3热价影响分析

4.5.4燃机联合循环性能

第五章结论和建议

5.1项目可行性

5.2关注天然气价格

5.3供热亏损问题。

5.4机组选型建议。

5.5机组配置建议。

前言概述

我国已经步入能源结构调整的新时期，以清洁能源建设利用为中心，优化能源机构，保障能源安全，保护生态环境，提高能源使用效率和效益，确保国民经济可持续发展。

随着天然气开发利用程度的不断加大以及日益严格的环保保护要求，天然气综合利用项目以其高效率、低污染等诸多优势为国内外所亲睐，必将迎来一个高速发展时期。

近20年来最适用于燃用天然气的燃气轮机及其联合循环发电技术得到了快速发展。

目前世界上最先进的单机燃气轮机的最大功率可达334MW（三菱M701G），净效率最高达39.5%（GE的PG9001H和三菱M701G），联合循环机组的最大功率可达972MW（三菱MPCP2），效率最高达60%（GE的S109H）。

燃气蒸汽联合循环机组具有功率大、热电效率高、厂用电率低、重量轻、尺寸小占地少、启停快调峰能力强、安装周期短、工程总投资少、可燃用多种燃料、污染排放低（无固体排放物和烟尘排放物，极低的二氧化硫排放）及少用水、自动化程度高、人员定编少等优点，逐渐在发电供热领域取得优势地位；单位造价可控制在3200元/千瓦，低于煤电机组的4000/千瓦。

在国际燃机技术上处于垄断地位的主要有四家，即美国GE、日本三菱、法国阿尔斯通、德国西门子。

国内合作主要有GE-哈尔滨电气集团、SIEMENS-上海电气集团、MHI-东方电气集团、Alstom-北重集团。

截止2010年底我国燃气发电装机约2800万千瓦，占装机总量的3%，机型以9F为主，占比93%，其次是9E。

燃机的主要设备全部需要进口，购置费较高，国内组装。

第一章热电负荷

1.1电力需求预测及电力平衡（电网公司关于未来三年的电力需求预测以及电源点规划，河北南网衡水保定和冀北公司廊坊）

1.1.1河北南网电力负荷预测

社会用电量保持快速增长。

河北南网全社会用电量从上世纪九十年代以来一直保持快速增长。

1990年用电量209.1亿千瓦，2011年用电量1558亿千瓦时，年均递增10.0%，最高发购电负荷从1990年的2991MW到2011年的24528MW，年均递增10.5%。

全社会用电量和最高发购电负荷年均增长率”八五”期间分别为10.3%和12.0%，”九五”期间分别为8.6%和6.6%，”十五”期间均为10.6％，”十一五”期间分别为8.0%和9.6%，增长趋势与河北省GDP增长趋势相似。

峰谷差逐年增大。

河北南网峰谷差从1990年的1180MW增加到2011年的9679MW。

最大负荷预测。

根据《河北南网”十二五”电网规划》中提出的河北南网全社会用电量及全网最大负荷需求预测方案：

”十二五”期间河北南网全社会用电量年均增长率为8.5％，2015年总量达到2120亿千瓦时；预计”十二五”期间河北南网最大负荷年均增长8.7%，2015年达到36000MW。

1.1.2河北南网装机方案及区外受电安排

装机方案。

“十二五”期间河北南网共规划新增常规电源装机容量10860MW。

目前，在建及已核准、取得国家发改委路条总容量5600MW。

其中已经投运及在建的有4300MW，分别是：

石家庄良村热电厂2×300MW、石家庄鹿华热电2×300MW、沙河电厂2×600MW，武安煤矸石电厂2×300MW、保定清苑热电厂2×300MW、任丘热电2×350MW；已取得国家发改委路条，具备或基本具备核准条件的项目有2个，为沧州渤海新区热电2×300MW、邯郸东郊热电厂2×350MW。

“十二五”期间，前期工作进展会较为顺利的项目还有：

保定西北郊热电2×350MW、辛集热电2×300MW、龙山扩建2×600MW、沧东扩建2×1000MW、任县电厂2×350MW，总容量5200MW。

“十二五”期间，河北南网规划投产风电机组748.8MW。

退役计划。

“十二五”期间河北南网规划关停石家庄热电厂共225MW机组，邢台电厂2×220MW机组，总容量665MW。

区外受电。

2011年，河北南网区外受电总容量4650MW，其中从华北主网受电1050MW，从陕北受电3600MW。

2012年，陕北增加向河北南网送电800MW，达到4400MW。

2014年，河北南网从华北主网受电增加到1200MW，从而河北南网500kV区外受电容量增加到5600MW。

根据国家电网公司规划，2012、2013、2014、2015年河北南网从特高压受电分别为1020、2500、4000、5120MW。

河北南网2015年500kV受电及特高压受电总容量为10720MW，受电比例在30％左右。

1.1.3河北南网电力平衡

根据电力平衡结果，河北南网“十二五”期间均有较大装机缺额，2015年河北南网的装机缺额将达到9314MW。

220kV及以下电网电力平衡结果表明，仅计入国家已核准和取得路条的地区电源项目，2015年石家庄市220kV及以下电网电力缺口约为3712MW。

1.2热负荷需求预测及市政未来规划

以石家庄市区规划为例，根据石家庄城市建设格局，热负荷分布特点及现有热电厂和大型供热热源的分布情况，《石家庄市中心城区热电联产规划（2006-2020）》（2008年6月修编）将石家庄市供热划分为3个供热区域，分别为东部供热区域、中部供热区域和西部供热区域。

其中石家庄市中部供热区域，根据2012年《华电供热集团供热区域热负荷概况一览表》数据实际供热面积2453万m2，而2015年石家庄中部南、北两个供热区集中供热面积规划为6227万m2，缺口约4000万m2，中远期的供热缺口将长期存在。

第二章天然气供应

2.1天然气整体规划（具体地市需要具体分析）

2.2天然气最大供应量（具体地市需要具体分析）

第三章国家及省市相关政策

3.1气价政策

北京市（2012年3月份数据）。

执行发电类价格2.28元/立方米，高于居民用气价格2.05元/立方米。

3.2热价政策

河北省区域（2013年数据）。

石家庄市居民采暖热价执行（含税）32元/吉焦，西电公司与平山县签署的热价为（含税）43.5元/吉焦，宣化（含税）27.2元/吉焦，国泰（含税）27.13元/吉焦，恒兴（含税）26.65元/吉焦，任丘（含税）45元/吉焦。

这些热价均远远低于燃气发电供热热成本（不含税）73元/吉焦，换言之，燃气发电项目的采暖供热业务必将存在严重亏损。

北京市（2012年3月份数据）。

送入热网的热力价格执行北京市燃气锅炉房热价79元/吉焦，直接向用户供热的按照北京市燃气供热收费标准30元/平方米收取。

3.3电价政策

河北省电价政策：

石家庄热电厂已经取得《河北省物价局关于河北华电石家庄热电有限公司九期燃气机组上网电价问题的函》（冀价管函【2012】10号），580元/MWh，即0.58元/KWh。

市物价局关于进一步完善燃气发电临时上网电价的通知

北京市电价政策：

《国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知》（ 发改价格[2011]2619号），适当提高北京市燃气发电临时结算上网电价，已经将北京燃气发电临时结算上网电价调整为0.573元/千瓦时。

成本（结算）电价由北京市价格部门根据燃气电厂的建设成本、运营成本制定，实行一厂一价。

目前的临时上网电价仍低于成本电价0.68元/千瓦时，差额部分由市财政进行补贴。

上海市电价政策：

《上海市物价局关于进一步完善燃气发电临时上网电价的通知》（沪价管（2012）001号）燃气发电机组容量电价按照全年2500利用小时安排，电价补偿标准维持每千瓦时0.22元（含税），按照实际发电量，上网电价临时结算价格调整为每千瓦时0.454元。

3.4其他相关优惠政策

石家庄市：

《石家庄市财政局关于河北华电石家庄热电有限公司九期2×390MW燃机热电项目供热补贴的函》有意向提供每年1.38亿元的财政补贴。

北京市。

向目前运营的五个燃气发电厂每年提供约10亿元财政补贴。

3.5国内已运行项目情况

北京太阳宫燃气热电厂，2*39万千瓦机组（9F机组），京能集团总投资34亿元，2008年投运，年发电利用小时4500，运行小时6176，年发电量35.1亿千瓦时，年供热量300吉焦，有政府补贴，保持微盈利运行。

北京郑常庄燃气热电厂，2*25万千瓦机组（9E燃气蒸汽联合循环机组），中国华电集团总投资21.3亿元，2008年投运，年均发电利用小时3985，年均发电量20亿千瓦时，年均供热量370吉焦，有政府补贴，亏损运行。

亏损原因有：

职工人员定编多，机组原设计效率低，机组热负荷低于设计值造成电厂整体热效率不高，政府补贴不够及补贴政策不合理，电网两个细则考核罚款多，电价核价利用小时数与实际差距大，核定电价时未考虑脱硝成本。

华能金陵燃气一期装机两台9F等级2×39万千瓦燃气-蒸汽联合循环机组，2007年3月全部建成投产，总投资22亿元，单位造价2800元/千瓦，占地140亩，定员为80人。

截止到2012耐4月累计发电量140亿千瓦时，年平均利用小时3580，年平均耗用天然气5.3亿方，利润累计8亿元，2011年发电利用小时5000，利润2亿元。

一期机组总效率为55.5%，厂用电率2%，度电气耗率0.19立方米。

气价执行1.81元/立方米（注：

低于全国一般水平），电价执行0.581元/度。

热用户有南京经济技术开发区和“液晶谷”等超过100家企业。

浙江国华余姚燃气电厂一期装机9F等级2×39万千瓦燃气蒸汽联合循环机组，2007年投产，总投资23.7亿元，单位造价3000元/千瓦，占地150亩，员工119人。

投产后年平均利用小时约3300，年耗用天然气约5亿立方米，2011年实现利润1亿元。

全厂热效率约56%，度电气耗率0.196立方米，气价执行2.41元/立方米（注：

高于北京市），电价执行0.744元/度（注：

高于全国一般水平）。

调度方式为日启夜停二班制。

第四章经济技术分析

4.1燃气机组概况

燃气-蒸汽联合循环供热机组主要由三部分构成，即燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机。

附属设备包括发电机、变压器、调压装置、冷却水系统、水处理系统、电气系统及其他空压机等。

通常根据燃气轮机容量等级进行划分，一般可分为三个等级：

（1）常规E级燃机，简单循环出力为150MW等级，燃烧温度低于1205℃，统称E级及以下机组；

（2）先进F级燃机，简单循环出力为250MW等级，燃烧温度低于1315℃；

（3）最新型G或H级燃机，简单循环出力为300MW等级，燃烧温度低于1425℃。

世界大中型燃气轮机及其联合循环典型机组主要性能参数见下表：

世界大中型燃气轮机典型产品的性能参数

世界大型燃气蒸汽联合循环发电典型机组的性能参数

国内主要“F”级燃气轮机及组成联合循环供热机组的主要性能数据见下表：

GE

PG9351FA

西门子

SGT5-4000F

三菱M701F4

简单循环出力（MW，ISO工况）

261MW

292MW

320MW

简单循环效率（ISO工况）

37.3%

39.5%

40.2%

联合循环出力（ISO工况,1+1单轴布置，1台燃气轮机加1台蒸汽轮机）

397MW

（261+136）

423MW

（292+131）

470MW

（320+150）

采暖供热工况下机组效率（1+1分轴布置，机组抽凝运行）

74.2

76.2

76.8

轴系配置有两种：

一是单轴配置，即燃气轮机和蒸汽轮机同轴驱动发电机，适合带基本负荷；二是多轴配置，即燃气轮机和蒸汽轮机分别驱动发电量，适应热电联供，多轴配置又分一拖一、二拖一两种。

4.2燃气蒸汽联合循环发电典型机组比较

4.2.19E级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况

一拖一方案

9E级燃气-蒸汽联合循环供热机组典型配置：

一台PG9171E型燃机，额定出力123.4MW，热效率33.55％；一台蒸汽轮机的容量为60MW级，汽轮机的形式为单缸、下排汽、凝汽式汽轮机；一台余热锅炉按双压无再热卧式自然循环余热锅炉，带有整体式除氧器；联合循环机组总容量18.3万千瓦。

若烟气氮氧化物指标高于《火电厂大气污染物排放标准》GB13223－2011中燃气轮机组排放标准50mg/Nm3，则需要增加脱硝装置。

4.2.29FA级燃气-蒸汽联合循环供热机组概况

方案有两种

二拖一方案

2套9FA级燃气-蒸汽联合循环供热机组（S209FA系列），配置为两台255MW发电机（由燃气机拖动，型号为PG9251FA，效率36.9%，功率255.6MW）和一台270MW发电机（由蒸汽轮机拖动，功率289.2MW）构成，三台机组发电容量共780MW，机组毛出力792.4MW（全年平均工况），672.94MW（冬季背压供热工况）。

项目静态总投资24亿元，占地500亩，年发电利用小时4500小时，年发电量33亿千瓦时，年供热量568万吉焦，可满足采暖供热面积1200万平方米，年天然气耗量7.5亿立方米，年利用城市中水470万立方米。

燃机总体选型。

本项目热负荷为基本负荷，考虑到机组经济性，F型燃机的性能远胜于E型燃机，本工程机组不考虑E型燃机联合循环方案。

在用于电网调峰或者热网调峰时，一拖一具有较强灵活性及较高运行效率。

在用于带基本热负荷时，二拖一具有更好的经济性，具有一定优势。

项目机组相关数据暂以GE公司9FA型机组作为参考。

“二拖一”多轴配置，即2台燃气轮机和2台余热锅炉带1台汽轮机，燃机和汽机分别拖动发电机运行。

蒸汽轮机可以配置SSS离合器，实现中压缸背压运行使供热能力最大。

二拖一多轴布置方案，若汽轮机被迫停机，燃机都必须采用单循环运行方式，由余热锅炉直接供热，其可靠性是能够保证的，但是运行经济性稍差一些。

锅炉选型。

余热锅炉按汽水回路分，有单压无再热、双压无再热、双压再热和三压再热等型式。

三压再热式余热锅炉由于增加了中压蒸汽回路，其效率较双压炉的效率更高，但投资也更高，这是目前联合循环机组中采用的最先进的炉型，也是各公司F级机组的推荐炉型。

考虑到本期工程的负荷性质、燃料及机组容量，推荐采用三压再热型余热锅炉。

根据国内目前F级燃气轮发电机组配置情况，典型配置是卧式余热锅炉，本阶段按卧式炉考虑。

汽轮机选型。

采用300MW等级三压再热型双缸抽凝式蒸汽轮机，为了实现供热最大化的目标，加装SSS离合器。

二拖一方案的汽轮机组采用供热机组，国内技术比较成熟，已经有成功运行的经验，可靠性有保证。

供热机组在供暖期，机组运行方式为以热定电，即首先满足供热要求，根据热负荷的变化来调整机组发电功率，机组不参加电网调峰，在采暖期机组不安排计划停机。

主机厂家。

主要大型设备按国内招标考虑，主机设备考虑哈尔滨、杭州主机厂，主变考虑沈阳、保定两厂家。

燃气轮机均为国外生产国内组装，尚未完全实现国产化，设备主要原件供货商有美国GE、日本三菱（MHI）、西门子（Siemens-WH）、阿尔斯通（Alstom-ABB）。

脱硝装置。

机组以天然气为燃料，采用干式低NOx燃烧器，正常运行时烟气NOx排放浓度为52mg/Nm3左右，较《火电厂大气污染物排放标准》GB13223－2011中燃气轮机组排放标准50mg/Nm3稍高，因此需要同步安装脱硝装置，采用选择性催化还原法（SCR），脱硝装置效率不低于60%。

采用尾部烟气脱硝，烟气排放浓度为20.5mg/Nm3，低于最新的排放标准，年排放NOx总量为763.1t/a；二氧化硫年排放量为27.7t/a。

若最近燃机产品NOx排放浓度满足国家标准要求则不需设计脱硝装置。

一拖一方案

共两套燃气-蒸汽联合循环供热机组，总功率为780MW。

每套机组由一台255MW发电机（由燃气机拖动，型号为PG9251FA，效率36.9%，功率255.6MW）和一台135MW发电机（由蒸汽轮机拖动，）构成，每套机组功率390MW。

设备共有2台燃气轮机、2台燃气轮发电机、2台余热锅炉、2台供热抽汽式蒸汽轮机和2台蒸汽轮发电机。

每套机组毛标准出力390.15MW，冬季供热工况370.23MW。

其他类似于二拖一方案。

4.2.3以美国GE公司E级燃气机组和F级燃气机组为例的简要对比

燃气轮机对比

PG9171E

PG9351FA

PG9001H

净功率（MW）

123.4

255.6

292

净效率（%）

33.8

36.9

39.5

燃料种类

四种，含天然气

两种，含天然气

天然气

联合循环装置对比

S209E

S209FA

S109H

总功率（MW）

383.7

786.9

480

净效率（%）

52.7

57.1

60

燃机数量*型号

2*9E

2*9FA

1*9H

汽轮机功率（MW）

146.1

289.2

188

蒸汽系统流程

三压无再热

三压再热

三压再热

轴系布置

单轴；多轴（2+1）

单轴；多轴（2+1）

单轴

从上表可以看出，联合循环装置的净效率差距较大，以S209E型为标准（100%），则S209FA型为108.3%，多出8%，S109H型为113.9%，多出13.9%。

这种悬殊的差距最终体现在机组运营后的燃气成本上，对企业盈利能力影响巨大。

从目前调研情况看，多个同类项目的前期可研报告大多选择S209FA型燃气机组，不选择S209E燃气机组。

4.3燃气-蒸汽联合循环供热机组配置方案及对比

以2台F级燃气轮机组成的燃气-蒸汽联合循环供热机组（总容量为780MW）的常规配置有三种方案，即一拖一单轴、一拖一多轴和二拖一多轴。

一拖一单轴方案：

2台燃机+2台余热锅炉+2台汽轮机+2台发电机

一拖一多轴方案：

2台燃机+2台余热锅炉+2台汽轮机+4台发电机

二拖一多轴方案：

2台燃机+2台余热锅炉+1台汽轮机+3台发电机

优缺点对比

一拖一单轴

一拖一多轴

二拖一多轴

优点

1.两台单元制机组，系统相对独立，运行控制方便，便于设备检修；

2.厂房占地面积小；

3.机组启动、加减负荷快，适于电网调峰；

4.两台汽轮机分别供热，可靠性高。

1.两台单元制机组，系统相对独立，运行控制方便；

2.燃机、余热锅炉可以独立运行通过减温减压来保证供热；

3.燃机、汽轮机可以采用不同控制系统，控制技术简单。

1.供热出力较一拖一方案略大；

2.燃机、余热锅炉可以独立运行通过减温减压来保证供热；

3.燃机、汽轮机可以采用不同控制系统，控制技术简单。

缺点

1.主厂房纵向长度大，跨度大；

2.机组若不带离合器，当汽轮机故障时，燃机、余热锅炉不能独立运行，供热受影响；

3.受制于燃机控制系统制约，余热锅炉与机组控制不易实现一体化，因此控制系统复杂；

4.供热出力小。

1.主厂房横向尺寸大，占地面积大，不利于布置；

2.供热出力略小；

3.每套机组需要配备2台发动机及其配电系统，电气控制系统复杂，投资较大。

1.由于公用一台汽轮机，非采暖期机组低负荷时汽轮机经济性较差，不适于电网调峰；也不利于设备检修；

2.两台锅炉需要并汽运行；两台燃机需要协调运行，控制难度大。

3.非采暖期汽轮机故障时，燃机、锅炉受制不能运行，对电网负荷影响较大。

4.4经济效益分析

燃气发电供热项目利润测算表

项目发电总容量

MW

780

2*255+270，二拖一多轴方案

静态总投资

万元

250000

单位投资为3205元/千瓦

项目建设期

月

18

资本金

万元

50000

贷款

万元

200000

贷款偿还年限

年

10

含宽限期1年

借款名义年利率

%

6.8

2012.6.8发布

流动资金年周转率

次/年

12

其中：

自由资金占比

%

30

流动资金借款利率

%

5.8

2012.6.8发布

固定资产形成

万元

237500

固定95%，残值率5%

年发电利用小时数

小时

4500

供热期2880，非供热期2125

年发电量

万千瓦时

356603

全年平均发电容量按照792MW计算

年供热量

万吉焦

568

采暖面积约1200万平方米

发电厂用电率

%

1.47

供热厂用电率

千瓦时/吉焦

4.758

年供电量

万千瓦时

348644

上网电价（含税）

元/千瓦时

0.58

（冀价管函【2012】10号），不含税0.4965

售电收入（含税）

万元

202213

不含税173084万元

售热价（含税）

元/吉焦

32

不含税28.32，供热成本73元，说供热有严重亏损

售热收入（含税）

万元

18176

不含税16086万元

电热销售收入（含税）

万元

220389

不含税202970

天然气成本

天然气单价（含税）

元/立方米

2.05

13%税率，不含税1.814

其中：

发电气耗率

立方米/千瓦时

0.16

发电气耗总量

万立方米

57288

发电气耗成本

万元

117440.79

供热气耗率

立方米/吉焦

35.18

供热气耗总量

万立方米

19984

总耗气量77272，新版20页7.35亿，1.05系数

供热气耗成本

万元

40967.55

天然气耗用总成本（含税）

万元

158408.34

其他生产成本（含税）

其中含：

水费

万元

608

年需水量为468.552×104m3/a，1.3元/吨

材料费

万元

2852.82

0.008元/千瓦时

人工薪酬

万元

1000

100人，福利费60%，每人10万元

大修费

万元

4698.26

3.5%，设备费

财务费用

万元

13600

贷款利息

折旧

万元

14250

管理成本

万元

400

每人4万元

其他费用

万元

4279.23

0.012元/千瓦时

小计

万元

41688

总成本（含税）

万元

200096.65

含税税前利润总额

万元

20292.65

不含补贴13800万元

供热财政补贴

万元

13800

折合每吉焦补贴24.3元

4.4.1单一因素变化对盈利的影响分析

（1）以发电利用小时作为变动条件，其他条件不变（