天然气的综合利用.doc

目录前言 2第一章 绪论 3第一节 天然气的储量与产量第二节 天然气的伴生产品第二章 天然气的特性 6第一节 天然气的物理性质第二节 天然气的热力性质第三章 天然气作为工农业燃料 .13第一节 天然气发电第二节 液化天然气（LNG）的工业用途第三节 天然气用于农业生产第四章 天然气制合成氨、甲醇、乙炔 29第一节 天然气合成氨第二节 甲醇及其衍生产品第三节 乙炔及其下游产品第五章 城市天然气民用 .34第一节 城市燃气现状第二节 城市天然气应用及规划第三节 城市天然气在市民日常生活中的应用第六章 天然气其他状态的应用 37第一节 天然气凝液第二节 压缩天然气第三节 天然气伴生产品二氧化碳的利用前言煤、石油和天然气是当今世界一次能源的三大支柱。而某些能源消费大国的天然气消费已超过煤而成为第二大能源。美国、加拿大、德同、意大利、英国、俄罗斯、乌克兰、日本为天然气消费大国，年均消费量都在400亿立方米以上，其中美国和俄罗斯位居榜首其消费量约占总量的60以上天然气作为一种高效、优质、清洁能源，其用途越来越广，需求量不断增加。进入20世纪90年代后天然气开发利用在世界能源结构中稳中有升，目前平均比重为23左右。全世界天然气产量l995年为2.75万亿立方米，年均递增32；而同时期世界石油产量却一直徘徊在34亿吨左右。据预测在世界一次能源消费结构中，石油所占的比例将由1994年的40逐渐降低到2010年的36.2，而天然气将由211提高到24；煤炭可再生能源利其他能源将由388增加到398。由于我国天然气资源勘探已取得了重大成果，因此21世纪将会大力发展天然气市场和天然气的综合利用。天然气的利用可分为两类，即能源和原料。可形成发电、化工原料、工业燃料、民用燃气。由于天然气的清洁能源特点，其应用领域将会有显著的增加。天然气做原料大规模生产合成氨、甲醇天然气制合成氨、甲醇是国际公认的建设投资少、生产成本低、最具竞争力的原料路线。目前，世界各地区合成氨的原料使用中，天然气所占的比例高达707。全球甲醇年产量已超过2000万吨，采用天然气原料路线的甲醇装置能力占甲醇总能力的80以上，其他原料始终无法与之竞争。 甲醇作为大宗化学产品，其产量位居大宗摹本有机化工产品的第四忙，仅次于乙烯、而烯和苯。甲醇作为一碳化学的母体足一种重要的基本化工原料，主要用于牛产甲醛、MTBE和醋酸等产品，再经探加工可衍生多种产品。 天然气发电 随着天然气燃气一蒸汽联合循环发电装置单机容量的不断扩大，天然气发电在发展中国家将有广阔的发展前景。天然气发电与其他火电相比，具有明显的特点：对环境的污染小，天然气由于经过了净化处理，含硫量极低，每亿度电排放的S02仪是普通燃煤电厂的千分之一；热效率高，普通燃煤电厂热效率高限为40，而天然气燃气一蒸汽联合循环电厂的热效率目前已达56，这主要是联合循环将燃气透平与蒸汽透平进行了有机结合从而提高r燃料蕴蓄的化学能与机械功之间的转换效率；燃气一蒸汽联合循环电厂开停车方便、调峰性能好。 天然气做工业燃料主要用于锅炉燃料、金属冶炼、瓷砖类建材烧制等。天然气代替煤制气、油类等用于冶金和瓷砖时可提高产品质量，更大的优点是改善了环境，降低了污染。下面我将通过六章内容来介绍天然气的综合利用。第一章 绪论第一节 天然气的储量与产量1.1天然气储量及地理分布截止2006年底世界天然气剩余探明储量为179. 83万亿立方米,比2004年增长0. 5%。按当前开采水平,世界天然气剩余储量可供开采年限为65. 1年。世界天然气主要集中在俄罗斯和中东地区。按地区来说,中东是世界上最丰富的地区,储量为74. 1万亿立方米,占世界的40. 1%。从国度来看,俄罗斯天然气储量47. 82万亿立方米,占世界储量的26. 6% ,位居世界第一。伊朗目前天然气储量为26. 74万亿立方米,占世界天然气储量的14. 9% ,居第二位。卡塔尔的天然气储量为25. 78万亿立方米,占世界储量的14. 3% ,排名第三。以上三国占世界天然气总储量的55. 8%。其次是沙特、阿联酋、美国、尼日利亚和阿尔及利亚,它们的储量分别为6. 90万亿立方米、6. 04万亿立方米、5. 45万亿立方米、5. 23万亿立方米和4. 58万亿立方米。 一、 天然气产量情况 世界天然气生产量基本上保持增长的态势,增长较为平稳,近十年的平均增幅稳定在2. 39%左右, 2005年的产量达到27630亿立方米,同比增长2. 19%。欧洲和欧亚大陆产量为1027亿立方米,同比增长0. 8%。北美地区产量717亿立方米,同比下降1%。亚太地区产量348亿立方米,同比增长8. 4%。中东地区产量283亿立方米,同比增长4. 6%。非洲产量158亿立方米,同比增长13. 3% ,增幅最大。中南美洲产量131亿立方米,同比增长4. 8%。近20年来天然气探明储量大幅增长，新增储量品质有较大改善。据统计，截止到1988年底中国天然气累计探明储量40 462.828×105m3，为近期天然气工业快速发展奠定基础。其中，气层气储量为19 430.27×105m3,溶解气储量为9 933.35×105m3，凝析油储量（凝析油1t折算1000m3天然气）1077.2×105m3，其分别占全国天然气探明储量的53.78、32.68、3.54。总体上说，中国历年天然气产量相当低，1998年产量为218.7×108m3，仅为世界天然气产量的1.0左右（据美国油气杂志1998年年终号资料）其中，气层气产量为154.8×108m3，有近90.0的气层气产量集中分布于四川、渤海湾及莺-琼三大盆地；溶解气产量为66.77×108m3，有近65.0的溶解气产量来自东部老油区。二、 天然气储量的迅速增加主要依赖于一批大中型气田的探明。根据统计，19911996年气层气储量的增加主要靠新气田，特别是大、中型气田。与之相比，新块和新层只占次要的地位。新气田特别是大、中型气田的储量品质一般较好。从区域差异上看，新增加的大、中型气田全部分布于中部区、西部区和海域。从盆地看主要分布在四川、鄂尔多斯、塔里木等地内。这些新气田将是今后增储的重点。根据中国石油塔里木油田2010年7月7日公布的数据,这个中国最大的天然气产区2009年发现油气三级储量达4.97亿吨,创下历史新高。事实上,塔里木油田已连续4年三级油气储量超过4亿吨,储量进入增长高峰期。2009年,塔里木油田生产原油554万吨、天然气181亿立方米,油气当量保持2000万吨以上水平,天然气产量占中国天然气总产量的1/4,比上年增长7亿立方米。 1.2近期，中国天然气产量迅速增长自上世纪90年代以来，陆上形成的三个新气区：塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、及柴达木盆地。近海形成两大气区：莺歌海-琼东南盆地、东海盆地。六大气区可采资源量为92850×108m3，占全国可采资源量的66。第二节 天然气的伴生产品2.1 天然气伴生凝析油定义：凝析油是油气田生产过程中的副产品，它是一种含烃、苯的天然气伴生的轻质原油，一般可分为气井气凝析油和伴生气凝析油。用途：天然气凝析油是加工精细化工产品的优质原料，可生产化工轻油、燃料油、溶剂油、发泡剂苯等化工产品，产品附加值高，市场前景非常广阔。对凝析油的处理：由于凝析油的存在，严重影响着天然气的计量和输送（流量计带液，造成计量不准确；压缩机带液，将损坏压缩机）。因此，对天然气凝析油必须定点进行排放。天然气合成油天然气合成油（GTL）技术是21世纪的绿色技术。GTL工业是21世纪的朝阳工业。为了让偏远气田的天然气发挥经济效益，减少油田伴生气放空燃烧，促进环境保护和清洁燃料的生产与利用，许多大公司致力于GTL的创新。GTL生产流程：第一步吧在气田经过分离和净化以后的天然气（甲烷）通过水蒸气转化/或部分氧化变为合成气H2和CO，第二步合成气通过低温费托合成转化为合成油和水，第三步吧合成油通过常规的炼油过程变为石油产品。2.2 GTL柴油 柴油是GTL厂最重要的产品，其含硫量接近零，十六烷值7080，相对密度0.78，闪点810C，浊点-120C，远优于常规炼油厂生产的清洁柴油，也远优于欧盟对超清洁柴油的规格要求。由于主要是烷烃，不含高密度的芳烃，因而密度比常规柴油低；闪点可以通过蒸馏控制，不影响其他关键性质，是非常理想的超低硫柴油调合组分。通过调节加氢异构化和加氢裂化的操作条件来改善低温流动性，完全可以使高十六烷值的烷烃满足与发动机驱动性能有关的浊点和析出点的要求。2.3 石油脑 GTL石脑油的质量优于石蜡基原油生产的石脑油，其正构烷烃的含量约相当于石蜡基原油石脑油的正构烷烃和异构烷烃的总和，环烷烃和芳烃含量远比石蜡基原油的石脑油低得多。因此，GTL石脑油不是好的汽油调和组分，也不是好的重整原料油，而是非常好的裂解原料油。它可以使乙烯收率大大提高，丙烯收率相当，其他副产物的收率大大减少。GTL石脑油含硫接近零，主要是含正构烷烃，含氢量高，是非常理想的燃料电池燃料，通过车载转化器转化为氢气，可用作未来燃料电池汽车的燃料。2.4 润滑油基础油 GTL润滑油基础油不含硫，不含芳烃，倾点低，粘度低，挥发性低，粘度指数高，氧化安定性好，生物降解率高，其质量远优于目前炼油厂生产的I、II、III类基础油。GTL基础油价格远高于炼油厂生产的液化石油气、石脑油和柴油，大约是柴油价格的四倍左右。与IV类基础油相比，除倾点外，GTL基础油的其他指标都更好一些。第二章 天然气的特性第一节 天然气的物理性质1.1 天然气的化学组成与分类 定义：天然的可燃气体统称为天然气；以烷烃为主的各类烃类和少量非烃类气体所组成的气体混合物。组成：气态烃、硫化烃、二氧化碳、氮气等气体，液烃和水以及机械杂质。分类：1、 按来源分类：气田气：富含甲烷油田气：乙烷及乙烷以上的烃类含量高凝析气田气：丙、丁、戊烷矿井气2、 其他分类法：（每立方米） 干气与湿气（含水量） 净气与酸气（含硫量）：1g/Nm3 贫气与富气（液态100ml/Nm3）1.2 天然气的压力、温度、临界值及其对比值 1、天然气的压力 定义：垂直作用于单位面积上的力；压力为作用于单位面积上分子碰撞力的综合 单位：牛顿/米2（帕斯卡）；千克力/厘米（公斤） 表示方法： 表压：被测流体的绝对压力大于大气压力时压力表测得的压力 真空度：被测流体的实际压力小于大气压力时压力表测得的压力流体压力=大气压力+表压流体压力=大气压力-真空度2、天然气的温度定义：表示物体冷热程度的物理量；分子热运动的剧烈程度表示方法（温标）：摄氏温标定义：以水的正常冰点为00C，水的正常沸点定为1000C，其间均分为100等分，其单位为摄氏度 华氏温标 定义：以水的正常冰点为320F，水的正常沸点定为2120F，其间均分为180等分，其单位为华氏度 开氏温标 定义：以水的正常冰点为273.15K，水的正常沸点为373.15K，单位：开尔文度 换算关系： t0F=1.8×t0C+32 TK=t0C+273.153、天然气的密度和相对密度 天然气的密度 定义：单位体积天然气的质量 计算方法： p =或p= P0=相对密度 定义：在相同压力和温度条件下天然气的密度与空气密度之比1.3 天然气的物理性质1、天然气的比重与密度     天然气的密度定义为单位体积气体的质量。在标准状况（101325Pa，15.55）下，天然气中主要烃类成分的密度为0.6773Kg/m3（甲烷）-3.0454Kg/m3（戊烷）。天然气混合物的密度一般为0.7-0.75Kg/m3，其中石油伴生气特别是油溶气的密度最高可达1.5Kg/m3甚至更大些。天然气的密度随重烃含量尤其是高碳数的重烃气含量增加而增大，亦随CO2和H2S的含量增加而增大。    天然气的相对密度是指在相同温度、压力条件下天然气密度与空气密度的比值，或者说在相同温度、压力下同体积天然气与空气质量之比。天然气烃类主要成分的相对密度为0.5539（甲烷）-2.4911（戊烷），天然气混合物一般在0.56-1.0之间，亦随重烃及CO2和H2S的含量增加而增大。    在标准状况下，天然气的比重与密度、相对比重与相对密度在数值上完全相同。天然气中常见组分的密度和相对密度值如下表所示。    天然气在地下的密度随温度的增加而减小，随压力的增加而加大。但鉴于天然气的压缩性极强，在气藏中，天然气的体积可缩小到地表体积的1/200-1/300，压力效应远大于温度效应，因此地下天然气的密度远大于地表温压下的密度，一般可达150-250Kg/m3；凝析气的密度最大可达225-450Kg/m3。    天然气在地下的密度随温度的增加而减小，随压力的增加而加大。但鉴于天然气的压缩性极强，在气藏中，天然气的体积可缩小到地表体积的1/200-1/300，压力效应远大于温度效应，因此地下天然气的密度远大于地表温压下的密度，一般可达150-250Kg/m3；凝析气的密度最大可达225-450Kg/m3。 天然气中常见组分的密度和相对密度（101325Pa，15.55） 化合物分子式分子量密度相对密度甲烷CH416.0430.67730.5539乙烷C2H630.0701.26931.0382丙烷C3H844.0971.86141.5225丁烷C4H1058.1242.45352.0068异丁烷C4H1058.1242.45352.0068戊烷C5H1272.1513.04542.4911异戊烷C5H1272.1513.04542.4911新戊烷C5H1272.1513.04542.4911巳烷C6H1486.1783.63742.9753庚烷C7H16100.2054.22993.4596环戊烷C5H1070.1352.96042.4215环巳烷C6H1284.1623.55262.9057苯C6H678.1143.29742.6969甲苯C7H892.1413.88913.1812二氧化碳CO244.0101.85771.5195硫化氢H2S34.0761.43801.7165氮N228.0131.18221.9672第二节 天然气的热力性质2.1 天然气的热值的基本概念和范围(1) 热值高位热值superior calorific value：规定量的燃气在空气中完全燃烧时所释放出的热量。在燃烧反应发生时，压力为p1，温度为t1。在燃烧过程中压力p1保持恒定。完全燃烧后，所有燃烧产物的温度降至规定的反应温度t1。除燃烧中生成的水在温度t1下全部冷凝为液体外，其余所有燃烧产物均为气态。低位热值inferior calorific value：规定量的燃气在空气中完全燃烧时所释放出的热量。在燃烧反应发生时，压力为p1，温度为t1。在燃烧过程中压力p1保持恒定。完全燃烧后，所有燃烧产物的温度降至规定的反应温度t1，所有的燃烧产物均为气态。燃烧参比条件与计量参比条件燃气热值受燃烧反应发生时的温度与压力影响，所以要求标注燃烧参比条件。燃烧参比条件：根据燃气热值的定义，燃烧反应发生时的温度与压力，影响热值的量值。为此在标注燃气的热值时，需要标明燃烧参比条件。由于燃烧参比条件中的压力一般固定为101.325kPa，所以只需标注燃烧参比条件中的温度即可。燃气的体积受温度压力的影响，所以需要标注计量用的参比条件。计量参比条件：燃气是气体燃料，通常是以体积计量的。为此就要考虑温度、压力对体积的影响。在城市燃气界习惯用“标准状态”规定计量体积时的温度与压力。通常1标准立方米是指在压力为101.325kPa，温度为0时的体积。各个国家规定的标准状态中的压力均为101.325kPa。但是，温度就有差异了，甚至于在我国，不同行业规定的温度都不一样，并且很难统一。为此在标注体积热值时，除了标注燃烧参比条件外，还必须标明体积的计量的参比条件，即计量体积用的参比压力与参比温度。既然标注出计量参比温度与压力就没有必要再提“标准状态”了。2.2 爆炸极限    天然气是一种可燃烧的气体，当它与空气混合达到一定的比例时，可以发生爆炸。可能发生爆炸的天然气最低浓度称为爆炸下限，最高浓度叫作爆炸上限。上下限之间的范围称为天然气的爆炸极限。根据天然气各组分含量不同，天然气的爆炸极限为4%15%。2.3 黏度黏度是表示流体流动时分子间因相对运动而产生的阻力大小的物理量。黏度大的流体流动困难，.黏度小的流体易于流动，实质上，黏度表征流体内部有相对运动时，相互间的摩擦力，即相互障碍运动的力，内摩擦力也叫作黏滞力。流体的黏滞力可用牛顿内摩擦定律计算。  式中F两层流体间的内摩擦力，N；    流体的动力黏度，Pa·s或N·s/m2；    d两层流体间的距离，m；    A两层流体间的接触面积，m2；    v一两层流体间的相对运动速度，m/s。工程上经常使用运动黏度，因为运动黏度在计算中比较方便，它是动力黏度与密度的比值，即    式中流体的运动黏度，m2/s。动力黏度又称为绝对黏度，运动黏度又称为相对黏度。天然气的黏度，与其组分相对分子量、组成、温度及压力有关。在低压条件下，压力变化对气体黏度影响不明显，温度升高气体黏度增大。在高压条件下，压力增加气体黏度增大，在压力不变时随温度升高分子运动速度增大，使分子间接合条件恶化，气体黏度降低。天然气的最主要成分是甲烷，一般情况下天然气中甲烷含量可达95%以上，故可以用甲烷的黏度代替天然气的黏度。第三章 天然气作为工农业燃料21世纪以来，我国天然气市场进入大规模发展阶段，天然气消费量以每年两位数的速度增长。2009年我国生产天然气830亿立方米，同比增长7.7%。全国天然气表观消费量为874.5亿立方米，与2008年相比增长11.5%。与国内产量相比，国内天然气供需缺口达40多亿立方米。2010年我国天然气市场消费需求持续增长，体制改革取得明显成效，油气资源税在新疆试点征收，天然气定价机制改革迈出新步伐。为了缓解国内天然气供应不足，我国LNG进口量正在不断增加。2009年我国进口了约350万吨液化天然气，相当于2009年全国天然气总消费量的近6%。随着中亚天然气管道、西气东输二线西段的投产运营以及我国液化天然气项目的加速发展，预计未来我国天然气进口量将有较大幅度的增长。随着居民生活水平提高，对清洁能源需求增加，中国天然气需求将继续旺盛。未来中国将形成国产气为主，进口气为辅的多气源资源保障体系，国内天然气供应将呈现西气东输、北气南下、就近供应以及海气登陆四大格局。到2020年，我国天然气市场需求有望达到2000亿立方米，占整个能源构成的10%。天然气工业发展前景广阔。第一节 天然气发电1.1 发电技术概况天然气发电的流程和使用的设备与燃煤电厂不同燃煤电厂生产流程是：图1.1 燃煤电厂发电流程图天然气发电生产流程为：图1.2 天然气发电流程图图1.3 天然气发电工艺流程图燃气轮机排气温度可高达430以上，通过废热锅炉产生的蒸汽既进一步用来发电，也可用来供热，提高了热效率。世界上利用天然气发电普遍采用燃气蒸汽联合电厂(CCGT )电厂的形式。天然气发电热效率较高, 燃煤电厂的热效率仅为35%38%，而燃气蒸汽联合循环电厂的热效率则高达50%60%。现有火电厂可改用天然气做燃料。燃煤电厂改造为燃气电厂，在环保、节省人力、运输及工业用水费用等方面均有显著效益。联合循环发电与常规燃煤循环发电相比，其主要优点有：电厂的整体循环效率高。常规燃煤电厂由于其循环及设备的限制，它的热效率已很难有突破性的提高。依据统计，1998年我国6000KW以上火电机组的平均供电标 煤耗每千瓦时为406克，折算的平均供电效率为30.3%。目前我国最大的超临界600MW的火电机组，其供电效率约40%左右。而联合循环发电的热效率则远高于这一数据。埕岛电厂采用的MS9001E燃气轮发电机组基本负荷燃用天然气时的功率为123.4MW，热效率为33.79%，配置余热 锅炉和汽轮发电机组成180MW等级的联合循环，其热效率为47%49%。对环境污染极小。在各种型式的发电装置中，联合循环电厂的另一个主要优点是它能适应环保要求，被称为“清洁电厂”。因它采用油或天燃气为燃料，燃烧产物没灰渣，不用灰渣排放；燃烧效率高（供电效率高）能完全燃烧，由于节约燃料燃烧产物CO2少。当今，我国对发电厂污染物的排放量的要求日益严格，常规火电为了满足国家环保规定，采用烟气脱硫设备，其投资约占发电厂总投资1/41/3，运行费高达每度电增加35分。在同等条件下，单位（比）投资较低。根据国内建设不同容量燃煤电厂和联合循环电厂的有代表性的实际投资综合分析，按燃煤电厂机组的系列容量折算 ，单位投资比燃气蒸汽联合循环电厂贵；而且燃机目前 国内仅能生产36MW级度以下的设备，若按我国目前进口设备政策，燃气机组能返包10%30%给国内厂家生产，其价格将更低。调峰性能好，启停快捷。燃机从启动到带满负荷运行，一般不到 20分钟，快速启动时，时间可更短。若以50MW电厂为例：联合循环电厂启动热态为60分 ，温态为90分，冷态为120分钟可带满负荷。而汽轮机电厂启动至满负荷为：热态90分，温态180分，冷态为300分。因而燃机电厂是城市备用或调峰机组的最佳选择。 占地少。燃机电厂由于无需煤场，输煤系统，除灰渣系统以及除尘、脱硫、系统等等，所以厂区占地面积比燃煤电厂所占厂区小得多。比同容量燃煤电厂相比，燃气电厂占地面积只有燃煤电厂的面积30 40%，且电厂建筑面积也只燃煤电厂的面积20%。 耗水量少。燃机电厂不需要大量冷却水，可减少冷却水的供应，这对于干旱缺水地区建电厂尤为重要。一般比同容量燃煤电厂少得多，简单循环只需210%火电厂的 用水量，联合循环也只有火电厂的1/3左右。 建厂周期短，且可分段投产由于制造厂内完成了最大的可能装配且分部调试后直接集装运往现场，安装在预制好的现场基础上，施工安装简便，建厂周期短， 投产快。 运行人员少由于燃机电厂自动化程度高，采用先进的集散式控制系统，控制人员可以大减少。一般情况占同容量燃煤电厂的人员的2025%，就足够了。 厂用电率低。燃机电厂一般厂用率不到2%，而燃煤电厂大机组用电率都在 56%。1.2 天然气联合循环发电天然气联合循环发电机组自二十世纪90年代开始在我国逐步应用与推广，现已积累了一定的建设和使用经验。由于天然气联合循环电厂的一些独特优势，从环境保护、提高能源效率出发，发展天然气联合循环机组是合理的。与燃煤电厂相比，天然气联合循环电厂具有投资少、对环境污染小、整体循环效率高、调峰性能好、占地少、建设周期短、厂用电率低、耗水少、可用率高等优点。缺点是对燃料要求较高，上网电价偏高。当今，在世界范围内，燃气轮机及其联合循环发电的市场份额在40%60%。1.3 我国天然气发展现状1978年以来，我国发电能源以每年新增1000万千瓦装机容量的速度发展。1999年底，全国装机容量近3亿千瓦，其中火力发电装机容量为2.23亿千瓦，水力发电装机容量为0.73亿千瓦，核电装机容量为0.021亿千瓦。2000年底达到3.20亿千瓦，预计2010年达到5.358亿千瓦，2020年达到7.901亿千瓦。目前在我国电力结构中，火力发电占75.6%，水力发电占23.5%，核能发电占0.9%，还有少量是利用风能、太阳能、地热能和海洋能等新能源及可再生能源发电。而在天然气发电方面，天然气联合循环发电在中国的发展还处于发展阶段。在此以前，天然气发电主要应用在紧靠天然气源头的地区以及依靠进口液化天然气LNG补充自身能源匮乏的广东、福建地区，发电容量小，投资规模不大，而且也没有形成一定的商业运做模式。直到2002年前后，随着国家西部大开发战略和西气东输工程的实施，天然气发电被提上议事日程。根据国家计委的规划，西气东输120亿m3中有40%用于发电。按照每m3天然气发电5kW·h计算，每年48亿m3天然气的发电量达到240亿kW·h。需要沿线配套大规模天然气发电厂以保证能消化掉西气东输的天然气。又由于2003年全国范围的电力短缺，以及天然气发电项目本身相对与传统火力发电的环保优势和投资优势，天然气发电项目极受各地电力公司的欢迎。仅在20022003年立项建设的天然气电站就达29家之多，他们基本上集中在西气东输管线路经的各地区，如上海市、河南、浙江和江苏省等。这些天然气电站将消耗西气东输工程4060%左右的天然气量。此外还有部分天然气电站立项建设，以继续利用进口液化天然气，它们主要分布在广东和福建省等地。这些利用天然气洁净能源发电的电站基本在2005年前后投入并网发电。但是由于天然气发电在运营方式、投资规模、成本结构以及投资利润相对于各个因素的敏感程度与传统的发电模式有很大差别，天然气发电的经济性特征也差别很大。在天然气发电的市场需求风险、政策风险、环境风险也都显示出极大的独特性。2000年发电用天然气消费量约为20亿立方米，其他燃气轮机以轻油等为燃料且主要用于调峰。从2001年到2005年期间计划建设新装机容量的10%将是燃气发电，新建能力高达800万千瓦。预计到2010年，全国新增燃气轮机装机容量2700万千瓦，发电用天然气消费量将成倍增长。在2002年，天然气用于发电的比例为14，仅占全国发电量的0.38，预计2010年为4.8，2020年6.7，2030年7.3，相应地，天然气发电量将从2000年的28亿千瓦时增至2020年的2850亿千瓦时，增幅超过100倍。中国的能源结构调整、增加清洁能源比例的战略，以及关闭小型燃煤电厂的措施，将会给天然气应用带来较大机遇。按十五规划，西气东输天然气的60%、广东进口液化天然气的40%将用于天然气发电。西气东输管线沿线的河南、江苏、浙江、上海等省市将改建、扩建、新建550万千瓦的能力，年需天然气45亿立方米，主要的电厂有郑州热电厂、江苏望亭电厂、江苏戚墅堰电厂、上海闸北电厂、浙江半山电厂等。在京津地区，将在今后的若干年兴建一系列总容量超过200万千瓦的燃气-蒸汽联合循环供热发电机组，以提高电网调峰能力，改善电网运行的可靠性和灵活性。配合重庆至湖北的输气工程，武汉地区的热电厂也计划将改建或扩建燃气轮发电机组及蒸汽轮发电机组联合循环。图3.1 天然气电站装机容量预测图3.2 天然气电站发电量2003年3月6日，在国家发改委等部门的统一组织协调下，国家“十五”重点电力建设项目燃气轮机电站建设项目设备采购暨技术转让合同签字仪式在北京钓鱼台国宾馆举行，合同涉及9个燃气轮机电站项目、21台重型燃气轮机机组，装机总容量超过800万KW。目前，中国在建及近期规划建设的天然气发电项目装机总规模近1800万千瓦，其中华东的西气东输及近海天然气发电项目规模约1050万千瓦，福建 LNG 发电项目规模 360万千瓦，广东LNG 发电项目规模385万千瓦。到2020年全国天然气发电装机规模约6000万千瓦。广东是我国应用LNG发电最早的地区。改革开放以来，广东经济高速增长，电力装机容量的增长速度保持在年均7%8%的水平，不及当地国民经济增长的速度。根据有关资料统计，截止2004年4月底，广东省装机容量4000万kw，在今后几年电力负荷每年将以500万kw的速度增长，新增电力负荷大于新增装机容量，已成为制约当地经济发展的瓶颈。另外，广东省的烟煤污染日益严重，成为我国酸雨最频繁最集中的地区之一。广东省除阳江、茂名、河源、梅州等八个县市外，其余均被列入了酸雨控制区。环境的恶化直接影响到广东省的可持续发展，消减以SO2为主的酸性气体排放已刻不容缓火电厂为SO2较大的排放源，其中，地方小火电厂和柴油机发电厂SO2排放尤为严重。为此，国家决定在广东建设我国第一个液化天然气的试点项目，该项目拟选择东南亚、大洋洲和中东地区的气源国作为LNG的供应方。一期工程规模为300万T，接收站设在深圳大鹏镇秤头角，通过输气管线，向惠州和深圳前湾两个新建LNG电厂以及深圳南山、美视和月亮湾等燃油改燃气的燃气轮机电厂、香港电灯公司新建燃气轮机电厂和中华煤气有限公司等提供天然气。2004年4月30日该项目签约，英国石油公司作为外商合作伙伴，澳大利亚为资源供应方，中国海洋石油总公司参股海外气田开发，总投资295亿元人民币。2006年投产。二期工程新增进口LNG 200万吨/年，并每年引入南海天然气25亿立方米，实现近海天然气和进口LNG两种资源互补。同时，输气管线也将有深圳、广州、东莞、佛山延伸至珠三角的江门、中山、珠海等地，计划2008年投产。目前，福建、青岛、上海、浙江等地也在规划或建设从国外进口LNG接收站，用于发电、石油化工、工业和民用燃气等。中国天然气发展正处于初期阶段，天然气发电对大型管道天然气项目和 LNG 项目有着重要的支撑作用。中国广东的LNG 项目其发电用气量超过了 50%，福建则更高达80%以上。但是，在中国目前能源价格状况下，燃气电厂的低投资成本和高效率的优势并没有抵消煤炭对天然气的价格优势，联合循环燃气发电相对燃煤发电缺乏竞争力。燃气电厂一方面要根据电力体制改革方案，参与电力市场竟价上网，另一方面又要按国际惯例履行购气照付不议合同。第二节 液化天然气（LNG）的工业用途近年来，中国LNG项目发展之快前所未有，需求也迅猛增长。2009年我国生产天然气830亿立方米，与上年相比增长7.7%。石化工业协会的数据显示，2009年我国天然气表观消费量为874.5亿立方米，同比增长11.5%。与国内产量相比，国内天然气供需缺口达40多亿立方米。预计，2010年中国天然气需求将达1100亿立方米，而国内生产能力所能提供的只有900亿立方米。2009年，中国进口液化天然气553.2万吨，增长65.8%，占当年中国液化气进口总量的57.1%，比重较2008年提高了1个百分点。预计2010年中国将进口天然气逾100亿立方米，其中包括约600万吨液化天然气。预计2015年中国LNG进口将超过2000万吨，2020年还会成倍增长。大力发展LNG，减少对石油的依赖，是中国政府的一项重要举措，预计不久的将来，天然气将成为我国在煤和石油之后的第三大能源。2.1液化天然气的车用液化天然气汽车(LNGV)是以液化天然气(LNG)为燃料的新一代天然气汽车，代表着天然气汽车的发展方向。中原油田利用自身天然气资源的优势，成功地开发了一套车用液化天然气(LNG)的生产工艺，并对LNGV应用技术进行了深入的探索。在，随着汽车拥有量的日益增加，汽油需求也越来越大，石油储量却越来越少，造成能源危机越来越严重。人们在寻求新能源、新技术来改变危机。因此人们研制出燃气汽车、太阳能汽车、燃氢电池汽车等等。燃气汽车主要是以天然气为燃料，供汽车行驶使用，其关键技术是燃气的携带问题。目前开发比较成功的是压缩天然气汽车，即将天然气压缩20倍左右，装进一个储气罐里，安装在车的后备箱里，汽车发动机前再增加相应的燃气设备，这样一辆燃气汽车就改装成功啦。每辆汽车改装费大概需要3000-5000元。但由于其行驶距离有限，最多只能行驶100公里，并且加气站的建设要受天然气管道的限制，不能象加油站那样很方便建站，因此目前改装的燃气车主要是城市里的出租车、公交车，还无法大规模的推广应用。太阳能汽车和燃氢电池汽车据报道现在已有样车制造出来，车速和行程里数据说还不错，但估计是汽车成本过高，难以批量生产，或者还有什么技术障碍，总之始终没见推出其产品。2.2 液化天然气在培育和发展下游天然气市场中的应天然气是二十一世纪的主要能源。我国在上世纪末，以陕气进京为代表，拉开了城市大规模利用天然气的序幕。“西气东输”、近海天然气的利用、“俄气南供”和进口LNG等项目的规划实施，将开始根本改变我国城市燃气发展的面貌，标志着我国进入了天然气时代。为此，国家制定了燃气行业“十五”发展目标，扩大天然气和液化石油气的使用范围，优化城市的能源结构，大力发展天然气市场。然而，由于种种原因，我国的天然气管道还不发达，不可能在近期覆盖所有城市，而以非管输技术方式存在的LNG无疑能发挥巨大的作用。一、天然气经预处理、脱除重质烃、硫化物、CO2，水等杂质后，在常压下深冷到-162液化即成LNG，这是天然气以液态存在的形式，其体积仅为气态时的1/600。由于LNG体积小，适合于用船远洋运输和贸易，LNG运输成为天然气除用管道外另一种重要运输方式，为城市天然气化提供了新的手段和方法。LNG在下游城市中的应用主要有四种方式：长期或永久性气源；过渡性气源；备用和调峰气源；小区瓶组供气气源。LNG气源选择可根据城市地理位置和天然气用量、运输成本等确定。近期有中原油田生产的LNG和新疆广汇集团生产的LNG，中期广东、福建的进口LNG等多途径气源选择。随着我国LNG资源的增加，远期的LNG气源的选择余地将更多。二、天然气下游市场的培育下游市场的培育包括两个方面，一是天然气管网的建设，二是天然气用户的开发。两方面应互相协调，同步发展。 1、城市天然气管网的建设城市天然气管网的建设是天然气下游市场形成的必要条件。管网的建设是一个循序渐进的过程，管网管位、管径、管材的选择和确定必须结合城市道路建设、今后发展及气源规划，充分考虑技术及经济的可行性，按照城市制定的天然气发展规划要求进行管道建设 ，保证城市天然气发展的有序建设和稳定安全供气。2、LNG用于居民由于目前我国LNG资源的相对紧缺以及LNG极强的调峰性能，优先满足居民住宅用气被称作其最有价值的用途。居民用户是天然气传统的、稳定的用户，是最能体现天然气利用优势的市场，也是最适合应用L