对中国天然气发电的政策建议（最终版）

第一篇：对中国天然气发电的政策建议（最终版）

在电力需求快速增长和希望减少电力行业对环境破坏的共同作用下，出现了对燃气发电的实际需求。2000年我国西气东输工程正式启动，标志着我国天燃气工业的发展进入了一个新的历史阶段。不久前由国际能源署组织编写的《天发中国的天然气市场——能源政策的挑战》一书的中文版出版，该书着重指出：发展中国天燃气市场的最大挑战在于下游、克服这一挑战则需要国家制定整体、全面、配套的能源政策，协调好天然气发展相关行业的关系。

国家电力公司已经制定了2010年之前的燃气发电初步规划，并且预测，到2005年，每年用于发电的天然气将达125亿立方米，其中大部分将用于长江三角洲（华东）和珠江三角洲（华南）。国际能源署的专家指出，尽管在中国发展天然气发电的潜力非常大，但要把这种潜力变成现实仍然存在巨大的挑战。

由于燃气发电对煤电没有成本优势，它在竞价上网的环境中会遇到很大困难，因为在这种情况下，发电企业都不可避免会选择最便宜的能源发电，除非存在其他方面的限制。如果燃气发电还要与那些成本已全部收回完的老煤电厂竞争，问题将会更突出。假如现在的煤电厂不需要处理它们所造成的污染，它们就会有更大的优势。

从目前来看，改革的重点似乎只集中在发电和输电的分离上。真正的竞争要求有健全的输电网、互不串通的供电厂商、独立的监管机构、能够执行的法律和国家规章。目前在我国，这些条件尚有很大缺欠。也许需要多年时间才能在电力行业全面实施竞争机制。

电力定价政策对天然气发电的商业性可行性具有重大影响。国际能源署的专家认为，中国目前的电价体系（包括批发电厂和零售市场）是不甚合理的，而且削弱了天然气的竞争力，而中国目前电力体制改革的主要目标之一就是理顺它的电价体系。由于目前的批发电价以成本加成为基的，也就是发电成本（投资和燃料）加上合理的利润。这一电价需要得到省级物价局和国家计委的批准。这一价格体系造成了不同发电项目有不同的电价，而且花样繁多。同一家电厂不但不同建设期的电价各异，而且不同机组发电的电价也不一样。

由于调度上网的时间要按照一个均衡的计划，而不是最先调用成本最低的电力或清洁能源电厂的电力。这就使发电厂对提高效率、降低成本或改善环境影响没有什么积极性。如在发电、输送和配电成本的的分摊方面，缺乏透明度，使得成本和价格没有明确的分解，就不可能有降低成本的积极性。从零售方面来看，除了发电、输送和配电成本，用户常常还要承担额外费用，这就使各城市之间的电价差异极大。为了减少峰荷需求，1995年我国政府决定实行分时电价（TOD），目的是在3至4年内将峰荷需求（10-12千兆瓦容量）减少10%-15%。但这一TOD价格体系并没有被广泛采纳。除上海的峰荷与基荷的电价差比较合理外，其他省市的电价差都太小，不足以影响消费者的行为。另外，由于TOD并没有应用于发电与输电分离后的电网内购电价格，所以配电公司只能以平均价格购电，同时以TOD价售电。他们以基荷价格销售得越多，销售收入就越低，因此自然希望尽可能多地销售峰荷电力。从公用事业的角度而言，这就不利于需求方的节能管理。因此，有必要在我国的电力工业中建立一个统一而透明的价格体系，这将有助于投资者正确评价新的燃气发电项目的潜在效益和风险。

目前增加燃气发电的一种有效方案是发展分散式发电，可以采用热电联产或三元（制冷、供热和发电）联产的方式。利用分散机组的分散式发电被认为是一项革命性的技术，可以从根本上改变电力供应行业的格局，已在经济合作和发展组织（OECD）国家得到越来越广泛的关注。2000年，国家计委、经贸委、国家电力局和建设部联合出台了一套法规。这些法规确认了CHp的优点（节能、环保、提高供暖质量和增加供电量），使发展CHp和三元联产（CCHp）成为一项国策，并要求各级政府部门给予全力支持。

发展燃气热电联产或三元联产对北京、上海和广东这样的大型消费市场具有重大的经济意义。这些地区都面临满足峰荷电力需求的重大问题。燃气空调系统或CCHp系统可以降低峰值电力需求而提高天然气消费，这对于电力与天然气产业来说是种双赢局面。然而，发展这些分散式联产系统需要政府采取切实的行动以消除阻碍其发展一些主要因素，特别是要解决小型电厂联网的困难，这样它们就可以出售多余的电量并确保后备供应。因此为小型电厂制订标准化联网规则也是一项紧迫任务。

按目前的气价，如果不恰当考虑电力供应的真实成本（包括环境成本），在中国的大部分地区基荷燃气电厂是无法与相当的燃煤电厂竞争的。

环境保护，特别是减少地方的大气污染是在我国增加天烯气使用的重要推动力。电厂是国家最大的空气污染源，这也是中国发展天然气发电的主要原因之一。国际能源署的专家指出，如果把燃煤电厂的环境成本考虑进去（要求使用先进的洁煤技术或收取高额的排放费），天然气发电的成本效益就会得到改善。

如果不能恰当考虑不同燃料和技术的环境影响或真实成本与效益，燃气发电就很难有公平的竞争条件。要创造这样一个公平的竞争环境，就必须严格制订并积极实施排放标准。我国已经宣布要在2005年之前实行欧洲的大气排放标准，要实现这一目标，必须花更大力气实施相应的法规。首先必须切断地方排放费的收缴与使用之间的联系，收上来的排放费应该直接上交给国库，而不能用作地方环保局的经济或对污染电厂的贷款。由于我国政府已经关闭了许多小型煤电厂，并已宣布在未来数年还将继续这一行动，因此无需改变电网格局，新建燃气电厂就可以轻而易举地进入，它们还可能继续使用现有合同形式为峰荷和腰肩负荷供电。在我国，天然气发电的优势主要体现在那些能替代燃煤格燃油井用于调峰的中小型煤气电厂。但是，仅仅用于调峰远不足以消耗大量天然气。燃气发电真正有优势的市场是为城区供热、供冷和供电的分散式多元联产。但是这类联产电厂的发展需要时间，并有一系列问题要解决，也就是说要有以合理价格向电网出售多余电力并在需要时获得备用电力的可能。

为此，国际能源署的专家建议，在中国应发展以大量中、小型燃气轮机为基础的分散式燃气发电，如有可能，可以作为热点联产或热、冷、电三元联产项目，并以此作为中、长期战略目标。此外，通过推广燃气空调系统和峰荷发电，挖掘天然气和电力需求冬夏两季互补性的潜力。最重要的是在国内发展中、小型燃气轮机和大型联合循环燃气轮机的制造、安装和经营的能力。

第二篇：我国天然气分布式能源发电上网电价政策汇总(上)

我国天然气分布式能源发电上网电价政策汇总（上）

2018-01-25 卡布卡让 来源 阅 346 转 11

国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：

为规范天然气发电上网电价管理，促进天然气发电产业健康、有序、适度发展、经商国家能源局，现就有关事项通知如下：

一、根据天然气发电在电力系统中的作用及投产时间，实行产别化的上网电价机制。

（一）对新投产天然气热电联产发电机组上网实行标杆电价政策。具体电价水平由省级价格主管部门综合考虑天然气发电成本、社会效益和用户承受能力确定。

（二）新投产天然气调峰发电机组上网电价，在参考天然气热电联产发电上网标杆电价基础上，适当考虑两者发电成本的合理差异确定。

（三）鼓励天然气分布式能源与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和价格。对新投产天然气分布式发电机组在企业自发自用或直接交易有余，并由电网企业收购的电量，其上网电价原则上参照当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。

（四）已投产天然气发发电上网电价要逐步向新投产同类天然气发电上网电价归并。

二、具备条件的地区天然气发电可以通过市场竞争或电力用户协商确定电价。

三、建立气、电价格联动机制。当天然气价格出现较大变化时，天然气发电上网电价应及时调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格每千瓦时0.35元。有条件的地方要积极采取财政补贴、气价优惠等措施疏导天然气发电价格矛盾。

四、加强天然气热电联产和分布式能源建设管理。国家能源局派出机构和省级政府能源主管部门要加强天然气热电联产和分布式能源建设的监督管理，新建企业必须符合集中供热规划，同时要落实热负荷，防止以建设热电联产或分布式能源的名义建设纯发电的燃气电厂。

五、对天然气发电价格管理实行省级负责制。各地天然气发电上网电价具体管理办法由省级政府价格主管部门根据上述原则制定，报我委备案，并自2015年1月1日起执行。

国家发展和改革委 2014年12月31日

这是一个统领性的文件，一是明确把价格管理权放给各省，二是规定了天然气发电最高上网电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价0.35元，对于没有明确政策的地区可以利用。

北京市发展和改革委员会 关于疏导本市燃气电价矛盾的通知（京发改〔2014〕118号）各有关单位：

为促进能源结构调整，逐步改善大气污染状况，根据《国家发展改革委关于疏导京津沪燃气电价矛盾的通知》（发改价格[2014]112号），现就本市电价疏导有关事项通知如下：

一、本市天然气发电企业临时结算上网电价调整为每千瓦时0.65元。

二、本市电网企业销售电价平均每千瓦时提高4.64分钱。其中，居民用电价格不作调整，其他用电价格平均每千瓦时提高6分钱。同时，进一步优化销售电价结构，本市非居民用户（中小化肥生产及亦庄经济开发区用户除外）统一执行《北京市非居民峰谷分时销售电价表》，调整后的销售电价表详见附件。

三、以上价格调整自2014年1月20日起执行。

四、各电力企业要抓好政策落实，做好供电服务保障工作。特此通知。

北京市发展和改革委员会 2014年1月20日

天津市发展改革委

关于调整发电企业上网电价的通知 津发改价管〔2015〕309号

市电力公司、华北电网公司，各有关发电企业：

根据《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》（发改价格〔2015〕748号）规定，现就调整发电企业上网电价有关事项通知如下：

一、我市燃煤发电上网电价平均每千瓦时降低2.34分钱，调整后的燃煤发电标杆上网电价为每千瓦时0.3815元。

二、电网企业与可再生能源发电企业结算电价标准，按照调整后的燃煤发电标杆上网电价执行。

三、我市从华北电网购电价格平均每千瓦时降低1.31分钱。

四、燃气发电上网电价每千瓦时调整为0.73元。

五、对超低排放达标并经环保部门验收合格的燃煤发电机组，自验收合格之日起，上网电价每千瓦时加价1分钱。

六、以上电价调整自2015年4月20日起执行。

七、电网公司和各发电企业要严格执行国家规定的电价政策。各级价格主管部门要加强电价检查，依法查处价格违法行为，确保电价政策落实到位。附件：天津市燃煤、燃气发电企业上网电价表

2015年4月18日（此件主动公开）

天津在此文件之后陆续几次对燃煤上网电价进行调整，但未明确说明燃气发电上网电价。

河北省物价局

关于发电项目电价管理有关事项的通知

冀价管〔2017〕180号

各市（含定州、辛集市）发展改革委（物价局），国网河北省电力有限公司、冀北电力有限公司，各有关发电企业：

为深入推进价格管理“放管服”改革，改进电价管理方式，简政放权、优化服务、提高效率，现将我省发电项目电价管理有关事项通知如下：

一、国家发展改革委、省物价局已制定标杆上网电价政策的发电项目，省物价局不再发文明确具体发电项目上网电价。

二、发电项目上网电价及脱硫、脱硝、除尘和超低排放加价，由省级电网企业按照国家发展改革委、省物价局价格政策执行。纳入省能源局并网计划的光伏发电项目按照光伏发电标杆上网电价执行，未纳入的执行燃煤发电标杆上网电价。

三、上述发电项目上网电价、环保加价随国家发展改革委、省物价局价格政策调整相应调整。

四、省级电网企业要严格按照国家发展改革委、省物价局电价政策，认真做好发电项目电价执行工作，并于每年1月20日和7月20日前分别向省物价局报送截至上全年和本上半年所有发电项目电价执行情况，执行中遇到问题及时反馈。

五、各地价格主管部门要高度重视价格管理“放管服”改革，做好宣传解释工作，及时协调电价执行中出现的问题，并加强监督检查，依法查处价格违法行为。

六、此通知自2018年1月1日起执行。

河北省物价局

2017年12月14日 河北没有明确规定文件。

山东省物价局转发国家发展改革委

关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知 鲁价格一发〔2015〕39号

各市物价局，有关发电企业：

现将《国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格〔2014〕3009号）转发给你们，请遵照执行。

凡在我省投资建设的天然气热电联产发电项目，上网电价最高每千瓦时在我省同期燃煤发电上网标杆电价基础上加价不超过0.35元。具体电价水平，待机组投产后综合考虑天然气发电成本、社会效益和用户承受能力核定。

山东省物价局 2015年6月2日

江苏省物价局关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知 苏价工〔2015〕323号

为规范我省天然气发电上网电价管理，促进天然气发电产业健康发展，根据《国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格〔2014〕3009号）精神，适应天然气价格市场化改革的方向，结合本省实际，现就我省天然气发电上网电价的有关问题明确如下：

一、结合天然气发电机组的特性，区分调峰、热电联产机组（含10MW以上天然气分布式能源），按照天然气发电平均先进成本、社会效益和承受能力、企业合理回报等原则确定上网电价。

二、根据我省天然气发电和天然气利用的实际情况，调峰机组、热电联产机组的平均核价利用小时数分别暂定为3500小时和5500小时。符合国家有关规定的分布式机组按实际确定。

三、为适应天然气价格市场化的改革方向，自2016年1月1日起，天然气发电上网电价采取与天然气门站价格联动的方式，具体联动公式如下：

天然气发电上网电价=固定部分（天然气门站价格平均短管输费）×税收调整因素/发电气耗，其中：

（一）固定部分（含运行维护费用、发电利润及税金）：调峰机组、热电联产机组分别为0.12元/千瓦时、0.10元/千瓦时;

（二）平均短管输费：0.04元/立方米；

（三）税收调整因素：1.035（天然气税率13%、电力税率17%）；

（四）发电气耗：调峰机组、9F供热机组取5千瓦时/立方米，热电联产机组取4.7千瓦时/立方米。

四、对单机容量不超过10MW（含）的楼宇式分布式机组在热电联产上网电价基础上每千瓦时加0.20元（2015年按每千瓦时0.89元结算）。

五、天然气发电上网电价在销售电价中解决后，省电力公司应按照省级价格主管部门确定的上网电价，及时与相关天然气发电企业结算电费；电价空间不足时，优先解决分布式机组和2015年底前投产的机组，其他机组先按燃煤标杆上网电价进行结算，其余部分在国家发展改革委销售电价调整后，予以解决。

六、天然气发电的调试电价按照核定天然气发电上网电价（2015年按每千瓦时0.69元）的80%结算，自2015年4月1日起执行。

七、热电联产机组所在地价格主管部门应按照热电比合理分摊相应的成本，并取得合理利润的原则核定热电联产机组供热价格。对供热价格达不到合理成本的，有条件的地区地方政府应给予补贴或其他政策优惠。

八、考虑到2015年天然气价格变动较大、企业经营状况以及电价空间结余情况，调峰机组自2015年1月1日、热电联产机组自2015年4月1日起上网电价在原电价基础上每千瓦时提高0.026元。

九、我局将根据国家政策调整、省内天然气发电发展、政策实施效果等情况，对天然气发电上网电价政策实施动态管理。江苏省物价局 2015年11月26日

上海市

关于调整本市天然气发电上网电价的通知 沪价管〔2015〕14号

上海市电力公司、各有关天然气发电企业：

根据《国家发展改革委关于降低非居民天然气门站价格并进一步推进市场化改革的通知》（发改价格〔2015〕2688号）和上海市物价局《关于实施本市非居民用户天然气销售价格联动调整的通知》（沪价管〔2015〕11号），本市下调了非居民用户天然气销售价格，天然气发电上网电价相应联动调整，现就有关事项通知如下：

一、本市天然气调峰发电机组与天然气热电联产发电机组容量电价保持不变，电度电价调整为每千瓦时0.4856元。

二、本市天然气分布式发电机组临时结算单一制电价调整为每千瓦时0.726元。

三、以上电价调整自2015年12月1日起执行。

上海市物价局

2015年12月2日

上海的天然气分布式能源上网电价将于近期调整，让我们拭目以待。

浙江省物价局

关于调整天然气发电机组上网电价的通知

浙价资〔2016〕102号

各有关燃气发电企业，省电力公司：

根据《浙江省物价局关于降低企业用气价格的通知》（浙价资〔2016〕67号）规定，经研究并经省政府同意，决定调整天然气发电机组上网电价，现将有关事项通知如下：

一、天然气发电机组电量电价每千瓦时降低0.02元（含税，下同）。调整后，9F、6F机组电量电价为每千瓦时0.52元，9E、6B机组为每千瓦时0.58元;容量电价暂不作调整。各发电企业具体电价水平详见附件。

二、以上规定自2016年4月20日起执行。未涉及事项，仍按原规定执行。

浙江省物价局 2016年6月8日

浙江实行的是两部制电价

福建省物价局

关于我省LNG燃气电厂临时上网电价的通知

闽价商〔2017〕85号

国网福建省电力有限公司、中海福建燃气发电有限公司、福建晋江天然气发电有限公司、东亚电力（厦门）有限公司：

根据省政府有关批复精神，核定莆田、晋江、厦门3家LNG燃气电厂临时上网电价为0.5434元/千瓦时，从2017年1月1日起执行。2017年底将根据实际执行情况进行清算。福建省物价局 2017年4月19日

第三篇：天然气发电安全管理规定

天然气发电安全管理制度

1.总则

1.1 为加强天然气发电生产的安全管理,保障天然气的安全使用和正常发电,防止事故发

生,促进天然气发电事业的发展,根据国家及地方的有关规定,结合本电厂实际,制定 本制度.1.2.本制度所指天然气，是指供给发电生产使用的天然气气体燃料。主要由气态低分子

烃和非烃气体混合组成．烃类以甲烷(CH4)为主，含小量乙烷(C2H6)、丙烷(C3H8)、丁烷(C4H10)等，非烃类气体主要为二氧化碳(C02)、氮(N2)、硫化氢(H2S)、氢(H2)和氩(Ar)等。若天然气在空气中浓度为5%～15%的范围内，遇明火即可发生爆炸。1.4． 天然气发电，必须贯彻“安全第一、预防为主”的方针，各部门都必须高度重视燃气安全管理工作。

1.6． 各有关部门应当加强天然气安全知识的宣传、普及工作，提高全体员工天然气的安全意识，积极防范各种天然气事故的发生。

1.7． 各有关部门必须遵守天然气安全生产的法律、法规，严格执行本制度，并经常对员工安全使用天然气进行培训。

1.8.运行、检修人员须经考核合格，取得相应资格后，方可从事相应的天然气操作巡检、检修维护工作，确保天然气发电生产安全。

l.9.天然气区域的安全保护范围： ． ’

1．9．1．天然气调压站、前置站红线外6米范围内的区域;． ． 1．9．2．天然气管道的管壁外缘两侧6米范围内的区域。

1．10．在天然气设施安全保护范围内，禁止下列行为：(一)擅自兴建与天然气设施无关的

建筑物、构筑物；(二)进行危害天然气设施安全的作业；(三)存放易燃易爆物品或 者倾倒、排放腐蚀性物品；(五)机动车辆启动、通行；(四)其他可能危害天然气设 施安全的行为。确需在天然气设施安全保护范围内进行可能影响燃气设施安全作业 的，必须在作业前采取确保燃气设施安全的措施后，在有关安全部门的监护下作业。

1.11．所有人员严禁穿带钉鞋，携带手机、对讲机（非防爆型）、火种、易燃易爆品进入安全保护范围。当进入操作区(红色区域)包括防爆对讲机也应关闭。

1.12．生产区和办公区划分开，进入生产区域的人员必须穿电厂工作服（全棉面料，防止产生静电火花）。生产区入口处设置放电球，凡进入生产区人员必须在放电球处放掉身体静电后方可进入。

1.13．阀门的开关尽量不要使用扳手，确需使用必须使用铜制扳手。1.14．发电生产区域，严禁吸烟。

1.15．配备足够的消防器材。配置的消防器材严禁挪作它用。2.天燃气设备的安全管理

2.1． 天然气设备设施包括：

1、天然气调压站；

2、燃机天然气前置模块；

3、燃机进气系统和燃烧室；

4、消防系统；

5、电气及控制系统；

6、其他(防腐材料、压缩空气管道及附件)等。

2.2． 天然气设施的设计文件，应按照国家有关规定组织有关部门和技术专家进行，审查。2.3． 天然气建设项目应当按照国家规定进行安全评价和环境影响评价。天然安全设施应与

主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用。

2.4.天然气设施的勘察、设计、施工、工程监理及重要设备、材料的采购应当依法实行招

标。勘察、设计、施工、工程监理必须由依法取得相应资质等级的单位承担。天然气 设施的设计必须符合国家有关规定、工程建设强制性标准和消防、安全生产、抗震、防雷、防洪、环境保护的要求，并按照国家有关规定报经有关部门审查。审查部门及其审查人员对审查结果负责。

2.5.天然气设施施工完毕后，应当将其安全等设施依法报经有关部门。验收部门及其验收

人员对验收结果负责。

2.6.禁止总重十吨以上的车辆或者大型施工机械通过地下敷设有天然气管道车道，确需通

行，必须经安全部门同意，并采取安全保护措施，经检验合格后方可通行。2.7.在天然气设施的现场、敷设有燃气管道的道路交叉口及重要燃气设施上应设置明显的安全警示标志，并在生产场所设置燃气泄漏报警装置。并在重要燃气设施外设置围栏，凡设置围栏处，只有持检修工作票人员，运行人员，安监办特许人员方能进入。

2.8.应当保护有关天然气设施设置的安全警示标志。禁止毁坏、涂改或者擅自拆除、迁 移燃气设施安全警示标志。

2.9.禁止毁坏或者擅自拆除、迁移、改动天然气设施。确需拆除、迁移、改动天然气设施，必须办理有关审批、批准手续。3． 天然气发电的运行管理 3.1.严格遵守天然气操作规程及安全管理制度，严格执行操作票、工作票、安全检查、泄

漏检测、事故抢修等制度，及时报告、排除天然气设施的故障和事故，确保正常供气。3.2.天然气区域及安全保护范围严禁烟火以及一切明火作业。动火作业应当按照分级审批

制度申报，取得动火许可后方可实施。进行动火作业时，必须在作业点周围采取安全 隔离措施和防范措施。

3.3.值班员接到值长天然气发电投运预令后必须完成以下工作：

3.3.1.确认天然气系统所有检修工作完成，工作票全部收回，检修安全措施已拆除。3.3.2.电气设备绝缘检测合格，送入工作电源。

3.3.3.将各控制仪表、保护以及信号电源送电，检查表计齐全，指示正确。检查系统所属

压力表一、二次门全开。

3.3.4.检查系统所属手动阀门结构完整，开关灵活，然后关闭。

3.3.5.检查系统所属管道完整，各支撑完整牢固，法兰连接处螺丝无松动。3.3.6.检查安全阀、排空阀、排污阀处于关闭状态。

3.3.7.检查压差测量装置、压力测量装置和热电偶接线无松动、破损和裸露。

3.3.8.精滤器本体完整、液位计投入刻度清晰、指示正确。检查精滤器有无存液,若有存液，打开排污阀放净后关闭。

3.3.9.自动气动阀工作气源管线连接牢固，无松动漏气现象。3.3.10.检查调压站天然气来气压力正常，在4.0±0.1MPa范围内。3.3.11.检查现场灭火设施齐全完整。

3.3.12．现场照明充足、卫生良好，检查通道无障碍物。3.3.13．加热器投入，处于准备启动状态。

3.3.14．用检漏仪检查系统各法兰及阀门处无泄漏。

3.4.天然气系统的停运以及过滤器的切换操作，必须填写操作票，经审核后严格按操作票程序操作。

3.5.前置系统运行过程必须对以下项目进行严格监视和检查：

3.5.1 检查入口压力正常，9E机组在18.5～26.2Bar范围；6B机组在18.6～22.4Bar范围。3.5.2 检查入口温度在10～60℃之间。

3.5.3 检查天然气流量9E机组为36000Nm3/h左右。6B机组为12900Nm3/h左右。3.5.4 检查加热器工作正常，热水泵进出口压力正常，加热装置出口天然气温度在10～60度之间，并保持28度的过热度。

3.5.6 检查精滤器液位，若有液位显示应手动打开排污阀，排尽后关闭。检查精滤器进出口压差正常，应小于0.75Bar。

3.5.7 检查系统各仪表指示正常。

3.5.8 用检漏仪检查系统各法兰及阀门处无泄漏(每班不小于三次检漏)。

3.6.除灭火救援和天然气严重泄漏等紧急情况外，未经当值运行值长同意，任何人不得开启或者关闭调压站的气动快速关闭阀(火警阀)。火警阀的开关由电厂中控室控制，设立专门的记录本专项纪录。

3.7.运行值班必须严格执行巡视检查制度，应配备燃气检漏测试仪器，加强对天然气设施的日常巡视检查，发现事故隐枣，应当及时报告并消除。必须建立健全巡视检查档案。

4.天然气发电设备的检修管理

4．1． 天然气设备设施，必须符合国家质量技术安全规定，并在使用前办理使用登记、建立档案，定期检验。设备的附件必须齐全、可靠，并定期校验。天然气管道和压力容器在投入运行前，必须按照有关规范进行强度、气密试验和置换，确保安全无泄漏。

4．2.天然气设备的安装维修单位应当依法取得相应的资质证书后，方可从事天然气设备的安装维修业务。安装维修质量应当符合国家颁布的技术规范和标准。

4．3 应当按规定配备专门的天然气检修队伍，配备专些技术人员、防护用品、消防器材、通讯设备等。

4．4 定期对天然气设备进行全面检测，定期对天然气管道进行一般性检测。新建管道必须在一年内检测，以后视管道安全状况每一至三年检测一次。对检测不合格或存在隐患的管道段，应当立即采取维修等整改措施，以保证管道运行安全。

4．5 对影响天然气管道安全运行的重大隐患或发生管道破裂、断管等重大事故时，应当组织力量立即处理。

4．6 检修部门应当建立天然气管道和设施的设备检修档案，原始数据及检修数据、分析结果应当妥善保存。

4．7 检修部门对天然气管道设备、设施应当定期检查和维护，使其处于完好状态。对于各类防爆设施及各种安全装置，应当进行定期检查，并配备足够的备用设备、备品备件，保证其灵敏可靠。

4．8 技术、检修部门必需建立健全天然气设备检修、维护和巡视检查档案，建立设备台帐。4．9 在天然气安全保护区域动火作业应当建立分级审批制度，由动火作业单位填写动火审批报告和动火作业方案，并按级向安全管理部门申报取得动火许可后方可实施。在动火作业时，必须在作业点周围采取保证安全的隔离措施和防范措施。

4．10 凡在天然气管道及设施附近进行施工、检修，有可能影响管道及设施安全运行的，施工过程中，应当根据需要进行现场监护。施工单位应当在施工现场设置明显标志严禁明火，保护施工现场中的燃气管道及设施。

4．11 禁止用易产生火花的工具敲击设备、开启阀门。在天然气管道及设备上进行检修工作时，必须进行置换，确保管线、设备内天然气浓度< 0.5 % 后方可打开管线、设备。

5． 天然气事故的抢修和处理。

5．1． 天然气事故是指由燃气引起的中毒、火灾、爆炸等造成人员伤亡和经济损失的事故。5．2． 对天然气事故应当依照有关法律、法规的规定处理。任何单位和个人发现天然气事故后，必须立即按照有关事故处理规定处理，采取通风等防火措施，并向当值值长、有关领导报告，并立即组织抢修。对于重大及以上事故，应当立即报告元亨。并采取讯速隔离和警戒事故现场等措施，在不影响救护的情况下保护事故现场，维护现场秩序，控制事故发展。

５.３ 必须设置专职抢修队伍，配齐抢修人员、防护用品、车辆、器材、通讯设备等，并

预先制定各级突发事故的应急预案，事故发生后，按事故等级，迅速组织抢修。

第四篇：天然气发电安全管理规定

天然气发电安全管理制度

1.总则

1.1为加强天然气发电生产的安全管理,保障天然气的安全使用和正常发电,防止事故发

生,促进天然气发电事业的发展,根据国家及地方的有关规定,结合本电厂实际,制定 本制度.1.2.本制度所指天然气，是指供给发电生产使用的天然气气体燃料。主要由气态低分子

烃和非烃气体混合组成．烃类以甲烷(CH4)为主，含小量乙烷(C2H6)、丙烷(C3H8)、丁烷(C4H10)等，非烃类气体主要为二氧化碳(C02)、氮(N2)、硫化氢(H2S)、氢(H2)和氩(Ar)等。若天然气在空气中浓度为5%～15%的范围内，遇明火即可发生爆炸。

1.3本电厂天然气发电生产、气体输送使用及其管理，适用本制度。

1.4． 天然气发电，必须贯彻“安全第一、预防为主”的方针，各部门都必须高度重视燃气

安全管理工作。

1.5． 本公司运行部、检修部具体负责天然气设备的日常使用、维护、检修等管理工作。其

他有关部门应当按照各自职责做好天然气的安全管理工作。

1.6． 各有关部门应当加强天然气安全知识的宣传、普及工作，提高全体员工天然气的安全

意识，积极防范各种天然气事故的发生。

1.7． 各有关部门必须遵守天然气安全生产的法律、法规，严格执行本制度，并经常对员工

安全使用天然气进行培训。

1.8.运行、检修人员须经考核合格，取得相应资格后，方可从事相应的天然气操作巡检、检修维护工作，确保天然气发电生产安全。

l.9.天然气区域的安全保护范围：．’

1．9．1．天然气调压站、前置站红线外6米范围内的区域;．．

1．9．2．天然气管道的管壁外缘两侧6米范围内的区域。

1．10．在天然气设施安全保护范围内，禁止下列行为：(一)擅自兴建与天然气设施无关的建筑物、构筑物；(二)进行危害天然气设施安全的作业；(三)存放易燃易爆物品或 者倾倒、排放腐蚀性物品；(五)机动车辆启动、通行；(四)其他可能危害天然气设 施安全的行为。确需在天然气设施安全保护范围内进行可能影响燃气设施安全作业 的，必须在作业前采取确保燃气设施安全的措施后，在有关安全部门的监护下作业。

1.11．所有人员严禁穿带钉鞋，携带手机、对讲机（非防爆型）、火种、易燃易爆品进入安

全保护范围。当进入操作区(红色区域)包括防爆对讲机也应关闭。

1.12．生产区和办公区划分开，进入生产区域的人员必须穿电厂工作服（全棉面料，防止产

生静电火花）。生产区入口处设置放电球，凡进入生产区人员必须在放电球处放掉身体静电后方可进入。

1.13．阀门的开关尽量不要使用扳手，确需使用必须使用铜制扳手。

1.14．发电生产区域，严禁吸烟。

1.15．配备足够的消防器材。配置的消防器材严禁挪作它用。

2.天燃气设备的安全管理

2.1． 天然气设备设施包括：

1、天然气调压站；

2、燃机天然气前置模块；

3、燃机进气系

统和燃烧室；

4、消防系统；

5、电气及控制系统；

6、其他(防腐材料、压缩空气管道及附件)等。

2.2． 天然气设施的设计文件，应按照国家有关规定组织有关部门和技术专家进行，审查。

2.3． 天然气建设项目应当按照国家规定进行安全评价和环境影响评价。天然安全设施应与

主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用。

2.4.天然气设施的勘察、设计、施工、工程监理及重要设备、材料的采购应当依法实行招

标。勘察、设计、施工、工程监理必须由依法取得相应资质等级的单位承担。天然气 设施的设计必须符合国家有关规定、工程建设强制性标准和消防、安全生产、抗震、防雷、防洪、环境保护的要求，并按照国家有关规定报经有关部门审查。审查部门及其审查人员对审查结果负责。

2.5.天然气设施施工完毕后，应当将其安全等设施依法报经有关部门。验收部门及其验收

人员对验收结果负责。

2.6.禁止总重十吨以上的车辆或者大型施工机械通过地下敷设有天然气管道车道，确需通

行，必须经安全部门同意，并采取安全保护措施，经检验合格后方可通行。

2.7.在天然气设施的现场、敷设有燃气管道的道路交叉口及重要燃气设施上应设置明显的安全警示标志，并在生产场所设置燃气泄漏报警装置。并在重要燃气设施外设置围栏，凡设置围栏处，只有持检修工作票人员，运行人员，安监办特许人员方能进入。

2.8.应当保护有关天然气设施设置的安全警示标志。禁止毁坏、涂改或者擅自拆除、迁移燃气设施安全警示标志。

2.9.禁止毁坏或者擅自拆除、迁移、改动天然气设施。确需拆除、迁移、改动天然气设施，必须办理有关审批、批准手续。

3．天然气发电的运行管理

3.1.严格遵守天然气操作规程及安全管理制度，严格执行操作票、工作票、安全检查、泄

漏检测、事故抢修等制度，及时报告、排除天然气设施的故障和事故，确保正常供气。

3.2.天然气区域及安全保护范围严禁烟火以及一切明火作业。动火作业应当按照分级审批

制度申报，取得动火许可后方可实施。进行动火作业时，必须在作业点周围采取安全 隔离措施和防范措施。

3.3.值班员接到值长天然气发电投运预令后必须完成以下工作：

3.3.1.确认天然气系统所有检修工作完成，工作票全部收回，检修安全措施已拆除。

3.3.2.电气设备绝缘检测合格，送入工作电源。

3.3.3.将各控制仪表、保护以及信号电源送电，检查表计齐全，指示正确。检查系统所属

压力表一、二次门全开。

3.3.4.检查系统所属手动阀门结构完整，开关灵活，然后关闭。

3.3.5.检查系统所属管道完整，各支撑完整牢固，法兰连接处螺丝无松动。

3.3.6.检查安全阀、排空阀、排污阀处于关闭状态。

3.3.7.检查压差测量装置、压力测量装置和热电偶接线无松动、破损和裸露。

3.3.8.精滤器本体完整、液位计投入刻度清晰、指示正确。检查精滤器有无存液,若有存液，打开排污阀放净后关闭。

3.3.9.自动气动阀工作气源管线连接牢固，无松动漏气现象。

3.3.10.检查调压站天然气来气压力正常，在4.0±0.1MPa范围内。

3.3.11.检查现场灭火设施齐全完整。

3.3.12．现场照明充足、卫生良好，检查通道无障碍物。

3.3.13．加热器投入，处于准备启动状态。

3.3.14．用检漏仪检查系统各法兰及阀门处无泄漏。

3.4.天然气系统的停运以及过滤器的切换操作，必须填写操作票，经审核后严格按操作

票程序操作。

3.5.前置系统运行过程必须对以下项目进行严格监视和检查：

3.5.1检查入口压力正常，9E机组在18.5～26.2Bar范围；6B机组在18.6～22.4Bar范围。

3.5.2检查入口温度在10～60℃之间。

3.5.3检查天然气流量9E机组为36000Nm3/h左右。6B机组为12900Nm3/h左右。

3.5.4检查加热器工作正常，热水泵进出口压力正常，加热装置出口天然气温度在10～60

度之间，并保持28度的过热度。

3.5.6检查精滤器液位，若有液位显示应手动打开排污阀，排尽后关闭。检查精滤器进出

口压差正常，应小于0.75Bar。

3.5.7检查系统各仪表指示正常。

3.5.8用检漏仪检查系统各法兰及阀门处无泄漏(每班不小于三次检漏)。

3.6.除灭火救援和天然气严重泄漏等紧急情况外，未经当值运行值长同意，任何人不得

开启或者关闭调压站的气动快速关闭阀(火警阀)。火警阀的开关由电厂中控室控制，设立专门的记录本专项纪录。

3.7.运行值班必须严格执行巡视检查制度，应配备燃气检漏测试仪器，加强对天然气设

施的日常巡视检查，发现事故隐枣，应当及时报告并消除。必须建立健全巡视检查档案。

4.天然气发电设备的检修管理

4．1． 天然气设备设施，必须符合国家质量技术安全规定，并在使用前办理使用登记、建

立档案，定期检验。设备的附件必须齐全、可靠，并定期校验。天然气管道和压力容器在投入运行前，必须按照有关规范进行强度、气密试验和置换，确保安全无泄漏。

4．2.天然气设备的安装维修单位应当依法取得相应的资质证书后，方可从事天然气设备的安装维修业务。安装维修质量应当符合国家颁布的技术规范和标准。

4．3应当按规定配备专门的天然气检修队伍，配备专些技术人员、防护用品、消防器材、通讯设备等。

4．4 定期对天然气设备进行全面检测，定期对天然气管道进行一般性检测。新建管道必

须在一年内检测，以后视管道安全状况每一至三年检测一次。对检测不合格或存在隐患的管道段，应当立即采取维修等整改措施，以保证管道运行安全。

4．5

4．6

4．7 对影响天然气管道安全运行的重大隐患或发生管道破裂、断管等重大事故时，应当组织力量立即处理。检修部门应当建立天然气管道和设施的设备检修档案，原始数据及检修数据、分析结果应当妥善保存。检修部门对天然气管道设备、设施应当定期检查和维护，使其处于完好状态。对于

各类防爆设施及各种安全装置，应当进行定期检查，并配备足够的备用设备、备品备件，保证其灵敏可靠。

4．8

4．9 技术、检修部门必需建立健全天然气设备检修、维护和巡视检查档案，建立设备台帐。在天然气安全保护区域动火作业应当建立分级审批制度，由动火作业单位填写动火

审批报告和动火作业方案，并按级向安全管理部门申报取得动火许可后方可实施。在动火作业时，必须在作业点周围采取保证安全的隔离措施和防范措施。

4．10 凡在天然气管道及设施附近进行施工、检修，有可能影响管道及设施安全运行的，施工过程中，应当根据需要进行现场监护。施工单位应当在施工现场设置明显标志严禁明火，保护施工现场中的燃气管道及设施。

4．11 禁止用易产生火花的工具敲击设备、开启阀门。在天然气管道及设备上进行检修工

作时，必须进行置换，确保管线、设备内天然气浓度< 0.5 % 后方可打开管线、设

备。

5．天然气事故的抢修和处理。

5．1．天然气事故是指由燃气引起的中毒、火灾、爆炸等造成人员伤亡和经济损失的事故。

5．2． 对天然气事故应当依照有关法律、法规的规定处理。任何单位和个人发现天然气事

故后，必须立即按照有关事故处理规定处理，采取通风等防火措施，并向当值值长、有关领导报告，并立即组织抢修。对于重大及以上事故，应当立即报告元亨。并采取讯速隔离和警戒事故现场等措施，在不影响救护的情况下保护事故现场，维护现场秩序，控制事故发展。

５.３必须设置专职抢修队伍，配齐抢修人员、防护用品、车辆、器材、通讯设备等，并

预先制定各级突发事故的应急预案，事故发生后，按事故等级，迅速组织抢修。6．

6．1

6．2

6．3

6．4

附则 本制度用于东莞虎门电厂安全生产。本制度的条文与政府安全主管单位的规定相抵触时执行政府安全主管部门的规定。本制度由东莞虎门电厂安全生产委员会负责解释。本制度自发布之日起实施。

第五篇：新能源：天然气发电潜力很大

新能源：天然气发电潜力很大

发布日期：2011-12-04【关闭】

摘要：

新能源：天然气发电潜力很大

目前,我国天然气发电市面上场子正处于发展阶段，它的发展离不开政府工作报告的支持。合理的电价政策应该使燃气-蒸汽联合循环电厂能承受目前较高的天然气价格及天然气价格流动的风险象环生。此外，对燃气轮机低排放污染的优点在电价上也应所映。中国天然气发电在电力工业部门中所占比例极低，与世界平均水平相比差距很大，国家可以对污染较高的发电厂收取较高的排污费用来限制其发展，引导企业采用天然气发电，不断开发中国天然气市场。

天然气发电的优势

一是最低的环境污染排放。天然气用于发电后，二氧化碳热电厂放量约为烯煤矿电厂的42%，氮氧化物排放量则不到烯煤矿电厂的120%，可明显示减轻日益严得的环保压力。燃气轮机具有优良的烯烧特性，控制低污染热电厂放技术水平不断提高。天然气昂昂烯气/蒸汽轮机联合特环机组与常驻机构规火力发电机组相比具有最低的污染排放，被称为”绿色能源”，是可持续发展最有希望的发电技术。二是有效提高能源利率.火电调峰不可避免地造成能源泉利用效率的降低,同时增加电网运行成本；水电调峰要在丰水期弃水,水力发电站以其运行灵活、可用率高、发电机组启动快等到特点，成为提高电网运行质量的有力手段之一。

三是可减轻电网输电和电网建设的压力。同时燃气电站对厂内外部条件的要相对宽松，在占地面积用水量环保等方面均比其他电站小得多，这就使得建设多个燃气电站成为可能。这样可以减轻电网输电和电网建设的压力，提高电网运行的稳定性。

天然气作为新能源有着很强的生命力，随着人们环保意识的提高,我国燃气轮气发电技术的不断进步，天然气发电在未来电力发展中会占据越来越大的市场，从而结束我国只靠“吃”煤和油才能发电的历史。