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1、文章摘自：学术堂论文网http:/ 燃气热电联产的优势1.1 热电联产与热电分产相比较热电联产与热电分产相比较，最大的优点是提高了能源利用率。我国的电力工业一直发展大机组、大电厂、和大电网。因为发电机组容量越大，发电效率越高，单位千瓦的投资越低。由于长期以来电力工业的主体是以燃煤作为燃料的火力发电，正是因为这样的大集中模式是发电过程中排出的热量无法得到充分利用，被白白排放到大气中；在加上输电过程中的线路损失，就使得终端使用电力的一次能源效率很低。对于凝汽式火力发电厂，能量总损失约为 60-70（包括锅炉效率、汽轮机内效率、汽机和发电机损失、冷却水热损失等），发电效率只有 30-40，其中能量损
2、失最多的是凝汽冷却水源，一般是通过冷却塔将能量发散至大气中，这部分能量品位低数量大，约占燃料总能量的 45-55。在传统发电厂基础上发展起来的热电联产，即把电厂排热的一部分回收，并通过热力网输送给用户哦，从而大大提高了一次能源效率。热电联产的基本目的，是将在汽轮机内膨胀做功后的蒸汽或适当提高汽轮机尾部蒸汽压力，满足对外供热的需求。通过这种废热利用，热电厂的总能量利用率可提高 70-85。若从热电分产考虑，供热热源的能量利用率主要取决于锅炉热效率，若考虑锅炉热效率在 60-80之间变动，则热电分产的综合能量利用率约为 45-60，则热电联产比热电分产能量利用率可提高 25左右。这是国家鼓励发展热
3、电联产的基本依据。天然气热电联产不仅可以提高能源利用效率与效益，也是提高天然气利用经济性的一条途径。只有提高天然气的利用率，同时产生高附加值的产品，才可能提高天然气利用的经济效益。1.2 燃气热电联产的利用效率高从能源利用角度讲，天然气的利用方式目前主要有两种形式- 供热或发电。然而，天然气无论是单纯用于供热还是发电均不能发挥其最大效益。从供热角度讲，通过燃烧天然气加热媒质（水）来供热，能量的利用率太低。这是因为，天然气燃烧的最高温度可达 2000以上，而通常制热所需的温度仅在 200300，甚至5070，悬殊的温差，带来极大的能量损失；如利用天然气发电，则有成本高的问题，我国天然气的价格比较
4、昂贵，按同比热值计算，天然气的价格是煤炭价格的 4 倍以上，专门建造天然气电站用于发电，目前尚不能为一般用户所接受。能否利用天然气这种能源，既供热，又发电，实现热电联产，实践表明，利用天然气实现热电联产不仅在理论和技术上完全可行，而且大大提高了天然气的利用效率与效益，是合理使用天然气的极佳方式。天然气热电联产技术方式是对天然气发电机组进行余热利用，发电机排烟管排出的废气温度高达 560，通过热复用装置（废气锅炉） 吸收废气的热能，同时把发电机排烟温度控制在100130左右，在生产热能的同时，也使发电机更有效，更经济地运行。一般火力发电机组所产生的电能只占其消耗燃料总能量的1/3 左右，其余约
5、2/3 的能量被转化为热能，而且往往是在没有被利用的情况下排放掉。热电联产则使火力发电机组同时生产热和电两种产品，这样便可以将能源的利用率大致提高到 80左右。从纯发电角度讲，目前效率最高的发电装置是燃气轮机发电机组，但其排烟温度通常在 500C 以上，将这么高温的烟气排入大气，是一项不小的热损失。若采用燃气蒸汽联合循环可有效的提高发电效率，但就目前水平，联合循环系统的最高发电效率近58%，通常在 50%左右，其余热能锅炉排烟和蒸汽轮机排汽冷凝亦造成 50%左右的热损失。若热电联产，便可有效地避免天然气单纯供热或发电造成的热损失，大大提高能源的利用率和利用效益。1.3 燃气热电联产具有较强的调
6、峰能力天津市电力负荷的突出特点之一就是季节性和昼夜的峰谷差大，而且逐年增加。传统的燃煤热电联产机组一般按照“以热定电”的原则运行，很少参加电力调峰。而以燃气轮机为代表的天然气热电联产系统可以做到具有较强的电力调峰能力。这为天然气热电项目的发展提供了又一有利条件，为提升项目的经济性提供了新的出路。天津电网现有及规划机组主要为火电机组，且大部分为热电联产机组，调峰手段相对较为单一，目前调峰容量主要由本地部分火电机组及系统联络线共同承担，特别是进入冬季供热期后由于受机组最小技术出力的限制，调峰能力进一步下降。最大的不同是，30 万千瓦等级燃煤电厂启动需要 17 个小时，燃气电厂可以随开随用，启动时间
7、仅需要 60 分钟。天津电网在进一步发挥系统间联网调峰效益的同时，需安排一定容量的机组进行启停调峰和深度调峰来满足电网调峰需求。在此基础上，需加快推进天津燃气调峰电厂专用调峰电源的建设，积极应对和解决未来电网调峰容量凸显不足的问题。1.4 燃气热电联产具有明显的环境指标优势燃煤电厂的排放情况：一吨标煤排放二氧化碳为 2.66-2.72吨。1 千克标准煤完全燃烧产生 7.5 m3，一吨煤碳燃烧产生 10500标立方米干烟气量。天然气燃烧产生的烟气量计算一立方米天然气完全燃烧产生 11 标立方米干烟气量。电厂以天然气作为燃料发电，燃烧后基本不产生烟尘灰渣和二氧化硫，发电后非常洁净和环保，噪音也比常
8、规燃煤电厂小。经过处理，天然气热电联产尾气排放温度只有 90；另外天然气的主要成分是甲烷（CH4），燃烧后的尾气主要成分为水和二氧化碳，基本上不会对空气造成污染。发电企业煤改气后在环保方面其烟尘排放量为零，二氧化碳排放量几乎为零，排放的氮氧化物也将明显降低。1.5 燃气热电联产具有明显的土地利用等优势占地少是天然气发电厂的优势之一。即使不计灰场段管路占地，厂区和施工用地、生活区用地都要比常规燃煤电厂少占地一半以上。除灰系统占地很大，有时是厂区的几倍；还有铁路等因素还未计入。由于天然气发电厂系统相对燃煤电厂简单，运行人员少，检修人员更少，相应的辅助人员也少，一般只有常规燃煤电厂的几分之一，以致福
9、利设施也需要少。建设周期短。天然气发电厂系统安装简单，需要的调整和调试工作量也少。土建也由于荷载相对小而工程量少。建安工程量一般约同等燃煤机组电厂一半左右。厂用电率低，只有相应燃煤电厂的三分之一左右，主要是总设备台数少，使电厂等效系数可提高 1%10%。消耗淡水少，对于水资源缺乏的地区，选厂较为容易。而且排放的污水相应也少，污水处理设施也相应减少，约为常规燃煤电厂的三分之一。在同等条件下，投资比较省。由于少了输煤、贮煤系统和除灰系统这些占地大、投资大的项目，此外，检修、运行人员的生产生活等设施也少，一般可减少 10%30%投资，如果燃煤电厂要求脱疏装置，投资相差就更大。天津市燃煤电厂选址工作受
10、环保和水资源等的制约，电站选址工作也越来越困难。燃气电站对厂址外部条件的要求相对较宽松，在占地面积、用水量、环保贡献量等方面均比燃煤电站小的多，这就为负荷中心地区增加厂址资源和改善电力布局提供了有利的条件。2、 影响燃气热电联产发展的主要因素2.1 需要出台合理的峰谷电价现在所面临的问题是出台合理的峰谷电价与定价机制，同时为天然气热电项目参与电力调峰提供价廉物美的技术保障。当然，由于热电机组承担供热与制冷的基荷，因此，在其供热冷期间的电力调峰能力必将受到限制。对此，可根据具体要求和其他条件加以系统优化，以拓展设备的调峰能力。天然气热电联产项目在满足用户热负荷需求的前提下，为电网提供一定的电力调
11、峰能力，无疑比建设单纯的天然气调峰电厂具有更好的综合经济性。在合理的政策机制与技术保障下，天然气热电项目参与电力调峰，并获得调峰电价，将会取得对热电厂和电网均有利的双赢效果。2.2 燃气供应保障与气价这是燃气热电联产项目成立的基础。就供气量而言，如双方协议落实后将不会存在问题，这为发展一定规模的燃气热电联产提供了基本保证。就气价而言，天然气的价格比较昂贵，按同比热值计算，天然气的价格是煤炭价格的 4 倍以上，无疑是目前制约天然气热电发展的最主要因素。在热电联产项目中，天然气约占总成本中的70%左右。因此，降低天然气价格对提高整个项目的经济性具有举足轻重的作用。目前多方面在呼吁天然气降价，并呼吁
12、出台新的天然气定价办法，其中，包括计及大用户平衡用气的效益的大用户优惠气价等。因此，在开发天然气热电项目之初，应充分考虑其气价因素。目前天然气价格体制及如何保障气源长期供应两大问题，是阻碍天然气发电产业快速发展的两大瓶颈。天然气定价机制不尽快改革，城市燃气管网不及时完善及供应安全问题不得到解决，天然气发电产业就缺乏良好发展的根基。2.3 国家和当地的政策因素政策因素是根本的因素。这些政策和法规涉及环保、节能、电力、燃料、供热(冷)等的多方面的规定、定价机制、税收、贷款与融资等。热电联产在我国的节能法中得到明文鼓励和支持。国家计委、国家经贸委、建设部和国家环境保护总局于 2000 年 1 月联合
13、颁发了 1268 号文关于热电联产的规定。规定中明确了“鼓励使用清洁能源，鼓励发展热、电、冷联产技术和热、电煤气联产，以提高热能综合利用效率”。针对燃气轮机热电联产，文件中第十四条明确指出“积极支持发展燃气轮机热电联产”。但是，现行政策的原则性多，可操作性少。针对当前发展天然气热电联产的关键与敏感问题，如，天然气价格、电力上网办法与上网电价等均无针对性的政策和规定可执行。在现行政策下，有利和不利于天然气热电联产发展的方面表现在：环保方面，国家对环保越来越重视，有关方面的污染排放标准不断提高，以气代煤工程和西气东输工程等的实施都极大的促进了天然气热电联产的发展。但是，目前我国对项目的环保投入与效益尚无折价规定和标准。目前的环境保护政策更具有其强制性的一面，而缺乏激励清洁发展的作用。这也是目前天然气热电项目步履维艰的重要原因。
