时间：2023-11-26 16:56:52
关键词:热电联产;成本;热电比
中图分类号:F27文献标识码:A
中国是一个能源生产和消费大国,一次能源的生产居世界第二位,但人均能源占有量仅为世界人均能源占有量的45%左右。同时,中国的能源利用效率也很低,目前仅为33%,与发达国家的能源利用效率相比存在较大的差距。电力行业是国民经济的支柱行业,同时也是能源消费量巨大的行业,仅煤炭消费量就占我国煤炭消费总量的50%以上。因此,提高电力行业的能源利用效率,将会在很大程度上改善我国的一次能源利用效率。
热电联产,是根据能源梯级利用的原理,将一次能源燃烧后,既生产电能,又利用在汽轮发电机中作过功的蒸汽对用户供热的生产方式。热电联产的蒸汽没有冷源损失,所以能将热效率提高到85%,比大型凝汽式机组(热效率40%)还要高很多。热电联产不仅可以大量节约能源,而且可以改善环境条件,提高居民生活水平,缓解供电紧张局面。近年来,随着我国电力市场的逐步开放,“厂网分开,竞价上网”政策全面推行,绝大多数发电企业都要通过竞价的方式才能将电能输送到电网中,而竞价的基础就是要做好成本分析,成本决定了企业的竞价,也决定了企业未来的发展趋势。
一、热电联产的工作流程
热电联产是一个复杂的系统,简单来说主要包括了四大流程:燃料煤的流程、空气及燃气流程、水及蒸汽流程和电气系统流程。
1、燃料煤的流程。自煤场送至原料煤斗后,经过输煤皮带,由给煤器控制给煤量。进入锅炉之前在磨煤机或碎煤机内被磨成煤粉,与一部分热空气混合,经燃烧器进入炉膛中,燃烧后的烟道气流经锅炉―省煤器―空气预热器等热交换器将热量传给其中的水或空气,最后从烟囱排到大气中去。其不可燃的固体,较大者以灰分的形态落入灰坑中,以备清除,其微细者则在集尘器或除尘器中被收集清除。
2、空气及燃气流程。首先由送风机将气压略以提高,送经空气预热器,接受一部分烟道气的热量使温度升高由管道将其一部分直接送经燃烧器入炉,另一部分则进入粉煤机或磨煤机后与煤粉一同入炉。炉中燃烧后的烟道气,首先通过炉管与过热器将炉水汽化与过热,随后通过省煤器将剩余热量的一部分交付于进入锅炉前的水。再通过空气预热器加热于未进炉前的冷空气。经过如此行程后,因摩擦阻力的关系,已使压力低于大气压力,因此须由引风机吸出,提高其压力,以便驱于大气中。
3、水及蒸汽流程。电厂使用冷凝水由凝水泵送回锅炉重新使用,所要补充者仅少许抵消漏泄损耗的补充水。补充水经由给水软化器予以软化,以免锅炉内壁产生水垢。凝水泵将冷凝水送过三个加热器,并附以其他水泵,依次由低压而中压而高压,又经省煤器提高其温度,使进入锅炉的水事先获得相当的热能,故在炉管中巡回受热时,达到汽化程度所需的传热面积可以稍减。至于已汽化的蒸汽,使其进入过热器的管道中,可以进一步的吸收热能,变成过热蒸汽,进入汽轮机作功,汽轮机带动发电机即可产生电;在汽轮机中做功后的蒸汽通过供热管道即可为居民或其他的用户提供供热。
4、电气系统流程。包括发电机、励磁系统、厂用电系统和升压变电站等。
二、热电联产的成本项目
根据热电联产的工作流程,热电联产企业的成本项目由以下部分组成:燃料成本(煤)、水费、电费(发电部分提供)、设备折旧费、财务费用、管理费用、运行维护费(包括职工工资、福利费、材料费、修理费等),前三项为变动费用,后四项为固定费用。由于热电联产企业在生产过程中会对环境造成一定的污染(排放二氧化硫和粉尘等),成本项目中还需要考虑环保因素。
1、燃料成本。煤的成本主要由三个部分组成:采购成本、储藏成本、加工成本。
(1)采购成本:由于热电联产企业对燃料的需求非常巨大,其采购成本也是燃料成本的最主要构成要素。煤的采购价格会由于天气特征的变化、运输距离的远近、运输费用的变化及煤的质量等多种因素的影响而变化,其中煤价的影响最大。
(2)储藏成本:虽然热电联产企业每天的用煤量基本上会维持在一个比较稳定的数字范围,但是目前电力企业对煤燃料的需求很大,煤的供应持续紧张,而为了维护热电联产企业在用电高峰期能满负荷运行,能满足所有供电供热用户的需要,热电联产企业需要在平时进行煤燃料的备储。
(3)加工成本:因为热电联产企业需求的煤燃料的量很大,所以在采购过程中不能全部采购到优质煤,购进的煤很多质量上并不符合要求,其煤质比较差,热值比较低等,这就需要增加相应的检查加工设备,也相应的增加检查加工费用,而且由于劣质煤的原因,还可能影响到发电机组的正常运行,可能会对锅炉造成一定程度的损害,长期来看,还可能会影响到热电联产企业的经济效益。
把上述三种成本综合在一起,热电联产企业的燃料成本可以用下式表示:
燃料成本=标准煤单价×标准煤的消耗量
其中,标准煤的消耗量里要考虑到煤燃料的储藏和加工问题,把它们产生的费用折算成标准煤的消耗量来计算燃料成本。由于热电联产企业把煤燃烧后同时产生两种产品――电和热,所以关于热和电的成本分摊需要通过热电比来确定燃料成本在热和电的成本中的比重。
2、水费。热电联产企业中的用水主要在锅炉和供热部分用到。为了保持锅炉的安全和高效率,供水决不能间断;水经过加热后变成蒸汽,这也是热电联产企业供热的基础所在,所以热电联产企业也是用水大户,水费在成本里也占有一定的比例。由于水在整个发电供热过程中都起着不可或缺的作用,其水费也需要按照热电比分别分摊到热和电的成本中去。
3、电费(发电部分提供)。热电联产企业的发电机组、供热机组及其他设备(例如输煤皮带、送风机、水泵等)中所使用的电力来自本企业自己发的电,这部分电也是需要消耗燃料、水和其他相关费用的,所以这部分的费用也需要按照热电比来分摊到最终出厂的热和电的成本中去。可以把这部分的用电费用按照电的成本换算成标准煤的消耗成本,然后按照热电比分别分摊到出厂的热和电的成本里。
4、设备折旧费。热电联产企业中涉及到专门发电的设备、专门供热的设备和热电共用的设备,按照设备用途的不同,需要分别把设备的折旧费分别分摊到热和电的成本里。按照热电联产企业的工作流程,升压变电站属于发电的专属设备,从汽轮机出来的蒸汽所经过的设备为供热专属设备,直接计入相关的成本即可;而其他的设备则是热和电的共用设备,需要用热电比来进行分摊。
按照《企业所得税法实施条例》第六十条规定,热电联产企业的设备折旧年限应不低于10年。热电联产企业的设备繁多,应按照各个设备的具体使用情况进行年限的确定。固定资产的设备折旧方法有三种:平均年限法(直线法)、工作量法和加速折旧法。按照《中华人民共和国企业所得税条例实施细则》第四章第二十六条规定:固定资产的折旧年限,按照国家有关规定执行,固定资产的折旧,原则上采用平均年限法(直线法)和工作量法计算,纳税人需要采用其他折旧方法的,可以由企业申请,逐级报省、市、自治区税务局批准。因此,本文采用平均年限法进行设备折旧费的计算。
平均年限法又称为直线法,是将固定资产的折旧均衡地分摊到各期的一种方法。采用这种方法计算的每期折旧额均是等额的。计算公式如下:
固定资产年折旧额=(固定资产原值-预计残值+清理费用)/固定资产的使用年限
固定资产月折旧额=固定资产年折旧额/12
固定资产年折旧率=固定资产年折旧额/固定资产原价×100%
采用平均年限法计算固定资产折旧虽然简单,但也存在一些局限性。例如,固定资产在不同使用年限提供的经济效益不同,平均年限法没有考虑这一事实。又如,固定资产在不同使用年限发生的维修费用也不一样,平均年限法也没有考虑这一因素。因此,只有当固定资产各期的负荷程度相同,各期应分摊相同的折旧费时,采用平均年限法计算折旧才合理。
财务费用、管理费用、运营维护费用为企业的基础费用,在计算热和电的相关成本时需要通过热电比进行分摊各自的费用占比,进而综合得出热和电的成本。
三、成本分摊的计算
以上分析可知,由于热电联产企业把煤燃烧后同时产生两种产品――电和热,所以关于热和电的成本分摊需要通过热电比来确定燃料成本在热和电的成本中的比重。而热电比的计算方法多种多样,有热量法、实际焓降法、热折扣法、热电联合法等等,有专门的学者对这四种方法做过比较。通过综合比较,本文采用热电联合法作为热电比计算的方法。(图1)
根据热电联产效率式:
从理论上讲,最合理高效的供热方式是热泵供热,它可以环境为热源,消耗一定功,把热量的温位升高。所以,借用热泵的概念可以得出?准=0.12时,所得热分摊比即热电比为较合理值。
热电联产的热电比计算出来以后,再通过热电比把热电联产的成本项目需要通过热电比进行分摊的,计算各自的分摊,最后综合起来就是热和电各自的成本费用。
四、结论
热电联产具有良好的节能效益,我们应该从长远出发,利用国家对热电联产的优惠政策,积极推进热电联产项目的建设。热电联产的发展对我国的发展起着至关重要的作用,特别在这个资源匮乏的时代,热电联产不仅为企业也为国家节约了大量能源。而研究热电联产的成本则为热电联产的发展奠定了基础,可以根据热和电各自的成本进行合理优化,节约能源,提高效率,引导热电联产行业良性发展。
(作者单位:东南大学)
主要参考文献:
[1]Juha Kaikko.Technical and economic performance analysis for amicroturbine in combined heat and power generation,Energy,32.2007.
[2]陈和平.我国热电联产概况与政策.区域供热,2001.2.
关键词： 热电联产 热电站
1．历史的回顾
英国第一次尝试区域供热是1742年：作为律师和园艺家的Hugh Plat，用管道输送蒸汽为房间采暖。1745年，Wiliam Cook用同样的方法输送蒸汽给家庭采暖。他还试图用这种方法从一个热源向一组建筑供热。之后，在1791年，英格兰Halifax的Hogle获得了用管道输送蒸汽供建筑物采暖的专利。1816年，Jacob Perkins Marquisde和Chambonne在英格兰使用了以热水为输送热媒的系统。
在英国，热电联产用于工业始于1898年Clydebank的一家烫毛厂。最早成功的热电联产电厂之一于1911年安装于曼切斯特的Bloom街。该热电厂向周围的商店、办公室和工厂供应蒸汽。在1920年和1922年Durdee和Stirling分别开始区域供热。从那以后，英国在区域供热方面有一些小的发展，如白厅街的区域供热方案，向位于该街的英国政府机关供热。另一个是伦敦的Pimlico区域供热系统，该系统于1950年完成，用Battersea电让(该电站于 1983年关闭)的废热向一个11000人的居民区供热。1960年，利用Derbg附近的Spondon电站向临近的Courtaulds工厂供蒸汽。另外一个市营的燃煤区域供热方案于1965年在伯明翰实施。该方案建立了中央锅炉房和循环热水系统。1968年，当时的Notlingham公司为了使垃圾场能够长期使用，而采取焚烧的办法处理垃圾废料，由此而产生了目前仍在运行的垃圾焚烧热电联产区域供热系统，位于Notlingham的这一系统是英国目前最大的垃圾焚烧热电联产系统。
1975年，一个有政治色彩的拥护热电联产的所谓“压力集团”成立，这是1973年由于中东战争导致矿物燃料价格上涨的结果。由此而产生的政府热电联产集团在Marshall报告中指出，由于石油和天然气变成稀有燃料，因此热电联产，区域供热对英国是重要的，尽管当时 (1979年)它的净电、热成本并不经济。还建议建立热电联产，区域供热示范方案和国家供热局，可是这两个建议被当时的能源部相继否决了。
针对，Marshall报告，当时的能源部指定W．S Atkins和partners(一个咨询企业)评价在有潜力的地区发展热电联产、区域供热的可行性。1980年，Belfast，GLasgow，Liver—pool，伦敦，sheffield和Tyneside等几个城市被挑选为研究对象。1981年，Edinburgh，Leicestor和曼切斯特等城市也被包括进来。1982年，完成了财务可行性报告，该报告建议可以对Belfast，Edinburgh和伦敦三城市发展热电联产提供资金，因为这些城市的热电联产方案可获得最高的投资收益率。
政府对Atkins报告的反应推迟到1984年，能源部邀请国营和私营的当地财团前来投标，在9个城市中挑出三个继续进行热电联产研究，结果是在1985年，能源部挑选了三个城市，即北爱尔兰的Belfast，苏格兰的Edinburgh和英格兰的Leicester进行资助，费用总额为75万英磅。这是先导城市方案。被淘汰的城市中，sheffield，London和Newcasle继续进行研究，和私人联保，没有政府资助，所以英国共有六个城市尝试热电联产、区域供热方案。
英国第一次关于热电联产的法律上的支持体现在1983年的能源法中。该法允许私人发电者：(i)从地方电力局购电为自己所用或为其用户所用。(ii)将自己所发电力卖给地方电力局。(iii)用地方电力局的输配电网给自己或为其用户输电。该法规最有力的一点是政府允许前中央电力局投资热电站，同时允许其像发展全国电网和电力市场那样发展热的销售网。实际上这一法规仅帮助了工业和小规模的热电站投资者。地方电力局对这一法规没 有兴趣。而且前中央电力局对建设热电站也很勉强，即便是在前述几个先导城市，测算出的财务回收率可以达到中央电力局的一般标准。
到目前为止，前述三个政府资助的先导城市和另外三个私人资助的热电联产、区域供热的发展情况令人失望。尽管Belfast市政会热衷于热电联产、区域供热，但由于北爱尔兰电力负荷的限制，使得其不适于发展。所有热电联产面临的问题都是在得到收益之前的总投入太多。Edinburgh区域供热协会成立了一个国际财团以调研他们推荐的热电联产、区域供热系统的财务可行性。之后由于缺乏资金一切都停顿下来。不过，在Leicester城建立的区域供热系统正向几千栋住宅、公寓楼、公用建筑供热。作为先导城市，Leiceste一直努力建立一个可供全市用热的热电联产、区域供热系统。1987年，计划在一个中央电力局所属的燃气轮机电站建立联合循环热电联产系统，热网将穿越大部分市区。该热电厂计划1991年竣工投产，但后来由于缺乏资金而推迟了。1988年4月，Sheffield市建立了一个区域供热系统，以城市垃圾作为燃料。该系统包括17．5km的地下管道，热负荷57MW。
1989年的电力法导致了以下局面：(i)两个私营电力公司National Power和Powergen成立；(ii)核电公司成立(由于股市对核电缺乏认识和信任，该公司仍由政府控制)；(iii)成立了12个地区电力公司，他们负责向居民和工业用户供电。主要的电力生产者和地区电力公司通过电力市场进行电力交易。输电规则由国家电网公司制定。电力法规办公室负责规范重组的电力工业的活动。
这种局面鼓励电力生产和供应者进行自由的市场竞争，而且从理论上讲给予了新的私人电力生产者和热电联产生产者以公平的竞争条件。在参加电力供应的商业活动之前，首先取得许可证，取得许可证后可以免税。和热电联产有关的免税项目包括：(i)发电容量不超过10MWe或超过10MWe，但只向一个用户供电。(ii)对于自各电站，51％或更多的电力用于自身。
2．目前的状况及发展
电力私有化以后，Enron Corporation在Teesside建立了一个发电容量1725MWe的热电站，向ICI'S Wilton工厂供应工艺用热。该厂于93年4月发电和供热。该热电站是目前世界上最大的。
伦敦Tunnel炼油有限公司建成一个热电站，主设备为两台燃气轮机，发电容量为15MW，以后还计划扩建。伦敦有限公司建立了一个新的基于热电联产的能源供应系统，将供应热水、冷水和电力。该工程由British和Uciliom Holdings合资的citygen承建。第一阶段，电站将发电30MWe，热负荷大约也是30MW。第二阶段电站发电量增加到60MWe。输配系统将敷设到有负荷潜力的地方。电站最终容量将达到90MWe。
伦敦南部的Deptford建设了一个英国最大的垃圾一能量转换系统。所谓的东南伦敦热电公司已经和伦敦电力公司签属了32MWe的供电协议。这是近20年来建设的第一座以城市垃圾为燃料的热电站。该热电站受到政府的“无矿物燃料”政策(NFFO)的支持。不幸的是只有其发电部分可拿到NFFO津贴，因此该电站尽最大可能发电，而不是考虑发电、供热同时最大。该热电站每年消耗垃圾42万吨，于1994年2月开始运行。
英格兰的Leicester市政会打算在现有的区域供热系统需要改造更新时将其改造成热电联产的区域供热系统。
受shffield区域供热系统成功的鼓舞，sheffield热电公司准备扩大供热，增加两个新用户，热负荷18.5MW。另外还计划建一个燃气联合循环热电站，对外供热120MW，供电120MWe。该电站是目前欧洲的大型电站之一。
位于Gumbria，Calder Hall的核热电站已有35年的发电历史。英国核燃料公司于1991年扩建了供汽设备。Edinburgh的Lothian地方院和Citigen已在Edinburgh市中心合资兴建热电联产区域供热系统。第一阶段(从1994年起)针对旧城区，由可以燃烧两种燃料的往复式发动机来供电和供热。第二阶段则针对新城区，在1995年实现。
另外，英国有500处小型热电站(小于1MWe)，目前这种小热电每年的增长率很可观。容量为15MWe的系统在市场上随处可见，但只有容量大于40MWe的热电联产系统才具经济上的吸引力。
小型热电联产最早用于娱乐中心、游泳池。目前仍主要应用于这些场所。除此之外，还应用于医院、宾馆、收容所、机场、学校和小型工业。一项市场调查表明，英国有潜力在4000个地点建立总容量320MW的小型热电站。
容量在1—10MWe的系统称为中型热电联产系统，这是比较理想的工业和商业用热电联产系统。在Cyanamid，采用往复式发动机供电3.5MWe，同时供应蒸汽。在医院和小的工厂是适合于安装燃气轮机热电联产系统的，1992年3月，在cornwall安装了由两个燃气轮机组成的热电站。最近在曼切斯特机场建成了10MWe的热电站，据预测运行成本每条可降低150万英磅。伦敦一家医院的热电站安装了两台1.5MWe汽轮机，汽机废热用于供给吸收式制冷机，空调加湿系统，机械通风系统。
1992年11月，由环境部，英国煤气公司，以及11家地方电力公司共同成立了一个节能托拉斯，旨在建立一个实验热电站，托拉斯负责资金问题。工程的建设费用中，有关天然气部分由英国煤气公司承担。工程第一年费用为600万英磅，预计以后几年的费用将达几千万英磅。英国热电联产协会代表托拉斯管理该电站。
英国目前热电站发电容量为2000MWe，前能源大臣曾指出到2020年，英国热电联产发电量达到全国发电总量的25％。这意味着到2000年，热电联产的发电量要从现在的2000MW发展到4000MW。而英国热电联产协会的目标则更高，即从2000MW发展到6000MW。
参考资料
1．R．F．Babus’Haq&S.D.probet“combined Heat and-Power Market一Penetration in the UK： Problems and Opportunities”Applied Energy 48(1994)315—334
【关键词】分布式供电 冷热电三联产系统
分布式供电是相对于传统的集中式供电方式而言的，是指将发电系统以小规模(数千瓦至50mw的小型模块式)、分散式的方式布置在用户附近，可独立地输出电、热或(和)冷能的系统。
一、分布式供电及其特点
与常规的集中供电电站相比，分布式供电具有以下优势：没有或很低输配电损耗；无需建设配电站，可避免或延缓增加的输配电成本；适合多种热电比的变化，系统可根据热或电的需求进行调节从而增加年设备利用小时；土建和安装成本低；各电站相互独立，用户可自行控制，不会发生大规模供电事故，供电的可靠性高；可进行遥控和监测区域电力质量和性能：非常适合对乡村、牧区、山区、发展中区域及商业区和居民区提供电力；大量减少了环保压力。
1.分布式供电可以满足特殊场合的需求
例如，而印瞒设电网的西部熟顷地区或散布的用户：对供电安全稳定性要求较高瞅糊昭户，如 医院 、银行等；能源需求较为多样化的用户，需要电力的同时还需要热或冷能的供应。这种供电方式最大的优点是不需远距离输配电设备，输电损失显著减少，运行安全可靠，并可按需要方便、灵活地利用排气热量实现热电联产或热电冷三联产，提高能源利用率。
2.分布式供电方式可以弥补大电网在安全稳定性方面的不足
在世界上大型火电厂建设的趋势有增无减之时，电网的急速膨胀对供电安全与稳定性带来很大威胁，而各种形式的小型分布式供电系统，使国民 经济 、国家安全至关重要而又极为脆弱的纽带——大电网不再孤立和笨拙。直接安置在用户近旁的分布式发电装置与大电网配合，可大大地提高供电可靠性，在电网崩溃和意外灾害(例如地震、暴风雪、人为破坏、战争)情况下，可维持重要用户的供电。
3.分布式供电方式为能源的综合梯级利用提供了可能
在常规的集中供电方式中，能量形式相对单一。当用户不仅仅需要电力，而且需要其它能量形式如冷能和热能的供应时，仅通过电力来满足上述需要时难以实现能量的综合梯级利用：而分布式供电方式以其规模小、灵活性强等特点，通过不同循环的有机整合可以在满足用户需求的同时实现能量的综合梯级利用，并且克服了冷能和热能无法远距离传输的困难。
4.分布式供电方式为可再生能源的利用开辟了新的方向
相对于化石能源而言，可再生能源能流密度较低、分散性强，而且目前的可再生能源利用系统规模小、能源利用率较低，作为集中供电手段是不现实的。分布式供电方式为可再生能源利用的发展提供了新的动力。我国的可再生能源资源丰富，发展可再生能源是二十一世纪减少环境污染和温室气体排放以及替代化石能源的必然要求，因此为充分利用量多面广的可再生能源发电，方便安全地向偏僻、少能源地区供电，建设可再生能源分布式供电应受到高度重视。
二、分布式供电 发展 趋势
1.分布式供电的主要方式
分布式发电方式多种多样，根据燃料不同，可分为化石能源与可再生能源；根据用户需求不同，有电力单供方式与热电联产方式(chp)，或冷热电三联产方式(cchp)；根据循环方式不同，可分为燃气轮机发电方式，蒸汽轮机发电方式或柴油机发电方式等。
发电技术能源种类内燃机发电技术燃气轮机发电技术微型燃气轮机发电技术常规的燃油发电机发电技术燃料电池发电技术化石能源太阳能发电技术风力发电技术小水利发电技术生物质发电技术可再生能源氢能发电技术二次能源垃圾发电技术一般废弃物。
2.分布式供电的主要动力——微型燃气轮机
微型燃气轮机是功率为数百kw以下的、以天然气、甲烷、汽油、柴油等为燃料的超小型燃气轮机。它的雏形可追溯到60年代，但作为-种新型的小型分布式供电系统和电源装置的发展 历史 则较短。
微型燃气轮机大都采用回热循环。通常它由透平、压气机、燃烧室、回热器、发电机及 电子 控制部分组成，从压气机出来的高压空气先在回热器内接受透平排气的预热，然后进入燃烧室与燃料混合、燃烧。大多数微型气轮机由燃气轮机直接驱动内置式高速发电机，发电机与压气机、透平同轴，转速在50000-120000rpm之间。一些单轴微型燃气轮机设计，发电机发出高频交流电，转换成高压直流电后，再转换为60hz480v的交流电。
目前，开发微型透平的厂商主要集中在北美，欧洲有瑞典和英国。与柴油机发电机组相比，微型燃机具有以下一系列先进技术特征：运动部件少，结构简单紧凑。重量轻，是传统燃机的1/4；可用多种燃料，燃料消耗率低，排放低，尤其是使用天然气；低振动，低噪音，寿命长，运行成本低；设计简单，备用件少，生产成本低；通过调节转速，即使不是满负荷运转，效率也非常高；可遥控和诊断：可多台集成扩容。
因此，先进的微型燃气轮机是提供清洁、可靠、高质量、多用途的小型分布式供电的最佳方式，使电站更靠近用户，无论对中心城市还是远郊 农村 甚至边远地区均能适用。有理由相信，一旦达到适当的批量，微型燃机轮机有能力与中心发电厂相匹敌。对终端用户来说，与其它小型发电装置相比，微型燃气轮机是一种更好的环保型发电装置。
3.分布式供电发展方向——冷热电三联产系统
虽然回热等有效提高微型燃气轮机系统热转功效率的手段得到应用，微型燃机发电效率己从17%-20%上升到当前的26%-30%，但以微型燃气轮机作为动力的简单的分布式供电系统的热转功效率依然远小于大型集中供电电站。如何有效提高分布式供电系统的能量利用效率是当前分布式供电技术发展所面临的主要障碍之一。
正如常规的集中供电电站可以通过功热并供提高能源利用率一样，分布式供电系统在用户需要的情况下，同样可以在生产电力的同时，提供热能或同时满足供热、制冷两方面的需求。而后者则成为一种先进的能源利用系统——冷热电三联产系统。
与简单的供电系统相比，冷热电三联产系统可以在大幅度提高系统能源利用率的同时，降低环境污染，明显改善系统的热 经济 性。因此，三联产技术是目前分布式供电发展的主要方向之一。
热电联产能够有效的节约能源，从国内外工程实践来看，已是不争事实，据《2001年电力工业统计资料汇编》数据：2001年我国单机6000千瓦及以上电厂热效率仅为35.09％，电厂供热效率85.13％，能源转换总效率40.55%，我国的热电厂热效率均能超过常规火电厂的热效率10个百分点。实现热电联产的小型供热机组，其热效率超过大型高参数常规火电机组。
1、能源形势不容乐观
我国自然资源总量排名世界第7位，能源资源总量居世界第3位。我国是产煤大国，煤炭储量达1万亿吨，但精查保有剩余储量只有900亿吨，储采比不足百年。我国又是人口大国，我国人口占世界总人口20%。煤炭储量占世界储量的11%，人均煤炭仅为世界平均值42.5%原油储量占世界储量的2.4%，人均石油仅为世界平均值17.1%天然气储量占世界储量1.2%，人均天然气为世界平均值13.2%天然气因而应是我国宝贵的资源，更应合理有效利用。
1998年我国人均能源消费量1.165吨标煤，居世界第89位。仅是世界人均能源消费水平的2.4吨标煤的一半，是发达国家的1/5--1/10。我国石油储量不多，从1993年开始又成为能源净进口国，据予测未来缺口将越来越大。2000年我国已进口石油7000多万吨，花掉200亿美元，预计我国石油进口依存度（净进口量与消费量之比）
由1995年的6.6%上升为 2000年的20% 2010年的30% 2020年的50%
天然气进口依存度 2000年6% 2020年的50%
我国已成为仅次于美国和日本的石油进口大国。由于石油需大量进口，因而能源安全性的问题，提到重要的议事日程。目前国家将建立战略储油，希望在2010年前屯储1500万吨石油。因而事实告诉我们，我国能源形势不容乐观，缺口越来越大。在过去的20年里，我国经济保持快速增长，年增长9.7%，而能源消费增长速度仅为4.6%，得益于国家制订的“能源开发与节约并重，近期把节能工作放在优先地位”的总方针发挥作用。据专家测算，我国在过去的20年中，国民经济发展所需的新增能源，一半靠开发，一半靠节约，而今后则要3/4左右要靠提高能效了，到2040年之后，新增能源就全部要靠提高能效来解决了。
因而我们可以说，积极发展热电联产是节约能源需要。
2、合理利用天然气资源
最近几年我国天然气的生产和消费均呈快速增长态势，但到2000年天然气的生产量也只占全国能源生产量的3.4%，而消费量也仅占全国能源消费量的2.5%。而我国天然气的储量仅占世界储量的1.2%，人口则占世界总人口的20%，人均天然气仅为世界平均值的13.2%。
最近报纸和电视上宣传“西气东输”工程，天然气进京第二条管线的建设和天然气勘探开发的新消息增多，可能有人认为我们的天然气多的很，其实和需要量相比还差的远。我们西气东输工程的年输送能力为120亿立方米。莫斯科一个城市一年用天然气360亿立米，平均一天1亿立米，等于我们全国商品气的120%。因而我们要保持冷静的头脑，把有限的资源加以有效合理的利用，绝不能一听天然气比煤清洁，天然气多了，到处上天然气项目。西气东输工程也是沿线的十个省市区可以利用。就是十个省、市区也要有重点有计划的合理利用，每个城市能分到多少气量？主要用在哪方面？要统盘考虑，再不能头脑发热。
如何合理利用天然气，也是我们供电工作者应认真研究的大问题。
据2002年7月5日《北京日报》报导：西气东输工程建成后，天然气价格平均为1.29元/立米，具体价格会随用户距离远近而不同。天然气到上海的价格为1.35元/立米，低于目前上海使用东海天然气上岸价格1.45元/立米和进口液化天然气交气点价格1.6元/立米。具体到市区内还要经过市燃气集团的输配管网，税收、利润加价则气价还要提升。
另据消息报导：上海工业与民用天然气价为2.1～2.4元/立米，优惠发展热、电、冷联产工程，气价为1.9元/立米。
从国际市场的能源价格来看，国际煤炭价格约为1.8美元/MMBtu，美国市场天然气价格约为2美元/MMBtu，欧洲市场天然气价格约为2.3美元/MMBtu，日本市场LNG价格约为3.5美元/MMBtu，气化后的天然气价格约为4.3美元/MMBtu。我国煤炭价格相对较低，华北京津唐地区标煤价约为260元/吨，折合1.1美元/MMBtu，华东地区标煤价约为350元/吨，折合1.5美元/MMBtu，我国进口LNG价格及气化后的天然气价格与日本大体相当（可能会略低于日本），西气东输到上海的气价按中油总提供的数据为1.30元/立方米，折合4.6美元/MMBtu，陕甘宁天然气到北京的价格在1.00～1.30元/立方米之间。折合3.6～4.1美元/MMBta，从以上数据看，按同发热量计算，天然气与煤炭的比价欧美为1.2～1.5，日本为2.
5，而我国华东地区为3，华北地区为3.2～4.1。过
高的比价将限制我国利用天然气发电的规模，并将使天然气发电在承担电网基荷时缺乏竞争力。
煤价与天然气价格的比值
国家电力公司动力经济研究中心在编制《全国天然气发电规划》（2001-2010年）中提出：
在气价为1.1元/立米，天然气电厂竞争力较差；在气价为1.0元/立米时，在不同运行位置下（3000，4000，5000小时）天然气电站上网电价仅比进口66万千瓦脱硫机组和进口35万千瓦机组的电价低；在气价为0.90元/立米时，在利用小时小于4000的运行位置，天然气电站上网电价仅比国产60万千瓦不脱硫机组高，与其他机组相比具有明显优势。
上述资料提出：气价1.0元/立米时，上网电价为：
设备利用：3000小时
平均电价0.46元/千瓦·时
4000小时
平均电价0.389元/千瓦·时
5000小时 平均电价0.347元/千瓦·时
燃煤电厂如作为电力系统的调峰电厂则年设备利用小时将更低，平均电价将更高。如为热电厂理应全年运行，冬季供采暖，夏季供制冷用热，利用小时数高，平均电价可降低，但又取决于天然气的气价。北京几个燃气--蒸汽联合循环热电厂，天然气的气价均为1.4元/立米，因而上网电价均较高。
二、燃气--蒸汽联合循环与分布式热、电、冷联产
1、燃气--蒸汽联合循环
自1939年瑞士BBC公司制造世界上第一台工业燃气轮机以来，经过60多年的发展，燃气轮机已在发电、管线动力、舰船动力、坦克和机车动力等领域获得广泛应用。80年代以后，燃气轮机及其联合循环技术日臻成熟。由于其热效率高，污染低，工程总投资低，建设周期短，占地和用水量少，启动灵活，自动化程度高等优点，逐步成为主要的动力装置。
由于世界天然气供应充足，价格低廉，所以最近几年世界上新增的发电机组中，燃气机及其联合循环机组在美国和西欧已占大多数，亚洲平均也已达36%。世界市场已出现了燃气轮机供不应求的局面。
我国重型燃气轮机制造业始于五十年代末，六十年代至七十年代初，上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂和南京汽轮电机厂都曾以厂校联合的方式，自行设计和生产过燃气轮机。透平进气初温700度，典型机型为1MW、1.5MW、3MW、5MW。八十年代南汽厂在原机械工业部主持下，与美国GE公司合作生产透平进气初温1100度等级的MS6001B型燃气机，单机功率40MW，效率32%，是世界上该功率等级的主力机型，国产比率50～70%，该产品于1988年通过国家鉴定。目前已生产20多套，其中出口占一半。
根据原国家电力公司战略规划部编制《2001年电力工业统计资料汇编》。我国2001年底单机6000千瓦及以上燃气轮机和柴油机组共538台1098.18万千瓦。其中
燃气轮机组 141台 576.84万千瓦
柴油机组 497台
521.342万千瓦
2001年我国单机6000千瓦及以上火电机组共4381台，24115.09万千瓦。因而可知我国2001年底的燃机比重为：
台数占
3.218%
容量占
2.392%
2001年我国单机6000千瓦及以上机组总容量30360.392万千瓦，燃机容量仅占总容量的1.9%。
因而可知燃机的比重仍很低。
目前世界上燃气机及其联合循环技术突飞猛进，其单机容量已分别为334MW和498MW供电效率可达38～41.5%和58.7%。既能用于调峰机组，又可做为带中间负荷和基本负荷，其投资又低于代有脱硫装置的燃煤机组，由于其自身的一系列优点，因而已成为国外火力发电行业的主要发展方向。我国近几年由于天然气资源的开发，“西气东输”工程建设，陕甘宁天然气进京和从澳大利亚与印尼引进液化天然气，为我国燃料结构调整提供资源。国家决定发展燃气--蒸汽联合循环发电。据有关资料报导：在2007年前后，在“西气东输”管道沿线和广东地区，将建设10座燃气--蒸汽联合循环电站，拟采用23台以9FA和M701F型先进燃气轮机为基础的联合循环机组，其总功率近于8000MW。其后还拟建一批燃用天然气的以9FA和E型燃气轮机为基础的联合循环电站，其台数大约有20台左右。因而可以认为我国燃机的比重将上升。
根据国外电力系统的实践经验，为确保电力系统的安全性，燃气轮机的总装机容量应占全电力系统的总装机容量的8～12%，而我国到2001年底，燃机容量仅为1.9%，因而应积极发展。
2、分布式热、电、冷联产
由小型燃气轮机（内燃机）、余热锅炉、溴化锂制冷机组成的小型全能量系统（也称第二代能源系统或分布式电源）可以统一解决电、热、冷供应，在国外得到迅速发展。由于小型燃机或内燃机供电效率为24～35%，联合循环供电效率可达45～50%，远高于常规火力发展，否定了人们头脑中固有的“机组小就不经济”的传统观念。在燃煤的时代，火力发电厂确是机组越大经济效益越好，机组越小就不经济。但在燃料结构改变的今天，情况不同，人们的思维方式也要改变。燃油燃天然气的燃气轮机、内燃机由于大机组与小机组的效率差别不大，而且小机组又有占地小，机动灵活的特点，因而在发展国家大量采用。不但1000～10000kW燃机市场需求量大，连1000kW以下的小燃机，甚至100kW以下的微型燃机也是销路看好。燃料结构改变了，各类中小型机组，只要经济效益好，有生命力，就有发展前途。
中科院工程热物理所徐建中院士在“分布式供电和冷热电联产的前景”一文中曾指出：
“纵观西方发达国家的能源产业的发展过程，可以发现：它经历了从分布式供电到集中式供电，又到分布式供电方式的演变”。
1999年世界科学大会，“科学与能源”专题讨论会的专家们指出，为了实现可持续发展的目标，世界各国应面向未来制定新的能源发展战略。专家们同时指出，对传统能源利用方工进行重新审视，也应成为未来能源发展战略的重要组成部分。法国科学家拉菲德在读者讨论会上举例说，近年来一些研究表明，一种分散式的电力管理新概念可能比目前很多国家采用的电力供应系统更有利于环保。这种分散式模式通过建立若干小型发电站代替少数大型发电站，从而尽可能缩短发电站和电力用户间的平均距离，这样可以减少能源损耗。目前中央式供电系统的能源利用效率最高约55%，而测试表明，分散式电力供应模式效率至少可达到85%。
我国目前正处在大发展大集中的过程。大机组、大电厂、大电网是主导方向，但分布式电源的发展，将不以人们的意志为转移，必将迅速发展。通常100MW以上的燃气轮为大型燃机，20～100MW为中型，20MW以下为小型，小于300MW的为微型燃机。小型燃机，具有高效、清洁、经济、占地少、自动化水平高，适用分散建设和可靠等优势，因而发展很快。鉴于国际上小型全能量系统迅速发展的事实和其本身的优势，因而在急计基础（2000）1268号文中，明确提出：……在有条件的地区应逐步推广。
中国电机工程学会热电专业委员会1999年的济南年会、2000年的宁波年会、2001年的重庆年会、2002年昆明年会和2003年海口年会中均有一些学术论文积极宣传、推广小型全能量系统，实现小型热、电、冷联产。2002年9月份热电专委会还专门在南京召开“天然气在热电联产应用专题研讨会。”2001年在北京人民大会堂召开的“绿色能源科技”高级论坛，由四位中国科学院、中国工程院的院士做学术报告，其中徐建中院士报告的题目就是“分布式能源CCHP”。倪维斗院士在“能源的发展前景”报告中也特别提出应积极鼓励和扶持燃气天然气的热、电、冷联供技术。北京石油学会于2000年和2001年召开的“北京天然气合理利用座谈会”上均提出：“燃气--蒸汽联合循环热、电、冷联产，实现了一次能源的合理梯级利用，提高了能源利用率，带来了经济效益。由于燃机具有低NOx燃烧技术，使NOx大力减少，可提高环境效益。北京地区冬季供热，夏季大部分地区需供冷、因而联合循环热、电、冷联产有广阔市场，北京应适度发展中、小型燃机热电联产机组。”美国9·11事件之后和北京申办奥运会成功，更多的专家学者从分散电源建设，确保奥运用电安全角度出发，积极提出北京应积极发展小型全能量系统。中国能源学会、中国动力工程学会、北京动力工程学会等学术团体也均提出上述的合理建议。英国、荷兰在北京召开热电联产学术研讨会和索拉公司、宝曼公司、惠普公司、瓦锡兰公司等也召开同类型宣传推广会。他们看准中国大陆发展小型全能量系统的无限商机，积极抢占市场。
目前我国北京、上海、广州已有一批分布式热、电、冷工程投入运行，取得明显的经济效益、环保效益和社会效益。
表一 上海和广州分布式（楼宇式）三联供系统的发展情况
序号
项目地点
设备情况
备 注
1
上海黄浦中心医院 1台1000KWSolar土星20柴油燃气轮机1台3.5t/h余热蒸汽锅炉
已投入运行
2
上海浦东机场
1台4000KWSolar天然气燃气轮机1台5t/h余热蒸汽锅炉
已投入运行
3
上海闵行医院
1台400KW坚泰燃气内燃气机1台350kg/h余热蒸汽锅炉
已投入运行
4
上海理工大学
1台60KWCapstone燃气微燃机1台15万大卡余热直燃机
正在进行施工图设计
5
上海舒雅健康休闲中心
2台往复式内燃机HIW-260型168KW和余热锅炉2
台供65℃热水
已投入运行
6
广东东菀鞋厂
11台102KW柴油内燃机11台0.5t/h蒸汽锅炉
已投入运行
7
广东铝业集团
1台725KW重油内燃机1台bz200型余热直燃气
已投入运行
表二 北京市分布式（楼宇式）三联供系统的发展情况：
序号
项目地点
设备情况
备 注
1
北京市燃气集团监控中心
1台480KW+1台725KW燃气内燃机 1台BZ100型+1台BZ200型余热直燃机
2003年三季度投产
2
北京次渠站综合楼
1台80KW宝曼燃气微燃机1台20万大卡余热直燃机
2003年三季度投产
3
软件广场
1台1200KWSolar燃气轮机1台250万大卡余热直燃机
4
北京国际贸易中心三期工程
2台4000KWSolar人马40燃气轮机+2台20T/H再燃余热锅炉
5
国际商城
2台4000KW Solar人马40燃气轮机+2台20T/H再燃余热锅炉
6
北京高碑店污水处理厂沼气热电站
一期：4台6GTLB型沼气内燃机 513kW二期：3台JMS316GS-B、L沼气内燃机710KW
均已投产
三、电力系统情况
1、华北及京津唐电网现状
华北电网由京津唐电网、河北南部电网、山西电网、蒙西电网组成。供电区域包括北
京、天津两市和河北、山西及内蒙古西部。其中京津唐电网供电区包括京、津两市和河北省
北部的张家口、廊坊、唐山、承德和秦皇岛等区、市。
到2001年底，华北地区总装机容量46422.9MW，其中火电装机43473.7MW（约占华
北电网总装机容量的93.6%）水电装机2894.14MW（约占华北电网总装机容量的5.4%）风
电55.13MW（约占华北电网总装机容量的0.119%），从华北电网水电与火电的比重，我们
可知华北电网调峰能力差，火电机组将承担大部分的调峰任务。
2、北京电网现状
北京地区电网是京津唐电网的重要组成部分，除承担为首都供电任务外，还向附近的
河北省部分地区转送电力，到2001年底，北京电网共有装机4437.54MW。
2001年北京地区最大供电负荷6994MMW
2002年北京地区最大供电负荷8140MW
3、电力负荷预测
2001年京津唐地区供电负荷为14460MW，其中北京地区最大供电负荷6994MW，占京
津唐地区总负荷的48.37%左右。
根据近十年来京津唐及北京地区负荷发展速度及对今后的发展预测，情况为：
2005年京津唐电网最高负荷18800MW其中北京9500MW
2010年京津唐电网最高负荷25160MW其中北京12700MW
北京电网电力平衡见下表
表三 2001年--2010年北京电网电力平衡(MW)
序号
项
目
2001年
2002年
2003年
2004年
2005年
2006年
2007年 2008年
2009年
2010年
1
最高供电负荷
6994
7727
8275
8867
9500
10068
10670
1
1308
11984
12700
2
最高发电负荷
8399
8995
9638
10326
10943
11598
12291
13026
13804
3 需要发电装机(20%备用)
10079
10793
11565
12391
13132
1391
7
14749
15631
16565
4
新增装机容量
300
1024
362
250
其中：水电、蓄能
250
火电
300
1024
362
5
年末装机容量
4437
4437
4437
4737
5761
6123
6123
612
3
6123
6373
6
受阻容量
486
486
486
486
486
486
486
486
486
7
年末可用装机容量
3951
3951
4251
5275
5637
5637
563
7
5637
5887
8
装机盈亏
-6128
-6842
-7315
-7116
-7495
-8280
-9112
-9994
-10678
9
电力盈亏
-4698
-5246
-5608
-5456
-5746
-6348
-6986
-7662
-8187
注：1、系统备用容量按20%考虑。
摘自：《华能北京热电厂二期扩建工程燃气--蒸汽联合循环的热电联产机组初步可研报告》上表新增装机系指：〖ZK(〗北京第三热电厂，2004年、2005年各上一台300MW燃机。华能北京热电厂二期，2005年上二台300MW 2006年上一台300MW燃机〖ZK)〗。
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4、北京应增强电网稳定性、可靠性、优化电力结构，提高电网的应急和调峰能力由电力平衡可以看出，对于北京电网，由于建设发电厂受燃料运输、水资源及环境条件制约，北京地区规划电源增加有限，需从外网受电。目前主要接受山西、内蒙、河北、东北的电力供应。
北京电网是华北电网的一个重要的负荷中心，根据北京地区人口状况、负荷密度情况，预计远景年份北京地区供电负荷将达到20000-25000MW，为确保北京电网安全稳定运行，受电比例不宜过大。以上海电网为例，2000年和2005年的受电比例分别为14.6%，20.9%，2010年受电比例下降为13.5%，且到2010年，上海电网的电源86.5%分布在上海负荷中心50公里的范围内。日本东京电网负荷中心附近装机48.8%，对于受端电网是很好的支撑，约93%的电源在距负荷中心200-250公里的供电范围内，送电距离短，比较有利。而北京电网如华能北京热电厂二期工程不投产，2005年受电比例约63.3%，2006年受电比例约65.34%；如华能北京热电厂二期工程投产，2005年受电比例约57.4%，2006年受电比例约57.1%。
为满足北京电网的安全稳定供电的要求，在北京地区建设一定容量的支撑电厂是十分必要的。北京电网内部电源支撑严重不足，在夏季大负荷期间更为突出。万一因意外事故造成北京地区大功率缺额，停电事故就必然发生。因此，在增加西电东送容量的同时，应相应增加北京电网的大电源支撑，增加电网稳定储备。可有效地增加正常及事故情况下的受电能力，防止发生电压崩溃和频率崩溃，造成严重事故。
北京电网的特点是负荷增长较快，主要是空调负荷增长较快，约占高温天气时高峰负荷的1/3（另有资料介绍占40%），空调负荷的特点是同时性且受气候影响大，上升陡度很大。如果系统发电出力不能及时同步增加，就将给电网安全稳定运行带来严重影响，燃气-蒸汽联合循环机组能够快速启动，可提供紧急及事故备用容量。另外，京津唐电网由于一次能源结构限制，电源的结构不够合理，电网基本为燃煤的火电机组，从今后一段时期内优化电力结构的方针考虑，建设一些调峰性能好的发电机组，对减轻京津唐电网的调峰压力，改善京津唐电网运行质量是十分必要的。同时在北京地区发展燃气机组为申办奥运，改善北京环境质量是十分必要的。
四、北京拟建燃机电站的简况和问题
1、北京计划建设燃机的情况
表三仅列入北京第三热电厂和华能北京热电厂二期扩建燃机的情况，据我们了解北京
还有一批燃机工程计划建设，其情况为：
表四 北京计划建设燃机电站的项目
项 目 名 称
总容量(MW)
1
华能北京热电厂二期
724
2
北京第三热电厂
600
3
北京太阳宫热电厂
786
4
北京亦庄开发区热电厂
150
5
北京电子城热电厂
100
6
北京上地热电厂
100
7
清华大学热电厂
100
8
高井电厂燃机改造
600
9
北京草桥热电厂
600
合
计
3760MW
上述工程中除北京第三热电厂为调峰用燃气--蒸汽联合循环发电机组外，其余均为
热电厂，可以实现热电冷联产。
2、几个燃机电站工程的简况
表五 三个燃机电站工程简况
序号
工程名称
装机容量万千瓦
单价
含税
含税
元/千瓦
电价元/千瓦时
热价元/GJ
总投资亿元
1
北京经济技术开发区天然气联合循环热电厂
2×FT815
5026
0.529
34
.19
7.58
2
华能北京热电厂二期扩建
2×PG9351FA72.4
3681
0.418
25
39.95
3
北京太阳宫热电厂
78.6
3965
0.469
25
31.16
上述数据均取自可研报告中的数据。
上述三个工程的天然气价均为1.4元/立米
3、天然气价与上网电价的矛盾
目前北京市确定用于热电联产的天然气价格为1.4元/立米。几个工程可研报告计算的
上网电价均在0.4～0.5元/千瓦时，而电力系统均认为不好接受，目前北京接受外地的电价
均较低，其电价为：
高峰
平峰
低谷
内蒙古
363 元/MWh
275 元/MWh
137.5元/MWh
山 西
333
252
126
东 北
355
200
135
河 北
300
269.3
100
京津唐电网全口经售电平均价格，2002年1～7月为447.7元/MW（含税）所以电力系统认为燃机电站的上网电价不好接受。电力公司内部不好消化，应由北京市补贴。根据表四估算北京计划建设的九个燃机工程共3760MW，如按设备利用小时为4500小时计算，则年发电量将达1692000万度（169亿度），如果北京市按0.15元/度补贴，北京市政府每年将支出补贴电费25亿元。
4、燃机电站用天然气与燃气供应的矛盾
陕甘宁天然气进京的第二条管线建成后管线的总输气能力为50亿立米/年。如按每立米天然气可发电5度计算，上述燃机电站发电设备年利用小时按4500小时计，年发电量将达1692000万度，年耗天然气将达33.8亿立米，也就是说送到北京的天然气将有67.6%用来发电。看来比重太大了，因热电厂有电、热两种产品，用气量更大，仅华能北京热电厂二期扩建全年用气量将达9.6亿立米。
据资料报导：国外一般天然气产量的20%用来发电。我国也有计划把天然气产量的40%用来发电，但北京将67.6%的天然气用来发电则是太高了。67.6%的天然气用来发电说法不确切，因为热电厂有两种产品，供热也耗用天然气。如果北京拟建的九个工程全投产，北京年供气50亿立米，尚不够这些热电厂的用量，老百姓做饭都无气了。因而很多同志就提出：北京应多用山西、内蒙的煤电，发挥我国是产煤大国的优势，提供北京低价的电力，北京的天然气应以供热为主，发电为辅。
北京天然气集团有限公司已注意到燃气供应与燃机发电可能产生矛盾，因而在给予华能北京热电厂二期扩建的批文：燃计字（2002）360号文，明确提出：2006年可向电厂供9.6亿立米/年天然气调峰原则上由我集团公司负责，但前提是必须首先保证城市民用高峰用气，并且华能电厂在使用天然气时服从天然气管网统一调度。
在北京冬季的夜晚，天气寒冷，很可能出现用电、用热、用气均为高峰，因而势必迫使电厂自建储气库或另建油库，搞双燃料系统增加基建投资。
五、几点看法
1、节约能源，合理利用天然气
近几年我国能源工业取得很大进展，但我们是人口大国，人均能源占有量远低于世界平均水平，能源缺口将越来越大，因而节约能源是永恒的主题。天然气人均占有量更低，是宝贵的清洁能源，应科学的合理利用。
2、适度发展燃气--蒸汽联合循环热电厂
北京是首都，为申办奥运，改善城市环境质量，调整燃料结构，充分利用清洁能源是完全正确的。北京电力供应，大量依靠外省市，自己发电比重太低，不安全，也不利电网的稳定，因而适度发展燃气--蒸汽联合循环热电厂统一考虑电热供应是合理的。考虑到天然气的供应量，建议北京地区建设燃气--蒸汽联合循环热电厂容量以1000MW为宜。
3、积极发展小型分布式电源，实现热、电、冷联产
由于小型分布式热电冷联产，实现优质能源的梯级利用，效率又高于热电联产，调度灵活，占地小，自动化水平高，应对突发事件能力强，因而在工业发达国家迅速发展。对比大型燃气--蒸汽联合循环热电厂还有四个突出的优势。
优势之一：
分布式热电冷联产，由于占地小，一般的写字楼、商场、宾馆、学校等建筑在地下室均可。没有大型热电厂厂址选择的诸多限制因素。也可以认为发展分布式热电冷联产并不增加城市建设用地，这对北京来讲是难得的机遇。
优势之二：
由于分布式热、电、冷联产，是各单位筹建，因为工程小，造价低，建设资金自筹易解决，市政府只要出台支持发展的政策，其他如资金、设备和管理等问题都会自行解决。
优势之三：
由于分布式热、电、冷联产实现自备电源，减少电力网的供电压力。发电、输电、配电的基建投资大量减少。电力系统不用投资，增加了发供电能力，提高了北京市自发电的比重，增强了应急突发事件的能力。对电力系统有利。
优势之四：
由于分布式热电冷联产实现电力自给，减少从电力系统的购电量，因而尽管天然气价格高，发电成本高，但远比电力系统的售电价低，因而有明显的效益。大型燃气--蒸汽联合循环热电厂的发电量要全部上网，因而上网电价不能太高，电力系统要考虑山西、内蒙的低价电。而分布式热、电、冷联产是减少从电力系统的购电量，因而问题变成优势。
4、天然气发电要考虑“环境价值”
与燃煤电厂相比，天然气发电对环境的影响要小得多，其SO 2和固体废弃物排放几乎为零，温室气体（CO 2）减少50%以上，NOx减少80%，TSP减少95%。另外从生态效益看，其占地面积与耗水量均减少60%以上。这些数据充分表明，在日益严峻的环保形势下，天然气发电对生态环境的贡献是极其显著的。合理的上网电价应将环境成本（效益）货币化计入，则可体现出天然气发电的环境价值，在参考中国排污总量收费标准（PCS）和美国环境价值标准的基础上，“天然气发电的环境价值”资料中，评估出目前中国电力行业各种污染物减排的环境价值标准。
中国电力行业污染物环境价值标准
单位：元/kg
污染物
SO 2
NO X
CO
CO 2
TSP
粉煤灰
炉渣
废水
环境价值
6.00
8.00
1.00
0.023
0.20
0.12
0.10
0.0008
该资料以此作为衡量天然气环境价值的标尺，根据污染物的减排量，计算了500MW天然气
电厂相对于同容量燃煤电厂的环境价值，结果见下表。
天然气发电的环境价值
项
目
SO 2
NO X
CO 2
CO
TSP
灰
渣
合计
单位环境价值(10 -2元/kWh)
5.1322
2.0501
0.9678
0.0124
0.0314
.6274
0.1426
8.9639
年环境价值(万元/a)
15396.6
6150.4
2903.5
37.1
94.1
1882.3
4
27.8
29957
可见，相对于常规煤电而言，天然气发电的环境价值是8.9639分/kWh，这还不包括减少占地和耗水所产生的生态价值。
因而在北京建设燃气--蒸汽联合循环热电厂，其上网电价应考虑清洁能源的环境价值。不能硬性与山西、内蒙燃煤电厂的低价电来对比。
5、应积极发展沼气热电冷联产
为彻底改善首都环境，北京将建设一批污水处理厂和垃圾处理厂。该两类企业均可产生沼气，可以利用沼气发电供热，实现热电冷联产。北京高碑店污水处理厂沼气热电站已有成功的经验，应积极宣传推广。
6、北京市应出台支持发展分布式热、电、冷联产的政策
上海市一些院士、专家、学者提出了“天然气经济”的理论，例如上海市原经委某负责人认为：如果从煤置换到天然气，若没有相应的技术和产业政策支持，向北京一样拿天然气烧锅炉，将会使上海的制造业面临严重问题，必然会导致大量企业倒闭或外流，造成失业等问题，致使出现“城市空心化”，削弱城市的国内、国际竞争力。并提出：应积极发展天然气热电冷联技术，合理利用资源。这样不仅不会增加能源代价，还会大大降低企业的能源和环境成本，使企业和整个竞争力得到极大的增强。专家们的观点，已经引起上海市政府的高度重视。上海市政府极为重视发展分布热电冷联产，已内部制订了一系列优惠政策，以促进该事业在上海的发展，为“西气东输”做好准备。其主要优惠政策如下：
1、由政府协调热、电、冷联产项目上网：如闵行中心医院建设了一套400KW燃气内燃机系统，经上海市经委协调，已经同意并网发电，及自备发电设备与电网同时向用户自身用电系统进行供电，但设备不向电网售电。
2、进口设备减免进口税和增值税：根据国家有关规定，环境污染治理项目设备进口可以减免进口税和增值税。因此，上海市政府根据国家有关法律，将节能和环境保护效益明显的热电冷联产项目作为上海的“环境污染治理项目”对待，坚决落实国家的法律政策，对此类项目在严格考核论证后，予以免税。这次闵行中心医院项目中，进口英国坚泰克公司的燃气内燃机就享受了免税优惠。
3、由政府间接出面协助企业进行热电冷联产项目的可研、立项、组织和审批：上海工业技术发展中心是经委所属的事业单位，主要任务是推动上海地区的节能工作，根据政府的安排，该中心可为企业承担热电冷联产项目进行可研、立项、组织论证和审批等服务，减少了企业在前期工作中困难和项目实施的难度。
4、为企业应用热电冷联产技术提供直接资金支持：上海市今后几年计划拿出数亿人民币资金支持企业和事业单位应用热电冷联产技术，2001年已经提供了1000万元的额度，但未能全部使用完。
5、为热电冷联产项目提供贴息贷款：上海经委利用自己掌握的国家节能贴息贷款额度来扶持热电冷联产技术的推广应用和实施。
6、政府为研究院校提供有关发展热电冷联产技术的研究经费：据悉上海理工大学能源环境学院透露，该院已经得到了这一研究经费，正在联络采购分布热电冷联产设备事宜。
7、提供优惠天然气气价：上海工业和居民用天然气价格为2.1-2.4元/立方米，热电冷联产项目气价1.9元/立方米（浦东机场热电冷联产项目的气价更低）。目前，上海使用的东海天然气，门站气价1.5元/立方米。今后西气东输站的气价为1.35元，气量达到40亿立方米，预计热电联产的气价将会更低。按照使用宝曼TG80机组计算，发电效率28%，每立方米可以发电2.7kWh，并同时产生4-5kWh的热、冷或热水，上海居民电价0.61元/kWh，商业用电价格更高，所以大多数用户都能够通过使用热电冷联产技术，得到节约能源支出的实际好处。
8、减免天然气资源配套费：为热电冷联产用户减免其天然气的配套费用，天然气公司可以免费将气送抵热电冷联产用户。
9、积极推动示范工程：据悉，上海今后每年将重点扶持三个具有示范意义的热电冷联产项目。
10、积极组织学习研究国际先进经验：去年5月，受英国政府邀请，上海市经委主管主任带队，组织全市个主管部门领导，包括电力公司总工程师在内的10余人前往英国和欧洲调研国外发展热电冷联产的措施、法规、政策的技术发展方向。北京应向上海那样，尽快出台相应的政策，促进天然气的合理利用，积极发展分布式热电冷联产。可以同时收到增加北京自有发电的比重；提高调峰和应对突发事件的能力；提高城市居民采暖的集中供热热化率；改善城市环境质量；提高北京先进城市化水平等综合效益。
参考资料：
1、北京经济技术开发区天然气联合循环热电厂工程可研报告，2002，3
2、北京太阳宫热电厂工程初步可行性研究报告，2003/11/14
3、华能北京热电厂二期扩建工程燃气--蒸汽联合循环热电联产机组初步可行性研究报告2003
4、“在我国发展天然气联合循环发电的障碍与建议”。王铭忠，《中国能源》，2003，8期
关键词：分布式能源系统，冷热电联产，燃气轮机
一、分布式能源系统的冷热电联产发展应用的简介
能源产业和电力工业发展方向是“大机组.大电厂和大电网”。但是， 在许多特殊情况下，分布式供电是集中供电不可缺少的重要补充。如：满足特殊场合的需求；弥补大电网在安全稳定性方面的不足；为可再生能源的利用开辟了新的方向等。分布式发电方式多种多样，根据用户需求不同，有电力单供方式与热电联产方式（CHP），或冷热电三联产方式（CCHP）。其中冷热电三联产方式（CCHP）是目前分布式能源系统发展的主要方向，其经济性，效益性，能源利用性最好。冷热电联产（CCHP）是一种建立在能源的梯级利用概念基础上，将制冷.供热（采暖和供热水）及发电过程一体化的多联产总能系统，目的在于提高能源利用效率，减少碳化物及有害气体的排放。
典型的冷热电联产系统包括动力与发电系统和余热回收供冷/热系统，发电设备主要选择燃气轮机或者内燃机，冷热电联产系统是能源实现梯级利用的有效方式，使能源的利用率提高20~30%。冷热电联产系统也是目前世界上兴起的分布式供电的主要方式之一，它可降低因使用能源引起的环境污染，提高能源供应系统的可靠性。
二、冷热电联产系统的组成形式.选择与分配原则
针对不同的用户需求，冷热电联产系统方案可选择的范围很大，与热.电联产技术有关的选择有蒸汽轮机驱动的外燃烧式和燃气轮机驱动的内燃烧式方案；现在示范和推广的冷热电联产系统形式主要有下列几种：
1.燃气轮机+余热锅炉+蒸汽型吸收式冷水机组的冷热电联产系统，
2.烟气余热利用+补燃型直燃机的燃气轮机冷热电联产系统，
3.燃气轮机+燃气型直燃机+电动压缩机式热泵+余（废）热锅炉的冷热电联产系统，
4.燃气轮机+电动离心式冷水机+余（废）热锅炉+蒸汽型溴化锂吸收式冷热水机组的冷热电联产系统，
5.内燃机发电+余（废）热锅炉+背压式蒸汽轮机+压缩式制冷机+溴化锂吸收式冷水机组的冷热电联产系统，
6.燃气-蒸汽轮机联合循环+蒸汽型吸收式冷水机组+燃气轮机+离心式冷水机组的冷热电联产系统，
7.燃气-蒸汽联合循环+吸收式冷水机组的冷热电联产系统，
8.燃气-蒸汽联合循环+汽轮机直接驱动离心式冷水机组+蒸汽型溴化锂吸收式冷水机组的冷热电联产系统。
直接热源制冷（燃气轮机排烟作为制冷热源）和间接热源制冷（由余热锅炉回收燃气轮机排气余热产生蒸汽，再利用蒸汽作为制冷热源）的选择和分配原则：主要考虑过程效率.换热器的经济性.及冷热电负荷分配的灵活性等方面考虑。直接热源制冷无需经过余热锅炉转换为蒸汽，能源的品位损失小.能量利用率高，但由于烟气为加热工质，所以换热器的设计需要考虑高温腐蚀问题；间接热源制冷由于采用两次换热，能量利用率低，过程能的品位损失大，但由于是蒸汽为加热工质，对换热器的材料要求较低。另外，直接热源制冷的负荷分配灵活性差。
三.冷热电联产系统各部分机组
冷热电联产系统中，微型燃气轮机.燃气热气机和燃气内燃机是主要的几类热电转换装置。随着微型燃机技术的不断完善，微型燃机发电机组已成为小型冷热电联产的主力。典型的冷热电三联产系统一般包括：动力系统和发电机（供电）.余热回收装置（供热）.制冷系 统（供冷）等。与制冷方式有关的选择有压缩式.吸收式或其它热驱动的制冷方式。另外，供热.供冷热源还有直接和间接方式之分。压缩式制冷是消耗外功并通过旋转轴传递给压缩机进行制冷的，通过机械能的分配，可以调节电量和冷量的比例；而吸收式制冷是耗费低温位热能来达到制冷的目的的，通过把来自热电联产的一部分或全部热能用于驱动吸收式制冷系统，根据对热量和冷量的需求进行调节和优化。溴化锂吸收式制冷机优点：以热能为动力，勿需耗用大量电能，而且对热能的要求不高。能利用各种低势热能和废气.废热，热水以及地热.等，有利于热源的综合利用，因此运转费用低。若利用各种废气.废热来制冷，则几乎不需要花费运转费用，便能获得大量的冷源，具有很好的节电.节能效果，经济性高。
四.冷热电联产系统的经济性
冷热电联产系统中制冷机组部分逐渐使用环保型溴化锂机组或者使用环保制冷剂的电动制冷机组代替分产系统中电动CFC 制冷机组，降低了空调引起的温室效应和臭氧层的破坏。在合理的能源价格下，冷热电联产系统具有良好的经济性。当电价为0.93 元/kWh时，如果天然气价格低于1.8 元/Nm3，冷热电联产系统设备投资增加的费用回收年限小于5 年。在一定的天然气价格下，联产系统的经济性优势明显。
五.分布式能源的冷热电联产技术在我国的推广和应用
西气东输工程和国内很多大型LPG工程的实施使得我国很多城市，特别是长江三角洲区域.珠江三角洲区域及经济发达的一些省市有了较充足的天然气供应。社会多元化的发展带动的分布式电力供应的发展使得更多的“余热”可以利用而联产出社会需要的“冷”和“热”。那些宾馆.饭店.高档写字楼.高级公寓.大型商场.学校.机关.医院等有稳定的冷.热.电负荷需求.对动力设备的环境特性要求较高.对电力品质及安全系数要求较高同时电力供应不足的单位或地区有非常好的适用性，能带来很好的经济效益.环保效益和社会效益。联产系统的经济性随着电价的升高加速增加。在合理的天然气和电价比下，冷热电联产技术在我国将得到推广和应用。
随着天然气的广泛应用.电力垄断的逐步解体.环境保护要求的提高，不仅我国很多区域和边远地区的分布式供电将得到极大的发展，而且发展小型化的分布式供电（特别是具有能源-资源利用合理.环保性能优良.冷热电负荷分配灵活等优势的冷热电联产）将成为中国城市现代化的重要动力。
参考文献：
[1]马荣生.冷热电联产经济性分析[J].制冷与空调,2004,(04)
[2]徐建中.分布式供电和冷热电联产的前景[J].节能与环保,2002,(03)
关键词：热电联产汽轮机；节能；应用
随着我国改革开发经济的腾飞，科技水平的提高，对能源的需要也越来越大，在当代科技水平的支持下，热电联产已经成为现代最经济利用燃料的方式之一 。热电联产不仅是能源“梯级利用”的一种方式，也基本做到了“能质匹配”，符合按质利用热能的原则，能有效提高能源转换效率和经济效益，这样不仅可以完善热电联产汽轮机运行条件，也提高了汽轮机运行水平，最大限度的充分利用能源，减少“废热”流失，提高能源的转换效率，实现节能降耗，具有十分重要的意义。在我国自“一五”规划起,便开始对热电联产汽轮机的广泛应用，从1997年11月我国就制定了《中华人民共和国节约能源法》，国家鼓励对热电联产、集中供热、提高热能机组的利用效率，对发展热能梯级利用技术和热电冷联产技术等，都有明确解释和说明。 到2000年，为了更好的落实这个政策，国家发展计划委员会等四委部局联合印发了《关于发展热电联产的规定》，成为了实现转变和实施可持续发展战略的重要举措，同时还明确了国家鼓励发展热电联产汽轮机的具体办法等。到目前为止，热电联产已经成为利用能源的有效手段，不仅为国家节约了能源，也减少了环境污染，最大限度的提高了经济效率。
一、热电联产汽轮机
热电联产是指可以同时生产电能和热能的一种工艺过程，比过去只能生产电能或者热能，更加可以节约能源、保护环境、提高经济效率。热电联产汽轮机也可以称为以热电联产方式运行的汽轮机组，主要由抽汽背压式和抽汽冷凝式汽轮机为主，是以热、电负荷适应性好，可以节约能源为主要特点。在热负荷很小时，热电联产汽轮机组只需要部分负荷下运行，这样汽轮机组经济性就下降，使得整体机组造价提高，这样就适用于热负荷变化频繁的场合。热电联产汽轮机组的最大输出功率是随着热负荷而变化的，这样发出的电功率可以达到最大值，同时内热、电负荷都可以分别进行调整，这样可以随着热负荷增大或者减小，对热电联产汽轮机组输出功率的大小进行调节，不仅经济性好、造价低、节约能源、减少污染等，也适用于民用和工用的各种场合。
二、热电联产汽轮机的节能性
热电联产汽轮机的节能性与汽轮机的技术密不可分，包括需要选择合理的可供热面积、汽轮机的凝汽器上的改造、汽缸排汽口加装喷水减温装置、射水抽汽器等这些参数的高低都关系到热电联产汽轮机的节能性能。
1、选择合理的可供热面积，最佳的排汽温度是60℃~70℃,而汽轮机的排汽热量为排汽压力下的饱和蒸汽焓与饱和水焓的差值与排汽质量流量的乘积，这样可供热面积的大小就需要与循环水热量有密切联系，只有选择合理的可供热面积，才可以体现热电联产汽轮机的节能性能。
2、汽轮机的凝汽器上的改造，是对外供热的加热器。系统循环水供热的回水管道上的静压力全部作用在凝汽器上,只有将凝汽器水室的承压能力提高，才能达到节能，因此只有对凝汽器进行改造,提高其水室的承压能力，才能满足节能的要求。
3、汽缸排汽口加装喷水减温装置，是提高排汽温度,使排汽比体积减小,特别是低负荷时容积流量减少, 使排汽产生过热度。因此,在汽缸排汽口加装喷水减温装置,以降低排汽温度,提高机组负荷，减少热量的流失，已达到节能的目的。
4、射水抽汽器，是凝结水温度提高,使射汽抽汽器工作条件恶化。因此,进行低真空运行循环水供热技术，用高压水的喷射虹吸作用抽取凝汽器内的不凝结气体,维持凝汽器的真空，这样不仅减少水资源的浪费，也为环保做出了贡献。
三、热电联产汽轮机节能应用
热电联产汽轮机的节能性已经获得了国家的大力推广，成为我国发展经济、建设、环保等重要保证。我国在2004年就出台了关于《节能中长期专项规划》，将热电联产汽轮机作为国家重点工程，不仅收到了明显的成效，也使得国家从根本上实现了节能降耗的要求。目前在节能应用上主要考虑了一下几点：
1、热电联产汽轮机的热效率
根据热电联产汽轮机有关资料分析，理想汽轮机组在循环时，其参数越高且终压越低,则循环的热效率越高。这样就可以推论出，热电联产汽轮机组在耗能和供热上，只要条件许可的前提下，可以提高蒸汽压力和温度，或降低排汽压力,这样可有效提高热效率。而热电联产汽轮机组参数的提高,或抽汽压力的降低,以及排汽压力的降低,均可以起到提高热效率，达到节能的作用。
2、热电联产汽轮机加大抽汽量
热电联产汽轮机加大抽汽量，需要在抽汽压力不变的前提下，这样就等于也增加了机组的供热负荷。而在保持汽量不变的情况下，热电联产汽轮机组发电量减少,热电比就相对上升,这样机组热耗率下降,热效率同时也就上升。在发电量保持不变的情况下，热电联产汽轮机必须增加，这样耗率上升, 热耗率也会上升,这时候热效率相应也就下降，同时也就节约了能源。
3、热电联产汽轮机抽汽口后使用喷嘴配汽方式
热电联产汽轮机抽汽口相对于，可调抽汽口后使用节流配汽的方式, 喷嘴配汽方式不仅提高了，也提高了下抽汽口后的汽轮机内效率,同时降低了热电联产汽轮机组的汽耗率和热耗率,这样就可以提高电联产汽轮机热效率，减少热能的流失有重要的意义。
4、热电联产汽轮机利用非调抽汽
热电联产汽轮机在发电量、抽汽压力及流量均在许可范围内，就可以在用非调抽汽供热的方式,来取代可调抽汽供热，这样在前一个抽汽口的压力许可下，可达到最大供热压力,而后一个抽汽口为最小供热压力, 通过切换抽汽阀,改变供热抽汽的位置,来保证在较大的工况变化范围内,满足供热需求，这样的方式不仅可以把普通汽轮机改造成为热电联产汽轮机，也可以达到节约能源的目的。
5、热电联产汽轮机供暖
在我国许多地方尤其是北方，天气比较寒冷，需要大量的供暖和热水，而普通的汽轮机往往只能单一的提供供暖或者供热，这样不仅浪费了能源也不经济环保。而热电联产汽轮机在保证机组安全的前提下，可以降低真空度，在适当程度进行运行,这样可以将排汽作为供暖热源使用，不仅避免出现热能的损失,大大提高热效率来节约能源使用。
6、热电联产汽轮机设置回热系统
热电联产汽轮机是抽汽冷凝式汽轮机为主，利用锅炉给水回热系统，这样不仅可以提高热效率，也可以减少热量的损耗。热电联产汽轮机的回热系统，其热源来自汽轮机上各级非调抽汽,在合理设置这些非调抽汽的压力和抽汽级数后，可在最大程度地提高热效率，节约能源的损耗。
目前热电联产汽轮机的生产方式已经占我国主导地位,不仅可以用于工业生产，也可用于民用建设，成为节能环保最为经济的方式之一。热电联产汽轮机既供热又可以发电,在供热少的情况下可以多发电,而在供热多的情况下可以少发电多供热等特点。这样既减少了排放量,又可以避免生产不足引起的的浪费。热电联产汽轮机在结构上简单，而体积又小，实现变速调节等特点，这样不仅节约资源,也保护了环境,具有明显的经济效益和社会效益。
参考文献
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[4]郑建华,韩舞鹰.新型消毒剂―――ClO2的制备方法及应用现状[J].水处理技术,2001,27(3).
[5]张固诚.稳定性二氧化氯在给水处理中的应用[J].工业用水与废水,2001,32(5).
关键词：沙依巴克区 热电联产 大气环境 效益
1.绪论
1.1研究背景及意义
乌鲁木齐市是全国环境污染最严重的城市之一。它地处天山北坡，三面环山，由于采暖期的主要燃料仍然以煤为主，加上冬季长期出现贴地逆温层现象，造成乌鲁木齐市空气污染十分严重。严重的环境污染不但给乌鲁木齐市人民工作、生产及日常生活带来影响和危害，也给改革、开放招商引资及社会可持续发展造成严重的负面影响。目前乌鲁木齐市采暖季二氧化硫、烟尘超标明显，大气污染严重，呈现典型的“煤烟型”污染，直接影响着人们身体健康、交通安全和乌鲁木齐市经济的可持续发展。乌鲁木齐市自1998年实施“蓝天工程”以来，取得了显著的成效，大气污染恶化趋势得到初步遏制，但由于经济发展，城市人口规模快速增加，燃煤量相应增加，乌鲁木齐市冬季大气污染严重的现状尚未得到根本改善，采暖期空气质量超标依然严重，基于这些考虑，乌鲁木齐市供热改革和建筑节能国际技术合作项目办公室决定启动沙依巴克区、水磨沟区集中供热管网节能改造方案，通过项目的实施，集中供热，热电结合，达到节能、提高能源的综合利用效率，减少污染物的排放，减少大气污染，净化生存环境，实现全面建设小康社会的目标。
1.2国内外热电联产研究、发展概况
1.2.1国外热电联产发展概况
国外对于热电联产的研究一般都是从政府对热电联产企业管理的角度来进行讨论，比较侧重于节能技术和效益以及政策管理方面的研究。但是从国外的资料来看，对于热电联产企业的发展问题的研究不是很多，也缺乏系统的论述。在二十世纪早期，热电联产系统发展较慢。二战后，由于苏联及东欧、北欧一些国家集中供热发展较快，热电联产也有了较快的发展。在经历了1973-1974年和1979-1980年两次石油危机后，由于燃料价格上涨，西方国家开始重视发展以热电联产形式为主的区域供热、供冷。英国国会将区域热电联产集中供热作为降低能源消耗的重要手段，美国则将区域热电联产集中供热列入其政府节能计划，而法国更是将大力推进区域热电联产发展作为国家的作为国家的一项重要发展策略而写进国家法律当中。目前，热电联产作为一项节约能源，减少污染物排放，改善环境的重要措施已被世界各国所认同。
1.2.2国内热电联产发展概况
热电联产供热机组分为抽汽凝汽式与背压型两种，我国目前己建成装机容量6Mw及以上热电联产机组约2300台，总装机容量己超过7000万kw，热电联产的发电量约占全国发电总量的9%，承担了全国工业供热量的80.5%和民用采暖供热量的26%。随着我国电力市场的逐步放开，政府对热电联产企业管理政策的滞后性给热电联产的发展带来了很多新的问题。
1.3研究内容、方法和技术路线
1.3.1研究方法
根据《环境影响评价技术导则大气环境》，运用软件（大气环评专业辅助系统)预测乌鲁木齐市沙依巴克区集中供热节能改造项目对大气环境的影响，对比所替代的集中或分散燃煤供热方式产生的影响，分析热电联产对大气环境影响的效应。
1.3.2研究内容
(1)大气环境质量现状
通过分析近年来乌鲁木齐市的大气主要污染物，分析乌鲁木齐市大气环境质量现状。
(2)热电联产的节能减排效益
根据沙区热电联产工程的建设规模，计算工程运行后的资源的节约量(原煤)及污染物减排量。
(3)效益分析
据两种情况下污染物排放量及污染物最大落地浓度影响分析沙依巴克区热电联产工程的环境效益。
2.研究区概况
2.1自然环境概况
乌鲁木齐市是新疆维吾尔自治区首府，它位于亚欧大陆腹地，地处天山山脉中段北麓，准噶尔盆地南缘，市区呈条状分布。沙依巴克区是乌鲁木齐市的中心城区之一，西傍雅玛里克山，东隔河滩公路与天山区为邻，南起乌拉泊与乌鲁木齐县相接，北到新医路与新市区相连。兰新铁路与南北疆铁路横贯城区，312国道、216国道、吐乌大高速、乌奎高速与通往南北疆各地的公路及市区道路纵横交错，形成了铁路线、国道线、公路线四通八达的交通网络。沙区热电联产供热范围为乌鲁木齐市西大桥以南、河滩公路以西、雅玛里克山以东、红雁池电厂铁路专线以南的沙依巴克区，以及河滩公路东、水上乐园南、红雁池电厂铁路专线北、延安路以西的天山区小部分区域。乌鲁木齐市地形以山地平原为主，三面环山，北面是广阔的冲积扇平原，地势东南高、西北低，海拔680-920m。沙依巴克区位于乌鲁木齐市西南部，区域北部位于城区中心，地形较为平坦，南部地处城郊，主要为山前波状起伏的低山丘陵，总体由南向北倾斜，地形高差约100m。
2.2社会经济概况
(l)社会概况
沙依巴克区是乌鲁木齐市的中心城区之一，总面积为427km，西傍雅玛里克山，东隔河滩公路与天山区为邻，南起乌拉泊与乌鲁木齐县相接，北到新医路与新市区相连。全区总人口52.8万，居住着汉、维吾尔、回、哈萨克、满、蒙古、俄罗斯等38个民族。
(2)经济结构
地区内现己形成了分别以火车南站、红山、友好为核心的三大商业旺圈，以新疆商贸城、火车头、北园春市场等为重点大型专业化市场，共同构建了全区有一定规模和档次的市场格局，占据了乌鲁木市亿元市场的半边天，成为区域经济发展的重要支撑。
(3)产业结构
沙依巴克区突出发展第三产业，大力发展区域融合经济和非公有制经济，全区已形成以商贸为基础，科技为先导，区域经济、融合经济、非公有制经济大发展的格局，经济实力显著增强，实现了精神、物质和政治文明建设的全面协调发展。
2.3区域供热现状及问题
2.3.1供热现状
截止到2009年底，乌鲁木齐市中心四区及米东核心区供暖面积10404万时，其中中心城区供暖面积9949万米，2009年乌鲁木齐市中心四区及米东核心区热电联产供热面积1350万时，占总供热面积的12.98%；大型燃煤锅炉集中供热面积6536万米，占总供热面积62.82%；分散燃煤锅炉供热面积1868万时，占总供热面积的17.95%；天然气等清洁能源供热面积650万米，占总供热面积6.25%。
2.3.2现状供热 存在的问题
(l)供热锅炉环保设施处理水平落后
根据现场调查及资料收集的情况来看，全市集中供热锅炉大多数脱硫除尘设施落后，甚至有些集中供热锅炉没有安装脱硫除尘设施，严重加剧了乌鲁木齐市采暖季大气污染的程度。
(2)供热能源结构不合理
目前乌鲁木齐市供热能源绝大部分依靠煤炭，直接使用燃煤的供热面积约占总供热面积的80%左右，对采暖季的空气质量带来了很大的负面影响。
(3)供热设施配置不合理
乌鲁木齐市供热项目建设在一定程度上处于无序的状态，各区供热设施建设各自为政，热电联产并网工作进展较慢，由此造成供热资源没有得到合理、充分的利用。
2.3.3近年来乌鲁木齐市空气质量变化情况
根据“以热定电、热电联产、节约能源、改善环境”的国家产业政策，乌鲁木齐市规划以热电联产供热为主，清洁能源为辅。通过一系列大气污染治理措施的实施，到“十二五”末基本消除煤烟型污染。
3.节能减排效益分析
热电厂与调峰锅炉房联合供热的运行方式是以设置于中心城区以外的热电厂提供稳定的基本热负荷，当室外温度降低到热电厂提供的基本热负荷不能满足供热范围内的热负荷需求时，启动设置于中心城区的调峰锅炉房供热。因此调峰锅炉房在采暖季的运行时间比锅炉房单独供热运行时间有较大缩短，由此减少了锅炉房的燃煤量和污染物的排放量。环保效果显著，环境效益明显，在改善大气环境质量的同时，改善了乌鲁木齐市的投资环境，为城市经济建设的发展奠定了基础。
小结
综上所述，乌鲁木齐沙依巴克区热电联产工程实施后，对改善沙依巴克区的大气环境和节能减排任务的完成都有很多的推动作用，具有良好的环境效益和社会效益。
参考文献
[1] 冉丽萍．热电联产国内外研究综述[J].科技信息．2008，6．
[2] 刘舒生．林红.国外总量控制下的排污交易政策[J].环境科学研究.1995 ，45一46．
[3] 薛志刚．国外大气污染控制经验.重庆环境科学[J].2003，36一38．
关键词：热电联产 ， 节能减排 ， 综合利用
Abstract: the cogeneration to replace the dispersed of small power plant boiler heating boiler, improve the quality of heating and save energy, if can be based on this take effective measures to improve efficiency of resource utilization, reducing emissions, and comprehensive utilization of waste to, can make cogeneration enterprise more potential in market competition of advantage.
Keywords: cogeneration, energy conservation and emission reductions, comprehensive utilization
中图分类号：TE08文献标识码：A 文章编号：
热电联产是以电站锅炉代替分散的小型供热锅炉，以最小的资金、资源和环境代价，换取最高的投资效益、能源转换效率和能源设施效能。将采暖、热水、电、冷、燃气、水资源合理利用和环境污染治理统筹考虑的系统，具有可观的发展前景。如能在此基础上进一步采取有效措施提高资源利用效率，减少污染物排放，并对废弃物加以综合利用，则在真正意义上实现了节能减排，是热电联产企业应该思考的发展之路。
1优化结构，合理利用资源
1.1“以大代小”， 发展高参数、大容量发电机组
废除高耗低效、污染严重的小机组，建设高参数、大容量、高效率、节水环保型燃煤电站项目，进行结构调整，消除限制企业发展因素。据有关资料，以600MW机组为例，亚临界机组煤耗为295g／kw·h，超临界机组煤耗为286g／kw·h，超超临界机组煤耗为275g／kw·h，如果机组容量增大，则煤耗降低。
1.2采用洁净煤燃烧技术等新技术、新成果
目前，我国燃煤发电量占总机组的80％，而提高燃煤热能利用率，减少从开采到热能利用过程中的废物排放，正是洁净煤燃烧技术的主题。近年来，洁净煤发电技术得到发展，循环流化床锅炉得到广泛应用，提高电力用户终端效率的各种新技术、新装置也相继出现，自动化程度、可靠性和经济性能好的输变电技术将成为发展的主流。
1.3 发展分布式供电和冷热电联产系统 (即CCHP系统)
在热电联产建设中，从以燃煤为主的热电厂向燃气的热、电、气三联供热电厂发展，分布式热电冷联产得到迅猛发展。CCHP是传统热电联产模式的重要补充，它增加了电网的质量和可靠性。CCHP总能效高；总投资（含输变电设备等）与燃煤为主的热电联产企业相当或略低；燃机性能好，运行可靠，大修期长；具有很好的经济性。
2加强综合利用，提高资源利用效率
提高热电联产企业用水效率
热电联产企业含煤废水、净水站自用水、生活污水、化学酸碱废水及循环水处理后再生废水等处理后要加以循环利用。主厂房内的二次用水采用闭式循环供水系统，只需补充少量除盐水；主厂房外工业用水应全部回收至循环水系统。推广干式除灰系统和干式贮灰场，减少除灰用水，或除灰用水加以循环利用。企业应有完整的水务管理制度。建立水量和水质平衡图，并建设完整的水回收循环利用系统。
将凝汽式机组和抽凝机组改为低真空运行循环水供热系统在很多热电联产企业已经成为现实。将凝汽器作为一级加热器，利用排汽的凝结热加热循环水，用循环水代替热网水供暖，从而利用了循环水的排汽凝结热，取得了很好的供暖效果和可观的经济效益。
开发灰渣综合利用
目前粉煤灰排放大多是湿排，据估算。我国排灰用水多达10亿吨／年，粉煤灰排放量每年超过1.6亿吨。历年累积堆放总量已超过10亿吨。随着干式输灰及灰渣分选技术的发展，电力企业灰渣综合利用的范围将越来越广，目前多用于生产建材。2003年以来，粉煤灰综合利用率为60％，利用量约1.2亿吨/年。
脱硫副产品综合利用
目前，烟气脱硫普遍采用的是石灰石一石膏湿法脱硫技术，石膏作为脱硫副产品如能有效利用，可使热电联产企业脱硫取得“双赢”效果。脱硫石膏可用于水泥和土壤改良等领域，也有用石膏制取硫酸的工艺，都是综合利用的首选途径。
采用固体废弃物及城市垃圾等作为燃料
热电联产企业采用劣质燃料如煤矸石、石油焦、城市垃圾等用于生产可节约能源，降低成本，减少环境污染。我国大中城市垃圾热值约3300～6200kJ／kg，燃烧1吨垃圾可发电300～400 kw·h。现我国城市垃圾清运量每年约1.14亿吨，如有30％用于发电，其发电量也很可观。对于垃圾焚烧发电，要监测控制烟气中燃烧产物（如二恶英等污染物）的排放浓度，注意废水、固体灰渣对环境的二次污染。
2.5加强烟气余热综合利用
回收烟气余热热管换热器是一种高效的传热元件，普遍应用于锅炉烟道的余热回收。这种换热器由许多热管组成，具有体积小、重量轻、流动阻力小和传热功率大等特点。可充分回收锅炉的排烟余热，使锅炉的热能利用率提高，以达到节约能源的目的。对于CCHP系统，还可以用来加热燃气，不仅可以降低由排烟造成的热损失，还能大大加强燃气的燃烧程度，有效降低烟尘含碳量以及由于不完全燃烧而带来的损失，从而使电厂锅炉的热效率大大提高。
3 加强污染物排放的控制，保护生态环境
优化烟气脱硫系统
国家要求进一步推动燃煤电力企业烟气脱硫工程建设，要求全燃煤电力企业脱硫机组努力完善烟气脱硫技术标准体系和主流工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标准、规范；主流烟气脱硫设备的本地化率要达到95％以上，烟气脱硫设备的可用率达到95％以上。要不断优化脱硫系统设计，如脱硫烟囱的设计、烟塔合一的设计等。
增设烟气脱硝设施
国家对烟气中氨氧化物排放标准已制定了相应的政策法规，要求大型发电机组建设要预留脱硝位置。不同的脱硝设施其装置空间是大不相同的，要科学地、合理地预留位置，在设计时就应该根据所采用的脱硝技术对脱硝设施进行定位。脱硝设施的选择要从安全因素、国产化的难易程度、国家以后的环保政策、工程的可行性和工程造价等多方面进行考虑。
提高烟气除尘效率
目前循环流化床锅炉多采用电除尘器。为了达到除尘标准，采取了增加电场数和增加收尘面积的办法，但这些措施增加了投资费用和用地。要加快对电除尘器的设计改进，如采用低温ESP、移动电极式ESP或其他措施，以提高除尘效率。布袋除尘器(BF)有极高的除尘效率，适用于高比电阻的烟气，但其维护成本较高，要想扩大应用范围就必须对其进行改进，降低维护成本，延长使用周期。
热电联产企业要努力提高能源的转换效率，减少自身的能源消耗、资源消耗，减少污染物及废弃物的产生，控制污染物的排放，促进废物资源化再利用，走健康发展之路。
参考文献：
王汝武《节能减排丛书—— 电厂节能减排技术》化学工业出版社