碳中和｜美国氢能及燃料电池发展路径

能源人都在看，点击右上角加'关注'

文/赵学良 中国石化发展计划部，当代石油石化

1美国氢能及燃料电池产业概况

美国能源局从1970年就开始布局燃料电池研发，并一直处于世界领先地位。燃料电池备用电源和燃料电池叉车已具备市场竞争力，处于商业推广阶段；燃料电池乘用车处于政府补贴商业推广阶段；燃料电池巴士、大型货车、商用车处于行车实验验证阶段。2018年美国被评为国际氢能经济和燃料电池伙伴计划IPHE（International Partnership for Hydrogen and Fuel Cells in the Economy，为2003年由18个国家和欧盟共同发起成立的国际合作组织）主席国。

美国参议院决议确定2018年10月8日为美国国家氢能与燃料电池第四个纪念日，“参议院第664号决议”给出如下13点理由：

1）氢原子质量为1008，而且是宇宙中含量最丰富的化学物质；

2）美国是燃料电池和氢能技术开发和部署的世界领先者；

3）氢燃料电池在美国太空计划中发挥了重要作用，帮助美国完成了登陆月球的任务；

4）私营企业、联邦和州政府、国家实验室以及高等教育机构持续提高燃料电池和氢能技术，以解决美国最迫切的能源、环境和经济问题；

5）利用氢和富氢燃料发电的燃料电池是清洁、高效的技术，被用于固定电源和备用电源、以及零排放轻型 汽车 、公共 汽车 、工业车辆和便携式电源；

6）固定式燃料电池正投入到连续和备用电源的使用中，以便在电网停电时为商业和能源消费者提供可靠的电力；

7）与传统发电技术相比，固定式燃料电池有助于减少用水量；

8）燃料电池轻型 汽车 和使用氢气的公共 汽车 可以完全复制内燃机车的经验，包括行驶里程和加油时间；

9）氢燃料电池工业车辆正在美国各地的物流中心和仓库部署，并出口到欧洲和亚洲；

10）氢气是一种无毒气体，可以从各种国内可获得的传统和可再生资源中获取，包括太阳能、

风能、沼气以及美国丰富的天然气；

11）氢和燃料电池可以储存能量以帮助增强

电网，并使可再生能源的部署机会最大化；

12）美国每年生产和使用超过1100万吨的氢气；

13）工程和安全人员及标准专业人员就氢气的交付、处理和使用已经达成共识，并已制定出相关协议。

2美国发展氢能及燃料电池的初衷

美国参议院决议的理由充分说明，从国家层面而言，发展氢能及燃料电池具有降低二氧化碳排放、减少空气污染等清洁环保层面的意义，同时还具有降低燃油消耗、提高可再生能源利用率及电网可靠性等增加能源自给率、保障国家能源安全的优点。2014年美国发布《全面能源战略》，将“发展低碳技术、为清洁能源奠基”作为放眼长远的战略支点，并明确提出，氢能作为替代性能源将在交通业转型中起到引领作用。

21减少温室气体排放

由于氢燃料电池具有高效率和温室气体近零排放的特性，燃料电池系统能够在很多应用领域实现温室气体减排。美国能源部研究了燃料电池的温室气体减排潜力。燃料电池应用于热电联产系统时，相比传统热电联产系统可减少35%~50%的排放；燃料电池货车相比燃油货车可减少55%~90%的排放；燃料电池叉车相比柴油叉车或动力电池叉车可减少35%的排放；燃料电池巴士比内燃机巴士效率高40%；燃料电池备用电源相比柴油发电机可减少60%的排放。

美国能源部对比测算了不同能源介质运输工具的油井到车轮（WTW）温室气体排放情况。天然气制氢－氢燃料电池路线每英里排放二氧化碳200克，低于美国现有电网取电－电动 汽车 路线230克和传统燃油车450克的排放标准。配有二氧化碳封存的煤气化制氢－氢燃料电池路线每英里排放二氧化碳95克，生物质气化制氢－氢燃料电池路线每英里排放二氧化碳仅37克。

22减少燃油消耗

燃料电池提供了一种几乎不消耗石油的提供动力方式，且可覆盖美国大部分的石油消耗，如 汽车 、巴士、备用发电机和辅助发电机等。美国能源部的研究结果表明，氢燃料电池轻型 汽车 相比汽油内燃机 汽车 可降低95%的燃油消耗，相比混合动力车可降低85%的燃油消耗，相比插电式混合动力车可降低80%的燃油消耗。可以看出，相较大规模使用生物燃料、提高内燃机效率（ICEV包括使用混合动力 汽车 ），燃料电池车大规模应用后可以大幅减少国家的石油消费，到2050年燃油消耗量将降到目前的40%左右。

23提高电网可靠性、最大程度部署可再生能源

美国能源部预估光伏和风电的建设成本将大幅下降，“太阳计划2030”（SUNSHOT2030）设定的目标是2030年光伏电站成本为3美分/千瓦时，2018年美国陆上风电成本已低至29美分/千瓦时。光伏和风电将得到迅速普及，预计到2050年风能装机容量将达到404吉瓦，装机容量占总容量的35%；光伏装机容量将达到632吉瓦，发电量占总发电量的19%。

根据国际能源署发布的研究报告《GettingWindandSunontotheGrid》，当电网中间歇性可再生能源（以风电、光伏为主）的比例超过15%时，就必须配置相应的储能设施。另外由于可再生能源的生产水平在不同时间段、不同季节之间存在显著差异，例如欧洲的太阳能发电在冬季比夏季低60%左右，但电力需求却增加40%，也需要配置大规模、长时间的储能设施才能提高可再生能源的利用小时数，减少“弃风”“弃光”。

丰田、通用、奔驰、林德等企业组成的氢能理事会研究表明，氢能是大规模储存电能的一种重要选择：相比超级电容、压缩空气、电池、飞轮储能、抽水蓄能，氢能更适合长期大量储存能量。当需要大规模储能时可以液氢或者氢化物的形式存储于地下盐穴，估计每个兆瓦时的成本在50~150美元之间，与受地质条件限制较大的抽水蓄能相当，显著低于其他的能量存储方式。

24高能源转化效率

燃料电池直接将燃料的化学能转化为电能，效率非常高且不需要燃烧。氢燃料电池 汽车 的能量转化效率约60%，大约是汽油内燃机的两倍。

燃料电池用于固定电源，用天然气或丙烷发电效率大致为45%；如果将透平系统与高温燃料电池组合，发电效率可达到70%，结合热电联产系统效率可达80%，相比传统煤电、天然气发电45%~50%的综合效率提高35%~40%。

25降低污染物排放

美国能源部的研究课题表明，燃料电池发电系统比燃煤、燃气发电系统少排放75%~90%的氮氧化物、75%~80%的颗粒物（PM）。

26 H2@Scale计划

H2@Scale是美国能源部（DOE）的一项倡议，将利益相关者聚集在一起，促进可负担得起的氢气生产、运输、储存和利用，增加多个能源部门的收入。通过政府资助将国家实验室和工业界以项目形式整合在一起共同合作，以加快适用氢技术的早期研究、开发和示范。H2@Scale联盟促进了工业界和学术界合作，利用国家实验室世界级的研发能力，依赖私营部门进行至关重要的示范。

通过示范使尖端技术集成到现有系统中、验证未来部署的商业可行性，并指导未来的研发计划。美国目前生产超过1100万吨氢气，占全球供应量的1/6，主要用于炼油和化肥工业。大型基础设施包括超过1600英里的氢气管道、不断增长的加氢站和数千吨的地下储存洞穴。H2@Scale计划中氢能的地位与日本的氢能战略类似，把氢能作为一种重要的二次能源，氢能与电能之间可以相互转化。通过利用电解槽在发电量超过负荷时生产氢气，可以减少可再生能源的浪费，并有助于电网的稳定。从现有基本负荷（如核能）中产生的氢气也可以储存、分配，并用作多种用途的燃料。这些应用包括运输、固定动力、工艺或建筑用热，以及工业部门，如钢铁制造、氨生产和石油炼制。

3燃料电池商业化推广现状

截至2017年，在世界范围内共有超过70000台、共计650兆瓦燃料电池处于商业运行状态，其中移动领域应用占比接近70%，非移动领域应用占比30%，相关营收超过20亿美元。

截至2018年10月，美国共出售或者租赁超过6200辆燃料电池乘用车，包括丰田Mirai、本田Clarity、现代Tucson；建成39个加氢站；商业应用超过23000辆燃料电池叉车；商业化普及超过240兆瓦燃料电池备用电源，遍及美国40个州；FedEx、UPS在试用燃料电池快递车；多家公司试验运行共33辆燃料电池巴士，其中最长行驶里程已经超过50万公里。

31燃料电池备用电源应用现状

截至2017年底，据美国DOE统计数据显示，全美共销售8400套燃料电池备用电源，其中900套获得美国DOE经费支持，其他7500套未获支持。燃料电池将天然气转换成电能供大型超市、数据中心、生产企业及其他工商设施使用，能源转化效率从传统发电的30%~40%提高到60%~65%，加上热能利用可达90%，极大地减少了污染物排放，同时还减排二氧化碳。相较美国某些州的电网供电电费，使用燃料电池供电可节省一部分费用。

BloomEnergy是美国燃料电池发电的领军企业，其燃料电池成本2016年第一季度为5086美元/千瓦时，2018年第一季度降至3855美元/千瓦时；而其安装成本也从同期的1280美元/千瓦时降至526美元/千瓦时。

家得宝2014年在加利福尼亚试用安装第一套200千瓦的燃料电池备用电源。验证了其经济性后，到2016年底为其140家连锁超市都安装了燃料电池系统，并准备将全部170家店都安装上燃料电池备用电源。家得宝的首席财务官CarolTome曾披露：“使用燃料电池发电比从电网取电节省15%~20%的费用，同时减排大量二氧化碳。”

沃尔玛在加利福尼亚、新泽西的60家超市安装了燃料电池备用电源，用电规模按其单店用电量40%~60%确定，保障在电网断电时冷柜、照明系统、收款机可继续工作，不至于致使食物腐败，并在恶劣天气情况下继续为顾客服务，且使用燃料电池供电价格低于从电网取电价格。

Johnson&Johnson于2015年安装了1台500千瓦BloomEnergy燃料电池电源，经其测算20年的运转周期将总共节省1000万美元的费用，每年减排130万磅二氧化碳；Medtronic公司的报告显示，其安装的400千瓦燃料电池电源每年可节省电费230万美元，每年减排100万磅二氧化碳；Ratkovich公司的报告显示，其安装的500千瓦燃料电池电源每年可节省电费20万美元；JuniperNetworks公司的报告显示，其安装的1兆瓦燃料电池电源配合300千瓦太阳能电池每年可节省电费12万美元，每年减排270万磅二氧化碳。

32燃料电池叉车推广情况

据美国能源部2016年5月统计显示，2008年美国氢燃料电池叉车数量在500辆左右，到2016年，美国26个州的氢燃料电池叉车数量已经超过11000辆，年复合增速高达56%。而截至2017年底，统计数据显示全美共销售21838台燃料电池叉车，其中713台获得美国DOE经费支持，其他21125台并未获得DOE经费支持。713台燃料电池叉车共获得DOE970万美元经费支持。

目前在美国使用燃料电池叉车的公司包括但不限于亚马逊、宜家、宝马、可口可乐、奔驰、尼桑、联邦快递及一批食品公司，仅沃尔玛在其北美的19个配送中心就配备了3000辆燃料电池叉车。PlugPower、NuveraFuelCells和OorjaProtonics，Hydrogenics及H2Logic提供了绝大多数的燃料电池叉车。

亚马逊在2014年采购了535辆氢燃料电池叉车，在证明其成本效益的合理性后，于2017年4月收购了美国燃料电池制造商PlugPower23%的股权。除此之外，亚马逊为其11个大型仓库配备氢燃料电池叉车。2021年1月，电池巨头SK集团与旗下天然气子公司SKE＆S各出资8000亿韩元，共约合13亿美元，收购PlugPower99%的股份。短短几年间PlugPower公司市值升值50倍。

相较内燃机叉车，氢燃料电池叉车没有任何污染物排放，因此广受食品工业青睐，更多被用于室内作业。相较电池叉车，氢燃料电池叉车可节省充电的时间和空间，并在整个轮班期间全功率运行，在冷藏仓库环境中运行时不会出现任何电压骤降的情况，从而提高运营效率和节省成本。

美国国家实验室（NREL）对动力电池叉车和燃料电池叉车的总运行成本进行了评估，包括电池和燃料电池系统的购置成本、支持基础设施的成本、维护成本、仓库空间成本和劳动力成本。考虑到所有这些成本，NREL发现燃料电池叉车的总体拥有成本比同类动力电池叉车要低。

燃料电池叉车的样本约60台，每天工作2~3班，每周6~7天。NREL发现，对于用于多班作业的Ⅰ类和Ⅱ类叉车，燃料电池可将总体拥有成本降低10%，从每辆叉车每年19700美元降至每辆叉车每年17800美元。三级叉车的拥有成本可降低5%，从每年12400美元降至每年11700美元。NREL的评估仅限于考虑电池和燃料电池叉车的拥有和运行成本，未评估燃料电池叉车提高生产力的潜在效益。

通过NRTL的敏感性分析，只要燃料电池叉车车队的数量足够大（敏感性分析中燃料电池叉车台数为30~100台）、多班次工作，燃料电池叉车的总操作费用会低于动力电池叉车。PLUGPOWER公司测算，对于拥有超过90辆二级叉车的客户，5年预计节省成本超过40万美元。

PLUGPOWER公司建设的加氢设施主要配合燃料电池叉车使用，建设在配送中心、工厂等厂房内，加注压力350千克，操作温度0~40 ，加注1台叉车耗时1分钟，与美国、日本通常建设的车用加氢设施有所区别。

33燃料电池乘用车及加氢站情况普及情况

美国的加氢站主要集中在加州地区和美国东北部地区，东北部地区项目由美国液化空气集团和丰田公司推动和主导，加州地区参与建设加氢站的企业包括空气产品公司、Shell、Linde、丰田、本田等公司。全美目前已投运加氢站39座，计划到2025年建成200座，2030年建成1000座。

截至2018年底，在美共销售Mirai、Clarity、TucsonFuelCellSUV共计6200辆。除丰田、本田、现代已有燃料电池车商业化推广外，奔驰最新推出了GLCF–Cell燃料电池车，宝马、奥迪、通用等企业也有燃料电池合作研发计划。

34燃料电池巴士试验运行结果

DOE于2012年制定的2016年燃料电池巴士技术预期指标及终极目标见表1。33辆试验运行的燃料电池巴士中，ACTransit公司的13辆由UTCPOWER公司提供燃料电池系统，Sunline、UCI、OTCA、MBTA、SARTA公司的12辆由Ballard公司提供燃料电池系统。根据统计，截至2018年2月28日，最好的1辆车运行总时长超过27330小时，超过DOE终极目标；12辆ACTransit运营车辆平均运行时长19000小时，达到了2016年预期目标值。ACTransit公司车辆从2006年开始逐步投入试验，试验结果基本达到预期；Sunline、UCI、OTCA、MBTA、SARTA等公司从2015年逐步投入车辆试验运行，周期较短，未达到验证燃料电池寿命的时限。

35燃料电池货车及商用车测试情况

丰田2017年推出第一代燃料电池卡车Alpha，在长滩和洛杉矶港口进行了近1万英里的测试和拖曳操作；2018年8月推出了第二代燃料电池卡车Beta，续航增加50%。Kenworth、Scania、Asko等传统卡车制造商在DOE、挪威政府科研资助下开展了氢燃料电池卡车的研发。PowerCell是一家低温质子交换膜电堆开发、制造及零售商，开发和生产世界顶级能量密度的固定和移动应用的燃料电堆，开发的100千瓦S3燃料电池供欧洲运输企业制造燃料电池卡车。Nikola为美国电动 汽车 制造商，宣称其制造的燃料电池卡车2020年正式上路测试，2022年正式上市销售，单价40万美元；通过其官方推特宣称已获得80亿美元的预订单，并计划与挪威NelHydrogen公司合作，2018年开始在全美陆续建设364个加氢站，并在2019年末陆续向公众开放，到2028年将累计达到700座。FedEx和UPS都在DOE的资助下开展燃料电池快递车辆运行试验。

4结论

1）美国高度重视氢能及燃料电池产业的发展，视氢能为未来不可或缺的、仅次于电能的重要二次能源，在未来的工业、交通运输、电网储能、供热发电等领域都将占有相当的比重。

2）美国在燃料电池领域开展了长期、深入、全面的技术研发以及工业验证实验。美国从20世纪70年代就开展了氢能相关领域的研究工作，在制氢、储氢、输氢、燃料电池、储能、相关安全环保事项、相关标准等领域技术储备雄厚。在燃料电池发电、燃料电池叉车、燃料电池商用车、燃料电池巴士、燃料电池载重货车等领域进行了长期的工业验证实验。

3）美国商业化推广燃料电池态度是积极的，方式是慎重而稳妥的。在有充分的技术储备后，美国政府仅利用少量的补贴进行了市场引导用于商业初期验证实验，实践证明这部分技术已经具备市场竞争力，有望看到未来美国在燃料电池领域取得更长足的进步，获得更多更广泛的应用。

4）燃料电池技术是保障国家能源安全重要的技术手段。氢能可有效整合多种化石能源和可再生能源，加大可再生能源部署、提高能源自给率、有效降低原油消耗，为 社会 提供一种环保、高效的能源，对保障国家能源安全具有重要意义。

5）氢能是可以安全部署和利用的。几万台氢燃料电池叉车十几年的安全运行经验，十几台氢燃料电池巴士上百万公里的运行试验，证明了氢气是可以被安全、高效利用的。

6）固定地点或固定线路、高运营负荷的的燃料电池应用场景更适用于氢能产业的初步推广。对比美国和日本的实践，美国的模式是1个加氢站服务1个物流中心数十台、数百台燃料电池叉车，制氢售氢企业和燃料电池用户的初始投资不高，而数十台满负荷运行的燃料电池叉车就可以平衡1个35兆帕加氢站的投资收益，制氢售氢企业和燃料电池应用企业的投资回报合理，产品在没有补贴的情况下得到迅速推广；而日本在本州岛大量建设加氢站，由于初期氢燃料电池乘用车售价较高、数量不足，平均每个站1天只服务几台车，制氢售氢企业处于全面亏损状态，同时由于加氢站的密度不够、使用不便，用户没有经济收益，一般用户也不愿意选择氢燃料电池乘用车替代燃油乘用车。燃料电池乘用车的继续推广需要制氢售氢企业坚定战略方向，等待燃料电池成本下降，燃料电池乘用车得到普及。

全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energycomcn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

90吨注塑机的电机功率一般15千瓦,加热一般4千瓦左右,工作一小时的耗电量一般7-9度左右。

企业节约用电办法：

1，采用高效率的光源：合理的照明可以提高工作情绪，增加生产量与改善品质。下列照明节约用电有效方法供参考。多开天窗及窗户，充分利用自然光。降低灯具高度以减少盏数，并保持原来的照度。灯具与工作面之距离降低为原来一半，照度就可提高四倍。

需要高照度之工作地区或机械，采用局部照明，较省电。选用高效率灯具。养成随手关灯的好习惯。灯具之反射灯罩及下部装有透明盖版时应至少每年清洗两次。日光灯使用两年后，虽未故障仍可使用，如其两端出现黝黑影圈时，效率已下降，宜更换新品。

2，装设热电联产设备降低成本：热电联产同时产生热能、电能的方式，无论是从节约能源、能源多元化、或负载管理的观点考量，均优于传统发电方式和热能生产方式。

据资料显示，热电联产系统约可节省能源成本20~30%。目前在欧美日等国均相当盛行装置热电联产设备。除在工业上利用外，小型套装式热电联产设备亦被应用于商业部门，蔚为趋势。

3，改善电动机使用效率以节省用电：换用适当容量之电动机，一般电动机负载率75~100%之间运转效率最高，使用容量太大的电动机，不但投资费高而且耗电量也多。换用适当容量的电动机可提高效率节省电费支出。

热电联产的节能分析——对热电联产界定节能指标的探讨东南大学　　　　　　钟史明上海电力设计院　　　陈效儒南京热电工程设计院　刘龙海摘　要：热电联产的节能机理，我国以热电比，全厂总热效率作为界定热电联产节能指标的分析。经过几年，我国火电机组经济指标逐年提高，本文提出修改（1268）号文中的界定热电厂的数据和热电联产的供电（发电）标煤耗率作为界定节能指标之一及若干具体建议，供参考。　　关键词：热电联产　热电比　总热效率（燃料利用率）　供电（发电）标煤耗率1、前言　　原国家计委、国家经贸委、国家环保总局、建设部以急计交能（1998）220号文《关于发展热电联产的若干规定》发布后，起到了推动我国热电事业的健康、有序的发展。为实现两个根本性转变、实施可持续发展战略，促进热电联产事业的进一步健康发展，落实我国《节约能源法》中关于“国家鼓励发展热电联产、集中供热，提高热电机组的利用率”的规定,2000年原国家四部委又以急计基础1268号文下达了《关于发展热电联产的规定》（以下简称《规定》），进行修订和补充，再次重申热电联产节能界定指标。通知发布后，经过宣传、学习、贯彻至今起到了推动我国热电事业更进一步健康、有序发展。但随着我国经济建设的飞跃，电力工业有了飞速的发展，全国装机容量和发电量居世界第二。2000年全国装机容量31932万kW，年发电量13685亿kWh；2005年预计4．3亿kW，27000亿kWh；安全、经济指标逐年提高，全国平均供电标煤耗6MW及以上机组电厂；1990年429g／kWh， 1998年404g／kWh，1999年399g／kWh，2000年392g／kWh，2001年降至385g／kWh，2002年为381g／kWh，去年为377g／kWh。在新的形势下，重新学习四部委220文和1268文，觉得有一些重大问题：如“热电比”、“总热效率”的含义、作用；怎样界定“热电厂”；“供电（发电）煤耗率”的作用和如何考核热电厂；热电成本分摊和热电厂的热、电价如何测定……等等，都得重新学习与研讨。今仅对如何界定“热电厂”的热电比，全厂热效率等作一些分析，提供讨论参考。　　2、热电联产节能的机理　　众所周知，热电联产、集中供热的节能机理有二个方面：一方面是热电联产，发电部份的固有的热力学冷源损失用作供热了，从而节约了燃料，称“联产节能”；另一方面是热电厂的大型锅炉热效率比分散供热小锅炉高，从而节约了燃料，称“集中节能”。显然比较的条件是热电联产与分产供应相同的热量和电量，看哪个节约了燃料。　　汽轮发电供热机组有两种型式，一为背压供热机组，它是纯粹的热电联产，发电的全部冷源损失都用作供热了，所以发电热效率很高，几乎等于锅炉效率乘管道效率；一为调节抽汽供热机组，它是部分的热电联产，仅有一部份的发电冷源损失用作供热，仍有一部份发电固有冷源损失，它的综合发电效率比同参数、同容量纯凝汽机组高，但不一定比高参数大型纯火电机组高，当供热抽汽不多时、甚至比全国6000kW及以上机组全国平均供电（发电）煤耗率还高。但背压机“以热定电”、热电负荷不可调节，热负荷大时，发电多，热负荷小时发电少，只有承担基本热负荷时，才能发挥最佳节能作用：而调节抽汽的抽凝机组，热电负荷可以调节，运行比较灵活，但有部分冷源损失。所以，一个热电厂，一般有这两类机型，以适应各类热负荷和部分电负荷调节的需求。为此，（220）号文、（1268）号文对热电联产是否合格，（是否节能），都作了如下界定：　　供热式汽轮发电机组的蒸汽流既发电又供热的常规热电联产应符合的总热效率年平均大于45％。　　热电联产的热电比：单机容量在50MW以下的热电机组，其热电比年平均应大于100％；单机容量在50W至200W以下的热电机组，其热电比年平均应大于50％；单机容量200MW及以下抽汽凝汽两用机组，采暖期热电比应大于50％。　　3、界定指标的数学模型　　（1）《规定》中公式　　总热效率=（供热量＋供电量×3600千焦／千瓦时）／（燃料总消耗量×燃料单位低热值）×100％。　　热电比=供热量／（供电量×3600千焦／千瓦时）×100％　　实质是：总热效率，分子是能量品位不等的二种能量，一为热量，一为电能；电能是高品位能，电能能100％转变为热能，而热能不可能100％转变为电能，而且有条件地十分困难才可转变成电能，所以，总热效率实质是一次能源的能源利用率，或称“燃料利用率”。　　令：　　η总热效率（燃料利用率）　　100％；　　Qc年供热量　　kJ／a；　　（GJ／a）　　W年供电量　　kWh／a；（104kWh／a）　　B年耗标煤量　　kg／a；（t／a）　　Qdw标煤低位热值　kJ／kg　　β热电比　　100％　　η=Qc＋W3600／BQdw　　　（1）　　β=Qc／W36000　　　（2）　　ηCr=Qc／BcQdw　年平均供热效率（3）　　ηtd=W3600/BdQdw　年平均机组综合供电（发电）效率　　　（4）　　B=Bc＋Bd式中： Bc年供热耗标煤量　　t／a　　 Bd年发电耗标煤量　　t／a　　从（1）把B=Bc＋Bd和（2），（3），（4）式代入化简可得：　　η=（β＋1）／（β／ηCr＋1／ηtd）　　　（5）　　β=（η／ηtd－1）／ （1－η／ηcr）　　　（6）　　ηtd=η／[β（1－η／ηcr）＋1]　　　(7)　　如按《规定》文中的界定指标：　　η=45％，β=0．5，β=1．0和β=2．0时，而ηcr≈锅炉效率×管道效率=0．9×0．98=0．882计，代入（5）式求ηtd：　　ηtd=0．45／（0．49β＋1）　　当β=0．5时，ηtd=0．361，bd=340．7g／kWh　　β=1时，ηtd=0．302，bd=407．3g／kWh。　　可见当η一定，β增大，ηtd降低。　　1998年6000kW及以上机组全国平均供电标煤耗率435g／kWh，而全厂“总热效率”等于45％，热电比50％，100％时，扣除厂用电率，热电厂机组发电标煤耗率340．7～407．3g／kWh，是界定节煤的。所以当时核定的界定指标数值，应该说是合理的。但随着时间的推移，技术的进步，我国火电机组高参数、大容量高效机组比重迅速提高，年平均供电标煤耗历年下降4g／kWh左右，2003年为377g／kWh，所以，原《规定》界定数值应与时俱进，加以调正修正，提高界定数据，才能起到导向作用，进一步提高节能效益。　　4、热电联产的节能条件（判据）　　如前所述，热电联产机组的发电一般可以分为凝汽汽流发电和抽汽供热汽流发电两块。前者由于机组容量一般较小，蒸汽参数较低，其发电效率不如大型纯凝汽机组来得高；但后者由于不存在凝汽（冷源）损失，其发电效率很高，以致于其综合发电效率可能超过大型高效的纯凝汽发电机组，这正是热电联产的生命力所在。　　今拟以热电联产最常用的调整抽汽凝汽机组为例来与全国6000KW单机容量及以上平均供电（发电）标煤耗进行比较，从而确定热电联产机组在发电这一块上的节能条件。　　△Bd=W（bpd－bcd）≥0　　　（8）式中：W为机组总发电量（kWh）　　bpd为6000kW机组及以上全国平均的发电标煤耗率（计及锅炉效率），（kg／kWh）；　　bcd为热电机组（计及锅炉效率）的综合发电标煤耗率，（kg／kWh）；　　bcd=[Wc bc＋（W－Wc）bk]／ W（kg／kWh）式中：Wc为抽汽供热汽流的发电量（kWh）；　　bc为抽汽供热汽流的发电标煤耗率（kg／kWh）；　　bk为凝汽汽流的发电标煤耗率（kg／kWh）；　　由于要求△Bd≥0，可以从（2）式和W=Wc＋Wk推导得：　　Wc／W≥（bk－bd）／（bk－bc）　　（9）　　（9）式的物理意义就是热电联产（抽凝机组）在发电这一块上的节能判据表征为抽汽供热汽流的发电量必须占总发电量中的一定份额≥（bk－bpd)／（bk－bc），才能节能。　　而对于抽汽供热汽流而言，其发电量（以Kj计）与供热量之比可推导为：WC×3600／QC=DC（io－ic）／Dc（ic－tc)=（io－ic）／（ic－tk）　　即热化发电量：　　Wc=Qc／3600×（io－ic）／（ic－tc）代入（9）式得热电比β为：　　β=Qc／Wc×3600≥（ic－tc）／（ioc－ic）×（bk－bpd）／（bk－bc）　　（11）　　11）式也可表示为：　　β=Qc／Wc×3600≥（ic－tc）／（io－ic）×（qk－qpd）／（qk－qc）（11A）　　式中io，ic，tc分别为新汽、抽汽、和热网返回凝结水的焓值，它们可以根据制造厂提供的参数从蒸汽热力性质表中查得，其中热网返回凝结水焓如无回水可按20℃考虑。式（11）、（11A）就是以热电比β的形式来表示热电联产在发电这一块上的节能判据（临界值）。　　由于汽轮机厂方提供的性能参数，常常给出汽轮发电机组热耗率（qdkj/kwh），它尚未考虑锅炉效率和管道效率，因此发电热耗率qd：　　qd=bdQdw／ηglηgl式中　Qdw—标准煤低位热值为7000×4．1868=29307kJ／kgηgl—锅炉效率（链条炉75％，煤粉炉90％，CFB，85％）　　ηgd—蒸汽管道效率（一般取98％）；　　bd—机组发电标煤耗率（kg／kWh）　　5、计算示例　（1）比较条件：　　我国6000kW及以上机组年平均供电标煤耗2003年为377g／kWh，折成热电厂（抽凝机组）供电效率90．2％，发电标煤耗340g／kWh，发电热耗9964．38kJ／kWh，作为热电机组节能界定数据对12MW、25MW和50MW调节抽汽机组几种机型进行具体测算：βmin，Dcmin和ηmin。　　从（11A）式βmin=（ic－tc）／（io－ic）×（qk－qpd）／（ql－qc）式中：ic抽汽焓，kJ／kg　　 tc供热回水焓，回水20℃，补水温84kJ／kg io新汽焓，kJ／kg qk抽汽机组纯凝工况热耗率kJ／kwh qc抽汽机组抽汽流发电热耗率kJ／kwh qpd全国6000kW及以h 机组平均发电热耗率kJ／kWh　　（2）例一：C12—3．43／0．981中压中温抽凝机（如南汽Z011机型）　　io（3．43MPa，435℃）=3305．07kJ／kg　　ic（0．981MPa，313℃）=3080．39kJ／kg　　tc（t=20℃）=84．0kJ／kg　　qpd=9964．38kJ／kWh（全国平均发电热耗）　　qc=3600／ηjjηjd=3600／0．95×0．98=3866．81kJ／kWh　　qk=11836kJ／kWh／0．9=13151．11kJ／kWh　　（制造厂机组发电热耗率除锅炉效率后便为厂发电热耗率）　　ηpd=3600／9964．38=0．362，即调节抽汽机组发电效率ηtd要达到的数值，ηcr=ηjjηjd=095×098=0882，即抽汽汽流部分的发电效率。　　从（11A）式：　　βmin=（3080．39－84）／（3305．07－ 3080．39）×（13151．11－9964．38）／　　　　（13151．11－3866．81）=13．336×　　　　0．3432386=4．58　Dcmin=β×W3600／（ic－tc）=4．58×12000×　　3600／（3080．39－84）=65．994　　≈66t／h　　ηmin=（β＋1）／（β／ηcr＋1／ηtd）=（4．58＋　　　　 1）／（4．58／0．882＋1／0．362）=　　　　 5．58／（5．193＋2．762）=70．14％　　计算结果可见：βmin=4．58，Dcmin=66t／h，ηmin=70．14％时，才能与2003年全国6000KW及以上机组发电煤耗相当。查C12—3．43／0．981机组，额定抽汽量50t／h，最大抽汽量80t／h，此时，供汽量必须超过额定抽汽量50t／h≥66t／h时，才可能节能。　　（3）其余以上各机组计算从略，其结果汇总如后表。　　（4） NC200／160－12．7／535／535超高压抽凝机（如东方汽轮机厂D35型机）　　查该机组的纯凝工况机组热耗qk=19792×41868=828651kJ／kWh，机组发电热耗qk=qk／0．9=9207．23kJ／kWh，已小于2003年全国6000kW及以上机组供电标煤耗377g／kWh，发电标煤耗为340g／kWh，发电热耗为：29307×0．34=9964．38kJ／kWh。因而，这种机组即使不抽汽供热目前也是节能的，若是再抽汽供热，则节能效果更佳。　　6、计算结果分析　　从以上几种单抽热电机组的计算结果汇总表中可以看出，若使抽凝机组的发电部分节能，首先应尽量选用进汽参数高的高效机组，如200MW抽凝机（两用机组）和高压高温机组（C25、C50机组）；同时，可看出降低供热（抽汽）参数，节能的最小热电比（β）和临界总的燃料利用率也可降低。　　对C50—8．83／0．981 50MW抽凝机来说，为确保节能的最小热电比（80％）和临界总燃料利用率（49．6％）已超过1268号文《规定》的指标（即50％和45％），但只需抽汽量大于50t／h，还是可以节能的；　　对单抽C25机组，为了节能必须采用高压高温新汽参数，其节能最小热电比为0．963，临界点的燃料利用率为51％，也临近和超过1268号文《规定》的指标，（即100％和45％），其节能最小抽汽量～30t／h；　　对C15次高压次高温机组，其节能最小热电比为3．51，临界的燃料利用率66．9％，也超出了1268号文《规定》的指标（即100％和45％），其节能最小抽汽量为63．7t／h，超过了额定抽汽量50t／h；　　对C12单抽供热机组，其节能最小热电比都大于2．7，临界燃料利用率63．7％，均大于1268号文《规定》的指标（100％和45％），其节能最小抽汽量41．5～46t／h。　　上述计算结果，节能最小抽汽量超过额定抽汽量有C12—3．45／0．981，C15一49／0．981和C25—4．9／0．981机组，显然这些机组应重新设计，才不脱离设计工况，提高机组内效率。　　7、供电（发电）标准煤耗率　　众所周知，火电机组考核热经济指标，都是以供电（发电）标准煤耗率为比较准则。热电厂年综合供电（发电）标准煤耗率，我们认为可作为重要的热经济指标，特别是在节能界定上，它起到了十分重要的作用。　　如前述，ηtd热电机组综合发电效率，相应的综合发电标煤耗率（btd=123／ηtd g／kWh），ηtd（ btd）是否与全国6000kW及以上机组相等，就表明其热经济性在发电这一块上的界定数据（临界值）。　　《热电联产项目可行性研究技术规定》附件2计算方法中年节标煤量的计算公式，也取用供电（发电）标煤耗btd与全国6000kW及以上机组平均供电（发电）标煤耗率相比较而求得：　　△B={[（34．12／ηgl ηgd＋bpd×5．73）－bpr]·Qc＋（btd－bpd）（1－ζd）W}×10－3 t／a式中：ζd—发电厂用电率％，　　 bpr—供热标煤耗率　kg／kJ。　　所以，我们建议热电厂年均综合供电（发电）效率或标煤耗率，应重新列为考核热电厂的热经济指标之一。　　8、对1268号文《规定》界定热电厂两个指标的再学习　　从1998年至今，全国火电机组高效大容量机组比重历年增加，6MW及以上机组全国平均供电标煤耗历年减少，几乎每年下降4g／kWh左右。1998年平均供电标煤耗404g／kWh至2002年为381g／kWh，去年下降至377g／kWh，当时界定热电厂最小节能热电比和总的燃料利用率，和相应的最小抽汽量是按当时情况界定的，其指标是略偏低的。当今全国发电技术水平提高了，供电标煤耗下降～23g／kWh，相当于提高了循环发电热效率5．35个百分点，因此，应与时俱进，修改提高1268号文《规定》的两个界定值。今建议：　　（1）新建扩建机组　　1对C12供热机组：新汽参数应采用次高压次高温，最小热电比300％，最小抽汽量为45t／h，临界总的燃料利用率65％，才能与当今全国6MW及以上机组平均供电标煤耗相当。　　2对C25供热机组：新汽参数应采用高压高温，最小热电比为100％，最小抽汽量30t／h，临界总燃料利用率50％。　　3对C50供热机组：新汽参数采用高压高温，最小热电比为80％，最小抽汽量50t／h，临界总的燃料利用率50％。　　4对扩建超高压以上高效大型两用机，经测算，不抽汽也比当今6MW及以上机组全国平均供电标煤耗低，所以当有一定热负荷时，经计算可采用这种机型。　　（2）运行热电机组　　1运行热电机组达不到新扩建机组βmin，DCmin和ηmin要求时，应限令改造或采用高压迭置改造，或扩大热负荷，降低抽汽供热参数和加强管理，以提高节能效益，增加市场竞争力。　　2 80年代初期建立的中压中温3MW～6MW抽凝机组，设备已达报废年限，且达不到节能界定数据时，可淘汰一批。　　3由于总燃料利用率一定时如η=45％，热电比β越大，热电联产机组发电效率的要求就越低，这样就容易被低效的小热电机组（抽凝机）钻空子，可把热负荷报得很大，即热电比β很大，但却采用发电效率很低的抽凝机组而仍可满足总热效率的规定，而且条件不同，对β要求也不同。所以，建议除仍规定β与η的临界值外，热电机组年平均供电（发电）效率，或标煤耗率，应作为考核与界定热电机组指标之一，才可科学引导提高节能效益。参考文献[1]国家计委、经贸委、环保总局、建设部急计交能　 （1998）220号文《关于发展热电联产的若干规定》[2]国家计委、经贸委、环保总局、建设部急计基础　 （2000）1268号文《关于发展热电联产的技术规　 定》[3]热力发电厂重庆大学热力发电厂教研室编　电力　 出版社1985．3[4]陈效儒　热电联产的节能分析　200012