1、引言

目前，我国北方地区的大中城市采暖仍以污染严重的煤为主要燃料。随着环保意识的增强，如何调整采暖用能结构，改善环境，是这些城市面临的重大课题。为此，大批以电、天然气为能源的采暖方式开始出现，如电暖气、电热膜、电热泵、燃气锅炉、家用燃气炉等等。然而，这些采暖方式是否合理？是否具有更理想的采暖方式呢？

电采暖具有调节灵活、局部无污染的优点，加之电力的相对过剩，这种采暖形式的应用逐渐增多。但是，将电直接变为热的采暖方式能源浪费是很大。虽然电几乎百分之百地转化为热，但从一次能源的角度，采暖效率却只有30％。这意味着资源的浪费和整体环境污染的加重，因而不符合我国可持续发展战略。

在经济方面，天然气是一种清洁燃料，但过于昂贵，一般比煤贵4倍左右，以天然气为燃料的燃气锅炉采暖方式使得一般居民难以承受，许多“煤改气”的供热工程需要靠政府补贴维持，大量推广天然气锅炉采暖会给政府背上沉重经济包袱。在能源利用方面，这样宝贵的能源白白用锅炉烧掉，而没有实现梯级高效利用，可以说是对能源的一种浪费，这也不符合我国可持续发展的战略要求。

在这种情况下，人们开始想到以天然气为燃料的热电联产方式采暖。众所周知，热电联产方式的能源利用效率远大于锅炉采暖。通过这种天然气利用效率的提高来降低采暖运行成本。于是，北京市一些地方开始酝酿由燃气轮机或燃气－蒸汽联合循环装置构成的热电厂供热。这种热电联产装置在满足采暖供热的同时，发电效率可高达40％以上，从能源利用效率的角度看，燃气热电联产是一种更先进的采暖方式。

2、燃气热电联产在采暖应用中面临的困难

从经济角度看，由于燃气热电联产系统投资比分散的小燃气锅炉高，燃料成本又比燃煤热电厂贵，往往只有在发电上网电价较高的条件下，才会体现出其相对与燃气锅炉和燃煤热电联产的优势。一方面，北京市的几个燃气热电联产工程的可行性论证中上网电价均在0.45元以上。另一方面，由于北京目前电网并不缺电，又可从内蒙山西等地电网调入大量价格为0.28元/kW.h的用电。因此，燃气热电厂每上网一度电，就要多付出至少0.17元。燃气热电厂以如此高的电价上网是否可以接收，下面简单地算一个帐就会一目了然。对于燃气－蒸汽联合循环热电厂，每供1kW.h的采暖热量，要发1.2kW.h的电，就相应地多承受0.2元以上的代价。如果单位平米建筑采暖的热电厂耗热量为0.45GJ，相当于125kW.h的热量。于是，这种热电厂每供热1平方米，北京有关方面要倒贴约125×0.2= 25元。这已经与燃气锅炉采暖的成本相当。这就意味着，为建这种热电厂所倒贴的钱足以建一套相同规模的燃气锅炉采暖系统并无偿供暖。既然这样，建热电厂有何意义？显然，这种燃气热电联产的实施没有经济基础。即便从广义上讲，它相对于纯凝汽发电和锅炉供热来讲节能并减小了对整个大区域的环境污染。但是，对于环保要求越来越高的北京市区，与天然气锅炉相比，却增加了污染物的排放量。从另一角度看，由于我国能源利用水平还很低，只要有资金，可改善环境的工程项目还是相当多的。对于一个100MW的北京燃气热电联产系统，如果采暖季运行小时数为3000，则电力部门每年要为该系统的电上网多付出100MW×3000h×0.17元/kW.h，即五千万元之多。如果拿这些资金投入环保项目，对环境污染的改善程度会明显优于这种燃气热电联产所带来的环境效益。

那么，以天然气为燃料的热电联产采暖供热方式就一定不可取呢？

3、燃气热电联产调峰运行方式的提出

先看一下北京的电力状况。在电力的需求侧，随着经济的发展，北京的电力负荷增长迅速，早在1996年最大负荷还不到4500MW，今年已达到了6500MW，到2005年预测会达到9000MW。同时，电力负荷的峰谷差也不断拉大。随着第三产业和居民用电的增长，日负荷曲线中峰谷差呈逐年增大趋势，它以高于最大负荷增长速度2个百分点的速度增长，目前最小负荷率（日最小负荷与最大负荷之比）已达0.6，到2005年会降至0.58。从电力供应侧看，北京供电的基荷主要靠外埠购入，这主要是由于北京以外的山西内蒙煤炭资源丰富，发电成本低廉，同时考虑减轻首都污染等原因。一般来说，为了电网安全经济运行，电力调峰平衡原则是“就地平衡”。实际上，北京供电中的外埠受电部分还是具有一定调峰能力的。尽管如此，在电网负荷中心，即市区及近郊，也需要设置若干相当容量的调峰电厂。据有关文献分析^[1]，2005年以前，京津唐电网需要这种调峰电厂的容量至少1,000～1,500MW。从调峰能力和环保角度，这些调峰电厂的型式，一种是燃气轮机电厂，一种是抽水蓄能电站。这样，北京电网合理平衡方式是，外埠受电承担北京主要的基荷用电，并具有一定的调峰能力，在北京市及近郊建设一定容量的燃气轮机电厂并配合以抽水蓄能电站来参与电力调峰。据有关文献分析^[1]，一个早8：00至晚21：00运行，其它时间停运的两班制燃气－蒸汽联合循环调峰电厂的发电成本高达0.67元/kW.h。

既然这样，如果一个燃气电厂即能起到上述电力调峰作用，又能利用发电时所产生的余热向市区供热，则这种热电厂即是调峰电厂又是热电厂，必然具有强大的生命力。因为它在发电方面起的作用是调峰，而上网电价可以低于调峰电价。它所供的热是经发电利用后的低品位热，它的热价可显著低于燃气锅炉的热价。在环保方面，与产出同样热量和电量的燃气锅炉和调峰燃气电厂相比，它消耗的一次能源，即天然气明显减少，有害气体排放量也将大幅度减少。因此，这种以调峰方式运行的热电厂对国家，对电力部门，对热用户均有利，必然是一种可以市场化的先进采暖方式。

4、实现燃机热电厂电力调峰运行的途径

如何使一个燃气轮机电厂既作为热电厂来承担采暖负荷，同时又起到调峰电厂的作用呢？实现燃气轮机热电厂以电力调峰方式运行的关键是，如何处理电网负荷和供热负荷之间相互耦合的问题。例如，对于采暖用户来讲，全天需要供热，而在电力负荷低谷期燃气轮机组因停机而无法供热，如何满足这段时间供热负荷的要求呢？为此，解决燃气轮机热电厂电力调峰问题可通过以下方式：

1）  分利用房间和建筑物的热惯性。在采暖供热系统的实际运行中，一天中某一时段供热量的改变对室温的影响并不显著。热网实时运行数据表明，随着室外温度的下降，热网供热量并不立刻随之升高，外温升高时供热量也不立刻随之下降。这说明，热网和采暖建筑物具有很大的热惯性。热惯性的大小与热网规模和采暖用户建筑结构有关。因此，利用这种热惯性，通过动态方法获得采暖建筑物室温与热网供热量、外温之间的关系^[2][3]，则可以在不影响用户采暖效果的前提下，改变一天之中不同时段的热网供热量，从而使热电厂参与电力调峰成为可能。

2）  增设蓄热装置。当采暖负荷的变化与电力负荷不一致时，要实现更好的调峰目的，更彻底的方法是增设蓄能装置。在电力负荷高峰时段，燃气轮机组除了满足采暖负荷外，向蓄热器蓄热。在电力负荷低谷期，燃气轮机组停运，这时的采暖负荷可由蓄热装置放热来承担。这样，通过改变蓄热装置热量的蓄放量来调整供热机组工况，从而改变机组不同时间的发电量，最终实现电力调峰优化运行。

3）  置适当容量的燃气锅炉。一般热电联产系统中的锅炉是在严寒期作为尖峰锅炉使用的。而当热电厂参与电力调峰时，热电联产机组供热量无法满足采暖负荷要求时，则可以投入锅炉补充热量。例如，在电力负荷低谷时段，燃气轮机组停机时，燃气锅炉投入使用来满足该时段采暖负荷的要求。
以下结合一个燃气轮机热电联产采暖系统的例子对上述电力调峰方式运行加以分析。

图1 以调峰方式运行的燃气热电联产示意图 

如图1所示，一个燃气热电厂主要由燃气轮供热机组、燃气锅炉和蓄热罐组成。燃气轮机组的形式为燃气－蒸汽联合循环。最大抽汽工况下发电和供热容量均为100MW。燃气锅炉的容量为60MW（80T/H）。

蓄热形式为分层水蓄热。蓄热罐容积为8000M³。取蓄热效率为85％，蓄热温差为40℃（55℃～95℃），则蓄热容量可达1140GJ。本例所取的蓄热罐容量，仅是为了说明问题。实际上，在热网和建筑物热惯性大的热力系统中，蓄热器的容量还可更小，甚至不设置蓄热器。

这个热电厂拟承担面积为200×10⁴m²的用户采暖，采暖负荷的延时曲线如图2所示。热电厂采取两班制调峰运行方式。根据北京电力负荷日分布情况，从晚22：00至第二天早7：00的夜间共10个小时是电力负荷低谷期，燃气轮发电机组停运。其它时间，即从早8：00至晚21：00共14个小时认为是电力负荷高峰期，燃气轮机组满负荷发电运行。停运的这段时间的供热由蓄热罐放热和锅炉出力完成。根据蓄热罐的蓄热容量可知，在这10个小时连续放热能力可达32MW。针对燃气锅炉运行工况的特点，整个采暖季热电厂的运行可以简化为三种情况描述。

图2 采暖负荷延时曲线及相应的热电厂三个典型工况分布

第一种情况是在严寒期，由于这是采暖负荷最大的一段时期，在电力负荷低谷的燃气轮机组停运时段，燃气锅炉满负荷运行。在电力高峰时段，燃气轮机组满负荷供热，同时燃气锅炉也要投入使用以满足采暖负荷的要求，如图3a) 所示。电力峰谷期之间供热量差别较大，可以靠热网、采暖建筑物热惯性以及蓄热罐对热量的蓄放来保证采暖效果。如果只利用蓄热罐来实现热网一天中均匀供热，则蓄热罐运行工况如图3b所示，纵坐标正值为蓄热，负值为放热，即在电力高峰期蓄热，低谷期放热。

                图3 严寒期热电厂典型运行工况（工况1）

                      图4 一般采暖期热电厂典型运行工况（工况2）