本文目录一览：
- 1、国内天然气产量连续5年突破千亿方，天然气的前景怎样?
- 2、如何实现燃气轮机天然气加热系统的改造
- 3、煤气化联合循环发电 IGCC 和 燃气蒸汽联合循环发电CCPP 区别是什么？
- 4、新能源发电前景与现状
- 5、天然气发电对环境有何影响？
国内天然气产量连续5年突破千亿方，天然气的前景怎样?
我国的天然气前景可谓是相当光明，因为我国的天然气储量已经呈现稳定上升的态势发展。
国内的天然气产量连续5年取得突破之后，很多网友也关心起了国内的天然气产业发展，因为天然气属于清洁能源的范围，如果能够大量使用天然气的话，那么必然会给环保事业的发展带来相当大的推动。
一、我国的天然气前景可谓是相当光明。
虽然我国的天然气需要国外市场的供应，但是在科学工作者的努力下，我国局部地区还是发现了相当规模的天然气储量，只要我们能够好好利用这些天然气资源，我国的天然气前景也必然会非常的光明。当这些天然气资源能够被好好利用后，我国的能源供应也将会有所保障。
二、我国的天然气前景相当光明，是因为我国的天然气储量处于上升趋势。
尽管我国也有着丰富的天然气储量，但是由于我国属于人口众多的国家，这使得中国的人均天然气储量依旧处于世界的末尾位置。不过随着我国天然气储量出现稳定上升的趋势后，我国的人均天然气拥有量也开始有了明显的提升，所以我认为我国的天然气行业也必然会有着不错的发展。
三、我国的天然气前景相当光明，是因为我国掌握了相关的天然气先进技术。
也许很多人觉得开采天然气，并不是一件困难的事情，但是由于我国的地理形势相当复杂，这使得开采天然气是一件相当麻烦的事情。如果没有办法掌握先进的天然气开采技术，那么必然会导致天然气的开采存在很多的安全隐患，为了更好的开采天然气，我国的科学技术人员也掌握了相当出色的天然气开采技术。
如何实现燃气轮机天然气加热系统的改造
对于燃气轮机天然气加热系统的改造最佳办法，国内暂时还没有发现最新的发明技术，因为好多厂家都想去尝试去开发这一个产品，但取得的都是失败的实现.制造与开发天然气加热系统主要是为了提高节能减排行业上的应用.所以，以国内目前的发展技术来看，我们必须要做好天然气加热系统有关的要求，开发实验步骤以及注意事项.
1燃气轮机对天然气品质要求
该电厂燃气轮机使用进口天然气，通过高压管网输送至电厂厂区内的天然气调压站。二期9E燃气轮机天然气进口品质要求是:每台燃机流童37500Nm3/h,压力为1.85-2.62MPa,
杂质总量35`10-6，直径大于10u的颗粒杂质3"10-1,温度高于供气压力下烃露点至少280C，最高温度妄600C。电厂规定要求燃气轮机机前天然气温度1 5℃.
2改造前天然气加热系统
2.1热水加热模块
2.1.1管线布局
天然气经过调压站减压后进入燃气轮机前的天然气处理系统。天然气处理系统位于调压站内，设置在天然气处理系统的粗过滤模块后。2004年二期项目9e联合循环机组建设时，考虑到天然气调压站和天然气加热系统距离一期联合循环机组的设备很近，因此将加热器循环水泵和液下泵组安装在主冷却水泵房外，为天然气的气一水换热器循环水增压。循环水泵进口连接汽机主冷却水出水管，液下泵进口管安装在与冷却塔连通的水渠中，换热器出水回到与冷却塔水池连通的水渠。同时换热器循环水泵的出口连通厂区自来水管。这样，热水加热模块的进出水管线最短;水泵电源和控制柜直接安装在汽机主冷却水泵房内，以节省电缆。
2.1.2循环水选择
当夭然气气一水换热器单元投入运行时，循环水有3个来源，分别为川当一期发电机组正常运行时，热水来自汽机冷凝器出口管线，投入换热器循环水泵，水温一般在28 *C -35C; (2)当一期发电机组停运时，投入换热器液下水泵，进口水温即冷却塔水池水温度;(3)当上述两种方式都不能使用时，开启换热器水泵出口管线上自来水联络阀，临时用自来水替代。图2是改造前气一水换热器单元简单流程图。
2.2蒸汽加热模块
在热水加热模块后串联一个蒸汽加热模块，作为天然气系统启动时加热用。当循环水温度很低时，投入该加热模块运行，待发电机组负荷上升循环水温度达到一定值后，气一汽换热器停止工作，气一水换热器投入正常工作。加热蒸汽有三种来源:一期发电机组配套的两台燃油锅炉(每台蒸发量1Ot/h):一期联合循环发电机组的辅助蒸汽;9e联合循环机组的辅助蒸汽。当夭然气蒸汽加热模块需投入时，对3种汽源的选择主要考虑因素是:燃油锅炉在为其它设备供汽时是否还能满足夭然气气一汽换热器用汽里;联合循环机组锅炉的高压燕汽有无过剩;燃油锅炉供汽成本(主要消耗油料)与联合循环机组供汽成本(减低汽机负荷)比较。气一汽换热模块简单流程，如图1所示:
2.3压缩空气来源
夭然气蒸汽加热模块需要引入压缩空气来调节进汽阀开度以控制天然气加热温度。由于加热模块离一期发电机组的用气设备很近，为节省材料和施工方便，所以二期建设时就将压缩空气管线连接在一期机组用气设备的支线上，此支线也与远处一期工程油处理空压机站连通，如图1所示。一期发电机组正常运行时，由一期机组的汽机空压机站供气。
3系统存在问题
3.1水源水温
2008年底一期联合循环发电机组关停后，天然气热水加热模块运行时，就要启动加热器循环水液下水泵，但水温就是环境温度下冷却塔水池水的温度，一般保持在180C -250C。在天气比较冷的春冬季节，环境温度15℃左右时，只投入气一水换热模块，不能满足燃气轮机对天然气的温度要求，必须投入蒸汽加热模块。蒸汽加热器的蒸汽只能由一期工程配套的两台燃油锅炉或天然气联合循环发电机组的辅助蒸汽提供，管线长度超过400m。在其它设备不使用蒸汽的情况下，开启一台燃油锅炉或由天然气发电机组提供少量蒸汽，而且管线那么长，显然是很不经济的。
3.2压缩空气
前面提过，当气一水换热模块不能满足燃气轮机对 天然气的温度要求时，必须投入蒸汽加热模块。蒸汽加 热模块除了要解决加热蒸汽来源外，还要解决温度控制阀的压缩空气供应问题。一期发电机组关停后，为了投入蒸汽加热单元，必须单独开启停运的油处理空压机站或一期发电机组的汽机空压机站。蒸汽加热模块实际用气蛋很少，只有一个温控阀用气，如图，所示。不管是油处理空压机站还是汽机空压机站，单台空压机容量都很大，从油处理空压机站过来管线超过400m，而且接口位于支线上，只要一个空压机站投入，许多停运设备也通气。由于停运时间较长，管线复杂，存在很多漏气点，所
以这种供气方式既不经济，也不安全。
4改造方案
4.1热水加热模块循环水改进
(1)安装DN 125管道将二期9E天然气联合循环发电机组1#单元汽机冷凝器出口循环水引至气一水换热器的热水进口端，加装质量好的不锈钢隔离闸阀。选择1#单元而不是2#单元冷凝器出口循环水，是考虑到只运行2#单元时，要确保循环水接口处一样有热水流动而不会因1#单元停运形成冷水“死点”。原进水管线保留，通过已有阀门隔断。
(2)气一水换热器出水通过天然气加热系统旁边地下原有的DN300补水管回到二期发电机组的散热塔水池。水处理站通过此管道补水至二期发电机组冷却塔水池，管道离加热模块近，埋地约0.6m深。这样接驳，技术上可行，且用料少，施工简单。气一水换热器原出水管线保留，通过加装一个DN100阀门隔断。
(3)将热水加热模块原来的两台循环水泵安装在改进后的管线上，加装旁路。除阀门和泵组外，所有新装管线做防腐处理后埋地。图3是改造后水一气换热模块简单流程图。
4.2压缩空气
沿着热水加热模块新装的进水管线布置加装压缩空气管线，接入9e天然气联合循环发电机组总空压机站的出气母管，用DN25不锈钢阀门连接。当发电机组要启动时，总空压机站必须投入运行，所以天然气加热系统的蒸汽加热模块的压缩空气供给问题得到解决。
4.3工程造价
气一水换热模块的两台循环水泵和部分进出闸阀、单向阀、压力仪表以及水泵控制设备被继续使用。由于循环水泵安装在已有电源的二期项目的地下隔油池旁边，所以不需要增加供电电缆和控制设备。循环泵组的遮雨棚也是将旧棚部分分拆过去组装。气一水换热器出0附近就是水处理厂补水至天然气发电机组冷却塔水池的DN300管道，出水管改造只需增加管线2-3m，因此主要用料是0 133进水管道和。15不锈钢压缩空气管线，长度均约为300米。大部分管线沿着厂区花基布置，埋地很浅，挖填管沟和马路的工程量较小。整个工程总造价很低，约8万元。
5改造成效
5.1可靠性提高
5.1.1系统安全性提高
珠三角地区气温一般在15℃以上，联合循环发电机组运行时，汽机冷凝器出口循环水温度在30’C -380C。天然气热水加热模块出水与水处理站补水管线连接处的压力0.05MPa。在机组运行一段时间，冷凝器循环水出口温度上升到一定值时，停止天然气加热模块水泵，由于压差从旁路通过的热水就能满足气一水换热器将天然气温度提高到15℃以上的要求。在环境温度20`C时，发电机组启动后，只要汽机冷凝器循环冷却水泵投入，就不必启动天然气换热器的循环水泵，气一水换热器模块就能满足加热要求。蒸汽换热器只作为应急备用，在热水加热模块故障检修时或极端寒冷的气候条件下使用。从保障发电机组连续正常运行的角度看，天然气系统的安全性大大提高了。
5.1.2运行方式灵活性增强
如图3所示，天然气加热系统改造后，换热模块原有的进出水管线保留，两台循环水泵被拆走，但保留一台液下泵，这样换热器两套循环水单元在必要时可以切换使用。压缩空气管线改进后，原有系统也保留，同杆在必要时也可以切换使用。原有蒸汽供汽管线和设备也保留，必要时也可以通过启动一期机组中燃油锅炉或二期9E发电机组的辅助蒸汽系统供汽。
5.2节能效果显著
南方低温天气很少，绝大部分时间气温高于20度，只投入气一水换热器就能满足天然气的加热要求。停运一个空压机站，可以节省厂用电量;不用启动燃油锅炉单独供汽，既节省厂用电量，又节省燃油消耗量;通过天然气加热系统水泵的旁路供应热水到换热器，节省了水泵(配7.5kW电机)运行消耗的电蛋;不用降低汽机负荷提供辅助蒸汽，避免了发电量损失。从节能减排的角度看，效果十分显著。
5.3投入成本回收
在环境温度150C -25℃条件下，停开一台配7.5kW电机的水泵，一年约节省26460度电，按0.9元/kWh计算，每年能节省电费约2.5万元。在气温15℃时，天然气加热系统改造后停止投入蒸汽加热器，就不需要燃油锅炉或者发电机组的辅助蒸汽单元供汽。停运燃油锅炉，每年能节约燃料成本约8万元。不使用发电机组的辅助蒸汽，则一年能多发电约130万度，折合电费约100万元。整个天然气加热系统的改造费用约8万元。可见系统改造后，不但很快就能收回改造成本，而且产生显著的经济效益。——汉高机械
煤气化联合循环发电 IGCC 和 燃气蒸汽联合循环发电CCPP 区别是什么？
1 燃气轮机联合循环发电状况和需求从20世纪80年代以来,随着燃气轮机及其联合循环总能系统新概念的确立,材料科学、制造技术的进步特别是能源结构的变化及环境保护的要求，更加严格,燃气轮机及其联合循环机组在世界电力，系统中的地位发生了显著变化,不仅可以用作紧急，备用电源和尖峰负荷,还被用来带基本负荷和中间负荷。21世纪以来世界燃气轮机进入了一个新的发展时期,我国燃气轮机引进、开发和应用又进入了一个新的发展阶段。燃气轮机技术进步主要表现在：单机容量增大,热效率提高与污染物排放量降低。目前全世界每年新增的装机容量中,有l/3以上系采用燃气—蒸汽联合循环机组,而美国则接近l/2,日本则占火电的43%。据不完全统计,全世界现有燃油和燃天然气的燃气—蒸汽联合循环发电机组的总容量己超过400 GW。当前燃气轮机单机功率已经超过300MW,简单循环热效率超过39%;联合循环功率已经超过780 MW,联合循环热效率超过58. 5%,干式低NOx燃烧技术已使燃用天然气和蒸馏油时的NOx排放量分别低于25mg/kg和42mgkg,提高了燃气轮机在能源与电力中的地位与作用。从目前世界火力发电技术水平来看,提高火电厂效率和减少污染物的排放的方法,除带脱硫、除尘装置的超临界发电技术(USC)、循环流化床(CFB)和增压流化床联合循环(PFBC)等外,燃天然气、燃油及整体煤气化等燃气-蒸汽联合循环是一个重要措施。据有关调研预测,未来10年我国对燃气轮机总需求量达34 000 MW左右。中国已开始利用西气东输,东海、南海油气,进口LNG(液化天然气)和开发煤气化等清洁能源。一批300 MW级燃气—蒸汽联合循环电厂已经建成或即将建成投产。可以说,随着国产化率的提高,造价的减低,燃用天然气和煤气等大型燃气—蒸汽联合循环发电机组,必将成为中国电力工业一个重要组成部分。2 燃气—蒸汽联合循环总能系统概念燃气—蒸汽联合循环是将两个使用不同工质的独立的动力循环,通过能量交换联合在一起的循环,兼顾了燃气轮机布雷登(Bragton)循环高温加热的优势和汽轮机朗肯(Rankine)循环低温排热损失小的优势,形成了总能系统设计新概念,汇集燃气轮机的先进技术、余热锅炉和汽轮机发电的优势,使联合循环的效率提高。例如目前三压锅炉、亚临界参数、再热燃气-蒸汽联合循环发电效率大于60%。常规燃气—蒸汽联合循环中的高温热源温度(燃气机初温)高达1 100~1 300℃以上,远远高于一般蒸汽循环采用的主蒸汽温度540~566℃,而燃气—蒸汽联合循环中的低温冷源温度(凝汽器温度)29~33℃,远远低于一般燃气简单循环的排气温度450~640℃,也就是燃气—蒸汽联合循环从非常高的高温热源吸热,向尽可能低温的冷源放热。因此联合循环的热效率比组成它的任何一个单独循环的热效率都要高得多。在联合循环中,提高燃气轮机效率ηgt比同等程度地提高余热锅炉效率ηHRSG和汽轮机效率ηSt对于改善联合循环效率ηcc的效果更为明显。因此在设计联合循环时,首先应选择功率和效率都能满足要求的燃气轮机作为设计出发点,然后再从整个联合循环的效率和投资角度,来考虑余热锅炉和汽轮机系统和形式是否配置合理的问题。研究表明,在联合循环中燃气轮机效率取最大值,并不等于获得最优化的联合循环效率。当燃气初温一定时,高压比的燃气轮机排气温度较低,虽然燃气轮机本身的效率比低压比的燃气轮机高,但余热锅炉的能量利用率、蒸汽参数和蒸汽循环效率都较低。而低压比的燃气轮机的排气温度较高,虽然燃气轮机本身的效率比高压比的燃气轮机低,但蒸汽循环得以利用成熟的高温高压、亚临界和再热技术,取得蒸汽循环的高效率。当评价一台燃气轮机对联合循环是否合适时,不但要考虑其效率,还要考虑与其匹配的蒸汽循环的效率以及整体联合循环的效率。简单循环的燃气轮机在一定的初温条件下,都对应着一个最佳的压比和排气温度。而联合循环在一定的燃气初温条件下,也有一个效率最高的最佳压比和排气温度。这个最佳压比要比简单循环的最佳压比低得多,它与使简单循环的燃气轮机的比功达到最大值时的压比非常接近;这个最佳排气温度要比简单循环的最佳排气温度高得多。因此要获得联合循环的最大效率,不能仅仅选择高效率的燃气轮机,还应选择尽可能高的气初温和联合循环的最佳压比和排气温度。即既要兼顾到燃气循环的效率,又要兼顾到蒸汽循环的效率,才能获得联合循环的最大效率。3 燃气—蒸汽联合循环发展趋势燃气轮机及其联合循环是一项多专业、高密集 型的高新技术,传统的提高性能途径是不断地提高透平初温、相应地增大压气机压比和完善有关部件。20世纪50年代初,透平初温(T3)只有600℃~700℃,靠耐热材料性能的改善,平均每年上升约10℃; 60年代后,还借助于空气冷却技术,T3平均每年提升20℃。从70年代开始,充分吸取先进的航空技术和传统汽轮机新技术,沿着传统的途径不断提高其性能,现已开发出一批“F、FA、FB、H”新型高透平初温技术产品,它们代表着当今商业化的工业燃气轮机的最高水平,T3=1 430℃,这也许是传统的冷却技术和材料所能达到透平初温的极限,压气机压比ε=10~30,简单循环效率ηgt=36% ~40%,联合循环效率ηcc=55% -60%。正在开发的新一代产品的主要特征是采用蒸汽冷却技术,高温部件的材料仍以超级合金为主,燃气透平壳体选用CrMO钢,转子轴、转轮选用Inconel706,采用定向结晶,单晶材料,Co-Cr-Al-Y喷涂等先进工艺,部分静止部件采用陶瓷材料,初温提高到T3=1 500℃~1 600℃。采用智能型微机控制系统,并更加重视环保。对未来燃气轮机的构思将基于采用航空航天最新技术新材料,燃烧器处于或接近在理论燃烧空气量条件下工作,T3将达1 600℃~1 800℃。现采用的熔点1 200℃、密度为8 g/cm3的叶片超级合金将被淘汰,新的高级料应是小密度(5 g/cm3),有更好的综合高温性能,陶瓷材料是一种选择。4 两种循环的性能比较在火电领域,燃气—蒸汽联合循环发电机组比常规的燃煤汽轮发电机组有更大的比较优势。( 1)燃气轮机联合循环的供电效率远远高于常规燃煤蒸汽轮机循环。现有联合循环的效率已经超过58~60%。其热效率之高,不仅远远超过常规燃煤蒸汽轮机电厂,甚至比超超临界参数的燃煤蒸汽轮机机组的预期值(45. 2% ~47. 7%,未扣除脱硫值)还要优越。(2)建设费用比燃煤汽轮机机组以及核电机组低。对于一座2 000MW电厂,汽轮发电机组、燃气轮机发电机组、燃气—蒸汽联合循环机组单位投资分别约为6 000、2 122、6 530元/kW。(3)可以按“分阶段”建设方式建厂,资金利用最有效。建设周期短,只需5~10个月。(4)用地、用水都比较少。(5)单机容量大,启、停快,运行灵活性好,适宜两班制运行。提高燃气轮机在总装机容量中的比重,将会改善电网的运行状况,为电网提供更加灵活的备用电源,增大调峰的灵活性。(6)运行可靠性高,可用率高达85% ~95%,易于快速“黑启动”,有助于改善电网运行的安全性。( 7)采用天然气或液体燃料时,一般污染物排放很少。在燃烧天然气时,还可以大大地减少CO2的排放量。如果以燃料燃烧释放的单位能量比较,并以燃油排放的CO2量为,l则煤和天然气燃烧排放的CO2大致为1. 22和0. 67。5 燃气—蒸汽联合循环发展对策探讨虽然中国燃气轮机发电始于20世纪50年代末期,但由于燃料政策的原因在很长时间内发展缓慢。目前我国燃气轮机发电装置设计、制造水平与国际上先进国家差距较大,装机容量及运行管理水平与我国电网发展很不相称。为促进我国燃气轮机发电事业的快速健康发展,在此提出一些不成熟的建议,以抛砖引玉。(1)科学定位,统筹规划,完善政策。结合国家“十一五”发展规划,应对燃气轮机及其联合循环发电装备的发展进行科学定位,制定中国燃气轮机及其联合循环发电装备的中、长期战略发展规划和近期安排,制定和完善燃气轮机产业发展政策和燃料、电能、热能价格等配套政策、法规,加大资金和科技投入。按照市场经济规律,在已重点引进一批先进、成套的300MW级燃气—蒸汽联合循环示范工程的基础上,兼顾大、中、小型先进、实用技术的引进,通过产、学、研结合和消化、吸收、再创新,迅速提高我国燃气轮机及其联合循环发电装备的技术水平。(2)严把引进设备技术质量关。实行机、电行业结合,先以市场换技术,提高进口机组的可靠性、综合技术经济性能和电厂设计优化水平,提高备品备件国产化率,降低维护费用。努力改变目前国内机、电行业分离,引进技术分散,重复引进,配套性差,甚至引进性能落后的设备和技术的局面。(3)提高国家制造技术水平。在现有制造技术的基础上,瞄准国外最先进的水平,有计划的成套引进一批先进适用的机型、关键设计技术、软件、关键制造工艺、控制保护系统及测试技术。在消化、吸收的基础上,努力创新,不断提高关键部件的国产化率和设计、制造、配套能力。尽快开发出运行可靠,性能价格比高,具有自主知识产权、成套的国产机组。建议在中西部(如:成都、武汉)建立燃气轮机及其联合循环机组研发中心及制造基地,将产品尽快推向国内外市场。(4)加强关键高温金属材料的引进生产和科研攻关。目前燃气轮机最高初温达到1 500℃~1 600℃,国外直接采用最先进的航空、航天工业新材料。国外厂家一般不会转让最先进的制造技术,国内应军民结合,产、学、研结合,组织联合科技攻关,尽快实现关键材料国产化,以降低成本。(5)加强燃气—蒸汽联合循环机组转子结构动力学和振动分析、故障诊断和处理研究,特别是对单轴(即由压气机+燃气透平+汽轮机+发电机串联成一根单轴)大型机组的压气机喘振及轴承振动的快速诊断、处理。(6)我国煤炭资源较丰富,为替代常规燃煤汽轮发电机组,目前燃煤的燃气一蒸汽联合循环技术已成熟。当采用9H型燃气轮机组成IGCC联合循环时,单机功率可提高到550MW,供电效率可增升到50% ~62%。国家应加速IGCC整体煤气化燃气—蒸汽联合循环发电的步伐和燃煤洁净发电机组的进程,以适应中国电力工业可持续发展的需要。
新能源发电前景与现状
1、实现“双碳”目标：改善能源消费结构是关键
当前，化石能源消耗是我国碳排放的主要来源，数据显示，2019年，煤炭、石油和天然气的消耗占我国CO2排放量的比重合计达90%以上。因此，如何优化能源消费结构，减少化石能源的消耗，是实现“双碳”目标的关键。
据国网能源研究院预测，至2035年，我国化石能源消费量占比将下降至60%;至2060年，化石能源消费量占比将下降至81%。而以新能源及可再生能源为主的非化石能源消耗比重将从2020年的18%提升至2060年的81.
2、新能源发电技术：有潜力实现50%的“碳减排”
随着清洁能源发电技术的不断成熟和发电成本的下降，据高盛预测，新能源及可再生能源技术将有潜力促进中国约50%的人为温室气体排放“去碳化”，是中国实现“碳中和”目标中最重要的技术。
在发展重点方面，根据《绿色技术推广目录(2020年)》及相关规划，风能、太阳能发电技术是新能源发电技术的发展重点，其中，有2项风电技术入选《目录》，有3项太阳能发电技术入选《目录》，每项技术的节能、碳减排效益如下：
3、新能源企业技术实践情况
而在技术实践方面，我国代表性新能源企业不断创新研发，将新能源技术广泛应用于国内外项目中：
4、“十四五”时期新能源发电技术发展趋势
在新能源发电技术中，风电和光伏技术是中国能源消费转型的重点。“十四五”时期，我国新能源发电及利用技术的重点如下：
—— 以上数据参考前瞻产业研究院《中国新能源行业发展前景与投资战略规划分析报告》
天然气发电对环境有何影响？
在过去的几十年或近期以来，环境立法的数量和范围已经从区域发展到全球性应用。这种发展所伴随的是监控、分析、文件、报告的需求以及对各种因素整体范围的统一。电力公共事业部门已经证明了为遵守法律限定所做出的承诺，但是必须准备服从一些肯定会出现的额外的强制性法规。
排放物是绝大多数公共部门最关心的。全球变暖的恐惧、臭氧层的破坏，以及一些新近产生的环境因素，比如酸雨，正在促使世界各国政府加紧制定法律条款限制排放物。所制定的条款涉及面很广，包括任何从自然炉子中排放到大气圈中的排放物，但它实际上是指所有的排放物，包括任何进入地表、水和空气中的排放物。空气中的排放物是更容易看到的，而且绝大多数是来自公共工业部门的污染排放物，但法律上也广泛地标定了土地和水中的排放物。
一座发电厂的排放物类型取决于该厂所使用的燃料。在所使用的常规燃料中，煤炭是最大的排放物产生者，它也是用得最普遍的发电燃料，而且煤炭产量丰富，购买运输和燃烧的费用都相对便宜，这些都是使用煤炭的显著优点。然而，它的经济效益正在受到《清洁空气法修正案》的制约，该法案限制了发电厂的排放物。由于绝大部分排放物是燃煤所致，故以煤炭为燃料的发电厂需要使用符合法律规定的减少排放物的设备也就最多。这样，就大大地增加了以煤炭作为燃料的费用（图11.8）。
联邦政府的法律条文并不仅仅意味着对法律的解读，而是一些新颁发的、需要企业花时间执行和高度关注的内容。所包含的各种所引起的混乱、误传，以及作为文字的法律条文的复杂性正在被认识到，而且政府希望人们正确理解这些法律条文，废除对不遵守条文者的罚金的做法是加速清洁法的一种强有力的措施。
SO2与NOx的排放
1990年，公共事业部门成功地编纂了《清洁空气法修正案》的Ⅳ-1阶段法令。美国环境保护局（EPA）的酸雨规划减少约40%的SO2与NOx排放物，这已经低于法律所规定的标准。据EPA报道，所有445家工厂已经100%的达到了控制这两种排放物的要求。这些结果是在法案Ⅳ-SO2条款颁布两年后和Ⅳ-NOx条款颁布的第一年中获得的。
这些排放物减少的重大意义是由多种统计得出的。到2010年，在现有的Ⅳ条款法律的限制下，美国的SO2排放量将会达到近100年来的最低水平。1995年，由所有发电工业所产生的每发1kWh电所排放出的SO2的量比1970年降低了65%。到2000年，在现有的Ⅳ条款法律约束下，NOx排放物将会减少200×104t。 1995年，由所有发电厂所产生的每发1kW·h电所排放出的NO的量比1970年的降低35%。
图11.8 发电厂碳排放物的历史与预测量
阶段2于2000年开始实施，这时阶段1所限定的排放SO2的发电厂被削减并限制，仅保留1000家发电厂的2500个锅炉。随着一系列限制措施的实施，定时补贴的银行资助项目使排放物从1995年的1160×104t减少到2000年的1020×104t。根据CAAA的要求，SO2排放量还应继续减少，达到每年895×104t的规定。一旦使用了银行信用证，就可能需要用湿式除尘器的改进型来达到这一标准（图11.9）。
NOx排放物减少的规划包括两个阶段，阶段1（1996—1999年），通过使用可行的控制技术应用于干燥—底部管壁点火和水平燃烧式锅炉（第一组）。阶段2强调对阶段1中的大型的、排放量较高的发电厂每年排放物的限制，同时还对以煤、石油和天然气为燃料的小型的、较清洁的发电厂排放物做出了限制。已经提出的阶段2减少方案将实现每年再减少82×104t NOx排放物的计划（总体上，每年减少150×104t NOx排放物）。按照当今的法律，虽然NOx排放物有望在1995—2000年间有所减少，但预计到2020年由于煤炭的使用，还会有近70× 104t新增的NO排放物（图11.10）。
图11.9 来源于发电厂的SO2排放物
图11.10 来源于发电厂的NOx排放物臭氧层与微细颗粒物
根据美国周边空气质量标准（NAAQS）方案，EPA于1997年提出了关于臭氧层与微细颗粒物（PM）的限制和SO2与NOx排放物的标准。这一新标准已于2005年生效，导致除美国之外的许多国设计关于臭氧层或微细颗粒物，或者二者兼而有之的未完成区带。所提出的关于臭氧层的标准增加了一个针对已经存在的1小时限制标准的8小时的集中限制标准，而且第一次实施的PM标准包括对可能出现在空气中的微细颗粒（直径小于2.5μm的颗粒，PM2.5）的限制。
关于臭氧层的标准还有一些争议，因为关于标定“臭氧迁移”还有一些不确定性。当排放物从一个地区顺风移动以及臭氧前驱波与当地的排放物混合时，就会发生臭氧迁移，此刻，会在下风处发生明显的臭氧集中，比如美国东北部的各州会接收来自设在俄亥俄峡谷和中西部诸州发电厂的迁移物，就会导致那里的臭氧超标。
1997年，EPA提出到2003夏季，密西西比河以东的22个州中，NO的排放量减少85%，以增加那里的臭氧层浓度。这些减少通过州里对这些法律条款的计划（SIPS）的实施而实现。EPA主张这一举措减少了迁移到美国东北部的污染物的总量。
建设性空气政策联合会（ACAP）与电力供应协会（EPSA）已给针对EPA的要求提出了反对意见。他们认为，EPA出色地理解了所提方案的经济冲击作用，而且某些特殊的规定可能会由于对更为清洁燃料发电厂的禁令而被违反。ACAP还第四次提交了关于逐渐地减少NOx的方案，该方案提供一套较小型的但意义重大的减少NOx的计划，它给科学家们以更多的时间去检测臭氧的迁移。
PM2.5的诸标准对最细微的颗粒也进行了限制，所以发电厂也会有麻烦。对于发电厂家来说，其关键点在于所涉及的细微颗粒——绝大部分PM2.5标准所确定的是在烟囱的下风处排放的硝酸盐和硫酸盐的颗粒物。换言之，所有的颗粒物控制装置正在有效地控制这些主要的微细颗粒物。它们的唯一弱点是“次要的”颗粒物质。根据研究调查的结果，公布微细颗粒与人类健康，以及PM2.5的光度（如SO2和NOx ）的关系。
EPA将在未来几年中在国家周边地区安装1500台监测器以收集数据，包括四周的微细颗粒物质的特征和量的信息。关于臭氧层和颗粒物质NAAQS已经完成，所以来自这些监测器的数据将能够起到指导性作用，而且对NAAQS下一步日常事务产生冲击，这是《清洁空气法修正案》每五年所要求的。
汞污染
EPA于1997年后期向美国国会提交了一份长期期待的公共事业部门空气毒物报告，认为虽然在所分析的结果中含有不确定性，但平衡起来，来自公共事业部门煤燃烧所产生的汞是有害的空气污染物中对人类健康最大的危险物。其他一些将受到人们关注的毒物（而且是尚未确定的，需要进一步研究的）包括二氧化物、AS2O3和Ni 。 EPA指出，公共部门的燃烧煤炭与复合型废物焚化炉所排出的汞浓度最大。
当我们的星球形成时，就有相似量的汞存在了，在自然营力和人为因素的作用下汞发生了运移。人类活动（指将大量的汞排放到空气中的行为）是燃烧含汞的燃料与其他物质，以及工业加工过程。汞最终将会从空气中沉淀到水体和土地中去。
人体内的汞主要来自食用被汞污染的鱼类。虽然已经确认汞在人体内聚集会对神经造成较大伤害，但是关于汞对人体所造成伤害的最低水平还颇有争议。EPA宣布，汞是鱼类体内最常见的聚集物，大约有60%的水生生物体内发现了汞。而且含汞的生物在1995—1996年增加了28%。
即使尚未发现工业汞排放物与人类健康之间的直接关系，而且目前尚未找到对燃煤发电厂的汞排放物的相关控制技术，EPA依然有一个良好的机会在不远的将来限制汞的排放。实际上，来自环境保护主义者的抱怨——包括健康的影响，如致命的威胁、学习能力的缺陷以及记忆力的丧失——这些促使EPA要求田纳西峡谷的管理部门去检测设在那里的11座燃煤发电厂的汞排放物。
EPA最近还要求监测400多座燃煤发电厂（其发电能力都在25MW以上）的煤样品。这些发电厂每周报告一次监测数据，连续上报一年，这将能使EPA确定它们的汞排放物是否应该控制在CAAA之下。EPA估计对这些煤的监测费用为每套设备23000美元。EPA还计划随机地选择30座发电厂，按季度检测其烟囱的排放物，以确定它们汞排放物的特征和量，这项检测的费用预计为每套设备167000美元。
汞排放物的控制对各公共事业部门都是一种挑战，因为一旦这种化学元素被收集到了，它的易挥发性就有可能发生再次排放。对来源于复杂的下水道污泥和土地与地表物质汞的排放物的测量确定了这一特性。汞本身的特性就是具有这种再次挥发的危险性。以元素形式存在的汞的挥发性更强，使得汞在第一地点收集的目的无法实现。
温室气体的排放
目前，人们对环境的最大关注莫过于温室气体的排放了。“全球气候变化”在1997年12月已成为人们耳熟能详的词，当时，许多国家的政府为《联合国气候变化框架公约》签署了《京都议定书》，旨在全球范围内减少CO2的排放。
温室气体，在京都会议上特别强调是特指CO2。这包括所谓的第一约定时间——五年间的排放量要达到基准年1990年的CO2平均排放量的55%（美国的排放量就达到1990年基准年的34%）。如果签署，则此草案就具有法律效益，所有签署了第一约定时间的国家都应减少温室气体的排放，到2008—2012年间至少应减少到基准年1990年水平的5%之下。将目标确定减少至基准年1990年的排放量之下的国家有：美国7%，欧盟8%，俄联邦0。
《京都议定书》中所涉及的全美境内的分支机构对此还远未清楚，而且国会似乎还不打算签署。此外，爱迪生电力研究所（EEI）指出，该草案与1997年7月全体通过的上议院98决议申请的两项标准不符，表现为：
（1）任何适用于发达国家的所指定新温室气体限制的协议，也必须在相同的遵守时期内有责任为发展中国家指定新的温室气体限制条款。作为草案的新条款，那些发展中国家并不拥有这一责任，而且发达国家承担了绝大部分重任。1996年，美国、俄罗斯和中国生产的能源占到全世界的40%，三国所消耗的能源占全世界的42%。根据EIA的报告，中国——这个最大的发展中国家所排放的温室气体到2015年将超过美国。巴西、印度、印度尼西亚、韩国和墨西哥都是美国的主要商业竞争国，它们也应为温室气体的排放承担责任。
（2）任何协议都不得给美国的经济造成严重的损害。美国将不得不把其到2010年减少近30%的温室气体排放量达到所要求的7%。克林顿的管理部门预计要达到江排放量减少到1990的排放量之下，则电力部门在2010年将花费300亿美元，到2020年的花费将高达520亿美元。
由WEFA的资源数据国际（Resource Data International）公司和CONSAD研究公司所完成的研究都支持由EEI所提出的观点：如果没有能源价格大幅度上涨、大量的失业，以及按照美国的生活标准发生重大改变的话，要落实《京都议定书》的条款是不可能的。根据CONSAD的研究，美国的劳动力到2010年将可能减少310万个工人。
1996年，美国的发电厂排出了26×108多吨的CO2，来源于80～20家公共事业部门和非公共事业部门的发电厂。所生成的绝大多数是CO2——大约73%以上的来自燃煤的发电厂，另外15%来源于以燃气发电厂，其余的来源于以燃油发电厂和使用其他燃料的设施（图11.11）。
美国的人口占世界总人口的5%，但在世界CO2总排放量中，美国的排放量却达到了20%。然而，如上所述，美国在全球排放的温室气体总量中所占的比重将很快下降——一些发展中国家——特别是印度和中国有着大量使用化石燃料的发电厂，来满足他们的用电需求。
有多种方法可以减少CO2的排放量，包括提高效率和俘获隔离CO2。虽然通过使用更为清洁的天然气和燃气轮机发电厂的效率正在提高，但是这种高效不能弥补由于用电需求的增加而不断建造的发电厂所带来的CO2的排放量的增加。所以人们正在对CO2的隔离与处理进行着非常详细的研究。人们对深海、深湖泊、枯竭了的气藏，以及枯竭了的油藏正在进行检测，以了解它们储存CO2的潜力。人们还正对所需要的技术和将CO2输送到别的地方所需费用进行调查。美国能源部也在资助那些可能长期解决问题的隔离碳的项目。
图11.11 主要排放物的来源
根据最近的EIA数据，美国可能需要有大幅度的能源涨价，以达到《京都议定书》所要求的减少温室气体排放的要求。EIA总结到：《京都议定书》条款的费用将取决于所允许排放的数量——这些可以在国际市场上购买到，这些项目有助于减少排放物或在其他国家投资。这些努力可以通过减少与能源相关的碳排放来减少所需的费用。
毒物释放备忘录
毒物释放备忘录（TRI）是由EPA构建的一种数据库，用来协助紧急反应队伍——这是对泄漏做出快速反应而组建的一些队伍，并鼓励工业自愿减少排放物。该数据库含有来自所设定的工厂的特殊有毒化学物质的释放、减少与循环的信息。1997年，该数据库新增了以煤和石油为燃料的发电厂，因为TRI中的化学物质是由发电过程所产生的。天然气发电与核能发电未被列入。
从1998年开始，受此数据库监控的发电厂必须汇报其排放到大气、水体或土地中的化学物质。这些报告将涵盖每个或相关的多重功能的工厂；烟灰的沉淀点也包括在受影响的地域内。那些没有报道的工厂将会被处以25000美元/天的罚款。公共事业工业通常会推翻这一规定的，因为它将会产生一些额外费用，该工业相信它在近年来已经成功地说服了EPA——发电厂的废气（尤其是烟灰）是无危险而稳定的。
公共事业工业因为它大量用水也受《清洁水法》（CWA）的管制。根据EPA报道，美国的电力部门所用的水量中，92%以上是用于冷却的。CWA制定了关于冷却水的发展法规，以保护鱼类和其他水生生物。从1998年开始，所有的蒸汽机发电厂都按照EPA的要求完成调查数据的上报。根据这些结果，一些发电厂将需要把它们对鱼类群落所造成的负面影响做出定量的评估。
