电力行业节能减排技术报告1

中 国 电 力 行 业 节 能 减 排 技 术 分 析 报 告

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（草稿）

中国电力行业节能减排技术分析报告（草稿）

06电气2 戴华

目录

第一节 中国电力工业能效的技术经济指标 ....................................................................... 4

一、标准煤耗率 ........................................................................................................ 4

厂用电率................................................................................................................... 4 发电水耗................................................................................................................... 4 线变损 ...................................................................................................................... 4 燃油量 ...................................................................................................................... 5 二氧化硫排放量 ........................................................................................................ 5 第二节 中国电力工业节能降耗的四类基本技术 ................................................................ 6

降低发电能耗的主要途径 .......................................................................................... 6 降低综合线损技术的四种方法 ................................................................................... 7 电力需求侧节能管理技术手段浅析 ............................................................................ 9 楼宇及变配电站建筑节能的相关技术剖析................................................................ 10 第三节电力行业节能减排的技术研究最新进展................................................................ 12

大力支持电力节能关键技术开发....................................................................... 12 环保新方法、新技术 ............................................................................................... 13 国内电力节能减排自动化技术应用进展状况透析 ..................................................... 17 我国清洁煤发电技术的新纪元 ................................................................................. 18 具有自主知识产权新型催化法烟气脱硫技术 ............................................................ 18 第四节中国电厂烟气脱硫技术发展综述 .......................................................................... 20

烟气脱硫技术的基本情况分析 ................................................................................. 20

我国烟气脱硫技术工程应用概况.............................................................................. 21 烟气脱硫脱硝技术最新成果..................................................................................... 22 火电厂烟气脱硫技术推广应用对策：脱硫装置特许经营BOT模式............................. 23 第五节 中国变频调速技术在电力节能中的应用分析 ....................................................... 25

变频调速技术的节能效益与原理解析....................................................................... 25

高压变频调速技术在国内电厂的应用情况介绍......................................................... 27 变频调速技术市场及产品发展概述 .......................................................................... 31 变频调速技术市场应用前景光明.............................................................................. 32 第六节 节能技术与管理规划措施分析 ............................................................................ 34

健全制度、明确职责 ............................................................................................... 34 加强节能技术工作................................................................................................... 34 管理创新，转变工作方式 ........................................................................................ 34 用好数据、确定节能指标 ........................................................................................ 35 后续： ........................................................................................................................... 35

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中国电力行业节能减排技术分析

走新型工业化发展道路，不断创新发展模式，积极调整产业结构，提高发展质量，努力提高能源利用率，坚持以人为本，统筹兼顾，实现电力与经济、社会、环境的协调发展，切实把电力发展转移到科学发展的轨道上来，是电力工业学习实践科学发展观的积极成果，也是电力工业实现的全面、协调和可持续发展的必然要求。 近年来，我国电力工业开始告别过去粗放式发展方式，正在走上一条科技含量高、经济效益好、资源消耗低、环境污染少，又好又快的发展道路。 党的十六大以来，电力工业贯彻落实国家优化发展火电，在保护生态基础上序开发水电，积极推进核电建设，加强电网建设的电力发展战略，同时，在新能源和可再生能源发展上取得了历史性突破。

目前，全国十大发电集团中有三家的可再生能源发电比例已占其总发电量的１０％以上。

由于中国能源、资源以煤为主的特点，决定了我国将长期保持以煤电为主的电力结构。新世纪以来，火电发展越来越多地承受煤炭资源制约和环境、运输的多重压力，火力发电向高效益、低排放方向发展成为必然趋势。

“„十一五‟期间，我国电力行业节能减排取得显著成效，供电煤耗及二氧化硫控制水平已接近世界先进水平。”中国电力企业联合会副秘书长王志轩说。

“十一五”前３年，电力工业作为我国节能减排的主战场，为全国完成“十一五”减排的阶段性目标，改善大气环境作出了重要贡献，得到了党和包括国际社会的认可。 目前，我国新建的火电厂全部配套加装了脱硫装置，同时加大了既有电厂的脱硫改造力度。截至２００８年底，全国火电厂烟气脱硫机组投运容量达到３．６３亿千瓦，占全国火电装机容量的６０．４％。

我国主要发电集团都已提前完成了“到２０１０年火电平均供电煤耗控制在３５５克标准煤／千瓦时”的“十一五”目标。２００８年全国６０００千瓦以上电厂发电标准煤耗为３４９克／千瓦时，比１９８０年下降９１克标准煤；厂用电率５．９５％，比１９８０年下降０．５个百分点；线损率６．６４％，比１９８０年下降２．１个百分点。

在加快清洁高效机组建设的同时，稳步推进小火电机组关停工作。截至２００８年６月３０日，“十一五”期间全国累计关停小火电机组７４６７台，共５４０７万千瓦。２００８年单机６０万千瓦及以上火电机组占同口径总容量的比重为３１．２７％，３０万千瓦及以上火电机组达６５．１８％，单机１０万以下的火电机组下降到１３．３８％。 绿色和平组织的一份研究报告认为，我国在过去３年半内关停的小火电装机容量，相当于整个澳大利亚的电力装机容量。通过此举，每年可以减少１．１亿吨的二氧化碳。

同时，电力工业循环经济发展也取得了实实在在的成效。目前，全国发电废水重复利用率达到７０％以上，越来越多的电厂采用了城市再生水作为淡水资源，粉煤灰、脱硫石膏等废弃物的综合利用水平进一步提高。

越来越多的电力企业在资源和环境压力下，选择向综合性能源集团转型。从最初简单的煤电联营，向煤电路港、有色金属、物流行业拓展，通过加强电煤自保能力，提高了可持续发展预期，同时通过产业链的不断延伸提高终端产品的附加值，增强了抗风险能力。 近几年来，电网建设持续保持了较大的投资强度，电网建设长期滞后于电源建设的局面正在逐步改变，电网和电源协调发展的趋势初显。“西电东送”三大通道送电能力已接近５０００万千瓦，特高压电网的投运和全国联网步伐的加快，全国范围的资源优化配置格局正在逐步从图纸变为现实。电力的大规模、远距离、高效率输送能力提高，促进了大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发和利用。

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第一节 中国电力工业能效的技术经济指标

一、标准煤耗率

标准煤是指1kg含热量29308kJ的燃料，换算公式为： 标准煤量（kg）=某种燃料数量（kg）×该种燃料的低位发热量（kJ/kg）/29308（kJ/ kg）

发电标准煤耗率计算公式为： 发电标准煤耗率[kg/（Kw.h）]=发电标准煤量（kg）/发电量（kW.h）

供电标准煤耗率：燃煤电厂向厂外供出1 kW·h电能平均耗用的标准煤量，称为供电标准煤耗率。其计算公式为： 供电标准煤耗率[g/（Kw.h）]= 发电标准煤量（kg）/厂供电量（kW.h） 式中：厂供电量＝发电量－发电厂自用电量

厂用电率

发电厂在生产过程中必需的自用电量占发电量的百分比称为厂用电率.由于发电方式不同,厂用电率会有很大的变化,常规水电站厂用电率很低,一般在0.5%以下.燃油,燃气发电厂厂用电率比常规水电站高,但大大低于燃煤电厂。

发电水耗

耗水率是每发一个千瓦的电力，流过水轮机的水量，是表征发电机效率的重要参数。

平均耗水率=水量/电量；

水量可以在水轮机上安装流量计，并以流量对时间积分得到水量。电量可以从电度表上查得。

实时耗水率=流量/功率

如果没有办法计量实时流量，可以采用水轮机特性曲线查得，常规的水轮机特性曲线很难直接查得流量，需要用功率、效率、水头等反复叠代逼近，所以一般都是事先用水轮机特性曲线计算出耗水率曲线，在使用时直接查得。

线变损

在线路中，由于导线发热而消耗的电能叫线损；变压器引起的损耗称为变损。

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线损计算三中简易方法： 1、已知线路电流线损计算：

常用公式为：△A=3×24×IR×103（kwh）

式中△A为每日有功损耗，R为线路电阻，I为日均方根电流； 2、已知线路电压损失率线损计算：

一条0.4KV配电线路损耗电度为 △A=0.38△U（g）A

式中△U (g)为电压损失率，A为计算线损时段该条低压配电线的供电量，可从电费资料中得到；

3、已知供电量的线损计算：

对于一般的高压配电网用户可由月供电量求出每月线损：

2P△A=24×30△Po

2421L (kwh)

式中△Po为有功功率损失系数，L为线路长度（km），∑P12代表日24小时功率平方之和。 4、变损计算：

变压器的电能损耗 △A=0△PO.TTgz＋△PCu.N.T（

ScSnt）

2式中△PO.T——变压器空载时有功功率损耗，Tgz——变压器全年投入的运行时数， △PCu.N.T——在额定负载下负荷电流引起的有功功率损耗增量，：年最大负荷损耗时数 Sc——变压器计算负荷，Snt——变压器额定容量；

燃油量

既是火电厂的点火助燃油消耗量和以燃油为燃料的锅炉燃油消耗量总和；

二氧化硫排放量

采用物料平衡方法计算：

Gso2= 2×B×F×S（1－Nso2）（1）

式中 Gso2——二氧化硫排放量，kg； B——耗煤量，kg；

F——煤中硫转化成二氧化硫的转化率（火力发电厂锅炉取0．90；工业锅炉、炉窑取0．85；营业性炉灶取0．80）；

S——煤中的全硫份含量； Nso2——脱硫效率，若未采用脱硫装置，Nso2＝0

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锅炉二氧化硫和氮氧化物最高允许排放浓度 （GB13271-2001） 锅炉类别 燃煤锅炉 燃油锅炉 轻柴油、煤油 其他燃料全部区域 油 燃气锅炉

100 注：* 一类区禁止以重油、渣油为燃料的锅炉。

全部区域 100 / 400 1200 900* / 400* 适用区域 全部区域 全部区域 SO2排放浓度（mg/m3） NO排放浓度（mg/m3） Ⅰ时段 1200 700 Ⅱ时段 900 500 Ⅰ时段 / / Ⅱ时段 / 400 第二节 中国电力工业节能降耗的四类基本技术

要优化电源结构，促进多种能源发电，加强电网调度，保证可再生能源发电全额上网。坚持“以大代小”替代发电的原则，实施有利于节能减排的发电调度办法，优先安排清洁、高效机组和资源综合利用发电。

降低发电能耗的主要途径

1、降低小火电组运行时数，淘汰落后小火电组

“十五”后期，为解决电力供需矛盾，小火电每年投产达500万千瓦以上，这在缓解供

电紧张方面起到了一定的作用，但同时也使得能耗高、污染重的小火电机组仍占到较大的比例。从节能、环保、经济的角度，必须使这些高耗能机组逐步退出发电市场。

2009年是实现“十一五”节能减排约束性目标的关键一年，为进一步推进这项工作，国家于5月4日发文提出今年节能减排工作的具体任务。同时提出，在确保经济增长的同时，把调整优化产业结构作为应对危机的重要战略举措，作为产业调整和振兴的关键。截至2009年6月30日，全国已累计关停小火电机组7467台，总容量达到07万千瓦，累计节约原煤1.6亿吨。提前一年半完成“十一五”关停小火电机组任务（5000万千瓦）。按每千瓦时供电量节约150克标准煤计算，与2005年相比，2010年当年可以少用标准煤2670万吨左右，约占2005年全国能源消费总量的1.2%。

但目前全国还有20万千瓦及以下纯凝火电机组约8000万千瓦，能耗高、污染重的火电装机依然较多。淘汰落后小火电工作任重道远。

2、加强基建项目技术审查，创造节能降耗的技术条件

火电站系统性能设计对电站运行成本的影响很大，一般投资者注重单位投资和设计负荷下的技术经济性能，对机组的变工况运行和对调峰的适应在设计分析预测上要求不高，特别是辅机系统、公用系统的技术性能对机组调峰的适应性很差。新投产的大型机组往往刚刚投产就面临投量的技改资金进行技术改造问题。

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设计单位在系统运行性能设计研究上考虑要深入具备试验和运行技术经验，做出准确评估分析；选取辅机富裕容量不宜偏大，过去规范30%以上的富裕容量既增加相对造价也降低了系统的经济性能；严把项目的审批关，使之与国家产业、行业发展规划以及技术、环保、节能等方面的要求相适应，防止已经淘汰的落后生产能力变相死灰复燃。

3、加强燃料管理以较低单位燃料成本

发电厂的燃料管理一般都由厂内的燃料公司实行标煤单价总包，形成厂内燃料公司的利润。有的还用于从主业剥离人员的开支、非生产项目建设等，造成很大的成本支出。这是影响生产成本的大户，应坚决取消。加强煤质检验，在采购煤的标准监督方面，要具有一定的专业知识的人员。要加大煤场管理监督力度确保数据真实准确，厂内对燃料采购订货、采制化、核算、储存等各个环节要形成一种积极有效的奖惩制约机制。在进厂的质量检验手段要配备机械化的连续采样装置，杜绝一切形式亏吨亏卡。

4、抓好节能技术改造和管理，对能源消耗实行过程控制

节能是能源产业永恒的主题。就普遍意义来说，国产机组80%以上负荷、20万kW机组煤耗应该是350g/kWh以下;电泵运行厂用电率应该是7.3%;亚临界30万kW 机组煤耗应该是330g/kWh以下;汽泵运行厂用电率在低海拔地区达到4%以下;超临界机组供电煤耗达到310g/kWh以下;企业实际运行时的指标与此差距还是很大的。

火电机组普遍存在着耗煤量高于发达国家同类机组3%以上的问题，利用技术改造汽封结构、配气结构、低负荷运行方式、辅机配置方式、驱动方式等不合理的问题。采用科学管理方法，制定相关能耗标准和考核制度，对生产过程能耗实现过程控制辨证的分析不合格因素，掌握运行质量，及时反馈，做好防范。

降低综合线损技术的四种方法

1、线路经济运行

合理选用导线截面和材质，必要时按经济电流密度法选取；合理走线，减少线路长度；应将三相载流导体正确排列减少近距效应从而减小电抗。

2、改善无功分布，提高功率因素

当线路输送的有功功率不变时，输送的无功功率越多，线损越高；当功率因素提高以后，负荷向系统吸收的无功功率减小，线损就会降低。

（1）、安装无功补偿装置

无功补偿装置使最有效、最常用的提高功率因素、降损节能的装置。

由△P%=（1-cos1/cos2）当-cos1=0.6提高到cos2=0.92100% 和数据统计，时，电网中可变损耗减低将近60%；当cos1=0.8提高到cos2=0.95时，可降低29%。无功补偿应遵循：全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡的原则。结合补偿要突出重点。集中与分散相结合，以分散补偿为主；降损与调压相结合，以降损补偿为主；输电网与配电网相结合，以配电网补偿为主；供电部门与用户结合，以就地平衡为主。

（2）、合理选用异步电机容量

电力系统负荷中，异步电动机占有很大比重，会吸收系统中的无功，关系如下：

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222222

Q=Q0P2Q0 QeQ0（QQ）ke0Pe2其中Q0异步电机空载时取用的无功功率；k异步电机受载系数。Qe异步电机额定无功功率；由上式可知电机取用的无功功率有两部分组成Q0和Qe。由于空载无功的存在，电动机有功负荷下降时，无功功率不能成比例的下降，导致电机在轻载时，功率因素显著下降。若k=1，cos1=0.8；当k=0.5，cos1=0.69；当k=0.25，cos1=0.47。因此在选择电机容量时，应该尽量使电机经济出力接近负载功率，避免“大马拉小车”。

3、调整负荷曲线，平衡三相电压

2222RIbRIcRIo2R 供电方式采用三相四线制时，单位长度线路上的功率损耗为PIaR——单位长度线路电阻值，中性线截面积通常只有相线一半，故中性点为2R I_——三相电流和中性线电流

三项负荷完全平衡时，Io=0，三相电流=I，单位长度功率损耗为 P3I2R

由于配电网用户较为分散，线路较长、三相负荷不平衡、中性线有电流通过，使得电能损耗增加。当各相不平衡时，假设最大一相电流为Imax， 则负荷不平衡度ImaxII100%，则与平衡时功率损耗增量系数KP1/P

相对于三相平衡的情况，不平衡度越大，线损增量也越大。规程规定，三相负荷不平衡度不得大于20%。避免三相不平衡方法除了合理调整负荷外，还要避免发生中性线断线事故。

4、选用合理容量、降损节能变压器

变压器损耗一般占全系统总线损量的30%~60%,故降低变压器损耗是电网损耗的重要内容。变压器的容量越大，它所去用无功功率也越大。提高配电变压器利用率，把不用的变压器从高压侧断开，减少无谓功率损耗；按用电负荷、年用电损耗率最小选择变压器容量。

一台高效节能变压器S9100KVA替换高损耗变压器SJ100KVA，节能达到50%。S9系列变压器，电压为10kV，容量为30—1600kVA。共有19个品种，53个规格。产品性能指标己达到世界八十年代初期的先进水平，是目前以及今后一个时期内我国变压器行业的代表产品，反映了我国变压器的设计和制造水平。S9系列变压器与符合JB1300—73标准的SLl系列变压器相比，空载损耗平均降低44.7%;负载损耗平均降低30.12%;总损耗平均降低32.96%。与SL7系列低损耗变压器相比,空载损耗平均降低7.2%;负载损耗平均降低21.4%;总损耗平均降低19.23%。山东省现有旧系列变压器11.4万台，885万kVA。假设这些旧系列变压器是SLl系列产品，全部换成S9系列变压器后，全年大约可节约电能52400万度。全国现有旧系列变压器135万台，11500万kVA。假设这些旧系列变压器全部是SLl系列产品，全部换成S9系列变压器后，全年大约可节约电能68ll00万度。如果按一九八O年我国发电水平实际耗煤平均每度448克计算，一年可为国家节省标准煤约305万吨。如果电费平均按0.1元/度计算，一年可节约电费约68110万元。况且现在运行中的变压器大多数是仅相

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当于国际四、五十年代产品水平的SJ系列产品，S9系列变压器替代SJ系列产品，其节能效果将更加显著。

S9系列产品在技术性能上达到国际同类产品的水平，在结构设计中采用了新工 艺、新材料、新技术。铁芯叠片形式采用全斜450接缝结构，材料为晶粒取向冷轧硅钢片。 相当于国外Z10一0.3硅钢片。芯柱绑扎采用半干性无纬玻璃粘带，以降低空载损耗。线圈材料采用铜导线;线圈分接头按中断点调压方式引出，改善了电磁分布，提高了抗冲击性能。油箱的上部和下部装有定位装置，用以固定身。安装使用时可省去吊芯检查工作。由于采用具有八十年代世界先进水平的卧式分接开关，大大提高了分接开关调节的准确性，降低了油箱高度。与SL7系列产品相比，节约变压器油10%。同时通过提高工艺系数，降低了材料耗，避免S9系列变压器的制造成本上升过高，从而使S9系列变压器具有较好的经济性。

随着新技术、新材料应用工，低能耗变压器不断涌现。比较先进非晶体合金变压器比传统变压器固定损耗降低70%左右，所以电网企业应该综合考虑性能优良的高效节能变压器的选用。

电力需求侧节能管理技术手段浅析

需求侧管理的基本要素是不能牺牲用户的生活品质和生产能力，不增加用户的能源成本，通过科学使用能源的合理技术，来实现有效降低负荷，减少能源消耗，而且这些技术的投入最终是有较好的经济回报的。

1、改变用户用电方式

主要指负荷整形管理技术，包括削峰、填谷和移峰填谷3种。根据电力系统的负荷特性 ，以某种方式将用户的电力需求从电网的高峰负荷期削减 、转移或增加电网负荷低谷期的用电，以达到改变电力需求时序上的分布，减少日或季节性的电网峰荷，提高系统运行的可靠性和经济性，还能减少新增装机容量 、节省 电力建设投资，降低预期的供电成本 。主要 在终端用户中采用蓄冷蓄热技术、能源替代运行技术和改变作业程序、调整轮休制度

2、提高终端用电效率

主要有选用高效用电设备、实行节电运行、采用能源替代、实现余能余热回收和应用高效节电材料、作业合理调度 、改变消费行为等推广高效节能电冰箱、空调器 、电视机、洗衣机 、电脑等家用及办公电器 ，降低待机能耗 ，实施能 效标准和标识 ，规范节能产品市场 引 导企业采用无功补偿 、智能控制技术、变频速和高效变压器、电动机等节电控制技术和产品 ，有利于电网削峰填补、优化电网运行方式、改善用能结构、降低环境污染，提高终端电能利用率。

3、分布式能源

就需求侧管理的技术而言，分布式能源是最主要的技术构成。所谓分布式能源技术就是分布在需求侧的能源梯级利用，以及资源综合利用、可再生能源和储能调节技术。通过在需求现场根据用户对各种能源配置状况和不同的能源需求，实现温度对口供能，将输送环节的损耗降至最低，从而实现能源利用效能的最优化。热电冷联产就是其中的一种典型方式。

需求侧管理是一种自发的，自下而上的，自觉自愿的，自主的，以节能为市场，以科学用能技术为支撑，以服务为手段，以盈利为目的的经营行为。而不是或垄断企业干

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预和管制的一种方式、方法，或者结果。正是因为能源用户通过合理有效地优化能源使用方式，从而可以节约能源费用，并以此作为利益诱惑和驱动因素，盈利使其成为一种能够可持续发展的动力。其实，与需求侧管理相继发展起来的还有“能源服务公司（ESCO）”、“合同能源管理（EMC）”、“分布式能源（DE）”，以及“综合资源规划（IRP）”和“环境排放交易机制”等等一系列新的理念、机制、技术和市场。这些新事务互相关联，互相支持，互相融合，互相促进。他们是放松管制的结果，是能源市场化的直接产物。需求侧管理是一个大潮流中的一部分，是一个大系统的子系统。

楼宇及变配电站建筑节能的相关技术剖析

1、 围护结构节能技术

围护结构节能技术指通过改养建 筑物围护 结构的热工性能，达到夏季隔绝室外热量进人室内，冬季防止室内热量泄出室外，使建筑物室内温度尽可能接近舒适温度，以减少通 过辅助设备 (如采 暖、制 冷设备)达到合理舒适室温的负荷，最终达到节能目的。建筑物的围护结构节能技术分为墙体节能技术、窗户节能技术、屋面节能技术 、遮阳系统 、生态绿化等

2、 电气设备节能

(1)电气布置及接线优化。从电气设备布置而言，尽量将需要散热的设备放在通风良好的场所，以最大限度地减少机械通风，降低建筑物内的能耗 ;将变压器室等产生大量热量的设备房间与需要配置空调的设备房间的隔墙采取隔热措施 （2）电气设备处于最佳经济运行状态。

a) 减少接触电阻。电气连接的接触面都存在接触电阻。消除或减少接触电阻，对于经常

有大电流流过的导线尤为重要。其节电效果较好；

b) 减少涡流损耗。有些用电设备如电焊机的二次端属低电压、大电流电路。为了降低电

损，即电缆的欧姆损耗，使电弧保持稳定，必须把电焊机置于离施焊最近的地方，更不能把电缆线绕成线圈状放在钢板上，否则会造成涡流损失；

c) 投入备用电路。有些用户设有备用电缆和线路，若把这些备用回路也投入运行，可使

配电线路的截面成倍增加而又不需要额外投资。还减少了电路上的电流密度，使事故率大大减少，也不影响备用回路的作用。此原则亦适用单台用电设备的馈线； d) 调整供电线路。合理调整供电线路的负荷，降低供电线路上的电流，会收到明显的节

电效果；

e) 减少空载损耗。下班时断开电源线路，可减少线路上的空载运行损耗，一般可达3%-5%。若条件允许，采用定时电力自控器，节电效果会更好。 （3) 选用环保节能型设备。a.变压器是主要的耗能设备，降低变压 器的损耗是变电站节能的关键。b.尽量利用 自然采光，特别是人员巡视、设备运输的楼梯间和走廊应尽可能采用 自然来光;所有的

照明光源全部采用发 光二极管。c.选用配置有变频器的风机及空调设备即采用智能化产品，可根据环境状况 自动启动和 自动关闭 ，即仅在设备运行或事故处理的时候才启动 ，以达到节约用 电的目的。d.使用温湿度控制器 ，在环境温度和湿度未满足运行要求时 ，再 自动投人开关柜 的加热器

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3、 空调节能技术

空调一直是建筑能耗中的大户，约占整个建筑能耗的35%以上。空调系统的能耗主要有两个方面：一方面是为了供给空气处理设备冷量和热量的冷热源能耗，如压缩式制冷机耗电，吸收式制冷机耗蒸汽或燃气，锅炉耗煤、燃油、燃气或电等；另一方面是为了给房间送风和输送空调循环水，风机和水泵所消耗的电能。空调节能技术可从几个方面进行：降低空调冷负荷，提高冷气输配系统的效率，提高制冷系统的效率，采用蓄冷系统，利用相变储能材料等。

下面主要浅析建筑空调降低设备能耗及运行控制能耗两大方面的节能技术。 冷热源的能耗由建筑物所需要的供冷量和供热量决定，建筑物的空调需冷量和需热量的影响因素为冷热负荷，包括室外气象参数（如室外空气温度、空气湿度、太阳辐射强度等），室内空调设计标准，外墙门窗的传热特性，室内人员、照明、设备的散热、散湿状况以及新风量等方面影响。

减少冷热源的能耗可以通过以下三种形式实现： 第一、降低冷热负荷

减少冷热负荷是商业建筑节能最根本的措施。房间内冷热量的损失通过房间的墙体、门窗等传递出去，减少建筑物的冷热负荷就是要改善建筑的保温隔热性能。 第二、合理降低系统设计负荷

形成大马拉小车的现象，既增加了投资也不节能。 目前我国多数设计人员在设计空调系统时往往采用负荷指标进行估算，并且出于安全的考虑往往取值过大。 第三、控制新风量与降低室内温湿度设计标准

根据其新风引入方式，还可以通过在过渡季节和冬季直接引入室外的温湿度相对较低的新风来带走房间内所产生的各项热湿负荷，无需使用集中制冷系统达到“免费”供冷的节能效果。

暖通空调在建筑节能中最重要的是空调系统的优化，可以通过采取变流量技术和增大送风温差和供回水温差的办法来提高系统能效。

第一、采用变流量技术

变风量空调（VAV）系统可以通过改变送风量的办法来控制不同房间的温湿度。同时，当各房间的负荷小于设计负荷时，变风量系统可以调节输送的风量，从而减小系统的总输送风量。这样，空调设备的容量也可以减小，既可节省设备费的投资，也进一步降低了系统的运行能耗。而风量的减小又节约了处理空气所需的能量。有资料显示，采用变风量系统可节约能源达到30%，并可同时提高环境的舒适性。该系统最适合应用于楼层空间大而且房间多的建筑，尤其是办公楼，更能发挥其操作简单、舒适、节能的效果。据统计，采用变风量（VAV）空调系统，全年空气输送能耗节约1/3，减小设备容量20%-30%。 第二、增大送风温差和供回水温差

若系统中输送冷（热）量的载冷（热）介质的供回水温差采用较大值，则当它与原温差的比值为N时，从流量计算式可知，采用大温差时的流量为原来流量的1/N，而管路损耗即水泵或风机的功耗则减小为原来的1/N2，节能效果显著。故应在满足空调精度、人体舒适度和工艺要求的前提下，尽可能加大温差，但供回水温差一般不宜大于8℃。

4、 照明节能

(1)利用自然采光。尽量利用自然采光，特别是人员巡视、设备运输的楼梯间和走廊应尽可能采用自然采光

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(2)选用高效、节能的电光源。光源的节能主要取决于它的发光效率 。照明光源的选择 ，{涂根据使用场所的需求外 .还应根据电光源 的显色指数 、使用寿命 、调光胜能 、点燃特性等综合考虑。原则是根据不同需求情 况积极选用新一代的节能光源 ，如用 电子节能灯替换 白炽灯 ，用高压钠灯 、金 卤灯替换 高压汞灯

(3)采用高效 、光通维持率高的灯具。灯具是对光源发出的光进行再分配的装置。衡量灯具的节能指标是光输出比(LOR)(灯具效率)。选用优质高效、光通维持率高的灯具对照明节能具有重要的意义

(4)采用 先进控制系统和策略 采用先进控 制系统和策 略的节能潜 力基于 2个方而 :a.通常晚 间电网电压高于标准电压 ，至使灯具超功率运行 ，不 仅亮度超标 ，而且缩 短了灯具寿命 。b由于 23:00以后的照明需求 (特别是路灯 照明)急剧减小 ，可以适 当降低亮度水平 (符合照明标准规定和要求的亮度 )，通过对路止f电路进行适当的稳 压调压控制 ，可以节约更多的能源 ，同时延长灯具寿命。

第三节电力行业节能减排的技术研究最新进展

大力支持电力节能关键技术开发

1、《国家、电监会加强电力需求侧管理工作的指导意见》

第十一条 各省（区、市）应大力推广蓄能，包括蓄冷、蓄热等转移负荷类技术措施。各地区要加快建设和完善电力负荷管理系统。负荷监控能力应达到本地区总用电负荷前70％，引导电力用户主动转移高峰负荷。

第十三条 省（区、市）有关部门应制定经济补贴等优惠政茉，研究提出信贷建议，扶持节能技术、产品的研究开发和生产。节能技术包括：绿色照明技术、产品和节能型家用电器;高效风机、水泵、电动机、变压器的应用技术；大功率低频电源冶炼技术；交流电动机调速运行技术；建筑节能技术等等。组织高效先进技术的示范工程，鼓励电力用户购买、使用节能技术和产品，替代旧的高能耗工艺。

今年3月26日，财政部、住房和城乡建设部联合下发了《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》及《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，为有效缓解光电产品国内应用不足的问题，在发展初期采取示范工程的方式，实施中国“太阳能屋顶计划”，加快光电在城乡建设领域的推广应用。《办法》宣布实施“太阳能屋顶计划”，对太阳能建筑进行补贴，2009年补助标准原则上定为20元/Wp。

国家性重大光伏发电支持——“金太阳”工程7月启动。国家能源局联合印发了《关于实施金太阳示范工程的通知》(以下简称《通知》)，决定综合采取财政补助、科技支持和市场拉动方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，并计划在2-3年内，采取财政补助方式支持不低于500兆瓦的光伏发电示范项目。对并网光伏发电项目，原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助；其中偏远无电地区的光伏发电系统按总投资的70%给予补助。

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2009年4月21日根据《国家高技术产业发展项目管理暂行办法》（国家发展改革委令第43号）的规定，同意13个电力节能关键技术开发项目列入国家重大产业技术开发专项。

国家高技术研究发展计划（863计划）新材料技术领域“国产碳纤维在电力行业应用关键技术开发”重点项目以电力输运和风力发电领域碳纤维复合材料应用为突破口，重点开发国产碳纤维复合材料导线及杆塔制备关键技术，降低输电线路损耗；开发风力发电用国产碳纤维复合材料大型叶片关键技术，实现大型风机叶片减重。通过国产碳纤维复合材料在电力行业的应用，提高输电效率和风能利用率，推动相关产业的发展。

2009年9月27日，国家电网公司智能电网部在南京组织召开了《智能变电站技术导则》（送审稿）评审会议。国家电网公司智能电网部沈江副主任，安全监察质量部、生产技术部、科技部、国调中心有关负责人，国网电科院胡毅副院长，各网省公司、高校和科研院所、生产厂家专家参加会议。杨奇逊院士担任评审组长，评审组同意《智能变电站技术导则》通过评审。

《智能变电站技术导则》编写框架7月31日通过审查后，国网电科院负责起草《智能变电站技术导则》并征求意见。评审会上国网电科院介绍了标准征求意见的情况。评审组30位专家对送审稿进行了认真的审议。评审组一致认为，《智能变电站技术导则》对智能变电站的技术原则和体系架构，设备层、系统层及辅助设施的技术要求，以及智能变电站的设计、调试验收、运行维护、检测评估等环节的要求作出了规定，能够用于指导新建智能变电站和在运变电站的智能化改造。标准确定了智能设备及系统功能的定义，充分展现了智能变电站技术前瞻、经济合理、环境友好、资源节约等先进性，可以推动并规范智能变电站技术发展。国网电科院将根据评审会提出的意见和建议进行修改后形成报批稿，报主管部门批准。

8月31日从国家能源局获悉，“十二五”能源规划前期重大问题研究工作日前启动，这意味着备受关注的“十二五”能源规划编制工作已提上议事日程。

年初召开的全国能源工作会议提出，今年要启动能源“十二五”规划的前期研究工作，下半年初步完成规划编制工作，并广泛征求意见。会上，国家能源局张国宝特别强调：“编制„十二五‟能源规划是一项极其重要的工作。”

“十二五”时期是我国经济和社会发展的重要战略机遇期，也是我国全面建设小康社会的关键期，能源产业面临前所未有的发展机遇和挑战。编制和实施好“十二五”能源规划，实现能源产业可持续发展，对于保障国家能源安全，支撑经济社会健康发展具有重要意义。 据介绍，为提高规划编制工作的公众参与度，调动优秀资源，凝聚社会各界智慧，增强规划的科学性、实用性，国家能源局结合“十二五”规划期间能源产业发展所面临的新形势和新要求，以及影响能源产业发展的重要因素，研究确定了七大研究课题，面向社会公开选聘研究单位。 据了解，七项研究课题涉及能源供需总量和结构、能源发展约束性因素、能源运输通道、新兴能源、煤炭清洁利用、智能电网等多个方面。根据进度，明年5月份前这些研究课题正式完成。

环保新方法、新技术

1、污泥焚烧发电技术

污泥的环保处理是困扰每个城市的难题。污泥焚烧处理在无害化、资源化方面优势明显，

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然而单独建污泥焚烧厂投资大、运行成本高。深圳等地曾经尝试在垃圾焚烧发电厂进行了直接掺烧污泥，但遇到相关技术难题无法解决。

天津泰达环保有限公司在国内首次成功开发出污泥衍生燃料技术，使本市污泥焚烧发电技术走在全国前列。目前该技术已经完成中试，即将推广应用。

该项技术主要研究人员刘汉桥博士说，污泥的主要成分是糖类、脂肪和蛋白质，这些物质具有很好的黏结性。该技术就是利用这种特性使低成本的秸秆和污泥结为一体，既解决了传统生物质颗粒燃料生产成形过程中遇到的能耗过高、磨损机器严重等难题，又有效地将污泥变废为宝，实现了其无害化处理。

如果该技术在日处理生活垃圾1200吨的泰达环保双港垃圾焚烧发电厂应用，每年可处理3万吨污泥；如果在相继建成的汉沽垃圾焚烧发电厂、大港垃圾焚烧发电厂进行污泥同步焚烧处理，新区每年可消化污泥10万吨左右。

滕州新源公司污泥掺烧发电系统，充分利用电厂烟气余热，采用直接接触干化工艺，实现污泥无害化处置（160℃干化，1500℃焚烧），开创了国内10万千瓦以上机组污泥焚烧处置的先例。该工程采用镶嵌式技术，一次性投资少；全负压封闭运行，实现污泥全过程自动化控制，无二次污染；干化后的污泥直接混入燃煤,送入锅炉燃烧，以废治废，废中取材，实现污泥的资源化利用。实践证明，该工程的建设与运营，既彻底将滕州市污水处理厂产生的污泥全部给予了妥善处置，消除了污泥对大气、土壤的危害，同时为该公司增强综合竞争力，进一步可持续发展提供基础，真正实现了企业环境和经济效益的双赢。

目前，滕州公司独创的城市污泥无害化资源化处置工艺，已通过国家专利局初审。

2、风电技术

近年来，新兴市场的风电发展迅速。在国家支持和能源供应紧张的背景下，中国的风电特别是风电设备制造业迅速崛起，已经成为全球风电投资最为活跃的场所。国际风电设备巨头竞相进军中国市场，Gamesa、Vestas等国外风电设备企业纷纷在中国设厂或与我国本土企业合作。

据不完全统计，2009年上半年我国风电设备产量达427万千瓦，同比增长135.7%。中投顾问能源行业首席研究员姜谦认为，上半年我国风电设备业的快速增长，一方面与国家的扶持有关，比如4万亿元经济刺激计划和装备业调整振兴规划;另一方面，也与终端需求的回升有关，数据显示，目前国内有1230万千瓦风电项目批复在建。另外，2009年上半年我国风力发电达到126亿千瓦时，占同期全国发电量约百分之一，而目前我国已成为亚洲第一风能利用大国。另外，截至2009年6月底，全国风电并网装机1181万千瓦，同比增长101%。

风力发电机一般有风轮、发电机（包括装置）、调向器（尾翼）、塔架、限速安全机构和储能装置等构件组成。风力发电机的工作原理比较简单，风轮在风力的作用下旋转，它把风的动能转变为风轮轴的机械能。发电机在风轮轴的带动下旋转发电。 风轮是集风装置，它的作用是把流动空气具有的动能转变为风轮旋转的机械能。一般风力发电机的风轮由2个或3个叶片构成。在风力发电机中，已采用的发电机有3种，即直流发电机、同步交流发电机和异步交流发电机。 风力发电机中调向器的功能是使风力发电机的风轮随时都迎着风向，从而能最大限度地获取风能。一般风力发电机几乎全部是利用尾翼来控制风轮的迎风方向的。尾翼的材料通常采用镀锌薄钢板。 限速安全机构是用来保证风力发电机运行安全的。限速安全机构的设置可以使风力发电机风轮的转速在一定的风速范围内保持基本不变。 塔架是风力发电机的支撑机构，稍大的风力发电机塔架一般采用由角钢或圆钢组成的桁架结构。风力机的输出功率与风速的大小有关。由于自然界的风速是极不稳定的，风力发电机的输出功率也极不稳定。风力发电机发出的电能一般是不能直接用在电器上的，先要储存起来。

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目前风力发电机用的蓄电池多为铅酸蓄电池。

风机叶片是风力发电技术进步的关键核心。 风力机部件，其良好的设计、可靠的质量和优越的性能是保证机组正常稳定运行的决定因素。我国风机叶片行业的发展是伴随着风电产业及风电设备行业的发展而发展起来的。由于起步较晚，我国风机叶片最初主要是依靠进口来满足市场需求的。随着国内企业和科研院所的共同努力，我国风机叶片行业的供给能力迅速提升。

目前，我国风机叶片市场已经形成外资企业、民营企业、研究院所、上市公司等多元化的主体投资形式。外资企业主要有GE、LM、GAMESA、VESTAS等，国内企业以时代新材、中材科技、中航惠腾、中复连众为代表。截至到2008年5月，中国境内的风电机组叶片厂商共有31家。其中，已经进入批量生产阶段的公司有10家。2008年，已经批量生产的叶片公司生产能力为460万千瓦。预计2010年，这些叶片公司全部进入批量生产阶段后，综合生产能力将达到900万千瓦。

3、燃料电池发电的技术

燃料电池发电是将燃料的化学能直接转换为电能的过程，其发电效率不受卡诺循环的，发电效率可达到50％～70％，被誉为21世纪重要的发电新技术之一。目前，国际上磷酸型燃料电池已进入商业化，其它几种燃料电池预计在2005～2010年容量在200kW及以上的将全面进入商业化。

燃料电池发电是在一定条件下使燃料(主要是H2)和氧化剂(空气中的O2)发生化学反应，将化学能直接转换为电能和热能的过程。与常规电池的不同：只要有燃料和氧化剂供给，就会有持续不断的电力输出。与常规的火力发电不同，它不受卡诺循环的，能量转换效率高。与常规发电相比燃料电池具有以下优点：

(1)理论发电效率高，发展潜力大。燃料电池本体的发电效率可达到50％～60％，组成的联合循环发电系统在(10～50)MW规模即可达到70％以上的发电效率。 (2)污染物和温室气体排放量少。与传统的火电机组相比，CO2排出量可减少40％～60％。NOX (< 2mg/kg)和SOX(< 1mg/kg)排放量很少。

(3)小型高效，可提高供电可靠性。燃料电池的发电效率受负荷和容量的影响较小。 (4)低噪声。在距发电设备3英尺(1.044m)处噪声小于60dB(A)。

(5)电力质量高。电流谐波和电压谐波均满足IEEE519标准。

(6)变负荷率高。变负荷率可达到（8％～10％）/min，负荷变化的范围20％～120％。 (7)燃料电池可使用的燃料有氢气、甲醇、煤气、沼气、天然气、轻油、柴油等。 (8)模块化结构，扩容和增容容易，建厂时间短。 (9)占地面积小，占地面积小于1m2/kW。 (10)自动化程度高，可实现无人操作。

电力系统发展燃料电池发电技术是提高化石燃料发电效率的重要途径之一，有效降低火力发电的污染物和温室气体排放量；提高供电的灵活性和可靠性。燃料电池是一种高效、洁净的发电方式，既适合于作分布式电源，又可在将来组成大容量中心发电站，是21世纪重要的发电方式。制约燃料电池走向大规模商业化的主要因素是：高价格和寿命问题。

4、柔性交流输电技术

柔性交流输电技术（FACTS）又称为灵活交流输电技术，它是美国电力专家N.G.Hingorani于1986年提出来的新技术，它曾将FACTS定义为\"除了直流输电之外所有将电力电子技术用于输电的实际应用技术\"。该新技术是现代电力电子技术与电力系统相结合的产物，其主要内容是在输电系统的主要部位，采用具有单独或综合功能的电力电子装

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置，对输电系统的主要参数（如电压、相位差、电抗等）进行灵活快速的适时控制，以期实现输送功率合理分配，降低功率损耗和发电成本，大幅度提高系统稳定和可和可靠性。FACTS的主要功能可归纳为：①较大范围地控制潮流；②保证输电线输电容量接近热稳定极限；③在控制区域内可以传输更多的功率，减少发电机的热备用。（在美国可以由通常的18%降低到15%或以下）④依靠短路和设备故障的影响来防止线路串级跳闸；⑤阻尼电力系统振荡。

随着电力电子技术的飞速发展，新的高电压、大功率的电力电子器件不断出现，它为灵活交流输电技术的实现打下了坚实的基础。目前已成功应用的或正在开发研究的FACTS装置有十几种，如：

（1）静止无功补偿器（SVC）。SVC使用晶闸管来快速调整并联电抗器的大小及投切电容器组，并可兼有事故时的电压支持作用，维护电压水平，消除电压闪变、平息系统振荡等。可以静态或动态地使电压保持在一定范围内，从而提高电力系统的稳定性。 （2）直流输电（HVDC）。直流输电中的交、直流转换器是最早应用晶闸管技术的装置之一。

（3）静止调相器（statcon）。这是对SVC改进后的装置，它由三相逆变器构成，整个装置的无功功率的大小或极性都由它通过的电流来调整，故其整体功能类似于同步调相机。其调节无功的能力比SVC强，因为SVC的无功量由电压平方除以阻抗决定，而Statcon的输出无功则取决于输出端的电流和电压乘积。因此，在事故时电压降低的情况下，Statcon比SVC可提供更大的无功支持能力，具有一定的事故过载能力。如果并联电容电蓄电池组或超导储能电抗器所取代，则事故支持的时间还可延长。 （4）超导蓄能器，（SMES）。此装置由电力电子器件（SCR或GTO等）控制一个大容量超导蓄能线圈所组成，几乎无损耗。放电/充电的效率在95%以上，但造价昂贵。SMES作为蓄能器，可快速供几秒的备用电力；瞬时提供同步或阻尼功率以提高输电的静态和暂态稳定性；提高远距离输电的输送能力；延长发电设备寿命；提供无功功率以改进电压稳定性：改进电压质量等。采用GTO元件后，可将SMES输出的有功和无功功率彼此地进行控制，故不仅对短期，而且对中期动态过程可产生良好影响。 （5）固态断路器（SSCB）。如果采用晶闸管型的断路器，则由于断路器只能在交流第一次过零时断开，其开断延时将达几个毫秒。如果采用GID、MCT或MTD_等电力电子元件，则电流可瞬时被切断，效果将大为提高。美国SPCO工厂所生产的SSCB样机，已达到15千伏、600安，可在4微秒内完成开断。

（6）可控串联电容补偿（TCSC）。TCSC有下列功能：①潮流控制，由于可以连续改变线路电抗，因此可用来进行潮流控制，改变电网中的潮流分布；②阻尼线路功率振荡，可以阻尼由于系统阻尼不足或由于系统大扰动引起的低频功率振荡；③提高电力系统暂态稳定，在系统受到大的冲击时，可迅速调整晶闸管的触发角，改变串联电容的补偿度，以提高暂态稳定性；④抑制次同步振荡（SSR），当系统发生SSR时，迅速调整串联电容器容抗至最小值，对于次同步频率，TCSC呈感抗，这样便会对SSR起很强的阻尼作用。

尽管灵活交流输电技术已在多个输电工程中得到应用，并证明了它在提高线路输送能力、阻尼系统振荡、快速调节系统无功、提高系统稳定等方面的优越性能，但其推广应用的进展步伐比预期的要慢。主要原因有：工程造价比常规的解决方案高，因此，只有在常规技术无法解决的情况下，用户才会求助于FACTS技术;FACTS技术还需要进一步完善。目前FACTS技术的应用还局限于个别工程，如果大规模应用FACTS装置，还要解决一些全局性的技术问题，例如：多个FACTS装置控制系统的协调配合问题;FACTS装置与已有的常规控制、继电保护的衔接问题;FACTS控制纳入现有的电网调度控制系统问题等等。也有专家认为，FACTS技术尚不能更快推广应用是因为电力部门对新技术持谨慎观望态度，只有

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相当成熟的技术才会大规模应用。

国内电力节能减排自动化技术应用进展状况透析

在电力企业，无论是其生产效率的提高还是节能减排目标的实现，都和企业的信息化及自动化水平密切相关。所有的生产工艺和环保工艺都离不开自动化。我国电力企业经过20多年尤其是近10多年的快速发展，自动化和信息化水平已经达到了相当高的水平。分散控制系统（DCS）、基于计算机的专用控制系统和各类优化软件控制系统的实施和应用，实现了生产过程的实时监测、快速控制和优化运行。多种信息管理系统的应用以及与自动化系统的有效集成，实现了生产过程和企业管理的一体化。

实时/历史数据库能实时采集并储存电厂DCS、其他专用控制系统和辅助控制系统等各自动化系统的实时和历史数据，建立全厂信息共享数据平台，并基于数据库平台实现全电厂生产过程的实时监测、经济指标计算与分析等高级应用功能，可以为发电厂节能降耗提供分析和安全性评估服务。

自动化技术的提高及广泛应用是实现节能减排的关键。随着国内自动控制技术的大力开发和成功应用，自动化技术在电厂的应用取得了重要突破。 第一是电厂主机组的集中控制实现了多机一控。目前国内众多的运行电厂，绝大多数是一个控制室控制两台机组，也有一个控制室控制一台机组的。随着电厂自动化水平的提高，近几年开始发展到三台机组一个控制室、四台机组一个控制室，甚至开始尝试更多台的机组一个控制室。比较典型的成功实例是华能玉环电厂，由中国电力工程顾问集团华东电力设计院设计的自动控制系统，已经实现了四机一控方式，取得了很大成功如图2所示。

第二，就是电厂辅助车间系统实现了网络化集中控制。电厂除了主机即锅炉、汽轮机和发电机及相关系统外，还有许多辅助系统，包括煤处理系统，水处理系统，灰渣处理系统，燃油系统等，这些辅助系统往往需要一个单独的控制系统，需要单独的控制室来控制它。随着设计水平的提高和控制技术的进步，逐步把地理位置相近和工艺性质相同的辅助系统实施集中控制。例如本世纪初建设投运的湖南益阳电厂，把十几个辅助系统的十几个控制室，缩成三个控制室，前进了一大步。再如由中国电力工程顾问集团华北电力设计院设计的大唐王滩电厂，把所有的辅助控制系统都整合到一起，集和成一个控制系统，自动控制水平得到了很大提高。

第三是基于现场总线的控制系统已开始得到应用。现场总线在电厂的应用已有近十年的时间，开始是局部的零星小系统，后来发展到完整的辅助车间系统如华能玉环电厂的水处理系统，最近则开始在主机组中大规模运用。例如，由中国电力工程顾问集团华东电力设计院设计的华能金陵电厂和由中国电力工程顾问集团东北电力设计院设计的华能九台电厂，已将基于现场总线的控制系统全面应用于主机组的设计中，目前这两个项目正在建设中。 第四是本土自动化企业自动控制技术的进步。近10年来，以和利时股份有限公司为代表的几家本土自动化企业发展很快，他们敢于创新，研发能力很强，持续投入力度大，后劲足，加上国家和一些国有电力公司的支持，当然最根本的原因是本土企业自身能够开发出电厂需要的自动化产品，这一切使得本土自动化企业的电厂业务进展很快。由中国电力工程顾问集团西北电力设计院设计的国华锦界电厂，采用了和利时股份有限公司的DCS，实现了国产DCS在600MW机组的首次成功应用。目前，1000MW机组采用国产DCS的时代也已经拉开序幕。

从国内企业的自动化发展水平看，尽管控制技术已经达到了较高水平，但在自动控制技术的数字化、网络化、智能化、安全仪表等几方面仍有进一步的发展空间。首先，数字化的

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发展空间较大。网络化应加强各系统的无缝链接，在保证信息安全的前提下，使信息交流更加通畅。智能化主要体现在优化控制软件方面，企业要开发出更加适应发电生产过程更为优化的运算模型来指导控制过程 ，以促进节能减排。如果从电厂安全方面来讲，安全仪表也是非常重要的。一旦危及电厂安全的事故发生，安全仪表可以实施自动报警，使各种运转系统及时停止，保护设备免受损失，从而也把电厂损失减少到最小限度。

我国清洁煤发电技术的新纪元

2009年7月6日我国首座自主开发设计制造并建设的IGCC（整体煤气化联合循环发电系统）示范工程，华能绿色煤电天津IGCC示范电站在天津市临港工业区开工建设。据了解，该电站将建成我国第一台25万千瓦等级IGCC发电机组，并采用华能集团自主研发的具有自主知识产权的每天2000吨级两段式干煤粉气化炉，首台机组计划于2011年建成，届时该电站将成为我国最环保的燃煤示范电站，发电效率可达48%，脱硫效率达99%以上。

IGCC是英文Integrated Gasification Combined Cycle的缩写，即整体煤气化联合循环发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置）；第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。IGCC的工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气透平作功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机作功。

IGCC技术把高效的燃气-蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。在目前技术水平下，IGCC发电的净效率可达43%～45％，今后可望达到更高。而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，二氧化硫排放在25mg／Nm3左右。（目前国家二氧化硫为1200mg／Nm3），氮氧化物排放只有常规电站的15%--20%，耗水只有常规电站的1/2-1/3，对于环境保护具有重大意义。

具有自主知识产权新型催化法烟气脱硫技术

在国家多项科技项目支持下，通过长期研究，采用特殊工艺技术，开发出低温高催化活性的烟气脱硫新型催化剂及脱硫工艺与设备，集成为新型催化法烟气脱硫成套技术。该方法脱硫效率高，脱硫剂一次投入后可长期使用、消耗量少，工艺简单，流程短，适应性强，副产物可以硫酸、硫酸盐等产品资源化综合利用。可避免钙法、氨法、镁法等脱硫技术需要随时加入脱硫剂，脱硫剂消耗量大，二次污染严重等问题。

我国目前采用的烟气脱硫技术与设备基本上依赖于引进，引进技术不仅要为知识产权缴纳高昂的入门费、技术使用费和引进设备费，而且仅靠引进技术也难以适应我国国情。开发的新型催化法烟气脱硫技术为改变我国烟气脱硫环保产业的现状提供了独创的、具有自主知识产权的技术。

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新型催化法采用炭材料为载体，负载活性催化成分，制备成催化剂，利用烟气中的水分、氧气、SO2和热量，生产一定浓度的硫酸。新型催化法不同于传统的炭法烟气脱硫技术。传统的炭法烟气脱硫是利用活性炭孔隙的吸附作用将烟气中的SO2吸附富集，饱和后加热再生，解析出高浓度的SO2气体，再经过硫酸生产工艺制备硫酸或进一步生产液态SO2。新型催化法技术既具有活性炭的吸附功能，又具有催化剂的催化功能。烟气中的SO2、H2O、O2被吸附在催化剂的孔隙中，在活性组分的催化作用下变为具有活性的分子，同时反应生成H2SO4。催化反应生成的硫酸富集在炭基孔隙内，当脱硫一段时间孔隙能硫酸达到饱和后再生，释放出催化剂的活性位，催化剂的脱硫能力得到恢复。与传统炭法比较，新型催化法脱硫能耗少、脱硫剂损耗小且不必再建一套硫酸生产装置，使工艺流程变短，运行更稳定可靠。

脱硫机理如下：

SO2（g） → SO2* ； O2(g) → O2* ； H2O(g) → H2O* SO2*+O2* → SO3* ； SO3*+H2O* → H2SO4* 脱硫剂

新型催化法烟气脱硫技术的核心是脱硫剂，脱硫剂生产技术是脱硫中心的自主知识产权。该脱硫剂不同于传统脱硫活性焦、活性炭，它是以炭材料为载体，负载一定活性组分，使其对SO2氧化制酸过程具有催化性。因此，该脱硫剂既有吸附功能，对硫酸有一定储存能力，更重要的是具有催化功能，将脱硫过程变为硫酸生产过程。脱硫剂使用寿命较长，不需持续添加，每年维护即可。

新型催化法主要有以下技术特点：

1、新型催化法烟气脱硫技术是在传统炭法烟气脱硫技术基础上的升级。采用本技术的项目建成投产后，烟气脱硫效率达到95%以上，工程实践中甚至达到了100%的脱硫效果，完全满足国家和地方相关排放标准要求；

2、满足促进企业循环经济发展，实现废物综合利用的原则；

（1）变传统的高开采、高污染、高消耗、低效益的烟气二氧化硫污染治理模式为低消耗、高效益的循环经济型模式。

以石灰石—石膏法为代表的传统烟气脱硫技术以石灰石为脱硫剂原料，脱硫的同时需要开采大量石灰石，脱硫副产物石膏以抛弃处理为主（美国脱硫石膏利用率仅7.4%）。按减排1000万吨二氧化硫计，采用石灰石—石膏法，需消耗石灰石约2300万吨，产生脱硫石膏3000万吨以上。而采用新型催化法烟气脱硫技术，与石灰石-石膏法烟气脱硫技术相比，脱硫剂消耗量仅为20万吨，脱硫成本可降低约60亿元，同时可减少二氧化碳排放约700万吨，回收硫资源生产硫酸1500万吨。

（2）变不可再生脱硫剂为可再生、可长期使用的脱硫剂，充分实现废物综合利用，促进企业循环经济发展。

利用丰富的可再生的酒糟、秸秆、食用菌菌渣等替代一次性不可再生的诸如煤、焦油以及珍贵的木材等资源制备脱硫催化剂。催化剂一次投入后可长期使用，可避免钙法、氨法、镁法等脱硫技术需要随时加入脱硫剂，脱硫剂消耗量大的问题。

（3）变高温催化为低温、浓度波动范围大的催化氧化。

目前国内外开发的催化法脱硫技术仅适合反应温度高、气体前处理净化程度高、二氧化硫浓度高的烟气净化。因而催化法烟气脱硫技术难以在烟气脱硫工程中广泛推广应用。我们自主开发的新型新型催化法通过特殊的工艺，开发出抗毒性强、寿命长、低温高催化活性的烟气脱硫催化剂，适应烟气成分复杂，二氧化硫浓度小于3%，烟气温度在60～200℃间的工况条件。

（4）变低附加价值脱硫副产物为高附加值的脱硫副产物。

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石灰石石膏法脱硫副产物脱硫石膏在我国市场空间小，利用价值低，主要以抛弃处理为主，进入环境成为二次污染物。而硫是一种宝贵的战略资源，我国每年需进口硫磺约1000万吨。新型催化法脱硫技术脱硫副产物可为硫酸或硫酸盐产品。通过现有的成熟化工工艺，可生产几乎所有的含硫化工产品及磷铵、磷酸氢钙等磷酸盐、磷复肥产品。量大的产品有硫酸、液体二氧化硫、亚硫酸铵、硫酸铵和元素硫等。如果用户周围有除上述硫产品以外的市场需求，还可以将其进行深加工，生产更高经济附加值的精细化工产品，如：亚硫酸钠、焦亚硫酸钠、硫代硫酸钠、硫酸钾、氨基磺酸、保险粉等；以每年减排1000万吨二氧化硫计，可回收硫资源生产硫酸（按100％硫酸计）1500万吨。

新型催化法烟气脱硫技术是在国家自然科学基金、国家科技攻关等项目基础上完成，集成了新型催化脱硫剂、新型脱硫反应器、新型脱硫工艺的具有我国自主知识产权的新型烟气净化技术。已获国家发明专利，并列入国家“当前优先发展的高技术产业化重点领域”项目，是国家循环经济关键支撑技术之一。

3、脱硫剂一次投入后可长期使用，消耗量少。避免钙法、氨法、镁法、钠法等技术需随时加入脱硫剂，脱硫剂消耗量大的问题；

4、可用于气量、浓度波动大的烟气处理，操作弹性大，完全能够适应机组大范围的负荷波动；

5、工艺流程短，设备少。由于无需脱硫原料的制备、运入、输送系统，因而装置相对简单，占地相对较小，在扣除脱硫剂费用后的工程建设一次性投资少，考虑脱硫剂的长期使用后，平摊至工程建设后投资更低；

6、由于工艺简单，能耗低，装置建设和运费用较低。而脱硫副产物形成产品后的销售收入超过了装置运行费用，根据估算，在4-5年间可以通过装置的运营收回工程建设投资。如果计算上每年少交的排污费，当年就可收回工程建设投资，经济效益相当可观；

7、脱硫的最终产物为硫酸，没有其他不可再利用的副产物。用户可以根据需要以硫酸、硫酸盐等形式实现资源化利用，因此不会对环境造成二次污染。

第四节中国电厂烟气脱硫技术发展综述

烟气脱硫技术的基本情况分析

烟气脱硫、脱硝中采用的核心处理过程几乎都要采用化学反应的手段，包括吸收、吸附、催化反应等。与通常的过程工艺一样，采用化学方法处理对象时，都可以概括的分为三个部分：1.原料的预处理，包括对处理对象的处理，如对火电厂烟气进行除尘、降温等。对添加的反应物的处理，如烟气脱硫中石灰石制粉，烟气脱硝中制氨系统等；2.化学反应，如石灰石与SO2反应，氨与NOx反应，氨与SO2反应等；3.反应产物的后处理，如硫酸铵的结晶、造粒，烟气的升温，工艺废水的处理等。

与通常的化学工业过程不同的是，化学工业过程的目的是得到最终的化工的产品，从而得到经济效益。可以对原料的处理进行精细化的处理来适应化学反应器设计优化，然后对反应的产物进行进一步的加工处理，如分离、提纯等，已达到对产品的要求。化学反应器在多数化工过程中虽然是整个加工过程中的核心，但其对能量的需求和尺寸却并不大。而大气污染处理首先要适应产生污染物的主体装置的生产要求，处理污染物的装置只是一个附属装置，要对主体装置充分的响应不能影响主体的运行。其次一般来说处理的气量大，难以进行

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复杂的前处理，因此成分复杂，且污染物含量低，脱除要求却比较高。再次，由于生产目的不同，污染物处理装置只是为了将污染物转化为无毒气体、液体排放或固定到固相产物中，一般不进行复杂的后处理过程，对反应器的提出了产物易于处理的要求。因此在大气污染物处理中对核心化学反应过程的要求更高、条件更苛刻。

目前在离散制造业领域, 国内外学者已在新产品开发技术的模型、策略、目标、方法、工具及其环境等方面做了大量研究, 取得了大量成果，各种新产品的开发模式如敏捷制造、快速原形、虚拟制造等亦应运而生。然而在烟气脱硫、脱硝领域, 工艺系统开发的研究尚处于几乎空白的阶段，已有的研究大多是就产品开发中涉及的具体技术及方法。由于过程工艺开发具有风险高、投资大、回收时期长的特点，专业化的、系统的、有较严谨科学性的开发过程就显得更为重要。

烟气脱硫脱硝的工业系统大多数为连续式物料反应和加工过程，它处理的主要是物质－能量流，涉及复杂的化学反应和物理状态变化，连续性和多变量是其显著特点。其次，新的工艺过程层出不穷，系统日趋大型化、复杂化，现代的研究和开发工作投资大、周期短、风险大、竞争激烈；过程装备与生产工艺即加工流程性材料紧密结合，有其独特的过程单元设备和工程技术，与一般机械设备完全不同，有其独特之处。因此，现有的一些工程技术方法和经典计算技术在某些场合显得力不从心，有必要从宏观整体上对过程系统作出描述和把握。

现有的烟气脱硫脱硝工艺开发大都沿用传统的思维模式，主要有因次分析、经验放大、数学模型等方法，基于这些方法进行\"设计-台试-小试-中试-工程应用\"的逐级放大过程，旷日持久且费用高昂。

1、相似论和因次分析法。该法归纳实验结果，可取得良好的效果。但对于过程复杂的工艺，效果不够理想。

2、经验放大方法。通过多层次、逐级放大的试验，探索、总结放大规律。这种经验方法耗资大、费时长、效果差，缺点是显而易见的。

3、数学模型方法。通过对过程进行研究，以得到表示过程各有关参数与变量之间的关系的数学表达式。但是过程工业领域的过程很多都比较复杂，难以进行如实的数学描述。

我国烟气脱硫技术工程应用概况

截至２００８年底，全国火电厂烟气脱硫机组投运容量达到３．６３亿千瓦，占全国火电容量的６０．４％。

改革开放以来，中国在优化一次能源结构的同时，致力于煤炭的高效清洁利用，提高煤炭加工转换比重，降低煤炭直接作为终端分散使用比例。

１９８０年煤炭消费总量中终端消费比重为６３．６％，２００７年已经下降到２５．２％；１９５３年，中国煤炭消费总量中，发电用煤仅占９．７％，１９７８年上升到２０．１％，到２００７年达到５０．５％。

随着综合国力的增强，科技的发展，中国煤电机组不断升级换代。截至２００８年底，全国已投产运行１００万千瓦超超临界机组达到１１台，单机６０万千瓦及以上火电机组占同口径总容量的比重为３１．２７％，３０万千瓦及以上火电机组达到６５．１８％，单机１０万以下的火电机组下降到１３．３８％。

在加快清洁高效机组建设的同时，加快淘汰能耗高、污染重的小火电机组。截至２００８年６月３０日，“十一五”期间全国累计关停小火电机组７４６７台，共５４０７万千瓦，累计节约原煤１．６亿吨。每年可减少二氧化硫排放１０６万吨，减少二氧化碳排放１．２

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４亿吨。

随着发电机组的升级换代，发电煤耗快速下降，发电效率不断提高。２００８年全国６０００千瓦以上电厂发电标准煤耗为３２２克／千瓦时，比１９８０年下降９１克标准煤；厂用电率５．９％，比１９８０年下降０．５个百分点；线损率６．８％，比１９８０年下降２．１个百分点。

2009年6月，对于我国脱硫行业来说可谓是喜事连连——

11日，经过168小时调试运行，上海外高桥第三发电有限公司世界首创的“零脱硫”系统正式投运。“零能耗脱硫”项目是指利用烟气脱硫系统特点，增设特殊的“烟气/凝结水”换热系统，回收锅炉排烟热量，增加机组发电量来弥补脱硫系统的厂用电耗，达到节能降耗的目的。

14日，广东省首台百万千瓦超临界节能环保型机组——华能海门电厂1号机组成功并入南方电网。据悉，这是世界上首例采用海水脱硫的百万千瓦机组，其污水处理率达100%。 如今，我国的烟气脱硫行业已具备建设大规模火电脱硫工程设计、设备制造及总承包的能力，打破了由国外厂商垄断国内大型火电脱硫工程的局面，脱硫设备国产化率达到90%以上。我国应用的烟气脱硫工艺有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法等十多种。其中，石灰石-石膏湿法在已经签订合同、在建和投运的火电厂烟气脱硫项目中所占比重达90%以上，材料国产化率达到90%左右，部分工程超过95%，其它工艺技术的设备国产化率也大于90%。

烟气脱硫脱硝技术最新成果

1、环保型节煤除硫降尘

专家们一致认为环保型节煤除硫降尘乳液项目是燃煤领域化学节能减排技术的又一重大创新，为燃煤企业的烟气脱硫开辟了一条低投入、高效益的新途径，具有广阔的市场前景。 研发的环保型节煤除硫降尘乳液是由轻质烃、四硼酸钠、钠、氯酸钠、过氧化钠、重铬酸钠、碳酸钠等化学品化合反应而成的，在生产过程中没有“三废”产生，而且生产成本较低。

该产品的用户使用报告则显示，在原煤中添加了环保型节煤除硫降尘乳液之后，可以提高煤炭燃烧温度100℃-250℃，使煤炭得以充分燃烧；能让煤炭中的内水以及金属化合物和非金属氧化物也参与燃烧，使灰渣总量减少30%-40%。此外，该产品在除硫、降尘、除垢方面效果显著，可使二氧化硫排放减少50％以上；使烟尘排放减少65％以上；长期使用可使锅炉炉膛减少结垢，进而延长锅炉的使用寿命。

该产品已获得国家专利，并且形成了系列配方，适合石化、化工、电力、冶金等不同行业的不同锅(窑)炉的使用。目前，全国约有40多万台各类工业锅炉、18万台工业窑炉和112套催化裂化装置，电力行业还有1．9亿千瓦的火电装机容量。据介绍，每千瓦的火电装机容量所需配备的燃煤脱硫设施的投资约600-1500元，脱硫的市场空间巨大。

2、新型炭法（NACP）烟气脱硫脱硝技术

新型炭法（Novel Activated Carbon Process,NACP）烟气脱硫脱硝技术采用新型炭材料、新型脱硫脱硝设备和新型脱硫脱硝工艺，是在国家自然科学基金、国家科技攻关和四川省重点科技项目等支持下，我国自主开发的新脱硫脱硝技术。

NACP利用开发的多种新型炭材料的各自特点，充分利用其物理、化学特性，通过过程优化与集成，提高效率，降低系统阻力与能耗，在“脱硫、脱硝”或“脱硫－脱硝”过程中实现“吸附－催化”、“吸收－吸附－催化－分离”的有效耦合，高效经济地实现脱硫脱硝过程，并

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回收利用资源。技术特点：

1、新型炭材料，如纤维状、球状、整体式块状等多种新型炭材料的应用及表面特性与材料结构的优化。

2、新型炭脱硫脱硝反应器 耦合式多功能反应器。

3、新型炭法脱硫脱硝工艺 耦合式脱硫脱硝、“吸附、催化”工艺

4、流程短、设备少、效率高

5、经济高效、可适应于脱硫脱硝不同工艺要求

火电厂烟气脱硫技术推广应用对策：脱硫装置特许经营BOT模式

2009年7月17日在“2009()山东省区域发展战略说明会暨经贸洽谈会”的重点合作项目签约仪式上，总投资1.4亿美元，合同外资1.2亿美元的烟气脱硫BOT项目的成功签约。

BOT(Build-Operate-Transfer)模式，即建设-经营-移交模式，指或相关部门将一个基础设施项目的特许权授予承包商，承包商在特许期内负责项目设计、融资、建设和运营，并通过收取使用费或服务费，回收成本、偿还债务、赚取合理利润，特许期结束后将项目所有权无偿移交或相关部门。

1984年合和实业公司和中国发展投资公司等作为承包商与广东省合作在深圳投资建设了沙角B电厂项目，这是我国首家BOT项目。1995年广西来宾电厂二期工程是我国第一个国家正式批准的BOT试点项目，这成为我国引进BOT模式的一个里程碑，为我国利用BOT方式提供了宝贵的经验。

1、传统脱硫工程建设运营模式已越来越不适应脱硫行业的发展

目前，我国的电厂脱硫设施建设主要采用EPC模式，即设计、采购和建造。也就是说，脱硫公司全面负责项目的设备和施工；电厂负责筹集脱硫工程建设资金和脱硫设施建成后的日常运营。

脱硫工程投资动辙数千万元，甚至上亿元，巨大的资金投入给各电厂带来沉重的压力。目前，国家虽然已对采用脱硫技术的电厂实行上网电价补贴，但部分电厂认为脱硫电价补贴不足以抵消电厂的脱硫成本，“建得起脱硫设施，用不起脱硫设备，还要背负越来越重的包袱”成为很多电厂头疼的问题。因此有的电厂一边享受着的脱硫补贴，一边将脱硫设备时开时停以降低成本。与此同时，由于电厂的运行维护人员大部分没有经过专业学习和培训，脱硫公司又不参与脱硫设施建成后的运营工作；因此，设备不能适时灵活地加以调整，无法实现最优化运行，不仅进一步提高了脱硫系统的运行成本，造成了能源浪费，甚至有可能导致设备故障因为无法及时处理，而影响到电厂的正常生产运营和二氧化硫的达标排放。 因为脱硫行业进入门槛较低，国内上规模的脱硫公司已超过200家。目前脱硫设备国产化率已达90％以上，工程造价也大幅度降低。30万千瓦及以上新建火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价已由2001年的800～1200多元降至2005年底的120～150元左右。因此，脱硫公司的低利润造成的恶性竞争，导致建成的脱硫工程投运后达不到设计指标，不能连续稳定运行。

2、烟气脱硫特许经营BOT模式应用

火电厂烟气脱硫特许经营是在国家有关部门组织和指导下，以国家出台的脱硫电价及相关优惠为基础，将电厂脱硫设施建设、运行、维护及日常管理交由专业化脱硫公司承担，实现二氧化硫削减任务。

根据出台的相关方案，在特许经营的模式下，脱硫设施用地由发电企业无偿提供。

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脱硫副产品产生的经济效益由专业化脱硫公司全额享受。与脱硫设施运行相关的水、电、汽等按厂用价格结算。

由于烟气脱硫BOT项目需要一次性投入大量资金，而回笼资金的时间却比较长，没有雄厚的资金支持，很容易造成脱硫公司顾此失彼的尴尬局面。如果因为资金不足或者技术不过关，脱硫设施不能正常运行的话，没有实力的运营企业就难以承担其中的责任认定和赔偿。另外由于火电厂脱硫设备的稳定性要求远比污水处理设备高，一旦出现问题，不仅影响到烟气脱硫效果，甚至将影响整个发电机组的正常运转，因此单凭脱硫公司的实力进行上亿元资金的BOT模式合作，雄厚外资进入国内脱硫市场，无疑为火电厂和脱硫公司吃下了“定心丸”。

火电厂烟气脱硫特许经营机制，一是有利于提高脱硫工程质量和设施投运率。脱硫设施能否长期、稳定、高效运行与脱硫公司生存发展密切相关，由脱硫公司承担建设和运行，必将高度重视工程建设质量，发挥脱硫公司专业化优势，最大限度地提高脱硫设施投运率；二是有利于加强对烟气脱硫设施运行的监管。电厂从其自身经济利益和环保法律责任的角度，将会积极参与监督脱硫设施的正常运行，并主动配合执法部门监管；三是有利于促进电厂集中精力抓好主业。专业化脱硫公司承担脱硫设施建设和运行，不仅减轻了电厂的投资压力，减少了维护管理经验不足等问题，也降低了由此产生的管理、培训、日常维护成本；四是有利于脱硫公司的发展壮大。采取特许经营后，脱硫公司更加专业化，服务经营范围会逐步扩大，融资能力逐步增强，有利于做大做强；同时，脱硫公司为提高经济效益，必将努力开发符合循环经济发展要求的资源化脱硫技术的产品。烟气脱硫特许经营新机制，将有力促进脱硫公司技术和管理的不断创新，为全面提升火电厂烟气脱硫产业化水平奠定坚实的基础。 但BOT模式也不是万能的，它只是从烟气脱硫设施的投资、建设、运营、维护层面上初步解决了电厂二氧化硫达标排放、脱硫系统正常运营等方面存在的问题。由于脱硫系统安装、设备生产、脱硫技术等领域缺乏相关的行业建设制造标准，致使市场上脱硫设备的脱硫率、稳定性等指标参差不齐，不利于烟气脱硫BOT模式的发展。 针对目前国内的脱硫市场现状，为促进烟气脱硫产业的健康发展，应积极发挥职能，做脱硫公司与电厂的“红娘”，为他们牵线搭桥，推动烟气脱硫特许经营BOT模式的顺利开展。

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第五节 中国变频调速技术在电力节能中的应用分析

变频调速技术的节能效益与原理解析

变频控制技术效益及利弊分析：

变频器具有显性节电效益。变频控制传动调速对于负载性质和负载率的不同，节电率也是不同，低压变频控制设备，一般负载率在0.5左右时，节电率在20—47％左右。比如定量泵注塑机、排污填水池电机、给氧风机等等，空调水泵基本上平均节电率都在25—60％左右。低压设备变频调速改造投资少、见效快，投资回报期基本上在一年左右。 其隐性效益主要体现：

1、实现了电机的软启软停，消除电机启动电流对电网的冲击，减少了启动电流的线路损耗； 2、消除了电机因启停所产生的惯动量对设备的机械冲击，大大降低了机械磨损，减少设备的维修，延长了设备的使用寿命；

3、空调水泵的软启、软停克服了原来停机时的，低压变频器输出波型为脉冲形式，会产生一些干扰，实际运行中单台干扰不严重，以30KW容量为例，干扰福射基本在10米之内，在设计电路中加装陷波电路或磁环或陷波线圈就可以将干扰减少到最少，一般使用时尽量远离电脑等怕干扰设备，对于多台集中安装时安装位置要尽量拉开距离，还需专门加装陷波电路屏蔽接地，将干扰减少到最低。

高压变频设备干扰性很小，控制技术较高，输出电压波形近似正弦波形，但设备体积较大，安装调试都比较复杂；高压变频器的整流和逆变电路都使用了电力电子器件的开关特性 在运行过程中不可避免会带来谐波污染 其中输入电流谐波会给厂用高压系统带来一定的干扰 而输出电谐波又会对电动机的绝缘及运行产生一定影响需在设备结构设计中采取措施加以解决。 原理解析：

1、 变频节能

根据异步电动机的同步转速 即旋转磁场的转速为 n = 60f / p ;

n为同步转速；f为定子频率；p为磁极对数 而异步电机的轴转速为 N = n (1-s) = 60 f (1-s) /p

式中s为异步电机的转差率s= (n-N ) / n

由上可知 改变电机的供电频率，可以实现电机的调速运行。 由流体力学可知，P（功率）=Q（流量）*H（压力），流量Q与转速N的一次方成正比，压力H与转速N的平方成正比，功率P与转速N的立方成正比，如果水泵的效率一定，当要求调节流量下降时，转速N可成比例的下降，而此时轴输出功率P成立方关系下降。即水泵电机的耗电功率与转速近似成立方比的关系。例如：一台水泵电机功率为55KW，当转速下降到原转速的4/5时，其耗电量为28.16KW，省电48.8％，当转速下降到原转速的1/2时，其耗电量为6.875KW，省电87.5％.

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2、功率因数补偿节能

无功功率不但增加线损和设备的发热，更主要的是功率因数的降低导致电网有功功率的降低，大量的无功电能消耗在线路当中，设备使用效率低下，浪费严重，由公式P=S＊COSФ，Q=S＊SINФ，其中S－视在功率，P－有功功率，Q－无功功率，COSФ－功率因数，可知COSФ越大，有功功率P越大，普通水泵电机的功率因数在0.6-0.7之间，使用变频调速装置后，由于变频器内部滤波电容的作用，COSФ≈1，从而减少了无功损耗，增加了电网的有功功率。

3、软启动节能

由于电机为直接启动或Y/D启动，启动电流等于(4-7)倍额定电流，这样会对机电设备和供电电网造成严重的冲击，而且还会对电网容量要求过高，启动时产生的大电流和震动时对挡板和阀门的损害极大，对设备、管路的使用寿命极为不利。而使用变频节能装置后，利用变频器的软启动功能将使启动电流从零开始，最大值也不超过额定电流，减轻了对电网的冲击和对供电容量的要求，延长了设备和阀门的使用寿命。节省了设备的维护费用。

风机、水泵节能应用：

变频的调速技术是现代IT产业尖端技术，涉及到光纤通讯、计算机、数据并行处理等是多种高新技术的结合，与传统行业耗能大、应用最广泛的电力拖动、风机、水泵等多种行业应用异步电动机的设备，进行节能改造实现完美结合。

机电设备配合设计原则：电机的最大功率必须满足负载下的机械功率和转矩，对于不同的负载，最大值并非时时刻刻都发生、负载的变化是非线性的，而电机的输出功率却是恒定的，这就意味着在非最大负载时电机输出了相当一部分多余功率，电能也就白白浪费掉了。风机、水泵类就是较典型例子。

风机﹑泵类平方转矩负载的变频调速节能风机﹑泵类通用设备的用电占电动机用电的50%左右,那就意味着占全国用电量的30%。采用电动机变频调速来调节流量，比用挡板﹑阀门之类来调节，可节电20%~50%，如果平均按30%计算，节省的电量为全国总用电量的9%，这将产生巨大的社会效益和经济效益。生产中，对风机﹑水泵常用阀门、挡板进行节流调节，增加了管路的阻尼，电机仍旧以额定速度运行，这时能量消耗较大。如果用变频器对风机﹑泵类设备进行调速控制，不需要再用阀门、挡板进行节流调节，将阀门、挡板开到最大，管路阻尼最小，能耗也大为减少。

1、风机节电：具体测试某工厂炉底风机散热控制系统，冶炼炉根据不同材料、需要不同的炉底冷却温度，设计满足最大冷却风量设计为四台18.5KW4极叶轮式风机，全功率运转，但用最大冷却风量的概率极低。冶炼常用几种材料，四台风机对开风量过大；对开两台时，达不到冷却要求；对开一对再侧开一台，冷却不均、无法满足工艺要求；原设计4台对开风机靠调节挡风板可满足冷却要求，但对电机来讲，浪费电能。风板全开时，运行电流24A，全关闭时22A，输入功率从17.0KW—18.5KW变化，节电率不足8％。针对这一特殊要求制定方案，对其中两台对开电机进行开环变频调速控制，配合两台全速风机，即满足不同材料的温控要求，又能节约电能。按照这一方案进行改造后，节电效果非常明显。针对其中一种材料需固定频率控制进行冷却,几个月才换一次，设定频率在25—35之间，完全满足冷却要求。工频下运行时一台18.5KW风机（经变频器输出），每小时耗电为11.9度/小时，日耗电量为：285.6度/24小时。在正常运行时根据不同材料的温度要求，设定频率分别为：25Hz、30 Hz、35 Hz、40 Hz和45 Hz。运行测定参数如下：

设定频率运行电负载率 输入功率24小时耗电与工频下输入功率比较：节电率 26

（Hz） 流(A) (Pin[1]) 量 (KWh) 25 30 35 40 45 50 8.0 10.6 14.2 17.4 20.0 24.0 0.25 0.30 0.37 0.40 0.45 0.55 1.03 2.13 4.0 6.4 9.0 11.9 24.72 51.12 96.00 153.60 216.00 285.60 (285.6-24.72)/285.6Ⅹ100%=91.34% (285.6-51.12)/285.6 Ⅹ100%=82% (285.6-96)/285.6Ⅹ100%=66.4% (285.6-153.6)/285.6Ⅹ100%=46.22% (285.6-216)/285.6Ⅹ100%=0.244% (285.6-285.6)/285.6Ⅹ100%=0

2、水泵节电：同风机原理很相近。以某酒店750TRT空调冷水机组水系统90KW冷冻泵和55KW冷却泵为例：主机制冷是根据温度的变化而工作，是非线性负荷，而水泵电机基本上是线性恒功率输出。1台55KW冷却水泵靠调整阀门来改变流量，虽然能满足主机运行要求，但对于电机来讲节电意义不大，阀门的全开和全闭，电流从107A—97A之间变化，平均节电不足7％。通过改造采用温度控制为主，压力控制为铺进行闭环变频控制水泵电机，水泵电机平均节电率都在30％以上；90KW冷冻水泵电机靠调节阀门电流在163—148A之间变化，平均节电不足6％，经闭环控制变频调速改造后，节电率平均也在30％以上。为什么会有这么大节电空间呢，因为空调系统设计时的最大容量是以人流、气温、空间散热三项极限指标为依据计算的（即人流最大、气温最高、空间散热最差），平时出现这种情况的概率极低，从经验上讲不到10%，空调系统大部分运行时间都在中、低负荷状态，空调主机的负荷曲线是非线性的，而水系统的水泵负荷是线性恒功率的，以满足主机的最大负荷为标准。这样在主机非最大负荷时水泵就必然存在着电能浪费空间。通过变频调速控制使水泵电机的负载曲线符合或接近空调主机的负载曲线。

3、高压变频控制传动调速控制设备都是在3KV以上大容量电机，一般都在几百KW到几千KW，负载率大于0.5,节电效率较低压变频控制略低，在18—25%左右，电机容量大耗电也多，虽然节电率较低，但用电基数大，也是非常可观，高压变频设备技术复杂设备体积大，成本较高，操作必须专业技术人员，但整体效益还是很可观的。

这类设备一般都是长时间运行，甚至很久不停机。在实际检测中发现，除在极短时间流量最大值外，近90％时间运行在中等或较低负荷状态，总用电量至少有40％以上被浪费掉。采用变频调速控制，对风机、水泵类机械进行转速控制来调节流量的方法，对节约能源，提高经济效益具有非常重要意义。

高压变频调速技术在国内电厂的应用情况介绍

发电企业的统计结果显示，厂用电大部分都是风机、水泵耗掉的，高压变频器的使用可使得该类负载平均节电３０％，甚至有些电厂达到了节能４０％～５０％的高水平。按节能３０％计算，大概３年便能收回成本，而一台高压变频器的寿命达２０年以上，在此后的十几

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年内，收益之巨大不言而喻。专家认为，高压变频调速系统将成为当前工业节能推广的首要产品。

2008年中国高压变频器产品行业应用分布 行业 市场份额 %

电力 32 冶金 6 17 水泥 5.3 15 石化、化工 1其他 4.1 12 8.3 24 总计 35 100 市场容量 亿元 11.3 从表中可以看出2008年中国高压变频器在电力行业所占市场份额32%，市场容量已达11.3亿元

国产高压变频首次应用于百万机组

2009年1月湖北三环发展股份有限公司（以下简称“湖北三环”）中标华电宁夏灵武发电有限公司二期两台１００万千瓦机组工程高压变频器项目，这是国产高压变频设备首次应用于百万超超临界发电技术，该项目意味着湖北三环高压变频技术在国内顶尖技术领域的应用研究获得重大突破，并在国内同类项目的典型示范作用上迈出了重要一步。

高压变频器在某发电厂凝结水系统的应用

凝结水系统的主要功能是将凝结水从排汽装置凝结水箱送到除氧器，如图下所示。本系统设有2台100 容量 、电动定速、立式筒 袋型凝泵，布置在汽机房零米以下的凝泵坑内，正常运行时，一台泵运 行，另一台备用。凝泵轴封的密封水自泵出口压力管上接出，经截止阀、止回阀和节流孑L板后分别接至每台泵的密封水接口，密封水压力为0．4～ 0．6 MPa，温度≤73℃，流量 0．3～0．6 m。／h。初始密封水来自凝结水输送泵出口管路 ，凝结水系统还提供各种低压减温器喷水 ，如 ：汽轮机低压旁路减温器喷水、本体疏水扩容器减温水、低压缸喷水、水幕保护喷水等 。凝泵工频运行时，除氧器水位由凝结水主管路上的调节阀T1调节，凝泵出 口压力保持在3．O～4．07 MPa。

如图 电气系统改造

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考虑 2台凝泵平时一用一备，所以采用单台变频器供2台凝泵电机，即“一拖二方案”。并增加几个旁通开关。变频器为东方日立公司生产的高压变频器。正常时变频器拖动一台凝泵运行，另一台工频备用。当变频器或运行的凝泵发生故障时，备用泵工频启动。正常倒泵运行时(如 A泵变频倒为B泵变频运行)，合 QF2开关 ，开 B泵工频，A泵变频停车，断开 QF4开关 ，停A泵变频，合 QF1开关，开A泵工频，断开QF2开关，合 QF5开关，启 B泵变频最后断开 QF11开关，调泵工作结束。 节能效果计算：

工频运行时，凝泵日耗 电量为 4．9万 kW ·h，变频运行时，凝泵出口压力控制在 1．9～2．0 Mpa。每天的耗电量如下表。

单位：万千瓦每小时 日发电量 817.15 921.43 991.27 1026 1150 1204 1250 1352 变频运行耗电 2.24 2.52 2.58 2.6 2.84 2.81 3.16 3.37 工频运行耗电 4.41 4.51 4.58 4.63 4.75 4.78 5.1 5.25 负荷率% 56.75 63.99 68.84 71.27 79.85 83.61 86.81 93. 省电量 2.17 1.99 2 2.03 1.91 1.97 1.94 1.88 从 上表看出，单元机组平均 每天能节电2万kW ·h，电厂年利用小时数6 000 h，上网电价按0．35元／(kw ·h)计算，可以得出，单机凝泵变频的节电效益一年可达 175万元，节能效果相当可观。

华能集团某电厂高压变频应用概述

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华能集团某电厂一期工程是我国首台600MW国产化超临界燃煤机组依托项目，建设规模为120万千瓦，安装2台600MW国产化超临界参数燃煤发电机组。华能集团决定对下属电厂的部分风机水泵采用高压变频器调速装置，东方日立参与投标，最终中标20台高压变频器。

下面将东方日立生产的DHVECTOL-HI03300/06B高压变频器在华能某电厂1#机组2台一次风机电机上应用情况介绍如下。 1.2运行工况

某电厂一次风机为离心风机，采用入口导叶调节。在600MW、500MW、350MW工况下一次风机功耗分别占六大风机总功耗的37.4%、43.1%、50%。低负荷时一次风机运行效率低。 1.3实际应用过程

某电厂#1机两台一次风机变频改造工程2007年5月31日开工，至6月10日全部试验完成，6月11日一次投运成功，共历时12天。在调试的过程中，故障报警可靠，连锁可靠，各种保护完备，工频和变频切换正常，运行期间，DCS系统与变频器接口正常，控制精度高，系统运行稳定。 1.4节能效果计算

根据实际测试数据，1#机组一次风机高压变频器节电改造后的节电率在15.9%～41.6%之间（详见下表），节能效果比较明显，达到了变频改造的目的。

节电率计算表 机组负荷 350MW 工频挡板调节 电流(A) 160. 168.15 158.37 172.29 177.34 196.48 156.68 161.57 160.98 178.60 177.07 184.80 功率(KW) 1418.08 1485.30 1398.91 1521.87 1566.47 1735. 1383.98 1427.18 1421.97 1577.60 15.09 1632.38 变频频率调节 电流(A) 84.56 105.81 118.06 117.29 127.75 133.81 95.01 97.98 102.09 114.24 121.79 129.80 功率(KW) 843.59 1055.59 1177.80 1170.12 1274.47 1334.93 947.85 977.48 1018.48 1139.69 1215.02 1294.93 41.6% 29.0% 15.9% 23.2% 18.7% 23.1% 31.6% 21.6% 28.4% 27.8% 22.4% 20.7% 节电率(%) 1A一 400MW 次 450MW 风 机 500MW 550MW 600MW 1B一 350MW 次 风 机 400MW 450MW 00MW 550MW 600MW

变频器通过高质量地控制电机转速，提高制造工艺水准，有效节约电能，是目前最理想、最有前途的电机节能设备。从变频器行业所处的宏观环境看，无论是国家中、长期规划、短期的重点工程、法规、国民经济整体运行趋势，还是人们节能环保意识的增强、技术的创

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新、发展高科技产业的要求，从国家相关部委到各相关行业，高压变频器都受到了广泛的关注，市场潜力巨大。

根据我国目前的电机装机总量、电机配装变频器的比例、国家对“节能降耗”的规划目标、我国经济的发展速度等因素，以及考虑到国内持续稳定发展的产业群，企业对提高国际竞争力的需求，居民生活质量的提高等，慧聪邓白氏研究预测，我国变频器市场在未来10内不会达到饱和，市场潜在容量约1200-1800亿元，而按预测高压变频器将占1/3左右比例。因此，我国高压变频器潜在市场规模将达到400-600亿。

变频调速技术市场及产品发展概述

1、变频器的市场情况

我国50%～60%的发电量用于交流电动机，而容量在3kw以上，额定电压一般为3～10kV的电动机占电动机总装机容量的40%～50%。由于我国中压变频技术仍没有形成产业化，落后于国外发达国家，因此这部分电动机在负载工况变化时，缺少经济可靠的调速手段，每天都在浪费着大量的电能，因此国内潜在着巨大的中压大功率变频器市场。国家计委预计在今后十五年内，使我国变频器总需求的投资额在500亿元以上，而其中60%～70%是中压大功率变频器。我国的高压变频器市场具有其特殊性，包括：（1）行业性很强，主要集中在冶金、电力、供水、石油、化工、煤炭等行业。在工业用电中石油、煤炭等能源行业耗电占22.34%；化工占14.73%；冶金占14.18%；机械建材占10.96%；供水占10.53%。（2）目前全国各行业中，只有少数企业的高压电机使用了调速方式，市场空白点多。（3）高压变频器属投资类设备，主要用于节能和改善生产工艺。用户是否购买此类设备与的导向关系很大。如推广力度较大，市场启动会快一些，反之则慢。另一方面市场还受国际、国内经济大环境的影响以及国内某些行业的整体经济效益好坏的影响。因此在未来市场发展过程中仍存在着一些不确定的因素。（4）海外公司的知名品牌产品大举进入我国市场的可能性较大，各方应有所准备。

2、变频器的变频技术的现状

交一交变频是早期变频的主要形式，适应于低转速大容量的电动机负载。其主电路开关器件处于自然关断状态，不存在强迫换流问题，所以第一代电力电子器件—晶闸管就能完全满足它的要求。由于其技术成熟，在国内开发研制也最多，目前在国内仍有一定的市场。交一交变频在其主接线中需要大量的晶闸管，结构复杂，维护工作量较大，并因采用移相控制方式，功率因数较低，一般仅有0.6～0.7，而且谐波成分大，需要无功补偿和滤波装置，使得总的造价提高。

交一直一交变频采用了多种拓扑结构，如中一低一中方式，其实质上还是低压变频，只不过从电网和电动机两端来看是高压。由于其存在着中间低压环节，所以具有电流大、结构复杂、效率低、可靠性差等缺点。由于其发展较早，技术也比较成熟，所以目前仍广泛应用。随着中压变频技术的发展，特别是新型大功率可关断器件的研制成功，中一低一中方式具有被逐步淘汰的趋势。 而直接中压变频方式，因没有中间的低压环节，结构上有着广阔的发展前景。

变频器的逆变器普遍采用大功率场效应管MOSET、大功率晶体管GTR、可关断晶闸管

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GTO等的自关断元件，其中GTR应用最为普遍。但是在调制策略发展和要求逆变器输出谐波分量更小的情况下，必须提高开关频率，为此，GTR满足不了这个要求，于是开发出了一种新元件IGBT。IGBT的全称是绝缘栅双极晶体管，是一种把MOSET与GTR巧妙结合在一起的电压型双极/M05复合器件，IGBT具有输入阻抗高、开关速度快、元件损耗小、驱动电路简单、驱动功率小、极限温度高、热阻小、饱和压降和电阻低、电流容量大、抗浪涌能力强、安全区宽、并联容易、稳定可靠及模块化等一系列优点，是一种极理想的开关元件。目前，电流2400A、电压3300V、开关频率40kHz的IGBT已在小、中、大功率范围内使用。IGBT不仅用于500V以下低压变频器，还可以用于IOOOV以上高压变频器以驱动高压电动机。此类中压、高压变频器采用多电平逆变器输出高压，也可用变压器降压～低压变频器一变压器升压的方式。由于IGBT具有性能特好的优势，预计近十年内不会被新开发的元件所取代。

变频调速技术市场应用前景光明

变频器的技术发展动向

1、单元串联多电平技术

单元串联多电平形式在谐波、效率和功率因数等方面存在着优势，在不要求四象限运行时有着较广泛的应用前景。其中三电平控制具有许多优点，包括：（1）采用三电平拓扑能有效地解决电力电子器件耐压不高的问题，适用于高电压大功率。（2）三电平拓扑单个桥能输出三种电平（+ud/2、-ud/2、0），线（相）电压有更多的阶梯来模拟正弦波，使输出波形失真度减少，谐波大大减少。（3）多级电压阶梯波减少了du/dt，使得对电机绕组绝缘冲击减小。（4）三电平PWM方法把第一组谐波分布带移至2倍开关频率的频带区，利用电机绕组电感能较好地抑制高次谐波对电机的影响。采用三电平PWM方法，每个功率单元的IGBT开关频率为600Hz，若每相5个功率单元串联时，等效的输出相电压开关频率为6kHz，可以降低开关损耗，提高变频器效率，这种变频器可适用于任何普通的高压电动机，且不必降额使用。虽然采用这种主电路拓扑结构会使器件的数量增加，但由于驱动功率下降，开关频率较低且不必采用均压电路，使系统在效率方面仍有较大的优势，一般可达97%。并且，由于采用模块化结构，所有功率单元可以互换，维修也比较方便。（5）三电平拓扑能产生3＊3＊3=27种空间电压矢量，可以带来谐波消除算法的自由度，可以得到很好的输出波形。

2、功率母线技术

在电力电子技术及应用装置向高频化发展的今天，系统中特别是连接线的寄生参数产生巨大的电应力，己成为威胁电力电子装置可靠性的重要因素。从直流储能电容至逆变器的器件之间的直流母线上的寄生电感在通常的硬开关逆变器中，由于瞬时切换时的过电压，会使器件过热，甚至有时使逆变器失控并超过器件的额定安全工作区而损坏，了开关工作频率的提高。功率母线按其结构包括：

（1）电缆绞线是最常用的传统功率母线，价廉简易，但在IGBT逆变器中，由于电缆线的自感大，与圆截面导线相比，扁平母线的自感只有圆导线的1/3一1/2，而所占的体积只有它的1/10一1/2。

（2）印刷电路板母线主要用于小电流逆变器，但当母线直流电流达到150A时，要求电路板的复铜层很厚，造价太高，另外用来连接多层导线板的穿孔不但占据较大的空间，而且会影响整机的可靠性。

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（3）裸铜板母线（平面并行母线）是一种工业上广泛应用的IGBT模块馈电系统的传统母线形式，其缺点是并行母线的互感较大。

（4）支架式母线如果将正直流母线铜板放置在负直流母线板上方，中间用一层薄绝缘材料隔开的方法来制作母线，由于磁场的相互抵消，可以最大限度地降低互感，但其工艺复杂，不宜规模化生产。

基于上述几种功率母线都存在着不同的缺点，为此开发出了迭层功率母线。迭层功率母线是基于电磁场理论，把连线做成扁平截面，在同样的截面下，做得越薄越宽，它的寄生电感越小，相邻导线内流过相反的电流，其磁场抵消，也可使寄生电感减小。迭层功率母线是以又薄又宽的铜排形式迭放在一起，各层之间用很薄的高绝缘强度的材料热压成一体，整个母线极之间的距离均匀一致，以减少互感，各层铜排都在所需要的端子位置处同其他层可靠绝缘地引出，使所具有不同电位的端子表露在同一平面上，以便于把主电路中的所有器件与之相连。这种整体的迭层功率母线结构，可承受数百千克的切应力，其导电极之间可承受数千伏的电压。使用迭层功率母线将IGBT和整流管等模块、散热器、电容器及栅极驱动电路组合在一起，迭层功率母线与器件之间的连接是用不同的端子和插接件等来完成的，使相连接的接触表面与母线之间的接触电阻非常小，也使得寄生电感成数量级地减小，从而使Ldi/dt的过电压应力降至最低，保证电力电子装置工作在最佳状态。

3、微机控制和人工智能技术

采用微机控制技术可以对变频器进行控制和保护。在控制方面：（1）计算确定开关元件的开通和关断时刻，使逆变器按调制策略输出要求的电压。（2）通过不同的编码实现多种传动调速功能。如各种频率的设定和执行、启动、运行方式选择、转矩控制设定与运行、加减速设计与运行、制动方式设定和执行等。（3）通过接口电路、外部传感器、微机构成调速传动系统。在保护方面，在外部传感器及I/0电路配合下，构成完善的检测保护系统，可完成多种自诊断保护方案。保护功能包括：（1）主电路、控制电路的欠压、过电压保护；（2）输出电流的欠电流、过电流保护；（3）电动机或逆变器的过载保护；（4）制动电阻的过热保护；（5）失速保护。

采用人工智能技术对变频器进行故障诊断，构成故障诊断系统，该系统由监控、检测、知识库（故障模式知识库或故障诊断专家系统知识库）、推理机构、人机对话接口和数据库组成，不仅在故障发生后能准确指出故障性质、部位，且在故障发生前也能预测发生故障的可能性。在变频器启动前对诊断系统本身及变频器主电路（包括电源）、控制系统等进行一次诊断清查隐患。若发现故障现象则调用知识库推理、判断故障原因并显示不能开机，如无故障则显示可以开机。开机后，实时检测诊断。工作时对各检测点进行循环查询，存储数据并不断刷新。若发现数据越限，则认为可能发生故障，立即定向追踪。若几次检查结果相同，说明确实出了故障，于是调用知识库进行分析推理，确定是何种故障及其部位，显示出来，严重时则发出停机指令。 4、其它各种技术

近年来，国内外一些公司都在研制新型“无电网污染”的高压变频器。据报道，这类变频装置具有高功率因数、高效率、无谐波污染、无需专用电机等优点，采用了多项先进技术： （1）在变频器的逆变器直流侧通过曲折变压器移相实现30“脉波整流，使装置的谐波抑制能力大大加强，使电网侧电压与电流之间几乎无相移，因此功率因数可以接近于1。 （2）将全数字化光纤控制技术应用于变频器，使其控制柔性和可靠性大大提高。 （3）功率单元标准模块化、IGBT驱动电路智能化。

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节电产业注定要成为朝阳产业，这是由市场决定的，2月16日《京都议定书》的正式生效给这个本已萌动的产业又注入催化剂。

2003年、2004年电力紧张的持续，给社会生活提出一个严肃的课题。事实上，只靠加快电源建设解决不了这个问题。资料显示，中国目前电力消耗量仅次于美国，居世界第二位，产值能耗却为世界平均水平的三倍，成为世界上产值能耗最高的国家之一。有专家做了一个比喻，国内电效低下导致的每年电耗损失相当于两个三峡电站。所以，如何实现粗放型经济增长模式向集约型模式转变才是解决问题的关键，调整能源结构，提高能源效率，制止能源浪费，发展节能技术于是成为科学发展观的应有之义。2004年《节能中长期专项规划》提出以及国家环保总局的“环保风暴”的出发点和指向都在于此。所以，诸种因素都刺激了国内节电潜在市场的扩张。专业研究机构指出，目前中国已经成为继美国之后世界第二大市场，并完全有可能在近几年内取代美国成为全球节电市场最大的买家。一项调查显示，国内节电产业预计将有超过3000亿元的市场。而《京都议定书》的生效在某种意义上又将国内节电市场与国际节电市场联结起来，前景可观。

第六节 节能技术与管理规划措施分析

健全制度、明确职责

节能工作关键在管理，要理清节能管理的工作都包括哪些内容，理顺每一项节能工作由谁负责，由谁去做，如何才能做好；必须用制度的形式来规范。

节能管理的首要任务是认真贯彻《中华^民共和国节约能源法 》、《火力发电厂节约能源规定》、《电力工业节能技术监督规定》，推行节能自愿协议，并结台设备 系统特点制定本厂 《节约能源实施细则》。

加强节能技术工作

加强与电研所、院校等学术科研单位的合作，开展专题技术攻关。科研单位发挥技术优 势，积极开展技术服务和科学研究工作，推广应用新技术，进行专业培训，参与电厂的技术改造、试验工作，进行技术把关、技术咨询和审查，对机组和节能改造项目提供技术建议，切实解决实际问题。

管理创新，转变工作方式

随着国家经济形势的变化和电力改革的逐渐深化，厂网分开和竞价上网己成为必然趋势。分析考虑当前的形势，一是节能工作今后将是发电厂的自觉行为，逐渐脱离计划经济的管理模式，从 “要我做”向“我要做”改变。二是电厂对节能信息的需求却越来越迫切。加强与各火力发电厂进行信息交流以“协作互助、交流共享，学习竟赛、共同提高”为宗旨，吸收各种的火电厂或与火电节能工作有关的单位先进经验，相互借鉴，交流各单位的节能改造、节能管理经验。

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用好数据、确定节能指标

设备、系统的运行参数是衡量发电机组经济运行水平和指导生产的重要依据。因此，节能管理要做好数据管理数据管理包括表单记录、指标计算管理。任务是确保数据正确无误能指导生产。机组设备、系统有几十项技术经济指标，必须提高对各项技术经济指标的认识 ，并采取有力措旋使其保持在最佳状态下运行。

后续：

节能减排指的是减少能源浪费和降低废气排放

十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20％左右、主要污染物排放总量减少10％。这是贯彻落实科学发展观、构建社会主义和谐社会的重大举措；是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择；是推进经济结构调整，转变增长方式的必由之路；是维护中华民族长远利益的必然要求。

在刚刚对外表示中国将进一步把应对气候变化纳入经济社会发展规划的同时，国家也加快了中国的低碳化规划步骤。 据了解，国家正在抓紧制定2020年我国节能减排的新目标，而已经数易其稿的《关于低碳经济发展的指导意见》也正在紧锣密鼓地研讨当中。 按照2007年我国发布的《应对气候变化方案》，我国节能减排方案目标规划到2010年。 国家应对气候变化司巡视员高广生表示，目前，正在着手制定和修订《国家方案》，研究到2020年的具体和方案，进一步规划出2020年的目标。高广生称，将争取尽快把新方案制定出来，不过，最终的颁布时间还没有明确的时间表。

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