我国电力行业节能关键技术发展现状
近期，中科院文献情报中心武汉分馆对中国工业行业节能政策与技术态势进行了研究，我司在此基础上对电力行业节能关键技术部分进行了摘编，供参考。
从全球范围来看，电力生产占到化石燃料使用总量的32%，占到与能源相关的CO2排放的41%。根据IEA数据，如果全球化石燃料发电都能达到现行最佳效率（按技术可行性估算），则每年可节能7.16亿～9.89亿吨标煤（501～692Mtoe），减排18亿～25亿吨CO2，其中潜力最大的当属燃煤发电（可节能5.12亿～7.16亿吨标煤，减排14亿～20亿吨CO2）。在我国，电力工业是国民经济的基础产业和主要能源行业，同时也是主要的能源资源消耗和污染物排放行业之一。根据《中国环境统计年鉴2010》数据，2009年电力部门煤炭消耗量占工业部门煤炭消耗总量的一半以上，二氧化硫排放量占全国排放总量的55%。“十一五”期间，我国电力行业节能减排取得了突出成就，大多数表现在以下几个方面：
一是电力结构一直在优化。依照国家能源局《2010年能源经济发展形势及2011年展望》数据，“十一五”期间我国累计关停小火电7210万千瓦，提前并超额完成“十一五”关停小火电机组5000万千瓦目标。全国在役火电机组中，30万千瓦及以上机组比重提高到70%以上，其中60万千瓦及以上机组占33%，全国在运百万千瓦超超临界火电机组达到33台，在建11台。截至2010年底，我国非化石能源电力装机比重合计占26.5%，比2009年提高1.1个百分点，累计发电量7862亿千瓦时，按发电煤耗折算约合2.63亿吨标准煤；二是节能效率不断的提高。2010年，全国60万千瓦及以上火电机组平均供电煤耗335g/kWh，比2009年下降5g/kWh，“十一五”期间累计下降超过35g/kWh，在2008年即提前两年实现“十一五”末供电煤耗目标（355g/kWh）。2010年，全国电网线个百分点，优于英国、加拿大、澳大利亚等国，全国平均线损总体处于同类资源与负荷密度条件国家中的领先水平；三是污染物排放控制成效显著。根据《2009年电力企业节能减排情况通报》统计数据，2009年，在全国火电发电量比2005年增长47.4%和电煤消耗增长41.9%的情况下，全国火电厂烟尘排放总量315万吨，比2005年下降45万吨。截至2009年底，安装脱硫装置的燃煤电厂总装机4.7亿千瓦，约占煤电机组的76%（美国2008年为41.5%）。全国电力二氧化硫排放量约为948万吨，提前一年达到“十一五”末电力SO2排放总量控制在1000万吨的目标，2009年全国SO2排放量比2005年下降334万吨，电力SO2排放量下降352万吨，即电力工业不仅完成了新增机组SO2减排任务，而且通过存量机组的减排承担了别的行业的总量指标。
但电力行业在节能减排中还存在着以下问题，最重要的包含节能减排潜力有待进一步挖掘，电力企业节能减排管理上的水准有待进一步提升，运用经济手段推动节能减排的作用有待进一步发挥，脱硫设施运行管理上的水准仍有待提升，烟气排放连续监测系统（CEMS）作用有待进一步发挥，脱硫石膏综合利用存在地区差异等。推进电力行业节能减排的途径主要有三种：一是制度或管理手段；二是技术创新；三是产业体系调整。目前，电力行业节能关键技术方法主要有四个方面：即现有电厂技术改造、洁净燃煤发电技术、热电联产和非化石能源发电技术。
通过现有电厂进行技术改造可推动我们国家节能减排步伐，具体来讲有如下几个发展趋势：一是加快燃煤小机组退役；二是通过监控、检修等技术设备的改进以及机、电、炉一体化控制技术和厂级自动化系统的推广，提高电厂自动化水平；三是通过风粉监测、完善吹灰及在线分析系统等减少锅炉漏风和凝汽器泄漏；四是对10万～30万千瓦汽轮机组高、中、低压缸通流部分等做改造，提高效率；五是采用转动机械电机变频改造等措施降低厂用电率；六是对火电机组利用等离子点火、少油点火、小油枪点火和低负荷稳燃等技术做改造，减少燃油的投用；六是推广火电节水技术，包括循环冷却水浓缩倍率达到4.5以上的处理技术及相关防腐技术、废水净化处理回用技术和城市生活垃圾污水再生水再利用的深度处理技术、更高浓度的水除灰技术、灰渣的干除（干输、干储）和综合利用技术、海水及苦咸水淡化技术、大型高效空冷技术、废水零排放技术、节水型发电系统和新型发电技术等。
洁净煤发电技术有利于提高发电效率、推动环保和利用多品质资源。先进的煤炭燃烧发电技术最重要的包含：超临界与超超临界燃煤发电技术，大容量、高参数循环流化床技术，整体煤气化联合循环及多联产技术等。
在材料、设计、制造和商业应用上已经很成熟，可用率与亚临界机组相当，发电效率42%～-47%。
目前，全世界已投运的超临界/超超临界发电机组约600台，其中美国约170台，日本和欧洲各约60台，俄罗斯及东欧国家约280台。
2010年底，全国在运百万千瓦超超临界火电机组达到33台，在建11台，运行数和在建数均是世界第一。
在材料工业发展的支持下，超超临界正朝着更大容量、更高压力和温度参数的技术方向发展，一些国家已经公布了发展下一代超超临界机组的计划，蒸汽初温将提高到700℃，再热蒸汽温度达到720℃，相应的压力将从目前的30 MPa左右提高到35-40 MPa，机组净热效率达到45%~50%。
阿尔斯通成功开发300MWCFB、完成600MW超临界CFB研发设计。福斯特惠勒能源工程公司研发了460MW超临界CFB，2009年6月完成性能测试，转入商运；现已完成600MW超临界CFB研发。
目前，我国已变成全球上CFB锅炉台数最多、总装机容量最大和发展速度最快的国家，但现有CFB技术仍处于亚临界参数水平，明显落后于发达国家。
容量扩大、提高燃烧效率、研制新型分离器及布置方式、控制N2O生成、向超临界/超超临界参数发展、应用新的防磨和耐火材料等。
将煤气化技术、煤气净化技术与高效联合循环发电技术相结合的先进动力系统。发电效率高。
我国华能天津IGCC电站示范工程将建设我国第一台250MW级IGCC发电机组，2009年正式开工，预计到2011年中期投入运行。除了燃气轮机外，所有的设计和设备制造全部由我国自主完成。
IGCC技术将朝着大容量、高效率、低排放、低造价的方向发展；实现不同循环、不同技术、不一样的产品有机结合的多联产，主要走势是实现电-热-液体燃料-民用煤气-煤化工产品等的多目标、多联产延伸和循环；在实现近零脱硫、脱硝的同时，实现CO2的近零排放和CO2的捕集、封存和再利用。
热电联产（CHP）具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益。热电联产可充分的利用电力生产的全部过程中损失的热量，全球火电站平均热效率为35%～37%，而CHP一般可达75%～80%，较之高出40%以上，节约能源的效果突出。从国外情况去看，截至2008年的统计，全球热电联产装机容量约为330 GW，占到电力装机总量的9%。欧洲的丹麦、芬兰、荷兰是领先国家，其中丹麦CHP装机容量占到电力装机容量的52%。从我国情况去看，至2007年底，我国60万千瓦及以上CHP装机容量9917万千瓦，占同期全国火电机组装机总量的17.9%。
从未来发展趋势来看，一是用热电联产集中供热为主的方式替代城市燃煤供热小锅炉，提高热电联产在供热中的比例，扩大集中供热范围；二是燃煤热电厂发展20万千瓦以上的大型CHP机组，城市附近的30万千瓦以下纯凝汽发电机组改为CHP机组三是鼓励建设热电冷联供机组；四是北方小城市和工业开发区工业生产用热建设背压式CHP机组热电厂；五是建设分布式CHP和热电冷联供机组；六是因地制宜建设低热值燃料和秸秆等综合利用CHP热电厂。
大力发展包括水能、核能、风能等在内的非化石能源发电技术是未来电力行业节能减排的重要措施。未来10年我国将致力于调整以煤为主的能源结构，增加清洁能源比重，使我国水电、核电、风电等非化石能源占一次能源消费总量的比重由目前的仅为8.3%，提高至2015年的11.4%，再到2020年实现我国向国际社会承诺的15%。
截至2009年底，全球水电装机达到980GW，发电量占到总电量的16%（2008年）。发达国家地区水电开发率很高，如欧洲水电开发率达到75%，北美达到69%。
截至2010年底，全国水电装机超过2.1亿千瓦，占电力总装机的22%。但中国水电开发率偏低，仅占技术可开发总量的32%、经济可开发总量的43%。
截至2010年底，全球30个国家共建有442座核电机组，装机总量375GW，发电量占到总电量的13%（2008年）。美国、法国、日本是主要的核电技术出口国。
截至2010年底，核电总装机达到1080万千瓦，核电在建机组28台3097万千瓦，在建规模世界第一。但我国核电装机比重仅为2%，远低于世界16%的平均水平。
核电发展确保安全高效，妥善解决乏燃料后处理和核废料安全处置问题，实现第三代核电技术全面自主化，加强第四代核能系统研究。
截至2010年底，全球风电装机总量达到194.4GW，发电量占到总电量的1%（2008年）。海上风能开发成为新的热点。单机容量不断增大，5 MW风力涡轮机已投入使用。
截至2009年底，全球太阳能并网光伏发电装机总量达到21GW，欧洲、日本、美国居于领先地位。
2010年风电新增并网装机1399万千瓦，累计并网装机3107万千瓦，装机规模仅次于美国，居全球第二，风机零部件质量和机组设计方面与先进国家仍存差距。截至2009年底，我国太阳能并网光伏发电装机总量达到0.4 GW。我国硅太阳电池产量占到世界总产量的一半，但存在着“两头在外”、“原料波动”、“竞争无序”等问题。
有序发展可再次生产的能源发电，解决可再次生产的能源发电的并网以及可再次生产的能源电源与电网之间的影响问题（如应用储能技术），提高关键核心技术自主化程度。
建设智能电网在客观上为调整、优化电力和能源结构提供了有利条件和机遇，并且可为电力企业提高运行效率及可靠性、减少相关成本。通过对电力生产、输配、用电所有的环节的优化管理，能节约电费、实现智能管理、具有更强的可靠性和使用效率、增加可再次生产的能源的使用、支持混合动力车的接入等。
从全球范围来看，20世纪80年代以来，属于当前智能电网范畴的一些技术如电子控制、数字化计量和监控开始得到应用。20世纪90年代中后期，人们将适应未来需要的现代化电网作为一个整体开始做全面系统的研究，一些电力公用事业机构在小范围内对电网做改造和升级，以获取实践经验，提高运营绩效。2008年全球经济危机后，世界各主要国家纷纷加大了智能电网建设的力度，并投入大量公共资金予以扶持，将其提升到国家能源、环境与经济可持续发展的策略的高度来全力推行。目前，国际电气和电子工程师协会（IEEE）、国际电工委员会（IEC）和美国国家标准与技术研究院（NIST）等组织机构已经或正在加紧制定与智能电网相关的国际标准。
我国国家电网公司以“坚强智能电网”为目标，提出了到2020年的三阶段发展规划，提出建设以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网。过去两年，国家电网全方面推进智能电网试点工程建设，全面启动了21类228项试点工程，制定了15项智能变电站标准，已经建成陕西750千伏、延安、江苏220千伏等8个智能变电站。加快技术标准制定和关键设备的研发应用，加强清洁能源发电并网技术探讨研究，提高电网优化配置能力，研发重点领域集中在智能化电力电子设备、智能化传感技术、可再次生产的能源并网、储能技术和分布式能源。（中科院文献情报中心武汉分馆供稿）
