我国电力工业节能现状及展望

电力工业节能现状及展望

羲圄电芳重渡带舷堍状度展望

王志轩１，潘

荔，，王新雷ｚ，胡兆光２，熊幼京，，米建华４

１００７６１；

（１．中国电力企业联合会环保与资源节约部，北京１００７６１；２．国电动力经济研究中心，北京

３．国家电网公司生产运营部．北京

１０００３１：４．山西省电力公司，山西太原

０３０００１）

王志轩先生

摘要：简要介绍２０年来我国电源、电网及需求侧的节能成绩；分析节能的主要经验和存在的问题及我国与国外先进水平的差距和节能潜力；展望“十五”后３年、电力行业节能思路、重点技术领域及主要政策措施建议。关键词：电力；节能；现状；目标；对策建议

中图分类号：ＴＫ０１＋８

文献标识码：Ａ

文章编号：１００４—９６４９（２００３）０９一００３４—０９

“十一五”及２０２０年电力节能的目标；提出

０引言

到２０００年底，全国发电装机容量达到３．１９亿ｋＷ，其中水电０．７９３５亿ｋＷ，占２４．９％；火电２．３８亿ｋＷ，占７４．４％；核电０．０２ｌ０亿ｋＷ，占０．７％；风力、太阳能等新能源发电约０．００３３亿ｋｗ。全年发电

量达到１３６８５亿ｋＷ ｈ，其中水电

机组单机容量以３００ＭＷ为主流，国内目前最大的二滩水电站（３３０万ｋＷ）已建成投产，全世界规模最

力工业的发展对全社会节能的重要作用。

２００２年底，全国全口径装机容量达到３．５６亿ｋｗ，水电装机０．８６０７亿ｋＷ，火电装机２．６６亿ｋＷ，核电装机０．０４４７亿ｋＷ。２００２年全国发电量１６５４２亿ｋＷ ｈ，全年水电发电量为２７４６亿ｋＷ ｈ，火

电发电量为１３５２２亿ｋＷ ｈ，核电

大的水电站——三峡水电站也将

于今年开始发电；我国已掌握了６００ＭＷ火电机组和５００ｋＶ交直流输变电工程的设计、施工、调试及运行技术；具备了修筑２００ｍ级各类大坝和施工大型抽水蓄能电站的能力；各大电网的计算机监控调度系统进入实用化阶段，使电网运行初步实现了自动化、现代化管理；工程安装质量、工艺及机组投产移交水平大幅度提高。

２０００年，我国电力消耗能源占一次能源的比重为４１．７２％，比１９８０年提高了２１．１２个百分点；电力能源在终端能源消耗的比重为１１．２％，比１９８０年提高了６．３９个百分点。这２个比重的提高，使

１９８０～２０００年，ＧＤＰ由４５１７．８亿

发电量为２６５亿ｋＷ ｈ。

尽管我国电力工业取得了巨大的成就，但与可持续发展的要求和世界先进水平相比还有明显差距。分析研究电力工业节能现状，展望节能的目标、措施，对促进我国电力工业的可持续发展具有重要意义。

电力工业节能主要包括４个方面：一是结构调整，即在满足电力需求和经济发展的同时尽可能减少石油、煤炭等不可再生能源的使用；二是在提高发电环节效率的

同时减少电力生产过程中自身能

为２４３１．３４亿ｋＷ ｈ，占１７．７７％；

火电为１１０７９．３６亿ｋＷ ｈ，占

８０．９６％；核电为１６７．３７亿ｋｗ ｈ，占１．２２％。全国３５ｋＶ及以上线路长度７２．６万ｋｍ，其中２２０ｋＶ及以上输电线路１６．４万ｋｍ，５００ｋＶ输电线路２．７万ｋｍ；３５ｋＶ及以上变电设备容量９９６１２万ｋＶＡ，其ｋＶ及以上变电容量４１

万ｋＶＡ，５００ｋＶ变电容量９

中２２０

ｌ０４５

０００４００

万ｋＶＡ；５００ｋＶ直流线路长度

ｋｍ，额定换流容量１２０万ｋＷ。元增长到２８７７８．４亿元（以１９８０年的物价指数计），但单位ＧＤＰ所需能源（即能源强度）由１．３３ｋｇ／元

下降到０．４４ｋｇ／元，充分说明了电

到２０００年底，已建成和正在建设的１００万ｋＷ及以上的火电厂、水电站和核电站达８８座，火电

收稿日期：２００３—０７—０９

源消耗；三是减少电力输送过程的消耗；四是加强需求侧管理。

作者简介：王志轩（１９５５一）男，山西万荣人，工学硕士，高级工程师（教授级），中国电力企业联合会环保与资源节约部主任，从

事电力环境保护和资源节约方面的政策研究、宏观规划、技术咨询及行业管理工作。

Ｅ—ｍａｉｌ：ｗａｎｇｚｈｉｘｕａｎ＠ｃｅｃ．ｏｒｇ．ｃｎ

电力工业节能现状及展望

６００

ＭＷ机组为主，严格限制小火比，相当于２０００年火电当年节约１

电力行业节能现状及存在电机组（小凝汽式机组）的建设，标准煤６２００万ｔ。

的主要问题

加大关停小火电机组力度；对

（３）线损明显下降。１９８０年全

２００

ＭＷ机组进行以节能、降耗为

国线损率８．９３％，２０００年全国线损１．１

１９８０—２０００年电力行业节能

主要内容的技术改造；用高参数大率下降为７．８１％。表１列出了状况

容量机组更新高消耗、高污染的中１９８０～２０００年我国电力工业主要１．１．１主要成绩

低压参数老机组（简称“以大代经济技术指标的对比情况。（１）电源结构得到明显改善。水小”）等措施，在降低煤耗方面取得（４）需求侧管理效果初显。２０电得到快速发展。中国的水电装机了显著成效。发电标准煤耗年降低世纪９０年代初，需求侧管理容量已由１９８０年的２０３２万ｋＷ

率为０．６４３％，供电标准煤耗年降（ＤＳＭ）引入我国，在政府部门、电增加到２０００年的７９３５万ｋＷ，

低率为０．６６５％，供电煤耗２０年下力部门、科研、高校、社会团体的共增长了２９１％；发电量由１９８０年降了５６９，与１９８０年能耗指标相

同推动下，经过试点研究、工程示

的５８２亿ｋＷ ｈ增加到２０００年的２４３１亿ｋＷ ｈ，增长了３１８％。核电得到适当发展。核电装机容量从无到有，达到２１０万ｋＷ。积极开发新能源和可再生能源。到２０００发电量／亿ｋＷ．ｈ３

６８４．８２

ｌＯ６７８．８２年底，太阳能、风能、地热能、潮汐发电厂用电率，％

㈣觯坻

１３斜

６．２８

—０．１６能、生物质能等新能源和可再生能发电标准煤耗悖 （ｋｗ．ｈ）ｍＢ

３６３—５０源发电装机容量达到３３万ｋＷ。

供电标准煤耗儋 （ｋｗ ｈ）３９２

—５６（２）火电机组节能成绩突出。通线损率／％

懈蝴铝％７．８ｌ

—１．１２过发展大机组，新建机组以３００、

平均单机容量，万ｋｗ

｜妻

拍

５．４０

２．１４

陕西省宝鸡第二发电有限责任公司（装机容量４×３００ＭＷ）

电力工业节能现状及展望

范，在运用市场工具、采用激励机制鼓励高新节电技术产品的生产、开发和应用中积累了有益的经验。ＤＳＭ在用于移峰填谷、节能节电、能源替代等方面取得了初步效果。在过去１０年中，通过需求侧管理取得节电１３０４亿ｋＷ ｈ，移峰

（２）依靠科技进步促进节能工作是关键。科学技术发挥了重要的推动、先导与保证作用。我国已掌握了３００、６００ＭＷ火电机组的设计、施工、运行技术，其中燃用劣质煤的四角燃烧、汽轮机通流计算等技术达到国际先进水平；初步掌握已基本被淘汰。

（４）全社会的重视是需求侧管理取得成效的前提。过去１０年中，在政府倡导和采取行政及政策等多种手段的推动下，在电力公司、能源服务公司、科研单位及电力用户的积极参与下，特别是大中型工３８０万ｋＷ，削峰３６５０万ｋＷ，节

煤５８６０万ｔ的成绩。

（５）节能带来显著的环境效益。结构调整、节能降耗起到了保护资源与保护环境的共同作用，有效降低了火电厂烟尘、二氧化硫等污染物排放量，而且从根本上讲，也是减少二氧化碳排放的根本途径。

１．１．２主要经验

（１）正确的指导方针及节能管理的法制化、规范化是重要保证。１９８０年，中国政府将节能工作提到重要议事日程，确定了“能源开发与节约并重，近期把节能放在优先地位”的能源发展方针。１９９２年联合国环发大会后，中国政府研究制定了可持续发展战略。１９９４年３月公布了《中国２１世纪议程》，把节能作为可持续发展战略的重要组成部分。１９９６年３月八届全国人大四次会议通过的《国民经济和社会发展“九五”计划及２０１０年远景目标纲要》提出实行经济体制从传统计划经济向市场经济转变、经济增长方式从粗放型向集约型转变、实现经济和社会可持续发展的指导方针及“坚持资源开发与节约并举，把节约放在首位”的发展战略。１９９６年４月１日《电力法》颁布实施，１９９８年１月１日《节能法》开始实施并出台了一系列配套国务院的正确领导下，电力部门充了国际上先进的计算机分散控制业用户积极配合下，使中国绿色照的软硬件制造与整套设备的设计、明工程、提高电动机效率等的ＤＳＭ取得重要成效。

主辅机设备的现代化制造技术。我１．２“十五”节能状况分析及展望国已掌握了大电网的调度运行技１＿２．１“十五”前２年的进展分析

近３年我国电力工业基本情况和主要能耗指标见表２。

从表２可见，“十五”初期在电力工业快速增长的同时，发、供电标准煤耗、发电厂用电率、线损率稳步下降，说明此期间我国电力工业节能工作开局良好，为实现总体节能目标奠定了基础。

（３）电力结构调整和提高技术需求侧方面：２００１年我国ＧＤＰ为９５９３３亿元，全社会用电量电力工业大力发展水电，火电机组为１４６８２亿ｋｗ ｈ，单位ＧＤＰ电耗为０．１５３ｋＷ ｝ｌ／元，同比增长１．３％；２００２年我国ＧＤＰ达１０２３９８亿元，全社会用电量为１６３８６亿ｋＷ ｈ，单位ＧＤＰ电耗为０．１６ｋＷ ｈ／元，

同比增长４．５％。

２０年来，我国投入巨额资金１＿２．２“十五”后３年节能展望

表３列举了“九五”及“十五”前２年我国电力工业发电、供电煤耗情况，以便分析“十五”后３年的节能趋势。

“十五”后３年，随着“厂网分了巨大贡献。对变压器进行以降损开，竞价上网”的推动及电煤价格波动，发电企业节能降耗面临前所未有的巨大压力；随着改革力度加国特别是经济发达的省份和地区

大和现代企业制度的逐步建立，实

表２近３年我国电力工业基本情况和主要能耗指标

项目

２０００年

２００１年

２００２年

装机容量，万ｋＷ３１９３２．０９３３８４８．６９

３５６５７．００发电量，亿ｋＷ‘ ｈ１３

６８４．８２１４

８３８．５６

１６

５４２．００

发电厂用电率，％

６．２８６．２４６．１５

发电标准煤耗／ｇ （ｋＷ．ｈ）“３６３３５７３５６供电标准煤耗佞 （ｋｗ ｈ）。’３９２３８５３８３平均单机容量／万ｋＷ５．４０

５．５０５．３４

线损率／％

７．８ｌ

７．５５

７．４５

调试技术；掌握了实用的汽轮机等术；在输配电系统中由于采用新技术和新的管理方法，提高了安全经济运行水平和供电可靠性。在监控系统、配网自动化和电能质量控制技术等方面通过多年研究，新型的无功补偿装置、配网自动化系统、配电管理系统已在城市配电网和农村配电网中得到应用。

水平是根本性措施。２０年来，我国不断向高参数、大容量发展，努力关停小型纯凝汽式机组，高参数机组比例不断增大，供电煤耗逐年降低，水电机组比例呈不断增大趋势，对能源节约做出了巨大贡献。推动“以大代小”和“以煤代油”工作，对火电厂燃烧系统、控制系统等进行了大量适应现代化要求的改造，提高了机组技术水平，为降低供电煤耗，节约发电用燃油做出为目的的更新改造，积极推广采用低损耗变压器，高能耗变压器在全法规，使节能工作不断走向法制化管理的轨道。２０年来，在党中央、分认识到自己的社会责任，把节约能源、提高能效、减少环境污染作为企业持续、健康发展的内在动力，以“节能降耗，可持续发展”为主题，建立了一系列节能工作制度、规范，加大管理力度，使电力节能工作取得了很大成就。

电力工业节能现状及展望

表３近８年来我国电力工业煤耗情况

项目

１９９５年１９９６年１９９７年１９９８年１９９９年２０００年２００１年２００２年

部分在３０ＭＷ左右。（６）ＩＧＣＣ、ＰＦＢＣ、大型ＣＦＢＣ等洁净煤技术发展较慢，正处于对引进技术的消化吸收、建设示范工程阶段。（７）新能源、可再生能源发电技术及设备水平不高，国内企业在大型风电机组、太阳能发电设备的制造上几乎还是空白。（８）核电机组、水电机组技术水平低，一定程度上影响了电力结构调整的力度和进度。

在规划方法上：电源规划水平还无法完全适应发展的需求，尚缺乏将燃料运输与节约、环境保护、区域电力市场与电力平衡等因素纳入统一范畴的综合数学模型，一定程度降低了电源建设中节能工作并举的科学性。

在机组设计、制造、运行等技术水平上：（１）国产早期型３００ＭＷ机组因限于当时技术条件，其热经济性较差，锅炉效率为９０．５％，比引进型机组的锅炉效率低ｌ％；汽轮机保证热耗高达８３３８（ｋＷ－ｈ），比引进型汽轮机高２５７

ｋＪ／

现发电企业利润最大化也直接要求大力降低生产成本。在这种外在动因和内部需求的直接作用下，将促进电力工业节能工作，有可能完成供电煤耗年平均降低５ｇ的规划要求。在电网方面，规划的节能目标是到２００５年全国电网的线损率降低到６．８％，即全国电网线损率比２０００年要降低０．９个百分点，平均每年要降低０．１８个百分点。２０００年全国线损率为７．８ｌ％，２００２年全国线损率为７．４５％，比２０００年降低了０．２５个百分点，比“十五”规划的平均年度目标少了０．１１个百分点，完成“十五”规划的节能目标任务非常艰巨。

１．３存在的主要问题

一是对节能的认识不足，偏重节能工作的局部经济效益，轻社会和资源可持续利用的全局、综合效益；偏重增量发展，轻存量节约；在电力规划、建设、生产、使用全过程的节能重视程度不平衡，偏重发电侧节约、轻需求侧管理。二是法规配套性不够，尤其是节能优惠政策难以得到有效落实，如节能电价、节能投资政策不落实。三是电力节能体制和机制不健全，对电力节能缺乏有效的行业管理、监督、服务。四是由于历史原因和以上多种原因，造成我国电力装备和技术水平落后，装备和技术水平落后主要表现在以下方面。

１．３．１

括供热机组，５０ＭＷ及以下的供热机组约占火电装机容量的７％）。（２）发电设备技术参数相对落后，高效率的超临界压力机组只占２．７８％。全国火电机组中，亚临界压力及以上参数机组占４０．７％，高压、超高压参数机组占４３．０７％，中、低压参数机组占１６．２３％。（３）关停１００ＭＷ以下凝汽式小火电机组还有巨大困难，且尚有部分地区盲目投建小型机组，还有部分地区没有严格执行国家“以热定电”产业政策，建设的热电机组机型选择不尽合理，有些以热电为名目的小机组供电标准煤耗甚至高于６００ｇ／（ｋＷ ｈ）。（４）供热机组的容量比例与世界先进水平相比仍较低。２０００年底我国６ＭＷ及以上火电机组中，供热机组容量占１２．５７％。（５）燃气一蒸汽联合循环机组比例过低，我国单机容量６ＭＷ及以上燃机装机仅占火电总装机容量的２．３％，且机组容量偏小，大

ｋＪ／

（ｋＷ ｈ）。改进型３００ＭＷ机组的性能虽有所提高，但仍不如引进型机组，更不如性能较好的国外进口机组。国产２００ＭＷ机组在设计上存在问题较多，其中汽轮机通流部分效率低３．０％～７．５％，是这批机组

电源侧

在电源结构上：（１）大机组的比重仍然过小。２０００年全国６ＭＷ及以上的汽轮机组平均机组容量为６０ＭＷ。３００ＭＷ及以上机组占火电机组容量的３８％，而１００ＭＷ及以下的机组占２９－３％，５０ＭＷ及以下的纯凝汽式机组约占ｌｌ％（不包

西藏羊湖抽水蓄能电站

电力工业节能现状及展望

经济性差的主要原因之一，而在实际运行中，高、低压缸效率一般比设计值还要低。（２）从各电厂运行统计看，蒸汽参数达不到设计值的现象较普遍，其中再热汽温偏低现象尤为严重。１２５～３００ＭＷ机组的主蒸汽温度偏差有的达８～１７℃，再热蒸汽温度偏差有的达１０～３０℃，影响实际机组效率的水平。大机组凝汽器真空度设计值～般为９５％，而实际运行中多数机组都在９３％左右，个别机组只有９０％左右。（３）由于锅炉设计或燃料质量方面的原因，有些机组锅炉效率水平较低直接影响机组的煤耗水平。（４）有的机组主机或辅机可靠性差，频繁启停，最终造成全厂平均煤耗偏高。据估算，一台２００ＭＷ机组每启停一次所耗能源折合标准煤为１２０～１５０ｔ。（５）电力系统自动化水平较低。２０世纪９０年代，我国设计和投产的３００ＭＷ及以上机组，普遍开始采用ＤＣＳ（分散控制系统）作为监视和控制中心。但其硬件绝大多数都为国外品牌，国内企业在此领域尚处于起步阶段，尚不具备竞争能力。目前国产控制系统普遍对软件投入重视不足，使ＤＣＳ长期重复运行在低水平上。（６）管理工作跟不上所引起的运行工况差，汽水损失偏大（尤其是轴封漏汽、疏水阀门内漏等现象较突出）和保温结构散热损失超标等问题，导致机组长期运行热耗明显高于考核试验热耗。

１．３．２电网侧

制，国内部分电网的无功补偿设备的容量明显不足，且配置不合理导致电网的电压质量下降，功率因数降低使供电能力受限。线路损耗居高不下，既影响了供电企业的经济效益，也不利于降损节能。

（４）随着电网的发展应进一步简化电压等级，降低变电损耗。我国高压配电网包括３５

ｋＶ、６３ｋＶ、

得了一些成效，但还有巨大潜力，如目前国内电动机的能效标准刚刚颁布执行，社会上大量存在常规能效的电动机，这些电动机大部分未到更新置换期，因此，离全社会普遍采用高能效电动机还有一段较长的路要走。再如，节能灯的价格是白炽灯的几十倍，这样高的置换成本，使节能灯的推广使用也遇到了一次投资成本较高的问题。

１１０ｋＶ３个标准的电压等级。但一般城市的配电网采用１１０ｋＶ作为高压配电电压，东北地区采用６３ｋＶ作为高压配电电压，少数地区则是３５ｋＶ和１１０ｋＶ２种电压等级并存。

（５）由于线路走廊和变电站站点位置在一些经济发达地区越来越紧张，导致网架结构不合理、变电站的站点布局不足、位置不合理等问题的出现，不但降低了电网的供电质量和供电可靠性，而且也加大了电网的损耗和运行成本。（６）铝导线的电阻率是铜导线的１．５４倍。因此在输送同样电力的条件下，铝导线的损耗也是铜导线的１．５倍以上。经济发达国家的城市供电普遍采用大截面的铜芯电缆，电缆的导线截面通常在３００ｍｍ２以上，而我国大部分地区的供电线路普遍采用架空铝导线，架空导线的截面通常在２４０ｍｍ２或１８５ｍｍ２以下。在城市电缆线路中，除部分经济发达地区推广采用铜芯电缆外，大部分经济落后地区普遍采用的是铝芯电缆，且电缆的导线截面通常都在３００ｍｍ２或

２４０ｍｍ２以下。

２电力行业节能潜力分析

近１０年来，在国际范围内电力工业围绕进一步提高能源利用效率、降低污染，促进实现可持续发展，在许多技术领域取得了重大进步。如高效率燃气轮机技术正得到广泛应用，容量为４００ＭＷ等级，燃气温度为１４３０℃，效率达５８％的燃气一蒸汽联合循环机组已投入运行；在洁净煤发电技术研究开发与应用方面，已投运了多台

２００～３００

ＭＷ等级的ＩＧＣＣ（整体煤

气化联合循环）、ＰＦＢＣ（增压流化床联合循环）示范电站，３００ＭＷ等级的ＣＦＢＣ（循环流化床联合循环）电站在国际上已经成熟；大容量超临界、超超临界压力机组配置常规ＦＧＤ技术迅速发展，正逐步成为燃煤火力发电厂的主力机组；分散型电、热、冷三联供装置和大幅度提高电力用户终端效率的各种新技术、新装置的相继出现；自动化程度、可靠性和经济性能更高的输变电技术将成为发展的主流；新兴材料技术的发展和信息技术的发展将为电力系统的发展带来革命性的变化。综合比较，与国际先进水平的差距主要体现在：

（１）供电煤耗指标较国外先进水平高６０ｇ左右，相当于美国、英国２０世纪７０年代的水平。对３００ＭＷ等级容量，国产机组的供电煤耗比进口亚临界压力机组高４～１２＿ｇ／（ｋＷ ｈ），比进口超Ｉ临界压力机组高１５～２０∥（ｋＷ ｈ）；对６００Ｍｗ等级容量，国产机组的供电煤

（１）电网的网架结构仍较薄弱，抗御系统扰动的能力还有待加强。超高压线路还有较大的输电潜力。超高压输电线路比重偏低，农村电网基础设施相对落后。

（２）低损耗变压器在经济发达国家已被强制普遍使用，但在我国，高损耗变压器在部分地区仍占有相当大的比例，特别是在一些经济落后地区，高损耗配电变压器甚至占到变压器总数的８０％以上。

（３）由于受一次设备投资的限

（７）无功补偿总量不足，无功补偿设备的控制手段落后，与发达国家也存在较大差距。

１．３．３需求侧

能源转换总效率低，全社会电气化水平偏低。２０００年电能消费在终端能源消费中的比重为１１．２％，远低于１７％的世界平均水平；人均用电量１０６３ｋＷ ｈ，其中人均生活用电量仅为１３２ｋＷ ｈ。

虽然我国在实施ＤＳＭ方面取

电力工业节能现状及展望

耗比进口亚临界压力机组高２０～中电动机的耗电量又占企业总用电厂供电标准煤耗指标、线损指标２３∥（ｋＷ－ｈ），比进口超临界压力电量的６０％，如果将２０％应淘汰的作为规划重要指标。

机组高２８～３９∥（ｋＷ ｈ）。

电动机更换为高效电动机或采取“十一五”期间，电力结构将更各级容量机组的平均经济性变频技术，则每年可节约电量７００趋合理，电力工业市场化运作模式与先进水平机组经济性差距较亿ｋＷ ｈ以上。１９９７年主要产品单将趋于成熟，节能空间将有所降大。３００ＭＷ及以上容量国产和进耗比较情况见表４。

低。综合分析，建议供电煤耗指标口火电机组的平均供电煤耗与相年平均下降３∥（ｋＷ ｈ），到２０１０应先进水平机组间的差距达９～

３电力节能展望

年，火电机组年供电标准煤耗达到１４

ｇ／（ｋＷ ｈ），远大于达标机组与

３５２

ｇ／（ｋＷ ｈ），是发达国家２０世一流机组之间考核供电煤耗的差３．１

电力节能应坚持的原则和思路纪８０年代中期煤耗水平。

额［一般为３～５∥（ｋＷ ｈ），最高１０

坚持可持续发展战略，坚持２０２０年远景能耗目标建议：ｇ，（ｋＷ ｈ）１。

“资源开发与节约并举，把节约放

随着节能工作的不断深入，２０１０（２）输电线损率比国际先进电在首位”的指导方针，坚持依法节年后，常规节能技术对节能指标的力公司高２．０～２．５个百分点。能、政策引导，坚持节能与节水、节优化作用将逐渐弱化，但新技术（３）能源结构上，我国水能的地、节油、资源综合利用和提高经如超超临界压力机组的应用将得可开发装机容量为３．７８亿ｋＷ，居济效益协同发展。以企业为主体，到普及，新技术对节能降耗的贡世界首位；风能可开发利用的资源以市场为导向，以推动电力结构优献份额将得以增加。２０１０～２０２０十约２．５亿ｋＷ，地热资源远景储量化和技术升级为宗旨，以提高能源年间，我国电力工业供电煤耗按１３７１１亿ｔ标准煤，已探明储量为

效率为核心，以突出技术节能为重年平均降低３ｇ／（ｋＷ ｈ）考虑，到３

２８３．４亿ｔ标准煤（可供高温发电点，强化科学管理，建立与新型电２０２０年，６ＭＷ及以上机组的供电的约５８０万ｋＷ以上），在大力进

力体制相适应的电力节能管理体标准煤耗为３２２ｇ／（ｋＷ ｈ），达到本行电力结构调整，提高新能源、水系和运行机制，推进电力行业节能世纪初发达国家的平均水平。电力电比例方面大有潜力。

再上一个新台阶，力争在２０２０年行业综合能耗先进水平比较情况（４）我国目前主要终端用电设我国电力工业能耗水平达到发达见表５。

备的节电潜力约为１４１０亿ｋＷ ｈ，国家本世纪初水平。

如果有计划、有步骤地采用节电技３－２能耗指标建议

４重点技术领域建议

术，使用节电设备，对削减峰期用根据我国资源情况和电力工电负荷可收到事半功倍的效果。仅业现状分析，我国电力工业在长时４．１

电源侧

以企业电动机用电为例，我国工业间内将以煤电为主，因此，在进行（１）研究水电坝址勘探技术、用电约占总用电量的７０％左右，其

电力工业节能规划时，建议仍将火

高坝快速施工技术、抽水蓄能关键

表４

１９９７年主要产品单耗比较

序号项目国内平均

国际先进国内外差距／％

注：“国际先进”是居世界先进水平的国家的平均值。

电力工业节能现状及展望

灌与热储、设备防腐等技术难题；对ＬＮＧ发电的相关问题进行攻关，加速ＬＮＧ发电设备国产化问６００２９８３０５

题研究，为自主建设ＬＮＧ电站奠超临界

５００３０ｌ３１０

定基础。

３００

３１０

３２０（５）继续研究发电厂监控和优６００３０３

３２０～３３０８

化运行、状态检修技术，提高电厂５００

３０５

３２５生产自动化水平和管理现代化水３５０（３６０）

３１０

３２１

平。重点研究和推广机、电、炉一体亚临界

３００（３２０）

３１５

３３０～３３８４

化控制技术和厂级自动化系统；大凝汽式机组

２５０３２５３３７

力推广新型节能、节油技术如等离２００３３５３４５子无油点火技术。

２００

３３８

３６ｌ～３７２８

（６）进一步加大纯凝汽式小火超高压

１２５３６１～３６５４电机组的关停力度，继续实施“以１００

３８７～３９２４

大代小”提高单机容量水平。

４．２

高压

５０不符合政策者关停电网侧

２５

不符合政策者关停（１）加快建设大容量、远距离、中压５０及以下

不符合政策者关停

超高压交直流输电技术，加速实施空冷

３４８

全国电网的互联。重点研究电网规２００

亚临界再热３００划关键技术、大电网交直流联网技超高压再热

２００

同凝汽式机组

术、直流输电技术。抓好７５０ｋＶ和供热机组

高压１００特高压输电技术的研究和工程试超高压５０

４０７

点工作，包括高压和系统运行控制高压

５０

４４６

技术，为全国联网、更高一级电压输电网损耗

≤２．５％的选择和大型能源基地的长距离、电网调度

平均水能利用提高率≥３％大容量输电提供技术保障。城区１０ｋＶ线路平均供电半径≤２０００ｍ（２）研究和推广电力系统自动城区３８０Ｖ线路平均供电半径

≤２００ｍ化技术，提高电网运行的自动化水

供电

电网综合线损

≤５％

≤５％

平。重点研究适合于互联电网和电３５～“０ｋＶ系统全年平均地区功率因数

力市场环境下的调度自动化技术≥Ｏ．９５

ｌＯ

ｋＶ系统全年平均地区功率因数

≥Ｏ．９

和配电自动化技术。开发先进的５００ｋＶ变电站自动化系统。

注：。为进口机组与国产机组的数据。

（３）采用大截面的导线，在有技术、梯级水电站优化运行关键技锅炉的能力；争取在２００５年前建设条件的地区推广使用铜芯导线。

术，为合理开发水利资源、促进电３００～４００ＭＷ级ＩＧＣＣ示范电站，并（４）简化电压等级减少重复变力工业结构调整提供支持。重点发通过引进、吸收ＩＧＣＣ技术，力争在电容量（一般每减少一个变电层展５００ＭＷ以上大型混流式水轮ＩＧＣＣ机组的制造技术上形成突破，次，可减少有功损失１％～２％和无发电机组，加速发展３００ＭＷ级抽为自主发展ＩＧＣＣ打下基础；开始功损失１０％～１５％左右）。

水蓄能机组。

Ｐ２００型或Ｐ８００型ＰＦＢＣ中试电站（５）高压变电所进入城市或工（２）在技术引进的基础上，努力建设，开展关键技术研究，努力在建业中心。逐步把２２０ｋＶ（或１１０ｋＶ）开发６００ＭＷ及以上超临界、超超成第１代试验性机组的基础上发展电压直接引入负荷中心替代原有临界压力机组、大型空冷机组技第２代ＰＦＢＣ机组‘…。

的中间配电网以提高供电能力，保术，开发具有自主知识产权的（４）研究风力发电相关技术，证电压质量，增加供电可靠性，降ＤＣＳ，加强仿真系统的开发与应用。实现ＭＷ级大型风力发电机组的低线损。

（３）重点发展低污染、高效率的国产化；消化吸收国外先进技术，（６）采用低损耗变压器。

清洁燃烧技术，通过对引进技术的开展具有实用价值的大容量太阳（７）电网的无功补偿。通过无消化、吸收、攻关和创新，尽快形成能发电技术与设备的研究开发；开功功率补偿，提高负荷的功率因国内自行设计制造３００ＭｗＣＦＢＣ

发完善高温地热发电技术，研究回

数，减少发电机送出的无功功率和

４０

电力工业节能现状及展望

山东省邹县发电厂（装机容量２４００ＭＷ）

通过线路和变压器的无功功率。

（８）加强电网及其设备的经济运行。主要是无功功率的合理分布、合理确定环网的运行方式、合理调整网络的运行电压、针对不同的负荷水平和不同的气象条件优化计算出合理的运行电压、调整负荷曲线平衡三相负荷、变压器的经济运行等。

（９）加强用电管理和计量管理。４．３需求侧

制定相关法律法规，强制性全面推广采用高能效电动机，强制性全面推广采用节能灯，制定科学合理的分时电价政策，加快推行分时电价。

配套和修订有关标准、规范，建立健全与节能技术和加入世贸组织相适应的标准体系，包括：电力企业合理用能评价系列标准，电力设备的经济运行系列标准，电力节能监测系列标准，电力行业基础管理标准等。根据《清洁生产促进法》的要求，研究制定电力清洁生产指标（节能指标是重要指标）评价体系及实施办法、电力清洁生产审计指南等，开展创建清洁生产企业活动，使节能工作与节水、节油、综合利用互动式发展。

５．２积极出台优惠政策

《节能法》中明确要求“国家应制订优惠政策，对节能示范工程和节能推广项目给予支持”。要积极出台反映节能成本和供需关系的电价政策、能源税收优惠政策和发电上网的鼓励政策；建立风险投资机制，发展社会风险投资机构，支持电力节能高新技术企业在证券市场融资；对量大面广的电力节能项目给予贴息贷款、低息贷款以及

增发国债支持等方式；对电力节能示范项目的进口设备，要给予关税减免等优惠政策，对节能产品，应研究给予税收减免等支持措施；对于能源消耗高的电力设备继续强制实施高耗能产品淘汰的政策。５．３积极推广节能示范工程的成

果。继续加强示范工程建设强制要求新建的６００ＭＷ机组必须是超临界压力机组，部分机组为超超临界压力机组；在水源缺乏地区采用空气冷却技术。积极推广先进节能技术，如变频调速、机组的完善化改造、等离子点火装置、热电联产、煤矸石发电等项目。继续做好３００Ｍｗ或４００ＭＷ等级ＩＧＣＣ电站、１００～３００ＭＷ等级ＣＦＢＣ电站、３００ＭＷ天然气燃气～蒸汽联合循环电力工程、可控串联补偿技术、农村电网自动化建设工程、中低压配电网的建设改造等试点工程。在“十五”试点成功的基础上，逐步推进高电压、大容量无功

补偿装置；紧凑型、智能化变电站

５主要政策措施建议

５．１

加强依法节能，完善配套规定国家要在《节能法》的框架下，制定电力节能条例，通过法规确定和细化市场主导、企业主体、行业自律、政府宏观调控地位和作用。

电力工业节能现状及展望

工业试验；西北７５０ｋＶ输电线路实验工程；背靠背直流联网工程；低氮燃烧技术试验工程；尾部烟气脱氮试验工程。继续实施风电设备国产化示范工程，支持风力发电设备制造企业开发生产具有自主知识产权的风力发电设备。

５．４建立并完善适应市场经济

要求的、推动电力节能的新机制

我国电力体制进行了重大改革，使电力节能工作面临着在新体制重新建立新机制的问题。预计在“十一五”期间，政府宏观调控、企业自主经营、行业协会自律的新体制将逐步发挥作用；市场的作用将越来越大；要建立并完善适应市场经济要求的电力节能新机制。由于节能在很大程度上是社会和综合效益，因此政府必须继续加强必要的监管，同时，充分发挥行业协会和企业的作用。采用合同能源管理的技术服务机制、综合资源规划和需求侧管理方法、企业自愿协议等多种方式实现节能目标。在行业内根据不同类别、不同等级电力设备、产品能效标准，按国家有关管理办法要求，进行相应的节能产品行业认证及推荐，关键产品采用准入制，以适应市场经济要求，规范电力节能产品市场，为企业创造良好的竞争环境。

５．５加强政策研究和软科学研究

提高电源规划水平，指导促进科技成果转化，为电力节能事业的

发展提供技术和理论支撑。在“厂网分开、竞价上网”刚刚启动之际，亟需对有关节能政策进行研究，如电力系统经济调度模式；小型微燃机系统的建设条件和上网规则；热电联产机组建设条件；新能源电价定价模式；高效燃烧技术经济、能源产业政策；发电厂竞价系统、报价策略研究；积极开展促进电力工业设备国产化技术经济分析和相关政策研究等。

术市场

电力行业建立以企业为主体的节能创新体系，加大科技投入力度，调整改革科研布局，建立开放、竞争、协作的技术创新机制，推进“产学研”联合，对有关电力工业装备水平和节能成果的重大技术、关键技术、共性技术组织联合攻关，重视节能科研成果的商业化，促进节能科技成果产业化建设，培育和发展节能技术市场，促进节能新技术、新工艺、新产品、新设备的推广应用。

５＿７加强节能信息化及宣传、教

育和培训以信息化带动工业化也是电力节能工作的基本要求，加快建立电力节能信息和情报网络系统，丰富信息资源，搞好信息交流，加强节能的教育和培训，为企业提供先进的技术与管理信息。

５．８广泛开展国际交流与合作

积极利用全球环境基金、世界

银行、联合国开发计划署和亚洲开发银行等国际组织和有关国家政府的资金和技术，加快推进电力节能工作。我国已核准《京都议定书》，为实施“清洁发展机制（ＣＤＭ）”奠定了良好基础和创造了重要条件，电力节能领域是实施ＣＤＭ减排二氧化碳的重要领域之一，要积极利用ＣＤＭ，争取国际上的资金推动我国的电力节能工作。

５．６鼓励科技创新，培育节能技参考文献：

［１］国家电力公司发输电运营部．电力企业

创一流与国际一流规定汇编（２００２年版）［Ｍ］．北京：中国电力出版社，２００３．［２］刘显法，吕文斌．借鉴外国成功经验加快

建立我国适应市场经济要求的节能新机

制［Ｊ］冲国能源，２００２，（７，８）：１３．

［３］郭培章．中国工业可持续发展研究［Ｍ］．

北京：经济科学出版社，２００２．

［４］黄毅诚．余热发电［Ｍ］．北京：中国电力出

版社，２００３．

［５］世界能源理事会中国国家委员会．面向

２１世纪的世界能源［Ｍ］．北京：原子能出版社，２００１．［６］

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［Ｊ］．Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ＆Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ，２００ｌ，（１２）：

３４—４０．

［７］李敬如，胡兆光，韩信阳．电力企业采用清

洁发展机制的效益分析［Ｊ］．国际电力，

２００３，７（３）：１１—１３．

（责任编辑子禾）

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４．ＳｈａｎｘｉＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｍｐａｎｙ，Ｔａｉｙｕａｎ

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４２ｌ

电力工业节能现状及展望

我国电力工业节能现状及展望

作者：作者单位：

王志轩， 潘荔， 王新雷， 胡兆光， 熊幼京， 米建华

王志轩,潘荔(中国电力企业联合会 环保与资源节约部,北京,100761)， 王新雷,胡兆光(国电动力经济研究中心,北京,100761)， 熊幼京(国家电网公司,生产运营部,北京,100031)，米建华(山西省电力公司,山西,太原,030001)中国电力

ELECTRIC POWER2003，36(9)11次

刊名：英文刊名：年，卷(期)：被引用次数：

参考文献(7条)

1.国家电力公司发输电运营部 电力企业创一流与国际一流规定汇编 2003

2.刘显法.吕文斌 借鉴外国成功经验加快建立我国适应市场经济要求的节能新机制[期刊论文]-中国能源 2002(07)3.郭培章 中国工业可持续发展研究 20024.黄毅诚 余热发电 2003

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6.Hu Zhaoguang China takes a giant stepChina's initiative combines technology and pricing options toimpact consumer behavior 2001(12)

7.李敬如.胡兆光.韩信阳 电力企业采用清洁发展机制的效益分析[期刊论文]-国际电力 2003(03)

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本文对国外电力公司开展客户节能服务情况进行了系统分析,并在此基础上,以加强国内电力客户节能工作,为客户提供全方位、多层次的客户节能服务,满足客户的高层次需求为立足点,总结了国外经验对我国电力客户节能工作的有益启示.

2.会议论文 韩立 电力节能中的科学方法和政策 2007

作为电力节能的研究，本文从科学的角度探讨了电能在产生、输运和使用过程中，特别是在电能使用终端开展节能可行性方法，并对其中的几个重要的节能方法进行了详细描述，如电机的变频调速、储能技术和峰谷调节、照明节能等。这些结果显示在新技术研究和推广等方面，电力节能还有巨大的潜力。

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自动发电控制（AGC）作为电力系统控制中成熟的控制技术，已广泛应用于电力系统中，论述了AGC的相关理论包括AGC系统构成、区域控制策略配合、评价标准、容量需求预测等。在电力市场环境下，AGC作为一项重要的辅助服务，发电公司不再免费提供该服务，因此，需要建立相应的考核、补偿体系来对AGC服务进行管理。论述了我国各区域电网对机组AGC性能考核和以及对提供服务的机能进行补偿的办法，并且以南方电网补偿办法为例进行了AGC辅助服务补偿费用计算。<br>　　

南方电网采用了北美电力可靠性公司（NERC）提出的控制性能标准（CPS）考核办法对省（区）AGC性能进行考核，并制定了相应的经济考核措施，以此为基础，在CPS考核公式中加入一个容量系数，将CPS考核应用于对AGC机组性能的考核，建立了考虑区域CPS合格率的机组AGC运行性能考核办法，在实际运行中得到了良好的效果。<br>　　

最后，对论文的工作进行了总结与展望。<br>

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1.林锐 低碳经济对我国电力企业的影响及应对[期刊论文]-电力与电工 2010(1)2.康重庆.陈启鑫.夏清 低碳电力技术的研究展望[期刊论文]-电网技术 2009(2)

3.费伟东 现代控制理论在电厂中央空调系统中的应用研究[期刊论文]-自动化技术与应用 2008(1)4.杨俊保.刘雅娟 上海产业电力使用效能的比较分析[期刊论文]-华东电力 2006(4)5.王晓静 电厂卧式循环水泵蜗壳的设计改造及节能研究[学位论文]硕士 20066.徐君 赤峰热电新厂生产运作管理优化研究[学位论文]硕士 2006

7.机组运行经济性在线监测与分析系统研究与开发[期刊论文]-东北电力技术 2005(10)8.姜炳高 华能长兴电厂燃料采购与供应商关系管理研究[学位论文]硕士 2005

9.刘建勋.严俊杰 齐鲁石化热电厂计算机在线经济性诊断与分析系统[期刊论文]-山东电力技术 2004(2)10.肖汉才.周臻 超临界机组和超超临界机组的优势及在我国大力发展的广阔前景[期刊论文]-电站系统工程2004(5)

11.覃志平 10KV用户变电站远程自动监控系统[学位论文]硕士 2004

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