我国电力行业节能关键技术发展现状来源：国家能源局能源节约和科技装备司编者按：近期，中科院文献情报中心武汉分馆对我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够达到现行最佳效率（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，主要体现在以下几个方面：一是电力结构不断优化。根据国家能源局《2010年能源经济形势及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；二是节能效率不断提升。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，全国电网线损率为6.49%，比2009年减少0.23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先进水平；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其他行业的总量指标。但电力行业在节能减排中还存在着以下问题，主要包括节能减排潜力有待进一步挖掘，电力企业节能减排管理水平有待进一步提高，运用经济手段推动节能减排的作用有待进一步发挥，脱硫设施运行管理水平仍有待提高，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；三是产业结构调整。目前，电力行业节能关键技术手段主要有四个方面：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。一、现有电厂技术改造通过现有电厂进行技术改造可推动我国节能减排步伐，具体来讲有如下几个发展方向：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、低压缸通流部分等进行改造，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进行改造，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、废水处理回用技术和城市生活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...