火力发电机组节能降耗研究论文（合集5篇）

第一篇：火力发电机组节能降耗研究论文

【摘要】随着我国社会经济的成熟化发展，节能降耗成为衡量企业经营能力的一个重要主题。电力企业的经营也处于从粗放型向集约型方向转变。笔者结合自己多年的工作经验以300MW火力发电机组为例谈谈节能降耗的方法。

【关键词】火力发电厂；发电机组；节能降耗

如今，节约能源是我国既定的一项重要的基本国策，大到企业团体、小到个人都在身体力行降低我国能源的消耗。火力发电厂所需的能源大部分都是不可再生能源，而是能源消耗量非常大，但是火力发电厂仍然是我国发电的主力军，采取措施降低能源消耗是火力发电厂和国家可持续发展的重要改善途径。电力系统是火力发电厂的主要三大系统之一，火力发电机是电力系统的主要动力，火力发电厂的分类就是按照其装机容量分类的，即火力发电机组的容量而定，100MW以下的装机容量就属于小容量发电厂，100~250MW的属于中容量发电厂，250~1000MW的就属于大中容量发电厂，1000MW以上的则为大容量发电厂。300MW的发电机组的锅炉容量即每小时产生的蒸汽量为1025吨，锅炉出口过热蒸汽压力为16.8Pa。运用300MW的火力发电机的发电厂就属于大中容量发电厂，其发电厂规模就比较可观。

1火力发电机组节能降耗的意义

节能降耗是促进我国可持续发展、支持环保事业的重要举措。众所周知，我国虽然能源资源较为丰富，但我国人口较多，人均资源比较少。电力工业的能源消耗不可小觑。如今，我国的火力发电厂依然是以煤炭资源作为燃料支持电力建设，火力发电厂的动力设备繁多，其发电机组控制操作复杂，而且发电厂的用电量和工作人员都比较多，运行费用也比较多。根据相关数据显示，我国发电厂的能源利用率即将燃料转化为电力只占到80%，我国每年用于发电的能源消耗所占比例比较大，能源利用率较低。从发电机组出发采取措施节能降耗是能提高能源利用率，降低废弃物排放，积极响应国家建设环保事业、走可持续发展道路的重要举措。发电机节能降耗是提高火力发电厂经济效益、降低生产成本的最佳途径之一。我国电力行业发展已有一段时间，已经具有一定规模，但仍然有将近75%的电力由火力发电来提供。如今，我国大部分火力发电厂仍使用容量较小的发电设备，参数较低。火力火电厂的运行费用最主要的部分为燃料费，如果能采用高效率低排放的运行方式减少燃料消耗、提高能源的使用价值是对于为火电厂节省成本投资、提升经济效益是非常有意义的，总而言之，降低发电机组的能源消耗既是国家发展的需要，也是电力公司长期稳定发展的需要。

2300ＭW火力发电机组节能降耗方法

火力发电机是将机械能转化为电能的电机，主要由转子、定子和励磁机等励磁系统和变压器、发电机冷却装置组成，其工作原理是由永磁机发出高频电流流经励磁盘整流，再经过总励磁机送到发电机的转子，当发电机的转子通过旋转带动其定子线圈感应出电流，电流通过发电机出线分两路输送，分别送到厂用电变压器和SF6高压断路器最后到达电网。发电厂的主要经济技术指标参数有:汽轮机发电组的汽耗率、汽轮发电机机组的热号率、发电厂的总效率、发电煤耗率和厂用电率以及供电标注煤耗率。由经济技术指标可看出，汽轮发电机组的汽耗率和热耗率是衡量发电厂得重要指标。所以，我们节能降耗的方法也从降低上述指标入手采取措施。

2.1改造发电机组

降低凝结水泵的扬程可以起到节约水资源的作用。如果凝结水泵的扬程比实际需要的扬程大，就会使运行状态处于额定负荷时除氧器上水调节阀的开度变小，水流造成的损失就比较大。采用变频技术和改变转子的定性。变频技术对工作人员的技术水平要求较高，而且牵涉的问题较多，成本也比较高，一般的火电厂实施起来会比较困难，所以我们最好选择扬程参数较低且符合实际运行需要的凝结水泵，还可以根据情况去掉凝结水泵末级叶轮来降低扬程，减少水流损失。发电厂可以在运作过程中改善发电机组，比如，在机组的输水管道上加装温度测点，如果阀门内漏工作人员可以及时发现并且进行补救，控制工质热损失。对除氧器和排氧门进行合理调整，安排专人定期检查汽机房顶的空排气门，以防出现安全门不严热量发散造成能源浪费的现象。最后，降低凝汽器端差，将温水和输水温度等相关参数都控制在正常范围以内，从而提高给水温度和回热效率。发电机组的参数是发电厂的能源消耗量高的一个重要原因。一般情况下，容量大的机组的相对内效率和绝对电效率也会较大，热耗率就会很低。火电机组的循环效率与主蒸汽压力和主蒸气温度有关。主蒸气温度和压力越高，其效率会越高。随着主蒸汽压力和温度降低，主蒸汽的有效焓也会随之降低，在蒸汽流量不变的情况下，发电效率就会降低。但是，这也并不意味着蒸气温度越高越好，蒸气温度太高，材料蠕变的速度将加快，管道的压力和蒸汽湿度会加大而汽轮机末级叶片也会加速腐蚀。降低电力推动过程中的电力损耗也能起到节能减耗的作用，一般我们会采取改变转差率调速和变极调速来降低电力推动带来的损耗。我们在改变转子会回路电阻调速时，可以将消耗功率大的调节电阻在转子回路的过程中接进附加电势。而进行变极调速工作是通过电动机绕组的差异性接法，得到不同的极对数来得到具有差异性的转速，可以达到很高的节能效果。送风机的出力高低存在差异，如果出力偏低，风量偏小，机组处于高负荷工作状态时，锅炉的含氧量就会低于设计值，燃烧效果不理想而且飞灰、炉渣等排放物的含碳量偏高，锅炉的效率偏低。我们可以改造送风机或者更换送风机的叶片，提高风量，满足高负荷工作状态时的需氧量，就可降低不完全燃烧引起的损失，节约燃煤的消耗量。

2.2提高主气温

在给锅炉内添加水时，由于给水量的增加导致蒸发量减小，蒸汽的流量随之下降，单位质量的蒸汽的吸热量也随之增加，而使主气温升高，主气温过高会使循环热效率效率下降，机组温度损失大。而再气温度和主气温度都比较高的情况下，性降低上层的给粉量，适量增加低层的给粉量；然后通过燃烧调整手段来降低火焰的中心位置。以达到调节再气温度.主气温度，大幅度降低锅炉排烟温度的作用。燃烧调整手段有二次风配比调整和燃烧器投运方式调整等方法。

2.3优化运行

厂用电率和供电煤耗是检验发电厂经济指标的重要参数。加强设备管理、优化机组的启动和停止时间也是节能降耗的重要方法。电力企业要制定一套完备全面的管理体系，严格规定发电厂开始工作和结束设备工作的时间，明确各个环节节能降耗工作的专属管理人员，对于不同状态下机器的运行选择和所处状态做出合理的规划，加强对工作人员行为的监督。定期对电器系统内的设备健康状况及运行方式进行检查试验，查清楚设备的缺陷、系统漏点和不合理的运行方式，对于系统设备的缺陷和遗漏之处要加以纠正、优化和维修，对于不合理的运行方式要及时调节规划。首先，调整运行方式。经过专业人员的测试，在不影响供电需求和安全的情况下，减少不合理运行辅机的数量，最好减少避免无计划的停机，启动过程中对各辅机的运行方式合理安排，根据所需电量和锅炉内水的实际情况合理安排辅机工作，减少不必要的辅机工作长期运行带来的能源消耗。在电厂的负荷发生变动时根据各机组最佳负荷分配方式进行机组出力的增减调度。优化低负荷工况的下滑参数试验，确定最佳的住汽压力和循环水泵的运行方式。风机的优化运行需要我们对不同负荷下风机的运行方式进行对比分析，比如，对高速运行、低速运行和单侧运行的经济性进行分析，选择最合适最节省能耗的风机合理运行方式，以达到降低发电机组的厂用电率。机组滑参数的优化则需要设计分别在不同负荷的情况下，进行“按阀点寻优”和“按主汽压力寻优”两种类型的滑参数试验。再运用相关专业知识计算出各种不同主汽压力机组的热焊率等指标，再通过分析比较得到发电机组在不同的工况下最佳的负荷。对机组的滑参数进行优化，发电厂运行按照最佳负荷进行燃料投放，既节省了燃料能源又保证了发电系统设备的使用寿命。其次，在锅炉的负荷发生的变化比较大时，要确保主气温和再气温达到机组的额定值。如果蒸气温度波动比较大、锅炉的负荷变化也比较大，我们应将减温水的流量参数控制得当，减温水不能在低温时段投入。

3小结

节能降耗的实现必须在保证机组安全稳定运行的基础上进行，决不能片面追求节省能源降低能耗影响机组运行的安全。电力公司作为主要的能源使用者之一，有责任、有信心从改造发电机、优化系统运行和加强管理方面降低发电机的能源消耗，节能减耗，促进我国可持续经济的发展。

参考文献

[1]李明芳,熊武.300MW机组启动节能降耗[J].江西电力,2011(2):66.[2]张升.300MW机组节能探讨[J].科技创新与应用,2013(12):87-88.[3]何燕,马宝军.300MW机组节能降耗优化运行[J].新疆电力技术,20011(1):77

第二篇：1000MW火力发电机组#3锅炉吹管总结

发电运行部 工作总结

吹管期间炉侧主要注意事项与总结

编号：

发电运行部 编 2016年04月06日

从3月22号的试点火，到4月4号吹管的结束，期间锅炉完成了点火，冷态清洗和热态清洗的过程。自己很荣幸在这个阶段学习了锅炉的点火和吹管等整套启动时候注意事项，也明白了风烟系统启动流程和部分参数，制粉系统的启动流程和部分逻辑。以下是个人的总结，重点对风烟系统的启动顺序和启动就地重点检查进行总结，不足之处，请多多包涵，多多指教。

一． 前期主要注意事项 1． 确认炉侧消防水系统已经投用正常，处于良好备用状态。2． 确认机组排水槽无水位高报警，废水提升泵处于良好备用状态。

3． 点火前要求检查所有炉侧各个液压润滑油站，确认油站油质已全部合格，油位满足要求。

4． 在风机启动之前（特别是引风机的启动），确认启备变电压稳定、6KV3A/B/C母线电压高于6.4KV，各400V电压不低。

5． 联系脱硫，确认脱硫氧化风机和脱硫塔有效隔离，通知无关人员撤离。6． 电除尘系统在点火前12h投入灰斗加热器，8h小时投入灰斗气化风装置。7． 吹管期间，空压机系统运行3台，保证仪用和除灰的气源充足。

8． 点火前2小时投运输灰系统，阴阳级振打和瓷套投自动，确认除灰压缩空气压力大于0.65MPa。

9． 捞渣机系统在风机启动前8小时投入运行正常，注意钢带无打滑现象，并且捞渣机系统所有的观察孔都处于关闭状态。10． 石子煤系统运行正常，保证石子煤顺利排放。11． 在锅炉点火前要确认相关厂家已经就位。

12． 上水期间，注意锅炉膨胀指示的变化，并做好记录。发电运行部 工作总结

13． 检查原煤仓煤位高度，吹管期间注意联系煤场做好及时补充煤量准备。14． 确认炉侧所有电机电源都处于热备用状态，备用电源处于良好备用状态。15． BCP泵注水完成，水质合格，电机冷却水流量正常。二． 风烟系统的启动

1． 在风烟系统启动时，值内另外同事负责电除尘，输送系统等投运。2． 风烟系统的启动，首先是3A空预器系统的启动，就地检查完毕无误后，和盘上进行沟通汇报，在启动空预器主电机前，将投运减速箱油泵。将3A空预器投运后，同样的检查和启动方法再投运3B空预器。

3． 3A引风机的启动，就地检查引风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查引风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，在启动引风机时，要建立空气通道，需要就地另外一侧送风机动叶开度≥50%，所有二次风门开度≥80%，就地确认送风机出口电动门开，吹管期间的启动方式为顺控启动引风机，引风机进口出口的电动门开与另外一侧的送风机出口门形成AB空气通道建立。盘上启动引风机之后，就地确认引风机运行正常后，汇报盘上。

4． 3A引风机启动完毕后，就地检查送风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查送风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，顺控启动送风机。盘上启动引风机之后，就地确认送风机运行正常后，汇报盘上。

5． 此后盘上进行引风机动叶的调节，将动叶开度调至3%，后根据炉膛负压调节送风机动叶开度，维持炉膛负压-50——-150Pa，就地观察到引风机动叶最终开度30%左右，送风机动叶开度35%左右。

6． 同理重点就地检查3B引风机和3B送风机，启动后调节动叶维持炉膛负压-50 发电运行部 工作总结

——-150Pa，盘上调节总风量1300t/h。

7． 启动火检冷却风机，就地检查无误后，汇报盘上。启动之后就地检查电流大小，风机出口母管的压力6KPa,振动声音温度无异常后汇报盘上。8． 此后盘上对锅炉进行吹扫5分钟，盘上打开3A磨煤机出口快关门和冷热一次风门。

9． 投运3A暖风器。就地打开暖风器的疏水门（3A暖风器下方，）对炉侧暖风器管道暖管疏水后，将辅汽至锅炉房用汽总门（17米）全开，盘上打开辅汽至暖风器电动调阀进行暖管操作。

10． 启动3A一次风机，就地检查一次风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查送风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，顺控启动一次风机，盘上调节动叶开度使得风量＞80t/h，后启动3A密封风机。三． 制粉系统

1.等离子拉弧，就地上到17米平台，检查等离子冷却水泵运行正常，出口压力0.8MPa，检查等离子无误后，就地位置从锅炉A1,A2,A3,A6,A7,A8,A5,A4进行等离子拉弧，无异常后前往0米3A磨煤机。

2.磨煤机的启动，就地检查磨煤机液压油压力≥6MPa，润滑油压力≥0.13MPa，正常高速油泵出口压力为0.4MPa，就地确认磨辊3个都抬起，检查其他项无异常后，配合盘上启动，运行无异常后，此时通过热一次风进行暖磨。前往给17米平台3A煤机检查。

3.给煤机检查无误后汇报盘上，盘上启动后，就地通过观察，观察窗无堵煤现象，皮带无跑偏打滑现象，指示面板无报警等现象。

4.磨煤机出口温度稳定在60——75℃时，磨煤机下磨辊，就地观察磨煤机振动情况。前几次试点火，磨煤机振动过大，调整后，已经无振动大原因。此时已经完成点火，吹管期间给煤量40t/h，控制给水流量900——1100t/h。四.总结 发电运行部 工作总结

吹管期间，本人曾多次独立完成空预器，引风机，送风机，一次风机，密封风机，冷却风，等离子的拉弧，磨煤机，给煤机的启动，空压机，BCP泵，废水提升泵，电除尘等系统与设备的启动与停运，也操作过许多切泵，并泵，切滤网，风机的切换，冷油器切换等操作，虽然学了很多，但是对锅炉的一些逻辑与一些参数还不是特别清楚，特别是盘上在操作，但是只知其一不知其二，了解的大致方面，但是对具体的操作流程还不是特别清楚。

最后，自己很幸运能伴随二期的调试，在调试中不断成长，希望能在168运行期间，与今后的正常运行中学到更多的知识，能独当一面。以上是个人在吹管期间学到的一些内容，不足之处请指正！

运行二期一值：XXX

2016.4.6

第三篇：关于风力发电机组元件的研究

关于风力发电机组元件的研究、应用及改进 因为环保问题的日益突出，能源供应的渐趋紧张，而且风力发电是新能源中技术最成熟的、最具规模开发条件和商业化发展前景的发电方式,目前其发电成本已接近常规发电方式。所以风力发电作为一种清洁的可再生能源的发电方式，已越来越受到世界各国人民的欢迎和重视。中国的风能资源十分丰富。目前,我国的并网型风机主要由国外厂家提供的,大型风机也只能依赖进口或者与外商合作生产。在风机制造水平上,我国生产的最大风电机组功率为千瓦级别,国际主流机型兆瓦级风电设备在我国还处于研发阶段。但可以预计,随着兆瓦级风电设备的国产化和成功应用推广,中国即将成为世界风电发展最令人瞩目的国家之一。

现在风力发电机组使用的大部分都是双馈异步发电机，此发电机的转子电气系统是由集电环与碳刷组成的换向器而实现的，由于接地碳刷的磨损没有监控或报警系统而使得接地碳刷的过渡磨损而导致集电环损坏。经过现场观察和研究发现：磨损的集电环基本都是ABC三相集电环轻微磨损，但接地侧集电环已经磨损严重不得不更换整个集电环装置，导致集电环的过渡报废，增大了风电机的检修维护费用和风电机的可利用率。如果能有效监控或者控制接地碳刷的过渡磨损而损坏集电环装置，现在行业内的解决办法是：研究更耐磨更好性能的接地碳刷，经过大量研究发现，虽然接地碳刷的性能有了很大的提高，但是不能解决集电环过渡磨损的根本性问题，由于接地碳刷在磨损范围内时对集电环的磨损程度是很小的，但是如果接地碳刷过渡磨

损，导致碳刷连接导线的铜丝暴露出来后与集电环产生摩擦，这样就会使得集电环快速磨损，这样会在短时间内使得集电环磨损严重。为了控制接地碳刷连接导线铜丝不摩擦集电环，应该在碳刷未磨损到连接铜丝高度时产生接地保护信号，提示维护人员更换接地碳刷。为此特研究这种带有磨损极限保护报警的接地碳刷，原理图如下：

同时，风力发电又是新能源发电技术中最成熟和最具规模开发条件的发电方式之

一。因此，近几年来，中国的风力发电事业也得到了很快的发展。

1中国的风能资源

风能资源是由于地球表面大气流动形成的一种动能资源，因此一般说来，其特点是靠近地面的风速越低，风能就越小；而离地面越高风速越大，其风能也越大，因而在估算风能资源时，离地高度是关键因素之一。本文以离地10m高的风

能估算。

由于中国幅员辽阔，海岸线长，拥有丰富的风能资源，但地形条件复杂，因此风能资源的分布并不均匀。据中国气象科学研究院对全国900多个气象站测算，陆地风能资源的理论储量为32.26亿kw，可开发的风能资源储量为2.53亿kw，主要集中在北部地区，包括内蒙古、甘肃、新疆、黑龙江、吉林、辽宁、青海、西藏，以及河北等省、区。风能资源丰富的沿海及其岛屿，其可开发量约为10亿kw，主要分布在辽宁、河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省、市、区。但北部地区这些省、区，由于地势平坦、交通便利，因此有利于建设连成一片的大规模风电场，例如新疆的达坂城风电场和内蒙古的辉

腾锡勒风电场等。

2风电的发展过程和现状

中国的风力发电是于20世纪50年代后期开始进行研究和试点工作的，当时在吉林、辽宁、新疆等省、区建设了容量在10kw以下的小型风力发电场，但其

后就处于停滞状态。到了20世纪70年代中期以后，在世界能源危机的影响下，特别是在农村、牧区、海岛等地方对电力迫切需求的推动下，中国的一些地区和部门对风力发电的研究、试点和推广应用又给予了重视与支持，但在这一阶段，其风电设备都是独立运行的。直到1986年，在山东荣城建成了中国第一座并网运行的风电场后，从此并网运行的风电场建设进入了探索和示范阶段，但其特点是规模和单机容量均较小。到1990年已建成4座并网型风电场，总装机容量为

4.215mw，其最大单机容量为200kw。在此基础上，风力发电从1991年起开始步入了逐步推广阶段，到1995年，全国共建成了5座并网型风电场，装机总容量为36.1mw，最大单机容量为500kw。1996年后，风力发电进入了扩大建设规模的阶段，其特点是风电场规模和装机容量均较大，最大单机容量为1300kw。从1996～2002年末，中国风电装机总容量已达470mw。而一些省份风电装机容量见

表1。

表1一些省份2002年末风电装机容量

省、区容量(mw)省、区容量(mw)

辽宁102.51吉林30.06

新疆89.65甘肃16.20

广东79.29河北13.45

内蒙古75.84福建12.00

浙江33.05海南8.70

3风电场投资成本和风电机组的制造技术

(1)风电场投资成本：

风电场投资成本(单位千瓦造价)是衡量风电场建设经济性的主要因素，归纳

起来有以下三个方面：

①风电机组的制造成本，由于风电机组是风电场的主要设备，因此风电机组的制造成本将直接关系到风电场的总投资。但随着风电机组制造技术的不断提高和机组性能的不断改进，其单机容量的不断扩大，这将使风电机组单位千瓦的造

价会明显下降，因此也随之使风电场的造价下降。

②风电场的规模，亦即风电场的装机容量。一般说来，风电场的规模越大，其造价越低，这就是所谓规模效应。这种规模效应将使风电场单位千瓦的配套设

施相对地下降，如与电网配套设施的建设费用等。

③风电场选址，这也直接关系到风电场的经济效益。风电场选址、风电机组定位都选得适当，那么风电场就可以多发电量，风电场的经济性就好，若风电场选在交通便利的地方，运输成本就可下降等，这些也将使风电场的建设成本下降。

从中国目前风电场单位千瓦的造价看，其总趋势在不断地下降之中，例如，20世纪90年代中期，中国风电场的单位千瓦造价，还高达10000多元/kw，但到了21世纪初，单位kw的造价已降到8000多元/kw，这说明中国风电事业在近12年中，有了长足的进步，也为今后的大发展打下了基础。当然中国的风电场建设成本比起发达国家来，还有一定的差距，不过随着中国风电机组制造水平的不断提高和风电场建设经验的不断积累，其造价将进一步地下降。

(2)风电机组的制造技术：

风电机组是风电场的发电设备，也是风电场的主要设备，其投资约占风电场总投资的60%～80%，因此风电机组的制造水平将直接反映一个国家风电的发展

水平。

自20世纪70年代中、后期开始，中国真正进入了现代风力发电技术的研究和开发阶段。在这一阶段中，经过单机分散研制、重点攻关、实用推广，以及系列化和标准化等工作之后，使中国的风力发电技术无论在科学研究方面，还是在设计制造方面均有了不小的进步和提高，同时也取得了明显的社会效益和经济效益，主要解决了边远无电地区的农、牧、渔民的用电问题。但其风电机组的单机

容量仅为几百瓦到10kw，也均属独立运行的风电机组。

到了20世纪80年代，主要集中在研制并网型的风电机组上，并且陆续制造出从几十kw到200kw的机组。但由于这些风电机组自行研制周期长，又赶不上市场对更大容量风电机组的需求，因此大部分样机均来不及改进和完善并转化为商业性机组。在这种情况下，为了尽快提高中国风电机组的制造水平和满足市场的需求，国家采取了以下两条措施：①引进国外成熟技术，吸收消化，以提高国产化机组的制造技术。例如，已通过支付技术转让费的方式，从国外引进了600kw机组全套制造技术。目前，国内有关的风电机组制造厂家的风电主机生产企业，已研制出600kw机组的关键部件，如发电机、齿轮箱和叶片等，并且600kw的机组其本地化率已可达90%。②采用与国外公司合作生产的方式引进技术，并允许国外风电机组制造厂商在中国投资设厂。如国际著名的叶片制造商丹麦的lm公司就在天津独资设厂生产。而中国风力发电的大发展将为这些企业提供良好的机

遇。

4中国风电的发展前景

(1)发展风电的必要性：

前面已经提到，中国有丰富的风能资源，这为发展中国的风电事业创造了十分有利的条件。但就中国目前电力事业而言，火力发电仍是中国的主力电源。以燃煤为主的火电厂，正在大量排放co2和so2等污染气体，这对中国的环保极为不利。而发展风电，一方面有利于中国电源结构的调整；另一方面又有利于减少污染气体的排放而缓解全球变暖的威胁。同时，又有利于减少能源进口方面的压

力，对提高中国能源供应的多样性和安全性将作出积极的贡献。

(2)国家对发展风电的政策支持：

由于风电场建设成本较高，加之风能的不稳定性，因而导致风电电价较高，而无法与常规的火电相竞争。在这种情况下，为了支持发展风力发电，国家曾给

予多方面政策支持。

例如，1994年原电力工业部决定将风电作为电力工业的新清洁能源，制定了关于风电并网的规定。规定指出，风电场可以就近上网，而电力部门应全部收购其电量，同时指出其电价可按“发电成本加还本付息加合理利润”原则确定，高于电网平均电价部分在网内摊消。为了搞好风电场项目的规范化管理，又陆续发布了一些行业标准，如风电场项目可行性研究报告编制规程和风电场运行规程

等。有了上述的政策支持，从此风电的发展便进入了产业化发展阶段。与此同时，国家为了支持和鼓励发展风电产业，原国家计委和国家经贸委曾

提供补贴或贴息贷款，给建立采用国产机组的示范风电场业主。

(3)发展风电的展望：

据不完全统计，2003年年初在建项目的装机容量约为60多万kw，其中正在施工的约有10万kw，可研批复的有22万kw，项目建议书批复的有32万kw，包括两个特许权项目。如果这些项目能够如期完成，那么到2005年底合计装机

可超过100万kw。

预计“十一五”计划期间(2006～2010年)，全国新增风电装机容量可达280

万kw，因而累计装机总容量约可达400万kw。

5结束语

风力发电是一个集计算机技术、空气动力学、结构力学和材料科学等综合性学科的技术。中国有丰富的风能资源，因此风力发电在中国有着广阔的发展前景，而风能利用必将为中国的环保事业、能源结构的调整，减少对进口能源依赖作出巨大的贡献。展望未来随着风电机组制造成本的不断降低，化石燃料的逐步减少及其开采成本的增加，将使风电渐具市场竞争力，因此其发展前景将是十分巨大的。

第四篇：风力发电机组的防雷接地研究

龙源期刊网 http://.cn

风力发电机组的防雷接地研究

作者：赵国普 杨阳 陈旖旎

来源：《教育科学博览》2012年第10期

摘要：随着风力发电技术的日益成熟，接地安全性越来越重要，在高土壤电阻率下采用传统方法降低风机基础的接地电阻很困难，本文利用DK-电解地极的优点，应用在风机接地中，综合以往的降阻方法，改善风力发电机组的防雷接地方案，具有一定的实际应用性。

第五篇：集气站节能降耗管理探究论文

1健全采气厂能源管理体系的原因

1）部分设备达标率与行业先进水平有一定差距。2）天然气放空损耗较大，能源利用效率较低。3）现有节能管理体系主要以实现节能量为目标，忽略了生产能源单耗等指标，不能全面客观的反映能耗综合状况。基于以上原因，采气厂有必要探索建立一套科学、系统、规范的集气站能耗管理机制，提升采气厂的节能管理水平。

2主要做法

2.1健全组织机构，夯实管理基础为确保对标活动有效开展，各基层单位要成立专门的能效对标领导小组，明确职责分工，建立形成本单位能效对标管理机构，为推进对标工作建设奠定管理基础。

2.2调研分析能源消耗现状

2.2.1建立各类能耗数据台帐结合单位能源结构，收集整理各个用能环节的能效指标数据，为后期指标项选定提供充足有力的数据支撑。

2.2.2进一步完善能源计量器具依据国家行业能源计量器具配备和管理要求，以及能耗定额管理和能效对标等工作需要，各单位要进一步梳理现场能源计量器具的配备情况，查找上报需增加的能源计量器具，完善耗能计量器具配备。

2.3建立指标体系，选定对标标杆

2.3.1集气站综合系统能效对标综合考虑开发阶段、处理规模、工艺技术等因素，选取差异性较小的集气站进行横向对标，评价指标主要包括：单位油气当量生产综合能耗、单位集气站生产综合能耗、单位集气站生产用电单耗、单位集气站生产用气单耗四项。

2.3.2能耗系统能效对标按照天然气采集系统特点，针对各基层单位实际分别制定对标工作方案，对于处理工艺、耗能设备等差异性较小的集气站采取横向对标方式，优选先进标杆；对于差异性较大、规模较小的集气站采取纵向对标方式，根据开发阶段（早期、中期、后期），选取阶段的最佳水平作为标杆，随着开发阶段变化，标杆指标相应作出调整。

2.3.3重点能耗设备能效对标根据设备类型，参照国家行业标准，在全厂范围内对同类设备进行横向对标，对标范围主要包括各集气站加热炉、锅炉，对标的核心内容是设备运行效率。

2.3.4生活辅助系统能耗对标生活辅助系统作为集气站的重要部分，能耗对标可从生活基地面积、人员数量、集气站规模等方面考虑，分人均能源消耗总量、单位系统用水（电、气）单耗四项指标，指标的先进程度可充分体现集气站能源管理水平。

2.3.5重点能耗设备效率对比及达标天然气加热炉：一是集气站处理站内各类加热炉热效率达标（国家标准）及相互之间热效率、排烟温度、空气含量等参数的对比达标；二是单井天然气加热炉热效率达标及对比。

2.4制定改进措施，实现达标创优能效对标指标的达标工作立足于系统管理，是由人、物、技术和设备等诸多功能要素组成的综合系统，围绕选定的各类指标标杆，将各集气站指标项实际水平与选定标杆进行对比，明确差距和薄弱环节，制定相应措施加以改进，实现达标的目的。1）采用管理途径。在企业内部改进管理、优化生产，使处理装置、能耗设备处于最佳控制参数范围内运行，提高运行效率。2）采用技术改造途径。投入资金，开展实施节能技术改造，降低生产能耗指标。3）采用加快设备优化级途径。淘汰落后生产设备，以先进装备予以替代，实现企业装备的现代化。

2.5完善考评机制，强化对标管理

每年组织对各集气站能效对标进行考核评价，考评结果纳入绩效考核，并作为节能先进单位评选的重要依据。对指标值先进、能耗状况明显改善的单位给予奖励。

3结束语

能效对标作为一种有效管理方式，不仅能推动企业查找能源利用的薄弱环节，挖掘节能潜力，改进能源利用方式，而且可以规范行业节能管理体系，形成持续改善能耗状况的长效机制。