发电技术论文范文第1篇
摘要：就当前的现状来看，电力行业传统火力发电形式仍然存在着某些不可忽视的问题，因而在此背景下为了给予人们一个良好的用电环境，要求当代电力行业在发展的过程中应大力推广对燃煤发电技术的应用，继而达到节能减排效果，缓解生态环境保护中凸显出的问题。文章从当前火力发电能耗状况分析入手，并详细阐述了燃煤发电技术节能减排未来发展趋势，旨在其能推动当代电力行业发电技术的进一步创新与发展。
关键词：燃煤发电技术；节能减排；效果
电力行业在我国能源生产中占着至关重要的位置，且其保障着人们生活质量，因而在此背景下要求我国电力行业在发展的过程中应着重强调节能减排效果的重要性，并结合市场发展需求不断完善自身燃煤技术的发展，最终由此达到可持续发展目的。以下就是对燃煤发电技术进步的节能减排效果的详细阐述，望其能为当代电力行业的健康稳定发展提供有利的文字参考，并带动其不断完善自身技术手段，达到最佳的火力发电状态。
1.当前火力发电能耗状况分析
就当前的现状来看，我国燃煤发电技术在发展的过程中仍然存在着技术层面较为薄弱的问题，继而与当今世界技术水平形成了一定的差异性，且到2014年为止，我国发电原煤消耗已经达到了20×10st，同时发电组呈现出平均供电煤耗400g/（kW·h）的发展趋势，最终由此凸显出火力发电能耗消耗较大的问题，为此，推动我国电力部门在发展的过程中必须注重对清洁高效煤电设备的应用，继而减少能源损失，达到最佳的火力发电状态。此外，基于当前火力发电能耗状况的基础上，未来电力行业在火力发电过程中必将致力于对高效火力发电技术、二次再热超临界发电等技术的应用，达到良好的节能减排发电目标。
2.燃煤发电技术进步的节能减排效果
2.1燃料化学能转化为热能
基于燃煤发电技术的基础上我国电力行业在发展过程中为了避免能源消耗量较大问题的凸显，强调了对电站锅炉的应用，继而通过电站锅炉燃烧的方式将燃料化学能转化为热能，达到最佳的节能减排发电效果。此外，在燃料能量转化过程中亦应注重对高温燃烧技术的应用，基于此降低锅炉热损失，形成高效率的火力发电效果。另外，在燃料化学能转化的过程中注重排烟温度的降低也是至关重要的。例如，上海外高桥第三发电责任公司在利用燃煤发电技术的过程中即通过将排烟温度降至80-85%的方式达到了节能减排目的，即将煤耗降低3g，（kW·h）左右，为此，当代电力行业在发展的过程中应提高对其的重视。
2.2提高初参数
基于燃煤发电技术进步的背景下当代电力行业在火力发电过程中为达到良好的节能减排效果注重对初参数的提高也是非常必要的。而初参数提高的火力发电优势主要体现在以下几个方面：第一，就当前的现状来看，初参数的提高有助于机组容量的增加，继而有效缓解原有火力发电中凸显出的能源消耗问题，达到节能减排目的；第二，在初参数提高的基础上我国超临界机组平均供电煤耗率将有所降低，即由原有的300g/（kW·h）降至250g，（kW·h），最终推动节能减排效果的逐渐凸显。对于此，当代电力行业在发展的过程中应提高对其的重视程度，且将其纳入到火力发电创新计划中，最终为居民营造一个良好的用电环境，满足其生活及生产需求。
2.3优化冷端设计
在燃煤发电技术进步的背景下，我国电力行业在发展的过程中更为注重对冷端的优化设计，继而为节能减排发电目标的实现提供有利的基础保障。但是为了达到冷端优化设计目标，要求相关技术人员在对系统进行操控的过程中应更为注重对排气压力的合理选择，且结合役机组运行需求对冷端设计进行合理调整，最终确保凝汽器始终处在最佳的真空运行状态，满足节能减排运行效果。此外，基于燃煤发电技术的基础上冷端设计优化有助于供电煤耗率下降0.6g/（kW·h）左右，因而相关技术人员在对燃煤发电系统进行操控的过程中应提高对其的重视，继而满足节能减排条件需求，达到最佳的燃煤发电效果。
2.4降低管道压损
在传统火力发电过程中逐渐凸显出管道压损等问题影响到了整体发电率，因而在此背景下，当代电力行业在发展的过程中应注重引进先进的燃煤发电技术，继而缓解火力发电过程中凸显出的问题。此外，降低主蒸汽管道及再热蒸汽管道压损亦有助于节能减排发电目标的实现，基于此，首先要求相关技术人员在对系统进行操控的过程中应结合燃煤发电技术条件将弯管作为主要蒸汽管道，同时采取相应措施缩短管道长度，最终达到良好的节能减排效果。例如，“外三”在对燃煤发电技术进行应用的过程中即强调了管道调整的重要性，并结合自身条件通过采用大曲率半径弯管的方式达到了降低能源消耗的效果，且确保平均供电煤耗率下降0.5g/（kW·h），满足了当代节能减排发展需求。另外，基于降低管道压损的基础上，注重热压降环节是非常必要的，因而应将其落实到实践发电中。
3.燃煤发电技术节能减排未来发展趋势
就当前的现状来看，电力行业在燃煤发电过程中仍然存在着某些不足之处，为此，应着重强调燃煤发电技术的发展。经过大量的研究数据表明，在燃煤技术发展的背景下2030年我国电力行业火力发电标准煤节约量将达到78240t，与此同时，火力发电过程中所产生的So2及No2等也将得到有效控制，即其将分别被控制在4500t、1600t左右。此外，基于燃煤发电技术发展的基础上，脱硫技术也将得到不断完善，因而在此背景下相关技术人员应提高对其的重视程度，且将其应用于火力发电中，达到最佳的节能减排效果，并提升整体脱硫效率，避免其影响到当代生态环境的有效保护。另外，在燃煤发电技术发展过程中开发IGCC亦可推动节能减排发电目标的实现，并有效缓解大气污染问题。从以上的分析中即可看出，在电力行业发展过程中推动燃煤发电技术朝着稳定的方向前进是至关重要的，因而应提高对其的关注度。
4.结语
综上可知，我国电力行业在火力发电过程中仍然存在着能源损耗较大等问题影响到了对现代化生态环境的有效保护，因而在此背景下电力行业在发展的过程中应提高对此问题的重视程度，且应强调对燃煤发电技术的应用，并从降低管道压损、优化冷端设计、提高初参数及实现燃料化学能转化为热能等途径人手打造一个良好的节能减排效果，且满足当代生态环境保护需求。此外，在电力行业火力发电过程中注重对新型技术的应用也是非常必要的。
发电技术论文范文第2篇
关键词：水利发电;现状;制约因素;思考;发展趋势
目前统计的国内水能资源自己开发量约为2.25万亿千时，位居世界第一.发电总量占全世界水电总量的15%，可人均占有量较少。按照目前国内水电规划开发的现状，水电比例占电力中桩基的30%-40%。中国的人口缺战全世界的21%。反映出国内水电规划开发程度相对较低。近些年，不少专家就水利发电过程中能源与环境问题存在较多的争议。有专家提议扩大水电发展规划，有人提议适度开发水利水电工程。在全球能源与环境保护的大背景下，国内水利发电面临着怎样的发展困境？未来水利发电又会呈现什么样的趋势？我们首先应当搞清楚水利发电所受的制约因素。研究该课题对维持国内水利发电能源与环境保护平衡及促进水利发电健康可持续发展有着重要的意义。
一、水利发电概述
（一）定义及生产过程
水利发电指利用能量转换设备将水能转换为机械能，再转换为电能的生产过程。它的生产过程是通过压力水管将水引到水轮机螺旋形蜗壳，推动水轮机组转子旋转，再将机械能转换为电能。从生产过程来看，水利发电的生产过程及工艺较火电发电要简单的多。
（二）水电站生产形式
常见的水电站生产形式包括坝式、引水式、混合式、潮汐式、抽水蓄能式等几种形式。水电站生产形式与水能存在的形式有关。具体选择何种生产形式，还要看水利水电工程规划区域的水能。最常见的水能有河流水能、潮汐水、波浪能、海洋热能等。目前，国内利用河流水能开发的水电站占比做大。
（三）水电站枢纽构成
水电站枢纽一般由淡水建筑物、泄水建筑物、引水建筑物及水电站厂房构成。
（四）水利发电的动力设备
水利发电的主要动力设备包括压力水管、水轮机、发电机等。压力水管提供水位能，水轮机负责将水位能转换为机械能，发电机负责将机械能转换为电能。水位能是决定水利发电效能的关键因素。它由河水的流量与落差决定。
（五）水利发电的电气设备
水利发电的电气设备主要包括发电机、变压器、电动机、绕组、隔离开关、交直流系统、断路器、电力线路等等。它分为一次设备和二次设备。目前国内水利发电站已全面实现信息化管理、自动化管理。
（六）水利发电的特点
水利发电能源具有洁净性、可再生性、可调节性、综合利用性及经济带动性的特点。以河水能源为例，随着河水的流动而产生，不论开发与否，河水能都存在。河水能能直接被开发利用，发电过程并不会向火力发电会生产的污染，洁净性良好。投资水利发电的主要成本在前期水电站与枢纽工程的建设，以及后期水电站的运维管理。河水能本身并无成本，无须长期投入较大成本。建设运营后在生命周期内可长期使用，还可根据降雨量、河流水位及流量调节，这符合可再生性、可调节性及经济性特征。对大型水电站的综合开发，还可以作为调节航道水位的基础工程，带动水运运输、地区旅游等，符合综合开发和带动经济性的特征。
此外，水利发电还具工程投资大、建设周期长、对建设区域生态环境有一定破坏性的特点。特别是大型水电站，前期水电枢纽及其配套设施建设投资巨大，成本回收周期漫长，存在较大的投资风险。对生态破坏主要体现在造成河流、海洋或湖泊水电站周边生物多样性的减少，对原生态景观系统的破坏，以及对水生态系统的污染。可从调节旱涝灾害的功能处罚，水力发电还对生态环境发挥着一定的保护作用。因此，在生态方面我们暂且可以认为水利发电具有保护与破坏的双重作用。
二、国内水利发电发展现状
（一）工程建设水平
我国水利发电虽然起步较晚，但发展迅猛。目前，国内水利发电工程建设已出具规模。初步统计已建成各类水电站及水库85108座，水库容量5624立方米。其中大型水库水利水电工程及工程有470座，水库通量，41977亿立方米。中小型的水利水电工程数量占比较大。国内水利系统中水电累计装机总容量高达4841万千瓦，站全国水利系统装机总容量的41%。农村水电装机容量累计4309万千瓦，占全国水利系统装机容量的38%，发电量为1357万千瓦。国内已经探明的水能源、坦然器、原煤、原油的能源储量中，水能源占比高达45%，为水利发电工程建设奠定了良好的水平。
（二）设备制造水平
近些年，随着国内大型水电站枢纽工程的建设，大型化的、高效化的、自动化的水电机组需求上升。在大型水电枢纽工程建设的带动下，国内水利发电设备的制造水平也在不断提升。一些大型、中心水电站纷纷采用了串联梯级高效水轮机组。为加强水利发单设备的研究，国内还组建了树立发电设备国家重点实验室，用以专门研究水利发电设备及其制造。在高效水轮机组研发制造方面，中国水力发电设备制造企业只用了5年时间就完成了国外发达国家用30年时间才完成的研究，并制造出当时世界上最大的水轮发电机组，将其应用于长江三峡水电站。长江三峡水电站采用了32外装机容量为70万千瓦及的水轮发电机组，通过串并联的形式构成超大水轮发电机组，将中国的水利发电设备制造技术提升到国际水平。长江三峡总装机容量高达2250萬千万。这个装机容量相当于20座百万千瓦级核电站，伊泰普水电站装机容量超出850万千瓦。除混流式水轮机组外，长江三峡所采用的压力水管、发电机及其他一些辅助设备、电气设备，均采用了世界一流的技术。
（三）水能资源及开发
国内水能资源总量丰富，但人均资源不足，却存在着水能资源分布不均衡，水能发电与地区经济发展不匹配的问题。水利发电预计规划到2050年全国水利发电总装机容量达到15-16亿千瓦，将大部分常规水电能源全部开发出来。目前，已开发的大部分大型水利水电枢纽工程主要集中在东部地区，而水能资源相对集中，占有全国水能资源71%的西部地区，因经济发展滞后水利发电受到较大的限制，较全国水利发电水平而言明显滞后于东部地区。如云南、贵州、四川、重庆、陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆、西藏等省、自治区水能资源约占全国水能资源的60%，水利水电的开发率不足30%。东部地区的水利发电开发率却高达70%。西部地区水能资源开发率却远远落后于水能资源仅占7%的东部发达地区。
当前全国水能资源平均开发率仅占9.12%，位居世界低83为，水利发电开发率远远落后硬度、越南、巴西、泰国等国。在水利发电规划中，未来20年将主要以西南地区为主，在西南地区开发建设大型水利枢纽工程，来提高西南地区水能资源的开发率，平衡国内水利发电及电力结构。
三、水利发电的优缺点及制约因素
（一）水利发电的优缺点
1.水利发电优点
水利资源是一种可再生资源，它所赋有的水能资源自然也是取之不尽、用之不竭的清洁能源。现有的水电站枢纽工程让我们认识到合理开发、科学管理水电站，不仅水利发电效率高，而且可持续性效能好，还能调节水流量，起到治理旱涝灾害，解决灌溉及洪涝灾害的问题。从这个角度而言，水力发电具有较好的抗灾害能力和抗环境冲击能力。
2.水利发电缺点
虽然水利发电优势明显，但水电站的建设及其发电容量会受地形的限制。因建设周期长，前提投资成本高，具有一定的投资风险。此外，河流、湖泊等易受风水灾害影响，电力数据具有波动性，导致水利发电事业存在一定程度的不确定性。一般水电站建成后扩容难度较高，建成后不易在扩容。水电站建设过程也会对流域内动物、植物、居民、土壤肥力等产生不同程度影响。建成后下水流侵蚀剧烈，对河床及动植物都会有不同程度影响。
（二）水利发电的制约因素
1.水能因素
水能资源是决定水电站建设大小的核心因素。根据水力发电的缺点，水能资源的限制因素包括河流流量、河流梯度落差、地形等等。河流水能受降雨量、蒸发量影响较大。水利发电建设只能在由开发潜力的流域内进行。因此水能资源限制了水利发电的建设与发展区域。
2.环境因素
水电站建设对周边环境的改变，会导致陆上生物、水域内生物物種的减少。这对于濒临灭绝的生物而言是灭顶之灾。因而水利发电会伴随生物多样性减少问题的发生，还会对周边生态系统整体性造成破坏。这与当前全球提升的生态环保环境相悖。
3.行业垄断因素
在国内，水利发电一直带有显著的行业垄断行政。电力行业垄断体制直接影响着水电资源的配置情况。不合理的管理会导致水电资源浪费，降低水利发电效益，长期以往严重制约国内水利发电健康可持续性发展。
4.投资资金因素
大型水利发电站的建设投资成本较高，后期设备运维管理也是一笔不小的费用。因投资资金的限制，以及较长的投资回收周期，极大的限制了经济落后地区水利发电站的建设及水利发电事业的发展。
四、国内未来水利发电发展趋势
（一）大型化发展趋势
随着国内水电站建设技术水平的提升，大型化、信息化水电站的比例将不断提升。虽然大型水电站建设周期长，但其装机总容量大，生产效能高，且综合利用价值高。国内的三峡水电站、溪洛渡水电站、白鹤滩水电站、乌东德水电站、金沙江流域水电站等，这些大型水电站大开发为未来国内水利发电大型化发展奠定了技术基础。此外，我国西南地区拥有的高梯度河流开发难度较大，规划建设西南水电站都将向大型化、综合化发展。
（二）智能化发展趋势
随着水利发电站动力设备、电气设备及监测系统自动化水平不断提升，水利发电智能化将成为必然的趋势。国内已有部分大型水电站实现了无人化管理，为水利发电智能化发展奠定了基础。未来，在水电调峰方面，智能化的管理将充分发挥信息化统筹资源配置的优势，最大程度的实现电力资源的优化配置。
（三）综合开发趋势
生态可持续发展战略要求水利发电在进行流域规划时要将生态环境问题、经济问题及水资源问题进行协调平衡，加强水资源与社会发展、经济发展的关系。这也表明未来水利发电有综合化开发的趋势。综合开发简言之就是在流域规划中融入多功能结构，将水利发电与水资源生态保护、旱涝治理相结合，使水利发电的综合效益最大化。此外，还要注重水电站建设移民问题，解决移民搬迁及移民地群众经济发展的问题。大型水电站还可以开展特色生态旅游，建设生态移民村，用旅游和发电效益共同促进当地经济发展，使水利发电真正的参与到带动当地经济及社会的建设与发展中。
五、结语
从能源发展的角度分析，水利发电的洁净性、可再生性及经济性都使其在未来具有广泛的应用前景。从水环境保护的角度分析，水电发展无形中对水电站周边生态环境及沿线的水生态环境造成了一定污染与破坏。整体而言，水利发电的利大于弊。通过本文研究，我人为水利发电深度开发是在国内是必不可少的。开发的关键在与如何做好生态环境的保护。未来，在水利发电建设与规划中，应该将生态环境保护放在核心的位置，围绕生态保护对水利水电工程进行综合开发，构件生态循环系统，来预防不可抗力因素所致的自然自还对周边路上生态、河流生态及水生态的破坏与污染问题。只有始终将生态环境保护放在核心的位置，做好环境污染控制与生物保护，确保环境保护与能源开发的平衡，才能时国内水利发电的环境效益、经济效益及社会效益最大化，可持续的带动地区经济绿色环保发展。
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作者简介：黄俊龙（1988— ），男，汉族，广东惠州人，本科， 助理工程师，新丰县新源水力发电有限公司副总经理，研究方向：电力系统及自动化。
发电技术论文范文第3篇
通过对风电场建设规模，风力发电成本要素，风电电价构成，减低成本途径，政府现行对风电的税收鼓励政策，现行风电产业特点和风电设备制造技术以及风电的社会效益等方面的分析，为政府，风电产业，融资领域和社会关注层面为解决风电产业中得各种矛盾以及为促进和发展风电产业建设提供理论依据和解决方案。
阐明我国积极发展风力发电事业，风电技术国产化和提高风电市场竞争力在我国具备着巨大的潜力。积极利用和发展风电这一再生能源，推动我国走可持续发展的能源之路，在我国已是势在必行。
关键词:风力发电，能源结构，政府鼓励，风电电价
1. 绪论
1.1 引言
能源，是人类生存的基本要素，也是国民经济发展的主要物质基础。随着国际工业化的进程，全球未来能源消耗预计仍将以3的速度增长，常规能源资源面临日益枯竭的窘境。进入20世纪， 由于对能源的渴求， 人们无节制地开采石油 ，煤炭， 天然气等这些埋在地层深处的维系人类生存的“能源食粮”，不仅严重地污染了我们的生存空间，恶化了自然环境，而且带来了更可怕的恶果 — 能源枯竭。进入70年代，世界能源发生危机，石油价格剧烈上涨，极大的刺激了那些能源消耗大国，使他们把研究开发其他能源放到了重要位置，要生存就必须寻求开发新能源。为此，各国政府纷纷制定自己的能源政策，给新能源开发以特殊优惠政策和政府税收补贴，从而使风能，原子能，太阳能，潮汐能，地热能等的开发利用得以迅速发展。进入21世纪，可再生能源的发展与研究将在全球的资源利用中得到越来越多的重要，可再生能源在资源消耗中也将占据越来越高的比例。
世界能源危机为风电发展提供了机遇，但由于起步较晚，存在很多不确定因素阻碍风电行业的发展。我国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国内的风电发动设备主要依靠进口，对外依赖性强，虽然风电成本已下降很多，但相比火电成本的优势在短期内并不会明显突出，风电行业的发展还有很多的阻碍因素。正是风电行业投资的高风险，必然为风电行业发展带来高收益，不论是风电产业的经济效益、对社会的效益，还是我国目前奉行的可持续发展和节约战略，这些都为发电行业提供了很大的发展空间。
《中国风电产业市场发展研究及投资分析报告》根据国家统计局、国家发改委、国研网、欧洲风能协会和其他的一些权威渠道，内容丰富、翔实。在撰写过程中，运用了大量的图、表等分析工具，结合相关的经济学理论，综合运用定量和定性的分析方法，对风电行业的运行及发展趋势做了比较详细的分析，对影响行业发展的基本因素进行了审慎的剖析，报告还对国外风电行业发展迅速的国家相关政策进行了介绍和分析判断，为我国风电行业的发展提供依据和选择，是能源企业以及相关企事业单位、计划投资于风电行业的企业和风电设备业行业准确了解目前我国风电市场动态，把握风电行业发展趋势，制定企业战略的重要参考依据 1.2 风力发电的历史和现状
风能是人类最早利用的能源之一。 早在公元前 2000 年，埃及， 波斯等国就己出现帆船和风磨， 中世纪荷兰与美国已有用于排灌的水平轴风车。 中国是世界上最早利用风能的国家之一， 早在 1800 年前 ，中国就有风车提水的纪录。 下面简单介绍一下国内外现代风力机研制的历史和现状。
1.2.1中国风电的历史和现状
中国对现代风力机的研制可以追溯到二十世纪 50 年代，但有系统地研究还是从二十世纪 70 年代开始的 。中国为了解决西部草原牧区 ，东部海岛及边远山区的用电问题，国家鼓励开发离网型风力机， 国内各风电科研机构主要从事离网型的研制 ，并形成了一定的规模。 根据中国的具体情况， 重点推广了户用微型发电机， 功率一般为 1001000W ，目前已形成了一个生产， 销售 ，维修服务较完善的体系 ，部分产品出口。 这为电网不能通达 3的地区约 60 万居民解决了基本用电问题。 电灯， 电视进入千家万户， 提高了人民群众的生活质量 。据世界能源组织统计， 世界上十个最大的小型风力发电机生产企业中 ，中国占七个 。截至 2000 年底， 全国累计生产了离网型风力发电机组近二十万台。
1.3 中国风电电价定价机制的演变过程
中国的并网风电从 20 世纪 80 年代开始发展，尤其是“十一五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量从1989 年底的4200kW增长到2008年的 1,200 万 kW ，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开发阶段。总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。各阶段的电价特点及定价机制概括如下：
1.3.1 初期示范阶段(1986-1993 年)
中国并网型风电发展起步于 1986 年。1986 年 5 月，第一个风电场在山东荣成马兰湾建成，其安装的Vestas V15-55/11风电机组，是由山东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。此后，各地又陆续使用政府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电场。由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电协议后，报国家物价部门核准，电价水平在 0.28 元/kWh 左右，例如 20世纪90 年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3元/kWh总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。政府的扶持主要是在资金方面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。风电电价水平基本与燃煤电厂持平。
1.3.2产业化建立阶段(1994-2003 年)
1994年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政策，风电场建设逐渐进入商业期。这些政策的实施，对培育刚刚起步的中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国风电发展依然步履维艰。每年新增装机不超过十万千瓦。到2003年底，全国风电装机容量仅56.84 万千瓦。
这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶段。1994 年，国家主管部门规定，电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、加合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电网公司统一收购。随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开，竞价上网”的目标逐步开始改革。
总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物价部门备案，因此，风电价格各不相同。最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国节能投资公司建设的张北风电场上网电价为 0.38 元/千瓦时;而最高上网电价每千瓦时超过 1 元，例如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2元。
由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。
1.3.3规模化及国产化阶段(2003 后)
为了促进风电大规模发展，2003年，国家发展改革委组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。截至2007年，共组织了五期特许权招标，总装机容量达到880万千瓦。
为了推广特许权招标经验，2006年国家发展改革委颁布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 (发改价格[2006]7号)文件，提出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定” 。根据该文件，部分省(区、市) ，如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目. 1.3.4目前中国风电电价政策
随着风电的快速发展， “招标加核准”的模式已无法满足风电市场发展和政府宏观引导的现实需要。因此，在当前各地风电进入大规模建设阶段，从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。
2009年 7月底，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号)，对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。
1.4中国政府对风电的补贴政策
中国政府一直大力支持风电的发展，从2002 年开始，要求电网公司在售电价格上涨的部分中拿出一定份额，补贴可再生能源发电(即高出煤电电价的部分) 。 ， 电网和中国政府对风电的政策性补贴力度逐年加大，
由 2002 年的 1.38 亿元上升到 2008 年的 23.77 亿元1(见图 4) 。由此可见，中国政府的政策是鼓励可再生能源发展的，因此，中国风电迅速发展，三年间装机容量翻番。尽管如此，由于风电运行的不确定性，技术操作能力和管理水平的限制，中国风电企业的盈利仍然是微薄的。 结论
从以上分析我们可以看出，中国的风电电价变化和风电行业的发展特点密不可分。风电行业发展经历了初期示范、产业化建立、规模化及国产化、目前逐渐完善等四个阶段。与此相对应，四个阶段的风电电价基本情况为：初期示范阶段：与燃煤电价持平(不足0.3元/kWh) ;产业化建立阶段：由风力发电厂和电网公司签订购电协议确定，电价各不相同(0.38元/kWh～1.2元/kWh) ;规模化及国产化阶段：招标电价与核准电价共存，国家招标电价保持上升;目前完善阶段：四类标杆电价(0.51元/kWh，0.54元/kWh，0.58元/kWh，0.61元/kWh) 。在这期间，中国政府一直努力探索合理的风电电价市场形成机制。不同阶段的机制不同，风电电价亦有所波动，国家的指导电价逐年上升，核准电价则略微下降，这都符合中国风电产业和世界风电产业的发展规律，使中国的风电电价更趋理性。同时，可以看到，中国政府在探索风电价格机制和规范风电电价的过程中，一直给予风电行业巨大的支持， 2002年至2008年，国家对风电的补贴额从1.38亿元上升为23.77亿元， 每年都在大幅度增长，这极大地提高了投资者的积极性，促使中国的风电装机容量成倍增加，中国一跃成为风电大国。
因此，我们认为，中国政府是依据风电本身发展的客观规律、电网的承受能力来确定风电电价，在确定电价时从未考虑 CDM 因素，定价过程完全与CDM无关。但是，也应该看到，在中国风力发展的过程中，CDM对风力发电企业克服资金和技术障碍确实发挥了积极作用，如果没有CDM，中国风电发展速度不会如此迅速，更不会为减缓全球温室气体排放做出如此巨大的贡献。因此，我们希望EB在审核中国风电项目时能充分考虑和理解中国特殊的定价机制，推动全球范围内更多高质量 CDM 项目的成功注册，为减缓全球气候变化作出更多贡献。
参考文献：
发电技术论文范文第4篇
通过对风电场建设规模，风力发电成本要素，风电电价构成，减低成本途径，政府现行对风电的税收鼓励政策，现行风电产业特点和风电设备制造技术以及风电的社会效益等方面的分析，为政府，风电产业，融资领域和社会关注层面为解决风电产业中得各种矛盾以及为促进和发展风电产业建设提供理论依据和解决方案。
阐明我国积极发展风力发电事业，风电技术国产化和提高风电市场竞争力在我国具备着巨大的潜力。积极利用和发展风电这一再生能源，推动我国走可持续发展的能源之路，在我国已是势在必行。
关键词:风力发电，能源结构，政府鼓励，风电电价
1. 绪论
1.1 引言
能源，是人类生存的基本要素，也是国民经济发展的主要物质基础。随着国际工业化的进程，全球未来能源消耗预计仍将以3的速度增长，常规能源资源面临日益枯竭的窘境。进入20世纪， 由于对能源的渴求， 人们无节制地开采石油 ，煤炭， 天然气等这些埋在地层深处的维系人类生存的“能源食粮”，不仅严重地污染了我们的生存空间，恶化了自然环境，而且带来了更可怕的恶果 — 能源枯竭。进入70年代，世界能源发生危机，石油价格剧烈上涨，极大的刺激了那些能源消耗大国，使他们把研究开发其他能源放到了重要位置，要生存就必须寻求开发新能源。为此，各国政府纷纷制定自己的能源政策，给新能源开发以特殊优惠政策和政府税收补贴，从而使风能，原子能，太阳能，潮汐能，地热能等的开发利用得以迅速发展。进入21世纪，可再生能源的发展与研究将在全球的资源利用中得到越来越多的重要，可再生能源在资源消耗中也将占据越来越高的比例。
世界能源危机为风电发展提供了机遇，但由于起步较晚，存在很多不确定因素阻碍风电行业的发展。我国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国内的风电发动设备主要依靠进口，对外依赖性强，虽然风电成本已下降很多，但相比火电成本的优势在短期内并不会明显突出，风电行业的发展还有很多的阻碍因素。正是风电行业投资的高风险，必然为风电行业发展带来高收益，不论是风电产业的经济效益、对社会的效益，还是我国目前奉行的可持续发展和节约战略，这些都为发电行业提供了很大的发展空间。
《中国风电产业市场发展研究及投资分析报告》根据国家统计局、国家发改委、国研网、欧洲风能协会和其他的一些权威渠道，内容丰富、翔实。在撰写过程中，运用了大量的图、表等分析工具，结合相关的经济学理论，综合运用定量和定性的分析方法，对风电行业的运行及发展趋势做了比较详细的分析，对影响行业发展的基本因素进行了审慎的剖析，报告还对国外风电行业发展迅速的国家相关政策进行了介绍和分析判断，为我国风电行业的发展提供依据和选择，是能源企业以及相关企事业单位、计划投资于风电行业的企业和风电设备业行业准确了解目前我国风电市场动态，把握风电行业发展趋势，制定企业战略的重要参考依据 1.2 风力发电的历史和现状
风能是人类最早利用的能源之一。 早在公元前 2000 年，埃及， 波斯等国就己出现帆船和风磨， 中世纪荷兰与美国已有用于排灌的水平轴风车。 中国是世界上最早利用风能的国家之一， 早在 1800 年前 ，中国就有风车提水的纪录。 下面简单介绍一下国内外现代风力机研制的历史和现状。
1.2.1中国风电的历史和现状
中国对现代风力机的研制可以追溯到二十世纪 50 年代，但有系统地研究还是从二十世纪 70 年代开始的 。中国为了解决西部草原牧区 ，东部海岛及边远山区的用电问题，国家鼓励开发离网型风力机， 国内各风电科研机构主要从事离网型的研制 ，并形成了一定的规模。 根据中国的具体情况， 重点推广了户用微型发电机， 功率一般为 1001000W ，目前已形成了一个生产， 销售 ，维修服务较完善的体系 ，部分产品出口。 这为电网不能通达 3的地区约 60 万居民解决了基本用电问题。 电灯， 电视进入千家万户， 提高了人民群众的生活质量 。据世界能源组织统计， 世界上十个最大的小型风力发电机生产企业中 ，中国占七个 。截至 2000 年底， 全国累计生产了离网型风力发电机组近二十万台。
1.3 中国风电电价定价机制的演变过程
中国的并网风电从 20 世纪 80 年代开始发展，尤其是“十一五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量从1989 年底的4200kW增长到2008年的 1,200 万 kW ，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开发阶段。总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。各阶段的电价特点及定价机制概括如下：
1.3.1 初期示范阶段(1986-1993 年)
中国并网型风电发展起步于 1986 年。1986 年 5 月，第一个风电场在山东荣成马兰湾建成，其安装的Vestas V15-55/11风电机组，是由山东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。此后，各地又陆续使用政府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电场。由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电协议后，报国家物价部门核准，电价水平在 0.28 元/kWh 左右，例如 20世纪90 年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3元/kWh总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。政府的扶持主要是在资金方面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。风电电价水平基本与燃煤电厂持平。
1.3.2产业化建立阶段(1994-2003 年)
1994年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政策，风电场建设逐渐进入商业期。这些政策的实施，对培育刚刚起步的中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国风电发展依然步履维艰。每年新增装机不超过十万千瓦。到2003年底，全国风电装机容量仅56.84 万千瓦。
这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶段。1994 年，国家主管部门规定，电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、加合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电网公司统一收购。随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开，竞价上网”的目标逐步开始改革。
总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物价部门备案，因此，风电价格各不相同。最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国节能投资公司建设的张北风电场上网电价为 0.38 元/千瓦时;而最高上网电价每千瓦时超过 1 元，例如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2元。
由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。
1.3.3规模化及国产化阶段(2003 后)
为了促进风电大规模发展，2003年，国家发展改革委组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。截至2007年，共组织了五期特许权招标，总装机容量达到880万千瓦。
为了推广特许权招标经验，2006年国家发展改革委颁布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 (发改价格[2006]7号)文件，提出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定” 。根据该文件，部分省(区、市) ，如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目. 1.3.4目前中国风电电价政策
随着风电的快速发展， “招标加核准”的模式已无法满足风电市场发展和政府宏观引导的现实需要。因此，在当前各地风电进入大规模建设阶段，从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。
2009年 7月底，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号)，对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。
1.4中国政府对风电的补贴政策
中国政府一直大力支持风电的发展，从2002 年开始，要求电网公司在售电价格上涨的部分中拿出一定份额，补贴可再生能源发电(即高出煤电电价的部分) 。 ， 电网和中国政府对风电的政策性补贴力度逐年加大，
由 2002 年的 1.38 亿元上升到 2008 年的 23.77 亿元1(见图 4) 。由此可见，中国政府的政策是鼓励可再生能源发展的，因此，中国风电迅速发展，三年间装机容量翻番。尽管如此，由于风电运行的不确定性，技术操作能力和管理水平的限制，中国风电企业的盈利仍然是微薄的。 结论
从以上分析我们可以看出，中国的风电电价变化和风电行业的发展特点密不可分。风电行业发展经历了初期示范、产业化建立、规模化及国产化、目前逐渐完善等四个阶段。与此相对应，四个阶段的风电电价基本情况为：初期示范阶段：与燃煤电价持平(不足0.3元/kWh) ;产业化建立阶段：由风力发电厂和电网公司签订购电协议确定，电价各不相同(0.38元/kWh～1.2元/kWh) ;规模化及国产化阶段：招标电价与核准电价共存，国家招标电价保持上升;目前完善阶段：四类标杆电价(0.51元/kWh，0.54元/kWh，0.58元/kWh，0.61元/kWh) 。在这期间，中国政府一直努力探索合理的风电电价市场形成机制。不同阶段的机制不同，风电电价亦有所波动，国家的指导电价逐年上升，核准电价则略微下降，这都符合中国风电产业和世界风电产业的发展规律，使中国的风电电价更趋理性。同时，可以看到，中国政府在探索风电价格机制和规范风电电价的过程中，一直给予风电行业巨大的支持， 2002年至2008年，国家对风电的补贴额从1.38亿元上升为23.77亿元， 每年都在大幅度增长，这极大地提高了投资者的积极性，促使中国的风电装机容量成倍增加，中国一跃成为风电大国。
因此，我们认为，中国政府是依据风电本身发展的客观规律、电网的承受能力来确定风电电价，在确定电价时从未考虑 CDM 因素，定价过程完全与CDM无关。但是，也应该看到，在中国风力发展的过程中，CDM对风力发电企业克服资金和技术障碍确实发挥了积极作用，如果没有CDM，中国风电发展速度不会如此迅速，更不会为减缓全球温室气体排放做出如此巨大的贡献。因此，我们希望EB在审核中国风电项目时能充分考虑和理解中国特殊的定价机制，推动全球范围内更多高质量 CDM 项目的成功注册，为减缓全球气候变化作出更多贡献。
参考文献：
发电技术论文范文第5篇
关键词：太阳能;光伏发电工程;地质勘探;技术分析
引言
太阳能作为新兴能源，太阳能光伏发电工程在新社会发展中受到国家鼓励与支持。近些年来，太阳能光伏发电工程数量和规模在科学技术的支撑下，发展迅速，使得对地质勘察工作的重视程度日渐提升[1]。
一、广西某光伏发电厂工程概况
(一)工程项目简述
广西地处我国南部，光照时间长，日照充足，是发展太阳能光伏发电工程的有利地区。随着太阳能光伏发电工程在全国持续全面推开，在广西某区域内兴建起大规模的光伏发电项目，总发电规模为325MW，对当地的电力工程发展有着深远的经济意义和社会意义。
以工程地质勘察计划的要求作为依据，突出强调工程地质条件对工程实施与后期管理维护的重要性，将勘察的结果应用到后期其他项目施工中，对其有一定的借鉴意义。地质勘察技术方法包括测绘与调查地质情况、钻探、工程物探、坑槽深挖、室内试验等[2]。
(二)气象环境
工程位于地处北回归线以南，属亚热带湿润季风气候区。年平均气温为21.7℃，最热月为7月，平均气温为28.0℃，最冷月为1月，平均气温为13.4℃，极端最高气温为41.6 ℃，极端低温为-1.3 ℃。年平均日照时数为1603小时。八月最多，月平均日照时数为193小时，二月最少，日照时数为仅58小时。
(三)地质环境特征
工程场地的地层较简单，由上而下分别为土层和基岩层。土层的厚度为0.5m～1.0m，地表面分布树木和草甸等普通植被，在雨水冲刷侵蚀下，基岩有所裸露。基岩具有密实的结构，局部位置的片岩全风化残积层的厚度仅为数十厘米，其强风化厚度在5m～10m。
二、潜在地质灾害危险性评估
(一)地质灾害类型与特征
地质灾害是指在自然或者人为因素的作用下形成的，对人类生命财产造成的损失、对环境造成破坏的地质作用或地质现象，是人类与自然界相互作用的结果，人类的工程活往往是最主要的触发因素。地质灾害的主要类型有：滑坡、泥石流、崩塌、地面塌陷、地裂缝、地面沉降等。现场主要以工程地质测绘和调查为主，结合场地及拟建项目的特点进行多因素综合的定性评价。
(二)地质灾害现状评估
合理防范地质灾害，可确保太阳能光伏发电工程资金不蒙受损失，也可保障工程顺利运行，不会出现安全问题和质量问题[3]。搜集整理工程区范围的区域地质活动相关资料，现场踏勘开展地质灾害调查，本区域范围内尚未出现地面塌陷、泥石流、滑坡、崩塌、地震等不同类型的地质灾害，可见地区岩层相对稳定。与拟建工程的特点相结合，对范围内部和周围位置的地质条件等因素作出综合性考量，基于施工范围向周围地区拓展，增加评估范围。在现有地质条件下，该区域不具备发育地质灾害的条件，地质灾害风险等级低。但工程施工会对地层岩石产生一定程度的破坏，可能会引起小规模的崩塌。
(三)地质灾害预测
综合评判岩土体工程地质性质和地层结构特征，对施工区域范围内可能会出现的地质灾害类型进行预测评判，基于工程特点和地区岩层特征，崩塌灾害出现的可能性大。为避免施工出现崩塌危害，需对场地作出平整处理，并合理的挖方施工。山体开挖以后会形成岩质边坡，坡体呈南北走向，总长度大约为25m，高度在5m到13m不等。随着不断积累废渣碎石，坡度日渐陡峭。由于施工规模不大，发育形成的堆积体对工程影响力度不高，危害性较小。
三、地质勘察与技术评价
(一)地电阻率测量与结果评价
光伏发电工程覆盖多个专业方面，为提高工程施工质量，做好工程隐患防范，在场地区域范围内分别布置完成20个监测点，测量不同深度条件下，电阻率情况。
根据现场调查结果显示，在场地范围内，无论是何种深度范围，完整片岩的电阻率具有较小的范围，并表现出良好的均匀性。
(二)地质岩土检测
工程区的地质构造相对稳定，以II类场地设防，提高地区抗地震动的能力。岩土层由较薄的土层和基岩构成，不存在液化土层。场地地震烈度为6度，可暂且不对地震液化问题作出考虑。
工程区的土层相对较薄，局部位置的基岩呈现出裸露状态，清表后，地基土为基岩，可忽视地基土腐蚀钢结构、钢筋混凝土中的钢筋和混凝土结构的情况。工程区范围内及周围地区具有比较通畅的排水条件，地下水埋深深度不深，但是镁盐含量、硫酸盐含量等所表现出来的腐蚀等级不高，(mg/l)實验指标为24.17-423.41，(mg/l)实验指标为12.3-76.32，可见水环境对光伏设备的腐蚀力度较低。
地下水矿化度为341.17-1218.09(mg/l)，按照界限指标属低矿化水，pH值介于6.5到7.6之间，碱性较弱，接近中性。总而言之，工程所用材料受到地下水侵蚀力度较为微弱，为保证工程寿命延长，可及时采取合理化措施处理。
(三)工程地质条件评价
场地的地基土层可划分为两层，第一层为土层，分布于表面，厚度较薄，含有大量的植物根系，为耕值土，不可作为基础持力层，施工时，建议将其清除。第二层为基岩，埋深较浅，且局部裸露，呈连续分布状态，稳定性高，厚度大，具有良好的力学强度，是较好的基础持力层。
就岩体节理裂缝发育的地段而言，在施工处理期间要及时将不稳定的岩石作出清理，采取分级开挖的方式将高边坡作出处理，在必要的情况下要完成网喷锚防护工作。工程施工若是技术措施落实不到位，可能引起崩塌等地质灾害，必要的防护措施要落实到位。
强化边坡的动态化设计和信息化施工，开挖后要严格复核边坡的稳定性，基于检查的结果，在易滑地段、破碎地段、顺层地段等位置做好相应的防护措施，确保边坡稳定。若是出现稳定性较差的迹象，要及时查明原因并提出针对性处理措施，在最短时间内将不稳定的斜坡做好治理。施工时间与施工方法的选择至关重要，由此可避免发生斜坡滑动。
对边坡可能形成的崩塌问题，可使用格构锚杆加固。在堆积体边坡位置做好水体疏导工作，及时对暴雨等形成的地表径流进行疏导。
四、结语
工程场地内未见出现各种形式的地质灾害，总体上地质灾危险性小。把表层的土层清理后，建议选择稳定性良好的岩层作为基础持力层，保证工程建设的安全及经济合理。
参考文献
[1]陈燕龙，孔锋超，郝晓明.生态环境保护视域下的太阳能光伏发电站管理[J].光源与照明，2021，(06)：137-138.
[2]孙爱军.光伏电站工程建设中技术管理要点与强化措施[J].科技风，2020，(24)：145-146.
[3]张金博.物探方法和钻探方法相结合在工程地质勘察中的运用[J].工程技术研究，2020，(01)：13-14.