SHANGHAI ENERGY SAVING

2023年第 11 期

SHANGHAI ENERGY SAVING

上海节能

SHANGHAI ENERGY CONSERVATION

上海节能

SHANGHAI ENERGY CONSERVATION

2018 年第 08 期

ENERGY SAVING TECHNOLOGY

节

能

技

术

the main and auxiliary machines in the refrigeration room were discovered. At the same time, an energy saving potential analysis was conducted for the existing system operation problems, and corresponding energy saving optimization control strategies were proposed. By adding a set of Internet of

Things intelligent control energy saving optimization control system to the refrigeration room, the comprehensive energy saving rate of the renovated refrigeration room system was 19.1%, providing an efficient and feasible solution for energy saving and consumption reduction of the air conditioning system

in existing buildings.

Key words: Refrigeration Room; Energy Saving; Building; Internet of Things Intelligent Control

0 引言

清华大学建筑节能研究中心发布的《中国建筑

节能年度发展研究报告（2021）》显示，中国建筑运

行能耗占全社会总能耗的23%［1］

。建筑能耗和碳排

放主要来源于用电最多的季节性空调，空调能耗是

建筑运行能源消耗中最主要的组成部分，约占建筑

运行能耗的50%左右，超过了照明、电梯、办公设备

的总能耗［2-3］

。制冷机房作为空调系统的源头，它的

节能与否是判断建筑是否节能的关键。因此，制冷

机房节能的意义非常重大，诊断与分析制冷机房的

节能问题也显得尤为重要与迫切。

1 工程概况

工程为上海某 5A 甲级办公楼，总建筑面积

达 2.8万m2

，地上18层，地下1层，标准层建筑面积

1 639 m2

，标准层层高3.3 m，物业管理方式为第三

方公司管理。办公楼主要能源消耗类型为电力、天

然气。

大厦中央空调制冷机房设置于 B1 层，空调冷

源为3台螺杆式水冷机组，辅机包括4台一次冷冻

泵、4台二次冷冻泵、4台冷却泵、3台冷却塔。制冷

机房设备清单见表1所示。

2 制冷机房系统运行现状

针对项目制冷机房部分安装物联网数据采集

系统，并于9月25日正式上线，现截取采集周期内

数据汇总如表2所示。

2.1 冷机运行规律

冷机本地模式下开关记录如表3。

可知：为迅速使大楼降温，工作日早晨通常先

开启两台冷机1~3 h，随后切换为单机运行；除加班

等特殊情况外，冷机每天6:30左右开启，全天运行

表1 制冷机房设备清单

设备类型

螺杆式冷机组

一次冷冻泵

二次冷冻泵

冷却泵

冷却塔

数量（台）

3

4

4

4

3

功率（kW）

264.5

15

18.5

37

15

备注

已配置变频器

双速电机

表2 物联网数据采集情况表

采集周期

9月25日-10月11日

采集天数（天）

17

采集频率（min/次）

3

采集点位数量

42

数据类型

末端温湿度，水系统温度、压力，各用电

设备实时电流，功率等

采集数据量（万）

34.3

上海某大厦制冷机房系统节能诊断分析

1669

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上海节能 No.11

2023

ENERGY SAVING TECHNOLOGY

节能技术

时长为 11 至 12.5 h；节假日冷机开关时间较为灵

活，根据大楼办公需求和工程部人员响应情况而有

所不同。

根据平台温度数据可知（如图 1 所示）：1 号冷

机冷冻出水温度设定值为9 ℃，2号冷机冷冻出水

温度设定值为7 ℃。

根据平台功率数据可知（如图 2 所示）：1 号冷

机及2号冷机9月28日当天，在冷冻水出水温度小

于设定值时仍保持全天未卸载，可知冷机加卸载受

回水温度控制；采集阶段的数据反映，大部分工作

日，冷机基本保持加载运行状态。

2.2 辅机运行规律

2.2.1 一次冷冻泵

根据一次冷冻泵本地模式开关记录可知（如

表 4 所示）：一次冷冻泵运行时段基本与冷机运行

表3 螺杆式水冷机组本地模式开关记录表

9月25日

9月26日

9月27日

9月28日

9月29日

9月30日

10月1日

10月2日

10月3日

10月4日

10月5日

10月6日

10月7日

10月8日

10月9日

10月10日

10月11日

1号冷机

开机时间

8:27

6:39

6:33

6:30

6:45

6:48

8:49;13:00;

15:24

9:18

11:39

7:00;9:39;

12:09;14:42

9:36

6:42

6:57

8:45;11:00;

14:36

7:36

1号冷机

关机时间

15:57

7:24

18:30

18:00

18:15

9:00

10:51;13:42

16:06

16:24

12:48

8:33;10:57;

13:42;15:39

16:51

8:00

8:00

9:30;11:39;

15:18

17:45

2号冷机

开机时间

6:39

6:33

5:45

6:45

6:48

6:54

6:42

6:54

2号冷机

关机时间

22:18

9:33

18:00

9:15

17:30

19:24

17:39

18:42

冷机运行

最长时长（h）

7:30

15:39

11:57

12:15

11:30

10:42

3:26

12:30

7:06

0:00

1:09

5:21

7:15

10:57

11:48

2:06

10:09

最高温

（℃）

29

30

33

32

34

29

30

31

30

31

31

30

27

30

30

30

最低温

（℃）

20

23

22

23

22

19

20

22

23

23

23

24

23

24

24

23

注：有底色填充部分为节假日数据，无底色填充部分为工作日数据（下同）；在数据采集阶段仅启用过1号冷机及2号冷机。

图1 9月28日冷机冷冻水出水温度

1670

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节

能

技

术

时段相吻合，略长于冷机运行时段。单台冷机运

行时，开启两台一次冷冻水泵；双台冷机运行时，

开启三台一次冷冻水泵。一次冷冻水泵无变频器，

运行频率为50 Hz，额定功率为15 kW。

2.2.2 二次冷冻泵

根据二次冷冻泵开关记录可知（如表5所示）：

二次冷冻水泵运行时间基本与冷机运行时段相吻

合，工作日常开三台二次冷冻水泵；所有二次冷冻

水泵均配置有变频器，运行频率设置为48.9 Hz，额

定功率均为18.5 kW。

2.2.3 冷却泵

根据冷却泵本地模式开关记录可知（如表6所

示）：冷却泵运行时段与冷机运行时段基本吻合，单

台冷机运行时，开启两台冷却泵；双台冷机运行时，

开启三台冷却泵。冷却泵无变频器，运行频率为

50 Hz，额定功率为37 kW。

图2 9月28日冷机功率

表4 一次冷冻泵本地模式开关记录

9月25日

9月26日

9月27日

9月28日

9月29日

9月30日

10月1日

10月2日

10月3日

10月4日

10月5日

10月6日

10月7日

10月8日

10月9日

10月10日

10月11日

1号一次冷冻泵

开启时段

8:24-16:12

6:48-10:12

6:36-18:51

6:45-18:33

6:45-17:42

9:18-16:42

11:36-13:06

7:03-8:51;

9:42-11:15;

14:45-15:57

6:42-17:54

8:48-9:48;

11:03-11:57;

14:39-15:33

7:42-18:03

2号一次冷冻泵

开启时段

6:42-22:36

5:48-18:18

6:45-18:33

8:33-11:09

6:57-19:42

14:45-15:57

6:42-17:54

6:57-8:15

3号一次冷冻泵

开启时段

8:24-16:12

6:36-18:51

5:48-18:18

6:45-17:42

13:00-13:57;

15:27-16:24

9:18-16:42

11:36-13:06

7:03-8:51;

12:09-14:00

9:36-17:06

6:45-8:18

6:57-19:03

4号一次冷冻泵

开启时段

6:39-22:36

6:36-9:45

5:48-18:18

6:48-9:33

6:51-9:21

8:33-11:09;

13:00-13:57;

15:27-16:24

6:57-19:42

9:42-11:15;

12:09-14:00

9:36-17:06

6:57-19:03

上海某大厦制冷机房系统节能诊断分析

1671

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上海节能 No.11

2023

ENERGY SAVING TECHNOLOGY

节能技术

表5 二次冷冻泵本地模式开关记录

9月25日

9月26日

9月27日

9月28日

9月29日

9月30日

10月1日

10月2日

10月3日

10月4日

10月5日

10月6日

10月7日

10月8日

10月9日

10月10日

10月11日

2号二次冷冻泵

开启时段

0:00-8:21

6:39-18:15

5:45-19:03

6:42-18:36

6:42-17:30

6:03-20:21

6:45-18:09

7:39-18:42

3号二次冷冻泵

开启时段

0:00-17:21

6:39-22:57

6:30-18:51

5:45-19:03

6:42-17:30

8:30-18:00

6:03-21:57

8:30-17:18

11:36-16:51

6:42-17:00

9:36-17:39

6:42-18:09

6:51-18:57

8:45-17:00

4号二次冷冻泵

开启时段

0:00-17:21

6:39-22:57

6:30-18:51

5:45-19:03

6:42-18:36

6:42-17:30

8:30-18:00

6:03-21:57

8:30-17:18

11:36-16:51

6:42-17:00

9:36-17:39

8:30-18:09

6:51-18:57

8:45-17:00

注：在数据采集阶段仅启用过2号二次冷冻泵、3号二次冷冻泵及4号二次冷冻泵。

表6 冷却泵本地模式开关记录

9月25日

9月26日

9月27日

9月28日

9月29日

9月30日

10月1日

10月2日

10月3日

10月4日

10月5日

10月6日

10月7日

10月8日

10月9日

10月10日

10月11日

1号冷却泵

开启时段

8:24-16:12

6:48-10:12

6:36-9:57

5:48-18:18

6:48-9:33

6:45-17:42

11:36-13:06

7:03-8:51;

9:42-11:05;

14:45-15:57

6:42-17:54

7:42-18:03

2号冷却泵

开启时段

6:36-18:51

5:48-18:18

6:51-9:21

13:00-13:57;

15:27-16:24

9:18-16:42

12:09-14:00

9:36-17:06

6:57-8:15;

10:18-10:57

8:48-9:48;

11:03-11:57;

14:39-15:33

3号冷却泵

开启时段

9:36-18:51

5:48-18:18

6:45-18:33

6:45-17:42

8:33-11:09;

13:00-13:57;

15:27-16:24

6:57-19:42

9:18-16:42

11:36-13:06

7:03-8:51;

9:42-11:05;

12:09-14:00;

14:45-15:57

9:36-17:06

6:42-17:54

6:57-19:03

8:48-9:48;

11:03-11:57;

14:39-15:33

7:42-18:03

4号冷却泵

开启时段

6:42-22:36

6:45-18:33

8:33-11:09

6:57-19:42

6:45-8:18

6:57-19:03

1672

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ENERGY SAVING TECHNOLOGY

节

能

技

术

2.2.4 冷却塔

冷却塔风机根据冷却水供回水温度进行启停

控制，同时，冷却塔风机配置的双速电机会根据相

应条件进行高低速切换。根据数据分析，冷却塔高

低速运行功率如下所述：1号冷却塔风机高速运行

时段平均功率为14.41 kW，低速运行时段平均功率

为4.64 kW；2号冷却塔风机高速运行时段平均功率

为 13.95 kW，低速运行时段平均功率为 4.18 kW；

3 号 冷 却 塔 风 机 高 速 运 行 时 段 平 均 功 率 为

13.06 kW，低速运行时段平均功率为4.30 kW。

2.3 管路特性

根据采集阶段的平台温度数据可知（如图 3

所示）：冷机出水温度与二次侧供水温度存在较

大温差。以 9 月 26 日和 9 月 27 日为例，系统平

稳运行时，冷机出水温度与二次侧供水温度温差

在4 ℃以上。

根据采集阶段的平台温度数据可知（如图4所

示）：二次侧供回水温差较小。以 9 月 26 日和 9 月

27日为例，系统平稳运行时，二次侧供回水温差在

0.8 ℃ 以下。

根据采集阶段的平台温度数据可知（如图5所

示）：冷却水供回水温差较小。以9月27日为例，系

统平稳运行时，冷却水供回水温差在3 ℃以下。

2.4 系统能耗情况

物联网数据采集系统对各用电设备进行了用

电量计量，现将9月25日-10月11日采集数据汇总

如表7所示。

图3 冷机出水温度与二次侧供水温度

图4 二次侧供水温与二次侧回水温

图5 9月27日冷却水出水温与冷却水回水温

上海某大厦制冷机房系统节能诊断分析

1673

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2023

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节能技术

根据导出数据可知（如表7、图6所示）：各设备

用能结构相对合理。

图6 制冷机房系统设备用能占比

3 系统节能潜力分析

3.1 冷冻水侧

现象一：冷机出水温度与二次侧供水温度温差

较大，二次冷冻泵设定频率较高，二次侧供回水温

差较小。

节能潜力分析：二次侧流量过大，导致一次侧、二

次侧流量配比不平衡，冷机制冷量无法完全释放［4］

。

通过优化一次冷冻泵及二次冷冻泵开启数量、调整

二次冷冻泵运行频率，从而使一次冷冻泵、二次冷

冻泵流量达到相对平衡，冷机产生的高品质冷量得

以输配至二次侧。

现象二：冷机出水温度设定值较低，长时间处

于加载状态。

节能潜力分析：由于回水温度高，供回水温差

大，冷机长时间保持加载状态，在系统管路输配问

题得到解决后，在保证二次侧供水温度的前提下，

可以动态优化出水温度设定值［5］

，从而提升冷机效

率并且减小冷机供回水温差，使冷机可进入待机状

态，达到节能效果。

现象三：冷机平稳运行时，相同参数冷机耗电

量不一致。

节能潜力分析：冷机内部运行逻辑设定及效率

存在差异，同时冷机之间的管路连接特性存在一定

差异，对冷机进行设备寻优，尽量多开启效率较高

的主机，可减少冷机能耗。

3.2 冷却水侧

现象一：冷却水供回水温差较小，冷却泵运行

功率大。

节能潜力分析：冷却水供回水温差较小，是

表7 制冷机房设备用电量计量表(单位：kWh)

9月25日

9月26日

9月27日

9月28日

9月29日

9月30日

10月1日

10月2日

10月3日

10月4日

10月5日

10月6日

10月7日

10月8日

10月9日

10月10日

10月11日

合计

总能耗

1 344.33

4 354.63

3 987.82

6 054.52

3 885.80

3 450.49

1 007.48

2 350.43

1 086.30

17.54

360.79

1 249.35

1 269.35

4 377.61

4 606.32

529.46

2 960.05

42 982.36

冷机

349.38

2 436.05

2 222.97

3 581.29

2 065.10

1 875.31

330.36

694.58

211.71

0.00

76.85

380.81

382.92

2 598.70

2 780.84

42.73

1 773.23

21 802.83

一次冷冻泵

189.44

421.81

333.60

442.87

308.18

294.93

113.14

308.28

179.28

0.16

37.30

158.74

181.16

287.40

316.51

71.90

249.23

3 893.93

二次冷冻泵

500.35

591.14

335.00

510.75

324.76

428.08

233.62

500.15

202.38

0.00

131.57

254.66

196.72

427.60

340.61

188.74

184.00

5 350.13

冷却泵

271.47

689.12

805.38

1 191.06

814.45

753.65

289.73

791.08

453.77

0.00

92.20

399.08

461.34

732.11

828.39

183.21

629.20

9 385.24

冷却塔

33.69

216.51

290.87

328.55

373.31

188.52

40.63

56.34

39.16

17.38

22.87

56.06

47.30

331.80

339.97

42.88

124.39

2 550.23

1674

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节

能

技

术

由于冷却水流量存在过供应问题，调整冷却水流

量［6-7］

，加装冷却泵变频器，降低冷却泵运行频率，改

善冷却水过供应问题，减少冷却泵能耗。

现象二：冷却泵未及时关闭，启停时间与冷机

不一致，导致浪费。

节能潜力分析：由于人力管理的缺陷，导致了

冷却泵未能及时停机，引入智能管控，与冷机关联

启动，防止工作人员忘记或者未及时关泵等误操

作，及时停止冷却泵运行，可减少冷却泵能耗。

现象三：冷机平稳运行时，负荷波动受冷却塔

启停及风机电机高低速切换影响。

节能潜力分析：冷机能效受冷却塔控制影响较

大，冷却塔控制不合理，需根据冷机效率变化，重新

确定冷却塔控制逻辑，使冷机效率始终维持在高效

区间，冷却塔控制存在优化空间。

4 节能优化方案及节能分析

基于上述第3章的节能潜力分析，采取以下节

能控制策略。

4.1 冷机节能

优化方案1：动态调整冷机出水温度设定值

鉴于目前二次侧供水温12 ℃仍能匹配末端需

求的现状，冷量输配问题解决后，冷机设定温度可

由7~9 ℃调整至10 ℃及以上，减小供回水温差，使

冷机进入待机状态，增加待机时长，达到节能效果。

优化方案2：冷机寻优

根据目前采集阶段数据可知冷机之间存在效

率差异，引入智控手段可调整冷机设定，根据数据

分析冷机性能，完成冷机寻优。

预计实施以上措施，冷机节能率可达15%。根

据分项计量统计，冷机年用电量34.8万kWh，节电

量约5.2万kWh。

4.2 冷冻泵节能

优化方案1：一次冷冻泵与冷机关联启停

根据采集阶段数据可知，在冷机由双台切换为

单台时，一次冷冻泵会减少运行台数，本操作受工

作人员影响较大，往往停泵不及时（9月26日、9月

30日）。引入智能管控，使一次泵运行台数与冷机

运行台数关联，对冷机、冷冻泵进行启停跟踪，做到

机组的智能启停，防止工作人员忘记或者未及时关

泵等误操作，可减少一次冷冻泵能耗。

优化方案2：二次冷冻泵与冷机关联启停

根据采集阶段数据可知，在冷机关机时，二次

冷冻泵曾出现忘记关泵的失误（9 月 24 日-9 月 25

日），引入智能管控，对冷机、冷冻泵进行启停跟踪，

做到机组的智能启停，防止工作人员忘记或者未及

时关泵等误操作，可减少二次冷冻泵能耗。

优化方案3：二次冷冻泵降频运行

目前工作日常见的工况为两台一次冷冻泵对

应三台二次冷冻泵，通过对二次冷冻泵进行频率调

整，使一次冷冻泵、二次冷冻泵流量达到相对平衡，

减少二次冷冻泵能耗。

预计实施以上措施，冷冻泵节能率可达 20%。

根据分项计量统计，冷冻泵年用电量12.2万kWh，

节电量约2.4万kWh。

4.3 冷却泵节能

优化方案：规范冷却泵运行和降频运行

根据采集阶段数据可知，中央空调系统冷却水

供回水温差较小，在双台冷机运行时，开启两台冷

却泵就能使冷却水供回水温差降低至 3 ℃以下

（9 月27日），在加装变频器后，物联网智控系统可

以对湿球温度、冷却水供回水温度进行跟踪，据此

智能调控冷却泵运行台数并降低冷却泵运行频率，

减少冷却泵能耗。

预计实施以上措施，冷却泵节能率可达 30%，

根据分项计量统计冷却泵年用电量12.9万kWh，节

电量约3.9万kWh。

4.4 冷却塔节能

优化方案：冷却塔智能启停和风机高低速切换

物联网智控系统可以对冷机、冷却塔进行启

停跟踪，及时关塔，防止因关塔不及时造成浪费，

并通过专家规则，结合冷机能耗进行风机高低速

上海某大厦制冷机房系统节能诊断分析

1675

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上海节能 No.11

2023

ENERGY SAVING TECHNOLOGY

节能技术

切换。

预计实施以上措施，冷却塔不产生节电量，节

电量在冷机侧体现，冷机节能率提高 2%。根据分

项计量统计冷机年用电量 34.8 万 kWh，节电量约

0.7万kWh。

根据项目系统运行现状和节能潜力分析，项目

将采用新建物联网智控节能优化控制系统的方式，

利用硬件设备，搭建一套完整的控制系统，实现制

冷机房系统运行的数字化、参数调整的智能化和管

理的便利化。通过对大厦制冷机房新增物联网智

控节能优化控制系统，制冷机房预计可实现年节电

量 12.2 万 kWh，年节约标准煤约 35.2 tce，改造后

制冷机房系统综合节能率19.1%。

5 结论

通过对安装在制冷机房的数据采集系统记录

的相关数据进行节能诊断分析，发现项目制冷机房

内的主机和辅机的运行规律，同时针对现有系统运

行存在的问题进行了节能潜力分析，并提出相应的

节能优化控制策略，最后在制冷机房安装一套物联

网智控节能优化控制系统，通过对制冷机房系统实

施物联网智控节能优化，改造后制冷机房系统综合

节能率19.1%，为既有建筑的空调系统节能降耗提

供了一种高效可行的解决方案。

参考文献

［1］清华大学建筑节能研究中心.中国建筑节能年度发展研究报告2021

［M］.北京:中国建筑工业出版社,2021.

［2］刘小玲.节能理念在办公楼设备控制管理系统中的设计与应用［J］.城

市建筑,2016(18).

［3］毛华雄.高效制冷机房技术现状与分析［J］.制冷与空调,2022,22(11).

［4］刘春蕾,孙勇,王利民,等.中央空调系统节能运行控制的优化模型［J］.

低压电器,2008(24).

［5］张昆,宋业辉,钱程.高效制冷机房性能化设计方法研究［J］.暖通空

调,2021(S1):296-301.

［6］蒋小强,龙惟定,王民,等.空调水系统变流量的运行特性［J］.流体机

械,2010(3).

［7］朱锴锴,任建兴,张俊杰,等.制冷系统冷却水侧大温差运行能耗分析

［J］.制冷学报,2018(5).

10月25日下午，上海市经济和信息化委节能和综合利用处处长黄捷带队赴嘉定走访调研绿色低碳产

业发展，嘉定区经委党组成员、副主任葛嫣妍陪同调研。

黄捷处长一行参观了小马易行（上海）科技有限公司，了解企业关于布局自动驾驶出行服务、自动驾驶

卡车及乘用车智能驾驶领域的介绍。随后来到福耀集团（上海）汽车玻璃有限公司，就企业节能低碳推进工

作进行调研。

在座谈会上，葛嫣妍汇报了嘉定区工业碳达峰工作落实情况、“百一行动”计划、绿色低碳产业等工作推

进情况。黄捷充分肯定了嘉定区的节能低碳推进工作，她指出要以绿色低碳产业“十大赛道”工作新机遇为

契机，重点关注储能发展、零碳制造和产品碳足迹等方向，同时要引导企业加快绿色低碳转型发展，聚力推

动上海绿色低碳产业高质量发展。

（来源：上海节能宣传）

上海市经信委节能处一行赴嘉定调研绿色低碳产业

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2023年第 11 期

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2018 年第 08 期

ENERGY SAVING TECHNOLOGY

节

能

技

术

垃圾发电企业提高运营效益的

关键技术措施

乔志青 潘树军

广西平南县北控水务环保有限公司

摘要：通过对垃圾发电企业生产运行中五项对利润影响最大的因素入炉垃圾含水率（焚化渗沥液浓水）、

锅炉排污率、锅炉排烟温度、凝汽器结垢和沼气利用的节能价值或者损失价值的分析，可知每一项的节能

效益都达到几十万甚至上百万元，对每一项影响因素提出了提高运营效益的相关技术措施，对部分解决

的技术方法提供了详细的计算公式，为垃圾发电企业从内部生产运行层面提高效率、降低消耗、提高效益

指明了方向。

关键词：运营效益；含水率；排污率；排烟温度；凝汽器结垢；利用沼气

DOI: 10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2023.11.014

Key Technical Measures for Improving Operational Efficiency of Garbage Power Generation Enterprise

QIAO Zhiqing, PAN Shujun

Guangxi Pingnan County Beikong Water Environmental Protection Co., Ltd.

Abstract: Through the analysis of five factors that have the greatest impact on profits in the production

and operation of garbage power generation enterprises, including the moisture content of the incoming

garbage (Incineration of leachate concentrated water), the boiler blowdown rate, the boiler exhaust

temperature, the condenser scaling, and the energy saving value or loss value of biogas utilization, it

can be seen that the energy saving benefits of each item reach hundreds of thousands or even millions

收稿日期：2023-09-01

第一作者：乔志青（1967—），男，MBA硕士，高级工程师，主要从事垃圾发电运营管理、节能节水技术工作

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SHANGHAI ENERGY SAVING

上海节能 No.11

2023

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节能技术

0 引言

垃圾发电企业投资大、规模小、投入高、负荷率

低、人员新、技术力量不足，在设备选型与热力系统

参数已定的情况下，是否还有改善空间是垃圾发电

企业经营管理者思考的重大问题。同样参数的设

备企业，运营管控好与差，年利润相差几百万元至

上几千万元都是可能的。

提高运营利润的主要思路是从整个生产系统

考虑每个环节中的影响因素，核算影响利润数额大

的项目，管控好影响利润最大的几项关键技术因素

是获得最大利润的来源。

目前垃圾发电企业对于内部的节能挖潜工作，

仅见于零星论述，未见系统全面研究和探讨，更没

有量化的经济效益核算。本文系统阐述并具体计

算五项技术因素对经济效益的突出影响。

1 降低入炉垃圾的含水率，提高入炉垃圾的

低位发热量

提高入炉垃圾的低位发热量，相当于烧高热值

的燃料，相应地会大幅度提高吨入炉垃圾的发电

量，从而提高经济效益。

降低入炉垃圾的含水率是提高入炉垃圾低位

发热量的主要措施之一。

1.1 入炉垃圾含水率高对经济效益的影响

入炉垃圾中含有的水分，经过焚烧后，吸收了

大量热量由常温变成排烟温度的水蒸气，排入大气

中。中温中压机组入炉垃圾中每吨水可以造成至

少105元的经济损失［1］

。

按照常规设计，渗沥液浓水进炉焚化处理。按

照设计入炉600 t/h的焚烧量、入厂垃圾渗沥液产率

年均 15%来计算，渗沥液处理系统浓水的产率在

25%~50%之间，取低值35%来计算，那么按照渗沥

液浓水入炉焚化来计算一年（运行天数333天）的经

济损失为：

600/(1-15% ) × 15% × 35% × 333 × 105/

10 000=129.58（万元/年） （1）

上述经济影响仅考虑了垃圾中水分带走热量

的影响。锅炉焚化渗沥液浓水，不仅影响经济效

益，还会造成局部炉膛温度骤冷，从而形成严重的

结焦。

如果入炉垃圾中含有大量的水分时，需要更长

时间和更多的热量在炉排上进行烘干，因而需要根

据情况提高一次风温，消耗更多的饱和蒸汽和汽轮

机抽汽，从而降低系统热效率。

1.2 控制入炉垃圾含水率的措施

对于将渗沥液浓水进焚烧炉内焚化的设计方

案，应将渗沥液浓水移出炉膛。渗沥液浓水的处

置，可用改进工艺流程的方式解决：将浓水用于炉

渣冷却，或者用于消石灰制浆；若总量在全年的部

分时间段内还是比较多，特别是南方地区雨季期间

渗沥液的产率最高可达40%左右，造成渗沥液过多

of yuan. Relevant technical measures are proposed to improve operational efficiency for each factor,

and detailed calculation formulas are provided for some of the technical solutions.This provides a direction for garbage power generation enterprises to improve efficiency, reduce consumption, and increase

benefits from the internal production and operation level.

Key words: Operational Efficiency; Moisture Content; Sewage Discharge Rate; Exhaust Temperature;

Condenser Scaling; Utilization of Biogas

1678

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节

能

技

术

无处消化，可在渗沥液处理站增加设计浓水反渗透

装置，常用 DTRO 工艺实现渗沥液浓水减量化，可

降低总量50%的渗沥液浓水，使用中根据需要不定

时运行。

要控制入炉垃圾的含水率，主要保证垃圾发酵

的时间、避免进生料、垃圾仓料进行翻料、做好分区

堆放和分区上料、保持垃圾仓排水通畅、降低垃圾

仓底水位、新上料区域上层新料要揭盖移位、混合

好不同品质的垃圾料，特别是不能将垃圾仓底含水

高的垃圾或者水位以下的垃圾料直接送入进料口；

对排水不畅的垃圾仓排水橱窗进行定期清理和改

造等。

另外，寻找高发热值没有渗沥液的一般工业固

废，如纺织服装废料、塑料加工废料、建筑丝网废

料、保温泡沫废料等产生发热值较高但不会产生危

险废物，这些一般工业固废基本没有渗沥液产生。

但是需要注意做好焚烧的调控，防止偏烧、超温、烟

气排放超标等问题出现。

2 降低锅炉的排污率

2.1 锅炉排污率高对经济性的影响

锅炉排污率的大小，对锅炉效率和企业效益有

较明显的影响。以中温中压系统为例计算排污率

造成的实际经济损失：

中温中压锅炉汽包压力4.5 MPa，对应的饱和

温度为258.8 ℃，饱和水比焓为1 128.79 kJ/kg，当

600 t/天的焚烧炉的余热锅炉额定蒸发量为58 t/h，

排污率增加量为 1%，每年运行 8 000 h，造成的热

量损失为：

58×1%×1 000×1 128.79×8 000=5.238×

10（9 kJ/年） （2）

按照汽轮机的汽耗率为4.7 kg/kWh、中温中压

蒸汽比焓 3 190.64 kJ/kg、电价 0.65 元/kWh 计算，

上述年度排污增量的热量折合蒸汽量造成的电价

损失为：

5.238×109

/3190.64/4.7×0.65/10 000=22.70

（万元/年） （3）

可见，在设定的锅炉条件下，排污率增加 1%，

每年可以造成大约22.70万元的经济损失。

2.2 控制锅炉排污率的方法

控制排污率的关键是要统计锅炉的排污率

大小。锅炉排污率的统计方法较多采用化学盐

平衡法，给水、排污水及饱和蒸汽中盐分含量计

算排污率。

化学盐平衡法锅炉排污率计算有多种方式，各

有优缺点。常用的有如下两种［2］

：

1）传统的硅酸盐平衡计算法

计算公式为：P=(SGE-SB)/(SG-SGE)×100%

（4）

式中：P——锅炉排污率；

SGE——给水中SiO2含量（mg/L）；

SB——饱和蒸汽中SiO2含量（mg/L）；

SG——炉水中SiO2含量（mg/L）。

2）改进后的磷酸盐平衡计算法

计算公式为：

P=(lnC1- lnC2)/［D×(t2-t1)］×W×100%

（5）

式中：P——锅炉排污率；

C1——炉水中起始测量磷酸根浓度（mg/L）；

C2——炉水中终点测量磷酸根浓度（mg/L）；

t2——炉水终点取样时间（h）；

t1——炉水起始取样时间（h）；

D——锅炉蒸发量（t/h）；

W——锅炉运行水的重量（t）。

降低锅炉排污率的方法主要有：

（1）控制锅炉进水的水质，降低进入锅炉污染

物的总量。主要是控制好除盐水制水的水质、回收

凝结水的水质、回收蒸汽疏水的水质。

（2）根据炉水和蒸汽的品质情况和排污率大

小，及时调整定排和连排的大小。

（3）严格按照相关技术规范标准要求制定排污

率技术指标，并严格控制。《TSG 91-2021 锅炉节

能环保技术规程》要求：以除盐水补水的工业锅炉

排污率不高于2%。国内更高的标准有广州市地方

标准《DB4401/T 120—2021 生活垃圾焚烧发电锅

垃圾发电企业提高运营效益的关键技术措施

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节能技术

炉节能降耗技术规范》，其中对锅炉排污率规定：以

除盐水补水的凝汽式系统的锅炉小于等于 1%，以

除盐水补水的供热式系统的锅炉小于等于2%。

（4）做好定排连排阀门的维护和维修，消除阀

板卡涩、污堵、内漏等原因造成的泄漏。

3 控制锅炉排烟温度

锅炉排烟温度高，必然带走更多热量，降低锅

炉的效率；排烟带走的热量巨大，排烟温度的升降，

对企业的整体经济效益有较大影响。控制好排烟

温度，是锅炉提高经济效益的最常见的方式。

3.1 排烟温度高的危害

（1）较高的排烟温度，造成了锅炉烟气热量的

流失，造成锅炉热效率下降。据分析计算，锅炉排

烟温度每提高10 ℃，锅炉热效率下降约1%［3］

。

如果按照1%锅炉效率来计算年效益变化，那么

600 t/天焚烧炉的中温中压锅炉额定蒸发量为58 t/h、

汽轮机汽耗率为4.7 kg/kWh、电价0.65元/kWh来计

算，每年（8 000 h/年）对经济效益的影响为：

58×1%×1 000/4.7×8 000×0.65/10 000

=64.17（万元/年） （6）

上述计算结果的含义是：锅炉排烟温度每降低

10 ℃，每年可以产生64.17万元的经济效益。应高

度重视降低排烟温度的工作。

（2）较高的排烟温度，如果是因为烟气在高温过

热器前温度过高造成的，那么对高温过热器容易造

成局部超过金属的使用温度，容易造成高温过热器

寿命严重缩短，并且造成减温水量大幅度上升。

（3）较高的排烟温度，容易造成脱硫塔出口烟

气温度偏高，影响布袋除尘器的安全运行；同时降

低烟温的喷水措施，还会造成烟气中水蒸气含量偏

高，影响在线烟气监测中其他气体污染物的计算值

偏高。

3.2 生活垃圾焚烧锅炉设计排烟温度较高的原因

生活垃圾焚烧锅炉的排烟温度设计值一般在

190～220 ℃，此温度的设置原因是因生活垃圾焚

烧后，烟气中含有高浓度的酸性气体：二氧化硫、氯

化氢、氮氧化物（NOx

），甚至有氟化氢，这些高浓度

的酸性气体必然会将烟气的露点温度提高到较高

的温度，露点温度可以达到150 ℃左右。另外给半

干法脱酸塔预留部分烟气温度降低空间，使半干法

脱酸塔出口的烟气温度达到 145 ℃左右的最佳脱

酸反应温度，并适应后续布袋除尘器的布袋适用温

度和露点要求。

由此可见，设计值预留的安全裕量是比较大

的，给出的变化范围也较大。

3.3 运行中排烟温度高的原因

生活垃圾焚烧过程中产生大量的粉尘，粉尘中

有大量的低熔点无机盐，高温烟气携带的这些粉尘

在运行中很容易遇到烟气通道的温度较低的各个

换热管壁后黏结，形成结焦，或者形成不容易脱落

的黏灰，即使锅炉设置并使用了蒸汽吹灰或者激

波吹灰并坚持使用，也有部分灰或者焦难以从管

壁上面脱落。管壁面的沾污、结渣、积灰现象严重

将严重影响各换热面的热量交换，最终形成排烟

温度升高。

国内也常见因为工程前期降低采购成本或者

余热锅炉厂家设计经验不足，造成各烟道的受热面

积偏小，排烟温度偏高。

3.4 降低排烟温度的技术措施

从上述3.2和3.3分析中可见，生活垃圾焚烧炉

排烟温度偏高，是运行中经常发生的问题，应特别

关注并解决。

降低排烟温度过高的主要措施如下：

（1）保持锅炉尾部烟道吹灰装置的完好性，做

好定期和临时性吹灰工作。

（2）做好锅炉的检修工作，停炉后人工彻底清

灰清焦。

（3）做好入炉垃圾的分选工作，降低可能结焦

的成分进入锅炉。

（4）对于高温过热器部位容易结焦的锅炉，应

做好技术改造进行根除。

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节

能

技

术

（5）降低运行中除氧器的压力和温度，除氧水

最低温度可以降至 102～104 ℃，在确保省煤器不

结露的前提下，降低除氧水的温度到最低温度。

（6）根据当地垃圾焚烧后烟气中酸性气体的

含量情况，计算烟气的露点温度，锅炉尾部排烟

温度应留有至少 30 ℃以上的安全温度裕量，在

此前提下，可以适当降低排烟温度到 190 ℃以

下，以充分挖掘节能潜力。若排烟温度由 220 ℃

能够降低到 180 ℃, 根据式（7）计算，每年可产生

经济效益为：

64.17 × (（220-180）/10) =256.68（万 元/年）

(7)

（7）如果因炉膛和烟道的受热面面积设计过小

造成的烟道相关部位超温，运行中需要降低燃烧负

荷；根治措施是对锅炉进行受热面技改，通常采用

增加高温过热器前蒸发器面积。

（8）如果垃圾热值过高、热负荷过高造成烟道

相关部位超温，则需要考虑降低锅炉负荷来适应温

度控制的安全和经济性需要。

4 防止汽轮机凝汽器结垢

4.1 凝汽器容易结垢的原因

生活垃圾发电的循环水系统特别容易产生凝

汽器结垢的问题，最主要原因是循环水系统的水容

量相对较小，循环水热负荷高，蒸发量大，分析化验

的项目少，频率低，补充水中含钙离子浓度较高，管

理上的疏忽和漏洞等。这些综合性的原因，导致垃

圾焚烧发电厂经常发生凝汽器结垢问题。

凝汽器结垢发生时，在循环水系统的循环水中

析出碳酸钙为主的结晶盐，整个循环水系统都会结

垢，不仅在凝汽器内部。因此，发生凝汽器严重结

垢时，一般有一个比较明显的现象，即循环水变白

色或者乳白色，这是大量碳酸盐白色细微颗粒在循

环水中浮动。

4.2 凝汽器结垢的危害

出现凝汽器结垢后，最大的影响是降低凝汽器

的凝汽能力，造成严重的经济损失。如果结垢轻

微，加之凝汽器富余面积较多，对凝汽器的运行没

有明显影响。反之，则影响巨大，尤其是夏季运行

影响更大。有一个实际案例，某企业12 MW汽轮机

四年内两次出现凝汽器结垢问题，最严重的一次，凝

汽器换热管束内结垢厚度达到1 mm左右，汽轮机的

汽耗率由设计值5.2 kg/kWh提高到5.8 kg/kWh，个别

时候达到6.0 kg/kWh。

如果按照上述指标进行计算，12 MW汽轮机汽

耗率由5.2 kg/kWh提高到5.8 kg/kWh，电负荷由原

来11 MW降低的电负荷数据来计算，一年产生的经

济损失：

（11 000-11 000×5.2/5.8）×8 000×0.65/

10 000=591.72（万元/年） （8）

凝汽器结垢后一定会同时产生全系统性的结

垢，会造成冷水塔填料结垢淤堵、阀门阀道阀板卡

涩、循环水泵轴端密封破坏、叶轮内结垢造成效率

下降、循环水管道间断性脱落片状硬垢淤堵凝汽器

管束入口、增加凝汽器酸洗处理费用等。

4.3 消除凝汽器结垢的技术措施

（1）循环水的水质管理，可谓“三分技术，七分

管理”，管理严谨是技术措施实施的前提。循环水

的水质相关影响因素多、动态变化大，只有严谨的

管理才能将技术措施和管理措施落实到位。

（2）针对本水场要编制适应本水场水质、气候

环境和运营特点的水场运行技术方案，并严格实

施，及时调整。

（3）容易结垢的水质都是碱性水质，所以根据

水质碱度的大小，及时发现碱度和pH值升高，及时

进行加酸处理或者排污处理。

（4）针对循环水浓缩倍数经常超上限造成的结

垢问题，需要提高水质的分析频率，或者安装在线

水质电导率仪，可以在线及时粗略判断浓缩倍数高

低，及时排污。

（5）循环水结垢也常常不是浓缩倍数超过上限

导致，而是在浓缩倍数不超标，但循环水指标“钙硬

度+全碱度（以碳酸钙计）”超标所致，“钙硬度+全碱

度（以碳酸钙计）”指标应不大于1 100 mg/L。为解

垃圾发电企业提高运营效益的关键技术措施

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上海节能 No.11

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节能技术

决检测间隔长、人员配置少、指标变化快、节水要求

高的实际情况，可以在循环水系统中设置在线 pH

检测仪，由于循环水中的钙硬度和全碱度都与 pH

有正相关性，所以 pH 在线检测可以粗略判断水质

的结垢倾向。由于循环水的补水水质比较单一，因

此也可以根据补水的水质、电导率计算出来的浓缩

倍数、在线检测的pH值，来计算循环水的碱度、钙

硬度［4-5］

，从而给出合理的排污时间提示点，更准确

反映水质情况，更有利于节水。

5 回收利用渗沥液系统沼气

垃圾发电系统产生的沼气，合理利用后有很大

的经济效益，很多企业并不重视，甚至可能随意排

放掉或者火炬焚烧。合理利用一般有两种方式：一

是送入锅炉内焚烧进入发电循环，二是利用内燃机

进行发电。

5.1 渗沥液系统沼气的产生量

生活垃圾在垃圾仓发酵时，产生的渗沥液有很

高的COD浓度，一般浓度在3×104

～5×104 mg/L。

渗沥液进入渗沥液处理站进行生化+膜工艺处理

时，在厌氧发酵处理阶段会产生较多的沼气，其主

要成分为甲烷。

理论计算1 kg COD产生0.35 Nm3

的甲烷，但

实际上通常厌氧条件下降解 1 kg COD 约产生

0.42～0.5 Nm3

左右的沼气，沼气中甲烷含量在60%

左右［6］

。按照厌氧段进口COD浓度为3×104

mg/L，

出口COD浓度为3×103 mg/L进行计算，垃圾的渗

沥液年均产率为15%，那么设计焚烧能力为600 t/天

的系统，年（333天/年）产沼气量为：

600/(1-15%)×15%×1 000×(30 000-3 000)/

(1 000×1 000)×0.42×333=0.40×106

(Nm3

/年)

（9）

5.2 渗沥液系统沼气在电厂中可能产生的经济效益

沼气的低位发热值为21.52 MJ/Nm3

左右。中

温中压参数垃圾发电系统的热效率一般为 21%左

右。用于发电的柴油机的热效率一般为 42%左

右。那么5.1章节中年产生的沼气，进入垃圾焚烧

发电系统中产生的发电效益为：

0.40×106

×21.52×106

×20%/(3.6×105

)×

0.65/10 000=314.34(万元/年) （10）

5.1章节中，年产生的沼气，如果进入内燃机发

电系统中发电，产生的发电效益为：

0.40×106

×21.52×106

×42%/(3.6×105

)×

0.65/10 000=652.77(万元/年) （11）

可见经济效益是非常大的。

5.3 回收利用渗沥液沼气不同技术方案优劣比较

利用直接引入锅炉焚烧的方式，这是最普遍的

利用方式。优点是投资低，直接利用现有设备即可

使用，废气直接利用烟气净化装置处理，若在焚烧

炉订购前在技术协议中确定炉内开口和燃烧器定

制、炉外配套供风供气防爆相关技术条款。缺点是

沼气热能的利用率比较低、每年锅炉的大小修期间

不能利用瓦斯、有炉膛内爆炸的潜在危险。在沼气

产量相对较小的企业，可将沼气引入一次风机进风

管道的方式来引入锅炉。

利用内燃机进行发电的方式，优缺点与炉内直

接燃烧恰好相反。优点是沼气热能的利用效率高、

没有停炉不能利用时间、对锅炉本体没有爆炸威

胁、可腾出余热锅炉和焚烧炉的容量空间。缺点是

投资比较高、沼气需要单独预处理。

也有沼气产量少规模小的生活垃圾发电厂，将

沼气直接引入垃圾仓，随锅炉送风机进入炉膛内燃

烧，此方案有一定的安全隐患。

较大规模的垃圾焚烧发电厂建设单独的内燃

机发电的沼气发电站相对更合理一些。

6 结论

垃圾焚烧发电厂的生产运行从技术管理上潜

力挖掘点很多，以上是影响经济效益比较大的因

素，每年可产生百万至千万元的经济效益。实际运

营中还可优化不同机组效率组合，实现热电联供，

维持锅炉压力温度参数上限运行，合理调整空气过

剩系数，控制水电消耗，控制压缩风消耗，控制石

1682

SHANGHAI ENERGY SAVING

2023年第 11 期

SHANGHAI ENERGY SAVING

上海节能

SHANGHAI ENERGY CONSERVATION

上海节能

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2018 年第 08 期

ENERGY SAVING TECHNOLOGY

节

能

技

术

灰、活性炭和尿素消耗，优化不同水质废水回用等

技术措施。

如果运营中技术措施结合其他管理方面的激

励措施，企业产生的综合经济效益会更加显著。

参考文献

［1］孙桂根，田建东，苏猛业. 生活垃圾焚烧发电技术基础与应用［M］.合

肥工业大学出版社，2019：47.

［2］曹杰玉. 锅炉排污率计算方法的研究［J］. 热力发电，2002（4）：44-46.

［3］林晓宏，张建明. 锅炉效率计算及提高锅炉运行效率的措施［J］. 华东

电力，2014,42(7):1471-1475.

［4］齐冬子. 敞开式循环冷却水的pH值、碱度及加酸量估算［J］. 工业用

水与废水，1999(2): 10-14.

［5］曾建平. 循环冷却水总碱度和 pH 值的化学热力学计算［J］. 化学时

刊，2006(6): 16-19.

［6］秦麟源. 新编废水生物处理［M］. 同济大学出版社，2011：341.

（上接封二）

完善绿色评价认证体系和绿色效益核算方法，为产业发展提供多样化绿色投融资支持。积极参与相关领域国际

标准制定，深化绿色金融国际合作。推动经济社会绿色低碳转型，加快传统产业智能化绿色改造，推动绿色工

厂、绿色园区建设，全面打造绿色低碳供应链体系，引导广大市民从垃圾分类、“光盘行动”等身边小事做起，加快

形成绿色生活方式，使绿色成为最动人的底色、最温暖的亮色，为人类社会实现可持续发展贡献更大力量。

黄润秋指出，近年来，在习近平生态文明思想指引下，中国实施积极应对气候变化国家战略，坚决落实碳

达峰碳中和目标，应对气候变化工作取得突出成效。中国自2021年启动全球覆盖温室气体规模最大的碳排

放权交易市场以来，全国碳市场运行平稳，有效发挥了市场机制对控制温室气体排放、促进绿色低碳技术创新

的重要作用。下一步，中国将尽快启动全国温室气体自愿减排交易市场，全力推进全国碳市场建设，将其建设

成为指引绿色低碳技术创新、引导绿色低碳资金、推动碳达峰碳中和的有效市场。中方愿与相关国家和国际

组织加强对话合作，并与国际社会一道共同应对全球环境与气候挑战，共同推动构建人类命运共同体。

王忠林指出，推进碳达峰碳中和，是以习近平同志为核心的党中央作出的重大战略决策，充分彰显了应对

全球气候变化的大国担当，对于促进资源节约和环境保护、促进产业加速提档升级、促进经济社会高质量发展

意义重大。湖北作为全国首批碳交易试点省份和全国碳排放权注册登记结算系统所在地，将坚定贯彻习近平

生态文明思想，持续完善中碳登平台功能、提升碳市场服务水平、推进绿色低碳发展，打造全球碳交易注册登

记中心和具有全国影响力的碳市场中心、碳金融中心，推动生态高颜值、生产高价值、生活高品质互促共进，与

各界共同谱写碳市场建设发展新篇章。

解振华指出，中国正在积极落实习近平主席对外宣示的碳达峰碳中和目标，以最大努力应对气候变化，推

动经济社会发展全面绿色转型。中国坚持将全国碳排放权交易市场作为控制温室气体排放政策工具的基本

定位，稳中求进推进制度体系、基础设施、数据管理和能力建设等工作，充分发挥碳市场的激励约束作用，优化

配置碳排放资源，更好发挥政府作用，推动有效市场与有为政府更好结合。中国愿与国际社会共同努力，共同

推动通过市场机制低成本实现碳达峰碳中和，共建公平合理、合作共赢的全球气候治理体系，为全球应对气候

变化做出积极贡献。

生态环境部副部长赵英民，上海市委常委、市委秘书长李政，湖北省副省长张文彤，中国工程院院士黄震、

王金南、贺克斌，中国宝武总经理侯安贵等出席。上海市副市长刘多主持开幕式。

来自相关国家、国际机构代表，各省区市政府部门代表，国内外碳市场交易机构、企业、碳市场第三方机

构、金融机构代表，高校、科研院所碳领域相关专家学者参加。

本次大会由上海市人民政府、湖北省人民政府和生态环境部联合举办，以“建设碳排放权交易市场，推动

实现碳达峰碳中和”为主题，全面展示全国碳市场建设工作成效，打造应对气候变化国际交流合作“新名片”，

彰显我国实施积极应对气候变化国家战略和推动构建人类命运共同体的责任担当。大会另设三个分会场，围

绕市场机制对控制温室气体排放的积极作用、企业减排与低碳转型、碳市场与气候投融资等主题开展讨论，促

进行业交流、深化国际合作。 （来源：上海发布）

垃圾发电企业提高运营效益的关键技术措施

1683

SHANGHAI ENERGY SAVING

上海节能 No.11

2023

ENERGY SAVING TECHNOLOGY

节能技术

外燃式旋窑技术应用在水泥工业中的

碳减排探讨

蒋宏利1 夏卫华1 杨 彬1 雷 威1 章 赟1 唐金泉2

1. 上海置信能源综合服务有限公司

2. 天津健威泽节能环保科技股份有限公司

摘要：由于水泥熟料生产原料成分及工艺的特殊性，水泥生产原材料中80%～85%是石灰石，其在煅烧过

程中受热分解产生CO2，约占其总碳排放量的62%，是水泥生产企业第一大碳排放源。在水泥熟料生产过

程中应用外燃式旋窑技术，可以有效地低成本回收碳酸盐分解产生的CO2，是水泥生产企业具有重大前景

的碳捕集、碳减排技术之一。

关键词：外燃式旋窑；水泥熟料生产；碳捕集；碳减排

DOI: 10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2023.11.015

Discussion on Carbon Emission Reduction in Cement Industry by Applying External Combustion Rotary Kiln

Technology

JIANG Hongli1

, XIA Weihua1

, YANG Bin1

, LEI Wei1

, ZHANG Yun1

, TANG Jinquan2

1. Shanghai Zhixin Energy Comprehensive Service Co., Ltd.

2. Tianjin Jianweize Energy Conservation and Environmental Protection Technology Co.,

Ltd.

Abstract: Due to the particularity of the raw material composition and process of cement clinker production, 80% to 85% of the raw materials for cement production are limestone, which decomposes during calcination to produce CO2, accounting for about 62% of its total carbon emissions and is the largest carbon emission source for cement production enterprises. The application of external combustion

rotary kiln technology in the production process of cement clinker can effectively and cost-effectively

收稿日期：2022-09-27

第一作者：蒋宏利(1972-)，男，研究方向为工业节能与环保技术

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2023年第 11 期

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上海节能

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2018 年第 08 期

ENERGY SAVING TECHNOLOGY

节

能

技

术

0 引言

国家统计局数据显示，2020年我国水泥熟料产

量15.79亿 t，行业碳排放约13.75亿 t，占全国碳排

放总量约13.5%，在工业行业中仅次于钢铁行业的

15%。在水泥熟料生产过程中，碳酸盐煅烧分解产

生的 CO2约占总排放量的 60%～65%，因此，低成

本捕集回收碳酸盐煅烧分解产生的 CO2是水泥生

产企业最重要的减碳途径之一。

当前，水泥行业的碳捕集技术研究以采用化

学吸收法从窑尾排放的烟气中捕集提纯 CO2 为

主［1-7］

。化学吸收法碳捕集技术虽然已经应用于多

个燃煤发电厂烟气碳捕集试验项目，但存在着系统

复杂、能耗高，而且有潜在的二次污染等缺点，碳捕

集回收的成本也很高。2018年底，海螺集团白马山

水泥厂水泥窑烟气 CO2捕集纯化（CCS）示范项目

建成投产，采用化学吸收法捕集、纯化水泥窑尾气

中的 CO2，设计产能为年产 5 万 t 工业级液态 CO2，

是迄今我国水泥生产行业唯一商业化运行的在运

碳捕集回收项目，工业级液态 CO2的生产成本近

400 元/tCO2。化学吸收法是适用于燃煤电厂的碳

捕集工艺技术，并没有充分考虑到水泥工业的原料

特性、生产工艺等特点，致使在水泥生产企业应用

中碳捕集的成本较高，在水泥行业的进一步推广应

用面临较大的阻力。

外燃式旋窑技术（也称外热式回转窑技术）是

通过燃油、燃气燃烧器产生高温烟气，高温烟气将

热量通过旋转的金属筒壁传递给筒内物料，使物料

得到干燥焙烧。由于被焙烧的物料不与加热烟气

直接接触，避免了烟气中的有害物质对物料的污

染，因此，以前外燃式旋窑主要应用于高活性炭、磁

性材料、干馏等对产品纯净度要求较高的化工及特

种材料的生产中，国内部分单位也对其传热特性等

方面展开了相关研究［8-14］

。

随着我国“双碳”政策的逐步落实深入，以煅烧

石灰石原料为主的水泥熟料生产企业的碳减排的

压力越来越大。利用外燃式旋窑技术煅烧碳酸盐

矿物原料产生高浓度的CO2气体，并对其进行捕集

回收利用，具有系统简单、捕集提纯成本低等的优

势［15-18］

，将会对水泥熟料生产企业的碳减排发挥重

要的作用。

1 水泥熟料生产过程中的碳排放

水泥熟料生产过程中使用的矿物原材料主要

包括石灰石、砂岩、黏土、钢渣和二水石膏等，其中

80%～85%是石灰石。福建某水泥厂的水泥生料

配料见表1。

表1 水泥生料配料表

项目

配比

石灰石

85.0%

砂岩

6.2%

煤矸石

3.1%

钢渣

4.9%

其他

0.8%

水泥生产过程中 CO2排放可分为直接排放和

间接排放。直接排放主要集中于水泥熟料烧成工

序，主要是生料煅烧过程中碳酸盐分解和燃料燃

烧产生的 CO2 排放，一是水泥原材料中 80%～

85%是石灰石，碳酸盐煅烧分解产生 CO2排放；二

是煅烧过程需要消耗大量燃料，我国水泥熟料生

产主要使用煤炭作为燃料，煤炭燃烧产生 CO2。

间接排放主要是各工艺过程中电力能源消耗产生

的CO2排放。

我国水泥在生产过程中产生 CO2排放数据见

recover CO2 produced by the decomposition of carbonates, which is one of the promising carbon capture and carbon emission reduction technologies for cement production enterprises.

Key words: External Combustion Rotary Kiln; Cement Clinker Production; Carbon Capture; Carbon

Emission Reduction

外燃式旋窑技术应用在水泥工业中的碳减排探讨

1685

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上海节能 No.11

2023

ENERGY SAVING TECHNOLOGY

节能技术

表2。水泥企业生产过程中CO2排放总和约为606

kgCO2/t水泥左右，其中直接排放约占93%，碳酸盐

受热分解产生的CO2占其生产总排放量的62%，燃

煤产生的 CO2占 31%。消耗电力产生的间接排放

仅占7%。

煤炭燃烧是水泥生产企业第二大碳排放源，从

燃料角度看，碳减排有两种方式：一是将煤炭更换

成含碳量更低的天然气。由于煤炭成本占水泥总

成本约40%，虽然天然气碳排放量几乎是煤炭的一

半，但由于天然气成本是煤炭的2～3倍，“煤改气”

后燃料成本翻倍，实施难度很大；同时，我国天然气

的总体供应量严重不足，地区之间的差异也很大，

尤其是在采暖季，天然气供应十分紧张、缺口巨大，

因此，大范围推广“煤改气”难度极大。二是使用替

代燃料（工业和城市固体垃圾、生物质燃料等）。开

发使用农作物秸秆、稻壳及林业废弃物等生物质替

代燃料系统，推广窑炉协同处置生活垃圾及可燃固

废，提高燃料替代率，但受到原料来源及掺烧后运

行稳定性等因素限制，目前尚无法大规模使用。

由于水泥熟料生产工艺的特殊性，水泥生产原

材料中 80%～85%是石灰石，且采用高温煅烧工

艺，在煅烧过程中碳酸盐不可避免地受热分解产生

CO2，占其生产总碳排放量的62%左右，是水泥生产

企业第一大碳排放源。这部分碳排放量是由原料

成分及水泥生产工艺的特性决定的，在当前不改变

原料和生产工艺的情况下，尚无法降低这部分的

表2 我国水泥生产过程中的CO2排放数据（熟料系数0.7）

CO2排放量（kg/t水泥）

占比

直接排放

矿物质分解

376

62%

燃料燃烧

188

31%

间接排放

电力消耗

42

7%

合计

606

100%

CO2排放量。因此，低成本捕集回收碳酸盐煅烧分

解产生的 CO2是水泥生产企业当前最重要的碳减

排课题之一。

2 外燃式旋窑煅烧碳酸盐碳捕集技术简述

外燃式旋窑煅烧碳酸盐碳捕集的工作原理如

图1所示。

含有碳酸盐矿物的原料投入外燃式旋窑的窑

筒体内，窑筒体倾斜布置，煅烧热源来自窑筒体外

部的燃烧室内燃料燃烧产生的高温烟气，高温烟气

将热量通过旋转的窑筒体金属壁面传递给筒内被

煅烧的物料，使物料得到加热煅烧；碳酸盐物料在

窑内随旋窑筒体旋转而小幅翻动，并随着窑筒体的

旋转而在窑筒体内自窑尾向窑头运动并受热分解，

产生高温高纯度 CO2 气体及煅烧分解后的高温固

体物料。碳酸盐分解产生的高浓度 CO2气体被从

窑筒体头部抽出，随后经进一步的净化、提纯用于

生产液态、固态CO2产品。

图1 外燃式旋窑煅烧碳酸盐工作原理图

1686

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2023年第 11 期

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2018 年第 08 期

ENERGY SAVING TECHNOLOGY

节

能

技

术

外燃式旋窑通常以较低的填充率运行，一般不

超过8%，有时甚至低于5%，物料颗粒将在转动的

窑筒内壁面上呈薄层分布，当窑体转动时，贴近壁

面的颗粒将沿窑壁滚落下滑，料层不存在明显的固

定层和活动层。

外燃式旋窑的加热燃料主要有燃料油、煤气与

天然气等。因外燃式旋窑的窑内物料所需热量全

部通过窑体壁面传递至窑内物料，为使外燃式旋窑

达到理想的传热效果，物料需破碎至细小颗粒，窑

体倾角较小、转速通常较低，以保证壁面与物料之

间的充分接触时间。

外燃式旋窑具有分段加热、加热过程易操控、

产品不受烟气污染、产品质量易于保证等优点，也

存在着回转窑的造价高、传热效率不高、产品产能

相对较小，只能捕集碳酸盐分解产生的CO2，不能捕

集燃料燃烧释放的CO2等不足。

在利用外燃式旋窑技术煅烧碳酸盐物料的过

程中，由于碳酸盐分解产生的CO2不与燃料燃烧产

生的烟气直接混合，因此其具有 CO2气纯度高（≥

93%）、杂质少、有害物质少的特点。用此高CO2浓

度的原料气只需经过简单的净化提纯工艺即可低

成本地生产工业级或食品级的CO2。

天津健威泽节能环保科技股份有限公司于

2001年最早在国内开始进行外燃式旋窑技术煅烧

碳酸盐矿物质并捕集回收碳酸盐分解产生的 CO2

的工业化应用研究。2009开始进行扩大工业实验

并试生产。2018年 3 月于辽宁营口一次性建成投

产了4条直径2.5 m、长度56 m的外燃式旋窑煅烧

碳酸镁矿石生产轻烧氧化镁并捕集回收煅烧分解

产生的CO2的生产线，实现年产15万 t活性轻烧氧

化镁粉、10 万 t 食品级液态 CO2、3 万 t 食品级固态

CO2

（干冰）。该项目的成功实施，标志着在碳酸盐

煅烧行业碳捕集技术的一次突破，将对水泥、石灰、

轻烧镁等行业企业的碳减排的技术创新产生重要

的影响。

表3为利用外燃式旋窑技术煅烧碳酸镁矿石生

产轻烧氧化镁的生产过程中，外燃式旋窑捕集的

CO2原料气的部分成分含量与国家有关标准的对照。

表3 CO2原料气的部分组分含量和国家有关标准的对照表

项目

CO2，10-2

水分，10-2

一氧化氮，10-6

二氧化氮，10-6

二氧化硫，10-6

总硫（除二氧化硫外，以硫计），10-6

碳氢化合物总量（以甲烷计），10-6

苯，10-6

甲醇，10-6

原料气

93.37

6.1

<0.5

<0.5

<0.5

70

225

21.3

2.7

食品级

CO2国家标准

≥99.9

≤0.002 0

2.5

2.5

1.0

0.1

50（其中非甲烷烃不超过20）

0.02

10

工业级

CO2国家标准

99.8

0.020 0

由表3可见，采用外燃式旋窑煅烧碳酸盐矿物

产生的 CO2原料气的浓度超过 93%，有害杂质含

量低于 1%，扣除水分含量后 CO2 气的浓度超过

99%，接近于工业级 CO2的国家标准。因此，显著

降低了 CO2气的净化、提纯的成本，根据实际运行

数据，生产工业级液态 CO2成本每吨不超过 120

元，生产食品级液态 CO2成本每吨不超过 200 元，

食品级固态CO2

（干冰）不超过540元，远低于采用

化学吸收法从常规的窑尾混合烟气中吸收分离、提

纯CO2的成本。

随着我国“双碳”政策的进一步推进，电力、水

泥、钢铁等高碳排放行业的CO2捕集量将会急剧增

加，将会大幅度超过当前市场上工业级和食品级

CO2的消费量，此时碳捕集与封存（CCUS）将会是

外燃式旋窑技术应用在水泥工业中的碳减排探讨

1687

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节能技术

消耗过剩CO2的主要途径。因此，如何降低碳捕集

与提纯成本将是未来决定碳捕集技术发展最核心

的要素之一。对于水泥、石灰、轻烧氧化镁生产等

煅烧碳酸盐矿物的行业，采用外燃式旋窑技术捕集

碳酸盐矿物分解产生的 CO2，扣除其中的水分含

量，CO2原料气浓度可达 99%以上，采用简单的提

纯工艺即可实现工业级CO2的标准要求，极大地降

低了碳捕集与净化提纯的成本，成为碳酸盐煅烧行

业进行碳捕集与封存（CCUS）最具发展潜力的方

向之一。

3 外燃式旋窑技术在水泥生产中的应用

3.1 工艺系统简介

2020年，福建龙麟集团与天津健威泽节能环保

科技股份有限公司合作，在一条 4 500 t/天水泥熟

料生产线中采用外燃式旋窑煅烧碳酸盐碳捕集技

术，目前该项目正在紧张地建设过程中。其工艺原

理流程见图2。

图2 外燃式旋窑技术在水泥生产中的工艺原理流程

主要工艺过程系统包括：

1）煤气制备系统：包括破碎、筛分系统，煤气发

生炉、煤气净化装置。

2）外燃式旋窑本体系统：包括给料预热器、给

料仓、窑尾给料装置、外燃式回转窑本体、窑头出料

及抽取CO2装置、回转窑燃烧室。

3）CO2气余热回收及除尘系统：包括高温石灰

粉尘旋风分离装置、CO2气空气预热器装置、CO2气

过滤除尘装置及石灰粉回送装置。

4）CO2气纯化回收系统：包括净化提纯系统、液

化系统、液态CO2储存罐、固化装置。

（1）煤气制备系统

利用水泥厂现有原煤储运设施，设置原煤破

碎、筛分系统，将筛分出的25～50 mm的块煤送至

新设的煤气站，小于25 mm的碎煤回用于水泥厂生

产用煤系统。

将粒度在25～50 mm的原料煤由胶带输送机、

斗式提升机送入两段式煤气发生炉。生产的煤气

经固气分离、脱硫净化、捕捉焦油等工序后降温至

60 ℃左右，经煤气风机加压后由管道送至外燃式旋

窑的燃烧器。煤气制备系统工艺流程简图见图3。

煤气发生炉会产生少量的废气、含酚废水、煤

焦油及炉渣。废气、含酚废水送入水泥窑的窑尾分

解炉焚烧处置，煤焦油积攒到一定量后可用于水泥

窑生产用燃料或外售；炉渣运至现有水泥线生料配

料库，回用于水泥生产。

（2）外燃式旋窑本体系统

外燃式旋窑设备本体由燃烧室和旋窑筒体组

成。自水泥窑的窑尾C1级预热器之前的给料系统

分出部分生料进入外燃式旋窑给料预热器，对生料

进行预热升温至 350～450 ℃，再由给料机送入外

燃式旋窑窑尾的内筒体。外燃式旋窑煅烧所需热

量由煤气在燃烧室内沿着窑筒体长度方向上布置

的多点燃烧器燃烧产生高温烟气并加热外燃式旋

1688

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节

能

技

术

窑的筒体，火焰不与窑内物料接触，每个煤气燃烧

器独立控制，以控制沿筒体长度方向上的温度分

布。生料在外燃式旋窑筒体内随旋窑筒体旋转而

小幅翻动，在窑筒体内自窑尾向窑头运动，生料中

的碳酸钙、碳酸镁等碳酸盐矿物质在旋窑筒体内均

匀受热分解生成高活性的氧化钙、氧化镁固体物

料，同时释放出高纯的CO2气体。

煅烧分解产生的高温 CO2气体被从窑头抽出

作为生产食品级 CO2 产品的原料气；煅烧分解后的

高温固体排料以气力输送方式送入水泥窑预分解

炉，随后进入水泥窑中进一步生产水泥熟料。

燃烧室产生的高温烟气排气进入外燃式旋窑

的给料预热器用于加热进入外燃式旋窑的物料，出

给料预热器的750～850 ℃高温烟气送入水泥窑的

窑尾分解炉，作为分解炉的热源用以部分替代原分

解炉用燃煤，从系统上做到外燃式旋窑高温烟气余

热的高效回用。

（3）CO2气余热回收及除尘系统

外燃式旋窑内碳酸盐物料分解产生的高浓度

CO2气体（一般浓度≧93%），首先经过高温旋风除

尘器初步除尘，然后经过燃气空气预热器降温后，

再经两级袋式收尘器除尘净化，除尘后的 CO2气送

入CO2纯化回收系统进行回收。

外燃式旋窑内生料分解产生的 CO2气体，温度

可达 930 ℃。为了回收 CO2气余热及降低外燃式

旋窑燃料耗量，设置一台高温 CO2气空气预热器，

利用空气预热器将高温 CO2气温度降至 110 ℃以

下，同时将外燃式旋窑煤气燃烧器所需的空气温度

加热至 350～450 ℃，实现高温 CO2气余热的回收

利用。

（4）CO2气纯化回收系统

经过降温、除尘净化后的 CO2 气送入CO2纯化

回收系统采用吸附精馏法生产工艺进行回收。整

套 CO2纯化回收系统分为预冷降温、水洗去杂、压

缩、脱硫干燥和吸附、制冷液化、精馏、液态成品贮

存等工段。工艺流程简图见图4。

CO2原料气通过热交换器进行预冷降温，同时

进一步回收 CO2 原料气的余热。在常压、低于

40 ℃条件下，进入洗涤塔，利用水洗清除粉尘以及

水溶性杂质。然后进到冷却器中降低露点，再进入

脱水罐进行初步脱水，脱水后的气体进入压缩机。

在压缩机中经过压缩升压、进一步冷却脱水后的

CO2原料气首先进入吸附脱硫催化床进行脱硫。经

过脱硫后的气体进入吸附脱水干燥床，脱除剩余水

图3 煤气制备工艺流程简图

外燃式旋窑技术应用在水泥工业中的碳减排探讨

1689

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上海节能 No.11

2023

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节能技术

分。然后气体进入第一吸附净化床，脱除油脂等大

分子有机杂质，随后进入第二吸附净化床，脱除

NOx、苯和一氧化碳、重金属等杂质。然后利用低温

制冷机和冷却器，把经过吸附净化后的CO2气体降

温到-10 ℃左右，在此条件下CO2气体被液化。液

体CO2送入精馏塔中，进一步深度分离氩气、氧气、

氮气、甲烷等不凝性气体，使其 CO2 纯度达到

99.99%以上，指标达到国家食品级标准。食品级液

态CO2成品输送至贮罐中贮存。

3.2 碳减排分析

正在建设中的福建龙麟集团外燃式旋窑煅烧

水泥生料生产线，在半工业化装置上利用外燃式旋

窑煅烧水泥窑生料与现有水泥窑尾气的成分对比

见表4。

由表4可见，采用外燃式旋窑煅烧水泥生料产

生的CO2原料气的浓度达到94.2%，远高于现有窑

尾气的19.7%；杂质气体含量为0.5%，也远低于现

表4 外燃式旋窑煅烧水泥窑生料与现有水泥窑尾气的成分对比表

序号

1

2

3

4

5

6

7

8

项目

二氧化碳（CO2）

水分

氧（O2）

氮（N2）

一氧化碳（CO）

一氧化氮（NO）

二氧化氮（NO2）

二氧化硫（SO2）

%

%

mL/m3

%

mL/m3

mL/m3

mL/m3

mL/m3

CO2原料气分类

外燃式旋窑

94.2

5.3

0.03

0.16

14

＜0.5

＜0.5

＜0.5

现有水泥窑

19.7

3.7

9.7

70.5

597

76.7

1.31

8.4

有窑尾气的77.6%。因此，对于生产工业级或食品

级CO2产品来说，外燃式旋窑煅烧水泥生料产生的

CO2原料气的捕集、提纯费用，远低于现有的水泥窑

尾气碳捕集采用的化学吸收法。

以外燃式旋窑与水泥窑年联合运行 270 天，外

燃式旋窑年消耗原水泥窑生料粉10.9万t，产生6.9

万 t 含 60% CaO 的半生料送入水泥窑的窑尾分解

炉为例，年可回收生产 2.7 万 t 食品级液体 CO2外

销。外燃式旋窑增加的煤耗与原水泥窑分解炉减

少的煤耗合计增加低位发热量5 600 kCal/kg的原

煤耗量2 910 t，整套系统合计年增加用电量776.5

万kWh，合计碳减排量约为1.61万t，投资回收期约

为3.6年。

4 结论

（1）在水泥熟料煅烧过程中碳酸盐原料不可避

免地受热分解产生 CO2，占其生产总碳排放量的

62%，是水泥生产企业第一大碳排放源。这部分碳

图4 CO2气纯化回收系统工艺流程简图

1690

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节

能

技

术

排放量是由原料成分及水泥生产工艺的特性决定

的，是当前水泥生产企业降低碳排放的难点之一。

（2）在利用外燃式旋窑技术煅烧碳酸盐物料的

过程中，由于碳酸盐分解产生的CO2不与燃料燃烧

产生的烟气直接混合，因此其具有 CO2纯度高、杂

质少、有害物质少等的特点，可以极大地降低 CO2

的捕集成本。

（3）在水泥熟料生产过程中应用外燃式旋窑碳

捕集技术，可以低成本回收碳酸盐分解产生的CO2，

是水泥生产企业具有重大前景的碳捕集、碳减排技

术之一。

参考文献

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外燃式旋窑技术应用在水泥工业中的碳减排探讨

1691

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上海节能 No.11

2023

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节能技术

基于PWM在LED智能系统中的控制

算法研究

齐芳平 石 晔 崔志威 王 辉 朱 澈

淮河能源集团煤层气开发利用公司

摘要：由于LED灯被广泛应用，为了实现社会节能减排，其节能尤为重要。设计了一种LED节能控制系统，

并实行了一种优化智能算法处理传感器的反馈信息，能够更好地实现LED灯的节能控制。使用传感器检测

人员行为和环境参数，利用智能算法对检测的数据进行处理，通过PWM调控LED灯的照度。该算法能够真

实有效地控制LED灯的使用，并节约大量的电能。实验表明，该算法在LED节能控制系统中的使用能节约

45%左右的电能，实现了LED灯智能化的节能控制。

关键词：节能减排; PWM调控; 智能算法; 节能控制

DOI: 10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2023.11.016

Research on Control Algorithm Based on PWM in LED

Intelligent System

QI Fangping, SHI Ye, CUI Zhiwei, WANG Hui, ZHU Che

Huaihe Energy Group Coalbed Methane Development and Utilization Company

Abstract: Due to the widespread use of LED lights, energy saving is particularly important to achieve

social energy conservation and emission reduction. An LED energy saving control system is designed,

and an optimized intelligent algorithm is implemented to process sensor feedback information, which

can better achieve energy-saving control of LED lights. Sensors are used to detect human behavior

and environmental parameters, and intelligent algorithms are used to process the detected data. The

收稿日期：2023-04-25

作者简介：齐芳平（1982-05-），女，本科，高级工程师，主要从事煤层气（煤矿瓦斯气）加工利用等相关工作

石 晔（1982-05-），男，本科，高级工程师，主要从事煤层气（煤矿瓦斯气）加工利用等相关工作

崔志威（1981-06-），男，本科，高级工程师，主要从事煤层气（煤矿瓦斯气）加工利用等相关工作

王 辉（1986-01-），男，本科，工程师，主要从事煤层气（煤矿瓦斯气）加工利用等相关工作

朱 澈（1999-08-），男，本科，主要从事煤层气（煤矿瓦斯气）加工利用等相关工作

1692

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节

能

技

术

0 引言

照明占世界总能源 20%左右。商业和写字楼

占总能源使用量约71%，其中18%是用于照明。在

典型的办公建筑内，依据不同的地理位置，能耗总

量已从100至1 000 kWh/m2

，办公能耗主要为空调

能耗、照明能耗和插座负载等［1］

。节约能源已经成

为当今最重要的问题之一，浪费能源的最大因素是

设备的低效使用。研究表明现代建筑节能潜力很

大，电气照明是节能减排过程中一个很大的关键

点，有着高效的节能潜力，同时改造相对简单。在

办公建筑中，已逐步使用照明节能系统，从而代替

一些过时的照明系统，提高能源使用效率［2］

。

智能照明系统通过集成传感器在闭环控制系

统中提供反馈数据来实现节能控制。通常使用人

员检测传感器用于监测用户的行为状态，通过判断

用户是否在其环境中，从而对灯具进行有效的控

制。但由于传感器数据的输入，特别是在控制系统

未进行优化或调整的情况下，会有显著的不确定

性，会造成用户不健康的生理反应。

除此之外，通过日光采集和自动调光技术也可

以提高能源节约潜力。日光收集利用了建筑物光

圈的自然光，以配合灯具的人工照明，以减少达到

一定照度所需的亮度。当办公空间内获得足够的

日光时，光照节能控制系统能够很有效地进行控制

节能。据报道，光照节能控制系统对于灯具的节能

率通常在40%以上；然而，节能有效性是高度依赖

于多种因素，包括：高度和方向，窗口特性，阴影装

置，表面反射，天花板高度和隔断高度。结果表明，

日光采集系统的真实数据比仿真数据在节能效果

中要低很多［3-4］

。

通常，提高节能性能可以通过组合多个节能

技术实现一个节能控制系统。在节能系统中，要

考虑到用户的使用情况和对日光的使用效率。因

此，很有必要验证节能系统在真实环境下的节能

效果，而不是仅仅通过仿真得到不同环境下的节

能数据。此外，通过优化和校准控制器，确保系统

性能最优［5-6］

。

对于控制器的优化是保证系统性能的重要步

骤。在工业过程控制系统和电力系统平衡模型中

通常采用模型预测控制。这种控制方法优化了有

限时间范围，而只执行当前时隙。在这方面的研究

包括对于开环稳定系统提高模型预测控制器的稳

定性和基于FPGA实现模型预测控制器，提高实时

计算性能［7-8］

。另一种常用的优化方法是爬山优化

算法，它是一种迭代算法，每次迭代期间递增的更

改单个元素寻找最优解。爬山算法能相对简单地

在搜索空间中找到一个局部最优解。研究表明，随

机爬山优化算法在照明控制中是非常有效的［9］

。

为了实现更大的能源节约，本文采用多种节能

技术，实现和优化照明节能控制器。利用一种智能

控制算法，实现了控制器控制性能的优化，能有效

提高电力节能。

1 LED节能控制系统设计

为建筑节能提供一个好的技术，设计了一种

LED节能控制系统，并通过更大程度的控制方式能

够节约大量的电能。在节能控制系统中，选择ARM

brightness of the LED lights is regulated by PWM. This algorithm can truly and effectively control the

use of LED lights and save a lot of energy. Experiments show that the algorithm can save about 45% of

the energy in the LED energy saving control system, and realize the intelligent energy saving control of

LED lights.

Key words: Energy Saving and Emission Reduction; PWM Regulation; Intelligent Algorithm; Energy

Saving Control

基于PWM在LED智能系统中的控制算法研究

1693

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上海节能 No.11

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节能技术

系列中STM32单片机作为控制核心，使用PIR红外

传感器测量人员是否在灯光范围内的红外光辐射

反馈信息和使用 TEMT6000 光敏传感器用于检测

灯光范围内的光照强度，使用 ATT7053BU 电表芯

片监测 LED 灯的电能参数。节能控制器的框架图

见图1。

图1 节能控制器的框架图

使用PIR红外传感器，当一个人经过传感器的

检测范围内，传感器将变化的红外辐射信号转化为

电压信号，传输到控制核心中，从而判断人员的行

为。如果人员在传感器的检测范围内，传感器返回

逻辑高信号；如果人员不在传感器检测范围，可以

设置一个延时τ，让光源输出降到0。一个合适的

延时τ，能节约大量的电能。

使用 TEMT6000 光敏传感器检测环境内的光

照强度，它由一个高灵敏可见光光敏（NPN型）三极

管构成，可以将捕获的微小光线变化并放大100倍

左右，并进行 AD 转换为电压信号。TEMT6000 对

可见光照度的反应特性与人眼的特性类似，可以模

拟人对环境光线的强度的判断，从而方便做出与人

友好互动的应用［10］

。如图2所示，TEMT6000环境

光传感器，可以测量入射照度达1 000 lux的峰值灵

敏度在 570 nm，与光照灵敏度曲线相适应的匹配

人眼的反应性。白天，人员可选择将窗帘打开，让

阳光照亮房间。在这种情况下，人工照明可能是多

余的，因为室内有足够多的环境光来照亮工作空

间。我们可以利用周围的光线来补充现有的照明，

这是一种日光收集的技术。这样可以避免灯具不

需要启动到最大亮度，从而节约大量的电能。

图2 TEMT6000环境光传感器在可见光区域的相对光谱响应

2 系统的控制流程与算法

通过PIR传感器监测用户行为，同时需要监测

工作环境中的光照是否满足人体舒适，实现了一个

基于传感器反馈的自动调节灯具状态的控制系

统。节能控制系统运行流程见图3。

图3 节能控制系统运行流程图

通过用户输入到控制系统的目标亮度(SP)、增

益(K)、滞后(H)、延时(τ)、采样周期(T)和传感器检

测参数以及输入到控制系统中用户状态M(t)和测得

的亮度 PV(t)来控制系统达到最优状态。表 1 为节

能控制系统的输入参数。

1694

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节

能

技

术

表1 控制系统参数输入表

变量

目标亮度

增益

误差

延迟

采集时间

人员状态

测量光照

变量符号

SP

K

H

τ

T

M(t)

PV(t)

变量描述

人眼最适应的光照强度

每个时钟输出占空比的步长

可接受检测亮度与目标亮度的误差范围

传感器返回信号与灯具关闭之间的时间延迟

采样时间间隔

PIR传感器的状态

光照传感器所采集的当前光照强度

目标亮度 SP 是随用户设定的固定值，并存储

在单片机中。基于输入信号参数控制器调整PWM

信号 d(t)，并将其发送给 PWM 驱动器。为了防止

LED 色谱偏移和灯光闪烁，PWM 调光式选择恒流

源调光［11-13］

。通过改变PWM信号的占空比d(t)，控

制器可以调节LED灯串的电流，使LED灯照明达到

目标亮度。控制器测量占空比为一个8位无符号整

数（0~255）。PWM 的频率必须达到 200 Hz 以上，

不然会造成灯光的闪烁，引发用户头疼、恶心等生

理反应。

节能控制系统在控制过程中需要达到最小误

差H的范围内，其误差计算

e(t)= SP - PV(t) (1)

lux d(t)={M(t)[d(t)+ K] e(t)≥ H

M(t)[d(t)- K] e(t)≤ -H (2)

表2 节能控制算法伪代码

算法：节能控制算法

输入：SP、K、H、τ

输出：d(t)

If M(t)←1 then //用户检测

PV(t) ←1; //日光检测

重置PIR延迟τ; //重置PIR延时

M(t)←0;

end if

while PV(t) ←1 do

检测PV(t); //检测当前光环境数据

e(t)=PV(t)-SP; //计算误差

If e(t)>H then //调整占空比

d(t)=d(t)-k;

end if

If e(t)< -H then

d(t)=d(t)+k;

end if

end while

输出d(t)；

从式(2)中，可以看出用户的行为M(t)对控制系

统的状态影响最大。对占空比的上升时间是依赖

于增益(K)，系统的容差依靠控制系统迟滞误差

(H)。速度的变化是依赖于用户定义的采样周期

（T）。该系统的控制算法见表2,响应时序图如图4

所示。该系统的时钟速度为 16 MHz，系统的响应

在时钟信号的上升沿和下降沿。在测试中，每个信

号的边缘可能会有一个小的上升时间和下降时间，

各种传感器的数据采集与传输频率都依赖于控制

系统的采样周期。

图4 传感器监测与灯光输出时序图

3 控制器参数优化

在控制系统中，能够通过调整某些输入参数来

优化控制器，如增益(K)、误差范围(H)和采样周期

(T)［14］

。改变这些参数中的任何一个都会影响控制

系统的响应。在实验中，通过研究控制系统的响应

如何影响控制器，分别对三个输入参数进行优化测

试。首先设定一个初始情况，其中K=1，H=SP/20，

T=200 ms，SP=1 200 LX，灯源距工作桌面0.8 m。

单独测试K、H和T的变化，并测量灯源输出功率，直

到控制器响应稳定。

首先，仅改变采样周期 T，如图 5 所示，随着采

样周期T的提高，控制器系统到达稳态的时间逐渐

提高。当 T=200 ms 时，控制器需要 30 ms 到达稳

态；当 T=800 ms 时，控制器则需要 2 min 到达稳

态。但较高的采样周期会导致灯具不断闪烁，使用

户影响生理反应，而较低采样周期会对控制系统带

来更大的负荷。

基于PWM在LED智能系统中的控制算法研究

1695

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节能技术

图5 采样时间T对系统的影响

其次，仅改变增益 K，如图 6 所示，随着增益 K

的不断增大，控制器的响应时间增加，控制器系统

到达稳态的时间则逐渐减小。当K=1时，控制器则

需要30 s到达稳态。当K=10时，控制器则需要2 s

到达稳态，但当误差 H 很小的时候，会产生超调

量。当系统有超调量时，可以降低占空比来校正。

但这样不稳定，会导致灯光产生闪烁的现象。

图6 增益K对系统的影响

最后，仅改变误差范围 H，如图 7 所示，随着误

差范围H的增大，控制器到达目标亮度的偏差随之

增大。当H=SP/20时，控制器到达目标光照与实际

值基本一致；当H=SP/5时，控制器控制的光照与实

际值偏差很大。误差H对系统的影响见图7。

图7 误差H对系统的影响

4 节能分析与结果

根据分析结果，对控制器采用K = 2，H = SP/ 20，

T = 200 ms 能达到最优化控制。在实验中，选择

靠近窗户的工作台，将TEMT6000光敏传感器放在

工作台上用于检测工作环境光照。对于工作台上

的光照为 SP=600 Lx 时，用户感觉到最舒适［15］。

人 员 使 用 两 台 30 W 的 LED 灯 ，灯 1 不 作 任 何

改 变，灯 2 安装节能控制系统。检测时间为下午

14:00-20:00，通过6个小时测试时间，对灯1与灯

2的功率作比较。

节约电能的计算式见式(3)：

Psaved(t)= ∫0

t

P0(t)dt - ∫0

t

Pc(t)dt (3)

其中：P0——灯1的功率；

Pc——灯2的功率。

灯具的节能率计算公式见式(4)：

Ps(t)= Psaved(t)

P0(t) × 100% (4)

实验测试结果如图 8 所示，随着时间推移，工

作台上的日照光线逐渐变暗，灯具的用电功率在

提升。用户短时间离开过工作区间数次，灯 2 的

功率降低，而灯 1 的功率则未变。在晚上 19:00 左

右日落之后，灯 2 的功率达到最大值并几乎保持

不变。在测试期间，灯 2 与灯 1 的用电量分别为

108 Wh 和 236 Wh，节约了 128 Wh，节约了 45%

左右的电能。

1696

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节

能

技

术

图8 灯1和与灯2的功率图

5 结论

本文设计的一种 LED 节能控制系统利用各种

传感器提供反馈信息，并通过智能算法对LED灯进

行智能调控。在控制算法中，对不同的输入参数进

行分析比较，选择最优的输入参数能够更加高效地

调控 LED 灯。该控制系统通过算法智能调节工作

区的最优光照环境，并实现了 45%左右的能源节

约，为建筑节能技术提供了一个更好的基础。

参考文献

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基于PWM在LED智能系统中的控制算法研究

1697

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上海节能 No.11

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节能技术

高密度沉淀池运行状况分析

及控制技术研究

初 明

宝武集团梅山钢铁股份有限公司能源环保部

摘要：梅钢回用水厂采用的是法国得利满公司的处理工艺和设备集成，设计日处理污水量10万t，所有污水

都要经过4座高密度沉淀池进行处理。对高密度沉淀池的运行调控进行了研究，通过工艺改进、操作调整、

适时调节，做到了污水处理量少于一定量时，减少1座高密度沉淀池运行，达到节能降耗的目的。

关键词：高密度沉淀池；运行控制研究；节能降耗

DOI: 10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2023.11.017

Analysis of Operation Status and Study on Control Technology of High Density Sedimentation Tank

CHU Ming

Energy and Environmental Protection Department of Baowu Group Meishan Iron and

Steel Co., Ltd.

Abstract: Meishan Steel Water Reclamation Plant adopts the treatment process and equipment integration of Deli Man company in France, with a designed daily sewage treatment capacity of 100,000

tons. All sewage must be treated in 4 high-density sedimentation tanks. The operation and regulation

of high density sedimentation tanks have been studied. Through process improvement, operation adjustment, and timely adjustment, it has been achieved that when the sewage treatment capacity is less

than a certain amount, one high density sedimentation tank can be reduced to achieve the goal of energy saving and consumption reduction.

Key words: High Density Sedimentation Tank; Operation Control Research; Energy Saving and Consumption Reduction

收稿日期：2022-09-29

作者简介：初明（1975-11-），男，本科，高级工程师，从事水处理生产及管网运行管理工作

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节

能

技

术

0 概述

梅钢公司是一个拥有炼焦、烧结、炼铁、炼钢、

连铸、热轧、冷轧工序的全流程大型钢铁联合企

业。以前西明渠排放的废水主要来源于电厂、烧

结、炼铁、炼钢、热轧、冷轧等厂的生产废水和居民

生活区的生活污水（生活污水经厂区污水处理站曝

气、沉淀处理后排入），废水排放量约8万m3

/天。

梅钢于 2006 年投资 1 亿元建设了回用水厂，

主要功能是将西明渠污水截留处理并回用。采用

的是法国得利满公司的处理工艺和设备集成，设计

日处理污水量 10 万 t。项目设计所有污水都要经

过4座高密度沉淀池进行处理，每座高密度沉淀池

中连续用电设备装机容量为26 kW，每日用电量约

600 kWh。

如何处理不同的污水量，合理利用高密度沉淀

池的处理技术，在经过理论论证及多次实际试验，

结合高密度沉淀池和V型滤池相关运行工艺要求，

在确保出水的水质达标的前提下，通过工艺改进、

操作调整、适时调节，在达到污水处理量少于一定

量时，减少1座高密度沉淀池运行，最终达到节能降

耗的目的。

1 工艺流程及处理特点

1.1 回用水厂工艺流程

完全截流后的西明渠污水经过粗、细格栅进

入调节池混合，混合后的出水经泵提升至前混凝

反应池，在快速搅拌器作用下污水与混凝剂和石

灰进行快速混合。混凝后的污水以重力自流入高

密度沉淀池的絮凝反应池，在絮凝剂和回流污泥

的共同作用下增强了污水的沉淀效果，充分混合

的污水在高密度沉淀池的斜管沉淀区进行泥水分

离。上清液出水在进入滤池之前，先流经后混凝

反应池。在池内投加硫酸以调节 pH 值和投加混

凝剂以增强滤池的过滤效果和延长过滤周期。在

后混凝后，澄清后的污水被分配到 V 型滤池中以

去除残留的悬浮物，满足出水要求。污水处理工

艺流程见图1。

图1 污水处理工艺流程简图

1.2 高密度沉淀池功能

高密度沉淀池处于回用水处理工艺中第二个

环节，原水首先流入快速搅拌池，与混凝剂及石灰

接触后进行混凝，一台快速搅拌器连续运行，以帮

助混凝和碱度去除反应并避免矾花沉淀。一台投

加泵（一用一备）将混凝剂投加到快速搅拌池入口；

另一台加药泵（一用一备）将石灰投加到快速搅拌

池进口渠道。通过变频器按原水流量和需要的投

加浓度来控制加药泵的运行。主要通过絮凝、混

凝、沉淀等方式，达到分离水中固体悬浮物、去除漂

浮油类、吸附水中大分子物质的作用（见图2）。

高密度沉淀池运行状况分析及控制技术研究

1699

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1.3 目前存在问题

高密度沉淀池主要功能是处理调节池内全部

污水。设计要求为确保水质，4座高密度沉淀池及

附属设备全部投入运行，不能根据提升泵的实际提

升量（即不能根据污水的实际流量）来控制高密度

沉淀池的运行座数。从数据上分析，当污水的实际

流量偏小时，高密度沉淀池存在过处理情况，浪费

了人力与物力。

2 国内外解决同类问题的技术方案及存在的

问题

高密度沉淀池是污水处理工艺中的关键设备

之一，设计部门和工艺集成考虑其处理污水的去污

能力，更多地关注水的流动性。通过在行业内部了

解及上网搜索，仅有如何使高密度沉淀池工作状况

良好，即对高密度沉淀池高效的絮凝及混凝过程控

制、污泥层泥位界面控制、高效的斜管分布及设置、

连续的工况自动监控方面的探索和介绍。这也是

目前国内污水处理工艺中对高密度沉淀池设备的

研究方法。

作为使用单元，工艺确定后，在保证出水水质

的前提下，做到处理工艺和最经济的运行相结合，

能够为企业节能降耗、带来很大的经济效益。本文

的研究点在于：把没有引起关注的根据不同污水

量，合理调节高密度沉淀池运行座数作为研究方

向，通过工艺改进和操作改进取得成功。

3 改进措施

3.1 高密度沉淀池处理能力及运行方式对水质影响

的研究

高密度沉淀池处理工艺分为絮凝反应区、预沉

区、斜管分离区。污水在絮凝反应区中的助凝剂和

回流污泥的作用下生成比较致密的矾花，通过预沉

区均匀流速和碰撞浓缩后进入分离区，分离区的上

部活性污泥通过回流系统回絮凝反应区，与来水进

行充分混合，底部浓缩的污泥被浓缩区底部的刮泥

机刮入泥斗由排泥泵送至污泥处理系统进行脱水

处理。沉淀后的清水由集水槽收集后进入后混凝

池，进一步完成混合反应、调节PH后，一部分进入V

型滤池进行过滤处理，一部分达标排放。相关流程

见图3。

高密度沉淀池设计为4座并列运行，平均处理

水量约为 80 000 m3

/天，按照工艺要求投运了 4 座

高密度沉淀池。由于实际运行过程中，回用水的处

理量随时在变化，若在处理流量偏小时，减少1座高

密度沉淀池投入运行，必须改变运行方式、改变加

药工艺并优化操作。

注：1―絮凝反应区 2―预沉区 3―斜管分离区

图2 高密度沉淀池功能

1700

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能

技

术

通过以上分析，我们采用改变加药浓度及周

期；调整系统排泥时间及排泥频次，提高排泥浓度；

增加系统内污泥回流泵的运转，提高污泥回流比来

确保处理能力和出水水质。

3.2 改进方案及相关内容

1)目前公司回用水厂高密度沉淀池投加的混凝

剂是聚合氯化铝（PAC）和聚丙烯酰胺（PAM）。

PAC溶于水后，即形成聚合阳离子，对水中胶粒起

电性中和及架桥作用。PAM混凝效果在于对胶体

表面具有强烈的吸附作用，在胶粒之间形成桥联。

如果优化高密度沉淀池运行方式，实现3座高密度

沉淀池运行，则由于进水悬浮物总量提高，必须对

PAC 和 PAM 的加药方式进行相应的调整，以确保

出水水质。

（1）为了确定药剂的投加量，我们进行了凝聚

试验来确定药剂的用量以及适宜的凝聚条件。将

试验水样置于一组烧杯内，每个烧杯内放入一搅拌

器。为了模拟水与药剂的快速混合，先将转速调在

100～160 r/min范围内，待搅拌稳定后，再向各个烧

杯里添加不同剂量的药剂。快速混合的时间最少

为 30s，通常为 1～3 min。随即将转速调到 20～

40 r/min，以模拟慢速混合，持续15～20 min，让絮

凝物与悬浮颗粒充分接触。然后停止搅拌使之静

置，让絮凝物在重力作用下沉淀，仔细观察直到

所有的絮凝物沉降到烧杯底部为止。从开始观

察时起，每隔一定的时间间隔测定一次清水与沉

渣层界面的高度。根据烧杯内清水层高度达到

所需要的时间，把絮凝物的沉淀效果分成四个等

级（见表 1）。在沉降结束或沉降 15 min 后，对各

烧杯内上部清水进行分析。

表1 絮凝物的沉淀效果

等级

1

2

3

4

清水层达到100 mm所需要时间，min

＜2

2～4

4～7

＞7

沉淀效果的评价

最佳

佳

一般

差

（2）运行3座高密度沉淀池，每座高密度沉淀池

进水量相应增加，势必影响高密度沉淀池斜管区域

的表面负荷。因此在试验调整药剂投加方式同时，

我们对斜管沉淀区域表面负荷q进行了测试计算，

并通过雷诺数Re、弗劳德数Fr、斜管中的沉淀时间

T进行了核算。

通过计算，在来水量低的情况下，运行3座高密

度沉淀池满足必要的表面负荷。根据以上理论计

算及试验结果，最终确定将PAC、PAM药剂投加量

下降10%，同时污泥回流比从4%降低至2%。

图3 高密度沉淀池流程

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1701

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2）对排泥周期和排泥时间进行调整，通过摸索

将排泥周期由原来进水量 4 000 m3

排泥一次增加

至 5 000 m3排泥一次，排泥时间由 5 min 增加至

6 min，因此提高了排泥的浓度，减少排泥量。

3）运行操作人员密切关注提升泵提升量，在保

证出水质量的前提下，根据来水水量调节高密度

沉淀池的运行。通过多次试验，确定在提升量低

于3 542 m3

/h时，改为3座高密度沉淀池运行。

3.3 实施后效果

1）在确保水质的前提下，调整了运行控制方

案，设备运行和操作安全没有受到影响；由于改善

了控制工艺，对高密度沉淀池排泥进行调节，调整

了排泥周期，根据实际情况进行排泥，减少了排泥

量及外运污泥，对于环保起到了积极的影响。

2）通过高密度沉淀池精益运行调整，根据回用

水厂不同进水量及时调整运行方案，年节约电量约

240 000万kWh。

4 结论

回收治理综合污水并进行科学合理的循环利

用，不断提高水资源的综合利用水平，是创建节水

型企业、发展循环经济的必然要求。梅钢公司回

用水厂从 2006 年运行至今，对于高密度沉淀池精

益运行方案进行了仔细、严谨的分析，提出了相应

的运行改进措施。回用水厂在实施了这些措施

后，在有效保障出水水质的情况下，达到了节能降

耗的目的。

汉宜氢能走廊200辆氢能重卡示范合作签约仪式顺利举行

11月8日，2023中国国际商用车展览会在武汉国际博览中心如期举行，东风商用车绿智全场景应用方

案发布会实力开启，湖北安捷物流有限公司董事长冉建波、副总经理王其兵受邀出席活动，并在发布会中与

东风商用车、楚天高速进行汉宜氢能走廊200辆氢能重卡示范合作签约仪式。

氢燃料电池的技术发展，在目前全球能源结构变革中占有重要地位。政策推动下，我国氢能源行业前

景广阔。

为满足国家整体交通能源战略转型及湖北省委、省政府相关要求，落实“突破性发展新能源与智能网联

汽车产业重点任务”等指示，结合东风商用车在中重型商用车整车研发、制造领域的雄厚实力，楚天高速在

智能交通布局、新能源基础建设的显著优势，安捷物流是湖北省干线物流运输龙头企业，在物流管理方面的

丰富经验，三方建立氢能产业战略合作关系，旨在打通氢气“制—储—运—加—用”各环节，构建氢能产业闭

环的湖北模式，共同推进湖北省氢能产业高质量发展。

智能驱动，绿色发展。安捷物流将继续不断升级创新物流技术，稳步提升服务品质，打造更高效、更优

质的解决方案；以开放、协作、共赢理念，在绿色可持续发展的道路上继续一路向前，为推动行业绿色高质量

发展而不懈努力。

（来源：氢云链）

1702

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能

技

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某办公楼空调冷热源系统节能改造

技术研究

胡芳芳

上海浦公节能环保科技有限公司

摘要：基于某机关办公楼中央空调系统运行的现状、存在问题及能耗情况进行分析，从改造方案、节能效益

等方面分析介绍其冷热源系统的节能改造情况，解决了原有空调系统的高能耗、低效老化、控制系统功能不

足等问题。通过节能及经济性测算，为该楼内的空调系统冷热源节能改造提供了依据，确保改造后的空调

系统达到节能环保、经济适用、节约成本的要求，为同类机关建筑的节能改造提供参考。

关键词：空调系统；冷热源；节能改造；节能效果

DOI: 10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2023.11.018

Research on Energy Saving Renovation Technology of Air

Conditioning Cold and Heat Source System in an Office

Building

HU Fangfang

Shanghai Pugong Energy Saving and Environmental Protection Technology Co., Ltd.

Abstract: Based on the analysis of the current situation, existing problems, and energy consumption of

the central air conditioning system in an office building, this article analyzes and introduces the energy

saving renovation of its cold and heat sources system from the aspects of renovation plan and energy

saving benefits. It solves the problems of high energy consumption, low efficiency and aging, and insufficient control system function of the original air conditioning system. Through the calculation of energy

saving and economy, it provides the basis for the energy saving renovation of the air conditioning system's cold and heat sources in the building, ensuring that the renovated air conditioning system meets

收稿日期：2023-07-18

作者简介：胡芳芳（1986-05-），女，本科，中级工程师，担任副总工程师，从事暖通空调节能技术应用研究

1703

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0 引言

随着社会经济的发展和人们对室内环境舒适

度要求的提高，公共建筑能耗逐年提高，其中空调

系统能耗可达40%~50%［1］

。此外，近10年随着空

调系统设备、控制系统的优化升级，新一代产品性

能和节能指标明显提高。基于上述情况，对中央空

调系统冷热源的节能改造尤为重要，直接影响空调

系统运行效果和经济效益［2］

。该项目对空调冷热源

系统进行技术改造，采用节能高效改造方案，并进

行了可行性论证和改造价值与成果分析，为同类机

关建筑的节能改造提供经验及参考。

1 项目概况

1.1 项目概况

该项目为一栋机关办公楼，已投运超过20年，

地上7层，建筑高度30 m。建筑面积为15 768.59 m2

，

空调面积为 13 403.31 m2

。运营时间为周一至周

五，8:30-17:00。大楼空调系统分为：1）1F~5F 为

职工办公室，采用风冷热泵空调系统；2）6F、7F为领

导办公室，采用VRV空调和分体空调，近两年已整

体更新，运行良好。1F~5F的空调机组接近寿命年

限，老化严重，安全隐患高，空调内机保养尚好，项

目针对 1F~5F 的冷热源系统（机组、水泵及管道附

件）进行节能改造，原空调末端系统保持不变。设

备技术参数见表1。

1.2 运行状况

查阅近三年空调运行记录可知，每年 5 月-10

月为制冷运行季，11 月-次年 3 月为供暖运行季。

运行策略为7 F平台冷热源系统的典型工况开启2

台空调机组和3台循环泵，极端天气开启3台空调

the requirements of energy saving, environmental protection, economic applicability and cost savings

and providing a reference for energy saving renovation of similar institutions.

Key words: Air Conditioning System; Cold and Heat Sources; Energy Saving Renovation; Energy Saving Effect

表1 空调冷热源设备技术参数表

序号

1

2

3

4

5

名称

风冷热泵机组

风冷热泵机组

风冷热泵机组

循环水泵

循环水泵

原设计参数

单台：制冷量335 kW，制热量349 kW，功率107 kW

单台：制冷量315 kW，制热量355 kW，功率98.7 kW

单台：制冷量212 kW，制热量236 kW，功率67.9 kW

单台：流量100 m3

/h，扬程32 m，功率15 kW

单台：流量280 m3

/h，扬程44 m，功率55 kW

数量（台）

5

1

1

5

2

备注

人工启停，4台位于7F平台，1台位于8F平台

人工启停，位于8F平台

人工启停，位于8F平台

无变频，人工启停；对应序号1，位于7F平台

无变频，人工启停；对应序号2、3，位于8F平台

机组和4台循环泵；8 F平台冷热源系统的典型工况

开启1台空调机组和1台循环泵，极端天气开启2台

空调机组和2台循环泵。经节能诊断可知：

1）空调机组：根据第三方检测机构报告，机组

运行COP为1.3，能效衰减较大。外立面锈蚀严重，

故障率高，原负荷配置冗余较大。

2）循环水泵：无防雨装置，露天放置，锈蚀严

重。安装于8楼平台的水泵未根据单台空调机组额

定流量进行选型，而是根据系统总水量确定，选型

偏大。

3）管道：室外管道锈蚀严重，保温层及管道附

件（如温度计、压力表等）部分损坏。

1.3 能耗分析

根据2017-2019年能耗账单和用能面积分析，

大楼三年内年均消耗总标煤为476.2 tce，单位建筑

1704

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面积能耗为30.1 kgce/ (m2

·a)，该数值高于指南先

进值24 kgce/(m2

·a)［3］

，说明该大楼仍有一定节能

潜力。结合三年逐月电力能耗账单对大楼进行能

耗分析，见图1。

图1 大楼逐月能耗分析柱状图

大楼已安装能耗监测系统，系统详细记录了主

要用能支路的能耗数据，通过调取平台能耗数据拆

分用能占比见图2所示。

图2 大楼主要用电占比

由图 1 和图 2 可知，每年 12 月-次年 3 月、

6 月-10月为用电高峰月，经分析是冬季采暖和夏

季空调使用能耗大所致；根据已有能耗监测系统，

空调系统用电占比最大，为37%。综上分析，空调

系统用电主要为耗能项，为有效遏制能耗攀升，须

重点关注空调系统，进行节能技改。

2 改造方案

针对空调系统存在的诸多问题，分析论证后确

定对冷热源系统进行更新改造和智能控制，实现系

统节能减排。改造方案采用高效风冷热泵空调机

组和水泵对原设备进行替换，安装一套冷热源群控

系统，对空调机组及水泵进行智能管控和优化运

行，以提高系统运行效率。

2.1 空调负荷计算

根据踏勘现状及运行策略，对空调系统实际负

荷进行解析，可知7 F平台空调系统在极端工况下

所需制冷量为1 005 kW；8 F平台空调系统在极端

工况下所需制冷量为527 kW。空调已运行20年，

极端工况下多开启机组的原因与机组本身老化、制

冷能力衰减、管道保温破损等因素有关［4］

，并参考机

组历史电耗数据，得出大楼的实际用冷（热）需求不

大于1 600 kW。

根据最新规范规定的室内外气象条件和最

小新风量要求，参考《公共建筑节能设计标准》

（DGJ 08107-2015）围护结构性能参数，并依据

前述供能面积数据，进行负荷计算，得出冷负

荷为 1 670 kW，热负荷为 1 610 kW，单位面积冷

负荷指标为 125 W/m2

，单位面积热负荷指标为

120 W/m2

。

由此可见，冷热负荷设计值与现场解析结果

基本吻合，满足大楼当前冷热负荷的用能需求，即

空调系统的制冷量和制热量分别为 1 670 kW 和

1 610 kW。

2.2 冷热源系统改造

基于大楼空调冷热源现状，参考负荷计算结

果，选择采用 13 台（制冷量 130 kW/台）模块式风

冷热泵空调机组替换原有机组，可满足全年制冷制

热负荷需求，新机组完全符合《公共建筑节能设计

标 准》（DGJ 08107-2015）的 标 准 要 求（COP

3.0）。13 台空调机组分两组配置，8 台安装于 7 F

平台，5 台安装于 8 F 平台。改造后空调机组参数

见表2。

表2 风冷模块机组参数表

设备名称

风冷热泵机组

台数

13

单台制冷/制热量

（kW）

130/136

单台功耗

（kW）

41.7/42.5

单台尺寸

(长×宽×高）（mm)

2 100×2 300×1 100

COP

3.12

某办公楼空调冷热源系统节能改造技术研究

1705

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2.3 输配系统优化及改造

由踏勘现状及运行策略可知，对原有水泵进行

整体更新替换，替换方案兼顾夏季制冷和冬季供暖

输配循环需要，以满足空调机组循环流量要求。水

泵选型根据空调机组布置、水系统流量及原设计空

调系统的水泵参数进行确定，新更换的循环水泵技

术参数见表3。

另对室外管道、仪器仪表等部件及保温层进

行更新修复，并新增电子除垢仪，以全面保证系统

的安全可靠及节能运行。根据空调实际负荷、水

泵选型等合理优化设计供回水管径，其中7 F（冷负

荷1 040 kW）供回水干管管径为DN200；8 F（冷负

荷 650 kW）供回水干管管径为 DN200；机组（冷负

荷 130 kW）进出水支管管径为 DN80；水泵进出水

支管管径为DN150，集水器总管管径为DN300；以

上管道设计流速均在合理流速范围之内。改造后

的系统流程图见图3。

表3 循环水泵参数表

设备名称

循环水泵

循环水泵

流量

（m3

/h）

100

75

扬程

（m）

32

40

功率

（kW）

15

15

数量

（台）

3

3

安装位置

7楼平台

8楼平台

备注

两用一备

两用一备

图3 7 F平台（左）和8F平台（右）冷热源系统流程图

2.4 新增冷热源群控系统

为保障系统运行的安全可靠、能效提升及节能

降耗，新增一套冷热源群控系统，对空调机组和水

泵远程实时监视与控制（自动启/停控制、手自动控

制、故障报警等监控）、自动调节（根据室内外温度

和负荷变化，智能调节设备运行台数及控制策略）；

空调机组回水管路安装电动阀门，遵循一机对一

泵，实现机组与电动阀互锁及优化控制；机组与水

泵连锁控制，提升系统效率和延长设备寿命；对机

组和水泵用电量实时监测，实时掌握冷热源能耗情

况，便于用户对系统优化运行及精细化管理。

1706

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节

能

技

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3 节能效果

据已有资料，改造前冷热源系统年用电量

539 510 kWh。根据能耗监测系统数据，改造后冷

热源系统2022年用电量354 815 kWh，每月用电量

数据见表4。经计算，冷热源系统改造后实现年节

能量 184 695 kWh，年节省标煤 52 tce，电费单价

1 元/kWh，年节约能源费用184 695元。项目投资

表4 改造后空调冷热源系统2022年用电量报表

月份

1月

2月

3月

1-12月用电量小计（kWh）

用电量（kWh）

35 561.4

32 128.0

21 167.0

月份

4月

5月

6月

用电量（kWh）

0.0

9 724.3

50 225.0

354 815

月份

7月

8月

9月

用电量（kWh）

61 412.3

62 359.3

32 436.8

月份

10月

11月

12月

用电量（kWh）

9 025.0

5 836.3

34 939.6

额150万元，静态回收期约8年。

4 结论

该项目深入贯彻落实“双碳”战略，积极推进绿

色低碳工作。首先通过节能诊断，找出耗能及潜力

所在，其次在充分考虑技术可行性、施工便捷性、智

慧运营及高效节能的基础上，提出针对性的改造方

案，并最大程度利用原设备，实现了新旧系统高效

融合。实施改造后实现年节省标煤52 tce，年节约

能源费用184 695元，年CO2减排量77.6 t，同时大

幅降低了设备维护成本和物业人员管理成本，节

能、经济及社会效益显著。项目成果为同类既有建

筑改造项目提供了参考和借鉴，为新建筑节能设计

提供了新思路［5］

。

参考文献

［1］公共建筑节能设计标准：GB 50189—2015［S］.

［2］冯杨杰,倪美琴,童燕,等.扬州某综合办公楼空调系统冷热源方案的

分析研究［J］.建筑节能,2015, 9(43):17-20.

［3］机关办公建筑合理用能指南：DB 31/ T550-2015［S］.

［4］丁伟翔,唐红,蒋一鸣.某办公楼空调系统冷热源节能改造方案测算

［J］.建筑行业节能,2020(4) : 33-35.

［5］朱勇,楼平,张力.杭州某办公楼空调冷热源节能改造［J］.建筑热能通

风空调,2022,41(2): 68-70.

某办公楼空调冷热源系统节能改造技术研究

1707

火电企业碳成本疏导机制

研究

曹安国 沙冠男

申能股份有限公司

摘要：结合中国碳市场建设进程，论证了火电企业碳排放成本疏导在推

动能源行业低碳转型中的重要性，提出在碳成本能够比较顺利地传递至

电力价格的基础上，碳排放定价制度设计或者定价的准确性才更具有意

义。归纳总结了欧美等发达国家碳排放成本的疏导情况，提出符合中国

国情的火电企业碳成本疏导机制设想，并就典型地区电力行业数据进行

了行业影响模拟测算。

关键词：碳市场；电力市场；成本疏导；火电企业

DOI: 10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2023.11.019

Research on Mechanism of Carbon

Cost Mitigation in Thermal Power Enterprises

CAO Anguo, SHA Guannan

Shenergy Co., Ltd.

Abstract: Combined with the construction process of China's carbon

market, this paper demonstrates the importance of easing the cost of

carbon emissions for thermal power enterprises in promoting the

low-carbon transformation of the energy industry. It proposes that the

收稿日期：2023-08-10

第一作者：曹安国（1989-06-），男，硕士，从事电力市场、碳排放市场等交易及研究工作

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design of a carbon pricing system or the accuracy of pricing is more meaningful on the basis that the

carbon cost can be smoothly transferred to the electricity price. This paper summarizes the situation of

easing the cost of carbon emissions in developed countries such as Europe and the United States, proposes a mechanism for easing the cost of carbon emissions for thermal power enterprises that is in line

with China's national conditions, and conducts industry impact simulation calculations on the data of

the power industry in typical regions.

Key words: Carbon Market; Electricity Market; Cost Mitigation; Thermal Power Enterprises

0 引言

2019年以来，以发电行业为突破口，全国碳排

放权交易市场正式启动清缴履约，标志着中国规模

以上火电企业全部参与到全球最大规模的低碳减

排市场实践中。发电行业碳排放量占全国总排放

的比例超过四成，推动发电企业积极参与碳市场，

通过市场机制稳妥、有序实现减碳降碳，对国家实

现“碳达峰、碳中和”的战略目标意义重大。

通过碳市场推动能源行业低碳转型，火电企业

碳排放成本的疏导在其中居于核心地位。碳成本

传导至终端，通过价格杠杆可引导消费侧优先选择

低排放企业，同时消费侧的反馈将进一步激励发电

企业主动作为，通过技术改造、优化运行方式、科技

创新等手段降低碳排放。但碳成本的疏导幅度需

要维持在一定合理水平，过度疏导或者疏导不足都

有可能扭曲市场价格，偏离市场最优解，甚至传递

相反的市场信号。如碳成本过度疏导，则发电企业

就会缺乏有效降碳的动力，消费者也会承受过度的

物价上涨压力，不利于经济社会发展；而碳成本疏

导不足甚至完全不疏导，也是当前中国碳市场的现

状，一方面让消费者失去自主选择低碳电源的权

利，成本变动无法通过穿越效应［1］

带动终端消费侧

减碳，另一方面碳成本全部由发电企业消化，削弱

了行业的整体盈利水平。而中国发电集团的传统

是通过火电企业的盈利推动集团的低碳转型——

提高新能源装机、对火电企业技术改造、低碳前沿

技术的试验创新等，盈利水平的下降延缓了行业低

碳发展的步伐，当发电商无法完全回收成本时，投

资激励会被严重抑制，进而造成系统装机容量的动

态下降，最终带来更多限电和停电事件，使消费者

承受更大损失。严重情况下，甚至会影响国家能源

战略安全，2021年以来高煤价成本无法疏导对电力

保供造成的困境殷鉴不远。

碳市场是政府人为设计的针对环境负外部性

定价的一种制度，而火电企业碳成本疏导的最主要

市场——电力市场，同样是围绕电力技术经济特性

而人为设计的制度。碳成本疏导，不仅涉及碳市

场，更是与电力市场机制、市场结构、电价形成等息

息相关，需要政策设计者总体统筹、精密设计。“碳

达峰、碳中和”新形势下，为构建新能源占比不断提

高的新型电力系统，电力行业的系统特征和市场机

制正在经历深刻变革，最直接的变化是新能源比例

不断提升对火电企业的生产运行状态与经营策略

产生巨大影响，如高比例新能源地区火电企业作为

调峰机组需频繁启停或长期低负荷运行，其碳排放

强度势必与设计值产生偏离；如非完全电力市场下

电价无法有效疏导，经济压力下火电企业加大掺烧

力度引起碳排放波动；而碳成本变化直接影响电力

系统的运行状态和各类电源的竞争地位，碳成本给

火电带来的不同压力也会进一步改变其在电力市

场与碳市场的经营策略。同时，中国社会主义国家

性质、绝大多数火电行业作为国企的责任与使命，

又赋予了电力行业特殊的地位与意义，即必须确保

对整个国民经济的基础支撑作用、必须保障绝对的

安全供应。因此，如何有效地疏导火电企业碳成

火电企业碳成本疏导机制研究

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本，在确保绝对安全稳定的前提下引导电力行业转

型发展，成为电力与碳市场设计者必须考虑的核心

问题。

本文对国内外发电企业碳成本疏导的行业现

状进行了梳理，分析了碳成本疏导的路径，提出了

符合中国发展实际的成本疏导方案建议，并根据典

型地区电力行业数据进行了行业影响测算。

1 碳成本疏导路径分析

碳交易市场的宗旨是通过确定排放总量目标，

明确排放权的稀缺性，采取无偿及有偿方式分配排

放权配额，以市场认可的交易平台、灵活有效的交

易机制，实现碳排放权的商品化。对于纳入碳市场

管理的控排企业来说，碳排放权意味着必须通过采

购碳配额来补充其排放缺口，或者将多余的碳配额

到市场中出售来获取收益。因此，碳市场将碳配额

设计为一种具有稀缺价值的投入要素，进而使其构

成排放主体在行为决策时必须权衡的机会成本［2］

，

即碳排放配额对企业来说属于机会成本。

对火电企业而言，碳市场机制促使经营管理层

将碳排放纳入生产经营决策甚至投资决策，在市场

营销、生产运行、燃料采购、财务安排等多个维度考

虑碳排放的综合影响。火电企业不同机组类型、技

术路线、容量水平等存在差异，导致碳排放成本存

在差别，进而改变了不同机组的总成本排序。碳市

场建设初期，碳成本在电厂总成本中占比相对较

小，如按照某地碳市场2023年碳价50元/t计算，年

发电按3 000 h，300 MW容量亚临界机组年度碳配

额缺口约50万t，碳成本折合度电为0.027元/kWh，

总成本（包括固定成本与变动成本）按照0.6元/kWh

计，碳成本约占总成本4.6%。但是需要注意的是，

由于中国的电力市场机制限制，在能源价格较高

时，燃料成本尚无法得到有效疏导，尽管碳成本的

占比不高，但是由于燃料成本无法疏导,导致发电企

业经营困难，碳排放成本足以成为压垮企业的最后

一根稻草，2021年以来，中国西部7省份多家发电

企业反映企业现金流紧张无法进行碳市场履约。

随着碳市场深入发展，碳成本持续提高，当碳成本

占总成本达到一定比例后，不同类型机组的碳成本

差异累积至一定值，电力现货市场环境下，基于边

际成本的市场出清机制将导致电力系统调度的顺

序发生变化，碳排放强度较低的机组可能优先发

电，尽管该机组的燃料成本可能更高；这将导致低

碳机组的市场竞争力提升，进而促使电力行业向低

碳化方向转型。

从对消费者的引导角度，火电企业的主要产品

是电力与热力，部分燃气机组主要提供电力辅助服

务等附加产品，这些产品的使用者包括电力用户、

热力用户、电网企业等，对于此类用户的低碳引导

主要体现在产品价格上，如电价、热价与辅助服务

价格。需要根据不同碳成本来体现产品价格的变

化，通过产品价格信号来激励消费者增加使用低碳

产品、减少使用高碳产品。如果产品无法通过价格

等信号区分碳排放，产品使用者无法切身感受节能

降碳的压力，碳市场的减排效果将大打折扣。

李雪慧等人［2］

的研究证明，碳成本的有效传导

有利于社会福利的提升。良好的碳成本疏导使碳

排放的环境负外部性进行内部化，使之趋向于社会

最优。而在电力市场中，碳成本向电价的传导程度

决定社会福利的提高，电力用户的电价越高，对低

碳消费的激励程度越大，就越有利于提升社会福

利。同时，碳成本疏导也会产生福利分配的公平性

问题，发电商存在过度传导来获取超额利润的可

能。但从不同市场主体的角度看，所谓超额利润获

取也存在一定争议。从电力消费者的视角，碳成本

向电价的完全疏导意味着消费者剩余的减少，相当

于变相向发电商提供补贴；德国反垄断办公室在

2006年警告电力公司滥用市场支配地位过度传导

碳成本。而从发电商的视角，碳成本的出现势必会

压缩电源的寿命，迫使发电企业在更短时间进行成

本回收，所以发电企业获取所谓的超额利润是解决

搁浅成本、进行绿色转型的需要。碳成本过度疏导

的问题另一方面源于国外电力市场对电价没有或

者很少有过度的限制，发电企业参与电力市场可以

在不同的供需条件下通过不同交易策略获取高额

电价；而中国电力市场一般都有严格的价格限制，

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中长期交易电价被限制在基准价上下浮动 20%以

内，现货价格也一般限制在 0.6~1.5 元/kWh 以内，

即便是燃料成本尚无法完全疏导，更不会出现所谓

的超额利润问题。

综上所述，要实现CO2排放控制，对电力、热力

等市场的疏导是关键，即碳排放定价机制的作用必

须以电力定价机制为制度前提才能发挥作用；在

CO2排放价格能够比较顺利地传递至电力价格的基

础上，碳排放定价制度设计或者定价的准确性才更

具有显著意义。而碳成本疏导对社会福利会产生

影响，疏导方式必须在中国政治经济的特殊国情

下，在电力行业与用电企业可承受的前提下，兼顾

效率与公平稳妥实施。

2 国内外相关现状

2.1 国外市场

2.1.1 欧盟碳市场

欧盟碳市场（EU Emissions Trading Scjeme，

简称EU ETS，也可翻译为“欧盟排放交易体系”）自

2005年开始启动运行，是世界上第一个旨在减少温

室气体排放的交易系统。EU ETS 遵循“总量管制

与交易”原则，企业通过分配或拍卖获得排放配额，

并根据需要使用或交易配额。通过限制温室气体

的年度排放上限、逐步降低排放总量等手段，推动

整个欧盟碳排放降低。经过近20年的持续优化，欧

盟碳市场逐步趋于完善。欧盟碳市场的发展历程

分为四个阶段，四个阶段的碳价见图1，不同阶段的

主要特点如下：

1）第一阶段，2005 年-2007 年：启动初期，欧

盟碳市场控排企业主要集中于发电和重工业领域，

数量超过 10 000 家。CO2 排放限额应用于大于

20 MW的发电和供热装置，以及钢铁、水泥和炼油

等能源密集型工业部门。此时市场仅包括三种温

室气体，分别为 CO2、N2O 和全氟碳化物（PFCs）。

根据相关资料，2005年欧盟ETS排放限额为20.96

亿 tCO2当量（MtCO2e），各成员国自主确定各自的

碳排放配额上限。为吸引更多的市场主体广泛参

与，同时也由于部分成员夸大其自身所需排放，这

一时期免费配额的实际发放比例接近100%，免费

配额分配方法采用历史排放法（即祖父法），这也导

致了这一阶段碳价总体处于下跌趋势，部分时段价

格甚至达到零。在这一阶段，不遵守排放规定的企

业被处以40欧元/tCO2罚款。

2）第二阶段，2008年-2012年：根据第一阶段

的教训，第二阶段开始考虑未来碳配额的稀缺性，

避免配额过度分配，第二阶段初期欧盟碳价开始阶

段性回暖。但由于 2008 年全球金融危机发生，欧

盟企业碳排放下降，配额供过于求，导致碳市场价

格再次下跌。这期间，欧盟碳市场新增了冰岛、挪

威、列支敦士登、保加利亚和罗马尼亚五个成员，成

图1 2005年至2022年欧盟碳价[3]

火电企业碳成本疏导机制研究

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员国扩充至30个国家；同时，硝酸生产过程中产生

的氮氧化物（NOx）被列为排放气体并被纳入碳市

场；2012 年 1 月 1 日起，市场开始覆盖航空业。第

二阶段，欧盟碳市场的排放配额上限仍主要采用各

成员国自主确定的方式，免费配额的实际发放比例

有所缩减、但仍占总排放的90%左右，免费配额分

配方法仍采用历史排放法；7%的部分根据绩效指标

（最佳绩效产品、更高的分配信贷收益率）通过对标

法进行自由分配；约有 3%的部分通过拍卖方式进

行分配。在第二阶段，欧盟委员会刻意实施了更严

格的排放配额上限，排放总额度与 2005 年相比减

少了 6.5%。然而，根据 ICAP（2021）的报告，2009

年欧盟总排放配额为 2 049 MtCO2e，仅比 2005年

减少47 MtCO2e，与宣布的减少6.5%相去甚远。

3）第三阶段，2013 年-2020 年：2013 年，欧盟

对碳市场进行了重大调整，一是欧盟总排放配额上

限从各国自主确定调整为欧盟委员会统一确定，避

免了以往各国过多分配配额的倾向；二是通过“线

性减排因子”方法每年递减可分配碳配额总量；三

是更多的成员国更多的行业采用拍卖方式分配配

额，控排企业的排放成本陡增。这一时期，欧盟碳市

场进一步扩容，增加了新成员克罗地亚，成员国达到

31国；同时，欧盟碳市场囊括的领域包括碳捕获和储

存装置、石化产品、氨、有色和黑色金属、石膏和铝的

生产，同时增加了己二酸和乙醛酸等化学品制造

等。根据相关数据，2019年欧盟三大碳排放行业分

别为电力行业、石油/天然气生产和金属行业。在第

三阶段，约有43%的配额采用“行业基准线法”进行

免费分配，剩余57%的配额需要进行拍卖获取。其

中，电力部门排放配额已实现100%拍卖分配；制造

业仍然存在免费分配的配额（达到一定量级），其余

排放额将进行拍卖；航空部门15%的排放配额进行

拍卖，82%根据基准免费分配，剩下的3%成为行业

新进入者和快速发展的航空公司的特殊储备。

4）第四阶段，2021年至今：这一阶段，欧盟碳市

场的行业覆盖和配额分配方式并未发生大的变化，

仍有约43%的配额进行免费分配，剩余57%的配额

通过拍卖获取。但欧盟设定了雄心勃勃的气候目

标并出台了一系列强有力的举措。2021年7月，欧

盟委员会发布了“Fit for 55”一揽子计划，以实现相

比1990年排放水平减排至少55%的目标。该计划

将欧盟碳市场置于欧盟脱碳议程的核心，包括一次

性降低排放总配额，并将线性折减系数从2.2%提高

到4.2%。这将要求欧盟碳市场在2030年实现相比

2005 年减排 61%的目标。受此影响，欧盟碳价

2021 年一路走高，截至 2023 年 5 月碳价最高突破

100欧元/t关口。

2.1.2 欧盟成员国等碳成本疏导经验

英国政府自20世纪80年代末开始启动电力市

场化改革。改革过程中，英国政府不断根据市场运

行状况、能源形势带来的挑战和新要求，及时调整

市场机制。截至目前，英国电力市场建设主要经历

了以下四个阶段［4］

。第一阶段（1989-2000年），行业

结构重组、私有化和电力库模式建立；第二阶段

（2001-2004年），新电力交易制度（NETA）建立；第

三阶段（2005-2013年），电力交易和传输机制(BETTA模式）建立。第四阶段（2014年至今）：实现低碳发

展的新一轮改革。新一轮电力市场化改革主要包括

四大措施：一是对低碳电源建立差价合约机制

（CFDs）；二是建立发电容量市场机制；三是设立排放

绩 效 标 准（Emissions Performance Standard，

EPS）；四是引入最低碳价机制（Carbon Price Floor）。

1）差价合约机制

政府确定各类低碳电源的合同价格（strike

price）并设立相应机构，与发电商签订差价合同，确

保低碳能源在参与市场竞争中仍能以合同价格获

得收入；同时与售电商签订售电合同，按售电量收

取低碳费以分摊对发电商补贴而产生的成本支出

额。只有符合标准的电源才能申请差价合约，合格

的标准如下：（1）低碳能源；（2）新能源容量要大于

规定的最小值；（3）工程拥有有效的建筑许可和并

网许可(最低标准)，对于某些技术(尤其生物质能)将

有一些额外的要求；（4）如果已有的混合火力电站

(同时燃烧生物质和化石燃料)已经接受可再生能源

义务，它们可以接受一个差价合约转变为生物质能

1712

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火力电站；（5）大的工程要求提供给交付机构一个

政府认可的符合标准的供应链计划，申请者需要提

供工程名称、规模、地点、预期投产时间和是否分期

交付。符合相关标准的低碳发电企业根据先到先

得的差价合约发放原则在市场中以差价合约规定

的价格获得电量收入，即若市场参考价（市场平均

成交价）低于差价合约价格则以差价合约价格计，

其差价由政府补贴；若市场参考价高于差价合约规

定的价格则高出的部分返还。其中核电、部分生物

质能发电等差价合约的市场参考价为季度或年度

平均价，其周期较长；而光伏、风电等差价合约的市

场参考价则为每日平均价，其周期较短。

2)发电容量市场

为了应对原有高碳电厂不断关闭和新建新能

源电站的间歇性和灵活性问题，保障供电安全，英

国还建立容量市场机制，以吸引发电投资和需求侧

参与市场。容量市场是在现有的电量市场外单独

设置的，可以由供应侧和需求侧两个方面来参与，

电力生产者可同时在这2个市场操作，新建和已有

电源、需求侧资源、储能设施均可参加。容量市场

机制由政府指定机构或售电商作为购买方，在政府

授权下对未来电力需求作出评估并组织容量招标，

并在所有售电公司中分摊，以保障电力长期供应安

全。交易方式为集中竞价或双边交易，并可采用物

理交易或金融性的容量期货权交易。

3)排放绩效标准

为了使英国能达到其碳减排目标，限制高碳电

源的发展，对在英国建立的任何新电厂，都要限制

碳排放量，明确禁止新建碳排放超过450 g/kWh的

煤电厂。这个排放标准只要求新建机组必须满足，

对过去已建成的机组并不追溯。新的碳排放标准

意味着所有新建燃煤机组必须安装碳捕捉与封存

等装置。

4) 最低碳价机制

2013年左右欧盟的碳交易价格较低，在英国无

法有效激励投资商投资低碳能源。为减少投资者

的顾虑，保证碳的价格公正合理，更有力地激励投

资者投资于低碳发电，英国政府设立了碳交易价格

下限，规定在2013年、2020年和2030年的碳价格

下限分别为16、30、70英镑/t，当欧盟碳排放交易市

场的成交价格低于政府规定的价格下限时，由政府

补偿其差价部分，费用纳入政府年度预算。碳价格

支持机制有助于提高碳投资的经济效益，从而提高

对低碳发电的投资兴趣。最低碳价机制通过增加

电力批发价格，影响传统能源价格竞争力。低碳发

电不必支付碳排放费用，经济竞争力增加，因此，鼓

励了对低碳发电的投资［5］

。

2.1.3 对中国碳成本疏导的相关启示

通过上文可以看到，英国电力市场改革是与欧

盟碳市场协调互补的一揽子方案体系，通过电力体

制改革的各项政策设计与碳市场的有效衔接，引导

对低碳电源的投资激励。通过增加电力批发价格

来疏导传统电源的碳排放成本。通过容量市场来

保障中长期的发电容量充裕性，其资金也是最终来

源于电力用户。同时，通过设立排放绩效标准等一

系列举措保障改革具体落地。

在包括英国在内的传统发达国家，由于碳市

场、碳税等碳排放定价机制实施较早，碳排放成本

通过与电力价格之间进行的多种复杂互动进行疏

导。Sijm等［6］

对德国和荷兰的研究表明，2005年上

半年有39%~73%的碳排放成本转移至终端电力价

格中，而2005年全年则有60%~80%的成本转移，

而且这种转移比例持续上升。Ahamada等［7］

研究

了碳排放价格对电力价格的非线性影响，发现德法

两国的非线性影响存在国别差异。图2中欧盟碳价

与德国电力市场价格趋势表现出较强的一致性，二

者的相关系数为0.75，显示出德国电价对碳排放成

本的疏导作用。Hintermann［8］

发现德国发电企业至

少有 84%的碳成本甚至是超额碳成本会通过电价

转嫁给消费者；澳大利亚在碳价政策实施两年后居

民电价上升了10%，工业电价上升了15%，现货批

发价格则上升了 59%。上述研究表明在国外发达

国家电力行业的 CO2排放成本疏导及控制主要是

通过电力价格来实现的。美国加州通过电力市场

与碳市场的协调配合，成功实现了其设计初衷，碳

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市场实现了节能减排目的，电力市场疏导了发电企

业成本，有效激发了电力行业向清洁、低碳转型的

巨大潜力。

图2 德国电价与欧盟碳价走势对比

必须注意的是，国外发达国家对碳成本的有效

疏导是建立在比较成熟的竞争性电力市场基础之

上的，且在发展过程中会根据具体情况进行政策

与机制的动态调整。而中国电力市场化改革还在

进行中，以电力现货市场为标志的竞争市场交易

机制和配套规制还在探索中，因此碳成本疏导机

制设计必须统筹兼顾碳市场与电力市场的建设进

程，探索符合中国国情与市场发展阶段的成本疏

导方式。

2.2 中国市场

2.2.1 中国电力市场建设情况

2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一

步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9

号），标志着我国新一轮电力体制改革正式拉开帷

幕。2021年10月《关于进一步深化燃煤发电上网

电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)

正式印发，煤电原则上全部电量进入市场，通过市

场交易在“基准价+上下浮动20%”范围内形成上网

电价，推动工商业用户全部进入市场，建立电网代

购电机制，电力体制改革进一步深化。截至 2022

年底，国网经营区域内各电力交易中心共注册市场

主体 473 149 家，较 2021 年底新增 106 669 家。

2022 年，国网经营区各交易中心总交易电量完成

55 902亿kWh，同比增长3.5%。其中，市场交易电

量41 283亿kWh，同比增长43.0%。截至目前，我

国已初步形成在空间范围上覆盖区域、省级，在时

间周期上覆盖年度、月度、月内的电力中长期交易

及日前、日内的现货交易，在交易标的上覆盖电能

量、辅助服务、可再生能源消纳权重等交易品种的

市场体系结构。电力市场化交易规模持续扩大，交

易机制不断完善，多层次、全国统一的电力市场体

系正在形成中。由于各地电力市场机制的不同，不

同省份电价区别较大。2021年下半年以来，能源价

格高企，在电力现货市场尚未开启的省份市场电价

一般在基准价的基础上，上浮接近 20%（20%为政

府规定的中长期电价上浮上限），在电力现货市场

运行地区，电价在有限的范围内发生波动。图3为

2022年山西月度日前与实时现货均价。

图3 2022年山西月度日前与实时现货均价

1714

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2.2.2 我国碳市场建设情况

2010年，《国务院关于加快培育和发展战略性

新兴产业的决定》明确提出，建立和完善主要污染

物和碳排放交易制度。2011年10月，国家发改委

印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》（发

改办气候〔2011〕2601 号），启动北京、上海、天津、

重庆、湖北、广东和深圳七省市开展碳交易试点工

作。在七大试点城市碳市场运行的基础上，全国碳

市场于 2021 年 7 月正式开锣交易。市场采取“双

城”模式，即上海负责交易系统，湖北武汉负责登记

和结算系统。初期选取约2 200家火电企业参与其

中，市场总规模约40亿t，成为全球“覆盖碳排放量”最

大的碳市场。国家碳市场运行以来，碳配额价格从

最开始的 50 元/t 略有下降，2022 年至今稳定在

55~60元/t左右。中国碳市场日平均成交价格见图4。

图4 中国碳市场日平均成交价格

2.2.3 存在的主要问题

中国特色的社会主义市场经济体制与电力市

场改革历史决定了我国电力市场与碳市场独特的

体制特征。由于体制机制及历史原因，我国电力市

场和碳市场相对独立运行，分别由不同的国家部委

负责建设，在电力行业内部归属不同业务部门管

理，这就造成顶层设计时尚未统筹考虑其关联性、

缺乏有效协同。这导致了在电力市场与碳市场中，

发电企业的碳排放成本难以得到有效疏导。中国

的电力市场存在多重限制，电力中长期市场价格限

制在基准价上下浮动20%以内，数量要求作为压舱

石占总电量的90%以上；电力现货价格一般限制在

0~1.5 元/kWh 左右，数量仅占不超过 10%；电力辅

助服务市场资金盘子一般来源于发电侧的零和博

弈，辅助服务收入一般仅占电能量收入的1%~2%

左右。在燃料价格较高时段，由于中长期与现货的

电价上限限制，燃料成本尚无法通过电价进行疏导，

碳排放成本只能由发电企业自身消化；而当燃料成

本下降时，由于碳成本占比相对较小，市场竞争压力

下以及地方政府对电价的调控倾向下，电价被迅速

通过各种方式进行快速压低，发电企业只能通过内

部管理求生存，碳市场的成本疏导更无从谈起。

3 成本疏导方法及模型构想建议

建立火电企业碳排放成本疏导机制，要以应对

气候变化和能源可持续发展为目标，充分发挥市场

在资源配置中的决定性作用，推动碳市场与电力市

场等的有机融合、协同发展，在疏导火电企业碳排

放成本的同时引导下游用户减碳降碳，形成电力行

业上下游协同绿色发展、合作共赢的发展局面，主

要构想如下：

1）完善市场化电价形成机制，建立电力中长期

价格与燃料市场、碳市场价格联动机制。电力中长

火电企业碳成本疏导机制研究

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上海节能 No.08

2018

期市场价格可由发用双方约定，由基准合同电价、

煤电联动价格、碳电联动价格构成，其中基准合同

电价可根据国家相关政策文件或双方约定确定，煤

电联动价格根据煤价指数的变动幅度约定，碳电联

动价格可参考煤电联动方式根据碳价指数的变动

幅度约定。具体可按照以下公式确定：

Pde = Pje +

Pdc - Pjc

Pjc

× Pje +

Pdt - Pjt

Pjt

× Pje

其中：

Pde——当期电力中长期市场价格；

Pdc——当期市场煤价指数；

Pdt——当期碳市场价格指数；

Pje——基准合同电价；

Pjc——基准煤价；

Pjt——基准电力碳价。

热力价格可参照上述电价公式形成碳热联动

价格。

2）在国家规定的基准电价+上下浮动框架下，

单独设定碳市场联动价格上下浮动范围。根据

《2021、2022 年度全国碳排放权交易配额总量设

定与分配实施方案（发电行业）》，发电企业碳市场

缺口最大约为其总排放量的20%；按照当前碳市场

价格60元/t，碳成本一般约为燃料成本（按照基准煤

价535元/t）的5%左右。参考当前国家对电价上下

浮动 20%的限制，并适度考虑后续碳价的上升趋

势，碳市场联动价格浮动范围可设定在 5%以内。

这样，电力中长期价格分成了碳电联动价格与原国

家规定电能电价两部分，电能价格仍按照国家要求

在基准价基础上，上下浮动不超过20%，碳价在基

准价基础上，上下浮动不超过5%。

Pje +

Pdc - Pjc

Pjc × Pje

电能价格，上下浮动20% +

Pdt - Pjt

Pjt × Pje

碳排放联动价格，上下浮动5%

3）在当前用户分时电价基础上，设立机组顶

峰容量补偿机制。当出现类似 2022 年燃料成本

高企时段，即便电力中长期价格上限提高至25%，

仍远远无法覆盖火电成本，特别是随着新能源比

例提升，现货市场边际定价机制导致市场出清价

格趋近于零，对电力安全保供造成巨大挑战。为

保障中长期电力容量充裕性，可设立发电容量补

偿机制，由于新建机组、储能、备用机组等成本投

入主要在每年的用电尖峰时段发挥作用，可按照

高峰时段可用发电容量进行补偿，补偿单价可参

考已经转为备用或已完成折旧的煤电机组平均固

定成本。如某地2台300 MW亚临界机组年度固定

成本约3.2亿元，年度实际顶峰发电 2 000 h，假设

通过电能量市场回收固定成本1.2亿元，则容量单

价可按照（32 000-12 000）/60/12约为27元/kW/月，

建议在详细测算全国各省份火电机组利用小时、

成本与收益情况后分省确定补偿单价。初期，建议

补偿范围仅限于无容量电费的市场化煤电与燃气

机组，不参与市场或获得容量电费的机组暂不获得

补偿。

4）为降低对用户用电成本影响，可设立补偿触

发机制与用户尖峰容量电价分摊机制。初期可设

立月度触发机制，当月度煤炭价格指数与碳价指数

（由于碳市场履约周期为年度，可取近一年度平均

碳价指数）合计超出一定值之后启动容量补偿，后

续随市场发展逐步取消触发机制改为固定补偿机

制。容量补偿资金按照市场化用户（包括代购电用

户）当月高峰与尖峰时段用电量比例进行分摊。

4 碳成本疏导情景模拟分析

以东部某地区为例，基于近几年该地电力装机

等电力数据进行碳排放成本疏导模拟分析。

4.1 高煤价时期碳电联动成本疏导模拟（2022年）

在 2022 年电煤价格较高时期，煤电企业严重

亏损，该地区所有公用煤机亏损额度约为30亿元。

由于电价上限约束，即使达到上限，电费收入也远

远无法覆盖变动成本。因此无论配额缺口情况如

何，发电企业均应通过碳电联动进行电价上浮以疏

导成本压力。而通过碳电联动，能够小部分缓解煤

电企业的经营压力。在碳电联动电价上浮5%的情

况下，所有亚临界机组合计增收2 877万元，占原亏

损额的 1.9%；所有超临界机组合计增收 1 688 万

元，占原亏损额的4.1%；所有超临界机组合计增收

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2023年第 11 期

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CONOMY

节

能

工

程

与

经

济

2 530万元，占原亏损额的2.4%。见表1。

4.2 正 常 煤 价 时 期 碳 电 联 动 成 本 疏 导 模 拟

（2020 年）

在煤价降低时期，公用煤机的盈利能力有所分

化，亚临界机组仍处于亏损状态，超临界及以上机

组略有盈利。在这种情况下市场化电价与碳价之

间的联动关系较为复杂，电价取决于市场供需、发

用双方博弈、政府指导等多方面因素。由于煤机整

体处于盈利状态，大容量高效机组由于配额盈余且

盈利能力较强，将倾向于将碳排放收益让利给用户

以争取市场份额，而低效机组由于仍处于亏损状态

且配额处于缺口，自身进行碳电联动进行让利的意

愿不足，但由于市场趋势仍然会迫使其进行一定的

联动，但可能联动幅度低于超（超）临界机组。以此

市场形成了分化，通过不同价格信号，高效机组获

得更高利用小时，体现低碳电源的优势，引导电力

用户低碳用电。假设超超临界机组碳电联动-5%、

超临界机组联动-3%、亚临界机组联动-1%，合计

可为电力用户降低用电成本3 621万元。见表2。

4.3 容量补偿模拟

假设在冬夏高峰时期2个月份由于煤价与碳价

较高触发了容量补偿机制，各不同等级机组在不同

单价下可获得的补偿费用见表3。全年该地区需支

付发电企业容量电费7.18亿元。能够部分补偿发

电企业的固定成本。

该地区所有工商业电力用户全年用电量约为

1 000亿 kWh，容量补偿机制推高用户侧用电成本

约7.18厘/kWh。

表1 碳电联动下发电企业成本疏导情况模拟（万kW、亿kWh、万元）

类型

亚临界煤机

超临界煤机

超超临界煤机

9F调峰燃机

9F热电燃机

年发电量

181

159

277

62

65

参与电力市场

是

是

是

否

否

联动1%增收

575

338

506

--

--

联动3%增收

1 726

1 013

1 518

--

--

联动5%增收

2 877

1 688

2 530

--

--

表2 碳电联动下用户获利情况模拟（万kW、亿kWh、h、万t、万元）

装机类型

亚临界煤机

超临界煤机

超超临界煤机

9F调峰燃机

9F热电燃机

年发电量

148

132

253

56

77

参与电力市场

是

是

是

否

否

配额缺口

-140

32

93

30

11

联动后降低用户成本

-471

-837

-2313

--

--

表3 发电企业获取容量补偿模拟（万kW、元/kW/月、月、万元）

装机类型

亚临界煤机

超临界煤机

超超临界煤机

9F调峰燃机

9F热电燃机

合计

装机容量

498

300

532

370

239

19 39

补偿单价

27

27

27

-

-

补偿月数

2

2

2

补偿电费

26 892

16 200

28 728

71 820

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5 结论

据以上分析，碳排放成本的有效疏导对能源行

业低碳转型意义重大。在碳排放价格能够比较顺

利地传递至电力、热力等价格的基础上，碳排放定

价制度设计才能更好地发挥作用。通过分析发现，

欧美等发达国家通过市场机制设计实现了发电企

业碳排放成本的疏导，有效降低了区域碳排放，同

时部分国家部分时段也存在过度疏导的问题。而

中国独特的电力市场机制能够有效规避可能的过

度疏导问题，核心的矛盾是如何缓解火电企业严重

的经营困难。本文提出在国家规定的现有政策框

架下完善市场化电价形成机制，建立电力中长期

价格与碳市场价格联动机制，单独设定碳市场联

动价格浮动范围；在当前用户分时电价基础上，设

立机组顶峰容量补偿机制，为降低对用户用电成

本影响，设立补偿触发机制与用户尖峰容量电价

分摊机制。基于地区电力数据，分情景进行了模

拟分析，根据分析结果，电力与碳市场价格联动机

制在高煤价时期能够有效缓解发电企业经营压

力，在低煤价时期能够降低用户用能成本；触发机

制下的容量补偿机制能够在“双碳”背景下部分补

偿发电固定成本投入，同时合理平衡用电企业的

用电成本上涨压力。

参考文献

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环境管理,2019,4:105-112.

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［5］王秀丽,刘春阳.英国低碳化电力市场改革方案初析［J］.电力市场学

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［8］HINTERMANN B. Pass-through of CO2 emission costs to hourly electricity prices in Germany［J］.Journal of the association of environmental and resource economists,2016,3(4):857-891.

本届进博会通过省间绿电交易的方式，采购绿电800万kWh，覆盖展前、展中、展后期间的全部用电量，

标志着进博会首次实现全绿电办展。

10月30日，在国家能源局华东监管局组织开展的进博期间安徽送上海绿色电力省间交易中，申能股份

旗下上海新能源携手申能售电，成交133万kWh绿电，占本次进博会绿电交易总量的16.6%，预计可为本届

进博会减排CO2557.76 t。

这些绿电来自申能上海新能源下属4家安徽省内光伏电站。虽相隔千里，却若在咫尺。这些助力低碳

办展的绿电将点亮进博会场馆的一盏盏灯，驱动一辆辆新能源摆渡车和一台台展示设备，全方位践行本届

进博会“零碳零塑办博，绿色智慧出行”的目标。

据悉，申能上海新能源在运场站71个，在建工程10余个，控股装机容量455万kW。截至10月底，各场

站共计输出绿电61.19亿kWh。今年以来，在电力交易中心组织下，申能上海新能源仅在安徽就为电力用户

输送绿电接近2亿kWh，为区域用户减排CO2约12万t。

随着国家“双碳”目标深入推进，绿电交易需求持续增长。申能售电今年在华东地区为用户代理区域绿

电总量约15亿kWh，降低CO2排放约68万t。后续，申能售电将从生产、供应、参展等方面，为用户提供更多

绿电应用场景。 （来源：申飞扬能无限）

首次！申能绿电点亮进博场馆

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