2001年高技术发展综述(三) 21世纪中国油气水电资源

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2001年高技术发展综述(三) 21世纪中国油气水电资源

［作者：柯民转贴自：http://%2520www.cas.cn/html/Books/O61BG/a1/2002/3/3.1_1.htm 点击数：118 更新时间：2006/11/9 文章录入：谢川］

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３.１ 21世纪中国油气资源勘探前景
田在艺.张庆春史卜庆
（中国石油勘探开发研究院）

一、我国油气资源现状

　　伴随着新中国50多年的辉煌历程，我们正以欣喜的心情迈向21世纪美好的未来。50多年来，我国油气工业发展迅速，油田发现，振奋人心，油气产量突飞猛进。新中国成立前夕，我国原油产量12万ｔ（其中天然油７万ｔ，人造油5万ｔ），经过50多年的艰苦奋斗，在53个盆地中发现了油气显示，其中在36个盆地中找到工业油气流，包括531个油田和185个气田①。1964年原油产量就达到848万ｔ，在国民经济建设中，实现了石油基本自给；1978年上升到1.04亿ｔ，年产量世界排名由1949年的第29位上升到第８位；1997年产原油1.6亿ｔ，产量名次稳定在世界第5位，成为重要的产油大国之一。　　
　　我国沉积盆地广阔，适宜于进符油气勘探的盆地500多个，沉积岩面积约670万ｋｍ2(图1)，其中陆上面520万ｋｍ'，近海大陆架面积150万kｍ，。在这些盆地中，既有发育在古生代稳定地台上的海相沉积盆地（面积约250万ｋｍ0，又有中新生代陆相断-坳陷沉积盆地，二者常形成叠合-复合沉积盆地。从已发现的油气储量来看，靳生界的石油占石油总储量的44.3％，中生界占44.7％，古生界占８％，前古生界占3％。新生界的天然气占天然气总储量的33.7％，中生界占20.3％，古生异占41.6％，前古生界占4.4％。由此可知，中新生界共占油、气储量的89％和54％，其产层以白墨系和第三系为主，三叠系、侏罗系次之。因此，中新生代陆相地层的生油和储油在我国具有举足轻重的地位，也是我国油气地质的一大特色。

　　根据1994年第二次全国油气资源评价结果，我国石油总资源量940亿ｔ，天然气总资源量38万亿ｍ3。到2000年底，累计探明石油地质储量212.89亿ｔ；累计天然气探明地质储量25557亿ｍ3（不包括煤层甲烷气）①。在此基础上，按照资源序列评价出石油的有效可采资源量为130～160亿ｔ，天然气有效可采资源量为10万亿ｍ'（国外评价我国可采石油资源量中值为109亿ｔ，可采天然气资源量为6.4万亿ｍ'）。根据以上可采资源量的评价结果，进一步评价出我国国内在2000年、2010年、2020年和2050年石油年产量分别为1.6亿ｔ、1.7亿ｔ、1.8亿ｔ和1.0亿ｔ；天然气年产量分别为300亿ｍ3、700亿ｍ3、900亿ｍ3和1000亿ｍ3。根据评价分析，除己采出38亿ｔ，尚余3/4-2/3待开采，油气潜力十分巨大，说明中国是石油天然气资源大国，预计21世纪油气工业将继续保持快速发展势头，仍将是国民经济发展的重要支柱产业。

二、油气资源勘探研究进展

　我国油气工业的发展是与石油地质理沦的发展分不开的。我国石油地质工作者在学习引进国外先进经验和理论的同时，不断总结和发展符合中国特点的石油地质理论，并有效地指导了油气勘探实践。20世纪50-60年代，"陆相盆地生油理论"和"陆相盆地成油理论"指导了克拉玛依油田和大庆油田的发现。60-70年代，"复式油气聚集区带成油理论"促进了渤海湾盆地断块油气藏勘探的加速发展。80年代以来，由于低熟油、煤成油、盆地成藏动力学和层序地层学理论的应用，在四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、柴达木盆地相继发现了一批大气田，扩展了油气勘探新领域，促进了石油工业持续稳定发展。
　　20世纪50年代，我国石油工业在西部地区做了大量的勘探工作，找到了一些油气田。由于东部地区工业发展急需大量石油资源，于是从20世纪50年代后期开始，对松辽、华北盆地进行石油普查，1960年发现了大庆油田，1962年以后相继发现胜利、大港、辽河、任丘、江汉、南阳、苏北、中原等油田，从此建成了17个石油和天然气生产基地。
　　在这一阶段的石油勘探过程中，石油地质学家深入探索陆相盆地烃源岩系形成的地质环境及对油气藏分布的控制作用，指出生油区和邻近生油区的二级构造带是油气聚集带、"定凹探隆"、"选凹定带"等论点。同时提出"成油系统"概念，认为一个生油凹陷就是一个成油系统，在成油系统内，生、储、盖、运、圈、保等动态过程是一个统一的相互联系的整体。实践证明，这是认识油气藏形成与分布的科学理论。
　　根据渤海湾盆地油气勘探实践，指出"复式油气聚集带"不仅是断陷盆地油气聚集的主要形式，也是地质构造复杂、岩性变化大、储集岩体类型多和常常发育多套生、储、盖组合的陆相多旋回盆地油气聚集的一种常见的油气聚集形式，对指导陆相盆地的油气勘探具有普遍意义。
　　沉积盆地是油气形成的基本地质构造单元。油气生成、演化、运移、聚集和保存都是受沉积盆地地质构造演化的控制。在该理论指导下，深人剖析沉积盆地中控制油气生戚与赋存的各种因素，并进行了盆地定量分析模拟研究，在石油地质定量化、动态化、模型化方面取得了一系列成果，形成了有中国特色的油气盆地分析的理论与方法体系。
　　在陆相储层沉积学研究方面，开展了陆相盆地沉积类型、沉积模式、沉积体系、各类储层非均质性、露头地质建模和数值模拟、各类储层成岩作用和次生孔隙分布及成因机理以及储层敏感性研究。形成了油气勘探开发过程中储层评价的配套技术和方法，把我国陆相储层研究推向了新的高度。
在陆相生油岩研究方面，已深入涉及生油岩中有机质的组成、干酪根类型、有机质演化特征和生物标志化合物等问题，揭示了地质体中从有机质到油气的演化史，为研究沉积物中有机物的来源、成熟演化、油气运移、油气与源岩之间的成因联系及再造古环境提供了依据。陆相生油理论是陆相油气地质理论的基础。近几年油气成因理论又有了新进展'一是未熟油概念及其成烃演化模式的建立，指出低熟油是烃撅岩中有机质在较低温度下直接降解生成的，这种油在白垩系、第三系中广泛存在，从而进一步拓宽了我国陆相沉积找油领域。二是煤成油概念的提出及成烃机理研究，建立了多阶段生烃和早生、早排的煤系地层成油模式，为在我国广泛分布的煤系地层中找油提供了理论依据。
　　在油气勘探技术方面，经过50年的奋斗和发展形成了综合配套的技术系列，包括地面地质调查技术、地球物理勘探技术、井简技术和石油地质实验技术，以及盆地模拟.区带评价－圈闭评价的油气资源评价技术。地震勘探已进入三维地震技术、高精度地震数字处理技术、计算机交互地震解释技术以及各种地下成像技术；在测井技术方面，从80年代以来，由数字测井技术到数控测井技术，发展到成像测井技术。这些现代化勘探技术，我国都在广泛应用，并形成了国产设备和计算机应用软件。在钻井工艺方面，已完成7200ｍ井深钻探，不仅能钻中深井，还可钻探定向井、水平井、丛式井以及高温高压特殊工艺井等。勘探技术的进步显著提高了钻探成功率和勘探效益，为我国石油工业的发展做出了巨大贡献。

三、油气资源勘探战略选择

　　这里提出21世纪第一阶段值得重点勘探、具有广阔前景的地区，供讨论和参考。
　　1.塔里木盆地
　　塔里木盆地是我国最大的含油气盆地，面积56万ｋｍ2。盆地中部为古生代地台型海相沉积，是勘探碳酸盐岩沉积油气远景区。盆地中的库车坳陷、西南坳陷和东南坳陷是中新生代陆相沉积区，煤系地层发育，与费尔干纳、卡拉库木、塔吉克等盆地一样，有机质为腐殖型和腐殖腐泥型，以生气为主，是勘探天然气的主战场。其中库车坳陷面积2.5万ｋｍ2，顶测天然气资源量2.23万亿ｍ3，目前己探明天然气储量2500亿ｍ3，具备了"西气东输"年产120亿ｍ3的储量条件。塔北隆起面积3万ｋｍ2，已获得地质储量3亿ｔ②。在塔中隆起和麦盖提斜坡，已获得了几个中小型油气田。
　　2.准噶尔盆地
　　准噶尔盆地面积13万ｋｍ2，盆地中二叠系、上三叠系、中下保罗系、下第三系均为油气源岩，是中国油气资源最丰富的盆地。20世纪30～50年代发现了独山子、齐古油田，随后发现了克拉玛依大油区；80年代找到北三台-彩南油区，近10年来相继发现了石甫、芙北、卡因迪克、呼图壁等油气田，已探明17.6亿ｔ地质储量②。据镜煤反射率分析，傣罗系地层均已达到生气门限，结合呼图壁气田发现的启示，今后在准噶尔盆地除继续勘探油田外，还应加强气田勘探。
　　3.柴达木盆地
　　柴达木盆地面积12万ｋｍ2，沉积了保罗系、第三系、第四系生油地层。按生油气烃源岩沉积深坳陷控制油气藏形成分布理论，柴北缘地区中下诛罗系烃源岩广泛分布，具备了形戚大中型油气田的物质基础。盆地西部茫崖一带是第三系的生油坳陷，盆地东部达布逊潮一带，第四系沉降幅度大，形成第四系含气区。自1954年油气勘探以来，先后发现20个油田，８个气田，已探明石油地质储量2.53亿ｔ，天然气地质储量1472亿m3②，仍有较大的油气勘探潜力。
　　４.鄂尔多斯盆地鄂尔多斯盆地自1950年勘探以来，相继在三延地区、盆地西缘逆掩断层带以及盆地西南部和中西部河流-三角洲沉积地区发现了一批油气田；近年在盆地中部发现奥陶系.石炭系不整合古潜山大气田。盆地探明石油地质储量8.8亿ｔ，探明天然气地质储量3923亿ｍ3①。
盆地上三叠统发育有大型潮泊沉积，经勘探已查明８个三角洲沉积体系；其中４个三角洲已探明6亿t地质储量。自1988年发现我国最大的气田一长庆气田以来，上古生界煤成气藏勘探形势越来越好，1995年在榆林发现陕141气田，近年在乌审旗、苏里格庙一带获得了高产工业气流，从而揭示了鄂尔多斯盆地上古生界具有广阔的勘探前景。
　　5.四川盆地
　　四川盆地油气资源分布在震旦系、寒武系一奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系和保罗系。根据第二次资源评价结果，资源量为83.203亿ｔ（油当量），其中天然气资源量占总资源量的86％。盆地东部巨厚的志留系烃源岩为石炭系天然气成藏提供资源物质；上三叠系前陆盆地生烃中心主要分布在川西坳陷带；慷罗系湖盆主要分布在川中，适宜于有机物质演化，使得川中石油资源丰富。
　　6.松辽盆地松辽盆地油气勘探程度较高，但由于白要系烃源岩充足，生排烃强度大，在生油凹陷两侧如龙虎泡、新站、肇州、大情子井等地区形成岩性圈闭、地层圈闭油藏等，因而在今后勘探中应注意小幅度及小断层与深凹陷的关系。
　　松辽盆地在晚保罗世为富油气断陷，为深层寻找大中型油气田提供了地质条件。盆地内约有30~40个断陷，形戚多种类型储集体，多套生储盖组合，是寻找大中型油气田的目标。
　　７.渤海湾盆地渤海湾盆地现己成为我国第一大油区。近年来在滚动勘探过程中，仍有一些新的油气区发现，如亿吨级干米桥潜山油气藏、蓬莱19-3大油田（地质储量6亿ｔ②），说明了渤海湾盆地第三系勘探前景良好，值得进一步勘探。
　　华北盆地古生界分布广泛，油气藏丰富，在勘探的过程中，己发现有利的含油区带，有的探井己获得工业油气流，应选择古生界油源丰富的深凹陷及其周边的低凸起进行科学探井，以期获得新的油气田。
　　８.南海-东海盆地
　　我国海域幅员辽阔，属西太乎洋的陆缘边缘海。新生代以来处于拉张离散型构造环境，有良好的烃类生成条件。到目前为止，鸾-琼盆地发现中型气田４个，含气构造6个；珠江口盆地已找到9个大中型油田，16个含油气构造北部湾盆地发现油田3个，含油气构造８个；东海盆地找到大气田1个，中小型油气田若干个，就勘探的广度和深度而言，我国海域仍处于勘探初期，有广阔的勘探前景[2]。

四、几点建议

　　以上分析表明，我国油气资源十分丰富，资源探明率不高，油气勘探潜力很大。但是，剩余油气资源的品质较差，分布的地理环境复杂，随着油气勘探的深人发展，勘探的技术难度和成本日益增加。随着国民经济的快速发展，我国自1996年起己成为石油净进口国，2000年进口量已愈7000万ｔ，因此，21世纪初期我国石油供给和需求之间的缺口将越来越大，油气勘探面临诸多严峻挑战。为了确保国民经济的可持续发展，必须多方位强化油气勘探，实现能源工业良性发展。
　　1.积极开展天然气水合物普查勘探
　　天然气水合物早在20世纪40年代即己发现，它是以甲烷为主的可燃气体，由甲烷和水形成，在低温高压环境下呈冰块状，又叫可燃冰，是一种能量密度高、分布广的能源矿产。经测试1m3可燃冰可释放出164 m3的甲烷气体。勘探研究证明，海洋大陆架是天然气水合物形成的最佳场所，海洋总面积的90％具有形成气水合物的温压条件。据估计全球天然气水合物中甲烷的碳总量约是石油、天然气和煤的碳总量的两倍[3]。
我国甫海海域具备良好的天然水合物成矿条件，已发现一系列与天然气水合物有关的地球物理、地球化学和遥感地质找矿标志①。中国科学院兰州冰川冻土研究所20世纪60～70年代在青藏高原4700ｍ的五道梁永冻区钻探发现大量气水合物征兆[4]。因此，有专家乐观估计，当世界化石能源枯竭殆尽，可燃冰能源将成为新的替代能源。
　　2.加强煤成气和煤层气的勘探
　　我国煤系地层广泛分布，煤成油、气资源量分别占全国总资源量的14％和31％，目前仅探明3％和8％，剩佘资源潜力巨大。如塔里木、准噶尔、柴达木等盆地的惊罗系、鄂尔多斯盆地的石炭一二叠系、四川盆地的三叠系均具有煤成气的勘探前景。
　　我国煤层气资源也十分丰富。据研究，陆上埋深2000ｍ以内的煤层气资源就达35万亿ｍ3[5]，与常规天然气资源量相近，若不勘探开发，则浪费及破坏甚大。我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，伴随煤炭的开采，每年向大气排放ＣＨ4约194亿ｍ3。煤炭的生产和消费是大量温室气体和大气污染物产生的根源。由于燃烧影响，72％的城市总悬浮颗粒超过国家二级标准，71.7％南方城市出现酸雨，极大地破环了人类赖以生存的生态环境。同时据统计，仅1993～1997年，我国大中型煤矿发生瓦斯爆炸有200佘起，死亡5000多人，经济损失150亿元。美国国会通过煤层气税款补贴政策，每采1ｍ3煤层气可获得2.82美元补贴税额，我们亦应采取适宜办法，以开发煤层气资源。
　　3.加强非常规油气勘探开发工艺技术研究
　　我国油气总资源量中，常规油气资湎量占56.45％，重油占21.44％，低渗透资源占22.41％，另外还有一定数量的沥青和油砂。因此，非常规油气资源相当丰富①，主要因为工艺技术原因，无法开采利用。对于非常规油气资源，首先应进行地质勘查和前期勘探，全面了解资源状况，并加强开发工艺技术研究，为我国本世纪后阶段利用非常规能源打下基础。
　　４.积极参与国外油气资源勘探开发
　　在当前的勘探形势下，既要继续加强我国新盆地、新领域、新层系的勘探开发，也要强化国际化发展战略，充分利用国内外两种资源、两个市场，全面发展油气投资、贸易和技术合作。世界油气储量和产量在40～50年内是充足的，我国应积极进人国际油气资源市场，在国际市场上获得份油能力；建立稳定的海外石油生产基地和进口市场，实现我国油气能源的可持续快速发展。
　5.强化勘探，加大石油地质综合研究的力度，加快储量探明速度，提高储采比
　　要实现原油产量增长，关键是开发储量要到位，为此必须把勘探工作放在首位，大力开展油气勘探基础理论和石油地质综合研究，力争在理论上有所创新，有效指导勘探实践。同时要加强勘探开发技术研究，多学科联合攻关，发展和完善与勘探配套的综合评价技术体系。无论东部还是西部，陆上还是海上，都要拓宽勘探领域，加大勘探工作力度，力争有大的突破，储量有大的增长。

３.２天然气水合物的研究与开发
金翔龙.方银霞
（国家海洋局海底科学重点实验室）

一、天然气水合物是人类未来能源的希望

　　人类的生存发展离不开能源。当人类学会使用第一个火种时便开始了能源应用的漫长历史。几千年来，人类所使用的能源已经历了三代，正在向第四代能源时代迈进。主体能源的更替充分反映出人类社会和经济的进步与发展。第一代能源为生物质材，以薪柴为代表；第二代能源以煤为代表；第三代能源则是石油、天然气和部分核裂变能源。实际上，第二代和第三代能源是以化石燃料为主体，第四代能源的构成将可能是核聚变能、氢能和天然气水合物。
　　核聚变能主要寄希望于3He，它的资源量虽然在地球上有限（10~15t），但在月球的月壤中却极为丰富（100-500万t）。氢能是清洁、高效的理想能源，燃烧耐仅产生水（H2O），并可再生，氢能主要的载体是水，水体占据着地球表面的2/3以上，蕴藏量大。天然气水合物的主要成分是甲烷（C4H）和水，甲烷气燃烧十分干净，为清洁的绿色能源，其资源量特别巨大，开发技术较为现实，有可能成为21世纪的主体能源，是人类第四代能撅的最佳候选。
天然气水合物（gas hydrate）是一种白色固体结晶物质，外形像冰，有极强的燃烧力，可作为上等能源，俗称为"可燃冰"。天然气水合物由水分子和燃气分子构戚，外层是水分子格架，核心是燃气分子（图1）。燃气分子可以是低烃分子、二氧化碳或硫化氢，但绝大多数是低烃类的甲烷分子（C4H），所以天然气水合物往往称之为甲烷水合物（methane hydrate）。据理论计算，1ｍ3的天然气水合物可释放出164ｍ3的甲烷气和0.8ｍ3的水。这种固体水合物只能存在于一定的温度和压力条件下，一般它要求温度低于0~10℃，压力高于10MPa，一旦温度升高或压力降低，甲烷气则会逸出，固体水合物便趋于崩解。
　　天然气水合物往往分布于深水的海底沉积物中或寒冷的永冻±中。埋藏在海底沉积物中的天然气水合物要求该处海底的水深大于300-500ｍ，依赖巨厚水层的压力来维持其固体状态。但它只可存在于海底之下500ｍ或1000ｍ的范围以内，再往深处则由于地热升温其固体状态易遭破坏。储藏在寒冷永冻土中的天然气水合物大多分布在四季冰封的极圈范围以内。
　　煤、石油以及与石油有关的天然气（高烃天然气）等含碳能源是地质时代生物
(插入图片111-1.jpg)
遗体演变而成的，因此被称为化石燃料。从含碳量估算，全球天然气水合物中的含碳总量大约是地球上全部化石燃料的两倍。因此，据最保守的统计，全世界海底天然气水合物中贮存的甲烷总量约为1.8×108亿ｍ3，约合11万亿t（11×1012t）。数冀如此巨大的矿物能源是人类未来动力的希望。

二、天然气冰合物的研究现状

　　1.分布与环境效应
　　世界上绝大部分的天然气水合物分布在海洋里，储存在深水的海底沉积物中，只有极其少数的天然气水合物是分布在常年冰冻的陆地上。世界海洋里天然气水合物的资源量是陆地上的100倍以上。到目前为止，世界上已发现的海底天然气水合物主要分布区有大西洋海域的墨西哥湾、加勒比海、南美东部陆缘、非洲西部陆缘和美国东岸外的布莱克海台等，西太平洋海域的白令海、鄂霍茨克海、千岛海沟、日本海、四国海槽、日本南海海槽、冲绳海槽、南中国海、苏拉威西海和新西兰北部海域等，东太平洋海域的中美海槽、加州滨外、秘鲁海槽等，印度洋的阿曼海湾，南极的罗斯海和威德尔海，北极的巴伦支海和波弗特海，以及大陆内的黑海与里海等。陆上寒冷永冻土中的天然气水合物主要分布在西伯利亚、阿拉斯加和加拿大的北极圈内。我国最有希望的天然气水合物储存区可能是南海和东海的深水海底。
　　天然气水合物固然给人类带来了新的能源希望，但它也可对全球气侯和生态环境甚至人类的生存环境造成严重的威胁。近年来，人们不断讨论地球大气层的温室效应，认为其造成的异常气候（全球变暖）和海面上升可能正威胁着人类的生存。主导大气温室效应的因子，普遍认为是水气和二氧化碳气。水气是大自然循环中的活跃分子，难以凋控，于是二氧化碳便成为人们严重关注的对象。许多国际会议讨论二氧化碳的温室效应，并决定限制各国二氧化碳废气的排放量。要知遣，当前大气中的二氧化碳气以每年0.3％的速率在增加，而大气中的甲烷气却以每年0.9％的逮率在更为迅速地增加着。更为重要的是，甲烷气的温室效应为二氧化碳气温室效应的20倍。全球海底天然气水合物中的甲烷总量约为地球大气中甲烷量的3000倍，这么巨大量的甲烷气如果释放，将对全球环境产生巨大的影响，严重地影响全球的气候与海平面。
另外，固结在海底沉积物中的水合物，一旦条件发生变化，释出甲烷气，将会明显改变海底沉积物的物理性质。其后果是降低海底沉积物的工程力学特性，引发大规模的海底滑坡，毁坏一些海底的重要工程设施，如海底输电或通信电缆、海洋石油钻井平台等。水合物的崩解造成海底滑坡，而海底滑坡又进一步激发水合物的崩解，如此连锁反应，将造成雪崩式的大规模海底滑坡，并使大量的甲烷气逸散到大气中去，造成极大的灾难与经济损失。
　　2.全球关注天然气水合物研究
　　基于天然气水合物是21世纪的重要后续能源，并可能对人类生存环境及海底工程设施产生灾害性影响，全球科学家和各国政府都予以高度关注。早在20世纪30年代，天然气水合物就在远东地区的天然气输送管道内被发现。一直到70年代初，苏联学者论证了自然界有可能存在水合物生成带，并在陆地冻土带首先发现了第一个具有商业开采价值的麦索亚哈气田之后，才真正引起世界各国科学家和政府的重视。后来在深海钻探计划（DSDP和大洋钻探计划（ODP）中，全球许多海域的海底（如鄂霍克茨海、墨西哥湾、大西洋、北美太平洋一侧和拉丁美洲太平洋一侧的世界海域）都发现了天然气水合物。20世纪80年代以来，美国、日本、俄罗斯、德国、加拿大、挪威、英国及印度等国政府都着手开展天然气水合物的调查和研究工作，并从能源战略储备角度考虑，纷纷制定作为政府行为的长远发展规划和实施计划，将其视为争夺海洋权益的重要内容。深人开展天然气水合物研究的热潮已经在全球兴起。　
美国1994年制订过《甲烷水合物研究计划》，称天然气水合物是未来世纪的新型能源。1995年，勘查美国东岸大西洋海底的布莱克海台，首汰证实该处海底的天然气水合物具有商业开采价值，并初步估算出该区水合物的资源量多达100亿ｔ，可满足美国105年的天然气需要。1999年，美国又制定《国家甲烷水合物多年研究和开发项目计划》，预期可建立天然气水合物矿床气体资源评价体系、发展商业生产技术，了解和定量评价甲烷水合物在全球碳循环中的作用及其与全球气候变化的相关性，解决水合物工程技术和海底稳定性问题。
　　日本于1994年制定了庞大的海底天然气水合物研究计划，投巨资对日本周边海域进行大规模海底天然气水合物研究，初步估计仅南海海槽处的水合物资源量就可满足日本100年的能源消耗。1995年，又专门成立天然气水禽物开发促进委员会，分别于1997年在阿拉斯加和1999年在日本南海海槽进行了海底水禽物的钻探试验。
　　俄罗斯自20世纪70年代末以来，先后在黑海、里海、白令海、鄂霍茨克海、千岛海沟和太平洋西南部等海域进行海底天然气水合物研究，发现具有工业价值的区域，近期仍在对巴伦支海和鄂霍茨克海的天然气水合物进行研究。
　　联邦德国于20世纪80年代与印尼等国对西南太平洋的边缘海进行过联合研究，在莽拉威西海发现海底天然气水合物的识别标志。目前，德国正在筹划大规模的国家研究计划，可能计划与俄罗斯合作研究鄂霍茨克海的海底水合物。
　　印度科学与工业委员会设有重大研究项目《国家海底天然气水合物研究计划》，于1995年开始对印度近海进行海底天然气水合物研究，现已取得初步的良好结果。
由于天然气水合物的资源前景还有待于进一步研究证实，而煤和油气等常规能源又能维持一段时期，因此，目前各能源企业对水合物研究的资金投入还较少主要是各国政府对天然气水合物研究予以支持。如美国计划投入.1.5～2亿美元，日本在五年计划中已投入150亿日元，印度在1996～2000年间投入5600万美元。
　　3.天然气水合物的开发技术
　　随着天然气水合物研究的不断深人，天然气水合物相关技术的研究和开发也得到快速的发展。主要包括以下几个方面：
　　地球物理探查技术、地球化学探查技术、钻孔取样技术、资源评价技术、开采技术、实验室模拟技术和管道中水合物的探测与清除技术等。地球物理探查技术包括多道地震反射勘探和测井等方法。现在主要通过识别地震剖面上因水合物存在而引起的波阻抗反差界面-拟海底反射层BSR（Bottom Simulating Reflector）来判别天然气水合物的存在及分布。目前正在开发特殊处理技术，以获取深水区浅层高分辨率、高信噪比、高保真的地震数据，建立岩石物理模型，研究水合物沉积层及下伏游离气的弹性性质与特征，并研究基于矢量波动方程的多弹性参数叠前正、反演技术，以估算水合物的分布与数量。
　　地球化学探查技术系利用地球化学方法探测天然气水合物的相关参数的变化，包括含天然气水合物沉积物中孔隙水盐度或氯度的降低，以及水的氧化-还原电位和疏酸盐含量变低等。同时应用海上甲烷现场探测技术，圈定甲烷高浓度区，从而确定天然气水合物的远景分布。
钻孔取样技术。由于天然气水合物特殊的物理学性质，当钻孔岩芯提升到常温常压的海面时，天然气水合物可能全部或大部分被分解。为能获取保持原始压力和温度的沉积物岩芯，研制了保真取芯筒来进行天然气水合物层的取样。
　　资源评价技术。天然气水合物分布和资源量的估算主要有两种方法：－是通过地质地球物理勘探和钻探，发现和取得天然气水合物层的有关参数，预测其分布并计算出资源量；二是通过取得的实际参数和模拟实验建立天然气水合物形成与释气的数学模型，用数值模拟方法研究其分布和资源量，同时模拟天然气水合物生成和娜的动态过程。
　　天然气水合物开采技术。目前已提出的天然气水合物开采方法，包括热激发法、化学试剂法和减压法。热激发法就是将蒸气、热水或其他热流体从地面泵人水合物地层，或采用井下加热技术，使温度上升，水合物分解而生成天然气；化学试剂法是利用化学试剂改变天然气水合物的相平衡条件，降低水合物稳定程度，引起水合物的分解；减压法则通过降低压力达到水合物的分解，再行开采。上述方法中，有些方法进行了小规模实验，但生产成本太高，短期内还难以投入实际生产。
　　实验室模拟技术。应用物理化学手段，通过改变温度、压力、天然气成分和流体成分等边界条件，研究天然气水合物形成和稳定分布的条件，以及这些因素对天然气水合物形成和分解等方面的影响。目前甲烷-纯水、甲烷.海水等模拟己取得重要进展，正在进行含沉积物条件下的模拟实验。
　　管道中水合物的探测和清除技术。海底长距离天然气／凝析液混输管道输运压力一般较高，环境温度较低，管内极易形成水合物堵塞通道。利用水合物形成的理论模型，计算水合物形成的压力、温度和组成条件，判断管道中是否存在水合物，并研发出一些阻凝剂清除障碍。
　　天然气水合物的开发还牵涉到许多相关技术，如储存与运输技术等。由于天然水合物特殊的物理化学性质，目前勘探所获样品一般都保存在充满氦气的低温封闭容器中。与此同时，天然气水合物也为解决天然气运输提供了一种新的思路。长期以来，天然气运输的一种常用方法是将其液化，运载到目的地后再将其气化（LNG法）。目前挪威科学家开发出NGH法，将天然气转变为天然气水合物，在保持天然气水合物稳定的条件下"冷藏"起来运输，到目的地后再融化成气。

三、天然气水合物在中国的资源利用前景

　　1.天然气水合物在中国能源结构中的地位
　　天然气水合物是石油和常规天然气的重要后续能源。据美国能源部1988年发布的国际能源展望报告，世界能源消费在未来20多年里将持续上升，目前人类每年要燃烷40亿t煤、25亿ｔ石油，并以每年3％的速度增长，照此下去地球上的煤还可维持二三百年，其他就只有五六十年的用量了。因此各国均将寻找后续能源列人国家未来能源发展战略。
　　我国的能源资源总量约4万亿ｔ标准煤，居世界第三位，但因人口众多，人均能源资源占有量仍相对匾乏。我国人口占世界总人口21％，已探明的煤炭储量占世界储量的11％、原油占2.4％、天然气仅占1.2％，人均能源资源占有量不到世异平均水平的一半。据预测我国到2010年一次性能源消费量预计将达到19亿ｔ标准煤，其中煤炭18亿ｔ，石油2.5～2.7亿ｔ，天然气600～1000亿ｍ3。而2010年石油产量只有约1.6～2.1亿ｔ，天然气约516～713亿ｍ'，油气资源供需差距很大，需进口补缺。煤炭资源虽到2010年仍可满足需求，但存在着运输、环境污染等问题。随着我国经济的快逮发展、人口的不断增加，到21世纪中期，能源供需将出现很大的缺口，现有的能源形式将无法满足需要，因此寻找新的后续能源也是直接关系到我国未来可持续发展和国家能源安全的重要问题。
　　我国能源消费结构不合理的问题日益突出，以煤为主的不合理结构给环境带来巨大的压力。世界的平均能源消费构成是：石油40％、煤炭25％、天然气25％、核电和水电约10％，而我国是煤炭占70％，天然气和石油占20％多一点。挺高清涪能源天然气的产量和在能源结构中的比重是当务之急，但我国常规天然气的资糠量难以满足长远需求，因此尽快研究与开发天然气水合物资源，以接替常规天然气资源的不足，具有重要的战略意义。
　　2.中国开发利用天然气水合物的可能性
　　解决我国21世纪能源需求的问题显得越来越紧迫。开发利用新的清洁能源，降低能源使用与技术发展对环境造成的负面影响，是解决本世纪能源问题的主要出路。在我国能源发展战略中，高效、清洁的天然气水合物应成为重要的后续能源。
　　首先，天然气水禽物的资源量特别巨大，资源开发技术较为现实、可行，国际上颈测21世纪中期可投入商业生产，并逐渐在能源结构中占据重要地位。我国具有良好的天然气水合物蕴藏潜力，东海的冲绳海槽边坡，以及南海的北部陆坡、西沙海槽和西沙群岛南坡等都可能是有希望的储存区，据称我国西藏高原终年积雪的羌塘地区也有发现。
　　其次，天然气水合物的勘探.生产可与常规油气的勘探-生产同时进行，因为天然气水合物矿藏常伴有下伏的游离气，勘探常规油气时可兼探天然气水合物，使水合物开发成为常规油气勘探-生产的一种"副产品"，降低生产成本，实现经济合理的商业生产。
　　再者，随着石油、天然气的开发和利用，天然气的开采、运输与终端利用技术业已成熟，以天然气为最终利用形式的天然气水合物，可充分继承利用现有的油气开采、运输与终端利用技术和装蚤等，在现有工业布局的基础上，无须进行重大的工程改造和投资，便可实现能源的乎滑过渡与接替，而且也不会产生新的环保问题
　　最后，天然气水合物主要分布于我国东部海域，利于改变我国能源分布不均的橹局。当前，我国的常规天然气资源大多分布于中西部地区，东部沿海地区则相对袂乏。虽"西气东输"实现后，矛盾可得到一定程度的缓解，但从长远考虑仍存在后各资源的问题。天然气水合物资源的开发利用将有利于缓解东部沿海地区天然气后釜资源不足的局面，改变我国能源分布不均的格局。
　　3.对我国天然气水合物发展的建议
　　我国在20世纪80年代末即开始关注天然气水合物的研究。90年代以来，国家海洋局、原地质矿产部、中国科学院、石油部门以及有关高校，对国外天然气水合物的勘查研究进行了技术追踪和信息资料的分析研究。国家海洋局、国土资源部所属研究单位的海洋地质专家对我国的天然气水合物进行了初步的研究。根据中国海域的具体地质特征和天然气水合物的生成条件，以及地震剖面上的拟海底反射层（BSR）标志，初步认为，我国海域东海陆坡带的冲绳海槽、台湾东北和台湾东南海域，南海北部陆坡（水深＞400ｍ）和西沙海槽、甫沙海槽等均有天然气水合物产出的地质条件，是天然气水合物可能的分布区。2001年2月27日～3月1日，在北京香山召开了主题为"天然气水合物研究现状及我国的对策"的香山科学会议第160次学术讨论会，对天然气水合物研究的方方面面进行了充分交流与讨论，有力地推动了我国天然气水合物的研究与发展。近年来在国家有关重大项目"863"、"973"中也开展了一些前沿性研究工作，但总体上仍处于起步阶段，亟待有效的组织。
　　开展相关的基础性研究，发展相关的技术方法，做好理论和技术知识储备；查明中国天然气水合物的分布和资源潜力，了解我国资源家底；着手研究天然气水合物影响全球气候和造成海底灾害的环境效应等重要工作，对于制定国家未来能源战略具有重要意义。有鉴于此，我们提出如下建议：
　　一是组织协凋机构，制定发展战略，开展基础性研究。建立全国性天然气水合物研究协调机构，为国家能源发展战略和政策的制定提供依据，负贡制定天然气水合物的研究计划并组织有关单位实施。通过政府投入，资助相关部门和科研院所有目的地开展天然气水合物的基础研究，包括勘探、资源评价、开发和环保等技术，逐步建立中国天然气水合物的勘探、开发、利用和环保等技术体系，培养天然气水合物研究人才，加强相关科研单位和实验室的建设，为及早搞清我国天然气水合物的资源前景和实现开发利用奠定可靠的基础。
　　二是要推进天然气水合物开发政策与基础结构的建设。尽快提高天然气在我国能源结构中的比例，推行天然气替代煤炭和石油的计划，为我国能源的平滑过渡和天然气水合物的利用奠定基础。同时在考虑未来能源工业布局，特别是天然气工业布局时，应考虑天然气水合物作为天然气后备资源的地位，在基础设施建设方面要有前瞻性的准备与预留。条件成熟时，成立专门机构或公司，负责筹划天然气水合物的工业化勘探与生产。
　　三是开展天然气水合物的环境效应研究。天然气水合物既是能源的载体，又是影响全球环境的重要因子。在天然气水合物作为新能源对象研究的同时，开展天然气水合物对全球（气候）变化和海底工程稳定性影晌的研究，研究开发天然气水合物的海底监测和灾害防范技术系统。
四是加强天然气水合物研究开发的国际合作。我国天然气水合物的研究发展战略应采取"立足本国、借鉴国外、引进技术、实现开发"的技术路线。鼓励并资助相关部门和科研院所与国际间展开天然气水合物的合作研究，并制定相关政策，鼓励国外投资我国天然气水合物的研究与开发利用。

3.3洁净煤技术研究及产业化
蔡宁生*
（东南大学动力系热能所，洁净煤发电及燃烧技术教育部重点实验室）

一、洁净煤授术的重要性

　　洁净煤技术是指煤炭从开采到利用的全过程中，旨在减少污染物排放和提高利用效率的加工、转化、燃烷及污染控制等新技术，主要包括洁净生产技术、洁净加工技术、高效沽净转化技术、高效洁净燃烷与发电技术和燃煤污染排放治理技术等泅1）.研究与开发洁净煤技术的主耍目的是攻克煤气化、煤炭液化、洁净煤发

　　电技术和综合利用新技术中的关键技术，大幅度提高煤炭转换过程中的效率和控制污染，提供优质替代燃料，优化终端能源结构，保障能源安全。
　　我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，目前煤炭在我国能源结构中约占70％。在完全开发水电、充分利用核能和非水力可再生能源、充分考虑油与气进口潜力的前提下，煤炭在一次能源消费构成中将长期占据主导地位，预计到21世纪中叶约为50％。但是，煤炭高效浩净利用难度大，带来了严重的环境污染和生态破坏。1999年我国SO2放量达1858万ｔ，居世界第一，其中约85％是燃煤排放造成的；酸雨面积已超过我国国土面积的40％。我国CO2排放量仅次于美国，居世界第2位。由温室气体引起的全球变暖已引起世界范围内的高度关注，对于能源结构以煤炭为主而且在相当时期内难以根本改变的我国，更是一种严峻的挑战。
　　电力可以实现一切能量形式的相互转换，可以大规模生产、远距离输送和十分方便地使用，是最清洁的能源。我国人均装机容量只有0.2kW，为发达国家的2.8％，要成为一个中等发达国家，人均装机容量应达到1kW。我国未来应将70％～80％的煤炭消费用于发电，目前仅有30％多，而美国已达80％以上。这一目标的实现，需要先进的清净煤发电技术和装各。
　　2000年我国石油进口依存度（净进口量占消费量比重）己超过30％，进口量达7000万ｔ，预计2010年将达40％。在国际局势变幻不定的形势下，保障石油的可靠供应对国家安全至关重要。随着我国人民生活水平的提高，国内油、气供应能力与需求之间的缺口将越来越大。通过气化、液化和其他方式将煤高效地转化为洁净燃料，是我国必须进行长期努力的目标。

二、国内外发展状况

　　1.煤炭洗选与加工
　　（1）煤炭冼选。煤炭经冼选后可显著降低灰分和疏分的含量，减少烟尘、SO2等污染物的排放。目前发达国家原煤洗选率为50％～90％，选煤技术已广泛应用。我国己建选煤厂人选能力约5亿ｔ，但由于政策及技术等原因，我国煤炭人冼比例仍比较低（20％～30％）。乎均厂型小、设备可靠性差等导致选煤成本偏高，这是制约我国选煤技术发展的主要原因。
　　（2）型煤和水煤浆。型煤分为民用型煤和工业型煤两类。民用型煤与烧散煤相比，燃烧效率大大提离，节煤20％-30％，烟尘和SO2排放可减少30％～60％。工业锅炉燃烧型煤比燃烧原煤节能15％左右，原始排尘减少70％～80％，总固硫率30％～50％。美国、穗国、荷兰、法国、前苏联、韩国和日本等国均有研究机构和工业化生产厂，在褐煤成型、型焦生产、锅炉和机车型煤应用等方面有成熟的技术。
　　我国民用型煤技术己达较高水平，城镇民用型煤销售量约4000万ｔ／年。工业型煤应用有锅炉、型焦、化肥、城市煤气、机车、燃料气型煤等。鉴于工业锅炉型煤比原煤散烧价格要高50-70元／ｔ，其推广应用主耍取决于国家适时出台优惠政策及大气污染防治法对使用型煤的规定。
　　水煤浆具有燃烧时火焰中心温度较低、燃烧效率高、SO2及NO2排放量低的特点，是一种新型的煤代油燃料。我国已进人商业化发展阶段，建成了9座制浆实验厂，总能力为176万ｔ／年。1999年以来，白杨河电厂一直连续燃用水煤浆。目前又有4个电厂已燃用水煤浆，并进人商业运行。
　　2.煤炭转化
　　煤炭转化技术包括气化技术和液化技术。
　　（1）煤炭气化。煤炭气化是在适宜的条件下将煤炭转化为气体燃（原）料的技术，旨在生产民用、工业用燃料气和合成气，并使煤中的疏、灰分等在气化过程中或之后得到脱除，使污染物排放得到控制。煤炭气化近年来在国外得到较大发展，目的是为煤的液化、煤气化联合循环及多联产提供理想的气源，扩大气化煤种，提高处理能力和转换效率，减少污染物排放。在100多年历史的研究开发于商业化应用中，相继开发出多种气化技术和工艺，按技术特点可粗略地划分为固定床、流化床和气流床气化技术。
　　早期的煤气化技术多采用固定床，最有代表性的是1933年Lurgi开发的加压气化炉，几经修改完善，沿用至今。该炉型的生产强度较低（以炉截面计，仅为气流床的一半），尚末出现特大型的商业装置，但投资小、易操作，因而仍有一定的市场。
　　流化床气化炉始于1922年德国的Winkler此后HTW、U-Gas、KRW等技术相继问世。在中小型煤气化和部分化工原料气生产中，有一定优势。
　　气流床气化炉在技术上具有优势，其共同特点是加压（3～6.5MPa）、高温、细粒度，但在煤处理、进料形态与方式、实现混合、炉壳内衬、排渣、佘热回收等技术单元上又形成了不同风格的技术流派。比较有代表性的是以水煤浆为原料的德士古、Destec气化炉等，以干粉煤为原料的壳牌炉、Prenflo气化炉等，大多处于商业化示范和应用阶段。世界上250MWe以上的整体煤气化联合循环电站都采用气流床煤气化炉。
　　我国的煤炭气化技术水乎还较低，目前采用的工艺主要是固定床常压气化工艺，采用的炉型多为混合煤气发生炉、水煤气发生炉等，效率不高。近年来，通过引进和消化吸收国外的技术，已有一些企业采用新的气化炉技术。在水煤浆气化领域，我国积累了较多研究开发经验，特别是在"新型（多喷嘴对置）水煤浆气化炉"方面取得了突破性进展。中试装置的运行结果表明：有效气成分达到83％，比相同条件下的德士古生产装置高1.5％～2％；碳转化率＞98％，比德士古高2％-3％；比煤耗、比氧耗均比德士古降低7％，显示了良好的商业应用前景。自主开发的流化床气化技术己完成了工业性实验。我国还在干煤粉加压气化技术方面进行了相关的攻关研究，也取得了一定的进展。但这些进展离商业化应用还有较大差距。
　　（2）煤炭液化。
　　煤炭液化分为间接液化和直接液化。煤间接液化是将煤首先经过气化制得合成气（CO＋H2），合成气再经催化合成（F-T合戚等）转化成有机烃类。煤间接液化的煤种适应性广，并且间接液化过程的操作条件温和，典型的煤间接液化的合成过程在250℃、15～40个大气压下操作。此外，有关合成技术还可以用于天然气以及其他含碳有机物的转化，合成产品的质量高，污染小。
　　煤间接液化合成油技术在国外已实现大规模工业化。南非基于本国丰富的煤炭资源优势，建成了年耗煤近4200万ｔ、生产合成油品约500万ｔ和200万ｔ化学品的合成油厂。在技术方面，南非SASOL公司经历了固定床技术（1950～1980）、循环流化床（1970～1990）、固定流化床（1990～）、浆态床（1993～）4个阶段。
　　20世纪90年代中期，我国在加紧开发合成汽油固定床工艺的动力学和软件包的同时，开展了合成柴油催化剂和先进的浆态床合成汽油工艺的研究。1998年以后，自主开发了铁催化剂（ICC-IA），合成效率接近SASOL水乎，有望在大规模生产后使成本从８万元／ｔ降到3万元／t。还开发出可以大规模廉价生产的新型铁催化剂ICC-IB，催化剂各项指标超过国外同等催化剂，预计工业化后，结合浆态床工艺的低成本可以使煤基合成油具有很强的经济竞争力。目前，国内技术已经发展到可以产业化的阶段，包括反应器在内的所有设各和控制系统均可在国内制造。
　　直接液化是煤直接通过高压加氢获得液体燃料。1913年，德国柏吉乌斯首先研究了煤的高压加氢，并获得世界上第一个煤炭液化专利。到1944年，德国煤炭直接液化工厂的油品生产能力已达到423万t／年，为第二次世界大战中的德国提供了2/3的航空燃料和50％的汽车、装甲车用油。20世纪50年代起中东地区发现大量康价石油，使煤炭直接液化暂时失去了竞争能力，70年代的世界石油危机又使煤炭液化技术开始活踩。世界上有代表性的煤直接液化工艺是德国的新液化（IGOR）工艺，美国的HTI工艺和日本的NEDOL工艺。这些新液化工艺的共同特点是煤炭液化的反应条件比老液化工艺大为缓和，生产成本有所降低，中间放大试验已经宪成。目前还末出现工业化生产厂，主要原因是约为25美元／桶的生产成本仍竞争不过廉价石油。今后的发展趋势是通过开发活性更高的催化剂和对煤进行顶处理以降低煤的灰分和惰性组分，进一步降低生产成本。
　　我国从20世纪70年代末开始研究煤炭直接液化技术，已建成具有国际先进水平的煤炭直接液化、液化油提质加工和分析检验实验室，开展了基础研究和工艺开发，取得了一批科研成果。目前，从煤一直到合格产品的全流程已经打通，有关的基础性研究将为进一步工艺放大和建设工业化生产厂奠定基础。
　　3.洁净煤发电技术
　　洁净煤发电技术主要有'常规煤粉发电机组加烟气污染物控制技术、循环流化床燃烷（CFBC）、增压流化床燃烧（PFBC）以及整体煤气化联合循环（IGCC）等。
　　（1）常规燃煤发电机组加烟气净化。现代化的燃煤超超临界蒸汽循环通过提高蒸汽参数来提高机组效率，目前最高蒸汽参数约为300bar／600℃，净热效率约为45％。与现有亚临界电厂相比，每单位发电量CO2排放量降低15％左右。超临界蒸汽循环发电技术与现有亚临界电厂几乎相同，技术成熟度和设备可利用率相当高，电厂成本相当。在采用现代烟气净化设备后，SO2氮氧化物（NOx）及粉尘排放能满足很高的环保标准。我国已能成批生产亚临界机组，在超临界、超超临界汽轮机的试验研究工作中形成了一支有相当实力的科技队伍。我国引进2×600MWe、4×500MWe、2～800MWe共８台超临界机组，为开发研制超临界、超超临界机组提供了有益的惜鉴，国内各大制造厂正在积极进行超临界、超超临界汽轮机开发的前期技术准蚤工作。
　　常规燃煤发电机组耍达到涪净发电，还必须在系统中增加烟气净化设答，通过烟气脱硫、脱硝和除尘，达到降低SO2、NOx和烟尘排放的目的。发达国家大型燃煤锅炉都配蚤效率达95％以上的湿法烟气脱疏设备，中小锅炉也采用经济可行的炉内喷钙及增湿活化脱疏工艺。我国目前在燃煤锅炉电站烟气脱硫方面有较大差距，先后引进了几套燃煤电厂的脱硫装置，但引进设备价格贵、运行成本较高。国内进行了许多脱疏技术的研究开发，出现了具有自主知识产权的循环流化床烟气脱疏、湿法烟气脱硫、新型电子束-半干法烟气净化等工艺，但总体上还属于起步阶段。
国外大多在大型锅炉上安装低NOx燃烧器，使NOx排放水平控制在500ｍｇ／（N.m3），降低40％左右。对于挥发份较高的煤种，采用低NOX燃烧器配合空气分级燃烧，最大可降低60％-70％的ＮＯ础「放量，但对低挥发份煤种的效果有限。国外新研制的再燃烷技术可以大幅度地降低NOx排放量（对于烟煤锅炉，可低于200mg／ｍ'），并且对主燃料的煤种适应性广。该技术是美国能源部沽净煤技术的一项重要成果，正在美国电站煤粉锅炉上进行大面积推广。国产引进型300MW·以上机组都装有低NOx燃烧器，基本能符合当前排放标准，而300MWe以下机组尚无脱硝控制措施。国内，还没有采用再燃烧技术降低煤粉锅炉NOX排放的系统研究报道或工业示范。一些高校和科研院所从稳燃角度出发，开发设计出一些新型浓淡燃烧器，具有良好的NOx减排特性。
　　发达国家大型燃煤锅炉都配各5个甚至更多个电场的高效电除尘器或多室的布袋除尘器，除尘效率达到99.9％。我国近年来建设的大型燃煤锅炉一般配3~4个电场的电除尘器，效率低于99％，大量中小火电机组的除尘设爸落后。
　　（2）循环流化床燃烧（CFBC）。
　　循环流化床锅炉可以高效率地燃烧各种燃料（特别是劣质煤），通过加人脱硫剂控制在燃烧过程中SO2的排放，流化床低温燃烧也控制了NOx的生成。自20世纪70年代以来，国际上CFBC的大型化取得了长足进步，现有CFBC锅炉的容量已经发展到电站锅炉的等级，250MWE的循环流化床在法国己投人商业运行，300~400MWE等级循环流化床锅炉已签订合同。大型循环流化床锅炉已走向技术成熟阶段，发展大容量、高参数（超临界）循环流化床锅炉有可能成为一个新的发展方向。
　　我国CFBC技术的研究开发基础较强。采用自有技术开发，已具蚤设计制造410ｔ/ｈ以下等级循环流化床锅炉的能力，占据国内大部分75t／h等级以下的循环流化床锅炉市场。国内已经启动自主技术的150MWE级超高压再热和引进300MWe等级CFBC锅炉示范工程。
　　（3）增压流化床燃烷（PFBC）。
　　PFBC除具有与CFBC相似的优势外，加压流化床燃烧产生的高温烟气经过除尘，进人燃气轮机作功，由此构成增压流化床燃烧联合循环（PFBC-CC）。其发电能力比相同蒸汽参数的单汽轮机发电增加20％，效率提高3％～4％，特别适于改造现有常规燃煤电站。蒸汽循环还可采用高参数包括超临异汽轮机以提高效率。
　　世界上目前已建成的PFBC-CC电站有８座，除一座电站容量为360MWe外，其他电站容量为80～100MWE等级。但第一代PFBC-CC技术受到流化床燃烧温度的限制，采用两级高温旋风分离除尘后的烟气含尘浓度仍然较高，因此不能采用已有的高温、高效常规燃气轮机，联合循环供电效率难于进一步提高。我国对PFBC技术的研究开发己有近20年的历史，特别是在"八五"、"九五"期间，采用国内技术和装备在徐州贾汪发电厂建成PFBC-CC中间试验电站（15MWe），标志着已从实验室基础研究走向了工业化试验。为加快PFBC-CC技术的开发，国家计划建造100MWｅ等级的PFBC-CC示范电站，拟引进国外部分先进技术，除燃气轮机需直接引进国外制造设蚤外，大部分设各将由国内制造。　
　　第二代PFBC（PFCB）-CC技术采用部分气化和前置燃烧的方法把燃气轮机的人口温度提高到1100～1300℃，同时可采用超临界蒸汽参数，使联合循环效率有可能达到45％~48％。这种先进的发电系统尚处于中试阶段，如美国能源部支持Foster Wheeler公司牵头开发的ＡPFBC技术正在进行中试规模的试验研究，并已开始商业示范电站的设计工作。英国原煤炭研究所（CoaL Research Establishment）开发的前置循环（topping cycle）及气化炉技术已转让给三井巴布科克（Mitsui Babcock，简称MB）公司，改称为空气气化循环（Air Blown Gasfication Cycle，简称ABGC）。MB也在寻求包括中国在内的其他合作伙伴，推进该技术的示范和商业化进展。由于部分气化燃烧联合循环技术难度小，投资低，顶计在2010前有可能实现商业化应用，从而成为一种可与IGCC竞争的新型燃煤联合循环技术。
　　对于第二代PFBC-CC，我国在"八五"期间，进行了部分关键技术的初步研究，如喷动流化床部分气化炉、低热值煤气燃烧室、过滤式高温除尘器等。在煤炭热解气化、流化床燃烧、高温煤气和烟气净化技术的试验研究方面已有大量的工作基础，现有水乎与国外相关研究开发相比，差距并不太大。在国家重点基础研究发展规划?quot;973"）的资助下，国内在相关研究开发有基础的单位联合起来，正在进行煤热解、气化和高温净化过程的基础性研究，项目进展较好。
　　（4）整体煤气化联合循环（IGCC）。IGCC发电技术通过将煤气化生成燃料气，驱动燃气轮机发电，其尾气通过佘热锅炉产生蒸汽驱动汽轮机发电，构成联合循环发电，具有效率高、污染排放低的优势。但其系统复杂、投资高。IGCC需要与电能、热能、城市煤气以及化工产品的生产相结合，构成以煤气化为基础的多联产后，才能使不利因素转化为有利条件。IGCC技术已走过了概念验证和技术示范运行阶段，目前已进人250～300MWE大容量机组的商业示范阶段。世异上主耍的煤气化工艺和燃气轮机技术均进行了示范，煤气化、油气化和煤油混合气化及多种燃料供给方式都有示范经验。目前，我国及韩国、曰本、美国、德国、意大利、印度、苏格兰、法国、捷克、新加坡等国家正在筹建以煤或渣油（或垃圾）气化的IGCC电站达十几座，容量从60～550MWe不等。
　　国内对IGCC的关健技术研究起步较晚，在"九五"期间才启动有关IGCC工艺、煤气化、煤气净化、燃气轮机和佘热系统等方面的关键技术研究。国家电力公司计划"十五"期间在山东烟台电厂以招标的形式引进国外技术，建设一座300-400MWe的IGCC示范电站。目前，国内在IGCC系统研究和一些关键技术开发方葡取得了进步，已得到一批中间成果，形成了较好的技术基础。
　　4.煤炭高效洁净综合利用技术
　　当结束20世纪进人21世纪之时，人类面临的挑战比结束19世纪进入20世纪时更加严峻。各工业发达国家，纷纷制定了延续20世纪的能源和能撅科技新世纪战略规划或计划，以解决能源利用造成的环境问题。例如，美国涪净煤技术计划（CCT）己转人"前景21"（Vision一21）计划，大力推进煤炭的高效洁净综合利用技术，最终实现含碳能源，尤其是煤炭，近零排放利用系统，先进透乎计划（ATS）也转人新世纪透乎计划。
在新世纪，人们对煤炭联产的概念及其对21世纪能源利用的战略意义已经眼得共识，正在大力推进其研究、发展和示范。国际上一些著名公司，如英国BP公司、美国德士古公司、GE公司、美国空气公司等都在进行煤炭联产集成系统的优化发展和适宜联产系统的关键技术突破。目前研发重点和亟待解决的关键技术是，如何把整个煤炭联产作为一个综合集成系统来优化，尤其是结合多种产品结构和资源能源综合利用需求来设计和优化系统，以及在这些系统中关键单元技术的调整、改进、优化和突破。
　　国内若干研究所、企业和大学，与国际同步，在20世纪末开始了现代意义上的煤炭多产品联产概念的探索，在国家"973"项目中对联产系统己进行了初步的分析，并正在积极准备建设煤气化发电、燃（原）料联产装置。

三、我国的发展对策

　　如上所述，工业发达国家高度重视洁净煤技术的研究开发和推广应用，取得了很大成功。从20世纪80年代开始，许多国家从能源发展的长远利益考虑，相继投入大量的人力、物力，开展洁净煤技术的研究工作，在洁净煤的一些主要领域己取得重大进展，有的己经接近商业化推广阶段。
　　我国一直重视洁净煤技术的研究开发和应用。经过20多年的努力，在煤的燃烧、发电、转化等关键技术装备及其系统方面取得了不少成果，为推进我国洁净煤技术发挥了重要作用。国家科技部、国家计委、国家经贸委等有关部门在洁净煤技术的规划管理等方面进行了大量卓有成效的工作，科研院所、高等院校与电力、煤炭等能源生产部门，与三大动力机械成套公司为代表的能源装备制造企业，与其他能源、环保企业等一道，在涪净煤技术的战略研究、技术研发、工程示范及推广应用等方面进行了大量工作，积累了丰富的经验。但是，我国洁净煤技术总体上还处于起步阶段，存在较多矛盾和深层次问题。首先是技术创新不够。各部门往往考虑局部利益而组织研究与开发活动，研究内容分散重复，忽视国家全局发展。其次是对工程科学重视不够，重视建设备，忽视创技术。我国至今尚不具备设计制造大型燃气轮机的能力，没有掌握设计大容量、高效率气化炉的技术，没有一座煤气化联合循环电站，在煤炭液化的工程放大、反应器技术方面与国外相比存在差距，根本原因是研究基础薄弱，不足以提供技术支撑。第三是加人WTO后的激烈竞争。如果我们的研究计划执行得不顺利，或者研究成果不能及时转为产品，占有市场份额小，那么投人的经费就将无法得到应有的回报。
　　除了这些研发本身的困难外，更为突出的问题是科研投人严重不足。洁净煤高技术研发周期长、涉及面广、投人资金大，但同时市场广阔、经济效益也大。关键技术的研究开发必须依托相关的产品研制或国家重大工程项目，使成果转化、应用验证和工程示范紧密相连。系统集成需各部门协调配合，示范带动需政府和企业等各个方面在财力与物力上的有力支持。这需要国家从战略高度予以考虑。洁净煤技术的总体发展战略应从提高煤炭利用效率、降低环境污染的重大需求及其对洁净煤高技术和装备的重大需求出发，在我国现有洁净煤技术的基础上，瞄准国际洁净煤高技术发展趋势和技术前沿，重点突破在我国涪净煤技术领域中具有全局意义的战略性高技术。因此，今后要着重做好以下6方面的工作。
　　（1）贯彻"有所为，有所不为"的方针，为实现"可持续发展战略"提供技术支撑，大幅度提高煤炭利用效率，大幅度降低污染排放，彻底改变煤炭利用高污染、低效率的局面。
　　（2）以煤炭为基础，以电力为中心，以油、气代用品为重要任务，积极推进具有战略意义的高技术研究发展，为传统产业升级提供技术支持，振兴装备制造业，在高效洁净煤发电、煤液化、气化和联产技术实现突跛。
　　（3）选择能主导21世纪初、中叶（2001~2050）我国煤炭、电力产业、能源装备制造业发展和升级的关键高技术和系统集成技术一煤气化技术和多产品联产技术，进行攻关，以取得重大突破。
　　（4）在以缓解油品短缺为主要目的并能在数年后形成重大产业的煤炭液化技术上取得重点突破。
　　（5）既要重视引进、消化、吸收、国际合作和再创新，又要立足自主研发和技术创新。远近结合，高起点、快速掌握和发展洁净煤利用设计技术、制造技术－洁净燃煤联合循环、高效超临界燃煤发电技术和燃煤电站烟气污染排放控制技术。
　　（6）重在鼓励创新，产生原创性成果，探索最终实现近零排放的洁净煤技术，同时吸引、培养和发现人才，部署洁净煤新技术研发项目。
　　发展洁净煤技术是我国现在和将来解决能源与环境问题的必然选择。它耍经历长期的发展历程。在其发展历程中，各种新技术将不断涌现，并有可能成为未来洁净煤高技术产业的生长点。这些新技术的成功开发与产业化不仅会自身形成一个新兴的产业，而且也将为传统产业的升级改造提供多种技术选择，对我国未来产业结构的调整会产生积极的推动作用。我们相信，通过国家洁净煤高技术计划的实施，不仅会产生一批具有自主知识产权的、具有国际先进水平的成果和发明专利，还将凝聚、培养和造就一批高素质的沽净煤技术研究与开发队伍，建立与完善一批研究开发与示范基地，形成一批具有灵活高效的创新机制的高新技术企业，为我国今后在洁净煤技术领域的长期发展奠定坚实的基础，并逐步实现从技术的引进国向技术的输出国的根本转变。

3.4流化床气化技术的进展与前景
王洋房倚天吴晋沪
（中国科学院山西煤炭化学研究所

一、概述

　　煤是我国最丰富、最便宜的能源，长期以来保证了我国国民经济的发展、社会的进步和人民生活水平的提高。据预测，在末来几十年煤炭仍将是我国主要的能撅（占能源结构的50％以上），直至经济的可再生能源发展成熟。但是，煤是植物残体经上亿年的地球化学作用生成的有机矿物，除含碳、氢、氧、氮、疏等母体元素外，还含有疏、硅、铝、铁、钙、镁、砷、汞、氯等外部浸染、混杂的矿物质，直接燃烷不仅效率低下而且污染严重。因此，通过煤气化和液化技术进行洁净化处理非常重要。　　
　　煤气化是将煤转化为简单气体的技术。在气化炉内，煤与蒸汽或CO2作用转化为气体燃料，反应所需热量由煤与氧（或空气）的部分氧化提供。煤中矿物质（灰）得以分离，疏转化为硫化氢进一步以硫或疏酸形式成为产品，煤中氮（包括氯）气化后变为NH3(HCI)而净化脱除。煤炭经气化分离掉污染组分后，可以以清沽的气体燃料形式提供城市煤气、发电用燃料气、化工燃料气（如合成氨、甲醇等）和清洁发动机用燃料（如氢、汽油、柴油、醚、醇燃料等）。国外商业化的煤气化联合循环发电系统（IGCC）已表明结合气化的发电过程，其效率可大为提高，且十分清洁。而更先进的集成优化煤气化发电系统，发电效率可达60％以上，污染更少，CO2气体排放量更低，经济效益也更好。
　　鉴于煤气化在高效、清浩利用煤炭能源有重要作用，国外近20年来煤气化能力得到了强劲的发展（图1），我国煤气化在化工原料气（特别是合成氨、甲醇等）、工业以至民用燃料气等方面也一直占有重要地位。以合成氨为例，我国煤制合成气占到了合成氨原料气的60％以上，用煤达3000多万.／年，燃料气工业用煤也在相同量级。

二、三种煤气化工艺的比较

　　煤气化技术视炉内气－固状态和运动形式，主要分为三大类∶以块煤（10～50ｍｍ）为原料的固定床；以碎煤（小于6ｍｍ）为原料的流化床；以粉煤（小于0.1ｍｍ）为原料的气流床。为提高单炉能力和降低能耗，现代气化炉均在适当的压力（1.5～4.5MPa）下运行，相应地出现了增压固定床、增压流化床和增压气流床技术。我国绝大多数正在运行的气化炉仍为水煤气或半水煤气固定床。
　　1.固定床气化工艺
　　先进的固定床气化工艺以鲁奇移动床加压气化为代表，其主要优点包括：可以使用劣质煤气化；加压气化生产能力高；氧耗量低，是目前三类气化方法中氧耗量最低的方法；鲁奇炉是逆向气化，煤在炉内停留时间长达1ｈ，反应炉的操作温度和炉出口煤气温度低，碳效率高、气化效率高。虽然鲁苛气化工艺优点很多，但由于固定床气化只能以不粘块煤为原料，不仅原料昂贵，气化强度低，而且气－固逆流换热，粗煤气中含酚类、焦油等较多，使净化流程加长，增加了投资和成本。
　　2.气流床气化工艺
　　德士古炉、K-T炉、壳脾炉，以粉煤为原料的气流床在极高温度下运符（1300-1500℃），气化强度极高，单炉能力己达2500.煤／日，我国进口的德士古炉也达400~700煤／日，气体中不含焦油、酚类，非常适合化工生产和先进发电系统的要求。
　　气流床气化工艺的优点包括.煤种适应范围较宽，水煤浆气化炉一般情况下不宜气化褐煤（成浆困难），工艺灵活，合成气质量高，产品气可适用于化工合成，制氢和联合循环发电等.气化压力高，生产能力高.不污染环境，三废处理较方便。该工艺缺点是，高温气化为使灰渣易于排出，要求所用煤灰熔点低（小于1300℃），含灰量低（低于10％-15％），否则需加人助熔剂（CaO或Fe2O3）并增加运行成本。这一点特别不利于我国煤种的使用。此外，高温气化炉耐火材料和喷嘴均在高温下工作，寿命短、价格昂贵、投资高，气化炉在高温运行，氧耗高，也提高了煤气生产成本。
　　3.流化床气化工艺
　　鉴于以上原因，使用碎煤为原料的流化床技术一直受到国内外的关注。德国发挥了其既有传统，开发出高温温克勒气化炉，美国正努力发展以流化床气化和燃烧相结合的高效工艺（如Hybrid例工艺），预期可获得最良好的系统效率。流化床气化以空气或氧气或富氧和蒸汽为气化剂，在适当的煤粒度和气速下，使床层中粉煤沸腾，气固两相充分混合接触，在部分燃烧产生的高温下进行煤的气化。其工艺流程包括各煤、进料、供气、气化、除尘、废热回收等系统，将原煤破碎至8ｍｍ以下，烘干后进人进煤系统，再经螺旋加料器加人气化炉内，在炉内与经过预热的气化剂（氧气／蒸汽或空气／蒸汽）发生气化反应，携带细颗粒的粗煤气由气化炉逸出，在旋风分离器中分离出较粗的颗粒并返回气化炉，除去粉尘的煤气经废热回收系统进人水洗塔使煤气最终冷却和除尘。
下面着重就流化床气化技术的进展，主要研究难点予以分析，并提出建议，供领导参阅。

三、流化床气化技术的进展

　　流化床煤气化以德国的温克勒技术为鼻祖。第一台工业装置于1926年投人使用，后来全球建成了70多台用高活性的褐煤为原料制取燃料气或合成气的该类装置。由于流化床的良好混合和传热特性，碎煤很容易得到气化并使煤气中不含焦油和酚类等难净化物质，大型工业炉在常压下能处理500ｔ～800ｔ褐煤／天。适中的操作温度（900℃）、廉价的原料和较低的设备投资，使该技术在欧洲（包括前苏联）、印度及中国得到了较好的发展。我国20世纪50年代曾引进前苏联同类型GIAP炉，用于吉林化学工业公司及兰州化学工业公司的合成氨原料气生产。
　　但是，流化床的混合特性也形成了两个重要缺点，－是飞灰和灰渣碳损失高；二是为防止炉内灰结渣破坏运行，操作温度低，不适合多数烟煤。特别是20世纪60年代后受廉价石油的冲击，传统流化床气化只在印度、土耳其、朝鲜的少数化肥厂得以保留。
　　为发挥流化床气化强度高、氧耗低、设备投资小和适应碎煤的优点，克服其带出物碳损失高和适用煤种少的缺点，20世纪70年代以来，国内外都进行了新型流化床气化炉的开发，出现了高温温克勒技术（HTW，德国）和灰熔聚流化床气化炉（美国U-gas炉和KRW炉，中国灰熔聚流化床粉煤气化炉）。其中，高温温克勒通过加压、飞灰循环等技术予以改造，已达到了很高的水平，但煤种仍限褐煤、次烟煤等活性煤种。灰熔聚流化床气化炉增加了炉内灰团聚分离技术，使灰渣选择性排出炉外，从而降低了灰渣碳损失，提高了气化效率；更重要的是提高了炉内碳含量，使流化床可在更高温度运行，可以使用较难气化的烟煤，拓宽了煤种。美国U-gas炉和KRW炉，中国灰熔聚流化床粉煤气化炉目前基本上在同一发展水平，正处于从试验阶段向示范厂规模过渡的阶段。
　　中国科学院山西煤炭化学研究所开发的灰熔聚粉煤流化床气化炉已在陕西城固化肥厂试运行成功（图2），正在进行产业化推广和加压技术开发。中国科学院山西煤炭化学研究所从20世纪８0年代初开始研究开发这项技术，先后经实验室研究、实验室小型气化炉（1t煤／日）、中试气化炉系统研究（24t煤／日，小于0.3MPa的氧／蒸汽鼓风制合成气、空气／蒸汽鼓风制燃料气）。在陕西域固化肥股份有限公司试运行的工业示范装置，炉径2.4ｍ，100ｔ煤／日，氧／蒸汽鼓风制合戚气，己正式并入该厂合成氨生产系统。从工业试验的结果看，该技术的设备投资低，煤种适应性宽（褐煤、烟煤），煤、氧、电等原料的消耗低于或相当于已引进的系统（表1）。进一步增加压力后，这一技术可达到国外引进装置的处理水平（单台处理能力500～1000ｔ煤／日，压力1.0～2.0MPa），在大型化工和发电等系统有广阔的应用前景。该示范装置的成功运行，标志着我国自主知识产权的现代煤气化过程开始进入了市场。

四、灰熔聚流化床粉煤气化技术展望

　　20年来，在原国家计委、科委（科技部）和中国科学院的大力支持下，我国在灰熔聚流化床粉煤气化技术的研究与开发中取得了阶段性的突破，形成了一支充满活力、富有进取心的煤气化技术研究团队。展望未来的发展，还需要解决许多难点间题。归纳起来，有三个方面的问题。
　　1.系统放大中的技术问题
　　流化床气化炉本身是一个复杂的气-固非均一流动系统，包括高速气固分离段-灰分离段、射流燃烷区-灰熔聚团聚区、中速的过渡燃烧区、低速的鼓泡流化床气化主区及气化炉上部的稀相分离段。各区间通过气-固流动发生热量和物质变换，并进行热解、气化、燃烧等化学反应，各区温度压力也有不同。这一系统的放大，国内外至今均仍处于经验和半经验阶段，需通过实验室、中间工厂至完成工业示范。其中的中间工厂试验与模拟、工业示范厂运行，有众多的技术难题，也需要巨额资金，困难很大。
　　2.现有工业示范装置中的改进
　　目前主要的问题是.①产业化关键设备成套和定型以降低成本；②建立模拟和仿真系统优化过程（根据不同用户和煤源）；③通过实验室和中试建立我国需用煤科气化数据库。
　　3.建立加压中试系统
　　经过20年的开发，目前已达到100ｔ煤/（常压）和200t煤/（0.3MPa）的工业规模。如果加压到1.0～2.0MPa，其工业装置可比现示范装置气化强度大3～5倍，即达到国际同类的处理能力300～1000ｔ煤／日。鉴于该技术加压升级后可达到国外已有技术同类规模，符合21世纪高效、洁净大型煤气化多联产系统耍求，其技术经济指标又特别适合我国众多化工厂需求，应考虑在国家的支持下进行加压中试和产业化开发。由于我国目前的企业尚无能力支恃这类研究，加压中试只能在研究所进行，但一定要得到设计部门和国家主管部门的支持。
　　上述问题的圆满解决，将使我国的煤气化技术及其产业化达到国际先进水平。

3.5　展望第四代能源
王先彬　妥进才　周晓峰
（中国科学院兰州地质研究所）

－、第四代能源的候选成员

　　人类经历了从"钻木取火"到以薪柴为主的第一代能源时代。煤的发现和利用使人类从以"生物质"为主的能源时代，进人到以"化石燃料"煤为主的第二代能源时代。液体燃料（石油）的发现和利用，使人类的能源结构发生了质的飞跃，迈入第三代能源时代且持续至今。根据对地球石油的估算，在21世纪后期将面临石油资源枯竭的问题（图1）[10]。

　　研究和发现新的能源资源，寻求可供人类利用的第四代能源，是21世纪我们所面临的严峻挑战。对第四代能源，不仅要求在技术和蕴藏量上能够满足人类日益增长的经济发展需求，更要满足人类与大自然协调发展对环境的要求。对技术和能源资料的综合分析结果表明，目前有核能、煤、天然气和氢气有可能在未来替代石油，成为人类第四代能源。
　　在人类最终的能源结构中，核能会占有相当重要的地位，但目前只占全球能源结构的6％。在技术上对核泄露和核废料处理末能达到使社会公众感到安全之前，大规模地利用核能似乎还不大可能。更何况迄今所利用的核能是以铀为基础原料的裂变能，而地球上铀资源的短缺将限制裂变能的利用。人类对核能的利用更寄希望于核聚变能。尚需引起关注的是，和平利用核能的过程往往伴随核技术、核原料的扩散和拥有，存在着核武器扩散的潜在威胁和危险。
　　煤在人类能源供给方面一直扮演着十分重要的角色。即使在以石油为主的第三代能源期间，在世界能源构成中，煤仍占有27％的比例。按世界目前的消费水平和煤的最终储量预计，地球的煤资源至少可供我们用到22世纪末。因此，就资源量而言，煤自然可作为第四代能源的预选目标之一。但是，煤从开采至燃烷带来一系列环境间题，又使得以煤为主要能源的时代难以再现。引起各国政府、科学界和社会各界关注的二氧化碳等"温室效应"问题更制约着煤的利用。"清洁煤技术"的突破或许会为煤的利用展现广阔的前景。当然更寄希望于科学家们更深入地综合研究全球碳的循环和"温室效应"，为客观和定量地评估天然过程和人类活动的作用提供科学依据，也为CO2.限量排放提供决策依据。
　　天然气是一种以甲烷为主的气体混合物，含有少量的乙烷、丙烷、丁烷和其他不可燃气体（CO2、N2、稀有气体等）。天然气有多种类型的成因和来源，它的地质分布与煤和石油有一定联系但不完全相同。它既可以与石油、煤有关，形成气藏；又有更广泛的来源和分布。石油往往赋存在年代较新和埋藏较浅的岩层中，其赋存深度一般小于3000ｍ；而天然气的埋藏浅至几米，深则可达万米以上。以甲烷为主要成分的天然气，可能是世界上最丰富的碳氢化合物，其资源量将超过煤和石油的总和。长期以来，很多人将天然气与石油混为一谈，从地质调查到勘探开发、从工程管理到商业贸易均把天然气置于石油副产品的地位。这严重地影响了对天然气资源量的评价和天然气工业的发展。
　　氢气和天然气、石油、煤不同，燃烷时几乎不产生污染物，仅仅产生水蒸气。但氢气（H2）在地壳中不可能形成大的储量，氢气不是化石燃料。如果依赖于其他资源（电能、太阳能、风能等）大规模生产氢气，近期内尚无可能，从而使得氢气的广泛应用必将受到限制。在人类综禽能量体系中可再生能源资源（太阳能、地热能、生物质、风能、水力等）显示了美好的憧憬，但要作为一代主体能源，在人类能源结构中占到重要位置尚为时过早。图2显示了美国电力工业各种能源资源所占的比例，可再生能源资源仅占12％[19]。

二、天然气一人类第四代能源的首选

　　世界范围内，常规天然气剩佘和可望发现储量总和为262×1012m3，按目前世界天然气的消费量估算，可供人类使用愈百年。若以天然气取代石油成为第四代能源，在世界总能耗中天然气的比例由现在的26.6％上升到40％，即消费率达到3.8×1012m3／年，则仍可满足人类使用70年左右。非常规天然气（深层气、非生物成因气、天然气水合物和煤层气）的资源量比常规天然气高达一个量级以上，随着非常规天然气理论研究和开发技术的突破，有可能为人类提供更丰富的天然气资源。
　　非常规油气资源已显示了巨大资源前景，非常规天然气加上常规天然气将成为人类第四代能源的首选。采用常规油气地质知识、理论和勘探技术，尚不可能对非常规天然气进行大规模的经济勘探和开发，因此耍发展新的理论和技术[5]。
　　1.突破现行油气勘探的"经济死亡线"，寻找深层石油、天然气
深层石油和天然气（有机成因）主要是指4000ｍ或4500ｍ以下，地温高于135-150℃，热演化程度高（Ｒ。①＞1.35％）的油气资源，特别是深层天然气资源。深层石油和天然气研究着眼于突破传统的"干酪根晚期热降解生烃"理论，在现衍油气勘探的"经济死亡线"以下，寻找新的油气资源。　　
　　Tissot等人20世纪70年代建立的"干酪根晚期热降解生?quot;理论，揭示了常规油气生成的阶段性，为指导常规油气勘探实践起了巨大作用。该理论指出Ｒ。大于4.0％时，进入变质作用阶段，有机质转化成石墨。但新的研究表明，在深部高温（＞125℃）条件下，石油和天然气能稳定存在。温度超过300℃时，有液态烃存在。在Ｒ。为2.0％～5.0％的范围内，Ｃ15+烃类仍保持中等浓度至较高浓度。当Ｒ。为7.0％～８.0％时，仍有微量液态烃，且可检测出Ｃ15+烃类，至此才达到Ｃ15+液态烃类的死亡界线。
　　长期以来，油气勘探目标集中在盆地的中浅层，所发现的油气藏的埋深大多数处于4000ｍ以内。近20佘年来，随盆地内勘探程度的不断提高，油气勘探目标转向盆地的更深层位。勘探实践表明，深层油气有巨大的资源前景。当今世界上最深的油气勘探井深达9583ｍ，其所在盆地沉积厚度高达15 240ｍ。
　　我国深层石油和天然气的研究和勘探起步较晚，但已在诸多含油气盆地取得进展和成效，理论方面揭示了沉积有机质演化的基本特征和规律，阐述了常规石油和天然气、深层石油天然气和非生物成因天然气理论的基础论点[1~8]。超深盆地的深部层位将是天然气勘探的重耍方向和领域。研究这类盆地深部环境对天然气的化学组成及其产出位置的控制作用并加以顶测，有着重耍理论意义和实践意义。甚至对某些现今埋深相对浅，但在过去地质历史时期却埋藏较深的盆地，也有重耍意义。它们的天然气的气体丰度和化学组成均可能受前埋藏史的制约。
　　深层石油和天然气理论指出，传统的石油、天然气在"经济死亡线"以下的深部环境，仍有很高的热力学稳定性，深部高压环境抑制了有机质的热成熟作用和热破坏作用，有利于油气的保存；深部介质环境、外源氢的加入和过渡金属元素的催化作用将促进烃类生成和提高产烃率；随埋藏深度增加，气／油比例增大，最终将形成以甲烷占优势的天然气气藏；深部沉积层和结晶层的欠压实带、地层裂缝和微裂缝带，提供了形成大型油气藏（特别是天然气气藏）的条件。盆地浅层的生烃作用受动力学过程的控制，时间和温度是主耍制约因素；处于热力学平衡体系的油气化学组成的演化与时间无关，受温度、压力和储层岩石、矿物组合的控制。现行勘探深度以下，有丰富的深层高演化油气资源，特别是天然气资源[9]。
　　2.拓展观念，研究和寻找非生物成因天然气
　　通常认为石油和天然气是沉积物中的生命有机质被埋藏在地下，经过长期的熟演化过程转化而成。这些有机质中的碳主要来源于大气中的CO2绿色植物通过光合作用，从大气中吸收CO2，转化成为含碳有机质。这些有机质被埋藏在地下，成为石油、天然气的初始物质来源。经过不同的生物和热演化阶段，形成不同类型的石油和天然气。可以说迄今所发现并开采利用的石油和天然气，均与这一生物作用过程有关。所形成的石油和天然气，在科学上称为有机成因（或生物成因）的石油和天然气。天然气的有机成因理论，无疑得到大多数地质学家和地球化学家的赞同，也是当今指导油气勘探，寻找天然气资源的理论基础和科学依据。
　　非生物成因天然气主要是指来源于地球深部的原始烃类气体（甲烷为主），或在地球深部由无机反应形成的烃类气体。无机（非生物）过程能否形成石油和天然气这是科学界争论上百年却至今末获解决的难题。对非生物成因天然气的研究，大体可归并为两种观点，即地外成因假说和地球深部成因假说。前者与太阳系的形成、演化和前生命有机质有关，后者则与地球深部可能发生的无机化学过程形成烃类有关。待解决的关键问题是，
　　.非生物成因天然气理论的依据是什么？
　　.非生物成因天然气的资源前景如何？
　　.非生物成因天然气的地质、地球化学特征及判识标志是什么？.
　　能否形成具商业价值的天然气藏，其成藏特征、条件和机制是什么？
　　.非生物成因天然气的分布规律是什么？
　　我国科学工作者，经过近20年的不懈努力，在国家一系列重要科研任务支持下，在非生物成因天然气研究领域取得了一系列重耍成果和突破。首先系统论述了非生物成因天然气理论的字宙化学依据。其次，在中国松辽盆地发现了非生物成因天然气商业气藏。通过地质、地球化学和地球物理的综合研究确证松辽盆地昌德、肇州西气藏为非生物成因气藏，松辽盆地三肇地区是研究和寻求非生物气的重要场所。通过费托反应模拟实验研究太阳星云条件下甲烷等烃类的形成机理，确证了在松辽盆地的重要发现。再次，通过热力学计算和高温高压模拟实验，探讨了地球深部甲烷的热力学稳定性，指出甲烷可在地球深部稳定存在[2~4,11~15]。
我国非生物成因天然气研究取得的进展和突破，为寻找非生物成因天然气藏提供了一个成功实例。但要对非生物成因天然气理论及资源前景这一争论上百年的重大地学前沿论题做出客观、公正的评价尚为时过早，还有许多地学基础问题有待深人研究，更需要在勘探实践中得到证实。
　　3.大力开发天然气水合物
　　天然气水合物又称气体水合物或甲烷水合物，是一种超分子笼型化合物。1ｍ3水合物中可含164ｍ3的甲烷（STP）和0.８ｍ3的水。天然气水合物在世界各地广泛分布，受压力-温度和气体来源的限制，大陆斜坡和海岛边缘沉积物的底部海水温度较低，水深超过300～500ｍ的海域可以形成甲烷水合物。
　　全球常规天然气的资源量为2.2×1014ｍ3，而全球天然气水合物的资源量估计可高达（1~50）×10％1016 ｍ3。就地球有机碳的分布而言，天然气水合物的有机碳含量占53.3％，超过煤、石油、天然气、陆地生物、海洋生物和土壤等的有机碳的含量总和，为全球石油、天然气和煤等化石燃料的含碳总量的2倍[18]。
天然气水合物是地壳物质中的重要组成部分，其脆弱、敏感的赋存状态会对全球气候、生态环境形成严重威胁。对全球水合物的调查和研究旨在解释气体水合物对地球气候和环境的影响及对其他地壳过程的影响机制，了解水合物的数量、分布区域和储藏结构，了解水合物的形成条件、稳定性和所依赖的温度、压力、化学成分、存在环境，建立气体水合物形成、分解的地球化学、化学物理和数学模型，以及对地球陆圈和生物圈产生的影响和后果。

四、煤资源与环境

　　1.煤资源
　　全球煤的储量高达566*109tce（吨准煤），可供人类使用185年。煤主要分布在世界79个国家，其中美国195*109tce（占35％）﹑中国76*109tce（占13％）﹑澳大利亚58*109tce（占10％）。这一巨大的资源潜力表明煤作为能源的重要经济意义，长期以来煤在人类能源结构中起着重要作用。
　　在今后若干年内，煤在中国能源结构中还将占很大比例。关键问题是大量用煤带来严重的环境污染问题。据估计，污染每牢造成的攒夭禹达1000亿美元，而且在末来的10年内，仅仅用以防止环境恶化的费用就高达200亿美元。图4为我国1990-2020年间二氧化疏与二氧化碳排放水平预测。颈计到2010年，二氧化疏水乎将增长60％，二氧化碳水平将增长80％。用煤引起的酸雨的污染物、疏氧化物和氮氧化物的排放量的增加，将导致严重的环境污染[16,17]。除了这些公认的污染，还有关于"温室气体"的争论。

　　2.＂湿室气体＂问题
　　大气CO2浓度持续增加可能导致末来几十年全球气候显著变化的见解，引起了各国科学界和政府的极大关注。人类活动造成大气中温室气体浓度的急剧增加以及由此而引起的全球气候变化，已成为全球变化中最主要和最直接的变化。为保护全球气候和环境，1992年全世界116个国家签署了《联合国气候变化框架公约（UNFCCC）》。
中国有丰富的煤资源，煤在能源消费中的比例近70％，在相当长的时期内还得以煤作能源。防止煤造成的环境污染问题已引起强烈关注，今后更会如此。我国科学家们应该结合我国国情，在研究、寻找、开发、利用新的优质能源的同时，致力于合理、高效、清洁用煤，保护好自己的环境。同时还应关注和研究"温室效应"对未来气候和环境的影响及结果，对排放CO2问题科学客观地作出我们的准确判断。

五、中国的能源现状与下一代能源

　　截止到1997年底，中国电力的装机容量达到2.5亿KW，是世界第二大发电国。但对比发展中国家和地区的人均装机容量[16]（图5），就会发现中国只不过是处于起步阶段。为保持其令人瞩目的经济增长速度，中国还需要以更快的速度增加装机容量。但新增加的容量以什么为能源？煤、水能、核能、天然气、原油等均可用作能源，迄今中国电力主要依赖于煤，但严重的环境污染问题引起了高度关注。中国能源消费将急剧增加，能源结构不合理带来的问题又加剧了对石油和天然气的依赖程度。20世纪90年代初期，煤在中国能源消费结构中约占76％，石油占17％。1999年煤下降到67％，石油上升到23％，天然气占2％。预计在未来15年中国的能源结构将会有较大改变，天然气的比例将会上升到8％左右，煤所占的比例将下降到49％。

　　我国能源工业面临经济增长与环境保护的双重压力。改变不合理的能源结构，握高人均能源占有量，改善和保护环境，均需要优质能源资源（石油和天然气等）。但就中国油气勘探现状而言，东部陆上石油资源濒临枯竭，大幅度增产困难重重。中国近70％的原油产自东部，西部油气资源由于运输和恶劣的开发条件，耍大规模开发又十分困难。预计今后10年内进口石油和天然气还会增加，到2010年约需进口1亿ｔ石油。着眼末来，从全球发展的角度，结合我国国情，研究、发现和开发非常规石油和天然气资源，特别是深层天然气和非生物成因天然气资源，对"稳定东部，发展西部"有重要战略意义。
　　如上所述，中国能源资源的现状是人均能源占有量极低，优质能源资源（石油、天然气等）严重短缺，能源结构不合理。相当长的时间内还得以煤为主，将给环境和交通运输带来巨大压力。从世界能源发展趋势看，人类最理想的能源应是清洁、高效能源，由低热值的固体燃料向高热值气、液燃料过渡，寻求能源效率、经济效益和环境效益的和谐。面对现实和未来发展，中国下一代能源的发展和选择是什么？
　　（1）开拓发展高效、清洁的"清洁煤技术"。煤气化（CO、CH4、H2）和液化技术（CO:H2的费-托合成技术或C＋H2技术），减少和控制污染，保护环境，科学合理地用煤。
　　（2）加强石油天然气基础理论研究，扩大常规石油和天然气资源，特别是我国海域和西北诸含油气盆地的油气资源。
　　（3）研究和开发新油气资源一非常规石油和天然气，建立和发展新的油气地质基础观念和理论体系以及勘探开发新领域、新技术、新工艺，实现向第四代能源一天然气的转变。
　　（4）为21世纪"氢气燃料"时代的到来开展前瞻性的基础和应用基础研究。
　　（5）为人类利用"持久"的清洁、高效核聚变能，研究D-D、D-T和D- 3He受控热核聚变，为利用地球氚资源和月球3He资源开展超前研究。
　　环境与发展是当前国际社会关注的重大问题。保护生态环境，实现可恃续发展，已成为全世界紧迫而艰巨的任务，经济-能源-环境已成为一个不可分割的整体。我国科学家应关注和研究"温室效应"对未来气候和环境的影响及结果。对排放CO2问题科学客观地做出我们的准确判断。尽力保护好我国的环境，控制污染。

3.6中国水能资源利用的现状与前景
何璟
（国家电力公司）
邴凤山
（中国水力发电工程学会）

－、中国水能资源特点与水电建设成就

　　中国水能蕴藏量1万kW以上的河流300多条，水能资源丰富程度居世界第一。全国水力资源普查结果表明，我国水能蕴藏量为6.76亿kW，相应的年电量可达6.02万亿kW.ｈ，总计约占世界总量的1/6。全国可划分为12大水电基地（表1）。

　　1.中国水能资源的特点
　　中国水能资源有三大特点。
　　一是资源总量十分丰富，但人均资源量并不富裕。以电量计，我国可开发的水电资源约占世界总量的15％，但人均资源量只有世界均值的70％左右，并不富裕。到2050年左右中国达到中等发达国家水平时，如果人均装机从现有的0.252kW加到1kW，总装机约为15亿kW，即使6.76亿kW的水能蕴藏量开发完毕，水电装机也只占总装机的30％－40％。水电的比例虽然不高，但是作为电网不可或缺的调峰、调频和紧急事故簧用的主力电源，水电是保证电力系统安全、优质供电的重要而灵活的工具，因此重要性远高于30％～40％。
　　二是水电资源分布不均衡，与经济发展的现状极不匹配。从河流看，我国水电资源主要集中在长江、黄河的中上游，雅鲁藏布江的中下游，珠江、澜沧江、怒江和黑龙江上游，这七条江河可开发的大、中型水电资源都在1000万kW以上，总量约占全国大、中型水电资源量的90％。全国大中型水电100万kW以上的河流共18条，水电资源约为4.26亿kW，约占全国大、中型资源量的97％。
　　按行政区划分，我国水电主要集中在经济发展相对滞后的西部地区。西南、西北11个省、市、自治区，包括云、川、藏、黔、桂、渝、陕、甘、宁、青、新，水电资源约为4.07亿kW，占全国水电资源量的78％，其中云、川、藏三省区共2.9473亿kW，占57％。而经济相对发达、人口相对集中的东部沿海11省、市，包括辽、京、津、冀、鲁、苏、浙、沪、穗、闽、琼，仅占6％。改革开放以来，沿海地区经济高遮发展，电力负荷增长很快，目前东部沿海11省、市的用电量已占全国的51％。这一态势在相当长的时间内难以逆转。为满足东部经济发展和加快西部开发的需要，加大西部水电开发力度和加快"西电东送"步伐已经进行了国家层面的部署。
　　三是江、河来水量的年内和年际变化大。中国是世界上季风最显著的国家之一，冬季多由北部西伯利亚和蒙古高原的干冷气流控制，干旱少水，夏季则受东南太平洋和印度洋的暖湿气流控制，高温多雨。受季风影响，降水时间和降水量在年内高度集中，－般雨季2～4个月的降水量能达到全年的60％～80％。降水量年际间的变化也很大，年径流最大与最小比值，长江、珠江、松花江为2～3倍，准河达15倍，海河更达20倍之多。这些不利的自然条件，要求我们在水电规划和建设中必须考虑年内和年际的水量调节，根据情况优先建设具有年凋节和多年凋节水库的水电站，以提高水电的供电质量，保证系统的整体效益。
　　2.中国水电建设成就
　　炎黄子孙为了生存，早在4000年前就开始兴修水利，至春秋战国，水利工程已有相当规模，建设水科也非常先进。但是，现代化的水电建设起步很晚，直至1910年才开始在云南漠泡出口水道（螳螂洲）修建第一座水电站一石龙坝水电站，装机472kW。到1949年底，全国水电装机仅16.3万kW，占全国总装机8.8％，水电装机总量居世界第20位。新中国成立后，尤其是改革开放以来，水电事业有了突飞猛进的发展，到2000年底，装机达到7935万kW，占总装机24.8％。20世纪90年代的年均增长达433万kW，更遥遥领先于世界其他国家。新中国水电建设的巨大成就主要表现在三方面。
　　－是水电装机容量由世界第20位跃居世界第二。新中国成立后，在大规模经济建设的推动下，结合江河治理，我国水电事业持续快速发展。改革开放后，水电建设的步伐进一步加快。除中国外，水电增长最快的其他几个国家，如美国、巳西、曰本、加拿大，年均投产强度只有90－100万kW。而我国自1993年以后已连续7年投产强度超过300万kW／年，其中1994年和1997年，超过400万kW，1998年达到533万kW，1999年更创历史新高，达790万kW。这样的发展速度，在世界水电建设史上是绝无仅有。截至1999年底，全国水电装机7297万kW，比1982年全国电力总装机容量7236万kW还大，目前在世界的排位仅次于美国，居第二位。
　　二是水电建设技术已具世界水平。新中国成立时，我国水电除东北伪满时期修建的丰满、水丰、镜泊湖水电站外，几平没有什么大水电。从50年代起，我国自行设计和建设了浙江新安江水电站、甘肃刘家峡水电站、吉林白山水电站、湖北葛洲坝水电站、四川二滩水电站等一批大型水电站，目前正在建设当今世界最大的长江三峡水电站。50年来，我们修建了5万多座水电站，其中大中型水电站230多座，己经建成发电的百万kW以上的电站就有1８座。我国也是世界上筑坝最多的国家，建设各种类型的拦河坝８万多座。大规模的建设实践使中国的水电技术脐身世界水平，部分领域已进人世界先进行列，如我国正在兴建世界上最大的常规水电站（1820万kW的三峡水电站），已经建成世界上最大的抽水蓄能电站（240万kW的广州抽水蓄能电站），在高坝技术方面也有独特建树。
　　三是初步建立起适应市场经济的、有中国特色的水电开发、建设机制。1982年吉林红石水电站建设开始试行投资、工期、质量等总承包1984年云南鲁布革水电站的隧洞施工，第一次引用外资，对世界银行贷款实行国际招标，1988年广州抽水蓄能电站建设开始全面实施以业主贡任制、招标承包制、建设监理制为主要内容的新的水电建设管理体制。这些体制创新理顺了生产关系，解放了生产力。

二、中国水电建设技术成就

　　新中国成立以来我国水电事业发展很快，坝工技术也有了长足的进步。除对常规坝型外，重点对碾压混凝土坝和钢筋混凝土面板堆石坝的设计和筑坝技术，开展了大规模的研究和广泛的应用。对在特定条件下建设高坝方面，如复杂地形、地质条件，高地震烈度区，在狭窄河谷宣泄大洪水等，进行过专题攻关。此外，还围绕设计与施工中的关键技术问题，开展了多学科的综合研究，取得了可喜的成就。
　　1.坝型的优选
　　从我国的资源、建筑材料及劳动力优化出发，优选坝型可以达到优化利用资源、改善生态环境、提高社会和经济效益的目的。在碾压混凝土坝、钢筋混凝土面板堆石坝和高薄拱坝等方面，应用广泛，成就突出。
　　（1）碾压混凝土坝。
　　我国自1986年成功地建成第一座碾压混凝土坝以来，已建和正在设计的该类坝约有50座。碾压混凝土坝是我国坝工发展有前景的坝型之一。近期已建、在建和即将开工建设的高度100ｍ以上的碾压混凝土坝有龙滩（216ｍ）、江垭（131ｍ）、百色（126ｍ）、大朝山（121ｍ）、棉花滩（111ｍ），其中碾压混凝土量均超过整个大坝混凝土量的60％以上。正在施工的龙滩水电站碾压混凝土量占65％左右，施工月高峰浇筑强度超过25万ｍ3，达到世界先进水平。
　　我国的碾压混凝土筑坝技术，创立了自己的独特经验，以高掺粉煤灰，低稠度、薄层、全断面、快速短间歇连续填筑为特点的我国碾压混凝土筑坝技术在国际上独树一帜。
　　（2）混凝土面板堆石坝技术。
　　混凝土面板堆石坝是近二三十年发展起来的一种新坝型，我国的混凝土面板堆石坝虽然起步晚，但起点高、发展快。10多年来，已建、在建和拟建面板堆石坝坝高在100ｍ以上的就有10多座，如在建的广西区南盘江天生桥一级面板堆石坝坝高178ｍ，责州省乌江洪家波面板堆石坝坝高232ｍ。
　　除面板堆石坝和面板砂砾石坝坝型外，我国还创新发展出土心墙与混凝土面板坝结合的堆石坝、喷混凝土堆石坝、溢流面板堆石坝和趾板建在深厚覆盖层上的面板堆石坝等新坝型，对建在强地震区的混凝土面板坝（如黑泉面板坝，按８度设防）也有独到之处。
　　（3）高混凝土拱坝技术。我国已建成的高度超过30ｍ以上的拱坝已有300多座，是世界上拱坝最多的国家之一。20世纪８0年代以来，我国陆续建成高度大于100ｍ以上的拱坝多座。已建设的双曲拱坝有黄河李家峡（坝高165ｍ、B/H=0.163）、雅窘江二滩（坝高250ｍ、B/H=0.232），在建和拟建的有乌江构滩（坝高225ｍ）、黄河拉西瓦（坝高250ｍ）、澜沧江小湾（坝高292ｍ）金沙江溪浴渡（坝高295ｍ）。尤其是在300ｍ级特高混凝土拱坝专门技术和在高地震烈度区高拱坝的合理体型研究方面，我国在高拱坝应力控制标准、高拱坝建设全过程仿真技术、高拱坝设计判据理论依据、高拱坝孔口配筋理论、设计方法等方面的研究己取得突破性进展，为在我国兴建300ｍ高混凝土拱坝挺供了坚实的科学理论依据。
　　以小湾和溪浴渡为代表的我国建设中的混凝土双曲薄拱坝，代表了世界拱坝技术的最高水平。小湾水电站坝高292ｍ，装机4200MW，泄洪总功率46000MW（比二滩水电站多7000MW），坝体受总水推力170ＭＮ，地震基本烈度为８度。溪洛渡水电站坝高295ｍ，装机容量15 000MW，泄洪总功率为100 000MW，地震烈度为８度。溪浴渡水电站坝体受总水推力为200ＭＮ，比世界最高水平高出2~3倍。
　　（4）混凝土重力坝筑坝技术。
　　在我国的大坝建设中，混凝土重力坝是主要的坝型之一，正在兴建的三峡水电工程大坝（坝高175ｍ）也是实体重力坝。三峡工程重力坝身泄洪量大，泄洪建筑物结构复杂，大坝下泄干年一遇流量是68 000ｍ3／s，万年一遇加10％的洪水也都集中在坝身宣泄。坝身孔数之多、尺寸之大实属罕见。　　20世纪８0年代以来，我国重力坝的设计理论与施工技术取得新的进步，在坝工设计中广泛应用了有限单元分析法、可靠度设计理论、坝体优化、坝体温度应力仿真计算、断裂力学、坝体裂缝及扩展追踪、新的坝体泄洪消能工技术，为三峡工程等重力坝建设奠定了坚实的基础。
　　2.高坝大流量泄水建筑物及消能工技术
　　我国水电工程泄水建筑物的特点.一是高水头、大流量、窄河谷、单宽流量大；二是低水头、低佛氏数、宽河谷。这两种泄洪水流的消能技术都是非常难处理的。世界上最大的伊太普水电站的泄洪功率为5亿MW，而我国的大型电站（如二滩、构皮滩、小湾和溪浴渡等工程）消能要求大都是在河床宽８0～110ｍ的范围内，其泄洪功率接近或超过了叫5亿MW，如构皮滩3.16亿MW，二滩3.9亿MW，小湾4.6亿MW，溪洛渡9.8亿MW。
我国水电工程不仅泄洪功率大，而且泄洪、导流流量也大，泄洪建筑的单宽流量和流速均很大。我国还有多座水头超过200ｍ以上的高坝的泄洪建筑物，流速大于50ｍ／s.，泄洪建筑的单宽流量都大于200ｍ3/s的黄河小浪底水电站，最大含沙量为８00kg／m3以上，泄洪建筑物的消能工设计不仅要考虑水头高、流量大，而且还要考虑高水头高遮水流空化和有泥沙磨蚀的情况。
　　在泄洪建筑物及消能工的研究方面，我国采取了多种途径和方式，如在设计泄洪安排上，采用联合消能工技术为一体，即坝身、坝上、隧洞和水垫塘联合消能，圆满地解决了实践中出现的技术难题。
　　3.钢筋混凝土引水岔管技术
　　在20世纪60年代，我国洪门口水电站引水管就采用了钢筋混凝土岔管。90年代我国建成的广州天荒坪大型抽水蓄能电站，水头高达700～800ｍ，引水岔管主洞直径8～9ｍ、支洞直径3.5～4.2ｍ，由于充分利用围岩的支承作用，钢筋混凝土衬砌体厚仅为0.6ｍ。对抽水蓄能电站钢筋混凝土引水岔管的安全进行的大量科学实验，研究清楚了岔管和围岩联合受力，为今后设计和建造数量更多、难度更大的抽水蓄能电站积累了经验。
　　4.高坝地墓及高边坡预应力锚固处理技术
　　在混凝土坝修建过程中经常遇到不良地质条件，如断层破碎带、节理、裂隙等密集带或软弱夹层，需要进行处理。我国在坝基不良地质处理方面，有代表性的工程之一是黄河龙羊峡水电站坝基的4号断层（G4）。这一断层系伟晶岩劈理带，在经过高压水泥灌浆处理后，又进行环氧化学灌浆和聚氨醋灌浆处理，使劈理带变形模量、抗剪强度、单位吸水率都符合设计要求。其次是铜街子水电站，该工程地质复杂，断层、层间错动发育，含有较多软弱夹层，经过在坝部分全部采用深孔高压喷射冲洗，再进行固结灌浆处理，喷射压力、固结灌浆压力均达到施工要求。在坝基深厚覆盖层防渗处理方面，我国有代表性的工程是四川省南粒河冶勒水电站、二滩水电站上下游围堰河床和小浪底工程，防渗设计均有独到之处。
　　5.岩质高边坡预应力锚固处理
　　我国1965年在梅山水库大坝，首次采用顶应力锚索加固坝肩滑动岩体取得成功。大吨位的预应力锚索加固技术，已在水工建筑物中广泛应用，特别是在岩质高边坡处理中应用较多，在龙羊峡、天生桥二级、浸湾、隔河岩、五强溪、李家峡、小浪底及三峡工程上都广为应用。另外，对顶应力锚固结构、锚固体系、内外锚头型式、拖拉设蚤、钻孔工艺、灌浆材料及锚索、锚杆防腐等，也进行许多研究，取
得了良好的效果。
　　6.地下建筑物建设
　　据统计，我国已建和在建的水工隧洞有400佘条，长达400ｋｍ，地下厂房40多座。如云南鲁布革水电站，其地下洞室群上下重叠，交错布置，共有42个洞室，总长3.12ｋｍ，开挖量为238万ｍ3，地下厂房尺寸为18m*38.4m*125m。目前在建的二滩水电站，导流隧洞尺寸17.5m*23m，是我国目前开挖尺寸最大的隧洞。溪洛波水电站，两岸各有８条泄洪、引水、交通、变电室等地下洞室群，地下厂房有18台机组，单机800MW，两座地下厂房分别布置在左右两岸山体内，将成为世界上规模最大的地下厂房。
在技术难度具有特色的小浪底工程，其泄洪、排沙、引水、发电、灌溉工程均为地下洞室，集中布置在左岸山体内，洞群密集、纵横交错，堪称世界地下工程建筑奇观。另外，拉西瓦、龙滩、小湾水电站的地下工程的规模及十三陵、天荒坪、广州抽水蓄能电站的地下洞室群工程规模也很大。

三、21世纪中国水电大发展的决定性因素

　　1.贯彻"十五"计划中"积极发展水电"的电力建设方针
我国目前的电网发展滞后于电源建设。省际、大区间的联网滞后，网架结构薄弱，输配电能力不足，制约了用电的增长，因此，"十五"期间重点建设电网是完全正确的。但是，就全国而言，2000年我国人均年用电量不足1000kW.h，人均装机仅0.25kｗ，和世界各国相比实属低水平的"供需平衡"。一些发达国家（如美国、加拿大）1998年人均装机就达到3kW以上，人均年用电量1.3万kW.h以上，连西班牙这样的中等发达国家，1998年人均装机达到1.23kW，人均年用电量近5000kW.ｈ。因此，我国的电源建设任务仍然任重道远。从电力行业本身看，只有网、源协调发展，才能提高整体效益。在目前强调电网建设的同时，一定要兼顾电源的协调发展。
　　在电源建设方面，根据中国的资源情况，在可顶见的将来，电源仍然要以煤电为主。由于种种原因，多年来煤电一直发展很快，1995－2000的五年间发电燃煤从4.7亿ｔ增加到5.9亿ｔ。国家电力公司正着手调整煤电结构，带头关停小煤电，煤电建设以大型和坑口（煤炭基地）为主，重视煤电的脱硫、脱氮改造和推广滑洁煤技术。考虑到我国水能资源开发程度很低，风力资源丰富，根据现在国家的经济实力，完全有条件大力发展清洁可再生能源，特别是优先发展水电。在电源结构调整中应努力挺高水电的比重，力争2010年达到30％。
　　加快发展水电应注意进行水电结构调整，常规水电要从主要开发径流电站和调节性能差的电站转向重点开发年调节电站（特别是龙头电站），从过去只注意开发常规水电，转向既重点开发西部常规水电，又根据电网的需求，协调发展东中部趟区的抽水蓄能电站。在资本金筹措方面，应从开发规划、勘测设计、施工建设和生产经背等各个环节注意降低成本，提高效益，加快水电建设的资本积累。
　　2.强化加快水电发展的有关措施
　　水电建设工作周期长，投资大，目前资源普查、各项规划、设计储各和滚动开发机制都相对滞后。因此需要做好以下几方面的工作。
　　做好资源普查。核实资源对宏观指导水电开发至为重要，流域水电资源普查的修订工作在国家计委安排下已开始进行，估计技术可开发量将比1980年普查值加大1/3以上，可能超过5.2亿kW。东部、中部和其他需要建设抽水蓄能电站的省、市、区还应做好相应范围内站址资源的普查。
　　加强规划的编制。水电资源规划包括各流域常规水电的梯级规划和有关省、市、区的抽水蓄能电站的选点规划，这应该是政府行为。开发利用规划包括大规模、跨大区、跨流域的开发利用规划和各大电源开发公司的水电开发经背规划，电源开发公司要从企业战略高度开展水电开发规划工作。
　　增加水电预可研的项目储各。对于事关全局的战略性项目，国家要做好引导，企业要积极参与。　　完善水电的滚动开发机制。要加快水电开发，需要完善梯级综合滚动开发的机制。
　　3.积极争取国家的政策支持
　　国家需要通过政策法规，调控、引导企业的经济行为，落实"积极发展水电"方针。
　　在税赋方面，其他行业税改前后税赋水平基本不变，惟有水电税改后赋税水平提高了近10倍，严重影响水电的发展。目前，水电要交纳的税费多达30佘种，其中不合理又影响较大的有'（1）增值税。水电因无进项税抵扣，17％的税率甚不合理，至少应降到和火电一样（8％），还应力争达到小水电的标准（6％）。
　　（2）耕地占用税。水电站大多有防洪、灌溉、通航、养殖等综合利用效益，应与水利部门修建的水电站一样，免缴耕地占用税。此外，建议国家对在建及还贷期的水电站所得税实施优惠减免政策。
　　在电价改革方面，应建立合理的、科学的上网电价机制。除了发电和输配电分别许价外，上网电价应改变目前单一的电量计价的方式，按不同腋务内容和质量计价。实施分时电价（峰谷和洪枯）、各种动态效益（调频、调相、事故答用）分别计价等措施，在竞价上网中可进一步争取做"零电价报价"，即水电按同类服务，中标的最高火电价计价。只有这样，才能体现国家的电力建设方针，促进水电、特别是调节性能好的水电开发。
　　在投资分摊方面，要建立合理的投资分摊机制，做到"谁受益，谁分担"。防洪灌溉等以社会效益为主的投资应由中央或受益地方的政府进行财政拨款投资。通航超过现有标准过多的部分，应由航运部门投资。建议出台水电站调节效益分配办法，具有年调节以上性能的水电站，其下游各梯级所取得的调节效益应合理返还。
　　建议重新设立水电前期工作基金，为改变前期工作滞后的局面，希望国家一方面加大水电前期工作经费的拨款，另一方面将回收的国家投人的预可研的经费，一并纳人基金滚动使用。

四、"西电东送"中的水电开发

　　"西电东送"战略对我国东、西部地区自然资源和经济资源的差异性互补重构具有重要意义。对西北、华北联网工程和西南水电能源基础地建设的研究，主要围绕西部水电开发规模、时序、可能外送电力的能力、流向，以及其经济合理性和技术可行性开展。加强国家的产业、行业政策引导，实施多元资源互补策略，将促进"西电东送"事业的发展。
　　1."西电东送"的水电来源
　　我国地域辽阔、资源丰富，但资源分布与地区经济发展极不平衡，客观上存在着东、中、西部三大经济地理带。我国能源的两大支住一煤炭和水能资源，分别集中分布在华北和西部地区，西部的常规水能资源蕴藏量及技术可开发量分别占全国的82.5％和84％，东部仅占7.3％和7.2％，东部的煤炭储量也只占全国的约11％。为使东部的技术经济资源和西部的能源资源进行区位交换，优化资源配置，重建整个东、中西部地区内的经济关系和资源新格局，促进全国经济的协调发展，"西电东送"势在必符。改革开放以来，国家和各主管部门相继制定了《中国能源政策研究报告》、《国家能源技术政策》等，"西电东送"工程开始起步，云南、广东、贵州、广西四省（区）联合开发了红水河天生桥一、二级水电站，华东电力集团公司也计划参加金沙江溪浴渡、向家坝电站的开发。这种东、西合作办电表明，市场导向型的区际资源双向流动、优势互补具有强大的生命力。
　　中西部水电资源比东部丰富，但大部分省、市、区人均资源量并不富裕，仅够自用。从长远看，能输出水电的主要是云、川、青、藏四省区，近期鄂、黔、桂三省也可以根据自身的经济发展和开发情况适当输出。这些省、区的人均可开发资源量及可输出量的大致如表2所示。

　　从河流看，能输出电能的主要是金沙江雅鲁藏布江、雅窘江、澜沧江、怒江和黄河上游青海段。近期长江干流、乌江、红水河（含上游）均可视情况适量外送.
　　从远景看，"西电东送"2亿kW的水电将使东部沿海11个省市的人均电力增加0.36kW，这对保证东部能源供应的安全、稳定，促进东部的发展具有重要意义。"西电东送"距离遥远，即使不考虑西藏电力的送出问题，各主要电源电到达京津唐、华东、广东的直线距离都在2500～3000kｍ以上，如此远距离的送电应以输送电量为主（即送基荷）。这样可以缩小西部电源和输电线路的建设规模，减轻输电通逍的压力，相应地减少东部紧急事故蚤用的保安电源。其国民经济评价可能优于以输送电力为主（即送峰荷）的方案。因此，在受电区的负荷中心需要配置相关的抽水蓄能电站，以解决东部调峰和事故紧急备用。
　　2.水电.洒电东送，，的三条大通道
　　我国西部水能资源主要集中在西甫的长江干支流（包括金沙江、雅窘江、大波河、乌江等）、澜沧江和雅鲁藏布江等几条大江大河上，其汰分布在红水河、黄河上游和湘鄂水系。结合全国电网发展规划，西部水电能源大体上将从北、南、中3条大通道分别东送或引入东部各电网：北路为黄河上游的水电东送至华北电网，形成西北、华北电网；中路为长江上、中游的水电东送至华中、华东电网，形成西南、华中、华东三大区联网；南路为甫盘江、红水河干流梯级电站和澜沧江中下游梯级电站东送电力至华南，形成粤、桂、漠、黔四省（区）的南方电网。
北路将以开发黄河上游和中游北干流丰富的水能资源为基础。在己建的刘家峡、龙羊峡、八盘峡、青铜峡、盐锅峡、天桥等水电站和在建的李家峡、大峡、万家察、小浪底等水电站的基础上，开工建设公伯峡、黑山峡、拉西瓦、碾口等大型水电站，加上青海尼娜、直岗拉卡、甘肃小峡、乌金峡等中型水电站，以及八盘峡和盐锅峡等电站的扩建，预计到2020年北路总装机容量可达1800万kW。
　　中路之一是在长江葛洲坝和清汇隔河岩电站业已竣工的基础上，清江高坝洲水电站和三峡电站全部建成后，2010年前水布姬电站相继投人运秆，加上丹江口、黄龙滩、潘口电站扩机等，2020年前预计共可投产水电总容量2437万kW。中路之二是在金沙江下游开始建设溪浴渡和向家坝水电站，2010－2015年兴建中游的金安桥、观音岩水电站，预计2020年总装机可达2200万kW。
　　南路的近中期基础是红水河、澜沧江和乌江各主要梯级水电站。红水河上现己建成鲁布格、大化、恶滩、岩滩、天生桥地、二级和百龙滩水电站，加上龙滩电站的立项建设和2010年内兴建长洲和大藤峡电站，2020年前后各梯级陆续建成投产（除桥巩电站外），共有装机容量1319万kW。澜沧江干流15个梯级中，近期先开发功果桥以下８级电站，共有装机1520万kW，在2020年全部建戚满湾、大朝山电站、小湾水电站、糯札波和景洪电站5个中下游梯级电站后，可新增1390万kW。乌江干流11个梯级电站总装机868万kW，在目前已建乌江渡、普定、东风电站的基础上，计划2010年前后建成龙头水库洪家波和构皮滩二级，2020年前开发思林、彭水电站，总装机可达732万kW。

五、高度重视抽水蓄能电站建设

　　抽水蓄能电站既是水电站，又是电网管理的工具，今后的发展机制和管理模式可能多样化。可以由电网投资、管理（如广东），可以由火电厂或以火电为主的公司投资兴建和管理（如山东电力公司），实现调峰填谷和水火互济。对于一些超远距离送电的水电开发公司，为了提高公司效益和竞争力，也可能需要考虑在负荷中心建抽水蓄能电站，即常规水电和抽水蓄能相组合。电价改革将出台峰谷电价，调频、调相、事故各用等动态效益付费后，抽水蓄能电站也可以独立存在。
　　从抽水蓄能电站资源看，全国22个省、市、区除上海外都有一定的资源储备，已查明抽水蓄能站址247座，规模约3.1亿kW。总之，我国抽水蓄能电站的资源丰富，完全能够满足电网配置的需求。　　
　　从抽水蓄能电站的开发现状看，截至2001年6月，我国己在9个省、市建成11座抽水蓄能电站，装机容量约570万kW，占全国装机比例的1.8％。其中大型4座，即广东（240万kW）－、浙江天荒坪（180万kW）、北京十三陵（80万kW）和河北的潘家口（27万kW）。中型电站5座，分布在江苏、浙江、安徽、湖北、西藏等5省区。目前在建项目1项，即山东泰安（100万kW）。已经审批了项目建议书并陆续开始筹建的还有浙江的桐柏（120万kW）、山西的西龙池（120万kW）.江苏的宜兴（100万kW）、河北的张河湾（100万kW）和安徽的琅耶山（60万kW）。这些电站预计在"十五"和"十一五"建成。届时，"西电东送"规模扩大，各电网峰谷差加大，抽水蓄能电站的比例虽有所提高，除溯北、拉萨外，可调峰的水电（含抽水蓄能）只占电网总容量的3％～7％，仍难满足调峰和紧急事故蚤用的需求。因此，加快东部和中部抽水蓄能电站建设，势在必行。
　　初步分析，具有以下三种情况之一的电网，都可能需要配置抽水蓄能电站。至于具体是否需要配置，何时配置，配置多少，要根据各个电网的具体情况分别研究论证。
　　一是没有水电或水电很少的电网。东部、沿海各省市，特别是京、津、沪、苏、鲁、皖、冀、辽、内蒙古８个省市、自治区，近期年凋节以上夏季可供调峰的水电容量小于3％，远景人口达到峰值，人均装机1kW时，比例将降到1％以下。他们不仅缺少水电，大都缺少能源，因而都是"西电东送"的受电区，需建抽水蓄能电站以调峰、调频、调相和紧急事故备用。接受远距离送电的受电区从安全考虑，也必不可少地要建设一定数量的保安电源，在电价改革和实施峰谷电价后，受电区从经济效益考虑，也需要配置抽水蓄能电站。
　　二是虽然有水电，但调蓄能性差的电网。粤、赣、闽、湘、琼、黑、豫、晋等9个省，夏季为减少弃水，季调节以下的水电往往承担基荷，这佯的电网应研究配置抽水蓄能电站。远景年调节以上水电站全部开发完毕后，除湖北夏李调峰水电可以达到10％左右，其佘各省都在6.2％以下，难以满足系统调峰的需求，需要考虑建设抽水蓄能电站。
　　三是风电比例高的电网。内蒙古、新疆二区可开发的风电资源分别达到1亿和6500万kW左右，需要建设抽水蓄能电站，把随机的电量转换为凋峰容量。建设相应容量抽水蓄能电站，既可解决瞬时电力的冲击，又可以缓解凋峰电力不足矛盾。初步框估上述情况，远景抽水蓄能机组的建设规模可能达到0.89～1.04亿kW。

六、21世纪我国水电发展展望

　　21世纪是中国水电大发展的世纪，西部大开发和"西电东送"战略任务将支撑着我国水电事业的腾飞，中国水电技术也将因此走在世界前列。
　　《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十个五年计划的建议》明确指出电源建设要发展水电、坑口大机组火电，开工建设龙滩、小湾、水布姬、构皮滩、三板溪、公伯峡、瀑布沟等大型水电站，抓紧长江上游溪洛渡和向家坝水电站开发的前期论证工作，力争"十五"期间向广东送1000万kW。国务院和国家计委在有关的"西电东送"工作会议上，明确"西电东送"要以水电为主，优先发展水电；要求在做好批准开工水电项目工作的同时，抓紧做好龙滩、小湾、索风营的建设和一些后蚤项目的前期工作，争取在"十五"末或"十一五"都能开工建设，满足"西电东送"需要。这表明，"十五"期间党和国家对大力开发水电给予高度的重视，把大力开发水电作为实施西部大开发和"西电东送"战略的重要组成部分，为加快水电的开发创造了良好的机遇。按照设想，2001～2010年期间，三峡、龙滩、小湾、公伯峡、水布迹等一大批常规水电站将建戚、发电，东部及部分中部缺少水电或接受西电的省、市、区还要建设一批大型的抽水蓄能电站。到2010年，也就是中国开始水电建设100年时，水电装机容量应力争达到1.55亿kW以上，我国的水电装机容量将超过美国居世界第一，完成从资源第一大国到生产第一大国的转变。2011－2049年，我国达到或超过中等发达国家的水平，人均装机以1kW计，全国总装机约15亿kW。这时基本完成常规水电的开发，开发率达到85％－90％左右，装机约4.3亿kW。西电东送的规模超过1.叫乙kW，东中部受电区和风电发展比较集中的地区，抽水蓄能电站也将相应得到发展，装机规模将达到0.7亿kW。水电装机总量达到5亿kW，占总装机的比例约为33％。中国的水电技术将达到世界领先水平，进一步由生产数量上的水电第一大国，成为水电数量、质量、科技、管理、效益等方面全面领先、真正意义上的水电第一大国。

3.7电力技术的发展趋势及应用前景
郑健超*
（中国电力科学研究院）

－、电力新技术的社会需求

　　20世纪工程技术的划时代成就之一就是电的日益广泛应用。电力已成为生产发展和社会变革最重要的技术基础。电力技术的不断进步，迅速改变着社会的面貌，对人们的生产方式和生活方式产生着重大影响，电气化的程度已成为现代化最显著的标志。因此，在美国国家工程院评选出的20项"20世纪最伟大的工程技术成就"中，电气化名列榜首。在我国类似的评选中，电气化也名列前茅。
　　在步人新世纪的时候，人类面临的重大挑战是实现可持续发展，而在可持续发展的条件下满足日益增长的能源和电力需求则是世界各国面临的最紧迫任务之一。我国由于人均拥有的一次能源极其有限、能源强度高、油气资源短缺、能源利用引起的环境污染严重，要在提供充足可靠的能源和电力供应的同时减少环境污染，难度比其他国家大得多。根据预测，到2050年，我国国内一次能撅年生产能力约为30亿ｔ标准煤，人均仅有两吨标准煤左右，人均能耗仅能达到目前全世界的平均水平。如果大力发展洁净煤、核电、水电、可再生能源和开发油气资源的计划不能如期实现，我国将面临严重的能源短缺，大量进口能源将不可避免，环境状况也将更加恶化。为应对这一严峻挑战的战略有：强化节能战略的实施，强化洁净煤发电技术的应用，加快发展水电、核电和其他可再生能源发电。可以看出，实施这些发展战略都意昧着必须加逮我国电气化的进程，提高电力在终端能源中的比例，尽可能把一汰能源清沽高效地转换为电能使用。为此目的，必须在电能的生产、传输、储存、分配和使用的各个环节使用新技术。这一重大社会需求决定了未来电力技术的发展方向。
　　过去，电力技术主要属于传统技术的范畴。近年来，电力技术的发展日益显现出高技术与传统技术交叉、融合的趋势。高技术领域的信息技术、电力电子技术、新材料技术的突飞猛进使传统电力系统己经或将要发生重大变革。以下仅举数例加以说明。

二、高效洁净的燃煤发电技术

　　煤炭是许多国家的重的一次能源，因此，高效ｆ吉净的燃煤发电技术是一个重要而又难度甚大的研究领域。研究的重点是在提高发电效率的同时尽可能减少二氧化硫、氮氧化物和其他有害物质的排放。已经有不少污染排放控制的技术，如煤的燃前预处理、炉内喷钙、循环流化床、烟气脱疏等。正在研究和示范的减排技术还有整体煤气化联合循环、加压循环流化床等。目前国外发达国家的燃煤发电厂普遍安装了脱硫设各。关于发电过程温室效应气体的减排，国内外尚无经济、有效的"脱碳"技术，二氧化碳分离和储存的技术还处在研究阶段。
美国能源部最近提出了发展"超洁净燃煤发电厂"计划（图1）。这种发电厂使用水煤浆制氢，然后供给高温燃料电池及联合循环发电装置。在发电的流程中，碳将合成为碳酸盐而被"扣留"在地面。其发电效率可达60％以上，二氧化碗、二氧化碳和其他有害物质的排放量都非常低。这项技术能否广泛应用取决于经济性，而经济性又取决于关键技术（高温燃料电池、"扣碳"技术）研究的进展。这当中

　　又涉及许多新材料、新工艺流程的研究。因此，估计这种电厂真正用于工程尚需时日。
由于煤炭是我国主要的一汰能源，燃煤发电厂在未来相当长的时间内仍然是发电的主力。目前我国30％的煤炭用于发电，预计到2050年这个比例将达到70％以上。因此，研究高效洁净燃煤发电新技术对我国的可恃续发展至关重要。
　　在我国，燃煤发电的粉尘排放已经得到有效的控制，但只有少量电厂安装了脱硫设备。一些成熟的脱疏技术尚不能在我国广泛应用，其原因是费用过高。洁净煤发电近期发展的重点是采用高效机组（如超临界机组）和采取符合国情的污染排故控制的措施，如燃用低疏煤，加强煤的预处理和加紧研究低价而有效的脱碗、脱硝技术等。

三、输电技术进展

　　1.三相高压交流输串
　　在可预见到的未来，三相高压交流输电仍将是输电和联网的主要方式。20世纪70年代以前主要靠提高电压来增加线路输电能力。到目前为止，商业化运行的交流输电工程最高额定电压为765kV（800kV等级）。全世界已经有12个国家建成了800kV等级的交流输电系统。前苏联建成了900ｋｍ的1150kV特高压输电线路并经过了试运行，后因多种原因降压为500kV运行。日本建成了短距离的1000kV输电线路，目前在500kV下运行。美国、意大利、瑞典等国曾执行过特高压（1000kV及以上）输电计划，后因环保限制、设备可靠性不高和有更好的替代方案等原因而搁置和取消。由此可见，近20年来输电电压的发展出现了明显的饱和趋势。在特高压输电的工程应用前景不明朗的情况下，交流输电发展的重点已转向采用新技术提高线路输送能力、提高线路的使用效率和线路走廊利用率等。
　　随着大型复杂互联电网的出现，如何使电网更加有效、如何提高输电线路的使用效率成为世界各国研究的重要课题。传统的交流电网的参数（阻抗、电压、相位等）是不能大幅度连续调节的，而实际运行中的电力潮流分布又由电路定则决定，因此电网内部线路及联络线在运行中实际的潮流分布与这些线路的设计输送能力相差甚远；－部分线路已过载或接近稳定极限，而另一部分线路去ｐ被迫在远低于线路额定输送容量下运行。这就是说，由于电网的"木桶效应"，一部分线路有电送不出，而另一部分线路却无电可送。另外，电网作为电力市场的物质载体，即发电厂和电力用户间电力交易的渠道，也需要满足对电力潮流灵活凋节控制的要求。这就提出了灵活调节线路潮流、突破瓶颈限制、增加线路输送能力，以充分利用现有电网资源、提高线路使用效率的要求。发达国家由于环保的严格限制，新建输电线路十分困难，使得这一要求显得更为迫切。显然，依靠常规的电力技术难以解决这种间题，需要研究发展新的技术。
　　2.灵活交流输电
　　灵活交流输电（FACTS）的概念是20世纪80年代末期由美国电力研究院（EPRI）捉出的。FACTS技术改变了传统交流输电的概念，将使末来的电力系统发生革命性的变化。它应用现代电力电子技术与现代控制技术，实现了交流输电系统的阻抗、电压、相位的灵活快速调节，达到大幅度提高线路输送能力、阻尼系统振兹撬高系矫蔗守7ｋ乎的目的.电力电子技术的快速发展为FACTS技术的实用化创造了条件。近10年来，可控整流器、可关断器件的开断能力不断提高。100ｍｍ直径的晶闸管的耐压己达到6～10kV的水平，通过电流己达到6kA以上，6kV，6kA的可关断晶闸管（GTO）己有商品。单个电力电子器件的开断能力已达到30～40MW的水平，使电子开关用于高电压、大功率的输配电一次系统成为可能。图2表示6kV，6kA的可关断晶闸管（GTO）元件。

　　近年来，FACTS技术已经在美国、日本、瑞典、巳西等国的重要的超高压输电工程中得到应用。有代表性的FACTS设备有，可控串联补偿器、静止同步补偿器、统一潮流控制器等。图3为美国卡因塔230kV可控串补工程。这套装置安装在当地电网的输电的瓶颈处，突破了线路稳定极限，将输送能力提高了一倍左右，从而在4年内可收回投资。
　　我国由于输电距离长、电网结构不甚合理和电网建设滞后等原因，输电线路的输送能力较低，应用新技术提高电网的利用率的潜力还很大。我国正在研究将这项技术用?quot;西电东送"工程。基于硅片的电力电子器件进一步向更高电压、更大功率的方向发展，将使电力系统发生重大变革。这被称为"硅片引起的第二次革命"。以碳化硅（SiC）为基片

的新型电力电子器件的耐压和热容量可大幅度攫高，而元件的损耗却大大降低，从而使元件的开断功率可望有数量级的提高。这顶示着用固态电子断路器取代传统机械的高压断路器（油开关、六氟化碗开关、真空开关等）已为期不远，届时，真正的数字化电力系统将成为现实。
　　3.高压直流输电
　　高压直流输电是应用换流技术将交流电转换为直流电输送到落点处再逆变为交流的一种输电技术。它的优点是：可以用来实现异步联网；在输电距离超过临界距离时比交流输电更经济；利用相同的线路走廊可比交流输送更多的电力；适合于跨海送电等。
　　端对端直流输电已是一种成熟的远距离输电技术。全球己建成了57个直流输电工程，10项正在建设中，主要用于联网、远距离输电和跨海送电等。端对端的直流输电犹如没有出口的直达高速路，线路不能中途落点。它对受端电网的容量、落点在同一负荷区的多条直流输电线路之间的电气距离等有严格的要求。因此，现在的直流输电技术的应用范围受到一定的限制。
　　为了解决直流输电多电源供电、多落点受电问题，研究出多端直流输电技术。已投运的多端直流输电工程是加拿大－美国的五端直流输电工程。由于控制器协调困难等原因，目前实际上只有三端接人运行。
　　新一代直流输电系统正在研究开发之中。新系统有望大幅度简化设各、减少换流站的占地、降低造价。由于采用可关断的电力电子器件组成换流器，换流过程不受受端系统短路容量的影响，新系统不会出现换相失败和多条直流输电线路落点在同一负荷区时发生的相互影响等问题。新一代的直流输电技术实用化的关键在于电力电子技术的突破和造价的大幅度降低。

四、新型紧凑化电气设备

　　由于发达地区的土地己成为稀缺资源，为了尽量减少变电站的占地、减少环境影响，以便降低投资、缩短建设工期，近年来出现了电气设蚤紧凑化、模块化，不同类型的电气设备集成为一体的倾向。由于绝缘材料、光纤测量技术和制造工艺的进步，现已出现了断路器、隔离开关、接地开关、电压及电流互感器及控制保护设各集成为一体的紧凑化、模块化的变电站设备。它可以视为介于全封闭组合电器（GIS）和常规的敞开式变电站之间的一种集成化设备。这类设各有不同的商品名称和集成度，但设计思路是相同的，即通过集成来改善设备的技术性能、减少占地和环境影响、降低造价。图4为一座5００ｋＶ的紧凑化变电站。
　　绝缘材料的进步也促进了发电机和变压器的集成。最近国外研制成功所谓的"电力发生器"（power former），它采用特殊的电缆来代替原来发电机定子中的矩形截面导线，使电机绝缘的耐压成数量级的提高。发电机出口的电压可达400KV，因此不需要升压变压器就可把发电机直接连接到架空线路。"电力发生器"的优点除了使升压变电站大大简化以外，还有热性能好、短路电流小、便于维护检修等伏点。这种技术用于电力变压器的设计，开发出新式的干式高压变压器。变压器高低压绕组均用电缆绕制（图幻。与传统的充油电力变压器相比，这种新式变压器具有结构简单、无火灾和泄漏的危险、运行维护工作量小、耐受短路能力强、绕组外部处在地电位人身安全性好、电场影响很小等优点。

五、分布式发电装置

　　分布式发电装置是指功率为数kW至MW级的中、小型模块式，直接安置在用户近旁，与环境兼容的独立电源。有代表性的分布式电源是指燃料电池（fuel cell）和微型燃气轮机（micro-turbine）。
　　分布式电源主要用以提高供电可靠性，可在电网崩渍和意外灾害（例如地震、暴风雪、恐怖分子袭击、战争）情况下维恃重要用户的可靠供电。它特别适合于组成分布式的热电联供或热电冷联供系统。与大型计算机－微机的关系类似，分布式电源将是末来"微型电力系统"的重要组成部分，在未来电力市场中是一种有竞争力的发电方式。此外，燃料电池很有希望成为电动车、笔记本电脑和手机的长效电源。
　　1.燃料电池
　　燃料电池是扭燃料的化学能直接转换为电能的装置，被称为21世纪的分布式电源。燃料电池的工作过程很像电解水的逆过程。通常，完整的燃料电池发电系统由电池堆、燃料供给系统、空气供给系统、冷却系统、电力电子换流器、保护与控制及仪表系统组成。其中，电池堆是核心。低温燃料电泡还应配备燃料改质器（又称为燃料重整器）。高温燃料电池具有内重整功能，无需配备重整器。燃料电泡发电的优点是.发电效率高、污染排放极小、噪声低、省水、安装工期短、可在用户附近安装，以及节省输配电系统投资等（图6）。

　　2.微型燃气轮机
　　微型燃气轮机是指功率为几ｋｗ至几十ｋｗ，以天然气、甲烷等为燃料的超小型燃气轮机。微型燃气轮机的工作温度为500℃左右，转速为96 000r/min左右，发电效率可达30％，对燃料的适应性比燃料电池好。目前国外己有微型燃气轮机产品出售，如Capstone公司生产的微型燃气轮机，其发电效率为28％，额定劝率75kW，可以连续运行6000h无需检修，可以由计算机控制自动联网或离网运行（图7）。

六、现代配电系统

　　现代化社会要求充足、可靠、优质的电能供应。随着城市化的进程和现代化大城市的出现，配电系统的重要性与日惧增。现在，发达国家近半数的电力投资用于配电系统。现代化大都市供电负荷密度大、供电方式复杂、可靠性耍求高，以及供电负荷不断增加、供电网升格快，因此，现代化大都市的配电系统运行、调度、控制和维护都需要十分复杂的技术。
　　现代企业中，由于变频调速驱动器、机器人、自动生产线、精密加工工具、可编程控制器和计算机信息系统的日益广泛使用，对电能质量提出了日益严格的要求。这些设各对电源波动和各种干扰十分敏感，任何供电质量的恶化都可能造成重大损失。通常，重要用户为保证优质的不间断供电，往住独自采取改善可靠性和电能质量的措施，例如安装不间断电源（UPS）、安装自备发电机并用机械开关来切换，在重耍设备人口处安装滤波器和过电压保护设各等。但是，经济合理的解决办法是由供电部门采用配电新技术，向用户提供可靠的、不同质量等级、不同电价的个性化电能供应。
　　灵活、可靠、智能配电系统（friends）是一种灵活、可靠性高、可提供多种品质电力的电能流通系统，现处在研究阶段。它相当于用户附近的一个电力改质中心。改质中心产生多种品质的电能，通过静止电子开关与高压侧配电线和低压侧配电线灵活地连接。另一方面通过通信网络，在改质中心进行信息处理和交换。
　　配电管理系统是配电技术中发展最快的一个领域，其内容通常包括： SCADA系统、馈线自动化系统、地理信息和设备管理系统、故障报修应答系统、负荷管理系统、自动抄表系统等。这些系统通常有不同的组合，并可与离线的管理信息系统集成。配电自动化系统发展的趋势是发展建立在开放式平台上的综合配电自动化系统，用以实现配电系统的数据采集监视、无功自动调节、故障隔离、设备管理、负荷控制、用电管理等功能。
　　先进的仪表是配电系统的重要组成部分。现代电能表计系统除电能计量的功能外，还具有负荷调查（实现所谓的对用户"不打扰"的调查）、显示实时电价和电价区间、电能质量监控、供电者和用户间双向通信、用户访问、自诊断及警报、误差软件补偿等功能。