本发明提供了虚拟发电厂分布式无功补偿系统及补偿方法，当虚拟发电厂所属区域电网发生无功缺额时，电力调度中心根据具体的情况，向虚拟发电厂传递一个无功调节量，而分布式无功补偿器通过利用分布式的优化控制策略，将区域电网的无功缺额在虚拟发电厂内部的分布式电源之间进行协调，使得无功功率的总额在虚拟发电厂内部各个分布式电源之间协调分配，最终使虚拟发电厂整体满足电压性能指标达到最优。本发明能够在达到区域电网调度中心无功调节要求的同时，实现虚拟发电厂内部的电压性能达到最优。

本着“因地制宜、以废治废、变废为宝、发展循环经济”原则,利用电石渣替代石灰石作为脱硫剂,达到了废物综合利用。目前,我国烟气脱硫工艺主要采用石灰石-石膏湿法脱硫,该工艺相对简单、运行稳定可靠,但是脱硫剂石灰石价格比较高,运行成本约占脱硫装置的30-35%,为了提高电厂运行经济效益,降低运行成本,采用电石渣法替代石灰石法相当必要的,用电石渣替石灰石进行脱硫,一方面大大减少了电石废渣的排放,降低了对环境的污染,取得了很好的环境效益;另一方面采用了价格低廉的脱硫剂,降低了运行成本,同时减少了石灰石矿的开采,降低了有限资源的消耗,对石灰石矿产资源进行了有效保护,同时也降低石灰石-石膏法中C02的排放量,获得经济效益的同时还获得了良好的环境效益及社会效益。通过对现有烟气脱硫技术的现状比较,充分利用当地的特点,将企业的电石渣循环利用,选用电石渣-石膏湿法进行烟气脱硫,具有以废治废,变废为宝的优点,减少了污染物的排放,同时也降低了生产运行费用。采用电石渣-石膏湿法脱硫的工艺路线后,根据烟气中二氧化硫的含量,设计了脱硫塔,并制定了严格的操作规程,如液气比、烟气流速等。同时将生成的亚硫酸钙通入空气强制氧化成硫酸钙,并从脱硫塔底部用浆液泵抽出,经过二级脱水后,得到含水量为10%的脱硫石膏。通过改造后第一阶段在FGD入口SO2浓度≤2000 mg·Nm-3(使用原煤全硫含量≤0.8%)的前提下,脱硫出口SO2浓度降低到≤50 mg·Nm-3。第二阶段新、老吸收塔在FGD入口SO2浓度≤3500 mg·Nm-3(原煤的全硫含量≤1.5%)的前提下,脱硫出口SO2浓度降低到<50 mg·Nm-3,脱硫效率达到98.6%,满足了环保指标要求。最后,针对本次脱硫改造工程的运行情况进行了叙述,通过计算生产运行成本和二氧化硫减排量,得到与石灰石法相比每年节约成本约880万元,二氧化硫排量降低了841.5吨／年,因此电石渣作为脱硫剂具有良好的经济效益和环保效益。

一、项目简介全球性的原油变重变劣，使原油硫含量增加；目前对满足环保要求的汽油硫含量指标日益严格，汽油深度脱硫日益重要。国内外汽油产品大部分来源于流化催化裂化（FCC），国外占三分之一，国内约占80%，造成我国汽油硫含量普遍偏高。研究和开发FCC汽油深度脱硫技术，降低汽油硫含量，是我国炼油、化工行业的一项紧迫任务。常规深度加氢脱硫（HDS）技术存在明显不足：汽油收率低、汽油质量差（辛烷值低）、投资费用和操作成本高。解决途径：开发新的深度加氢脱硫技术、开发各种非加氢脱硫技术、或开发非加氢脱硫技术与加氢脱硫结合的技术。在各种非加氢脱硫技术（吸附脱硫、微生物脱硫、萃取/萃取精馏等）中，汽油萃取精馏脱硫具有显著的优势。与FCC汽油全馏分深度加氢脱硫工艺相比，FCC汽油轻中馏分萃取精馏脱硫-萃取相与重馏分加氢脱硫组合工艺的投资成本与操作成本明显低于前者，此项技术具有普遍的推广意义。本项目为此组合工艺的非加氢脱硫部分。二、市场前景汽油萃取脱硫、萃取精馏脱硫技术具有设备投资低、不耗氢、操作费用低等优点，若与现有的加氢脱硫工艺结合则会实现低操作成本和极小的辛烷值损失的FCC汽油深度脱硫的目的，这样就更进一步地拓展了该类技术的发展空间和应用前景。因此，该类技术已成为清洁燃料生产领域的重点研究方向之一。主要经济技术指标：1）脱硫汽油残硫含量小于30ppm；2）溶剂损耗与目前芳烃抽提工艺的持平；3）最终产品汽油RON损失＜1，芳烃含量基本与原料中相同，烯烃含量减少约为3%，烷烃含量增加约为3%；优化FCC汽油切割馏分萃取精馏脱硫过程条件。实验结果表明，在回流比一定的条件下改变剂油比，随着剂油比的增加脱硫率增加，剂油比达到0.55时脱硫率为95%，当剂油比为0.765时脱硫率为96%，剂油比在0.55-0.765时脱硫率变化缓慢，兼顾经济效益和产品质量，剂油比0.55为宜。该操作条件下硫含量低于30ppm。溶剂热稳定性能好、沸点高，回收后萃取剂的脱硫效果很好，可以重复使用。中重馏分汽油、复配油的加氢脱硫处理结果表明，在适当的加氢条件下，可以使硫含量降到10ppm以下；调和汽油的辛烷值测量结果表明，萃取精馏+加氢深度脱硫组合工艺生产的调和汽油辛烷值基本不变。该组合工艺，实现FCC汽油馏分深度脱硫与溶剂循环使用优化操作。三、规模与投资（萃取精馏部分）萃取精馏装置年处理量50-100万吨， 设备总投资约2000万元。四、生产设备主设备为萃取精馏塔。FCC汽油预分馏塔（也可对催化分馏系统稳定塔进行适当改造）；溶剂回收塔；相应的泵、储罐等。五、效益分析通过对FCC汽油分馏、萃取精馏，低硫汽油的收率在70-80%，其余馏分与重馏分一起进行加氢脱硫，使得加氢装置的处理能力（与全馏分加氢比）降低50%以上。同时汽油调和后，辛烷值基本不损失。六、合作方式技术转让或技术合作。

石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺因技术成熟、脱硫效率高、运行稳定等优点 在燃煤机组得到了广泛的应用，是燃煤电厂主要脱硫方式。该脱硫系统采用石 灰石浆液洗涤烟气，由于燃煤及工艺水中含有微量元素氯，因此在脱硫系统运 行过程中会在吸收塔中产生氯离子富集的现象，当氯离子富集到一定浓度时会 将一部分脱硫废水排出吸收塔外，以达到控制循环浆液中 Cl－浓度的目的。脱 硫废水主要特点是：酸性较大，悬浮物含量很高，汞离子、Cl－ 浓度很高。 目前国内脱硫废水的化学水处理系统，能耗大、运行费用高、占地面积大。 对这些废水进行经济有效地处理以及对有效成分加以回收利用，对我国燃煤电 厂脱硫系统经济运行具有重要意义。 本项目技术在国家自然基金资助课题深入研究基础上，开发了一种经济、 高效的脱硫废水处理工艺，能够实现脱硫废水零排放。本技术的创新点：（1） 101 利用废水中有效成分，实现烟气中汞的氧化，并对其进行深度固定，协同实现 烟气中汞达标排放，使电厂无须再增加汞控制系统；（2）利用喷雾干燥原理， 将脱硫废水蒸发并全部循环利用，减少脱硫系统工艺水耗量；（3）在将脱硫废 水循环利用过程中，实现静电除尘器的除尘增效，并提高烟气中细颗粒物的脱 除率。

本成果开发形成了基于粉煤灰活化及添加剂调控的高含氯脱硫石膏氯离子稳定化控制技术，通过多种稳定化控制方法，实现了氯离子物理吸附、化学固化，突破了因脱硫废水零排放导致的脱硫石膏氯离子超标、难以资源化利用技术瓶颈，通过耦合粉煤灰活化，集成物理吸附、化学固化、迁移通道阻断，对氯离子进行稳定化控制，既实现了含氯脱硫石膏建材资源化利用，又实现了粉煤灰、脱硫石膏等燃煤电厂固体废弃物协同处置，具有极大发展潜力。 技术成果适用于燃煤电厂脱硫石膏资源化利用、脱硫石膏－粉煤灰协同资源化处置等领域。

本发明公开了一种循环流化床锅炉高效脱硫技术，本发明涉及的脱硫剂 由以下重量百分比的组分组成：生石灰70～95％、萤石1～10％、锌渣1～ 10％、硅锰铁渣1～10％、钛渣1～10％，在使用该脱硫剂时保持脱硫剂含钙 量与燃煤含硫量的钙硫比为2.5～10.5∶1。 发明人：杨久俊、孟昭贤、张茂亮 等

成果介绍火电机组深度调峰改造是消纳可再生能源的有效途径，深度调峰就是在自动控制的情况下将机组的负荷调节下限从原来的50[[[[%]]]]Pe下调至30[[[[%]]]]Pe，甚至更低。控制难点在于：当机组处在低负荷工况时，机组被控过程的动态特性具有快速变化的特征，常规控制策略难于有效控制。本项成果采用多模型智能预测控制技术，分别提出了适合于亚临界和超（超）临界机组深度调峰的多模型智能预测控制系统，实现了在低负荷或超低负荷工况下的平稳控制。市场前景本项成果已成功应用于华能丹东、华能大连、华能营口、华能井冈山、华能大坝、国投钦州、大唐当途、中铝银星、国信射阳港、国华筹光等电厂近30台300MW亚临界、600MW和1000MW超（超）临界机组的深度调峰中。特别是，已成功将华能营口电厂#4 600MW超超临界机组的负荷深调到15[[[[%]]]]Pe，并实现了机组”干态/湿态”的一键转换控制，达到了国内外最先进的深调水平。目前，在国内已完成的机组深度调峰改造中，大部分均采用了本深调优化控制技术，得到了广大用户的一致好评。

火电机组深度调峰改造是消纳可再生能源的有效途径，深度调峰就是在自动控制的情况下将机组的负荷调节下限从原来的50%Pe下调至30%Pe，甚至更低。控制难点在于：当机组处在低负荷工况时，机组被控过程的动态特性具有快速变化的特征，常规控制策略难于有效控制。 本项成果采用多模型智能预测控制技术，分别提出了适合于亚临界和超（超）临界机组深度调峰的多模型智能预测控制系统，实现了在低负荷或超低负荷工况下的平稳控制。 本项成果已成功应用于华能丹东、华能大连、华能营口、华能井冈山、华能大坝、国投钦州、大唐当途、中铝银星、国信射阳港、国华筹光等电厂近30台300MW亚临界、600MW和1000MW超（超）临界机组的深度调峰中。特别是，已成功将华能营口电厂#4 600MW超超临界机组的负荷深调到15%Pe，并实现了机组”干态/湿态”的一键转换控制，达到了国内外最先进的深调水平。目前，在国内已完成的机组深度调峰改造中，大部分均采用了本深调优化控制技术，得到了广大用户的一致好评。

火电机组深度调峰改造是消纳可再生能源的有效途径，深度调峰就是在自动控制的情况下将机组的负荷调节下限从原来的50%Pe下调至30%Pe，甚至更低。控制难点在于：当机组处在低负荷工况时，机组被控过程的动态特性具有快速变化的特征，常规控制策略难于有效控制。 本项成果采用多模型智能预测控制技术，分别提出了适合于亚临界和超（超）临界机组深度调峰的多模型智能预测控制系统，实现了在低负荷或超低负荷工况下的平稳控制。 本项成果已成功应用于华能丹东、华能大连、华能营口、华能井冈山、华能大坝、国投钦州、大唐当途、中铝银星、国信射阳港、国华筹光等电厂近30台300MW亚临界、600MW和1000MW超（超）临界机组的深度调峰中。特别是，已成功将华能营口电厂#4 600MW超超临界机组的负荷深调到15%Pe，并实现了机组”干态/湿态”的一键转换控制，达到了国内外最先进的深调水平。目前，在国内已完成的机组深度调峰改造中，大部分均采用了本深调优化控制技术，得到了广大用户的一致好评。

石油化学工业是我国的支柱产业之一，乙烯工业则是石化工业的核心和发展标志。本项目 从大型乙烯装置优质增产、节能降耗的需求出发，融化学工程、乙烯工艺、自动控制、人工智 能以及系统优化等技术为一体，通过集成创新和消化吸收再创新，研发了芳烃液化气裂解过程 工艺研究与优化、液相烃裂解反应过程模拟与优化、十万吨裂解炉温度与负荷先进控制、十万 吨裂解炉燃烧过程工况研究与优化、十万吨裂解炉烧焦模型与在线自动清焦控制、急冷油减粘 系统工艺研究与优化、乙烯装置老区与新区裂解气负荷优化分配、冷箱系统用能分析与优化、 碳二加氢反应过程先进控制与优化、乙烯精馏过程先进控制与优化、分离系统热区精馏过程模 拟与优化等大型乙烯生产过程的优化运行关键技术。 裂解炉、乙烯和丙烯精馏塔的先进控制与优化技术已在中国石化七家乙烯企业全面推广应 用，有力推动了我国乙烯行业乃至石化工业的科技进步。