王志轩：新常态下中国煤电清洁高效发展的思考-北极星环保网

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2013年，全世界煤炭消费占一次能源消费比重为30%，中国为66%。中国煤电发电量长期以来占总发电量比重为80%左右，虽然近十年可再生能源发电迅猛增长，但2014年煤电装机比重仍为60%，煤电发电量比重为70%。

据国家统计局和中国电力企业联合会统计，截至2014年底，全国全口径发电装机容量为13.6亿千瓦、同比增长8.7%，其中非化石能源发电装机容量4.5亿千瓦、占比为33.3%。2014年，全国全口径发电量5.65万亿千瓦时、同比增长4.0%，其中非化石能源发电量1.42万亿千瓦时、同比增长19.6%，非化石能源发电量占总发电量比重自新中国成立以来首次超过25%达到25.06%。全国发电设备利用小时4286小时，为1978年以来的年度最低水平，同比降低235小时。可见，非化石能源发电在替代化石燃料发电尤其是燃煤发电的步伐正在加快，燃煤电厂在继煤电矛盾之后，煤电与低碳发展的矛盾、煤电发展与可再生能源发电的矛盾将日趋尖锐，煤电清洁高效利用的发展需求将进一步迫切。

煤电清洁高效发展取得了历史性跨越

环保管制要求不断加强，政策支持有效落实

中国通过一系列法律、行政以及经济手段等，加强对燃煤电厂能效和污染物排放的严格管理。在能效要求方面，对新建燃煤机组有强制性的单位电能能源消耗限额，如国家强制性要求《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》(GB21258-2013);对老机组也有提高效率的目标，如《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》(发改能源[2014]2093号)中的要求。对污染物排放要求，有强制性的污染物排放限值要求，如《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中的排放限值已是世界最严，而且一大批燃煤机组还要按照中央有关政府部门和地方政府更严格的要求，开展“超低排放”环保改造，即要求排放烟气中的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度每立方米分别不超过10毫克(有的要求为5毫克)、35毫克、50毫克。在二氧化碳控制要求方面，提出了单位GDP碳排放强度控制要求，颁布了《碳排放权交易管理暂行办法》等。在加强强制性管制的同时，也给予了有力的政策支持，成为促进企业节能减排的主要动力。如通过提高环保电价措施，使环保成本传递到电力用户，目前，燃煤电厂脱硫、脱硝、除尘设施建设达到要求的电厂，上网电价每千瓦时平均提高了约0.027元。为了促进电厂加快治理污染，有的地方政府对于提前完成技改任务的电厂给予一定的资金奖励，并采取奖励发电量指标或者优先上网发电的方式。

机组技术水平不断提高，结构不断优化

一是采用大容量、高参数机组。中国新建机组基本上是60万千瓦及以上超超临界参数的大机组，2014年底中国单机容量为100万千瓦的超超临界机组约100台(2013年底为63台);参数在25~28兆帕600℃/600 ℃的机组得到大规模应用，其中效率最高的上海外高桥第三发电厂2台100万千瓦超超临界机组的实际净效率已达到了44.5%(供电煤耗276克/千瓦时)为世界最高，如果折算到设计工况下净效率可达45.5%。二是不断提高热电联产机组比重，并以热电联产机组替代了大量的散烧供热锅炉。热电联产机组的比例由2000年的13.3%，提高至2013年的28.9%。三是以大机组替代小机组。30万千瓦及以上火电机组比例由1995年27.8%提高至2014年77.7%。四是积极进行现役机组汽轮机的通流改造、烟气余热回收利用、电机变频等节能技术改造，以综合技术提高效率。五是提高劣质煤清洁利用水平，加大循环流化床(CFB)锅炉的技术创新和应用，目前有近100台30万千瓦级的CFB锅炉在投运;2013年中国自主研发的世界首台单机容量最大的60万千瓦的超临界CFB锅炉在四川白马电厂投运。CFB锅炉的效率和环保水平已达到世界先进或领先水平。

通过结构调整、技术创新、科学管理等多方面的措施，中国火电厂平均净效率由1978年的26.1%(发电热效率为28.3%)提高到2014年的38.6%(发电热效率为41%)，即单位供电量燃料消耗率下降了48%(由于在火电机组中90%左右为燃煤机组，火电厂平均效率基本上代表了燃煤电厂的平均效率)，中国燃煤电厂的平均效率达到世界先进水平。

煤电污染物控制水平、资源综合利用水平都显著提高

根据中电联统计分析，主要情况如下：

烟尘控制方面，除尘技术逐步升级为高效电除尘器、袋式除尘器、电袋复合除尘器等，尤其是近两年低温电除尘器等更高效的除尘技术大范围应用。平均除尘效率由1985年的90.6%提高至2014年的99.75%;每千瓦时烟尘排放相应地由1985年的10.5克降至2014年的0.23克。

二氧化硫控制方面，2005年以来的近10年间，电站锅炉脱硫装机比重接近100%，其中烟气脱硫装机比重91.5%(比美国高约30个百分点);每千瓦时排放量由2005年的6.4克降至2014年的1.49克。

氮氧化物控制方面，采用低氮燃烧技术和SCR技术，2010年以后大规模加装SCR装置。截至2014年底，仅5年时间，煤电机组脱硝比例达到82.5%(比美国高约33个百分点);每千瓦时氮氧化物的排放量由2005年的3.6克降至2014年的1.49克。

在烟气汞治理方面，主要是通过除尘、脱硫、脱硝装置协同控制，使排放浓度能够满足排放限值要求。

通过以上控制措施，虽然2014年火电发电量比1980年增长了16倍，但电力烟尘排放量由年排放400万吨下降到98万吨，下降了75.4%;电力二氧化硫排放量从2006年1350万吨的峰值降至620万吨，下降了54.1%;氮氧化物排放量比2011年峰值下降了38.2%。根据达标排放改造要求，2015年还会有大幅度的下降。单位发电量污染物排放量达到世界先进水平。

在固体废物综合利用方面，脱硫石膏产生量由2005年的500万吨增长至最高2013年的7550万吨;综合利用量由50万吨增长至5400万吨左右，综合利用率达到72%。粉煤灰产量从2001年的1.5亿吨到最高2013年的5.5亿吨;利用量从2001年的0.97亿吨到最高2013年的3.8亿吨，综合利用率达到69%。

在电厂节水和废水控制方面，火电发电耗水量从2001年的3.9千克/千瓦时降至2013年的2千克/千瓦时。火电发电废水排放量由2001年的1.31千克/千瓦时降至2013年的0.1千克/千瓦时。

燃煤电厂二氧化碳减排方面取得了有效进展

电厂二氧化碳捕集、利用、埋存的试点取得了成功经验。燃煤或燃气电厂烟气中的二氧化碳捕集能力为3000吨/年到12万吨/年的几个试点项目在运行;二氧化碳埋存的地质调查也做了大量工作;基于工程项目的燃煤电厂富氧燃烧捕集二氧化碳的国际合作研究有效开展。中国通过发展非化石能源、降低煤耗和线损率等措施，以2005年为基准年，2006～2014年，累计减排二氧化碳约60亿吨，2014年单位发电量二氧化碳排放量比2005年降低了19%。根据作者的相关研究，电力二氧化碳减排的贡献见下图。

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