近年来我国火力发电能耗与污染物排放
状况研究
<节能减排大赛社会实践调研类国家三等奖）
设计者：李伟华李精精曹艳楠王泽雷宋玉亮 指导教师：杨志平
一、能源的简况
能源是提供能量的资源，按照获得的方法可以分为一次能源，二次能源。一次能源是从自然界取得的未经加工的能源，例如水能，原煤，原油、天然气等；一次能源经过加工、转换得到的电力、各种石油制品、焦炭等称为二次能源。 我国一次能源消费以煤为主，开采量从2000年生产总量的12.9亿吨标准煤到2008年的25亿吨标准煤，产量是2000年的1.99倍。目前我国已经成为全球第二大能源生产国。 二、我国电力发展状况
1．装机容量的发展
2000年以来我国的电力事业飞速发展，新增装机容量不断扩大，火电、水电、核电以及风电装机容量都有大幅度的提升。数据详见表0-1： 表0-1 不同类型装机容量统计表单位：万千瓦
装机容量 电力总装机容量 火电装机 容量 水电装机 容量 2000 2003 2005 2006 2007 2008 31932 39140.78 50841 62200 72329 79252 23753 28977.09 39137.56 48406 55442 60132 7934 9489.62 11738.79 12857 14526 17100 个人资料整理 仅限学习使用
风电装机 容量 核电装机 容量 34.5 56.7 126 384 1300 1324.22 210 636.4 684.6 684.6 897 897
2.发电量的变化
随着装机容量的增加，发电量也有大幅度的提升，尤其是火电发电量一直在发电量中占重要地位，近十年的我国发电量统计如表0-2所示：
表0-2 近十年发电量统计表单位：亿千瓦时
年份 2000 2003 19080 2004 21870 2005 24747 20077 3963.96 530.8 16.13 2006 28344 23573 4167 543 27 2007 32664 27202.7 4738.93 628.73 56 2008 34334 27793 5633 684 128 全口径发电量 13685 火电发电量 水电发电量 核电发电量 风电发电量 11079 15789.66 18073 2813.5 438.54 16 3380 501 16 进入21世纪以来，我国火力发电量增速进一步加快，除2001年增速8.72%外，2002～2007年火力发电量均保持了10%以上的增长速度，其中2003年达到16.77%的历史最高记录，2007年到达15.39%，2008年火力发电量增速有所下降为2.17%，这是由于我国开始重视新能源的发展，优化电源结构，选择各种具有更高经济性和环保效益的发电新方式，并最大限度地降低因煤电引起的环境污染，但是火电仍占领主导地位。 建国以来，火电占总发电量的比重一直在75%以上，从1995年到2008年以来，更是保持在80%以上。预计未来3～5年，我国以煤炭发电为主的电源结构将保持不变。 三、我国火力发电的能耗和污染物排放状况
3.1火力发电消费煤炭与全社会消费煤炭的比较及其所占比重的变化趋势
火力发电是我国的能耗大户，虽然火电供电煤耗近年来一直处于下降趋势<见表0—3），但2000年以来我国的火力发电煤炭消费仍占全社会煤炭消费的50%左右<见表0-4），我国火力发电的供电煤耗与先进国家相比还是偏高，平均要高50g/(kW·h）左右<见表0-5）。 1．火力发电消费煤炭与全社会消费煤炭的比较及其所占比重的变化趋势
表0-3 近年来机组的供电煤耗单位 g/(kW·h> 年份 供电标煤耗 2000 392 2003 380 2004 376 2005 370 2006 367 2007 357 2008 349 个人资料整理 仅限学习使用
400390380370360350340330320
2000
2003
2004
2005
2006
2007
2008
供电煤耗（g/kWh）
图0-1 近年来供电煤耗的大体趋势
从图0-1中我们明显看出21世纪以来我国火电事业在能源减排中所取得成就：供电煤耗总体呈现下降趋势，且从2000年的392g/(kW·h>下降到2008年的349g/(kW·h>平均每生产1kW·h的电可以节约43g标准煤，若按照2008年的年发电量来计算，我国在2008年可以节省1.48亿吨标准煤，由附表可知我国08年电力行业发电用原煤为13.4亿吨，节省的原煤可占总消耗量的11.04%，用这些节省的原煤明年又可以发出相当于今年发出10%的发电量。 表0-4 电煤消费量及所占比重变化表
年份 1980 1990 1995 1998 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 全国煤炭消费 <万吨） 60980 105523 137677 129492 124537 123331 136956 141000 187000 214000 232500 268300 279300 发电用煤 <万吨） 11150.3 27137.4 45081 52650 60728.6 67512 71028.6 84950.3 96000 108000 120000 128070 134000 电煤占煤炭消费 的比重<%） 18.27 25.72 32.74 40.66 48.76 54.74 51.86 60.25 51.33 50.43 51.61 47.73 47.98 表0-5 我国与世界各国供电煤耗比较单位：g/(kW·h>
年份 1999 中国 399 意大利 310 美国 379 俄罗斯 341 日本 317 德国 309 英国 343 法国 310 个人资料整理 仅限学习使用
2000 2001 2002 2003 2004 392 385 383 380 379 315 310 309 303 303 379 377 371 367 367 341 338 337 336 334 316 314 312 299 300 309 300 296 303 306 339 343 338 337 339 306 301 302 298 297 3.2火力发电污染物排放与全社会污染物排放的比较
从表0-6可见，我国火电的二氧化硫排放量和烟尘排放量分别占全国的三分之一左右，对节能减排工作的效果，起着关键的作用。 表0-6 火力发电污染物排放及所占比例 年份 2001 2002 2003 2004 2005 2006 年份 2001 2002 2003 2004 2005 2006 二氧化硫排放合计 <万吨） 1995.1 1947.8 1926.6 2158.7 2254.9 2549.3 烟尘排放合计 <万吨） 1165.4 1069.8 1012.7 1048.7 1095 1182.5 火电二氧化硫排放 <万吨） 696.3 654 665.8 802.6 929.3 795.8 火电烟尘排放 <万吨） 306.7 289.7 292.4 312.8 320.2 360 火电二氧化硫排放 所占比例<%） 34.9005062 33.5763425 34.5582892 37.1797841 41.2124706 31.2164123 火电烟尘排放 所占比例<%） 26.3171443 27.079828 28.873309 29.8274054 29.2420091 30.4439746 节能减排：减少能源浪费和降低污染物排放。我国“十一五”规划纲要明确提出，“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20％左右、主要污染物排放总量减少10％。因此，我们必须重视火电厂能耗和污染物排放的分析研究，为我国节能减排目标的实现做出贡献。 个人资料整理 仅限学习使用
3.3节能减排的初效
目前，我国电力工业能耗及排放水平与国际先进水平还有一定差距,差距同时意味着蕴含潜力。以2007年的数据测算,如果供电煤耗、厂用电率、线损率均达到国际先进水平,则可分别节约4491、1730、668万t标煤,三项合计每年可以节约6889万t标煤,在节约能源的同时, 还可以减排二氧化硫138万t、二氧化碳1.77亿t。 2008年，新增火电装机容量4690万千瓦，全年关停小火电机组1669万千瓦，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗已达349克／千瓦时，比上年降低7克／千瓦时；火电烟气脱硫机组容量已超过到3.6亿千瓦，约占煤电机组容量的65％左右。不难看出电力行业节能减排工作为全国节能减排做出了巨大贡献，尤其是二氧化硫的减排做出了决定性贡献。因此我们有理由相信电力事业的节能减排对解决我国人均资源占有量小的问题有着举足轻重的意义.
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四、供热机组的节能减排分析
4.1供热机组的优越性
供热机组主要用于热电联产，供热机组蒸汽先发电后供热，热效率大为提高，从上世纪20年代前苏联正式将其用于热电联产以来，在世界各地都得到了长足的发展。大型火力发电厂的理论热效率是41%，实际运行时只有36%—39%，而供热机组一般都大于45%，甚至可以达到60%，如果采用热电冷系统，其效率可达90%，节能效果明显，因此坚持建设大容量供热机组、改造小容量凝汽式机组为供热机组不仅是优化我国电源结构的重要发展方向，也是提高能源利用效率的重要手段。
4.1.1发展供热机组的必要性分析
1．节能
国际上一致认为，建设供热机组实行热电联产是提高火电厂效率最有效的途径，热电联产后，发电部分的热效率可以提高到80%以上，煤耗约150g/ kW·h,以我国河南沁北电厂600MW超临界机组煤耗约300g/ kW·h为例，是热电联产的两倍，而2008年全国煤耗的平均水平是349g/ kW·h左右。同时用高效率、大容量的供热机组代替效率低、容量小的机组，扣除管网热损失可节省燃料20%左右，对中高压机组煤耗可降低50%，经济效益明显。 2．环保
采用供热机组实行热电联产后，主要污染物的排放均优于国家标准<见表2-1）。我国现在的工业和民用锅炉约53.67万台平均容量3t/h，实际运行效率约30%-60%，若以热效率为80%-90%的热电厂锅炉代替，按每年增长3100MW供热机组容量计算，每年可节约288万吨标准煤，减少CO2排放755万吨，减少二氧化硫排放5.76万吨。到2020年，我国供热机组将达3亿KW，年节约煤2亿吨，减少二氧化硫排放400多万吨，减少CO2排放7.8亿吨，将为能源节约、环境保护、经济和社会发展做出巨大贡献。
表1-1 采用供热机组实行热电联产后污染物排放情况
污染物 二氧化硫 NOX 烟尘 脱硫、脱氮、除尘效率<%） 97.1 95 99.92 排放浓度 4.2供热机组在我国发展状况及趋势分析 4.2.1供热机组在我国的发展现状 1．近年来供热机组在国内的发展 个人资料整理 仅限学习使用 表1-2 2001-2005年全国6000及以上供热机组容量变化 年份 2001 2002 2003 4369 15.08 2004 4814 14.82 2005 6981 20.58 6000kw及以上供热 3148.21 3743 机组容量<万千瓦） 占火电装机总量的百12.44 14.09 分比(%> 2．我国供热机组所占比例与其它国家比较 各国供热机组所占比例供热机组所占比例（%）6050比例（%）403020100中国巴西奥地利卢森堡俄罗斯芬兰荷兰丹麦国家 图1-1 各国供热机组所占比例 分析表1-2、图1-1，我们看到近年来我国供热机组的比例容量呈增加趋势，但同其他国家相比，供热机组的比例还是偏低，特别是一些纬度和我国差不多的国家，供热机组的比例明显高于我国，可见我国供热机组的发展是相对滞后的。我国北方大部地区比较寒冷，且寒冷天气持续时间较长，完全有条件进一步提高供热机组的比重。 4.2.2供热机组在我国的发展趋势分析 由于供热机组本身节能和减排的优势，要优化我国电力行业结构，上大压小势在必行。因此，一些中小火电厂，为了生存，同时利用电厂处于市区或市区近郊的有利条件，发挥锅炉、汽轮机尚可利用的潜力以及原有的工程技术人员的能力，可以将凝汽式机组改为供热机组，为供热机组的改造提供了巨大的空间。 下面具体分析供热机组改装的必要性和可行性。 表1-3 不同类型汽轮机组的热能利用 机组类型炉及辅机损失 <%） 凝汽式 背压式 抽汽式 15 15 15 电能输出热能输出<%） <%） 45 40 — — 30 55 0-45 30-40 0-50 表1-4 凝汽式机组改造为供热机组能耗分析 排汽热损失<%） 热能利用率<%） 40 85 40-85 容量 直接空冷机组在我国西部富煤贫水地区应用比较集中。该地区气候问题的存在使得直接空冷机组的运行经济性与同类型湿冷机组相比存在一定的差距主要表现为供电煤耗偏高,真空低,汽轮机热耗高。但是空冷机组的优越性也是不容忽视的。 现在以2006年内蒙古某一电厂600MW等级直接空冷机组与湿冷机组运行的主要技术经济指标的分析比较来加以说明。 表2-1内蒙古某电厂600MW直接空冷机组与湿冷机组运行的主要技术经济指标 湿冷1# 湿冷2# 空冷空冷2# 1# 344 346.6 5.03 4.98 8856 8824 372.5 71 湿冷平均 336.6 5.5 8612 -- -- 空冷平均 供电煤耗(g/(kW·h>> 334.2 339 345.3 厂用电率<%） 5.45 5.54 5.0 汽轮机热耗 空冷机组比湿冷机组汽轮机燃耗高228kJ/ kW·h <4）空冷机组比同类型的湿冷机组每台节水498×10ˆ4t每小时节水551t ,比湿冷机组节水72.2 %。 可见空冷技术节水性能优越，并且在降低发电煤耗的方向有很大的发展空间，下面对此分别讨论。 5.1水耗 1、不同等级机组不同冷却方式水耗及耗水量分析 在统计了2003年来近100个火电工程(包括已运行、国家环保总局已批复、国家环保总局待批复的工程>后,对不同等级、不同冷却方式的典型机组水耗情况进行了统计分析,结果见表2-2： 表2-2 不同等级机组不同冷却方式水耗及耗水量统计表 机组等级 湿冷机组 空冷机组 海水冷却 个人资料整理 仅限学习使用 直接空冷 300 MW 范围 0.609～0.813 0.084～0.195 水耗 均值 0.681 0.125 耗水量 范围 0.332～0.485 0.051～0.103 均值 0.449 0.478～0.654 0.559 0.573～0.785 0.672 0.596 0.596 1.192 1.192 0.082 0.107～0.159 0.119 0.128～0.191 0.143 0.165 0.165 0.330 0.330 间接空冷 0.161～0.169 0.090～0.100 0.165 0.092～0.106 0.099 0.120 0.120 0.144 0.144 0.168 0.168 0.335 0.335 0.095 0.063～0.070 0.067 0.095～0.103 0.099 0.113～0.125 0.119 0.094～0.098 0.096 0.188～0.195 0.192 600 MW 范围 水耗 均值 耗水量 范围 均值 1000 MW 范围 水耗 均值 耗水量 范围 均值 注: 1）统计资料来源于国家环境保护总局环境工程评估中心。 2）单位：水耗/m3·(GW·s>–1 耗水量(2 ×n MW>/m3·s-1 从统计结果分析可以得出如下结论: (1>空冷机组水耗指标是湿冷机组水耗指标的1/3.5～1/5之间； (2> 机组规模越小,空冷机组节水能力相对越强；由表2-2可以得到: 300 MW的空冷机组的水耗指标约是常规机组的1/5；600MW的空冷机组的水耗指标约是常规机组的1/4.5；1000MW的空冷机组的水耗指标约是常规机组的1/3.5； (3> 空冷机组中,直接空冷比间接空冷节水；由表2-2可以得到: 300 MW直接空冷机组与间接空冷的水耗指标比约为0.76；600 MW直接空冷机组与间接空冷的水耗指标比约为0.991；1000MW直接空冷机组与间接空冷的水耗指标比约为0.98； (4> 随着机组规模的增大,直接空冷与间接空冷的节水能力基本区别不大； (5>海水冷却比空冷机组耗水还要小比例约为3∕4。 1.41.210.80.60.40.20 300MW级 湿冷机组600MW级 直接空冷 1000MW级 间接空冷海水冷却 图2-1不同容量机组水耗比较单位:m3·(GW·s>–1 个人资料整理 仅限学习使用 5.2煤耗 空冷系统虽然节水效果较好, 但由于其高背压和现有冷却水塔冷却面积所限, 夏季会造成出力的限制。另外, 空冷机组一次性投资较高, 发电标准煤耗较高, 夏季也要限制机组出力。对于大容量机组不能采用汽气动给水泵, 厂用电率高, 故虽然空冷机组节水能力强, 但全年都在不经济的背压下运行, 造成很大能源浪费, 经济性不高, 效率低, 发电煤耗较水冷机组高12 g/(kW·h>左右, 燃料用量的增加, 使空气中二氧化硫、氮氧化物、漂尘及二氧化碳含量相应增加。 1、不同等级机组不同冷却方式发电标煤耗分析 由于不同地区的煤质不同,本文仅对平均煤耗进行比较。对近100个火电工程的发电标煤耗均值进行了统计分析(其中热电联产工程没有考虑供热煤耗>，结果见表2-3。 表2-3 不同等级机组不同冷却方式发电标煤耗均值统计表单位： g/(kW·h> 机组等级 300 MW级 600 MW级 1000 MW级 湿冷机组 直接空冷 空冷机组 间接空冷 285.3 291.8 280 平均值 289.6 294.4 282 299 279 279 海水冷却 279.3 277.3 273 293.9 297 284 注: 1> 统计资料来源于国家环境保护总局环境工程评估中心。 从统计结果分析可以得出如下结论: (1> 空冷机组平均发电煤耗较湿冷机组煤耗高3.3%～6.2%。由表2-3可以得到：300MW的空冷机组的平均煤耗较湿冷机组煤耗高3.7%；600MW的空冷机组的平均煤耗较湿冷机组煤耗高6.2%；1000MW的空冷机组的平均煤耗较湿冷机组煤耗高3.3%； 300295290285280275270265260 湿冷机组300MW级600MW级 空冷机组1000MW级 海水冷却 图2-2不同级别不同冷却方式机组煤耗比较图单位： g/(kW·h> (2> 同等级机组的直接空冷煤耗要高于间接空冷机组煤耗由表2-3可以得到: 300 MW的直接空冷机组的煤耗较间接空冷机组煤耗高2.9%；600MW的直接空冷机组的煤耗较间接空冷机组 个人资料整理 仅限学习使用 煤耗高1.8%；1000MW的直接空冷机组的煤耗较间接空冷机组煤耗高1.4%； (3> 海水冷却方式与其余两种冷却方式的煤耗没有较强的相关性,原因是海水冷却的部分热量转化为对温排水的影响。 5.3超临界空冷机组的优势 由于全世界水和煤炭资源的持续紧张,超临界空冷机组前景看好。超临界空冷机组以其节煤、节水和有利环保的三大优势,可应用于世界各地。 1、超临界空冷和亚临界空冷的比较。 7654321016.7MPa24.2MPa31.1MPa 效率提高百分比 % 图2-3 蒸汽参数和机组效率的关系图 对超临界空冷和亚临界空冷进行了比较(以600 MW为例> 得到了初步结论: (1> 超临界参数(24.2 MPa/ 566 ℃/ 566 ℃> 与亚临界参数(16.7 MPa/ 538 ℃/ 538 ℃> 相比,热耗降低3.2 个百分点。 (2> 相同环境条件下,超临界机组比亚临界机组热耗降低了257 kJ / kW·h。取锅炉效率0.93、管道效率0.99 ,年运行小时数按5500 h计算,每年节约标准煤31490 t标准煤。按每吨标准煤500元计算,每年节约燃料费为1574.5万元。 (3> 三大主机投资,超临界比亚临界增加1.5 亿元/ 台。按每年节约燃料费1574.5万元计算,9.5 年可回收增加的投资。 (4>若把参数由超临界提高到超超临界(25 MPa/600 ℃/ 600 ℃> ,机组热耗将进一步降低约2.2 %。三大主机总投资增加约2.5 亿元/ 台,回收年限约9.5年左右。机组的寿命按40 年计算,在寿命的后30 年中,参数高的机组将获得更大的利润。 600/610593/593566/593566/566538/566538/538 个人资料整理 仅限学习使用 六、上大压小优化结构 6.1不同容量机组数据比较 6.1.1不同容量机组经济性比较 国家实施上大压小政策，其原因在于大机组无论在结构上还是性能上都远远优于小机组。不同容量机组的发电煤耗、厂用电率及供电煤耗见表4-1。 表3-1 不同容量火电机组单位发电和供电煤耗比较 机组容量 MW 12 25 50 100 125 300 600 1000 发电煤耗 g/ 8765432102005年2006年2007年2008年线损率（%）厂用电率（%）供电煤耗（百克每千瓦时）图3-1 2005至2008我国电厂部分指标变化 其实“节能”与“减排”是相统一的，单就机组容量大小来说，从表3-1已经看出，小机组的耗煤量要明显高于大容量机组，自然在发相同电量的条件下，小机组要燃烧更多的煤，也就会排放出更多的二氧化碳、二氧化硫以及氮氧化物。从表一看出，小机组比大机组的耗煤量多30%～50%，即小机组的二氧化碳，二氧化硫和氮氧化物排放量至少比大机组多30%～50%。因为电厂污染物的排放不仅仅与机组大小有关系，更与燃烧技术及污染物处理技术有关，因此年度二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物的排放量不能明确反映关停小机组对污染物排放水平下降的成效。 6.1.3 2006年全国电力装机比例 我们再来重点分析一下2006年的数据。2006年全国总装机容量6.22亿千瓦，其中火电总装机容量4.84亿千瓦，占全国总装机容量的77.4%，10万千瓦及以下的小火电总装机容量1.15亿千瓦，占全国火电装机容量的23.8%<见图3-2）。从表3-1中我们已经知道，发同样的电量，小机组比大机组在节约能源方面存在巨大的劣势。从图3-2中，我们可以看出我国近阶段小机组占有率仍然过大，电力结构<容量方面）不够合理，亟待上大压小。 图3-2 另外，在污染物排放方面，以2006年为例，小火电机组排放二氧化硫和烟尘排放量分别 个人资料整理 仅限学习使用 占电力行业总排放量的35%和52%。若小机组全部能由大机组代替，一年可节能9000万吨标煤，相应减少排放氧化硫220万吨，少排放二氧化碳2.2亿吨，分别占2006年电力工业排放总量的16.6%和10%。 6.2近年来小机组关停进展与成效 2006年至2008年我国关闭的小机组数据统计见表3-2： 表3-2 “十一五”前三年全国小机组关闭情况统计 年份 全国关停小机组总容量<万千瓦） 2006 121.2 2007 1438 2008 1669 2006年至2008年，累计关停小火电机组3421万千瓦，完成“十一五”目标的5000万千瓦的68.40%. 6.2.1小机组容量百分比 2005年到2008年全国10万千瓦及以下机组总容量与占全国火电机组的百分比见表3-3： 表3-3 2005年到2008年全国存在小机组情况<10千瓦以下） 年份 全国机组总容量 <万千瓦） 全国火电机组总容量<万千瓦） 2005 51718.5 39137.6 2006 62200 48406 2007 71329 55442 2008 79253 60132 全国小火电机组总容量10100 11500 10400 8780 <万千瓦） 小机组容量占全国火电25.8 23.8 18.8 14.6 机组百分数<%） 根据表3-3做出折线变化趋势图，从以下变化趋势图更能看出最近四年来我国小火电关闭的力度。 90080070060050040030020010002005全国机组总容量全国小火电机组总容量200620072008全国火电机组总容量小机组占火电百分数图3-3 2005到2008年我国机组容量变化状况 从图3-3可以看出全国总机组容量和全国火电机组总容量一直呈稳步上升的趋势，小火电机组总容量及其所占的比例总的呈下降趋势，并且在2006至2008年下降的速度逐步加快。从中我们可以看出我国的电力结构正逐步改善，并且改善的速度逐步加快，这也反映了我国对关停小机组的工作力度与认识深度越来越深刻。 个人资料整理 仅限学习使用 6.3大机组建设情况及分析 所谓上大压小就是要关停小机，组建大机组。即一方面尽力关停小机组，另一方面积极建设大机组。 以石洞口二厂1#、2# 600MW超临界机组和北仑电厂1#、2# 600MW亚临界机组、平圩电厂1#、2# 600MW亚临界机组的发电煤耗与供电煤耗为例，并将之与2007年度全国发电煤耗与供电煤耗作比较<见表3-4）。 表3-4 部分600MW机组发电煤耗与供电煤耗比较 工程/g·(kw-1 ·h>超临界亚临界机组 机组 石洞口北仑电二厂1# 厂1# 301 314 299 308 324 307 亚临界机组 北仑电厂2# 314 328 313 亚临界机组 平圩电厂1# 336 354 333 亚临界机组 平圩电厂2# 337 355 336 2007年全国总体数据 年份 平均 发电煤耗 1998 供电煤耗 发电煤耗 1999 供电煤耗 319.2 335 317.6 334 357 334 311 322 324 351 354 332.4 357 从表3-4可以看出，早在1998年大机组的发电煤耗与供电煤耗就已经低于2007年全国发电煤耗与供电煤耗的平均水平了，这就明显说明了，大机组在节能减排发面有巨大的优势，有着不可替代的作用。 表3-5 600WM超临界和亚临界机组的热耗率及二氧化碳排放量比较 循环参数 16.7MPa，538/538℃ 24.2MPa，538/538℃ 24.2MPa，538/566℃ 热耗率降低/% 1 1.8 2.5 二氧化碳排放量减少/% 1 7 10 注：16.7MPa，538/538℃的机组作为基本，取其热耗率与二氧化碳排放量为“1”。 综上所述，超临界循环的主要作用是提高整个电厂的热效率，因而减少了单位发电量的燃料消耗。由于供电煤耗的降低，使得在获取相同电能的情况下，电厂对环境的污染减少，在降低燃料成本的同时，这也是燃煤电厂减少二氧化碳排放的现实有效的方法。这一点对电力发展有十分重要的战略意义。以现代化、先进的、效率约45%的超临界机组代替一般现有的、效率较低的亚临界燃煤机组，可使每kW·h 发电量的二氧化碳排放减少约15%。同样，所有其他污染物如氮氧化物和二氧化硫的排放均随燃料消耗的减少而成比例地降低。 6.4国家既定目标 在我国，优化产业结构的工作正有条不紊的进行，国家也制订了火电结构优化和技术升级的目标。 表3-6 预测2018到2030年中国火电平均煤耗 个人资料整理 仅限学习使用 年份 测算值 目标值 2018 342.7 345 2020 332.4 337 2030 321.4 327 表3-7 未来20年节煤效果 年度区间 标准煤/亿吨 2018到2018 3.55 2018到2020 5.08 2021到2030 14.77 表3-8 全国二氧化硫减排控制目标<万吨/年） 年份 减排方案 排放控制目标 自然排放量 2018 764 801 1384 2018 715 801 1596 2020 730 801 1778 2030 774 801 2290 节能减排的工作任重道远，上大压小只是其中一种方式，为了达到并力争超额完成国家指定的目标，我们必须从结构优化、技术改进、政策扶持等多方面入手，多管齐下，为建设和谐社会不懈努力。 七、火电厂污染物排放对机组能耗的影响 火电厂的污染物排放一直是影响环境的重大问题，分析污染物的种类，寻求综合治理办法对节能减排有很大意义。 7.1污染物的排放分析 火电厂在环境污染方面责无旁贷,在提倡节能减排的今天,火电厂的污染物排放和综合治理无疑是节能减排工作的重中之重。下面是2007年火电厂的污染物排放情况： 表4-1 2007年燃煤电厂污染物排放量 排入大气 排入地面 排入水体 排放工程 烟尘 硫化物 氮氧化物 二氧化碳 灰渣 石膏 废水 总排放<万350 1200 884 214970 10379 1700 190450 t/a） 单位排放 <1）烟尘排放 <2）硫化物排放 个人资料整理 仅限学习使用 我国煤炭中低硫煤居多,东北地区煤中硫的质量分数最低,平均值为0.54%,西南地区2.13% ,硫的质量分数最高。国内煤种中硫的质量分数平均为1.08%。2007年全国火电厂二氧化硫平均排放绩效4.4g/(kWh> ,二氧化硫排放总量2468.1万t/年,其中,每年有1268.1万t二氧化硫采用脱硫方式；实际向大气排放量为1 200 万t/年, 排放比例约为48.6%。 <3）氮氧化物排放 <4）二氧化碳排放 按照2007年的电力统计数据,燃煤中碳的质量分数以65%计算,则全国年发电向大气排出21.497亿t二氧化碳。 7.1.2向地面的排放分类 <1）灰、渣排放 2007年全年共排放灰、渣总量3.5369亿t, 按照比例其中渣量0.354亿t, 灰量3.1832亿t。其中灰分大部分被综合利用,综合利用量2.1073亿t,堆弃于灰渣场1.0379亿t,其余以灰尘形式向空中排放。 <2）脱硫副产品 2007年全国火电厂采用石灰石- 石膏湿法等工艺烟气脱硫,约产生副产品石膏1700万t,相当于消耗二氧化硫总量800万t/年 7.1.3向水体中的排放 2007年全国火力发电耗水量2.9kg/(kW·h>,废水排放绩效指标为0.7kg/(kW·h>,全国火力发电总耗水量为78.9亿t/年,废水排放总量19.045亿t,单位发电量用水2900g/(kW·h>,单位发电量排放废水量700g/(kW·h>。 7.1.4热量的排放 2007年全国年发电燃煤释放出总热量为26.473 ×10^15kJ/年,其中以电的形式发出9.7945×10^15kJ/年,进入水体4.0128×10^15kJ/年,进入大气中12.666×10^15kJ/年,相当于单位发电量排出热量9730kJ/(kW·h> 。 大机组无论在效率和环保方面都是优于小机组的，所以采用大机组对减少污染物的排放有很大帮助。为了更清楚的说明这个问题，现在我们就对不同状态的机组作以下对比。 表4-2 600MW机组年污染物总排放量<万t/a） 二氧化工程 烟尘 灰渣 硫化物 石膏 氮氧化物 废水 碳 亚临界 0. 131 6 29. 123 0. 251 4 7. 098 2. 56 210. 8 248. 9 超临界 0. 123 9 27. 405 0. 236 6 6. 679 2. 41 210. 8 234. 2 超超临界 0. 1218 26. 952 0. 2327 6. 569 2. 37 210. 8 230. 4 注:亚临界状态下排放的热量为13.64 ×10^12 kJ/a；超临界状态下排放的量为12. 84 ×10^12 kJ/a；超超临界状态下排放的热量为12. 63 ×10^12 kJ/a。 7.2火电厂烟气脱硫 7.2.1电力工业二氧化硫排放与污染状况 近十年工业的飞速发展，使我国目前的二氧化硫年排放总量已经大大超出了环境自净能力，2000年-2007年二氧化硫排放情况见表4-3。 表4-3 近年来二氧化硫排放状况 总量<万吨） 全国二氧化硫排放总量 电力行业排放二氧化2000 1995 810 2003 2185.7 1000 2004 2255 1200 2005 2549 1300 2006 2589 1350 2007 2468.1 1283.4 个人资料整理 仅限学习使用 硫总量 由表4-3可知，2003年以后我国电力行业排放的二氧化硫一直在全国二氧化硫排放总量的50%左右，但2007年全国二氧化硫排放较前几年有明显的下降，电力行业二氧化硫的减排成效显著，在火力发电增长18.3%,的情况下，二氧化硫排放量同比下降了5.2%，减小了其他行业的二氧化硫排放量，预计在2018年我国的二氧化硫排放量将减少10%。 6050403020100200020032004200520062007电力行业排放SO2总量占全国排放总量的比例（%）图4-1 电力行业排放二氧化硫总量占全国排放总量比例的变化 目前我国环境污染的现状严峻:世界三大酸雨区之一就在我国长江以南地区,而全国酸雨面积占国土的30%；我国是世界二氧化碳第二大排放国,二氧化硫的排放已是世界第一，二氧化硫排放量的进一步增加，使得消减和控制火电厂燃煤二氧化硫的污染成为我国能源和环境保护部门面临的严峻挑战. 7.2.2电力行业采用的主要脱硫技术及经济性分析 随着人们对环境问题的日益重视,火电厂脱硫技术得到了迅速发展，其向环境中排放的二氧化硫也日趋下降。 1、火电厂二氧化硫的排放量计算 二氧化硫的排放量可以按实际监测或物料衡算法计算，由于火力发电厂烟气监测装置的应用并没有普及，因此大多采用物料平衡方法进行计算： G二氧化硫＝2*B*F*S*<1－N二氧化硫）<1） 式中 G二氧化硫——二氧化硫排放量，kg； B ——耗煤量，kg； F——煤中硫转化成二氧化硫的转化率<火力发电厂锅炉取0.90；工业锅炉、炉窑取0.85；营业性炉灶取0.80）； S——煤中的全硫份含量，％； N二氧化硫——脱硫效率，％，若未采用脱硫装置，N二氧化硫＝0。 由此可见，此计算方法涉及燃煤的重量 火电厂是二氧化硫排放大户,因此火电厂实行烟气脱硫( Flue Gas Desulfurization ,简称FGD>是目前燃煤电厂控制二氧化硫气体排放最有效和应用最广的技术。其中最广泛使用的烟气脱硫技术如表4-4所示： 表4-4 不同烟气脱硫技术比较 工程 脱硫效率<%） 一次投资<元/千瓦） 脱除二氧化硫运行成本<元/吨） 石灰石-石膏湿法 90-97 750-1030 900-1250 旋转喷雾干燥法 80-85 690 750-1050 电子束发 ≥80 450-620 800-1100 简易湿法 80-90 800 850-1100 海水脱硫 ≥90 720 较低 磷铵肥法 95 760 1400-2000 循环流化床 比常规技术高约80-95 较低 3 表4-5 (以单台锅炉计,烟气量:标准231 828/ [m·(h·台> - 1 ] 脱硫工艺 石灰石/石膏法 喷雾干法 CFB-FGD 总投资/万元 单位投资<元/kw） 石灰石 石灰 电力 年运行 费用 工业用水 <万元） 人员工资 维护管理 小计 脱硫成本 表4-6 不同容量机组经济技术指标 个人资料整理 仅限学习使用 锅炉容量<吨/小时） 总投资/万元 消石灰粉 电能 年运行费用 <万元） 工业用水 人员工资 管理费用 小计 单位运行费用<元/小时） 二氧化硫年均脱硫成本<元/千克） 注：以单台锅炉计,仅包括脱硫费用 35 130.5 30.7 15.7 1.64 2 8 58.64 88.1 1.15 130 123 122.4 47.3 2.96 2 40 215.26 311.8 0.95 220 1128 163.8 97 4.86 3 85 353.66 509.5 0.81 图4-2 不同容量机组总投资和年运行费 从技术经济分析结果比较中可以发现,锅炉容量越大,由于处理的烟气量增大,总投资也必然增大,但均化的脱硫成本却降低。从表4-6知在运行成本中脱硫剂和电耗是最大的部分,因此在考虑降低成本时应重点从此着手,如有其它废物料(如电石渣等> 可代替消石灰作脱硫剂,则脱硫成本将更会降低。 7.2.4机组能耗 1、有无脱硫对机组供电煤耗的影响 有脱硫装置的机组比没有脱硫装置的机组每发1kW·h的电小容量机组<300MW以下）要多消耗7克标准煤左右，其所需要的供电煤耗在年均供电煤耗之上，是造成我国供电煤耗数值较大的原因；300MW及其以上的机组要多消耗5克标准煤左右，可见机组容量越小发同样的电量所消耗的标准煤越多，对于超临界的机组供电煤耗要远小于亚临界机组的供电煤耗。因此，大容量机组的普及可以使我国电力行业减小一次能源中煤的消耗。 根据相关的理论我国规定了不同容量的有无脱硫装置机组在供电煤耗方面的煤耗指标基准值： 表4-7 供电煤耗指标基准值 个人资料整理 仅限学习使用 供电煤耗<无脱硫）指 标基准值 单位：克/千瓦时 100 MW等级机组 <100MW-115MW） 125 MW等级机组 <120MW-160MW） 200 MW等级机组 <200MW-250MW） 300 MW等级机组国产<300MW-350MW） 300 MW等级机组进口<300MW-350MW） 600 MW等级及以上机组 <国产亚临界） 600 MW等级及以上机组 <进口亚临界） 600 MW等级及以上机组 <超临界） 1000 MW等级及以上机组 <超超临界） 378 359 348 334 325 326 供电煤耗<有脱硫）指标基准 值 单位：克/千瓦时 385 366 355 339 330 331 机组 323 319 308 328 324 313 注：国产机组是指由国内制造厂商生产、提供的产品，包括国产引进型。 2、烟气脱硫机组效益 烟气脱硫机组是我国火电机组的发展方向，大力发展脱硫技术，从根本上解决排放到大气中的二氧化硫的来源，缓解我国环境的压力，是我国刻不容缓的大计，脱硫问题在向我们提出挑战的同时也给经济发展带来了契机,按脱硫设备国产化后脱硫成本每1kW火电装机投资300元计算，若目前6.0132亿kW火电装机中的70 %安装脱硫设备,则所需资金是1262.8亿元,若在30年内这些资金全部到位,平均每年的脱硫投入是42.1亿元。这样的巨额投入,会促使我国的环保产业高速发展,脱硫问题解决之时也就是环保产业强大之日,届时我国的脱硫技术和设备将达到世界一流水平。 能源工业是国民经济的支柱和基础,一个充分、稳定的能源供给是整个社会经济可持续发展的基本条件。目前的状况是,一方面我国的能源消耗总量虽已达到世界前列,但人均水平还很低,能源工业需进一步大力发展。另一方面,能源利用效率低,排放污染严重。 我国20％节能降耗的目标，其中30％到40％是可以通过技术和管理手段来实现的，但是有60％、70％依然需要通过结构性的调整来实现。以上是我们小组对火电厂就结构节能方面所做的研究。研究表明：应加大关停力度，深入推进上大压小，此外要积极发展可再生能源，提高高效清洁发电机组装机比例；大力发展高参数、大容量、高效率的超临界、超超临界发电机组，并适当补充分布式能源； 在水资源匮乏地区，大力发展空冷技术；为了提高热效率，建设供热机组实行热电联产是最有效的途径。 个人资料整理 仅限学习使用 名称 中国一次能源生 产总量 中国原煤产量 中国原油产量 单位 亿吨 2000 12.9 9.89 1.061 183.1 17.994 61.4 5.9 41.72 60.85 32.23 2003 11.89 1.721 344 22.693 73.6 8.5 43.8 50 34.37 2004 18.46 19.97 1.75 408 24.725 69.0 9.985 40.38 44070 32490 5055 10826 74.6 684.60 21870 3380 18073 501 82.63 2005 20.6 21.9 1.81 499.5 22.2 68.7 11.1 42.5 51 50 50841 33913.756 7479.75 11738.79 126 684.6 24747 3963.96 20077 530.88 81.13 2006 22.1 23.25 1.837 595 24.6 69.4 12 52.15 45.37 62200 48406 10650 12857 384 785 28344 4167 23573 543 83.17 2007 23.7 26.83 1.86 692.3 26.5 76.6 12.807 44.12 56.66 51.83 71329 55442 14526 1300 897 32644 4738.93 27202.7 628.73 83.33 2008 25 27.93 1.9 760.8 26 13.4 51.54 79252 60132 7.93 17100 1324.22 897 34334 5633 27793 684 80.95 亿吨 亿吨 亿立方 中国天然气产量 M 中国一次能源消亿吨标 费总量 准煤 煤炭在一次能源 % 消费中的比重 发电用原煤 亿吨 电力消费能源占 % 一次能源的比例 发电用煤占煤炭 % 消费总量 发电用煤占一次能源消费总量 % 电力总装机容量 万千瓦 31932 火电装机容量 新增装机容量 水电装机容量 风电装机容量 核电装机容量 全口径发电量 水电发电量 火电发电量 核电发电量 39140.78 28977.0 万千瓦 23753 9 万千瓦 3480 万千瓦 7934 9489.62 万千瓦 34.5 56.7 万千瓦 210 636.4 亿千时 13685 19080 亿千瓦 2813.5 时 亿千瓦15789.6 11079 时 6 亿千瓦 438.54 时 82.76 火电发电量占全 % 80.96 部发电量的比例 全国6000千瓦及以上电厂累计 小时 4517 平均设备利用小 时数 火电利用小时数 小时 全国排放二氧化 万吨 1927 硫总量 电力行业排放二氧化硫总量占全% 国排放总量 单位发电量二氧克/千 化硫排放水平 瓦时 建设脱硫设施的0.047 亿千瓦 火电装机容量 5 5245 5760 2158.7 6.3 5991 5991 2254.9 57.65 6.6 5411 5865 2549 51 6.4 0.53 5633 5633 2588.9 68.4 5.7 1.34 4307 5316 2468.1 62.89 2.66 4677 4911 3.79 个人资料整理 仅限学习使用 单位发电火电厂烟尘排放 火电二氧化硫排放占总排放的比 例 供电煤耗 发电煤耗 克/千瓦时 % 克/千瓦时 克/千瓦时 % % % 392 2.1 34.56 380 6.1 7.71 3480 12118.0万千瓦<342台41.39%） 1.9 37.18 376 5.95 7.56 5262 286台 1.8 41.21 370 343 5.87 6.8 7.18 7647 33.97 1.6 31.22 367 5.94 6.77 7.08 10603 487台 357 334 5.92 6.62 6.97 10009 349 6.64 发电厂用电率% 6.28 火电厂用电率% 线损率% 7.8 年新投产装机容 万千瓦 量 30—60万千瓦机 % 22.35 组占总装机容量 30万千瓦及以上火电机组占全国火电总装机容量 的比例 6000千瓦及以上供热机组台数及 容量 供热机组占全国火电机组总容量 30万千瓦以上供 热机组 20-30万千瓦供 热机组 10-20万千瓦供 热机组 5-10万千瓦供热 机组 关停小火电 % 30 394台 480台 635台 48 58.9% 2121台 万千瓦 4369.18 % 台 万千瓦 台 万千瓦 台 万千瓦 台 万千瓦 万千瓦 2 60 2303台 5076.164813 2 16.7 30 600 54 691 163 848.2 15.62 8 241 6143 34 1051 30 600 75 964.63 684 1708.9 14.6 49 992 146 1847 816 2366.24 313 1438 1669 个人资料整理 仅限学习使用 参考文献 1、胡尊立. 从Wyodak电厂看严寒缺水地区发展直接空冷的可行性.中国电力出版社，2002 2、王佩璋. 600 MW 火电直接空冷风机的噪声及降噪措施. 电力环境保护, 2002 3、张 建. 火电厂直接空冷机组与间接空冷机组的技术经. 电力环境保护, 2002 4、孙佳南.哈尔滨：高效节能超<超）临界空冷汽轮机的优势和发展前景，2008 5、刘大钧.北京：我国燃煤电厂空冷机组的环境影响分析与研究，2008 6、邢茂华.内蒙古: 湿冷与空冷系统技术经济性比较,2006 7、李国司. 云南：空冷机组与湿冷机组的比较，2007 8、高云燕,尹民权. 锅炉运行状况原因分析 2002 9、王庆一主编，中国能源，冶金工业出版社，1988 10、张安华主编，排污权交易的可持续发展潜力分析，经济科学出版社，2005 11、张克勤钟秦主编，火电厂烟气脱硫系统设计、建造及运行，化学工业出版社，2005 12、章勤张云雷等人编，火力发电厂供电煤耗限额及计算方法 13、雷志发，谷晋川等人编，浅谈火电机组的能耗计算 14、朱法华国电环境保护研究院《电力工业发展与环境保护》 2006 15、张学先朱彩群中国电器工业协会发电设备经计专家组《详解电力工业“上大压小”》 2007 16、胡秀莲北京能源研究所《中国电力生产及环境问题》 2005 17、吕伟业汤蕴琳方正北京中国电力工程顾问(集团> 有限公司《中国火电、结构优化和技术升级研究概论》 2002 18、孙天鹏徐有宁沈阳工程学院《超临界燃煤机组技术经济性优势及环保效应分析》 2005 19、朱法华国电环境保护研究所江苏南京《火电建设面临的环保形势与任务分析》 2005 20、谢伯达福建省电力实验研究院《现阶段煤电发展的主导方向——超临界机组的洁净发电》 2003 21、国际电力《现实地看待超临界和超超临界电厂》 2004 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容