我国电力行业节能减排概况及实施措施的探讨

李郁武 王炜哲 赵义术 王珊珊

1.国家节能产品质量监督检验中心 山东 济南 250103

2.山东省产品质量监督检验研究院 山东 济南 250103

3.上海交通大学动力机械与工程教育部重点实验室 上海 200240

4.国网技术学院 山东 济南 250002

5.日照职业技术学院 山东 日照 276826

0 前言

中国政府高度重视节约能源资源，分别于2006年1月1日和2008年4月1日相继颁布实施了 《中华人民共和国可再生能源法》、新修订了《中华人民共和国节约能源法》两部法规。在“十一五”规划中明确提出 “单位GDP能耗降低20%左右”、“主要污染物排放量降低10%”等节能减排目标，把节能减排任务分解到地方政府、事业单位和大型企业，作为考核政府、企业政绩的指标；先后启动了“十大重点节能工程”、“千家企业节能”等重要活动；并成立了由温家宝总理担任组长的国家节能减排领导小组；节约能源被我国专家视为与煤炭、石油、天然气和电力同等重要的“第五能源”。

1 电力行业节能概况

根据《中华人民共和国节约能源法》，节能的范围几乎涵盖了国民经济的各个方面，电力工业作为国民经济各部门中的主要耗能工业，我国的一次能源结构决定了我国发电必然以煤电为主的基本格局，这一特征长期难以改变。

图1 我国至2020年电力和能源生产总量预测［1］

图1所示我国至2020年总装机容量和煤电装机容量对比示意图。从图中可以看出，尽管目前煤电装机容量所占比例在逐年下降，其它发电装机容量比重增加，但没有改变目前以煤炭耗能为主的火电格局。图2所示同期火电煤耗及煤电所占比重。清洁煤技术的应用，降低了发电煤耗，节省发电成本。然而，发电煤耗依然较高，而且电煤占一次能源的比重却一直在增加。

图2 我国至2020年煤耗及其所占比重［1］

电力行业作为经济发展的重要支柱，但其高耗能、高污染，成为了节能减排工作的重点。据统计，火电二氧化硫排放量占全国排放量的50%以上，火电用水占工业用水的40%，火电二氧化碳排放量占全国排放量的50%以上，也即1吨煤燃烧导致2吨的二氧化碳排放。此外，电网中超高压输电线路比重偏低，高耗能变压器使用量太大，导致输电损失量逐年攀升，占发电量的比例始终在6%以上 。因此，电力行业减排势在必行。

“十一五”火电节能减排的目标是到2010年，淘汰5000万千瓦的小火电，供电煤耗下降至355克/千瓦时，二氧化硫排放量由2005年的2549万吨减少到2295万吨，CO2由1414万吨减少到1273万吨。至2008年，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为 345克/千瓦时，比上年降低 11克/千瓦时，提前实现 “十一五”末 355克/千瓦时的目标；2006年至2008年累计关停小火电3418万千瓦，占“十一五”全国关停小火电机组目标的 68.36%；2008年全国关停小火电机组共计 3267台、1668万千瓦，超额完成全年目标；全国脱硫机组装机容量达到3.63亿千瓦，占全部火电机组的比例由上年的48%提高到60%，全国电力二氧化硫排放量同比下降 14.5%［2］。

为确保实现“十一五”节能减排目标，最近，国家能源局在召开2010年全国电力行业淘汰落后产能工作会议的同时，进行小火电机组集中拆除，辽宁等8省区一天之内关停小火电机组20台；央行和银监会则下发了《关于进一步做好支持节能减排和淘汰落后产能金融服务工作的意见》，这些旨在注重相关法规执行效果的工作，都是加快推进节能减排的务实举措。

2 电力行业中存在的问题

虽然电力企业节能减排效果有了显著提高。但有些问题依然没有得到根本解决，新的问题逐渐暴露，其重要体现如下：

1）现有平均煤耗水平较低，与国际先进水平存在较大差距。尽管我国电厂的节能减排工作取得了一定的成效，2009年个别百万机组的煤耗达到了282.19 g/kW·h，但全国电厂平均供电煤耗仅为343 g/kW/h，即使规划到2020年降到320g/kW·h，与目前世界发达国家平均312 g/kW·h还有不小的差距。

2）缺乏火电节能经济激励长效机制。对国内多数电厂来讲，当前仍然处于 “要我节能”而不是“我要节能”的阶段，电厂节能还是依靠政策的强制施行，效果有限。有待于研究实施切实可行的经济激励长效机制、利用市场调节作用确保建筑节能的自发性和积极性大幅提高。

3）节能减排意识及统计工作薄弱。对国家节能减排法规政策重视不够，依法管理企业意识不强。主要表现为：自觉守法意识不强。如，个别企业在脱硫系统运行过程中，有开启旁路运行、偷排二氧化硫的现象。此外，对环保工作重视不够。环保人员配备、岗位设置等与主机专业相比，不能同等对待，对环保人员的培训不够，业务水平达不到国家对节能减排的要求。而且，节能减排的主要数据依靠企业自行申报，有关部门汇总分析，对统计信息的及时性、准确性造成一定程度影响，进而影响到节能减排工作的正确决策和科学管理。

4）脱硫装置建设质量及运行管理水平亟待提高。近年来，随着国家对火电厂实施烟气脱硫要求越来越严格，脱硫工程建设任务十分繁重，脱硫工程设计缺陷、恶性竞争导致的工程质量问题相当突出，严重影响脱硫装置长期、连续、稳定运行。例如，脱落工程中防腐设置处置不当，导致脱硫装置投运后防腐层大面积脱落，不但影响脱硫系统的正常运行，而且高额的修复费用也给业主方造成经济损失；另外，脱硫工程设计参数考虑不合理，设计裕量过小，脱硫设施投运后，不能适应煤种的变化；还有由于部分脱硫设施的设计、建设质量不高。

5）缺少全面的火电厂节能评价指标体系。现有体系只重视技术层面和局部研究，而忽视了管理和政策方面、没有全面系统的评价体系，且没有将节能和循环经济相结合，缺少评价标准。

6）需求侧管理机制有待完善。目前需求侧管理缺乏财政、税务、物价等相关的配套的政策激励。电网企业要投入大量人力、物力、财力来启动需求侧管理项目，但目前电力需求侧管理专项资金尚无稳定来源。实施需求侧管理与电网企业经营目标相悖。如，某电网公司通过实施绿色行动，加强需求侧管理，节约了电量，利润却相应减少，造成“绿色行动”节能成果与利润考核目标相背离，在一定程度上影响了电网企业加强需求侧管理的积极性。

3 电力行业节能减排措施

针对以上几个主要问题，提出以下几点火力发电厂节能减排的措施。

1）加强工程质量管理。电力企业要坚决改变不求质量只求低价的招标做法；加强对脱硫装置的运行管理，将脱硫设备与主机设备同等对待；进一步提高脱硫运行人员素质，特别是脱硫技术改造项目的脱硫运行人员的素质；加强脱硫装置运行的优化管理，促进节能降耗；加强对主要脱硫设备的质量管理，明确采购要求，严格执行到货检查和安装质量检查，在竣工验收中要全面测定设备的性能，保证设备稳定可靠运行；加强对脱硫装置技术改造力度，提高对劣质煤炭的适应能力。

2）大力发展洁净煤燃烧技术。随着大容量超超临界机组的采用，其比超临界机组的热效率高4%。以2007年11月投产华能玉环电厂四台1000MW超超临界机组为例，热效率超过45%，供电煤耗只有283.2 g/kW·h，比2006年全国平均供电煤耗低22.6%。此外，与超超临界机组仅消耗更少的煤炭不同，整体煤气化联合循环（IGCC）的应用是通过气化合脱硫、除尘等净化处理后，转化为含有CO和H2的合成气，随后进入燃气轮机发电。因此，IGCC不仅在SO2、NOx和粉尘排放上很小，而且在控制温室气体排放上有着巨大潜力。

3）电厂的经济性运行改造。电厂为了安全运行，锅炉调控中一般都采用过度安全系数，导致过度牺牲经济性。例如，一台二十万机组的给水泵，其电动机功率达到5000千瓦，水泵的出口压力达到25 MPa，而正常运行时汽包压力为16.5 MPa，富裕8.5 MPa。这个富裕主要用来（1）考虑到锅炉检修时打水压试验的需要；（2）提高调节系统的反应速度。显而易见，经济性的浪费也是相当可观的［5-6］。此外，运行人员对影响锅炉燃烧的各种参数配合没有明确的数值规范，而只有指导性原则。例如，运行人员的一个通用经验是，托底层二次风量要尽量大一些，一则托住火焰以使得火焰中心上移，也能减小灰渣的过早掉落；此外，运行过程中“正宝塔型”风配会有利于燃烧效率，“倒宝塔型”风配会有利于NOx的降低等，但是具体到如何的数值区间却缺乏认识，只能从一些外在的参数如氧量等进行定性的判断。即使是有数值经验，当锅炉的负荷、煤质、自身老化等因素发生时，也容易变得含混起来。因此，需要通过研究电厂优化运行方式，提升火力发电控制运行技术，可以促使整体煤耗进一步降低［3］。

4）采用口径一致的节能评价指标体系［7］，实施电力节能评价和考核制度，鼓励行业节能。可以根据电厂内部影响因素将节能指标体系分为生产节能指标体系、节能政策指标体系、环保与循环利用指标体系三个子指标体系。生产节能体系分为节电指标体系、节约燃煤指标体系、节约燃油指标体系、节约水资源指标体系，每个指标体系里采用管理指标和技术指标相结合的方式，从而使节能指标体系更加全面合理［4］。

5）绿色发展加快能源结构转变，加大科技创新，加快新节能环保技术的应用。加强电力规划，积极推进电力行业结构调整。在保护生态的基础上，有序发展水电，积极推进核电建设，大力开发以风能为主的可再生能源发电，不断提高煤电发电效率和清洁利用，开展“上大压小”，提高热电（冷）联产的比例；同时，加强电力企业节能减排的技术创新与管理创新，加快等离子点火、空冷、烟气脱硫、脱硝、电站自动化控制技术等新型技术的应用；加大对智能电网建设的投入。

6）扩大发电权交易市场，加强电力需求侧管理［8］。应进一步扩大发电权交易，利用市场杠杆调节资源，完善能源管理法规体系，加强制度设计，制订完善相关法律、法规和政策，从机制上、政策上保障电力需求侧管理的有效实施。电力需求侧管理应纳入产业体系中统一部署，通过综合资源规划，实现以最小的成本满足未来的电力需求。调整电网企业利润考核机制，将电网企业实施电力需求侧管理效果作为考核指标，推动全社会节电。

4 结束语

火力发电节能方面，既有提高政策法规执行、市场调整和节能减排监管方面的力度要求，也有电厂运行中先进技术引入的需求。通过法规、市场和监管方面，可以提高电厂在节能减排中的意识，优化火力发电宏观调控；同时引入先进技术，如清洁煤燃烧技术、电厂优化控制软件以及电厂硬件设备改造，可以有效提升微观个体化电厂运行的经济性。因此，宏观调控及微观优化两种手段并行，可以提高火力发电节能减排的作用。

［1］国家发展改革委员会.我国电力发展规划预测及电网的发展趋势［R］.国家发展改革委员会，2007.

［2］中华人民共和国环境保护部.2008年电力企业节能减排情况通报［R］.中华人民共和国环境保护部，2009.

［3］2007中国重点行业发展研究分析与决策建议报告-电力行业［R］.东方嘉盛咨询有限公司，2007.

［4］苏相河.火电厂节能与循环经济指标体系研究［D］.华北电力大学工程硕士学位论文，2006，（12）.

［5］倪洲，吴正文.火力发电厂的节能措施［J］.电力需求侧管理，2006，8（05）：37-38.

［6］孙轶卿，朱小花.火力发电厂节能方法及途径分析［R］.第78场工程科技论坛暨第五届长三角科技论坛-能源安全与可持续发展：219-220，222.

［7］刘肖.火电厂节能评价及对策研究［D］.华北电力大学工程硕士学位论文，2008.

［8］周明，李庚银，倪以信.电力市场下电力需求侧管理实施机制初探［J］.电网技术，2005，29（05）：6-11.