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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
2004
全口径发电量
13685
19080
21870
24747
28344
32664
34334
火电发电量
11079
15789.66
18073
20077
23573
27202.7
27793
水电发电量
2813.5
3380
3963.96
4167
4738.93
5633
核电发电量
438.54
501
530.8
543
628.73
684
风电发电量
16
16.13
27
56
128
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）
供电标煤耗
392
380
376
370
367
357
349
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
全国煤炭消费
（万吨）
发电用煤
电煤占煤炭消费
的比重（%）
1980
60980
11150.3
18.27
1990
105523
27137.4
25.72
1995
137677
45081
32.74
1998
129492
52650
40.66
124537
60728.6
48.76
2001
123331
67512
54.74
2002
136956
71028.6
51.86
141000
84950.3
60.25
187000
96000
51.33
214000
108000
50.43
232500
120000
51.61
268300
128070
47.73
279300
134000
47.98
表0-5我国与世界各国供电煤耗比较单位：
g/（kW·
中国
意大利
美国
俄罗斯
日本
德国
英国
法国
1999
399
310
379
341
317
309
343
315
316
339
306
385
377
338
314
300
301
383
371
337
312
296
302
303
336
299
298
334
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
二氧化硫排放合计
火电二氧化硫排放
所占比例（%）
1995.1
696.3
34.9005062
1947.8
654
33.5763425
1926.6
665.8
34.5582892
2158.7
802.6
37.1797841
2254.9
929.3
41.2124706
2549.3
795.8
31.2164123
烟尘排放合计
火电烟尘排放
1165.4
306.7
26.3171443
1069.8
289.7
27.079828
1012.7
292.4
28.873309
1048.7
312.8
29.8274054
1095
320.2
29.2420091
1182.5
360
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。
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.
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
脱硫、脱氮、除尘效率（%）
排放浓度（mg/m3）
08年标准（mg/m3）
二氧化硫
97.1
12.3
20
NOX
95
25
100
烟尘
99.92
4.57
10
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
表1-22001-2005年全国6000及以上供热机组容量变化
6000kw及以上供热
机组容量（万千瓦）
3148.21
3743
4369
4814
6981
占火电装机总量的百分比（%）
12.44
14.09
15.08
14.82
20.58
2．我国供热机组所占比例与其它国家比较
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
锅炉及辅机损失（%）
排汽热损失（%）
电能输出（%）
热能输出（%）
热能利用率（%）
凝汽式
15
45
40
—
背压式
30
55
85
抽汽式
0-45
30-40
0-50
40-85
表1-4凝汽式机组改造为供热机组能耗分析
容量（MV）
改造前发电煤耗
（g/（kW·
h））
改造后发电
煤耗（g/（kW·
改造前供电煤耗
改造后供电煤耗
463
632
418
50
419
453
369
200
375
284
413
309.8
330
230.64
353
252.13
表1-3、1-4表明，将凝汽式机组进行改造时，对不同容量的机组，改造后其发电、供电煤耗均有较大下降，而热能利用率却有大幅提高，因此，改造具有很好的经济效益。
近几年大容量供热机组得到了较大发展，很多200MV、300MV的大型供热机组得到建设，以2005年为例，国家批准立项和规划建设的工程共有121个，总容量40362MV,平均每个333MV。
2006年的热电项目中2×
200MV和2×
300MV的大型热电厂占项目总数的80%、占容量的90%。
目前我国电力工业尚有单机容量小于300MV的火电机组22449万千瓦，预计其中20%有改造成供热机组的可能，那么，可改造的机组就达4490万千瓦，预计年节煤4490万吨。
到2010年我国能源总消费量达26亿吨标准煤，热电联产和凝汽式机组改造为供热机组可实现节煤21686万吨，对节能的贡献率达8.34%。
五、湿冷机组和空冷机组的能耗水平和经济性比较
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1#
空冷2#
湿冷平均
空冷平均
供电煤耗（g/（kW·
334.2
344
346.6
336.6
345.3
厂用电率（%）
5.45
5.54
5.03
4.98
5.5
5.0
汽轮机热耗（kJ/（kW·
8494
8728
8856
8824
8612
8840
机组用水量（万t/a）
1361.7
372.5
--
发电量（亿kW·
71
发电综合水耗（kg/（kW·
1.91
0.52
由表可以看出：
空冷机组比湿冷机组供电煤耗多8.7g/kW·
h
空冷机组比湿冷机组厂用电率低0.5%
空冷机组比湿冷机组汽轮机燃耗高228kJ/kW·
（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个火电项目（包括已运行、国家环保总局已批复、国家环保总局待批复的项目）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
直接空冷
间接空冷
300MW
水耗
范围
0.609～0.813
0.084～0.195
0.161～0.169
0.090～0.100
均值
0.681
0.125
0.165
0.095
耗水量
0.332～0.485
0.051～0.103
0.092～0.106
0.063～0.070
0.449
0.082
0.099
0.067
600MW
0.478～0.654
0.107～0.159
0.120
0.095～0.103
0.559
0.119
0.573～0.785
0.128～0.191
0.144
0.113～0.125
0.672
0.143
1000MW
0.596
0.168
0.094～0.098
0.096
1.192
0.330
0.335
0.188～0.195
0.192
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×
nMW）/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:
300MW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；
300MW直接空冷机组与间接空冷的水耗指标比约为0.76；
600MW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。
图2-1不同容量机组水耗比较单位:
m3·
s）–1
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12g/（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个火电项目的发电标煤耗均值进行了统计分析（其中热电联产项目没有考虑供热煤耗），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·
平均值
300MW级
279.3
293.9
285.3
289.6
600MW级
277.3
291.8
294.4
279
1000MW级
273
280
282
1）统计资料来源于国家环境保护总局环境工程评估中心。
（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%；
图2-2不同级别不同冷却方式机组煤耗比较图单位：
（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:
300MW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。
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600MW为例）得到了初步结论:
（1）超临界参数（24.2MPa/566℃/566℃）与亚临界参数（16.7MPa/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257kJ/kW·
h。
取锅炉效率0.93、管道效率0.99,年运行小时数按5500h计算,每年节约标准煤31490t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（25MPa/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。
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
发电煤耗
厂用电率
供电煤耗
MW
%
12
480
15%
552
440
13%
497
420
12%
470
400
11%
444
125
10%
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