火力发电厂节能减排的现状与对策十二五.docx
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火力发电厂节能减排的现状与对策十二五
火力发电厂节能减排的现状与对策（十二五）
火力发电厂节能减排的现状与对策
目前我国发电厂主要以火力发电为主，这样不仅消耗大量的煤炭资源，而且给环境造成较大的污染。
节能降耗不仅可以满足日益增长的能源需求，而且可以有效配合环保工作的进行。
文中通过分析我国发电厂的现状，提出了节能减排是我国实现短期战略目标的重要途径。
总结了国内外火电厂节能减排的先进方法，探讨了我国火力发电厂节能减排的对策与措施，主要包括从源头引进先进的除污设备，采用特高压电网输电，末端采取虚拟电厂以及切实落实和执行节能减排的法律法规等。
通过这些对策的实施，期望能很好地完成国家提出的能耗降低目标。
2006年6月，党的十六届五中全会提出“十一五”能耗要比“十五”降低20%，电力行业是节能降耗的主要领域之一。
目前我国的火力发电厂机组约占全国总装机容量的74.5%，而火电机组的70%以上是燃煤机组，这与我国的能源结构有关，我国是一个多煤、贫油、少气的国家，预计一次性能源中，其中90%是煤炭资源。
根据国家统计局发布的《2006年中国统计年鉴》中的数字，2005年我国能源生产总量的构成是：
原煤矿75.4%，原油12.6%，天然气3.3%，水电、核电、风电7.7%，清洁能源的总比例不到10%，加之从效益分析，清洁能源投入大产出小，适应纳入长期能源战略，而电厂的节能减排见效快，适应当今环境和能源的需求，具有实际意义。
本文在分析我国目前发电厂发电及其污染特征的基础上，提出一些节能减排的对策与措施。
张掖火电厂节能减排纪实
走进张掖火电厂，你会深刻地感受到现代化、节能环保型工业企业的气息：
巨大的烟囱冒出的轻烟像天上的白云轻轻飘动，机器转动的声音轻柔而悦耳，厂区里修剪整洁的绿树花草在旋转式喷灌设备的滋润下十分清新，煤场和输送带喷了水，不见一点粉尘。
最近，省经贸委在该厂召开了全省节能减排现场经验交流会，重点推广了该厂的做法。
火电是能源高耗企业。
建厂以来，该厂不断探索节能降耗的新方法、新途径，采用先进清洁的
接点煤点火一次成功，创造了新安装机组无油直接点煤点火成功的骄人业绩，仅此一项，节约燃油4658吨，节省资金2143万元。
机组投产发电之后，通过专业技术人员及全体运行人员的不懈努力，实现了无油稳燃和无油启停；二是节约用水。
充分利用市污水处理厂排出的中水，经过深度处理后作为机组循环冷却用水，极大地节约了水资源，年节约用水880万吨。
建设废污水处理系统，采用清污分流、用污排清的方法，将机组在生产过程中产生的废污水经处理后全部回收利用，分别用于循环水补水、设备冷却水、脱硫工艺水、煤场喷洒水和绿化等用水，实现了废水“零排放”的目标；三是节约燃煤。
加大煤质监管力度，坚持每车采样，严格把好入厂煤的数量和质量关；根据锅炉燃烧情况，调整操作方式，努力降低锅炉各项损失，使锅炉飞灰可燃物由原来的3%以上下降至1%以内，炉渣可燃物由5%左右下降至2%以内，发电煤耗为309g/KWh，供电煤耗325g/KWh，处于国内同类发电厂煤耗最低水平。
建厂以来，该厂坚持不懈地组织开展以节约“一滴水、一滴油、一克煤、一度电、一张纸”为主题的“五个一”节能活动，注重每一个细节，推动节能工作不断向精细化管理迈进。
同时，坚持发展与环保并重，大力实施环保工程项目。
为了做到烟气达标排放，控制SO2、NOX和烟尘的排放总量，投入巨额资金，选用进口设备和材料，建设了石膏湿法烟气脱硫装置，严格控制煤质，坚持使用低硫煤，从源头上减少环境空气污染物的排放，使脱硫效率达到了95%以上。
采用进口的烟气排放连续监测系统（CEMS）进行自动监测，通过监控污染物的排放浓度，及时调整锅炉和脱硫的运行配合，实现了烟气中污染物排放符合《火电厂大气污染物排放标准》和工业废水的“零排放”。
自动化技术与电厂节能减排
节能减排是关系经济社会可持续发展的重大战略问题，是国家确定的经济社会发展的重大战略任务。
电力行业既是优质清洁能源的创造者，又是一次能源消耗大户和污染排放大户，因而也是国家实施节能减排的重点领域。
截止到2007年底，我国的发电总装机容量已经超过7亿千瓦，其中火电超过了5.5亿千瓦，火电占整个发电总装机容量的77.7%，而且，火电运行发电量的比重更大，占到82.86%。
见表1。
表1中国2001－2007年装机容量和发电量
虽然国家一直在努力对发电结构进行调整，但煤电还是占很大比重，根据我国的电力战略规划，2030年前电力工的发展仍将以火力发电为主。
据估计，2020年我国装机容量将达14亿kW，其中火电约9.5亿kW。
因此，火电厂的节能减排任重而道远。
尽管我国节能减排的形势严峻，但在国家的大力倡导下，电厂的节能减排工作还是取得了一定的成效，2007年，我国6000千瓦以上火电厂的电厂供电煤耗为356克/千瓦时，比2006年的367克/千瓦时降低了11克/千瓦时，是近年来下降幅度最大的一年。
相当于全年6000千瓦以上火电厂生产节约标煤2423万吨，占全年发电耗用标煤量的2.75%。
在国家和电力企业的共同努力下，预计到2020年可以降低到320克/千瓦时，接近或达到世界先进水平（如图1所示）。
图1我国电厂供电煤耗发展趋势图
在减排方面，2007年全国电力二氧化硫排放量比上年减少9%，为近年来全国二氧化硫年排放总量首次下降做出重要贡献。
2007年全国新投运10万千瓦及以上火电厂烟气脱硫机组容量达到1.1亿千瓦，同比增长4.8%。
其中新建机组脱硫装置比例达70%，现有机组改造为30%；60万千瓦及以上脱硫装置约6040万千瓦，占55%。
截至2007年底，全国火电厂烟气脱硫装置投运容量超过2.7亿千瓦，占全国火电机组容量的一半左右，与“十五”末相比火电厂烟气脱硫机组容量增加了53倍以上。
保证了目前主要火电机组SO2排放浓度控制的达标排放。
另外，国内全部300MW级以上机组均安装了较高效率电除尘器或布袋除尘器，保证除尘器出口粉尘浓度控制在100mg/Nm3。
截至到2007年末，国内火电机组已安装烟气脱硝装置26000MW以上，该部分安装了烟气脱硝装置的火电厂早就和部分设置低NOX燃烧器的机组实现了NOX的达标排放。
以上节能减排成果的取得，和国家相关法律、政策、措施的实施以及电力企业对节能减排政策的重视是分不开的。
推进节能减排向更高目标推进，离不开科技进步这台“发动机”。
自动化技术的提高及广泛应用是实现节能减排的关键
在电力企业，无论是其生产效率的提高还是节能减排目标的实现，都和企业的信息化及自动化水平密切相关。
所有的生产工艺和环保工艺都离不开自动化。
我国电力企业经过20多年尤其是近10多年的快速发展，自动化和信息化水平已经达到了相当高的水平。
分散控制系统（DCS）、基于计算机的专用控制系统和各类优化软件控制系统的实施和应用，实现了生产过程的实时监测、快速控制和优化运行。
多种信息管理系统的应用以及与自动化系统的有效集成，实现了生产过程和企业管理的一体化。
实时/历史数据库能实时采集并储存电厂DCS、其他专用控制系统和辅助控制系统等各自动化系统的实时和历史数据，建立全厂信息共享数据平台，并基于数据库平台实现全电厂生产过程的实时监测、经济指标计算与分析等高级应用功能，可以为发电厂节能降耗提供分析和安全性评估服务。
自动化技术在电厂应用的新突破
随着国内自动控制技术的大力开发和成功应用，自动化技术在电厂的应用取得了重要突破。
第一是电厂主机组的集中控制实现了多机一控。
目前国内众多的运行电厂，绝大多数是一个控制室控制两台机组，也有一个控制室控制一台机组的。
随着电厂自动化水平的提高，近几年开始发展到三台机组一个控制室、四台机组一个控制室，甚至开始尝试更多台的机组一个控制室。
比较典型的成功实例是华能玉环电厂，由中国电力工程顾问集团华东电力设计院设计的自动控制系统，已经实现了四机一控方式，取得了很大成功如图2所示。
图2华能玉环电厂四机一控控制室布置图
第二，就是电厂辅助车间系统实现了网络化集中控制。
电厂除了主机即锅炉、汽轮机和发电机及相关系统外，还有许多辅助系统，包括煤处理系统，水处理系统，灰渣处理系统，燃油系统等，这些辅助系统往往需要一个单独的控制系统，需要单独的控制室来控制它。
随着设计水平的提高和控制技术的进步，逐步把地理位置相近和工艺性质相同的辅助系统实施集中控制。
例如本世纪初建设投运的湖南益阳电厂，把十几个辅助系统的十几个控制室，缩成三个控制室，前进了一大步。
再如由中国电力工程顾问集团华北电力设计院设计的大唐王滩电厂，把所有的辅助控制系统都整合到一起，集和成一个控制系统，自动控制水平得到了很大提高。
第三是基于现场总线的控制系统已开始得到应用。
现场总线在电厂的应用已有近十年的时间，开始是局部的零星小系统，后来发展到完整的辅助车间系统如华能玉环电厂的水处理系统，最近则开始在主机组中大规模运用。
例如，由中国电力工程顾问集团华东电力设计院设计的华能金陵电厂和由中国电力工程顾问集团东北电力设计院设计的华能九台电厂，已将基于现场总线的控制系统全面应用于主机组的设计中，目前这两个项目正在建设中。
第四是本土自动化企业自动控制技术的进步。
近10年来，以和利时股份有限公司为代表的几家本土自动化企业发展很快，他们敢于创新，研发能力很强，持续投入力度大，后劲足，加上国家和一些国有电力公司的支持，当然最根本的原因是本土企业自身能够开发出电厂需要的自动化产品，这一切使得本土自动化企业的电厂业务进展很快。
由中国电力工程顾问集团西北电力设计院设计的国华锦界电厂，采用了和利时股份有限公司的DCS，实现了国产DCS在600MW机组的首次成功应用。
目前，1000MW机组采用国产DCS的时代也已经拉开序幕。
自动化技术的未来发展方向
从国内企业的自动化发展水平看，尽管控制技术已经达到了较高水平，但在自动控制技术的数字化、网络化、智能化、安全仪表等几方面仍有进一步的发展空间。
首先，数字化的发展空间较大。
网络化应加强各系统的无缝链接，在保证信息安全的前提下，使信息交流更加通畅。
智能化主要体现在优化控制软件方面，企业要开发出更加适应发电生产过程更为优化的运算模型来指导控制过程，以促进节能减排。
如果从电厂安全方面来讲，安全仪表也是非常重要的。
一旦危及电厂安全的事故发生，安全仪表可以实施自动报警，使各种运转系统及时停止，保护设备免受损失，从而也把电厂损失减少到最小限度。
电力企业节能减排的前景广阔
我国现阶段火力发电企业的节能减排工作尽管取得了明显的成效，这主要是在国家和政府的大力推进下取得的。
国家和电力企业今后若能从以下几方面改进的话，我国的节能减排将会取得更大的成效。
一是国家应完善节能减排的法律、法规和奖惩措施。
法律、法规的制定应注重可操作性和长期性，奖惩措施的力度要大力加强，奖惩措施要和企业的经济效益挂起钩来，引导企业权衡利益关系后，主动地引进促使节能减排的相关技术，从根本上降低消耗，减少排放，实现资源的循环利用，这是从根本上抓节能减排。
二是随着国家对节能减排的倡导以及社会的进步，电力企业的社会责任意识也在加强，逐渐对节能减排从被动接受转为主动行动。
三是自动化企业尤其是本土自动化企业加强研发控制技术，进一步提高对节能和减排控制产品的开发力度，为节能减排提供技术支持和系统方案。
这样，经过几方面的共同努力，我国电力系统的节能减排必定前景广阔，为中国和世界的环境更美、人们生活更幸福作出贡献。
我国电力行业节能减排的现状与对策分析
新华社信息北京３月６日电（记者宋常青 田春）由于电力用煤占到全国煤炭消费量的６０％以上，电力企业的节能减排在我国节能减排工作中占相当大比重。
电力行业如何实现减排目标，是正在参加“两会”的代表委员和全社会关注的话题之一。
据国家环境保护总局局长周生贤透露，２００６年全国二氧化硫排放量２５９４．４万吨，比２００５年增长１．８％；化学需氧量排放量１４３１．３万吨，比２００５年增长１．２％。
与２００５年相比，２００６年二氧化硫和化学需氧量排放量增幅分别回落１１．３和４．４个百分点，但污染排放并没有完成总量削减任务。
据环保总局负责人介绍，２００７年环保部门将协同其他部门健全排污收费制度，提高火电厂排污收费标准和城市污水处理收费标准。
电力行业如何实现节能减排引起各方更加强烈的关注。
——我国电力行业节能减排现状及发展趋势
２００６年底，全国发电装机容量达到６．２２亿千瓦，其中新增发电装机１．１１７亿千瓦，创历史记录。
据统计，水电约占总容量的２０．６７％，同比下降２．０３个百分点；火电占总容量的７７．８２％，同比上升２．１５个百分点。
供电煤耗３６６克／千瓦时，比上年降低４克／千瓦时；电网输电线路损失率比上年减少０．１３个百分点，降为７．０８％。
２００６年新增烟气脱硫装机容量约９０００万千瓦，加之去年的约５０００万千瓦，我国烟气脱硫装机已经有１．４亿千瓦左右。
与２０００年末相比，脱硫装机容量增加约２５倍，约占煤电总装机容量的３０％，与美国当前的煤电脱硫装机比例持平。
据全国政协委员、中国电力企业联合会理事长赵希正介绍，根据预测，到２０１０年全国火电厂的每千瓦时供电煤耗将由２００５年的３７０克降低至３５５克，５年共降低４．０５％。
由于电力用煤占到全国煤炭消费量的６０％以上，这个下降率对单位ＧＤＰ能耗下降的贡献将是非常巨大的。
同时，从二氧化硫的减排情况来看，由于电力二氧化硫排放量占全国排放量的６０％以上，加之电厂二氧化硫排放的集中性和可控性的特点，“十一五”期间火电厂二氧化硫排放量的削减实际上将承担全国削减任务的９０％以上。
——制约电力行业节能减排工作的因素分析
实现节能减排工作并非一朝一夕之事，涉及到发展模式、资金以及保障机制等诸多方面。
但从目前我国电力行业节能减排的现实情况看，以下因素将对我国电力行业节能减排的顺利进行造成制约：
首先是目前电力行业节能减排的潜力、“家底”并不完全清楚。
赵希正委员认为，长期以来，我国在评估节能减排的潜力时，习惯于通过与发达国家的平均水平相比来得出结论。
随着我国电力工业的高速发展，这种方法已经难以适应需要。
赵希正说，发达国家之间本身就存在着差距，即使在一个发达国家内部，不同企业、不同时期的机组节能降耗水平也很难比较。
因此，将发达国家的平均水平作为基准进行比较得出的结论不一定准确。
同时，我国电力行业的发展并非一定要遵循发达国家的老路，在节能减排上也同样如此。
随着我国电力工业增量部分的快速扩张，同时对存量部分的不断改造，我国与发达国家的差距在不断缩小。
因此，需要根据我国的实际情况，确定能源、环境和经济三者之间的平衡点，而不能简单地以与国外的差距比较。
到２０１０年底，我国火电厂的烟气脱硫装机比例将由２０００年的２％提高到６０％左右，超过美国，电力二氧化硫的排放总量也将低于美国。
但从实际的环境质量方面，我国与美国还存在明显的差距。
我国电力节能减排的潜力到底如何，必须要结合我国国情和电力行业发展的实际状况进行摸底。
其次是我国节能减排的机制仍未能真正建立起来。
环境保护与资源节约都是我国的基本国策，但是截止到目前，真正把节能减排纳入法制化的轨道还有相当的距离。
比如在节能减排目标的确定、责任的分解和监督方面，大多数情况下仍然采用的是行政管理手段，如签定责任书，或者通过被称为“风暴”的形式来进行。
机制不健全还表现在标准与法规之间的不协调。
在火电厂二氧化硫的控制要求中，有浓度、排放速率、电厂总量、行业总量、区域总量控制等要求，在环境管理手段上有环评、“三同时”、排污收费等十多种要求，这些要求在实际操作中往往出现冲突。
同时，这一问题还表现在近年来一直未能解决的电力建设无序问题。
近年来一些大型电力企业集团在内蒙古等资源富集地区进行建设，虽然属于违反国家总体产业布局和产业政策，但仅能以“违规”而不能以“违法”来追究。
这样长期以来，容易对正常的市场经济体制发展造成冲击，不利于长期、稳定、科学和低管理成本的节能减耗工作的开展。
第三个影响因素是企业违法成本过低的问题仍未得到有效解决。
在我国的节能减排工作中，除受到产业升级改造周期和资金等限制之外，企业故意违法超标排放仍是一直未得到妥善解决的问题，这一问题在电力行业中同样存在。
究其根本，在于企业违法成本太低，而进行产业技术升级改造成本过高。
很多企业两者相比，宁愿选择超标违规排放。
电力行业净化设备等闲置的问题大量存在。
我国为减少二氧化硫的排放量，在火电厂中进行了大规模的烟气脱硫建设，但不少建成的烟气脱硫装置没有很好运行，甚至建成之日起就成为摆设。
——政策性对策分析
接受采访的代表和委员表示，在我国目前尚处于工业中级发展阶段的现实情况下，促进电力行业节能减排任务，一定时期内仍需主要通过政府政策和法规来完成。
首先，要针对节能减排加快法制建设。
将现行的节能减排理念、指标、要求和机制等通过法制的方式加以确定，并充分注意相关法规之间、法规要求与行政要求之间的协调性和一致性。
同时还应当进一步加大对现有法律法规的执行力度，避免有法不依、有法难依的情况继续存在，打击在一些企业管理层之中存在的侥幸心理。
其次，要根据我国电力行业节能减排的实际情况，考虑现实制约因素，科学制订和分解节能减排目标。
尤其是在节能减排的潜力分析上、标准、规范制定上建立起符合我国当前国情和发展战略要求的体系。
第三，要促进完善减排的市场体制。
无论是从发达国家的经验还是从我国近年来的实践情况看，在节能减排上，市场机制仍是起着基础性和决定性的作用。
通过推进节能减排的市场体制建设，逐步用市场机制代替先行的一些不恰当的计划手段甚至是行政命令，对于推定电力行业节能减排将起到非常直接的作用。
代表委员呼吁，针对目前我国大部分企业社会责任不强的现状，通过行业协会等发挥作用，在企业之中建立和强化社会责任意识。
当行业自律机制真正建立并能够得到有效贯彻实施之日，才是政府监督作用高效发挥、企业自觉依法治企之时。
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