火力发电行业指标

电监会：电力环保和资源节约明显加强
一、火力发电厂的污染物排放与控制
（一）常规大气污染物排放与控制
１．烟尘２００２年以来，全国发电企业不断加大烟尘治理力度，火力发电机组采用电除尘器的比例逐年增长，除尘器效率不断提高，全国６０００千瓦及以上燃煤电厂平均除尘器效率由９８％提高到９８．５％以上。

新投产的燃煤机组中，除尘器平均效率在９９％以上，大部分机组按烟尘排放浓度５０毫克／立方米（目前国际最低的排放浓度限值）或更低值设计。

同时，除尘技术也取得了历史性突破，一批燃煤电厂装设了布袋除尘器。

国内最大的单机３０万千瓦级机组配套的布袋除尘器已投入商业化运行。

大量高效除尘设备的投入运行有力地推动了火电厂的烟尘治理。

２００２～２００６年，火电装机容量增长了８２．３％，发电量增长了７４．３％，而烟尘排放量仅增长１４．２％。

而且，自２００４年后，排放增速明显减缓（见表６－１、图６－１）。

表６－１２００２～２００６年火电厂烟尘排放情况
注：烟尘排放量为电力行业统计数据。

统计范围为全国装机容量６０００千瓦以上燃煤电厂。

２．二氧化硫２００２年以来，电力企业加大了二氧化硫治理力度。

通过采取燃用低硫煤、关停小火电机组、节能减排和推进烟气脱硫等综合措施，二氧化硫排放控制取得了突破性的进展。

尤其自２００６年以来，火电厂烟气脱硫装置建设速度明显加快，截至当年年底，
全国火电厂烟气脱硫机组容量超过１．５亿千瓦，约占全国燃煤机组容量的３３％；与２０００年相比，增长了近３０倍，超过了２００５年美国水平的（３１．５％），而且增长的趋势明显减弱，大大低于电力发展速度。

二氧化硫排放绩效也明显下降，接近美国２００５年燃煤机组二氧化硫排放绩效（５．１４克／千瓦时）水平（见表６－２、图６－２）。

表６－２２００２～２００６年全国及电力二氧化硫排放情况
注：全国二氧化硫排放量为全国环境公报数据。

电力二氧化硫排放量为电力行业统计分析数据。

３．氮氧化物２００２年以来，新建大型燃煤机组均按要求同步采用了低氮氧化物燃烧方式，并在环境敏感地区开始建设烟气脱硝装置。

一批现有火电厂结合技术改造安装了低氮氧化物燃烧器。

截至２００６年年底，全国已有多台单机容量为３０万、６０万千瓦（共计约６６０万千瓦）的商业化烟气脱硝装置投
入运行；约有３９１０万千瓦烟气脱硝装置进入设计及建造阶段，多数机组采用或拟采用选择性催化还原（ＳＣＲ）脱硝技术，脱硝效率达５０％～８５％。

（二）火电厂废水排放与控制近年来，新建机组加大了节水力度，直接空冷技术进入商业化运行，约有３０余家火电厂采用城市中水和海水淡化作为火电厂的淡水水源；结合技术改造，２０余家火电厂采用了工业废水零排放技术；火电厂冲灰新鲜水用量及废水外排量大幅度下降，全国废水重复利用率达７０％以上。

因此，尽管火电厂废水排放总量依旧随着装机容量、发电量的增加而增加，但单位发电量的废水排放量呈逐年下降的趋势（见表６－３）。

表６－３２００２～２００６年全国火电厂废水排放绩效指标
（三）固体废气物排放与综合利用
１．粉煤灰随着燃煤量的增加，电厂产生的粉煤灰也随之增加（见表６－４）。

表６－４２００２～２００６年火电机组燃煤量及粉煤灰产生量与综合利用
二、资源节约
长期以来，电力工业坚持“开发与节约并重，把节约放在优先地位”的方针，按照国家法律法规的规定和政策要求，建立了较为完善的电力行业资源节约规范、标准和管理体系，并把资源节约作为规划、建设、生产和经营的重点工作之一，与效益目标相结合，不断加大基础性管理和设备治理力度，取得了很大成绩。

（一）供电煤耗
２００２～２００６年，供电标准煤耗由３８３克／千瓦时下降到３６６克／千瓦时，降低了１７克／千瓦时，下降幅度为４．６％，平均每年下降４．２５克／千瓦时。

累计节约标准煤３６３７万吨（见表６－５）。

表６－５２００２～２００６年全国发电企业供电煤耗
（二）输电线损
２００２～２００６年，输电线损率由７．５２％下降到７．０８％，降低了０．４４个百分点，下降幅度为５．９％，相当于节电１６９亿多千瓦时（见表６－６）。

表６－６２００２～２００６年全国电网输电线损率。