火电结构优化和技术升级的回顾与展望.doc

火电结构优化和技术升级研究的回顾与展望

赵洁 赵锦洋

中国电力工程顾问集团公司
2005年8月

0、背景
电源结构优化和技术升级是一个受到业界乃至社会各界普遍关注的问题。2001年，中国电力工程顾问集团公司（电力规划设计总院）在国家电力公司的指导下，联合有关方面共同努力，历时一年完成了《火电结构优化和技术升级研究》课题报告。开展这项研究工作目的是想回答三个问题，一是国民经济发展对电力的要求；二是火电的比例；三是火电发展需要解决的问题，以期为电力发展规划的制定和宏观决策提供参考。整个研究工作针对能源供给和电力负荷预测，我国火电技术现状和与发达国家的差距，火电技术升级的途径、手段以及计划安排等内容，围绕“能源资源和电源结构研究”；“我国火电现状分析研究”；“发达国家火电发展计划研究”；“火电新技术研究”；“火电厂专项技术应用研究”；“火电新技术装备国产化研究”；“火电新技术造价和上网电价研究”七个部分展开。研究得出的主要结论是：根据预测的发展速度，我国能源资源供给不足；以煤为主的结构还将长期存在；火电结构调整势在必行；技术升级应该借鉴发达国家的成功经验等。研究对实施结构优化和技术升级排出了时间表，提出了实施方案和若干政策建议。
国家电力公司于2002年5月14日在北京主持召开了《火电结构优化和技术升级研究》课题报告科技项目验收会，充分肯定了研究报告的思路、方法和结论。在国家后续颁布的电力工业有关产业政策和电力行业环保政策上都可以直接或间接看到本报告的影响。
2002年以来，电力工业经历了体制改革和快速发展的特殊时期，火电结构和技术水平至今发生了很大变化，形成了新的格局。分析新体制下的发展趋势，正视客观环境的变化，有助于统一认识，推进和加快火电结构优化和技术升级。

1、“报告”中提出的目标、途径和实施计划的简要回顾
1.1 火电结构优化和技术升级目标和途径
1.1.1 2030年末，全国火电机组平均供电煤耗将降到330g/kWh。
l 分阶段关停单机50MW及以下容量的燃煤纯凝汽机组和柴油机发电机组；
l 推广采用大容量超临界机组和超超临界机组、IGCC发电技术等洁净煤技术，
l 增加燃气机组，有效改善电网的调峰能力，使大容量燃煤机组运行负荷率进一步提高，
l 对老电厂实施改造，提高其运行经济性
通过实施火电技术升级的有效措施，可使整体煤耗水平逐步降低，到2005、2010、2015、2020、2030年末，全国火电机组供电煤耗分别降到375、360、350、340、330 g/kWh。
1.1.2 2030年末，火电厂大气污染物达标排放，SO2、烟尘排放总量比2000年有所下降。
按照满足“十五”规划目标和新修订的环保标准要求：
l SO2减排：对老厂中燃煤含硫量超过1%的3500万千瓦锅炉机组安装效率90%的脱硫装置，2000年后投运的新厂中燃用中、高硫煤的机组安装脱硫效率90%的脱硫装置，可以实现到2030年间SO2年排放总量零增长。实现此目标，与2000年火电厂排放水平相比，30年间累计全国火电厂SO2减排总量约2.8亿吨。减排措施费用增加1870亿元，上网电价增加0.03元/kWh。
l NOx减排：新装机组必须采用效果更好的低NOx燃烧系统，或直接安装烟气脱氮装置，对于约20％的燃用无烟煤的锅炉，则必须同步安装烟气脱氮装置才有可能达标。采取这些措施，燃煤火电机组NOx年排放总量逐年增长势头将得到缓解，到2030年末，NOx年排放总量约为781万吨（为2000年水平的166%）。减排措施费用增加380亿元，上网电价增加0.01元/kWh。
l 烟尘排放控制：新建机组安装高效率除尘器、对约占2000年火电装机容量36％的老机组进行改造，可实现保持2005以后燃煤火电厂烟尘排放总量不增长。与2000年末排放水平比较，到2030年末，燃煤火电厂烟尘减排总量接近3385万吨。减排措施费用增加51亿元。
l CO2排放：火电厂减排CO2的唯一手段是提高其能源转换效率和采用优质的化石燃料（如天然气）。到2030年，CO2单位千瓦排放量比2000年降低约16%。
1.1.3 2030年末，三北地区电厂用水总量保持在2000年度的120％水平。
l 实施灰水全部回收，提高循环水浓缩倍率，水灰场改干灰场，达到二次循环电厂耗水指标由1.32 m3/s.GW降至0.6 m3/s.GW（2.16Kg/kWh），直流供水电厂耗水指标由0.37m3/s.GW降至0.12m3/s.GW。
l 大力推广利用城市污水处理厂产生的中水，经进一步处理后作为电厂的补充水。
l 严重缺水的西北地区可因地制宜采用空冷机组。
l 从全社会的角度综合考虑节水，在政府部门的主导下调整产业结构，推进高新技术和高效节水农业发展，工业企业和人民生活全面实施节水措施等，腾出用水指标建设西北等大型火电基地，满足西电东送要求，促进当地经济发展，提高社会效益。
1.2 火电结构优化和技术升级实施计划
1.2.1 未来可发展的火电新技术
l 近10年可优先发展的火电新技术——超临界（SC）、超超临界（USC）、大型循环流化床（CFB）、增压循环流化床联合循环（PFBC-CC）、整体煤气化联合循环（IGCC）、燃气蒸汽联合循环（GTCC）等；
l 未来有可能发展的火电新技术——第二代PFBC-CC技术APFBC-CC、第三代IGCC、间接燃烧空气轮机联合循环EFCC、高性能发电技术HIPPS、部分气化空气预热燃煤联合循环PGACC、燃料电池和燃料电池+燃气轮机组成的联合循环FC及FC+GTCC等。
1.2.2 火电技术升级的里程碑进度
（1）2001－2005年间
l 关停约2400万千瓦单机50MW及以下容量的燃煤纯凝汽机组；
l 对燃煤含硫量超过1%的1800万千瓦在运行电厂锅炉机组安装效率90%的脱硫装置；
l 完成火电新技术引进和装备国产化示范工程（400MW级IGCC、E或F级GTCC）和依托工程（300MW级CFB、600MW超临界、PFBC（P200））建设；
l 在煤电基地建设大型坑口电站；
l 结合天然气供应状况，在有条件的地区建设天然气发电厂，改善电网调峰能力；
（2）2005－2015年间
l 逐步关停全部约1600万千瓦单机100MW及以下容量燃煤纯凝汽机组；
l 对燃煤含硫量超过1%的1700万千瓦在运行电厂锅炉机组安装效率90%的脱硫装置；
l 继续煤电基地大型坑口电站的建设；逐步加大超临界、CFB等火电新技术工程建设力度；
l 对老电厂进行改造，新机组采用更先进的低NOx燃烧技术或同步建设烟气脱硝装置，使排放指标全面达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）的要求。
l 完成超超临界、GTCC国产化依托工程建设；
l 根据资源供应能力，安排天然气电厂建设规模，逐步扩大国产化比例，降低工程造价；
（3）2015～2030年间
l 重点发展大容量超超临界机组，根据届时的工程投资和上网电价，决定IGCC发电的装机规模；
l 随着天然气供应能力的提高和设备国产化率的提高，加大燃气机组的建设规模；有效改善全国电网的调峰能力，提高大容量燃煤机组运行负荷率；
1.2.3 未来30年火电结构预测
“报告”认为，随着CFB锅炉国产化的进程，到2005年后，国产300MW CFB锅炉机组可以成为燃烧劣质燃料的选择；在缺水的三北地区，600MW空冷机组的比例应该增加；2005～2015年，在煤价相对较高的地区以安装国产超临界机组为主，以后将逐步减少；国产超超临界机组在2015年后开始应用于工程，随着时间的推移，安装规模逐步增大，2020年后将成为新建工程的主力机组；IGCC机组，考虑在2015后逐步应用于工程。
基于以上考虑，未来30年火电结构预测见下表：
年 度
2000
2005
2010
2015
2020
2030
合计
煤电装机总量
23 235.1
27235
32505
37709
43716
57831
气电装机总量
523
1034
3015
5000
8300
10500
气电装机增量

511
1981
1985
3300
2200
煤电装机增量

4000
5270
5204
6007
14115
其 中
300MW级
亚临界机组
比重
32%
31%
23%
13%
13%

容量
1286
1624
1191
794
1819
6714
600MW级
亚临界机组
比重
59%
48%
27%
22%
2%

容量
2355
2554
1391
1298
244
7841
超临界机组
比重
8%
21%
31%
15%

容量
307
1092
1635
920

3954
超超临界机组
比重

13%
40%
66%

容量

656
2395
9351
12402
IGCC
比重
1%

6%
10%
19%

容量
53

331
601
2701
3686

2、2004年火电机组现状
2.1 装机构成
2004年我国新增电力装机容量5100万千瓦，超过美国在1979年创造的年新增装机4100万千瓦的历史最高记录。新增5100万千瓦电力装机主要分布在目前电力短缺状况严峻的华中、华东和南方地区，其中火电约占78.2%，水电占19.8%，核电、新能源占2%。
到2004年底，发电装机总量达到440700MW，比上年同期增长11.5%。其中：火电机组装机容量为324900MW、水电机组装机容量为108260MW、核电机组装机容量为7014MW；分别占全部装机容量的73.81%、24.60%和1.59%。2000—2004年，5年净增发电装机容量14150.10MW，其中：水电机组35289.4MW、火电机组101465.7MW、核电机组4746MW。100MW及以上容量火电机组中燃煤机组占绝大多数，共计989台，总容量230526.89MW；燃油机组经过近年来燃油改燃煤的改造，所占比例越来越小，2004年统计燃油机组10台，总容量1450MW；燃气轮机组27台，总容量4206.61MW。
300MW及以上容量机组在火电装机中所占比重有所提高，2000年为54％，2004年为60％。100MW以下容量小机组装机2004年比2000年净增19587MW；100MW及以上容量200MW以下容量机组装机2004年比2000年净增13768MW。

不同等级火电机组装机容量及比例
容量等级
（MW）
装机容量（GW）
比例（％）
基本参数
2000年
2004年
2000年
2004年
总装机容量
237.54
324.900
100
100

800～900
1.600
3.400
0.67
1.05
24.2MPa/566/538℃
600～700
15.340
31.220
6.46
9.61
16.6MPa/538/538℃
24.2MPa/566/538℃
500
3.000
3.500
1.26
1.08
24.2MPa/538/538℃
300～385
72.115
104.060
30.36
32.03
12.2MPa/535/535℃
200～250
40.110
44.510
16.89
13.70
12.2MPa/535/535℃
110～167
22.046
35.893
9.28
11.05
8.8-12.2MPa/535℃
100
14.200
13.600
5.98
4.19
8.8MPa/535℃
＜100
39.129
88.717
29.10
27.31
3.8-8.8MPa/435535℃
截至2004年末

2.2 可靠性
根据中电联电力可靠性管理中心《全国发电机组手册》的数据，火电机组等效可用系数逐年提高，200MW以上容量火电机组等效可用系数2004年平均为91.70％，比2000年的90.30%，提高了1.4％。

机组容量（MW）
660
600
500
300-400
300
200-300
200
等效可用系数（%）
2000年
81.47
87.76
87.17
89.03
90.5
93.26
89.73
2004年
94.21
91.07
90.01
92.35
91.42
94.1
90.59

与发达国家相比，2000年北美地区300MW及600MW机组的等效可用系数分别为82.38%和82.98%，均低于我国目前水平。

2.3煤耗
根据中电联2004年全国电力生产统计指标快报，2004年全国6000千瓦及以上机组供电标准煤耗为379g/kWh，与“报告”中预测的2005年供电标准煤耗从2000年的392 g/kWh降低到375g/kWh的目标值尚有4 g/kWh的差距。

全国火电机组供电煤耗水平
机组类别
容量等级（MW）
供电煤耗（g/kWh）

进口超临界机组
600
310~312
500
351
300
323~339

进口亚临界机组
600~700
320~345
350
318~345
330
344~350
300
327~360

国产亚临界机组
600
338~350
330
330~350
300
338~360
国产超高压机组
200
352~375
125~135
357~380
国产高压机组
100
385~410

与发达国家平均水平相比，我国的供电标准煤耗依然明显偏高，比一般水平约高12%，比日本约高17%，但差距在缩小。

2.4 排放指标
2003年，全国SO2排放量2158.7万吨。其中全部火电机组SO2排放量约1100万吨（6.9g/kWh），占到了全国SO2排放总量的50%以上，按照目前的排放控制水平，到2020年，我国火电厂排放的二氧化硫将达到2100万吨以上。
截至目前，约30%的在运行锅炉采用了低NOx燃烧技术，NOx排放量在650mg/Nm3以内。2000年全部火电机组NOx排放量约为469万吨，2004年约为768万吨(4.25g/kWh)。
与日本1999年的排放水平相比，2000年度我国火电机组SO2、NOx实际排放水平高出4.84、3.96g/kWh（基于火电发电量），到2004年度千瓦发电量排放水平没有明显改善。
我国火电厂用煤灰份较高，平均在28%左右。锅炉燃煤机组安装电除尘器的比例到2004年末应超过90％。按《中国环境年鉴》2003年统计数据计算，火电机组平均除尘率达97.5％。2004年全国烟尘排放量1095万吨，其中电力系统烟尘排放量估计约为500万吨（2.8g/kWh），约占全国烟尘排放总量的46％。2000年电力系统烟尘排放量为310万吨，占全国烟尘排放总量的26.6％。
废水回用率上升，干灰场得到普及，灰渣综合利用率较高。

2.5 耗水指标
根据典型电厂初步设计资料的统计，单机容量≥300MW的大部分电厂，包括脱硫在内（2×300MW机组约增加100t/h，2×600MW机组约增加130t/h）的全厂耗水率指标可以控制在《火力发电厂节水导则》中指标的中间值附近，水处理和水平衡较好的接近低值。

供水系统
耗水指标m3/（s.GW）
采用淡水循环供水系统
0.6—0.8（2.16—2.88）
采用海水直流供水系统
0.06—0.12（0.216—0.432）
采用空冷机组
0.13—0.2（0.468—0.72）
注：括号内数字系理论值，单位为m3/（MWh）

与2000年相比，截至到2004年底在运行空冷机组容量约5000MW，在火电机组中所占比例没有明显增加；利用城市再生水（中水）和矿井疏干水的面有所扩大，增加了石灰石——石膏湿法脱硫量装置的火电厂，用水量有所增加；由于电厂在水处理设施方面增加了投资，尽量做到废水不外排，提高了水的重复利用率。
我国2000年平均发电水耗为4.13kg/kWh（包括循环供水冷却电厂和直流供水冷却电厂），发达国家发电水耗为2.52kg/kWh，南非发电水耗为1.25kg/kWh。可见我国火电厂的水耗太高，节约潜力很大。

2.6 差距分析
2.6.1 火电结构问题依然突出
大机组比重偏低。2004年度300MW及以上机组为394台，容量142.18GW，占全部火电装机的43.0%，比2000年度的38.5%略有增加；100MW以下容量机组总容量为88.18GW，占27％，与2000年度的27.6%基本持平。
关停“小机组”的计划没有得到有效执行。在前几年新投产机组容量不足和缺电的大环境下，“十五”的关停小机组计划没有得到有效执行，总量还在增长，2004年100MW以下容量火电机组比2000年净增19587MW。小机组比重高是造成我国平均供电煤耗高最直接的原因。
洁净煤发电技术应用水平低。除循环流化床CFB锅炉外，其他洁净煤燃烧技术（如PFBC、IGCC等）没有进展；装有脱硫设备的机组比例太低，2000年只有3590MW，到2004年末约有20000MW脱硫装置在运行或在建。对烟气脱硫设施进行科学评价的指标和要求尚不健全，存在烟气脱硫设施不能全部做到与机组建设“三同时”，投运后达不到设计指标或不能连续稳定运行等情况。脱硝装置只有后石电厂一家在运行。后续洁净煤发电技术研究开发计划不落实。
空冷机组比例低。在运行空冷机组容量约5000MW，与三北缺水地区装机容量相比，所占比例低，其节水优势没有体现出来。
热电联产机组比重偏低。2002年我国城市集中供热普及率为27％。2000年我国供热机组的比重仅12.84%，装机仅为俄罗斯供热机组的1/3，美国供热机组的1/2，其比重远远低于丹麦（51%）、荷兰（34%），奥地利（28%）等国家。
电源调峰能力不足。目前我国燃煤火电机组降负荷运行是电网调峰的主要手段，调峰经济性较差。以燃气轮机电厂作为调峰手段，经济性好，环保性能优越，但目前我国燃气（油）轮机机组在运行容量不足5000MW，其调峰能力有限。
2.6.2 技术水平相对落后
从参数等级来看，技术水平不够先进。2004年末，全国火电机组中，亚临界及以上参数机组占40％，高压、超高压参数机组占29％，高压及以下参数机组占31％。相应平均供电煤耗水平分别为323～350、374～378、498g/kWh。超临界机组仅9.60GW，占火电装机总量的2.95%，其中4.80GW是俄罗斯供货的机组，性能指标与亚临界600MW机组相当。2004年火电结构比2000年略有改善。
国产大机组的经济性落后于相应进口机组。300MW容量等级，国产机组的供电煤耗比进口亚临界机组高4～12g/kWh。600MW容量等级，国产机组的供电煤耗比进口亚临界机组高20～23g/kWh，比进口超临界机组高28～39.5g/kWh。
2.6.3设计、制造、管理存在问题
亚临界300、600MW机组技术引进、消化、提高的过程太长。国产300、600MW亚临界机组技术引进后，经过多次优化提高，第三步优化的300MW机组供电煤耗最好水平达到340g/kWh，已接近进口机组水平；吴泾热电厂八期工程引进优化型600MW机组供电煤耗考核试验数据达到309g/kWh，已与进口600MW机组水平基本相当。从300、600MW亚临界机组技术引进，逐步发展到现在的水平，历时20余年。
小机组年利用小时高于大机组。2003年100MW及以上容量火电机组台年平均利用小时为6079.72h，其中300～600MW容量机组利用小时均在6000h以下，形成鲜明对比的是100～200MW容量机组利用小时在6200h以上。这种低参数、小容量机组年利用小时高于高参数、大容量机组的不合理现象也是造成火电机组整体煤耗高的原因之一。近几年我国持续供电不足，大小容量机组基本都处于连续满发状态，小机组煤耗高的影响依然存在。
经营管理粗放。从各电厂运行统计数据看，大多机组运行煤耗与水耗指标高，达不到设计值。在300、600MW亚临界机组主、辅机引进成熟过程中，由于主、辅机出力、可靠性等因素影响，形成从标准上、设计和管理上要求增大辅机配备裕度，直接导致辅机运行偏离经济工况，厂用电升高，机组经济性下降。简单的以比概算节省作为工程建设管理业绩考核指标的机制，客观上增加了控制工程造价的难度，造成了新技术推动原动力不足。
重复建设加剧。发电公司分拆、一厂多制等体制带来了附属设施增加，设备备用负担加重，公用设施重复建设、原来按区域设置的备品、备件、教育培训等的地区协作机制不复存在。企业办社会现象重复出现。

3、近4年火电结构优化和技术升级的进程
超临界、超超临界机组有较快发展。随着河南沁北、江苏常熟两个600MW超临界机组国产化依托工程的顺利实施和成功投运，以及浙江玉环1000MW超超临界机组国产化依托工程的启动，国产超临界、超超临界机组有了较快发展。根据制造部门统计，SC/USC机组的订货量大幅上升，由于采用与国内制造企业签约由国外厂商提供技术支持和性能保证的措施，有力地推动了国产化进程，缩短了引进技术消化吸收的周期。
燃气-蒸汽联合循环电站建设成果显著。作为国家“西气东输”、近海天然气开发和液化天然气工程的重要组成部分，按照“十五”规划刚要的布署，国家安排了一批燃气-蒸汽联合循环电站项目的建设，由国家统一组织国内市场资源，通过竞争招标，引进关键技术；国家对燃机电站建设统一规划，统一技术路线。第一批10个工程23套机组、第二批12个项目29台机组的设备打捆招标和技术引进工作取得阶段性成果，第三批项目于2005年5月30日开始启动。
启动300MW级大型循环流化床CFB锅炉技术引进与示范工程建设。由国家发改委组织的300MW级大型CFB锅炉制造技术、电站系统设计技术引进和四川白马1×300MW CFB锅炉电站示范工程建设进展顺利，其中电站系统设计技术引进和消化吸收已经通过国家验收。河北秦皇岛、云南开远等多个后续项目正在进行前期工作，三大锅炉制造厂都已得到订单并开始自主设计、制造300MWCFB锅炉。目前除了部分另部件需要进口外，国产化率已经达到95%以上。
直接空冷系统设计和设备制造国产化技术攻关已经开展。国家发改委批准了通辽电厂三期1×600MW空冷机组空冷系统国产化示范工程，作为“十五”科技攻关项目，中国电力投资集团公司委托由中国电力工程顾问集团公司和哈尔滨空调股份有限公司组成的联合体承担空冷系统的全部设计和关键设备的供货以及整体性能担保。通过通辽三期工程的攻关，将全面掌握直接空冷机组空冷系统的设计和优化技术，实现大型空冷机组空冷系统设计和制造的自主化。
火电厂烟气脱硫普及率上升。到2004年底，全国约有2000万千瓦装机的烟气脱硫设施投运或建成，约3000多万千瓦装机的烟气脱硫设施正在施工建设，预计在未来10年内，约有3亿千瓦装机的烟气脱硫装置投运和建设。

4、加快结构调整和技术升级的分析和展望
4.1 社会环境
我国经济持续高速发展对能源需求在不断增加。2000~2004年，国内生产总值分别以8%、7.3%、8%、9.1%、9.5%的速率递增；煤炭产量由9.98亿吨增长到19.56亿吨；全国用电负荷大幅攀升，全国大面积持续供电不足，2002年以来全国电力供需矛盾日趋紧张，2002、2003、2004全国相继有12、23、24个省级电网在高峰或枯水期拉路限电，2004年完成的发电量超过了报告预测的2005年水平。根据预测，全国需用电量有较大调整，2005、2010、2020年的“中方案”为22844、30516、45600亿千瓦时。
电力体制改革形成新的竞争态势。2002年12月两大电网公司、五大发电集团公司和四个辅业集团公司的成立宣告了以网厂分开为主要特征的电力体制改革取得了阶段性成果。改革后全国发电市场形成了以五大发电集团公司，国投电力、国华电力等央企能源产业，地方电力和能源投资集团等组成的竞争格局。追求扩张的速度和规模，火电电源点前期开发超过了400个，装机规模合计接近4亿千瓦。受电力需求增长的拉动，煤电油运全面紧张，缺电局面逐年扩大，电力投资日趋高涨。煤价走高，发电企业利润下降。设备供应紧张，价格上涨，工程造价上升，据统计，2002、2003、2004年主要设备价格上升幅度2´300MW机组为2.64%、10.87%、5.25%；2´600MW机组为6.67%、7.67%、4.22%。同期工程造价上涨水平2´300MW机组工程为1.17%、6.67%、3.4%；2´600MW机组工程为2.78%、5.36%、3.83%。
电力建设投资放开、投资项目实行核准制。2004年7月19日，“国发[2004]20号”文《国务院关于投资体制改革的决定》正式出台，国家发展和改革委员会以第19号令发布了《企业投资项目核准暂行办法》。这是我国投资领域计划经济体制下高度集中模式的重大突破，对于发挥市场配置资源的基础性作用，改善宏观调控，强化投资决策的责任和风险意识具有重要意义。

4.2 政策环境
中央提出科学发展观。十六届三中全会中央针对当前我国经济、社会发展中存在的突出问题和矛盾，提出树立和落实全面、协调、可持续的科学发展观，纠正过去由于过多地注重经济增长的速度，造成资源大量消耗、环境严重污染、生态进一步恶化的做法，指导我国经济增长方式由粗放型向集约型转变化。
倡导循环经济，创建节约型社会。发展知识经济和循环经济，是世纪之交国际社会的两大趋势。循环经济所倡导的建立在物质不断循环利用基础上的经济发展模式，使自然资源低投入、高利用和废弃物低排放，从而根本上消解长期以来环境与发展之间的尖锐冲突并得到越来越广泛的认同。2004年中央经济工作会议提出大力发展循环经济。这说明，缓解我国资源全面紧张的状况刻不容缓，循环经济已经融入中国主流经济概念当中，并将对中国未来经济发展产生深远的影响。《节能中长期专项规划》出台，国家发展改革委启动规划提出的十大重点节能工程，并对实施工作进行具体部署。通过实施十大重点节能工程，“十一五”期间将实现节约2.4亿吨标准煤的节能目标。国务院发出《关于做好建设节约型社会近期重点工作的通知》，从节能、节水、节材、节地和资源综合利用五个方面提出了今明两年建设节约型社会的重点工作，并提出了加快节约资源的体制机制和法制建设七个方面的措施。
国家从政策上提高了煤电建设的技术门槛。2004年5月16日，国家发展改革委以“发改能源〔2004〕864号”文发布了《关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》，明确现阶段在电站布局上优先考虑的项目，对机组参数，设计煤耗、水耗控制水平做出了规定，提出鼓励发展的具体要求。“发改能源〔2004〕864号”文颁布后，新开发的电源项目，基本上均满足政策要求；前期工作已基本完成的项目，如果单机容量和机组参数不满足要求，厂址具备条件的也进行了调整。新开发的单机300MW及以下容量的燃煤凝汽机组电源点得到了有效控制，超临界超超临界机组比例提高。
环保要求继续提高。2002年9月19日国务院批复了《两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划》，火电厂脱硫项目完成与否是“两控区”“十五”计划能否实现的关键，现在距“十五”计划完成期限仅剩一年时间，在目前酸雨污染严重、二氧化硫排放总量居高不下的形势下，必须采取切实有效措施，强化对重点火电脱硫项目的监管力度。为此，国家环境保护总局又下发了《关于加强〈两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划〉重点火电脱硫项目监督管理的通知》，要求加大对火电厂脱硫的监管力度，最大限度地削减二氧化硫排放量。制定中的酸雨控制中长期规划，将提出2010、2015和2020年全国及电力行业的二氧化硫、氮氧化物总量控制目标，火电行业的总量指标分配方案。新版《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003），国家环境保护总局于2003年12月23日批准，自2004年1月1日开始实施。新修订的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）已接近发达国家的水平，与国际标准的比较见下表。

项目内容
烟尘
（mg/Nm3）
SO2
（mg/Nm3）
NOx
（mg/Nm3）
GB13223-1996 III时段
200
当煤含硫量>1%时，为1200；当煤含硫量<1%时，为2100。
液态排渣炉1000；固态排渣炉650。
GB13223-2003 III时段
50
100 (3
200 (4
400
800 (3
1200 (4
Vdar<10%：1100
10%£ Vdar £20%：650；
Vdar>10%：450
世界银行98年标准
50
2000
750
美国
40
984
切向燃烧方式492；固态排渣炉566。
德国
50
400
200

中华人民共和国国务院令(第369号)制定了新的《排污费征收使用管理条例》，并于2003年7月1日起实施。国家环保总局正在制定《排污费征收管理办法》。
国家提出强调节水的政策。“发改能源〔2004〕864号”文要求：高度重视节约用水，鼓励新建、扩建燃煤电站项目采用新技术、新工艺，降低用水量。对扩建电厂项目，应对该电厂中已投运机组进行节水改造，尽量做到发电增容不增水。在北方缺水地区，新建、扩建电厂禁止取用地下水，严格控制使用地表水，鼓励利用城市污水处理厂的中水或其它废水。原则上应建设大型空冷机组，机组耗水指标要控制在0.18m3/s.GW以下。这些地区建设的火电厂要与城市污水处理厂统一规划，配套同步建设。坑口电站项目首先考虑使用矿井疏干水。鼓励沿海缺水地区利用火电厂余热进行海水淡化。国家标准《取水定额第1部分：火力发电》(GB/T1 8916.1-2002) 2005年1月1日开始实行。根据要求，在申请取水许可证的和确定电厂取水能力时，允许留有10％的裕度，这一限值与“大火规”的要求相当。

4.3 在建项目基本情况
2004国家批准开工电站项目61100MW。预计2005年-2007年，年度开工规模与2004年相当，3年总的开工规模约18500-19000MW。经初步分析，纳入3年开工计划的项目有以下特点：
l 1000MW级机组合计容量约占8％，600MW级机组合计容量约占58％，300MW级机组合计容量约占26％，200MW级机组合计容量约占2％，135MW机组合计容量约占2.5％。大机组比例明显上升。
l 燃煤机组中超超临界机组约占8%，超临界机组约占30%，亚临界机组约占55%。机组参数水平在提高，对节能降耗必将产生积极影响。
l 燃机机组合计容量约占3.5％，按规划预测到2020年，我国燃气蒸汽联合循环机组装机规模将达到60000MW。燃机的装机规模发展走势，将受到其电价水平较高和我国天然气储量及供应量的变数等因素的限制。
l 供热机组的比例约占10％，包括200MW机组和部分300MW机组，但有些供热机组项目近期热负荷或配套城市供热管网建设不落实，可能会影响供热机组的建设规模。
l 三北地区由于水资源匮乏，新开工600MW机组基本上全部采用空冷机组，约占近3年开工建设的600MW机组30％，300MW机组25％。
l 无烟煤600MW机组规模主要取决于当地煤煤质特性，所占比例不高。300MW级CFB锅炉机组多属煤矸石等劣质煤利用项目，规模不大。

5、结论
5.1 我国国民经济持续高速增长，带来了一次能源需求的增长，而能源总量不足和分布不均，是我们必须面对的现实，倡导在全社会节约能源，是可持续发展的必由之路。
5.2 据国家《节能中长期专项规划》公布的数据：2000年按现行汇率计算的每百万美元国内生产总值能耗，我国为1274吨标准煤，比世界平均水平高2.4倍，比美国、欧盟、日本、印度分别高2.5倍、4.9倍、8.7倍和0.43倍；我国火电机组平均效率33.8%，比国际先进水平低6-7个百分点。从现有应用技术水平看，我国节约能源的空间很大。
5.3 实施火电结构优化和技术升级，提高发电效率、降低煤耗、减少排放，是社会经济、资源环境协调发展的需要，更是火电企业自身生存和发展的必然选择。
5.4 国民经济的持续高速发展、人民生活水平的提高，对电力需求的增长明显要高于原“报告”中预测的数值。2030的需求水平，现在看2020年就要达到，甚至到来的更早。
5.5 国力的增强、投资能力的提高，电力产业政策技术门槛的提升，促进了火电结构和技术升级的步伐，从长远看《报告》中提出的2030年全国火电单位煤耗330g/kWh的目标有望提前实现。但前几年对电力需求增长幅度认识上的局限性带来的电力开工不足，电力供应持续紧张，电力市场放开后的资本集中涌入，投资决策上的急功近利和盲目性，以及地方经济的局限性导致小机组容量有增无减，近几年火电机组装机容量虽快速增加，但却并没有带来结构的快速改善，2010年前，全国平均煤耗水平降低速度将比较缓慢。
5.6 国家环保标准对火电厂大气污染物排放要求的提高和减排计划的实施，促进了火电企业排放指标的降低。按政策要求，展望未来，10年后全国火电厂的大气污染物排放水平将全面改观，接近甚至达到世界先进水平。但我国能源结构的局限性，对能源需求的增长以及对煤炭的依赖，各个行业环保水平的参差不齐，近期内国家全面减排计划任务艰巨，最有效的途径应该在结构上考虑增大核电的比例。
5.7 大容量空冷机组应用的成功和中水再利用的突破，拓展了三北地区火电机组发展的空间；随着老厂节水改造力度的加大，火电项目建设取水限值的严格执行，节水技术在工程中的实践和推广应用，相信在一段时间内火电厂综合耗水指标有望降低。
5.8 发电新技术应用速度的加快，设备和建材价格的上涨，环保设施的增加和排污费征收，煤价的大幅度提高以及发电行业综合管理成本的提高，都将导致发电成本的提高，电价增长的趋势将大大超出《报告》预测的目标。从近期和中期来看，电价上涨在所难免。
5.9 电力市场放开后，在国家强劲投资能力的支撑下，超临界、超超临界机组、大容量空冷机组和重型燃机应用于工程的速度要明显快于《报告》的预测，在对外开放的市场环境下国内制造厂的生产和组织供货的能力明显增强，消化吸收引进技术的速度和产品质量都在提高，这是《报告》所始料未及的。
5.10 IGCC作为一种有潜力的商业发电技术，尽快开展示范工程建设，已经在较高层次和较大范围取得共识，但由于工程造价高，迟迟没有进展。需要明确洁净煤技术的发展思路和方向，推动示范工程开工建设。
5.11 从近4年发展的轨迹看，中国已迈出了火电结构调整和技术升级的步伐。展望未来，加快火电结构调整和技术升级的步伐，不仅需要在政策的引导下进一步加大力度，而且需要全行业特别是发电企业的大力支持。

作者简介：
赵洁，（1956-），女，中国电力工程顾问集团公司副总经理，教授级高级工程师，从事电力规划研究、电力工程勘察设计与咨询。

赵锦洋，（1962-），男，中国电力工程顾问集团公司发电工程分公司副总经理，教授级高级工程师，从事电力规划研究、电力工程勘察设计与咨询。