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(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)。
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)。
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)。
(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)。
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)。
(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)。
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。
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