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1、电力行业（燃煤发电企业）清洁生产评价指标体系（征求意见稿）编制说明中电联研究室2014 年 01 月1一、项目背景为贯彻和落实中华人民共和国清洁生产促进法 ，评价企业清洁生产水平，指导和推动电力行业燃煤发电企业依法实施清洁生产，根据国务院办公厅转发发展改革委等部门关于加快推进清洁生产意见的通知 （国发办2003100 号）和工业清洁生产评价指标体系编制通则试行稿，编制研究电力行业燃煤发电企业清洁生产评价指标体系（以下简称指标体系） 。1.1 任务来源于 2013 年 5 月受国家发展改革委委托。1.2 指标体系的编制原则在本指标体系编制过程中遵循了以下几个原则：a）科学性和规范性；b）先进性和
2、实用性；c）易于操作性；d）与国家节能、降耗、减污、增效方针政策等相符合；e）充分考虑我国燃煤发电企业清洁生产技术水平特点，符合燃煤发电企业的需求，对清洁生产评价的相关术语和定义、指标体系及评价方法作统一规定。1.3 工作过程清洁生产评价指标体系研究从2013年5月开始至今，可以分为四个阶段：第一阶段：成立编制研究小组2中国电力企业联合会接受指标体系编制研究任务后，确定了指标体系主要编制研究单位，即中国电力企业联合会和国电科学技术研究院，成立了由专业技术人员及专家组成的指标体系编制研究小组。第二阶段：调研和资料收集及分析 为做好指标体系编制研究工作，充分合理反映电力行业燃煤发电企业清洁生产水平
3、，组织开展了燃煤发电企业清洁生产水平情况调研，并对近年来全国燃煤发电机组能效对标的数据进行了分析。研究确定在行业标准火电行业清洁生产评价指标体系基础上进行编制研究。经过资料整理和调研情况汇总，初步建立了指标体系的大体框架和编写提纲。第三阶段：指标体系研究编制2013 年 8-9 月，依照清洁生产评价指标体系编制通则试行稿进行编制研究，经过反复研讨和修改形成指标体系研究初稿。第四阶段：行业内征求意见及指标体系测算2013 年 9-10 月，对指标体系研究初稿进行了电力行业内部征求意见，向电力行业会员单位及相关专家发送了指标体系初稿的征求意见函，广泛征求意见。组织召开了专家讨论会，同时在集团层面进
4、行指标体系的测算。二、指标体系编制研究的必要性及意义电力行业是将各种一次能源转换为清洁的二次能源电能，3并通过合理的输配方式供给用户的行业。在行业内，根据企业从事电能生产或输配等不同的分工，又划分为发电企业和输配电企业。在能源转换和电力输配过程中，提高能源转换效率，减少输配过程中的能量损失，可以实现能源资源节约，对减少能源资源消耗、保障国家能源安全、保护生态环境具有十分重要的意义。火力发电利用化石能源（煤、油、天然气等）作为一次能源进行电能生产。化石能源，尤其是煤，在燃烧过程中会产生烟尘、SO 2、NO X 等污染物。所以，在生产过程中按照清洁生产的要求，减少和避免污染物的产生，可以保护和改善
5、环境，同样具有十分重要的意义。清洁生产强调通过不断采取改进设计、使用清洁的能源和原料、采用先进的工艺技术与设备、改善管理、综合利用等措施，从源头削减污染，提高资源利用效率，减少或者避免生产、服务和产品使用过程中污染物的产生和排放，以减轻或者消除对人类健康和环境的危害。 “十一五” 以来，电力行业在各项生产活动中，积极推行清洁生产方式，提高能源转换和输送效率，减少污染物排放，取得了明显的成效。建立电力行业清洁生产评价指标体系，对指导电力行业深入开展清洁生产活动、开展清洁生产审核评价等具有十分重要的意义。本项目将在总结电力企业清洁生产经验的基础上，按照清洁生产评价指标体系编制导则 （试行稿）的要求
6、，结合电力行业特点和生产实际，制定出电力行业清洁生产评价指标体系，为今后相关工作打下坚实的基础。4三、电力行业基本情况说明3.1 行业概况截至 2012 年底，全国全口径发电装机容量 114676 万千瓦，比上年增长 7.9%，增速比上年下降 2.05 个百分点。其中，水电24947 万千瓦，比上年增长 7.1%；火电 81968 万千瓦，比上年增长 6.7%；核电 1257 万千瓦，与上年持平；并网风电容量 6142 万千瓦，比上年增长 32.9%；并网太阳能 341 万千瓦，比上年增长60.6%。核电、并网风电、并网太阳能发电占全国发电装机容量的比重为 6.7%，而水电、火电所占比重分别为
7、 21.8%、71.5%。2012 年，全国全口径发电量 49865 亿千瓦时，比上年增长5.41%。其中，水电 8556 亿千瓦时，比上年增长 28.06%；火电39255 亿千瓦时，比上年增长 0.65%；核电 983 亿千瓦时，比上年增长 12.75%；风电 1030 亿千瓦时，比上年增长 39.15%。3.2 行业清洁生产技术装备水平（1）发电机组结构情况电力行业高度重视发展循环经济和推进清洁生产工作。自 2002年实施清洁生产以来，火 电 机 组 结 构 持 续 优 化 调 整 ， 大 容 量 、 高 参数 、 清 洁 化 机 组 装 机 比 重 持 续 提 高 ， 清 洁 化 水
8、平 不 断 提 高 。 近 年 来 ，新 建 机 组 基 本 上 都 为 超 临 界 、 超 超 临 界 、 热 电 联 产 或 者 循 环 流 化 床机 组 。截 至 2012 年 底 ， 全 国 30 万 千 瓦 及 以 上 火 电 机 组 比 例 达 到75.6%， 比 上 年 增 加 近 1.2 个 百 分 点 ， 在 运 百 万 千 瓦 超 超 临 界 燃 煤5机 组 达 到 54 台 ， 数 量 居 世 界 第 一 ， 对 我 国 火 电 结 构 的 优 化 和 技 术升 级 起 到 重 要 作 用 。2012 年全国统计调查范围内火电机组容量等级结构见表 3-1， 表 3-1 2
9、012 年全国统计调查范围内火电机组容量等级结构指标分类火电机组合计（万千瓦）占统计调查范围内火电容量比例（%）6000 千瓦及以上机组 80302 10060 万千瓦及以上机组 32241 40.1530 60 万千瓦机组（不含 60 万千瓦） 28441 35.4220 30 万千瓦机组（不含 30 万千瓦） 5212 6.4910 20 万千瓦机组（不含 20 万千瓦） 6261 7.80其中不足 10 万千瓦机组 8146 10.14（2）环保设施装配情况截至 2012 年底，煤电机组全部配置除尘设施。其中，电除尘器的应用比例约为 90%，布袋除尘器（含电袋）比例约为 10%。截至 2
10、012 年底，累计已投运火电厂烟气脱硫机组总容量约 6.8亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的 90%（比 2011 年的美国高 30个百分点） ，比 2011 年提高 1 个百分点。如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉、减去计划关停机组，全国脱硫机组占煤电机组比例接近 100%。从脱硫机组脱硫技术采用方式看，截至 2012 年底，石灰石- 石膏湿法占 92%（含电石渣法等相关脱硫技术） ，海水法占63%，烟气循环流化床法占 2%，氨法占 2%，其他占 1%。2012 年，新建燃煤机组全部按要求同步采用了低氮燃烧方式，现役机组结合检修也开始进行低氮燃烧技术改造，烟气脱硝装置开始了大规模建设。201
11、2 年新投运火电厂烟气脱硝机组容量约 0.9 亿千瓦，其中，采用选择性催化还原法（SCR ）的脱硝机组容量占当年投运脱硝机组总容量的 98%。截至 2012 年底，全国已投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过 2.3 亿千瓦，占全国现役火电机组容量的 28.1%。规划和在建的烟气脱硝机组已超过 5 亿千瓦。3.3 行业清洁生产指标情况（1）供电标准煤耗水平供电煤耗全国情况，2012 年，全国火电机组供电标准煤耗 325克/ 千瓦时，比上年降低 4 克/千瓦时。部分大型发电企业火电机组不同类型供电煤耗情况如表 3-2。表 3-2 部分大型发电企业不同容量等级火电机组供电标准煤耗情况容量等级(万千瓦)台
12、数(台)总装机容量(万千瓦)供电标准煤耗(克/千瓦时)全部机组 1842 62314 319 机组100 58 5837 292 60机组100 397 24721 313 30机组60 740 23898 322 20机组30 201 4204 342 10机组20 223 3025 348 0.6机组 10 223 629 381 数据来自中电联中国电力行业年度发展报告 2013（2）大气污染物排放与控制水平1）烟尘排放情况72012 年，全国电力烟尘年排放量约为 151 万吨，比上年下降2.6%；每千瓦时火电发电量烟尘排放量为 0.39 克，比上年下降1.7%。2）二氧化硫排放情况201
13、2 年，全国二氧化硫排放 2117.6 万吨，比上年下降 4.5%；电力二氧化硫排放 883 万吨，比上年下降 3.3%；电力二氧化硫排放量约占全国二氧化硫排放量的 41.7%。2012 年，每千瓦时火电发电量二氧化硫排放量为 2.26 克，比上年下降 0.08 克。3）氮氧化物排放情况2012 年，电力行业扭转了氮氧化物排放量逐年增加的局面，实现了排放量下降，全年电力氮氧化物排放 948 万吨，比 2011 年下降 5.5%；每千瓦时火电发电量氮氧化物排放量为 2.4 克，比上年下降约 0.2 克。（3）火电厂废水排放与控制水平2012 年，全国火电厂每千瓦时发电量耗水量 2.15 千克，比
14、上年降低 0.19 千克；每千瓦时发电量废水排放量 0.10 千克，比上年降低 0.13 千克。（4）固体废弃物排放与综合利用1）粉煤灰2012 年，全国燃煤电厂发电和供热消耗原煤约 19.7 亿吨，产生粉煤灰约 5.4 亿吨，与上年持平，是 2005 年的 1.8 倍；综合利用率约为 67%。82）脱硫副产品2012 年，电力行业产生脱硫石膏约 6800 万吨，与上年持平，综合利用率约 72%，比上年增加 1 个百分点。3.4 常规燃煤发电机组工艺过程常规燃煤发电机组是指采用煤粉锅炉和纯凝汽式汽轮发电机组，将煤中的化学能转换为电能的设备及系统。主要工艺流程如下：通过煤燃烧时释放的热量加热锅炉
15、中的水，使之成为具有一定温度和压力的蒸汽，蒸汽再推动汽轮机旋转并带动发电机产生电能，从而将煤中贮存的化学能转换为热能、机械能、最终转换为电能，电能经变电设备及输电线路供用户使用。其中少部分作为电厂自用电消耗，大部分电力作为最终产品输出。在汽轮机中完成热能-机械能转换任务的蒸汽从汽轮机低压缸排出。这部分蒸汽需要采用一定的冷却手段加以冷却，使其转变成液态的水，才能再次送入锅炉进行加热。冷却方式通常有以下几种：水冷却：即使用水作为冷却介质，与汽轮机排汽在凝汽器中进行表面式换热。水冷却方式根据冷却介质是否循环利用分为直流冷却系统（开式冷却）和循环冷却系统（闭式冷却）两种。直流冷却系统（开式冷却）：直流
16、冷却机组中作为冷却介质的水取自江河湖海，一次性流过凝汽器，之后又流回到江河湖海中，不再循环。这种冷却形式需要有足够的水源，例如靠近大江大河或海洋，由于没有经过冷却水的循环，所以没有冷却水的损失。但是由于冷却水在经过凝汽器时吸收了热量，温度有所升高，在重新排放到江河或海洋中去，如果水的温升过大，会对水体形成热污染。9由于这种原因，一些地区在使用直流冷却时会受到限制。如果要减少水温升高对水环境的影响，可以加大冷却水量。循环冷却系统（闭式冷却）： 循环冷却系统中作为冷却介质的水经过凝汽器后，再送到冷却塔中将热量散发到大气中，降温后的冷却水继续回到凝汽器中，因而大部分冷却水是在系统中循环流动的。这种系统在运行中因为冷却水要和大气进行热交换，冷却水有蒸发、风吹和排污等损失，而且损失量比较大，需不断补充水，故其取水量较其他几种冷却方式都要大。空气冷却：即利用空气作为冷却介质。根据汽轮机排汽是否与空气直接发生热交换分为直接空冷系统和间接空冷系统
