1　我国发电行业能效现状

1.1　主要成绩

　　我国发电装机容量和发电量连续10年居世界第2位，2005年底装机容量超过5亿kW，已经成为世界上名副其实的电力生产和消费大国。通过优化发展、结构升级和技术改造，我国电力行业装备水平和管理水平稳步提高，一次能源转换为电能的比重、电能占终端能源消费量的比重和电力技术经济指标等衡量国家经济发展水平、经济效率、能源利用效率和环境保护程度的重要标志性指标不断改善，取得显著进步。近年来，随着我国电力的快速发展和产业技术不断升级，以三峡左岸电站、上海外高桥90万kW（百万kW级）超临界燃煤发电机组及西北750
kV输变电示范工程投运为代表，我国电力发展的增量部分基本达到世界先进水平。

　　“十五”末期，电力行业主要技术经济指标如下：一次能源转换为电能的比重为42.09％（2004年），电能占终端能源消费量的比重为13.41％（2003年），发电的供电煤耗为374
g／kWh（2005年），火电厂厂用电率为6.85％,水电厂厂用电率为0.47％（2004年）。其中，供电煤耗比“九五”末（2000年）下降了4.5％。按环比计算，“十五”火电供电煤耗下降相当于节约标准煤2
710万t。

　　2005年，全国发电装机容量和发电量同比增速分别达到了14.9%和12.8％，各发电集团通过发电资产的增量结构升级和存量技术改造，能效得到不断提高。由于火电占全国装机容量和发电量的比率分别为75.6％和81.5％，因此，发电能效的提高主要体现在供电煤耗的持续降低方面。在5家中央发电企业中，华能、大唐、华电、国电和中电投供电煤耗分别为346、358、363、361
g/kWh和367 g/kWh，除华能集团由于资产并购供电标准煤耗上升了8.9 g/kWh外，其他4家发电集团同比分别下降了5.9、4.1、4.7
g/kWh和1.5 g/kWh。5家地方发电企业供电平均标准煤耗为341 g/kWh，同比降低4 g/kWh，其中申能、浙能、粤电、山西国际供电的标准煤耗分别为319、332、348、383
g/kWh。

1.2　不同参数机组情况

　　不同参数机组供电煤耗和供电效率不同，参数越高，能效越高。同一档次参数，煤耗及效率的变化范围也很大，与发电设备的可靠性、燃料品种、运行方式和机组负荷率等有关。从单机指标看，目前我国100、125、200、300、600MW机组供电煤耗平均分别约394、374、368、338、328
g/kWh。2005年，在正式生产运行机组中，供电煤耗最低的是引进的600 MW超临界机组，为307.2 g/kWh。

　　发电行业节能降耗工作虽然取得巨大进步，供电煤耗与世界先进水平仍然相差约50 g/kWh，即按世界先进水平计算，目前我国1年发电要多耗标准煤约1亿t。造成这一情况的主要技术原因是产业结构问题：①燃煤机组发电量占全国总发电量的80％以上，全世界最高，使得整体能效偏低。②发电量中水电等可再生能源比重较低，且近年来比重总体下降，2005年为15.96％，比1983年的24.57％降低8.67％。③供热机组的容量比例与世界先进水平相比仍然较低，2004年我国6
000 kW及以上热电联产机组总装机容量为48 234 MW，占火电机组总容量的14.6%。④大机组的比重过小。300
MW及以上机组只占总容量的45.2％，平均机组容量为58.2 MW。⑤发电设备技术参数相对落后。我国超临界机组只占火电总装机容量的4.3%，而美国、日本、俄罗斯超临界机组已占火电总装机容量的50％以上；燃气－蒸汽联合循环机组的比例过低，仅占火电总装机容量的2.3%；整体煤气化联合循环（IGCC）、大型循环流化床（CFBC）等洁净煤技术仍在发展过程中；新能源、可再生能源发电技术及设备水平尚需提高。

1.3　不同时期机组情况

　　（1） 100 MW机组。2004年装机容量17 800 MW，目前主要作为调峰机组，部分机组承担供热任务，由于设备陈旧、起停次数较多等原因，将在服役期满后逐步退役。

　　（2） 125 MW机组。2004年装机容量19 875 MW，近年来经技术改进和增容后，在电网中作为主要的调峰机组仍起着相当大的作用。由于采用了超高压、中间再热等技术，故其技术水平和后来的200
MW机组相当。

　　（3） 200～250 MW机组。2004年装机容量56 496 MW，目前是电网的主力机组之一。200～250
MW机组在设计、安装、运行和检修等方面都存在一些问题，且普遍存在煤耗高、可调节性能差、自动化程度较低等问题，经过20年来大规模的完善化改造，基本上实现了安全、稳定地运行。

　　（4） 300～600 MW亚临界机组。其发展主要经历了国产型、引进型、国产化引进型、国产引进型的优化型和提高型等几个阶段。300
MW机组整体上技术属国际80年代初水平，我国引进后经过消化吸收，使制造技术水平有了很大提高，目前是我国电网中的主力机组。在300
MW及600 MW火电机组中，我国同等级机组的等效可用系数优于北美机组，等效强迫停运率低于北美机组，可靠性已接近或达到国际水平。与此同时，机组运行的可调性、环保性等指标在不断提高，但经济性与设计指标相比仍存在着差距。

　　（5） 超临界及超超临界机组。我国最早投运的超临界机组是华能石洞口二厂1992年引进ABB公司的2台600
MW机组，最早国产化项目为2004年投产的华能沁北电厂一期2台600 MW机组。目前有900、800、600、500、320、300
MW几个容量等级。到2004年底，全国超临界机组正式运行17台，新投产4台，合计容量1 414万Wh，占火电装机容量的4.3％，供电煤耗为307～340
g/kWh。超超临界机组仍在建设中。

1.4　节能管理情况

　　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，根据国家法律、法规、政策，建立了较为系统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、经营的重点工作之一，通过结构调整、技术改造，以及节能降耗、污染治理、无渗漏企业、上星级、达标、创一流和行业对标等与效益目标相结合的管理，不断加大基础性管理和设备治理力度。同时把节约能源、提高能效、减少环境污染作为企业持续、健康发展的内在动力，使电力节能工作取得了很大成就。

　　在发电行业实现集约化发展过程中，在满足快速增长的需求、节能技术进步和节能管理方面存在制约。在认识上，面对一定时期内电力供需的巨大缺口，为保障电力供应和增强企业实力，偏重增量发展，一定程度上存量节约没有放在首位，在企业同样的投入中，用于开发取得的收益和政绩高于内部挖潜的效益；对于火电企业，在目前市场环境的条件下，主要目标更多集中在电价和煤价2个方面，这是影响收益和成本的最主要因素，当前燃煤涨价、排污费加大、水资源费增加和新领域开征，对成本的影响更大，这些问题在当前仍是热点，并没有得到很好解决，抵消了企业进一步挖潜的作用和重要性。在管理上，目前缺少配套的法规政策，尤其是节能优惠政策难以得到有效落实；节能体制和机制不健全，在电力规划、建设、生产、使用全过程发展不平衡，对电力节能缺乏有效的行业管理、监督、服务。在系统设计和设备选型方面，不同程度存在标准或实际执行过程中裕量选择偏大的问题，为保证安全性和可靠性，如果采取的措施过度，会造成运行损耗加大等问题。另外，新的节能改造技术，特别是适应大机组特性的技术进展不大，企业进一步节能改造有一定困难。

    

2　“十一五”能效影响因素和目标

　　“十一五”期间，党中央做出了以科学发展观为指导，加快建设节约型社会的重大决策和部署，明确了电力行业强化节约和高效利用的政策导向。一批重点节能工程和高耗能企业节能行动的开展，必将促进电力行业节能降耗工作的开展。同时，电力产业结构调整步伐进一步加快，火电、水电、核电和电网得到不同程度的发展，并通过开发新的可再生能源，积极推进热电联产，大力开展“以大代小”等技术改造工作全面建设节约型电力工业。这一时期，发电领域准入技术门槛提高，随着产业进步和技术创新，新的建设项目具有突出的节约型和环保型特点，提高了能源利用效率，也相对减少了以后技术改造的压力和浪费。电力体制改革促进能效提高，电力市场的建设和发电侧竞价上网的逐步实现，发电企业没有了固定上网电价的保护，节能降耗与企业竞争力密切相关，这些因素都将促进和保证发电能效的稳步提高。

　　“十一五”期间，电力行业在大力推进节能降耗工作的同时，也面临一些困难和需要综合考虑的因素：① 从已核准电站项目和建设工期分析，预计整个“十一五”期间煤电比例得不到根本改变，发电能源结构调整的效果将最终在2020年体现。②
随着电力供需形势的变化和发电装机能力的快速增加，全国平均发电设备年平均利用小时数将比“十五”末下降，主要是火电机组年利用小时会明显降低，设备平均负荷下降，启停次数增加，对机组能效会有相当影响；供电紧张状况缓解后，电网峰谷差将显现并有可能增大，为适应调峰需要，火电机组低负荷运行和抽水蓄能电站运行，都会使能耗有所上升。③
由于我国水资源短缺、国家环保要求和社会公众环境意识的提高，采用城市中水、电厂污水回用和在煤炭资源丰富而水资源严重短缺的“三北”地区发展空冷机组，新、扩、改建电厂按要求大多数都需要烟气脱硫设施甚至脱硝设施，设备运行后会增加煤耗和厂用电率。④
由于我国能源资源和负荷中心分布的基本特点，需要跨省和跨区大规模远距离输电，会出现高煤耗但低成本电量增加和系统损耗增大的问题，需针对水电、煤电不同情况进行全面经济分析。近期还存在电力用煤质量普遍下降的问题，对机组的安全性、可靠性和经济性造成影响。

　　“十五”期间，电力弹性系数达到1.24。“十一五”期间，随着宏观调控不断进行，电力弹性系数将有一定下降。2005～2006年按电力增长12％，2006～2010年以电力弹性系数为0.9～1估算，发电量年均增长7.5%，预计2010年发电量为3
600 TWh，装机容量约750～800 GW，其中水电装机172 GW，煤电装机540 GW，核电装机12 GW，气电装机35
GW，新能源发电装机10 GW。根据前一阶段专项研究，电力行业物理能源效率预计到2010年火电厂平均供电煤耗降到360
g/kWh，2020年降到320 g/kWh；发电厂综合厂用电率降到5.5%，2020年达到5.1%。

    

3　提高能效的主要技术措施

　　电力用能分为三大部分：一部分转为二次能源送出，一部分是由于能源转换带来的损失，一部分是自身消耗。我国发电能源利用效率的提高与我国能源资源状况、技术结构和技术水平密切相关，主要通过结构调整、技术改造和加强管理来实现。

3.1　结构调整

　　电力工业的可持续发展需要按照建设资源节约型、环境友好型社会的要求，合理配置电源与负荷中心的布局，全面推行清洁生产，形成低投入、低消耗、低排放和高效率的节约型增长方式。首先，应当从国家能源战略出发，发电行业以大型高效机组为重点优化发展煤电，在保护生态基础上有序开发水电，积极发展核电，加快发展风能、太阳能、生物质能等可再生能源，提高能源利用效率，在开发中实现节约；其次，提高能源转换和利用效率，在生产、传输和消费等领域，通过采取法律、经济和行政等综合性措施提高能源利用效率，以最少的资源消耗获得最大的经济和社会收益。

　　我国是以煤炭为主要一次能源的国家，煤炭是发电行业能效提高的重点。根据IEA报告，世界主要工业国家近年来煤电比重在逐步上升。优化发展煤电，需要不断提高煤炭用于发电及热电联产的比例，做到高效、清洁利用煤炭，也可以大幅度提高整个社会的能源利用效率。新建的燃煤机组要节能、节水、节地，加快高耗低效机组的技术改造及淘汰速度，建设高效节能机组，发展洁净煤技术，因地制宜发展热电联产及多联供，形成低投入、低消耗、低排放和高效率的节约型电力工业增长方式。2005年新建机组中，600
MW机组占68%，300 MW及以上机组占90%，已经出现了大机组、大容量、高效率的新格局。

3.2　技术改造

　　发电存量资产能效提高，重点是在役燃煤火电机组进行改造。通过提高机组安全性和可靠性、开展清洁生产（节能、节水、环保、综合利用)
、完善自动化及信息化，实现对125、200 MW及部分早期300 MW机组重点系统和设备技术升级与运行方式优化，50～100
MW纯凝汽式机组逐步进行“以大代小”、热电联产和综合利用改造，综合提高现有电厂经济效益和环境效益。

　　对锅炉及辅机系统的改造，要在提高机组安全性、可靠性的同时，综合考虑调节性能和环保性能的提高，包括燃烧系统适应低负荷稳燃的调峰要求和降低氮氧化物排放，增强煤种适应性，“四管”受热面进行防磨防爆改造，减少锅炉尾部漏风等措施。

　　汽轮机及辅助系统改造以计算和诊断分析为依据，将汽轮机设计制造、系统布置和辅机选型、设备安装及检修、运行方式等方面有机的结合，采用新的技术手段，在提高机组安全性、可靠性的同时，改善机组的经济性和可调性。围绕改善汽轮机性能的工作主要是汽轮机通流部分技术改造。首先从国产200
MW汽轮机开始，而后延伸到125、100、300 MW和其他一些小型机组，改造效果显著，带动了机组的全面技术升级，提高了机组运行的灵活性，延长了机组的寿命。目前大部分机组已经实施了通流部分改造，近期改造的重点在本体汽封结构改造和凝汽器真空改善。

　　电气设备技术改造，应在保证电网、发电设备安全运行，不影响发电机使用寿命的情况下，适当增加发电机容量，提高运行性能满足电网与发电机之间的协调关系，消除设备缺陷和事故隐患，以提高经济效益。

　　泵与风机改造是发电企业降低厂用电的重点。根据运行和调峰要求，原来采用挡板调节流量的泵与风机，应采用电动机加装调速装置的方法进行改造，达到节能降耗和提高电动机设备安全运行的可靠性的目的。合理选取容量，使各种设备在经济负荷范围内运行，并与其它设备容量匹配合理。

　　我国的小火电机组绝大部分是在“八五”时期和“九五”末期建设的。目前这些机组大都超过10年，存在着资产质量差、机组设备老化、能耗增加以及污染严重等突出问题。按照国家产业政策要求，大电网覆盖范围内服役期满的单机容量在100
MW以下的常规燃煤凝汽火电机组，单机容量50 MW及以下的常规小火电机组，以发电为主的燃油锅炉及发电机组在“十一五”期间需要关停或实施“以大带小”改造的机组总计有15
GW。

3.3　运行管理

　　加强机组运行管理，通过机组运行监测及优化，使机组在设计工况下运行。通过改造完善煤质检测、风粉监测、吹灰及在线分析、飞灰经济性分析、减少锅炉漏风和凝汽器泄漏等系统和手段，开展火电厂综合节能降耗研究。通过DCS、SIS、MIS系统提高电厂的生产自动化水平和管理信息化水平，结合机组特性应用在线能损分析功能软件，提高机组运行效率。

　　燃煤火电机组降负荷运行是电网调峰的主要手段，但对机组效率影响很大。根据电网要求，机组根据设备具体情况参与调峰，200
MW及以上机组以旋转调峰为主，100 MW机组可以参与两班制或少汽运行调峰。定参数下的调峰运行方式，会增大节流损失，给水泵功耗比例加大，采用滑压调峰技术是提高高压缸效率，降低汽轮机热耗的有效途径。水电应在符合国家资源节约政策的条件下参与调峰，平水期蓄水式水电应优先参与电网调峰，径流式水电及丰水期水电应尽可能满负荷发电，充分利用水能资源。燃气联合循环机组、燃油机组以及抽水蓄能机组只参加调峰，以保证大型燃煤机组负荷稳定。

　　开展发电厂负荷经济调度，包括并列运行机组间负荷的优化分配、单元机组的优化组合和开停机计划的确定。在完善机炉协调控制系统基础上，提高机组对AGC的适应能力。电网负荷低谷期间，部分发电机实施进相运行，提高整个系统效率。

     3.4　电力市场

　　通过电力市场建设，促进发电企业自觉降低成本、降低能耗、加强管理的新机制建立，一方面激励新建电源项目降低建设成本，另一方面激励发电企业在生产运营的各个环节加强成本控制与管理。通过区域电力市场建设，省间交换电量加大，在电价和资源价格一致的情况下，发电侧竞价上网可以通过市场最大限度地优化资源配置。今后售电侧不同主体形成后，可以进一步发挥市场的作用。应当健全市场主体，增加市场成员和竞争电量，加快电力市场建设。

     3.5　节能管理

　　发电企业与技术部门配合，继续对机组运行开展节能技术管理和技术监督。加强电力行业节能降耗行业自律管理，建立和完善电力行业节能降耗、清洁生产指标和标准体系，制定相关标准、规范、产业政策、技术政策，建立资源节约信息统计、分析及发布制度，加大对节能降耗检测、宣传力度，开展相关国际交流。

    

4　发电能效提高的社会效益

　　（1） 降低终端用户电价作用，促进多种能源竞争。发电行业的运行成本，不同程度地反映在用户的电价上，发电企业能效的提高，提供优质电能的同时进一步降低发电成本，使更多的优质廉价的发电资源进人电网供给电力用户，在终端能源市场上，促进电力与煤炭、石油、天然气等矿物能源的竞争，形成二次能源对一次能源的替代，提高电力消费水平，推动社会进步和能源优质高效利用。

　　（2） 温室气体及主要污染物减排。按照发电行业“十五”排放绩效指标环比分析，“十五”期间火电行业能效提高同时带来年减少排放烟尘13.7万t、二氧化硫44.5万t、氮氧化物26.7万t、二氧化碳5
000万t的效果，起到了资源节约与保护环境的共同作用。

    

5　结束语

　　发电行业节能降耗工作是一项全面性、基础性、长期性工作。当前，我国经济已进入新一轮快速发展时期，这对电力工业是一次新挑战。通过节能和环境保护，实现可持续发展，电力工业一定能够为社会经济发展和人民生活水平的不断提高，为全面建设小康社会目标的实现提供坚强有力的保障。