摘要：本文分析了我國電力工業近年來的生產狀況和導致的環境問題。隨著我國電力工業的持續快速發展，燃煤電廠導致的二氧化硫和氮氧化物等污染物以及二氧化碳等溫室氣體的排放呈增長趨勢，應引起充分的重視。
關鍵詞：火力發電；二氧化硫排放；氮氧化物排放；污染物排放
1 中國的電力生產
1.1 裝機容量和發電量持續增長，電源結構以煤電為主
電力工業是能源工業的重要組成部分，是推動人類文明及支撐社會經濟發展的重要基礎。目前在世界范圍內，火力發電(燃煤發電、燃油發電和天然氣發電)是最主要的發電方式。據聯合國能源統計資料，目前世界總發電量中，火電占65%左右。發達國家用于發電的煤炭一般都占煤炭消費總量的8 0%以上，2000年美國發電用煤占90.8%。煤炭是中國的主要能源資源，也是目前相對比較經濟廉價的能源。2 0 0 3年中國電煤消費占煤炭消費總量的51%，明顯低于發達國家。說明中國發電用煤還有很大的發展空間。
1 949—1 980年的31年，中國發電裝機容量由97萬kW增加到6587萬kW，年均增長速度為14.6%、發電量由38億kWh增加到3006億kWh，年均增長速度達1 5.2%。到l 980年，中國的發電裝機容量和發電量已由1949年分別居世界第25位和21位上升到第6位。1978～2004年的26年，中國的改革開放政策，促進了中國經濟的快速發展，為確保國民經濟的發展，電力工業得到迅速發展，發電裝機容量由l 9 7 8年的5 7 1 2萬kW增加到2004年的44070萬kW，年均增長速度為8.2%；發電量由1 978年的2566億kWh增加到2004年的21 870億kWh，年均增長速度達8.6%。裝機容量和發電量均上升到世界第二位。
近年來，隨著中國經濟的持續快速發展，對電力的需求十分強勁。2000～2004年，中國發電裝機容量年均增長8.4%，發電量年均增長12.4%。1978～1990年中國累計新增發電裝機容量8077萬kw，平均每年新增裝機容量673萬kW；1990～2000年累計新增發電裝機容量1 8143萬kW，平均每年新增裝機容量1 8 1 4.3萬kW；2000～2004年累計新增發電裝機容量達121 38萬kW，平均每年新增裝機容量超過了3000萬kW，估計200 5年新增裝機容量有可能超過5000萬kW。
2004年總裝機容量44070萬kW中，水電裝機容量10826萬kW，占24.57%；火電裝機容量32490萬kW，占73.73%，核電裝機容量684萬kW，占1.55%，風力和太陽能等再生能源發電裝機容量70萬kW，占0.15%。2004年總發電量21870億kWh中，水力發電量3280億kWh，占15%；火電發電量18073億kWh，占82.64%，核能發電量501億kWh，占2.29%，風力和太陽能等再生能源發電量16億kWh，占0.07%。在火力發電量中煤電占95%。
為了有效地緩解電力供需矛盾，國家加快了電力建設步伐。2004年新核準開工電源項目6 1 00萬kW，是2003年的2倍，超過“九五”時期新開工項目的總和，新投產電力裝機5055萬kW，是2003年的1.7倍，創世界年發電裝機歷史最高紀錄。電力項目建設不僅有力地緩解了各地電力供應緊張局面，而且對電力工業結構調整與合理布局發揮了重要作用。
2000—2004年中國發電裝機容量和發電量及其構成見表l和表2。
1.2 電力生產彈性系數2000年開始轉向大于1
能源和電力是國民經濟發展的基礎和保證。對于任何國家在工業化發展過程中都將依賴于能源和電力生產的迅速發展，即能源和電力的增長速度高于經濟的增長速度，或者說彈性系數一般都大于1。目前許多發達國家已經開始進入后工業化時期，對電力的依賴程度還在提高，電力仍然保持較高速度的增長。1 978～2000年，中國GD P年均增長速度為9.4%，能源和電力年均增長速度分別為4.0%和8.07%，22年平均的能源和電力彈性系數分別為0.43和0.86，均小于l，一定程度的制約了經濟的發展。目前中國經濟發展正處于工業化中期(即重化工業時期)，該時期的主要特征是經濟發展加速，城鎮化步伐加快，由于大規模基礎建設層次升級，對鋼鐵、電力、汽車、石化等重化工產品需求猛增，導致能源和電力的大幅度增長，能源和電力生產彈性系數從2000年開始向大于1轉變。2000年、2001年、2002年和2003年的電力生產彈性系數分別為1.37、1.1 5、1.43和1.67，這期間平均為1.4l。表3列出了工業化國家和中國電力增長相對于經濟增長的彈性系數。
1.3 近幾年中國電力供應呈全面緊張狀況
近幾年，中國出現了大面積“電荒”，其中一個重要因素是電源建設滯后。l 999年～2002年，中國發電量年均增長率分為10%左右，而相應的發電裝機容量的年均增長率不到6%，電力消費則平均增速9.3%，而且呈加速勢態，2002年達到11.6%。據統計，自2002年下半年以來，全國用電增長始終保持1 5%以上。2003年全國用電量總計達到1.9億kWh，同比增長l 5.5%，達到40多年來的最高速度。2004年前5個月增長16.6%，繼續保持高速增長勢頭。全國20多個省份相繼出現“電荒”。
中國電力供應緊張的另外三個標志是：(1)2 0 0 2年全國發電設備平均利用小時已達4800h，按照世界平均水平來看，在正常供電情況下，相對于全部裝機容量的平均利用小時約為4300～4500h，超過4500h即進入供需緊張狀態；(2)火電設備利用小時2002年已超過5200h，一般合理水平為5 0 0 0 h，超過5000h同樣是出現供需緊張狀態的標志，達到5 5 00h就進入了缺電局面；(3)從2002年中國電力供需的現狀來看，除東北地區外，全國出現高峰拉閘限電或一臺機組事故停機就發生限電的有10個省市。2003年和2004年拉閘限電的區域范圍進一步擴大，致使全國電力供需呈現緊張局面。
整體來看，近年來中國電力供需緊張有如下幾大原因：一是電力建設滯后，尤其是1999年前后出現的建設“空檔”；二是國民經濟持續快速增長，帶動用電需求全面高漲；三是高耗能行業高速增長，用電結構重型化；四是持續高溫、干旱和來水不足不僅減少了水力發電量，而且增加了農業灌溉用電與城市居民生活用電；五是電價機制嚴重滯后于市場要求，無法調節電力供求關系；六是受價格機制、運力等影響，電煤供應得不到保證。這些原因造成的缺電狀況的主要特點是高峰缺電、環境資源的承受力差、經濟結構的不合理與粗放經濟增長方式并存條件下的緊缺和對未來電力市場沒有科學準確的預測。
1.4 發電用能持續增長，電煤供應緊缺
中國發電能源以煤炭為主，目前煤炭在火力發電構成中仍占90%以上。隨著中國電力工業的高速發展，發電用能特別是電煤需求量呈持續增長勢頭。尤其是20 0 3年下半年以來，電煤入不敷出，全國電煤庫存持續下降，部分電廠庫存至安全警戒線以下，供需矛盾突出。影響電煤供應緊張的主要原因除經濟增長拉動需求，煤炭資源緊缺，煤炭價格上漲，運力緊張等因素外，電力體制改革對電煤供應機制產生了較大影響。2003年，中國電力體制改革進入實質性實施階段，電網企業和發電企業分離，國家電力公司所屬電廠被分為五家發電集團公司來管理。對火電廠而言，燃料成本占發電成本的50%以上。原電網內的各省電力公司以省為基礎統一組織電煤供應的統分管理模式，逐步轉變為由各發電集團公司直接管理的條塊結合管理模式。煤炭企業則以省為單位正走向聯合，山西、河南、陜西、四川等產煤大省紛紛成立了具有一定規模、實行統一管理的煤炭銷售集團公司。
20 0 0年中國發電供熱共消耗原煤5 9 l 93萬t，占全國煤炭消費總量的42.4%，占全國一次能源消費總量的3 7%左右。電能在終端能源消費量的比重為11.2%。200 3年全國煤炭消費量16.7億t，其中發電供熱煤炭消費量8.5億t，占全國煤炭消費總量的5 3.5%，占全國一次能源消費總量的4 3.8%左右。電能在終端能源消費量的比重超過了1 3%。2004年全國煤炭消費量近l 9億t，其中發電供熱煤炭消費量繼續增加到近1 0億t。即2004年與2000年相比，發電用煤炭消費量增長了67%，年均增長l 3.6%。
中國發電燃油消費量已由l 980年的1600萬t下降到1995年的1000萬t左右，1995～2002年，除l 9 9 7年發電燃油消費量回升到1600萬t以外，其他年份均維持在1000萬t左右，由于電力短缺，一些小型燃油機組投入運行，致使2003年發電燃油量回升到l 300多萬t。1 980年，中國發電天然氣消費量僅2 l億m3，1990年增加到近97億m3，2003年又迅速增加到3l 7億m3，22年問年均增長速度高達1 3.1%，對優化中國的電源結構發揮了重要作用。
一次能源轉換為電能的比重和電能占終端能源消費量的比重是衡量一個國家經濟發展水平、能源使用效率乃至整個經濟效率高低和環境保護程度的重要標志。2003年，中國電力消耗能源占一次能源的比重為43.8%，比l 990年提高了l 9個百分點；電力能源在終端能源消耗的比重為1 3.1%，比1 990年提高了4個百分點。中國6000KW及以上火力發電機組發電和供熱能源消費量見表4。
1.5 發電裝備技術水平相對落后，火電平均單機容量僅5 6.2MW
最近2 0年，中國火力發電的技術裝備水平持續提高。20世紀80年代新增火電機組以l O～20萬kW機組為主力機組，90年代已過渡到以30～60萬kW機組為主力機組。到2003年底，已建成的單機容量在30萬kW及以上的火電機組容量占全國火電裝機總容量的41，39%；20—30萬kW機組占l 5.28%；5～20萬RW機組約占24.4%；小于5萬kW機組占18.89%。2003年全國6MW及以上的汽輪發電機組共4 9 5 9臺，平均單機容量僅為56.2MW。中國1 985～2003年火電機組裝機容量及構成見表5。
從發電機組的參數等級看，中國的發電技術水平也不夠先進。在28977萬kW的火電機組中，絕大多數是亞臨界和超高壓機組，超臨界機組鳳毛麟角，僅占不到5%，其中大部分是俄羅斯供貨的機組，運行狀況和性能水平相對較低。在6MW～100MW機組中，5 0MW及以下的凝汽式機組占5 0%以上，煤耗高、效率低、污染嚴重。
火電機組中除5%～6%的燃氣輪機和柴油發電機組外，其余都是常規的火電機組，而且以煤為主，致使電源調峰能力不足。近年來，供熱機組容量的比例雖然已提高到近l 3%，但與世界先進水平相比，這一比例仍然相當低，僅為俄羅斯的l／3、美國的1／2、并低于丹麥、荷蘭等國家。燃氣一蒸汽聯合循環機組和低污染燃煤發電機組比例均過低，單機功率過小，在大中型發電機組中尚未形成規模，不能適應電源調峰和環保的要求。
由于中國火電技術裝備水平相對落后，導致平均供電煤耗水平與國際先進水平相比存在較大差距。2003年中國平均供電煤耗380gce／kWh，約比國際先進水平相差60～70gce／kWh，國內不同參數和容量的火力發電機組的平均發電煤耗也相差1 50～220gce／kWh。另外，煤耗下降的速度也很慢，原計劃1 990～2000年1 0年間平均供電煤耗下降50gce／kWh，但實際只下降了35gce／kWh。
為提高發電技術水平，到目前為止中國從國外弓』進的l 1 4 0萬kW超臨界機組已經有1020萬kW投入運行。通過多年的技術創新和優化，中國已全面掌握30萬kW、60萬kW亞臨界機組的設計和制造技術。3 0萬kW、33萬kW兩種容量等級國產機組的運行可靠性已優于進口機組；經過多次優化提高后，國產30萬kW亞臨界機組的供電煤耗最好水平已達到340gce／kWh，接近進口機組水平；上海吳涇熱電廠八期工程6 0萬kW機組供電煤耗僅為309gce／kWh，已與進口6 0萬kW機組水平基本相當。
1.6 供電煤耗與世界先進水平相差約6 O～7 Ogce／kwh，節能和提高能源效率的潛力仍然很大
(1)近年來節能取得成效
衡量電力行業能源效率和經濟運行水平的重要指標是發電的供電煤耗和輸電線損率。改革開放以來，中國投入巨額資金對火電廠燃燒系統、控制系統等進行了大量適應現代化要求的改造，提高了機組技術水平，降低了供電煤耗，火電生產效率得到明顯改善。全國火電機組平均發電煤耗從l 9 8 0年的4l 3gce／kWh下降到2003年的355gce／kWh，降幅14.04%；平均供電煤耗從44 8gce／kWh下降到3 8 O gc e／kWh，降幅l 5.1 8%。同時，發電廠用電率也由1980年的6.44%下降到2003年的6.07%，其中火力發電廠用電率由7.65%下降到6.93%。與1980年相比，2003年電力行業相當于節約能源1.2億t ce。
一次能源轉換為電能的比重和電能占終端能源消費量的比重，是衡量能源使用效率和環境保護程度乃至整個經濟效率的重要標志。2003年中國電力消耗能源占一次能源的比重為43.80%，比1 980年提高了23.20個百分點；電力能源在終端能源消耗的比重為12.89%(2002年數據)，比1980年提高了6.05個百分點。按照2 0 0 3年排放績效指標分析，電力工業節能同時帶來年減少排放煙塵6 l萬t、二氧化硫2l 5萬t、氮氧化物l 29萬t、二氧化碳2.4億t的效果，起到了資源節約與保護環境的雙重作用。
電力設備的運行可靠性持續改善。1 988年～2003年，中國20萬kW容量等級火電機組的等效可用系數從7 5.9 9%提高到90.7 9%，提高l 4.8個百分點，相當于增加28臺20萬kW機組；30萬kW容量等級火電機組的等效可用系數從7 7.9 9%提高到90.42%，提高1 2.4個百分點，相當于增加了25臺30萬kW機組，共計相當于節約投資超過500億元，每年多發電700億kWh。l 980～200 3年電力工業主要技術經濟指標見表6。
(2)節能潛力仍然很大
與世界主要工業國家相比，中國電力工業能源節約仍有較大潛力，其中供電煤耗與世界先進水平相比仍然相差約60～70gce／kWh，一年發電多耗標準煤約1.1億t。30萬kW容量等級國產機組的供電煤耗比進口亞臨界機組高4～1 2gce／kWh，比進口超臨界壓力機組高1 5～20goe／kWh；60萬kW容量等級國產機組的供電煤耗比進口亞臨界機組高20～23g／kwh，比進口超臨界機組高28～39gee／kWh。輸電線損率比國際先進電力公司高2.0～2.5個百分點，相當于一年多損耗電量350億kWh，大體相當于中國中部地區一個省一年的用電量。火電廠平均裝機耗水率比國際先進水平高40～50%，相當于一年多耗水l 5億m 3。2000年中國不同參數和容量的火力發電機組平均發電煤耗見表7。
發電能源結構有待改善。按發電量計算，2003年中國燃煤發電量約占總發電量的82%。水力發電等可再生能源比重較低，而且近年來比重不斷下降，2003年為14.77%，比1 983年的24.57%降低9.8個百分點。供熱機組的容量比例僅為1 5.7%，遠低于供熱系統比較先進的發達國家。大機組的比重過小。2003年中國6000kW及以上的火電機組4959臺，總容量為27849.8 3萬kW，平均機組容量為5.62萬kW，30萬kW及以上機組占總容量的4 3.1%。發電設備技術參數相對落后，超臨界機組只占火電總裝機容量的2.2%，而美國、日本、俄羅斯已占50%以上。中國火電機組中，亞臨界及以上參數機組占43%，高壓、超高壓參數機組占42%，中、低壓參數機組占1 5%。燃氣一蒸汽聯合循環機組的比例過低，僅占火電總裝機容量的2.3%，整體煤氣化聯合循環(IGCC)、增壓循環流化床(P F B C)、大型循環流化床(C F B C)等潔凈煤技術仍在發展過程中，新能源、可再生能源發電技術及設備水平尚需提高。
火電機組節能技術改造和淘汰現有小機組任務仍然艱巨。100MW以上的國產機組，設計供電煤耗比國外同類機組高1 0%，實際運行又未達到設計水平。目前尚有60%左右的200MW火電機組需要進行改造。中低壓機組平均煤耗為600gce／kWh，有的甚至達到1 000gc e／kWh。所以，近年來國家一直致力于淘汰中、小火電機組，實行以大機組替代小機組或把小機組改為供熱機組的努力。到2001年底，累計關停小火電機組l 2.26GW，完成總體關停目標30GW的4 1%。然而，由于近年來的電力短缺，很多地區和企業仍在興建小火電廠，200 3年與2000年相比，新增裝機容量在2 5 MW及以下的小火電機組約1.83GW。
火電廠中風機、水泵的用電率約占廠用電的65%，對于大容量火電機組，配套風機、水泵所耗電能巨大，通過采用電機變頻調速等節能技術，節電潛力可達40%左右。
電網的網架結構仍然薄弱。超高壓輸電線路比重偏低，變電站的站點布局不足，電壓等級不合理，高損耗變壓器在部分地區仍占有相當大的比例，部分電網的無功補償設備的容量不足，導致電網的電壓質量下降，功率因數降低使供電能力受限，線路損耗加大。
2 中國電力生產主要35境問題
2.1 火力發電是中國電力生產對生態系統和大氣環境產生影響的主要發電方式
與其他發電方式相比，由于火力發電是我國的主要電力生產方式，而且以煤炭消費為主，發電用煤的平均灰份高達28%左右，基本上是沒有經過洗選的動力煤，外加污染控制和治理技術落后且利用不夠廣泛，致使火力發電力行業成為二氧化硫、氮氧化物、煙塵等大氣污染物的主要排放源，是造成大氣污染，引起酸雨等環境問題的主要原因。同時也是廢水、粉煤灰和爐渣等固體廢棄物的主要排放源。而由于煤炭燃燒所排放的大量二氧化碳等溫室，氣體，則導致了以溫室效應為特征的全球性環境問題。
2.2 隨著電力工業的快速發展，火力發電行業削減二氧化硫(S02)、煙塵和氮氧化物(N0X)等大氣污染物排放的壓力日趨上升
(1)火力發電行業是中國SO2、煙塵和NOX排放的主要行業
根據《中國環境年鑒》2004公布的統計數據，20 0 3年全國燃煤電廠排放二氧化硫802.6萬t，占全國排放總量的37.1 8%，占工業排放總量的4 4.8%，相對于2000年排放的7 20萬t，增長了11.4%。排放煙塵3l 2.8萬t，占全國煙塵排放總量的2 9.8 3%，占工業排放總量的37%，相對于2000年排放的301.3萬t，增長了3.82%。目前國家對NOX排放量沒有統計數據，據電力行業專家估算，200 3年全國燃煤電廠排放NOX約600萬t，占全國排放總量的33%左右，相對于2000年排放的4 6 9萬t，增長了2 8%。中國l 991年和2000～2003年SO2和煙塵排放量見表8。
(2)火力發電行業是“兩控區” SO2、煙塵和NOX，的主要排放源
2003年全國有9個省份SO2排放量超過了l 0 0萬t，按排放量大小依次排序為山東為l 83.6萬t、河北142.2萬t、山西136.3萬t、貴州1 32.3萬t、內蒙古128.8萬t、江蘇124萬t、四川1 20.7萬t、廣東l 07.5萬t和河南l 03.9萬t。這些地區SO2排放總量為1179.3萬t，占全國排放總量的54.63%，這些地區合計的火力發電裝機容量和發電量占全國火力發電總裝機容量和總發電量的比重均超過了5 5%。根據估算每發一度電的SO2排放系數較大的省份依此是貴州、四川、山東和河北，其中貴州和四川處在酸雨控制區，山東和河北處在SO2控制區。
全國而言，2 0 0 1年“兩控區”SO2排放量904.1萬t，占全國總排放量的47%，占工業排放量的58%。處于“兩控區”的電力行業的排放量占電力行業總排放量的78.5%，占“兩控區”排放總量的4 8.3%，說明電力行業是“兩控區”SO2的主要排放源。
“兩控區”內電力行業煙塵和NO。的排放趨勢與SO2排放趨勢相類似。
(3)火電廠排放的煙塵治理水平略好于工業部門，但排放的SO2治理水平遠遠低于工業部門
燃煤電廠除塵及脫硫一直是電力行業非常重視的問題。高效率電除塵器的使用比例逐年擴大，目前已經達到88%左右，所有30萬kW及以上容量機組全部采用電除塵器，新建燃煤電廠的除塵效率已經達到99%以上，火電廠煙塵排放上升趨勢得到抑制，20 00年以來，煙塵去除率逐年提高，并高于工業部門的煙塵去除率。中國2000～2003年工業部門和火力發電行業煙塵排放和治理情況詳見表9。
中國從20世紀70年代開始研究二氧化硫控制問題，80年代中期在四川白馬電廠建立了旋轉噴霧工業試驗裝置，90年代首次在重慶珞璜電廠兩臺36萬kW機組上安裝了石灰石一石膏濕法煙氣脫硫裝置。近年來，通過加大煙氣脫硫技術引進及國產化示范工程力度，目前全國已經建成的以及招標的煙氣脫硫項目總規模約為2390萬kW，占全國現有火電裝機容量的8.4%。截至2 0 0 3年底，全國火電廠約有9000MW的煙氣脫硫設施投入運行，其中新建機組和在建機組各占一半。另外，約有15000MW的煙氣脫硫設施正在建設中，已投入運行的脫硫機組容量僅占火電機組總容量的3.2%，絕大多數火電廠還沒有采取脫硫措施。
除安裝煙氣脫硫設施外，通過關停小火電機組，“兩控區”內的火電廠改燒低硫煤，發展熱電聯產，增加動力煤入選比例等措施也一定程度的減少和控制了火電廠二氧化硫排放量。然而，統計數據表明，火電廠鍋爐脫硫治理水平仍遠低于其他工業行業的脫硫治理水平，2003年工業部門SO2平均去除率為29.5%，而火力發電行業僅為l 0.8%。2003與2000年相比，火電廠SO2產生量增加了1 0 5萬t，其中排放量增加了83萬t，去除量僅增加了22萬t，即排放增加量是去除量的3.8倍，可見火力發電行業SO2控制與治理任重而道遠。中國2000～2004年工業部門和火力發電行業SO2排放和治理情況見表1 0。
(4)目前中國火電廠NOX，排放控制剛剛起步，控制手段落后
國外先進電力公司將環保作為企業發展的重要指標，因此高度重視電力環境保護。除對煙氣中粉塵、SO2的排放有較嚴格的標準，對NOX的排放，也有較嚴格的標準。如對新裝大機組除要求粉塵濃度為50rag／N m3以下，SO2為200rag／Nm 3以下外，NOX同樣要求為200rag／N m3以下，因此，在工業發達國家，火電機組在安裝脫硫裝置的同時，也安裝煙氣脫硝裝置。
中國在l 9 9 6年頒發的GBl 3223一l 996《火電廠大氣污染物排放標準》中首次對火電廠NOX。排放濃度限值做了規定：NOX排放在第二時段容量在300MW及以上機組，NOX，排放濃度為650mg／N m3以下。在新頒布的GBl 3223—2003《火電廠大氣污染物排放標準》中，對火電廠NOX，的排放濃度限值根據燃煤揮發份的高低而有所不同，第三時段新建、改建、擴建的燃煤電廠，燃煤揮發份小于1 0%時，排放限制值為900rag／m3；燃煤揮發份大于等于1 0%時，排放限值為450rag／m3；燃油、燃氣電廠為1 50rag／m3。這些限值與歐盟88／609／EEC中的規定相當，比日本的限值(41l mg／m3)寬松，比美國的限值(100rag／m3)寬松很多，實施時間為200 3年1 0月。對第一、二時段的電廠，則采用了更為寬松的排放標準，實施時間為2004年1 0月。隨著NO。控制技術水平和普及率的提高，我國火電廠NOX的排放標準會逐步與國際接軌。
影響NOX生成量的主要因素很多，諸如燃料本身的含氮量、燃料燃燒區段的氧濃度(過剩空氣系數)、燃料燃燒的火焰溫度、燃燒產物在高溫區的停留時間、燃料燃燒反應的時間、燃煤的燃料比(FC／V)以及燃料的燃燒方式等。目前，中國火電廠控制NO。的主要手段是采用各種低氮燃燒器及燃燒調整方式。不足20%的鍋爐采用了低NOX燃燒技術，其中用于引進型國產大容量機組上的比例約占2／3，在中小型火電機組上則尚未得到推廣，絕大部分鍋爐的NOX排放量超標。
2.3 主要固體廢棄物粉煤灰和爐渣綜合利用率近年來一直徘徊在7 O%左右
火力發電行業排放的主要固體廢棄物是粉煤灰和爐渣，占全行業排放的固體廢棄物的9 8%左右。近年來，火力發電行業排放的固體廢棄物占全國工業排放總量的1 7%左右，其中粉煤灰排放量占全國工業排放量的7 8%左右，爐渣排放量占全國工業排放量的2 8%左右。20世紀90年代以來，電力企業加大了粉煤灰和爐渣在市政工程和大型水電建設中的利用，同時通過干灰分選等技術措施，積極開拓了粉煤灰在水泥、制磚等建材行業的應用，發電廠粉煤灰和爐渣的綜合利用率從l 9 9 5年的5 3%提高到2000年的69%，2000年以來綜合利用率一直徘徊在7 0%左右，仍存在進一步利用的潛力。2 0 0 0～2 0 0 3年中國火力發電行業固體廢棄物產生量、綜合利用量和排放量見表1 1。
2.4 廢水排放達標率逐年提高
電力行業耗水量大，占用了大量水資源。特別是在缺水的北方地區，甚至出現不得不犧牲農業灌溉用水來確保火電廠需要的現象。同時電力行業也是耗水和排水大戶，大量污(廢)水外排不利于水環境的保護。火力發電耗水主要由冷卻塔蒸發損失、風吹損失、排污損失、除灰系統損失、鍋爐補給水損失等。冷卻塔蒸發損失量占電廠耗水量的2／3以上。近年來由于技術進步和新建機組的不斷投入以及發電行業通過采取各項節水措施，特別是通過提高冷卻塔排污與循環水濃縮倍率、采用干除灰系統、提高水的重復利用率，在缺水地區發展空冷技術等措施，2 0 0 2年火力發電單位發電量耗水量3.54kg，比20世紀80年代大機組平均耗水指標下降了1／3，年節約用水10.3億m3，工業用水重復利用率達到6 9%。耗水量的減少，直接導致了火電廠廢水排放量的減少。供每萬度電的廢水排放量由1995年的24t下降到2000年的l 9t，2003年繼續下降到l 5 t。排放廢水達標率也逐年得到提高，2003年達96.5%，比全國工業廢水排放平均達標率高出7.4個百分點。2000～200 3年中國工業和火力發電行業廢水排放和達標率詳見表1 2。
2.5 火力發電是中國CO2的主要排放源
據《中國國家溫室氣體排放清單》編制項目組估算，2000年中國火力發電行業CO2排放量約330Mt—C，占全國碳排放量的40%左右，單位發電量的CO2排放量為0.297lkg～C／kWh。發電燃料構成以及發電技術水平是影響單位發電量CO2排放的主要因素。燃煤比重越高，機組容量越小，單位電量排放的CO2越多。一般而言，小于12MW的小機組單位電量的CO2排放量比300MW機組單位電量的CO2排放量大近3倍。由于以煤為主的化石燃料在未來將繼續主導中國的熱力和電力生產，因此，火力發電行業是中國CO2的主要排放源。 (來源：《中國能源》)
