16位院士联名建议：参照煤电制定严格的水泥等行业排放标准！NOx 50!

　　在过去相当长的时期内，中国燃煤发电的能耗水平一直落后于发达国家。随着电力工业的快速发展，中国燃煤发电的供电能耗一直持续下降。2017年，全国火电机组的平均供电煤耗已达到309g/kWh，相比于1949、1978和2002年分别降低了73%、34%和19%;已经明显优于美国和世界平均水平，与欧洲相当。当前，我国先进燃煤发电机组的供电煤耗已经低于270g/kWh，引领了世界燃煤发电的发展方向。

　　自1996年燃煤发电行业开始全面实施污染物排放控制以来，国家排放标准历经数次修改，排放标准越来越严，当前超低排放要求SO₂、NOₓ和烟尘的排放限制分别为35、50、10mg/Nm3，为历史排放标准最高、世界最严的中国标准。燃煤发电污染物排放绩效持续下降，污染物排放量近几年在装机容量持续增长的情况下实现大幅下降。2015年燃煤发电行业的SO₂和NOₓ的排放量分别降低至200和180万吨;燃煤发电的污染物排放总量已低于美国，接近欧洲。

　　1)节能潜力分析

　　通过系统分析过去近七十年来燃煤发电工业的发展历程，得到燃煤电站节能降耗的主要原因包括发展高参数大容量先进机组、淘汰落后产能、优化电源结构、采用先进节能技术、提升经营管理水平等重要结论。进一步通过理论研究，建立了燃煤电站能源转化的热量/㶲对比分析方法，并绘制了不同容量等级典型燃煤发电机组热量损失和㶲损失图谱，进而确定了燃煤电站的能量损失/节能潜力的物理分布情况。

　　通过对发展高参数大容量先进燃煤机组的影响研究发现，2006-2015期间新增装机对全国火电机组平均供电煤耗下降的贡献累计达20g/kWh左右。而限于高温铁素体和镍基合金等材料研发进度的影响，更高参数机组的发展难以推进。

　　通过对淘汰落后产能的影响研究，得到2006-2015期间，淘汰中小高能耗机组对全国火电机组平均供电煤耗下降的影响累计达到27g/kWh，比新增装机的影响还大。若全面关停200MW及以下等级小机组，至少还可降低煤耗20g/kWh以上。然而，燃煤发电的落后产能容量小、数量多、分散广、涉及行业宽，且大部分属于自备电厂，关停需下大力气才行。

　　通过对燃煤电站节能潜力的分析研究，发现分级预热提高热风温度、优化汽轮机通流结构、强化空冷冷端传热、缸体高低位布置等节能措施，可相应降低供电煤耗5-10、4-8、2-4和2-3g/kWh。

　　通过对燃煤电站能量损失的系统分析，发现热电联产是蒸汽循环能量利用效率最高的形式。截止2017年全国热电联产装机已达到5.5亿千瓦，约占火电装机的一半，年节约标准煤约4000万吨，对全国火电机组平均供电煤耗下降的贡献约9g/kWh。若采用节能型热电联产技术进行改造，还可节约标煤1800万吨，相应降低全国火电机组平均供电煤耗4g/kWh左右。

　　基于以上分析，当前燃煤发电领域节能降耗方面至少还有25-30g/kWh的发展空间。若未来成功研发高温铁素体和镍基合金材料，兴建700℃等级燃煤发电机组的供电煤耗可比当前最先进的600℃等级燃煤发电机组供电煤耗下降约15-20g/kWh。

　　2)减排潜力分析

　　根据国内不同工业排放的对比，燃煤发电曾在过去相当长时间内是SO₂和NOₓ的排放大户。随着电力行业近年来的不懈努力以及超低排放标准的逐步实施，燃煤发电的SO₂和NOₓ排放占比在2015年就已经低于10%，减排空间非常有限。而燃煤发电排放与能耗/成本的矛盾突出，应重点降低燃煤发电污染控制的成本。相比而言，热力、钢铁和水泥等工业领域因排放标准依然较低，已成为我国SO₂、NOₓ和烟尘排放的主要源头，应协同制定严格的排放标准，重点治理。根据估算，若热力、钢铁和水泥等燃煤工业采用与燃煤发电行业相同的超低排放标准，则每年可分别降低SO₂、NOₓ和烟尘的排放约750、770、800万吨左右。

　　3)可再生能源电力消纳潜力分析

　　随着可再生能源发电的快速增长，以燃煤发电为基础的电网难以消纳“阴晴不定”的可再生能源电量，弃风、弃光的电量逐年增加，燃煤发电面临前所未有的调峰和灵活性改造的压力。而当前约5.5亿千瓦装机的热电联产机组主要采取以热定电的方式运行，调峰能力受限。本项目基于系统研究，提出了热电联产机组加装大旁路，实现热电解耦的技术路线，可使热电联产机组全负荷调峰。若全面推广，可释放3-4亿千瓦的调峰能力，大幅提高对可再生能源电量的消纳能力。按年调峰500小时计，可年节约标准煤4000万吨以上。相当于降低供电煤耗9g/kWh，相应降低燃煤发电行业污染物排放约总量的3%左右。

　　4)电站运行管理潜力分析

　　由于燃煤电站的节能和减排受运行管理影响较大，本项目进一步研究了电站信息控制技术的发展情况。在集散控制技术(DCS)、管理信息系统(MIS)、厂级监控系统(SIS)等基础上，利用燃煤电站故障监测技术、数字电站、大数据、云计算、在线优化等先进技术，提出了未来燃煤电站智能化的发展构想与实施框架，可望实现燃煤电站的实时优化、主动决策、自主维护与检修，以及基于智能电站的智能化设备管理服务和多源生产协作。

　　1)动态对标淘汰落后产能，推动燃煤装机产业升级

　　采用供电煤耗差额动态对标淘汰落后产能。即以当前国内先进燃煤发电机组的供电煤耗为基准，对于服役年限还剩10年以下的机组，若供电煤耗高于对标煤耗40g/kWh，则建议淘汰;对于服役6年限还剩10-20年的机组，若供电煤耗高于对标煤耗50g/kWh，则建议淘汰。深度调峰机组在常规机组的对标差额基础上增加10g/kWh。

　　2)加强基础和应用研究，推进燃煤发电技术发展

　　建议重点研发空气分级预热技术，推进热电联产，开展大旁路供热机组示范，深入研发燃烧、热力系统等过程的动态特性，推动控制、信息技术的标准化以促进智能电站发展，加快高温铁素体和镍基合金材料研发以进一步提高蒸汽参数，实现燃煤电站的深度节能减排。

　　3)优化电源结构，鼓励电量交易，促进新能源电量消纳

　　建议大力发展调峰机组，优化电源结构。并建立电量自主交易平台，建立、健全不同电源结构之间的电量代发机制，鼓励特定区域内(如区域电网)不同电源结构之间的电量实时、自主交易。通过市场机制高效、健康地挖掘燃煤发电机组，特别是供热机组的深度调峰能力，以解决新能源的消纳问题。

　　4)鼓励排放交易，实现污染物排放的全面控制

　　建议参照煤电排放标准，根据热力、钢铁、水泥等行业的特点逐步制定严格的污染物排放标准。利用煤电与其它行业排放标准的差异，建立污染物排放交易市场机制，以促进减排技术的推广和资源配置优化，从而低成本大幅降低非发电工业的燃煤污染排放，实现全社会的节能减排。