摘要：本文分析了我国电力工业近年来的生产状况和导致的环境问题。随着我国电力工业的持续快速发展，燃煤电厂导致的二氧化硫和氮氧化物等污染物以及二氧化碳等温室气体的排放呈增长趋势，应引起充分的重视。
关键词：火力发电；二氧化硫排放；氮氧化物排放；污染物排放
1 中国的电力生产
1.1 装机容量和发电量持续增长，电源结构以煤电为主
电力工业是能源工业的重要组成部分，是推动人类文明及支撑社会经济发展的重要基础。目前在世界范围内，火力发电(燃煤发电、燃油发电和天然气发电)是最主要的发电方式。据联合国能源统计资料，目前世界总发电量中，火电占65%左右。发达国家用于发电的煤炭一般都占煤炭消费总量的8 0%以上，2000年美国发电用煤占90.8%。煤炭是中国的主要能源资源，也是目前相对比较经济廉价的能源。2 0 0 3年中国电煤消费占煤炭消费总量的51%，明显低于发达国家。说明中国发电用煤还有很大的发展空间。
1 949—1 980年的31年，中国发电装机容量由97万kW增加到6587万kW，年均增长速度为14.6%、发电量由38亿kWh增加到3006亿kWh，年均增长速度达1 5.2%。到l 980年，中国的发电装机容量和发电量已由1949年分别居世界第25位和21位上升到第6位。1978～2004年的26年，中国的改革开放政策，促进了中国经济的快速发展，为确保国民经济的发展，电力工业得到迅速发展，发电装机容量由l 9 7 8年的5 7 1 2万kW增加到2004年的44070万kW，年均增长速度为8.2%；发电量由1 978年的2566亿kWh增加到2004年的21 870亿kWh，年均增长速度达8.6%。装机容量和发电量均上升到世界第二位。
近年来，随着中国经济的持续快速发展，对电力的需求十分强劲。2000～2004年，中国发电装机容量年均增长8.4%，发电量年均增长12.4%。1978～1990年中国累计新增发电装机容量8077万kw，平均每年新增装机容量673万kW；1990～2000年累计新增发电装机容量1 8143万kW，平均每年新增装机容量1 8 1 4.3万kW；2000～2004年累计新增发电装机容量达121 38万kW，平均每年新增装机容量超过了3000万kW，估计200 5年新增装机容量有可能超过5000万kW。
2004年总装机容量44070万kW中，水电装机容量10826万kW，占24.57%；火电装机容量32490万kW，占73.73%，核电装机容量684万kW，占1.55%，风力和太阳能等再生能源发电装机容量70万kW，占0.15%。2004年总发电量21870亿kWh中，水力发电量3280亿kWh，占15%；火电发电量18073亿kWh，占82.64%，核能发电量501亿kWh，占2.29%，风力和太阳能等再生能源发电量16亿kWh，占0.07%。在火力发电量中煤电占95%。
为了有效地缓解电力供需矛盾，国家加快了电力建设步伐。2004年新核准开工电源项目6 1 00万kW，是2003年的2倍，超过“九五”时期新开工项目的总和，新投产电力装机5055万kW，是2003年的1.7倍，创世界年发电装机历史最高纪录。电力项目建设不仅有力地缓解了各地电力供应紧张局面，而且对电力工业结构调整与合理布局发挥了重要作用。
2000—2004年中国发电装机容量和发电量及其构成见表l和表2。
1.2 电力生产弹性系数2000年开始转向大于1
能源和电力是国民经济发展的基础和保证。对于任何国家在工业化发展过程中都将依赖于能源和电力生产的迅速发展，即能源和电力的增长速度高于经济的增长速度，或者说弹性系数一般都大于1。目前许多发达国家已经开始进入后工业化时期，对电力的依赖程度还在提高，电力仍然保持较高速度的增长。1 978～2000年，中国GD P年均增长速度为9.4%，能源和电力年均增长速度分别为4.0%和8.07%，22年平均的能源和电力弹性系数分别为0.43和0.86，均小于l，一定程度的制约了经济的发展。目前中国经济发展正处于工业化中期(即重化工业时期)，该时期的主要特征是经济发展加速，城镇化步伐加快，由于大规模基础建设层次升级，对钢铁、电力、汽车、石化等重化工产品需求猛增，导致能源和电力的大幅度增长，能源和电力生产弹性系数从2000年开始向大于1转变。2000年、2001年、2002年和2003年的电力生产弹性系数分别为1.37、1.1 5、1.43和1.67，这期间平均为1.4l。表3列出了工业化国家和中国电力增长相对于经济增长的弹性系数。
1.3 近几年中国电力供应呈全面紧张状况
近几年，中国出现了大面积“电荒”，其中一个重要因素是电源建设滞后。l 999年～2002年，中国发电量年均增长率分为10%左右，而相应的发电装机容量的年均增长率不到6%，电力消费则平均增速9.3%，而且呈加速势态，2002年达到11.6%。据统计，自2002年下半年以来，全国用电增长始终保持1 5%以上。2003年全国用电量总计达到1.9亿kWh，同比增长l 5.5%，达到40多年来的最高速度。2004年前5个月增长16.6%，继续保持高速增长势头。全国20多个省份相继出现“电荒”。
中国电力供应紧张的另外三个标志是：(1)2 0 0 2年全国发电设备平均利用小时已达4800h，按照世界平均水平来看，在正常供电情况下，相对于全部装机容量的平均利用小时约为4300～4500h，超过4500h即进入供需紧张状态；(2)火电设备利用小时2002年已超过5200h，一般合理水平为5 0 0 0 h，超过5000h同样是出现供需紧张状态的标志，达到5 5 00h就进入了缺电局面；(3)从2002年中国电力供需的现状来看，除东北地区外，全国出现高峰拉闸限电或一台机组事故停机就发生限电的有10个省市。2003年和2004年拉闸限电的区域范围进一步扩大，致使全国电力供需呈现紧张局面。
整体来看，近年来中国电力供需紧张有如下几大原因：一是电力建设滞后，尤其是1999年前后出现的建设“空档”；二是国民经济持续快速增长，带动用电需求全面高涨；三是高耗能行业高速增长，用电结构重型化；四是持续高温、干旱和来水不足不仅减少了水力发电量，而且增加了农业灌溉用电与城市居民生活用电；五是电价机制严重滞后于市场要求，无法调节电力供求关系；六是受价格机制、运力等影响，电煤供应得不到保证。这些原因造成的缺电状况的主要特点是高峰缺电、环境资源的承受力差、经济结构的不合理与粗放经济增长方式并存条件下的紧缺和对未来电力市场没有科学准确的预测。
1.4 发电用能持续增长，电煤供应紧缺
中国发电能源以煤炭为主，目前煤炭在火力发电构成中仍占90%以上。随着中国电力工业的高速发展，发电用能特别是电煤需求量呈持续增长势头。尤其是20 0 3年下半年以来，电煤入不敷出，全国电煤库存持续下降，部分电厂库存至安全警戒线以下，供需矛盾突出。影响电煤供应紧张的主要原因除经济增长拉动需求，煤炭资源紧缺，煤炭价格上涨，运力紧张等因素外，电力体制改革对电煤供应机制产生了较大影响。2003年，中国电力体制改革进入实质性实施阶段，电网企业和发电企业分离，国家电力公司所属电厂被分为五家发电集团公司来管理。对火电厂而言，燃料成本占发电成本的50%以上。原电网内的各省电力公司以省为基础统一组织电煤供应的统分管理模式，逐步转变为由各发电集团公司直接管理的条块结合管理模式。煤炭企业则以省为单位正走向联合，山西、河南、陕西、四川等产煤大省纷纷成立了具有一定规模、实行统一管理的煤炭销售集团公司。
20 0 0年中国发电供热共消耗原煤5 9 l 93万t，占全国煤炭消费总量的42.4%，占全国一次能源消费总量的3 7%左右。电能在终端能源消费量的比重为11.2%。200 3年全国煤炭消费量16.7亿t，其中发电供热煤炭消费量8.5亿t，占全国煤炭消费总量的5 3.5%，占全国一次能源消费总量的4 3.8%左右。电能在终端能源消费量的比重超过了1 3%。2004年全国煤炭消费量近l 9亿t，其中发电供热煤炭消费量继续增加到近1 0亿t。即2004年与2000年相比，发电用煤炭消费量增长了67%，年均增长l 3.6%。
中国发电燃油消费量已由l 980年的1600万t下降到1995年的1000万t左右，1995～2002年，除l 9 9 7年发电燃油消费量回升到1600万t以外，其他年份均维持在1000万t左右，由于电力短缺，一些小型燃油机组投入运行，致使2003年发电燃油量回升到l 300多万t。1 980年，中国发电天然气消费量仅2 l亿m3，1990年增加到近97亿m3，2003年又迅速增加到3l 7亿m3，22年问年均增长速度高达1 3.1%，对优化中国的电源结构发挥了重要作用。
一次能源转换为电能的比重和电能占终端能源消费量的比重是衡量一个国家经济发展水平、能源使用效率乃至整个经济效率高低和环境保护程度的重要标志。2003年，中国电力消耗能源占一次能源的比重为43.8%，比l 990年提高了l 9个百分点；电力能源在终端能源消耗的比重为1 3.1%，比1 990年提高了4个百分点。中国6000KW及以上火力发电机组发电和供热能源消费量见表4。
1.5 发电装备技术水平相对落后，火电平均单机容量仅5 6.2MW
最近2 0年，中国火力发电的技术装备水平持续提高。20世纪80年代新增火电机组以l O～20万kW机组为主力机组，90年代已过渡到以30～60万kW机组为主力机组。到2003年底，已建成的单机容量在30万kW及以上的火电机组容量占全国火电装机总容量的41，39%；20—30万kW机组占l 5.28%；5～20万RW机组约占24.4%；小于5万kW机组占18.89%。2003年全国6MW及以上的汽轮发电机组共4 9 5 9台，平均单机容量仅为56.2MW。中国1 985～2003年火电机组装机容量及构成见表5。
从发电机组的参数等级看，中国的发电技术水平也不够先进。在28977万kW的火电机组中，绝大多数是亚临界和超高压机组，超临界机组凤毛麟角，仅占不到5%，其中大部分是俄罗斯供货的机组，运行状况和性能水平相对较低。在6MW～100MW机组中，5 0MW及以下的凝汽式机组占5 0%以上，煤耗高、效率低、污染严重。
火电机组中除5%～6%的燃气轮机和柴油发电机组外，其余都是常规的火电机组，而且以煤为主，致使电源调峰能力不足。近年来，供热机组容量的比例虽然已提高到近l 3%，但与世界先进水平相比，这一比例仍然相当低，仅为俄罗斯的l／3、美国的1／2、并低于丹麦、荷兰等国家。燃气一蒸汽联合循环机组和低污染燃煤发电机组比例均过低，单机功率过小，在大中型发电机组中尚未形成规模，不能适应电源调峰和环保的要求。
由于中国火电技术装备水平相对落后，导致平均供电煤耗水平与国际先进水平相比存在较大差距。2003年中国平均供电煤耗380gce／kWh，约比国际先进水平相差60～70gce／kWh，国内不同参数和容量的火力发电机组的平均发电煤耗也相差1 50～220gce／kWh。另外，煤耗下降的速度也很慢，原计划1 990～2000年1 0年间平均供电煤耗下降50gce／kWh，但实际只下降了35gce／kWh。
为提高发电技术水平，到目前为止中国从国外弓』进的l 1 4 0万kW超临界机组已经有1020万kW投入运行。通过多年的技术创新和优化，中国已全面掌握30万kW、60万kW亚临界机组的设计和制造技术。3 0万kW、33万kW两种容量等级国产机组的运行可靠性已优于进口机组；经过多次优化提高后，国产30万kW亚临界机组的供电煤耗最好水平已达到340gce／kWh，接近进口机组水平；上海吴泾热电厂八期工程6 0万kW机组供电煤耗仅为309gce／kWh，已与进口6 0万kW机组水平基本相当。
1.6 供电煤耗与世界先进水平相差约6 O～7 Ogce／kwh，节能和提高能源效率的潜力仍然很大
(1)近年来节能取得成效
衡量电力行业能源效率和经济运行水平的重要指标是发电的供电煤耗和输电线损率。改革开放以来，中国投入巨额资金对火电厂燃烧系统、控制系统等进行了大量适应现代化要求的改造，提高了机组技术水平，降低了供电煤耗，火电生产效率得到明显改善。全国火电机组平均发电煤耗从l 9 8 0年的4l 3gce／kWh下降到2003年的355gce／kWh，降幅14.04%；平均供电煤耗从44 8gce／kWh下降到3 8 O gc e／kWh，降幅l 5.1 8%。同时，发电厂用电率也由1980年的6.44%下降到2003年的6.07%，其中火力发电厂用电率由7.65%下降到6.93%。与1980年相比，2003年电力行业相当于节约能源1.2亿t ce。
一次能源转换为电能的比重和电能占终端能源消费量的比重，是衡量能源使用效率和环境保护程度乃至整个经济效率的重要标志。2003年中国电力消耗能源占一次能源的比重为43.80%，比1 980年提高了23.20个百分点；电力能源在终端能源消耗的比重为12.89%(2002年数据)，比1980年提高了6.05个百分点。按照2 0 0 3年排放绩效指标分析，电力工业节能同时带来年减少排放烟尘6 l万t、二氧化硫2l 5万t、氮氧化物l 29万t、二氧化碳2.4亿t的效果，起到了资源节约与保护环境的双重作用。
电力设备的运行可靠性持续改善。1 988年～2003年，中国20万kW容量等级火电机组的等效可用系数从7 5.9 9%提高到90.7 9%，提高l 4.8个百分点，相当于增加28台20万kW机组；30万kW容量等级火电机组的等效可用系数从7 7.9 9%提高到90.42%，提高1 2.4个百分点，相当于增加了25台30万kW机组，共计相当于节约投资超过500亿元，每年多发电700亿kWh。l 980～200 3年电力工业主要技术经济指标见表6。
(2)节能潜力仍然很大
与世界主要工业国家相比，中国电力工业能源节约仍有较大潜力，其中供电煤耗与世界先进水平相比仍然相差约60～70gce／kWh，一年发电多耗标准煤约1.1亿t。30万kW容量等级国产机组的供电煤耗比进口亚临界机组高4～1 2gce／kWh，比进口超临界压力机组高1 5～20goe／kWh；60万kW容量等级国产机组的供电煤耗比进口亚临界机组高20～23g／kwh，比进口超临界机组高28～39gee／kWh。输电线损率比国际先进电力公司高2.0～2.5个百分点，相当于一年多损耗电量350亿kWh，大体相当于中国中部地区一个省一年的用电量。火电厂平均装机耗水率比国际先进水平高40～50%，相当于一年多耗水l 5亿m 3。2000年中国不同参数和容量的火力发电机组平均发电煤耗见表7。
发电能源结构有待改善。按发电量计算，2003年中国燃煤发电量约占总发电量的82%。水力发电等可再生能源比重较低，而且近年来比重不断下降，2003年为14.77%，比1 983年的24.57%降低9.8个百分点。供热机组的容量比例仅为1 5.7%，远低于供热系统比较先进的发达国家。大机组的比重过小。2003年中国6000kW及以上的火电机组4959台，总容量为27849.8 3万kW，平均机组容量为5.62万kW，30万kW及以上机组占总容量的4 3.1%。发电设备技术参数相对落后，超临界机组只占火电总装机容量的2.2%，而美国、日本、俄罗斯已占50%以上。中国火电机组中，亚临界及以上参数机组占43%，高压、超高压参数机组占42%，中、低压参数机组占1 5%。燃气一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)、增压循环流化床(P F B C)、大型循环流化床(C F B C)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。
火电机组节能技术改造和淘汰现有小机组任务仍然艰巨。100MW以上的国产机组，设计供电煤耗比国外同类机组高1 0%，实际运行又未达到设计水平。目前尚有60%左右的200MW火电机组需要进行改造。中低压机组平均煤耗为600gce／kWh，有的甚至达到1 000gc e／kWh。所以，近年来国家一直致力于淘汰中、小火电机组，实行以大机组替代小机组或把小机组改为供热机组的努力。到2001年底，累计关停小火电机组l 2.26GW，完成总体关停目标30GW的4 1%。然而，由于近年来的电力短缺，很多地区和企业仍在兴建小火电厂，200 3年与2000年相比，新增装机容量在2 5 MW及以下的小火电机组约1.83GW。
火电厂中风机、水泵的用电率约占厂用电的65%，对于大容量火电机组，配套风机、水泵所耗电能巨大，通过采用电机变频调速等节能技术，节电潜力可达40%左右。
电网的网架结构仍然薄弱。超高压输电线路比重偏低，变电站的站点布局不足，电压等级不合理，高损耗变压器在部分地区仍占有相当大的比例，部分电网的无功补偿设备的容量不足，导致电网的电压质量下降，功率因数降低使供电能力受限，线路损耗加大。
2 中国电力生产主要35境问题
2.1 火力发电是中国电力生产对生态系统和大气环境产生影响的主要发电方式
与其他发电方式相比，由于火力发电是我国的主要电力生产方式，而且以煤炭消费为主，发电用煤的平均灰份高达28%左右，基本上是没有经过洗选的动力煤，外加污染控制和治理技术落后且利用不够广泛，致使火力发电力行业成为二氧化硫、氮氧化物、烟尘等大气污染物的主要排放源，是造成大气污染，引起酸雨等环境问题的主要原因。同时也是废水、粉煤灰和炉渣等固体废弃物的主要排放源。而由于煤炭燃烧所排放的大量二氧化碳等温室，气体，则导致了以温室效应为特征的全球性环境问题。
2.2 随着电力工业的快速发展，火力发电行业削减二氧化硫(S02)、烟尘和氮氧化物(N0X)等大气污染物排放的压力日趋上升
(1)火力发电行业是中国SO2、烟尘和NOX排放的主要行业
根据《中国环境年鉴》2004公布的统计数据，20 0 3年全国燃煤电厂排放二氧化硫802.6万t，占全国排放总量的37.1 8%，占工业排放总量的4 4.8%，相对于2000年排放的7 20万t，增长了11.4%。排放烟尘3l 2.8万t，占全国烟尘排放总量的2 9.8 3%，占工业排放总量的37%，相对于2000年排放的301.3万t，增长了3.82%。目前国家对NOX排放量没有统计数据，据电力行业专家估算，200 3年全国燃煤电厂排放NOX约600万t，占全国排放总量的33%左右，相对于2000年排放的4 6 9万t，增长了2 8%。中国l 991年和2000～2003年SO2和烟尘排放量见表8。
(2)火力发电行业是“两控区” SO2、烟尘和NOX，的主要排放源
2003年全国有9个省份SO2排放量超过了l 0 0万t，按排放量大小依次排序为山东为l 83.6万t、河北142.2万t、山西136.3万t、贵州1 32.3万t、内蒙古128.8万t、江苏124万t、四川1 20.7万t、广东l 07.5万t和河南l 03.9万t。这些地区SO2排放总量为1179.3万t，占全国排放总量的54.63%，这些地区合计的火力发电装机容量和发电量占全国火力发电总装机容量和总发电量的比重均超过了5 5%。根据估算每发一度电的SO2排放系数较大的省份依此是贵州、四川、山东和河北，其中贵州和四川处在酸雨控制区，山东和河北处在SO2控制区。
全国而言，2 0 0 1年“两控区”SO2排放量904.1万t，占全国总排放量的47%，占工业排放量的58%。处于“两控区”的电力行业的排放量占电力行业总排放量的78.5%，占“两控区”排放总量的4 8.3%，说明电力行业是“两控区”SO2的主要排放源。
“两控区”内电力行业烟尘和NO。的排放趋势与SO2排放趋势相类似。
(3)火电厂排放的烟尘治理水平略好于工业部门，但排放的SO2治理水平远远低于工业部门
燃煤电厂除尘及脱硫一直是电力行业非常重视的问题。高效率电除尘器的使用比例逐年扩大，目前已经达到88%左右，所有30万kW及以上容量机组全部采用电除尘器，新建燃煤电厂的除尘效率已经达到99%以上，火电厂烟尘排放上升趋势得到抑制，20 00年以来，烟尘去除率逐年提高，并高于工业部门的烟尘去除率。中国2000～2003年工业部门和火力发电行业烟尘排放和治理情况详见表9。
中国从20世纪70年代开始研究二氧化硫控制问题，80年代中期在四川白马电厂建立了旋转喷雾工业试验装置，90年代首次在重庆珞璜电厂两台36万kW机组上安装了石灰石一石膏湿法烟气脱硫装置。近年来，通过加大烟气脱硫技术引进及国产化示范工程力度，目前全国已经建成的以及招标的烟气脱硫项目总规模约为2390万kW，占全国现有火电装机容量的8.4%。截至2 0 0 3年底，全国火电厂约有9000MW的烟气脱硫设施投入运行，其中新建机组和在建机组各占一半。另外，约有15000MW的烟气脱硫设施正在建设中，已投入运行的脱硫机组容量仅占火电机组总容量的3.2%，绝大多数火电厂还没有采取脱硫措施。
除安装烟气脱硫设施外，通过关停小火电机组，“两控区”内的火电厂改烧低硫煤，发展热电联产，增加动力煤入选比例等措施也一定程度的减少和控制了火电厂二氧化硫排放量。然而，统计数据表明，火电厂锅炉脱硫治理水平仍远低于其他工业行业的脱硫治理水平，2003年工业部门SO2平均去除率为29.5%，而火力发电行业仅为l 0.8%。2003与2000年相比，火电厂SO2产生量增加了1 0 5万t，其中排放量增加了83万t，去除量仅增加了22万t，即排放增加量是去除量的3.8倍，可见火力发电行业SO2控制与治理任重而道远。中国2000～2004年工业部门和火力发电行业SO2排放和治理情况见表1 0。
(4)目前中国火电厂NOX，排放控制刚刚起步，控制手段落后
国外先进电力公司将环保作为企业发展的重要指标，因此高度重视电力环境保护。除对烟气中粉尘、SO2的排放有较严格的标准，对NOX的排放，也有较严格的标准。如对新装大机组除要求粉尘浓度为50rag／N m3以下，SO2为200rag／Nm 3以下外，NOX同样要求为200rag／N m3以下，因此，在工业发达国家，火电机组在安装脱硫装置的同时，也安装烟气脱硝装置。
中国在l 9 9 6年颁发的GBl 3223一l 996《火电厂大气污染物排放标准》中首次对火电厂NOX。排放浓度限值做了规定：NOX排放在第二时段容量在300MW及以上机组，NOX，排放浓度为650mg／N m3以下。在新颁布的GBl 3223—2003《火电厂大气污染物排放标准》中，对火电厂NOX，的排放浓度限值根据燃煤挥发份的高低而有所不同，第三时段新建、改建、扩建的燃煤电厂，燃煤挥发份小于1 0%时，排放限制值为900rag／m3；燃煤挥发份大于等于1 0%时，排放限值为450rag／m3；燃油、燃气电厂为1 50rag／m3。这些限值与欧盟88／609／EEC中的规定相当，比日本的限值(41l mg／m3)宽松，比美国的限值(100rag／m3)宽松很多，实施时间为200 3年1 0月。对第一、二时段的电厂，则采用了更为宽松的排放标准，实施时间为2004年1 0月。随着NO。控制技术水平和普及率的提高，我国火电厂NOX的排放标准会逐步与国际接轨。
影响NOX生成量的主要因素很多，诸如燃料本身的含氮量、燃料燃烧区段的氧浓度(过剩空气系数)、燃料燃烧的火焰温度、燃烧产物在高温区的停留时间、燃料燃烧反应的时间、燃煤的燃料比(FC／V)以及燃料的燃烧方式等。目前，中国火电厂控制NO。的主要手段是采用各种低氮燃烧器及燃烧调整方式。不足20%的锅炉采用了低NOX燃烧技术，其中用于引进型国产大容量机组上的比例约占2／3，在中小型火电机组上则尚未得到推广，绝大部分锅炉的NOX排放量超标。
2.3 主要固体废弃物粉煤灰和炉渣综合利用率近年来一直徘徊在7 O%左右
火力发电行业排放的主要固体废弃物是粉煤灰和炉渣，占全行业排放的固体废弃物的9 8%左右。近年来，火力发电行业排放的固体废弃物占全国工业排放总量的1 7%左右，其中粉煤灰排放量占全国工业排放量的7 8%左右，炉渣排放量占全国工业排放量的2 8%左右。20世纪90年代以来，电力企业加大了粉煤灰和炉渣在市政工程和大型水电建设中的利用，同时通过干灰分选等技术措施，积极开拓了粉煤灰在水泥、制砖等建材行业的应用，发电厂粉煤灰和炉渣的综合利用率从l 9 9 5年的5 3%提高到2000年的69%，2000年以来综合利用率一直徘徊在7 0%左右，仍存在进一步利用的潜力。2 0 0 0～2 0 0 3年中国火力发电行业固体废弃物产生量、综合利用量和排放量见表1 1。
2.4 废水排放达标率逐年提高
电力行业耗水量大，占用了大量水资源。特别是在缺水的北方地区，甚至出现不得不牺牲农业灌溉用水来确保火电厂需要的现象。同时电力行业也是耗水和排水大户，大量污(废)水外排不利于水环境的保护。火力发电耗水主要由冷却塔蒸发损失、风吹损失、排污损失、除灰系统损失、锅炉补给水损失等。冷却塔蒸发损失量占电厂耗水量的2／3以上。近年来由于技术进步和新建机组的不断投入以及发电行业通过采取各项节水措施，特别是通过提高冷却塔排污与循环水浓缩倍率、采用干除灰系统、提高水的重复利用率，在缺水地区发展空冷技术等措施，2 0 0 2年火力发电单位发电量耗水量3.54kg，比20世纪80年代大机组平均耗水指标下降了1／3，年节约用水10.3亿m3，工业用水重复利用率达到6 9%。耗水量的减少，直接导致了火电厂废水排放量的减少。供每万度电的废水排放量由1995年的24t下降到2000年的l 9t，2003年继续下降到l 5 t。排放废水达标率也逐年得到提高，2003年达96.5%，比全国工业废水排放平均达标率高出7.4个百分点。2000～200 3年中国工业和火力发电行业废水排放和达标率详见表1 2。
2.5 火力发电是中国CO2的主要排放源
据《中国国家温室气体排放清单》编制项目组估算，2000年中国火力发电行业CO2排放量约330Mt—C，占全国碳排放量的40%左右，单位发电量的CO2排放量为0.297lkg～C／kWh。发电燃料构成以及发电技术水平是影响单位发电量CO2排放的主要因素。燃煤比重越高，机组容量越小，单位电量排放的CO2越多。一般而言，小于12MW的小机组单位电量的CO2排放量比300MW机组单位电量的CO2排放量大近3倍。由于以煤为主的化石燃料在未来将继续主导中国的热力和电力生产，因此，火力发电行业是中国CO2的主要排放源。 (来源：《中国能源》)
