煤电节能减排升级与改造行动计划9篇

时间：2022-09-15 12:30:11 来源：网友投稿

煤电节能减排升级与改造行动计划9篇煤电节能减排升级与改造行动计划　中国工业信息技术中心文件　中工信函〔2016〕168号　关于举办“CFB锅炉洁净排放与优化运行及综合防磨技术”下面是小编为大家整理的煤电节能减排升级与改造行动计划9篇,供大家参考。

煤电节能减排升级与改造行动计划9篇

篇一：煤电节能减排升级与改造行动计划

工业信息技术中心文件

　中工信函〔2016〕168 号

　关于举办“CFB 锅炉洁净排放与优化运行及综合防磨技术”高级研修班的通知关于举办“CFB 锅炉洁净排放与优化运行及综合防磨技术”高级研修班的通知

　各有关单位：

　近年来环保问题已成为我国头等大事，国家发展改革委、环境保护部、国家能源局联合印发的发改能源〔2014〕2093 号文件“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020 年)》的通知”为进一步加快燃煤锅炉节能减排改造步伐，我单位在相关部门的支持与指导下，将在安徽省·黄山市举办“CFB锅炉洁净排放与优化运行及综合防磨技术高级研修班”“CFB锅炉洁净排放与优化运行及综合防磨技术高级研修班”此次研修班邀请业内知名专家、长期工作在一线工作的高工担任主讲老师，并赠送《锅炉技术问答 1100题》一套，作者现场签名留念。请各单位积极派员参加。具体通知如下：

　一、参加对象

　参与锅炉运行、管理、操作、维修、环保工作的管理、技术人员。

　二、主要内容

　（一）CFB 锅炉烟气脱硫洁净排放技术 1、烟气污染物洁净排放技术发展现状

　2、SO2 排放浓度与那些因素有关

　 3、cfb 锅炉“洁净排放”技术路线选择的评估因素

　 4、如何正确选择“基于 cfb 锅炉烟气洁净排放技术路线”的探讨。

　5、如何实现干法脱硫洁净排放效率与降低脱硫剂消耗的方法。

　6、湿法脱硫洁净排放应用关键技术分析

　7、电厂怎样根据外部和内部条件选择合理的改造达到洁净排放。

　 8、实现洁净排放的有利条件和必要的配置

　9、排污权交易，怎样合理利用排污权交易降低电厂成本。

　10、怎样提高现有脱硫装置的脱硫效率，实现洁净排放

　11、cfb 锅炉脱硫洁净排放控制、改造成功的案例分析（二）CFB 锅炉烟气脱硝洁净排放技术

　- 2 -

　1、影响烟气 SCR/sncr 脱硝洁净排放的因素

　 2、CFB 锅洁净排放低氮燃烧技术，空气分级燃烧，燃料分级燃烧。

　 3、深度低氮燃烧技术与 SCR 脱硝技术或 SNCR 脱硝技术的联合运用。

　 4、脱硝剂的种类，各有什么优缺点，电厂怎样合理选择。

　 5、脱硝催化剂应用中存在的问题及解决方案

　 6、有效的烟气脱硝氨逃逸监测与空预器防堵方法

　 7、脱硝装置结构安装与检修中降低氨逃逸率的措施

　 8、脱硝装置氨消耗量与脱硝还原剂耗量计算方法

　9、怎样提高现有脱硝装置的脱硝效率，降低脱硝剂消耗，降低运行成本。

　10、锅炉同时脱硫脱硝时怎样消除脱硫对脱硝效率的不利影响。

　（三）CFB 锅炉超低能耗技术

　 1、CFB 锅炉各项热损失较煤粉炉高的原因分析，减少各项热损失提高锅炉热效率的的方法。

　 2、物料分离器分离效率对锅炉热效率的影响分析。

　 3、CFB 锅炉厂用电率高锅炉净效率低的原因分析，降低厂用电率的方法。

　 4、低床压运行节能和减轻受热面磨损的机理，低床压运行应具备的条件。

　5、煤泥，煤矸石，石油焦，油页岩燃烧技术。

　 6、怎样降低锅炉点火用油，降低运行成本。

　7、怎样通过燃烧调整降低风机耗电量和提高锅炉热效率。

　8、怎样根据燃料品种确定燃煤合理粒度级配，达到提高锅炉热效率降低碎煤电耗的目的。

　9、怎样判断物料循环是否正常和物料分离器的效率高低。

　（四）CFB 锅炉综合磨损技术

　 1、CFB 锅炉易磨损的部位及原因分析和对策。

　2、壁面效应对水冷壁磨损的影响，烟气走廊对省煤器磨损的影响，减轻其磨损的对策。

　 3、物料分离器分离效率对受热面磨损的影响，判断和提高分离器效率的方法。

　 4、稀相区水冷壁、测点部位、过热屏、再热屏与水冷屏的防磨措施

　5、CFB 耐火防磨浇注料施工和运行过程注意事项

　6、综合防磨和主动防磨的措施。

　 7、提高防磨层施工质量的措施，延长防磨层寿命的方法。

　（五）锅炉优化运行和调整

　 1、负荷调整。影响负荷变化的因素，怎样判断负荷变化是锅炉内部因素还是外部因素引起的。

　 2、锅炉不能满负荷运行的原因分析及解决方法。

　 3、怎样根据氧量表进行燃烧调整，怎样根据氧量快速换算为过量空气系数。

　 4、飞灰可燃物高的原因分析和解决方法。

　 5、排烟温度高的各种原因分析及调整方法。

　 6、负荷，氧量，给水温度，燃料品种，粒度，炉膛负压，循环倍率，积灰，汽压，定期排污等各种因素影响过热汽温影响的机理分析和调整汽温的方法。

　 7、锅炉启动和停止过程中汽包上下部壁温差和热应力产生的机理和危害的分析，防止温差超标的方法。

　 8、CFB 锅炉汽水系统设计与运行调整状况的诊断与优化。

　9、限制锅炉启动速度的因素是那些，怎样缩短锅炉启动时间。

　 10、CFB 运行测量与监控手段的系统优化与注意事项。

　（六）事故分析与处理。

　 1、各种事故的原因分析及处理。

　 2、各种承压受热面爆管的原因分析，怎样从爆破口的形状和颜色分析判断管子爆破的原因。

　 3、怎样开事故分析会和应用排除法查明事故的确切原因。

　（七）工作中遇到的各种疑难问题分析，研讨，解决方案。

　三、时间和地点：2016 年 6 月 26--30 日（26 日报到）

　安徽省·黄山市四、费用：3960 元/人。包含培训费、住宿费、餐费、资料费、考察费等。

　五、报名须知：请参加培训班的同志于开班前十天填好回执，传真或邮件至会务组。会务组收到回执后，将在培训日期前七天书面详告酒店地址、行车路线等事项。

　六、联系方式

　联系人：刘彬

　电话/传真：028-68006848、61348113

　电子邮箱：peixun1688@163.com

　中国工业信息技术中心网

　 2016 年 5 月 18 日

　- 4 -

　附件：

　“CFB 锅炉洁净排放与优化运行及综合防磨技术高级”研修班报名回执表单位名称

　附件：

　“CFB 锅炉洁净排放与优化运行及综合防磨技术高级”研修班报名回执表单位名称

　联系人

　电话

　传真

　姓名性别职务/职称电话电子邮箱

　本次培训中希望重点讲授或需补充的内容及其它建议：

　其他要求

　联系人：刘彬

　电话/传真：028-68006848、61348113

　电子邮箱：peixun1688@163.com

　备注：此表复印有效；请务必将各项内容填写完整并加盖单位公章

篇二：煤电节能减排升级与改造行动计划

.5/2016总第171期第37卷发电与空调PowerGeneration&AirCondition发电与空调PowerGeneration&AirCondition某电厂660MW机组SCR脱硝超低排放改造关键参数设计柴磊，冯前伟，张杨，王东，朱跃（华电电力科学研究院，浙江杭州 310030）摘要：当前环保政策日益严格，部分已完成SCR脱硝投运机组又面临着着新一轮的超低排放改造，以某电厂660MW机组SCR脱硝系统为例，通过测试一系列试验参数，掌握了该机组脱硝装置主要性能，并结合下一阶段即将开展的超低排放改造工程关键参数要点进行分析与探讨，提出了相应的意见与解决措施。关键词：火电厂；烟气脱硝； SCR；超低排放DOI：10.3969/J.ISSN.2095-3429.2016.05.005中图分类号：X773 文献标识码：B 文章编号：2095-3429（2016）05-0020-04Key Design Parameters of SCR Denitrification Ultra-low Emission Transformationfrom Units of 660MWCHAI Lei， FENG Qian-wei， ZHANG Yang， WANG Dong， ZHU Yue（Huadian Electric Power Research Institute, Hangzhou 310030，China）Abstract：

　Thecurrentincreasinglystringentenvironmentalpolicy,partiallycompletedandputintooperationSCRdenitrationunitisfacedwithanewroundofmentionefficiencyretrofitstounitsof660MWSCRdenitrationsystem,forexam-ple,bytestingaseriesoftestparameters,masteredtheunitdenitratorthemainperformance,combinedwithultra-lowemis-sionsrenovationprojectpointsthenextphaseofthekeyparameterstobeundertakentoanalyzeandstudyandmakethecor-respondingobservationsandsolutions.Key words：

　coal-firedplant； fluegasDe-NOx； SCR； ultralowemissions基金项目：

　中国华电集团有限公司科技项目: 大型燃煤锅炉 SCR 烟气脱硝疑难问题技术攻关与运行优化研究（CHDKJ-2015-G04）作者简介：

　柴磊（1987-），男，浙江杭州人，本科，助理工程师，从事电厂环保设计研究和技术服务工作。0 引言近年来，随着国内国际环境形势日益严峻，国家对环保特别是煤电节能减排与改造不断深化重视，SCR烟气脱硝技术以其稳定、高效等优点被我国绝大多数火电厂脱硝工程所采用。据中国电力企业联合会统计资料，截至 2014年底，全国已投运火电厂烟气脱硝机组容量约 6.87亿 kW，占全国火电机组容量的 75.0%，占全国煤电机组容量的 83.2%，其中采用 SCR烟气脱硝技术占据绝对主导地位 [1] 。

　“十二五”以来火电厂烟气脱硝改造已陆续完成投运，但是随着《煤电节能减排升级与改造行动计划》（2014-2020）和《关于编制“十三发电技术20

　No.5/2016总第171期第37卷发电与空调PowerGeneration&AirCondition发电与空调PowerGeneration&AirCondition项目烟气温降，℃数值≤5脱硝效率，% ≥80氨逃逸浓度，10-6＜3飞灰质量浓度，g/m3≤40.8氨耗量，kg/h ≤290SO 2 /SO 3 转化率，% ＜1脱硝系统压损，Pa ≤830表1 某电厂1、2号机组SCR脱硝系统主要设计参数五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》的提出 [2] ，要求现役燃煤电厂烟气氮氧化物排放浓度不高于 50mg/m3（基准氧含量为 6%）。针对当前现役燃煤电厂机组脱硝运行实际情况，以某电厂 660MW机组 SCR脱硝系统为例，通过测试一系列基础参数，掌握了该机组脱硝装置主要性能，结合该电厂下一阶段即将开展的超低排放改造工程提出几点 SCR脱硝系统超低排放改造关键参数设计想法，以供后续脱硝改造工程借鉴及探讨。1 某火电厂SCR脱硝系统简介某火电厂 1、2号机组装机容量均为 660MW，均采用选择性催化还原（SCR）

　工艺，每台锅炉配备两个SCR反应器。采用蜂窝式催化剂， “2+1”设计，运行烟温为 300~420℃。SCR脱硝系统主要设计参数见表 1。2 脱硝系统运行现状为了全面反映出脱硝系统性能，在机组负荷分别为 100%、75%和 50%工况条件下进行测试及评价，测试参数包括烟气流量、NOx浓度、烟气温度、烟尘浓度、脱硝效率、氨逃逸、SO 2 /SO 3 转化率、氨耗量、氨氮摩尔比、系统压力损失、烟气温降等。采样点为网格布置，采用了平行采样平行分析的方法，参照 DL/T260-2012《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》、HJ562-2010 《火电厂烟气脱硝技术规范选择性催化还原技术法》、GB/T16157-1996《固定污染源中颗粒物测定与气态污染物采样方法》、DL/T998-2006《石灰石 -石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》等标准 [3-6]要求进行，测试位置分别为 SCR反应器进出口截面（如图 1所示），试验主要仪器见表 2。试验结果见表 3，从中可以得知当前脱硝装置各项性能指标均能够达到设计保证值，在 50%负荷条件下脱硝装置入口烟温能够维持在 320℃以上，当前 1、2号机组 SCR入口 NOx浓度明显低于原脱硝设计值。根据 SCR进出口 NOx测试数据，1号机 SCR反应器 A侧入口的 NOx浓度分布相对标准偏差为 1%左右，出口的 NOx浓度分布相对标准偏差为 8%左右，SCR反应器 B侧入口的 NOx浓度分布相对标准偏差为 1%左右，出口的 NOx浓度分布相对标准偏差为19%左右；2号机 SCR反应器 A侧入口的 NOx浓度分布相对标准偏差为 2%左右，出口的 NOx浓度分布相对标准偏差为 7%左右，SCR反应器 B侧入口的 NOx浓度分布相对标准偏差为 4%左右，出口的 NOx浓度分布相对标准偏差为 6%左右；根据动压测试结果可知，1、2号机反应器入口烟道流速相对标准偏差均小于 15%。表明当前 2号机脱硝装置进出口 NOx分布和表2 主要试验仪器序号11121034设备名称热电偶红外气体分析仪前处理箱皮托管烟气伴热管粉尘取样仪型号ROSEMOUNTM&CPSS6/3M&CPSP-W4M4/63012HSNiCr-Ni5 湿式流量计 W-NK-1B6 多功能烟气分析仪 NOVA20007 电子微压计 EMP35008 数显恒温水浴锅 HH-19 真空泵 N89KNE图 1 脱硝系统试验测试位置发电技术21

　No.5/2016总第171期第37卷发电与空调PowerGeneration&AirCondition发电与空调PowerGeneration&AirCondition序号15.2115.123项目B反应器烟气量A反应器入口烟气温度SCR入口 NOx浓度4 SCR入口飞灰质量浓度5 SCR入口 SO 2 浓度6 SCR入口 SO 3 浓度15 系统阻力7 SCR烟气温降8 SCR出口 NOx浓度9 SCR出口 SO 3 浓度10 逃逸氨浓度11 脱硝效率12 氨耗量13 氨氮摩尔比14 SO 2 /SO 3 转化率单位Nm3/h℃Nmg/m3PaPaNmg/m3Nmg/m3Nmg/m3Pa℃Nmg/m3Nmg/m3Nmg/m3%kg/h-%75%负荷 50%负荷1570663 1046926346 326300 427- -- -- -3 237 64- -0.84 -87.6 84.9155 -0.883 -- -455 270484 295设计值219036336645040800--5--≤2.28≥82≤290-≤1≤8301号机组 2号机组100%负荷 75%负荷 50%负荷 100%负荷2280840 1784947 1212153 2084014360 336 321 366347 328 437 31130114 - - 188812093 - - 132919.95 - - 10.72 2 2 358 56 72 3736.59 - - 26.11.02 0.77 - 1.3083.17 83.16 83.57 88.20242 182 - 2120.840 0.846 - 0.8900.63 - - 0.93607 436 323 576597 429 321 587入口烟道流场较为均匀，1号机脱硝装置进口 NOx分布和入口烟道流场较为均匀，但 1号机脱硝装置出口NOx浓度分布相对标准偏差较大，产生这种现象的主要原因应该是氨喷射系统喷氨不均所致 [7] 。3 脱硝超低排放工艺论证低氮燃烧是国内外燃煤锅炉控制 NOx排放的优先选用技术。考虑到某电厂 1、2号机组锅炉原设计已采用较为先进的低氮燃烧技术，性能保证值为400mg/m3（标态、干基、6%O 2 ），当前锅炉满负荷工况条件下 SCR入口 NOx浓度在 330mg/m3（标态、干基、6%O 2 ）左右，低于原低氮性能保证值，表明当前低氮运行状况较为良好，因此建议本次超低排放改造暂不再做进一步低氮燃烧改造，但在后续运行中须进一步优化炉内燃烧方式，确保将 SCR入口 NOx浓度稳定控制在设计值以下。针对本次超低排放改造出口 NOx排放浓度为50mg/m3（标态、干基、6%O 2 ）的控制目标，相应烟气脱硝效率须达到 87.5%。考虑到 SCR脱硝工艺本身能够达到 90%以上的脱硝效率，且某电厂 1、2号机组现已配套建设 SCR脱硝装置，因此建议本次超低排放改造对当前脱硝装置进行提效改造即可，即通过增加备用层催化剂来实现提效目的。4 脱硝超低排放改造关键参数设计虽然不同炉型、不同煤种的 600MW级别机组脱硝装置性能参数区别较大，但对该类型机组脱硝装置进行超低排放改造的关键参数设计思路还是一致的，都应根据电厂近年来煤质监测统计资料、原脱硝设计参数、现脱硝装置摸底评估试验以及前期进行的脱硝性能验收试验数据来综合判断确定。4.1 烟气量应根据实际烟气量测试结果与原设计烟气量比较，同时考虑到超低排放改造还会涉及到脱硫除尘改造，三者设计烟气量需要统筹考虑，一般建议选取数值较大的作为脱硝提效改造设计烟气量，1、2号机组 3种工况条件下的烟气量见表 4。由表 3和表 4可知，试验工况条件下 1号机组脱硝装置烟气量略高于原设计烟气量，本次超低排放改造工程中烟气量参数建议选取表3 试验结果汇总注：烟气成分状态为标态、干基、6％O 2 。发电技术22

　No.5/2016总第171期第37卷发电与空调PowerGeneration&AirCondition发电与空调PowerGeneration&AirCondition（下转第 39页）反应器A反应器1号机组实测数据mg/m3434353351310357346440B反应器 3653413262号机组实测数据mg/m3328332295300299430424318317277机组负荷率%10075501007550反应器A反应器1号机组实测数据m3/h646767110522211145359478111133621112834811085931057859862927876279882877565386B反应器 1190803120528611851911159707117979111160852号机组实测数据m3/h104293010544491047172105976176896751647610435971044652794719786105791534530450102998910347281033825103816910356441039165机组负荷率%10075501007550表4 烟气量测试结果实际烟气量数值，即 2280840m3/h （标态、干基、6%O 2 ）。4.2 脱硝装置入口氮氧化物应根据实测值并结合机组低氮装置运行情况综合考虑，对于仍需进一步低氮燃烧改造的应优先进行低氮燃烧改造，然后在低氮燃烧性能保证值的基础上留取适当裕量，一般推荐为 50或 100mg/m3（标态、干基、6%O 2 ），对于低氮装置运行效果良好无需再次改造的，也应在当前排放浓度的基础上留取适当裕量以保证后续 SCR脱硝装置的稳定达标运行 [8] 。根据表 5试验结果可知，当前 1、2号机组满负荷工况条件下 SCR入口NOx浓度在 330mg/m3（标态、干基、6%O 2 ）左右，明显低于原脱硝设计值 450mg/m3（标态、干基、6%O 2 ），考虑到其低氮燃烧装置性能及保证值，本次超低排放改造工程中入口氮氧化物参数建议按 400mg/m3（标态、干基、6%O 2 ）进行设计。4.3 二氧化硫及三氧化硫应根据实测值、改造煤质计算值以及炉后脱硫设计参数综合考虑确定。某电厂当前 1、2号机组满负荷工况条件下 SCR入口 SO 2 浓度小于 2100mg/m3（标态、干基、6%O 2 ），但本次脱硝超低排放改造设计煤质硫份为 1.0%，与原脱硫改造设计煤种硫份一致，考虑到脱硫改造设计入口 SO 2 浓度为 2316mg/m3 （标态、干基、6%O 2 ），为保证炉后系统的稳定运行，本项目脱硝入口SO 2 、SO 3 浓度分别设定为 2316mg/m3 （标态、干基、6%O 2 ）、23mg/m3（标态、干基、6%O 2 ）。4.4 飞灰质量浓度同上所述，飞灰质量浓度的选定也应根据实测值、改造煤质计算值以及炉后除尘设计参数综合考虑确定。某电厂当前 1、2号机组满负荷工况条件下 SCR入口飞灰质量浓度小于 31000mg/m3 （标态、干基、6%O 2 ），但本次脱硝超低排放改造设计煤质灰分为29.68%，与原除尘改造设计煤种灰分一致，考虑到除尘改造设计入口粉尘浓度为 33.74g/m3（标态、干基、6%O 2 ），为保证炉后系统的稳定运行，本项目脱硝入口粉尘浓度设定为 33.74g/m3（标态、干基、6%O 2 ）。4.5 烟温应根据实测烟气温度、平时运行烟气温度和原设计烟气温度综合比较选取，某电厂满负荷工况下 SCR入口烟温实测值在 360~366℃之间，平时满负荷工况下脱硝入口烟温在 362℃左右，相对脱硝装置原设计入口烟温（366℃）偏差不大，故本项目 SCR脱硝设计入口温度仍定为 366℃。5 结语针对当前国内现役燃煤电厂 SCR脱硝装置运行现状及新环保形势下达标排放要求，以某电厂 660MW表5 SCR入口氮氧化物测试结果发电技术23

　No.5/2016总第171期第37卷发电与空调PowerGeneration&AirCondition发电与空调PowerGeneration&AirCondition机组 SCR脱硝系统为例，通过测试一系列基础参数，包括脱硝效率、反应温度、SO 2 /SO 3 转化率、氨逃逸浓度、烟气流速及飞灰浓度等，掌握了该机组脱硝装置现状，并结合下一阶段即将开展的超低排放改造工程从改造工艺论证、关键参数设计（烟气量、脱硝装置入口氮氧化物、二氧化硫、三氧化硫、飞灰质量浓度、烟温）等方面提出几点 SCR脱硝系统超低排放改造关键参数设计，以供后续脱硝改造工程借鉴及探讨。参考文献：[1]中国电力企业联合会.中国电力行业年度发展报告[M].北京:中国电力出版社，2014.[2]发改能源[2014]2093号:关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知[S].[3]DL/T260-2012，燃煤电厂烟气脱硝装置性能试验技术规范[S].2012.[4]HJ562-2010，火电厂烟气脱硝技术规范选择性催化还原技术法[S].2010.[5]GB/T16157-1996，固定污染源中颗粒物测定与气态污染物采样方法[S].1996.[6]DL/T998-2006，石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范[S].2006.[7]张云.燃煤机组SCR脱硝系统AIG喷氨优化调整[J].中国高新技术企业，2014，21:49-50.[8]张杨，杨用龙，冯前伟，等....

篇三：煤电节能减排升级与改造行动计划

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　业Natural Gas INdustry第 40 卷第 7 期2020 年 7 月· 146 ·燃气电厂与超低排放燃煤电厂环境及生态效应对比樊

　慧1 　段天宇 1 　朱博骐 1 　陈双营 2

　1. 中国石油经济技术研究院　2. 中国石油天然气销售江苏分公司摘要：较之于超低排放燃煤发电，燃气发电是否仍然具有环保与生态方面的比较优势，是我国未来电源结构优化决策时的重要考量因素。为此，基于我国火电行业现有的环保标准，从污染物排放水平、污染物治理产生的问题、碳排放及资源消耗等方面对比了二者的环境和生态效应。研究结果表明：①在实施低氮燃烧改造和加装 SCR 后，燃气电厂的常规污染物排放量明显低于超低排放燃煤发电；②燃气发电单位度电 CO 2 排放量较超低排放燃煤发电减少约 50%，并可显著节约水资源与土地资源；③由于超低排放燃煤发电存在着 SO 3 等可凝结颗粒物和重金属排放等问题，因而燃气发电的环保、生态效应优势更为显著。

　进而提出以下发展建议：① 继续加大环保政策力度，鼓励燃气电厂建设； ② 参照北京、深圳地区对燃气轮机的 NO x 排放标准 , 修订《火电厂大气污染物排放标准：GB 13223—2011》，将全国范围内燃气轮机 NO x 的排放限值设定为 15 mg/m 3 ，同时取消对燃气轮机烟尘、SO 2 的排放限值； ③ 加快构建和完善全国碳市场并设定“地板价”，通过碳价机制形成气候友好的公平竞争市场环境，引导电力企业加快向低碳电力结构转型的步伐。关键词：燃气发电；超低排放燃煤发电；环境效应；生态效应；对比；SCR ；NO x 排放；碳市场DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2020.07.018Comparison of environmental and ecological ef f ects between gas-f i red and ultra-low emission coal-f i red power generation plantsFAN Hui 1 , DUAN Tianyu 1 , ZHU Boqi 1 , CHEN Shuangying 2(1. CNPC Economics & Technology Research Institute, Beijing 100724, China; 2. Jiangsu Branch of PetroChina Natural Gas Marketing Company, Nanjing, Jiangsu 211100, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 40, ISSUE 7, pp.146-153, 7/25/2020. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: Whether gas-fired power generation still has the comparative advantages in environmental protection and ecology compared with ultra-low emission (ULE) coal-fired power generation is an important factor to be considered in domestic power structure optimiza-tion decision in the future. Based on existing environmental protection standard of domestic fossil-fuel industry, this paper compared the environmental and ecological effects of gas-fired power generation with that of ULE coal-fired power generation from the aspects of pol-lutant emission level, issues caused by pollutants control, carbon emission and resource consumption. And the following research results were obtained. First, after low-nitrogen combustion modification and SCR installation are implemented in gas-fired power generation, its emission of conventional pollutants is much lower than that of ULE coal-fired power generation. Second, CO 2

　emission per kilowatt hour of gas-fired power generation is about 50% lower than that of ULE coal-fired power generation. By means of gas-fired power generation, water and land resources can be saved greatly. Third, ULE coal-fired power generation suffers the emission problems of condensable par-ticles (SO 3 )

　and heavy metals, so gas-fired power generation is much more advantageous in terms of environmental protection and ecolog-ical effect. Finally, several development suggestions were proposed. First, intensify environmental policies continuously and encourage the construction of gas-fired power generation plants. Second, by referring to NO x

　emission standard of gas turbines in Beijing and Shen-zhen, revise the "Air Pollutant Emission Standard of Fossil-Fuel Power Plants (GB 13223-2011)" and set domestic NO x

　emission limit of gas turbines at 15 mg/m 3 and cancel dust and SO 2

　emission limits of gas turbine. Third, accelerate the construction and improvement of national carbon market and set the "floor price", establish a climate-friendly market environment of fair competition by virtue of carbon price mechanism, and speed up the transformation of electric power enterprises to the low-carbon power structure.Keywords: Gas-fired power generation; ULE coal-fired power generation; Environmental effect; Ecological effect; Comparison; SCR; NO x

　emission; Carbon market作者简介：樊慧，女，1984 年生，高级经济师，博士；主要从事天然气发电及其市场方面的研究工作。地址：（100724）北京市西城区六铺炕街 6 号。ORCID: 0000-0003-3740-0967。E-mail: huihui8405@163.com

　第 7 期· 147 ·樊慧等：燃气电厂与超低排放燃煤电厂环境及生态效应对比0　引言当前，我国环保工作已经逐步进入精细化治理阶段。尽管大气治理工作已取得显著成效，但据生态环境部《中国生态环境状况公报》数据，2019 年我国仍有 53% 的地级及以上城市环境空气质量超标，“2 ＋ 26”城市优良天数占比仅为 53%，2019 年京津冀及周边、汾渭平原地区空气的 PM2.5 平均浓度分别为 57 μg/m 3 、55 μg/m 3 ，距离环境空气质量标准 35 μg/m 3 的要求还有很大的差距，与世界卫生组织确定的环境空气质量过渡时期目标 2（IT-2）25 μg/m 3 、过渡时期目标 3（IT3）15 μg/m 3 、空气质量准则值（AQG）10 μg/m 3 的要求差距更大。我国大气环境治理仍任重道远。超低排放燃煤发电是重要的煤炭清洁利用方式，目前我国超过 80% 的燃煤电厂已实施了超低排放改造。当前，超低排放燃煤发电是否已完全实现等同于燃气发电的清洁程度？燃气发电是否还具有环保与生态方面的比较优势？这是我国未来电源结构优化决策时重要的考量因素。已有的关于超低排放燃煤电厂与燃气电厂的比较研究主要集中于发电成本方面，对环境与生态效应方面的研究较少且研究结论不完全一致。有研究认为，当燃煤发电标准煤耗不大于全国平均水平时比燃气电厂更清洁[1]；也有研究指出，中国燃煤电厂与国际能源署提出的 2030 年煤电厂污染物排放目标仍有较大差距，燃煤发电大气污染物控制仍面临较大挑战[2] 。为进一步厘清燃气电厂相对超低排放燃煤电厂究竟是否存在环境优势，笔者开展了二者环境与生态效应的对比分析，并从加大环保政策力度、从严火电机组污染物排放标准、完善碳市场等方面提出了相关建议。1　我国火电行业现有环保标准现状2011 年，我国环境保护部（现生态环境部）与国家质量监督检验检疫总局制定了《火电厂大气污染物排放标准：

　GB 13223—2011》，这是自 1991 年首次发布该标准以来的第三次修订，自 2012 年开始实施。标准规定了火电厂大气污染物排放浓度限值、监测和控制要求。在此基础上，随着燃煤发电超低排放专项行动的实施、燃气电厂脱硝技术的应用，煤电和气电的环保标准也都得到了进一步的提升。1.1　超低排放燃煤发电污染物排放标准现状根据 GB 13223—2011 及国家环保部《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，自 2012 年 1 月，全国新建燃煤电厂排放烟尘、SO 2 、NO x 执行标准分别为 30 mg/m 3 、100 mg/m 3 、100 mg/m 3 （西南地区除外，其执行标准有所宽松），自 2013 年 4 月，重点控制区新受理的燃煤机组执行大气污染物特别排放限值，烟尘、SO 2 、NO x 排放标准分别为 20 mg/m 3 、50 mg/m 3 、100 mg/m 3 （表 1）。“十三五”期间，重点控制区市域范围内所有火电燃煤机组均执行特别排放限值要求。我国自 2014 年开始规模化实施煤电超低排放改造。2014 年 9 月，国家发展和改革委员会、环保部、能源局共同制定了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020 年）》，提出东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即在基准氧含量 6% 的条件下，烟尘、SO 2 、NO x 排放浓度不高于 10 mg/m 3 、35 mg/m 3 、50 mg/m 3 ，中部地区原则上接近或达到上述排放限值，鼓励西部地区接近或达到上述排放限值。2015 年 12表 1 　燃煤电厂与燃气电厂污染物排放标准对比表指标及实施范围燃煤电厂燃气电厂GB 13223—2011GB 13223—2011北京天津深圳排放限值特别排放限值超低排放限值 DB11/847—2011 DB12/810—2018 深府办规 [2018]6 号烟尘 /(mg·m -3 ) 30 20 5 ～ 105 5 — —SO 2

　/(mg·m -3 ) 100 50 35 35 20 — —NO x

　/(mg·m -3 ) 100 100 50 50 3035（现有项目）30（新建项目）15Hg 及其化合物 /(mg·m -3 )0.03 0.03实施范围重点控制区以外地区重点控制区全国重点控制区北京天津深圳注：重点控制区指包括京津冀、长三角、珠三角等“三区十群”19 个省（区、市）47 个地级及以上城市的市域范围。

　天

　然

　气

　工

　业 2020 年第 40 卷· 148 ·月 2 日召开的国务院常务会议决定，在 2020 年之前对燃煤电厂全面实施超低排放和节能改造。地方政府也积极响应，江苏、浙江、上海、山东、山西等地出台了政策或地方标准，明确要求燃煤电厂烟尘、SO 2 、NO x 排放浓度不高于 5 mg/m 3 、35 mg/m 3 、50 mg/m 3 。1.2　燃气机组大气污染物排放标准现状GB 13223—2011 首次增设了燃气轮机组大气污染物排放浓度限值，但并未单独设立标准，而是与天然气锅炉笼统归为“以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组”，规定烟尘、SO 2 、NO x 排放限值分别为 5 mg/m 3 、35 mg/m 3 、50 mg/m 3 （表 1）。此后，北京、天津、深圳陆续以地方标准或规范性文件等方式出台了更为严格的燃气轮机组排放限值（表 1）。地方标准主要是将 NO x 的排放限值从国家要求的 50 mg/m 3 进一步严格为 15 ～ 35 mg/m 3 ；此外，天津、深圳对燃气轮机的烟尘、SO 2 排放标准并未予以规范，但这并不是标准的放松，而是基于燃气轮机组实际排放水平很低，几乎没有上述两种污染物的考虑。从全球范围看，我国目前实施的燃煤电厂超低排放标准属于世界领先，标准严于美国、欧盟等地区[2] 。燃气轮机的排放标准方面，国外仅美国对燃机 SO 2 有排放限值要求，其他国家均未对烟尘、SO 2提出排放限值要求；NO x 排放标准方面，欧盟执行10 ～ 50 mg/m 3 的限值标准，美国执行 30 mg/m 3 的限值标准，同时要求企业采用控制技术等进一步降低 NO x 排放以获得运营执照，其实际 NO x 排放限值标准介于 5 ～ 10 mg/m 3[3] 。因此，我国在燃机 NO x排放标准方面，与美国仍有差距。总体来看，随着火电大气污染控制技术的发展与应用，我国燃煤与燃气发电的大气污染物排放标准都在不断趋严。随着越来越多的地方政府出台了更加严格的燃气发电 NO x 排放限制标准，气电的排放标准仍然领先于超低排放煤电。2　燃气发电与超低排放燃煤发电污染物排放对比2.1　常规污染物排放对比笔者采用文献调研的方式，对超低排放燃煤电厂和燃气电厂 3 种常规污染物——烟尘、SO 2 、NO x的实际排放水平进行比较。徐静馨等[1]对江苏、广东、山东地区共 99 台超低排放燃煤机组以及江苏省 17 台燃机的常规污染物进行了实测（表 2），结果显示：实测范围内的超低排放燃煤电厂和燃气电厂 3 种常规污染物的排放水平均符合各自的排放标准，但同类型火电机组的排放水平存在较大差异。从污染物排放均值看，99 台超低排放燃煤机组的烟尘、SO 2 、NO x 排放水平分别为 2 mg/m 3 、16 mg/m 3 、33 mg/m 3 ，8 台 E 级燃机排放水平为 0.85 mg/m 3 、2.20 mg/m 3 、30.00 mg/m 3 ，9 台 F 级燃机排放水平为 1.11 mg/m 3 、0.84 mg/m 3 、42.00 mg/m 3 。按照徐静馨等的实测数据[1] ，超低排放燃煤机组的平均烟尘排放浓度是燃机的 1.8 ～ 2.4 倍，SO 2 排放浓度是燃机的 7 ～ 19倍，NO x 排放浓度较 E 级燃机高 3 mg/m 3 、较 F 级燃机低 9 mg/m 3 。考虑本文文献 [1] 样本中江苏省投运的大部分燃气电厂尚未安装选择性催化还原脱硝装置（SCR），其燃机 NO x 排放水平显著高于深圳、北京等已实施 SCR 改造的地区。目前，通过新型低氮燃烧器与SCR 改造后，北京 F 级燃机已实现 NO x 排放浓度低于 30 mg/m 3 ，E 级燃机排放浓度低于 15 mg/m 3 ，深圳所有燃机均已实现 NO x 排放浓度低于 15 mg/m 3[3-4] 。从 3 种常规大气污染物的实际排放水平看：①超低排放燃煤电厂烟尘、SO 2 的实际排放水平仍显著高于燃气发电机组，特别是 SO 2 排放浓度是燃机的 7 ～ 19 倍。②在燃气电厂不实施 SCR 改造的情况下，超低排放燃煤电厂和燃气电厂 NO x 实际排放水平都在 30 ～ 50 mg/m 3 ，燃气电厂不存在显著优势，但是通过新型低氮燃烧器与 SCR 改造后，燃机NO x 排放浓度可以稳定在 15 mg/m 3 以下，较超低排放煤电机组 NO x 平均排放水...

篇四：煤电节能减排升级与改造行动计划

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　附件煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020 年）

　为贯彻中央财经领导小组第六次会议和国家能源委员会第一次会议精神，落实《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014—2020 年）的通知》（国办发〔2014〕31 号）要求，加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，制定本行动计划。

　一、指导思想和行动目标（一）指导思想。全面落实“节约、清洁、安全”的能源战略方针，推行更严格能效环保标准，加快燃煤发电升级与改造，努力实现供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重“三降低”和安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重“三提高”，打造高效清洁可持续发展的煤电产业“升级版”，为国家能源发展和战略安全夯实基础。

　（二）行动目标。全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于 300克标准煤/千瓦时（以下简称“克/千瓦时”）；东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。

　到 2020 年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于 310

　克/千瓦时，其中现役 60 万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于 300 克/千瓦时。东部地区现役 30 万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10 万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。

　在执行更严格能效环保标准的前提下，到 2020 年，力争使煤炭占一次能源消费比重下降到 62%以内，电煤占煤炭消费比重提高到 60%以上。

　二、加强新建机组准入控制（三）严格能效准入门槛。新建燃煤发电项目（含已纳入国家火电建设规划且具备变更机组选型条件的项目）原则上采用 60 万千瓦及以上超超临界机组，100 万千瓦级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分别不高于 282、299 克/千瓦时，60 万千瓦级湿冷、空冷机组分别不高于 285、302 克/千瓦时。

　30 万千瓦及以上供热机组和 30 万千瓦及以上循环流化床低热值煤发电机组原则上采用超临界参数。对循环流化床低热值煤发电机组，30 万千瓦级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分别不高于 310、327 克/千瓦时，60 万千瓦级湿冷、空冷机组分别不高于 303、320克/千瓦时。

　（四）严控大气污染物排放。新建燃煤发电机组（含在建和项目已纳入国家火电建设规划的机组）应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，不得设置烟气旁路通道。东部地区（辽宁、北京、

　天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等 11 省市）

　新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10、35、50 毫克/立方米），中部地区（黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等 8 省）新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。支持同步开展大气污染物联合协同脱除，减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。

　（五）优化区域煤电布局。严格按照能效、环保准入标准布局新建燃煤发电项目。京津冀、长三角、珠三角等区域新建项目禁止配套建设自备燃煤电站。耗煤项目要实行煤炭减量替代。除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目；现有多台燃煤机组装机容量合计达到 30 万千瓦以上的，可按照煤炭等量替代的原则建设为大容量燃煤机组。

　统筹资源环境等因素，严格落实节能、节水和环保措施，科学推进西部地区锡盟、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等大型煤电基地开发，继续扩大西部煤电东送规模。中部及其他地区适度建设路口电站及负荷中心支撑电源。

　（六）积极发展热电联产。坚持“以热定电”，严格落实热负荷，科学制定热电联产规划，建设高效燃煤热电机组，同步完善配套供热管网，对集中供热范围内的分散燃煤小锅炉实施替代和限期淘汰。到 2020 年，燃煤热电机组装机容量占煤电总装机容量比重

　力争达到 28%。

　在符合条件的大中型城市，适度建设大型热电机组，鼓励建设背压式热电机组；在中小型城市和热负荷集中的工业园区，优先建设背压式热电机组；鼓励发展热电冷多联供。

　（七）有序发展低热值煤发电。严格落实低热值煤发电产业政策，重点在主要煤炭生产省区和大型煤炭矿区规划建设低热值煤发电项目，原则上立足本地消纳，合理规划建设规模和建设时序。禁止以低热值煤发电名义建设常规燃煤发电项目。

　根据煤矸石、煤泥和洗中煤等低热值煤资源的利用价值，选择最佳途径实现综合利用，用于发电的煤矸石热值不低于 5020 千焦（1200 千卡）/千克。以煤矸石为主要燃料的，入炉燃料收到基热值不高于 14640 千焦（3500 千卡）/千克，具备条件的地区原则上采用 30 万千瓦级及以上超临界循环流化床机组。低热值煤发电项目应尽可能兼顾周边工业企业和居民集中用热需求。

　三、加快现役机组改造升级（八）深入淘汰落后产能。完善火电行业淘汰落后产能后续政策，加快淘汰以下火电机组：单机容量 5 万千瓦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；大电网覆盖范围内，单机容量 10 万千瓦级及以下的常规燃煤火电机组、单机容量 20 万千瓦级及以下设计寿命期满和不实施供热改造的常规燃煤火电机组；污染物排放不符合国家最新环保标准且不实施环保改造的燃煤火电机组。鼓励具备条件的地区通过建设背压式热电机组、高效清

　洁大型热电机组等方式，对能耗高、污染重的落后燃煤小热电机组实施替代。2020 年前，力争淘汰落后火电机组 1000 万千瓦以上。

　（九）实施综合节能改造。因厂制宜采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用、电机变频、供热改造等成熟适用的节能改造技术，重点对 30 万千瓦和 60 万千瓦等级亚临界、超临界机组实施综合性、系统性节能改造，改造后供电煤耗力争达到同类型机组先进水平。20 万千瓦级及以下纯凝机组重点实施供热改造，优先改造为背压式供热机组。

　力争2015年前完成改造机组容量1.5亿千瓦，“十三五”期间完成 3.5 亿千瓦。

　（十）推进环保设施改造。重点推进现役燃煤发电机组大气污染物达标排放环保改造，燃煤发电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，未达标排放的要加快实施环保设施改造升级，确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达标排放要求。稳步推进东部地区现役 30 万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的 30 万千瓦以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造， 2014 年启动 800 万千瓦机组改造示范项目，2020 年前力争完成改造机组容量 1.5 亿千瓦以上。鼓励其他地区现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值的环保改造。

　因厂制宜采用成熟适用的环保改造技术，除尘可采用低（低）温静电除尘器、电袋除尘器、布袋除尘器等装置，鼓励加装湿式静电除尘装置；脱硫可实施脱硫装置增容改造，必要时采用单塔双循

　环、双塔双循环等更高效率脱硫设施；脱硝可采用低氮燃烧、高效率 SCR（选择性催化还原法）脱硝装置等技术。

　（十一）强化自备机组节能减排。对企业自备电厂火电机组，符合第（八）条淘汰条件的，企业应实施自主淘汰；供电煤耗高于同类型机组平均水平 5 克/千瓦时及以上的自备燃煤发电机组，应加快实施节能改造；未实现大气污染物达标排放的自备燃煤发电机组要加快实施环保设施改造升级；东部地区 10 万千瓦及以上自备燃煤发电机组要逐步实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造。

　在气源有保障的条件下，京津冀区域城市建成区、长三角城市群、珠三角区域到 2017 年基本完成自备燃煤电站的天然气替代改造任务。

　四、提升机组负荷率和运行质量（十二）优化电力运行调度方式。完善调度规程规范，加强调峰调频管理，优先采用有调节能力的水电调峰，充分发挥抽水蓄能电站、天然气发电等调峰电源作用，探索应用储能调峰等技术。

　合理确定燃煤发电机组调峰顺序和深度，积极推行轮停调峰，探索应用启停调峰方式，提高高效环保燃煤发电机组负荷率。完善调峰调频辅助服务补偿机制，探索开展辅助服务市场交易，对承担调峰任务的燃煤发电机组适当给予补偿。

　完善电网备用容量管理办法，在区域电网内统筹安排系统备用容量，充分发挥电力跨省区互济、电量短时互补能力。合理安排各

　类发电机组开机方式，在确保电网安全的前提下，最大限度降低电网旋转备用容量。支持有条件的地区试点实行由“分机组调度”调整为“分厂调度”。

　（十三）推进机组运行优化。加强燃煤发电机组综合诊断，积极开展运行优化试验，科学制定优化运行方案，合理确定运行方式和参数，使机组在各种负荷范围内保持最佳运行状态。扎实做好燃煤发电机组设备和环保设施运行维护，提高机组安全健康水平和设备可用率，确保环保设施正常运行。

　（十四）加强电煤质量和计量控制。发电企业要加强燃煤采购管理，鼓励通过“煤电一体化”、签订长期合同等方式固定主要煤源，保障煤质与设计煤种相符，鼓励采用低硫分低灰分优质燃煤；加强入炉煤计量和检质，严格控制采制化偏差，保证煤耗指标真实可信。

　限制高硫分高灰分煤炭的开采和异地利用，禁止进口劣质煤炭用于发电。煤炭企业要积极实施动力煤优质化工程，按要求加快建设煤炭洗选设施，积极采用筛分、配煤等措施，着力提升动力煤供应质量。

　（十五）促进网源协调发展。加快推进“西电东送”输电通道建设，强化区域主干电网，加强区域电网内省间电网互联，提升跨省区电力输送和互济能力。完善电网结构，实现各电压等级电网协调匹配，保证各类机组发电可靠上网和送出。积极推进电网智能化发展。

　（十六）加强电力需求侧管理。健全电力需求侧管理体制机制，完善峰谷电价政策，鼓励电力用户利用低谷电力。积极采用移峰、错峰等措施，减少电网调峰需求。引导电力用户积极采用节电技术产品，优化用电方式，提高电能利用效率。

　五、推进技术创新和集成应用（十七）提升技术装备水平。进一步加大对煤电节能减排重大关键技术和设备研发支持力度，通过引进与自主开发相结合，掌握最先进的燃煤发电除尘、脱硫、脱硝和节能、节水、节地等技术。

　以高温材料为重点，全面掌握拥有自主知识产权的 600℃超超临界机组设计、制造技术，加快研发 700℃超超临界发电技术。推进二次再热超超临界发电技术示范工程建设。扩大整体煤气化联合循环（IGCC）技术示范应用，提高国产化水平和经济性。适时开展超超临界循环流化床机组技术研究。

　推进亚临界机组改造为超（超）临界机组的技术研发。进一步提高电站辅机制造水平，推进关键配套设备国产化。深入研究碳捕集与封存（CCS）技术，适时开展应用示范。

　（十八）促进工程设计优化。制（修）订燃煤发电产业政策、行业标准和技术规程，规范和指导燃煤发电项目工程设计。支持地方制定严于国家标准的火电厂大气污染物排放地方标准。强化燃煤发电项目后评价，加强工程设计和建设运营经验反馈，提高工程设计优化水平。积极推行循环经济设计理念，加强粉煤灰等资源综合利用。

　（十九）推进技术集成应用。加强企业技术创新体系建设，推动产学研联合，支持电力企业与高校、科研机构开展煤电节能减排先进技术创新。积极推进煤电节能减排先进技术集成应用示范项目建设，创建一批重大技术攻关示范基地，以工程项目为依托，推进科研创新成果产业化。

　积极开展先进技术经验交流，实现技术共享。

　六、完善配套政策措施（二十）促进节能环保发电。兼顾能效和环保水平，分配上网电量应充分考虑机组大气污染物排放水平，适当提高能效和环保指标领先机组的利用小时数。对大气污染物排放浓度接近或达到燃气轮机组排放限值的燃煤发电机组，可在一定期限内增加其发电利用小时数。对按要求应实施节能环保改造但未按期完成的，可适当降低其发电利用小时数。

　（二十一）实行煤电节能减排与新建项目挂钩。能效和环保指标先进的新建燃煤发电项目应优先纳入各省（区、市）年度火电建设方案。对燃煤发电能效和环保指标先进、积极实施煤电节能减排升级与改造并取得显著成效的企业，各省级能源主管部门应优先支持其新建项目建设；对燃煤发电能效和环保指标落后、煤电节能减排升级与改造任务完成较差的企业，可限批其新建项目。

　对按煤炭等量替代原则建设的燃煤发电项目，同地区现役燃煤发电机组节能改造形成的节能量（按标准煤量计算）可作为煤炭替代来源。现役燃煤发电机组按照接近或达到燃气轮机组排放限值实施环保改造后，腾出的大气污染物排放总量指标优先用于本企业在

　同地区的新建燃煤发电项目。

　（二十二）完善价格税费政策。完善燃煤发电机组环保电价政策，研究对大气污染物排放浓度接近或达到燃气轮机组排放限值的燃煤发电机组电价支持政策。鼓励各地因地制宜制定背压式热电机组税费支持政策，加大支持力度。

　对大气污染物排放浓度接近或达到燃气轮机组排放限值的燃煤发电机组，各地可因地制宜制定税收优惠政策。支持有条件的地区实行差别化排污收费政策。

　（二十三）拓宽投融资渠道。统筹运用相关资金，对煤电节能减排重大技术研发和示范项目建设适当给予资金补贴。鼓励民间资本和社会资本进入煤电节能减排领域。引导银行业金融机构加大对煤电节能减排项目的信贷支持。

　支持发电企业与有关技术服务机构合作，通过合同能源管理等方式推进...

篇五：煤电节能减排升级与改造行动计划

单选题【本题型共 20 道题】

　 1.分布式能源站是以小小模分布化，布置在用户端，双向传输的（）。

　 A．电的三联供系统

　B．热二联供系统

　C．电的二联供系统

　D．电的二联供系统用户答案：[A]

　得分：2.00

　2.我国首台投运的百万千瓦超超临界国产机组依托工程是（）。

　 A．外高桥电厂

　B．玉环电厂

　C．邹县电厂

　D．平顶山电厂用户答案：[B]

　得分：2.00

　3.单轴燃机指压燃气透平与发电机同轴，其转速为（）。

　 A．2500 转/分

　B．3000 转/分

　C．3500 转/分

　D．3800 转/分用户答案：[B]

　得分：2.00

　4.目前各大集团公司对项目后评价的管理是进行分级管理，一般分为（）。

　 A．一级

　 B．二级

　C．三级

　D．四级用户答案：[C]

　得分：2.00

　5.第十二届全国人大常委会第八次全体会议通过的《中华人民共和国环境保护法》已于（）。

　 A．2014 年 5 月 1 日施行

　B．2014 年 7 月 1 日施行

　C．2015 年 1 月 1 日施行

　D．2015 年 3 月 1 日施行用户答案：[C]

　得分：2.00

　6.到 2020 年，全国煤炭铁路运输能力达到（）。

　 A．25 亿吨

　B．28 亿吨

　C．30 亿吨

　D．32 亿吨用户答案：[C]

　得分：2.00

　7.实施老旧煤电机组节能减排升级改造工程，现役 60 万千瓦（风冷机组除外）及以上机组力争 5 年内供电煤耗降至（）。

　 A．每千瓦时 310 克标准煤左右

　B．每千瓦时 300 克标准煤左右

　C．每千瓦时 290 克标准煤左右

　 D．每千瓦时 280 克标准煤左右用户答案：[B]

　得分：2.00

　8.节约资源是我国的（）。

　 A．基本方针

　B．基本国策

　C．基本原则

　D．基本指导思想用户答案：[B]

　得分：2.00

　9.火电项目接入系统二次设计工作应（）。

　 A．与一次同时进行

　B．二次审定后进行

　C．一次设计前进行

　D．初步设计阶段进行用户答案：[B]

　得分：2.00

　10.按照“法无授权不可为”的原则，除行政法规明确规定作为项目核准前置条件的外，项目核准机关（）。

　 A．一律不得将其他事项作为项目核准的前置条件

　B．可以研究对某一其他事项作为项目核准的前置条件

　C．有权自行决定其他某事项作为项目核准的前置条件

　D．可以上报将某一其他事项作为项目核准的前置条件用户答案：[A]

　得分：2.00

　11.2004 年颁布的《国务院关于投资体制改革的决定》（国发〔2004〕20 号）中明确企业投资项目实行核

　准制，火电项目的核准权是（）。

　 A．电力集团

　B．省级投资主管部门

　C．地方政府

　D．国务院投资主管部门用户答案：[D]

　得分：2.00

　12.截至 2015 年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约（）。

　 A．8.2 亿千瓦

　B．8.5 亿千瓦

　C．9.2 亿千瓦

　D．9.9 亿千瓦用户答案：[A]

　得分：2.00

　13.电厂燃煤运输采用汽车运煤距离一般应在（）。

　 A．30 千米

　B．40 千米

　C．50 千米以内

　D．100 千米以内用户答案：[D]

　得分：2.00

　14.我国能源发展的战略方针是（）。

　 A．“安全”

　B．满足大家需求

　 C．可靠

　D．自给自足用户答案：[A]

　得分：2.00

　15.发电厂接入系统的电压不宜超过（）。

　 A．一种

　B．两种

　C．三种

　D．四种用户答案：[B]

　得分：2.00

　16.电厂接入系统设计涉及的费用承担应由（）。

　 A．项目法人承担

　B．设计单位承担

　C．电网公司承担

　D．投资方承担用户答案：[A]

　得分：2.00

　17.新建电厂粉煤灰堆场年限原则上不超过（）。

　 A．半年

　B．1 年

　C．3 年

　D．5 年用户答案：[C]

　得分：2.00

　 18.按(发改能源(2007)141 号)的要求，以热水为供热介质的热电联产项目覆盖的供热半径一般按（）。

　 A．10 千米考虑

　B．15 千米考虑

　C．20 千米考虑

　D．25 千米以上考虑用户答案：[C]

　得分：2.00

　19.火电厂厂址的一般确定阶段应是（）。

　 A．初步可行性研究阶段

　B．可行性研究阶段

　C．初步设计阶段

　D．施工图阶段用户答案：[B]

　得分：2.00

　20.中期电力发展规划一般为（）。

　 A．5-15 年

　B．10 年

　C．15 年

　D．8 年用户答案：[A]

　得分：2.00 二、多选题【本题型共 20 道题】

　 1.“十三五”规划建设现代能源体系的重点方面是（）。

　 A．大力发展燃煤电厂。

　 B．推动能源结构优化升级。

　C．构建现代能源储运网络。

　D．积极构建智慧能源系统。

　用户答案：[BCD]

　得分：2.00

　2.新建和扩建燃煤电厂,项目可行性研究报告和项目申请报告中须提出或明确粉煤灰（）。

　 A．综合利用方案

　B．综合利用途径

　C．处置方式

　D．储存容量用户答案：[ABC]

　得分：2.00

　3.电力工业体制改革已实现的改革有:( )

　 A．“政企分开”

　B．“厂网分开”

　C．“主辅分离”

　D．“输配分开” 用户答案：[ABC]

　得分：2.00

　4.当前火电项目后评价工作三个等级是（）。

　 A．项目单位自评价

　B．电力行业后评价

　C．集团公司从中选择典型项目进行后评价

　D．国家级后评价

　用户答案：[ACD]

　得分：2.00

　5.4、“十二五”规划有关的约束性指标有（）。

　 A．国内生产总值(GDP)(万亿元)

　B．单位工业增加值用水量

　C．二氧化硫排放总量

　D．氮氧化物排放总量用户答案：[BCD]

　得分：2.00

　6.低热值煤发电规划原则包括（）。

　 A．突出重点、统筹规划

　B．合理布局、就近消纳

　C．规划科学、技术先进

　D．利用高效、生产稳定用户答案：[ABD]

　得分：3.00

　7.实施《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》的依据和目的是（）。

　 A．为贯彻中央财经领导小组第六次会议和国家能源委员会第一次会议精神

　B．落实《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014—2020 年）的通知》（国办发〔2014〕31 号）要求

　C．加快推动能源生产和消费革命

　D．进一步提升煤电高效清洁发展水平用户答案：[ABCD]

　得分：2.00

　8.“十二五”规划纲要关于环境保护提出约束性指标包括（）。

　 A．单位国内生产总值 CO2 排放总量降低 17%

　B．SO2 和化学耗氧量排放总量减少 8%

　C．NOX 和氨氮排放总量减少 10%

　D．粉尘排放总量减少 10% 用户答案：[ABC]

　得分：2.00

　9.火电可行性研究阶段的市场调查包括（）。

　 A．产品市场调查

　B．原材料市场调查

　C．副产品市场调查

　D．水源调查用户答案：[ABC]

　得分：2.00

　10.判断能源利用是否合理，主要应包括（）。

　 A．分析当地是否产煤

　B．从能源流向分析

　C．从运输条件分析

　D．从燃料性质分析用户答案：[BCD]

　得分：2.00

　11.我国的水土保持方针包括（）。

　 A．水土保持工作实行预防为主、保护优先

　B．全面规划、综合治理

　C．因地制宜、突出重点

　 D．科学管理、注重效益用户答案：[ABCD]

　得分：2.00

　12.《能源发展战略行动计划(2014—2020 年)》明确的四大能源发展战略包括（）。

　 A．节能优先

　B．绿色低碳

　C．立足国内

　D．创新驱动用户答案：[ABCD]

　得分：2.00

　13.划入天然气发电项目优先类的有（）。

　 A．分布式热电联产用户

　B．热电冷联产用户

　C．天然气调峰发电项目

　D．非重要用电负荷中心用户答案：[AB]

　得分：2.00

　14.可研阶段需要进行的单项评价包括（）。

　 A．水资源评价

　B．环境保护评价

　C．接入系统评价

　D．水土保持评价用户答案：[ABD]

　得分：2.00

　15.供热电厂的主要经济风险因素包括（）。

　A．电价

　B．煤价

　C．机组年利用小时数

　D．热价用户答案：[CD]

　得分：2.00

　16.根据“发改投资﹝2014﹞2999 号”文，企业投资项目核准保留作为前置条件的包括（）。

　 A．项目选址意见书

　B．可行性研究报告审查意见

　C．土地预审

　D．接入系统设计评审意见用户答案：[AC]

　得分：2.00

　17.《环境保护部审批环境影响评价文件的建设项目目录（2015 年本）》与电力有关的为（）。

　 A．在跨界河流、跨省（区、市）河流上建设的单站总容量 50 万千瓦及以上水电站项目

　B．全部核电厂项目（包括核电厂范围内的有关配套设施）

　C．跨境、跨省（区、市）± 500 千伏以上直流项目；跨境、跨省（区、市）500 千伏、750 千伏、1000千伏交流项目

　D．全部燃煤发电项目用户答案：[ABD]

　得分：0.00

　18.抗灾能力评价中，需要评价风荷载设计标准是否满足要求的建（构）筑物主要是（）。

　 A．主厂房

　B．烟囱

　 C．输煤栈桥

　D．水塔用户答案：[ABD]

　得分：2.00

　19.政府核准权下放后，对企业投资项目，政府仅从“外部性”方面进行核准。其中包括（）。

　 A．维护经济安全、提高投资效益

　B．合理开发利用资源、保护生态环境

　C．优化重大布局、保障公共利益

　D．防止出现垄断用户答案：[BCD]

　得分：2.00

　20.建设燃气分布式能源站的基本条件是（）。

　 A．附近有天然气气源，供应价格在可承受范围之内

　B．有一定的冷热负荷需求，包括采暖和工业热负荷

　C．具备建设小型独立电厂的内外部建厂条件

　D．有一定的电力需求用户答案：[ABC]

　得分：2.00 三、判断题【本题型共 4 道题】

　 1. 落实建厂条件要抓重点。如果对厂址有颠覆性的问题，必要时在可行性阶段就要开展工作，进行深入研究。

　Y．对

　N．错用户答案：[N]

　得分：5.00

　2. 火电厂可行性研究工作的服务对象是政府主管部门。

　Y．对

　N．错用户答案：[N]

　得分：5.00

　3. 根据《中国电力减排研究 2014 》，以 2005 年为基准年， 2006 年至2013 年，中国电力企业累计减排二氧化碳 47.3 亿吨，且碳减排量逐年提高。

　Y．对

　N．错用户答案：[Y]

　得分：5.00

　4. 低热值煤发电锅炉选择可选用国产大型循环流化床锅炉，也可选用高效煤粉炉。

　Y．对

　N．错用户答案：[Y]

　得分：0.00

篇六：煤电节能减排升级与改造行动计划

中国城市金融April 2015industry

　tr a cking 行业追踪 | 近年来，国家相继出台控制煤炭消费总量、节能减排等防治大气污染的一系列重要举措。从总体来说，虽然环保标准趋严对火电行业产生较大成本压力，但受益于宏观经济平稳发展，以及中国工业化进程产生的巨大电力需求，我们认为，未来火电行业整体仍将保持稳定发展，并建议商业银行要重视火电行业环保标准带来的变化，关注火电行业仍然存在的投放空间和节能减排企业的投放机会，关注环保技术提高引起的上下游细分市场，同时注意中小火电企业风险防范。□

　工商银行环境因素变化对银行信用风险影响的压力测试课题组 / 文环保政策变化对火电行业的影响分析及相关建议环保政策调整频率加快、调整力度加强2011年以前，我国火电行业一直执行的是环保部2003年版本《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）。2011年以来，为适应国家经济社会发展和环境保护的需要，国家相关部委加快了标准调整频率（见表1）。与此同时，环保标准调整力度加强。首先，污染物排放限值不断调高，已达国际最严水平线。据环保部《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），对氮氧化物的排放限值由450mg/m 3 提升至100mg/m 3 （高于美国135mg/m 3 和欧盟200mg/m 3 的标准），对SO 2 的排放限值由400mg/m 3 提升至100～200mg/m 3（高于美国184mg/m 3 和欧盟200mg/m 3的标准），对烟尘的排放限值由50mg/m 3 提升至20～30mg/m 3 ，与美国和欧盟标准持平。之后，国务院下发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，进一步提高重点地区排放限值标准，并明确提出新建燃煤发电机组要同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘措施，不得设置烟气旁路通道。另外，排污费收费标准提高，将进一步增加企业成本。2014年9月，国家发展改革委、财政部、环境保护部联合下发《关于调整排污费征收标准等有关问题的通知》（发改价格[2014]2008号），对原有污染物排放收费标准进行大幅提高。其中对重点污染企业和重点污染地区执行了较高征收标准。企业污染物排放浓度值高于国家或地方规定的污染物排放限值，或者企业污染物排放量高于规定的排放总量指标的，按照各省（市、区）规定的征收标准加一倍征收排污费；同时存在上述两种情况的，加二倍征收排污费。同时，鼓励污染重点防治区域及经济发达地区，按高于上述标准调整排污费征收标准，充分发挥价格杠杆作用，促进治污减排和环境保护。从实际执行情况来看，东部地区（如北京、天津、上海）明显提高了收费标准，而中西部地区基本都是执行国家标准。过渡期后，按照目前新出台的污染物收费标准，预计企业排污费总额将增加2～3倍。环保政策变化对火电行业产生较大成本压力第一，从总体来说，虽然环保标准趋严对火电行业产生较大成本压力，但受益于宏观经济平稳发展，以及中国工业化进程产生的巨大电力需求，未来火电行业整体仍将保持平稳发展。从供需状况分析，如果以我国到2020年国内生产总值保持7%左右的增速计算，则到2020年我国电力需求要达到7.67亿千瓦·时，相应

　中国城市金融 April 2015 63industry

　tr a cking | 行业追踪国执行国务院标准、全国执行国务院对东部地区特别限值标准，大致可得到火电企业节能减排轻度、中度、重度三种压力情景。在此基础上，再考虑排污费分别提高1倍、2倍、3倍对企业成本的影响。假设煤价不变的情况下，根据专家经验值，目前火电企业的初始发电成本为0.25～0.45元/千瓦·时之间。再假设所有生产电量都一次性实现了脱硫脱硝除尘，考虑国家补贴以及排污费标准提高等因素，企业自身需承担的单位产品成本分别为1.55分/千瓦·时、1.90分/千瓦·时、2.24分/千瓦·时。若以2013年火电发电量为基数测算，可计算出火电企业大致增加620亿元、790亿元、1008亿元成本。表1 2011年之后国家对火电行业环保标准调整情况资料来源：工行投行研究中心年份政策标准颁发部委主要内容2011 年《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）环保部要求新建机组自 2012 年 1 月 1 日、已有机组自 2014 年 7 月 1 日起执行新的氮氧化物排放标准，并首次将火电行业的特征污染物有毒重金属汞纳入指标体系。此外，增设了适用于环境敏感地区的大气污染特别排放限值。2013 年《大气污染防治行动计划》国务院到 2017 年，全国地级及以上城市可吸入颗粒物（PM10）浓度比 2012 年下降 10% 以上；京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒物（PM2.5）浓度分别下降 25%、20%、15% 左右。为完成以上指标，全面整治燃煤小锅炉 , 到 2017 年，除必要保留的以外，地级及以上城市建成区基本淘汰每小时10蒸吨及以下的燃煤锅炉，禁止新建每小时20蒸吨以下的燃煤锅炉；其他地区原则上不再新建每小时 10 蒸吨以下的燃煤锅炉。加快重点行业脱硫、脱硝、除尘改造工程建设 , 所有燃煤电厂、钢铁企业的烧结机和球团生产设备、石油炼制企业的催化裂化装置、有色金属冶炼企业都要安装脱硫设施；每小时 20 蒸吨及以上的燃煤锅炉要实施脱硫，除循环流化床锅炉以外的燃煤机组均应安装脱硝设施，新型干法水泥窑要实施低氮燃烧技术改造并安装脱硝设施；燃煤锅炉和工业窑炉现有除尘设施要实施升级改造。全面推行清洁生产，到 2017 年，重点行业排污强度要比 2012 年下降 30% 以上。2014 年《能源发展战略行动计划 (2014 ～ 2020 年 )》国务院到 2020 年，一次能源消费总量控制在 48 亿吨标准煤左右，煤炭消费总量控制在 42 亿吨左右，煤炭消费比重控制在 62% 以内。其中，提高煤电机组准入标准，新建燃煤发电机组供电煤耗低于每千瓦时 300 克标准煤，污染物排放接近燃气机组排放水平。2014 年《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014 ～2020 年）》国务院东部地区（指黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等 8 省）新建燃煤机组大气污染物排放应达到燃气机组排放水平；到 2020 年东部地区现役 30 万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10 万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气机组排放水平。鼓励西部地区（指四川、贵州、云南、广西、陕西、甘肃、青海、宁夏、西藏、新疆、内蒙等 12 个省区）新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。负债率及行业利息保障系数都维持在一个合理范围之内，行业偿债能力良好。从节能减排进度来看，自2005年至今，烟气脱硫在我国火电行业的渗透率迅速提升，火电脱硫装机容量从3968万千瓦快速提升到2013年末的7.2亿千瓦，脱硫安装率已达91.6%。脱硝进程稍晚于脱硫进程，截至2013年末火电脱硝装机容量超过4.3亿千瓦，占全国现役火电机组的50%。相对于脱硫脱硝，除尘改造刚刚起步，已改造机组占比仅为20%左右。第二，环保标准提高将对火电行业产生结构性影响，尤其是对重点地区企业、中小型企业形成较为明显的财务压力。根据上述分析和压力测试要求，我们按全国执行环保部标准、全的发电装机将达到16.5亿千瓦，火电装机将达到11亿千瓦，装机比重约为65%。据此测算，在此期间我国新建火电装机容量仍将以每年5%左右的增速增长，但低于“十一五”期间10%左右、“十二五”期间6.9%的年均增速（见图1）。从财务效益分析，受益于近年煤价下跌，生产成本下降，火电行业盈利能力有所增长。截至2013年末，火电行业总资产27660.8亿元，同比增长3.6%；销售总收入合计14147.5亿元，同比增长4.9%；完成利润总额1756亿元，较上年增加913.4亿元，同比增长了108.4%。从偿债水平来看，2013年行业亏损面为21.7%，行业负债率为70.1%，利息保障系数为2.13倍，资产

　64 中国城市金融April 2015industry

　tr a cking 行业追踪 | — 关注中小火电企业环保风险防范。近期，已有部分火电企业因环保违法违规而被处罚，2014年4月3日，国家发展和改革委员会、环境保护部公布《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》，对燃煤电厂不正常运行环保设施或不按照规定标准排放的，将没收相应的环保电价款；超过限值及1倍以上的，处5倍以下罚款。对发电企业采取虚假手段导致在线监测数据失实的，要从重处罚。2014年5月，环保部对脱硫设施存在突出问题的19家企业，罚处脱硫电价款或追缴排污费合计4.1亿元。受罚企业主要涉及未取得环评批复、污染物排放超标、治理设施运行不正常等问题。伴随环保监管执法力度不断加大，预计火电企业面临的环境法律风险因素增加。我们建议，一是审慎介入重点控制区内除“上大压小”和热电联产外的新建常规燃煤火电项目。二是加强环保风险监测与防控。对于不符合商业银行环保准入标准或存在环保问题的客户，要及时调整其绿色信贷分类，严格执行分类管理要求。

　作者单位：中国工商银行城市金融研究所

　风险管理部

　信贷与投资管理部— 关注节能减排企业的投放空间和机会。从新建项目来看，按未来7年我国新建火电装机容量年均5%的增速考虑，新建火电机组脱硫、脱硝和除尘项目将以同样的速率保持平稳增长。从存量项目改造来看，脱硫市场尚未饱和，脱硝改造、除尘提标改造、重金属和复合污染物的控制等重点工程将加速推进。其中以烟尘为主的颗粒物治理有望成为重中之重。商业银行存量客户在脱硫、脱硝、除尘改造项目上仍有较大的改造空间和投资需求。— 需关注环保技术引起上下游细分市场变化。根据《国家环境保护标准“十二五”规划》，钢铁、石油炼制、炼焦、水泥、锅炉、固废处理、污水处理等环保标准都在陆续修订之中。随着环保标准的大幅提高，一系列细分产业领域也将催生多领域投资机会，如催化剂、还原剂生产企业，以及固废处理行业等。以固废处理行业为例，目前我国固废投资仅占环保行业整体投入的13.70%。而在发达国家，固废处理是环保领域投资和产值占比均超过50%的最大子行业。预计未来我国的固废处理行业将紧随污水和废气治理产业步入高速发展期。从我们对部分火电企业抽样调查的情况看，由于机组类型、节能减排技术、设备类型等方面的差异，企业脱硫脱硝除尘的成本影响也不同，例如机组越大，企业节能减排的成本影响越小。60万千瓦等级以上机组和进行低氮燃烧技术改造的电厂，脱硫成本大致可以和补偿基本平衡。30万千瓦等级以下机组和大量燃用高硫煤的电厂，则政府补偿远远不足，对企业近年盈利和偿债能力形成严重影响。此外，随着国家对小火电机组的淘汰力度加大，小火电企业面临关停风险。第三，环保标准提高将给节能减排配套设备生产企业形成巨大的发展空间。节能减排治理作为一个系统工程，从监测跨越到全面治理，将会带动诸如脱硫、脱硝及除尘等环保产业市场。据环保部整体估算，到2020年，我国火电企业全部完成脱硫、脱硝、除尘改造（含新建机组配套设备和旧机组运行维护费用）约2000亿～2500亿元，这将成为火电企业未来生产成本的重要组成部分，同时也为脱硫、脱硝、除尘设备生产企业，以及催化剂生产企业提供了巨大发展空间。商业银行需关注火电行业环保标准变化带来的机遇与挑战— 对于火电行业仍有一定投放空间。未来我国火电装机增速将会下降，但仍将保持每年5%的增长。同时，根据国家发改委《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）的通知》，煤炭用于发电的比例要从55%提高到60%，因此火电、尤其是大型火电仍有一定增长空间。建议未来优先支持百万千瓦级超临界、超超临界燃煤机组，择优支持“上大压小”以及位于中西部煤炭主产区、具有燃料成本优势的煤电一体化项目。图1 2000～2013年全国发电装机增长情况资料来源：国家统计局、国家能源局公布数据

篇七：煤电节能减排升级与改造行动计划

21.2 EPEM

　55发电运维Power Operation600MW亚临界机组提效中汽轮机组改造方案分析上海电气集团股份有限公司/上海电气电站服务公司

　周

　勇

　陈鹏帅

　李立伟摘要：将机组主蒸汽温度提高至600℃，额定容量由600MW提升至630MW，且汽轮机由原亚临界四缸四排汽湿冷机组改造为亚临界高效四缸四排汽空冷机组。关键词：汽轮机；亚临界；主蒸汽温度；空冷机组某电厂采用直流冷却式机组，冷却水来自周边湖泊，为保护湖水资源、同时响应国家能源局下发的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》通知，决定将发电机组从湿冷改造为空冷，同步进行汽轮机本体通流改造以提高机组通流效率，将汽轮机的主再热蒸汽参数由538℃ /538℃提升至600℃ /600℃，实现降低煤耗率的同时提高电厂的热耗率。1 汽轮机改造方案某电厂的600MW 机组分别于2005年10月和2006年1月投入商业运行，其型号为 N600－16.67/538/538，属于亚临界、单轴、四缸、四排汽、中间再热式汽轮机。机组的额定功率为600MW，最大连续功率为648.6MW，阀门全开工况功率为673.8MW。汽轮机整体由高压缸、中压缸和两个双流低压缸组成，高压缸、中压缸采用双层缸结构，低压缸均采用三层缸结构。汽轮机的通流部分共有58级叶片，高压通流部分由1级单列调节级（冲动式）和11级压力级（反动式）所组成。中压缸采用对称双流反动式压力级，低压缸采用双流反动式压力级。限于当时的设计手段、制造工艺，亚临界600MW 三缸四排汽机组效率相对较低，经济性水平距现阶段国际国内先进水平有较大的差距，此外机组老化使得效率低下。汽轮机组改造前高压缸效率比设计低2.55%，中压缸效率比设计值低1.69%，低压缸效率比设计值低9.41%，最终热耗比设计值高350.5kJ/kWh。因此为提升机组经济性至国内同等级先进水平，同样需要对机组各系统进行改造。1.1 汽轮机本体通流提效改造为进一步提高机组的效率降低热耗，使机组在允许的范围内最经济的运行，结合某电厂实际情况和降低煤耗指标的要求，本改造采用汽机侧主汽和再热温度都提升至600℃方案。由于改造中汽轮机进汽温度大幅升高、湿冷改空冷，在高中压缸基础保持不变的前提下，汽轮机本体包括高、中、低压模块各大小部件、通流叶片及隔板、各轴承等均需进行全新设计。对于汽轮机的高中压模块改造如图1所示。由于进汽温度、焓值的升高，主蒸汽携带的能量增强，为了减小容积时间常数，高、中压模块均采用了进汽阀门与汽缸直连的结构型式，取消了阀图1 汽轮机高、中压模块改造方案图2 汽轮机低压模块改造方案

　EPEM 2021.2发电运维Power Operation门与汽缸之间的导汽管。低压模块由湿冷彻底更换为空冷模块，汽缸与轴承座分离。低压模块在超超临界机组体系下进行了方案设计，低压外缸与排汽装置刚性连接，不参与滑销系统膨胀；低压内缸轴向支撑于轴承座；通流采用2×6+2×2的方式，前五级为 AIBT 整体通流平台全新设计，后两级为740mm 标准的末级级组（图2）。对于进汽阀门，由于本项目中的进汽参数有压力低、温度高的特点，进汽的容积流量较改造前增加了1.5倍左右，进汽阀门需按参数进行定制设计。同时考虑到超速工况、运行灵活稳定性的因素，主汽门采用带补汽阀的一体式阀门、再热汽门采用卧式提升式阀门进行方案设计。1.2 汽轮机本体辅助系统改造将汽轮机本体疏水系统、抽汽逆止阀、高排逆止阀以及排通风阀全部进行更换。轴封供汽系统取消原有主蒸汽供汽一路，保留轴封供汽母管减温器，轴封溢流增加一路至7号低加；保留原轴封供汽安全阀，但接口位置由改造前的减温器前改为减温器后；轴封加热器经核算后可以不更换，此外轴封系统阀门及其管路（包括轴封溢流）全部更换。低压缸喷水、疏扩喷水和三级减温减压器减温水系统阀门和管道全部进行更换。润滑油系统更换主油泵 - 油涡轮和油箱内部油管路，此外更换机座运转层以上部分套装油管道，顶轴油系统增加高中压模块轴承顶轴油管路。1.3 热力系统及其辅机改造由于参数提高较多，主蒸汽和旁路蒸汽管道材料全部更换成 A335P92合金。对于高压加热器疏水排汽系统，1号高加更换蒸汽接管，2号高加更换短筒身；考虑到改造前3号高加运行情况较差，完全更换了3号高加。对于低压加热器疏水排汽系统，保留5号低压加热器，更换6、7、8号低压加热器。汽轮机由湿冷改为空冷后，冷却水系统由开式循环改为闭式循环冷却水系统，供水来自干湿联合冷却塔冷却后循环使用的冷却水。对于凝结水系统，更换了全部汽机厂供货的疏水扩容器和三级减温减压器的减温水以及低压缸喷水系统；改造中新设置凝结水烟气余热利用系统，在6号低加进、出口引出部分凝结水混温后去烟气余热利用装置回收部分烟气热量后再返回5号低加出口，减少回热系统抽汽量，提高全厂的经济效率。抽真空系统作为直接空冷系统的主要组成部分，被用来建立和维持汽轮机组的低背压和凝汽器的真空[1] 。由于空冷机组真空系统容积较湿冷机组大、空气泄漏量大，本次改造每台机组新安装2台100% 容量水环真空泵组，以满足空冷机组抽真空的要求。2 汽轮机组改造效果改造后汽轮机组热耗率第一验收工况性能指标如表1，改造后 #1、#2号机组性能指标均达到设计值。改造后机组达到了预期效果，可实现较好的节能效益，此外机组由水冷改为空冷后减缓了周边湖泊水位降低的趋势，对当地社会产生良好影响的同时促进了地方旅游经济的发展。表1 改造后汽轮机组100%THA 工况性能指标名称100%THA 工况主要性能指标改造前 - 湿冷（设计值）改造后-空冷（设计值）改造后 - 空冷（试验值）机组出力（MW）600 630 630主、再热温度（℃）538/538 600/600 600/600背压（kPa）

　4.5 10.5 10.5高压缸效率（%）88.11 89.95#1号汽轮机：92.13#2号汽轮机：91.92中压缸效率（%）82.19 93.01#1号汽轮机：93.01#2号汽轮机：93.11低压缸效率（%）88.69 90.25#1号汽轮机：90.96#2号汽轮机：90.27汽轮机热耗率[kJ/(kWh)]7731.5 7899.6 7899.63 结语两台汽轮机组实现了“跨代”升级改造，额定容量由600MW 增容5% 至630MW，并将湿冷改为空冷以减少机组耗水量。改造中将超超临界百万汽轮机技术应用于亚临界机组，完成了国内首个湿冷到空冷的机组改造。改造后的机组主要性能均达到预期效果，高中低压缸效率均高于设计值1~2%，此外湿冷改空冷使电厂年总耗水量从1200多万立方米减少至280万立方米，具有良好的节能效益和社会效益，并且对国内外类似电厂的升级改造起到了很好的示范作用。参考文献[1] 邱丽霞.热力发电厂[M]. 北京:中国电力出版社 , 2008.

篇八：煤电节能减排升级与改造行动计划

评析GB

　21258 （常规燃煤发电机组单位产品能源

　消耗限额》新旧标准差异分析及解读■ 潘荔 1 1

　刘志强临( 1 .中国电力企业联合会； 2 .华北电力大学)摘要：

　本文介绍了 GB

　21258-2017 《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》国家标准修订的背景与意义，通过对比的方

　法，详细解读了 2017 版与 2013 版标准在适用范围、能耗限额要求、影响因素等方面的异同，以期让煤电企业相关专业人员能够

　更好的理解和掌握标准。关键词: 燃煤发电，能耗限额，新旧标准，标准解读DOI

　编码：

　10.3969/j.issn. 1002-5944.2019.07.019Analysis

　and

　Interpretation

　Differences

　between

　Old

　and

　New

　Editions

　21258,

　The

　norm

　energy

　consumption

　per

　unit

　product

　general

　coal-fired

　power

　setPAN

　Li 1

　LIU

　Zhi-qiang"( 1. China

　Electricity

　Council;

　North

　China

　Electric

　Power

　University

　)Abstract:

　This

　paper

　introduces

　the

　background

　and

　significance

　the

　revision

　21258 ・ 2017,

　The

　norm

　energy

　consumption

　per

　unit

　product

　general

　coal-fired

　power

　set,

　explains

　the

　similarities

　and

　differences

　between

　the

　2017

　edition

　and

　the

　2013

　edition

　the

　standard

　detail

　through

　comparison

　method

　terms

　scope

　application,

　requirements

　energy

　consumption

　norm,

　and

　influencing

　factors,

　etc.,

　order

　enable

　relevant

　professionals

　coal-

　fired

　power

　enterprises

　better

　understand

　and

　grasp

　the

　standard.Keywords:

　coal-fired

　power,

　energy

　consumption

　norm,

　old

　and

　new

　standard,

　standard

　interpretationGB

　21258 《常规燃煤发电机组单位产品能源

　消耗限额》标准规定了常规燃煤发电机组（以下简

　称 “ 煤电机组 ” ）

　供出单位电量能源消耗（以下简

　称 “ 能耗 ” ）

　限额等级、技术要求、统计范围和计算

　方法，可以说该标准是煤电机组能耗的最高限 “ 值 ”

　要求和最低技术要求.是煤电机组能耗的 “ 红

　线 ”

　21258 于 2007 年⑴首次制定,分别于 2013

　年⑴ 、 2017 年⑼进行了修订。

　2017 版标准于 2017 年 5

　月 31 日颁布， 2017 年 12 月 1 日实施，其中，规定现有

　煤电机组于 2019 年 1 月 1 日开始实施，给需要进行改

　造的煤电机组一年半的改造周期。2019 年第 4 期（上）

　/ 总第 543 期 •

　125

　潘荔.刘志强：

　( ； B

　21258 《常规燃煤发电机组单-位产品能源消耗限额》新旧标准差异分析及解读1 修订标准的背景和意义根据中国电力企业联合会统计， 1978 至 2017 年.

　火电装机由 1978 年的 0.4 亿千瓦增长至 2017 年的 II

　亿千瓦，增长了近 27 倍；火电发电量由 1978 年的 0.2

　万亿千瓦时增长至 2017 年的 4.6 万亿千瓦时，增长了

　近 21 倍。

　由于我国的以煤为主的资源禀赋，煤电是

　火电的绝对主力.截止 2017 年底，中国煤电装机达

　到 9.8 亿千瓦，煤电发电量达到 4.2 万亿千瓦时，分別

　占火电的 88.9% 、 91.1% 。

　长期以来，煤电机组燃煤

　量占全国煤炭消费量的 50% 左右，占全世界煤炭消

　费量的 1/4 左右，可以说，煤电机组的能耗控制对于

　全国节能减排目标的实现具有决定性意义。2007 版标准自制定颁布实施以来，对促进煤

　电行业不断提高能效水平起到了非常重要的作

　用。

　尤其是 2013 版标准颁布后，国家岀台了多项规

　划、政策、文件对电力节能工作提出了更高要求,

　如《能源发展战略行动计划 (2014-2020 年) 》《煤

　炭清洁高效利用行动计划 (2015-2020 年) 》《煤

　电节能减排升级与改造行动计划 (2014-2020

　年) 》《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工

　作方案》等提出 “ 到 2020 年，现役燃煤发电机组改

　造后平均供电煤耗低于 310 克 / 千瓦时；新建燃煤

　发电机组平均供电煤耗低于 300 克 / 千瓦时 ” 等要

　求；国家发展改革委、国家能源局发布的《电力发

　展 “ 十三五 ” 规划 (2016-2020 年) 》将上述煤耗要

　求列为约束性冃标。

　若要实现上述目标，对新建机

　组必须严格能效准入门槛，对现有机组需进行综

　合节能改造，因此必须对 2013 版标准进行修订，以

　适应新形势的发展要求。2 主要修订内容解析2.1 适用范围2013 版标准规定了适用于常规纯凝汽式燃煤发

　电机组，不适用供热机组、燃用煤肝石和泥煤等低

　品位燃料综合利用机组从舟际情况来看，越来越

　多的纯凝机组改为了供热机纽，如不规定供热机组,

　则有部分机组未在标准规定范围之内.且考虑国标

　35574-2017 《热电联产单位产品能源消耗限额》

　已经规定了热电联产机组的能耗要求，因此 2017 版

　标准规定了 “ 本标准不适用于热电联产机组、循环

　流化床机组和资源综合利用机组 ” , 即供热机组中

　的热电联产机组不属于本标准适用范畴，其他供热

　机组适用于本标准。2.2 能耗限额的确定2.2.1 修订原则及数据源的选取能耗限额数值是 CB

　21258 的核心内容，按照限

　额类标准的统一化要求， 2017 版标准将 2013 版标准

　规定的能耗限定值(针对现有机组) 、准入值(针对

　新建机组) 、先进值改称为 3 级指标、 2 级指标、 1 级

　指标。“ 十一五 ” 以来我国建设的煤电大多是 300MW 以

　上机组，且近 10 年建设的煤电机组占到 70% 以上，可

　以说煤电机组的水平已经达到了世界先进水平。

　与

　世界主要国家相比，中国煤电发电效率仅低于日本,

　高于法国、德国、韩国等其他国家。

　鉴于我国煤电技

　术水平已经很高，本次修订按照完成国家要求目标

　的前提下，对不同指标选取不同比例的机组能够实

　现的能耗要求进行划线确定。1990-2017 年世界主要国家煤电发电效率变化

　如图 1 所示。— • — 中国

　— 美国

　。

　印度

　•日本

　德国♦ 韩国

　-O- 澳大利亚 -O- 加拿大

　巴西

　一 O -法国图 1

　1990 — 2017 年世界主要国家煤电发电效率变化126

　•

　2019 年第 4 期(上) / 总第 543 期

　潘荔，刘志强：

　21258 《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》新册标准总井分析及解读2017 版标准的数据选取由两部分组成，一是

　2015 年度全国火电大机组能效对标的煤耗数据，二

　是选择了三个大型发电集团煤电机组的煤耗数据,

　两组数据进行相互校核确定，以此使数据更具代表

　性。

　机组能耗数据源情况见表 1 。2.2.3 能耗限额 3 级指标（限定值）

　确定及比较我国煤电机组的水平已经达到了世界先进水

　平，因此 2017 版标准按照现有煤电超超临界 90% 的

　机组，超临界、亚临界 80% 的机组，超咼压 70% 的

　机组能够达到能耗限额限定值，其他机组在限定值

　以下（即需要技术改造或提高管理水平才能达到要

　求）

　，基于此原则确定了 3 级指标。

　按照产业政策要

　求，超高压 100MW 及以下等级机组如不是热电联产

　机组，则属于关停范畴，因此 2017 版标准不予进行

　规定。

　调整后，不同等级机组 3 级指标下降 3~llgce/

　（ kW-h ）

　o新旧标准规定现役机组煤耗 3 级指标差值变化

　见表 2 。表 2 新旧标准规定现役机组煤耗 3 级指标差值变化压力参数容量级别MWGB21258-2013GB21258-2017差值 gee/( kW

　•

　)供电煤耗 gce/(kW

　h)超超临界 1000 288 285 -3600 297 293 -4超临界 600 306 300 -6300 319 308 -11亚临界 600 320314 -6300 331 323 -8超高压 200,125 360352 -8高压 100 375 未规定 —2.3.3 能耗限额 2 级指标（准入值）

　确定及比较根据《煤电节能减排升级与改造行动计划

　（ 2014-2020 年）

　》（发改能源〔 2014 〕 2093 号）

　, 要求

　“ 全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于 300 克

　标准煤 / 千瓦时 ”

　“ 新建燃煤发电项目（含已纳入国

　家火电建设规划且具备变更机组选型条件的项目）

　原则上采用 60 万千瓦及以上超超临界机组 ” ，其他

　煤电项目多属于热电联产或综合利用项目，因此本

　标准明确规定了 600MW 、 1000MW 等级能耗准入值。

　2013 版新建机组准入值是依据国家有关政策要求

　确定，并基于当时状况按湿冷机组确定的，本次修

　订仍按此原则确定，确定的主要数据依据是近两年

　以来通过能评评审的煤电项目能耗数据。

　此外，为

　更加明确准入值的要求，本标准明确准入值为煤电

　机组的设计值。基于 I ：

　述原则， 2017 版标准对准入值修订为新

　建机组设计供电煤耗应不高于机组单位产品能耗

　准入值 295gce/ （ kW

　-h ）

　, 比 2013 版标准下降了 3gce/

　（ kW-h ）

　；

　2017 版标准要求新建 600MW 、 1000MW 机

　组供电煤耗设计值应分别不高于机组单位产品能

　耗准入值 283 、 279gce/ （ kW-h ）

　, 比 2013 版标准细化

　了机组等级要求。2.3.4 能耗限额 1 级指标（先进值）

　确定及比较2017 版标准 1 级指标按照现有煤电企业前 20%

　的机组能够达到的能耗值进行选取，未规定超高压

　等级机组先进指标：

　调整后，不同等级机组 1 级指标

　下降 20-22

　gee/ （ kW-h ）

　o新旧标准规定现役机组煤耗 1 级指标差值变化

　见表 3 。2.3.5 影响因素的修正系数调整（ 1 ）

　燃煤成分修正系数。

　依据燃煤成分对能耗

　影响的最新研究成果， 2017 版标准対燃煤挥发分表 1 机组能耗数据源情况容量等级（ MW ）全国 6000kW 以上机组三个大型发电集团机组 2015 年机组竞赛机组台数（台）

　装机容量（万千瓦）

　台数（台）

　装机容量（万千瓦）

　台数（台）

　装机容量（万千瓦）机组 Ml

　000609 4163832 3237.4 575725600

　W 机组 184 11622.1 37623576.6300W 机组

　<600 1051 34600 351 11406.9 503 1 6279.4100W 机组

　<300 721 11891 125 2243.6 54 10282019 年第 4 期（上）

　/总第 543 期・ 127

　潘荔，刘占强：

　（； B

　21258 《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》新旧标准差异分析及解读表 4 新旧标准燃煤成分修正系数变化情况燃煤成分GB21 258-2013 GB21 258-2017成分（质量分数％）

　修正系数成分（质量分数％）

　修正系数挥发分

　（干燥无灰基）>19 1.0 >19 1.000W19 14-0.002x(

　19-100 Var)10WVdafW19100 嘔1.000

　4-3.569

　X- — — -Qarnet<10100A,,JLOOO

　7.138

　---------J*灰分（收到基）W30 1.0 W30 1.000>30 1+0.001

　100 Aar-30) 30<

　Aar

　40 1.000+0.001

　(100 Aar-30)硫分（收到基）W1.5 1.0 W1 1.000l<Sar 1.000+0.00 16x(1

　OOSar- 1.5) l<SarW3 1.000+0.004

　x(lOOSar-l)全水分（收到基）无规定W20 1.0>202.300X

　(100M flr -

　20)1.010+ ------------- -----------------Qarnet注: Vdaf 为燃煤干燥无灰基挥发分； Aar,

　Sar 、 Mar 分别为燃煤收到基灰分、硫分、全水分； Qar.net 为燃煤收到基低位发

　热量，单位为 kj/kg 。修正系数进行了修订；由于燃用褐煤机组占有一定

　比例，褐煤本身水分比较大，燃煤的 “ 全水分 ” 列入

　J" 修正系数；将烟气脱硫修正系数以燃煤硫分的形

　式调整至燃煤成分修正系数，同时对修正系数进行

　了调整。表 3 标准修订与 2013 版标准规定机组煤耗 1 级指标差值变化压力参数容量级别MWGB21258-2013GB21258-2017差值 gee/(kW

　・

　h)供电煤耗 g （ : e/(kW

　h)超超临界1000 284 273 -11600 292 276 -16超临界600 302 288 -14300 312 290 -22亚临界600 313 303 -10300 323 310 -13超高圧2()0,125 355 未规定 —新旧标准燃煤成分修正系数变化见表 4 。（ 2 ）

　其他因素修订。

　2017 版标准将当地气温、机

　组负荷率修正系数修订为函数模式，与机组实际情

　况更为匹配；考虑技术进步，将开式循环冷却方式

　中的循环水抬升高度修正系数由 0.01 修订为0.009 ；

　由于脱硫脱硝装置已经是煤电机组的标配设备，修

　订时删掉了脱硫脱硝设施的修正系数；当前机组正

　处于大规模的超低排放改造，由此势必增加一定的

　能耗，本次修订增加了该因素。3

　实施新标准预期效果以 2016 年现有煤电机组 315gce/ （ kW

　•

　h ）

　为基准,

　按照煤电全面达到 2017 版国标要求测算，预计到

　2020 年，煤电行业平均煤耗降至 307 克标准煤 / 千瓦

　时以下，预计淘汰落后煤电 2000 万千瓦以上，实施

　新国标可累计节能约 0.86 亿吨标准煤，减少二氧化

　碳排放约 2.4 亿吨，实现显著的节能减排效果。4 结语2017 版标准对原有标准的能耗限定值、准入值、

　先进值全面进行了趋严，调整了能耗影响因素修正

　因子和修正系数，达到该标准后，我国煤电能耗水

　平处于世界领先水平。

　2017 版标准的实施，对于我

　国推进低碳发展、推动生态文明建设具有重要意义,

　同时为我国电力企业推动国际产能和装备制造合作、

　持续推进 “ 一带一路 ” 战略打下了坚实的基础。

　S（下转第 142 页）128

　•

　2019 年第 4 期（上）

　/ 总第 543 期

　徐国洋，丁年平，万分龙等：

　空气净化装置臭氧污染的标准限值要求...

篇九：煤电节能减排升级与改造行动计划

设项目基本情况项目名称府谷县昊田煤电冶化有限公司发电厂锅炉烟气超低排放改造项目建设单位府谷县昊田煤电冶化有限公司法人代表 / 联系人杨锋通讯地址府谷县昊田煤电冶化有限公司万家墩工业园区联系电话 15991220766 传真

　邮政编码 719400建设地点府谷县昊田煤电冶化有限公司万家墩工业园区内立项审批部门 / 批准文号 / 建设性质新建□ 改扩建□ 技改□ √ 行业类别及代码 N7722 大气污染治理占地面积（平方米）

　/ 绿化面积（平方米）

　/ 总投资（万元）

　5000 其中：环保投资（万元）5000 环保投资占总投资比例 100%评价经费 (万元)

　预期投产日期

　：

　工程内容及规模：

　1、项目特点随着国家对节能减排工作的不断深入，环保标准的不断提高，排放监督将愈发严格。2014 年 9 月 12 日，国家发改委、国家环保部和国家能源局联合发布《关于印发“煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年）”的通知》（发改能源[2014]2093 号），文件要求“严控大气污染物排放。新建燃煤发电机组应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，不得设置烟气旁路通道。东部地区辽宁等 11 省市新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10、35、50 毫克/立方米），中部地区黑龙江 8 省新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。支持同步开展大气污染物联合协同脱除，减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放”。

　电厂进行超低排放改造，对电厂本身产生不了经济效益，但是改造产生的环境效益非常明显，对改善区域环境空气质量意义重大。经预测，本项目

　完成超低排放改造后，一期工程SO 2 削减量为39.3t，NO X 削减量为47t，减排比例分别为46.95%、42.57%；二期工程SO 2 削减量为112.2t，NO X 削减量为130.4t，减排比例分别为51.37%、46.22%。减排效果明显，可有效改善区域的环境空气质量，将产生良好的环境效益。

　府谷县昊田煤电冶化有限公司万家墩发电厂本着综合治理、优化资源、紧抓污染物排放源头的环保理念，拟对公司一期工程 2×15MW 机组配套 1#、2#锅炉及二期工程 2×50MW 机组配套 3#、4#锅炉进行烟气脱硫和脱硝系统改造。

　根据《中华人民共和国环境影响评价法》和《建设项目环境保护管理条例》等有关规定，府谷县昊田煤电冶化有限公司委托我单位承担该项目的环境影响评价工作，本次评价内容针对公司一期工程 2×15MW 机组、二期工程2×50MW 机组配套锅炉进行烟气脱硫、脱硝设施的改造工程进行。

　2、分析判定相关情况 ⑴ 产业政策符合性分析对照国家发展和改革委员会令第 21 号《产业结构调整指导目录（2011 年本）》（2013 修正）分析，本项目属于鼓励类第三十八条“环境保护与资源节约综合利用”中的第 15 款“三废”综合利用及治理工程，项目符合国家产业政策。

　⑵ 与相关规划、规划环评及规划环评审查意见的符合性分析 2008 年 12 月，榆林市环境保护局以“榆政环函[2008]196 号”文对《府谷县兰炭及相关产业布局发展规划环境影响报告书》进行了批复，审查意见明确了府谷县兰炭工业集中区由 8 个兰炭工业集中区组成，分别为庙沟门集中区、郭家湾集中区、新窑集中区、万家墩集中区、高山集中区、丁家伙盘集中区、板墩沟集中区、李家石畔集中区，集中区的建设对大力推进煤转焦、煤转电、煤化工等产业实现“资源—产品—废弃物—再生资源”闭合式循环经济的发展有重要意义。审查意见要求集中区项目优先建设污水收集管网和污水集中处理站，选择节水工艺，提高中水会用率，实现废水零排放；集中区兰炭炉荒煤气必须全部综合利用，不得点火炬燃烧。万家墩兰炭工业集中区是由陕西昊田集团煤电冶化有限公司独家控股建设而成的府谷县八大兰炭产业园之一，也是陕西省环保型兰炭综合利用示范园。本项目位于万家墩兰炭工业集中区，本次技改项目完成后可提升公司内部产业链，符合园区产业规划

　的要求。

　⑶ 环境可行性分析本项目是一个大气污染治理的环保工程，位于府谷昊田煤电冶化有限公司万家墩工业园区厂区内，不新增占地，项目实施后可有效削减现有工程 SO 2 、NO X 排放量。

　项目符合园区规划发展要求。在采取项目可研及环评提出的污染防治措施前提下，可将项目对环境的不利影响控制在环境可接受的程度和范围内。从环境保护角度分析，项目建设环境可行。

　3、企业概况 ⑴ 企业建设历程陕西昊田集团煤电冶化有限公司创立于 2007 年，厂址位于府谷县万家墩兰炭工业集中区内，是府谷县兰炭企业整合后新组建的民办企业，是集煤焦电化综合开发、循环利用、科技创新型民营企业集团，公司注册资本 20 亿元，拥有总资产 81 亿元，职工 3200 多人。公司着力构建“煤炭洗选—兰炭—焦油—煤气—发电”、“兰炭—电石—硅铁—金属镁”、“煤矸石、油渣、煤泥—焦沫—蒸汽—发电、供热—免烧砖”三条循环产业链，将单一的原煤转化为多种产品，实现资源综合利用。目前公司已建设内容情况如表 1 所示：

　陕西昊田煤电冶化有限公司建设内容一览表表 1

　项目名称

　建设内容环评批复环保验收批复时间文号

　2015 年 8月，取得了榆林市环境保护局关于《陕西昊田集团煤电冶化有限公司兰炭综合利用项目的竣工环境保护验收监测工作》竣工环境保护验收的批复（榆政环发[2015]270号）

　《陕西昊田集团煤电冶化有限公司 60 万吨/年兰炭综合利用工程环境影响报告书》 60 万吨/年兰炭，配套建设 1×25MW 资源综合利用发电机组、4×25000kVA 电石炉和 5×5 万 t/a 石灰生产线

　 2008.1

　[2008]64 《陕西昊田集团福厚硅铁有限公司新建 2×25000kVA 硅铁生产线项目环境影响报告书》新建 2×25000kVA 硅铁生产线

　2009.9 [2009]62 《陕西昊田集团天利达镁业有限公司新建 2 万吨/年镁及镁合金项目环境影响报告书》新建 2 万吨/年镁及镁合金

　2009.9 [2009]67 《陕西昊田集团煤电冶化有限公司兰炭综合利用工程配套 160 万吨/年洗煤项目环境影响报告书》

　2011.7

　[2011]47

　《陕西昊田集团煤电冶化有限公司兰炭综合利用项目变更及二期工程环境影响报告书》 60 万吨/年兰炭变更为 90 万吨 / 年、1×25MW 发电机组变更为 2×15MW 发电机组，电石炉由4×25000KVA 变成4×25500KVA，新建兰炭 90 万吨 /年、2×50MW 自备热电机组和 1.2 亿标块/年免烧砖

　 2012.3

　[2012]35 ⑵ 现有烟气治理工程概况陕西昊田集团煤电冶化有限公司万家墩工业园区发电厂一期工程建设规模为 2×15MW 发电机组，配套 1#、2#锅炉，与区域电网并网运行，年运行小时数 8000h。一期工程 2×15MW 机组配套锅炉烟气治理措施包括：1 套石灰-石膏湿式脱硫装置；两套 SNCR 脱硝装置（炉膛喷氨水）；两个袋式除尘器；烟气经处理后汇总由一根 60m 高烟囱排放，烟气总排口配置 1 套烟气在线连续监测系统。机组烟气总排口烟尘、SO 2 、NOx 排放浓度满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）表 1 排放限值要求。

　二期工程建设规模为 2×50MW 自备热电机组，配套 3#、4#锅炉，与区域电网并网运行，年运行小时数 8000h。二期工程 2×50MW 机组配套锅炉烟气

　治理措施包括：2 套 SCR+SNCR 脱硝系统；2 套石灰-石膏法脱硫系统；2 套静电除尘器；烟气经处理后汇总由一根 120m 高烟囱排放，烟气总排口配置 1套烟气在线连续监测系统。机组烟气总排口烟尘、SO 2 、NOx 排放浓度满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）表 1 排放限值的要求。

　4、本次改造工程内容及规模根据项目可行性研究报告等相关技术资料，对一期工程 2×15MW、二期工程 2×50MW 机组配套锅炉烟气治理措施进行改造。一期工程 2×15MW 机组配套锅炉烟气治理改造措施包括：罗氏脱硫脱硝（采用填装有固态脱硫剂的脱硫装置完成脱硫任务，脱硫之后加装一段无氨脱硝催化剂完成脱硝功能）代替原有脱硫脱硝装置。二期工程 2×50MW 机组配套锅炉烟气治理改造措施包括：在原有 SCR 反应器上加装催化剂层，同时配套安装吹灰器；新建两座脱硫吸收塔，脱硫装置增加一层喷淋层、提高原有液气比，脱硫塔配套除尘、除雾一体化装置。本次改造工程具体内容见表 2，项目组成见表 3。

　本次工程改造内容一览表表 2 编号工程内容原有工艺改造前排放浓度本次改造内容改造后排放浓度备注1 一期工程脱硫采用石灰石-石膏湿式脱硫工艺 66mg/m 3

　罗氏干法脱硫（采用填装有固态脱硫剂的脱硫装置）代替原有脱硫工艺 ≤35mg/m 3改造脱硝采用 SNCR 脱硝工艺 87mg/m 3

　罗氏脱硝（罗氏脱硫脱硝装置脱硫之后加装一段无氨脱硝催化剂完成脱硝功能）

　≤50mg/m 32 二期工程脱硫采用石灰石-石膏湿式脱硫工艺（1 炉 1塔）

　72mg/m 3

　新建两座吸收塔，脱硫装置增加一层喷淋层、提高原有液气比，脱硫塔配套除尘、除雾一体化装置 ≤35mg/m 3改造脱硝采用 SNCR+SCR 脱硝工艺 93mg/m 3

　在原有 SCR 反应器上加装催化剂层，同时配套安装吹灰器 ≤50mg/m 3

　项目组成表表 3 类别项目主要内容备注主体工程一期工程脱硫系统罗氏干法脱硫（采用填装有固态脱硫剂的脱硫装置）代替原有脱硫工艺

　改造脱硝系统罗氏脱硝（罗氏脱硫脱硝装置脱硫之后加装一段无氨脱硝催化剂完成脱硝功能）

　改造除尘系统袋式除尘器依托现有二期工程脱硫系统采用石灰石-石膏湿式脱硫工艺（1 炉 1 塔）

　依托现有新建两座吸收塔，脱硫装置增加一层喷淋层、提高原有液气比，脱硫塔配套除尘、除雾一体化装置改造脱硝系统采用 SNCR+SCR 脱硝工艺依托现有原有 SCR 反应器上加装催化剂层，同时配套安装吹灰器改造除尘系统 2 套静电除尘器改造辅助工程风机一次、二次风机，引风机，硫化风机依托现有还原剂存储站氨水储罐依托现有脱硫剂、脱硫渣储存石灰石库，石膏库依托现有公用工程供水供水依托现有工程依托现有采暖通风采暖通风及空调均利旧依托现有消防本次改造工程在脱硫区消防设施保护范围内，不增设消防设施依托现有办公生活区由办公楼、综合服务楼、食堂、消防站、倒班宿舍等组成，本次不新增劳动定员。

　依托现有环保工程废水治理脱硫塔洗涤循环液及冲洗水均回收作为脱硫塔系统补水，无生产废水产生；本次不增加劳动定员，不新增生活污水。

　依托现有噪声治理风机：选用低噪环保设备，采用基础减振、室内隔声、安装消声器等措施；

　依托现有固废处置一期工程无氨催化剂回收处理 / 二期工程

　脱硫石膏经脱水处理后，送工业园区免烧砖厂综合利用，综合利用不畅时运往渣场处置。

　依托现有废催化剂属危险废物，交由有资质的单位处置。

　5、地理位置项目位于府谷县新民镇万家墩工业园区。地理坐标为北纬 39°00.951′、东经 110°40.138′，海拔高程 1294m。一期工程位于项目厂区的北部，南侧为二期工程。项目地理位置及交通见附图 1，四邻关系见图 2。

　图 2 项目四邻关系图 6、主要原辅材料消耗本项目一期工程配备 2×15MW 荒煤气发电机组，二期工程配备 2×50MW自备热电机组（燃料以荒煤气为主，掺烧不超过 20%的焦末）。本项目一期工程脱硫脱硝采用一套罗氏脱硫脱硝装置，罗氏干法脱硫使用石灰颗粒及氧化催化剂（KLox-10），脱硝使用无氨脱硝催化剂（KLox-20）实现脱硝功能；二期工程脱硫工艺选用石灰石-石膏法湿式脱硫工艺，脱硫剂为石灰石（外购），脱硝选用 SNCR+SCR 脱硝工艺，选用氨水作为还原剂。荒煤气成分见表 4，焦末成分见表 5。石灰石化学成分分析见表 6，改造完成后原辅料消耗情况见表 7。

　煤气成分分析表表 4

　成分 H 2

　CH 4

　CO C m H n CO 2

　N 2

　O 2

　H 2 S V% 21.9 5.5 16.6 0.6 7.5 44.4 3.5 0.428×10 -3

　低位发热量：7524kJ/Nm 3

　焦末成分分析表表 5

　序号名称单位数量 1 固定碳 % ≥79 2 挥发份 % ≤4 3 灰分 % ≤8 4 水份 % ≤8 5 硫 % ≤0.38 6 低位发热量 kJ/kg 22990

　石灰石化学成分分析结果表 6 CaCO 3

　CaO MgO SiO 2

　粒度 ﹥44.38 50.4 0.2 ≤4.5% ﹥350

　原辅料及能源消耗一览表表 7 编号名称单位数量备注一原辅料消耗 1 石灰石 t/a 2700 外购，石灰石仓储存 2 氨水（20%）

　m 3 /a 1400 外购，依托现有氨水储罐二能源消耗 1 新鲜水 m 3 /a 6.556×10 5

　园区供水管网 2 荒煤气 Nm 3 /h 132000 配套兰炭项目 3 焦末万 t/a 8.172 7、生产工艺本项目为锅炉烟气脱硫脱硝治理工程，对一期、二期工程现有烟气脱硫脱硝系统进行超低排放改造。

　⑴一期工程 ①罗氏脱硫脱硝工艺简介一期工程烟气脱硫脱硝改造是利用一套罗氏脱硫脱硝装置（采用填装有固态脱硫剂的脱硫装置完成脱硫任务，脱硫之后加装一段无氨脱硝催化剂完成脱硝功能）代替原有脱硫脱硝工艺。

　本项目采用罗氏脱硫脱硝工艺及干法脱硫低温无氨催化氧化脱硝，其核心部分为天津滨环院拥有的两个高效催化剂形成的脱硫脱硝材料。在已有烟囱前的合适位置将烟气通过 KL 型脱硫脱硝装置，烟气中的氮氧化物/硫氧化物即被有效去除并达标。以应用最多的锅炉烟气处理而言，其简单流程图如图 3 所示。

　图 3

　罗氏脱硫脱硝系统工艺流程简图具体到府谷昊田烟气处理项目，采用填装有...

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