煤电节能减排升级与改造行动计划10篇煤电节能减排升级与改造行动计划 广东省“十三五”期间火电厂建设空间分析 覃芸;王延纬 【摘要】Underconstraintsofenergyconsumpti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10篇,供大家参考。
篇一：煤电节能减排升级与改造行动计划
广东省“十三五”期间火电厂建设空间分析
覃芸;王延纬
【摘要】Underconstraintsofenergyconsumptionandenvironmentalprotection,thermalpowerconstructioninGuangdongprovinceisrestrictedwhichmeansnecessitytostudystructurelayoutofpowersource,especiallyconstructionofthermalpowerplantunderconstraintsoftotalquantitycontroloncoalconsumptionandthermalpowerplantemission.Accordingtopredictiononenergydemand,thispaperusesairqualitymodeltoanalyzepollutantscontributiondegreesoastostudycoalconsumptionandpollutantscontribution.Italsomeasuresandcalculatesconstructionspaceofthermalpowerplantinthe13thFiveYearPlanperiodinGuangdongprovinceunderrelevantpoliciesconstraints.Conclusionisdrawnfrommeasure-mentandcalculationwhichconsidersthatinthe13thFiveYearPlanperiod,animportantfactorrestrictingdevelopmentofthethermalpowerplantiscoalconsumptioninGuangdongprovinceandthereisacertainmarginintermsofenvironmentalprotection.Meanwhile,italsocalculatesconstructionspaceofthermalpowerplantinGuangdongprovinceinthe13thFiveYearPlanperiodandproposessuggestionsforguidingpowersourceplanningandconstruction.%在能源消费和环保的约束下，广东省火电建设受到制约，有必要研究电源结构布局，特别是煤炭消费总量控制和火电厂排放约束下的火电厂建设情况。通过能源需求预测，并利用空气质量模型分析污染物贡献程度来对煤炭消费量和污染物贡献进行研究，在相关政策约束下，测算了广东省“十三五”火电厂的建设空间。经测算得出“十
三五”期间，广东省煤炭消费是制约火电厂发展的重要因素，在环保空间上还存在一定的裕度；同时给出了“十三五”期间广东省火电厂的建设空间，以及指导电源规划及电源建设的建议。
【期刊名称】《广东电力》
【年(卷),期】2016(029)007
【总页数】6页(P67-71,77)
【关键词】煤炭消费;环保约束;火电厂;建设空间;能源需求;污染物贡献
【作者】覃芸;王延纬
【作者单位】广东电网发展研究院有限责任公司，广东广州510000;广东电网有限责任公司电力调度控制中心，广东广州510600
【正文语种】中文
【中图分类】TM621
自2013年9月10日国务院发布《大气污染防治行动计划》(下称“《行动计划》”)[1]和2014年2月7日广东省政府印发《广东省大气污染防治行动方案(2014—2017年)》[2]以来，全社会越来越关注能源和环境，特别是煤炭消费以及煤炭使用行业带来的雾霾问题。广东省作为经济发展区域，特别是珠三角地区，社会经济如何在能源消费控制、环保约束下发展保持高速发展成为焦点问题。近年来，广东省能源消费增长趋势放缓，煤炭占一次能源消费比重呈下降趋势。随着广东省“十二五”节能减排等各项措施的进一步落实，大气环境污染治理逐步改善，空气环境质量有所提高，2014年全省21个地市主要污染物(SO2、NOx、CO)年均排放浓度均能达标；除肇庆市外其余城市PM10年均排放浓度均能达标；
但仅6个地市PM2.5年均排放浓度达标，其中珠三角地区仅3个地市达标。PM2.5是众多细颗粒物的“大杂烩”，是雾霾的罪魁祸首，已成为备受广泛关注的污染物[3]。广东省大部分电厂是火电厂，而火电厂是全省煤炭消费大户，同时也是污染排放大户。随着电气化的不断深入，社会对电力的需求还会持续上升，进而火电项目对煤炭的需求仍会增加。在“十三五”各项能源及环保政策约束下，广东省火电项目的发展将关系到全省能源资源结构、电源结构乃至消费结构的调整。1.1火电厂及煤炭消费情况2007—2014年间，广东省电力装机容量从58.86GW增长至91.63GW，其中火电装机量从44.64GW增长至63.59GW，火电发电量从2.285TWh增长至2.780TWh，年均增长2.8%。广东省2007—2014年火电及煤炭消费情况见表1。煤炭消费占全省能源消费比重自“十二五”以来呈下降趋势，至2013年，比重为47.9%。而电煤消费量从2007年的0.7986×108t增加至2014年的1.0819×108t，年均增长达4.4%，占全省煤炭消费的比重逐年波动略有增加，从2007年的66.2%增加至2013年的67.7%。1.2火电厂大气排放情况及污染控制情况火电厂排放的主要污染物包括SO2、NOx、PM10、PM2.5、CO、VOCs、NH3等。通过调研，按照物料守恒、排放因子方法，选取合适的活动水平，测算历史年火电厂排放情况[4-6]。在综合考虑广东省电厂的发电机组、装机容量等燃烧设备技术信息的基础上，选择国内具有代表性的排放因子，结合各种燃料消耗量、燃料含硫率、燃煤灰分、污染物控制措施及去除效率等信息进行估算。其中，SO2排放量基于每家电厂燃煤和燃油的含硫率及去除率等信息，采用物料守恒算法估算，即式中：E为SO2排放总量，t；i表示第i个电厂，k为燃料类型，m为燃烧技术类
型；n为电厂企业数量；为SO2与S的分子量之比；S为燃料的含硫率；Wi,k为燃料的消耗量，t；Ck为燃料中硫的转化率，当k为燃煤时，Ck=0.8，当k为燃油时，Ck=1；ηSO2为电厂SO2的去除效率。其他污染物(NOx、CO、PM10、PM2.5、VOCs和NH3)排放量则采用排放因子法自下而上估算，估算公式为式中：p为污染物种类；Ep为污染物的排放总量，t；Ai,k为每家电厂的燃料消耗量，t；Fk,m为排放因子，g/kg；η为控制措施的去除效率。2007—2014年广东省火电厂大气污染物排放情况见表2。火电厂主要污染物排放总量趋势特征如下：a)“十一五”以来，广东省，特别是珠三角地区的电厂均开始执行脱硫脱硝相应文件和标准，SO2和NOx排放量呈下降趋势，自“十二五”印发《行动计划》和GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》以来，削减程度进一步加大。b)PM10和PM2.5排放总量呈波动下降趋势，特别是2014年全面实施GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》，烟尘排放浓度限值收严，使得2014年有较大幅度下降。c)CO、VOCs、NH3排放总量与火电厂燃料煤消耗量变化趋势基本一致，VOCs和NH3排放总量相对较小。1.3火电厂对PM2.5的一次贡献2012年是《行动计划》各项目标的考核基准年，有必要分析2012年电厂源一次排放贡献。2012年SO2、NOx、PM10、PM2.5、CO全省总排放量分别为：83.48×104t、167.85×104t、100.87×104t、38.78×104t、825.94×104t，则电厂排放所占比例分别为：32.3%、32.1%、13.5%、16.8%、3.6%。因为电厂源VOCs、NH3排放量相对较小，不作比较。电厂是大气污染物排放源分类体系中的一种，综合考虑各排放源的结构特点、排放
特征、生产技术水平等因素，对包括电厂、工业燃烧源、道路移动源、扬尘源等十二个一级排放源进行分析测算。电厂一次排放占全省一定比重，特别是SO2、NOx的排放贡献已超过32%，电厂是NOx最大贡献源，是仅次于工业燃烧源的SO2第二大贡献源，是PM10、PM2.5的重要贡献源，对PM的贡献约15%。由于电厂锅炉的燃烧效率很高，使得其对CO和VOCs等燃烧不完全产物的排放贡献较小。2017年是《行动计划》的考核年，2020年是“十三五”的收官之年，本文将重点对2017年和2020年的煤炭消费及大气污染物排放进行预测。2.1广东省煤炭消费预测“十二五”前三年全省能源消费增长率约3.5%。全省煤炭消费总量按照“到2017年，煤炭占全省能源消费比重降到36%以下”控制，在有效发展核电，大力发展可再生能源等相关政策驱使下，预计“十三五”全省能源消费年均增长不会超过4%。能源消费预测见表3。预计广东省煤炭消费量在2015或2016年达到峰值，“十三五”期间呈下降趋势，年增长率预计为-1.6%，总量控制在1.8×108t左右。2.2广东省大气污染排放预测在解读《大气污染防治行动计划》、《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》、《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》等国家政策文件，《广东省大气污染防治行动方案(2014—2017年)》、《广东省煤电节能减排升级与改造行动计划(2015—2020年)》等省级政策文件，《广州市燃煤电厂“超洁净排放”改造工作方案》、地市和区县大气污染防治实施方案等地市级政策文件的基础上，分析了文件中各项措施指标。在结合经济发展、能源消耗、人口变化等情况的基础上，不同污染源选择合理的估算方法，通过物料守恒、排放因子，以自下而上为主的方式来估算包括电厂、工业
燃烧源、道路移动源、扬尘源等十二个一级排放源的未来排放量。在考虑所有相关政策文件控制措施的情况下，2017年、2020年广东火电厂排放与全省排放情况见表4。就火电厂而言，“十二五”中后期逐渐执行GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》，电厂建设高效除尘设施，珠三角燃煤机组要求达到烟尘特别排放限值(20mg/m3，标准状态下)；2017年广州、佛山城市燃煤机组实施超洁净改造“趋零排放”，2020年将执行更为严格的煤电升级改造，届时SO2、NOx排放较2012年预计下降10%左右，而PM10和PM2.5对比脱硫、脱硝设施及去除效率，广东省电厂源高效除尘设施使用率及去除效率处于较高稳定水平，排放量已处于较低水平，电厂源排放占比与2012年相当。3.1煤炭消费控制下火电厂建设空间电力作为清洁、高效能源将被推广，电力在终端能源消费中将占据越来越大的比重，随着广东省电气化的推进及电动汽车技术的成熟及推广，在“十三五”期间，发电用能源、发电用煤的比重呈现稳步上升的趋势。“十三五”期间，发电用煤占煤炭消费比重按70%～75%计算，同时，全省新增煤电机组供电煤耗按照《广东省煤电节能减排升级与改造行动计划(2015—2020年)》要求“新建纯凝式燃煤发电机组原则上均采用600MW及以上超超临界参数，其中1000MW级机组设计供电煤耗不高于282g/kWh、600MW级机组设计供电煤耗不高于285g/kWh”控制要求，考虑新增煤电机组发电煤耗约270g/kWh。煤炭消费总量控制下广东省可新增火电情况见表5。通过初步测算分析可知，“十三五”期间，广东省可新增发电用煤为680×104～840×104t(标准煤)，可支撑新增煤电规模为3780～4480MW。通过初步测算分析可知，“十三五”期间，广东省可新增发电用煤为680×104t～840×104t(标准煤)，可支撑新增煤电规模为3780～4480MW。
在“十三五”煤炭消费总量的控制下，全省可新增煤电有限，由此新增煤电可支撑的装机规模也偏小，唯有提升现用煤的发电比重，才能支撑更多装机。例如改工业分散锅炉为集中供热，采用热电联产，以及部分可以煤改电制造业，这样不仅可以提高煤炭利用率、减少污染排放，同时提高煤电装机水平。3.2环保约束下火电厂建设空间由于电厂烟囱排放高度高，其产生的大量一次污染物在大气环流作用下可长距离传输，在污染物之间和其他污染源排放的污染物之间经过一系列复杂物理化学反应形成二次颗粒物，形成区域性复合型大气污染。因此，火电厂即存在影响环境的一次排放污染物，也存在对大气环境的二次污染。在2012、2017、2020年的全省污染物排放情况基础上，通过空气质量模型CAMx建立高时空分辨率污染物排放清单，利用颗粒物源追踪技术PSAT寻求污染物PM2.5来源贡献[7-11]。选取大气污染最典型的1月、4月、8月、10月作为模拟时段，以珠三角地区为受体，模拟结果见表6。由表6可知，2017和2020年火电厂对PM2.5的贡献整体较2012年均有下降，这与一次排放总量趋势相同。鉴于此，本文提出在现役及规划火电厂厂址及装机容量基础上，均衡增加火电装机和发电量，使2017、2020年电厂源对珠三角地区PM2.5贡献与2012年一致，且满足年均浓度不超过国家环境空气质量标准，可新增的火电装机容量即为火电项目的建设空间。2012年，珠三角地区PM2.5的年均浓度为42μg/m3。按照《行动计划》提出的“2017年，珠三角地区细颗粒物浓度下降15%左右”要求，2017年PM2.5的年均浓度需降至35.7μg/m3；2020年按GB3095—2012《环境空气质量二级标准》规定，PM2.5年均浓度需不超过35μg/m3，而控制措施下的模拟结果均能满足2017年和2020年环保要求。利用CAMx(PSAT)模型，当2017火电项目装机容量增加5.57%时，贡献率达到2012年水平，年均浓度低于35.7μg/m3；
当2020火电项目装机容量增加5.68%时，贡献率达到2012年水平，年均浓度低于35μg/m3。按全省电源规划，考虑已核准、“路条”电源及电源退役计划，至2017、2020年全省火电装机量达83.20GW、92.40GW，则按环保空间测算结果，至2017、2020年，全省火电装机可增至87.80GW、97.70GW，较2014年分别增加19.20GW、29.10GW。能源消费总量控制和环保约束是制约广东省“十三五”火电厂发展的因素：能源消费总量控制下，全省可新增火电厂装机仅约3.78GW；环保约束下，全省可新增火电厂装机约29.10GW。由此看来，未来制约“十三五”火电发展的主要因素是煤炭消费总量的控制。在能源消费控制及环保约束进一步加严的情况下，为满足未来不断增长的电力需求，有必要在“十三五”期间着力煤炭等量替代工作，积极采用集中供热替代工业分散小锅炉，工业锅炉燃烧不仅效率低，而且污染。全省有分散锅炉约2.1万台，额定总蒸发量约12×104t，消耗煤炭约4000×104t，约占全省煤炭消费总量23%，若全部用于发电，可支撑约19.00GW装机。对于中长期火电发展而言，随着煤炭总量约束的加严和发电用煤比重的提高，煤电建设总规模也将会受限。
覃芸(1987)，女，湖北荆门人。工程师，工学硕士，从事电源规划、输电网规划等方面工作。王延纬(1987)，男，辽宁丹东人。工程师，工学硕士，从事电力系统运行与控制等方面工作。
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篇二：煤电节能减排升级与改造行动计划
亚临界煤电机组节能减排一体化改造方案
曾多;郝杰勇;朱猛;程峰【摘要】通过"锅炉无烟煤改烟煤+汽轮机通流改造+蒸汽温度提升改造+供热改造+引增合一改造+WGGH改造"的节能改造方案和"低氮改造+脱硝提效改造+前置烟气换热器+电除尘改造+引增合一改造+湿法脱硫高效除尘协同改造+烟气再热器改造"的超低排放改造方案,实现供电煤耗低于310g/(kW·h).同时,在基准氧含量6%条件下,烟气中SO2、NOx、烟尘排放浓度分别不高于50mg/Nm3、35mg/Nm3、10mg/Nm3.本方案可为同类型机组节能减排一体化改造提供参考.【期刊名称】《重庆电力高等专科学校学报》【年(卷),期】2017(022)006【总页数】4页(P36-39)【关键词】亚临界;节能减排;超低排放;改造【作者】曾多;郝杰勇;朱猛;程峰【作者单位】华能重庆珞璜发电有限责任公司,重庆402283;华能重庆珞璜发电有限责任公司,重庆402283;华能重庆珞璜发电有限责任公司,重庆402283;华能重庆珞璜发电有限责任公司,重庆402283【正文语种】中文【中图分类】TM621
某电厂三期2×600MW机组分别于2006年12月和2007年1月投产。两台锅
炉均为东方锅炉股份有限公司引进美国福斯特-惠勒公司技术生产的DG2030/17.45-II3型锅炉。其主要型式为亚临界参数、自然循环、双拱形单炉膛、“Π”型布置、中间一次再热、“W”火焰，设计燃用高硫无烟煤。汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂设计生产的亚临界、一次中间再热、三缸四排汽(双分流低压缸)、单轴、双背压、反动、凝汽式N600-16.7/538/538-1型汽轮机。每台炉配置SCR烟气脱硝装置和两台双室四电场电除尘器。烟气脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔配置，吸收塔为带托盘喷淋塔。目前三期机组供电煤耗大于320g/(kW·h)，基准氧含量6%条件下SO2、NOx、烟尘排放浓度分别均控制在400mg/Nm3、200mg/Nm3、30mg/Nm3以下。根据国家发改委、环保部、能源局联合下发的《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)和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(环发〔2015〕164号)通知要求，到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310g/(kW·h)。同时，必须实现超低排放，即在基准氧含量6%条件下，NOx、SO2、烟尘排放浓度分别不高于50mg/Nm3、35mg/Nm3、10mg/Nm3。面对国家政策和市场经济的双重压力，如何进行节能减排一体化改造，在降低供电煤耗的同时实现超低排放，成为燃煤电厂当前工作的重中之重。在此对三期机组节能减排一体化改造方案进行探讨。1节能减排一体化改造方案1.1方案背景如何降低供电煤耗，首先我们想到的就是提高机组参数，由亚临界机组升级为超(超)临界机组。然而，根据国家能源局下发的《关于亚临界煤电机组改造、延寿与退役暂行规定》(国能电力〔2015〕332号)第五条：“亚临界煤电机组原则上不宜跨代升级增容改造为超(超)临界机组。在电力供需紧张地区，运行期满20年的
60万kW亚临界煤电机组，在充分比较论证的基础上，可跨界升级改造为超(超)临界机组。”三期机组不符合上述规定，机组跨代升级这条路暂时是行不通的。经过仔细思考论证，三期机组可通过“锅炉无烟煤改烟煤+汽轮机通流改造+蒸汽温度提升改造+供热改造+引增合一改造+WGGH改造”的节能改造方案和“低氮改造+脱硝提效改造+前置烟气换热器+电除尘改造+引增合一改造+湿法脱硫高效除尘协同改造+烟气再热器改造”的超低排放改造方案实现节能减排。1.2节能改造1.2.1锅炉无烟煤改烟煤三期锅炉由于燃用高硫无烟煤，锅炉效率相比燃用烟煤的机组偏低，且制粉电耗和脱硫厂用电率较高。因此，从煤质上进行改善，对降低供电煤耗有着事半功倍的效果。结合电厂实际，三期锅炉无烟煤改烟煤燃烧的改造措施如下。制粉系统安全性能改造：磨煤机进出口管道增设防爆门；给煤机上、下插板门和磨煤机热风关断门等换型改造，确保关闭严密；对所有消防蒸汽电动门进行内漏处理；消除煤粉管道中的袋形和盲肠管以及助长煤粉沉积的凸出和不光滑处，避免煤粉沉积后自燃和爆炸。燃烧器改造：改烧烟煤后，为避免燃烧器烧损和周围结焦，取消乏气风口，提高一次风出口速度，推迟烟煤着火。改烧烟煤后的一次风率约为25%，一次风速为25～28m/s。卫燃带部分减除改造：经过热力计算和CFD模拟后，决定取消全部侧墙224m2、翼墙163m2、上炉膛28.5m2卫燃带和部分前后墙卫燃带343m2，并分步实施，确保锅炉燃烧安全。采取这样的改造是因为三期锅炉原设计卫燃带面积为1160m2，改烧烟煤后，如不减少卫燃带，会加剧炉膛结焦，且炉膛出口烟温将有一定幅度上升，造成过热器、再热器超温。1.2.2汽轮机通流改造
目前，三期机组汽轮机由于高、中、低压缸效率较低，高中压缸轴封漏汽量大，5#、6#机组额定工况下热耗率水平分别在8150kJ/(kW·h)和8140kJ/(kW·h)左右，较设计值7844kJ/(kW·h)有较大差距。5#、6#汽轮机对机组热耗率的影响分别为306kJ/(kW·h)和296kJ/(kW·h)，折合供电煤耗分别约为12g/(kW·h)和11.6g/(kW·h)。因此，对三期汽轮机实施通流改造是可行且比较迫切的，改造总体方案：抽汽参数不变，保留原外缸，更换全新高、中、低压内缸，包括转子、动叶、静叶、持环。1.2.3蒸汽温度提升改造近代蒸汽动力发电以朗肯循环为理论基础，若要提高循环热效率应主要依靠提高蒸汽参数[1]。蒸汽参数包括蒸汽压力和蒸汽温度，因提高蒸汽压力涉及机组由亚临界升级为超(超)临界，暂时无法实施。因此，只有从提高蒸汽温度上入手。当蒸汽压力不变时，提高蒸汽温度，循环热效率将会提高。同时，蒸汽比容增大、低压缸排汽湿度减小，汽轮机相对内效率也可提高，对提高机组热经济性有利。改造方案为：在保证机组运行压力不变的情况下，通过部分受热面管材、主/再热蒸汽管道等更换，将主蒸汽出口温度和再热蒸汽出口温度由538℃升高到566℃。1.2.4供热改造根据热网办调研情况，未来3年珞璜工业园实际总热负荷将达到71t/h。供热改造方案为：采用两台减温减压器，近期采用一用一备的供热模式，减温减压器的汽源由锅炉冷段再热蒸汽提供，减温水由锅炉给水泵提供。厂房外铺设至工业园蒸汽管线约9140m，向工业园区集中供热，供热参数为1.5MPa，265℃蒸汽。经核算，5、6#机组锅炉在75%以上负荷时，高排再热蒸汽冷段抽汽75t/h，对锅炉再热器无安全影响(需对高再最外圈管短接处理)；而机组负荷在50%ECR工况时，高排再热蒸汽冷段最大抽汽量需控制在35t/h。由此可见，600MW机组单机负荷75%以上时，能够满足对外供热要求；在单机
仅为50%负荷时，可通过两台600MW机组联合供热或利用一、二期辅汽来满足对外供热要求。1.2.5引增合一改造(小汽轮机驱动)配合超低排放改造工程，对引风机和增压风机进行二合一改造。改造总体方案为：采用背压式小汽轮机驱动静叶可调轴流式风机，并进行烟道优化。同时，设置高压辅汽调配站，将全厂高压辅汽、供热及小汽轮机背压排汽统筹调配，实现高能高用。具体来说，小汽轮机排汽引入高压辅汽系统，综合供热改造，高压辅汽与供热蒸汽参数一致，而原辅汽系统改为厂低压辅汽系统。汽源从汽轮机低压缸上抽取，需使用压力高于5bar的蒸汽时，从高压辅汽系统抽取，使用压力低于5bar的蒸汽时，从低压辅汽系统抽取，满足高能高用的能源高效梯级使用要求。1.2.6WGGH改造一般排烟温度每升高10～15℃，锅炉效率会下降1%[2]。三期锅炉排烟温度155℃左右，比设计值偏高。排烟温度升高，使烟气量增大，电除尘器的比集尘面积减小，粉尘比电阻升高，电除尘器的效率下降；排烟温度升高使得风机、除尘器工作环境恶化，缩短设备的寿命；对于湿法脱硫系统，排烟温度过高将耗费大量的水资源来减温，总烟气量增大，导致脱硫效率降低，烟气含水量增加，烟囱运行工况恶化。因此，合理降低锅炉排烟温度对于提高机组安全性、经济性起着至关重要的作用。结合本厂实际，三期机组可采用前置烟气换热器WGGH系统：在除尘器前设置烟气换热器，将排烟温度由155℃降低到90℃；在空预器进口二次冷风道内增设汽水暖风器，利用回收的烟气余热将二次风温度升高至50℃；在脱硫塔后设置烟气再热器，利用回收的烟气余热将烟气温度由43℃升高至80℃。增设热媒水系统，热媒水由膨胀水箱注入WGGH系统，经由增压泵打入烟气换热器，后进入再热器，再进入增压泵，形成自循环。主要流程为：增压泵→烟气换热器→烟气再热
器后段(汽水暖风器)→烟气再热器前段→增压泵。1.3超低排放改造1.3.1低氮改造结合三期锅炉实际现状，以原锅炉炉膛及燃烧系统为基础，同时扩大煤种适应性(改烧烟煤)，以“更换低氮燃烧器+增加燃尽风系统+下炉膛配风方式改造”为主要思路，在促进煤粉早期着火的同时，实现全炉膛的空气分级燃烧。1.3.2脱硝提效改造电厂现有SCR系统配置三层板式催化剂，其中两层(876.8m3)为2012年投运，第三层(438.4m3)为2015年新装。本次改造对2012年投运的两层催化剂进行再生，再生后的催化剂活性按恢复到原有活性的85%估算，则再生催化剂+2015年投运第三层催化剂能够满足本次改造的需要。1.3.3除尘改造采用“低低温电除尘+脱硫”协同除尘的方案。低低温电除尘：由于在电除尘器前加装烟气换热器，将烟气温度降低到烟气酸露点温度以下，使得电除尘器成为低低温电除尘器。同时，对原电除尘器进行相应的配套改造：更换阴极线，修复极板和振打系统等；一电场进行小分区改造，每台炉重新配备8台高频电源，原一电场高频电源布置在三电场；灰斗及人孔门进行不锈钢垫层防腐；灰斗进行蒸汽加热改造。脱硫协同除尘：通过湿法脱硫的高效喷淋层和高效除雾器改造，降低烟气中的雾滴含量，提高湿法脱硫的除尘效果。1.3.4脱硫改造在改烧烟煤的情况下，脱硫入口SO2浓度将降低至1800～2200mg/Nm3，要实现SO2排放浓度低于35mg/Nm3，可利用现有脱硫吸收塔实施高效喷淋层改造。更换单向双头喷嘴，提高雾化效率，雾化粒径降低至1200～1600μm，提
高喷淋层交叉覆盖率至300%以上；配合高效除雾器改造，升高吸收塔除雾段的高度，更换高效除雾器，吸收塔出口雾滴浓度降低至20mg/Nm3以下。2效益分析2.1节能效益分析完成上述节能改造后，三期机组供电煤耗可降低至310g/(kW·h)以下。锅炉无烟煤改烟煤：煤粉燃尽度提高，烟气量减少(燃烧烟煤时α=1.15，燃烧无烟煤时α=1.3)，不完全燃烧热损失和排烟热损失都有所下降，锅炉效率提高1%～2%，折合降低供电煤耗3～6g/(kW·h)；制粉系统厂用电率将由1%降至0.8%，折合降低供电煤耗约0.7g/(kW·h)；烟煤硫分大幅降低，脱硫系统可减少浆液循环泵和氧化风机运行数量，脱硫厂用电率将由2.33%降至1%～1.2%，折合降低供电煤耗3.96～4.66g/(kW·h)。此外，由于硫分大幅降低，在实施超低排放改造时，脱硫无需再增加一级吸收塔，投资费用将大幅减少；由于减少了卫燃带，炉膛温度降低，NOx排放浓度有望进一步降低，减少液氨耗量。同时，为超低排放改造中的低氮燃烧改造和脱硝提效改造提供了良好的条件。汽轮机通流改造：机组热耗率将由8145kJ/(kW·h)降至7850kJ/(kW·h)，折合降低供电煤耗约11.6g/(kW·h)。蒸汽温度提升改造：主、再热蒸汽出口温度由538℃升高至566℃后，机组热耗率降低约100kJ/(kW·h)，折合降低供电煤耗约3.9g/(kW·h)。同时，机组出力由600MW变为635MW。供热改造：完成供热改造后，按工业园区近现期实际热负荷需求71t/h计算，三期单台机组平均供热35.5t/h，折合降低供电煤耗约3.5g/(kW·h)。引增合一改造(小汽轮机驱动)：引增合一风机采用小汽轮机驱动，虽然机组热耗和发电煤耗略有上升，但厂用电率降低约1.2%，发电量增加。引增合一改造后由于
烟道进行了优化，烟道阻力降低，综合以上分析，折合降低供电煤耗0.5～0.9g/(kW·h)。WGGH改造：回收的烟气余热用于加热二次风和尾部净烟气，空预器进口二次风温度升高至50℃，锅炉效率相对提高0.05%，降低供电煤耗约0.15g/(kW·h)；暖风器常年运行，冬季节省辅助蒸汽23.9t/h，折合到全年降低供电煤耗约0.82g/(kW·h)。因此，设计工况下，前置烟气换热器年平均降低供电煤耗约0.97g/(kW·h)。除尘器入口烟温降低，除尘器效率提高，同时提高烟囱入口烟气温度，消除烟囱冒白烟现象，提高污染物扩散能力。此外，由于排烟温度降低，脱硫塔出口饱和烟气温度从49.1℃左右降低至43.0℃左右，年节水量约43.5万t，具有良好的经济和环保效益。综上所述，三期机组节能改造降低的供电煤耗明细见表1。表1三期机组节能改造降低的供电煤耗节能改造内容降低的供电煤耗/(g/(kW·h))锅炉无烟煤改烟煤7．66～11．36汽轮机通流改造11．6蒸汽温度提升改造3．9供热改造3．5引增合一改造0．5～0．9WGGH改造0．97合计28．13～32．23完成上述节能改造后，三期机组供电煤耗有望降低28.13～32.23g/(kW·h)，降至310g/(kW·h)以下。2.2减排效益分析完成上述超低排放改造后，基准氧含量在6%条件下，烟气中NOx、SO2、烟尘排放浓度将分别低于50mg/Nm3、35mg/Nm3、10mg/Nm3。NOx排放：改烧烟煤后，再配合低氮改造，炉膛出口NOx有望控制在400mg/m3左右，再经过SCR系统后NOx浓度降低到50mg/m3以下。SO2排放：改烧烟煤后由于脱硫入口SO2浓度将降低至1800～2200mg/m3，经过脱硫吸收塔后，烟气中SO2浓度降低到35mg/m3以下。
烟尘：采用低低温电除尘器后，电除尘出口粉尘排放浓度控制到30mg/m3，再经过脱硫协同除尘后，烟囱入口粉尘排放浓度降低到10mg/m3以下。3结论采用“W”火焰燃烧方式的亚临界煤电机组，在无烟煤改烧烟煤的基础上按上述方案实施节能减排一体化改造，不仅可以实现能耗和排放水平双达标，且改造费用较燃用无烟煤为基础的节能减排改造大幅降低，具有良好的经济效益和环保效益。参考文献：[1]曾丹苓，敖越，张新铭，等.工程热力学[M].3版.北京：高等教育出版社：2002:275-280.[2]陈学俊，陈听宽.锅炉原理[M].2版.北京：机械工业出版社，1991：10.
篇三：煤电节能减排升级与改造行动计划
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
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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
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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%。
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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
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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。
篇四：煤电节能减排升级与改造行动计划
全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案
全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，是推进煤炭清洁化利用、改善大气环境质量、缓解资源约束的重要举措。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（以下简称《行动计划》）实施以来，各地大力实施超低排放和节能改造重点工程，取得了积极成效。根据国务院第114次常务会议精神，为加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，实现稳增长、调结构、促减排、惠民生，推动《行动计划》“提速扩围”，特制订本方案。
一、指导思想与目标（一）指导思想全面贯彻党的十八届五中全会精神，牢固树立绿色发展理念，全面实施煤电行业节能减排升级改造，在全国范围内推广燃煤电厂超低排放要求和新的能耗标准，建成世界上最大的清洁高效煤电体系。（二）主要目标到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放（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）。全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平。加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐，将东部地区原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成；将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，其中，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年前完成。全国新建燃煤发电项目原则上要采用60万千瓦及以上超超临界机组，平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称克/
千瓦时），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。
二、重点任务（一）具备条件的燃煤机组要实施超低排放改造。在确保供电安全前提下，将东部地区（北京、天津、河北、辽宁、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南等11省市）原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成，要求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（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造。将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，要求30万千瓦及以上燃煤发电机组（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造。其中，中部地区（山西、吉林、黑龙江、安徽、江西、河南、湖北、湖南等8省）力争在2018年前基本完成；西部地区（内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等12省区市及新疆生产建设兵团）在2020年前完成。力争2020年前完成改造5.8亿千瓦。（二）不具备改造条件的机组要实施达标排放治理。燃煤机组必须安装高效脱硫脱硝除尘设施，推动实施烟气脱硝全工况运行。各地要加大执法监管力度，推动企业进行限期治理，一厂一策，逐一明确时间表和路线图，做到稳定达标，改造机组容量约1.1亿千瓦。（三）落后产能和不符合相关强制性标准要求的机组要实施淘汰。进一步提高小火电机组淘汰标准，对经整改仍不符合能耗、环保、质
量、安全等要求的，由地方政府予以淘汰关停。优先淘汰改造后仍不符合能效、环保等标准的30万千瓦以下机组，特别是运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。列入淘汰方案的机组不再要求实施改造。力争“十三五”期间淘汰落后火电机组规模超过2000万千瓦。
（四）要统筹节能与超低排放改造。在推进超低排放改造同时，协同安排节能改造，东部、中部地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在2017年、2018年实现达标，西部地区现役煤电机组平均供电煤耗到2020年前达标。企业尽可能安排在同一检修期内同步实施超低排放和节能改造，降低改造成本和对电网的影响。2016-2020年全国实施节能改造3.4亿千瓦。
三、政策措施（一）落实电价补贴政策对达到超低排放水平的燃煤发电机组，按照《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格〔2015〕2835号）要求，给予电价补贴。2016年1月1日前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量每千瓦时加价1分钱；2016年1月1日后并网运行的新建机组，对其统购上网电量每千瓦时加价0.5分钱。2016年6月底前，发展改革委、环境保护部等制定燃煤发电机组超低排放环保电价及环保设施运行监管办法。（二）给予发电量奖励综合考虑煤电机组排放和能效水平，适当增加超低排放机组发电利用小时数，原则上奖励200小时左右，具
体数量由各地确定。落实电力体制改革配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》要求，将达到超低排放的燃煤机组列为二类优先发电机组予以保障。2016年，发展改革委、国家能源局研究制定推行节能低碳调度工作方案，提高高效清洁煤电机组负荷率。
（三）落实排污费激励政策督促各地在提高排污费征收标准（二氧化硫、氮氧化物不低于每当量1.2元）同时，对污染物排放浓度低于国家或地方规定的污染物排放限值50%以上的，切实落实减半征收排污费政策，激励企业加大超低排放改造力度。（四）给予财政支持中央财政已有的大气污染防治专项资金，向节能减排效果好的省（区、市）适度倾斜。（五）信贷融资支持开发银行对燃煤电厂超低排放和节能改造项目落实已有政策，继续给予优惠信贷；鼓励其他金融机构给予优惠信贷支持。支持符合条件的燃煤电力企业发行企业债券直接融资，募集资金用于超低排放和节能改造。（六）推行排污权交易对企业通过超低排放改造产生的富余排污权，地方政府可予以收购；企业也可用于新建项目建设或自行上市交易。（七）推广应用先进技术制定燃煤电厂超低排放环境监测评估技术规范，修订煤电机组能效标准和能效最低限值标准，指导各地和各发电企业开展改造工作。再授予一批煤电节能减排示范电站，搭建煤电节能减排交流平台，促
进成熟先进技术推广应用。四、组织保障（一）加强组织领导环境保护部、发展改革委、国家能源局会
同有关部门共同组织实施本方案，加强部际协调，各司其职、各负其责、密切配合。国家能源局、环境保护部、发展改革委确定年度燃煤电厂节能和超低排放改造重点项目，并按照职责分工，分别建立节能改造和能效水平、机组淘汰、超低排放改造、达标排放治理管理台账，及时协调解决推进过程中出现的困难和问题。
各地和电力集团公司是燃煤电厂超低排放和节能改造的责任主体，要充分考虑电力区域分布、电网调度等因素编制改造计划方案，于2016年3月底前完成，报国家能源局、环境保护部和发展改革委。发电企业要按照《行动计划》相关要求，切实履行责任，落实项目和资金，积极采用环境污染第三方治理和合同能源管理模式，确保改造工程按期建成并稳定运行。中央企业要起到模范带动作用。地方政府和电网公司要统筹协调区域电力调度，有序安排机组停机检修，制定并落实有序用电方案，保障电力企业按期完成环保和节能改造。
（二）强化监督管理各地要加强日常督查和执法检查，防止企业弄虚作假，对不达标企业依法严肃处理；对已享受超低排放优惠政策但实际运行效果未稳定达到的，向社会通报，视情节取消相关优惠政策，并予以处罚。省级节能主管部门会同国家能源局派出机构，对各地区、各企业节能改造工作实施监管。
（三）严格评价考核环境保护部、发展改革委、国家能源局会
同有关部门，严格按照各省（区、市）、中央电力集团公司燃煤电厂超低排放改造计划方案，每年对上年度燃煤电厂超低排放和节能改造情况进行评价考核。
篇五：煤电节能减排升级与改造行动计划
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耗是反映电厂能耗水平的核心指标之一。国家能源局发布的《煤电节能减排升级改造行动计划(2014~2020年)》明确提出,2020年要实现现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时,这一目标为发电企业节能降耗提出了明确要求。
如何全面理解燃煤电厂的煤耗概念,影响煤耗的主要因素有哪些,哪些环节有不确定性?本期发电周刊特约作者詹华忠为大家作出了简要说明和分析,目的在于揭示煤耗概念与统计的复杂性,并呼吁严肃对待煤耗。
电厂煤耗的概念
煤耗是指火力发电厂在发电生产过程中单位电能所耗用的燃料的指标。通俗地讲,电厂煤耗就是燃煤电厂每发单位千瓦时的电(俗称一度电),消耗了多少克煤,单位用克/千瓦时。而且,这里的煤是指标准煤,即发热量为7000千卡/千克的煤(低位发热量),折算到统一的基准以便于比较。而煤耗又分发电煤耗和供电煤耗,使用时需明确进行区别。
1、发电煤耗与供电煤耗发电煤耗是总的煤耗。因为电厂本身也有厂用电,扣除了厂用电率,则是对外的供电
煤耗,为净值。两者的关系可用公式表示为:供电煤耗=发电煤耗/(1-厂用电率)。
煤耗的高低取决于煤电厂的类型(如煤粉炉与循环流化床)和给水泵(电动泵、汽动泵)等,厂用电率可能在3~10%左右,那么发电煤耗与供电煤耗在数值上可能存在明显差距,比如10~20克/千瓦时。如果在引用数据时只说电厂煤耗,而不言明是发电煤耗还是供电煤耗,这一数值就毫无意义。并且,对电厂而言,更具现实意义的是供电煤耗,这一指标能反映电厂的真实水平,否则人们会被更“好看”的和掩盖了厂用电率的发电煤耗所误导。以下为精简篇幅,如果没有特别说明,煤耗都特指和默认为供电煤耗。
2、设计煤耗与实际煤耗设计煤耗是在设计煤种(发热量、水分、灰分等等),设计工况(出力、主汽温度、压力、排汽背压等等)下的煤耗。
实际煤耗当然是在实际煤种(发热量、水分、灰分等等),实际工况(出力、主汽温度、压力、排汽背压等等)下的煤耗。
可以想象,实际条件与设计条件差别的项目很多,差别的量会很大,实际的数值与设计的数值会有较大差别。比如说煤质的影响、负荷率的影响、排汽背压的影响会很大。部分电厂折算回设计条件,这一折算过程就成了不确定的因素。
实际煤耗即使在100%负荷下,也会与性能试验时的供电煤耗有所不同,包括了背压、吹灰等的影响。
3、实时煤耗与平均煤耗理论上,电厂进行燃煤发电,就存在煤耗,如果我们取得计算时间足够短,并且技术上也能实现,得出的就是实时煤耗。有的电厂至少在显示上给出了实时的煤耗。
作为统计数值,我们取一天,一个月,一个季度,或者一年为统计时段,就是这一时段的平均煤耗。
我们可以想象,在一个时间段里,变化的因素非常多,煤耗的数值变化较大。如果拿一个短时段的平均值与一个长时段的平均值相比,那是不可比的。即便同一电厂都以年平均煤耗来说,因负荷率等条件不同,也会有较大区别。不过,用长周期的年平均煤耗来比较,更能反映电厂的实际水平。
4、单台机组、单个电厂煤耗与多个电厂平均煤耗单个电厂也许有若干台煤电机组,甚至有亚临界、超临界和超超临界机组并存。
如果说这个电厂的煤耗,就得平均计算。当然,在计算各机组热耗的时候,煤量、厂用电的划分也应该是清晰和准确的。
对于某个集团公司甚至大到全国,存在各种各样的机组,也得平均计算。然而,如何计算平均或加权平均,是以总发电量除以耗煤量,或者各机组热耗的简单平均;
是各机组热耗按容量加权平均,抑或各机组热耗按发电量加权平均,结果都不相同。
回顾过去,随着小机组的退役,30万千瓦和60万千瓦级机组的改造,66万千瓦和100万千瓦新机组的投运,各大集团和全国的平均煤耗逐年下降,这是容易理解的。
2006~2010年期间,全国6000千瓦以上火电机组的供电煤耗从370克/千瓦时降到333克/千瓦时,2013年降到321克/千瓦时,2014年为318克/千瓦时。按照《煤电节能减排升级与改造行动计划
(2014~2020年)》,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。
电厂煤耗的概念
计算的方法不外乎分为正反平衡两种,正平衡是宏观的,反平衡是微观的。
1、正平衡法就是计算用了多少煤,发了多少电。输出的电量好说,而输入的热值(煤量×低位发热量)却不那么好说。一方面,煤的低位发热量需取样做试验,不可能实时获得。
所以,只能以某一批次的煤取样的结果作代表(所以上面所说的实时煤耗其实是有假设的)。煤的热值测量有相应的标准,但取样却存在不确定性。以日报表的取样
和统计比以月报表准确得多。煤的热值作为最基础的数据,如果不准确,则会使计算得出的煤耗没有意义;另一方面,输入的煤量也有存疑的地方,这与计量场所和手段有关,部分人认为煤仓间的储煤量会对计量带来不确定性。当然,毕竟煤仓间有容量限制,长期地造数字会使煤的总量难以平衡。
2、反平衡法分解成各大部件的效率来计算。把电厂当成是锅炉、汽机、管道系统的串联,则:电厂净效率=锅炉效率×汽机效率×管道效率×(1-厂用电率),其中汽机效率=3600/汽机热耗,汽机热耗单位用千焦/千瓦时,管道效率在计算中通常取0.99,影响不大。
换算成煤耗:供电煤耗=3600/(电厂净效率
×7×4.1868)。
计算时应注意效率的单位是使用的额时“百分比”还是小数点,如果用“百分比”为单位,还应除以100。
性能验收试验当然有标准,锅炉性能按照ASMEPTC4.1,汽轮机按照ASMEPTC6-2004,且允许按规定进行条件偏差的修正。
不过,性能验收试验完成后,电厂平时一般不再用反平衡法去计算供电煤耗。
在超临界机组发展的初期,的确有一些机组未能到达设计指标,可参阅《我国超(超)临界火电机组实际投运水平评述》,作者张建中,发表在《电力建设》2009年4月。也正因此,有的60万千瓦级超临界机组才投
运几年就要做汽机通流改造。当然,在超超临界时代,随着设计、制造、运行水平的提高,煤耗数值也降低了。
如果说电厂煤耗改善了,更值得关注的是从微观看到底是哪些方面有了提高,每一项措施的效益大都是可以细算的。
篇六：煤电节能减排升级与改造行动计划
天津市环保局印发天津市煤炭清洁利用环保监管暂行办法
文章属性
•【制定机关】天津市财政局,天津市农村工作委员会•【公布日期】2015.04.29•【字号】津环保气〔2015〕63号•【施行日期】2015.04.29•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】能源及能源工业综合规定
正文
市环保局印发天津市煤炭清洁利用环保监管暂行办法
津环保气〔2015〕63号为贯彻落实国务院大气污染防治行动计划和国家发展和改革委员会、环境保护部、国家能源局《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，加强燃煤污染控制，规范煤炭清洁利用项目管理，保障稳定达标排放，促进天津市大气环境质量改善，制定本办法。
天津市煤炭清洁利用环保监管暂行办法
第一章总则第一条根据《中华人民共和国大气污染防治法》、《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》、《建设项目环境保护管理条例》和《天津市大气污染防治条例》制定本监管办法。第二条经市政府同意实施煤炭清洁利用改造的煤电项目、新建煤电项目，适用本办法。第三条本办法所称煤炭清洁利用是指煤炭清洁燃烧、大气主要污染物排放在基
准氧含量6%的条件下达到以下标准：颗粒物、二氧化硫、氮氧化物分别达到10mg/Nm?、35mg/Nm?、50mg/Nm?。第四条市和相关区县环境保护行政管理部门负责天津市煤炭清洁利用项目的环保监管。
第二章环保审批与验收第五条煤炭清洁利用项目应按《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》、《建设项目环境影响评价分类管理名录》、《天津市建设项目环境保护管理办法》等法律、法规和规范进行审批。环境保护管理部门要提前介入，加快审批进度，保证项目按期顺利实施。第六条煤炭清洁利用项目必须符合《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》、《天津市清新空气行动方案》、《天津市煤炭清洁利用方案》、《市政府办公厅<转发市建设交通委市发展改革委市环保局关于严格控制燃煤供热锅炉房建设意见的通知>》等国家及我市要求，且必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，达到本监管办法第三条规定。第七条煤炭清洁利用项目应按相关法规、规章和规定的要求，主动公开环境影响评价信息，接受社会监督。第八条煤炭清洁利用项目竣工环境保护验收按《建设项目竣工环境保护验收管理办法》（国家环境保护总局令第13号令）和《建设项目竣工环境保护验收技术规范—火力发电厂》（HJ/T255-2006）进行。第九条在环境影响评价中执行本监管办法第三条规定的排放标准，并明确项目各项污染物排放的具体要求。环境保护行政管理部门批复的环境影响评价文件要求严于我市煤炭清洁利用排放标准时，竣工验收按照批复的环境影响评价文件执行。
第三章运行监管
第十条运行监管按照批复的环境影响评价文件确定的相关要求执行。第十一条煤炭清洁利用项目按国家发展改革委、环境保护部《关于印发<燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法>的通知》（发改价格〔2014〕536号）、《市发展改革委市环保局关于燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管有关问题的通知》（津发改价管〔2014〕603号）对环保设施及环保电价进行监管，待煤炭清洁利用环保电价鼓励政策明确后，按新规定要求执行。第十二条依据《市发展改革委市财政局市环保局关于调整二氧化硫等4种污染物排污费征收标准的通知》（津发改价管〔2014〕272号）和《市环保局关于印发二氧化硫等4种污染物排污费征收标准调整及差别化收费实施细则（试行）的通知》（津环保计〔2014〕102号）对煤炭清洁利用项目实施差别化排污收费政策。排污收费按《火电厂大气污染物排放标准》（GB132232011）和《锅炉大气污染物排放标准》（DB12/151-2003）中明确的燃煤锅炉排放限值标准核算。第十三条煤炭清洁利用项目违反国家和天津市相关管理规定，按照国家及我市有关文件责令停止违法行为、限期改正或处罚。
第四章附则第十四条本办法自发布之日起施行。第十五条本办法有效期五年。
篇七：煤电节能减排升级与改造行动计划
2020年咨询工程师发电工程【156171】的答卷
【试卷总题量：44，总分：100。00分】用户得分：94.0分，用时1849秒,通过
一、单选题【本题型共20道题】
1。新建电厂粉煤灰堆场年限原则上不超过(C)。A．半年B．1年C．3年D．5年用户答案：［A］得分：0.00
2。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
3.根据《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》，到2020年，我国核电装机容量达到(）。A．8000万千瓦B．7000万千瓦C．6000万千瓦D．5800
万千瓦用户答案:［D]得分：2.00
4.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
5.项目后评价的综合评价法有两类：一类是定性分析总结法；另一类是(）。A．多目标定量分析法B．综合分析法C．目标分解法D．逻辑框图法用户答案:［A］得分：2.00
6.我国首台投运的百万千瓦超超临界二次再热示范电厂是(）。A．莱芜电厂B．泰州电厂C．安源电厂D．安庆电厂用户答案：［B]得分：2。00
7。统计资料显示,2013年全国电力行业二氧化硫排放总量已下降到（）。A．780万吨B．950万吨C．980万吨D．1000万吨用户答案：［A］得分:2。00
8.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
9.粉煤灰综合利用面临的形势十分严峻，据预测“十二五”末粉煤灰年产生量将达到().A．5.2亿吨B．5.7亿吨C．5。9亿吨D．6.2亿吨用户答案：[D]得分：2.00
10.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
11.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
12.机炉电匹配原则之一是机炉电匹配以(）。A．电力需求为中心B．锅炉工况为中心C．发电机工况为中心D．汽轮机工况为中心
用户答案：［D]得分:2。00
13。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
14.我国火电厂超超临界机组设计中近几年已有新蒸汽温度/再热温度高到()。A．600/620℃B．600/600℃C．566/566℃D．580/600℃用户答案：[A]得分:2。00
15.火电厂的规划容量的确定的阶段是（).A．初步设计阶段B．可行性研究阶段C．初步可行性研究阶段D．施工图阶段用户答案：［C]得分：2.00
16.《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》规定，应
单独编制节能评估报告书的项目是年综合能源消费量（）。A．1000吨标准煤以上B．2000吨标准煤以上C．2500吨标准煤以上D．3000吨标准煤以上用户答案:［D］得分:2。00
17.煤矸石综合利用发电项目的厂址要优先选择在(）。A．大型煤炭矿区内B．煤矿区以外C．靠近城市附近D．小型煤炭洗选设施区用户答案：［A]得分：2.00
18。火电厂建设过程中的主要外部协作风险是（）.A．设备和材料B．交通运输和供水C．土地征用D．接入系统用户答案:[B］得分:2。00
19.根据绿色低碳战略，到2020年,非化石能源占一次能源消费比重达到（）。A．15％B．20％C．25%D．30％用户答案：[A]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.《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
2。“十三五”规划纲要提出环境保护约束性指标是（）.A．单位国内生产总值CO2排放总量降低18%；B．化学需氧量和氨氮排放总量减少10％；C．SO2排放总量减少15％。D．NOX排放总量减少15％。用户答案：[ABCD]得分：2.00
3。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
4.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
5.分布式能源站的燃机包括（）。A．重型燃气轮机B．中型燃气轮机C．燃气的内燃机D．轻型燃气轮机用户答案：[ACD］得分：2。00
6。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
7.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
8.《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：[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。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
11.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
12.当前火电项目后评价工作三个等级是(ACD）。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：［ABD]得分：0.00
体制改革后，分为项目单位自评价，集团公司从中选择典型项目进行后评价和国资委从中确定某些项目再次进行后评价
13.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
14.供热电厂的主要经济风险因素包括（CD）.A．电价B．煤价C．机组年利用小时数D．热价用户答案：［ABD]得分：0。00
15。后评价工作的对比法有（）。A．前后对比法B．纵向对比法C．横向对比法D．有无对比法用户答案：［ACD］得分:2。00
16.厂址选择应避开的地段和地区包括（）.A．地震断裂
地带以及9度以上地震区B．岩溶发育程度高的地区和有土洞及地下采空区C．有重要开采价值的矿藏区D．有历史文物地区和水土保持治理区用户答案：［ABC]得分：2。00
17.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
18.低热值煤发电规划原则是（）。A．突出重点、统筹规划B．合理布局、就近消纳C．靠近城市、兼顾供热D．利用高效、技术先进用户答案:[ABD］得分：2。00
19.火电厂的规划容量取决于（）。A．市场需求B．建厂条件C．气象条件D．是否压覆矿产资源用户答案：［AB]得分：2.00
20.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
三、判断题【本题型共4道题】
1。发电设计标准煤耗，主要用于电厂统计及考核。Y．对N．错用户答案：［N］得分：5.00
2.逻辑框架法是一种概念化论述项目的综合评价方法,是一种系统地研究和分析问题的思维框架模式.Y．对N．错用户答案:［Y]得分:5。00
3.《关于落实科学发展观加强环境保护的决定》(国发(1005）39号）文中明确，“在大中城市及其近郊,严格控制新（扩）建除热电联产外的燃煤电厂”。Y．对N．错用户答案：[Y]得分：5.00
4。我国能源发展的目标是：加快构建可持续的现代能源体系。Y．对N．错用户答案：[Y］得分:5.00
篇八：煤电节能减排升级与改造行动计划
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煤炭产业节能减排措施
煤炭产业节能减排措施为了切实实现碳减排目标，十三五时期国家应
梳理出更加明确的碳减排行动计划，精准施策。那么，下面是由我为大家分享有关于煤炭产业节能减排措施，欢迎大家阅读浏览。
一、提高煤炭洗选率目前中国的原煤入选率为56%左右。按照十二五规划，2022年中国的煤炭洗选率目标为65%以上。2022年9月出台的《大气污染防治行动计划》要求到2022年将原煤入选率达到70%。许多没有洗选的煤炭直接进入发电领域，虽然原料的成本较低，但是给现代发电技术带来了沉重的排放压力和治污成本。根据今后全球气候变化压力与生态环境保护的要求，必须从源头抓起，从严抓起，全面提高入选率，并通过强制措施，迫使发电企业使用洗选煤，通过内部调整和政策补贴，消化较高的原料成本，必将为实现高碳能源低碳排放，减少煤炭
环境污染，提高综合利用程度，带来巨大的整体效益。二、以节能促减排目前中国的燃煤供电煤耗大体维持在320克/千瓦时。然而，2022
年9月公布的《煤电节能减排升级与改造行动计划》要求，到2022年，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，到2022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。在这一供电煤耗水平上，难以推广诸如CCS或CCUS等碳减排技术措施，因为这些技术应用将大幅回升能耗和投资成本。因此，必须将目前煤电企业的供电煤耗下降到一个较低的水平，使CCS项目成为可行。将为二氧化碳减排提供良好的节能基础。一旦上马，继而向全国推广，将为今后五年煤电产业的.节能减排带来一场大革命。
三、循环利用在高耗能工业部门，特别是大型企业，推动各种能源之间的循环利用和余热余能利用具有重大意义。这一循环利用也一直是一些大型
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循环经济企业应对目前产业萧条局面的成功经验。但是，这些经验是中小企业难以跟从的。为此，需要在今后的五年力，大力推动企业重组，走大型化道路，走园区化道路，走联合节能的道路。只有这样，就能为综合节能减排带来综合效益。
四、科学发展可再生能源中国将积极推动绿色店里调度，优先调用可再生能源发电和高能效、低碳排的化石能源发电。除了继续发展和优化风电和光伏发电外，今后需要总结新能源的发展经验教训，有效推进光热的发、储、输电力、生物质发电潜力以及地热利用。到2022年仅光热发电可形成500万千瓦的装机容量。五、发展内陆核电正如本报告所调研分析的，2030年的非化石能源占比达到20%的目标需要大力发展核电，并从目前的2%提高到6%的水平。而从未来五年看，沿海核电建设空间已经没有空间，而且地区能源替代也需
要将核电从沿海向内陆方向扩展。尤其是向两湖一江等内陆区域发展江有效替代那里的燃煤发电。到2022年全国核电规模达到53GW，超过一般的装机容量江部署于内陆地区。这一清洁能源的替代作用对于碳减排起到最直接的作用。
六、清洁燃料替代在交通和建筑等能源消耗部门，大力推动无碳动力驱动和低碳绿色建筑。其中，电动汽车和燃料电池技术是实现交通领域燃料革命的重大突破。到2022年，国内的电动汽车将难以达到50万辆的十二五规划目标。但是，随着汽车电池续航能力的突破300公里，充电桩等基础设施的配套跟进，将为电动汽车的发展带来更大的市场空间。预计到2022年电动汽车达到500万辆有了政策支持的良好环境。2022年制定完成下一阶段载重汽车整车燃油效率标准，2022年实施;再考虑到天然气汽车和甲烷汽车的发展，我们预计到2022年燃油替代可达5000万吨左右。在建筑领域，2022年9月中美气候变化协议要求，
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到2022年，城镇新建建筑绿色占比达到50%，建筑节能减排带来巨大的效应。
七、改造公共交通运输系统除了交通工具节能减排外，交通道路的改善和交通管理的合理化和智能化，电气化公共交通体系的建立与发展，无形中必然对节能减排起到巨大的推动作用。为此，2022年9月，中美气候变化协议要求，到2022年大中城市公共交通占机动化出行比例达到30%。八、综合节能和产业化节能实践证明，合同能源管理不仅已经对高耗能行业具有极大的吸引力，而且广泛推广于所有能源领域，包括在分布式能源和智能电网。因此，可以预计，今后五年合同能源管理将迎来更大规模的发展。九、建立用能权、碳排放权和排污权交易市场，推进市场化节能碳减排首先是将能源使用产权化和商品化，与碳排放权和排污权一并，
投入市场交易和管理。谁都无权无限制地消耗能源，无限制地索取资源。任何过多过度的索取必将支付累加的成本，相反节能减排，通过上市交易，必将收到应有的合理的市场回报。目前，中国已经向外界宣布，2022年启动全国碳交易市场体系，将覆盖钢铁、电力、化工、建材、造纸和有色金属等重点工业部门。今后五年，用能权和排污权交易市场也将相应地建立。
十、碳回收利用碳排放的结果一部分由自然界稀释，或靠森林蓄积来吸纳，一部分需要由人类自身取编写、储存和再利用。因此，今后CCUS更加受人关注。目前，比较认可的做法是在油田开发中将编写的二氧化碳注入油气藏，一方面便于碳保存，另一方面作为驱油增产措施。美国的最佳实践证明，注二氧化碳具有良好应用前景，可以使现有油田的采收率提高1015%，而新一代二氧化碳驱油技术还可以进一步提高到30%以上。看来，这一综合利用技术是未来五年我国应该加以试验和推广
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的重大措施。此外，国家也推动利用二氧化碳提高采水率的示范项目。
篇九：煤电节能减排升级与改造行动计划
附件4江苏省化工钢铁煤电行业环境准入和排放标准一、化工（一）在沿江地区新建、改建或者扩建石油化工项目应当符合省沿江开发总体规
划和城市总体规划的要求。在省沿江开发总体规划和城市总体规划确定的区域范围外限制新建、改建或者扩建石油化工等项目；确需建设的，其环境影响评价文件应当经省环境保护主管部门审批。——《江苏省长江水污染防治条例》（2018年修正版）
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（二）太湖流域一、二级保护区禁止下列行为：新建、扩建化工生产项目。——《江苏省太湖水污染防治条例》（2018年修正版）NrKArangQbs3Url。聶緹嬌珑贩旷嚌辐躕魉繹
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（三）严格控制在开发区和工业集中区外新建工业企业，禁止在开发区和工业集中区外新建、扩建化工类项目。通榆河一级保护区、二级保护区内禁止新建、改建、扩建化工、染料和排放水污染物的黑色金属冶炼及压延加工项目。——《江苏省通榆河水污染防治条例》（2018年修正版）Vy9AliMKzO0IsXn。卫驏雳绛飩瞩療諶實譫锉開賴閱櫓濑墾
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（四）沿江地区严格限制新建中重度污染化工项目，沿海地区严格控制新建医药、农药和染料中间体项目。——《省政府关于印发江苏省水污染防治工作方案的通知》（苏政发〔2015〕175号）XER2uwzqLvurofu。鸽綣鯽贤檣糲耧攏續诣尝捞統駒蓦东躚誤禪釷铯驢鐳協
—1—
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（五）严禁在长江干流及主要支流岸线1公里范围内新建布局重化工园区和危化品码头，严格限制在长江沿线新建石油化工、煤化工等中重度化工项目。——《省政府关于加强长江流域生态环境保护工作的通知》（苏政发〔2016〕96号）、《省政府关于深入推进全省化工行业转型发展的实施意见》（苏政发〔2016〕128号）v9l5S3VpB42U4q7。
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（六）饮用水水源准保护区内无新建、扩建制药、化工、造纸、制革、印染、染料、炼焦、炼硫、炼砷、炼油、电镀、农药等对水体污染严重的建设项目，保护区划定前已有的上述建设项目不得增加排污量并逐步搬出。——《江苏省政府办公厅关于加强全省饮用水水源地管理与保护工作的意见》（苏政办发〔2017〕85号）GYxoY3eDOKCo9zc。
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（七）新建、扩建项目应位于产业园区，并符合园区规划及规划环境影响评价要求。不得批准位于自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区、永久基本农田等环境敏感区的项目和城市建成区的新建、扩建项目。原则上应避开饮用水水源保护区上游、城市上风向，与居民集中区、医院、学校具有一定的缓冲距离。——《石化建设项目环境影响评价文件审批原则（试行）》pjzJ3g1IoKy3iKh。桧谫鸷檜褴譏氳纯纘锹髕厅鰹镶螄
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二、钢铁
—2—
项目符合国家和地方的主体功能区规划、环境保护规划、城市总体规划、环境功能区划及其他相关规划要求，符合区域规划环评和产业规划环评要求。不予批准选址在自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区和永久基本农田内的项目，不予批准选址在城市建成区、地级及以上城市市辖区内的新建、扩建项目。不予批准超过污染物排放总量控制指标或未完成环境质量改善目标地区新增污染物排放的项目。——《钢铁建设项目环境影响评价文件审批原则（试行）》E9x5Yvf9BSO92JH。蕭鹃殲陇鲳贽缍铲赂讎絷
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三、煤电（一）不予批准城市建成区、地级及以上城市规划区除热电联产以外的燃煤发电项目和大气污染防治重点控制区除“上大压小”和热电联产以外的燃煤发电项目。不予批准除热电联产外的燃煤发电项目及配套自备燃煤电站项目。——《火电建设项目环境影响评价文件审批原则（试行）》hwOi9xiImaCdR5X。廩現颢熱墾剝见浅呙蟶狭晕颤紲渗猫篮
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（二）全省布局不发展新的燃煤自备电厂，严禁扩建现有燃煤自备电厂。——《省政府办公厅转发省发展和改革委员会国家能源局江苏监管办公室关于加强和规范全省自备电厂监督管理指导意见的通知-苏政办发〔2017〕32号》Ld2TXfqzmHs02RN。橈緊课镆躊瘅
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（三）全省禁燃区不再新建、扩建燃煤热电联产机组。按照以大代小、减排提效的原则，重点对现有热电企业密集地区开展整合替代，逐步减少热电企业和热源数量。
—3—
鼓励现有大型发电机组实施供热改造，到2019年底，基本完成大机组15公里供热半径范围内的燃煤小热电和分散锅炉关停整合工作。——《省政府办公厅关于印发江苏省“两减六治三提升”专项行动实施方案的通知-苏政办发〔2017〕30号》rGjsZcHyLE8Oi2B。
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化工钢铁煤电行业排放标准
序号行业名称
标准名称
1
硫酸工业污染物排放标准（GB26132-2010）
2
烧碱、聚氯乙烯工业污染物排放标准（GB15581-2016）
3
无机化学工业污染物排放标准（GB31573-2015）
4
石油化学工业污染物排放标准（GB31571-2015）
5
石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）
6
硝酸工业污染物排放标准（GB26131-2010）
7
合成氨工业水污染物排放标准（GB13458-2013）
8
磷肥工业水污染物排放标准（GB15580-2011）
9化工行业杂环类农药工业水污染物排放标准（GB21523-2008）
10
油墨工业水污染物排放标准（GB25463-2010）
11
合成树脂工业污染物排放标准（GB31572-2015）
12
兵器工业水污染物排放标准火炸药（GB14470.1-2002）
13
兵器工业水污染物排放标准火工药剂（GB14470.2-2002）
14
大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）
15
污水综合排放标准(GB8978-1996)
16
化学工业挥发性有机污染物排放标准（DB32/3151-2016）
17
化学工业主要水污染物排放标准（DB32/939-2006）
—4—
太湖地区城镇污水厂及重点行业主要水污染物排放限值18
（DB32/1072-2018）
1
钢铁工业水污染物排放标准（GB13456-2012）
2
钢铁烧结、球团工业大气污染物排放标准（GB28662-2012）
3
轧钢工业大气污染物排放标准（GB28665-2012）
钢铁行业
4
炼钢工业大气污染物排放标准（GB28664-2012）
5
炼铁工业大气污染物排放标准（GB28663-2012）
6
铁合金工业污染物排放标准（GB28666-2012）
1
火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）
煤电行业关于印发《煤电节能减排升级与升级改造行动计划（2014-2020）》2
的通知（超低排放限值要求）
—5—
篇十：煤电节能减排升级与改造行动计划
咨询工程师继续教育发电工程考试答案
一、单选题【本题型共20道题】1.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
2.根据实践经验，燃煤电厂的废水零排放是（）。
A．不能实现的B．可以实现的C．没有必要的D．得不偿失的用户答案：[B]得分：2.00
3.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
4.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
5.根据节约优先战略，到2020年，我国一次能源消费总量控制在（）。
A．30亿吨标准煤左右B．35亿吨标准煤左右C．40亿吨标准煤左右D．48亿吨标准煤左右用户答案：[D]得分：2.00
6.成功度法也是一种综合评价方法，它是（）。
A．定性---半定量的方法B．完全定量的方法C．定性的方法D．暗箱操作法用户答案：[C]得分：0.00
7.跨240万千瓦及以上大型电源输电系统规划设计应在（）。
A．初步设计阶段进行B．可行性研究阶段进行
C．初可研阶段接入系统设计之前进行D．初可和可研之间进行用户答案：[A]得分：0.00
8.计划2020年我国核电个装机总容量将达到（）。
A．3000万千瓦B．4500万千瓦C．5000万千瓦D．5800万千瓦用户答案：[D]得分：2.00
9.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
10.2015年底，我国火电装机容量为（）。
A．5亿千瓦B．8亿千瓦C．9.9亿千瓦D．11亿千瓦用户答案：[C]得分：2.00
11.2013年中国发电装机容量达到125768万千瓦，居世界排名是（）。
A．第一位B．第二位C．第三位D．第四位用户答案：[A]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.我国火电厂超超临界机组设计中近几年已有新蒸汽温度/再热温度高到（）。
A．600/620℃B．600/600℃C．566/566℃D．580/600℃用户答案：[A]得分：2.00
14.火电项目常用的后评价方法是（）。
A．总结评价法
B．对比法C．逻辑框架D．层次分析法用户答案：[B]得分：2.00
15.以煤矸石为主要燃料的，入炉燃料收到基热值不高于（）。
A．2000千卡/千克B．3500千卡/千克C．2500千卡/千克D．3000千卡/千克用户答案：[C]得分：0.00
16.从统计口径看我国600兆瓦级机组容量指（）。
A．600-660兆瓦B．500-700兆瓦C．500-660兆瓦D．600-700兆瓦用户答案：[B]得分：2.00
17.火电厂的规划容量的确定的阶段是（）。
A．初步设计阶段B．可行性研究阶段C．初步可行性研究阶段D．施工图阶段
用户答案：[C]得分：2.00
18.我国水电装机总容量2005年超过1亿千瓦，2015年达到（）。
A．2亿千瓦B．3亿千瓦以上C．2.5亿千瓦D．3.5亿千瓦用户答案：[B]得分：2.00
19.项目后评价的综合评价法有两类：一类是定性分析总结法；另一类是（）。
A．多目标定量分析法B．综合分析法C．目标分解法D．逻辑框图法用户答案：[A]得分：2.00
20.电力设施的抗灾能力评价应在（）。
A．初可阶段进行B．可研阶段进行C．初设阶段进行D．施工图设计阶段进行用户答案：[B]得分：2.00
二、多选题【本题型共20道题】1.4、“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
2.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
3.“十三五”规划纲要提出环境保护约束性指标是（）。
A．单位国内生产总值CO2排放总量降低18%；B．化学需氧量和氨氮排放总量减少10%；C．SO2排放总量减少15%。D．NOX排放总量减少15%。用户答案：[ABCD]得分：2.00
4.厂址选择应避开的地段和地区包括（）。
A．地震断裂地带以及9度以上地震区B．岩溶发育程度高的地区和有土洞及地下采空区
C．有重要开采价值的矿藏区D．有历史文物地区和水土保持治理区用户答案：[BC]得分：2.00
5.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
6.《产业结构调整指标目录》(2011年本)电力行业列入鼓励类的有（）。
A．单机60万千瓦及以上超临界电站建设B．单机60万千瓦及以上大型空冷机组电站建设C．单机30万千瓦及以上采用循环流化床锅炉并利用煤矸石、中煤、煤泥等发电D．洁净煤发电用户答案：[AB]得分：2.00
7.发电项目实施的主要风险因素包括（）。
A．市场风险B．技术风险C．工程风险D．资金风险用户答案：[ABCD]得分：2.00
8.分布式能源站的燃机包括（）。
A．重型燃气轮机B．中型燃气轮机C．燃气的内燃机D．轻型燃气轮机用户答案：[ACD]得分：2.00
9.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
10.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
11.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
12.《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：[ABC]得分：2.00
13.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
14.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
15.火电厂的规划容量取决于（）。
A．市场需求B．建厂条件C．气象条件D．是否压覆矿产资源用户答案：[AB]得分：2.00
16.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
17.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：[AC]得分：0.00
18.后评价工作的对比法有（）。
A．前后对比法B．纵向对比法C．横向对比法D．有无对比法用户答案：[ACD]得分：2.00
19.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
20.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
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.《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》明确了“节约、清洁、安全”三大能源战略方针。
Y．对N．错用户答案：[Y]得分：5.00
3.
抗冰雪灾害的经验是：当供电地区内有500千伏与220千伏两级电压时，500千伏网上应有较充分的电源。
Y．对N．错用户答案：[N]得分：5.00
4.
分布式能源系统，相对于传统的集中供电系统，是指分布在用户端的能源综合利用系统。
Y．对N．错用户答案：[N]得分：0.00
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