火电厂大气污染物排放标准汇总.doc

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1、 画虎、工笔虎、画虎技法、画虎视频刘晓军工笔画虎临摹作品视频 设色（5） 8 产业结构调整指导目录（2011年本）（2013年修正） 中华人民共和国国家发展和改革委员会令第21号第二类限制类三、电力1、小电网外，单机容量30万千瓦及以下的常规燃煤火电机组2、小电网外，发电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组，发电煤耗高于305克标准煤/千瓦时的空冷发电机组七、有色金属3、电解铝项目(淘汰落后生产能力置换项目及优化产业布局项目除外）第三类淘汰类 一、落后生产工艺装备（三）电力1、大电网覆盖范围内，单机容量在10万千瓦以下的常规燃煤火电机组2、单机容量5万千瓦及以下的常规小火电机组3、以发

2、电为主的燃油锅炉及发电机组4、大电网覆盖范围内，设计寿命期满的单机容量20万千瓦以下的常规燃煤火电机组（六）有色金属 4、铝自焙电解槽及100KA及以下预焙槽（2011年） 火电厂大气污染物排放标准（GB 132232011） 2011.7.29发布-2012.1.1执行 前言为贯彻中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国大气污染防治法、国务院关于落实科学发展观 加强环境保护的决定等法律、法规，保护环境，改善环境质量，防治火电厂大气污染物排放造成的污染，促进火力发电行业的技术进步和可持续发展，制定本标准。本标准规定了火电厂大气污染物排放浓度限值、监测和监控要求。本标准首次发布于1991年，19

3、96年第一次修订，2003年第二次修订。本次修订的主要内容：调整了大气污染物排放浓度限值；规定了现有火电锅炉达到更加严格的排放浓度限值的时限；取消了全厂二氧化硫最高允许排放速率的规定；增设了燃气锅炉大气污染物排放浓度限值；增设了大气污染物特别排放限值。火电厂排放的水污染物、恶臭污染物和环境噪声适用相应的国家污染物排放标准，产生固体废物的鉴别、处理和处置适用国家固体废物污染控制标准。自本标准实施之日起，火电厂大气污染物排放控制按本标准的规定执行，不再执行国家污染物排放标准火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）中的相关规定。地方省级人民政府对本标准未作规定的大气污染物项目，可以制定地

4、方污染物排放标准；对本标准已作规定的大气污染物项目，可以制定严于本标准的地方污染物排放标准。本标准由环境保护部科技标准司组织制订。本标准起草单位：中国环境科学研究院、国电环境保护研究院。本标准环境保护部2011年7月18日批准。本标准自2012年1月1日起实施。本标准由环境保护部解释。火电厂大气污染物排放标准1适用范围本标准规定了火电厂大气污染物排放浓度限值、监测和监控要求，以及标准的实施与监督等相关规定。本标准适用于现有火电厂的大气污染物排放管理以及火电厂建设项目的环境影响评价、环境保护工程设计、竣工环境保护验收及其投产后的大气污染物排放管理。本标准适用于使用单台出力65t/h以上除层燃炉、

5、抛煤机炉外的燃煤发电锅炉；各种容量的煤粉发电锅炉；单台出力65t/h 以上燃油、燃气发电锅炉；各种容量的燃气轮机组的火电厂；单台出力65t/h以上采用煤矸石、生物质、油页岩、石油焦等燃料的发电锅炉。整体煤气化联合循环发电的燃气轮机组执行本标准中燃用天然气的燃气轮机组排放限值本标准不适用于各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的火电厂。本标准适用于法律允许的污染物排放行为。新设立污染源的选址和特殊保护区域内现有污染源的管理，按照中华人民共和国大气污染防治法、中华人民共和国水污染防治法、中华人民共和国海洋环境保护法、中华人民共和国固体废物污染环境防治法、中华人民共和国环境影响评价法等法律、法规和规章

6、的相关规定执行。2 规范性引用文件本标准引用下列文件或其中的条款。凡不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 16157固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法HJ/T 42固定污染源排气中氮氧化物的测定 紫外分光光度法HJ/T 43固定污染源排气中氮氧化物的测定 盐酸萘乙二胺分光光度法HJ/T 56固定污染源排气中二氧化硫的测定 碘量法HJ/T 57固定污染源排气中二氧化硫的测定 定电位电解法HJ/T 75固定污染源烟气排放连续监测技术规范HJ/T 76固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法HJ/T 373固定污染源监测质量保证与质量控制技术规范（试行）HJ/T

7、397固定源废气监测技术规范HJ/T 398固定污染源排放烟气黑度的测定 林格曼烟气黑度图法HJ 543固定污染源废气汞的测定冷原子吸收分光光度法（暂行）HJ 629固定污染源废气二氧化硫的测定非分散红外吸收法污染源自动监控管理办法（国家环境保护总局令第28号）环境监测管理办法（国家环境保护总局令第39号）3术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1火电厂 thermal power plant燃烧固体、液体、气体燃料的发电厂。3.2标准状态 standard condition烟气在温度为273K，压力为101325 Pa时的状态，简称“标态”。本标准中所规定的大气污染物浓度均指标准状态下

8、干烟气的数值。3.3 氧含量 O2content燃料燃烧时，烟气中含有的多余的自由氧，通常以干基容积百分数来表示。3.4现有火力发电锅炉及燃气轮机组 existing plant指本标准实施之日前，建成投产或环境影响评价文件已通过审批的火力发电锅炉及燃气轮机组。3.5新建火力发电锅炉及燃气轮机组 new plant指本标准实施之日起，环境影响评价文件通过审批的新建、扩建和改建的火力发电锅炉及燃气轮机组。3.6W 型火焰炉膛arch fired furnace燃烧器置于炉膛前后墙拱顶，燃料和空气向下喷射，燃烧产物转折180后从前后拱中间向上排出而形成W形火焰的燃烧空间。3.7重点地区 key r

9、egion指根据环境保护工作的要求，在国土开发密度较高，环境承载能力开始减弱，或大气环境容量较小、生态环境脆弱，容易发生严重大气环境污染问题而需要严格控制大气污染物排放的地区。3.8 大气污染物特别排放限值 special limitation for air pollutants指为防治区域性大气污染、改善环境质量、进一步降低大气污染源的排放强度、更加严格地控制排污行为而制定并实施的大气污染物排放限值，该限值的排放控制水平达到国际先进或领先程度，适用于重点地区。4污染物排放控制要求4.1自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限

10、值。4.2自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。4.3自2015年1月1日起，燃烧锅炉执行表1规定的汞及其化合物污染物排放限值。表1火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值单位：mg/m3（烟气黑度除外）序号燃料和热能转化设施类型污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置1燃煤锅炉烟尘全部30烟囱或烟道二氧化硫新建锅炉100200（1）氮氧化物（以NO2计）现有锅炉200400（1）汞及其化合物全部0.032以油为燃料的锅炉或燃气轮机组烟尘全部30二氧化硫新建锅炉及燃气轮机组100现有锅炉及燃气轮机组200氮氧化物（以

11、NO2计）新建燃油锅炉100现有燃油锅炉200燃气轮机组1203以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组烟尘天然气锅炉及燃气轮机组5其他气体燃料锅炉及燃气轮机组10二氧化硫天然气锅炉及燃气轮机组35其他气体燃料锅炉及燃气轮机组100氮氧化物（以NO2计）天然气锅炉100其他气体燃料锅炉200天然气燃气轮机组50其他气体燃料燃气轮机组1204燃煤锅炉，以油、气体为燃料的锅炉或燃气轮机组烟气黑度（林格曼黑度，级）全部1烟囱排放口注：(1) 位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值。(2) 采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投

12、产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该限值。4.4重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2规定的大气污染物特别排放限值。执行大气污染物特别排放限值的具体地域范围、实施时间，由国务院环境保护行政主管部门规定。表2大气污染物特别排放限值 单位：mg/m3（烟气黑度外）序号燃料和热能转化设施类型污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置1燃煤锅炉烟尘全部20烟囱或烟道二氧化硫全部50氮氧化物（以NO2计）全部100汞及其化合物全部0.032以油为燃料锅炉或燃气轮机组烟尘全部20二氧化硫全部50氮氧化物（以NO2计）燃油锅炉100燃气轮机组1203以气体为燃料锅炉或燃气轮机组烟尘全部5

13、二氧化硫全部35氮氧化物（以NO2计）燃气锅炉100燃气轮机组504燃煤锅炉，以油、气体为燃料锅炉或燃气轮机组烟气黑度（林格曼黑度，级）全部1烟囱排放口4.5在现有火力发电锅炉及燃气轮机组运行、建设项目竣工环保验收及其后的运行过程中，负责监管的环境保护行政主管部门，应对周围居住、教学、医疗等用途的敏感区域环境质量进行监测。建设项目的具体监控范围为环境影响评价确定的周围敏感区域；未进行过环境影响评价的现有火力发电企业，监控范围由负责监管的环境保护行政主管部门，根据企业排污的特点和规律及当地的自然、气象条件等因素，参照相关环境影响评价技术导则确定。地方政府应对本辖区环境质量负责，采取措施确保环境状

14、况符合环境质量标准要求。4.6不同时段建设的锅炉，若采用混合方式排放烟气，且选择的监控位置只能监测混合烟气中的大气污染物浓度，则应执行各时段限值中最严格的排放限值。5污染物监测要求5.1污染物采样与监测要求5.1.1对企业排放废气的采样，应根据监测污染物的种类，在规定的污染物排放监控位置进行，有废气处理设施的，应在该设施后监控。在污染物排放监控位置须设置规范的永久性测试孔、采样平台和排污口标志。5.1.2新建企业和现有企业安装污染物排放自动监控设备的要求，应按有关法律和污染源自动监控管理办法的规定执行。5.1.3污染物排放自动监控设备通过验收并正常运行的，应按照HJ/T 75和HJ/T 76的

15、要求，定期对自动监测设备进行监督考核。5.1.4 对企业污染物排放情况进行监测的采样方法、采样频次、采样时间和运行负荷等要求，按GB/T 16157和HJ/T 397的规定执行。5.1.5对火电厂大气污染物的监测，应按照HJ/T 373的要求进行监测质量保证和质量控制。5.1.6企业应按照有关法律和环境监测管理办法的规定，对排污状况进行监测，并保存原始监测记录。5.1.7对火电厂大气污染物排放浓度的测定采用表3所列的方法标准。表3火电厂大气污染物浓度测定方法标准序号污染物项目方法标准名称方法标准编号1烟尘固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法GB/T 161572烟气黑度固定污染源排放

16、烟气黑度的测定林格曼烟气黑度图法HJ/T 3983二氧化硫固定污染源排气中二氧化硫的测定碘量法HJ/T 56固定污染源排气中二氧化硫的测定定电位电解法HJ/T 57固定污染源废气二氧化硫的测定非分散红外吸收法HJ 6294氮氧化物固定污染源排气中氮氧化物的测定紫外分光光度法HJ/T 42固定污染源排气中氮氧化物的测定盐酸萘乙二胺分光光度法HJ/T 435汞及其化合物固定污染源废气汞的测定冷原子吸收分光光度法(暂行)HJ 5435.2 大气污染物基准氧含量排放浓度折算方法实测的火电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物和汞及其化合物排放浓度，必须执行GB/T 16157规定，按公式（1）折算为基准氧含量排放

17、浓度。各类热能转化设施的基准氧含量按表4的规定执行。表4基准氧含量序号热能转化设施类型基准氧含量（O2）/%1燃煤锅炉62燃油锅炉及燃气锅炉33燃气轮机组15C=C* （21-O2）/(21-O2)-（1）式中：c大气污染物基准氧含量排放浓度，mg/m3；c实测的大气污染物排放浓度，mg/m3；O2实测的氧含量，%；O2基准氧含量，%。6实施与监督6.1 本标准由县级以上人民政府环境保护行政主管部门负责监督实施。6.2 在任何情况下，火力发电企业均应遵守本标准的大气污染物排放控制要求，采取必要措施保证污染防治设施正常运行。各级环保部门在对企业进行监督性检查时，可以现场即时采样或监测结果，作为判

18、定排污行为是否符合排放标准以及实施相关环境保护管理措施依据。 国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知 （国发200715号）(四)加快淘汰落后生产能力。加大淘汰电力、钢铁、建材、电解铝、铁合金、电石、焦炭、煤炭、平板玻璃等行业落后产能的力度。“十一五”期间实现节能1.18亿吨标准煤，减排二氧化硫240万吨；今年实现节能3150万吨标准煤，减排二氧化硫40万吨。加大造纸、酒精、味精、柠檬酸等行业落后生产能力淘汰力度，“十一五”期间实现减排化学需氧量(COD)138万吨，今年实现减排COD62万吨(详见附表)。制订淘汰落后产能分地区、分年度的具体工作方案，并认真组织实施。对不按期淘汰的企业，地

19、方各级人民政府要依法予以关停，有关部门依法吊销生产许可证和排污许可证并予以公布，电力供应企业依法停止供电。对没有完成淘汰落后产能任务的地区，严格控制国家安排投资的项目，实行项目“区域限批”。国务院有关部门每年向社会公告淘汰落后产能的企业名单和各地执行情况。建立落后产能退出机制，有条件的地方要安排资金支持淘汰落后产能，中央财政通过增加转移支付，对经济欠发达地区给予适当补助和奖励。(十)推动燃煤电厂二氧化硫治理。“十一五”期间投运脱硫机组3.55亿千瓦。其中，新建燃煤电厂同步投运脱硫机组1.88亿千瓦；现有燃煤电厂投运脱硫机组1.67亿千瓦，形成削减二氧化硫能力590万吨。今年现有燃煤电厂投运脱硫

20、设施3500万千瓦，形成削减二氧化硫能力123万吨。(三十八)制定和完善鼓励节能减排的税收政策。抓紧制定节能、节水、资源综合利用和环保产品(设备、技术)目录及相应税收优惠政策。实行节能环保项目减免企业所得税及节能环保专用设备投资抵免企业所得税政策。对节能减排设备投资给予增值税进项税抵扣。财政部关于印发淘汰落后产能中央财政奖励资金管理暂行办法的通知 （财建2007873号文） 为实现“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20左右、主要污染物排放总量减少10的约束性指标，根据国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知（国发200715号），中央财政设立奖励资金，采取专项转移支付方式对经济欠发达地区

21、淘汰落后产能给予奖励。为加强财政资金管理，提高资金使用效益，我们制定了淘汰落后产能中央财政奖励资金管理暂行办法，现印发给你们，请遵照执行。 二七年十二月十一日附件： 淘汰落后产能中央财政奖励资金管理暂行办法第一章 总 则第一条根据国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知（国发200715号），“十一五”期间，中央财政设立专项资金，采取专项转移支付方式对经济欠发达地区淘汰落后产能给予奖励（以下简称“奖励资金”）。为规范奖励资金管理，提高资金使用效益，特制定本办法。第二条淘汰落后产能实行地方政府负责制，中央财政根据淘汰落后产能规模给予适当奖励，奖励资金由地方根据当地实际情况安排使用。第三条本办法

22、适用地区为淘汰任务重、财力相对薄弱的地区。第四条本办法适用行业为国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知规定的电力、炼铁、炼钢、电解铝、铁合金、电石、焦炭、水泥、玻璃、造纸、酒精、味精、柠檬酸等13个行业。第五条奖励资金管理实行公开、透明原则，接受社会监督。第二章 奖励依据和标准第六条奖励资金依据淘汰产能规模和奖励标准确定。第七条淘汰落后产能属于国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知规定的淘汰范围。1999年或2000年产业政策规定淘汰的落后设备产能和国家明令取缔的落后设备产能不在奖励范围之内。第八条奖励标准根据各行业淘汰落后设备投资平均水平等相关因素确定，并按一定比例逐年递减。第三章

23、安排原则和使用范围第九条奖励资金由地方政府根据“四个优先”原则统筹安排使用：1、优先支持淘汰落后产能任务重、困难大的企业，主要是整体淘汰的企业；2、优先支持淘汰合规审批的落后产能；3、优先支持在国家产业政策规定期限内淘汰的落后产能；4、优先支持没有享受国家其他相关政策的企业。第十条奖励资金必须专项用于淘汰落后产能的相关支出，不得用于平衡地方财力。第十一条地方政府必须落实责任制，确保列入名单的落后产能在规定期限内淘汰。第四章 资金申报、核拨第十二条地方财政部门应按照要求审核填写分行业淘汰落后产能企业基本情况表，并将资料整理成卷。第十三条省级财政部门汇总审核，并报经省级人民政府确认后，于每年5月3

24、1日前上报财政部。第十四条财政部委托财政投资评审机构、行业协会、社会中介机构等单位对地方上报的淘汰计划进行现场审核，并对上一年度淘汰落后产能情况进行检查。第十五条财政部根据审核情况确定并下达奖励资金预算，并按照财政国库管理制度有关规定拨付资金。第十六条有条件的地方要安排资金支持淘汰落后产能，与中央奖励资金一并使用。第十七条年度终了后，地方财政部门应核实汇总全年奖励资金安排使用情况和淘汰落后产能实际完成情况，于次年5月31日前上报财政部。第五章 监督管理第十八条财政部将向社会公布地方上报的淘汰落后产能企业名单、淘汰落后设备等资料，接受社会监督。第十九条对于违反规定，有虚报冒领、截留、挪用奖励资金

25、或其他违规行为的，财政部将追回相关资金。同时，按照国务院财政违法行为处罚处分条例（国务院令第427号）的规定进行处理，并依法追究有关责任人员的行政责任。第二十条省级财政部门应结合当地实际，加强资金监督管理，确保奖励资金的规范性、安全性和有效性。第六章 附则第二十一条本办法由财政部负责解释。第二十二条本办法自印发之日起实施。 河南省人民政府关于印发河南省节能减排实施方案的通知 豫政200746号各省辖市人民政府，省人民政府各部门:为贯彻落实国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知(国发200715号)和全国节能减排工作电视电话会议精神，加快推进我省节能减排工作，确保实现“十一五”期间节能减排目

26、标任务，省政府制定了河南省节能减排实施方案，现印发给你们，请结合本地、本部门实际，认真贯彻执行。 二七年六月十四日附件：河南省节能减排实施方案二、突出抓好工业节能减排（四）强力推进重点行业节能减排。火电、建材、有色、钢铁、煤炭、化工、造纸、皮革（皮毛）等行业在我省工业中占有举足轻重的地位，增加值占全省工业增加值的43%以上。同时，这些行业也是高耗能、高排放重点行业，2005年能源消耗和二氧化硫、COD排放量分别占全省工业的68%、95%和67%，是全省节能减排工作的重中之重。火电行业。加大小火电关停力度，“十一五”期间，全省力争淘汰小火电机组500万千瓦，实现节约能源600万吨标准煤、减排二氧

27、化硫15万吨。加快电厂辅机系统节能改造，降低厂用电率;加快电网升级改造，降低输电、变电、配电损耗。积极做好优化发电调度试点工作，优先安排清洁、高效和资源综合利用机组发电，限制能耗高、污染重的机组发电。加快燃煤机组脱硫设施建设，凡新建燃煤机组必须同步建设、同步投运脱硫设施;2008年年底前，凡未列入关停计划的各类燃煤机组必须完成脱硫设施建设，形成减排二氧化硫40万吨以上的能力。加强脱硫设施运行监管，所有建成脱硫设施的机组要实现全省二氧化硫在线自动监控系统联网;对脱硫设施建成后不能稳定达标排放的机组，要限期整改，整改期间扣减脱硫电价，并减少次年发电量计划的10%以上;对未完成限期治理任务或擅自停运

28、脱硫设施以及不能满足污染物总量控制要求的机组，不再安排发电计划，一律停产治理直至依法予以关闭。（五）加强重点企业节能减排。全省着力抓好300家左右、年综合能耗5万吨标准煤以上重点企业的节能工作，“十一五”期间节约能源1500万吨标准煤以上。各省辖市、县（市、区）政府要按照属地管理的原则，将节能减排指标按年度分解到重点企业，签订节能减排目标责任书，加强跟踪、指导和考核，对未按要求完成任务的企业，强制实行能源审计，并向社会公布结果。重点企业要设立专门的节能减排机构，开展能源利用状况监测、能源审计和清洁生产审核，将节能减排目标和责任落实到车间、班组，实行“节奖超罚”。开展与国际国内同行业能耗、物耗和

29、排放先进水平“对标”活动，提高企业节能减排管理水平。强化清洁生产审核，每年1月由省环保局、发展改革委在主要媒体上公布当年应实施强制性清洁生产审核的企业名单，接受公众监督。（六）健全落后产能的淘汰机制。各省辖市政府要建立淘汰落后产能公布制度，明确淘汰内容、进度和主要责任单位，在当地主要媒体上公布淘汰落后企业（生产线）名单等信息，接受公众监督。对列入国家和省政府明令淘汰关停的落后设备一律不得出租、转让、出售或异地转移生产。完善差别电量计划和发电计划指标交易政策，鼓励落后产能提前退出，加强对淘汰落后产能的分类指导。省发展改革委、财政厅要会同有关部门，抓紧研究制定对淘汰落后产能的支持政策和措施。四、完

30、善节能减排激励约束机制（十三）稳步推进资源性产品价格改革。加大阶梯水价的实施力度，对国家产业政策明确的限制类、淘汰类高耗水企业实施惩罚性水价;适时提高城市污水处理费征收标准，强化收费征管，确保城市污水处理设施正常运行;积极推进农业供水价格改革试点工作，逐步建立农业用水计量收费制度。推进热力价格形成机制改革，实行热力价格与煤炭价格联动。按照补偿治理成本原则，提高排污单位排污费征收标准，将二氧化硫排污费分3年提高到1.26元KG，适当提高COD排污费征收标准。加快推进电力价格改革，尽快把小火电机组上网电价降低至标杆电价;实施有利于烟气脱硫的电价政策，对已安装脱硫设施、达标排放且正常运行的燃煤电厂上

31、网电量给予脱硫加价;对可再生能源发电高出标杆上网电价部分，在销售电量中均摊禁止收取上网管理费;加大对铁合金、电石、烧碱等高耗能行业实行差别电价政策的力度;在电解铝、铁合金、钢铁、水泥等行业开展能耗超限额加价试点工作，对超过能源效率、能耗限额标准使用能源的企业实行超耗收费。省发展改革委要按照产业政策要求，分年度提出实行差别电价企业名单并报省政府批准后公布。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20142093号各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（经信委、经委、工信厅）、环保厅、能源局，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集

32、团公司，神华集团、中煤集团、国投公司、华润集团，中国国际工程咨询公司、电力规划设计总院：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（20142020年）的通知（国办发201431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，特制定了煤电节能减排升级与改造行动计划（20142020年），现印发你们，请按照执行。国家发展改革委环 境 保 护 部国 家 能 源 局2014年9月12日附件：煤电节能减排升级与改造行动计划（20142020年）一、指导思想和行动目标（二）行动目标。到2020年，现役燃煤发电机组改造

33、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。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

34、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。 (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，2

35、014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

36、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。燃煤电厂节能减排主要参考技术序号技术名称技术原理及特点节能减排效果成熟程度及适用范围一、新建机组设计优化和先进发电技术1提高蒸汽参数常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566/566，常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa/600/600。提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率，综合经济性、安全性与工程实际应用情况，主蒸汽压力提高至27-28MPa，主蒸汽温度

37、受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600，热再热蒸汽温度提高至610或620，可进一步提高机组效率。主蒸汽压力大于27MPa时，每提高1MPa进汽压力，降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽温度每提高10，可降低热耗0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗1.52.5克/千瓦时。技术较成熟。适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。2二次再热在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压缸，超高压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸，高压缸排汽为冷二次再热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热效率高出2%3%，可降低

38、供电煤耗810克/千瓦时技术较成熟。美国、德国、日本、丹麦等国家部分30万千瓦以上机组已有应用。国内有100万千瓦二次再热技术示范工程。3管道系统优化通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施，降低主蒸汽、再热、给水等管道阻力。机组热效率提高0.1%0.2%，可降低供电煤耗0.30.6克/千瓦时。技术成熟。适于各级容量机组。4外置蒸汽冷却器超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高，往往具有较大过热度，通过设置独立外置蒸汽冷却器，充分利用抽汽过热焓，提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约0.5克/千瓦时。技术较成熟。适用于66、100万千瓦超超临界机组。5低温省煤器在除尘器

39、入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围合适的部分凝结水回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量，提高机组热效率，降低引风机电耗。预计可降低供电煤耗1.41.8克/千瓦时技术成熟。适用于30100万千瓦各类型机组。6700超超临界在新的镍基耐高温材料研发成功后，蒸汽参数可提高至700，大幅提高机组热效率供电煤耗预计可达到246克/千瓦时。技术研发阶段。二现役机组节能改造技术7汽轮机通流部分改造对于13.5、20万千瓦汽轮机和2000年前投运的30和60万千瓦亚临界汽轮机，通流效率低，热耗高。采用全三维技术优化设计汽轮机通流部分，采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机，节能

40、提效效果明显。预计可降低供电煤耗1020g/kWh。技术成熟。适用于13.560万千瓦各类型机组。8汽轮机间隙调整及汽封改造部分汽轮机普遍存在汽缸运行效率较低、高压缸效率随运行时间增加不断下降的问题，主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。通过汽轮机本体技术改造，提高运行缸效率，节能提效效果显著。预计可降低供电煤耗24g/kWh。技术成熟。适用于3060万千瓦各类型机组。9汽机主汽滤网结构型式优化研究为减少主再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机通流部分的损伤，主再热蒸汽阀门均装有滤网。常见滤网孔径均为7，已开有倒角。但滤网结构及孔径大小需进一

41、步研究。可减少蒸汽压降和热耗，暂无降低供电煤耗估算值。技术成熟。适于各级容量机组。10锅炉排烟余热回收利用在空预器之后、脱硫塔之前烟道的合适位置通过加装烟气冷却器，用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水，回收部分热量，从而达到节能提效、节水效果。采用低压省煤器技术，若排烟温度降低30，机组供电煤耗可降低1.8g/kWh，脱硫系统耗水量减少70%。技术成熟。适用于排烟温度比设计值偏高20以上的机组。11锅炉本体受热面及风机改造锅炉普遍存在排烟温度高、风机耗电高，通过改造，可降低排烟温度和风机电耗。具体措施包括：一次风机、引风机、增压风机叶轮改造或变频改造；锅炉受热面或省煤器改造。 预计可降低

42、煤耗1.02.0g/kWh。技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。12锅炉运行优化调整电厂实际燃用煤种与设计煤种差异较大时，对锅炉燃烧造成很大影响。开展锅炉燃烧及制粉系统优化试验，确定合理的风量、风粉比、煤粉细度等，有利于电厂优化运行。预计可降低供电煤耗0.51.5g/kWh。技术成熟。现役各级容量机组可普遍采用。13电除尘器改造及运行优化根据典型煤种，选取不同负荷，结合吹灰情况等，在保证烟尘排放浓度达标的情况下，试验确定最佳的供电控制方式（除尘器耗电率最小）及相应的控制参数。通过电除尘器节电改造及运行优化调整，节电效果明显。预计可降低供电煤耗约23g/kWh

43、。技术成熟。适用于现役30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。14热力及疏水系统改进改进热力及疏水系统，可简化热力系统，减少阀门数量，治理阀门泄漏，取得良好节能提效效果。预计可降低供电煤耗23g/kWh。技术成熟。适用于各级容量机组。15汽轮机阀门管理优化通过对汽轮机不同顺序开启规律下配汽不平衡汽流力的计算，以及机组轴承承载情况的综合分析，采用阀门开启顺序重组及优化技术，解决机组在投入顺序阀运行时的瓦温升高、振动异常问题，使机组能顺利投入顺序阀运行，从而提高机组的运行效率。预计可降低供电煤耗23g/kWh。技术成熟适用于20万千瓦以上机组。16汽轮机冷端系统改进及运行优化汽轮机

44、冷端性能差，表现为机组真空低。通过采取技术改造措施，提高机组运行真空，可取得很好的节能提效效果。预计可降低供电煤耗0.51.0g/kWh。技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。17高压除氧器乏汽回收将高压除氧器排氧阀排出的乏汽通过表面式换热器提高化学除盐水温度，温度升高后的化学除盐水补入凝汽器，可以降低过冷度，一定程度提高热效率。预计可降低供电煤耗约0.51g/kWh技术成熟。适用于1030万千瓦机组18取较深海水作为电厂冷却水直流供水系统取、排水口的位置和型式应考虑水源特点、利于吸取冷水、温排水对环境的影响、泥沙冲淤和工程施工等因素。有条件时，宜取较深处水温较低的水。但取水水深和取排水口布置受航道、码头等因素影响较大。采用直流供水系统时，循环水温每降低1，供电煤耗降低约1g/kWh。技术成熟。适于沿海电厂。19脱硫系统运行优化具体措施