天津市、河北省燃煤电厂节能改造和超低排放专项监管公告

2018-02-06 15:11:21 北极星电力网　点击量：评论 (0)

近日国家能源局华北监管局发布了《天津市、河北省燃煤电厂节能改造和超低排放专项监管公告》，具体情况如下国家能源局华北监管局监管公告

(二)节能改造技术路线

各燃煤发电企业结合本厂实际情况，有针对性地选择了适合企业实际、节能降耗效果较好的方案。主要有：

1.汽轮机本体改造(通流改造)技术路线。主要包括整机通流改造、单缸或两缸通流改造、调节级喷嘴组改造、汽封改造和汽缸局部结构改进等。改造通过提高缸效率或增加单位质量新蒸汽做功，降低汽轮机热耗率。

2.冷却塔节能改造技术路线。主要包括塔芯部件材料选型优化、配水优化、淋水填料散热面积增容、填料布置方式优化以及综合升级改造等。其中，塔芯部件优化包括淋水填料、除水器、喷溅装置等冷却塔的主要塔芯部件的优化选型;配水优化通过重新设计分区水量实现风水最佳配比;淋水填料散热面积增容通过改变淋水填料片之间的距离及组装高度达到冷却塔换热面积增加的目的。冷却塔节能改造效果体现为出塔水温的降低、凝汽器压力的改善和汽轮机热耗率的降低。

3.凝汽器节能改造技术路线。主要包括凝汽器本体改造、凝汽器抽空气系统改造以及胶球清洗系统改造。其中，凝汽器本体改造包括凝汽器冷却管换管改造和凝汽器整体改造。凝汽器节能改造通过提高设备整体传热性能，达到降低凝汽器压力和汽轮机热耗率的目的。

4.凝结水泵节能改造技术路线。主要包括泵本体提效改造或更换、去除或车削叶轮、电机变频改造和永磁调速改造等。改造可降低出口压力，减少出口阀门节流损失，降低水泵耗电率。

除此以外，各燃煤发电厂还采取直接空冷系统节能技改、循环水泵节能技改、汽轮机配汽节能技改、加热器节能技改等技术措施，有效降低了厂用电率。

(三)燃煤电厂超低排放总体情况及奖励情况

从调研情况看，截至2017年6月底，天津市、河北省10万千瓦以上统调发电机组全部实现超低排放，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度均能稳定低于10、35、50 毫克/立方米。天津市24台机组，平均烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别为3.8、17.9、36.0 毫克/立方米，冀北电网7台机组平均烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别为2.1、9.3、25.8 毫克/立方米，河北南网71台机组，平均烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别为2.5、14.9、32.2 毫克/立方米，均超额完成超低排放任务。

超低排放奖励方面，由于各地财政状况不同，各企业相应奖励并未完全到账。从截至2017年6月底已经到账的统计来看，天津市24台机组共获得超低排放电价补贴1.43亿元，排污费减半征收1676.98万元;冀北电网7台机组共获得超低排放电价补贴1998.75万元，排污费减半征收87.67万元;河北南网71台机组共获得超低排放电价补贴2.82亿元，排污费减半征收1198.65万元。

三、存在的主要问题

(一)煤质不稳定影响节能改造效果

大部分企业反映，目前煤炭价格居高不下，煤质下降严重，在给企业带来经营压力，影响环保设施稳定运行，存在部分时间段部分指标排放超标可能性的同时，增加了厂用电率，从而增加了煤耗。

(二)煤电机组低负荷运行影响节能改造效果

随着经济放缓以及对可再生能源利用水平要求的不断提高的，煤电机组利用小时持续下降，长期低负荷运行使节能改造效果未能充分发挥。据国电河北分公司电厂测算，机组负荷75%时较满负荷煤耗至少高5克/千瓦时，40-60%负荷时至少高15-20克/千瓦时。机组长期低负荷运转，给电厂降低能耗带来很大压力。

(三)实现目标的手段较为单一，节能工作难以有的放矢

近年来，各发电企业争相通过供热改造来实现降低综合能耗的目标。但受供热需求、地理环境等诸多因素限制，一味地通过供热改造来实现节能目标，既不合理也不现实。以华能上安电厂为例，该厂1-4号机组在2012年以后已分别实施了机组通流改造，机组本身的节能潜力已经不大，而要进一步地降低综合能耗，只能通过供热改造等其他方式来实现。而上安电厂周边无大型工业供热需求，距居民区也较远，且居民供热需求较小，供热改造成本高，完成节能目标难度大。

(四)不同类型发电机组达到同一标准难度较大

以大唐河北公司武安电厂为例，该电厂装备2台亚临界300兆瓦机组，采用循环流化床锅炉，使用间接空冷技术，设计燃煤为煤矸石，发热值低，污染大。设计锅炉效率90%，与同类亚临界300兆瓦燃煤机组相比，炉效低2.0个百分点以上，影响机组煤耗6-7克/千瓦时。机组所采用的间接空冷技术与同级别直接空冷机组相比，影响煤耗5克/千瓦时左右，因此降耗难度大。

四、监管意见及建议

(一)进一步加大政策贯彻力度

各燃煤发电企业要进一步加大贯彻落实《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》的工作力度，进一步推进《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，加强节能减排管理，加快节能升级改造项目建设速度，保障环保设施的安全稳定运行，确保稳定达标排放。电力调度机构要继续优化节能减排发电调度方式。优先调用抽水蓄能电站、天然气发电等专用调峰电源情况下，与煤电企业共同推动煤电轮停计划，减少煤电低负荷运行时间，提高煤电整体节能环保水平。

(二)研究制定节能差异化政策措施和目标

在节能技术装备、能源消耗总量控制等方面，应充分考虑的机组设计、基础条件等差异，根据机组不同类型、不同容量(亚临界、超临界、超超临界，循环流化床;湿冷、空冷;容量大小300兆瓦、600兆瓦、1000兆瓦;现役、新建等)设置高低合理搭配的节能改造目标，实施精准化管理，切实提高资源利用效率，实现经济效益、社会效益最大化。

(三)坚持政府主导、市场驱动

充分发挥地方政府的主导作用，综合运用政策引导和市场机制双驱动，健全奖励和约束机制，建立多元化的目标实现手段，积极推进电力市场化交易，推动淘汰高污染、高耗能等落后产能政策有效落地，确保发电企业在要求的时间节点达到供电煤耗标准，切实实现绿色低碳、节能发展。