火电厂机组月度范文第1篇

但令其没有想到的是，这一“超低排放”的事件，会激起业界对火电节能减排的再次大讨论，以至于引发了一场关于“火电超低排放”的大范围争议。

2014年7月1日，我国对2012年之前建成的火电厂开始执行被称为“史上最严”的新版大气污染物排放标准。然而，就在6月12日，环保部针对火电企业在减排方面存在的种种问题，开出了有史以来最大的4亿元罚单。

火电的排放问题，成为一直套牢在电厂头上的紧箍咒。也正是受制于此压力，国家部门出台多项措施，其中之一便是“上大压小”政策。在这一目前仍在执行的政策影响下，我国火电机组开始向大功率、大容量迈进。

一时间，被寄希望于更高效率、更低排放的超超临界百万千瓦火电机组在我国拔地而起。百万千瓦火电机组总体能效水平优于小机组，但由于较短时间内上马了众多机组，目前，已经开始暴露出多种弊端。

在熬过了“煤价高企”的时期后，火电厂结束了之前的亏损局面，进入盈利期，但电厂的经营之路并不平坦。

机组设备利用小时数低，发电负荷上不去，设备与技术的难题短时间内难以解决，但迫于更严格的排放限值，在原先脱硫脱硝的改造基础上，仍需投入不菲资金来进行技术升级。

机组规模扩容后带来的后遗症，以及环保标准的不断升级，让电厂陷入一场为应对容量和环保双重升级的困局之中。

追捧百万机组

我国对百万千瓦超超临界火电机组的研究始于2002年。当年，国家“十五”863计划专门成立了有关“超超临界燃煤发电技术”课题的技术攻关，研究国产首台百万千瓦超超临界燃煤机组建设的可行性。

资料显示，就全球而言，当时只有美国、日本等少数发达国家的十几台超超临界燃煤机组投入商业运行，单台百万千瓦机组更是寥寥无几。

位于浙江省的华能玉环电厂，成为我国第一个开始建设并投产国产百万千瓦超超临界燃煤机组项目的电厂，其规划了装机4台国产百万千瓦超超临界机组，一期工程2台百万千瓦超超临界机组于2004年6月开工建设，并于2006年12月建成投产。二期工程连续建设2台百万千瓦超超临界机组，于2007年11月全部建成投产。

2006年12月4日，华电国际邹县发电厂7号机组顺利完成168小时满负荷试运行，它是国内首批百万千瓦超超临界火电机组引进技术国产化依托工程。

同为国家“863”计划依托项目和“十一五”重点建设工程，华能玉环电厂和华电国际邹县电厂这两大工程项目的投产，开启了我国百万千瓦火电机组的建设序幕。

随后，也就是在2007年的1月，国务院下发《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》，文件中明确提出，要鼓励各地区和企业关停小机组，集中建设大机组，实施“上大压小”。鼓励通过兼并、重组或收购小火电机组，并将其关停后实施“上大压小”建设大型电源项目。

这一政策大大激励了百万千瓦火电机组的发展，根据2010年时统计的数据，当时在建的百万千瓦火电机组达到68台。

根据中国电力企业联合会对全国火电机组信息统计的资料，截止至2013年底，全国在运百万千瓦超超临界火电机组达到63台，合计6337万千瓦，规模居世界第一；已知在建百万千瓦火电机组是15台，合计1500万千瓦。

“百万千瓦火电机组，具有大容量、高参数、高效率等优势，单位造价优于小机组。在节能减排等问题上，大机组更是具有自身的优势，环保投入可以相对集中，单位环保成本也会低。”中电联秘书长王志轩肯定了百万千瓦火电机组的优势。

随着我国对火电环保的要求日趋严格，火电项目的审批遭受前所未有的难度。根据“等量替换”原则，淘汰小机组，再申请百万千瓦火电机组，成为电厂其中扩容方式之一。2014年上半年，就有多台百万千瓦火电机组获得“路条”。

2014年6月19 日，国家发展和改革委员会印发了《关于湖北国电汉川三期第2台机组扩建工程项目核准的批复》，同意国电汉川电厂建设第2台100万千瓦机组。

2014年8月12日，国电宁夏公司收到《关于加快方家庄电厂项目前期工作的通知》，同意将国电宁夏方家庄电厂2×1000MW等6个总装机规模928万千瓦煤电项目作为宁东至浙江±800kV特高压直流输电工程配套电源，分别由各项目单位开展前期工作。这标志着国电方家庄电厂项目也正式得到了“路条”。

对于电厂而言，申请大容量机组的动力在于，除了单位建设成本低等原因外，发电量的分配是其考虑的重要因素。根据我国节能发电调度的原则，百万千瓦火电机组获得的电量要高于普通机组。

“百万千瓦的火电机组的上网电量指标会略高于普通机组。这就直接关系着电厂效益。”浙江北仑电厂一工作人员告诉《能源》杂志记者。

根据中电联的统计数据，2013年全国百万千瓦火电机组利用小时数为5766小时，高于火电平均利用小时数5021小时，更高于发电设备累计平均利用小时数4521小时。

在能耗方面，以供电标准煤耗指标进行对比，中电联对63台百万千瓦火电机组的供电标准煤耗情况进行了调查，其供电标准煤耗为291克/千瓦时，较全国火电机组平均供电标准煤耗321克/千瓦时低30克/千瓦时。

但在《能源》杂志记者采访中发现，我国多台百万千瓦火电机组的能耗以及排放水平并未达到预期。“据我所知，国内最早建设的一批电厂，比如邹县电厂和海门电厂，能耗水平并不是很低，供电标准煤耗都在300克/千瓦时以上，与小机组比，体现不出优势。”一不愿透露姓名的业内人士对记者表示。

记者了解到，大唐集团下属的广东潮州三百门电厂，作为大唐首台投产的百万千瓦火电机组，在一段时间内，因为技术、设备等原因，能耗和排放上均未达到理想状态。后在投入了大量人力、物力后才得以解决。

“大容量机组，并不就意味着更低的煤耗、更低的排放。这其中跟运行管理水平、采用的技术和燃料的质量都有关系。”上述不愿具名的人士表示。

难题重生

虽然百万千瓦火电机组的利用小时数高于火电平均利用小时数，但对于建有百万千瓦火电机组的电厂而言，设备利用率的状况并不让人满意。

“目前，我们电厂的百万千瓦火电机组均不能满负荷运行，严重情况下，有的机组负荷率甚至低于50%。”多家电厂工作人员向记者如此表示。

低负荷不仅影响了电厂的利润率，还造成锅炉效率下降和煤耗指标的上升。

相关研究表明，当百万千瓦等级的超超临界机组在50%负荷下运行时，供电煤耗比额定负荷时要增加20克/千瓦时；根据机组实际运行情况，机组负荷率提高10%，不同等级的机组影响供电煤耗也在5克/千瓦时以上。

“负荷率是影响机组运行煤耗的最大外部因素之一。”王志轩表示道。

但是在目前形势下，由于我国经济总体增长缓慢，电源装机总量的增长率高于全社会用电量的增长率，大容量机组不能满负荷发电的问题在短期内难以解决。

拿浙江省来说，由于今年实现“川电东送”，溪洛渡―金华±800千伏特高压工程投运，对浙江省火电机组的影响巨大。

“浙江省内拥有多座百万千瓦火电机组。在目前情况下，电源结构矛盾就非常突出。”上述电厂人士感概到，“大机组只能低负荷下运行，在很大程度上说是一种资源浪费。”

这一现象在我国其他地方亦十分普遍。且随着六十万、百万千瓦等大容量火电机组的增多，矛盾只会愈演愈烈。

相比于小机组，百万千瓦火电机组在调峰上具有劣势。由于容量大，对于地方电网的影响也会更大。对于上马大型火电项目，理应更为充分的研究和论证。但我国的实际情况是，在较短的一段时间内，批准了大规模的百万千瓦火电机组。

“在理想的状况下，百万千瓦火电机组应该是带基本负荷的，不参与或少参于调峰，用容易调峰的中小机组。但是，在实际中考虑到多种因素是难做到的，如我国缺少灵活的燃机调峰机组，而新建大机组的调峰性能优于老旧的中小机组。”王志轩对《能源》杂志记者表示。“要保障电网安全稳定经济运行，应当根据地区的负荷特性、能源资源的配置情况，合理配置容量大小不同的机组，而不是光有大机组。”

但现实是，我国在运大多数百万千瓦火电机组都参与调峰，只能低负荷运行，大容量机组并没有充分发挥其能耗、排放和效率的优势，这就体现出电源规划的不合理性。

另一方面，由于当前火电项目审批考虑的最大因素之一是机组的煤耗水平和环保水平。因此，大容量机组似乎更易获得路条。

但王志轩认为，火电项目的审批，不应该只从节能、环保等角度考虑，而是需要在满足节能、环保的基本要求下，考虑整体区域电力的平衡和安全性。不能光强调“上大压小”，而把一些本来适合调峰的中小机组拆除，到最后又用大机组来调峰。中小机组可采取降低运行小时数的方法提高行业的整体节能减排效果。

此外，王志轩提出了另一值得考虑的问题，那就是目前我国火电厂正在形成“锁定效应”。举例而言，当美国页岩气取得大发展时，天然气供应充足，上马大量的燃气电厂刚好可以取代之前运行了几十年的老火电机组。

但反观我国，由于实行“上大压小”政策，在这几年中，大规模小机组被淘汰，又新建了大批容量颇大的火电机组，目前我国火电机组的平均服役年限只有六、七年。如果未来我国的页岩气、天然气或者其他新能源等获得大发展，想要取代一部分火电装机，会陷入“难以淘汰”的局面。

因为我国火电机组中，新建机组和大容量机组的占比会越来越高，新的能源技术很难替换它们，一旦被替换，则浪费巨大。“到那种情况，小机组和老机组反而成为一种资源。”王志轩指出。

短时间上马大规模百万千瓦火电机组带来的另一个后遗症，则是机组出现技术和设备硬伤难以解决，百万千瓦火电机组的部分材料和关键设备尚需从国外进口，国内材料研制和装备制造水平也有待提高。

记者采访的电厂均表示，目前，百万千瓦火电机组的效率下降问题非常严重，部分原因是因为系统设计及启动方式的不当，还在于所使用的材料难以承受使用压力。

百万千瓦火电机组由于炉膛容积大，炉膛内气体分布不均，并且在低氧量情况下运行，在炉膛内产生还原性气体，出现高温腐蚀现象。且百万千瓦机组炉内温度和压力都较高，炉内的金属材料容易达到了极限值，极易产生氧化皮。

但我国基础材料基础比较薄弱，目前百万千瓦火电机组中，管道的蒸汽侧氧化，氧化皮阻塞引起的炉管超温和爆管等事故呈频发之势。氧化皮破碎形成的固体颗粒，又引起汽轮机叶片及旁路阀芯侵蚀等，直接导致机组效率下降。这些已经成为电厂面临的技术难题。更为严重时，需要机组停机检修。

“这一百万千瓦超超临界火电机组面临的突出问题，已经困扰多年。我国近年来投产的百万千瓦超超临界机组中，90%已经出现这方面较严重的倾向，若不加以重视，相当部分的节能减排成果就会被这一个原因吞噬掉。”上述人士对记者说。

“近零排放”跃进

百万千瓦机组之所以受政策和运营企业的双重推崇，一个重要的原因是其环保指标远好于小容量机组。近期一系列有关火电厂污染物排放达到或优于燃气排放标准的报道中，涉及的燃煤机组大都是大机组。一时间，火电厂“近零排放”、“超低排放”和“趋零排放”的提法也甚嚣尘上。

据报道，今年5月投产的首台清洁排放改造的现役机组嘉兴电厂8号百万千瓦级发电机组投产以来，经西安热工院等单位烟气抽样测试，得到机组满负荷运行时烟囱排放口主要烟气污染物的排放均值：烟尘2.12毫克/立方米，二氧化硫17.47毫克/立方米，氮氧化物38.94毫克/立方米。

国华舟山电厂4号机组在试运行期间，浙江省环境监测中心现场取样监测数据显示：粉尘排放2.46毫克/立方米、二氧化硫排放2.76毫克/立方米、氮氧化物排放19.8毫克/立方米。8月4日，经广州市机电工业环境监测站现场监测显示，广州华润热电公司1号机组氮氧化物排放23毫克/立方米、二氧化硫6毫克/立方米、粉尘排放浓度为2.56毫克/立方米。

以上三台机组排放数据都远远低于正在执行的《火电厂大气污染排放物标准》。该《标准》规定今年7月1日起，新建火力发电锅炉执行烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值分别为每立方米30毫克、100毫克、100毫克；以天然气等气体为燃料的锅炉或燃气轮机组排放限值分别为每立方米5毫克、35毫克、50毫克（天然气锅炉为100毫克）；对重点地区的火力发电锅炉排放标准排放限值分别为每立方米20毫克、50毫克、100毫克。

虽然以上三个电厂机组都处在重点区域，但改造后的排放标准已经远低于上述《标准》中的重点地区火力发电锅炉排放限值。而他们的成功无形之中给其他刚刚完成改造或者还在新一轮脱硝改造中的机组增加了无形的压力。

据《能源》杂志记者到地方电厂调研了解，各发电集团内部已经给重点区域的火电机组下发了消息，未来可能会对机组提出更低排放的标准。令他们疑惑的是，现在关于“近零排放”、“超低排放”和“超洁净排放”三个概念具体标准是什么，还没有厘清。

在记者查阅相关资料中发现，5月份，在浙江省经济和信息化委员会制订的《浙江省统调燃煤发电机组新一轮脱硫脱硝及除尘改造管理考核办法 （征求意见稿）》中也已明确，“超低排放”是指燃气轮机组排放限值，即为烟尘排放浓度不大于5毫克/立方米、二氧化硫排放浓度不大于35毫克/立方米、氮氧化物排放浓度不大于50毫克/立方米。

由此可以看出，浙江省是更严苛火电机组排放标准的发源地之一。并且在上述《办法》中还规定“2017年底前，所有新建、在建及在役60万千瓦及以上省统调燃煤发电机组必须完成脱硫脱硝及除尘设施进一步改造，实现烟气超低排放。

为鼓励火电机组“超低排放”改造，提出“省统调燃煤发电机组当年可达到超低排放标准的，年初按超低排放机组平均容量预安排奖励年度发电计划200小时。

对于火电机组而言，200小时额外奖励确实吸引力巨大。但巨额的投入更让他们头疼不已。在以上三家机组对外公布的信息，虽然没有透露具体的改造费用，但动辄几个亿的投入也是一笔很大的数字。

特别是神华方面表示，国华电力到2017年底实现对现役3480万千瓦、61台燃煤机组中的48台进行近零排放技术改造，投入资金计划超100亿元。基本上每台机组改造费用在2个多亿。

据一位不愿具名的电厂人士透露，嘉兴电厂8号这台百万机组改造费用高达3.95亿元。

虽然高额投入令电厂难以承受，浙江的做法在全国范围内掀起了推广热潮。江苏、广东、山东等地的电厂也做好了再一轮改造的准备。

令这些建成机组比较无奈的是，每次国家环保政策的出台，都要将部分环保设施进行拆除重建，造成了重复投资。更为尴尬的是，随着环保标准的提升，都需要新增环保旁路，但是由于已经建成机组预留场地有限，增加新的设备对于场地的占用是新的挑战。

在《能源》杂志记者调研中，发现一些正在进行改造的电厂由于可能出台的新的政策，放慢甚至停止改造，观望新的政策出台，一旦新政策出台，之前的改造设计方案都要重做。

“即使进行了改造，能否达到标准还有待检验，特别是对煤种的要求过高。舟山电厂主要使用的是神华煤，煤质较好且供应稳定。而一般电厂煤种都相对复杂，所以想达到标准也比较困难。”山东一电厂负责人对记者表示。

而在中国电力联合协会秘书长王志轩看来，目前火电企业争先改造达到“超净排放”有着不同的出发点。“有的是为了新的煤电项目的审批，有的是害怕政府让企业实施燃气替代煤电。”

火电厂机组月度范文第2篇

6月的泰州已经有了夏日的闷热感。走在长江边的国电泰州电厂内，不一会就会热的满身大汗。

这里是国内最早一批百万千瓦超超临界火电机组（国电泰州电厂一期两台机组）的所在地。而如今，国电泰州电厂二期、世界首台百万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组，是当今世界上发电效率最高、供电煤耗最低、环保指标最优的火电机组，代表了目前火力发电领域的最先进水平。

论起国电泰州电厂二期能够成为世界上发电效率最高、供电煤耗最低、环保指标最优的火电机组的首要功臣，非二次再热技术莫属。那么，让二次再热技术能够安全高效运转的首要功臣，则是北京国电智深控制技术有限公司研发的，针对燃煤火电机组二次再热技术的DCS系统。

DCS系统如何保障了国电泰州电厂二期、世界首台百万千万超超临界二次再热燃煤发电机组的高效运行？这套完全自主知识产权、打破垄断的系统，又是经历了哪些困难才顺利诞生的？

艰难诞生

“二次再热是煤炭清洁高效利用的一个有效途径。”北京国电智深控制技术有限公司副总经理黄焕袍对《能源》杂志记者说，“二次再热在国外最早可以追溯到上世纪的60年代。但是国外在二次再热的利用方面单机最大装机容量大约只有70万千瓦。百万千瓦火电机组的二次再热是中国首创。”

二次再热技术主要是通过在常规一次再热机组基础上增加一级再热器（锅炉）和增加超高压缸（汽机），进一步提高蒸汽参数（温度和压力）。这些参数提高之后，那么机组的燃煤效率、热循环效率和发电效率就提高了。

这就要求设备需要重新设计制造，设备流程也与之前有了较大的不同。可以说，百万千瓦二次再热机组是目前世界上结构最复杂的燃煤机组。

如此大规模和复杂的对象，对火电厂的控制系统提出了更高的要求。“最开始，我们对于让北京国电智深控制技术有限公司来开发这一套系统，是存在一定的疑惑的。”国电泰州发电有限公司副总经理张苏闽对《能源》杂志记者说，“我们当时倾向于让国外有过二次再热项目业绩的公司来做。”

火电厂控制系统开发企业数量多、竞争激烈。除了外企之外，还有数量不少的国内企业也参与了竞争。国电智深于2013年11月与国电泰州发电有限公司签订DCS与仿真供货服务合同，承担了该电厂DCS与仿真系统研发制造供货和工程应用服务。

国电泰州电厂二期百万千瓦超超临界机组二次再热项目是国家科技支撑计划项目――“高效率低排放的超600℃百万千瓦等级超超临界机组关键技术研究与工程应用”中，课题“二次再热1000MW超超临界机组关键技术工程示范”的依托示范工程。这是世界上首次在百万千瓦机组上采用超超临界、二次再热技术，是国家燃煤发电节能减排示范项目。

为了更好地攻克技术难关，国电智深一改以往的DCS工程工作模式，在设备制造和系统研发的开始阶段，就积极与发电设备制造商、设计院、泰州电厂等进行技术交流，并组织成立联合研发团队，共同参与到整个系统的开发当中。“如果是传统步骤和做法，我们很少直接和主设备厂商（锅炉厂、汽轮机厂等）打交道。”黄焕袍说，“锅炉、汽机就是DCS的控制对象，而二次再热锅炉和汽机在国内应用属首次，运行和控制技术无经验可借鉴，要实现好的控制效果，必须了解和掌握好被控对象工艺原理和动静态特性，我们一开始就接触控制对象，对我们设计出精准的控制方案有着极大的帮助。”

从研发到现场调试，北京国电智深控制技术有限公司都组织最精英的人才团队，参与到了二次再热DCS控制系统和控制技术的研发当中去。这顺利的保证了3号机组2015年9月25日通过168小时试运行并投产，4号机组于2016年1月13日通过168小时试运行并投产。

斐然的成果

二次再热技术的应用给国电泰州电厂带来的影响是直接并且惊喜的。

参与建设的国电泰州电厂是世界首台百万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组，是国家科技支撑计划依托项目和国家能源局示范工程，具有完全自主知识产权，于2015年9月建成投产，是当今世界上发电效率最高、供电煤耗最低、环保指标最优的火电机组，机组发电效率47.82%；供电煤耗266.5克/度电，机组发电煤耗256.8克/千瓦时，比2015年国内平均发电煤耗（305.3克/千瓦时）低48.5克/千瓦时，同等发电量每年可节约53.35万吨标煤，相当于减排二氧化碳138.71万吨。脱硫系统出口SO2浓度15mg/Nm3，远低于国家超低排放标准（35mg/Nm3），脱硫效率达到99.2%；脱硝系统出口NOX浓度31mg/Nm3，远低于国家超低排放标准（50mg/Nm3），烟尘排放浓度为2.3mg/Nm3，远低于国家超低排放标准（10mg/Nm3）达到并超过燃气轮机排放指标。

在这样一组亮眼的数据背后，是北京国电智深控制技术有限公司研发的DCS控制系统的支持。张苏闽对《能源》杂志记者感慨的说道：“国电泰州电厂二期项目实现的高效运行数据，可以说最大的功臣就是二次再热技术的应用。其中，国电智深公司研发的DCS系统绝对是功不可没。他们不仅针对世界首台百万千瓦二次再热超超临界机组研发出了针对性的DCS控制系统，而且保证了从2015年9月开机直到现在（2016年6月）机组没有出现一次因为控制系统失误造成的非停。这是令我意想不到的。”

稳定高效的系统得益于北京国电智深控制技术有限公司在DCS研发中的不断创新。首先是研制并成功应用了具有自主知识产权的二次再热机组高性能成套自动化控制系统（DCS）；二是研发并成功应用了二次再热机组控制策略和技术，有效解决了二次再热机组的控制难题；三是研发并成功应用机组自启停控制技术（APS），机组自动化水平实现全新的突破；四是研发二次再热机组仿真模型和高精度、全激励仿真系统平台，为控制策略的研发、仿真试验验证和优化提供了有效手段，提高了现场调试的效率，缩短了现场调试的周期；五是研发应用了适用于二次再热机组的安全运行保护控制方案。

先进可靠的控制系统和控制技术，为目前世界发电效率最高、发电煤耗最低、综合指标最优的燃煤机组安全高效运行提供重要支撑，标志着国电智深DCS技术达到了国际领先水平。

可以预见的是，二次再热技术会随着煤炭清洁利用的大潮而得到推广。首次实现了国产二次再热百万千瓦超超临界机组DCS系统研发的国电智深公司在这一领域无疑已经率先取得了领先的地位。

火电厂机组月度范文第3篇

【关键词】集控运行 管理技术 火力发电厂

随着我国科学技术的日新月异，信息化、电子化、网络化的管理已经渗透到各式各样的工业企业之中，将集控运行技术应用于火力发电厂中已经成为时展的必然结果，其对于推动火力发电厂的高速发展具有不容忽视的作用。

1 集控运行系统概述

集控运行系统是一种以工业生产自动化为基础，以繁杂控制要求为前提的新型综合控制体系。与传统集中式的控制系统相比，集控运行系统更具有先进性，无论是集成化、自动化，还是数字化的程度都有所提高，从而实现火力发电厂各个生产环节的有效监督、分散控制。所以，集控运行系统也可称为集散控制系统，或者称为DCS系统。

在火力发电厂中，集控运行系统主要负责日常的投、停运设备以及计划检修所提出的一系列安全措施，但是其并不负责维修设备。一般情况下，集控运行系统是通讯技术、计算机技术以及Control控制技术的有效结合体，其不仅使得管理操作更加集中、简单化，同时也将负荷工作的危险性降到了最低。其通过将资源进行统一调配，以确保发电机组所产生的事故不会危及其他机组。集控运行作为现代火力发电厂控制发电机组的一种先进控制系统，对于提高生产效率、确保整个控制系统的安全性具有重要意义。

2 集控运行系统的技术分析

火力发电厂集控运行系统的核心技术为管控技术，其能够在网络技术以及计算机技术的辅佐下有效提高火力发电厂的生产控制效率；在分级阶梯式控制系统、独立管理系统以及综合控制系统的配合下，实现对发电机组的安全事故预防以及经济运行优化调整。

2.1分级阶梯式控制系统

分级阶梯式控制系统是集控运行控制模式中的重要结构之一，其与分散式控制系统具有异曲同工之妙，均是为了更好地实现分层管理目标，使火力发电厂的生产过程在以性质为基本区分要素的基础上被划分为不同层次，帮助各个层次的基础作用得到充分发挥，控制系统操作得到全面实现。

2.2独立管理分散系统

集控运行技术中的独立管理分散系统具有有效避免系统控制出现整体故障的优势，通过实行小部分的独立管理，使得火力发电厂的单一设备问题，不会波及其他设备或者程序的正常工作，以确保日常工作目标的整体实现。在独立管理分散系统中，每一台计算机都可以被视为一个独立个体，通过发挥各自性能，将负责的数据工作进行有序处理，大大提高了工作效率以及整体系统操作的安全性。一旦出现系统障碍，火力发电厂的工作人员就可以迅速分析找到故障计算机，并进行快速的维修，从而使检查和维修的时间被大大缩减，工作效率得到最大限度得提升。

2.3综合控制系统

集控运行技术中的综合控制系统主要强调将改善措施系统与通讯设备系统进行有机联合，使得火力发电厂的生产工序在通讯技术控制的基础上，实现生产数据的高速传输。综合控制系统的运用，对于提高火力发电处厂工作效率以及质量具有至关重要的作用。

3 火力发电厂集控运行时的注意事项

在火力发电厂进行集控运行时，需要格外注意以下两点，以避免生产过程中程序出错，耽误目标的按时实现。首先，集控运行控制系统对于外部环境有着特殊的要求，其具体可以归纳为以下两点：一方面，防信号干扰是集控运行系统稳定运行的基本条件。火力发电厂如果没有设置完好的接地设备或者进行控制的电缆没有良好的屏蔽性能，将会导致控制信号受到干扰，并在不经意间发出错误信号，影响发电机组的正常作业；另一方面，一般情况下，集控运行电子室与控制室共同使用一套空调系统，由于电子室对环境中的湿度与温度具有严格的要求，一旦室内湿度较小，则易出现静电现象，导致元器件出现损坏；相反，一旦湿度较大，模件则会出现结露现象，造成模件失灵。其次，在火力发电厂集控运行系统的技术管理中，需着重关注以下三个方面：第一，集控运行系统是由软件与硬件两个系统组成的。软件系统主要借助软件组态达到各类复杂控制策略的有效实施；而硬件系统的核心为主板、存储系统以及微处理器。为了进一步实现火力发电厂设备的可靠投运，相关的设备管理人员应当严谨对待硬件系统和软件系统的维修，做到系统的及时优化。第二，统一管控系统的各个设备，以确保系统稳定安全地运行。第三，作为保护机组稳定安全运行的重要组成，热机保护系统在火力发电厂的日常作业中已经成为机组的大连锁保护，一旦运行设备出现异常，其能够进行自动判断，根据显示的各要素判断设备运行是否停止。综上，有必要对火力发电厂集控运行时的注意事项进行严格防范，最大限度降低安全事故的发生几率，提高火力发电厂的运行效益。

4 结语

总之，在火力发电厂中应用集控运行技术已经成为科技发展以及网络信息时代到来的必然趋势，其不仅能够帮助发电厂更好地降低能耗，节约成本，同时其大大减弱了对环境的危害，符合现代化的环保理念。因此，应广泛推广集控运行技术在火力发电厂中的运用，通过完善技术，避免运行系统中障碍问题的发生，最大限度地提升我国火力发电厂工作效率，在稳定安全的基本保障中，为社会群众输送低耗电能，为建设和谐社会奠定坚实基础。

参考文献：

[1]张考.火力发电厂发电机组集控运行技术探析[J].科技传播，2013，22：69+66.

火电厂机组月度范文第4篇

再过5个月，被称为史上最严格的火电排放标准——《火电厂大气污染物排放标准》最后执行期限将到。虽然从标准实施的2012年1月到最后执行期限的2014年7月，火电企业争取到了两年半的时间。但对他们而言，这个时间依然显得极为紧迫。

来自中国电力企业联合会统计数据显示，截止到2012年底，累计已经投运火电厂烟气脱硫机组总容量约为6.8亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的90%。与此同时，2012年累计已经投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过2.3亿千瓦，占当时全国现役火电机组容量的28%。

到2013年底，烟气脱硝机组占全国现役火电机组容量上升到一半左右。对于从2012年1月该标准实施后，就进入紧锣密鼓的环保设备建设和改造的火电企业而言，在最后的5个月内丝毫不能懈怠。

事实上，我们国家从“十一五”期间就开始了脱硫改造工作，由于标准相较于之前提高了一倍，在新政策出台后，电厂需要对脱硫设备进行二次改造；而对于脱硝而言，由于之前安装脱硝机组比例很低，也就意味着在新政策出台的两年多时间内需将全国8亿千瓦的火电机组改造完毕。

毫无疑问，对于这几年进驻环保产业的企业来说，这是不能放过的机会。根据北京国电龙源环保工程有限公司技术创新中心总经理刘科伟的测算，仅脱硝改造一项而言，按照每千瓦100元-120元的造价，就有超过800亿的市场容量。

如此庞大的市场待分食，一时间国内成立数百家的脱硫脱销公司，与之相关的催化剂企业也纷涌而至。作为被改造主体的五大发电集团也竞相成立相关服务公司，如国电龙源环保工程有限公司、中国大唐集团环境技术有限公司、中电投远达环保有限公司、中国华电工程（集团）有限公司等，已经完成了从设备生产、设计、施工建设到运营管理的全产业链布局。

然而，由于各家环保公司起步时间、基础不同，施工水平良莠不齐的情况较为普遍，但受到业务量大、施工单位赶工期等因素的影响，在脱硫脱硝工程进程过半的背景下，低价招标、抢赶工期的弊端已经显现。

虽然在环保工程不断上马的同时，煤价极速下跌让电力企业苦尽甘来，但对于以机组安全、尽可能满负荷运行为目标的电厂而言，不得不对当下环保设备的投资、运营模式进行一系列的反思。毫无疑问，政策催促下的脱硫脱硝产业还有很长的路要走。

工期追赶潮

《火电厂大气污染物排放标准》的实施，让当时长期处于亏损状态的火电行业，一度叫苦连连。但碍于规定，火电厂不得不踏上脱硫二次改造和脱硝改造的道路。

在这两年半的时间内，尤其对于匆忙开启的脱硝市场而言，将完成一段从起点到高峰再下滑的完整市场历程。这种短时间爆发的市场，一度让环保公司措不及手。

此间，五大发电集团旗下的环保工程公司，纷纷招兵买马，组建自己的脱硝队伍，或从原先脱硫事业部调派人员，或进行社会招聘。从事火电厂环保工作的企业，在这一浪潮中，都赚的盆满钵满。

“目前这一市场空间容量很大，尽管说五大发电集团占据了一大部分市场，但可供我们做的市场还有很多。”福建龙净环保股份有限公司脱硝事业部部长钟德强对《能源》杂志记者表示。

龙净环保是我国环保除尘行业的首家上市公司，在脱硫、脱硝行业内一直占据固有地盘。来自金融研究中心最新的数据显示，预计龙净环保2013年业绩增长幅度可达40%-60%。钟德强更是向记者强调，“2013年，龙净环保实现50亿的利润，是板上钉钉的事情，这其中还不包括20多亿尚未结算的项目，业绩需计算到2014年中。”

相比较于民企，更易获得项目的国电龙源环保工程有限公司、中国大唐集团环境技术有限公司、中电投远达环保有限公司等五大电力旗下环保工程公司，在这两年的业绩更是节节攀升。

此时的电厂企业，与环保工程公司的心态完全不同，他们最担心的问题，是如何在最后限期内保证电厂工期的完成，且保质保量地顺利运行。

“刚开始，大多数电厂对这个标准存在排斥意见，有一部分电厂甚至对这项规定有所轻视，并没有立即进入改造。”一位不愿透露姓名的电厂人士对记者说。

在这种心态下，2012年一年时间内，国内电厂的脱硝情况进展缓慢，2012年底累计已经投运火电厂烟气脱硝机组总容量仅占当时全国现役火电机组容量的28%。

然而，随着全国大范围“雾霾天气”的爆发，以及国家对大气污染物排放的要求日益严格，这让电厂意识到，不进行脱硫脱硝改造将威胁日后电厂的正常运行。2013年，脱硝市场开始大规模爆发，因为按照国家规定，余下72%的火电机组就只剩下一年半的完成时间。

根据发电集团2014年工作会议报告显示，截至2013年底，华能集团脱硝机组占煤电机组比重已经超过65%；国电集团的脱硝装机容量达到了6179万千瓦，同比增长约34%。

据华电集团工程技术部的一名人士透露，在2013年间，华电工程公司承接了16个火电机组脱硫、脱硝的改造项目。每个项目的改造时间至少需要半年，从理论上讲，华电工程公司至少需要同时安排8支工程队伍才能完成这一年的项目。显然，对于他们，这样的市场容量超出了负荷。

丹麦催化剂企业托普索公司脱硝部总经理马楠称，一般而言，一台机组的脱硝改造时间需要8个月左右，但我国现在一些改造项目，4-5个月就能完工，这样的速度在国外是少见的。

“由于时间的紧迫性，多少会在质量上打折扣，造成工程质量的下降。”记者采访的多家电厂负责人，均有如此担忧。

据记者了解，由于大多数火电厂脱硝的投运时间并不长，大范围工程问题并未暴露出来，但在一些电厂中，运行设备的不稳定现象，已经时有发生。“脱硫脱硝的设备运行不稳定现象，在电厂中常见。我们厂的几台设备，也需要经常检修。”上海外高桥第三发电厂总经理秘书、工程师华兴对记者坦承。

相对于民营电厂而言，处于集团管控、尤其是五大电力集团控股的电厂，除了追赶工期的压力外，脱硫、脱硝改造工程还存在自主选择权较弱的问题。这是业内知而不宣的事实。

“虽然名义上是进行招投标的项目，但是五大电力旗下都有自己的环保公司，自家电厂的项目肯定是给兄弟环保工程单位的。”江苏省一家央企旗下的电厂负责人对记者说。“这里绝对是存在保护主义。有的集团甚至下发文件明文规定，必须采购自己的环保工程公司。”

按常理来说，自己的公司采用自己的设备和工程人员，也是无可厚非的事情，但问题是，在目前发展尚且仓促的环保市场中，五大电力旗下的环保工程公司的技术并不能都达到领先水平。

按照市场化的原则，电厂既然已经付出成本，原则上当然希望将自己的项目能交由施工水平够硬、设备质量够好的环保工程公司来做。“但是这一内部规定，就让我们没有了选择权，即使明知兄弟环保工程单位的水平不行，也只能按照集团领导意见被迫选择。”这一电厂负责人表示。

据记者了解，该电厂在一开始也是将项目交给其集团下环保工程公司来完成，但最后结果很不让电厂满意，因为设备故障率太高。因而，在电厂后几台的设备改造中，电厂领导力排集团领导的压力，选用了另一集团的环保工程公司，事实证明，效果优于先前工程。

但是，像此家电厂领导的魄力作为，在五大电力集团旗下少之又少。大多数电厂即使在集团环保工程公司满负荷运行的情况下，也只能排队等待。

技术短板

在这波紧急的环保改造运动中，还进一步暴露出我国在电厂烟气处理技术上的不足。虽然，我国引进国外先进技术并加以利用的能力颇强，但由于缺少时间的积淀，以及排放要求的进一步提升，让电厂越来越感受到运行环保设备的压力。

“我国的脱硫、脱硝的技术和设备，做实验时都是选用好煤、无硫煤，实验数据非常完美，但一到实际电厂的运行中，就完全不是一回事了。”国电物资集团董事长韩方运对《能源》杂志记者说。

据记者了解，目前我国脱硫普遍采用的石灰石—石膏湿法脱硫装置，应对原先的400mg/m3的标准，难度不大，但要符合200mg/m3排放标准，则有点力不从心。

“对煤质比较好的地区，实现的难度不大；但对于煤质较差的地区，尤其是西南等高硫煤质地区，采用目前的脱硫技术方法，达标的难度就非常大。”国电集团安全生产部主任王忠渠说，但是，目前还没有成熟高效的脱硫工艺可供选择，所以只能等科研机构的技术研究。

据记者了解，在已经安装脱硫装置的火电厂中，部分设备由于技术原因，已经出现不少故障，急待进一步改进。

而对于脱硝技术，问题则更为严峻。由于环保部门对火电厂提出脱硝要求的时间不长，脱硝技术相对脱硫而言，更为薄弱。

记者采访的多家电厂，均表示，此轮脱硝改造还存在技术不够完善的问题。最突出的是脱硝设施在电厂低负荷的情况下不能运行的问题。我国火电厂脱硝普遍采用选择性催化还原法（SCR）工艺，而SCR装置对工作温度（烟气温度）的要求较高，在机组低负荷下，锅炉排烟温度降低，SCR工作烟温将不能维持，SCR不得不退出运行。

一般情况下，火电机组的运行负荷在是50%-100%之间。“目前的情况是，如果机组在50%-60%的负荷运行，脱硝设施就不能够运转了。”国电泰州电厂总工程师刁保圣告诉《能源》杂志记者。

这是一个纯粹的技术弊端。因为在50%-60%的负荷区间下，烟道内的温度较低（通常是指低于305度的情况下），如果要强制运行脱硝设备，在这两年内新安装的大多数脱硝设施，都会出现催化剂中毒的现象，在积累一定程度后，催化剂就会失效，以致脱硝设备完全不能运行。

“在用电低谷时期，尤其是冬季、节假日等时期，电厂的负荷不能达到60%以上，也就意味着脱硝装置是无法启动的”，华兴也对记者表示。“这是环保部门默认的。”

实际上，新技术已经得到了研发。例如，上海外高桥第三发电厂就已经研制出“全天候脱硝技术”，使脱硝系统全年投入率达98%以上；也有技术通过改进催化剂，来提高催化剂适应温度的范围。

遗憾的是，这些技术目前未得到很大范围的推广，其中重要的原因在于，脱硝市场的疾步前进，并没有给予技术的改进空间，造成了已改造完成的绝大多数脱硝装置，都存在此问题。

“上马速度太快，一旦目前应用的技术存在缺陷，就影响了一片。”刁保圣说，“此问题要想解决，只能进行再一次技术改造，或者三年催化剂到期后，另换新的催化剂。”

在马楠看来，脱硝技术并不复杂，问题在于国内一些公司对国外技术的引进并不彻底，且缺少磨合时间，在流程中往往会有忽略的环节。

脱硝装置和电厂锅炉是一体的，根据如今的环保部要求，烟气装置中不允许有旁路，一旦脱硝装置出现问题停止运转，会直接影响到电厂锅炉，还会引起空气预热器堵塞等其他设备故障。

产能过剩隐忧

对于脱硝催化剂而言，除了质量的改进要求外，让一些电厂忧虑的则是产能和价格。因为我国尚未彻底解决脱硝催化剂原料的技术瓶颈问题，脱硝催化剂及其核心原料仍需要进口，毕竟脱硝催化剂的需求也只在这两年内大规模产生，

“脱硝催化剂本身就是新事物，配方工艺等技术在国内一些地方还没有完全消化吸收。”王忠渠坦承。

我国催化剂技术基本都来自外国公司的转让。东方电气集团东方锅炉有限公司催化剂技术来自德国KWH公司，中电投远达则引进了美国康宁（Cornetech）公司和意大利TKC公司的技术，江苏龙源催化剂的技术则来自日本触媒化成（CCIC）公司。

在较短的时间内，国内催化剂公司完成了从引进技术到批量生产，但催化剂供不应求的问题一直是前两年电厂的困扰。这造成了一批脱硝设备因缺乏催化剂而不能运行。一些电厂不得不转而进口国外价格较为昂贵的催化剂，

上述华电集团工程技术部的人士告诉记者，五大电力集团都成立了催化剂公司，由于华电催化剂工厂目前还未实现量产，只能购于其他公司，前两年经常出现需要等货的情况。

中国电力企业联合会的统计数据显示，按照火电厂烟气脱硝催化剂生产厂家2012年底脱硝催化剂配套使用的机组容量大小排序，成都东方凯特瑞环保催化剂有限责任公司位列第一，投运机组容量为约5823万千瓦，位列第7名的山东天璨环保科技股份有限公司，配套使用的机组容量则为123万千瓦。

综合前7位烟气脱硝催化剂生产厂家的脱硝催化剂配套使用机组容量，共约1.27亿千瓦。这一数据与2012年累计已经投运火电厂烟气脱硝机组总容量的2.3亿千瓦相比，相差了1亿多千瓦。

一方面是对目前催化剂供货能力不足的担忧，另一方面，则是担心催化剂未来产能过剩的问题。由于在这两年内，催化剂的供需矛盾明显，脱硝催化剂生产厂家纷纷成立。2012年底，江苏万德环保科技有限公司的产能达到了18000立方米/年，江苏龙源催化剂有限公司一、二期工程的产能也达到了16000立方米/年。

“目前的情况是，这些厂家的实际产量肯定是低于产能的。但随着运行能力的提高，未来肯定能够全产能生产，以及其他催化剂厂家也进入量产，那这个市场就会供过于求。”马楠指出。

更需要注意的是，随着此波电厂脱硝改造的结束，脱硝催化剂的市场需求会呈现明显的下降趋势，且未来新增火电装机容量的速度也将趋缓，如果未能在其他行业内寻找到出路，脱硝催化剂的市场空间会受到明显压制。

正是看到这一点，龙净环保并未涉及催化剂的生产，但其却把目光放在催化剂的再生上。因脱硝催化剂3-4年需要更换，如能将更换下的再次进行利用，可以实现社会效益和经济效益的“双赢”。

问题是，由于我国电厂使用的煤质较差，烟气对催化剂磨损很大，更换下来的催化剂能够利用的比例并不高。“如果国内催化剂厂家不是只追求产能，也能注重催化剂质量的改进，提高国产催化剂强度，那未来催化剂再生才有希望。”马楠表示。

难解的运营模式

除了工程建设等方面暴露的沉疴，被业内视为能够解决环保装置运行不稳定、工程建设质量不过关等问题的“救命稻草”——特许经营权模式也遭遇瓶颈。

2007年，国家发改委联合原国家环保总局联合印发了《关于开展火电厂烟气脱硫特许经营十点工作的通知》，火电厂烟气脱硫特许经营试点工作启动。对于火电厂烟气脱硫工作来说，特许经营就是火电厂将国家出台的脱硫电价、与脱硫相关的优惠政策等形成的收益权以合同形式特许给专业化脱硫公司，由专业化脱硫公司承担脱硫设施的投资、建设、运行、维护及日常管理，并完成合同规定的脱硫任务。

也就是在上述政策的鼓励下，涌现出了一批专业的脱硫服务公司，对电厂的脱硫进行设计、设备采购、建设以及运营。

据中电联统计，截止到2012年底，已签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量8389.5万千瓦，已签订烟气脱硝特许经营合同机组容量750万千瓦。

“试点几年下来，专业环保公司相对于电厂进行管理，专业化和规模化更胜一筹。特别因为项目多，采购石灰石等原料在价格方面有一些优势。此外，项目由施工方建设，他们积累了更多的改造和维护经验。”王忠渠如此评价道。

在国电集团内部，由于拥有国电龙源这样专业化的环保公司，脱硫特许经营权项目比例约为40%，远远高于国内平均水平。

特许经营权，看似对环保企业而言，是一个持续创造盈利的好机会，而他们却不得不面对残酷的现实。首先，对于第三方的环保企业而言，一个电厂的脱硫脱硝建设和改造，前期投入超过上亿元，对于公司资金能力是一个考验。

据介绍，目前在国内开展特许经营权项目的环保企业，大多具备环保设备生产能力，在建设中消化自家设备。

此外，对他们而言，盈利主要来自于国家脱硫电价1.5分/千瓦时补贴，而盈利额则是由该电厂的发电量决定。因而，在利用小时数高的华东等地区，环保公司能够盈利；而在利用小时数低的地区，则是亏损。同时，脱硫过程中主要的原料石灰石也一直处于涨价之中，从50元/吨上涨到80元/吨，对于环保企业而言，市场价格变动带来的风险不言自明。

据知情人士介绍，即使在国电内部，近1/3的特许经营权项目存在亏损现象。而像凯迪电力这样在初期蜂拥而入的民企无奈之下只能选择退出。

在《能源》杂志记者采访中，一些电厂负责人表示，将脱硫脱硝分别交给电厂和环保公司运营，他们的出发点不同，电厂主要目的是保持机组稳定运转，特别是环保设备作为生产链条和管理链条一部分不能任意分割；而环保公司主要出发点在于盈利。特别是在发电机组利用小时数比较高的地区，如果脱硫脱硝设备运转能够带来收益，存在电厂不希望将此部分利润被其他第三方分食的情况。

“特许经营的队伍是独立于电厂一套班子，没有电厂管的更细更直接，更到位，更有责任感。因为不管出什么问题，电厂还是责任主体。对电厂来说，相对于发电机组，环保设备是很简单的东西，是可以自己解决的。只要建设完，电厂完全可以自己运行。”刁保圣直言不讳。

因而，虽然看似是专业化的分工，但其试行结果却差强人意。事实上，除了特许经营权，EPC模式在电厂环保工程中也较为多见，由第三方进行设计、采购以及建设，完工后电厂自行运营。甚至出现了一些电厂自行采购设备的情况。

相较于脱硫特许经营权，在脱硝领域，特许经营更为少见。“脱硫系统相对独立一些，脱硝离锅炉太近，管理上来说脱硫容易划开。脱硝电价也低一些，脱硝特许权经营没脱硫做的好。”刘科伟表示。

实际情况是，在试水脱硫特许经营权之后，电厂根据自身情况衡量是否将环保工程交予专业公司运营。在采访中，电厂人员表示如果实行特许经营，关键是否很好地对设备运行进行监测。

在记者了解到的多家民营企业电厂，他们并没有采用特许经营权或EPC模式，而是完全由电厂自行管控，单独找设计单位、采购和工程公司，建设完成后，自己运行。浙江嘉兴电厂便是如此，其副总经理沈寿延对记者说：“这样简单可控，不复杂。”

火电厂机组月度范文第5篇

《广东省小火电机组关停实施方案》业经省人民政府同意，现印发给你们，请认真贯彻执行。各地级以上市要按照省分解下达的任务和目标，细化措施，落实责任，确保我省“*”期间关停小火电机组目标的实现。该方案实施中遇到的问题，请径向省发展改革委反映。

广东省人民政府办公厅

二七年三月二十七日

广东省小火电机组关停实施方案

根据《国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发〔*〕2号）、《国家发展改革委办公厅关于编制小火电机组关停实施方案有关要求的通知》（发改办能源〔*〕490号），以及我省政府与国家发展改革委签订的《关停小火电机组责任书》要求，特制订本实施方案。

一、充分认识关停小火电机组的重要意义

按照国家有关要求，我省提出了“*”期间单位生产总值能源消耗和二氧化硫排放总量分别下降16％和15％的目标。电力工业作为能源消耗和污染物排放的“大户”，是推进节能降耗减排工作的重点领域。在我省电源结构中，燃煤、燃油小火电机组比重较高。这些小火电机组大部分是在“八五”、“九五”时期建设的，对缓解当时的电力紧张状况，满足经济社会发展需要发挥了积极的作用。但是小火电机组能耗高、污染大，随着运行年限的增加，特别是受近年来煤、油价格持续上涨因素的影响，发电成本剧增，对我省电力工业节能降耗减排和健康发展带来较大影响。因此，加快关停小火电机组、推进“上大压小”，对实现节能降耗减排目标，推进电力工业持续健康发展具有十分重要的意义。各地、各有关部门要从深入贯彻科学发展观，加快建设资源节约型、环境友好型社会的高度出发，抓住当前电力供求矛盾逐步趋于缓和的有利时机，全力推进小火电机组关停工作，确保我省“*”期间节能降耗减排和电源结构优化调整目标的实现。

二、指导思想、主要目标和工作原则

（一）指导思想。

坚持以科学发展观为指导，认真贯彻落实节约资源的基本国策和建设资源节约型、环境友好型社会的要求，根据国家和省的总体工作部署，按照“统筹安排、有序推进、落实责任、积极稳妥”的原则，以“上大压小”为主要方式，坚决淘汰能耗高、污染大的小火电机组，建设大型高效、清洁和可再生能源机组，促进我省电力工业结构调整；充分发挥市场机制的作用，综合运用经济、法律和行政手段，完善各项配套措施，调动各方积极性，形成工作合力，确保按期完成全省“*”期间关停小火电机组任务。

（二）主要目标。

“*”期间，我省要确保完成关停小火电机组900万千瓦，力争完成关停小火电机组1000万千瓦。

（三）工作原则。

1.以“上大”促“关小”。鼓励各地和有关企业实行“上大压小”，通过关停小机组，集中建设大机组；鼓励通过兼并、重组或收购小火电机组，并将其关停后实施“上大压小”建设大型电源项目；鼓励被关停小火电机组按照关停规模参与投资“上大”电源项目建设；鼓励在同一地级以上市行政区域内关停小机组并集中建设大机组；受环保容量限制不宜建设大机组的地级以上市，由省统筹安排到有环保容量的省内欠发达地区建设大机组。

2.“关小”与热电联产和生物质能开发利用相结合。在热负荷比较集中的珠江三角洲等地区，结合“关小”工作，优先安排建设大中型热电联产机组；在条件适宜的地区，鼓励建设背压型热电机组或生物质能热电机组。

3.坚持一手抓关停，一手抓稳定。关停机组所涉及的人员原则上应在本企业内部安置，企业已停产的要按照有关规定妥善处理好经济补偿、社会保险等相关问题；关停小火电机组资产变现和土地转让所得应优先用于安置职工。“上大压小”项目和当地新建、扩建电源项目要优先招用关停机组分流人员。各地、各有关部门和单位要研究采取积极措施，妥善处理好小火电机组关停后可能出现的各种问题，确保电力供应，维护社会稳定。

三、主要任务

我省“*”期间关停小火电机组任务按年度进行分解，编制年度关停计划，落实到各地级以上市和有关发电企业。对已纳入关停计划的机组，除个别经论证并核准可改造为热电联产或生物质能发电的机组外，均要按期关停，不得易地建设。积极推进“上大压小”工作，建设一批大容量、高参数的节能环保机组替代高耗能、高污染的小火电机组。加快配套电网建设，保障电力供应。

（一）关停小火电机组。

1.关停范围。

“*”期间我省关停燃煤（油）火电机组的范围包括：单机容量5万千瓦以下的常规火电机组；运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组；按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组；供电标准煤耗高于390克/千瓦时的各类燃煤机组；未达到环保排放标准的各类机组；按照有关法律、法规应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组。以上关停范围包含企业自备电厂机组和趸售电网机组。

符合国发〔*〕2号文规定可暂缓关停的机组经申请批准后可暂缓关停，但须每年评估一次。

2.关停进度安排。

根据“*”期间我省新建大型发电机组的投产进度和电力供需状况，以及国家已经核准或同意我省开展前期工作的“上大压小”电源项目的建设进度情况，全省已经明确“*”期间关停的小火电机组总容量为966万千瓦（主要关停机组和进度安排表附后）。其中，计划在*年关停的小火电机组约280万千瓦，计划在*年关停的小火电机组约385万千瓦，计划在2009年关停的小火电机组约301万千瓦。国家发展改革委已经核准我省的4个“上大压小”电源项目配套关停的210万千瓦小火电机组要按照核准文件和关停协议书要求，在大机组投产后立即予以关停；其余以“上大压小”方式关停的小火电机组，除热电联产以及保供电机组外，原则上按照先关停后建设的要求在大机组开工建设前予以关停。

（二）实施“上大压小”，集中建设大机组。

1.替代原则。

企业以“上大压小”方式申请建设大中型火电项目，建设单机30万千瓦机组，相应替代关停小火电机组容量24万千瓦以上；建设单机60万千瓦机组，相应替代关停小火电机组容量42万千瓦以上；建设单机100万千瓦机组，相应替代关停小火电机组容量60万千瓦以上。按照以上替代标准，相应落实关停小火电机组容量的“上大”电源项目，可直接上报申请纳入国家电力发展规划，优先安排建设。建设单机20万千瓦以上的热电联产项目，替代关停小火电机组容量达到自身容量50%，并按所替代关停机组和关停拆除的供热锅炉蒸发量计算可减少当地燃煤总量的，可直接上报申请纳入国家电力发展规划，优先安排建设。“上大压小”建设的大中型火电项目，扩建项目可建设单台机组，新建项目原则上按两台机组以上考虑。实施“上大压小”的新建机组原则上应在所替代的关停机组拆除后实施建设。

2.建设安排。

加快在建的“上大压小”电源项目建设。20*年12月31日前，国家发展改革委已经核准顺德德胜电厂（2×30万千瓦）、南海发电一厂改扩建工程（2×30万千瓦）、广州恒运热电厂扩建工程（2×30万千瓦）、中山嘉明横门电厂扩建工程（2×35万千瓦天然气发电机组）4个“上大压小”项目。要加快项目建设进度，力争*年建成投产广州恒运热电厂扩建工程，*年建成投产顺德德胜电厂、中山嘉明横门电厂扩建工程、南海发电一厂改扩建工程。

大力推进已获国家同意开展前期工作的“上大压小”项目。20*年12月22日，国家发展改革委同意我省云浮电厂三期工程、佛山电建集团公司发电工程、汕头市燃煤发电工程、新会双水发电厂有限公司热电联产项目4个“上大压小”项目开展前期工作。以上项目要加快项目前期工作进度，切实落实小火电机组关停协议，研究论证提出可行的“上大”项目建设方案，争取早日获得国家核准建设。

继续落实“上大压小”项目。对列入《关停小火电机组责任书》名单，但尚未落实“上大压小”项目的小火电机组（约500万千瓦），各有关地级以上市要按照替代容量标准，抓紧组织项目；在有环保容量的省内欠发达地区易地建设的“上大压小”电源项目，由省统筹协调。

（三）保证“关小”后的电力供应。

加快配套电网建设，扩大供电范围，提高供电可靠性和服务水平；制订科学的供电预案，保证小火电机组关停后的电力供应。关停机组涉及的输配线路、变电站等资产，可在平等协商的基础上，有偿移交所在地的电网企业。各地、各有关部门和单位要密切配合做好相关工作，积极推进电厂送出工程建设，保证“上大压小”建设的新建机组及其他发电机组按计划并网发电。

四、配套措施

（一）签订关停协议。上报申请核准的“上大压小”电源项目必须在上报项目申请报告的同时，附上配套关停的小火电机组项目业主、地级以上市政府、省发展改革委、广东电网公司等有关方面共同签署的关停协议。关停协议要就关停机组涉及的人员安置、资产债务处理等善后事宜提出具体解决方案并达成一致意见。

（二）因地制宜开发利用关停机组的土地资源。关停小火电机组工作中涉及土地使用权转让和改变土地用途的，有关单位要积极配合企业按照法定程序办理相关手续；因电厂关停带来的变电站和供电线路改造等征地问题，可结合关停电厂现有土地处置一并考虑。

（三）妥善安置关停机组人员。关停小火电机组企业必须根据有关规定制订职工安置方案，内容包括关停机组涉及的人员状况及分流安置意见，解除劳动合同职工的经济补偿金标准及支付办法，拖欠职工工资和企业欠缴的社会保险费的处理办法等。职工安置方案须报所在地级以上市政府审查批准。

（四）加强发电调度监督管理。要加强对电力调度情况的监督检查，研究制订地方小火电机组的调度运行管理办法，建立完善的地方小电源机组调度、管理、结算、考核制度，以更好地对地方小火电机组进行节能调度管理。

（五）开展节能发电调度试点工作。按照发电机组的能耗、环保等指标排序，优先调度高效清洁机组和可再生能源机组发电，限制能耗高、污染重的机组发电，并逐年减少未关停小火电机组的发电量。节能发电调度试点办法将按国家有关规定另行制订。

（六）降低小火电机组上网电价和取消补贴。按照国家有关规定加强小火电机组上网电价管理，尽快将我省所有燃煤（油）小火电机组上网电价降低到不高于全省标杆上网电价，并不得实行价外补贴；价格低于全省标杆上网电价的小火电，仍执行现行电价。从*年起不再对燃油机组顶峰发电进行直接或间接补贴。

（七）严格执行国家环保政策。争取在*年前出台火电行业污染物排放地方标准。加强对电厂污染物排放的监督检查，对排放不达标的机组依法予以处理。新建燃煤机组必须同步建设高效脱硫除尘设施，关停范围以外的在役单机12.5万千瓦以上燃煤机组，必须在*年底前全部完成脱硫设施改造。提高排污收费标准，促进电厂进行脱硫改造。对脱硫设施要进行在线监测，安装脱硫设施后排放仍不达标的火电机组不得执行脱硫机组电价。

（八）严格管理热电联产和资源综合利用电厂。加强对热电联产和资源综合利用电厂的认定和核查工作，凡不符合国家有关规定的应责令其限期整改；逾期不改或整改后仍达不到要求的，予以关停。对改造为热电联产和资源综合利用的小火电机组要实行动态监控，进行定期核查，属于国家规定关停范围的应予以关停。*年底前全省热电联产机组应全部安装在线监测装置，电力调度机构严格按照“以热定电”的原则进行调度。

（九）改进并加强对企业自备电厂的管理。切实落实对自备电厂自发自用电量征收国家规定的三峡工程建设基金、农网还贷资金、城市公用事业附加费、可再生能源附加、大中型水库移民后期扶持资金及备用容量费政策，促进全省关停小火电机组工作。

（十）自备电厂或趸售电网的机组按期关停后，电网企业要按规定对趸售电网和符合国家产业政策并关停自备电厂的企业给予适当的电价优惠。鼓励关停自备电厂的企业或原趸售电网直接向发电企业购电，电网企业按照有关规定收取合理的过网费。

（十一）做好关停小火电机组的后续管理。按照国家有关规定，到期应实施关停的机组，银行等金融机构要停止对其发放贷款。小火电机组关停后，一个月内将其解网并撤销其电力业务许可证。机组关停后就地报废，不得转供电或解列运行，不得在国内易地建设。以“上大压小”名义建设的电源项目必须在配套关停小火电机组的电力业务许可证全部撤销后才能申请电力业务许可证。

（十二）对没有完成关停任务的地级以上市和企业，应关停机组属于“上大压小”电源项目配套关停的，暂停“上大压小”电源项目审批；如“上大压小”电源项目已经建成的，停止收购其上网电量；应关停机组不属于“上大压小”电源项目配套关停的，原则上不核准新上火电项目。

（十三）对应关停而拒不关停的小火电机组应责令其立即关停，并暂停该企业新建电力项目的资格，直至完成关停任务；对弄虚作假逃避关停后易地建设的机组，一经查实，应责令其立即关停并予以拆除，同时追究相关人员的责任。

（十四）各地、各有关部门和企业要严格按照国家电力工业产业政策和发展规划开展电源项目前期工作，严格执行国家电力项目核准制度，坚决制止违规和无序建设电站的行为。对违反国家电力项目核准规定、越权核准小火电项目建设的部门领导及当事人要追究责任，撤回项目核准文件。

（十五）加强舆论宣传。通过多种方式大力宣传电力工业“上大压小”的重要意义和紧迫性，营造良好的社会舆论环境。积极宣传小火电机组关停工作进度快、成效好的地区和企业。

五、组织实施

（一）为大力推进我省关停小火电机组工作，建立由分管副省长牵头的关停小火电机组协调机制，统一协调我省关停小火电机组的有关工作。具体由省发展改革委牵头会同有关部门和各地级以上市政府组织实施。

（二）省政府授权省发展改革委与各地级以上市政府、广东电网公司、省粤电集团公司签订责任书，落实责任，明确“*”期间各地级以上市关停小火电机组的总量和主要关停项目。

（三）各地级以上市政府要对本地关停小火电机组工作负总责；制订本地关停小火电机组的具体实施方案；组织上报本地“上大压小”电源项目；组织、指导本地关停小火电机组涉及的职工安置、债务处理和土地使用权转让以及用途变更等工作；配合电网企业做好电网建设有关工作。

（四）省有关部门和单位要按照各自职责，认真开展各项工作，密切配合，积极推进全省关停小火电机组工作。主要职责分工如下：

省发展改革委：牵头负责全省“*”期间关停小火电机组工作；统筹协调省内配套措施的制订；编制年度关停计划，提出安排“上大压小”电源项目的意见，牵头并会同省经贸委等有关部门制订节能发电调度试点办法并组织实施；牵头会同省环保局推进电厂脱硫改造工作。

省经贸委：负责热电联产和资源综合利用电厂的认定和定期复核工作；对拟改造为热电联产和资源综合利用的小火电机组组织评估和认定；会同省发展改革委等部门做好节能发电调度试点工作。

省劳动保障厅：负责指导关停小火电机组涉及的人员安置、经济补偿、社会保险等工作。

省国土资源厅：负责指导关停小火电机组所涉及的土地使用权转让和用途变更等工作。

省环保局：负责小火电机组环保监督管理工作。

省物价局：负责小火电机组电价的监督管理工作；牵头会有关部门落实我省自备电厂收费政策；按国家有关规定牵头做好我省提高排污费标准的相关工作。

省质监局：会同省环保局制订火电行业污染物排放地方标准。

省委宣传部：负责指导协调关停小火电机组的宣传工作。

南方电监局：负责小火电机组的监督管理，建立监管信息系统；负责吊销已关停机组的电力业务许可证，对于不符合设计要求和有关规定的，不予颁发电力业务许可证；加强小火电机组关停工作中的安全监管，确保电力系统安全稳定运行；加强对发电调度情况的监督检查；配合省物价局开展小火电机组电价的监督管理工作。