发改能源

关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知  

2010-04-1411:07:18|  分类： 规范性文件|举报|字号 订阅

 

国家发展和改革委员会文件

发改能源[2004]864号

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国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知

各省、自治区、直辖市发展改革委、经贸委（经委）、国家电网公司、中国南方电网有限责任公司、华能、大唐、国电、华电、中电投集团公司、神华集团、国家开发投资公司、中国国际工程咨询公司、中国电力工程顾问集团公司：

近年来，随着我国经济的快速发展和人民生活质量的不断提高，电力需求增长持续攀升，不少地区出现电力供应紧张的状况。为尽快缓解电力供需矛盾，国家抓紧制定电力规划，增加了电站建设规模，加快了电力建设步伐。但在燃煤电站项目前期工作中，出现了布局不合理、质量下降等问题，有的项目忽视了国家关于技术进步、环境保护、节约用水等方面的规定。

　　为了贯彻落实党中央关于树立科学发展观的精神，促进国民经济、能源和环境的协调发展，针对我国能源以煤为主的国情，必须高度重视燃煤电站规划及建设的各方面因素，尽快提升燃煤电站技术水平，严格执行国家产业政策和环境排放标准，规范电站项目建设，确保电力工业可持续发展，现将有关要求通知如下：

　　一、统筹规划，做好电站布局

　　燃煤电站项目要高度重视规划布局合理性。我国能源资源和电力负荷在地域上分布不均，电站规划布局需要符合我国一次能源总体流向，综合平衡煤源、水源、电力负荷、接入系统、交通运输、环境保护等电站建设必要条例，统筹考虑输煤与输电问题。现阶段，在电站布局上优先考虑以下项目：利用原有厂址扩建项目和“以大代小”老厂改造项目；靠近电力负荷中心，有利于减轻电网建设和输电压力的项目：利用本地煤炭资源建设坑口或矿区电站以及港口、铁道路口等运输条件较好的电站项目；有利于电网运行安全，多方向、分散接入系统的项目。

　　二、提高机组效率，促进技术升级

　　从长远看，我国一次能源是紧缺的，环境容量有限，电力建设必须要提高效率，保护环境。除西藏、新疆、海南等地区外，其他地区应规划建设高参数、大容量、高效率、节水环保型燃煤电站项目，所选机组单机容量原则上应为60万千瓦及以上，机组发电煤耗要控制在286克标准煤/千瓦时以下。需要远距离输燃煤的电厂，原则上规划建设超临界、超超临界机组。在缺乏煤炭资源的东部沿海地区，优先规划建设发电煤耗不高于275克标准煤/千瓦时的燃煤电站。

　　在煤炭资源丰富的地区，规划建设煤矿坑口或矿区电站项目，机组发电煤耗要控制在295克标准煤/千瓦时以下(空冷机组发电煤耗要控制在305克标准煤/千瓦时以下)。在生产外运煤炭的坑口和煤矿矿区，结合当地电力需求和资源条件，可采用先进适用发电技术，建设燃用洗中煤、泥煤及其它劣质煤的大中型电厂。鼓励发展煤电一体化投资项目。

　　三、严格执行国家环保政策

　　按照国家环保标准，除燃用特低硫煤的发电项目要预留脱硫场地外，其它新建、扩建燃煤电站项目均应同步建设烟气脱硫设施。扩建电站的同时，应对该电站中未加装脱硫设施的已投运燃煤机组同步建设脱硫装置。鼓励发电企业对已运行的煤电机组实施除尘和脱硫改造。所有燃煤电站均要同步建设排放物在线连续监测装置。

　　四、高度重视节约用水

　　鼓励新建、扩建燃煤电站项目采用新技术、新工艺，降低用水量。对扩建电厂项目，应对该电厂中已投运机组进行节水改造，尽量做到发电增容不增水。

　　在北方缺水地区，新建、扩建电厂禁止取用地下水，严格控制使用地表水，鼓励利用城市污水处理厂的中水或其它废水。原则上应建设大型空冷机组，机组耗水指标要控制在0.18立方米／秒·百万千瓦以下。这些地区建设的火电厂要与城市污水处理厂统一规划，配套同步建设。坑口电站项目首先考虑使用矿井疏干水。鼓励沿海缺水地区利用火电厂余热进行海水淡化。

　　水资源匮乏地区的燃煤电站要采用节水的干法、半干法烟气脱硫工艺技术。

　　五、严格控制土地占用量

　　所有电站项目要严格控制占地规模，严格执行国家规定的土地使用审批程序，原则不得占用基本农田。现阶段优先考虑占地少和不占耕地的电站项目。

　　六、落实热负荷，建设热电联产项目

　　在热负荷比较集中，或热负荷发展潜力较大的大中型城市，应根据电力和城市热力规划，结合交通运输和城市污水处理厂布局等；因素，争取采用单机容量30万千瓦及以上的环保、高效发电机组，建设大型发电供热两用电站。

　　在不具备建设大型发电供热机组条件的地区，要根据当地热负荷的情况，区别对待。对于有充足、稳定的工业热负荷和采暖负荷的地区，原则上建设背压式机组，必要时配合建设大型抽汽凝汽式机组，按“抽背”联合运行方式供热；民用采暖负荷为主的中小城市、县城和乡镇，应按统一规划、分步实施的原则，先期建设大型集中供热锅炉房，待热网和热负荷规模发展到一定水平后，再考虑建设大型热电联产电站；对已建成的单机15万千瓦等级及以下抽汽供热机组，必须按“以热定电”的原则进行调度，电厂不带热负荷时不得上网发电。

　　国家鼓励发展大型热电冷多联产电站。

　　七、坚持技术引进和设备国产化原则

　　坚持国产化采购原则，新建及扩建燃煤电站均有义务承担技术引进和设备国产化的任务，国家鼓励采用国产发电设备。未经国家批准，不得进口燃煤发电设备。

　　优先安排采用国产化设备的整体煤气化联合循环、大型循环流化床、增压流化床等洁净煤先进技术发冉项目。

　　八、关于燃用煤矸石发电的项目

　　对拥有大量煤矸石资源的矿区，在满足国家环保及用水要求等条件下，可建设适当规模的燃用煤矸石的电站项目。煤矸石电厂必须以燃用煤矸石为主，一般应与洗煤厂配套建设，其燃料低位发热量应不大于12550千焦/千克。鼓励建设单机20万千瓦及以上机组，鼓励建设国产高效大型循环流化床锅炉的煤矸石电厂。

　　请按以上要求做好燃煤电站项目的规划和建设工作。

 

环发【2010】10号关于发布《火电厂氮氧化物防止技术政策》的通知

(2012-08-2915:24:24)

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标签： 

杂谈

分类： 供热

各省、自治区、直辖市环境保护厅（局），新疆生产建设兵团环境保护局，计划单列市环境保护局：

        为贯彻《中华人名共和国大气污染防治法》，控制和减少火电厂氮氧化物排放，推动火电厂氮氧化物防止技术进步，改善大气环境质量，保护人体健康，现发布《火电厂氮氧化物防治技术政策》，请参照执行。

附件：火电厂氮氧化物防治技术政策

二零一零年一月二十七日

主题词：环保氮氧化物技术政策通知

 

火电厂氮氧化物防治技术政策

环发[2010]10号

二○一○年一月二十七日

1总则

1.1为贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》，防治火电厂氮氧化物排放造成的污染，改善大气环境质量，保护生态环境，促进火电行业可持续发展和氮氧化物减排及控制技术进步，制定本技术政策。

1.2本技术政策适用于燃煤发电和热电联产机组氮氧化物排放控制。燃用其他燃料的发电和热电联产机组的氮氧化物排放控制，可参照本技术政策执行。

1.3本技术政策控制重点是全国范围内200MW及以上燃煤发电机组和热电联产机组以及大气污染重点控制区域内的所有燃煤发电机组和热电联产机组。

1.4加强电源结构调整力度，加速淘汰100MW及以下燃煤凝汽机组，继续实施“上大压小”政策，积极发展大容量、高参数的大型燃煤机组和以热定电的热电联产项目，以提高能源利用率。

2防治技术路线

2.1倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，以减少燃煤电厂氮氧化物的排放。

2.2燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上合理及便于操作来确定。

2.3低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。

3低氮燃烧技术

3.1发电锅炉制造厂及其他单位在设计、生产发电锅炉时，应配置高效的低氮燃烧技术和装置，以减少氮氧化物的产生和排放。

3.2新建、改建、扩建的燃煤电厂，应选用装配有高效低氮燃烧技术和装置的发电锅炉。

3.3在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造。

4烟气脱硝技术

4.1位于大气污染重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应配置烟气脱硝设施，并与主机同时设计、施工和投运。非重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应根据排放标准、总量指标及建设项目环境影响报告书批复要求建设烟气脱硝装置。

4.2对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。

4.3烟气脱硝技术主要有：选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性非催化还原与选择性催化还原联合技术（SNCR－SCR）及其他烟气脱硝技术。

4.3.1新建、改建、扩建的燃煤机组，宜选用SCR；小于等于600MW时，也可选用SNCR－SCR。

4.3.2燃用无烟煤或贫煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SCR或SNCR－SCR。

4.3.3燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SNCR或其他烟气脱硝技术。

4.4烟气脱硝还原剂的选择

4.4.1还原剂的选择应综合考虑安全、环保、经济等多方面因素。

4.4.2选用液氨作为还原剂时，应符合《重大危险源辨识》（GB18218）及《建筑设计防火规范》（GB50016）中的有关规定。

4.4.3位于人口稠密区的烟气脱硝设施，宜选用尿素作为还原剂。

4.5烟气脱硝二次污染控制

4.5.1SCR和SNCR－SCR氨逃逸控制在2.5mg/m3（干基，标准状态）以下；SNCR氨逃逸控制在8 mg/m3（干基，标准状态）以下。

4.5.2失效催化剂应优先进行再生处理，无法再生的应进行无害化处理。

5新技术开发

5.1鼓励高效低氮燃烧技术及适合国情的循环流化床锅炉的开发和应用。

5.2鼓励具有自主知识产权的烟气脱硝技术、脱硫脱硝协同控制技术以及氮氧化物资源化利用技术的研发和应用。

5.3鼓励低成本高性能催化剂原料、新型催化剂和失效催化剂的再生与安全处置技术的开发和应用。

5.4鼓励开发具有自主知识产权的在线连续监测装置。

5.5鼓励适合于烟气脱硝的工业尿素的研究和开发。

6运行管理

6.1燃煤电厂应采用低氮燃烧优化运行技术，以充分发挥低氮燃烧装置的功能。

6.2烟气脱硝设施应与发电主设备纳入同步管理，并设置专人维护管理，并对相关人员进行定期培训。

6.3建立、健全烟气脱硝设施的运行检修规程和台账等日常管理制度，并根据工艺要求定期对各类设备、电气、自控仪表等进行检修维护，确保设施稳定可靠地运行。

6.4燃煤电厂应按照《火电厂烟气排放连续监测技术规范》（HJ/T75）装配氮氧化物在线连续监测装置，采取必要的质量保证措施，确保监测数据的完整和准确，并与环保行政主管部门的管理信息系统联网，对运行数据、记录等相关资料至少保存3年。

6.5采用液氨作为还原剂时，应根据《危险化学品安全管理条例》的规定编制本单位事故应急救援预案，配备应急救援人员和必要的应急救援器材、设备，并定期组织演练。

6.6电厂对失效且不可再生的催化剂应严格按照国家危险废物处理处置的相关规定进行管理。

7监督管理

7.1烟气脱硝设施不得随意停止运行。由于紧急事故或故障造成脱硝设施停运，电厂应立即向当地环境保护行政主管部门报告。