中国电力网：国电长源公司：环保节能抓源头抢先机

近日，国电青山热电公司获准执行超低排放电价，成为湖北省首家执行超低排放环保奖励电价的火电企业。这意味着只要该公司13号、14号机组运行过程中有百分之八十时间达到超低排放标准，便可享受此项电价奖励，预计每年可新增收入近两千万元。

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、大气环境质量、缓解资源约束的重要举措，为全面贯彻党的十届五中全会精神，牢固树立绿色发展理念，国电长源公司全面实施煤电节能减排升级改造，努力建设清洁高效的煤电体系。

做绿色电厂的领跑者

加快生态文明建设，建设“美丽中国”，发电企业是实践者，更是示范者。

2010年9月、2014年12月，国电汉川发电公司三期扩建工程两台1000兆瓦机组相继开工。“建绿色电厂，创国优工程，在三期工程建设初期，我们就明确提出了建设要求。”该公司负责人介绍说。“工程自筹建到投产历经5年多时间，实际工程建设只用了2年，其余3年时间我们全是在调研、设计和优化，积极应用最先进、最洁净的燃煤发电技术。”在工程设计上，该厂打破常规，大胆创新，共取得了16项重要成果和70项优化项目。

汉川公司总工程师介绍了工程的“绿色”亮点：主要辅机设备采用TMCR工况选型，厂用电率下降约0.15%；主厂房由四列式改为三列式，采用侧煤仓建设方案，减少了主厂房占地；将除氧间、侧煤仓钢结构改为钢筋混凝土结构，降低了钢材用量；静电除尘器采用高频供电技术，降低电除尘电耗1%；采用全封闭石子煤灌装系统，保证磨煤机运行时洁净无尘。按照“技术先进、资源节约、绿色环保”的目标，该厂三期工程实现了脱硫脱硝与主机同步投运，在国内同类机组中首次脱硫系统取消烟气旁路，灰、渣及脱硫石膏全部实现综合利用；厂内污水和废水实现“零排放”；各项技术指标均居国内同类型机组领先水平，煤耗低于全国火电平均水平46克/千瓦时，每年可节约标煤近25万吨，减少二氧化碳排放60多万吨。

将节能减排进行到底

近年来，在电力市场化改革、生产经营挑战加大的情况下，长源公司各火电厂相继实施脱硝脱硫增容、烟气余热利用等重大技改项目，严格落实环保责任制，确保环保设施达标排放。

年初，长源公司和所属四个火电单位签订了主要污染物排放总量控制目标责任状。每月，各单位能够根据排放总量控制目标，依据月度电量计划进行分解，将目标和责任层层落实到相关部门。各单位深刻认识减排工作的重要性和紧迫性，加强脱硫脱硝及电除尘设施运行维护工作的组织领导和监督考核工作，加大配煤掺烧工作的力度，保证入炉煤的硫份不超过装置的设计值。

“我们厂的4台30万千瓦机组属于80年代国产引进型机组的最早几台，技术与设备比较落后。这几年，我们不断加大投入，开展设备改造和技术创新，努力提高机组的节能和环保水平。”汉川公司投资1.8亿元，完成了4台30万千瓦机组通流改造，降低煤耗约25克/千瓦时，每年可节约标准煤16万吨，减少二氧化碳排放40万吨，获中央财政节能减排全额奖励；完成4台30万机组烟气脱硫改造，年减排二氧化硫约5万吨。该公司还相继实施了电机变频改造、锅炉微油点火、低氮燃烧器改造、干排渣改造、脱销系统改造、脱硫增容改造等一系列技改项目。2016年，该公司又开始实施超低排放改造，逐步减少企业的碳足迹，降低污染物排放，待2017年完成6台机组的超低排放改造后，烟气污染物浓度将达到天然气发电机组排放标准。

荆州公司将环境保护工作从源头抓起，根据混配掺烧的需要，荆州公司继续采取“控硫保价”的煤炭采购政策，保证采购“海进江”煤的数量，使用北方低硫煤掺配库存高硫煤，控制入炉煤的含硫量。荆州公司通过加强脱硫脱硝设备及材料管理，保证机组的脱硫脱硝效率，减少了烟气污染物的排放。

青山公司作为城市电厂，环保责任艰巨，为此公司提前谋划，分步实施三台机组超低排放改造计划。

2015年5月完成13号机组脱硫提效改造和湿式电除尘改造、7月完成12号机组脱硫提效改造、12月完成14号机组脱硫提效改造和湿式电除尘器改造、脱硝提效改造，2016年4月完成13号机组脱硝提效改造，同时，完成煤场防风抑尘项目，全厂废水综合治理项目亦已完成初步可研，筒仓新建也已列入计划。2016年3月10日，公司13号14号机组顺利通过第三方超低排放监测，同时，与地方环保部门积极联系，于4月25日取得13号14号机组超低排放效果确认批复及14号机组除尘批复，目前，三台机组均已完成超低排放改造，为省内首家取得超低排放确认的电厂。

在全过程坚持节能降耗

长源公司还十分注重加强对标管理，优化机组运行，切实做好减排和节能降耗工作。

荆州公司深入分析可挖潜的节能空间，将影响机组经济性的主要指标纳入对标管理范畴，制定节能降耗措施，建立了运行小指标预警机制，健全了设备检修及技改后评价机制，对各项指标的经济分析和运行调整，优化重要指标比重，实现精细化操作。该公司要求运行值对小指标完成情况进行总结分析，深入剖析和对标点评各项小指标偏差影响因素，并对各机组小指标完成情况统计考评进行奖励和考核，确保了能耗指标的持续下降。该公司在查找偏离设计值指标，在厂用电率、汽机热耗、锅炉效率等方面深挖节能潜力，提升装备效率。按照对标管理的原则，该厂对能耗指标进行分析诊断，通过加装监控测点、修正指标区间，指导运行优化调整，降低运行可控耗差。着力于机组余热利用的研究，回收冷源损失和排烟损失，降低机组热耗，全面减少机组热量损失，最大限度地发挥技改成果，设备综合治理能力和装备效率明显提高，优化运行和节能降耗潜力显著增强。

今年，荆门公司一直处于单机运行状态，面对严峻形势，该公司大胆创新，提出了“实现一机双塔，增大循环水冷却面积，降低循环水温”的节能降耗新思路，专门成立了以汽机专业和土建专业为主的攻关小组，在项目的选址、测量、计算和设计上做了大量的工作，制订了详细的设计和改造方案。4月18日，该公司2016年首个大型节能技改项目——六号、七号机冷却塔回水母管联通改造正式完工。通过调研和计算，该项目实施后，可有效地降低单机凝汽器入口循环水的水温2-3摄氏度。夏季工况下循环水温下降2.2摄氏度，可提升真空0.6千帕降低煤耗约1.8克每千瓦时。在目前单机运行时间长的情况下，预计每年可节约成本近200余万元，经济效益可观。

此前，该公司还在七号机组扩大性B修中完成了汽轮机通流间隙调整等通流部分改造工作。经专家论证： 600兆瓦工况下，汽轮机热耗下降175千焦/千瓦时，不考虑锅炉效率及厂用电率影响，供电煤耗下降约7克/千瓦时，节能降耗效果显著。同时，该公司还结合增引风机合一改造，完成了GGH蓄热片改造，预计年节约成本约200万元；完成六号机组B小机汽封和再循环门维护调整后，小机汽耗率大幅度下降，每年增效约250万元。该公司负责运行维护的长源生物质气化项目，年处理生物质能力达5.2万吨，可减排二氧化碳7万吨、烟尘8吨、二氧化硫38.56吨、氮氧化物54.7吨，具有良好的经济效益和社会效益。

热电联产与热电分产相比效率高30%，集中供热与分散小锅炉供热相比效率高50%。2015年，荆州公司积极发挥热电联产优势，努力把燃用煤炭、天然气、生物质等小型锅炉用户纳入到公司热网系统，供热用户由原来的36家增加到现在的75家。目前已敷设供热主管网14.8千米，分支管线8.64千米，每年可以节约标煤6.8万吨，约减排二氧化硫4379吨、氮氧化物497吨、烟尘2.91万吨。

汉川公司集中供热工程被汉川市政府将列入汉川经济开发区的长远规划。目前，汉川公司已实现对经济开发区54家企业供热，区内22台燃煤小锅炉关停，每年减少耗用标煤3万吨、排放二氧化碳7万吨、排放二氧化硫1600吨、排放灰渣尘7万吨，有效地降低了地方能源消耗和污染物排放，给当地人民带来绿色福祉。