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浅析伊敏电厂二期脱硝超低排放改造华能伊敏电厂3号、4号机组安装两台600MW亚临界参数锅炉，分别于2007年6月和12月投入运行。
脱硝系统采用SCR工艺，实际SCR脱硝装置出口NOx 排放浓度为50～90mg/m3。
根据国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的“环发[2015]164号关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知”，考虑电价补贴和电量节能减排调度要求，华能伊敏电厂3号、4号机组有必要进行烟气超低排放改造。
本次改造拟按照NOx排放浓度小于50mg/m3开展。
标签：华能伊敏电厂;烟气超低排放华能伊敏电厂是一座大型煤电一体化坑口电厂，规划容量7000MW，目前以建设三期工程，总装机容量3400MW。
电厂一期2×500MW俄罗斯进口超临界（1、2号机组）与1998年11月和1999年9月投产发电，2000年8月完成竣工环境保护验收;二期扩建2×600MW国产亚临界机组（3、4号机组）与2007年6月和12月投入运行，2008年10月完成竣工环境保护验收;三期扩建2×600MW国产超临界（3、4号机组）机组与2010年12月和2011年1月投入运行。
由于一、二期机组建设时，污染物排放浓度满足当时国家大气污染物排放标准，因此一、二期工程没有同步建设脱硫、脱硝设施。
但随着国家环保标准的更新，伊敏电厂二期的污染物排放不能满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）规定要求。
为使烟气达标排放且进一步改善周边地区空气环境质量，伊敏电厂按国家环保要求于2012年7月1日起对二期机组进行烟气脱硫、脱硝环保改造，脱硫采用石灰石—石膏湿法工艺，脱硝采用SCR脱硝工艺，SCR装置布置在锅炉省煤器和空预器之间，每台锅炉设两台SCR反应器，采用液氨作为还原剂。
催化剂按2+1层布置，初装2层，备用层在最下层，每个反应器单层催化剂模块按5×17布置，蒸汽吹灰。
火电厂烟气脱硫系统超低排放改造实践摘要：为了降低燃煤锅炉烟气排放物中的含量，实现高效、清洁的煤燃烧和发电技术，大多数燃煤电厂都安装了烟气脱硫设施。
本文针对某热电厂350MW机组烟气脱硫系统，为达到国家超低排放标准，对烟气系统、石灰石系统、吸收系统等系统完成了升级改造。
经运行实践证明，通过改造机组实现了超低排放，并且提高了企业的经济效益。
关键词：烟气脱硫；超低排放；改造；效果分析；火电厂1 引言我国的电力生产模式仍然是以煤电为主，这在总的电力生产结构中占近70%的比重，属于严重依赖煤炭发电的结构类型，这种发电模式需要解决的重大技术问题是：提高生产效率，提升生产质量以及控制以二氧化硫为主的污染物的排放。
这就要求火电厂在发电过程中，要做好二氧化硫排放的控制工作，在保障正常电力生产的同时，确保二氧化硫污染物的更少排放，减轻环境压力。
本文分析了某热电公司4号机组脱硫系统存在的问题，给出了脱硫设备超低排放改造的具体工作内容，并给出了改造后的效果分析。
2 某热电厂脱硫控制系统介绍该热电厂二期为1×350MW机组。
该机组汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂有限公司制造的亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、调整抽汽（采暖）、不可调整抽汽（工业）湿冷凝汽式汽轮机。
锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限公司制造的亚临界、自然循环、单炉膛平衡通风、固态干式排渣、全钢构架的∏型汽包炉，锅炉最大连续出力 1165t/h，锅炉允许最低稳燃负荷（不投油）35% B-MCR。
机组采用的是石灰石—石膏湿法脱硫系统。
系统布置遵循一炉一塔制，布置，工艺系统构成包括烟气系统、石灰石浆液制备系统、吸收系统、工业水系统、压缩空气系统、石膏脱水系统等。
控制系统采用由GE能源集团推出的XDPS-400e系统。
3 超低排放改造工程原则性方案国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的“发改能源[2014]2093号关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年）》的通知”要求，燃煤机组大气污染物排放物浓度达到燃机排放标准（即在基准氧含量6%的条件下，以下同，烟尘、二氧化硫排放浓度分别不高于10、35mg/m）。
国家发展改革委环境保护部国家能源局联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》
佚名
【期刊名称】《资源节约与环保》
【年(卷),期】2014(0)10
【摘要】为落实《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014-2020年）的通知》（国办发[2014]31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．国家发展改革委、环境保护部、国家能源局联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》。
《计划》的指导思
想和行动目标如下：
【总页数】1页(PI0009-I0009)
【关键词】国家发展改革委;能源发展战略;节能减排;环境保护;煤电;改造;国务院办
公厅;能源生产
【正文语种】中文
【中图分类】TK01
【相关文献】
1.国家能源局下发中央电企煤电节能减排升级改造目标 [J],
2.国家发展改革委环境保护部国家能源局关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》的通知 [J], ;
3.省政府办公厅关于转发省发展改革委省环保厅江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)的通知 [J], ;
4.发展改革委环境保护部能源局关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》的通知 [J],
5.深刻把握煤电节能减排升级改造的重大现实意义国家发展改革委副主任、国家能源局局长吴新雄调研煤电节能减排升级改造行动计划 [J], 小聂
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《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》。
计划到2020年，力争使煤炭占一次能源消费比重下降到62%以内。
2017年3月13日，山东省经济和信息化委员会山东省人民政府节约能源办公室联合下发《山东省循环经济“十三五”发展规划》。
规划到2020年，全省万元GDP能耗比2015年降低17%，即2020年单位GDP能耗0.59吨标准煤/万元。
10.3.1.2 园区能源利用管控目标根据园区规划，到2035年，全区单位GDP能耗1.36吨标准煤/万元。
因规划区为工业集中区，其单位GDP能耗指标较全省平均水平要高。
针对此，园区从系统措施、工艺措施、热电措施等三方面制定了节能措施，力争到规划期末，园区万元增加值能耗比目前水平下降30%，确保园区能源消耗指标能够满足控制要求。
10.3.2 水资源利用总量与效率管控10.3.2.1 泰安市水资源利用管控目标根据泰安市实行最严格水资源管理制度的目标，到2020年，全市用水总量力争控制在13.59亿立方米以内，全市万元国内生产总值用水量达到省下达考核指标要求，万元工业增加值用水量降至10立方米以下。
其中，东平县水资源利用指标为：到2020年，东平县用水总量控制在19263万立方米以内，万元工业增加值用水量降低到13立方米以下；到2030年，东平县用水总量控制在19263万立方米以内，万元工业增加值用水量降低到10立方米以下。
10.3.2.2 园区水资源总量管控目标规划至2035年，新区需水总量3927万立方米/年，万元工业增加值用水量约9立方米，比2016年降低30%。
园区水资源消耗指标满足控制红线要求。
10.4 环境准入负面清单10.4.1.1 总体性准入要求1、入区项目必须与国家产业政策相符，必须与园区的产业导向相符，优先引进《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013年修正）鼓励类项目。
禁止引进限制类、淘汰类项目及与有关产业政策和导向不符的项目。
煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）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（2014-2020年）的通知》（国办发〔2014〕31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，制定本行动计划。
一、指导思想和行动目标（一）指导思想。
全面落实“节约、清洁、安全”的能源战略方针，推行更严格能效环保标准，加快燃煤发电升级与改造，努力实现供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重“三降低”和安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重“三提高”，打造高效清洁可持续发展的煤电产业“升级版”，为国家能源发展和战略安全夯实基础。
（二）行动目标。
全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称“克/千瓦时”）；东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。
到2020年，现役燃煤发电机组改造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。
在执行更严格能效环保标准的前提下，到2020年，力争使煤炭占一次能源消费比重下降到62%以内，电煤占煤炭消费比重提高到60%以上。
二、加强新建机组准入控制（三）严格能效准入门槛。
新建燃煤发电项目（含已纳入国家火电建设规划且具备变更机组选型条件的项目）原则上采用60万千瓦及以上超超临界机组，100万千瓦级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分别不高于282、299克/千瓦时，60万千瓦级湿冷、空冷机组分别不高于285、302克/千瓦时。
浅谈国内首台大型超临界再热型抽汽背压式汽轮机特点摘要：本文主要介绍了背压式汽轮机组发展的背景及政策引导，阐述了背压式汽轮机与抽凝式汽轮机的不同点，使大众对背压机有个更直观的认识，也为以后背压机组的建设提供参考。
关键词：背压式汽轮机；国内首台；以热定电1、前言国家相关部门联合印发《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[2014]2093号）要求，既要实现大型工业区高参数工业蒸汽的集中供应，也要同时实现高效率发电。
按照“以热定电热电联产”的模式，对于有充足、稳定产业热负荷和采暖负荷的地区，原则上建设背压式汽轮机组，按抽背联合运行方式供热，优先安排背压型热电联产机组的原则确定机组容量和机组型式。
2、发展背景采用热电联产机组进行供热具有节能环保及综合能源利用率高等特点，是解决产业园区集中供热的主要热源，通过配套产业布置，优化资源配置结构，降低经济发展能耗，有利于绿色经济发展。
在碳达峰和碳中和的大背景下，国家相关部门倡导热电联产，以求突破原有的能源发展模式，逐渐取代原先的只发电或只供热的单一模式。
本机组作为某工业区的基础配套工程，通过集中供汽，进一步优化本区域的能源配置结构，增强集中供热能力，实现以热定电，热电联供，不仅有效促进节能减排、环境保护、缓解电力紧张、提高能源的利用率，还有助于提升工业区投资环境与城市品味、档次。
符合国家能源产业政策，是国家鼓励发展的节能、环保项目。
3、背压式汽轮机特点该机组为国内首台自行研发设计的大型超临界再热型抽汽背压式汽轮机，与传统类型抽凝式机组相比具有以下几个特点。
特点1，背压式汽轮机没低压缸和凝汽器，但是在汽轮机辅机设备中设置了回收器。
回收器是背压式汽轮机辅助设备中最主要的设备之一，回收器除能接受主机排汽、本体疏水以外，还具有接受汽机旁路排汽、高、低压加热器事故疏水及除氧器溢流水的能力，此外还接收由锅炉启动系统来的品质合格的锅炉启动疏水。
福建省生态环境厅关于石狮热电公司综合节能减排改造工程环境影响报告书的批复文章属性•【制定机关】福建省生态环境厅•【公布日期】2020.07.02•【字号】闽环评审〔2020〕5号•【施行日期】2020.07.02•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】环境影响评价正文福建省生态环境厅关于石狮热电公司综合节能减排改造工程环境影响报告书的批复闽环评审〔2020〕5号福建省石狮热电有限责任公司：你公司《关于申请审批石狮热电公司综合节能减排改造工程环境影响报告书的报告》收悉。
经研究，现就本项目环境影响报告书批复如下：一、石狮热电公司综合节能减排改造工程（项目代码：2019-350581-44-02-061561）位于石狮市祥芝镇大堡工业集控区,主要内容包括：新建1台240t/h高温超高压循环流化床锅炉和1台33MW背压汽轮发电机组，同步建设脱硝、除尘装置及配套设施；现有2台75t/h和1台145t/h锅炉烟气进行超低排放改造，本工程建成后现有2台75t/h锅炉转为备用。
本工程不新建供热管网。
该项目已经福建省发展和改革委员会核准（闽发改网审能源〔2019〕229号），根据报告书评价结论、省环境影响评价技术中心评估结论、泉州市生态环境局审查意见，在全面严格落实报告书提出的各项生态环境保护措施后，污染物可达标排放，从环境保护角度，我厅原则同意环境影响报告书结论和生态环境保护对策措施。
二、在项目建设与生产管理中，你公司应认真对照并落实报告书提出的各项环保对策措施，并着重做好以下工作：（一）在设计、建设和运行中，按照“环保优先、绿色发展”的目标定位和循环经济、清洁生产的理念，进一步优化工艺路线和设计方案，选用优质装备和原辅料，强化各装置节能降耗措施，采用烟气超低排放等技术，减少污染物的产生量和排放量。
（二）生态环境保护措施1.大气污染防治。
现有的2台75t/h和1台145t/h锅炉脱硝超低改造采用SNCRz工艺，沿用氨水为脱硝还原剂，脱硝效率不低于80%；除尘利用现有的除尘设施，总除尘效率不低于99.9%；对现有脱硫塔提效改造，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，脱硫效率不低于98.5%。
SCR脱硝系统喷氨优化调整试验为了调高脱硝系统效率，在满足环保超低排放标准的前提下，减少喷氨量、降低氨逃逸率、降低空预器堵塞风险，对某电厂超临界2×700MW燃煤机组脱硝系统进行喷氨优化调整试验。
通过调整喷氨手动门开度，合理调节SCR喷氨量，使SCR脱硝系统出口氮氧化物浓度分布的均匀性得到改善，降低了局部氨逃逸峰值，降低了空预器堵塞的风险。
随着火电厂最新大气污染排放标准的颁布及煤电节能减排升级与改造行动计划的实施，燃煤电厂必须更加严格地控制烟气中NO x的排放量。
选择性催化还原（SCR）脱硝技术因脱硝效率高且运行稳定可靠，而被广泛应用于燃煤电厂。
脱硝效率、喷氨量大小和氨气逃逸率是衡量SCR脱硝系统运行是否良好的重要依据。
电厂在实际运行过程中，由于负荷、锅炉燃烧工况、煤种、喷氨格栅阀门开度、烟道流场均匀性、吹扫间隔时间等因素均会影响SCR脱硝效率和氨逃逸率。
逃逸氨在空预器中会生成黏性的硫酸铵或硫酸氢铵，减小空预器流通截面，造成空预器堵灰。
空预器堵灰不仅影响锅炉运行的经济性而且显著降低锅炉安全性，严重影响脱硝机组的安全稳定运行。
目前燃煤电厂可以选择新型的SCR脱硝系统喷氨格栅类型、布置方式及改造喷氨管，调整喷氨量和喷复均匀性，改进催化剂入口氨氮比，优化烟气导流板布置、烟气流速的均布性，或研发与应用烟气脱硝系统自动控制技术。
通过提升自控系统稳定性和可靠性等措施，可提高SCR脱硝系统出口NO x分布均匀性，防止局部氨选逸超标，减轻空预器堵灰、腐蚀、运行阻力等问题。
某厂由于投产时间早，投产时由于国家环保要求不高，脱硝系统按出口氮氧化物排污浓度200mg/m3设计。
随着国家环保要求的提升，为满足发改能源〔2014〕2093号文件《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》的要求，该厂将氮氧化物排放浓度稳定的控制到50mg/m3以下，该厂进行了SCR烟气脱硝提效改造，主要是加装5号炉第三层及6号炉第二层催化剂来达到NO x浓度超低排放。
珠海发电厂分级省煤器及SCR改造的分析研究摘要：为适应环保要求，珠海电厂1号及2号锅炉分别于2012年及2013年进行了低氮燃烧器改造及选择性催化还原脱硝（SCR）改造。
当机组负荷高时，SCR反应器可以正常投入，脱硝效果显著。
但是当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于SCR装置的最佳反应温度，无法满足脱硝装置的投运要求。
为了适应更加严格的新环保法规，需要对原有尾部烟道烟气汽水系统及脱硝装置进行改造，以达到超低排放标准。
关键词：脱销；省煤器；烟气温度；超低排放引言：珠海发电厂装备两台700MW亚临界燃煤发电机组，锅炉是日本三菱重工设计制造的MB‐FRR型、亚临界参数、一次中间再热、强制循环、四角切圆、燃煤汽包锅炉。
过热器系统装有二级喷水减温装置，再热器系统装有一级喷水减温装置来调节再热蒸汽温度，也可以通过调整燃烧器摆角来调节蒸汽温度。
珠海电厂1号及2号锅炉分别于2012年及2013年进行了低氮燃烧器改造及选择性催化还原脱硝（SCR）改造。
SCR装置布置在省煤器的下游、空气预热器的上游，这种布置在高负荷（500MW以上）时能够保证省煤器出口烟气温度处于SCR反应的最佳温度区间。
研究表明：SCR装置的最佳反应温度范围为310°C -400°C。
机组负荷在500MW以上时，SCR反应器入口烟温范围为310°C -400°C，可以正常投入SCR反应器，脱硝效果显著。
1.改造原因1.1低负荷下省煤器出口烟温过低珠海电厂1号、2号锅炉分级省煤器改造前各负荷下省煤器出口（既SCR入口）烟气温度。
50%ECR工况下，1号锅炉SCR入口烟温为287.01℃，2号锅炉SCR入口烟温为292.78℃，低于SCR反应器的最低工作温度310℃。
而在250MW工况运行时，SCR入口烟温更低，1号锅炉仅276.17℃；2号锅炉仅为278.13℃，如表1。
表1：各负荷下SCR入口烟气温度当锅炉低负荷（500MW以下）运行时，SCR反应器入口烟温低于310℃，催化剂活性较低，一方面使得脱硝效率降低，另一方面氨逃逸率较高，逃逸的NH3会和烟气中的SO3反应生成（NH4）2SO4（结晶），严重时会造成催化剂反应通道和下游空气预热器的堵塞。
ECOLOGY区域治理新形势下生活垃圾焚烧发电大气环境污染控制与影响分析芜湖海螺投资有限公司 禹小龙摘要：在此新形势下，政府和公众对垃圾焚烧带来的大气污染危害的关注度日益提升，相关部门陆续发布了一系列污染物排放控制标准和自动监测技术规范等文件，对垃圾焚烧大气污染物排放浓度的控制要求日趋严格。
一些地方政府甚至已经要求新建垃圾焚烧发电项目主要污染物排放浓度参照火电厂大气污染物超低排放要求进行。
关键词：生活垃圾焚烧发电；大气环境污染；控制；影响中图分类号：[TE991] 文献标识码：A 文章编号：2096-4595（2020）20-00123-0002一、生活垃圾焚烧发电简述当前，随着社会经济的发展，国民生活水平日益提升，在这样的背景下，城市化建设的进程不断加速，城市的人口数量锐增，导致城市生活垃圾数量越来越多。
在绿色发展理念下，对生活垃圾进行分类处理，实现生活垃圾的资源化、减量化和无害化是当前垃圾处理的发展趋势。
生活垃圾焚烧发电是借助焚烧炉，在高温氧化的作用下，将生活垃圾中的可燃烧物质进行氧化，使其转化成水和二氧化碳。
在高温焚烧的过程中，被焚烧的生活垃圾会产生并释放大量的热能，运用这些热能带动发电机，就可以实现发电并供电。
此外，在垃圾焚烧过程中，还会产生一定量的碎渣和烟气，必须对其进行有效处理，才能确保垃圾处理无害化。
二、生活垃圾焚烧发电的工艺流程分析（一）垃圾储存城市生活垃圾主要是厨余垃圾，但还包括纸制品、塑料制品、陶瓷制品和金属制品等不同类型的垃圾，其中有不少的垃圾属于有害垃圾，在焚烧处理前必须挑选出其中有害且无法燃烧的垃圾，然后将可焚烧处理的垃圾转入垃圾储池中集中存储，当存储到一定量后对其进行搅拌和搅碎处理。
（二）垃圾焚烧当存储的垃圾经过搅拌和搅碎处理后，可运用机械设备将其运输到焚烧炉炉口，然后投入炉口开始焚烧处理。
在焚烧的过程中，会产生一定量的炉灰和炉渣，需要进行清理。
在实际生活中，垃圾焚烧使用的焚烧炉大致上可分为机械炉排、循环流化床和回转式焚烧炉这三大类型，每个类型的焚烧炉使用的焚烧方法各不相同。
附件煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）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（2014—2020年）的通知》（国办发〔2014〕31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，制定本行动计划。
一、指导思想和行动目标（一）指导思想。
全面落实“节约、清洁、安全”的能源战略方针，推行更严格能效环保标准，加快燃煤发电升级与改造，努力实现供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重“三降低”和安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重“三提高”，打造高效清洁可持续发展的煤电产业“升级版”，为国家能源发展和战略安全夯实基础。
（二）行动目标。
全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称“克/千瓦时”）；东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。
到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于3101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。
在执行更严格能效环保标准的前提下，到2020年，力争使煤炭占一次能源消费比重下降到62%以内，电煤占煤炭消费比重提高到60%以上。
二、加强新建机组准入控制（三）严格能效准入门槛。
新建燃煤发电项目（含已纳入国家火电建设规划且具备变更机组选型条件的项目）原则上采用60万千瓦及以上超超临界机组，100万千瓦级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分别不高于282、299克/千瓦时，60万千瓦级湿冷、空冷机组分别不高于285、302克/千瓦时。
30万千瓦及以上供热机组和30万千瓦及以上循环流化床低热值煤发电机组原则上采用超临界参数。
对循环流化床低热值煤发电机组，30万千瓦级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分别不高于310、327克/千瓦时，60万千瓦级湿冷、空冷机组分别不高于303、320克/千瓦时。
（四）严控大气污染物排放。
新建燃煤发电机组（含在建和项目已纳入国家火电建设规划的机组）应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，不得设置烟气旁路通道。
东部地区（辽宁、北京、2天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市）新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米），中部地区（黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省）新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。
支持同步开展大气污染物联合协同脱除，减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。
（五）优化区域煤电布局。
严格按照能效、环保准入标准布局新建燃煤发电项目。
京津冀、长三角、珠三角等区域新建项目禁止配套建设自备燃煤电站。
耗煤项目要实行煤炭减量替代。
除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目；现有多台燃煤机组装机容量合计达到30万千瓦以上的，可按照煤炭等量替代的原则建设为大容量燃煤机组。
统筹资源环境等因素，严格落实节能、节水和环保措施，科学推进西部地区锡盟、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等大型煤电基地开发，继续扩大西部煤电东送规模。
中部及其他地区适度建设路口电站及负荷中心支撑电源。
（六）积极发展热电联产。
坚持“以热定电”，严格落实热负荷，科学制定热电联产规划，建设高效燃煤热电机组，同步完善配套供热管网，对集中供热范围内的分散燃煤小锅炉实施替代和限期淘汰。
到2020年，燃煤热电机组装机容量占煤电总装机容量比重3力争达到28%。
在符合条件的大中型城市，适度建设大型热电机组，鼓励建设背压式热电机组；在中小型城市和热负荷集中的工业园区，优先建设背压式热电机组；鼓励发展热电冷多联供。
（七）有序发展低热值煤发电。
严格落实低热值煤发电产业政策，重点在主要煤炭生产省区和大型煤炭矿区规划建设低热值煤发电项目，原则上立足本地消纳，合理规划建设规模和建设时序。
禁止以低热值煤发电名义建设常规燃煤发电项目。
根据煤矸石、煤泥和洗中煤等低热值煤资源的利用价值，选择最佳途径实现综合利用，用于发电的煤矸石热值不低于5020千焦（1200千卡）/千克。
以煤矸石为主要燃料的，入炉燃料收到基热值不高于14640千焦（3500千卡）/千克，具备条件的地区原则上采用30万千瓦级及以上超临界循环流化床机组。
低热值煤发电项目应尽可能兼顾周边工业企业和居民集中用热需求。
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4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。
（九）实施综合节能改造。
因厂制宜采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用、电机变频、供热改造等成熟适用的节能改造技术，重点对30万千瓦和60万千瓦等级亚临界、超临界机组实施综合性、系统性节能改造，改造后供电煤耗力争达到同类型机组先进水平。
20万千瓦级及以下纯凝机组重点实施供热改造，优先改造为背压式供热机组。
力争2015年前完成改造机组容量1.5亿千瓦，“十三五”期间完成3.5亿千瓦。
（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，2014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5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。
在气源有保障的条件下，京津冀区域城市建成区、长三角城市群、珠三角区域到2017年基本完成自备燃煤电站的天然气替代改造任务。
四、提升机组负荷率和运行质量（十二）优化电力运行调度方式。
完善调度规程规范，加强调峰调频管理，优先采用有调节能力的水电调峰，充分发挥抽水蓄能电站、天然气发电等调峰电源作用，探索应用储能调峰等技术。
合理确定燃煤发电机组调峰顺序和深度，积极推行轮停调峰，探索应用启停调峰方式，提高高效环保燃煤发电机组负荷率。
完善调峰调频辅助服务补偿机制，探索开展辅助服务市场交易，对承担调峰任务的燃煤发电机组适当给予补偿。
完善电网备用容量管理办法，在区域电网内统筹安排系统备用容量，充分发挥电力跨省区互济、电量短时互补能力。
合理安排各6类发电机组开机方式，在确保电网安全的前提下，最大限度降低电网旋转备用容量。
支持有条件的地区试点实行由“分机组调度”调整为“分厂调度”。
（十三）推进机组运行优化。
加强燃煤发电机组综合诊断，积极开展运行优化试验，科学制定优化运行方案，合理确定运行方式和参数，使机组在各种负荷范围内保持最佳运行状态。
扎实做好燃煤发电机组设备和环保设施运行维护，提高机组安全健康水平和设备可用率，确保环保设施正常运行。
（十四）加强电煤质量和计量控制。
发电企业要加强燃煤采购管理，鼓励通过“煤电一体化”、签订长期合同等方式固定主要煤源，保障煤质与设计煤种相符，鼓励采用低硫分低灰分优质燃煤；加强入炉煤计量和检质，严格控制采制化偏差，保证煤耗指标真实可信。
限制高硫分高灰分煤炭的开采和异地利用，禁止进口劣质煤炭用于发电。
煤炭企业要积极实施动力煤优质化工程，按要求加快建设煤炭洗选设施，积极采用筛分、配煤等措施，着力提升动力煤供应质量。
（十五）促进网源协调发展。
加快推进“西电东送”输电通道建设，强化区域主干电网，加强区域电网内省间电网互联，提升跨省区电力输送和互济能力。
完善电网结构，实现各电压等级电网协调匹配，保证各类机组发电可靠上网和送出。
积极推进电网智能化发展。
7（十六）加强电力需求侧管理。
健全电力需求侧管理体制机制，完善峰谷电价政策，鼓励电力用户利用低谷电力。
积极采用移峰、错峰等措施，减少电网调峰需求。
引导电力用户积极采用节电技术产品，优化用电方式，提高电能利用效率。
五、推进技术创新和集成应用（十七）提升技术装备水平。
进一步加大对煤电节能减排重大关键技术和设备研发支持力度，通过引进与自主开发相结合，掌握最先进的燃煤发电除尘、脱硫、脱硝和节能、节水、节地等技术。
以高温材料为重点，全面掌握拥有自主知识产权的600℃超超临界机组设计、制造技术，加快研发700℃超超临界发电技术。
推进二次再热超超临界发电技术示范工程建设。
扩大整体煤气化联合循环（IGCC）技术示范应用，提高国产化水平和经济性。
适时开展超超临界循环流化床机组技术研究。
推进亚临界机组改造为超（超）临界机组的技术研发。
进一步提高电站辅机制造水平，推进关键配套设备国产化。
深入研究碳捕集与封存（CCS）技术，适时开展应用示范。
（十八）促进工程设计优化。
制（修）订燃煤发电产业政策、行业标准和技术规程，规范和指导燃煤发电项目工程设计。
支持地方制定严于国家标准的火电厂大气污染物排放地方标准。
