节能减排工作实施方案

节能减排工作实施方案

节能减排工作实施方案为贯彻落实党中央、国务院关于节能减排工作的一系列方针、政策，建设资源节约型、环境友好型企业，根据《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国发［2007］15号），结合集团公司实际，制定本方案。一、指导思想和目标任务指导思想：以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，全面贯彻落实科学发展观，以提高能源利用效率和保护环境为核心，以强化管理、调整结构、科技进步为根本，以火电厂节能减排工作为重点，以建立有效的激励约束机制为手段，加强领导，落实责任，扎实做好节能减排工作，打造资源节约型和环境友好型企业，全面完成集团公司节能减排目标，实现集团公司科学发展、节约发展、清洁发展。目标任务：到2010年，集团公司供电煤耗完成333克/千瓦时；二氧化硫排放总量在2005年的基础上削减42.8%，控制在90.2万吨以内。1.“十一五”期间供电煤耗年度目标：（克/千瓦时）年度2007年2008年2009年2010年供电煤耗完成值3493423373332.不同类型机组到2010年供电煤耗目标：（克/千瓦时）\n机组类型容量（MW）供电标准煤耗超超临界机组1000290超临界机组600305亚临界机组600320亚临界空冷机组600340亚临界机组350321亚临界机组300～330332超高压机组2003553.不同类型机组2010年发电水耗目标：［m3/（s·GW）］冷却方式机组容量淡水循环供水系统海水直流供淡水指标空冷机组供淡水指标单机容量≥300MW机组≤0.6≤0.06≤0.12单机容量＜300MW机组≤0.7≤0.1≤0.154．新投产机组供电煤耗等主要经济技术指标1年内达到设计值，力争两年内达到国内同类型机组先进水平。二、组织机构为加强对节能减排工作的组织领导，集团公司成立节能减排工作领导小组。\n组长：周大兵副组长：于崇德成员：张宗富　张树民　张成杰　谢长军　许援朝　王宝乐高嵩　陈斌　王忠渠　孙少平　方春阳　韩方运孟廷荣　徐凤刚领导小组的主要职责是：全面贯彻落实国家有关节能减排方面的精神和要求，部署集团公司节能减排工作，协调解决工作中的重大问题。领导小组办公室设在安全生产部。办公室主任：王忠渠副主任：刘建民分（子）公司、所属公司（单位）主要负责人对本企业节能减排工作负总责，成立由主要负责人任组长的节能减排工作领导小组，主要职责是：1.贯彻落实国家和集团公司的节能减排方针、政策、法规、标准等；2.制订本单位节能减排规划，核定主要能耗考核指标；3.组织节能减排措施的落实；4.开展节能减排宣传教育，组织节能培训，提高员工的节能减排意识；5.及时总结经验和分析存在的问题，提出改进措施，并组织实施。\n三、主要措施（一）加强宣传培训，强化节能减排意识。节约能源、保护环境是党中央、国务院的重大战略决策，是中央企业应该履行的社会责任，是集团公司改善结构、加快发展、提高效益的内在需要。认真开展节能减排教育培训，宣传节能减排的意义，提高全员节能减排意识。（二）坚持科学发展，优化电源结构。坚持“优先发展水电，优化发展火电，争取发展核电，积极发展新能源和可再生能源”的方针，进一步加大结构调整力度，扩大风电、水电等可再生能源发电规模。加大在电力需求大、经济效益好区域的投资力度，优先建设60万千瓦及以上高效环保大容量火电机组和30万千瓦及以上供热机组，积极推进煤电一体化电源项目建设。到“十一五”期末，30万千瓦及以上的大容量、高效率机组比例由2005年的54%提高到86%。认真执行国家“上大压小”政策，通过电量置换，优化电量结构，逐步降低单位产品能源消耗，减少废气、废水等污染物排放。“十一五”期间关停小火电机组629.7万千瓦，其中：2007年关停39台197.6万千瓦，2008年关停3台32.5万千瓦，2009年关停4台39万千瓦，2010年关停51台320.6万千瓦。积极推进清洁电源发展，加快风电开发，开发建设生物质能发电项目；加快IGCC项目试点，进行清洁发电技术的储备。（三）加大技术改造力度，积极推广新技术的应用。\n积极推广应用先进成熟的节能技术，提高设备的安全性、经济性。认真分析现有设备的运行状况，对配置不合理、运行效率较低的设备系统，有针对性地编制中长期节能技术改造规划，分年度实施，以保证节能目标的实现。认真组织重大节能改造项目的技术可行性研究，制订实施方案，落实施工措施，结合设备检修有计划地组织实施，及时对改造后的效果作出考核评价。重点实施20万千瓦以上机组节能减排技术改造，机组技术改造后主要指标达到国内同类型机组先进水平。1.汽轮机设备改造。实施汽轮机组通流部分高效、增容改造。汽轮机热耗率大于设计值1.02倍以上的机组，要利用大修的机会治理整改，必要时实施汽轮机通流部分改造，改善调速汽门重叠度，减少节流损失，改造汽封结构等，降低汽轮机热耗。200MW机组改造后供电煤耗低于355g/（kW·h）。300MW机组改造后供电煤耗降到332g/（kW·h）。改造结构不合理、效率较低的凝汽器真空抽汽系统。将国产汽轮机的单管短喉部射水抽汽器改为新型高效抽汽器或回转式真空泵。通过性能试验，分析调门压损、轴封漏汽、动叶叶顶和隔板汽封造成的损失，应用先进技术实施改造，减少漏汽损失，不断提高汽轮机组效率。\n强化冷端管理。对循环水泵特性进行测试，对效率偏低或参数与冷却水系统不相匹配的水泵进行技术改造。对采用老式网格填料的冷却塔，根据效益评估进行高效淋水填料和新型喷溅装置的改造，提高冷却效率。2.锅炉设备改造。根据锅炉结构特点及煤质情况，推广应用煤粉锅炉等离子点火或锅炉小油量气化燃烧点火及稳燃技术。对与制粉系统参数不相匹配的粗、细粉分离器，排粉机（或一次风机）进行改造，充分发挥磨煤机的潜力，降低制粉电耗。3.推广辅机节电技术。应用变频调速、双速电机、液体电阻变速和液力耦合器调速等技术，对设计裕量较大、长期在低负荷工况下运行的大功率辅机进行改造。各类水泵、风机要通过试验摸清运行效率、阀门挡板压损、系统阻力和辅机配置情况，针对性的对辅机进行治理整改。改造低效给水泵，采用新型叶轮、导流部件及密封装置，以提高给水泵效率。（四）强化运行管理，优化运行方式。高度重视节能调度。认真研究《节能发电调度办法（试行）》，分析本区域内同类型机组厂用电率、供电标准煤耗率、污染物排放水平等主要指标情况，找准差距，采取措施，降低能耗，力争在负荷节能调度中取得先机。开展电量置换，大机组替代小机组、水电替代火电发电，提高能源利用效率。\n加强锅炉运行管理。积极采用低氧、低氮燃烧技术，控制最佳煤粉细度，提高磨煤机出口温度，减少炉膛和烟道漏风，定期测量空预器的漏风情况，维持合理的一、二次风量，加强锅炉吹灰系统的维护和管理，努力降低排烟温度。燃烧非单一煤种的电厂，要制定配煤管理办法，根据不同煤种及锅炉设备特性，研究确定最佳配煤方案。定期开展锅炉漏风、空气预热器漏风等试验工作。积极开展主要辅机的性能试验，制定特性曲线。开展制粉系统优化运行试验，确保经济运行。加强汽轮机运行管理。积极开展机组经济运行的试验工作，通过试验确定最佳真空、定滑压运行控制曲线等指导运行人员操作。定期开展真空严密性试验，200MW及以上机组真空下降应小于300帕/分钟，发现异常应及时组织分析，查找原因，并及时消除泄漏。加强回热系统管理。确保高压加热器的投入率大于97%，高压加热器启停中严格控制温度变化速率，防止温度急剧变化，运行中保持正常水位，保证高压加热器旁路阀门的严密性。重视各级加热器的端差和相应抽汽的充分利用，尤其是处于负压的低压加热器的运行情况，使回热系统符合最经济的运行方式。加强循环水系统管理。每年对冷却塔进行简化试验，冷幅值达不到要求的要进行鉴定性试验，找出存在的问题进行治理。相同类型的冷却塔，最少要完成一台性能鉴定试验和年平均负荷下的水量变化试验，确定最佳的水塔冷却效果、循环泵节电运行控制方式，制定循环水系统季节性流量调整措施。\n合理降低排污率。根据机组汽水品质情况，延长锅炉定期排污时间。做好机、炉等热力设备的疏水、排污及机组启、停时的排汽和放水的回收。（五）加强技术监督工作。认真开展节能、环保技术监督工作，明确技术监督专责人，按照节能、环保技术监督管理规定认真开展工作，定期召开技术监督分析会，及时分析指标，提出整改措施。认真做好节能减排监测工作。能源计量器具（煤、水、电、汽、油）配备率及检测合格率达到100%，精度达到相关标准的要求。入炉煤计量、蒸汽计量、水流计量一次元件和仪表回路必须满足运行分析等级要求。电能计量准确，计量装置建立校验、使用和维护制度。发电企业非生产用能与生产用能严格分开，加强管理，节约使用。非生产用能应进行计量（包括多经）并收费。（六）认真开展对标管理。各发电企业要把厂用电率、供电煤耗率、水耗率、污染物排放等主要节能减排指标同国内同类型机组最好水平和设计值进行比较分析，在试验和能耗分析的基础上，找出超标的指标和不合理运行的设备、系统，并进行治理，努力使经济技术指标达到国内先进水平。各发电企业每季度要开展能耗、污染物排放、主要经济技术指标的分析，形成分析报告，经主管领导审批后于下季度第一个月10日前报集团公司。信息报送要求及时、准确、完整。（七）加强生产用水管理。\n加强用水定额管理，采取有效措施，千方百计节约用水。定期开展水平衡测试，分析不合理用水的设备和系统，进行运行方式的优化和设备改造。冷却水、循环水的补充用水总量，原则上不能大于水塔蒸发量与排污量之和的1.1倍。除盐水制水过程的自用水量一般小于30%，循环水有软化处理工艺的一般自用水量不超过10%。循环冷却系统，要采取防止结垢和腐蚀的措施，并根据厂区供水水质条件，积极试验研究，适当提高循环水浓缩倍率。积极开展循环水处理和排污水处理回收工作，降低水耗。积极采用除尘器干式除灰技术，扩大综合利用途径；在缺水地区推广干灰调湿堆贮工艺，减少冲灰用水量。采用水冲灰的火电厂要根据排灰量调整冲灰水量，在保证灰水流速的条件下，高浓度灰浆泵出灰系统灰水比维持在1∶2左右，普通灰浆泵出灰系统灰水比维持在1∶8左右。认真做好冲灰水和生活污水的回收利用。做好轴瓦的冷却水和盘根的密封水的回收利用。热电厂要加强供热管理，与用户协作，采取积极措施，按设计（或协议）规定数量返回合格的供热回水。（八）加强生产用油管理。重视节油工作。制定耗油管理办法，加强管理，努力节约点火用油和助燃用油。积极采用锅炉无油或少油点火技术，降低油耗。锅炉燃煤要满足锅炉正常燃烧的要求，燃煤指标尽可能地达到或接近设计指标，积极开展低负荷稳燃的试验和研究，减少锅炉助燃用油。加强机组启停管理，制定机组启停曲线，努力控制启停用油。（九）加强脱硫除灰系统管理。\n新建火电机组必须实现脱硫设施与主设备同时设计、同时建设、同时投入运行，积极实施老机组的脱硫技术改造和低氮氧化物燃烧技术改造，努力减少二氧化硫和氮氧化物排放。脱硫系统投入率达到95%以上，脱硫效率达到设计要求，二氧化硫排放控制在标准要求以内。实际燃用煤种长期偏离设计煤种，脱硫系统不能正常运行的发电企业，积极研究，制定方案，实施技改。脱硫系统配有GGH的发电企业，要积极开展取消GGH的技改方案研究，努力降低脱硫能耗。调节裕度大的增压风机、浆液泵等，要积极采用变频或双速调节控制。加强电除尘设备的运行管理。调节电除尘各项参数在设计范围内，定期检测电除尘效率，确保除尘效率不低于设计值。积极采用电除尘电源节能控制系统，降低电除尘电耗。（十）加强设备检修维护管理。认真做好设备的检修维护，及时消除设备缺陷，结合设备大修，定期对锅炉受热面、汽轮机通流部分、凝汽器和加热器等设备粘污情况进行监测，必要时进行彻底清洗，以提高热效率。提高检修工艺，严格按照标准调整汽轮机汽封间隙。要不断总结和改进检修工艺，提高设备经济性和可靠性。加强汽水系统阀门的检查，消除设备系统的跑、冒、滴、漏现象，减少各种汽、水、油等的损失。保持热力设备、管道及阀门的保温完好，采用新材料、新工艺，努力降低散热损失。（十一）完善奖惩机制。\n建立集团公司、分（子）公司、发电企业三级指标控制体系，加强节能减排目标管理。将节能减排工作纳入企业目标责任制考核，将指标分解到车间、班组和岗位。建立权责明确、奖惩分明的激励约束机制，对节能减排工作中做出显著成绩的单位和个人给予表彰和奖励。