火力发电行业范文

火力发电行业范文（精选9篇）

火力发电行业 第1篇

1 火力发电调查研究的对象及意义

水作为电厂发电中仅次于燃料的重要物质, 作为工质和载体进入发电厂, 经过一系列的用水过程最后损失一部分并被排放掉。它作为工质吸收燃料的热量, 然后由发电机变为电能输出。在发电的其他环节也离不开水, 各转动设备和凝汽器的冷却用水, 作为载体的锅炉排灰用水, 以及绿化用水, 生活区的用水等。以上各种用途的水会有不同的水质要求, 经过不同的途径使用后, 常会混入各种杂质使水质发生变化, 形成电厂复杂的用水系统。

全国水资源公报和行业统计显示:中国70%的电厂依靠煤炭发电, 截止2013年底, 我国火电装机容量约达8亿k W。全国火电用水量占工业用水量的45%, 火力发电耗水量约为3.5kg/k W·h时, 火电消耗的水量是原煤的6倍左右, 年排工业废水约占全国工业排放量的10%。火电厂是用水、排水大户, 且耗水指标高于国外先进水平 (发达国家发电水耗为2.52kg/k W·h) 。随着水资源的短缺、水价和排污费的提高、废水排放控制的日趋严格, 火电厂节水问题已成为当务之急。随着电力市场的逐步建立和发电企业竞价上网的逐步实施, 以及水资源短缺造成的价格上涨和更加严格的环保要求的实行, 发电企业节水的要求不断增强。

随着城市的不断发展和由于华北地区多年干旱少雨, 为节约水资源, 降低发电成本, 节水工作势在必行, 从可持续发展的角度考虑, 也必须加强火电厂的节水。

2 定额编制原则

2.1 定额编制原则

2.1.1 科学性和先进性原则

制定取水定额应以科学的理论为指导, 以有关法律法规、政策、技术规范和科研成果为依据, 并通过调查研究用水基本情况, 获得详实可靠的数据资料, 如水平衡测试、水源供水资料、生产工艺的现状以及用水单位已经采取的节水措施等, 在此基础上采用规范、正确的分析计算方法, 合理制定取水定额。

2.1.2 客观性和合理性原则

取水定额的制定是城市用水管理的客观需求, 取水定额管理在理论、方法和手段上必须科学化、信息化, 以适应现代科学技术和信息社会发展的需要, 同时定额本身要易于操作, 方便管理。

2.1.3 可操作性和发展性原则

定额水平要切合实际, 要结合水资源宏观控制和微观管理的要求, 具有可操作性, 便于实施和管理。

取水定额的制定是和当前用水水平以及行业产品的当前实际生产状况密不可分的, 它具有一定的时效性。随着节水技术的进步和用水管理水平的不断提高, 定额值也会随之进行相应的调整和改进。这反映了经济、社会和环境发展的用水需求, 体现了以人为本的科学发展观, 以适应全面、协调、可持续的经济社会和环境发展需要。

3 研究内容

3.1 电厂基本情况

调查电厂机组台号、装机容量、燃料方式和冷却方式, 以及年发电量、供热量和水表配备情况。

3.2 电厂年用水总量及用水构成

调查电厂年用水总量, 以及主要用水项目如冷却水、化学单元、脱硫单元、输灰单元、煤场及输煤、污水处理厂及化验室、检修、企业职工生活用水及其他, 还有外供水历年来用水量。

3.3 电厂用水水源类型

包括地表水资源量、地下水资源量、自来水工程供水以及再生水、淡化海水和海水的用量。

3.4 电厂用水系统具体状况

包括新取水量和取水类型, 回用水量, 排放水和排放去向等。

4. 取水定额确定

4.1 新取水量定额初始值计算

此定额编制主要采用统计分析法与经验法相结合的方法。具体方法选择过程如下:

根据取水定额制定的原则, 我们首先确定填写有关数据的客观真实性, 在这样的基础上, 观察是否有奇异值, 如果存在, 应该去除奇异值, 然后依据有关数据进行取水定额的初步编制。如:调查表中xx产品2011年、2012年、2013年的单位产品用水量分别为1.2×104m3, 0.4×104m3, 0.9×104m3。2012年数值明显与其他年份差异较大, 应作为奇异值剔除。

剔除奇异值后, 取水定额相差不大, 可以利用简单平均法来确定定额初始值, 具体方法如下:

平均取水定额= (产品1单位取水量+产品2单位取水量+…) /n

也可以用加权平均法来确定定额初始值, 具体方法如下:

4.2 初始定额的确定

4.3定额的最终确定

由计算分析得:

对各电厂运用概率测算法对定额进行计算:=2.3 kg/k W·h

按照单机容量具体分析得:

单机容量≥500MW, 火力发电取水定额初始值为2.14kg/k W·h;

单机容量200_500MW, 火力发电取水定额初始值为2.4kg/k W·h;

单机容量≤200MW, 火力发电取水定额初始值为2.7kg/k W·h。

鉴于天津市火电厂用水水源分析, 存在电厂使用再生水的情况 (陈塘热电厂、东北郊电厂等) , 并且东北郊电厂再生水水量约占到新取水量的80%, 再生水的使用将是天津市电厂用水的发展趋势, 所以最终定额如下:

5 与2003版定额比较

2003年颁布的天津市《工业产品取水定额 (DB12/T101—2003) 》中, 火力发电的用水定额为1.381~1.77 m3/MW·h, 热力发电的用水定额为2.115~2.75 m3/MW·h。

而此次最终修订的定额标准是:定额值2.3 m3/MW·h, 单机容量≥500MW时, 系数为1;单机容量200MW~500MW时, 系数为1.1;单机容量<200MW时, 系数为1.2。

此次定额相比旧版热力发电定额减小, 关键是由于各电场冷却水的浓缩倍率的提高和水的复用率的提高。

循环水浓缩倍率是指循环冷却水系统在运行过程中, 由于水分蒸发、风吹损失等情况使循环水不断浓缩的倍率, 它是衡量水质控制好坏的一个重要综合指标。浓缩倍率低, 耗水量、排污量均大且水处理药剂的效能得不到充分发挥;浓缩倍率高可以减少补水量, 节约水处理费用;可是浓缩倍率过高, 水的结垢倾向会增大, 结垢控制及腐蚀控制的难度变大, 使水处理药剂在冷却水系统内的停留时间增长而水解, 水处理药剂会失效, 不利于微生物的控制, 故循环水的浓缩倍率要有一个合理的控制指标。

调查得知, 75%的电厂浓缩倍率在3以上, 其中, 国华盘山发电厂浓缩倍率达5.7, 中石化热电部5.2, 陈塘热电4.92, 大唐4.16, 渤天化工3.5, 国电津能3.2。而在旧版定额制定时电厂浓缩倍率大部分均为3以下。所以, 近年来电厂浓缩倍率的显著提高, 使得水利用循环增多, 排放的水也越少。极大的节约了水资源。

由调查知, 冷却水重复利用率的提高和回用水的增加也是节水的关键因素。90%的电厂冷却水复用率均在97%以上, 冷却水的重复循环使用, 降低了电厂取新水量, 只需进行少量补水。工艺回用水也是电厂节水的关键, 调查知, 70%以上的电厂脱硫系统的取水来自于冷却循环水的排污水, 军粮城热电还将这部分水用于化学除盐系统, 工艺回用水的使用大大降低了新鲜水的取水量, 达到了节能减排的双重效果。

除尘除渣系统原是火电厂的大耗水量系统, 据调查我国电厂冲灰水用量约占全厂耗水量的20%~40%不等。在电厂中, 冲灰水的耗水量仅循环冷却水补充水量。近年随着电厂生产工艺的改进, 而且冲灰水其水质要求较低, 可以使用回用水, 这为电厂节水带来了很大空间。

天津市89%的电厂除尘方式为干式除尘, 不耗费水量, 由于长芦海晶电厂装机容量只有6MW, 属于小机组, 更适合用湿式除尘。除尘除渣用水的取水类型为地下水。有44%的电厂除渣为固态除渣, 67%的电厂输灰为干输灰、气力输灰, 剩余电厂使用水冲方式除渣、水力输灰, 但其取水类型均为循环排污水, 不增加电厂的耗新鲜水指标。而且根据调查数据分析, 除尘、除渣、输灰系统用水量小于总用水量的10%, 相对于十年以前冲灰水量显著降低, 是电厂节水的关键因素。以上因素使得天津市电厂节水水平提高, 在全国也处于领先地位, 所以此次修订定额值也小于2012年颁布的国标火力发电取水定额。

6 结语

经过分析研究, 对天津市火力发电行业综合用水定额进行了确定, 基本定额值为2.3 kg/k W·h。经过一年试运行, 在满足火力发电生产的同时, 达到了节约用水的效果。

参考文献

[1]杨勇平, 杨志平, 徐钢, 王宁玲.中国火力发电能耗状况及展望[J].中国电机工程学报, 2013, (23) :3-4.

[2]孙艾艾.火力发电厂工程造价控制浅析[J].企业导报, 2009, (3) :2-3.

火力发电行业 第2篇

预测分析报告

第一章 2010-2011年中国电力行业运行形势综述 第一节 中国电力工业的发展概况

一、电力工业对国民经济和社会发展的贡献

二、宏观经济形势对电力行业发展的影响

三、中国历年电力工业规划与实现

四、中国电力工业发展成就巨大 第二节中国电力市场的概况

一、中国电力市场容量的回顾

二、2009年中国电力市场的交易电量分析

三、2010年前三季度电力市场的交易电量

四、中国电力市场发展的特点

五、由中国经济发展阶段出发分析电力需求

第三节 2006-2010年全国及主要省份发电量产量分析

一、2006-2009年全国及主要省份发电量产量分析

二、2010年全国及主要省份发电量产量分析

三、2010年国及主要省份发电量增长分析 第四节 中国电力工业面临的问题及应对措施

一、电力工业发展亟需解决的八个问题

二、电力工业的应急机制需要加强

三、科学发展是电力工业发展的必然要求

四、中国电力工业结构优化调整的对策

五、电力行业发展要走与现实资源相协调的道路

第二章 2010-2011年中国电力市场分析 第一节2010-2011年中国电力市场的运营

一、中国电力市场模式

二、中国电力市场运营结构

三、中国电力市场层级及其职责

四、中国电力市场的特点

第二节2010-2011年中国电力市场营销管理的综述

一、营销策略在电力市场中的应用

二、电力市场营销的影响因素

三、电力市场营销中存在的问题

四、电力市场营销的对策及措施

第三节2010-2011年电力市场发展存在的问题及对策

一、制约电力市场销售增长的主要因素

二、电力市场发展的策略

三、中国电力市场建设需继续进行市场化改革 第三章 2010-2011年中国火电行业市场发展环境分析

第一节 2010-2011年中国宏观经济环境分析

一、中国GDP分析

二、消费价格指数分析

三、城乡居民收入分析

四、社会消费品零售总额

五、全社会固定资产投资分析

六、进出口总额及增长率分析

第二节 2010-2011年中国火电行业政策环境分析

一、中华人民共和国清洁生产促进法

二、电力供应与使用条例

三、电力项目审批程序

四、关于建立煤电价格联动机制的意见

五、火电、送变电工程定额材料与机械费调整办法

六、家燃煤二氧化硫污染排放污染防治技术政策

七、电力市场运营基本规则

八、电力工业引进外商投资建设火电项目经济评价实施细则

九、关于做好小火电机组关停调查工作的通知 第三节 2010-2011年中国火电行业社会环境分析

一、人口环境分析

二、教育环境分析

三、文化环境分析

四、生态环境分析

第四章 2010-2011年中国火电行业运行形势综述 第一节2010-2011年中国火电行业的发展

一、中国火电建设的概况

二、中国在建火电机组规模位居世界首位

三、中国火电机组出力增加对电煤的需求

第二节2010-2011年中国火电行业的发展动态分析

一、2010年中国关停小火电的进展情况

二、南疆最大火电厂扩建工程明年开建

三、2015年光伏电价有望与火电竞争

第三节 2006-2010年中国火力发电量统计分析

一、2006-2009年全国火力发电量分析

二、2010年1-11月全国及主要省份火力发电量分析

三、2010年1-11月火力发电量集中度分析 第四节 中国火电行业可靠性指标

一、700-800兆瓦火电机组运行可靠性指标

二、500-660兆瓦火电机组运行可靠性指标

三、350-352兆瓦火电机组运行可靠性指标

四、300兆瓦火电机组运行可靠性指标

五、200兆瓦火电机组运行可靠性指标 第五节 火电结构优化和技术升级探讨

一、火电结构优化和技术升级目标和途径

二、火电结构优化和技术升级实施计划

三、火电机组技术结构差距分析

四、加快结构调整和技术升级的分析和展望

五、火电机组结构优化的发展方向

第五章 2006-2010年中国火力发电行业主要数据监测分析 第一节2006-2010年11月中国火力发电行业规模分析

一、企业数量增长分析

二、从业人数增长分析

三、资产规模增长分析

第二节2010年11月中国火力发电行业结构分析

一、企业数量结构分析

1、不同类型分析

2、不同所有制分析

二、销售收入结构分析

1、不同类型分析

2、不同所有制分析

第三节2006-2010年11月中国火力发电行业产值分析

一、产成品增长分析

二、工业销售产值分析

三、出口交货值分析

第四节2006-2010年11月中国火力发电行业成本费用分析

一、销售成本分析

二、费用分析

第五节2006-2010年11月中国火力发电行业盈利能力分析

一、主要盈利指标分析

二、主要盈利能力指标分析

第六章 2010-2011年中国电煤市场动态分析 第一节 2010-2011年中国电煤市场供需及库存分析

一、中国电煤市场供需略显偏紧的现状

二、湖北对电煤市场的需求较大

三、福建加大煤的进口以解电煤市场需求

四、江苏主力电厂电煤库存量充足

五、山东将电煤安全库存线提升至30天

六、云南地区的电煤市场形势

第二节 2010-2011年中国电煤运输市场的分析

一、长江海事实施电煤运输六优先

二、河北电煤运输市场逐渐恢复正常

三、山西实施电煤运输偏紧地区优先

四、电煤运输市场存在的瓶颈

五、电煤运输的发展建议 第三节 煤电联动

一、煤电联动机制

二、煤电联动发展是应电力供应需求

三、煤电联动机制发展的进展情况

第四节 2010-2011年电煤价格市场化趋势

一、电煤市场化是市场经济的发展方向

二、电煤市场化是解决煤电之争的有力手段

三、电煤市场化是完善市场经济体制的必然要求

四、抓住机遇逐步实施电煤市场化

第七章 2010-2011年中国火电环保产业运行走势分析 第一节 火电行业与环境保护

一、火力发电与环境

二、京都议定书使火电企业面临压力

三、环保部门严格火电项目审批

四、中国火力发电的环保忧患

五、中国火力发电洁净煤技术的发展 第二节2010-2011年火电环保产业现状分析

一、火电发展致使二氧化硫排放失控

二、火电行业环保的重要意义

三、火电建设要与环保同步发展

四、火电企业面临环保关

五、中国火电节能环保技术现状

六、火电节能环保未来发展趋势

第三节2010-2011年中国火电脱硫产业现状分析

一、火电脱硫产业发展阶段

二、中国火电厂烟气脱硫特许经营试点步入实施阶段

三、中国火电厂烟气脱硫装机容量持续提升

四、国内火电厂烟气脱硫产业进展状况

第四节 燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策

一、技术政策的控制范围和技术原则

二、能源的合理利用

三、煤炭的清洁生产、加工和供应

四、煤炭清洁燃烧使用

五、关于烟气脱硫

第八章 2010-2011年中国火电设备产业市场调查 第一节 国际火电设备业发展概述

一、世界燃气—蒸汽联合循环机组性能特征

二、跨国企业联合循环汽轮机的技术特点 三、三菱重工与印度企业合作生产火电设备

四、国外大型循环流化床炉火电机组发展趋势 第二节2010-2011年中国火电设备市场概况

一、中国火力发电设备市场发展回顾

二、中国火电设备制造业的发展现况

三、中国火电设备市场发展走势分析

第三节2010-2011年火电设备主要细分市场发展分析

一、中国电站锅炉市场发展特征

二、中国汽轮机行业总体发展状况

三、中国100万千瓦超临界汽轮发电机研制成功

四、电除尘设备是火电厂的必备配套设施

第四节2010-2011年中国火电环保设备动态分析

一、中国第一条火电脱硫设备生产线投产

二、中国实现大型火电脱硝环保设备国产化

三、中国加速火电烟气脱硫设备国产化进程

第九章 中国主要火电公司经营财务指标分析 第一节 华能国际电力股份有限公司

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析

第二节 大唐国际发电股份有限公司

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析

第三节 山西漳泽电力股份有限公司

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析

第四节 大唐华银电力股份有限公司

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析

第五节 国电长源电力股份有限公司

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析

第六节 重庆九龙电力股份有限公司

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析

第七节 洛阳新安电力集团有限公司

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析 第八节 大庆石油管理局

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析

第九节 登封电厂集团有限公司

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析

第十节 内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析 第十一节 略…………

第十章 2011-2015年中国火电发展前景预测分析 第一节 电力行业中长期预测

一、2020年经济增长与电力需求预测

二、2020年发电量及装机容量预测

三、2060年电力及电力设备市场预测

四、中国中长期电力市场发展策略预测

第二节2011-2015年国内火电行业发展趋势分析

一、2011-2015年中国火力发电行业预测分析

二、2020年中国火电规划设想

三、未来中国电力结构仍将以火电为主力 第三节 未来中国火电行业的发展走向

一、中国火电技术的发展方向分析

二、清洁生产是火电可持续发展的必然选择

三、优化中国火电结构的起点与方向

四、发展水电改变火电的发展方向

第十一章 2011-2015年中国火电行业投资分析 第一节 中国火电行业投资环境

一、中国调整宏观政策促进经济增长

二、2009年中国宏观经济实现平稳发展

三、2009年中国电力行业投资规模持续扩张

四、2010年中国电力行业投资重在结构调整 第二节2011-2015年中国火电行业投资机会分析

一、火电投资的利好因素

二、火电行业受益上网电价提升

第三节2011-2015年火电行业投资概况

一、国内大型火电项目纷纷上马

二、中国限制30万千瓦以下小火电机组建设

三、投资火电项目的注意事项

第四节2011-2015年中国火电行业投资风险分析

一、投资火电厂的主要风险及其规律

二、火电项目投资的环保风险

三、火电厂的火灾潜在风险因素

四、火电厂机械设备运行中的损坏风险

第五节2011-2015年火力发电厂的生产经营风险分析

一、火电厂生产经营风险的类型及特点

二、火电厂生产经营风险控制的主要措施

三、火电厂生产经营风险控制管理的对策

图表目录：（部分）

图表：电力计划与实际完成情况对照 图表：中国电力弹性系数的变化

图表：电力基建在建规模、投产容量情况 图表：2006年电厂利用小时数

图表：2006年各月发电量及同比增长情况 图表：2006年各月火电发电量及增长情况 图表：2006年各月水电发电量及增长情况 图表：2006年各产业用电量及增长情况 图表：2006年各月电力固定资产投资情况

图表：2006年各月电力生产业收入及利润情况 图表：2006年各月电力生产业亏损企业情况

图表：2006年各月电力供应业销售收入及利润情况 图表：2006年各月电力供应业亏损情况

图表：2007-2008年各季度电力行业企业景气指数

图表：2004-2008年各季度电力行业企业景气指数走势 图表：2008年各月发电量及增长趋势

图表：2006-2008年各月发电量及增长趋势 图表：2006-2008年各月累计发电量及增长趋势

图表：2006-2008年各月水、火电发电量占总发电量比重 图表：2008年各月火电发电量及增长趋势

图表：2006-2008年各月火电发电量及增长趋势

图表：2006-2008年各月累计火电发电量及增长趋势 图表：2008年各月水电发电量及增长趋势

图表：2006-2008年各月水电发电量及增长趋势

图表：2008年发电量结构中各种发电占百分比

图表：2008年1-11月全国跨区域送电及电力进出口情况 图表：2007-2008年各月全社会累计用电量增长趋势 图表：2008年各产业用电量及增长趋势 图表：2008年电力消费结构

图表：2008年各月累计电力固定资产投资及增长趋势

图表：2006-2008年各月累计电力固定资产投资及增长趋势

图表：2005-2008年各月累计固定资产投资占总固定资产投资比重 图表：2008年各月电源、电网投资

图表：2005至2008年电源投资比例

图表：2009年中国电力工业统计数据一览表

图表：2010年1-9月中国电力工业统计数据一览表 图表：700-800兆瓦火电机组近年来的可靠性指标

图表：700-800兆瓦机组分主机制造厂家的可靠性指标 图表：火电设备的等效非计划停运小时及其影响 图表：2005-2010年中国GDP总量及增长趋势图 图表：2010年三季度中国三产业增加值结构图 图表：2008-2010年中国CPI、PPI月度走势图

图表：2005-2010年我国城镇居民可支配收入增长趋势图 图表：2005-2010年我国农村居民人均纯收入增长趋势图 图表：2000-2009年中国城乡居民人均收入增长对比图 图表：1978-2009中国城乡居民恩格尔系数对比表 图表：1978-2009中国城乡居民恩格尔系数走势图 图表：2005-2009年中国工业增加值增长趋势图 图表：2005-2010年我国社会固定投资额走势图

图表：2005-2010年我国城乡固定资产投资额对比图 图表：2005-2009年我国财政收入支出走势图

图表：2009年1月-2010年4月人民币兑美元汇率中间价 图表：2010年4月人民币汇率中间价对照表

图表：2009年1月-2010年8月中国货币供应量统计表 单位：亿元 图表：2009年1月-2010年8月中国货币供应量的增速走势图 图表：2001-2009年中国外汇储备走势图

图表：2005-2009年中国外汇储备及增速变化图 图表：2008年12月23日中国人民币利率调整表 图表：2007-2008年央行历次调整利率时间及幅度表 图表：我国历年存款准备金率调整情况统计表

图表：2005-2010年中国社会消费品零售总额增长趋势图 图表：2005-2010年我国货物进出口总额走势图

图表：2005-2010年中国货物进口总额和出口总额走势图 图表：2005-2009年中国就业人数走势图

图表：2005-2009年中国城镇就业人数走势图

图表：1978-2009年我国人口出生率、死亡率及自然增长率走势图 图表：1978-2009年我国总人口数量增长趋势图 图表：2009年人口数量及其构成

图表：1978-2009年中国城镇化率走势图

图表：2005-2009年我国研究与试验发展（R&D）经费支出走势图 图表：500-660兆瓦火电机组近五年内主要可靠性指标 图表：500-660兆瓦火电机组近五年非停次数

图表：500-660兆瓦火电机组近五年等效强迫停运率

图表：500-660兆瓦火电机组近五年等效可用系数

图表：500-660兆瓦机组分主机制造厂家的可靠性指标

图表：500-660兆瓦机组的锅炉的等效非计划停运小时及影响 图表：500-660兆瓦机组的汽轮的等效非计划停运小时及影响 图表：500-660兆瓦机组发电机的等效非计划停运小时及影响 图表：350兆瓦火电机组近五年主要可靠性指标 图表：350兆瓦火电机组近五年统计台数 图表：350兆瓦火电机组近五年非停次数

图表：350兆瓦火电机组近五年等效可用系数 图表：350兆瓦火电机组近五年等效强迫停运率 图表：352兆瓦火电机组近两年主要可靠性指标

图表：350-352兆瓦机组分主机制造厂家可靠性指标

图表：350-352兆瓦机组的锅炉等效非计划停运小时及其影响 图表：350-352兆瓦机组的汽轮等效非计划停运小时及其影响 图表：350-352兆瓦机组发电机等效非计划停运小时及其影响 图表：300兆瓦火电机组近五年主要可靠性指标 图表：300兆瓦火电机组近五年等效可用系数 图表：300兆瓦火电机组近五年非停次数 图表：300兆瓦火电机组近五年等效强迫停运率 图表：300兆瓦机组分主机制造厂家可靠性指标

图表：300兆瓦机组锅炉的等效非计划停运小时及其影响 图表：300兆瓦机组汽轮的等效非计划停运小时及其影响 图表：300兆瓦机组发电机等效非计划停运小时及其影响 图表：200兆瓦火电机组近五年主要可靠性指标

图表：200兆瓦机组分主机制造厂家可靠性指标

图表：200兆瓦机组的锅炉的等效非计划停运小时及其影响 图表：200兆瓦机组的汽轮的等效非计划停运小时及其影响 图表：200兆瓦机组发电机的等效非计划停运小时及其影响 图表：2000-2030年火电结构及预测

图表：中国火电厂污染物排放指标与国际对比 图表：2006-2009年全国火力发电量分析

图表：2010年1-11月全国及主要省份火力发电量分析 图表：2010年1-11月火力发电量集中度分析

图表：2006-2010年11月中国火力发电行业企业数量及增长率分析 单位：个 图表：2006-2010年11月中国火力发电行业亏损企业数量及增长率分析 单位：个 图表：2006-2010年11月中国火力发电行业从业人数及同比增长分析 单位：个 图表：2006-2010年11月中国火力发电企业总资产分析 单位：亿元 图表：2010年中国火力发电行业不同类型企业数量 单位：个 图表：2010年中国火力发电行业不同所有制企业数量 单位：个

图表：2010年中国火力发电行业不同类型销售收入 单位：千元 图表：2010年中国火力发电行业不同所有制销售收入 单位：千元

图表：2006-2010年11月中国火力发电产成品及增长分析 单位：亿元 图表：2006-2010年11月中国火力发电工业销售产值分析 单位：亿元 图表：2006-2010年11月中国火力发电出口交货值分析 单位：亿元 图表：2006-2010年11月中国火力发电行业销售成本分析 单位：亿元 图表：2006-2010年11月中国火力发电行业费用分析 单位：亿元

图表：2006-2010年11月中国火力发电行业主要盈利指标分析 单位：亿元 图表：2006-2010年11月中国火力发电行业主要盈利能力指标分析 图表：中国历年一次能源消费量及构成

图表：2007年各脱硫公司已投运的脱硫装机容量 图表：2007年各脱硫公司已签订合同的脱硫工程容量 图表：2008年各脱硫公司已投运的脱硫装机容量

图表：2008年各脱硫公司已签订合同的脱硫工程容量 图表：华能国际电力股份有限公司主要经济指标走势图 图表：华能国际电力股份有限公司经营收入走势图 图表：华能国际电力股份有限公司盈利指标走势图 图表：华能国际电力股份有限公司负债情况图

图表：华能国际电力股份有限公司负债指标走势图

图表：华能国际电力股份有限公司运营能力指标走势图 图表：华能国际电力股份有限公司成长能力指标走势图 图表：大唐国际发电股份有限公司主要经济指标走势图 图表：大唐国际发电股份有限公司经营收入走势图 图表：大唐国际发电股份有限公司盈利指标走势图 图表：大唐国际发电股份有限公司负债情况图

图表：大唐国际发电股份有限公司负债指标走势图

图表：大唐国际发电股份有限公司运营能力指标走势图 图表：大唐国际发电股份有限公司成长能力指标走势图 图表：山西漳泽电力股份有限公司主要经济指标走势图 图表：山西漳泽电力股份有限公司经营收入走势图 图表：山西漳泽电力股份有限公司盈利指标走势图 图表：山西漳泽电力股份有限公司负债情况图

图表：山西漳泽电力股份有限公司负债指标走势图 图表：山西漳泽电力股份有限公司运营能力指标走势图 图表：山西漳泽电力股份有限公司成长能力指标走势图 图表：大唐华银电力股份有限公司主要经济指标走势图 图表：大唐华银电力股份有限公司经营收入走势图 图表：大唐华银电力股份有限公司盈利指标走势图 图表：大唐华银电力股份有限公司负债情况图 图表：大唐华银电力股份有限公司负债指标走势图 图表：大唐华银电力股份有限公司运营能力指标走势图 图表：大唐华银电力股份有限公司成长能力指标走势图 图表：国电长源电力股份有限公司主要经济指标走势图 图表：国电长源电力股份有限公司经营收入走势图 图表：国电长源电力股份有限公司盈利指标走势图 图表：国电长源电力股份有限公司负债情况图

图表：国电长源电力股份有限公司负债指标走势图 图表：国电长源电力股份有限公司运营能力指标走势图 图表：国电长源电力股份有限公司成长能力指标走势图 图表：重庆九龙电力股份有限公司主要经济指标走势图 图表：重庆九龙电力股份有限公司经营收入走势图 图表：重庆九龙电力股份有限公司盈利指标走势图 图表：重庆九龙电力股份有限公司负债情况图

图表：重庆九龙电力股份有限公司负债指标走势图

图表：重庆九龙电力股份有限公司运营能力指标走势图 图表：重庆九龙电力股份有限公司成长能力指标走势图 图表：洛阳新安电力集团有限公司主要经济指标走势图 图表：洛阳新安电力集团有限公司经营收入走势图 图表：洛阳新安电力集团有限公司盈利指标走势图 图表：洛阳新安电力集团有限公司负债情况图

图表：洛阳新安电力集团有限公司负债指标走势图

图表：洛阳新安电力集团有限公司运营能力指标走势图 图表：洛阳新安电力集团有限公司成长能力指标走势图 图表：大庆石油管理局主要经济指标走势图 图表：大庆石油管理局经营收入走势图 图表：大庆石油管理局盈利指标走势图 图表：大庆石油管理局负债情况图

图表：大庆石油管理局负债指标走势图

图表：大庆石油管理局运营能力指标走势图 图表：大庆石油管理局成长能力指标走势图

图表：登封电厂集团有限公司主要经济指标走势图 图表：登封电厂集团有限公司经营收入走势图 图表：登封电厂集团有限公司盈利指标走势图 图表：登封电厂集团有限公司负债情况图

图表：登封电厂集团有限公司负债指标走势图

图表：登封电厂集团有限公司运营能力指标走势图 图表：登封电厂集团有限公司成长能力指标走势图

图表：内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司主要经济指标走势图 图表：内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司经营收入走势图 图表：内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司盈利指标走势图 图表：内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司负债情况图 图表：内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司负债指标走势图 图表：内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司运营能力指标走势图 图表：内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司成长能力指标走势图 图表：沈阳人才供求状况示意图 图表：鞍山人才供求状况示意图

图表：2006-2008年4月浙江统调火电机组上网电量和平均上网电价 图表：2006-2008年4月浙江统调火电各类型机组平均发电利用小时 图表：2006-2008年5月浙江统调火电企业主营业务盈利水平图表：2005-2008年4月浙江平均发电标煤单价和用煤热值走势 图表：2005-2008年4月浙江发电燃油和燃气单价走势（不含税）

图表：2006年10月-2008年2月秦皇岛含税电煤平仓价和国际市场煤炭价格比较 图表：2010-2020年生产用电需求预测

图表：2010-2020年生产生活用电需求预测 图表：2000-2020年中国发电量及预测

图表：2010-2020年中国发电量的构成预测

图表：2010-2020年中国装机容量的构成及预测 图表：2010-2020年中国六大电网建设规模及预测 图表：2000-2060年中国发电结构变化趋势及预测 图表：2011-2015年中国火力发电行业产品销售收入预测 图表：2011-2015年中国火力发电行业累计利润总额预测 图表：2011-2015年中国火力发电行业火力发电量预测 图表：2000-2020年火电的装机容量、发电量及预测表 图表：一些火电高新技术的现状和发展情况 图表：世界上主要国家一次能源消耗情况 图表：1999-2010年小火电机组关停清单 图表：略．．．．．．．．．．

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垃圾发电行业清洁生产实例分析 第3篇

清洁生产审核是一种系统化的对污染来源、废物产生原因及其解决方案的分析程序,目的是寻找尽可能高效的利用资源,减少或消除废物产生和排放的方法。审核对象是企业,其目的有两个:一是判定出企业中不符合清洁生产的地方和做法;二是提出方案解决这些问题,从而实现清洁生产。审核的思路是“3W”思想,即“Where”:废物在哪里产生;“Why”:为什么会产生废弃物;“How”:如何消除这些废弃物。审核程序包括7个阶段,具体如图1所示。

1 垃圾发电行业概况

垃圾发电即以垃圾代替煤炭作为发电燃料,将垃圾在高温下焚烧和熔融,得到可燃气体,可燃气体和余热被有效利用从而发电。垃圾发电是实现垃圾资源化、减量化、无害化的有效途径之一,近几十年来,英、德、美和日本等发达国家在垃圾发电方面的发展相当迅速。据有关部门统计,当前全世界每年产生4.9亿吨垃圾,中国占据31%,目前中国城市生活垃圾累积堆存量已达70亿吨。据预测,2015年和2020年我国城市垃圾年产生量将达1.79亿t和2.1亿t,未来10年垃圾焚烧发电厂建设将面临一个快速增长阶段[1,2]。

自1985年我国第一座现代化垃圾发电厂在深圳投运以来,垃圾焚烧发电技术得到了快速发展,实现了大型垃圾焚烧发电技术的本土化,垃圾焚烧处理能力在近5年间增长了5倍。但目前,国内的垃圾发电技术相对落后,设备制造、工艺流程、安装调试、运行管理等方面的技术及规范均有待完善,且迫切需要推动具有自主知识产权关键技术的研发。此外,垃圾焚烧发电在燃烧过程中产生的废水(垃圾渗滤液水、配药反冲洗水等)、废气(重金属含量较高的灰渣、飞灰及垃圾渗滤液处理站产生的NH3、H2S等恶臭气体)、固体废弃物(焚烧炉炉渣、废水处理污泥、飞灰、生活垃圾等)均会对环境造成不利影响,需采取妥善措施进行处理。因此,在垃圾发电行业内广泛推行清洁生产,以实现经济效益与环境效益的双赢就显得十分必要[3,4]。

目前,我国大多数地区开展了清洁生产的培训和试点工作。通过实施清洁生产,普遍取得了良好的经济效益、环境效益和社会效益。根据已开展清洁生产审核的企业调查和统计,推行清洁生产后,企业排放废水平均削减40%~60%,COD平均削减约40%,工业粉尘回收率约为95%[5]。数据表明,实施清洁生产不但可以降低末端处理污染设施建设费和运行费,而且可以有效控制污染物的排放,从源头上控制污染物的产生,同时可以节约资源、降低成本,提高企业的综合竞争力。

2 企业案例

在企业的尺度范围内实施清洁生产,通过节约或替代原辅材料及能源、改造技术工艺、更新设备、优化控制生产过程、废弃物回用等措施,有效帮助企业实现可持续发展。本研究选取无锡某环保能源公司的垃圾发电厂作为清洁生产审核典型案例进行分析。

2.1 企业概况

该环保能源公司建设规模为日处理生活垃圾800 t,建有两台日处理能力400 t的机械炉排炉和2台32 t/d余热锅炉和一套12兆瓦的汽轮发电机组,可实现年处理生活垃圾27万t。该环保能源公司垃圾发电厂的生产工艺流程见图2。

2.2 企业清洁生产潜力

(1)垃圾渗滤液是一种高浓度、成分复杂、难降解的污水,存在处理成本较高、运行维护费用高、浓缩液难以处理等问题。可考虑将一部分垃圾渗滤液回喷至垃圾焚烧炉进行焚烧处理,减轻处理负担。

(2)垃圾渗滤液处理系统有待进一步改进,一期厌氧系统存在漏气、出水、排泥及回流等有关问题;纳滤膜系统处理效果不稳定,出水水质没有达标。可考虑中水回用,实现渗滤液系统零排放。

(3)渗滤液处理站原除臭通风管道为无机管道,由于无机管道重量大、抗渗漏性能差、流体阻力大、抗碰撞性差等特点,造成现在通风管道漏水、漏气情况严重,对环境造成一定的危害,可考虑对通风管道进行改造。

(4)公司可考虑加装烟气净化处理系统降低NOX排放浓度,减轻对环境的危害。

(5)目前使用的烟气净化处理系统采取“半干法脱酸+活性炭吸附+布袋除尘”组合方式,排放执行欧盟1992标准。可考虑对该系统进行改造,提高烟气排放指标,使其符合欧盟2000标准。

(6)2号引风机用电量较高,可考虑对变频部分进行改造,降低能耗。

我国及欧盟相关烟气主要污染物排放标准见表1。

2.3 确立审核重点及清洁生产目标

根据收集的信息,结合有关环保要求及企业发展规划,对每个备选重点,采用简单对比的方法,从废物排放量、原料及废物有害性、资源能源消耗、生产效率改进以及积极性等方面进行对比,得出审核重点。

使用简单对比法确定的审核重点见表2。

通过简单对比可发现,垃圾渗滤液处理站为备选审核重点。因为垃圾渗滤液是一种高浓度、成分复杂,难降解的污水,处理比较复杂,并且有恶臭气体散发;烟气净化系统污染物排放执行欧盟1992标准,虽已符合环保要求,但仍可进一步提高;焚烧系统和汽机间产污较少,部分地方可考虑节能改造。

经公司清洁生产审核小组研究,决定将审核重点放在垃圾渗滤液处理站,以解决目前垃圾渗滤液处理站迫切需要改善的环境问题,减少污染物的排放量。

在确定了审核重点之后,根据上级的环境管理要求及本企业历史最好水平,参照国内外同行业、类似规模、工艺或技术装备的厂家的水平,认真分析各个环节和清洁生产潜力等问题,提出了本轮清洁生产审核目标。

清洁生产审核目标见表3。

2.4 清洁生产方案的产生

通过广泛收集清洁生产方案,将征集到的合理化建议或清洁生产方案进行逐条研究分析,并从原辅材料和能源、技术、设备、过程控制、产品、废物、管理和员工等8个方面进行分类标识,共提出15项合理化方案。经过初步筛选,确定无/低费方案12个、初步可行的中/高费方案3个。经过技术、环境、经济的可行性分析及比较,对3项中/高费方案即渗滤液回喷处理、增设SNCR脱硝系统、渗滤液处理提标工程进行了技术改造。

2.4.1 垃圾渗滤液回喷处理技术改造

垃圾渗滤液回喷处理是将部分垃圾渗滤液回喷至焚烧炉进行焚烧处理。目前,垃圾渗滤液采用传统生物处理技术为主,结合先进的氧化+膜处理技术工艺进行深度处理,存在投资成本大、占地面积大、工艺复杂、运行维护费用高、浓缩液难以处理等问题。通过渗滤液回喷处理技术改造后既能作为现有处理方式的有力补充,同时可有效地降低国内焚烧炉普遍存在的炉膛温度过高以及解决炉膛结焦严重等问题。

2.4.2 增设SNCR脱硝系统

随着国家及地方减排要求,企业增设了SNCR脱硝系统。企业采用选择性非催化还原法(SNCR)技术对烟气进行脱硝,引进国外SNCR脱硝技术和核心设备。该系统原理是以氨水、尿素[CO(NH2)2]等作为还原剂,雾化后注入锅炉。在一定的温度范围内,氨水或尿素等氨基还原剂可以在无催化剂的作用下选择性地把烟气中的NOX还原为N2和H2O,最终达到烟气脱硝的目的。

2.4.3 垃圾渗滤液处理提标工程

对垃圾渗滤液一期处理系统进行改造:UBF密封改造、填料更换、淤泥清理;对纳滤膜系统进行纳滤膜的更换、增加浓水箱和浓水泵及配套的管道等;纳滤膜系统后面加一套反渗透膜装置,使出水水质达标后实现厂内回用,垃圾渗滤液实现零排放。

2.5 效益分析

通过实施清洁生产,该环保能源公司在节能降耗方面获得了显著效果,并取得了明显的经济效益和环境效益。

2.5.1 节能降耗

清洁生产方案实施后,每吨进炉垃圾的耗水量减少0.25 t、耗电量减少2.56 kw·h、耗蒸汽量减少0.04 t、废水排放量减少0.09 t、COD排放量减少0.006 kg。即每年可节电82万kw·h,节水8万t,同时降低废水排放量2.88万t和COD排放量1.92 t。

2.5.2 经济效益

通过实施无/低费方案12项、中/高费方案3项,总投资1 586.4万元,共取得经济效益224.0万元。

2.5.3 环境效益

方案的实施降低了废水排放量及烟气含尘浓度,减少了漏水、漏气现象及垃圾渗滤液的处理量,减轻了垃圾渗滤液处理站的负担。

具体表现为:出水水质同时达到《生活垃圾填埋污染控制标准》(GB16889-2008)中表3及《工业循环冷却水处理设计规范》(GB50050-2007)中表3.1.8的规定,渗滤液废水实现厂内回用,渗滤液零排放;改造后NOX排放浓度低于200 mg/Nm3,NOX的年减排量可达235.52 t,优于欧盟2000标准。

该企业在10个月内,共实施方案15个,其中无/低费方案完成12个,完成率80%;高/费方案完成3个,完成率100%。

该企业设定的清洁生产目标完成情况见表4。

3 结论

通过对某环保能源公司的清洁生产审核过程分析,得到如下结论:

(1)垃圾发电属高耗能、高污染行业,实行清洁生产的潜力较大,对其进行清洁生产工作以达到节能减排的目标是十分必要的。

(2)清洁生产审核围绕原辅材料和能源、技术工艺、设备、过程控制、产品、废弃物、管理以及员工素质等8个方面展开,将垃圾渗滤处理作为审核的重点。

(3)通过广泛征集、分析及优化,得到合理的清洁生产方案,并予以实施。该清洁生产过程改变了企业过去的被动的末端治理控制污染的思维模式,转变为主动的污染预防模式。

(4)清洁生产的实行使企业在节能降耗方面获得了显著效果,并取得了良好的环境效益与经济效益。同时,企业的领导和员工接受了清洁生产的思想,认识到清洁生产的必要性和急迫性,并建立了持续的清洁生产审核机制及下一阶段的清洁生产目标。

摘要：针对垃圾发电行业的特点,分析了该行业的清洁生产潜力。并以某企业的清洁生产审核为例,阐述了清洁生产在垃圾发电行业中节能减排的作用。

关键词：清洁生产,垃圾发电行业,节能减排

参考文献

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[2]邱灿民,罗利群.垃圾发电技术特点及适应性分析[J].能源与环境,2001,(03):33-36.

[3]丁绍芬.浅议我国垃圾发电的问题及对策[J].科技风,2010,(11):246-247.

[4]姜海平.关于城市垃圾发电产业问题的探析[J].经济师,2011,(06):67-68.

火力发电厂行业技术标准、规定清单 第4篇

A、安装调试试运通用规程标准

1《电力建设工程施工技术管理导则》国家电网公司工［2003］153 号 2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》原电力部[1996] 3《火电工程启动调试工作规定》原电力部[1996] 4《模拟量控制系统负荷变动试验导则》电力部[1996] 5《火电机组热工自动投入率统计方法》电力部[1996] 6《汽轮机甩负荷试验导则》电力部[1996] 7《火电机组启动蒸汽吹管导则》（电综[1998]179 号）8《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2001 9《电力基本建设热力设备化学监督导则》SDJJS03-88 10《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（建质[1996]111 号）11《火电施工质量检验及评定标准》（电综[1998]全套）12《火电机组启动验收性能试验导则》电综[1998]179 号 13《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》 14《火电机组达标投产考核标准》（中建企协[2006]6 号）15《化学监督制度》SD246-88 16《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T 561-95 17《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 18《电力生产安全工作规定》

19《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL5009—96 20《电力安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》DL408—91 21《火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则》 22《火电优质工程评选办法》国电公司[2000] 23《火电工程启动调试大纲编制纲要》DZB07-1998 24《火电工程启动试运实施细则》DZB04-1998 25《火电工程竣工验收实施细则》DZB05-1998 26《火电工程调试措施编制纲要》DZB06-1998 27《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》

B、2010火力发电厂13项技术监督用标准规范（西安热工研究院电站技术监督部 发布）

1）、绝缘监督部分

1．GB/T 5582-1993 《高压电力设备外绝缘污秽等级》 2．GB/T 7252-2001 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》

3．GB/T 16434-1996 《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》

4．GB/T 20833-2007 《旋转电机定子线棒及绕组局部放电的测量方法及评定导则》

5．GB 50150-2006 《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》 6．DL/T 404-2007 《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》 7．DL/T 417-2006 《电力设备局部放电现场测量导则》

8．DL/T 474.1-2006 《现场绝缘试验实施导则 第1部分：绝缘电阻、吸收比和极化指数试验》

9．DL/T 474.2-2006 《现场绝缘试验实施导则 第2部分：直流高电压试验》 10．DL/T 474.3-2006 《现场绝缘试验实施导则 第3部分：介质损耗因数tanδ试验》

11．DL/T 474.4-2006 《现场绝缘试验实施导则 第4部分：交流耐压试验》 12．DL/T 474.5-2006 《现场绝缘试验实施导则 第5部分：避雷器试验》 13．DL/T 475-2006 《接地装置工频特性参数的测量导则》

14.DL/T 492-2009 《发电机环氧云母定子绕组绝缘老化鉴定导则》（2009-12-1实施）

15．DL/T 506-2007 《六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法》 16．DL/T 555-2004 《气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则》 17．DL/T 572-1995 《电力变压器运行规程》 18．DL/T 573-1995 《电力变压器检修导则》 19．DL/T 574-1995 《有载分接开关运行维修导则》 20．DL/T 596-1996 《电力设备预防性试验规程》

21．DL/T 603-2006 《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》 22．DL/T 607-1996 《汽轮发电机漏水、漏氢的检验》 23．DL/T 617-1997 《气体绝缘金属封闭开关设备技术条件》

24．DL/T 618-1997 《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》 25．DL/T 620-1997 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》 26．DL/T 626-2005 《盘形悬式绝缘子劣化检测规程》 27．DL/T 627-2004 《电力系统用常温固化硅橡胶防污闪涂料》 28．DL/T 651-1998 《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》 29．DL/T 664-2008 《带电设备红外诊断技术应用规范》 30．DL/T 722-2000 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 31．DL/T 727-2000 《互感器运行检修导则》

32．DL/T 729-2000 《户内绝缘子运行条件 电气部分》 33．DL/T 801-2002 《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》 34．DL/T 804-2002 《交流电力系统金属氧化物避雷器》 35．DL/T 838-2003 《发电企业设备检修导则》

36．DL/T 864-2004 《标称电压高于1000V 交流架空线路用复合绝缘子使用导则》

37．DL/T 866-2004 《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》 38．DL/T 970-2005 《大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则》 39．DL/T 1054-2007 《高压电气设备绝缘技术监督规程》

40．DL/T 1093-2008 《电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则》 41．DL/T 1095-2008 《变压器油带电度现场测试导则》 42.发输电输[1999]72号 《高压开关设备管理规定》 43．发输电输[1999]72号 《高压开关设备反事故技术措施》 44．发输电输[1999]72号 《高压开关设备质量监督管理办法》

45．发输电输[2002]158号 《预防11OkV～500kV变压器(电抗器)事故措施》 46．发输电输[2002]158号 《预防110kV～500kV互感器事故措施》 47．国电发[1999]579号 《汽轮发电机运行规程》 48．国电发[2000]589号 《国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

49．电安生[1996]589号 《电力工业部变压器类设备管理规定》

50．能源办[1993]45号 《电力系统电瓷外绝缘防污闪技术管理规定》（试行）51．电供[1991]30号 《高压断路器运行规程》 52．能源电供[1990]146号 《高压开关设备管理条例》 2）、电测监督

1.《中华人民共和国计量法》 2.《中华人民共和国计量法实施细则》 3.《中华人民共和国电力法》

4.《计量标准考核办法》（2005年1月14日国家质量监督检验检疫总局令第72号发布）

5.《计量检定人员管理办法》（2007年12月29日国家质量监督检验检疫总局令第105号发布）

6.JJG 01-1994 《电测量变送器检定规程》

7.JJG 124-2005 《电流表、电压表、功率表及电阻表检定规程》 8.JJG 126-1995 《交流电量变换为直流电量电工测量变送器检定规程》 9.JJG 166-1993 《直流电阻器检定规程》 10.JJG 307-2006 《机电式交流电能表》 11.JJG 313-1994 《测量用电流互感器检定规程》 12.JJG 314-1994 《测量用电压互感器检定规程》 13.JJG 366-2004 《接地电阻表检定规程》 14.JJG 494-2005 《高压静电电压表检定规程》 15.JJG 505-2004 《直流比较仪式电位差计检定规程》 16.JJG 531-2003 《直流电阻分压箱》 17.JJG 596-1999 《电子式电能表检定规程》 18.JJG 597-2005 《交流电能表检定装置检定规程》 19.JJG 603-2006 《频率表检定规程》

20.JJG 622-1997 《绝缘电阻表（兆欧表）检定规程》 21.JJG 690-2003 《高绝缘电阻测量仪（高阻计）》 22.JJG 780-1992 《交流数字功率表检定规程》 23.JJG 1005-2005 《电子式绝缘电阻表检定规程》 24.JJG 1021-2007 《电力互感器检定规程》 25.JJF 1001-1998 《通用计量术语及定义》 26.JJF 1022-1991 《计量标准命名规范》 27.JJF 1033-2008 《计量标准考核规范》 28.JJF 1059-1999 《测量不确定度评定与表示》 29.JJF 1094-2002 《测量仪器特性评定》 30.DL/T 448-2000 《电能计量装置技术管理规程》 31.DL/T 460-2005 《交流电能表检验装置检定规程》 32.DL/T 614-2007 《多功能电能表》

33.DL/T 630-1997 《交流采样远动终端技术条件》 34.DL/T 645-2007 《多功能电能表通信协议》 35.DL/T 732-2000 《电能表测量用光电采样器》 36.DL/T 973-2005 《数字高压表检定规程》 37.DL/T 979-2005 《直流高压高阻箱检定规程》 38.DL/T 980-2005 《数字多用表检定规程》

39.DL/T 1112-2009 《交、直流仪表检验装置检定规程》（2009-12-1实施）40．DL/T 5043-1995 《火力发电厂电气试验室设计标准》

41．DL/T 5136-2001 《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》 42.DL/T 5137-2001 《电测量及电能计量装置设计技术规程》 43.SD 110-1983 《电测量指示仪表检验规程》

44.Q/GDW 140-2006 《国家电网公司交流采样测量装置运行检验管规程》

45.国家电网营销[2005]347号 《交流采样测量装置校验规范》 46.国家电网营销[2005]347号 《交流采样测量装置校验作业指导书》 3）、继电保护监督

1．GB/T 14285-2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》 2.GB/T 50062-2008 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》 3．DL/T 478-2001 《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》 4．DL/T 553-1994 《220～500kV电力系统故障动态记录技术准则》 5． DL/T 559-2007 《220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程》 6． DL/T 584-2007 《3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程》 7． DL/T 587-2007 《微机继电保护装置运行管理规程》

8． DL/T 623-1997 《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》 9.DL/T 624-1997 《微机保护微机型试验装置技术条件》 10．DL/T 684-1999 《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》 11.DL/T 994-2006 《火电厂风机水泵用高压变频器》

12．DL/T 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 13．DL/T 1073-2007 《电厂厂用电源快速切换装置通用技术条件》 14．DL/T 1075-2007 《数字式保护测控装置通用技术条件》

15.DL/T 1100-2009 《电力系统的时间同步系统 第1部分：技术规范》（2009-12-1实施）

16.Q/GDW 267-2009 《国家电网公司继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》

17.国家电网生技[2005]400号文《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》

18．调继[2005]222号 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）继电保护专业重点实施要求

19.（82）水电生字第11号《继电保护及安全自动装置运行管理规程》 20．电安生[1994]191号 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》

21．国电调[2002]138号 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》继电保护实施细则》 4）、励磁监督

1.GB/T 7064-2002 《透平型同步电机技术要求》 2.GB/T 7409.1-2008《同步电机励磁系统 定义》 3.GB/T 7409.2-2008《同步电机励磁系统 电力系统研究用模型》

4.GB/T 7409.3-2007 《同步电机励磁系统 大、中型同步发电机励磁系统技术要求》

5.DL/T 1049-2007 《发电机励磁监督规程》 6.DL 5000-2000 《火力发电厂技术规程》

7.DL/T 650-1998 《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》 8.DL 755-2001 《电力系统安全稳定导则》

9.DL/T 843-2003 《大型汽轮发电机交流励磁系统技术条件》 10.SD 325-1989 《电力系统电压和无功电力技术导则》

11.国家电力公司标准 《汽轮发电机运行规程（1999年版）》 12.国家电网公司Q/GDW 142-2006 《同步发电机励磁系统建模导则》 13.国家电网公司 Q/GDW 143-2006 《电力系统稳定器整定试验导则》 14.国家电网 生［2004］203号

《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》

15.国家电监委电监市场［2006］42号《发电厂并网运行管理规定》 5）、节能监督

1.《中华人民共和国节约能源法》（中华人民共和国主席令第77号2007年10月28日修订）

2．国电发[2001]476号 《火电厂节约用水管理办法(试行)》 3．国电发 [2001]477号 《火电厂节约用油管理办法(试行)》 4.电综[1998]179号 《火电机组启动验收性能试验导则》

5．GB/T 2587-2009 《用能设备能量平衡通则》（2009-12-1实施）6.GB/T 2588-2000 《设备热效率计算通则》 7.GB/T 2589-2008 《综合能耗计算通则》

8.GB/T 3484-2009 《企业能量平衡通则》（2009-11-1实施）9.GB/T 6422-2009 《用能设备能量测试导则》（2009-11-1实施）10．GB/T 8117.1～8117.2-2008 《汽轮机热力性能验收试验规程》（2009-4-1实施）

11．GB/T 10184-1988 《电站锅炉性能试验规程》 12.GB/T 13471-2008 《节电技术经济效益计算与评价方法》 13．GB/T 14100-2009 《燃气轮机验收试验》（2010-1-1实施）14.GB/T 15316-2009 《节能监测技术通则》（2009-11-1实施）15．GB/T 15317-2009 《燃煤工业锅炉节能监测》（2010-5-1实施）16.GB/T 15587-2008 《工业企业能源管理导则》（2009-5-1实施）17.GB/T 16614-1996 《企业能量平衡统计方法》

18.GB/T 17167-2006 19．GB/T 18666-2002 20．GB/T 18916.1-2002 21．GB 21258-2007 22.GB/T 21369-2008 23．GB 24500-2009 24．DL/T 455-2008 25.DL/T 467-2004 26．DL/T 469-2004 27．DL/T 520-2007 28．DL/T 552-1995 29.DL/T 567.1-2007 30．DL/T 581-1995 31．DL/T 606.1-1996 32．DL/T 606.2-1996 33．DL/T 606.3-2006 34．DL/T 606.4-1996 35．DL/T 606.5-2009（2009-12-1实施）

36.DL/T 686-1999 37.DL/T 747-2001 38.DL/T 748-2001 39.DL/T 750-2001 《用能单位能源计量器具配备和管理通则》 《商品煤质量抽查与验收办法》 《取水定额 第1部分：火力发电》

《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》 《火力发电企业能源计量器具配备和管理要求》（2010-9-1实施）《锅炉暖风器》

《电站磨煤机试验规程》 《电站锅炉风机现场性能试验》

《火力发电厂入厂煤检测实验室技术导则》 《火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法》 《火力发电厂燃料试验方法一般规定》

《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置》 《火力发电厂能量平衡导则总则》 《火力发电厂燃料平衡导则》

《火力发电厂能量平衡导则 第3部分：热平衡》 《火力发电厂电能平衡导则》

《火力发电厂能量平衡导则 第5部分：水平衡试验》《电力网电能损耗计算导则》

《发电用煤机械采制样装置性能验收导则》 《火力发电厂锅炉机组检修导则》 《回转式空气预热器运行维护规程》

《工业锅炉能效限定值及能效等级》 40．DL/T 783-2001 《火力发电厂节水导则》

41．DL/T 839-2003 《大型锅炉给水泵性能现场试验方法》 42.DL/T 892-2004 《电站汽轮机技术条件》

43.DL/T 904-2004 《火力发电厂技术经济指标计算方法》 44.DL/T 926-2005 《自抽式飞灰取样方法》

45.DL/T 932-2005 《凝汽器与真空系统运行维护导则》

46.DL/T 933-2005 《冷却塔淋水填料、除水器、喷溅装置性能试验方法》 47.DL/T 934-2005 《火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程》 48.DL/T 958-2005 《电力燃料名词术语》

49.DL/T 964-2005 《循环流化床锅炉性能试验规程》 50.DL/T 994-2006 《火电厂风机水泵用高压变频器》 51.DL/T 1027-2006 《工业冷却塔测试规程》 52．DL/T 1051-2007 《电力技术监督导则》 53.DL/T 1052-2007 《节能技术监督导则》

54.DL/T 1055-2007 《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》 55．DL/T 1106-2009 《煤粉燃烧结渣特性和燃尽率一维火焰炉测试方法》（2009-12-1实施）

56．DL/T 1111-2009 《火力发电厂厂用高压电动机调速节能导则》（2009-12-1实施）

57．DL/T 5210.2-2009 《电力建设施工质量验收及评价规程 第2部分：锅炉机组》（2009-12-1实施）

58．DL/T 5210.3-2009 《电力建设施工质量验收及评价规程 第3部分：汽轮发电机组》（2009-12-1实施）

59．DL/T 5435-2009 《火力发电工程经济评价导则》（2009-12-1实施）60．DL/T 5437-2009 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（2009-12-1实施）

61．JB/T 4358-2008 《电站锅炉离心式通风机》

62．JB/T 5862-2001 《汽轮机表面式给水加热器性能试验规程》 63.JB/T 8059-2008 《高压锅炉给水泵 技术条件》 64．JB/T 9633-1999 《凝汽器 胶球清洗装置》 6）、环保监督

1.GB/T 212-2008 《煤的工业分析方法》 2.GB/T 214-2007 《煤中全硫的测定方法》

3.GB 1556.2-1995 《环境保护图形标志-固体废物贮存》 4.GB/T 3286.1-1998 《石灰石、白云石化学分析方法》

5.GB/T 6719-2009 《袋式除尘器技术要求》（2009-10-1实施）6.GB 8978-1996 《污水综合排放标准》

7.GB 12348-2008 《工业企业厂界环境噪声排放标准》 8.GB 13223-2003 《火电厂大气污染物排放标准》 9.GB/T 13931-2002 《电除尘器性能测试方法》

10.GB 15562.1-1995 《环境保护图形标志—排放口（源）》

11.GB/T 16157-1996 《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》 12.GB 18599-2001 《一般固体废物贮存、处置场污染控制标准》

13.GB/T 19229.1-2008《燃煤烟气脱硫设备 第1部分：燃煤烟气湿法脱硫设备》 14.GB/T 21508-2008 《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》 15.GB/T 21509-2008 《燃煤烟气脱硝技术装备》

16.HJ/T 75-2007 《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》

17.HJ/T 76-2007 《固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法》

18.HJ/T 92-2002 《水污染物排放总量监测技术规范》

19.HJ/T 178-2005 《火电厂烟气脱硫工程技术规范 烟气循环流化床法》 20.HJ/T 179-2005 《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法》 21.HJ/T 212-2005 《污染源在线自动监控（监测）系统数据传输标准》 22.HJ/T 255-2006 《建设项目竣工环境保护验收技术规范 火力发电厂》 23.HJ/T 353-2007 《水污染源在线监测系统安装技术规范》 24.HJ/T 354-2007 《水污染源在线监测系统验收技术规范》 25.HJ/T 355-2007 《水污染源在线监测系统运行与考核技术规范》 26.HJ/T 356-2007 《水污染源在线监测系统数据有效性判别技术规范》 27.HJ/T 373-2007 《固定污染源监测质量保证与质量控制技术规范》 28.HJ/T 397-2007 《固定污染源废气监测技术规范》

29.HJ/T 398-2007 《固定污染源排放烟气黑度的测定-格林曼烟气黑度图法》 30.HJ/T 416-2007 《环境信息术语》

31.DL/T 414-2004 《火电厂环境监测技术规范》

32.DL/T 461-2004 《燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则》 33.DL/T 514-2004 《电除尘器》

34.DL/T 519-2004 《火力发电厂烟气脱硫设计技术规定》

35.DL/T 748.7-2001 《火力发电厂锅炉机组检修导则》第7部分除灰渣系统检修

36.DL/T 748.9-2001 《火力发电厂锅炉机组检修导则》第9部分干输灰系统检修

37.DL/T 748.10-2001 《火力发电厂锅炉机组检修导则》第10部分脱硫装置检修

38.DL/T 894-2004 《除灰除渣系统调试导则》 39.DL/T 895-2004 《除灰除渣系统运行导则》 40.DL/T 938-2005 《火电厂排水水质分析方法》

41.DL/T 960-2005 《燃煤电厂烟气排放连续监测系统订货技术条件》 42.DL/T 998-2006 《石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》 43.DL/T 1050-2007 《电力环境保护技术监督导则》 44.DL/T 1051-2007 《电力技术监督导则》

45.DL/T 1121-2009 《燃煤电厂锅炉烟气袋式除尘工程技术规范》（2009-12-实施）

46.DL/T 5046-2006 《火力发电厂废水治理设计技术规程》 47.DL/T 5142-2002 《火力发电厂除灰设计规程》

48.DL/T 5190.4-2004 《电力建设施工及验收技术规范》第4部分电厂化学 49.DL/T 5403-2007 《火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程》 50.DL/T 5417-2009 《火电厂烟气脱硫工程施工质量验收及评定规程》（2009-12-1实施）51.DL/T 5418-2009 《火电厂烟气脱硫吸收塔施工及验收规程》（2009-12-1实施）

52.DL/T 5436-2009 《火电厂烟气海水脱硫工程调整试运及质量验收评定规程》（2009-12-1实施）

53.JB/T 10921-2008 《燃煤锅炉烟气袋式除尘器》 54.《建设项目环境保护管理条例》1998 55.《建设项目竣工环境保护验收管理办法》2002 56.《建设项目环境保护设施竣工验收监测技术要求》2002 57.《排污费征收标准管理办法》2003 58.《中华人民共和国环境影响评价法》2003 59.《污染源自动监控管理办法》2005 60.《环境监测人员持证上岗考核制度》2006 61.《火电厂烟气脱硫工程后评估管理暂行办法》2006 62.《环境监测管理办法》2007 63.《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》2007 64.《火电厂氮氧化物防治技术政策》2010 7）、金属监督

1．能源部电[1992]1069号 《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》 2．国电发[2000]589号 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 3．GB 5310-2008 《高压锅炉用无缝钢管》 4．GB/T 9222-2008 《水管锅炉受压元件强度计算》

5．DL/T 438-2009 《火力发电厂金属技术监督规程》（2009-12-1实施）6．DL/T 439-2006 《火力发电厂高温紧固件技术导则》 7．DL/T 440-2004 《在役电站锅炉汽包的检验及评定规程》 8．DL/T 441-2004 《火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督规程》 9．DL 612-1996 《电力工业锅炉压力容器监察规程》

10．DL/T 616-2006 《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》 11．DL 647-2004 《电力工业锅炉压力容器检验规程》 12．DL/T 652-1998 《金相复型技术工艺导则》 13．DL/T 654-2009 《火力机组寿命评估技术导则》（2009-12-1实施）14．DL/T 674-1999 《火电厂用20号钢珠光体球化评级标准》 15．DL/T 678-1999 《电站钢结构焊接通用技术条件》 16．DL/T 679-1999 《焊工技术考核规程》

17．DL/T 694-1999 《高温紧固螺栓超声波检验技术导则》 18．DL/T 715-2000 《火力发电厂金属材料选用导则》

19．DL/T 734-2000 《火力发电厂锅炉汽包焊接修复技术导则》 20．DL/T 752-2001 《火力发电厂异种钢焊接技术规程》 21．DL/T 773-2001 《火电厂用12Cr1MoV钢球化评级标准》

22．DL/T 787-2001 《火力发电厂用15CrMo钢珠光体球化评级标准》 23．DL/T 819-2002 《火力发电厂焊接热处理技术规程》 24．DL/T 820-2002 《管道焊接接头超声波检验技术规程》

25．DL/T 821-2002 《钢制承压管道对接焊接接头射线检验技术规程》 26．DL/T 868-2004 《焊接工艺评定规程》 27．DL/T 869-2004 《火力发电厂焊接技术规程》 28．DL/T 882-2004 《火力发电厂金属专业名词术语》 29．DL/T 884-2004 《火电厂金相检验与评定技术导则》

30．DL/T 939-2005 《火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则》 31．DL/T 940-2005 《火力发电厂蒸汽管道寿命评估技术导则》 32．DL/T 991-2006 《电力设备金属光谱分析技术导则》 33．DL/T 999-2006 《电站用2.25Cr-1Mo钢球化评级标准》 34．DL/T 1051-2007 《电力技术监督导则》

35．DL/T 5054-1996 《火力发电厂汽水管道设计技术规定》 36．JB/T 3375-2002 《锅炉用材料入厂验收规则》 37．JB/T 4730.1～4730.6-2005 《承压设备无损检测》 8）、化学监督 1．GB/T 474-1996 制备方法》

2．GB/T 475-1996 《商品煤样采取方法》

《煤样的3．GB/T 2536-1990 《变压器油》

4．GB 7252-2001 《变压器中溶解气体分析和判断导则》 5．GB/T 7595-2008 《运行中变压器油质量标准》 6．GB/T 7596-2008 《电厂用运行中汽轮机油质量标准》

7．GB/T 7597-2007 《电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法》 8．GB/T 8905-1996 《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》 9．GB 11120-1989 轮机油》

10．GB/T 12145-2008 11．GB/T 14541-2005 12．GB/T 14542-2005 13．GB/T 18666-2002 14．DL/T 246-2006 15．DL/T 502-2006 16．DL/T 520-2007 17．DL/T 561-1995 18．DL/T 571-2007 19．DL/T 595-1996 20．DL/T 596-1996 21．DL/T 651-1998 22．DL/T 677-2008 23．DL/T 712-2000 24．DL/T 747-2001 25．DL/T 771-2001 26．DL/T 794-2001 27．DL/T 801-2002 28．DL/T 805-2006 29．DL/T 838-2003 30．DL/T 855-2004 《L-TSA汽

《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》 《电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则》 《运行中变压器油维护管理导则》 《商品煤质量抽查和验收方法》 《化学监督导则》

《火力发发电厂水汽试验方法》

《火力发电厂入厂煤检测实验室技术导则》 《火力发电厂水汽化学监督导则》

《电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则》 《六氟化硫电气设备气体监督细则》 《电力设备预防性试验规程》 《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》 《火力发电厂在线工业化学仪表检验规程》 《火力发电厂凝汽器管选材导则》 《发电用煤机械采样装置性能验收导则》 《火电厂水处理用离子交换树脂选用导则》 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》

《大型发电机内冷却水水质及系统技术要求》 《火电厂汽水化学导则》 《发电企业设备检修导则》

《电力基本建设火电设备维护保管规程》 31．DL/T 889-2004 《电力基本建设热力设备化学监督导则》 32．DL/T 913-2005 《火电厂水质分析仪器质量验收导则》 33．DL/T 941-2005 《运行中变压器用六氟化硫质量标准》 34．DL/T 951-2005 《火电厂反渗透水处理装置验收导则》 35．DL/T 952-2005 《火力发电厂超滤水处理装置验收导则》 36．DL/T 956-2005 《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》 37．DL/T 957-2005 《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》 38．DL/T 1029-2006 《火电厂水质分析仪器实验室质量管理导则》 39．DL/T 1039-2007 《发电机内冷水处理导则》 40．DL/T 1051-2007 《电力技术监督导则》 41．DL/T 1076-2007 《火力发电厂化学调试导则》 42．DL/T 5068-2006 《火力发电厂化学设计技术规程》

43．DL/T 5190.4-2004 《电力建设施工及验收技术规范 第四部分电厂化学篇》 44．SH 0040-1991 《超高压变压器油》

45．SD 202-1986 《火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法》 9）、热工监督

1．国电发[2000]589号 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 2．GB/T 4213-2008 《气动调节阀》

3．GB/T 50093-2002 《自动化仪表工程施工及验收规范》 4．DL/T 435-2004 《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》

5．DL/T 589-1996 《火力发电厂燃煤电站锅炉的热工检测控制技术导则》 6.DL/T 590-1996 《火力发电厂固定式发电用凝汽汽轮机的热工检测控制技术导则》

7．DL/T 591-1996 《火力发电厂汽轮发电机的热工检测控制技术导则》 8．DL/T 592-1996 《火力发电厂锅炉给水泵的热工检测控制技术导则》 9．DL/T 655-2006 《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》 10．DL/T 656-2006 《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程》 11．DL/T 657-2006 《火力发电厂模拟控制系统验收测试规程》 12．DL/T 658-2006 《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程》 13．DL/T 659-2006 《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》 14.DL/T 677-2009 《发电厂在线化学仪表检验规程》（2009-12-1实施）15．DL/T 774-2004 《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》 16．DL/T 775-2001 《火力发电厂除灰除渣热工自动化系统调试规程》 17．DL/T 855-2004 《电力基本建设火电设备维护保管规程》 18．DL/T 924-2005 《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》 19．DL/T 996-2006 《火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件》 20．DL/T 1012-2006 《火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程》 21．DL/T 1056-2007 《发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则》 22．DL/T 1083-2008 《火力发电厂分散控制系统技术条件》

23．DL/T 1091-2008 《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术条件》 24.DL/T 1112-2009 《交、直流仪表检验装置检定规程》（2009-12-1实施）

25．DL 5000-2000 《火力发电厂设计技术规程》

26．DL 5004-2004 《火力发电厂热工自动化实验室设计标准》 27．DL 5031-1994 《电力建设施工及验收技术规范(管道篇)》 28．DL/T 5175-2003 《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》 29．DL/T 5182-2004 《火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定》

30．DL/T 5190.5-2004 《电力建设施工及验收技术规范第5部分:热工自动化》

31.DL/T 5210.4-2009 《电力建设施工质量验收及评价规程 第4部分：热工仪表及控制装置》（2009-12-1实施）

32．DL/T 5227-2005 《火力发电厂辅助系统(车间)热工自动化设计技术规定》

33.DL/T 5428-2009 《火力发电厂热工保护系统设计技术规定》（2009-12-1实施）

34．JJF 1033-2008 《计量标准考核规范》

35．DRZ/T 01-2004 《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》 10）、电能质量监督

1．国家电监委 电监市场［2006］42号《发电厂并网运行管理规定》

2．SD 325-1989 《电力系统电压和无功电力技术导则(试行)》 3.国家电网生［2004］203号 《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》

4．GB 156-2007 《标准电压》 5．GB/T 1980-1996 《标准频率》

6．GB/T 12325-2008 《电能质量 供电电压偏差》 7．GB/T 12326-2008 《电能质量 电压波动和闪变》 8．GB/T 14549-1993 《电能质量 公用电网谐波》

9．GB/T 15543-2008 《电能质量 三相电压不平衡》（2009-5-1实施）10．GB/T 15945-2008 《电能质量 电力系统频率偏差》（2009-5-1实施）11．GB/T 18481-2001 《电能质量 暂时过电压和瞬态过电压》 12．GB/T 19862-2005 《电能质量监测设备通用要求》

13．DL/T 497-1992 《电力系统自动低频减负荷工作管理规程》 14．DL/T 500-2009 《电压监测仪使用技术条件》（2009-12-1实施）15．DL/T 723-2000 《电力系统安全稳定控制技术导则》 16．DL/T 1028-2006 《电能质量测试分析仪检定规程》 17．DL/T 1040-2007 《电网运行准则》 18．DL/T 1053-2007 《电能质量技术监督规程》 11）、汽轮机监督

1.GB/T 6075.2-2007 《在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动》第2部分：500MW以上，额定转速1500r/min、1800r/min、3000r/min、3600r/min陆地安装的汽轮发和电机组

2．GB/T 8117.1～8117.2-2008 《汽轮机热力性能验收试验规程》（2009-4-1实施）

3．GB/T 13399-1992 《汽机安全监视装置技术条件》

4.GB/T 11348.2-2007 《旋转机械转轴径向振动的测量和评定_第2部分》 5．DL/T 552-1995 《火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法》 6．DL/T 581-1995 《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置》 7．DL/T 586-2008 《电力设备监造技术导则》 8．DL/T 711-1999 《汽轮机调节控制系统试验准则》 9.DL/T 742-2001 《冷却塔塑料部件技术条件》

10．DL/T 834-2003 《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》 11．DL/T 838-2003 《发电企业设备检修导则》

12．DL/T 839-2003 《大型锅炉给水泵性能现场试验方法》 13．DL/T 863-2004 《汽轮机启动调试导则》 14．DL/T 892-2004 《电站汽轮机技术条件》 15．DL/T 893-2004 《电站汽轮机名词术语》

16．DL/T 932-2005 《凝汽器与真空系统运行维护导则》

17．DL/T 933-2005 《冷却塔淋水填料、除水器、喷溅装置性能试验方法》 18．DL/T 934-2005 《火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程》 19．DL/T 1055-2007 《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》 20．DL/T 1072-2007 《表面式凝汽器运行性能试验规程》

21．DL/T 1141-2009 《火电厂除氧器运行性能试验规程》（2009-12-1实施）22．DL/T 5210.3-2009 《电力建设施工质量验收及评价规程 第3部分：汽轮发电机组》（2009-12-1实施）

23．JB/T 5862-1991 《汽轮机表面式给水加热器性能试验规程》 12）、锅炉压力容器安全管理

1．国务院令[2009]第549号 《特种设备安全监察条例》（2009-5-1实施）2．劳部发[1996]276号 《蒸汽锅炉安全技术监察规程》 3．质技监局锅发[1999]202号《锅炉定期检验规则》

4．国质检[2003]207号 《锅炉压力容器使用登记管理办法》 5．能源部电[1992]1069号 《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》 6．能源安保[1991]709号 《电站压力式除氧器安全技术规定》

7．国电发[2000]589号 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 8．TSG R0003-2007 《简单压力容器安全技术监察规程》

9．TSG R0004-2009 《固定式压力容器安全技术监察规程》（2009-12-1实施）10．TSG R7001-2004 《压力容器定期检验规则》 11．TSG ZF001-2006 《安全阀安全技术监察规程》 12．GB 150-1998 《钢制压力容器》 13．GB 713-2008 《锅炉和压力容器用钢板》 14．GB 5310-2008 《高压锅炉用无缝钢管》 15．GB/T 9222-2008 《水管锅炉受压元件强度计算》 16．GB/T 19624-2004 《在用含缺陷压力容器安全评定》

17．DL/T 438-2009 《火力发电厂金属技术监督规程》（2009-12-1实施）

18．DL/T 440-2004 《在役电站锅炉汽包的检验及评定规程》 19．DL 612-1996 《电力工业锅炉压力容器监察规程》

20．DL/T 616-2006 《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》 21．DL 647-2004 《电力工业锅炉压力容器检验规程》 22．DL/T 679-1999 《焊工技术考核规程》

23．DL/T 734-2000 《火力发电厂锅炉汽包焊接修复技术导则》 24．DL/T 752-2001 《火力发电厂异种钢焊接技术规程》 25．DL/T 819-2002 《火力发电厂焊接热处理技术规程》 26．DL/T 868-2004 《焊接工艺评定规程》 27．DL/T 869-2004 《火力发电厂焊接技术规程》

28．DL/T 939-2005 《火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则》 29．DL/T 991-2006 《电力设备金属光谱分析技术导则》 30．JB/T 3375-2002 《锅炉用材料入厂验收规则》 31.JB/T 4730.1～4730.6-2005 《承压设备无损检测》 C、其他部分

1、《电业安全工作规程》（热力和机械部分）

2、《电业安全工作规程》（发电厂变电所部分）

4、《电力设备典型消防规程》DL 5027-93

风力发电行业人才市场需求现状分析 第5篇

近年来,世界风电产业发展迅速,全球风能理事会的数据表明, 风力发电开发商仅2013 年一年就在全球范围内新增装机容量35 000MW,中国的风力发电容量在2010 年超过美国以后就一直处于世界第一。2014 年中国风电新增装机容量达到23 351MW,同比增长45%,位居全球之首。2015 年,随着中国风电发展战略地位的显著提升,风电设备行业盈利向好的趋势得到延续,风电新增装机容量达32 970MW。

随着风电产业关键技术日益成熟,单机容量5MW陆上风电机组、半直驱式风电机组开始使用,直驱式风电机组已经广泛应用。目前国际上主流的风力发电机组已达到2.5~3MW,采用的是变桨变速的主流技术,欧洲已批量安装3.6MW风力发电机组,美国已研制成功7MW风力发电机组,而英国正在研制巨型风力发电机组。欧洲规模化海上风电及相关电网布局开始建设,并在知识型产品如风况分析工具、机组设计工具和工程咨询服务等方面具有明显的国际竞争优势。纵观世界风电产业发展现状,风力发电技术将呈现如下发展趋势:(1)开发更先进的风况分析系统;(2)研制大容量、高可靠性、低成本风力发电机组以及轻量型、高可靠性的海上风力发电机组;(3)风力发电方式将以陆上风力发电为主,并积极拓展海上风力发电。

2 人才需求现状分析

2.1 人才需求数量

风力发电是一项综合性很强的高新技术,与众多学科有交叉,涵盖气象、材料、空气动力学、控制与自动化、电气、机械、电力电子及检测认证等多个专业领域。随着风电装机容量的快速增涨,风电行业对风电相关专业人才的需求量也在急剧增加。笔者通过对国内部分大型风电企业进行调研,调研分析统计结果表明,到2020 年,中国将有100 多万人直接或间接从事风电产业,风电行业高素质技能型人才具有广阔的市场空间。湖南省战略性新兴产业新能源产业发展领域重点是风能,仅长株潭地区风电行业高素质技能型人才需求就达2000 多人,湘电风能股份有限公司需要四五百人,并逐年增加。

2.2 人才需求类型

风电企业主要缺乏两大类人才:高层次设计人才、专业技术人才。在专业技术人才这一领域需要大量受过高等职业教育的技术应用型人才。目前,有三大类企业对人才需求量很大。

(1)风电设备生产厂家的人才需求。风电设备的生产需要大量具备风电基础知识,懂技术、会操作,并具有熟练装配、调试技能的受过高等职业技术教育的人才。

(2)风电企业对设备运行、维护等方面人才的需求。随着企业生产技术水平的不断提高,风力发电系统的运行、操作、维护、管理都需要大量熟练掌握自动化技术的应用型人才。

(3)技术服务型企业的人才需求。随着风电行业的快速发展,风力发电技术的不断提高和创新,这些新技术的应用和推广离不开技术服务型公司。

2.3 对人才的素质能力要求

(1)较强的学习能力。风力发电行业涉及的知识面广,并且发展迅猛,风电行业人才不仅需要胜任工作而且要具备能够迅速获取新知识的能力。

(2)强烈的团队合作精神。风力发电工程是一个复杂而庞大的工程,需要各部门、各层次、各学科的人员相互配合来完成。为了保证风电工程的高效率运转,每个工作人员都必须具有强烈的团队合作意识。

(3)高度的责任感。对每一位电力工程科技人员来说,责任感是十分重要的,风电企业在招聘时非常注重这一点。

3 高职风电类专业的开设

目前, 我国从事风力发电行业的技术人员一大部分是从其他行业转过来的, 缺少风电行业的专门培训和技术学习,而且风电专业人才缺口大,人才培养任务艰巨。目前,国内开设风电类专业的大学较少,每年培养的风电人才也难以满足企业需求,特别是一些技术性强的技术人才极度缺乏。因此,高职院校开办风电类专业能为新型风力发电技术的产业化进程提供急需的专业技术人才。

根据调研分析结果及毕业学生的反馈意见,可以发现:高职院校要明确专业人才的培养目标,因为风力发电产业是集空气动力学、机械设计与制造、发电技术、电力电子控制技术于一体的高新技术产业,需要建立产品设计、制造、安装、调试及运行维护等系统化的人才培养体系。该专业培养的人才要系统掌握风力发电理论基础知识,具备较强的实际操作动手能力、良好的职业素养和较强的职业能力,能适应风电产业的发展和社会需求。高校还要和风力发电企业中有经验的专家进行研讨,明确构建的课程体系是以工作岗位为导向、以实际工作任务为载体、以职业岗位能力培养为主线,既要让学生掌握必要的足够的理论基础知识,又要让学生具备较强的实践动手能力。

4 结语

风力发电行业人才需求量大,高素质技术技能型人才尤其紧缺,因此,培养风力发电类专业方面的人才是行业的迫切需求,也是时代赋予高职院校的职责。但人才的培养是长期的过程,不能急功近利,学院应根据市场需求灵活调整、合理设置专业,为风力发电行业贡献一份力量。

摘要：随着风电产业的迅速发展,风电行业对人才的需求数量也急剧增加。本文通过对风力发电产业发展现状及人才需求现状的详细分析,在高职院校开设风力发电类专业方面提出了一些建议。以期风力发电专业人才的培养满足企业的需求,适应风电产业的发展。

关键词：风力发电,高职院校,人才需求

参考文献

[1]水志国,荀振芳.2020年我国电力工程科技人才需求预测及供需平衡分析[J].中国电力教育,2008(1).

发电行业温室气体排放核算方法研究 第6篇

关键词：低碳,发电行业,温室气体排放核算

2005年, 我国能源生产和加工转换部门排放二氧化碳24.08×108t[1], 发电行业已成为我国温室气体排放量最大的行业之一。2011年10月, 国家发展改革委办公厅印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》 (发改办气候[2011]2601号) , 同意北京市、天津市、上海市、重庆市、湖北省、广东省及深圳市等七个省市开展碳排放权交易试点。七个试点省市全部将发电行业纳入控排范围, 并相应发布了温室气体排放核算方法指南 (以下简称“指南”) , 本文通过分析对比各指南的差异, 对指南的进一步优化提出了建议。

1指南发布形式

国家、北京、天津、上海、重庆、湖北、广东的指南以规范性文件形式印发, 且全部为试行版本;深圳则制定了地方标准。除深圳、重庆外, 国家及其他省市均针对发电行业单独发布指南, 而深圳、重庆对于全部工业企业采用统一的指南。

2核算范围

2.1核算边界

区别于欧盟[2]、美国[3]以设施为边界进行核算, 我国普遍以企业法人为边界;而深圳市以组织边界进行核算, 不要求具有法人资格。

2.2温室气体种类

北京、天津、上海、湖北、广东在碳交易试点实施方案或管理办法中均明确了对CO2排放进行管理, 因此其核算指南明确温室气体仅包括CO2。深圳和重庆指南包括了全部6种温室气体 (CO2、 CH4、N2O、HFCs、PFCs、SF6) 。国家指南只要求计算CO2排放量, 但除电力生产外若还存在其他产品生产活动且存在温室气体排放的, 也需核算并报告。

2.3温室气体排放类型

2.3.1直接排放

直接排放主要包括化石燃料燃烧排放、碳酸盐脱硫过程排放。

对于化石燃料燃烧排放, 北京、天津均明确不含移动源;广东仅要求核算固定设施排放, 上海明确提出直接排放为发电、热电联产机组等生产系统排放, 因此也未将移动源纳入核算范围;深圳和重庆明确要求核算移动设施排放量;湖北省要求核算服务于生产的移动源排放量。国家指南中仅明确厂界内生活能耗不在核算范围内, 因此和生产有关的运输工具其碳排放应在核算范围内。

国家、天津、湖北、广东均要求核算碳酸盐脱硫过程排放;北京、上海、重庆未做相关要求;深圳市提出应核算制程排放, 因此脱硫过程排放量也应进行核算。

2.3.2间接排放

天津、上海、广东均明确发电企业不核算间接排放量, 国家和北京要求核算净购入使用电力间接排放量, 湖北、重庆、深圳要求核算电力 (蒸气) 间接排放量。

3核算方法

3.1化石燃料燃烧二氧化碳排放量

国家、北京、天津、上海、湖北、深圳均采用公式 (1) 计算化石燃料燃烧CO2排放量, 而广东未考虑碳氧化率, 重庆则因直接给出了单位燃料消费量的排放因子 (吨碳/ 吨 (万立方米) 燃料) 采用公式 (2) 计算。

CO2排放量= 化石燃料消费量×低位发热值×单位热值含碳量×碳氧化率×转换因子 (1)

CO2排放量=化石燃料消费量×排放因子 (2)

3.2脱硫过程CO2排放量

国家、湖北根据碳酸盐消费量计算脱硫过程二氧化碳排放量, 天津、广东根据煤中的含硫量计算, 深圳未明确具体计算方法。

4对比分析与总结

4.1应针对不同行业出台具有行业特点的指南。不同行业的生产工艺、排放设施、排放类型、涉及的温室气体种类差异很大, 采用统一的指南可操作性差, 应针对不同行业出台具有本行业特点的指南。

4.2建议发电行业不计算外购电力间接排放量。由于发电行业用电大部分为企业自发电, 外购电主要用于机组启停、检修, 外购电占企业发电量比例很低, 因此建议不计算外购电力间接排放量。若要求计算, 建议将“净购入电力”明确为“下网电量”, 以避免使用中的混淆。

4.3建议发电行业根据煤中含硫量计算脱硫过程排放。目前发电行业普遍采用石灰石- 石膏湿法烟气脱硫工艺, 虽然此方法对于石膏浆液的密度有着严格的要求, 但近年来由于环保主管部门提高了二氧化硫排放标准, 部分企业采用加大石灰石投料量以保证达标排放。由于增加的石灰石投料大部分未反应, 若按照石灰石消耗量计算则会造成对排放量的高估, 因此建议采用煤中含硫量计算脱硫过程排放量。

参考文献

[1]中华人民共和国气候变化第二次国家信息通报[EB/OL].http://qhs.ndrc.gov.cn/zcfg/201404/t20140415_606980.html.2014.

[2]韩晓蕾.欧盟碳排放交易法律制度及其对中国的借鉴意义[D].2013.

火力发电行业 第7篇

控制温室气体排放是我国积极应对全球气候变化的重要任务, 对于加快转变经济发展方式、促进经济社会可持续发展、推进新的产业革命具有重要意义[1,2,3]。2011年3月份, 我国发布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中明确了“十二五”期间低碳减排目标, 要求降低温室气体排放强度, 发展循环经济, 推广低碳技术;2011年12月, 我国发布的《“十二五”控制温室气体排放工作方案》中, 要求加强低碳技术研发和推广应用, 提出了从发展经济适用的低碳技术到开发关键低碳技术等一系列科技活动;2012年8月, 国务院印发了《节能减排“十二五”规划》, 要求建立行业的节能减排技术评价认定体系, 形成节能技术分类遴选、示范和推广的动态管理机制;在《中国应对气候变化国家方案》中, 要求大力推广有益于缓解温室气体排放的支撑技术, 为应对气候变化提供强有力的科技支撑, 以提高气候变化适应能力的有效途径。

电力行业是煤炭消耗的主要行业, 也是二氧化碳排放的主要来源[4,5,6]。发电行业的减排对于全国减排目标的实现具有重要的影响和作用[7], 很大程度上决定我国“十二五”及中长期的减排战略。“十二五”期间, 火电行业工程减排的空间在收窄, 但节能减排的任务依然艰巨[8]。所以如何既实现电力行业科学发展, 又实现节能减排, 政策和监管是手段, 发展与推广低碳减排新技术是关键[9], 而如何评估与判断发电行业低碳减排支撑技术水平则是基础。

1 发电行业低碳减排技术分类

低碳减排技术, 广义上指所有能降低人类活动碳排放的技术[10]。从体系而言, 可以将低碳技术分为三类[11]:1) 源头控制的“无碳技术”, 即大力开发以无碳排放为根本特征的清洁能源技术[12]。2) 过程控制的“减碳技术”, 是指实现生产消费使用过程的低碳, 达到高效能、低排放。3) 末端的“去碳技术”, 比较典型的就是二氧化碳捕获。

从方法而言, 可以将发电行业低碳减排技术分为四种[13]:第一是能效提高技术, 包括1 000 MW超超临界、620℃超超临界二次再热、整体煤气化IGCC、电除尘高频电源、通流改造、背压改造、热泵余热利用等发电技术;第二是废物和副产品回收再利用技术, 包括秸秆发电、垃圾发电等;第三是清洁能源发电技术, 包括燃气蒸汽循环发电、核电、风电、光伏发电、光热发电等;第四是温室气体削减和利用技术, 包括CO2捕集技术 (Carbon Capture&Store, CCS) , CO2利用技术 (Carbon Capture&Use, CCU) 。

2 发电行业低碳减排技术水平评估指标体系

发电行业低碳减排技术评估指标包括定量指标和定性指标两部分。其中, 在技术评估过程中应尽可能采用定量指标, 以减少人为主观性带来技术评估结果的不确定性。定量指标一般分为一级指标和二级指标。

定量指标中一级指标具有普适性、概括性。根据发电行业自身特点, 一级指标包括能源利用指标、能源回收与节约指标、废弃物回收利用指标、温室气体排放指标、温室气体削减指标、技术投资、运行维护成本、经济效益、环境效益等八项。二级指标是一级指标下可量化、可统计、可比较的指标, 各项指标要求有明确的统计范围和指标单位, 二级指标由于行业不同而差别很大。以发电行业一级指标能源利用指标为例, 其二级指标又包括综合发电煤耗、电耗、下降煤耗、能源利用效率提高比例等四项;一级指标能源回收与节约指标的二级指标又包括副产能源量、替代产品节能量等两项。所有的定量指标在发电行业中都需要能够落实到具体数值和单位。

定性指标主要从技术先进性、成熟度、普适性、技术风险程度、成果转化难易程度、市场推广前景、知识产权转让等七个方面重点考察发电行业不同低碳减排技术在成果转化和推广应用过程中的地位和作用。技术定性指标需要通过行业内的技术专家来进行判断。所有的定性指标都需要发电行业内部专家打分确定, 从高到低, 从1~5实行5分制, 分值越高, 表示越有利于技术推广和利用。例如:技术普适性, 是指该项发电技术的应用是否有特定条件限制, 如适用范围、运行条件、规模大小、上下游匹配关系、使用环境、地理条件等诸多因素对成果转化推广的影响大小, 分值从1~5分别表示:差、较差、一般、较好、好。

3 发电行业低碳减排技术评估方法

从新技术的实用性和可用性出发, 为考虑新技术将来的推广与运用, 被选减排新技术要符合如下条件:1) 该技术已实现中试, 取得了良好效果;2) 该技术已在局部进行示范推广, 处于商业化运作前期阶段, 还未大面积推广应用;3) 同时, 该技术的现有普及率应小于10%。

按照上述要求, 在结合发电行业内专家推荐的基础上, 初步筛选出25项能够实现低碳减排的发电行业新技术, 然后进行逐步筛选。

3.1 指标权重的确定

采用专家调查法, 由专家对评估体系中的指标重要性进行打分。需要注意的是, 对于评估体系中指标的打分是与具体技术无关的, 而是对评估体系中不同因素的重要性的判断。

对每位专家的打分结果进行代数平均, 得到每项指标的重要性平均得分。归一化之后可得到每项指标的权重:

其中, Wi为i指标的权重;ci为i指标的重要性平均得分。

发电行业低碳减排技术的权重计算结果见表1。

3.2 不同技术指标分值确定

1) 定量指标值转化与确定。不同专家对不同技术的定量指标都会有具体的数值。例如, 对于“能源利用指标”的定量指标中, 不同发电技术的“综合发电煤耗”都是确定的具体技术数值。

定量指标需要将统计得到的技术数值转化成1~5的指标值, 这是与具体技术有关的。发电行业25项低碳减排技术的赋值方法如下:

a.若该指标是技术数值越大越好 (如下降煤耗、温室气体削减量等) , 则将统计数值最低的技术赋指标值为1, 将统计数值最高的技术赋指标值为5;

若该指标是值越小越好 (如综合发电煤耗、污染物产生量等) , 则将统计数值最高的技术赋指标值为1, 将统计数值最低的技术赋指标值为5。

b.所有技术按照线性内插法得到指标值:

其中, aij, t为技术t在定量二级指标j上的样本平均值;aij, max为所有技术在定量二级指标j上样本平均值的最大值;aij, min为所有技术在定量二级指标j上样本平均值的最小值。

2) 定性指标值确定。在对于各项技术定性指标的描述中, 定义分值和水平均是从1~5依次递增, 这也是与具体技术有关的。

发电行业25项低碳减排技术中每项技术的定性指标值也是采取专家进行打分, 然后通过专家打分后取平均值。

3.3 不同技术分值

发电行业25项低碳减排技术中不同技术的分值进行加权求和得到。

由以上指标权重和指标值的计算, 通过定性和定量指标综合评估计算公式, 可以得到各项节能减排技术的综合评估结果。

其中, Wij为二级指标j的权重;Sij, t为t技术在二级指标j的指标值;St为t技术的综合得分。

4 发电行业低碳减排技术水平评估结果分析

由于筛选发电行业低碳减排新技术的前提包括现有普及率应小于10%, 所以目前较为成熟的、普及率已经较高的传统低碳减排技术就不在推广范围之内。

经计算, 发电行业25项低碳减排新技术排名前十位的技术名称及技术分值见表2。

从表2可以看出, 在发电行业低碳减排支撑新技术中, 进入前十名中的新技术有九项属于能效提高技术类别, 只有一项“燃气—蒸汽联合循环发电技术”属于清洁能源发电技术类别, 而废物和副产品回收再利用技术、温室气体削减和利用技术均没有进入前十名。

由于发电行业低碳减排支撑技术水平评估是一个综合性、系统性的体系, 在某一个方面的指标不适应于推广, 就会影响整体的得分, 这也是清洁能源发电技术类别、温室气体削减和利用技术类别没有进入前十名的原因。例如:压水堆三代改核电技术、海上并网风电技术、光热发电技术等均由于投资、经济效益、技术风险程度等因素, 尤其是定性指标的不确定性影响了整体得分。

从上述研究结果还可以得出, 单以温室气体减排为目标, 则从将来的低碳技术发展角度, 我国发电行业节能减排的重点还是应该以能效提高技术类别为主, 从综合性而言, 具有明显的低碳优势, 同时结合清洁能源发电技术, 并以温室气体削减和利用技术为长远战略, 可以形成我国发电行业低碳减排支撑新技术的整体结构。从技术而言, 废物和副产品回收再利用发电技术很难成为将来发电行业低碳减排支撑新技术整体结构的主要部分。但是, 从能源结构调整、电力结构调整的角度, 当前清洁能源发电则是关键。

摘要：在发电行业低碳减排技术分类的基础上, 建立了发电行业低碳减排技术评估指标体系, 然后进一步确定发电行业低碳减排技术评估方法, 发电行业低碳减排技术评估结果表明:单以温室气体减排为目标, 则从将来的低碳技术发展角度, 我国发电行业节能减排的重点还是应该以能效提高技术类别为主, 从综合性而言, 具有明显的低碳优势;同时结合清洁能源发电技术, 并以温室气体削减和利用技术为长远战略, 可以形成我国发电行业低碳减排支撑新技术的整体结构。

火力发电行业 第8篇

1 江苏省垃圾焚烧发电行业现状

目前国内外广泛采用的城市生活垃圾处理方式主要有卫生填埋、高温堆肥和焚烧等。 由于城市垃圾成份复杂, 并受经济发展水平、能源结构、自然条件及传统习惯等因素的影响, 所以国外对城市垃圾的处理一般是随国情而不同, 往往一个国家不同地区也采用不同的处理方式, 很难有统一的模式。但最终都以无害化、资源化、减量化为处理目标。

焚烧是目前世界各国广泛采用的城市垃圾处理技术。 大型的配备有热能回收与利用装置的垃圾焚烧处理系统, 由于顺应了回收能源的要求, 正逐渐上升为焚烧处理的主流。 国外工业发达国家, 特别是日本和西欧, 普遍致力于推进垃圾焚烧技术的应用。 国外焚烧技术的广泛应用, 除得益于经济发达、投资力强、垃圾热值高外, 主要在于焚烧工艺和设备的成熟、先进。 世界上许多著名公司投入力量开发垃圾焚烧技术与设备, 且主要设备与附属装置定型配套。 目前国外工业发达国家主要致力于改进原有的各种垃圾焚烧装置及开发新型焚烧炉, 使之朝着高效、节能、低造价、低污染的方向发展。 垃圾焚烧自动化程度越来越高。

近年来, 江苏省在全国率先推行“组保洁、村收集、镇转运、市 (县) 处理”的城乡垃圾管理模式, 并取得了一定成效。 在填埋、堆肥和焚烧3 种常规垃圾处理方式中, 焚烧以其显著的“减量化、资源化、无害化”优势, 在全省中心城市、经济发达和土地资源稀缺的城市和地区得到了广泛应用。

目前, 江苏省垃圾焚烧发电产业规模和水平均位居全国前列。 “十一五”末, 江苏城镇生活垃圾焚烧比例已经超过39%, 到“十二五”末, 焚烧比例将达到53%, 焚烧能力将达到58 840 t/d, 由垃圾焚烧发电带来的环保效益、社会效益和经济效益也将十分显著。

2 生活垃圾焚烧处理对社会发展的意义

生活垃圾具有二重性, 处理得当可转化为再生资源或能源;反之, 则会造成环境污染。

近年来, 我国城市生活垃圾产生量增长很快, 特别是在经济发达、人口稠密、土地资源特别紧缺的地区, 适用于生活垃圾填埋场的场地选择越来越困难, 并距离城市居住区越来越远, 垃圾运输费用也相应增加, 垃圾填埋处理的成本也随着环保要求的严格而提高。 城市生活垃圾焚烧处理由于具有占地少、场地选择容易, 处理时间短、减量化显著 (减重一般达70%, 减容一般达90%) 、无害化较彻底以及可回收垃圾焚烧余热等优点已经成为不少城市解决垃圾问题的主要方案。

经济的快速发展以及高人口密度是推动我国生活垃圾焚烧处理发展的内在因素。 对于许多城市来说, 土地资源非常宝贵, 可为垃圾填埋腾出的土地将越来越少, 垃圾填埋处理的成本也会越来越高。对于这些地区而言, 垃圾焚烧无疑是明智的选择。生活垃圾焚烧厂发展需要突破局限, 实现“统筹”和规模效益。 具体来说, 应鼓励对垃圾焚烧处理有现实需求的大城市采用技术水平先进的垃圾焚烧处理工艺, 积极稳妥地推进垃圾焚烧处理厂建设。

生活垃圾焚烧发电在环保方面的优势主要表现在以下几个方面。

2.1 满足环境保护排放标准的要求

生活垃圾焚烧处理厂的主要污染物是其排放的尾气, 其中包括受到大众特别关注的二恶英。 随着环境保护要求的日益严格, 达到环境保护标准的现代化生活垃圾焚烧处理厂, 其污染排放无论是浓度还是总量已经很低。 2005 年9 月, 德国环境部 (BMU) 在一份报告中指出, “尽管1985 年以来, 垃圾焚烧规模增加1 倍, 由于生活垃圾焚烧厂严格的排放标准, 生活垃圾焚烧已经不是大气中二恶英、重金属和烟尘等污染物的显著排放源。 在德国所有的66 个垃圾焚烧装置中, 由于按照法规要求配置袋式除尘器, 二恶英年排放量由400 g下降到不足0.5 g”。 比较其他工业排放, 该报告还指出:“生活垃圾焚烧污染物排放下降最显著, 1990 年, 德国生活垃圾焚烧二恶英年排放量约占全部的近三分之一, 而到2000 年, 这一比例已下降到不足百分之一”。在欧洲, 2000/76/EC《垃圾焚烧指南》规定了严格的排放指标, 这一指标明显低于其他工业排放要求《垃圾焚烧指南》 范围包括垃圾焚烧厂和垃圾与工业燃料混合的焚烧厂 (co-incinerate) 。 在美国, 根据美国环境署 (EPA) 统计, 美国生活垃圾焚烧发电厂二恶英年排放当量从1987 年的1 000 g下降到200年的12 g, 而相应的庭院垃圾露天焚烧所排放的二恶英当量总计超过600 g。 在我国, GB 18485-200《城市生活垃圾焚烧污染控制标准 》 主要指标明显严格于火电厂和锅炉厂的排放要求。 因此, 只要严格执行相关标准, 生活垃圾焚烧烟气污染排放是十分有限的。

2.2 有助于减少温室气体的排放

生活垃圾焚烧处理对污染物的减排作用明显对温室气体的减排也非常显著。 一方面避免了垃圾填埋产生的填埋温室气体 (主要是甲烷) , 另一方面焚烧余热利用替代化石燃料使用而减少了温室气体排放。 不同国家或地区, 填埋气体回收利用状况以及能源结构不同, 具体替代当量系数也不同。 按我国生活垃圾成分, 焚烧发电与填埋相比每吨垃圾减排的温室气体为0.48~0.64 t。

2.3 降低垃圾处理COD的排放量

COD减排是我国节能减排重要的考核指标生活垃圾焚烧处理实际上可以减少垃圾填埋带来的COD排放, 每填埋1 t生活垃圾产生的COD为0~0.2 t, 其中大部分会在填埋过程中分解, 但即使是卫生填埋, 在降水量多的地区这个数学也可达到0.01 t以上。

3 生活垃圾焚烧发电存在的主要问题

3.1 发电工艺

垃圾焚烧发电厂通常由垃圾接收系统、垃圾进料系统、垃圾焚烧装置、余热回收装置、烟气处理系统、灰渣处理系统、汽轮发电机系统、垃圾渗滤液处理系统及其相应的控制系统等组成。 其中, 焚烧炉是垃圾焚烧发电工艺的核心设备, 目前世界上典型垃圾焚烧炉主要包括机械炉排炉、流化床炉和回转窑炉3 种炉型。 江苏省的垃圾焚烧发电工程主要采用炉排炉和流化床炉两种炉型。

目前, 全省26 座垃圾焚烧发电厂中有4 家采用循环流化床焚烧炉工艺, 22 家采用机械炉排炉工艺。 目前正在开展前期工作的垃圾焚烧发电厂均使用机械炉排炉工艺。 可见, 江苏省垃圾焚烧发电技术应用呈现以炉排炉为主, 流化床炉为辅的格局, 符合我国《城市生活垃圾焚烧处理工程项目建设标准》 (建标[2001]213 号) 的技术政策要求, 并与垃圾焚烧发电技术应用的主流方向一致。

3.2 废气污染防治措施

垃圾焚烧项目公众关注度高, 社会反响较大。焚烧过程中产生的二次污染问题也越来越受到人们的重视。 特别是焚烧过程中产生的二恶英能否做到稳定达标排放, 是关系到垃圾焚烧能否广泛运用于城市生活垃圾处理的一个重要问题。

垃圾焚烧烟气中的污染物主要为颗粒物、酸性气体 (HCl、HF、SO2、NOX等) 、重金属和二恶英等4大类[1]。

目前世界上垃圾焚烧采用的烟气净化工艺主要包括4 种典型工艺。 一是“半干法/干法除酸+活性炭喷射吸附二恶英+布袋除尘”工艺;二是“半干法/干法除酸+活性炭粉末喷射吸附二恶英+布袋除尘+选择性催化脱硝”工艺;三是“半干法除酸+活性炭粉末喷射吸附二恶英+布袋除尘+湿法除酸+选择性催化脱硝”工艺;四是“半干法除酸+活性炭粉末喷射吸附二恶英+布袋除尘+湿法除酸+活性炭床除二恶英”工艺。 这4 种烟气处理工艺分别适应于不同的烟气污染物排放标准的要求, 其中第一种组合工艺目前应用较广, 适应我国烟气污染物排放标准的要求, 且烟尘和二恶英可分别达到欧盟1992 和欧盟2000 标准的要求[2]。

按照 《城市生活垃圾处理及污染防治技术政策》 (建城[2000]120 号) 要求, 江苏省已建垃圾焚烧发电工程的烟气处理均采用“半干法/干法除酸+活性炭粉末喷射吸附二恶英+布袋除尘器” 这一典型且成熟的集成技术, 烟气全部实现达标排放。

近年来, 为了将烟气排放标准提高至欧盟2000标准的要求, 部分垃圾焚烧发电厂采用了半干法+干法组合脱酸工艺, 或者增加了湿法脱酸工艺。 此外, 为了减少NOX的对外排放, 部分企业采用选择性非催化还原法 (SNCR) 炉内脱硝工艺。 如苏州光大、宜兴光大已经完成对设备的改造, 各项废气污染物均可达到欧盟2000 标准。

3.3 项目选址

生活垃圾焚烧发电项目环评与一般建设项目环评相比, 存在一定的特殊性。 公众对这类项目的关注度非常大, 社会反响也比较大。 一些生活垃圾焚烧发电项目环境影响报告书还要经过上级环保行政主管部门的行政复议或人民法院的行政诉讼的考验。 因此, 对这类项目的环境影响评价也提出了更高的要求, 这就使得这类项目环评具有一定的难度。 其中最关键的, 也是垃圾焚烧发电项目环评的重点、难点及公众和管理部门关注的热点是垃圾焚烧发电项目的选址问题。

2010 年3 月, 民间环保组织———“自然之友发布的《中国环境发展报告 (2010) 》指出, 2009 年是中国垃圾危机爆发之年, 垃圾场的选址问题, 甚至焚烧场该不该建、能不能建等问题成了中国民众热议的话题。 因此厂 (场) 址选择是生活垃圾焚烧发电项目环境影响评价最重要的环节之一, 也是关系到环境影响评价质量好坏的最为关键的问题之一目前, 依据的选址基本原则要求主要是根据《生活垃圾焚烧污染控制标准》 (GB18485-2001) 中, “选址应符合城乡建设总体规划、环境保护规划、环境卫生专业规划, 并符合当地的大气污染防治、水资源保护、自然保护以及国家现行有关标准的要求”。

根据《城市生活垃圾焚烧处理工程项目建设标准》规定, 项目厂址选择应符合当地城乡建设总体规划、环境卫生专业规划以及国家现行有关标准的规定;生活垃圾焚烧发电厂对周围环境产生的影响应符合环境保护相关要求, 即生活垃圾焚烧发电厂应与当地的大气污染防治、水资源保护和自然保护相一致;交通便利, 距离合理;征地费用低, 施工较方便;人口密度低, 土地利用价值较低, 位于夏季主导风的下风向。 另外, 还需要考虑适应垃圾量的变化, 厂址有发展余地等。

根据《关于进一步加强生物发电项目环境影响评价管理工作的通知》 (环发[2008]82 号) , 选址必须符合所在城市的总体规划、土地利用规划及环境卫生专项规划 (或城市生活垃圾集中处置规划等) 应符合 《城市环境卫生设施规划规范 (GB50337-2003) 》、《生活垃圾焚烧处理工程技术规范 (CJJ90-2002) 对选址的要求。 除国家及地方法规、标准、政策禁止污染类项目选址的区域外, 城市建成区;环境质量不能达到要求且无有效削减措施的区域以及可能造成敏感区环境保护目标不能达到相应标准要求的区域, 一般不得新建生活垃圾焚烧发电类项目。

4 江苏省垃圾焚烧发电行业发展对策建议

江苏省属于人多地少、经济较发达的地区。 近年来, 为缓解垃圾出路和占地的矛盾问题, 垃圾焚烧产业发展迅速。 对于生活垃圾焚烧发电项目, 在政府层面, 一是要积极推行垃圾分类收集工作和配套设施的建设, 引导市民积极参与垃圾分类收集工作, 从源头上减少生活垃圾焚烧量和焚烧后污染物的产生量;二是在选择垃圾的处理方式、布局上, 由建设部门综合考虑各地方经济实力、生活垃圾产生量、垃圾热值和土地资源等多方面因素, 编制相应的规划; 三是做好垃圾焚烧发电厂选址前期工作, 设立垃圾焚烧发电厂入行门槛, 建立垃圾焚烧发电厂规范化运行技术导则;四是加强垃圾焚烧发电厂的日常监管;五是对于垃圾焚烧发电厂项目, 应形成正确舆论导向;垃圾焚烧厂建成投运后, 在日常监管过程中, 也应发挥公众参与的作用。

在企业层面, 一是要具有高度的社会责任感, 不但要重视建设阶段的污染防治, 还要加大建成投运后的监管, 如对活性炭的使用、对炉内燃烧温度、CO、 含氧量和各项污染物排放指标等实施连续监测, 并与当地环保部门联网;二是建设过程中要按照环保部批复的《江苏省建设项目环境监理工作方案》及相关要求开展环境监理工作。

在公众层面, 公众应科学、客观、公正地认识垃圾焚烧发电项目的建设, 积极参与项目的环评公众参与调查工作, 并积极参与到项目的日常监管中。

参考文献

[1] 冯立波.垃圾焚烧发电技术应用过程中的研究[J].能源环境保护, 2009, (5) :13-15.

火力发电行业 第9篇

一、中国垃圾焚烧发电行业现状及其发展分析

垃圾是一种废物, 但也是一种新能源, 经过焚烧后的热能可以用于发电。垃圾焚烧发电是指使用特殊的垃圾焚烧设备, 以城市工业和生活垃圾为燃烧介质, 在对垃圾进行焚烧处理的同时, 利用其产生的能量发电的一种新型发电方式。从20世纪70年代开始, 最先利用垃圾发电的是德国和法国, 近三十年来, 美国和日本在垃圾发电方面的发展也相当迅速。现在垃圾焚烧已成为发达国家广泛采用的城市生活垃圾处理方式。

(一) 垃圾焚烧发电在中国的应用

中国的垃圾发电事业起步较晚, 仍处于研究开发的初级阶段, 现在的设备和技术主要是从国外引进。但是由于中国拥有丰富的垃圾资源, 所以蕴含着巨大的资源潜力和潜在的经济效益。垃圾焚烧发电厂的收益稳定、运营成本低廉并享有一定的税收优惠政策, 能给投资者带来稳定高额的回报。垃圾处理费的全面开征与上调将成趋势, 垃圾发电行业广阔的投资前景已经吸引了大批民间资本和国际资本参与其中。垃圾焚烧发电具有环保和能源的双重效益, 是未来垃圾处理的发展方向, 预计“十二五”期间, 中国垃圾发电行业将进一步发展壮大, 有望成为清洁电力的重要组成部分。

近年来, 随着国家落实科学发展观、发展循环经济、建设资源节约型、环境友好型社会一系列重大方针政策的贯彻执行, 中国城市生活垃圾焚烧发电产业得到快速发展。一批又一批垃圾发电厂逐年建成投产, 垃圾发电这一处理方式的优势越来越明显地得到体现。统计显示, 截至2008年底, 中国建成的垃圾焚烧发电厂总数达70多座, 日均垃圾处理量突破5.5万吨, 在建项目近60多个, 特别是土地资源紧张的东部沿海城市, 垃圾处理正逐渐由卫生填埋为主向垃圾焚烧发电转变。同时, 不少面临垃圾处理难题的大城市及二线较发达城市, 纷纷上马垃圾发电厂。数年前, 国家发改委曾进行过评估, 认为国内未来大约需要兴建垃圾焚烧发电厂600座左右, 可以说, 2009-2015年是中国垃圾焚烧发电行业快速发展的黄金时期。

(二) 中国垃圾焚烧发电行业发展的必要性

目前, 中国城市生活垃圾处理面临严峻挑战。随着中国城市化进程的加快和居民生活水平的提高, 城市生活垃圾以年均增长率8%-10%的速度迅猛增加。中国城市生活垃圾年产生量超过1.2亿吨, 占全世界年产垃圾的四分之一以上。“十一五”期间, 中国城市生活垃圾清扫量稳定在1.5亿吨左右, 而1981-2008年中国城市生活垃圾清扫量由3132万吨猛增至15438万吨, 增长了近5倍。垃圾堆存量已逾70亿吨, 侵占土地面积达80万亩。全国670多座大中城市中, 约有三分之一陷于垃圾包围中, 而且这一趋向有日益加剧之势。与其他处理方法相比, 垃圾焚烧处理具有减量化、占地少、二次污染小、焚烧余热可用于发电、供热。对于经济发达、土地资源紧缺的地区来说, 垃圾焚烧发电是非常理想的垃圾处理方法。

(三) 中国垃圾焚烧发电行业发展的可行性

1、符合中国垃圾处理的实际情况。

目前国内外最常用的生活垃圾处理方式主要有三种:填埋法、堆肥法和焚烧法。填埋法处理的成本低, 但是占地面积大;垃圾的简单填埋还会产生沼气, 导致火灾和爆炸事故, 产生恶臭影响周边环境, 滋生蚊虫, 产生渗透滤液污染地下水, 目前国内外正在逐步地进行减少这种方式。堆肥法是使垃圾中的有机质发生生物化学反应, 形成一种类似于腐殖质的物质, 可用作肥料或土地的改良剂, 也容易造成二次污染, 但由于垃圾分类和场地的限制, 在城市生活垃圾处理中所占的比例较小, 在国内500吨以上综合处理堆肥成功处理不多。焚烧发电, 占地面积小, 处理充分, 减容减量明显, 资源利用高等优点, 可以实现垃圾处理的“减量化、无害化、资源化”;焚烧处理后垃圾减容90%、减量80%, 其中焚烧后的炉渣还可以综合利用, 需要填埋的量很少, 可缓解土地紧张的问题。在焚烧中垃圾所含能量经焚烧转化为热能用于发电、供热, 可节约能源;并且, 现代化的垃圾焚烧发电厂结合烟气净化系统对焚烧产生的污染物处理彻底, 二次污染少, 所以焚烧法目前被国内广泛利用。通过多年的时间和科学论证, 国家确定了生活垃圾综合处理走以焚烧发电为主的思路, 采用先进的生活垃圾焚烧发电技术, 也符合建设节能型社会发展思路。

2、符合国家相关政策法规。

中国中央和地方政府都很支持垃圾焚烧发电产业的发展, 正在通过法律条文形式鼓励进行可再生能源发展的研究以及其他相关的准备工作。2005年2月28日, 全国十届人大第十四次会议通过了《中华人民共和国可再生能源法》, 2006年1月5日, 国家发改委发布了《可再生能源发电有关管理规定》 (发改能源[2006]13号) 。这两个文件为垃圾焚烧发电上网电价的制定提供了重要依据。2007年6月4日, 国家发改委发布了《中国应对气候变化国家方案》, 其中明确指出:鼓励“在经济发达、土地资源稀缺地区建设垃圾焚烧发电厂”;“大力研究开发和推广利用先进的垃圾焚烧技术, 提高国产化水平, 有效降低成本, 促进垃圾焚烧技术产业化发展。”2007年9月, 国家发改委, 建设部, 环保总部联合颁布实施全国城市生活垃圾十一五规划指出, 焚烧发电可以减少东部地区经济发达地区的原生垃圾填埋量, 节省土地资源, 鼓励选用先进的焚烧处理技术。到十一五末, 东部地区城市焚烧处理率不低于35%, 2008年12月, 国家发改委颁布《纲要》指出, 大力发展循环经济, 鼓励发展符合国家政策资源综合项目, 推动垃圾发电。

3、国家产业政策给予的扶持。

垃圾焚烧发电属于可再生能源发电当中的生物质发电, 根据《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 (发改价格[2006]7号) 生物质发电电价标准由各省 (自治区、直辖市) 2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成, 补贴电价标准为每千瓦时0.25元。同时国家针对垃圾发电还采取多项优惠政策予以保护:一是发电量全部收购;二是免除了增值税的征收, 并在所得税上享受减免政策;三是国家会以垃圾处理补贴的方式向企业支付服务费, 即所谓的垃圾处置费。

(四) 目前垃圾焚烧发电行业发展面临的问题

1、生活垃圾焚烧烟气中的二恶英是近几年来世界各国所普遍关心的问题。

二恶英类剧毒物质对环境造成很大危害, 有效控制二恶英类物质的产生与扩散, 直接关系到垃圾焚烧及垃圾发电技术的推广和应用。普通民众对垃圾焚烧发电技术了解往往不太多, 某些环保学者对焚烧时可能排放的“二恶英”有妖魔化倾向, 更容易引起民情激愤。但也必须看到, 现有一些规模较小、技术和管理不够成熟完善的垃圾焚烧厂在建设和运营过程中“偷工减料”, 如在烟气处理工序中该加活性炭不加, 该加石灰也不加, 确实对项目周边环境及居民健康造成损害, 也影响了垃圾焚烧发电业的整体形象。

2、选址难也是中国垃圾焚烧发电行业面临困局待解的难题。

近期闹得沸沸扬扬的广州番禺垃圾焚烧发电厂选址风波, 不过是国内陆续上马的此类项目所面临尴尬境地的最新案例。据调查, 群众的普遍心理是:“垃圾必须处理, 有需要的话焚烧厂也可以建, 但无论如何不能建在自己家门口”, 但是全国各大城市“垃圾围城”的严峻现实, 又让风口浪尖上的政府不能不痛下决心。

3、垃圾焚烧发电厂的发展良莠不齐。

目前存在部分小型垃圾焚烧发电厂采用传统技术以煤作为辅助垃圾燃烧, 一边拿政策补贴, 一边在运行中只烧少量垃圾, 掺烧大量燃煤以赚取超额利润, 同时由于技术水平有限, 配套不足而令污染事故频发, 导致公众对垃圾焚烧发电更加戒心重重。

二、深圳市能源环保公司发展策略

深圳市能源环保有限公司是由深圳市能源集团控股的国有企业, 成立于1997年, 是国内最大的垃圾焚烧发电专业化公司之一。公司致力于垃圾焚烧发电厂及其他环保设施的投资、建设、经营及设备的设计开发、制造、销售及推广应用。针对中国垃圾焚烧发电行业的现状和发展前景, 深能环保在制定发展规划时就明确了“高标准垃圾焚烧发电行业的领跑者”为公司的愿景, 以提高企业核心竞争力为重点, 遵循可持续发展和循环经济理念以铸就一个个精品项目, 发展名牌战略, 以实现企业持续快速的发展。

(一) 狠抓内部运营管理, 科学运筹保增长

实际运营方面, 公司具有丰富的经验。公司在深圳拥有三座达到国际先进水平的垃圾焚烧发电厂, 日处理生活垃圾2450吨, 年处理能力约100万吨。其中南山垃圾发电厂是引进国外先进设备建成的示范项目;盐田垃圾发电厂是消化吸收引进技术后建成的国家级国产化设备示范项目。

公司通过在内部狠抓制度建设、安全生产、经营管理和不断完善公司信息化建设, 通过采用挖潜增效、节能降耗、有效配备生产设备和人员、提高机组运行的可靠与经济性等措施, 连续几年均安全超额完成生产任务, 实现利润大幅增长, 为公司的发展打下了良好的基础。在2009年, 公司下属盐田和宝安垃圾处理厂的生产任务均创历史新高。

公司进一步加强了对环保工作的监督管理力度, 开展各项环保专项工作, 各厂的环保处理设施性能有了进一步的提高。以2009年为例, 全年环保运营情况良好, 各项污染物排放指标符合相关的国家和地方标准。全年无有效环保投诉, 无有效环保行政处罚。

(二) 开拓思路, 提高技术创新能力保优势

科技是第一生产力。技术进步是企业在激烈的市场竞争中得以生存的基础, 技术创新是推进企业发展的动力与源泉, 也是制造企业核心竞争力的重点。深能环保公司正是通过不断推进技术创新, 培育企业的核心技术, 形成研发、制造、应用三位一体的发展模式, 从而产生公司的核心竞争力和竞争优势。

公司在垃圾焚烧发电领域拥有国内领先的技术能力和科研开发能力。技术方面, 公司拥有一批优秀的工程设计人员, 具有雄厚的科研力量。公司在引进和消化比利时西格斯先进的垃圾焚烧炉和烟气净化系统整套专有技术的基础上, 实现全部国产化, 真正掌握了垃圾焚烧发电和烟气净化系统整套核心技术, 并拥有再开发能力, 成功解决了中国生活垃圾水份大, 热值低的技术难点, 而且烟气排放指标如:烟尘、HCL、二恶英、重金属等远优于国家环保排放要求, 达到了欧盟标准。

经过不懈的努力, 公司荣获了众多荣誉, 树立了中国垃圾资源化的行业典范, 受到了社会各界的赞誉和肯定。2003年公司“倾斜往复阶梯垃圾焚烧及发电技术装备国产化项目”被国家经贸委评定为“国家资源节约与环境保护重大示范工程”;2006年公司获深圳市首届发展循环经济“十佳”先进企业的荣誉称号;公司被评为2006年度广东省优秀环保企业;2006年度公司“垃圾焚烧发电技术”获得由联合国工业发展组织等主办的全球可再生能源领域十大领先技术“蓝天奖”;2007年公司所属的宝安垃圾发电厂获得中国再生能源产业蓝天排行榜“中国十大垃圾焚烧发电厂”第二名;2008年, 被深圳市城市管理局评选为垃圾无害化处理先进单位;2008年, 被广东省环境保护宣传教育中心评选为《环境》理事单位;2008年, 被深圳市环境保护局授予深圳市环境保护工程技术资格证书等。

(三) 冷静观察, 仔细分析市场局面, 积极稳妥推进新项目发展

2009年, 国内垃圾焚烧产业受到社会的极度关注, 成为民众及社会舆论的焦点。媒体对广州番禺、北京六里屯等垃圾发电厂的报导, 使新项目拓展处于非常敏感的氛围中, 给公司带来重重困难和阻力。在外界环境十分不利的情况下, 公司始终坚持高标准建设和高标准运营的理念和工作思路, 顶住压力, 加快节奏, 通过共同努力, 使新项目获得核准和顺利开工。

公司目前在建项目包括宝安二期 (3000吨/日) 、湖北武汉 (1000吨/日) , 新项目建成投产后, 公司的垃圾日处理量能力将达到10250吨。届时, 宝安厂日处理生活垃圾可达4200吨, 其将成为国内最大的垃圾焚烧发电厂。

同时公司实施“走出去”的战略, 顺应全国、全球加强环境保护、发展清洁能源的趋势, 充分发挥公司自主创新优势, 积极向国内外扩张发展, 向全国、全球提供深能环保的产品和服务。公司凭借一流的技术与先进的服务理念深受各界好评, 与国内外众多大中城市保持了密切的环保合作关系, 同时为城市环保设施的规划建设献计献策, 为政府决策提供建设性意见。

(四) 重视人才发展, 盘活人力资源, 为发展打基础

随着市场竞争环境的变化和企业发展的创新, 企业人力资源管理的战略地位也在空前提高;在增进企业绩效、提高企业竞争力等方面也发挥更大的作用。谁能够盘活人力资源, 谁就能够在企业竞争中取得主动权。深能环保公司以人才为企业发展的第一推动力, 汇集了能源、动力、热控、电气、机械、化学等各个专业的优秀人才。公司的人力资源管理和公司的战略联系在一起, 制定了符合市场化原则及公司行业定位的薪酬体系, 初步建立了符合公司自身特点的量化考核体系及激励机制, 将绩效考核与薪酬激励更好地结合在一起, 有效地促进公司发展。同时提出适应企业发展的中长期人才规划, 明确人才成长的方向和路径, 重点培养企业发展急需的“研究型人才”和“技术领军人才”, 完善绩效考评体系, 建立“一对一”的后备人才选拔培养机制, 各级管理岗位和技术岗位从业人员都要对本岗位的后备人才培养承担责任和义务, 建立后备人才梯队, 实现公司人力资源的储备从而促进员工的整体素质不断提高。

(五) 精心筹划, 拓展新产业, 实现企业的综合发展

经过多年的发展, 深能环保已经在垃圾焚烧发电厂的投资、建设、运营及管理等方面积累了丰富的经验, 为拓展国内日益壮大的垃圾发电市场, 深能环保公司开始涉及垃圾焚烧发电行业内的投资、工程总承包、专业运营管理、设备成套和工程咨询等业务, 提出了一个基地 (新能源环保装备产业基地) 、两个中心 (垃圾焚烧发电工程中心、废水处理工程中心) 、三大板块 (垃圾焚烧发电、废水处理、污泥处理) 的战略目标, 逐步实现从单一项目发展向成为亚太地区垃圾焚烧设备总成及废水处理零排放环保问题高端解决方案服务商的转型, 从单一的垃圾发电运营商发展成为提供全流程解决方案的一体化服务商 (EPC) 。

(六) 加强品牌建设, 努力实践社会责任, 树立良好的企业形象

众所周知, 垃圾焚烧发电项目对烟气净化技术要求标准很高, 因此, 重视垃圾焚烧飞灰烟气无害化处理, 得到民众理解也是垃圾焚烧发电得以顺利推进的必要条件。实际上, 深能环保在垃圾焚烧发电项目建设和运行中, 严格执行技术标准, 包括酸性气体, 烟尘中的二恶英 (PCDD) 均可控制在严格的排放范围内。结合公司事业发展和生产管理、生产运行实际情况, 进一步打造一流垃圾发电厂, 将垃圾电厂创建为“花园式工业旅游基地”, 树立良好企业形象, 为促进公司发展壮大打好坚实基础。

为了实现公司的快速发展, 公司一方面研发尖端科技, 另一方面迎合市场需求, 实行品牌营销, 构建深能环保的另一新的竞争力———良好的品牌, 并注重营销策略中的“推式策略”和“拉式策略”的组合应用, 以提高垃圾焚烧发电厂的社会公众形象。制作了公司形象宣传片、宣传画册、网站;编排了公司广告片;参加国际性大型环保展览会;在多个大型环保杂志上做宣传广告;在2009年4月23-25日, 公司承办了第三次城市生活垃圾焚烧处理技术与设施专题研讨会, 邀请或接受深圳特区报、深圳商报、深圳晚报、晶报、固废网等多家媒体对公司进行专题报道;热情接待社会各界人士参观630人次, 其中还包括比利时、斯里兰卡等国家环保部官员。特别是2009年4月, 公司配合东莞樟木头镇组织近3000名社会各界人士参观公司下属盐田和宝安两个垃圾焚烧发电厂。让公众了解垃圾焚烧发电的运作情况, 消除因为对发电厂知识、设备不了解而产生的误会, 同时也加深大家对节能环保的理解和认识, 从而引导公众共同重视环保工作、自觉维护环境, 并统一对垃圾处理工作的思想认识。许多参观者在看了垃圾处理流程后, 均发出了类似“原来垃圾焚烧发电如此环保”的感叹。不少此前对垃圾处理技术存在误会的人员, 在实地参观后, 逐渐接受了垃圾焚烧的处理办法, 认为焚烧法的各项优势均大于填埋法和堆肥法。

随着公众的环境意识日益提高, 对环境质量的要求也日渐提高, 公众会越来越重视企业的污染和环保问题。因此, 公司从长远发展出发, 在项目实施后更加强调环境保护意识, 确保污染防治措施的落实和环保设施的正常运行, 最大限度控制污染物的排放, 确保污染物达标排放, 切实维护了周围群众利益。同时, 公司下属各垃圾焚烧发电厂也专门设立了“居民联动办公室”, 发电厂各项工作可以“随时接受居民检阅”和随时接受周边居民的监督。长期以来, 公司倡导并一直坚持与垃圾焚烧电厂周边社区居民开展丰富多彩的“共创和谐社会, 共创环保家园”系列活动, 取得了良好效果。公司在“公益、管理、监督”这三方面做好工作, 加强与社会的沟通与互动, 消除了各种误会和不解, 使发电厂的运作更加畅顺。现在, 发电厂已经与周边居民形成了一种非常和谐的关系, 共同为当地的环保事业服务。

作为大型国企, 深能环保公司除了在经济上为国家做贡献外, 还努力担负社会责任。高度社会责任感使公司不仅关注环保, 而且关注民生。深能环保在获得长足发展的同时, 一直扮演着友好型社会的创建者。公司经常组织员工到公园、广场等公共场合宣传环保知识, 提倡环保、健康的生活方式, 倡导并积极参与各类环保公益活动, 公司领导带头组织为中、小学生解说环保知识, 这些活动起到了国企的带头作用, 树立了深能环保良好的企业形象。

三、结束语

路使企业得到了持续快速的发展, 不论是新增项目的数量还是新增处理能力, 在行业内深能环保公司的增长速度都是最快的, 行业内的排名已从上一年的第14位跃升至第4位。相信随着深能环保公司的稳健经营与腾飞发展, 将会给我们展现又一幅新的全景图。随着中国城镇垃圾处理设施建设加速, 电力结构优化调整继续深入。中国垃圾发电技术逐渐成熟, 设备国产化进程不断加快。发展环保节能的洁净能源已经成为大势所趋, 中国垃圾发电行业迎来历史性发展机遇。深能环保公司正是根据行业现状和特点制定了适合自身的发展策略, 以“为美好生活创造洁净环境, 为社会发展提供循环动力”为使命, 内部抓管理, 外部谋拓展的思

参考文献

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