贵州煤电节能减排升级4篇

贵州煤电节能减排升级4篇贵州煤电节能减排升级　［收稿日期］２０２０１２１２　　［修稿日期］２０２１０１０９［作者简介］龙　勇（１９８７—），男，贵州贵阳人，助理下面是小编为大家整理的贵州煤电节能减排升级4篇,供大家参考。

篇一：贵州煤电节能减排升级

稿日期］２０２０１２１２　　［修稿日期］２０２１０１０９［作者简介］龙　勇（１９８７—），男，贵州贵阳人，助理工程师，主要从事热能与动力工程技术方面的工作。高硫煤锅炉烟气氨法脱硫系统工艺设计及运行小结龙　勇（黔西县黔希煤化工投资有限责任公司，贵州 黔西　５５１５００）［摘　要］黔西县黔希煤化工投资有限责任公司３００ｋｔ／ａ乙二醇装置配套３×２２０ｔ／ｈ高压流化床锅炉系统采用贵州当地煤，锅炉系统原配套有烟气脱硫系统 １套，采用 “氨 －硫酸铵湿法烟气脱硫”工艺；由于贵州当地高硫煤居多，实际运行中，当系统进口烟气中的 ＳＯ２ 含量超过４０００ｍｇ／ｍ３ 时，出口尾气中的 ＳＯ２和颗粒物含量无法达标排放。按照 《煤电节能减排升级与改造行动计划 （２０１４—２０２０年）》以及国务院、贵州省政府等的最新要求，烟气脱硫系统出口污染物含量须执行超低排放标准，为此，黔希煤化决定新建１套超低排放锅炉烟气氨法脱硫系统。着重介绍新建锅炉烟气氨法脱硫系统核心设备———脱硫塔的工艺设计情况，包括塔体直径、塔高、浓缩段喷淋液量、吸收循环液总量、氧化风量、脱硫塔各段喷嘴、除雾器排列方式等的选取与确定，以及超低排放锅炉烟气氨法脱硫系统的运行情况，以期为业内提供一些参考与借鉴。［关键词］高硫煤；锅炉烟气氨法脱硫系统；超低排放；单塔多循环工艺；脱硫塔；工艺设计；运行情况［中图分类号］Ｘ７０１３　 ［文献标志码］Ｂ　 ［文章编号］１００４－９９３２（２０２１）０５－００６５－０４０　引　言黔西县黔希煤化工投资有限责任公司 （简称黔希煤化）３００ｋｔ／ａ乙二醇装置配套 ３×２２０ｔ／ｈ高压流化床锅炉，锅炉系统采用贵州当地煤，原配套有烟气脱硫系统 １套，采用 “氨 －硫酸铵湿法烟气脱硫”工艺，实际运行中，正常生产负荷下，当系统进口烟气中的 ＳＯ２ 含量超过 ４０００ｍｇ／ｍ３ 时，出口尾气中的 ＳＯ２ 和颗粒物含量无法满足贵州当地的常规排放要求，超低排放更是无从谈起，目前该套烟气氨法脱硫系统已停运，处于待升级改造阶段。分析原烟气氨法脱硫系统存在的问题，主要原因在于：① 吸收液循环量不足，液气比偏小；② 因未设计水洗净化段，净烟气雾滴中的硫酸盐含量偏高，引起出口总尘超标，继而烟气拖尾严重，排烟视觉效果差；③ 采用喷射器氧化方式，溶液氧化率低下；④ 工艺设计不合理，烟气氨逃逸、气溶胶现象严重；⑤ 除雾器选型及配置不合理，除雾效果差，净烟气雾滴夹带量大。按照 ２０１４年 ９月 １２日国家发改委、环境保护部、国家能源局联合印发的 《煤电节能减排升级与改造行动计划 （２０１４—２０２０年）》的要求，以及国务院、贵州省政府等的最新要求，烟气脱硫系统出口污染物含量须执行超低排放标准，即烟尘浓度≤５ｍｇ／ｍ３、ＳＯ２ 浓度≤３５ｍｇ／ｍ３、氮氧化物浓度≤５０ｍｇ／ｍ３ 。由于贵州地质特殊，所产煤以高硫煤居多，为实现锅炉烟气脱硫尾气的超低排放，黔希煤化决定按照锅炉烟气超低排放标准新建 １套氨法脱硫系统，秉承 “多级分区、梯次吸收”的理念进行设计，本项目建成投运后系统出口污染物浓度完全达到了超低排放标准要求。以下对黔希煤化新建锅炉烟气氨法脱硫系统的工艺设计及应用情况作一介绍，以供业内参考。１　锅炉烟气氨法脱硫系统概况１１　工艺流程烟气脱硫系统采用单塔多循环工艺 （如图１）。锅炉烟气进入脱硫塔浓缩段，经喷淋液降低烟气温度后进入脱硫一段 （即吸收段），脱除大部分 ＳＯ２ 后进入脱硫二段 （即二次净化段），将烟气中的 ＳＯ２ 完全脱除后经二级屋脊式除雾器进入水洗段，以去除烟气中夹带的可溶性铵盐；水洗喷淋层上方还设置有 １层除雾器，以分离收集烟气中夹带的绝大部分机械雾滴，再经 ２层丝第 ５期　２０２１年 ９月　中　氮　肥ＭＳｉｚｅｄＮｉｔｒｏｇｅｎｏｕｓＦｅｒｔｉｌｉｚｅｒＰｒｏｇｒｅｓｓＮｏ５　Ｓｅｐ．２０２１。

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　网除雾器确保除雾器出口雾滴含量≤５０ｍｇ／ｍ３ 。脱硫岛内设置脱硫塔、氧化槽、加氨槽、水洗槽，副产物硫酸铵经循环浓缩结晶后送入后处理系统，依次经旋流器、离心机分离至水分低于４％，再经干燥流化至水分低于 １％后进入包装工序，得到符合 《硫酸铵》（ＧＢ５３５—１９９５）的硫酸铵产品。图 １　单塔多循环烟气脱硫系统工艺流程简图１２　脱硫岛主要设备配置 （表 １）表 １　脱硫岛主要设备配置及其性能参数设备名称 数量 主要性能参数脱硫塔 １座 １３６ｍ×５０５ｍ，碳钢衬鳞片氧化槽 １座 １４７ｍ×１２８ｍ，碳钢衬鳞片水洗槽 １座 ５２ｍ×８３ｍ，碳钢衬鳞片水洗循环泵 ２台 （一开一备）

　Ｑ＝２１００ｍ３ ／ｈ浓缩循环泵 ２台 （一开一备）

　Ｑ＝１３５０ｍ３ ／ｈ浓缩扰动泵 ２台 （一开一备）

　Ｑ＝１２５０ｍ３ ／ｈ吸收循环泵 ４台 （全开无备）

　Ｑ＝２１００ｍ３ ／ｈ罗茨风机 ３台 （两开一备）

　Ｑ＝２７１ｍ３ ／ｍｉｎ２　锅炉烟气氨法脱硫系统的工艺设计流化床锅炉一次风机风量为 １８００００ｍ３ ／ｈ、二次风机风量为 １２００００ｍ３ ／ｈ，则锅炉系统（３台锅炉）总烟气量 ＝（１８００００＋１２００００）×３＝９０００００ｍ３ ／ｈ。３×２２０ｔ／ｈ高压流化床锅炉系统采用贵州当地煤，高硫煤居多，硫含量多在 ３％ ～４％，取硫含量为 ３５％作为设计依据。燃煤锅炉的烟气进入脱硫系统，由烟气脱硫系统进口 ＳＯ２ 浓度 ＝（２×煤的硫含量 ×煤耗 ×硫的转换率）／烟气量，计算可得脱硫系统进口 ＳＯ２ 浓度 ＝ （２×３５％×１０６２×１０９ ×１００％）÷９０００００＝８２６０ｍｇ／ｍ ３（注：２是指 ＳＯ２ 的分子量与 Ｓ的原子量之比为２；３台２２０ｔ／ｈ锅炉的煤耗为１０６２ｔ／ｈ；硫的转换率可根据锅炉燃烧情况在 ９５％ ～１００％之间取值，设计计算时取 １００％），则烟气脱硫系统进口 ＳＯ２ 浓度取 ８３００ｍｇ／ｍ３ 。２１　脱硫塔塔径的确定第二代氨法脱硫工艺设计时，认为烟气流速越大，气液两相接触面碰撞越强，吸收效果越好，反之吸收效果越差，因而烟气流速一般设计为 ３０～４５ｍ／ｓ。但实际生产表明，上述认识存在误区。烟气脱硫系统出口污染物执行超低排放标准后，氨法脱硫工艺烟气流速设计一般选择在 ２５～２８ｍ／ｓ。黔希煤化锅炉烟气氨法脱硫系统烟气流速选取为 ２６ｍ／ｓ。由前述可知，标态下锅炉系统总烟气量为９０００００ｍ３ ／ｈ，由理想气体状态方程可得工况（温度 １５０℃、压力 ３ｋＰａ）下锅炉系统总烟气量为 １３５００００ｍ３ ／ｈ，则由流量计算公式 ｑｖ ＝Ｓｖ（式中：ｑｖ 为体积流量；Ｓ为脱硫塔的截面积；ｖ为烟气的流速）可计算得出脱硫塔的直径为１３６ｍ。２２　脱硫塔塔高的确定脱硫塔各区段设计高度为：浓缩段底部至进口烟道中心 ７３５０ｍｍ，进口烟道中心至浓缩喷淋层 ５２５０ｍｍ，浓缩喷淋层至脱硫段集液盘３５００ｍｍ，脱硫段集液盘至第一层吸收喷淋层３５００ｍｍ，第一层吸收喷淋层至水洗段集液盘１１３６０ｍｍ，水洗段集液盘至脱硫塔筒体顶部１４３４０ｍｍ，脱硫塔筒体顶部至其顶部水平段５０００ｍｍ。脱硫塔总高度等于各区段高度之和，考虑外置氧化罐的话脱硫塔高度为 ５０５００ｍｍ。２３　脱硫系统各区域材质的确定脱硫塔 （各槽罐）采用碳钢衬玻璃鳞片；进出口烟道采用碳钢衬玻璃鳞片；进口烟道干湿交界处 （５ｍ）采用 １４５２９不锈钢；离心泵采用 ２５０７不锈钢；管径 ２００ｍｍ以下管道采用碳化硅；管径 ２００ｍｍ以上管道采用内衬 ３ｍｍ碳化硅。２４　浓缩段喷淋液量的确定浓缩段的作用主要有降温、蒸发、浓缩、结· ６ ６ · 中 氮 肥　 第 ５期。

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　晶。在浓缩段，硫酸铵喷淋液与烟气 （９０００００ｍ３ ／ｈ）逆流接触，降低烟气温度的同时自身水分得到蒸发，至硫酸铵浓度 ＞４０％ （质量分数）、密度 ＞１２５０ｋｇ／ｍ３ 时，开始慢慢析出硫酸铵晶体。浓缩段喷淋液量的确定实际就是确定浓缩段的液气比。液气比选取过小，浓缩段喷淋液量不足，浓缩段塔壁温度升高，进入脱硫段的烟气温度高于 ６０℃，使脱硫段的亚硫酸铵分解成 ＳＯ２和氨气，影响脱硫效率，且气氨还会与烟气中的高浓度 ＳＯ２ 和水反应生成亚硫酸氢铵气相颗粒，即气溶胶颗粒，因此要通过选取适宜的液气比控制进入脱硫段的烟气温度在 ５５～６０℃；但盲目地增大浓缩段的液气比，又会导致投资成本增加、硫酸铵晶体冲刷磨损增大、进入脱硫段的烟气温度降至绝热饱和温度。为此，通过调研业内大量的实际数据，黔希煤化脱硫塔浓缩段工艺设计时液气比取值 １５Ｌ／ｍ３ ，由此得到浓缩段循环喷淋液量 ＝１５×９０００００÷１０００＝１３５０ｍ３ ／ｈ。２５　吸收循环液总量的确定氨法脱硫属于化学吸收，液气比是系统的关键参数，要确保吸收效率和循环液中的游离氨含量满足要求，即吸收段气相中的氨含量应不超过３ｍｇ／ｍ３ ，以避免气溶胶的生成。吸收段的液气比取决于最终的吸收率、塔内结构等多种因素，据业内实践经验，较高的液气比对吸收是有利的，这里的 “有利”指的是能将循环液中的游离氨含量降到最低水平以免气溶胶的生成。通过调研业内的相关数据，确定吸收段的液气比不小于 ９Ｌ／ｍ３ ，由此可计算得出吸收循环液总量 ＝９×９０００００÷１０００＝８１００ｍ３ ／ｈ，脱硫塔吸收段为 ４层喷淋布置，则每层的吸收循环液量 ＝８１００÷４＝２０２５ｍ３ ／ｈ，考虑一定的余量，每层吸收循环液量取整后为 ２１００ｍ３ ／ｈ，即吸收循环液总量为 ８４００ｍ３ ／ｈ。２６　氧化风量的确定亚硫酸铵的氧化是氨法脱硫的一大技术难点，氧化率控制不好，将带来脱硫效率低、氨逃逸严重、气溶胶多、硫酸铵结晶困难、硫酸铵成品颜色发黄、硫酸铵干燥系统异味刺鼻等诸多问题。目前脱硫塔吸收段采用氧化液分段氧化、分层吸收、分层加氨的工艺技术：吸收段下部喷淋层氧化率控制在 ９０％左右 （氧化液 ｐＨ为 ５５～６５），亚硫酸铵浓度高、ｐＨ高有利于烟气中ＳＯ２ 的吸收；上部喷淋层氧化率控制在 ９９％以上（氧化液 ｐＨ为３０～４５），用已经完全氧化好的低 ｐＨ硫酸铵溶液来捕捉下层由烟气带出的逃逸氨和亚硫酸铵雾滴，以进一步吸收 ＳＯ２ 。黔希煤化烟气氨法脱硫系统氧化槽尺寸为１４７００ｍｍ×１２８００ｍｍ，有效容积为２１００ｍ３ ，４层筛板结构，筛孔孔径为 ８～１２ｍｍ，开孔率为 ３０％ ～３５％，可保证足够的氧化风量和氧化空气停留时间；氧化槽底部为氧化风管分布器，可保证低浓度亚硫酸铵在氧化槽内的氧化率在９９％以上，在避免亚硫酸铵分解形成 ＳＯ２ 和气氨的同时可提高氨的利用率。一般的加氨氧化一体化装置，常见的是加氨小室安装在氧化槽的顶部，加氨小室隔板局部开孔以与氧化液接触，控制氧化率在 ７０％ ～８０％，用不完全氧化的亚硫酸铵进行下层喷淋吸收ＳＯ２ ，用吸收段下部完全氧化好的氧化液捕捉逃逸氨和吸收 ＳＯ２ ，但由于加氨小室容积偏小，有可能会出现吸收氧化液 ｐＨ、氧化率分层不明显和不彻底的问题。黔希煤化烟气氨法脱硫系统加氨氧化采用分层分段的方式，吸收液加氨和氧化液是彻底分开的，吸收喷淋层自下而上共 ４层（Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ），设置有 １台加氨槽，Ａ／Ｂ／Ｃ喷淋层的吸收液回流到加氨槽，Ｄ喷淋层的氧化液回流到氧化槽，氧化液可保证 ９９５％以上的氧化率，而对吸收液的氧化率进行合理控制，在保证脱硫效率的前提下降低吸收液的 ｐＨ，实现分层吸收、分段氧化，从源头上杜绝氨的逃逸。由前述可知，吸收循环液总量 ８４００ｍ３ ／ｈ，则脱硫溶液氧化停留时间 ＝氧化槽有效容积／吸收循环液总量 ×６０＝２１００／８４００×６０＝１５ｍｉｎ，即黔希煤化锅炉烟气脱硫溶液氧化停留时间应不低于 １５ｍｉｎ，以获得 ９９％以上的氧化率。据亚硫酸铵氧化成硫酸铵的化学反应方程式２（ＮＨ４ ）

　２ ＳＯ ３ ＋Ｏ  ２２（ＮＨ４ ）

　２ ＳＯ ４ ，经计算，１ｔ亚硫酸铵氧化成硫酸铵需要 ４０４ｍ３ 的空气；理论上 １ｔ液氨可以脱除 １８８ｔ的 ＳＯ２ 并生成３４１ｔ的亚硫酸铵，则当烟气脱硫系统进口 ＳＯ２浓度取 ８３００ｍｇ／ｍ３ 时，亚硫酸铵的生成量 ＝（８３００×９０００００×３４１÷１８８）÷１０９ ＝１３５ｔ／ｈ，则所需氧化空气量 ＝１３５×４０４＝５４５４ｍ３ ／ｈ，而一般氧化空气的有效利用率仅为 ２５％ ～３０％，· ７ ６ · 第 ５期 龙　勇：高硫煤锅炉烟气氨法脱硫系统工艺设计及运行小结 　　　。

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　实际氧化风量选择 ４倍的氧化空气量，即在脱硫尾气超低排放、脱硫塔满负荷运行的情况下，亚硫酸 铵 完 全 氧 化 成 硫 酸 铵 需 要 ５４５４×４＝２１８１６ｍ３ ／ｈ的氧化风量。设计时黔希煤化烟气氨法脱硫系统配备了 ３台 （两开一备）罗茨风机，单台风量为 ２７１ｍ３ ／ｍｉｎ，合计总氧化风量为３２５２０ｍ３ ／ｈ，即氧化风机留有约 ３３％的设计余量，富余风量为 １０７０４ｍ３ ／ｈ，完全能满足脱硫塔满负荷工况下亚硫酸铵充分氧化的需求。２７　脱硫塔各段喷嘴的确定（１）脱硫塔浓缩段选用涡流喷嘴，相较于选用螺旋喷嘴，虽然喷淋效果稍差，但涡流喷嘴口径大，不易堵塞，适合有晶体颗粒、浓度高的浆液；涡流喷嘴材质为碳化硅，其连接方式为采用螺栓连接及外玻璃丝布缠绕，喷淋角度内环１２０°、外环 ９０°，可有效避免冲刷塔壁 （脱硫塔塔内衬有碳化硅耐磨防冲刷板）。（２）脱硫塔脱硫段选用螺旋喷嘴，螺旋喷嘴喷淋覆盖效果好，缺点是易堵塞，适合于无晶体颗粒的脱硫吸收液使用；螺旋喷嘴材质为碳化硅，其连接方式为采用螺纹连接及外玻璃丝布缠绕，喷淋角度为 １２０°，喷淋层间距选择 ２ｍ左右，可保证获得更长的吸收反应时间且后期维护检修方便。（３）脱硫塔水洗段选用 ＳＭＰ喷嘴，喷嘴材质为 ＰＰ，其优点是喷淋雾化效果好，可避免水洗液出现分层喷淋的现象，喷淋覆盖全面而无死角，能够将脱硫段残余的上升液沫 （逃逸氨）完全捕捉下来。（４）塔壁冲洗选用 Ｋ形喷嘴，喷嘴材质为２２０５不锈钢，喷淋出来的浆液呈 Ｋ形布置，其特点是浆液能够产生中等冲击力并呈广角扇形喷雾，更适用于呈曲面的脱硫塔内壁的冲洗，以将浓缩段塔壁上的硫酸铵挂料完全冲洗下来；冲洗时间设计为每 ２５ｍｉｎ冲洗 １次，冲洗 １次的时间设计为 ５０ｓ。（５）烟道冲洗选用扇形喷嘴，扇形喷嘴材质为 ２２０５不锈钢，其特点是浆液能够产生高冲击力并呈扇形喷雾，适用于烟道水平布置的平面冲洗，可将烟道干湿交界处硬化后的硫酸铵颗粒彻底冲洗干净；冲洗时间设计为每２５ｍｉｎ冲洗１次，冲洗 １次的时间设计为 ６０ｓ。２８　除雾器排列方式的确定单塔多循环烟气氨法脱硫超低排放工艺除雾器通常采用 “浓缩降温 ＋分层吸收 ＋两层水洗＋屋脊式除雾器”的排列布置，此种排列方式存在的问题是吸收液中的液沫、逃逸氨以及未脱除的 ＳＯ２ 随烟气上升进入水洗段，会导致水洗溶液中的 （ＮＨ４ ）

　２ ＳＯ ４ 浓度升高至 ２０％ ～２５％，无法满足超低排放脱硫尾气粉尘含量在 ５ｍｇ／ｍ３以下的要求，即使设置两层水洗来控制水洗溶液中的 （ＮＨ４ ）

　２ ＳＯ ４ 浓度，效果仍然不佳。黔希煤化烟气氨法脱硫系统采用的是多效组合式除雾器，其排列布置方式为 “浓缩降温 ＋分层吸收 ＋两级屋脊式除雾器 ＋一层水洗 ＋一级屋脊式除雾器 ＋两层丝网除雾器”，即使进口烟气中的 ＳＯ２ 含量在 ８０００ｍｇ／ｍ３ 以上，只要减少了吸收段的液沫夹带，一层水洗即可满足脱硫尾气粉尘含量超低排放要求；为保证水洗溶液与烟气有充分接触反应的时间，水洗循环液总量选取２１００ｍ３ ／ｈ、液气比取 ２３３Ｌ／ｍ ３ ；此外，设计中还应考虑填料与水洗喷淋层之间的间距，以使烟气在水洗段中获得足够的停留时间。为防止晶体或灰分堵塞除雾器，除雾器专门设置有冲洗水：屋脊式除雾器的冲洗水采用水洗溶液，冲洗后的溶液进入脱硫塔内作为氧化槽的补水；丝网除雾器的冲洗水采用工艺水，冲洗后的溶液进入水洗罐，作为水洗罐的补水，以稀释水洗溶液，降低水洗溶液中的 （ＮＨ４ ）

　２ ＳＯ ４ 浓度。除雾器冲洗时间设置为每 ２ｈ冲洗 １次、阀门逐一开启时间为 ２０ｓ。３　运行情况黔希煤化锅炉烟气氨法脱硫系统出口污染物超低排放项目于 ２０１９年 １月 １日开始施工建设，２０１９年 ７月 ３１日—８月 ６日进行了 “１６８ｈ”试运行性能测试，测试期间锅炉采用接近设计值的高硫煤，入炉煤硫含量在 ２５％ ～４２％之间，测试期内锅炉烟气氨法脱硫系统主要污染物监测数据见表 ２。可以看到，锅炉烟气氨法脱硫系统出口污染物浓度达到...

篇二：贵州煤电节能减排升级

信息：本文原载于《中国国土资源经济》2016 年第 4 期第 45-50 页

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　绿色 煤炭 矿山 节能减排评价体系研究

　—— 以西山煤电集团为例1 1

　唐跃刚1 1 ，王志伟1 1 ，李正越2 2 ，王绍清1 1 ，杨柳1 1 ，贺成成1 1

　(1. 中国矿业大学（北京）

　地球科学与测绘工程学院，京 北京 100083 ； 2. 中国煤炭地质总局，北京 10003 9)

　摘要：运用模糊层次法建立煤炭矿山节能减排评价体系，涵盖节能、污染物减排、综合支撑、技术研发与投入 4 个准则层指标，以及单位产值综合能耗、固体废弃物排放达标率、节能减排法律法规执行情况等 22个二级指标。在此基础上，以西山煤电集团有限责任公司调研数据为依据，对绿色煤炭矿山节能减排评价体系进行实证研究，论证该评价指标体系的可行性和有效性，为煤炭行业循环经济的发展与节能减排工作的深入开展提供科学依据与技术保障。

　关键词：

　绿色煤炭矿山 ；节能减排 评价 ；指标体系 ；模糊层次法

　中图分类号：F407.1；F062.1

　 文献标识码：

　A

　 文章编号：

　1672- - 6995(2016)03- - 0000- - 00

　目前我国能源利用效率相对低下，环境污染严重。对此国家积极采取措施，降低能耗，支持低碳企业行业发展[1-3] 。而煤炭企业作为我国主要耗能产业，开展节能减排、构建绿色矿山已然成为国家政策的重要落实点。目前绿色煤炭矿山节能减排主要集中在：加强能源制度改革，引进新技术新方法降低能耗、提高能源利用率，约束能源浪费行为，推进节能减排评价[4-7] 。在取得较为显著的成绩同时，存在的问题依然严峻：主要体现在装备依然较为落后，专业人才缺乏，“三废”减排率和利用率仍然较低，尤其以行业法规、评价体系不健全，管理滞后最为突出 [15-16] 。因此，构建一个科学的评价体系在绿色煤炭矿山的建设中显得十分重要。

　构建绿色煤炭矿山节能减排评价体系是一个复杂的过程，只有在分析其特点和内涵以及各方利益，明确各个指标的意义的基础上，才能进行构建科学的评价体系[10-11] 。目前所建立的体系主要从能源消耗、环保指标、生态恢复、吨耗资源产生的经济效益、环境污染治理投资总额等方面 [12-16] ，但由于本文的依托背景是绿色矿山建设评价指标体系中的节能减排部分，在保证指标选取具有代表性、可比性、可行性，切合项目依托的原则下，要重点区分综合利用、创新研究以及环境方面的指标。

　1 1 绿色煤炭矿山节能减排评价指标体系

　1 1.1 指标筛选的原则

　（1）综合性原则。在节能减排指标体系构建的过程中，应充分考虑与之相关的各方面因素，不仅要 引入资源与能源消耗的总量及平均水平，也要从管理、技术等支撑方面进行分析。

　（2）代表性原则。在尽可能全面反映煤炭矿山节能减排实际工作进展情况的同时，要兼顾指标的代表性。若指标面面俱到，实际评价的过程会异常复杂，不利于评价。

　（3）可比性原则。要注意时间性和空间性。注意选取近几年的最新数据反映煤炭矿山节能减排工作的实施情况，并注意国内同行业平均能源消耗与污染物排放数值的对比。

　（4）可行性原则。在指标选取过程中，既要保证指标相对成熟评价，又要保证各项指标数据易于收

　1 收稿日期：2016-01-19 ；修回日期：2016-02-17 基金项目：

　国土资源部公益性项目（201211003 ）

　作者简介：唐跃刚（1958- ），男，重庆市丰都县人， 中国矿业大学（北京）

　地球科学与测绘工程学院教授，博士生导师， 工学博士 ，主要从事煤炭矿产地质研究。

　引用信息：本文原载于《中国国土资源经济》2016 年第 4 期第 45-50 页

　2

　集[17] 。

　2 1.2 评价指标体系 内容

　依据评价指标的选取原则，结合煤炭行业相关的法律、法规、标准、文件以及学术研究成果，从实际情况出发，吸收相关专家意见进行指标筛选，运用模糊层次法建立煤炭矿山节能减排评价体系，涵盖节能、污染物减排、综合支撑、技术研发与投入 4 个准则层指标，以及单位产值综合能耗、固体废弃物排放达标率、节能减排法律法规执行情况等 22 个二级指标”，具体见表 1。

　节能指标包括原煤单位产量水耗、原煤单位产量电耗、原煤单位产量能耗、单位产值综合能耗、节能量完成率 5 个二级指标。分别依次反映煤炭生产的水耗、煤炭生产电耗、煤炭生产其它能耗、绿色煤炭矿山其它矿产生产的能耗和节能量完成情况 5 个方面。

　污染物减排指标包括固体废弃物排放量、固体废弃物排放达标率、烟尘排放达标率、二氧化硫排放量、二氧化硫排放达标率、COD 排放量、COD 排放达标率、矿井水重复利用率 8 个二级指标。其中用固体废弃物排放量、固体废弃物排放达标率、烟尘排放达标率 3 个指标来衡量绿色煤炭矿山固体污染物的排放达标情况；用二氧化硫排放量和二氧化硫排放达标率来反映绿色煤炭矿山废气排放达标情况。用 COD 排放量、COD 排放达标率、矿井水重复利用率 3 个指标来评价绿色煤炭矿山废水的排放、达标和利用情况。

　节能减排综合支撑指标包括节能减排法律法规执行情况、节能减排工作执行情况、节能减排宣传教育、节能减排考核与奖惩机制、节能减排员工技术培训、节能减排机构设置与完善 6 个二级指标。分别从节能减排的机制建立、宣传教育、人才培养等 6 个方面来评价绿色煤炭矿山节能减排绩效。

　技术研发与投入指标包括节能减排资金投入比例、节能减排技术改造与创新、新技术新项目数量 3 个二级指标。从资金投入和技术创新方面评价绿色煤炭矿山节能减排绩效。

　表 1 绿色煤炭矿山节能减排评价指标体系 目标层 A 准则层 B 指标层 C 绿色煤炭矿山节能减排评价指标体系A 节能指标 B 1

　单位产值综合能耗 C 11

　原煤单位产量能耗 C 12

　原煤单位产量水耗 C 13

　原煤单位产量电耗 C 14

　节能量完成率 C 15

　污染物减排指标 B 2

　固体废弃物排放量 C 21

　二氧化硫排放量 C 22

　COD 排放量 C 23

　固体废弃物排放达标率 C 24

　矿井水重复利用率 C 25

　二氧化硫排放达标率 C 26

　烟尘排放达标率 C 27

　COD 排放达标率 C 28

　综合支撑指标 B 3

　节能减排法律法规执行情况 C 31

　节能减排工作执行情况 C 32

　节能减排宣传教育 C 33

　节能减排考核与奖惩机制 C 34

　节能减排员工技术培训 C 35

　节能减排机构设置与完善 C 36

　技术研发与投入指标B 4

　节能减排资金投入比例 C 41

　节能减排技术改造与创新 C 42

　引用信息：本文原载于《中国国土资源经济》2016 年第 4 期第 45-50 页

　3

　新技术新项目数量 C 43

　2 2 实例验证

　山西焦煤西山煤电集团有限责任公司位于山西省太原市，下属 176 个子公司分布于 4 省（市）9 个地市 20 余个县区，产业涉及煤炭、电力、焦炭化工、建筑建材、物流贸易、餐饮服务等领域。主要开采三大煤田——西山煤田、河东煤田、霍西煤田，煤田面积 789km2 ，资源总量 92.1 亿 t。截至 2013 年末西山集团单位产品节能量共完成 76.43 万 t 标准煤，已完成省节约能源工作领导组下达“十二五”节能目标的76.1%，完成“十二五”进度目标的比例为 126.9%。值得一提的是西山煤电集团是国家首批循环经济试点单位，有着良好的低碳循环绿色生产基础。西山煤电集团作为山西省的重要煤炭企业，涉及产业多，煤田分布广，节能目标完成较好，具有典型代表性，故本文选取该煤电集团作为实证研究对象。在了解调查西山煤电集团节能减排基本情况的前提下，运用模糊层次分析法对其节能减排情况进行评价，能够进一步掌握其节能减排工作，同时有效验证绿色煤炭矿山节能减排评价指标体系的合理性。

　2 21 .1 确定因素集与评语集

　（1）建立评价因素集。评价因素集用 U=（u 1 ，u 2 ，…，u n ）表示，本文中评价因素是指上述 22 个二级指标。

　（2）确定等级评语集。等级评语集用 V=（v 1 ，v 2 ，…，v m ）表示。确定煤炭矿山节能减排评价体系的等级评语集 V=（优，良，中，差）。

　2 22 .2 确定评价指标权重

　邀请 10 位专家，采用专家打分法对各层次指标的相对重要程度进行评判。专家包括 7 位西山煤电集团节能办和环保部门的有关领导和工作人员，3 位高校专家教授。以准则层为例，对前述煤炭矿山节能减排评价指标体系（表 1）中的指标采用 1-9 标度方法进行两两比较打分，得到专家打分表，如表 2。进而计算其权重。

　表 2 准则层专家打分表 A B 1

　B 2

　B 3

　B 4

　B 1

　1 1 3 4 B 2

　1 1 3 3 B 3

　1/3 1/3 1 2 B 4

　1/4 1/3 1/2 1 建立判断矩阵 A：

　1 1 3 41 1 3 31 11 23 31 1 114 3 2A          计算出 W=(0.3934，0.3661，0.1451，0.0954)，最大特征值  =4.0457。

　为度量打分偏差，进行一致性检验，1-15 阶正反矩阵计算 1000 次得到平均随机一致性指标如表 3。检验公式如下：

　引用信息：本文原载于《中国国土资源经济》2016 年第 4 期第 45-50 页

　4

　maxn1CInCICRRI 

　（1）

　表 3 随机一致性指标 阶数 1、2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 RI 0 0.52 0.89 1.12 1.26 1.36 1.41 1.46 1.49 1.52 1.54 1.56 1.58 1.59 由此可以计算出：CI=0.0114，RI=0.9，CR=0.0171<0.1，符合要求，则节能指标、污染物减排指标、综合支撑指标二级、技术研发与投入指标的权重依次为 0.3934、0.3661、0.1451、0.0955。

　同样的方法，可得到各指标的权重，并根据层次总排序和一致性检验的方法，得到总权重，如表 4 所示。

　表 4 煤炭矿山节能减排评价体系权重 目标层 A 准则层 B 指标层 C 相对权重 总权重 煤炭矿山节能减排评价指标体系A 节能指标 B 1

　（0.3934）

　单位产值综合能耗 C 11

　0.1457 0.0573 原煤单位产量能耗 C 12

　0.2261 0.0889 原煤单位产量水耗 C 13

　0.0919 0.0362 原煤单位产量电耗 C 14

　0.0696 0.0274 节能量完成率 C 15

　0.4667 0.1836 污染物减排指标 B 2

　（0.3661）

　固体废弃物排放量 C 21

　0.2189 0.0801 二氧化硫排放量 C 22

　0.2419 0.0885 COD 排放量 C 23

　0.2487 0.0910 固体废弃物排放达标率 C 24

　0.0455 0.0166 矿井水重复利用率 C 25

　0.0705 0.0258 二氧化硫排放达标率 C 26

　0.0720 0.0264 烟尘排放达标率 C 27

　0.0364 0.0133 COD 排放达标率 C 28

　0.0661 0.0242 综合支撑指标 B 3

　（0.1451）

　节能减排法律法规执行情况 C 31

　0.2041 0.0296 节能减排工作执行情况 C 32

　0.3400 0.0493 节能减排宣传教育 C 33

　0.0728 0.0106 节能减排考核与奖惩机制 C 34

　0.1261 0.0183 节能减排员工技术培训 C 35

　0.1908 0.0277 节能减排机构设置与完善 C 36

　0.0662 0.0097 技术研发与投入指标B 4

　（0.0955）

　节能减排资金投入比例 C 41

　0.2970 0.0284 节能减排技术改造与创新 C 42

　0.5396 0.0515 新技术新项目数量 C 43

　0.1634 0.0156 2 23 .3 建立评价模糊矩阵

　1 2.3.1 定量指标的隶属度确定

　本文的研究数据来源主要是通过问卷调研、交流座谈会、电话问询等形式对西山煤电集团有限责任公司实地调研，从西山集团节能办和环保部收集到大量的一手节能减排资料，认真地处理分析收集的数据，得出定量指标原始数据，如表 5 所示。

　表 5 定量指标原始数据评价表

　引用信息：本文原载于《中国国土资源经济》2016 年第 4 期第 45-50 页

　5

　定量指标 单位 优 良 中 差 西山取值 单位产值综合能耗 tce/万元 1.5 1.5～2.0 2.0～2.5 2.5 1.83 原煤单位产量能耗 tce/t 10 10～15 15～20 20 11.55 原煤单位产量水耗 m3 /t 0.1 0.1～0.2 0.2～0.3 0.3 0.17 原煤单位产量电耗 kWh/t 15 15～20 20～25 25 18.53 节能量完成率 % 100 95～100 90～95 90 100 固体废弃物排放量 t 0.03 0.03～0.05 0.05～0.1 0.1 0.077 二氧化硫排放量 t 0.7 0.7～0.9 0.9～1.2 1.2 0.91 COD 排放量 t 270 270～320 320～350 350 233 固体废弃物排放达标率 % 100 95～100 85～95 85 96 矿井水重复利用率 % 90 80～90 70～80 70 78 二氧化硫排放达标率 % 100 90～100 80～90 80 91 COD 排放达标率 % 100 95～100 90～95 90 91 烟尘排放达标率 % 100 95～100 85～95 85 95 节能减排资金投入比例 % 10% 6%～10% 2%～6% 2% 8.21 新技术新项目数量 个 15 10～15 5～10 5 35

　由表 5 可得，西山集团 15 个定量指标中评价等级为“优”的有 3 个指标，评价等级为“良”的有 8个指标，评级等级为“中”的有 4 个指标，没有评价等级为“差”的指标。同时计算其隶属度，结果见表7。

　2 2.3.2 定性指标的隶属度确定

　选取模糊统计法确定指标隶属度。以节能减排法律法规执行情况为例，优、良、中、差的得票数分别为 6、3、1、0，打分者人数为 10，则其隶属度为（0.6，0.3，0.1，0）。

　邀请西山煤电集团节能办和环保部门的有关领导和工作人员 10 人对节能减排评价体系的 7 个定性指标进行投票，投票结果整理，如表 6 所示。

　表 6 定性指标投票表 定性指标 投票数 合计 优 良 中 差 节能减排法律法规执行情况 6 3 1 0 10 节能减排工作执行情况 4 4 2 0 10 节能减排宣传教育 1 5 4 0 10 节能减排考核与奖惩机制 0 6 4 0 10 节能减排员工技术培训 0 7 3 0 10 节能减排机构设置与完善 4 6 0 0 10 节能减排技术改造与创新 0 7 3 0 10

　由表 6 可知，在定性指标中，评价为“优”的票数过半的指标只有节能减排法律法规执行情况，投票数为 6 票，比例为 60%。节能减排工作执行情况“优”与“良”所占比重相等，投票数均为 4 票，比例各

　引用信息：本文原载于《中国国土资源经济》2016 年第 4 期第 45-50 页

　6

　占 40%，其余 5 个指标的评价等级均为“良”占较大比例。各个指标均没有获得“差”评价的投票。

　...

篇三：贵州煤电节能减排升级

45 卷 增刊 1 电

　网

　技

　术 Vol. 45 Supplement 1 2021 年 6 月 Power System Technology Jun. 2021 文章编号：1000-3673（2021）S1-0063-06

　中图分类号：TM 727.2

　文献标志码：A

　学科代码：470ꞏ40

　构建区域协同多能互补式能源互联网模式：

　以盘州区域为例 宋明智1 ，杨林 2

　（1．贵州商学院，贵州省 贵阳市

　550014；2．嘉兴学院，浙江省 嘉兴市 314001）

　Analysis on Model of Multi-energy Complementary Network: Taking Panzhou Region for Example SONG Mingzhi 1 , YANG Lin 2 (1. Guizhou University of Commerce, Guiyang 550014, Guizhou Province, China;

　2. Jiaxing University, Jiaxing 314001, Zhejiang Province, China) 摘要：基于建立区域内多种能源互补、系统优化的能源运营体系，通过这种能源模型构建，提高盘州区域能源的整体开发利用效率，尤其是新能源产业，可以起到释放产能和扩大规模的作用，进而提升盘州区域环境效益、经济效益效益。在研究中依托能源互联网技术，从规模和运维 2 个角度，构建盘州多种能源互补式能源互联网运行体系。通过区域内能源供–需互补机制，智能微电网系统的联通，形成盘州区域智慧和系统的能源供–需单元体。针对盘州区域内多能互补式能源传输设计体系，制定了配套服务和保障机制。

　关键词：能源互联网；多能互补；能源路由器；配置效率；智能调控 DOI ：10.13335/j.1000-3673.pst.2021.0830 0 引言 能源作为工业经济的血液，社会居民生活的资源保障，无可替代。区域能源结构、供需特征决定着区域经济与环境，以及社会的发展模式。“国家经济和社会发展第十四个五年规划”中重点提出了，能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低 13.5%、18%的要求。强调了构建现代能源体系，加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力 [1] 。能源互联网作为能源体系中的配置与物流方式，相对于传统电网，是一种跨越式升级模式。它在能源供需配置、利用效率等方面，起到了促进作用。在具有特定能源结构区域内，通过能源互联网，建立

　基金项目：贵州省科技厅基金资助项目：黔科合基础[2017] 1515-5；盘州区域多能互补式能源互联网优化体系研究。

　能源化–信息化两种耦合产业模式，有利于提升能 源市场效率、优化资源配置，进而推动整个能源行业的高效发展 [2] 。本文以盘州区域为例，建立区域内能源供需单元体之间的协同关系，实现区间多种能源互补互联系统。这种模式不仅可以补充当地日益扩大的用电规模和需求，还可以改善盘县示范区内能源消费结构，节能减排，实现清洁能源就近生产和消纳，减少弃风、弃光以及弃水现象，促进能源供给侧改革，提升能源整体利用效率 [3] 。结合盘州区域能源结构特点，设立能源互联网体系，将为改变传统的以单–火电能源供给模式，推动多种能源互补共生的生产消费模式，实现能源配置合理性，提高利用效率，树立典型。

　1

　多能互补式能源互联网理论与技术 在区域能源特征下，除了上述网络层面的多能耦合以外，源与荷同样具有多能特性，可以能量枢纽形式进行描述和表示。同时，随着分布式电源(distributed generation，DG)及主动负荷的大量接入，系统“源–网–荷”互动特性更加明显。可基于能量枢纽进行多能“源–网–荷”协同规划 [4] 。

　多能互补是指依据不同能源资源条件和能源消费对象，通过不同品种能源的互相弥补与互联，以优化能源供给配置关系，以此提高能源利用效率 [5] 。电力为二次能源，作为各类能源的媒介或“通用货币”，在各类能源网络中实现“源–网–储–荷”上下流有机互联，其将承担着能源互联网的能量转换作用。为实现区域性能源需求与供给协调，扩大火电与光能、水能、煤层气、风能等新能源的互补利用，可以采取网络方式，建立稳定的能源供应链。

　64 宋明智等：构建区域协同多能互补式能源互联网模式：以盘州区域为例 Vol. 45 Supplement 1 多能互补式能源互联网技术主要体现在两个方面：

　1）体现多能互补与协调优化，能源系统中的“源–网–荷”交叉联通，提高能源利用效率。

　2）在区域能源系统内，可采取新能源优先模式，优先开发利用光能、风能、水能，煤层气等新能源。不足部分或调峰过程，采用煤电或其他化石能源补充，提升清洁能源利用率 [6] 。

　2

　案例与数据分析：盘州区域能源供需概况 2.1

　盘州区域能源供需背景 盘州地处贵州西南部，与云南交界，具体坐标在北纬 251936－261736，东经 1041746－1045746之间。该区域内有 3 个主要产业园区，分别是红果经济开发区、盘南产业园和盘北产业园。这些工业集群区规划了多个能源互联网系统相关项目。盘南产业园规划了集成供能系统项目。其中有：盘南煤电气一体化生态工业基地，装机容量235 万 kW+12.5 万 kW；盘南园区光伏电站，装机 5 万 kW；瓦斯发电，装机 4 万 kW；盘江煤层气8km 管道。盘北经济开发区规划了储能互补系统项目。鸡场坪工业园区 220kV，3180MVA 输变电工程；鸡场坪—两河同塔双回 220kV 线路长 224km；在风电场接入线路上，有四格—欢鸡场 110kV 线路长 30km，松河—鸡场坪 66kV 线路长 22km。

　在盘州区域内还分布着多个大型能源需求企业。主要包括黔桂天能焦化有限责任公司、黔桂三合水泥有限公司、贵州盘江煤电建设工程有限公司等大型能耗企业。这些企业的总用能规模在 1150 万t 左右/年。在盘州能源整体结构上看，区域能源“供给–需求”规模较大，且呈现逐步上升趋势。

　2.2

　盘州区域风电开发 盘州风能资源具有一定的开发潜力，主要分布在盘州西部地区，见图 1。在盘州开展前期工作的项目有 11 个，建成 5 个，在建的 4 个，待动工的 2 个。

　图 1

　盘州区域风能资源分布 2.3

　盘州区域光能开发 盘 州 区 域 最 佳 斜 面 光 能 年 辐 射 总 量 为4726.4MJ/m 2 ，初步估算 20 年平均年利用小时数为1312.9h，20 年平均满负荷等效利用小时数为1108.2h。近年盘州鹅毛寨 200MW 农业光伏发电项目成功并网，盘州老黑山 100MW 光伏项目中的一期 50MWp 也已并网发电，目前已发电 267.12 万MWh。另外盘州地区还规划了“乐民 100MWp 农业光伏电站项目”。盘州区域已经被列入贵州整体区域分布式光能开发示范区。2016 年—2018 年全盘州地区拟安装分布式光能发电 50000 套台，涉及非贫困户 42500 户，贫困户 7500 户，项目总投资12 亿元(见表 1)。

　表 1

　盘州煤层气能源开发情况 序号 建设发电站煤矿名称 单位名称 装机台数 机组容量 电站总装机容量/万 kW 所在地址 备注1 山脚树矿 山脚树北井电站 10 7500+1600+2600 0.53 断江镇

　2 山脚树南井电站 8 4700+2600+11200+1300 0.55 断江镇

　3 老屋基北三电站 6 6500 0.30 断江镇

　4 老屋基南翼电站 2 2600 0.12 断江镇

　5 月亮田矿 南一电站 9 8600+1700 0.55 盘江镇

　6 南三电站 8 8600 0.48 盘江镇

　7 土城矿 焦炭沟电站 10 8500+2600 0.52 洒基镇

　8 21 电站 4 4500 0.20 洒基镇

　9 13 电站 10 10600 0.60 洒基镇

　10 14 电站 4 4600 0.24 洒基镇

　11 金佳矿 金一电站 8 2500+6600 0.46 红果镇

　12 金二电站 4 4600 0.24 红果镇

　13 火铺矿 南风井电站 16 16600 0.96 火铺镇

　14 滥泥箐电站 6 4500+2600 0.32 火铺镇

　15 响水矿 响水河西电站 6 6600 0.36 响水镇

　16 松河矿 松河采二电站 6 6600 0.36 松河乡

　17 松河采三电站 12 12600 0.72 松河乡

　18 苏家 4 4700 0.28 洒基镇

　 合计：7 矿 18 座

　133

　7.79

　第 45 卷 增刊 1 电

　网

　技

　术 65

　2.4

　盘州区域煤层气开发 盘州是我国长江以南煤层气资源最富集的地区，埋深在 2000m 以内浅部资源储量达8736.57 亿 m 3 ,平均资源丰度达 3.50 亿 m 3 /km 2 ，最高达 4.31 亿 m 3 /km 2

　[7] 。计划“十四五”期间完成煤层气开采和利用达到 20 亿 m 3 的规模，基本实现煤层气的规模化开发和利用。在盘州煤层气开发方面，主要是以盘江煤层气公司的坑口电站为主，现有 7 个矿 18 座 133 台机组运行，总装机容量达 7.79 万 kW。在盘州区域其他企业开发煤层气资源上，主要是粤电集团和盘县紫森源(集团)实业发展投资有限公司等企业为主。这些企业在盘州区域水电的总装机容量为 3.01 万 kW，大约有 40 台机组在运行(见表 1)。

　2.5

　 盘州区域水电开发 盘州单河理论蕴藏量1万kW以上河流流域的理论蕴藏量约 1875 万 kW，居全国前列。现盘州区域水电站有 31 家，这些水电站的总装机容量为93 950kW，大部分属于小型水电站。这些小水电站分布在全区域 20 多个乡镇范围内，全部处于正常运转状态。

　由于受当地季节性因素影响，这些水电站呈现着周期性发电的规律。北盘江流经盘州区域，流域面积 26 557km 2 ，天然落差 1932m，平均流量398m 3 /s，蕴藏着巨大的水能资源，在盘州区域可进行多个梯级水电站开发(表 2)。

　2.6

　盘州区域煤电开发 盘州煤炭资源以储量大、品种全、质量优等特点著称，探明储量 105 亿 t，远景储量 380 亿 t。盘州是贵州省“西电东送”的主要地区，境内有盘江精煤公司、盘州市电厂、盘南电厂、响水煤矿、松河煤矿等大中型煤电企业及 84 对地方煤炭企业。作为贵州省重点产煤县和国家“黔电送粤”和“西电东送”重要电源点。近十年来盘州区域的发电量对外输送量达 75%以上，平均每年煤炭产能达 4473 万 t/年，生产机械化率达 80%以上，发电量为 205 亿 kWh，规模以上工业企业用电量为33 亿 kWh，电煤保供任务占全区域的 62.42%左右。该区域是贵州省乃至全国的重点产煤县和“黔电送粤”重要电源点，被誉为“煤电之都”。

　2.7

　盘州区域电网规划 目前盘州区域电网系统已经建设 3 座 220kV变电站及配套输电线路，分别在盘南产业园区、红果经济开发区、盘北经济开发区。其中 2 个电源点，分别为盘南煤电铝一体化基地 2350MW+ 表 2

　盘州区域水电资源利用情况 序号所在乡(镇) 所在河流 电站名称 投产 年份 所有制 形式 装机容量/kW

　坝高/m水库库容/万 m 31 保基乡 乌都河 乌都河电站 2001 国有 25000 19

　2 羊场乡 羊场小河 滴水岩电站 2016 国有 1030 1.2

　3 淤泥乡 淤泥河 偏岩电站 2016 国有 1630 6

　4 淤泥乡 淤泥河 铜厂坡电站 2016 国有 1000 5

　5 大山镇 猪场河 出水洞电站 1989 国有 800 1.5

　6 丹霞镇 水塘河 木龙电站 2016 国有 2160 45.2 5307 两河街道 拖长江 沙坡电站 2004 民营 1000 1.8

　8 新民镇 楼下河 楼下河电站 2011 国有 9000 50 6389 大山镇 新桥河 新桥电站 1983 国有 1040 28 15010 石桥镇 乐民河 朝阳电站 1976 国有 500 4

　11 双凤镇 风洞河 风洞河电站 2006 国有 500 1.2

　12 新民镇 冷风口小河 冷风口电站 2008 民营 1200 1.5

　13 保田镇 清底河 清底河电站 2009 国有 200 45 81214 英武乡 乌都河 英武大山电站 2011 民营 9600 15

　15 柏果镇 茨菇小河 茨古电站 2016 国有 1000 4.8

　16 旧营乡 八道河 洗马塘电站 2007 民营 640 3

　17 淤泥乡 乌图河 嘎嗒河电站 2008 民营 4800 1.5

　18 旧营乡 岔河 母猪塘电站 2008 民营 660 1

　19 旧营乡 孔官河 水口电站 2008 民营 500 2

　20 旧营乡 杨松小河 宏庄电站 2016 民营 650 2.2

　21 双凤镇 板桥河 天桥电站 2006 民营 800 9.3

　22 丹霞镇 东冲小河 东冲电站 2007 民营 800 1.5

　23 大山镇 大桥河 大桥河电站 2009 民营 1030 4

　24 保田镇 阿方小河 阿方电站 2010 民营 1260 15

　25 英武乡 乌都河 联合电站 2011 民营 2500 9.4

　26 普田乡 双桥河 清明洞电站 2008 民营 250 1.5

　27 羊场乡 上寨湾河 清水河电站 2009 民营 2400 2.5

　28 坪地乡 拖长江 丫口电站 2009 民营 1000 3

　29 响水镇 响水河 响水电站 2007 国有 12000 85.45 335730 保田镇 断头河 鲁楚坡电站 2015 民营 8000 2

　31 乌蒙镇 拖长江 小岩脚水电站 2016 民营 1000 5

　125MW 和老屋基 2550MW 煤矸石电厂。盘州盘北经济开发区被列为国家增量配电业务试点。

　2.8

　盘州区域能源需求 近年来随着经济的增长，盘州区域能源需求规模逐渐增大。用能类型主要以电力为主，煤炭为辅和少量的油、气能源产品。在盘州整体范围内，用电主要集中在盘北经济开发区、红果经济开发区、盘南产业园区。随着当前的 3 个园区的用能趋势来看，预计在 2020 年、2030 年全区域用电总规模预计分别达到 13.8 亿 kWh 和 29.3 亿 kWh 左右(表 3)。

　在盘州区域内，还有很多大型重点用能企业，这些企业中一部分属于能源自产自销型。然而，更多的属于能源外部供给型，这些大型用能企业对盘州区域的能源供需格局产生直接作用，见表 4。

　表 3

　盘州地区产业园区电力需求预测

　 亿 kWh 年度 盘州 贵州盘北 经济开发区红果经济 开发区

　六盘水盘 南产业园区 小计 2016 年 2.4 4.4 4.3 11.1 2020 年 3.5 5.9 4.4 13.8 2030 年 6.1 7 6.2 29.3

　66 宋明智等：构建区域协同多能互补式能源互联网模式：以盘州区域为例 Vol. 45 Supplement 1

　表 4

　盘州区域重点用能单位统计 序号 单位名称 所属市(州) 所属行业及主要产品 2020 年总能耗(tce) 万元 GDP 能耗 单位产品能耗 企业盈亏情况 1 贵州盘江精煤股份 有限公司 盘州 煤炭(原煤、精煤) 1 025 265.42 0.9 5.22 盈利 2 贵州...

篇四：贵州煤电节能减排升级

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　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 310

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　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、

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　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

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　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

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　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

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　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

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　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。

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　（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。强化燃煤发电项目后评价，加强工程设计和建设运营经验反馈，提高工程设计优化水平。积极推行循环经济设计理念，加强粉煤灰等资源综合利用。

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　（十九）推进技术集成应用。加强企业技术创新体系建设，推动产学研联合，支持电力企业与高校、科研机构开展煤电节能减排先进技术创新。积极推进煤电节能减排先进技术集成应用示范项目建设，创建一批重大技术攻关示范基地，以工程项目为依托，推进科研创新成果产业化。

　积极开展先进技术经验交流， 实现技术共享。

　六、完善配套政策措施 （二十）促进节能环保发电。兼顾能效和环保水平，分配上网电量应充分考虑机组大气污染物排放水平，适当提高能效和环保指标领先机组的利用小时数。对大气污染物排放浓度接近或达到燃气轮机组排放限值的燃煤发电机组，可在一定期限内增加其发电利用小时数。对按要求应实施节能环保改造但未按期完成的，可适当降低其发电利用小时数。

　（二十一）实行煤电节能减排与新建项目挂钩。能效和环保指标先进的新建燃煤发电项目应优先纳入各省（区、市）年度火电建设方案。对燃煤发电能效和环保指标先进、积极实施煤电节能减排升级与改造并取得显著成效的企业，各省级能源主管部门应优先支持其新建项目建设；对燃煤发电能效和环保指标落后、煤电节能减排升级与改造任务完成较差的企业，可限批其新建项目。

　对按煤炭等量替代原则建设的燃煤发电项目，同地区现役燃煤发电机组节能改造形成的节能量（按标准煤量计算）可作为煤炭替代来源。现役燃煤发电机组按照接近或达到燃气轮机组排放限值实施环保改造后，腾出的大气污染物排放总量指标优先用于本企业在

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　同地区的新建燃煤发电项目。

　（二十二）完善价格税费政策。完善燃煤发电机组环保电价政策，研究对大气污染物排放浓度接近或达到燃气轮机组排放限值的燃煤发电机组电价支持政策。鼓励各地因地制宜制定背压式热电机组税费支持政策，加大支持力度。

　对大气污染物排放浓度接近或达到燃气轮机组排放限值的燃煤发电机组，各地可因地制宜制定税收优惠政策。支持有条件的地区实行差别化排污收费政策。

　（二十三）拓宽投融资渠道。统筹运用相关资金，对煤电节能减排重大技术研发和示范项目建设适当给予资金补贴。鼓励民间资本和社会资本进入煤电节能减排领域。引导银行业金融机构加大对煤电节能减排项目的信贷支持。

　支持发电企业与有关技术服务机构合作，通过合同能源管理等方式推进...

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