近日，国家能源局华北监管局公布了天津市、河北省燃煤电厂节能改造和超低排放改造完成情况的报告。报告显示：
1.供电煤耗节能改造方面，天津市情况较好，大部分机组已经达到310克/千瓦时的标准。河北省情况略差，约一半以上机组未能达到310克/千瓦时；
2.发电企业主要采用的节能改造路线有：汽轮机本体改造（通流改造）技术路线、冷却塔节能改造技术路线、凝汽器节能改造技术路线、凝结水泵节能改造技术路线；
3.超低排放改造方面，截至2017年6月底，天津市、河北省10万千瓦以上统调发电机组全部实现超低排放，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度均能稳定低于10、35、50毫克/立方米；
4.存在的主要问题有：煤质不稳定、低负荷运行、改造手段单一、不同类型发电机组达到同一标准难度较大。
国家能源局华北监管局
监管公告
2018年第2号
（总第9号）
天津市、河北省燃煤电厂
节能改造和超低排放专项监管公告
2018年1月
为贯彻落实《关于印发2017年各省(区、市)煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》(国能发电力〔2017〕53号)要求，推动《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源〔2014〕2093号），落实《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发〔2015〕164号），巩固天津市、河北省燃煤电厂减排成果，促进“东部地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在2017年实现达标”目标，根据《煤电节能减排监督管理暂行办法》（国能综电力〔2015〕346号），华北能源监管局组织开展了天津市、河北省燃煤电厂节能改造和超低排放情况专项监管，有关情况报告如下：
一、基本情况
2017年8月至9月，华北能源监管局开展了天津市、河北省燃煤电厂节能改造和超低排放情况专项监管。监管的重点是：两省市10万千瓦及以上统调燃煤机组节能升级改造、环保设施稳定运行、稳定超低或达标排放、获得超低排放奖励及燃煤电厂能效管理等情况。
监管采取召开座谈会、听取汇报、现场检查、上报材料等方式进行。共召开座谈会9次，查阅了5家电网企业、49家发电企业资料。现场监管电网企业4家，分别是国网华北分部，国网天津、冀北、河北电力公司。现场监管发电企业39家，其中天津市9家、河北省30家，现场监管燃煤发电企业总装机3500万千瓦以上，实现了对天津市和河北省10万千瓦及以上统调燃煤发电机组的全覆盖。其中对冀北电网10万千瓦及以上统调燃煤发电机组采用“双随机、一公开”方式进行了抽查。
从监管情况来看，天津市、河北省发展改革、环境保护、能源等相关部门对燃煤发电企业节能减排工作高度重视，精心组织，严格要求，细致监管，奖励到位。天津市环境保护部门还组成了各燃煤电厂驻厂工作组，全运会期间对全部燃煤电厂进行了24小时驻厂现场监管。各电力企业强化主体责任，认真贯彻落实国家和本省、市政策，积极开展节能减排升级改造和灵活性改造，加强内部管理，防止跑冒滴漏，“上大压小”进一步推进，火电机组容量等级持续向大容量、高参数方向发展，供电煤耗等主要耗能指标持续下降，烟尘、二氧化硫、氮氧化物等主要大气污染物排放进一步降低，基本实现超低排放。
二、节能减排改造情况
(一)燃煤发电厂节能改造总体情况
节能改造方面，天津市发电企业情况较好，大部分机组已经达到310克/千瓦时的标准。河北省发电企业情况略差，约一半以上机组未能达到310克/千瓦时。由于存在煤质不稳定、供热面积有限、发电利用小时数低等原因，未达标企业反映到今年年底实现平均供电煤耗低于310克/千瓦时的目标仍存在较大难度。
天津市共调研24台机组，装机容量968.4万千瓦，其中低于310克/千瓦时装机容量644.7万千瓦，占总容量的67%，高于310克/千瓦时装机容量323.7万千瓦，占总容量的33%（图1）。1-6月份煤电机组平均煤耗约为298.34克/千瓦时。（Σ(单机组上网电量×单机组供电煤耗)/Σ（单机组上网电量）=机组平均煤耗）
河北省共调研78台机组，装机容量2691.4万千瓦，其中低于310克/千瓦时装机容量1234.4万千瓦，占总容量的46%，高于310克/千瓦时装机容量1457万千瓦，占总容量的54%（图2）。1-6月份机组平均煤耗约为316.53克/千瓦时。
随着冬季到来，各供热燃煤电厂供热量、电量将进一步增加，煤电机组预计综合能耗将有一定幅度的下降，但河北省整体达到310克/千瓦时仍然存在很大的不确定性。
(二)节能改造技术路线
各燃煤发电企业结合本厂实际情况，有针对性地选择了适合企业实际、节能降耗效果较好的方案。主要有：
1.汽轮机本体改造（通流改造）技术路线。主要包括整机通流改造、单缸或两缸通流改造、调节级喷嘴组改造、汽封改造和汽缸局部结构改进等。改造通过提高缸效率或增加单位质量新蒸汽做功，降低汽轮机热耗率。
2.冷却塔节能改造技术路线。主要包括塔芯部件材料选型优化、配水优化、淋水填料散热面积增容、填料布置方式优化以及综合升级改造等。其中，塔芯部件优化包括淋水填料、除水器、喷溅装置等冷却塔的主要塔芯部件的优化选型；配水优化通过重新设计分区水量实现风水最佳配比；淋水填料散热面积增容通过改变淋水填料片之间的距离及组装高度达到冷却塔换热面积增加的目的。冷却塔节能改造效果体现为出塔水温的降低、凝汽器压力的改善和汽轮机热耗率的降低。
3.凝汽器节能改造技术路线。主要包括凝汽器本体改造、凝汽器抽空气系统改造以及胶球清洗系统改造。其中，凝汽器本体改造包括凝汽器冷却管换管改造和凝汽器整体改造。凝汽器节能改造通过提高设备整体传热性能，达到降低凝汽器压力和汽轮机热耗率的目的。
4.凝结水泵节能改造技术路线。主要包括泵本体提效改造或更换、去除或车削叶轮、电机变频改造和永磁调速改造等。改造可降低出口压力，减少出口阀门节流损失，降低水泵耗电率。
除此以外，各燃煤发电厂还采取直接空冷系统节能技改、循环水泵节能技改、汽轮机配汽节能技改、加热器节能技改等技术措施，有效降低了厂用电率。
（三）燃煤电厂超低排放总体情况及奖励情况
从调研情况看，截至2017年6月底，天津市、河北省10万千瓦以上统调发电机组全部实现超低排放，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度均能稳定低于10、35、50毫克/立方米。天津市24台机组，平均烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别为3.8、17.9、36.0毫克/立方米，冀北电网7台机组平均烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别为2.1、9.3、25.8毫克/立方米，河北南网71台机组，平均烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别为2.5、14.9、32.2毫克/立方米，均超额完成超低排放任务。
超低排放奖励方面，由于各地财政状况不同，各企业相应奖励并未完全到账。从截至2017年6月底已经到账的统计来看，天津市24台机组共获得超低排放电价补贴1.43亿元，排污费减半征收1676.98万元；冀北电网7台机组共获得超低排放电价补贴1998.75万元，排污费减半征收87.67万元；河北南网71台机组共获得超低排放电价补贴2.82亿元，排污费减半征收1198.65万元。
三、存在的主要问题
（一）煤质不稳定影响节能改造效果
大部分企业反映，目前煤炭价格居高不下，煤质下降严重，在给企业带来经营压力，影响环保设施稳定运行，存在部分时间段部分指标排放超标可能性的同时，增加了厂用电率，从而增加了煤耗。
（二）煤电机组低负荷运行影响节能改造效果
随着经济放缓以及对可再生能源利用水平要求的不断提高的，煤电机组利用小时持续下降，长期低负荷运行使节能改造效果未能充分发挥。据国电河北分公司电厂测算，机组负荷75%时较满负荷煤耗至少高5克/千瓦时，40-60%负荷时至少高15-20克/千瓦时。机组长期低负荷运转，给电厂降低能耗带来很大压力。
（三）实现目标的手段较为单一，节能工作难以有的放矢
近年来，各发电企业争相通过供热改造来实现降低综合能耗的目标。但受供热需求、地理环境等诸多因素限制，一味地通过供热改造来实现节能目标，既不合理也不现实。以华能上安电厂为例，该厂1-4号机组在2012年以后已分别实施了机组通流改造，机组本身的节能潜力已经不大，而要进一步地降低综合能耗，只能通过供热改造等其他方式来实现。而上安电厂周边无大型工业供热需求，距居民区也较远，且居民供热需求较小，供热改造成本高，完成节能目标难度大。
（四）不同类型发电机组达到同一标准难度较大
以大唐河北公司武安电厂为例，该电厂装备2台亚临界300兆瓦机组，采用循环流化床锅炉，使用间接空冷技术，设计燃煤为煤矸石，发热值低，污染大。设计锅炉效率90%，与同类亚临界300兆瓦燃煤机组相比，炉效低2.0个百分点以上，影响机组煤耗6-7克/千瓦时。机组所采用的间接空冷技术与同级别直接空冷机组相比，影响煤耗5克/千瓦时左右，因此降耗难度大。
四、监管意见及建议
（一）进一步加大政策贯彻力度
各燃煤发电企业要进一步加大贯彻落实《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的工作力度，进一步推进《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，加强节能减排管理，加快节能升级改造项目建设速度，保障环保设施的安全稳定运行，确保稳定达标排放。电力调度机构要继续优化节能减排发电调度方式。优先调用抽水蓄能电站、天然气发电等专用调峰电源情况下，与煤电企业共同推动煤电轮停计划，减少煤电低负荷运行时间，提高煤电整体节能环保水平。
（二）研究制定节能差异化政策措施和目标
在节能技术装备、能源消耗总量控制等方面，应充分考虑的机组设计、基础条件等差异，根据机组不同类型、不同容量（亚临界、超临界、超超临界，循环流化床；湿冷、空冷；容量大小300兆瓦、600兆瓦、1000兆瓦；现役、新建等）设置高低合理搭配的节能改造目标，实施精准化管理，切实提高资源利用效率，实现经济效益、社会效益最大化。
（三）坚持政府主导、市场驱动
充分发挥地方政府的主导作用，综合运用政策引导和市场机制双驱动，健全奖励和约束机制，建立多元化的目标实现手段，积极推进电力市场化交易，推动淘汰高污染、高耗能等落后产能政策有效落地，确保发电企业在要求的时间节点达到供电煤耗标准，切实实现绿色低碳、节能发展。
