能源部燃煤锅炉节能与污染防治标准
一、指导思想和行动目标
(1)指导思想。全面落实“节约、清洁、安全”的能源战略方针，实施更加严格的能效和环保标准，加快燃煤发电升级改造，努力实现供电煤耗、污染排放和煤炭占能源消耗比重“三降低”，安全运行质量、技术装备水平和煤炭占煤炭消耗比重“三提高”，打造高效、清洁、可持续的煤电产业“升级版”，为国家能源发展和战略安全奠定坚实基础。
(2)行动目标。全国新建燃煤发电机组平均煤耗低于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机组排放限值。
到2020年，在役燃煤发电机组平均供电煤耗低于310g/kWh，其中60万千瓦及以上(空冷机组除外)在役机组平均供电煤耗低于300g/kWh。东部地区在役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、65438+万千瓦自备燃煤发电机组及其他符合条件的燃煤发电机组改造后基本达到燃气轮机组排放限值。
在执行更加严格的能效和环保标准的前提下，到2020年，力争煤炭占一次能源消费比重降低到62%以下，电煤占煤炭消费比重提高到60%以上。
二是加强新建单位的准入控制
(3)严格能效准入门槛。新建燃煤发电项目(含已列入国家火电建设计划且具备改变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，1万千瓦的湿冷、空冷机组设计煤耗分别不高于282、299克/千瓦时，60万千瓦的湿冷、空冷机组不高于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。循环流化床低热值燃煤发电机组，30万千瓦湿冷空冷机组煤耗分别不高于365，438+00和327克/千瓦时，60万千瓦湿冷空冷机组煤耗分别不高于303和320克/千瓦时。
(4)严格控制大气污染物排放。新建燃煤发电机组(含项目在建且已纳入国家火电建设计划的机组)应同步建设先进高效的脱硫、脱硝、除尘设施，不得设置烟气旁路通道。东部地区(辽宁、北京、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65438+)。原则上中部地区(黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等八省)新建机组接近或达到燃机排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃机排放限值。支持同时联合和协调去除空气污染物，以减少三氧化硫、汞和砷等污染物的排放。
(5)优化区域煤电布局。严格按照能效和环保准入标准布局新建燃煤发电项目。京津冀、长三角、珠三角等地区新建项目禁止配套建设自有燃煤电站。耗煤项目要用减煤来代替。除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目；现有几台燃煤机组总装机容量达到30万千瓦以上的，可按照煤炭当量替代原则建设成大容量燃煤机组。
统筹资源环境要素，严格落实节能节水环保措施，科学推进锡盟、鄂尔多斯、晋北、晋中、靳东、陕北、宁东、哈密、准东等西部地区大型煤电基地建设，继续扩大西电东送规模。适度建设交叉电站和负荷中心，支持中部和其他地区供电。
(6)积极发展热电联产。坚持“以热定电”原则，严格落实热负荷，科学制定热电联产计划，建设高效燃煤热电机组，同步完善配套供热管网，更换和淘汰集中供热范围内分散的燃煤小锅炉。到2020年，燃煤火电机组装机容量占煤电总装机容量的28%。
在符合条件的大中城市，适度建设大型火电机组，鼓励建设背压式火电机组；在热负荷集中的中小城市和工业园区，优先建设背压式热电机组；鼓励发展热电联产。
(七)有序发展低热值煤发电。严格执行低热值燃煤发电产业政策，重点在产煤大省和煤炭大矿区规划建设低热值燃煤发电项目，原则上根据当地消纳情况合理规划建设规模和建设顺序。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、洗精煤等低热值煤炭资源的利用价值，选择最佳方式实现综合利用。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，入炉燃料的基本热值不得高于14640千焦(3500千卡)/千克。有条件的地区原则上采用30万千瓦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的集中用热需求。
第三，加快现役部队转型升级
(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5万千瓦及以下常规小火电机组；以发电为主的燃油锅炉和发电机组；大电网覆盖范围内，单机容量65438+10万千瓦及以下常规燃煤火电机组，单机容量20万千瓦及以下常规燃煤火电机组设计寿命到期且未实施供热改造；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。鼓励有条件的地区通过建设背压式火电机组和高效清洁大型火电机组，替代落后的高能耗、重污染的燃煤小火电机组。2020年前，力争淘汰落后火电机组10万千瓦以上。
(九)实施综合节能改造。因为工厂系统要采用汽轮机通流改造、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60万千瓦等级的亚临界和超临界机组进行全面系统的节能改造，改造后力争达到同类型机组的先进水平。20万千瓦及以下纯凝机组将重点进行供热改造，优先考虑背压供热机组。力争到2015年完成机组容量改造，容量1.5亿千瓦，“十三五”期间达到3.5亿千瓦。
(十)推进环保设施改造。重点推进在役燃煤发电机组排放大气污染物的环保改造。燃煤发电机组必须配备高效的脱硫、脱硝和除尘设施。未达标的要加快实施环保设施改造升级，确保达到最低技术产量以上满负荷、全时稳定排放标准要求。稳步推进东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤机组和具备条件的30万千瓦以下公用燃煤机组环保改造，2014年启动800万千瓦机组示范工程，力争到2020年完成654.38+0.5亿千瓦以上机组改造。鼓励其他地区现役燃煤发电机组进行大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机机组排放限值的环保改造。
因工厂系统应采用成熟适用的环保改造技术，可采用低(低)温静电除尘器、电袋除尘器、布袋除尘器等设备进行除尘，鼓励安装湿式静电除尘器；脱硫方面，可实施脱硫装置扩容，必要时可采用单塔双循环、双塔双循环等更高效的脱硫设施；脱硝可采用低氮燃烧、高效SCR(选择性催化还原)脱硝装置等技术。
(十一)加强自备机组节能减排。对企业自备电厂的火电机组，符合第(八)条淘汰条件的，由企业实施自主淘汰；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，应当加快实施环保设施改造升级；东部地区654.38+万千瓦及以上的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。
在保证气源的条件下，京津冀地区、长三角城市群、珠三角地区城市建成区到2017年基本完成自有燃煤电站天然气置换改造任务。
第四，提高机组负荷率和运行质量
(12)优化电力运行调度方式。完善调度规章制度，强调调峰调频管理，优先使用可调容量水电调峰，充分发挥抽水蓄能电站、天然气发电等调峰电源作用，探索储能调峰技术应用。
合理确定燃煤发电机组调峰顺序和深度，积极实施轮停调峰，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，探索辅助服务市场化交易，对承担调峰任务的燃煤发电机组给予适当补偿。
改进电网备用容量管理方式，统筹安排区域电网系统备用容量，充分发挥跨省互助和短期电力互补能力。合理安排各类发电机组的启动方式，在保证电网安全的前提下，尽量减少电网的旋转备用容量。支持有条件的地区试点实施由“分单元调度”向“分支调度”转变。
(十三)推进装置的运行优化。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。做好燃煤发电机组设备和环保设施的运行维护工作，提高机组安全卫生水平和设备可用率，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，确保煤质符合设计煤种，鼓励使用低硫低灰的优质煤；加强入炉煤的计量和质量检验，严格控制采选加工偏差，确保煤耗指标的真实可信。
限制高硫高灰煤异地开采利用，禁止进口劣质发电用煤。煤炭企业要积极实施动力煤优质工程，按要求加快洗煤设施建设，积极采取筛分、配煤等措施，努力提高动力煤供应质量。
(十五)推进网源协调发展。加快“西电东送通道”建设，壮大区域骨干电网，加强区域电网内部省际电网互联，增强省际电力输送和互助能力。完善电网结构，实现各电压等级电网的协调匹配，保证各机组发电的可靠上网和输电。积极推进电网智能化发展。
(十六)加强电力需求侧管理。完善电力需求侧管理体制机制，完善峰谷电价政策，鼓励电力用户使用低谷电。积极采取移峰填谷等措施，减少电网调峰需求。引导电力用户积极采用节能技术产品，优化用电方式，提高用电效率。
动词 （verb的缩写）促进技术创新和综合应用
(十七)提高技术装备水平。进一步加大对燃煤发电节能减排重大关键技术和装备研发的支持力度，通过引进与自主开发相结合的方式，掌握除尘、脱硫、脱硝、节能、节水、节地等最先进技术。
以高温材料为重点，全面掌握具有自主知识产权的600℃超超临界机组设计制造技术，加快700℃超超临界发电技术研发。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)技术的示范应用，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。推进亚临界机组向超临界机组转化的技术研发。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)推进工程设计优化。制定(修订)燃煤发电产业政策、行业标准和技术规范，规范和指导燃煤发电项目工程设计。支持地方政府制定严于国家标准的火电厂大气污染物排放地方标准。加强燃煤发电项目后评价，加强工程设计建设和运行经验反馈，提高工程设计优化水平。积极推广循环经济的设计理念，加强粉煤灰等资源的综合利用。
(十九)推进技术集成应用。加强企业技术创新体系建设，推进产学研结合，支持电力企业、高校和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工程建设，创建一批重大技术研究示范基地，推进以工程项目为依托的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。
第六，完善配套政策措施
(二十)推广节能环保发电。考虑能效和环保水平，上网电量分配应充分考虑机组大气污染物排放水平，适当增加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，可在一定时间内提高其发电利用小时数。对应按规定实施节能环保改造但未按期完成的，可适当减少发电利用小时数。
(二十一)实施燃煤节能减排与新建项目挂钩。各省(区、市)年度火电建设计划应优先安排能效和环保指标先进的新建燃煤发电项目。省级能源主管部门要优先安排燃煤发电能效和环保指标先进的企业新建项目，积极实施燃煤发电升级改造并取得显著成效；对燃煤发电能效和环保指标落后、燃煤发电升级改造任务完成较差的企业，可限制批准其新上项目。
对按照煤炭当量替代原则建设的燃煤发电项目，同一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接近或达到燃气轮机机组排放限值改造后，大气污染物排放总量优先用于同区域企业新建燃煤发电项目。
(二十二)完善价格税收政策。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机组排放限值的燃煤发电机组的电价支持政策。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施差别化排污收费政策。
(23)拓宽投融资渠道。统筹使用相关资金，对煤电节能减排重大技术研发和示范项目给予适当财政补贴。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。
支持发电企业与相关技术服务机构合作，通过合同能源管理推进燃煤发电机组节能环保改造。在已经开展排污权交易、碳排放权交易和节能量交易的地区，积极支持发电企业通过交易方式筹集改造资金。
七、抓好任务落实和监督。
(二十四)明确政府部门职责。国家发展改革委、环境保护部、国家能源局会同有关部门负责全国燃煤电厂升级改造的统筹指导、协调配合和监督管理，明确各省(区、市)和中央发电企业燃煤电厂升级改造的目标任务。国家发展改革委、国家能源局重点加强对燃煤发电节能工作的指导、协调和监管，环境保护部、国家能源局重点加强对燃煤发电污染物减排工作的指导、协调和监管。
各省(区、市)有关主管部门要及时制定本省(区、市)行动计划，组织各地、各电厂制定具体实施方案，完善政策措施，加强监督检查。国家能源局派出机构会同省级节能主管部门、环保部门等单位，负责监督各地区、各企业煤电节能减排升级改造工作。各级相关部门要密切配合，加强协调，齐抓共管，形成工作合力。
(二十五)强化企业主体责任。各发电企业是燃煤发电升级改造和减排的责任主体。根据国家和省有关部门的要求，要详细制定企业行动计划，加强内部管理，加大资金投入，确保目标任务的完成。中央发电企业要积极发挥示范作用，将国家明确的目标任务及时分解落实到具体地方和电厂，力争提前完成，确保燃煤发电机组能效和环保指标达到先进水平。
各级电网企业要做好优化电力调度、改善电网结构、加强电力需求侧管理、落实相关配套政策等工作，积极创造有利条件，确保各地区、各发电企业煤电升级改造顺利实施。
(二十六)实施严格的检测和评估。新建燃煤发电机组立项后，企业应按规定及时进行机组性能验收试验，并向国家能源局派出机构和所在省(区、市)有关部门提交验收试验报告等相关材料。现役燃煤发电机组实施节能改造前，电厂应制定具体改造方案。改造完成后，省(区、市)有关部门应当组织有资质的中介机构进行现场评估并确认节能量，评估报告同时抄送国家能源局派出机构。各省(区、市)有关部门可酌情进行抽查。
新建燃煤发电机组投入运行、现有机组改造为环保机组后，环保部门应及时组织环保专项验收，检测大气污染物排放水平，确保检测数据科学准确，确认改造机组污染物减排情况。
(二十七)严格目标任务考核。国家发展改革委、环境保护部、国家能源局要会同有关部门制定考核办法，对各省(区、市)和中央发电企业上一年度煤电升级改造目标任务完成情况进行考核，考核结果要及时向社会公布。对目标任务完成情况较差的省(区、市)和中央发电企业进行通报，并约谈其相关负责人。各省(区、市)有关部门可结合本地实际，制定对各地、各企业的考核办法。
(二十八)实施有效的监督检查。国家发展改革委、环境保护部、国家能源局将会同有关部门对煤电升级改造开展专项督查和现场检查，并形成专题报告向社会公布。省级环保部门和国家能源局派出机构要加强对燃煤发电机组烟气排放连续监测系统(CEMS)建设运行和主要污染物排放指标的监管。各级环保部门要加强环境执法检查。
对存在弄虚作假、擅自关停环保设施等重大问题的，要约谈主要负责人，限期整改并追缴其违法所得；如有违法行为，要依法查处相关人员。对节能环保发电调度落实不力、调频调峰和备用容量安排不合理、未充分发挥抽水蓄能电站等调峰电源作用、未有效实施电力需求侧管理等问题的电网企业，要约谈其主要负责人并限期整改。
(二十九)积极推进信息公开。国家能源局应当会同有关部门、行业协会等单位建立和完善煤电节能减排信息平台，制定信息公开办法。对新建燃煤发电项目，负责审批的节能主管部门和环保部门应主动公开其节能评估和环境影响评价信息，接受社会监督。
(30)发挥社会监督作用。充分利用12398能源监管投诉举报电话，畅通投诉举报渠道，发挥社会监督作用，促进煤电升级改造工作顺利开展。国家能源局派出机构应当按照职责和有关规定，及时受理和处理群众的投诉和举报，并及时通报相关情况；对违法违规行为，要及时移交检查，依法处理。