2018年上半年浙江省电力行业节能减排情况的通报

2018年上半年,浙江省电力行业节能减排工作取得新成效，可再生能源电量得到了全额收购，厂用电率和二氧化硫、氮氧化物、烟尘等主要污染物排放浓度继续下降，超标排放时数大幅减少，但是也出现了一些新问题，如电网综合线损率、供电煤耗上升，大小机组发电利用小时数差距缩小，脱硝装置故障较多等，需要在以后的工作中积极加以解决。现将有关情况通报如下：

一、电网企业节能减排情况

上半年，浙江电网消纳可再生能源发电量153.39亿千瓦时（省内发电机组，含华东统调），同比增长3.35%，其中水电发电量96.64亿千瓦时，同比下降17%（来水减少）；风电发电量14.32亿千瓦时，同比增长26.4%；光伏发电量42.4亿千瓦时，同比增长105%；海洋能发电量0.03亿千瓦时，同比下降25%。没有出现因电网企业原因，导致弃水弃风弃光的现象。但是，上半年浙江电网综合线损率为2.72%，同比上升0.4个百分点。

上半年，我省消纳可再生能源电量折算成标煤节约446.36万吨，同比增长3.35%；相当于减排二氧化硫10万吨，减排氮氧化物1.67万吨。

二、燃煤发电企业节能降耗情况

（一）燃煤机组利用小时数情况

上半年，浙江省统调燃煤机组平均发电利用小时数2583小时，同比上升302小时；100万千瓦级、60万千瓦级、30万千瓦级燃煤机组平均发电利用小时数分别为2730、2526、2344小时，高效机组得到了优先利用。

（二）燃煤机组供电煤耗情况

上半年，浙江省统调燃煤机组共耗用标煤近3265万吨，同比增长约415万吨，同比增长率为14.5%；平均供电煤耗为296.50克/千瓦时，同比上升0.11克/千瓦时。100万千瓦级、60万千瓦级、30万千瓦级、30万千瓦以下燃煤机组平均供电煤耗分别为284.95、298.21、316.3、325.92克/千瓦时，高效机组节能水平明显。

100万千瓦级机组中，供电煤耗最低的是国电北仑第三电厂#7机组，仅为277.69克/千瓦时；最高的是华润苍南电厂#2机组，为293.17克/千瓦时。60万千瓦级机组中，供电煤耗最低的是华能长兴电厂#2机组，为276.11克/千瓦时；最高的是国电北仑第一电厂#1机组，为319.27克/千瓦时。30万千瓦级机组中，供电煤耗最低的是浙能绍兴滨海热电厂#2机组，为284.04克/千瓦时；最高的是浙能温州电厂#6机组，为329.67克/千瓦时。

（三）燃煤机组厂用电率情况

上半年，浙江省统调燃煤机组平均厂用电率为4.54%，同比下降0.04个百分点。100万千瓦级、60万千瓦级、30万千瓦级、30万千瓦以下燃煤机组平均厂用电率分别为3.80%、4.34%、5.95%、8.67%。

100万千瓦级机组中，厂用电率最低的是国电北仑第三电厂#6机组，为2.88%；最高的是浙能台州第二电厂#1机组，为4.74%。60万千瓦级机组中，厂用电率最低的是大唐乌沙山电厂#1机组，为2.89%；最高的是国华宁海电厂#2机组，为5.32%。30万千瓦级机组中，厂用电率最低的是浙能绍兴滨海热电厂#1机组，为4.97%；最高的是浙能台州电厂#7机组，为7.28%。

三、燃煤发电企业主要烟气污染物减排情况

（一）主要烟气污染物减排总体情况

上半年，省统调燃煤机组（除巨化热电厂外）超低排放设施运行稳定，超低排放平均达限率99.88%，同比上升0.15个百分点。

上半年，主要烟气污染物（除巨化热电厂外）未达到国家火电厂基本排放标准时间为250.55小时，同比下降46.52%，平均单次启停超标小时数为0.92小时，同比下降48.31%。其中，氮氧化物、二氧化硫、烟尘超标时数分别为248.47、2.08、0小时，氮氧化物超标占绝大多数，其时数明显高于二氧化硫，烟尘没有出现超标。浙能兰溪电厂、浙能北仑电厂、国电北仑第一电厂、国电北仑第三电厂、华能玉环电厂、华能长兴电厂、大唐乌沙山电厂等7个电厂实现了全生产过程的达标排放。一季度超标排放时间最多是国华舟山电厂（46小时）、浙能长兴电厂（20.37小时）、国华宁海电厂（19小时），合计占一季度总超标排放时数的57%。二季度超标排放时间最多是国华舟山电厂（26小时）、浙能台州电厂（14.45小时）、华润苍南电厂（12.21小时），合计占二季度总超标排放时数的52%。

（二）燃煤机组二氧化硫排放情况

上半年，省统调燃煤机组共排放二氧化硫5933吨，脱除二氧化硫427881吨，平均脱硫效率为98.57%，脱硫设施投运率为100%。二氧化硫平均排放浓度为16.68毫克/标方，同比下降5.92%，平均排放浓度远低于超低排放标准（35毫克/标方）。

各发电集团二氧化硫平均排放浓度差距较大，由低到高排序为华能（10.85毫克/标方）、国华（13.65毫克/标方）、国电（16.08毫克/标方）、台塑（17.97毫克/标方）、浙能（18.19毫克/标方）、大唐（18.99毫克/标方）、华润（19.56毫克/标方）、巨化（19.93毫克/标方）。单台机组二氧化硫平均排放浓度最低的是国华舟山电厂#4机组，仅为3.00毫克/标方；最高的是浙能镇海电厂#6机组，为26.8毫克/标方。

上半年，省统调燃煤机组（除巨化热电厂外）二氧化硫超标排放时间共计2.08小时，与2017年上半年没有发生超标排放相比，略有上升。造成超标排放的主要原因是一季度浙能长兴电厂#2机组启停和#3机组MFT，导致二氧化硫排放分别超标1.38小时、0.67小时。二季度各电厂加强管理，没有发生二氧化硫超标排放。

（三）燃煤机组氮氧化物排放情况

上半年，省统调燃煤机组共排放氮氧化物13356吨，脱除氮氧化物78930吨，平均脱硝效率为83.59%，脱硝设施平均投运率为99.94%。氮氧化物平均排放浓度为34.79毫克/标方，同比下降7.65%，平均排放浓度远低于超低排放标准（50毫克/标方）。

各发电集团氮氧化物平均排放浓度差距较大，由低到高排序为国华（30.85毫克/标方）、大唐（31.27毫克/标方）、巨化（34.1毫克/标方）、华能（34.46毫克/标方）、台塑（34.52毫克/标方）、浙能（35.18毫克/标方）、华润（37.25毫克/标方）、国电（37.95毫克/标方）。单台机组氮氧化物平均排放浓度最低的是浙能温州电厂#8机组，仅为21.63毫克/标方；最高的是浙能镇海电厂#4机组，为104.11毫克/标方。

上半年，省统调燃煤机组（除巨化热电厂外）氮氧化物超标排放时间共计248.47小时，同比下降45.86%。超标排放的主要原因是机组部分时段发电负荷率过低（含机组启停）造成脱硝装置由于烟温低撤出以及脱硝装置故障等，其中：由于脱硝装置非正常撤出或运行调整不当造成超标排放的时数累计为14小时，全部发生在一季度，比2017年同期大幅度上升。

（四）燃煤机组烟尘排放情况

上半年，省统调燃煤机组烟尘平均排放浓度为2.02毫克/标方，同比下降18.88%，平均排放浓度远低于超低排放标准（5毫克/标方）。

各发电集团烟尘平均排放浓度差距较大，由低到高排序为大唐（1.11毫克/标方）、巨化（1.11毫克/标方）、国华（1.53毫克/标方）、华能（1.72毫克/标方）、台塑（1.86毫克/标方）、华润（2.22毫克/标方）、浙能（2.27毫克/标方）、国电（2.42毫克/标方）。单机烟尘平均排放浓度最低的是国华宁海电厂#3机组，仅为0.52毫克/标方；最高的是浙能镇海电厂#5机组，为9.18毫克/标方。

上半年，省统调燃煤机组（除巨化热电厂外）没有发生烟尘超标排放。

四、监管意见

（一）进一步加强管控，降低电网综合线损率。上半年，全省全社会用电量同比增长10.95%，浙江电网综合线损率反而同比上升0.4个百分点。电网企业需认真分析原因，加强内部管理，防止电网综合线损率反弹。

（二）进一步加强调度管理，发挥高效节能机组性能。上半年，省统调燃煤机组平均发电利用小时数同比增长302小时，其中100万千瓦级、60万千瓦级、30万千瓦级机组分别增长了188小时、326小时和414小时，大小机组发电利用小时增长数出现了倒挂而且非常明显，导致在发电利用小时大幅增长情况下供电煤耗反而增长了0.11克/千瓦时。电网企业要继续加强电力运行方式的科学安排，优先调度高性能发电机组。建议政府有关部门继续开展在役小机组的发电权交易。

（三）进一步推进机组节能改造，降低供电煤耗和厂用电率。上半年，浙能、华能和台塑集团平均供电煤耗同比分别上升了0.83克/千瓦时、0.92克/千瓦时、2.39克/千瓦时。华润、台塑和巨化集团厂用电率同比分别上升0.13、0.19和0.42个百分点。各发电企业要认真深入分析原因，积极推进燃煤机组节能改造，科学安排机组运行，促进节能降耗。

（四）进一步优化环保设施运行管理，减少超标排放时间。上半年国华集团超标排放时间较多，达到102.85小时，占全省总超标排放时间的41%，其中舟山电厂72小时、宁海电厂30.85小时，分别列全省超标排放小时数排序的第一和第二位。各燃煤发电企业要继续积极探索解决机组启停期间或者低负荷运行时造成脱硝装置退出的问题，共同努力切实实现机组运行全过程达标排放。

附件：2018年上半年统调燃煤机组主要烟气污染物排放超标小时数统计表

国家能源局浙江监管办公室

2018年7月18日

2018年上半年统调燃煤机组主要烟气污染物排放超标小时数统计表