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GB13223—2011首次增加了燃气轮机组大气污染物排放浓度限值,但并未将燃气轮机单独分类,而是与天然气锅炉笼统归为“以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组”,标准规定烟尘、SO2、NOx排放限值分别为5、35、50mg/m3。在一些经济发达的地区,如北京、天津、深圳陆续出台了地方标准或者政府规定对燃气轮机常规污染物排放特别是NOx排放提出了更高要求(表1)。地方标准主要将NOx的排放限值从国家要求的50mg/m3进一步严格为15~35mg/m3;天津、深圳并未对燃气轮机的烟尘及SO2排放作出更严格的规定,其原因是实际运行中,在不采取任何后处理措施的情况下,燃气轮机的这2种污染物排放浓度均极低,规范无需再作要求。
燃煤电厂参考GB13223—2011标准中燃气电厂的排放浓度限值,并对电厂污染物控制设施进行升级改造,目的是力求改造后的燃煤电厂烟气中排放的污染物浓度达到燃气电厂的排放限值,即常规污染物排放执行表1中“超低排放限值”,称之为燃煤电厂的“超低排放”。但燃煤发电经过“超低排放”改造后,仅是要达到或者低于国标规定的燃气电厂排放限值,而这仍远高于燃气电厂的实际排放值。
2.1.2在实际排放上的对比国家标准及地方标准中规定的排放限值是允许排放的高限。火力发电机组运行时,实际排放值与标准限值以及煤电与煤电之间,煤电与气电之间,在实际排放上都存在较大差异。虽然一些专家认为理论上超低排放煤电可以做到和燃气电厂几乎同样的排放限值,但实际运行中燃气电厂清洁性仍然明显优于超低排放的燃煤电厂。徐静馨等通过现场实测及文献调研的方式对全国99台超低排放燃煤机组以及江苏省17台燃气机组(未安装脱硝装置)进行了统计,结果显示:实际排放的NOx平均浓度方面,燃气电厂与超低排放燃煤电厂相比无明显差距,但燃气机组仅依靠低氮燃烧器即可很好地控制NOx排放,如加装脱硝装置,其 NOx排放浓度可进一步下降;烟尘平均排放浓度方面,燃气电厂比燃煤电厂低一个数量级;SO2平均排放浓度方面,燃煤电厂约为16mg/m3,明显高于燃气机组的2.20mg/m3(E级)和0.84mg/m3(F级);平均烟尘排放浓度方面,燃煤机组是燃气机组的1.8~2.4倍。其他众多研究结果均有类似结论,即目前中国超低排放燃煤发电的烟尘、SO2的实际排放浓度仍高于气电。
有部分学者认为,燃煤机组和燃气机组烟气中的氧含量相差很大,将实际排放浓度折算到相同氧含量下的数值,燃气机组NOx排放浓度折算值会成倍增加,数值将高于超低排放的燃煤机组。但煤与天然气是2种完全不同的燃料,燃料本身及其在2种发电机组中的燃烧特性决定了其空气过量系数及烟气中的氧含量,强行将排放浓度按照统一的氧含量进行折算对比并无实际意义。要综合比较2种发电形式的清洁性,应该按照单位电量污染物的排放量进行比较。因为无论是煤电还是气电,其最终产品都是电能。因此,应对比的是生产一单位的电能,煤电和气电各自排放了多少污染物;而不是比较二者同样氧含量下,烟气中污染物浓度这一无实际含义的表面数值。以生产单位电量所排放的污染物浓度来衡量煤电与气电的清洁性,显然是更为科学、合理的判别方法。
图1为生产单位电量时,超低排放燃煤发电与燃气发电在污染物排放上的实际折合对比。可以看出,燃气电厂基本不排放烟尘及SO2,排放值明显低于超低排放燃煤电厂,加装脱硝设备的燃气电厂NOx排放值也低于超低排放燃煤电厂。樊慧等的研究结论也充分支持了本文的这一观点。
除了以上大气排放物外,燃煤烟气排放中还包含有一定的放射物及重金属。虽然目前没有对这些进行统一衡量与测量的要求与标准,但根据煤质的不同,这部分污染甚至有可能造成十分危害的后果。此外,燃煤发电还会产生大量的固体废物,包括石子煤、粉煤灰、炉渣、脱硫灰渣、脱硫产物、废弃脱硝催化剂等,且汞、铅等痕量重金属易在以上固体废物中富集,固体废物处置不当易产生二次污染问题。
因此,无论从常规大气污染物排放还是固体废物排放来看,天然气发电都比燃煤发电更清洁,这一结论是确定且有科学依据的。
2.2 燃气发电替代燃煤发电是碳减排的有效手段
根据《BP世界能源统计》数据,2019年中国化石能源燃烧产生的CO2排放量约为98亿t,其中电力行业CO2排放量约占全国总排放量的40%,而燃煤电厂是电力行业中最主要的碳排放源。根据《中国电力行业年度发展报告》,2019年全国电力行业CO2平均排放强度约为577g/(KW·h),而燃煤电厂碳排放强度为844g/(KW·h)。因此降低火电碳排放水平是减少电力行业碳排放的重要手段。2019年,美国的能源相关碳排放为48亿t,比2018年减少1.4亿t,主要是通过“以气代煤”实现的;欧盟燃煤电厂的发电量下降了25%以上,而燃气发电量增长了近15%。在由高碳能源向零碳能源转变的较长时期内,用气电替代煤电是碳减排的有效手段。
樊慧等根据相关标准及假定,计算了典型燃煤发电与燃气发电CO2排放强度,结果表明:在CO2排放强度方面,燃气电厂约为411g/(KW·h),燃煤电厂为798g/(KW·h),气电排放强度仅为煤电的50%左右,可见气电替代煤电可大幅降低火电行业的碳排放量。
截至2019年底,全国全口径发电装机容量201006万KW,其中煤电104063万KW,气电9024万KW;全国全口径发电量为73266亿KW·h,其中煤电45538亿KW·h,气电2325亿KW·h。假定按照世界电源装机结构平均水平,天然气发电约占总装机容量及总发电量的30%计算,中国如将相应比例的煤电替换成气电,则2019年可减少CO2排放约7.6亿t。可见未来增量火电采用天然气发电可大幅降低CO2排放增量,采用气电替代存量煤电可减缓中国CO2排放总量的增长,如果大规模替代甚至可实现CO2排放总量的下降,这将极大有助于中国在2030年左右实现CO2排放达峰这一目标。
此外,天然气可以更好地与碳捕集、利用和存储(CCUS)技术相结合。未来,随着CCUS 技术突破和成本降低,天然气有望成为一种十分接近“零碳”的能源。未来40年,煤电装机容量需每年下降1%,才能确保2060年煤电比重控制在10%以下,且保留的煤电装机不能作为主力机组。煤电退出后的空间逐步让位给可再生能源发电,使得2060年可再生能源发电装机比重至少达到80%以上,方可实现电力的真正低碳化甚至零碳化,确保2060年碳中和目标的实现。
2.3 燃气发电比燃煤发电更适合作为调峰电源
在电力系统中,灵活调峰电源至少要达到总装机的10%~15%。在目前的政策环境下,“煤电深度调峰改造”被提了出来。虽然煤电机组有一定的灵活改造空间,但随着高比例可再生能源的发展,煤电灵活性改造的成本、频繁启停的成本以及相应的环境影响,将使得煤电机组灵活性改造后的长远作用受限,甚至会抬高电力系统的总体供电成本,不利于电力系统的低碳转型。近期某些煤电调峰过程中出现非正常停机并造成损失事件时有发生。从长远看,煤电装机规模势必要进行合理控制,着重发展气电、储能等多 种灵活性资源,同时完善电力市场机制,完善公平的灵活性补偿机制,才能激励更多灵活性资源的发展。
燃气发电相比燃煤发电具有负荷调节范围宽、响应快速、变负荷能力强的特点,是电网调峰的更佳选择。如图2所示为煤电与气电冷启动时间对比,燃气电厂冷启动时间仅为燃气电厂的几分之一甚至几十分之一。此外,燃气蒸汽联合循环电厂热态启动时间也仅为70~90min。因此,天然气电厂能更好地满足电网对电源的启停调度需求。
图3为5min内每1000MW煤电与气电最大负荷变化对比,可见气电相比煤电更能适应电网短时间内的负荷变化,满足电网负荷调节的需求。
电网调峰时根据负荷变化速率的不同,需要不同响应速度的调峰电源。如图4所示,相比而言,天然气发电既可以实现分钟级的响应,又能实现较低的成本,无疑是响应速度及成本综合较优的调峰电源,可为风电、光伏等可再生能源提供调峰服务,缓解或消除此类可再生能源不稳定、瞬时变化大对电网产生的冲击,保障电网的安全稳定运行。
2.4 燃气发电与燃煤发电相比的其他优势
天然气发电除了具备常规污染物排放低的优点外,在占地、投资、节水等方面也具有较大优势。
根据《电力工程项目建设用地指标》规范,采用直流供水、燃煤水路运输、码头接卸转皮带运输进厂的2X1000MW燃煤电厂用地基本指标为31.83hm2,单位装机容量用地159m2/MW;采用直流供水,4套F级一拖一总装机容量1600MW 燃气蒸汽联合循环电厂用地基本指标为11.59hm2,单位装机容量用地72m2/MW。可见,同等装机容量的燃气电厂占地仅为燃煤电厂的一半,可节省土地资源及土地费用。
根据《火电工程限额设计参考造价指标(2018年水平)》,新建1000MW超超临界纯凝燃煤电厂单位KW 造价为3345元,新建400MW等级9F纯凝燃气电厂单位KW造价为2110元,燃气电厂单位造价显著低于燃煤电厂,节省投资。
根据《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额(GB21258—2017)》,1000MW 级燃煤电厂单位产品能耗限定值的基础值为273~285gce/(KW·h)。2019年全国6000KW及以上火电厂供电煤耗306.4g/(KW·h),国内燃气电厂实际供电煤耗多为220~230gce/(KW·h)。可见,燃气电厂供电煤耗远低于燃煤电厂,其原因是燃气蒸汽联合循环发电效率远高于燃煤发电效率。
根据《火力发电厂节水导则》中的水耗率指标,单机600MW 以上燃煤电厂淡水循环供水系统水耗率0.40~0.60m3/(s·G),淡水循环、海水循环、海水直流供水系统水耗率0.04~0.08m3/(s·G),空冷机组0.025~0.10m3/(s·G)。国内实际运行的燃气电厂,与燃煤电厂类似,冷却方式会对 水耗率指标产生很大影响,循环供水机组水耗率不超过0.35m3/(s·G),直流供水机组水耗率不超过0.05m3/(s·G)。如采用相同的冷却方式,燃气电厂水耗率指标通常低于燃煤电厂,仅为燃煤电厂的1/3左右。
3燃气发电面临的主要问题
3.1 政策不够明朗,产业定位不够清晰
天然气发电涉及天然气、电力、环保等多领域问题,目前各领域政策尚存在不够协调、不够统一的问题。虽然在天然气利用政策、能源发展规划及环保政策文件中均对天然气发电有所提及,但目前尚未出台专门针对天然气发电的政策文件。对于天然气发电的总基调是“有序发展、适度发展”,具体发展方向有些含糊不清,政策时有波动。在当前尚不清晰的政策环境下,部分电力公司制定了燃气电厂规划但仍处于观望阶段。地方政府更多地从降低电价的因素考虑,对天然气发电的支持力度近年实际也存在退坡现象。电网公司不断下调天然气发电上网电价,压缩计划发电小时数,增加竞价上网发电小时数,使得天然气发电的发展更加难如预期。
3.2 燃料成本相对较高
目前中国各地燃气发电燃料气价格约为2.2~2.7元/m3,按每度电气耗0.2m3计算,燃气电厂燃料气成本约为0.44~0.54元/(KW·h),综合发电成本约0.59~0.72元/(KW·h),与风电(陆上风电0.43元/(KW·h),海上风电0.62元/(KW·h))、光伏发电(0.5~0.7元/(KW·h))接近,但远高于煤电(0.3~0.5元/(KW·h))、核电(0.23~0.26元/(KW·h))及水电(0.10~0.17元/(KW·h)),燃料气的成本是天然气发电价格竞争力不足的重要原因。
以广东地区典型天然气9F机组(利用小时3000h)和600MW燃煤机组(利用小时4000h)电价对比为例,从表2可以看出,天然气发电的固定成本低于燃煤发电,但是燃煤发电5000大卡动力煤价格约为600元/t(折合标煤价约为840元/t,按热值计价约28.66元/GJ),电厂天然气供应价格约为2.6元/Nm3(按热值计价约79.49元/GJ),两者燃料价格比接近1:3,2种燃料的价格差距最终导致天然气发电总成本远高于燃煤发电。
3.3 在环保和调峰、调频上的经济价值尚未体现
首先,燃气发电的环境价值未得到充分体现。2011年起,国内开始碳交易市场的试点探索,北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等7省市开始首批试点,后进一步推广,四川、福建和新疆也先后建立了碳交易市场。但2013年以来,中国碳交易市场累计成交量仅2.2亿t,总交易额约51.5亿元人民币,对比目前中国每年超100亿t的碳排放总量,整体成交量较低,市场不够活跃。与此对应,天然气发电 CO2减排的价值也未在经济上得到体现。例如,1亿m3天然气若全部用于天然气发电,按照天然气发电度电气耗0.19m3、碳排放强度411g计算,同样发电量下,煤电度电煤耗300g/(KW·h)、碳排放强度以798g/(KW·h)计,煤电比天然气发电多排放CO2约20万t。若参考欧洲20~30欧元/t的碳价,折合成各自的综合燃料成本,两者大体相当。依据相应的环境价值标准对燃气发电和燃煤发电排放常规污染物、CO、灰渣以及CO2产生的环境成本进行了核算,燃气发电环境成本约为0.05元/(KW·h),燃煤发电环境成本约为0.15元/(KW·h),燃气发电与燃煤发电在环境成本上的差距与目前中国燃气发电与燃煤发电上网电价的差距基本相当。说明如果燃气发电的环境价值得以充分体现,其完全可以与燃煤发电直接竞争。
其次,有利于天然气发电的市场化价格机制尚未建立。全球范围内,日本、欧洲等高比例进口天然气的国家或地区,通过价格机制设计保障气电的发展和相对煤电的竞争力。如日本的气电价格每月随LNG价格波动调整,其产业省参照调价机制对电力公司调价申报实施审核,使得气电成本可通过电价疏导。德国电力交易系统中的短期电力交易价格可以反映短期电力供需关系,在早、晚高峰时段价格较高,高于灵活的燃气电厂的边际成本,燃气电厂运营商可以在短期市场上获取收益,从而提升了对灵活性电源投资的积极性。
此外,电力辅助服务市场机制也尚未完全建立。国内各大电力市场改革试点中,已经在尝试建立市场化的辅助服务机制,但目前除走在前列的广东省外,尚未建立比较全面有效的电力辅助服务价格机制,实践探索非常有限,天然气发电在调峰方面的经济价值尚未能得到充分体现。
3.4 重型燃气轮机核心技术尚未实现自主化
尽管中国现已具备功率5万kW 以下轻型燃气轮机的自主化技术能力,但5万kW 以上的重型燃气轮机仍基本依赖进口,重型燃气轮机技术基本被美国GE、日本三菱、德国西门子等厂家垄断,燃气轮机及其关键零部件价格居高不下。尽管国家非常重视燃气轮机的国产化,国内相关单位也开展了燃气轮机相关研发,目前国内燃气轮机零部件从数量上看虽然国产化率较高,但国内厂商仍未掌握F级、E级燃气轮机的控制及热端部件的制造及维修技术,仍需依赖进口。因此,虽然目前国内有些报道中称燃气轮机国产化率超过70%,但是国产化部分的价值远低于整机价值的70%,设备的购置与维护成本仍然高企。且与外方合作过程中,外方通过合作协议的约定,限制了重型燃气轮机制造企业的技术改进和品牌创造。突破技术瓶颈、实现燃气轮机自主化依然任重道远,燃气发电的价格竞争力仍有待核心技术的进一步突破。
4天然气发电的发展路径及建议
天然气将在中国能源结构向低碳化、清洁化转型中发挥重要的作用,而规模化发展天然气发电是天然气产业成熟发展的关键因素。在天然气环保调峰的天然属性优势、气源供应充足、体制机制不断优化等多重物质基础保障下,仍需进一步解决天然气发电发展的制约因素,才能抓住契机发展天然气发电,最终助力实现能源结构的调整和碳中和目标的实现。
4.1 发挥固有优势,成为可再生能源发电的成长伴侣
天然气发电清洁、高效、稳定、启停快速、变负荷能力强的特点完全契合大规模可再生能源接入情况下电网对低碳调峰、调频电源的需求。天然气发电可以发挥其固有优势成为可再生能源发电的成长伴侣,中短期内可再生能源装机规模的快速增长为天然气发电创造了增长空间,随着适应大规模可再生能源的储能技术、电网技术逐步发展成熟,远期天然气发电规模将逐渐降低到一个较低水平,完成天然气发电在能源转型过程中的角色及使命。
碳中和背景下,2025年新能源实现全面平价,灵活性电力调峰资源开始广泛部署;2035年煤电占比大幅度降低,并开始部署碳捕集及封存(CCS)装 置,风电和光伏获得长足发展,清洁能源电源装机比例超过60%,此时气电装机容量达2.1亿kW,占比约5%,电化学等新型储能设备在电力系统开始全面部署。2060年风电和光伏占比达86%,成为电源主体,气电占比仅为1%,约9000万kW,装机与2019年几乎持平。
4.2 天然气产业链与发电产业链互动结合,提高整体竞争力
天然气的充足供应和国内天然气市场的改革优化是天然气发电在未来一段时间内得以稳步发展的物质基础,天然气发电在能源转型期的发展定位增加了中短期内对天然气的需求,也将在中国天然气市场的发展中进一步起到均衡器的作用,两者互动结合将有助于提高整体竞争力。
根据国际权威咨询机构预测,2020年全球天然气需求稳步增长至4.08万亿m3,年增速维持在2.5%;天然气产量4.23万亿m3,年增速3%,供大于求将长期存在,天然气价格有望保持低位运行,该趋势将至少保持接近10年。预计2030年中国国内天然气产量将达到2100亿m3,2050年可达3300亿~ 4100亿m3,国内天然气产量可长期满足居民、公共服务以及关键工业的基本需求,配合陆上管道天然气进 口以及海上LNG进口,充足的天然气资源供应为中国天然气发电的发展提供了坚实的“资源物质基础”。
天然气发电可靠、高效、清洁、低碳的本 质 属 性为其奠定了大规模发展的“技术基础”。天然气发电无论从发电效率、排放指标等方面均远优于燃煤发电,在稳定性上优于可再生能源,是联结传统高碳能源和未来零碳能源最合适的纽带。
中国正在进行的电力体制改革和天然气市场改革为天然气发电发展提供了优越的 “制 度 平 台 基础”。随着国家管网公司成立后,“X+1+X”市场竞争格局的形成,凭借优良的调峰优势,天然气发电产业将形成稳定的天然气消费终端。
国际天然气市场整体宽松环境为获取有竞争力的天然气资源供应创造有利条件。BP世界能源展望预计,2025—2035年全球天然气供需两旺,整体呈现宽松态势。从国内看,随着中俄天然气管道的正式通气、中美第一阶段经贸协议的签署,国内气源呈现更加多元化的趋势,将更好地保障天然气供应。国际、国内供应宽松的市场环境,促进了天然气价格逐渐趋于合理。
天然气发电还具备一定的电网、气网双调峰作用。中国天然气消费特别是在北方大型城市通常呈现出非常明显的季节性峰谷差,除为电网调峰、支持风电、光伏发电发展外,天然气发电作为用气大户,可以通过对燃气电厂的合理调度减小气网用气峰谷差,对天然气产业链也具有重要调峰作用。
4.3 进一步形成价值可完全体现的电力市场价格机制
根据《火电工程限额设计参考造价指标》中限额设计控制指标,将2×1000MW 国产超超临界新建燃煤电厂和400MW 等级新建一拖一纯凝燃气电厂进行对比,燃煤发电利用小时按照5000h计,燃气发电按照3500h计,如要做到燃煤发电和燃气发电价格相当,则对应的标煤价和气价如表3所示。
从表3中可以看到煤价与气价的比价为1:(1.2~1.6)时,即使不考虑环境成本,天然气发电完全可以与燃煤发电进行直接的价格竞争,换而言之,天然气价格的下降将非常有助于提高天然气发电的竞争力。
除了提高燃料价格竞争力外,辅以合理的价格机制才能建立起良好的产业发展环境。一是中国多个碳交易试点已运行多年,配额、减排量及相关金融衍生品交易逐步成熟,不久碳交易范围将扩大至全国。欧洲碳交易市场是目前世界上规模最大碳交易市场,2018年以来,欧洲碳交易价格显著回升,保持在约20欧元/t。未来全国甚至全球碳交易市场的建立将会增强天然气发电的价格竞争力。二是通过电力辅助服务市场化机制的建立和完善,进一步提升系统调峰调频能力和设备利用效率,促进电力系统安全稳定运行,促进可再生能源消纳。以走在电力市场改革前列的广东省为例,其调频辅助服务市场基本被省内燃气电厂获得,如表4所示为气电和煤电辅助服务收入对比。可见,燃气发电可通过控制成本获取更多的集中竞争电量,与此同时依靠自身技术优势获得更多的辅助服务市场,从两方面增加电厂收入,保持电厂盈利经营的同时,也更好地服务了当地电力市场,保证了电网的可靠稳定运行,体现了燃气电厂的作用与价值。
4.4 推动核心技术自主化和装备国产化,降低发电成本
不断推动燃气轮机在内的天然气发电相关技术的优化升级,进一步提升发电效率,有效降低综合成本。中国对发展重型燃气轮机产业高度重视,航空发动机与燃气轮机国家科技重大专项(即“两机专项”),从2016年起进入实施阶段,已被列为“十三五”发展计划中中国要实施的100项重点任务之首。2019年9月,国家能源局印发《关于将华能南通电厂燃气轮机发电项目等24个项目列入第一批燃气轮机创新发展示范项目的复函》,就22个燃气轮机型号和2个运维服务项目开展示范。依托该批示范项目,中国燃气轮机产业长期以来依赖进口的关键核心技术将逐步实现国产化,装备及维修成本将进一步降低。中国燃气轮机的自主研发制造近期也取得了一些进展,2020年9月,东方电气集团完全自主研发的F级50MW 重型燃气轮机整机点火试验成功,标志着中国F级重型燃气轮机研发制造方面取得了较大突破;中国联合重型燃气轮机技术有限公司已于2020年12月完成300MW F级燃气轮机的初步设计工作,将于2021年完成详细设计,2022年完成整机制造,2023年完成整机试验。此外下一代400MW G/H 级燃气轮机主部件概念设计也已于2020年底完成。
5结束语
随着国家电力体制与油气体制的持续深化改革、国内天然气生产能力的提升以及多气源格局的形成,“十四五”期间将是发展天然气发电的战略“窗口期”。国家相关部门及能源从业者应该意识到“十四五”能源规划及配套政策对天然气发电以及未来能源转型的关键作用及重大意义,从国家层面全面统筹考虑天然气与可再生能源的协调发展(可再生能源规划应同时包括配套调峰电源规划),明确天然气发电相对燃煤发电的优先电源地位。一方面,可再生能源项目应与天然气发电项目等其他调峰电源项目同步规划、同步建设、同步投产,可再生能源降本、天然气发电调峰,优势互补,切实落实新增能源需求靠清洁能源满足的战略。另一方面,“十四五”规划期间应严控煤电项目不新增,同时审慎对待煤电深度调峰改造项目,重点支持天然气和可再生能源的融合发展,提高中国一次能源中清洁化石能源的占比,实现天然气产业规划目标,为中国将来能源转型进入深水区做好充分准备。
来源:《中国海上油气》
作者:中海石油气电集团有限责任公司 单彤文
海洋油气网整理发布
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2月14日,深化中央企业与重庆市合作打造新时代西部大开发重要战略支点和内陆开放综合枢纽座谈会在北京举行。会议围绕学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神,深化落实习近平总书记视察重庆重要讲话重要指示精神,聚焦做实“两大定位”、发挥“三个作用”,推动中央企业与重庆开展更高水平、更
北极星售电网获悉,2024年12月31日,江苏省发展改革委发布关于优化完善天然气发电上网电价管理有关事项的通知(苏发改价格发〔2024〕1432号),其中提到,调整天然气发电上网电价。对天然气发电上网电价实行分类标杆电价,按照平均先进成本,考虑社会效益、电网运行调度等实际情况,合理确定各类型天然
2月11日,广东省能源局发布广东省小火电关停公示。对中海油深圳电厂#4、#5燃气—蒸汽联合循环发电机组进行关停核查,经核查符合关停条件,合计关停容量23.5万千瓦。详情如下:广东省小火电关停公示根据工业和信息化部、国家发展改革委等18个部门联合印发的《关于印发淘汰落后产能工作考核实施方案的通
锅炉烟气排放治理是持续改善空气质量的重要抓手。由浙江省生态环境厅、浙江省市场监管局指导,浙江省生态环境监测中心、浙江省生态环境科学设计研究院、浙江省特种设备科学研究院作为主要起草单位编制的浙江省强制性地方标准《锅炉大气污染物排放标准》(DB33/1415—2025)(以下简称标准),经浙江省
2月5日,电科院主导编制的《火电厂烟气二氧化碳连续监测设备选型、安装及运行管理技术规范》集团标准正式发布。该标准是集团公司首个火电行业碳监测标准,标志着集团公司在火电厂碳排放监测领域标准体系建设迈出了重要一步。集团公司是生态环境部安排的火电碳监测试点集团之一,肩负着碳监测技术装备、
深化改革创新奋力笃行实干高质量完成“十四五”生态环境保护目标任务——在2025年全国生态环境保护工作会议上的工作报告生态环境部部长黄润秋(2025年1月14日)同志们:这次全国生态环境保护工作会议的主要任务是,以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻落实党的二十大和二十届二中、三
北极星电力网获悉,1月20日,生态环境部召开1月例行新闻发布会,生态环境部环评司司长王志华表示,生态环境部努力将排污许可制建设成为固定污染源环境监管的核心制度。一是实现排污单位“全覆盖”。将全国386.7万家排污单位纳入管理,其中核发排污许可证37.1万张,排污登记349.6万家,管控水污染物排放
新能源产业是国家战略新兴产业中的重要一环,甘肃是我国清洁能源示范省,风能、太阳能技术可开发量分别为5.6亿千瓦、95亿千瓦,位居全国第四、第五。河西走廊能源资源富集、地形交通便利,腾格里、巴丹吉林、库木塔格大型风光电基地纳入国家布局方案,具备建设大型清洁能源基地的优越条件。新能源高比
近日,由华润电力技术研究院牵头编制的火电行业首个智能电厂国家标准《智能火电厂技术要求GB/T44770-2024》正式发布实施。该标准由技术研究院润电科学主导编制,联合行业内22家发电集团公司、能源集团公司、电力科研院所、发电企业、设备厂商等,历时4年时间完成标准的草案编制、试验验证及征求意见等
11月4日,生态环境部印发《全面实行排污许可制实施方案》的通知,方案提出,到2025年,完成全国火电、钢铁、水泥等行业生态环境统计与排污许可融合。2025年开展全国火电、钢铁、水泥等重点行业全面衔接试点,制作统一信息报表并纳入全国排污许可证管理信息平台统一填报,相关数据同步传输至生态环境统
火力全开铸就保供基石——火电行业实现从168.6万千瓦到14.1亿千瓦跨越式发展岁月,忠实记录着火电行业的发展轨迹。从依靠国际援助、设备引进和艰难的自主探索,到国产大容量、高参数机组不断涌现,机组结构不断优化,排放指标日益优良,75年来的沧桑巨变,我国火电行业走出了一条跨越式的清洁发展之路
9月24日,生态环境部发布关于开展2024年第三季度火电行业生态环境统计与排污许可统一信息报表试填报工作的通知,10月25日后,“统一信息报表”填报模块关闭,数据不可更改。关于开展2024年第三季度火电行业生态环境统计与排污许可统一信息报表试填报工作的通知各省、自治区、直辖市生态环境厅(局),新
为深入贯彻落实国家能源局有关安排部署,加快推动云南煤电低碳化改造建设,提升煤电清洁高效利用水平,云南能源监管办持续强化监管力度,组织对全省统调11家火电厂26台机组2024年上半年节能减排数据进行全面统计分析,推动火电行业清洁高效发展。云南能源监管办对上半年火电机组节能减排方面22项数据指
这个6月大气治理市场表现平平,纳入统计规模超过3000万的项目共16个,总计中标金额约14亿,无论项目数量还是平均规模,与上月均有较大差距。本月钢铁行业乏善可陈,规模较大的的烟气治理项目集中在火电行业。说几句题外话,我国能源-工业资源分布极其不对等,东部地区用能需求大而煤、油等能源匮乏,西
北极星电力网整理了五大发电近期54项火电招标、中标情况,包括全厂废水系统深度优化改造EPC、进口闸阀、蝶阀设备、给煤机、给水泵设备、除氧器设备、全过程质量提升咨询服务、桩基检测服务、土建检测服务、主体安装工程、全过程造价咨询服务、主厂房空调冷热源系统设备、柴油发电机、施工监理、脱硫废
3月14日,红河电厂扩建工程项目启动验收委员会(以下简称“启委会”)首次会议顺利召开,标志着项目正式迈入整套启动阶段,向着并网发电目标迈出了坚实有力的一步。会前,启委会委员深入集控室、汽机房等项目建设现场,实地查看设备安装及调试情况,详细了解机组整套启动前的相关准备工作,为会议决策
北极星电力网整理了2025年3月10日至2025年3月14日一周火电项目,涉及项目的核准、开工、投运等。华能德州电厂2×660MW热电联产项目正式开工3月12日,华能德州电厂举行高灵活性清洁高效2台660MW热电联产项目主厂房浇筑第一方混凝土仪式。据悉,德州电厂四期热电联产项目为2台660MW超超临界一次再热热电
塔吊林立,机器轰鸣。3月12日,华能德州电厂举行高灵活性清洁高效2台660MW热电联产项目主厂房浇筑第一方混凝土仪式。华能山东公司总经理、党委副书记黄涛出席仪式并致辞。德州市市委常委、常务副市长赵纪钢宣布德州电厂四期项目主厂房浇筑第一方混凝土开始。华能山东公司党委委员、副总经理李卫东主持
3月13日,深圳能源集团妈湾电厂升级改造煤电环保替代一期工程2×660兆瓦超超临界二次再热燃煤机组三大主机采购合同签约仪式顺利举行,标志着工程正式迈入实质性建设阶段。深圳能源集团、哈尔滨电气集团、上海电气集团相关领导及嘉宾共同见证这一时刻。该工程是深圳市全面落实国家“清洁低碳、安全高效
1.招标条件1.1本招标项目四川南充2×1000MW燃煤发电配套基础设施项目监理(项目名称)已由南充市发展和改革委员会(项目审批、核准或备案机关名称)以南发改经发【2025】5号、南发改经发【2025】6号(批文名称及编号)批准建设,项目业主为四川南充经济开发区自然资源和规划建设局,建设资金来自财政资金(
北极星电力网获悉,华润集团近日发布华润电力(宜昌)有限公司二期1×350MW热电联产项目相关的6项设备中标公示,整理如下:
3月12日20时22分,华能正宁电厂2号机组初始负荷达50兆瓦开始向电网送出第一度电,实现一次并网成功,为西北电网、甘肃省电网电力保供提供有力支撑。试运行期间,各系统状态平稳,参数良好,机组设备运行安全可靠,各项关键指标均优于技术规范要求,具备带负荷运行能力,为机组168小时连续满负荷试运行
国家电投江西公司分宜发电厂2×1000MW机组扩建工程项目第一批辅机B批次设备中标候选人公示一、标段2:DNYZC-2025-01-01-829-0240-2分宜项目-滚轴筛1.第一中标候选人:哈尔滨和泰电力设备有限公司,投标报价:71万元2.第二中标候选人:江苏富莱士机械有限公司,投标报价:62.6万元二、标段3:DNYZC-2025
近日,从西南热电公司传来喜讯,榆能榆横热电二期2×660MW机组项目获得省发改委核准批复,标志着该项目前期工作取得重大突破,为项目全面启动奠定了坚实基础。项目采用先进的燃煤发电技术,能源利用效率显著提升,且配备先进的环保设施,确保污染物排放达到国家超低排放标准,符合绿色低碳发展要求。该
近日,电站集团喜讯连连,成功中标三峡蒙能东胜热电近区(色连)4×1000MW扩建项目、国家电投分宜发电厂2×1000MW机组扩建工程项目、浙能嘉兴电厂四期扩建1000MW项目高压加热器、蒸汽冷却器、除氧器设备订单。三峡蒙能扩建项目电站集团将为三峡蒙能东胜热电近区(色连)4×1000MW扩建项目提供蛇形管高
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