燃煤电厂环保问题（共11篇）
1.燃煤电厂环保问题 篇一
关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、环保厅、能源局，国家电网公司、南方电网公司、华能、大唐、华电、国电、国家电投集团公司：
为贯彻落实2015年《政府工作报告》关于“推动燃煤电厂超低排放改造”的要求，推进煤炭清洁高效利用，促进节能减排和大气污染治理，决定对燃煤电厂超低排放实行电价支持政策。现就有关事项通知如下：
一、明确电价支持标准
超低排放是指燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值(以下简称“超低限值”)要求，即在基准含氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3 。为鼓励引导超低排放，对经所在地省级环保部门验收合格并符合上述超低限值要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱(含税);对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱(含税)。省级能源主管部门负责确认适用上网电价支持政策的机组类型。超低排放电价政策增加的购电支出在销售电价调整时疏导。上述电价加价标准暂定执行到2017年底，2018年以后逐步统一和降低标准。地方制定更严格超低排放标准的，鼓励地方出台相关支持奖励政策措施。
二、实行事后兑付政策
超低排放电价支持政策实行事后兑付、季度结算，并与超低排放情况挂钩。省级环保部门于每一季度开始之日起15个工作日内对上一季度燃煤机组超低排放情况进行核查并形成监测报告，同时抄送省级价格主管部门。电网企业自收到环保部门出具的监测报告之日起10个工作日内向燃煤电厂兑现电价加价资金。对符合超低限值的时间比率达到或高于99%的机组，该季度加价电量按其上网电量的100%执行;对符合超低限值的时间比率低于99%但达到或超过80%的.机组，该季度加价电量按其上网电量乘以符合超低限值的时间比率扣减10%的比例计算;对符合超低限值的时间比率低于80%的机组，该季度不享受电价加价政策。其中，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准。燃煤电厂弄虚作假篡改超低排放数据的，自篡改数据的季度起三个季度内不得享受加价政策。
三、政策执行时间
上述规定自2016年1月1日起执行，此前完成超低排放建设并经省级环保部门验收合格的，无论是否已经开始享受电价加价政策，自2016年1月1日起均按照新规定的加价政策执行。
国家发展改革委
环境保护部
国家能源局
2015年12月2日
2.燃煤电厂环保问题 篇二
脱硝系统作为现代燃煤电厂必须具备的重要辅机之一,安装脱硝系统也是实现节能减排的必然选择。为了进一步满足当前环保要求,减少各种污染物的排放,需要对锅炉进行脱硝系统改造,因此探究燃煤电厂锅炉脱硝问题及改造具有重大意义。
1低NOX燃烧技术分析
1.1低过量空气燃烧技术
该技术是优化燃烧装置,降低氮氧化物生产量的有效途径,这项技术不需对燃烧装置进行结构改造, 在尽可能降低NOX排放量的同时,提高装置运行的经济性。
1.2低氮燃烧器技术
该技术的最大特点是在燃烧器的出口实现分级送风以及和燃料之间比例的合理,实现抑制NOX产生的目的。
1.3空气分级燃烧技术
空气分级燃烧技术主要是控制空气跟煤粉之间混合的一个过程,将燃烧所需的空气逐级送入到燃烧火焰中,让煤粉颗粒在燃烧初期实现低氧燃烧,降低了氮氧化物的排放。分级燃烧技术主要有垂直分级和水平分级两种。
1.4燃料分级技术
该燃烧技术将燃烧分成了主燃烧区(主燃料在欠氧或者弱还原性环境下燃烧,生成NOX)、再燃烧区(主要将二次燃料送入锅炉中,营造还原性气氛,将主燃区燃烧产生的NOX还原成N2)以及燃尽区(在还原区上方,送入少量空气促使再燃燃料被燃烧完全)三个区域。
1.5烟气再循环技术
该技术主要利用低氧和温度较低的特点,从省煤气出口抽出部分的烟气,将其加入到二次或者一次风中,然后将在循环喷入炉膛中合适的位置,降低局部的温度和形成局部还原性气氛,有效抑制NOX的生成［1］。
2选择性催化还原(SCR)工艺技术优点和缺点分析
选择SCR工艺技术主要具有以下几个方面的优点:一是发生反应的温度较低,一般只需300℃~450℃ 即可;二是SCR工艺技术的脱硝率高,能够达到80% 以上;三是SCR工艺设备运行可靠性高;四是经SCR工艺还原的氮气不会造成二次污染;而SCR工艺技术也存在一些不容忽视的缺点:如烟气的成分比较复杂,其中含有一些成分能够导致重度和高分散的粉尘微粒能够覆盖催化剂的表、降低催化剂的活性、SCR工艺的设备成本和运行费用较高［2］。
3选择性催化还原(SCR)工艺在脱硝改造中的应用
当前,我国已经建造了不少用于燃烧劣质煤的循环流化床和燃烧烟煤的W型锅炉,但是笔者认为不管是哪种形式的锅炉,其脱硝改造技术都可以划分成燃烧改造和烟气脱硝改造两大形式。
3.1脱硝系统的组成
脱硝系统主要是由烟气系统、氨喷射系统、尿素制备系统、尿素热解系统、吹灰系统以及SCRN反应器组成。
3.2 SCR脱硝的原理分析
SCR烟气脱硝技术主要是将还原其NH3跟稀释风的混合气体喷入到SCR反应器中,并跟来源于省煤器出口的烟气混合,在金属催化剂和温度适宜的情况下,有选择性地将烟气中的NOX还原成水和氮气, 实现脱硝的目的,其化学反应方程式为:
催化剂的运行温度为:318℃~420℃
3.3烟气脱硝改造效果
将烟气脱硝脱硝装置投入运行后,通过对燃烧和尿素使用量的调整,能够实现脱硝率高达90%以上, 并且NOX的排放达到环保排放标准100/Nm3以下。
3.4 SCR和SNCR技术存在的问题以及改造注意事项
(1)SCR技术存在的问题。SCR存在着催化剂失活、HN3逃逸以及催化剂失活等问题,而SNCR主要存在着以下几个方面的问题:一是对氮的利用率低, 要实现还原NOX的目的,必然需要使用大量的氮。从而容易引起剩余的氮逃逸,氨的逃逸还会进一步引起环境污染并形成氨盐堵塞或者腐蚀下游的设备;二是产生的N2O会引起温室效应,大量研究表面,使用尿素作为催化剂产生的N2O要远远超过使用氨作催化剂的量;三是若控制不当,使用尿素作还原剂可以形成较多的一氧化碳的排放,其原因为低温尿素容易喷入炉膛中的高温气流引起淬冷效应,导致燃烧终端, 从而增加了一氧化碳的排放量。四是当锅炉过热器的温度超过800℃时在炉膛位置喷入低温尿素溶液,会阻碍炽热煤炭的进一步燃烧,引起飞灰,碳的燃烧率降低。五是喷孔水冷壁出现腐蚀,在SNCR喷射系统中,喷射器主要采用炉侧厂使用的高压蒸汽作为雾化介质,当雾化蒸汽的压力达到0.6~0.9MPa,喷射头之前用螺纹进行连接,而喷射器靠近喷头位置有尿素液间断滴落,当尿素液滴落到喷射器下方的水冷壁上会形成连续的液膜,再加上炉内的温度较高,液膜中水分蒸发尿素分解出的甲氨含量也升高,并继续腐蚀水冷管,最终导致其泄漏［3］。
(2)燃煤脱硝改造过程中的注意事项。对燃煤电厂锅炉实施脱硝改造过程中,通常将改造的重点放在了脱硝率上。由于空气的分层燃烧改造技术所得到的脱硝率很大程度上跟主燃区中的化学当量存在一定关系,低氮燃烧技术和OFA技术常常是通过减小主燃区中的空燃比来实现脱硝的目的,然而这种方法产生的后果是一氧化碳和飞灰中未燃碳的含量增加。因此,笔者认为在对锅炉脱硝改造时应该将重点放在如何在脱硝的同时还能够控制好可燃物的排放。另外由于主燃区燃烧是否完全会对SNCR的性能产生很大影响,从主燃区释放的一氧化碳,若质量分数大于1× 10- 4时会显著降低SCNR的脱硝率,因此在同时对燃烧进行改造和加装SNCR系统的时候,还注意OFA的设计,采取有效措施减少在SNCR温度窗口中一氧化碳的含量,从而最大程度保证脱硝效果［4］。在役机组NOX减排进行改造过程中要特别注意改造的顺序以及主机和辅机之间的协同改造,主要包含两个方面:一是改造低氮燃烧器,优化低氮燃烧方式以及改善SCR和SNCR脱硝技术的经济性问题;二是再造过程中还应该注重除尘器改造、引风机、空气预热器等有关的辅助系统改造问题。
(3)跟主机设备协同改造策略存在的问题分析。 在对跟主机设备协同改造时应该对早期燃烧器的技术和经济性进行比较,若早期燃烧器更换成NOX后明显降低,但是提高了燃烧的效率,由于改造费用为一次性费用支出,再加上运行和维护的成本比例不高,针对这种情况笔者认为应该更换。
(4)辅助设备协同改造存在的问题分析。在进行SCR设备改造过程中,还应该对空预冷端和引风机进行改造,但是随着新标准的提出对烟尘的排放标准提出了更高的要求,个别电厂需要对布袋或者电袋复合式除尘器实施改造,这时由于系统总阻力增加,则还需要对引风机进行相应改造,笔者认为可以根据辅助设备具体情况提前准备好规划方案,从而避免因不协调造成需对设备进行二次改造。但是由于当前对NOX排放的具体标准还不够健全,再加上在招标选型过程中存在技术问题,导致部分设计参数的选择不够严谨,缺乏统一性,另外在招标过程中也容易导致SCNR改造按照最低价中标方式总包,针对反应器风速以及催化剂用量之间的比等等关键参数缺乏具体的技术要求。
4结语
3.燃煤电厂燃烧优化系统综述 篇三
【关键词】燃烧优化；激光测量；控制算法
结合当前电力市场的形式以及煤种的变化，为了提高机组的安全运行水平、提高锅炉燃烧效率、降低煤耗及污染物排放，达到节能降耗、改善环境和降低发电成本的效果，需对锅炉燃烧系统进行优化。因此锅炉的燃烧优化具有比较现实的发展前景。
一、燃烧优化系统简介
燃烧优化系统的监测部分采用美国佐炉技术公司的最新ZOLOBOSS产品，优化控制部分采用德国西门子公司的SPPA-P3000电站锅炉燃烧优化专家控制系统，二者构成一套完整的燃烧优化控制系统。该系统主要仪器设备包括DCS数据、数据采集装置、烟气分析仪等。其中SPPA-P3000系列求解方案完全基于软件。
大唐黄岛电厂5号锅炉燃烧优化系统的测量系统可在炉膛中直接测量炉膛燃烧区域的温度、O2、H2O、CO的浓度值，借助CAT技术（计算机辅助断层扫描），利用测量得到的路径均值计算温度和浓度分布并生成一个二维分布图，如图1所示。测量数据通过OPC通讯协议传送到SPPA-P3000技术服务器中，该服务器同时采集机组DCS中的各类运行数据。通过建立数学模型并结合多种控制算法（PID、模糊逻辑控制、人工神经网络、插值法、连续最小二乘法等），对以上获得的各类数据加以分析计算，输出偏置信号，改变原来的控制回路输出值，最后由DCS输出AO信号到执行机构，驱动现场的二次风挡板、燃尽风挡板改变开度和控制改变给煤量等。最终实现优化燃烧系统的目的。
二、激光测量技术
测量系统采用激光测量技术，采用工业应用中适合于锅炉的激光发生器，根据被测气体分子特有的光谱吸收特性，将激光波长调谐到能够吸收特定被测气体的峰值上。同时将不同频率、波长的激光耦合于同一根光纤上，然后发出能穿过炉膛的激光束。在炉膛的另一端安装有激光接收器，可以接收发射器发出的激光。接收器将接收来的激光光線送至控制柜，通过控制柜的计算来确定炉膛内被测量的气体的浓度。用这种方式测量的O2、H2O、CO和 CO2浓度显示出来。借助激光测量网格，可以精确获得炉膛内的温度分布、O2、H2O和CO浓度。图1给出了一个描述完整燃烧工况的网格信息例子。
图1来自测量网格的锅炉中浓度和温度
三、优化控制系统总体方案
在燃烧优化软件包方面采用模糊控制为主，辅助与常规闭环控制PI控制器，神经网络自适应调整的优化控制算法，既保证了控制准确性，又保证了控制的稳定性和安全性。
对于需要控制的变量如炉膛右角温度和CO浓度， 根据模糊控制器和机组锅炉燃烧的情况设计出模糊化规则，然后根据锅炉模型和模糊控制规则进行相应的计算处理，得出相应的输出部分控制指令，再结合反模糊化的过程转化为相应的执行机构调节指令，以此来控制各个指标和调节锅炉的整体燃烧。
停机期间首先在锅炉上安装激光探测设备。待机组运行后利用历史数据站存储的大量来自DCS和激光探测的运行数据，建立锅炉的操作变量（如：氧量设定、给煤机偏移量、风量偏移量等）、干扰变量与反应锅炉安全运行、燃烧经济性、污染物排放的控制目标量（如：锅炉效率、飞灰含碳、排放等）之间的多变量非线性模型。模型辨识完成后，进行控制策略的设计，并在现场DCS和燃烧优化控制器中实现相关的回路策略的组态实施。组态完成后，最后在现场进行整体系统的集成和现场优化调试。影响锅炉燃烧特性的因素包括配风、配煤、含氧量等相关操作变量。在运行过程中对这些影响因素的设定值进行实时的调整，保证机组在最优的运行状态下工作。从而实现安全运行、经济运行和低排放运行的多目标锅炉运行。
四、燃烧优化系统的应用
通过检测手段，实时调整和掌握炉膛的燃烧情况。增强锅炉对煤种变化适应性，提高锅炉效率和运行稳定性，同时避免锅炉结焦和减少有害气体排放。
1.优化过剩空气量，使进入锅炉的总空气量适当，该量用多余氧来表示。单个氧化锆测量值不能反映氧的平均分布情况。例如：氧化锆测量值确认氧浓度在2.855%，同时证实有些区域氧浓度高，一些区域过低。ZoloBOSS网格则证实氧平均浓度在3.93%，高于设定值。通过ZoloBOSS提供氧浓度二维分布图，锅炉操作员平衡氧气分布，然后降低过氧含量。在保证CO和飞灰含碳量没有明显变化的情况下，通过优化消除氧浓度过高区域，提高了锅炉的热效率、降低水冷壁管的损坏速度，过氧量每降低1%锅炉热效率可以提高0.3%。
2.改进空气与燃料的分布，调整火焰燃烧中心。燃烧器故障、配风不均衡等都会导致火球偏离中心致使火焰贴近水冷壁受热面，导致该区域氧量过低，氧气从水冷壁管析出，致使管子过早老化最终泄露，同时也会因为过热器、再热器受热不均导致损坏。燃烧系统通过各种风门来控制炉膛内空气量的分布。合理的空气量分布使燃烧更加充分，保持燃烧的均衡性和有效性，避免锅炉各角和各边的局部高温，使得火焰中心位于炉膛中央。
3.改善热分布，提高温度控制品质。炉膛中发生的热传递直接影响烟气出口温度和主再热蒸汽温度。均衡的燃烧使得炉膛尾部两侧的温度分布更加均匀。通过燃烧优化系统可以减少减温水喷水量，让蒸汽温度达到其最高限值并同时将烟气出口温度降至其低限值。
五、结语
电厂锅炉燃烧优化系统不仅能够提高锅炉的燃烧效率，对于存在燃烧问题如结礁严重、爆管频繁的机组也能提供有效的信息。通过燃烧优化系统运行人员可以实时检测炉膛燃烧情况，大大提高机组的安全性。同时降低污染物的排放，使电厂获得额外的补贴，减少因排放不达标造成的停机检修损失。
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4.电厂燃煤亏吨探析及防治 篇四
摘要：针对公路运煤采购中遇到的煤炭供需双方对煤量的争议，探讨了运输中亏扣吨问题产生的原因；提出解决亏吨争议的方法和建议。
关键词：燃煤 公路运输 亏吨 原因探析
概况
近几年，在入煤计量统计及电厂成本核算中陆续发现：煤在运输过程中有亏吨问题。随煤炭供应形势紧张和煤价一路走高，异常气候、部分公路路况较差等，亏吨现象频频发生，并由此产生了电厂对煤矿业主及运煤司机间的一些不信任，这一问题成为电厂与矿方及运煤司机争论的焦点。1 原因初探
我们从发现的具体问题出发，配合矿方及运煤车辆驾驶员进行调查，同时要求我厂地中衡过衡人员、采样人员分别对来煤精心查看，做好对来煤表面状态、煤质情况、装车高度等方面的原始记录，及时与矿方交流信息；及时核对煤矿上煤情况，若发现有异常情况，通知矿方来人共同查看，然后结合到煤装车、煤质等实际情况，通过对比双方提供的过衡原始记录，对到煤亏吨现象进行分析。
通过长期观察分析，主要发现有以下几个方面原因。
1.1 双方地中衡的误差 目前，向我公司供煤站安装有地中衡，对来煤车辆进行空、重车两种状态进行计重，地中衡属于商业计量设备，按国家规定，属于强制检定设备。我公司轨道衡每年由衡器检定机构[检定机构名称]检衡。因此准确度较高，在双方的验证过程中也证明了这一点。在对一些煤矿使用的地中衡的调查中发现，个别煤矿未安装地中衡，或租用附近的地中衡进行计重。因此，许多地中衡并未按照国家规定的强检设备校验周期和资质机构检衡，且校验周期一般较短，为两三个月，没有通过国家标准衡车检定。再加这些厂及煤矿对地中衡精密度和准确度的理解有偏差。对其能达到的精密度，有些单位在检衡时打擦边球，将误差人为调整为负误差或正误差。其实这种调整，实际工作中，必然导致产生系统误差。1.2 运煤车辆自重不准 在过磅时司机及副驾驶员是否在车上，以及车辆的改装、检修过程中，其自重发生变化，与车辆自重标的就有较大出入，最多时可达100KG/次以上。供煤站过衡中，车箱本身并不回空，由于净重=毛重一车辆自重，车辆自重不准引起煤炭净重差别。对于一些空车回矿的车辆，其自重采用的是车辆实际重量。这种情况造成双方的重量出现差别。
1.3 运输过程中的煤炭水分损失 运输过程中的煤炭水分损失量，要根据天气情况、运距长短来确定。在雨、雪天气时，水分影响尤为明显，不能忽略。有时装车时煤炭水分过大，运输中车厢缝隙不停漏水，有时一两天后车皮滴水仍很明显。对于这样的来煤，水分影响很大，每车可能会有几百公斤差别。因此，验收时，应注意做好记录，注明来煤水分。1.4 利益驱动 煤炭价格放开后，电煤价格低于市场煤炭价格，这直接影响矿方的 经济 利益。在国家宏观调控下，矿方又不得不给电厂供煤。为了矿方自身的利益，这就不排除有些矿方从煤质和数量上来找平衡。还有个别矿主为谋取更大利益，无视国家 法律，私自进行矿外屯煤，并掺入砂石、碎石，并对煤炭出矿时夹杂的雷管、铁器、大石块、木头等视而不见，造成供煤隐性亏吨。
防治措施
结合当前煤炭供应状况，为进行电厂供热供电成本核算，亟待解决当前存在的亏吨问题，针对我公司生产用煤汽车运输中产生亏吨问题的原因分析，制定防治措施：
2.1 加强自身建设，在煤炭计量、检质方面，要严格执行国家标准和相关规定。属于国家强制检定的器具、设备，必须经过有检定资质的部门定期检定，制度要完备，操作要规范，鉴定记录要齐全，并配备专人做好计量工作，煤矿应在货物运单内填写实际过衡数量，并加盖“衡”字章。每季度要分煤炭品种测量一次煤炭的容积比重，测量后按新比重计量，并及时通知收煤单位。
2.2 对自筹煤入厂验收，考虑到人为干扰因素较多，建立健全高效能监督管理机制，由监督部门和人员跟踪监管采制化各环节，全过程监控入厂煤质检验，保证入厂煤热值真实、可靠。在汽车来煤中投资安装自动采样装置，加强管理，最大限度的降低人为因素的干扰，客观公正的反映真实热值很有必要。
2.3 电厂要制订、完善一系列管理、监督、考核制度。加强技术培训，采制化人员定期 考试，持证上岗，加强效能监察，定期进行职业道德 教育 和廉正教育，通过实绩考核，民主评议，实行定期淘汰，并不断补充素质高的人员，以防止长期从事此项工作而与供货商发生联系，滋生违规违纪现象。对采制化过程录象监控，杜绝各环节的弄虚作假。
2.4 加强入厂煤的检质检斤工作，杜绝人为因数。建立健全有效的监督管理机制，全过程监控入厂煤质检验，保证入厂煤热值真实、可靠。
2.5 对于运煤车辆车主、司机加强教育监管，保持车体完整，技术状态良好，对异常气候条件（如暴风、暴雨雪）要及时加盖篷布，颠簸路面减速行驶，并杜绝中途卸煤，矿外上煤等，减少煤源泉、路途上产生的煤损。
2.6 电厂应在索赔资料管理方面要精细化。逐矿逐批审核，整理出亏吨、折算金额等相关数据，统计汇总，为索赔工作提供依据。在日常工作中，发现亏吨及时联系对方，沟通情况，以取得信任和理解，为索赔提供更充分的理由。为更好地反映亏吨情况，还可以拍摄一些图片、录像资料，使索赔理由更有说服力。
参考 资料：
5.微波脱硫在燃煤电厂中的应用 篇五
微波脱硫在燃煤电厂中的应用
摘要：针对微波技术在燃煤电厂脱硫方面具有快速、高效、省时等特点,研究了煤炭中硫的.赋存形态,介绍了微波对矿物选择性加热和催化特性,分析了微波技术应用于燃烧前脱硫的原理及技术现状,发现大多数燃烧前脱硫工艺中,利用微波辐照后,煤样中的黄铁矿硫转化为磁黄铁矿硫,可去除大部分无机硫.对微波技术应用于烟气脱硫的原理和技术研究表明,微波诱导等离子法不仅可达到96%的脱硫效率,而且脱硫产物为硫铵化肥.微波照射活性炭后,其孔隙结构和表面官能团发生明显变化,同时存在诱导催化,可降低反应活化能.这些均可提高脱硫效率,形成新的烟气脱硫技术.作 者：赵毅 马宵颖 马双忱 汪黎东 ZHAO Yi MA Xiao-ying MA Shuang-chen WANG Li-dong 作者单位：华北电力大学,环境科学与工程学院,河北,保定,071003期 刊：中国电力 ISTICPKU Journal：ELECTRIC POWER年，卷(期)：2007,40(2)分类号：X7关键词：燃煤电厂 脱硫 微波技术
6.燃煤电厂环保问题 篇六
燃煤电厂烟气中汞控制技术研究概况
在介绍目前燃煤锅炉烟气中汞的排放状况、存在形态以及监测方法的基础上,论述了燃煤电厂烟气中汞污染控制技术的研究现状与发展前景.首先介绍了影响脱汞效率的`主要因素和现有设备对汞的脱除能力;然后介绍了活性炭喷射技术和多种大气污染物控制技术对汞的脱除状况;最后介绍了烟气脱汞的一些新技术,并对脱汞技术的发展前景进行了展望,得出了依靠现有烟气处理设备、采取多种污染物同时脱除的方法来经济有效的脱除烟气汞将是今后的主要发展趋势.
作 者：徐稳定 石林 耿曼 XU Wen-ding SHI Lin GENG Man 作者单位：华南理工大学刊 名：电站系统工程 PKU英文刊名：POWER SYSTEM ENGINEERING年，卷(期)：22(6)分类号：X7关键词：燃煤烟气 脱汞技术 研究概况 发展趋势
7.北方燃煤电厂绿化景观设计研究 篇七
【摘要】本文简述北方燃煤电厂建设过程中绿化模式对生态环境带来的影响，以电厂绿化设计为研究对象，研究电厂建设过程中存在的生态问题，筛选适宜的绿化景观设计模式。
【关键词】燃煤电厂；生态环境；绿化设计
the processes of the northern coal-fired power plant construction， Study on the ecological problems in the construction of the power plants， Screening the suitable model of landscape design.
【Key words】Coal-fired power plant；Ecological environment；Green design
1. 引言
随着我国经济高速发展，工业化进程的加快，能源需求量不断增加，而燃煤电厂作为工业中的重污染企业，日益收到关注。北方地区气候寒冷、干燥，选择适宜的燃煤电厂绿化景观设计模式，对改善区域环境和提高生态效益具有重要意义。绿化景观设计是电厂总体设计时必须考虑的一个重要组成部分，同时也是电厂文明的标志，对维护城市生态平衡起着重要作用。
2. 燃煤电厂规划建设现状
2.1厂区建设存在的问题。目前，我国电厂设计系统的厂区绿化规划设计仅局限于初步设计阶段的绿化规划，施工图设计阶段还没有绿化设计这一设计环节或深度要求，该阶段绿化设计往往由建设单位另行委托绿化公司实施，这不利于设计的整体性和连续性，也不能适应厂区环境系统对厂区绿化设计高标准的要求。电厂建设对环境的影响主要体现在对建设场地生态环境的破坏和电厂建成后所造成的污染两方面。
2.1.1电厂建设对土壤的影响。电厂建设引起地面的粗糙化，建、构筑物的建设使土壤流失，建筑垃圾及渣料沉积，造成土壤肥力下降甚至产生毒害。
2.1.2电厂建设对大气的影响。电厂运行产生大量的CO2和废气、尘埃，增加空气中的悬浮物及有害物质，严重影响人体健康。
2.2绿化设计存在的难点。电厂绿化设计主要在厂区范围内进行，去除建、构筑物及道路用地，可进行绿化空间十分有限，如何高效、高质的进行绿化设计成为现实难题。
2.2.1场地问题。随着社会经济建设迅速发展，城区逐渐扩大，原来位于城郊、偏远地带的电厂也已被其他企业或居住用地所包围，电厂占地范围已经成型，绿化用地只能局限于厂区围墙内，而随着装机总量扩容，附属设施容量也相应增加，绿化用地将被进一步挤压，形成不规则点带状，为绿化设计增加难度。
2.2.2地下设施复杂。电厂地下管（沟）线常常要穿越场内非建区，而绿化设计时，栽植乔木时易与其发生冲突。
3. 燃煤电厂绿化模式
3.1绿化景观设计原则。
3.1.1统筹规划，合理布局，纳入总体设计之中。电厂绿化设计应根据电厂规划容量、生产特点、总平面、及管线布置、环境保护美化厂区的要求以及当地的自然条件、绿化状况，因地制宜地统筹规划，合理布局，分期实施，形成点线面结合，使厂区绿化与周围城市或乡镇绿化系统相协调，又能自成体系的绿化格局。电厂中的建筑是工业建筑，有别于民用建筑，绿化规划设计时更应注意这点，不能等同于民用建筑的小区绿化或公共绿化，更应体现工业建筑绿化规划设计“实用、经济、美观”的特点，应于电厂建筑群体和环境相协调，合理规划设计。
厂区绿化规划设计的目的是改善厂区环境，有优美的环境才能有益于工人的身心健康，才能提高生产效率，达到为生产服务的目的。在绿化布局时，应充分了解电厂生产的特点，使得绿化规划设计的适应性和实用性更加突出。电厂建设时，宜根据总平面规划设计的要求，合理保留原有绿地和树木，为厂区绿化规划设计所用，特别是改扩建电厂的绿化规划设计，这点尤其重要。绿化布置应在不增加建设用地的前提下，充分利用厂前区、生产区、生产管理区的场地和道路进行绿化。
3.1.3植物选择应有针对性和选择性。
（1）电厂与大多数工厂一样，厂区的空气、水质、土壤等条件比较差，甚至有着不同程度的污染，所以，厂区绿化规划设计时应选择有着多种防护功能且能适应局部不良环境条件的植物，首选当地成熟乡土植物树种，也可以选择经过长期考验已适应当地自然条件的外来植物品种，以改善电厂厂区环境质量，例如：皂角、国槐、臭椿等。为适应厂区绿化布置中复杂的功能要求和环境条件，绿化植物的选择应考虑其多样性。多种植物的相互配合栽植，有利于全面有效地保护环境和减少污染，有利于对光照、湿地、温度、土壤肥力和酸碱性等方面的生态条件的充分利用，有利于多种环境污染因子的有效防治，有利于植物自身的生长，有利于更近似自然群落融合一体的较稳定的植物群落的形成，丰富了环境绿化景观。
（2）为达到空间立体效果，还应考虑立体绿化，特别是建构筑物表面等的厂区再生空间的绿化，如屋顶绿化、垂直绿化和棚架绿化等。再生空间绿化所形成的空中花园、绿色围墙等立体绿化体系丰富了厂区视觉景观，能在较短时间内提高绿化效率，从而改善电厂环境质量。
3.2分区绿化景观设计。
3.2.1厂前区的绿化。
（1）厂前区位于电厂主入口附近，一般常与办公楼等行政、技术和后勤部门相结合，属于装饰性和文化表现性较强的地方，代表着电厂的形象，体现了电厂的风貌，是厂区绿化的重点区域之一。如果厂前区相对较宽敞，可采用对称式设计手法，通过配置模纹花带、草坪、雕塑和水景等，孤植、对植或行植高大乔木，在重点体现装饰性的基础上发挥文化宣传性作用；适当点缀建筑小品，采用点线面结合的手法，采用规则式和混合式相结合的布局，营造恬静、清洁、舒适和优美的环境，同时以相对开敞的空间满足人车交通和造景需要。
（2）通常厂前区主入口都会正对企业的行政，办公楼与大门之间应留有足够空间，作为小广场，实现人流车流相对集中的入口（动态景观）到办公区域（静态景观）的过渡；同时还可以通过合理的道路设计，将人车分流，快速疏导到其他位置。广场设计应简洁明快，线条清晰，软硬景观相结合。植物配置上，不宜使用过高的树木，强调低矮植物的色彩搭配，如果面颊较大可以考虑使用草坪与造型绿化模纹的搭配。清新明快、大气优雅的景观造型让人印象深刻。
（3）厂区主要出入口如进厂大门周围的绿化要与大门建筑的体形和色彩相协调，并有利于车辆和行人出入，不遮挡交通视线；大门至办公楼的主道路两侧宜选植冠大荫浓、生长快、耐修剪的乔木作遮荫树，再配以修剪整齐的灌木绿篱、色彩丰富鲜艳的宿根花卉，既起到引导视线、组织人流和车流的作用，又给人以整齐美观、明快开朗的印象；主办公楼前可以利用草坪营造楼前广场，配以建筑雕塑、花坛和喷泉等小品或灌木绿篱或花卉，形成开敞的集中绿化的重要空间。
3.2.2办公区的绿化。
（1）办公区建设应以营造出优美、舒适、和谐、健康的生活办公环境为目的，同时也是衡量一个单位文明程度的重要标志，因此在绿化设计过程中要以生态学理论为指导，以人与自然和谐共存为目标，注重意境创造、植物配置、空间的合理利用以及小品的设计等方面，充分发挥植物的景观功能、游憩功能、保健功能、防护功能和文化功能。对意境创造、植物配置、空间利用、小品设置等方面进行系统设计，使行政办公区园林绿化实现平面上的系统性，空间上的层次性、时间上的相关性，最终达到生态效益、文化效益和社会效益统一。在设计过程中要因地制宜，考虑本单位特色，将园林绿化设计的理念、目标、原则和设计要点与实际相结合。
（2）植物配置时要注意色彩搭配，季相变化、特色植物以及植树与种草的比例，充分考虑该地区土壤特点，色彩搭配、植物四季季相更替、特色植物以及植树与种草的分配，以使在不同的季节形成不同的景致，同时形成稳定、自然的生态植物群落，注意树种选择和植物配置。植物选择往往以常绿植物为主调的基础上，考虑观叶、观花植物的点缀来烘托整个办公区的活跃气氛，使色彩更加丰富，力求避免沉闷单调。采用低矮、观色植物如金叶女贞黄色。玉簪亮绿色、紫叶小檗红色等构置成不同图案的模纹图案，以增加叶色的变化。采用观花植物如连翘、丁香、榆叶梅、黄刺玫、八仙花、木槿等植物花色的季相变化来达到动态的色彩变化之目的。
（3）办公区前一般以硬化广场为主，因此可充分利用植物、水体的不同组合为点缀，打破沉闷的硬化空间，增加活泼，和谐气氛。根据场地大小合理设置水体，在水体中配置喷头，形成喷泉，同时呈现几种水流状态，如跌水、石缝流水、漩涡状流水。水池部分驳岸则采用湖石，给人欢快之感。适当布置景观小品，小品的设计能够起到烘托文化氛围的作用，以花架、置石、花箱、休闲桌椅为主，适当置于绿地中，给人提供游憩休息的地方，又增加景观情趣，更好地体现景观效果。
3.2.3生产区的绿化。
（1）生产车间是电厂的主体建筑物，该区域的绿化应以满足功能上的要求为主。高温车间周围的绿化，宜充分利用其周围空地，广泛栽植高大的落叶乔木和灌木，以构成浓荫蔽日、色彩淡雅、环境幽静、便于消除疲劳的环境空间；而对产生污染物和噪音等有害物质的生产车间，宜选择生长迅速、抗污染能力强的树种多行密植，形成多层次的混植绿化带；在有防火要求的区域，应不种或少种针叶类及含油脂的树种。对于污染较重的车间应针对性选择树种结合防护带的配置原理进行设计，车间墙基可采用2～3种低矮花灌木分层种植成自然流畅的波浪状，以灌木带的曲线打破建筑墙体的简单直线；离车间建筑适当距离的位置种植乔木，考虑车间良好的采光性和通风性。
（2）主厂房是电厂的主体建筑，是厂区绿化的又一重点区域，主厂房固定端绿化宜与主要出入口大门附近的绿化相协调配合；汽机房外侧管廓应结合地下设施布置情况进行绿化，并满足带电安全间距的要求，宜选择低矮、根系浅的灌木和花草进行绿化；炉后及烟囱外侧的绿化应结合环境保护要求进行布置；分期建设的主厂房脱开布置时，宜在主厂房之间进行绿化。
（3）煤场盛行风向上风侧，应设置半通透的防风防尘隔离林带，防风防尘隔离林带宜与盛行风向垂直；煤场与主厂房之间宜设置隔离林；储煤场、干灰作业场、碎煤机室等有散发粉尘的场所，宜选择抗二氧化硫性强、具有滞尘效果的常绿乔木。
（4）屋外配电装置内的空地应培植覆盖地被植物草坪为主绿化，也可适量种植灌木和花卉；化学水处理车间周围、酸碱罐区盛行风向下风侧应进行绿化，并选用抗酸碱性强的植物；空压机室、实验室等对空气清洁度要求较高的建筑附近不应种植散布花絮、绒毛等污染空气的树木。
（5）工艺装置或可燃气体、可燃液体的罐组与周围消防车道之间，不宜种植绿篱或茂密的灌木丛；在可燃液体罐组防火堤内，种植生长高度不超过15cm、含水分多、绿期长的草皮，可选择结缕草、假俭草、黑麦草等草坪草。
3.2.4道路绿化厂区道路承担着厂内全部交通任务，车型多、任务重而运量频繁，路旁的建筑设施和管线系统分布密度大，都是工厂道路绿化困难且必须给予足够重视的原因。道路绿化要满足庇荫、防尘、减噪、交通运输安全和美观等要求。既要保证绿化对天空、地面和地下的管线系统不造成影响和损坏，留出足够的水平净空和竖直距离，同时也要保障树木有合理的生长空间。一般道路在两侧对称栽树效果较好，乔木以7～10m间距为宜，树冠底部离地不少于4m；为了保证行车和行人及生产安全，在道路交叉口附近不应布置妨碍行车视线的高大树木；树木与建筑物、道路、地下管线的最小间距应满足规范要求；林带和道路应选用没有花粉、花絮飞扬的树木整齐栽植；人行道除了铺设必要的硬铺地材质，其余均宜种植草坪和花灌木，以免裸露土壤，达到保持水土、减少尘土飞扬、净化空气、优美环境的目的；要充分发挥植物的形体和色彩美，有层次地布置好乔木、花灌木、绿篱和宿根花卉。道路绿化景观设计应结合厂区内部防护林建设，高矮错落、疏密配合，发挥其防护功能；同时应最大限度为行人和车辆提供遮荫需要，形成富有特色既壮观又美丽的绿色长廊。
4. 结语
燃煤电厂绿化景观设计作为厂区环境系统的重要组成部分，具有美化环境、净化空气、调节气候、减弱噪音、保持水土和划分区域等功能，总体规划设计布置时应重视绿化景观设计模式。由于燃煤电厂对生态环境影响的复杂性，导致在进行厂区绿化设计时，需要进行更详细的分析，根据结果制定具有针对性的、操作性强的绿化景观设计模式实施方案，掌握其原则，明确其作用，分区绿化，突出重点，采用点线面结合手法，避免误区。
参考文献
[1]苏维，许晓利，肖斌.豫西地区火电厂绿化模式的探讨[J].安徽农业科学，2007，19.
[2]王一洁.浅谈电厂总图设计对环境的影响及绿化改造[J].建筑科技与管理，2010，8.
[3]李文斌.火电厂建设项目环评中有关问题的探讨[J].环境保护2000.7.
8.燃煤电厂环保问题 篇八
2、高压控制柜指示仪的校验。用Ⅱ级以上电压表和电流互感器校验一次电压、电流值;用Ⅱ级以上高压分压器(或静电电压表)校验二次电压值;用Ⅰ级以上电压表测量取样电阻上的压降值;用Ⅰ级以上电阻表测量取样电阻值，经计算求得二次电流值。
3、按高压控制柜使用说明书要求投入高压电源，进行冷态空载升压试验，
逐点升压，记录表盘指示的一、二次电压、电流值，直至电场闪络。以二次电压、电流值绘制伏安特性曲线。电场闪络电压应符合DL/T514要求。
异极距为150mm时，二次电压U2≥55kV.
异极距每增加10mm，二次电压增值ΔU2≥2.5kV.
高海拔地区的电除尘器，进行冷态空载升压试验时需进行大气压力的修正，修正方法是，当海拔高于1000m时，海拔高度每升高100m，输出二次电压值允许降低1%.
9.燃煤电厂环保问题 篇九
燃煤电厂二氧化硫减排形势及治理措施分析
在分析中国燃煤电厂二氧化硫减排现状的基础上,从国家节能减排政策、环保法规、经济措施、环保执法和惩治力度等方面简述了燃煤电厂二氧化硫减排面临的严峻形势,分析了为实现减排目标应采取的治理措施,指出燃煤电厂应强化脱硫设施运行管理,确保脱硫设施长期可靠运行.
作 者：邢伟 Xing Wei 作者单位：华电四川发电有限公司,四川,成都,610016刊 名：四川电力技术英文刊名：SICHUAN ELECTRIC POWER TECHNOLOGY年，卷(期)：31(3)分类号：X77关键词：燃煤电厂 二氧化硫 减排 分析?
10.燃煤电厂环保问题 篇十
【摘 要】燃煤产生的烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞等气污染物持续增长，潜在的环境问题不断显现，增加了酸雨的污染程度，加重了水体富营氧化的影响，直接危害人类生存。因此，燃煤电厂必须严格准手国家和地方政府各项环保法律法规和要求，配套完善除尘、脱硫、脱硝等环保设施，从产生源头对烟尘、二氧化硫、氮氧化物及汞等污染物进行有效控制。同时，完善各项规章制度，健全管理和技术规范体系，提高人员素质，最大限度降低烟尘、二氧化硫、氮氧化物及汞等污染物达标排放，实现可持续发展，为燃煤电厂的全面协调科持续发展提供强有力的支撑。
【关键词】燃煤电厂；烟气；污染物；管理
1.燃煤电厂烟气污染物的防治技术
GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》的实施（2012年1月1日正式实施）较此前严格得多，达到世界上最严格的排放标准。该标准对烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放标准全面控制，同时，首次添加了火电厂大气汞污染物排放限值（0.03mg/m3）控制。燃煤电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物大量产生，带来的环境问题日益严重，要求必须加强对脱硫、脱硝、除尘、控制重金属汞排放防治，实现可持续发展。现就燃煤电厂烟气污染物防治进行浅析和探讨。
1.1烟尘的治理
我国火电厂燃煤锅炉烟气烟尘技术经历了由初级到高级的发展过程，从现阶段点差除尘器的应用情况来看，燃煤电厂的除尘技术主要有电除尘、袋式除尘和改造后的电袋合一除尘。目前，电除尘仍是我国电力主流除尘工艺。烟气中灰尘尘粒通过高呀静电场时，与电极间的正负离子和电离子发生碰撞而荷电（或在离子扩散运动中荷电），带上电子和离子的尘粒在电场力的作用下向异性电极运动并积附在异性电极上，通过振打等方式使电极上的灰尘落入收集灰斗中，使通过电除尘器的烟气得到净化，达到保护大气，保护环境的目的。
当前大多数燃煤电厂煤种复杂、混烧劣质煤情况突出，烟尘工况条件较为恶劣，而电除尘器对烟尘特性较为敏感，煤质变化等原因均会降低除尘效率。针对电除尘器应用中出现的问题，国内电除尘相关厂家或单位开始对电除尘器进行技术改造，烟尘治理逐步向袋式除尘、电袋除尘技术发展，特别在近几年电袋除尘器开始大规模应用于燃煤电厂。
1.2二氧化硫的治理
烟气脱硫是目前世界上应用最广、最有效、可适用于各种机组和燃煤状况的二氧化硫公职技术。湿法脱硫吸收塔集除尘、脱硫、氧化等多项功能于一体，采用价廉易得的石灰石或石灰做脱硫吸收剂，用湿式球磨机将不大于20mm的石灰石块磨制成吸收浆液。由于石灰石浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。
1.3氮氧化物的治理
燃煤电厂目前大都采用了低氮燃烧技术、分级送粉燃烧以及合理分布燃烧区等措施，通过对锅炉燃烧器调整和改造，改造空气与燃料组合，抑制燃烧内的氮氧化物及产生热能氮氧化物，有效降低了氮氧化物的生成和排放。在采用低氮燃烧技术后，机组的氮氧化物排放浓度可能仍达不到排放标准限值或光化学烟雾频繁出现的环境敏感地区，还必须增设烟气脱硝装置。目前，国内大多数电厂均采用选择性催化还原脱硝技术进行改造。选择性催化还原法脱硝工艺是应用最多且脱硝效率最高、最为成熟的脱硝技术。
2.燃煤电厂烟气污染物管理面临挑战
国家“十二五”期间，现役燃煤机组必须全部安装脱硫装置，脱硫效率达到95%以上，脱硝效率达到80%以上加装脱硝设施，综合脱硝效率达到70%以上，不能稳定达标排放的要进行烟尘深度治理、脱硫扩容改造、脱硝技术改造等深度治理。按照新标准，我国大多数现役火电企业均需要重新进行脱硫、脱硝或除尘设备改造。燃煤电厂遇到前所未有的挑战：
（1）煤炭市场因素对节能减排造成越来越大的冲击。目前，煤炭市场价格已经开放，并呈现不断飙升趋势，而且质次价高，不仅严重影响电厂的正常运行，对节能减排也形成恶性循环。
（2）巨额的除尘、脱硫、脱硝等污染治理资金投入为节能减排和环境保护做出了突出贡献，但也给电厂生产经营带来巨大资金压力，导致燃煤电厂经营亏损进一步加大。
（3）燃煤电厂在低氮燃烧器装置的基础上增加脱硝装置，因烟气脱硝系统复杂、技术含量高、投资大，将大大增加电厂的成本 。火电企业普遍亏损的大背景下，火电厂面临前所未有的压力，企业经营形式十分严峻。
3.燃煤电厂烟气污染物防治监管对策
3.1做好源头控制
加强煤源控制，严格控制煤中硫含量，加大考核力度，杜绝高硫煤入厂。明确煤质控制和燃料掺配管理等具体操控办法，制定可操作性较强的内部制约机制和奖惩配套措施。这些举措，虽然燃料成本高了一些，但煤质有保证，设备磨损少，机组能够长周期安全稳定运行，同时从源头上为除尘脱硫脱销装置的高效、稳定运行提供了坚实基础。
3.2优化设备运行和维护管理
燃煤电厂必须将除尘、脱硫、脱硝设备与主机设备同等对待，将环保设施的备品备件纳入主设备管理，修改完善相应管理制度，进一步规范管理。加强除尘、脱硫系统的运行维护工作，通过开展对标管理、优化运行管理，摸索设备的经济运行规律，强化对设备的日常维护管理，及时对设备健康状况作出准确判断并及时处理缺陷，保证设施正常稳定运行，结合设备运行方式和煤质情况，在全厂发电满足系统要求时合理进行内部调度，优化运行方式，确保除尘、脱硫投运率和效率达标。同时，加大设施运行的奖惩管理，当月环保设施投运率、投运效率、排放浓度、排放总量与月度绩效工资挂钩。
3.3烟气在线监测设备监管
作为监控污染物排放的“眼睛”，燃煤电厂应按照要求配套安装烟气在线监测装置，除提供系统控制参数外，还将连续监测机组大气污染物的排放状况，主要监测参数：二氧化硫、氮氧化物、氧量、烟气流量、烟尘、压力、温度等。
3.4加强岗位培训工作
除尘、脱硫、脱硝专业技术含量高，应积极创造条件，加强环保等相关岗位的培训工作。根据各工种性质的不同情况，采取请进来或送出去的办法，通过邀请专家现场讲课指导、外出培训、专业培训等形式，不断提高运行和管理人员素质，适应除尘、脱硫、脱硝运行、维护、管理的需要，确保环保设施安全经济运行。
3.5落实责任追究
针对日益严峻的环保形势和不断提高的环保标准，严格遵守国家环保标准和集团公司的环保管理条例，加大对环保工作全过程、全方位监管力度，落实环保工作考核细则，按照“谁管理，谁负责”的原则，将环保工作落到实处。
4.结语
11.燃煤电厂环保问题 篇十一
（2010年版）
国家电力监管委员会东北监管局
编 制 人 员
编委会主任： 韩水
编委会副主任：赵海华 苑舜
主 编： 苑舜
副 主 编： 代方涛 高世同 马伟良
编 委： 季超俦 佟守志 李铁男 李 月 洪 芹 屠晓利成功
陈广哲 陈德智 孙玉龙 刘绍中 孙 哲 王 力晓峰
姜海雷 朱 健 孔令宝 孙琪凡 徐 哲 东子 盛天鹰
杜秀科 王
李 岐 刘
牟 琳 苗2
前 言
国家电力监管委员会东北监管局自2006年开展东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价以来，根据企业现场安全管理的需要，通过在评价过程中不断地实践和积累经验，国家电力监管委员会东北监管局对燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定进行了三次修订、补充和完善。本次修订是在《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定（2008年版）》的基础上，遵循严格规范、量化评价内容的原则，突出了标准的适用性、科学性和可操作性。现将有关补充修订情况作如下说明：
一、根据东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价需要，对《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定（2010年版）》的评价单元进行了重新划分，修订后分为六个评价单元：
1、安全管理评价单元；
2、运行管理评价单元；
3、防洪度汛评价单元；
4、排水设施评价单元；
5、坝体结构评价单元；
6、坝体渗流评价单元。
二、对各评价单元的评价项目进行了适当的调整、补充和完善，使评价内容更加全面、准确、充实、规范。
三、进一步细化了安全管理与运行管理评价单元。使之有利于企业加强日常安全管理、有利于贮灰场的动态管理、有利于贮灰场安全隐患的监控。
四、以科学的监测手段，着重对坝体抗滑稳定性验算以及贮灰场的安全等级的确定，提出更严格的要求。
五、本“规定”中增添了《第八章罚则》，目的在于加强对燃煤发电厂贮灰场安全生产的管理力度。
由于时间仓促，条件、水平有限，对于《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定（2010年版）》的制定还会存在一定的不足之处，希望从事贮灰场工作的专家、工程技术人员及管理人员提出宝贵意见，以便及时补充修订。
参加这次修编工作的有：东北电力设计院、辽宁省电力勘测设计院、吉林省电力勘测设计院、沈阳万益安全科技有限公司、辽宁省安全科技研究院、辽宁东科电力有限公司、哈 3 尔滨天元劳动安全技术开发有限责任公司等单位的专家及部分发电企业相关人员，对于他们的大力支持、辛勤劳动，一并表示感谢。
二〇一〇年一月五日
目 录
第一章 总 则....................................................1 第二章 评价适用范围及时限规定......................................2 第三章 组织与责任..................................................3 第四章 评价单元....................................................6 第五章 安全等级....................................................7 第六章 程序与管理.................................................10 第七章 验收及公告.................................................18 第八章 罚 则.....................................................20 第九章 附 则.....................................................21
附录1：贮灰场安全现状评价单元评定表.............................22 附录2：参考文献................................................42 附件1：贮灰场安全现状评价申请书.................................43 附件2：贮灰场安全现状评价报告审查书.............................51 附件3：贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书..........56附件4：贮灰场安全现状评价（首次、后续）隐患整改确认书............58 5
第一章 总 则
第一条 为贯彻落实国家安全生产监督管理总局、国家电力监管委员会《关于两起电厂灰渣库事故的通报》要求，有效实施东北区域电力安全监管，保障发电企业安全运行，维护社会稳定，依据《中华人民共和国安全生产法》、《国务院电力监管条例》、《国家电监会电力安全生产监管办法》、《火力发电厂设计技术规程》、《火力发电厂水工设计规范》、《火力发电厂灰渣筑坝设计规范》，参照《尾矿库安全监督管理规定》、《尾矿库安全技术规程》等相关法律、法规，结合东北区域发电厂贮灰场建设、运行和管理实际，制定本规定。
第二条 全面开展东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价是落实国家安全生产监督管理总局、国家电力监管委员会关于贮灰场运行管理的要求，有效排查贮灰场存在的危险、有害因素，对贮灰场运行进行安全风险评价，及时消除和控制生产隐患，是促进贮灰场安全稳定运行的重要途径。
第三条 贮灰场安全现状评价是国家电监会东北监管局（以下简称东北电监局）本着“行业依法安全监管”的原则，组织开展的专项安全现状评价工作。
第二章 评价适用范围及时限规定
第四条 东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价适用范围：
辽宁省、吉林省、黑龙江省和内蒙古自治区东部地区内的燃煤发电厂湿式贮灰场，山谷干式贮灰场可参照执行。
第五条 贮灰场安全现状评价时限规定：
符合本规定第四条的发电厂，一般情况下每3年进行一次贮灰场安全现状评价。
第六条 符合本规定第四条规定的发电厂应按本规定，并结合本单位实际，认真组织开展自查自评自改工作，积极主动委托安全评价机构进行贮灰场安全现状评价。
第七条 东北电监局将分批下达贮灰场安全现状评价工作计划，并按计划组织贮灰场安全现状评价的评审。
第三章 组织与责任
第八条 东北监管局是国家电监会派出机构，履行所辖区域电力安全监管职责，是发电厂贮灰场安全现状评价工作监管责任主体，负有以下安全监管责任：
（一）组织制定《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定》；
（二）下达贮灰场安全现状评价工作计划，组织开展贮灰场安全现状评价评审工作；
（三）监督并审核安全评价机构是否具备依法取得相应的安全评价资质证书和在业务范围内从事安全评价工作；
（四）监督安全评价机构和评价人员评价过程中的真实、严格、公正、可信，并及时协调解决评价过程中存在的问题；
（五）组织专家组审查安全评价机构提出的发电厂贮灰场安全现状评价报告；
（六）监督发电厂贮灰场安全现状评价中发现的重大生产安全隐患所采取的监控措施以及整改情况；
（七）委托安全评价机构对贮灰场的安全生产隐患整改或监控情况进行确认。
第九条 发电厂是贮灰场安全运行的责任主体，应具备国家相关法律、法规、标准和行业标准、规程规定的安全运行条件，对贮灰场安全现状评价工作负有以下责任：
（一）认真组织本企业开展贮灰场安全现状自查自评自改活动，并保证其结果全面、真实、准确；
（二）选择具有依法取得国家甲级评价资质证书和业务许可范围内的安全评价机构，对本企业贮灰场安全现状进行评价。并积极配合安全评价机构，保证评价工作顺利进行和评价质量；
（三）对本企业开展贮灰场安全现状自查自评活动中发现的和安全评价机构提出的重大安全生产隐患，及时采取有效地监控和整改措施，满足安全运行的需要；
（四）按本规定履行贮灰场安全现状评价评审工作程序。
第十条 安全评价机构是依法取得资质的有偿服务机构，对贮灰场安全现状评价工作负有以下责任：
（一）严格按照业务许可范围从事贮灰场安全现状评价活动，并按照行业自律标准或指导性标准，合理收取费用；
（二）严格遵守和履行与发电厂双方，本着“自愿、有偿、诚实、信用”的原则签订合同，按照合同规定的条款进行安全现状评价工作；
（三）贮灰场安全现状评价报告应附有国家安全生产监督管理总局颁发的安全评价机构资质证书、评价人员的名单和资质证书号、以及技术专家的专业与职称；
（四）贮灰场安全现状评价工作必须符合相关国家法律、法规、标准、规定要求，评价报告应做到客观、真实、公正、全面、完整、准确，并对其评价结果承担相应的法律责任；
（五）贮灰场安全现状评价报告的内容、格式应参照《安全评价通则》（AQ8001-2007）中的相关要求进行编写，其主要内容应包括：前言、目录、概述、贮灰场概况（设计概况、贮灰场现状）、危险有害因素辨识、评价单元划分、定性定量评价（坝体稳定性验算、贮灰场防洪验算、排水建筑物排水能力验算等）、安全对策措施及建议、评价结论。结论中必须按本规定评定贮灰场安全等级；
（六）接受区域电力安全监管部门、地方政府安全生产监督管理部门对贮灰场安全现状评价工作的监督管理。
第四章 评价单元
第十一条 湿式贮灰场容积≥100万立方米或坝高≥30米为重大危险源，要按国家相关要求进行申报，登记管理，并进行贮灰场安全现状评价。容积＜100万立方米的贮灰场也应按本规定进行安全现状评价。
第十二条 贮灰场安全现状评价项目分为6个评价单元
1.安全管理评价单元
2.运行管理评价单元
3.防洪度汛评价单元
4.排水设施评价单元
5.坝体结构评价单元
6.坝体渗流评价单元
贮灰场安全评价单元的具体内容及评价标准见附录1《贮灰场安全现状评价单元评定表》。
第五章 安全等级
第十三条 贮灰场安全程度的结论应根据贮灰场安全现状各评价单元评定结果确定。贮灰场安全等级分为四级：正常灰场、病态灰场、险情灰场、危急灰场。
第十四条 正常灰场
贮灰场具备下列条件为正常灰场：
1.防洪能力：按照灰坝设计级别所规定的洪水标准，运行贮灰标高不超过限制贮灰标高，有足够的防洪容积和安全加高。
2.排水设施：排水系统（含排洪系统）设施，符合《火力发电厂水工设计规范》的设计要求，运行工况正常。
3.坝体结构：坝体结构完整、沉降稳定、未发现裂缝和滑移现象、抗滑稳定安全系数满足规范要求。
4.渗透稳定：运行干滩长度、浸润线位置符合设计要求，坝脚渗流水量平稳、水质清澈，下游坡面无溢出点。
5.评价单元得分率均在80%及以上。
第十五条 病态灰场
贮灰场存在下列情况之一的为病态灰场：
1.防洪能力：运行贮灰标高超过限制贮灰标高。
2.排水设施：排水建筑物出现裂缝、钢筋腐蚀、管接头漏泥状况。
3.坝体结构：坝体整体外坡陡于设计值，坝坡冲刷严重形成冲沟，坝体抗滑安全系数不小于0.95倍规范允许值。
4.渗透稳定：运行干滩长度不符合设计要求,坝体浸润线位置过高，有高位出溢点，坡面出现湿片。
5.评价单元得分率均在75%及以上。
第十六条 险情灰场
贮灰场存在下列情况之一的为险情灰场：
1.防洪能力：运行贮灰标高超过限制贮灰标高，安全加高不满足要求。
2.排水设施：排水系统排水不畅。
3.坝体结构：坝体出现裂缝、坍塌、浅层滑坡现象。坝体抗滑安全系数不小于0.90倍规范允许值。
4.渗透稳定：坝坡有大面积渗流。
5.评价单元得分率有一单元小于75%。第十七条 危急灰场
贮灰场存在下列情况之一的为危急灰场：
1.防洪能力：运行贮灰标高超过限制贮灰标高，防洪容积不满足要求。
2.排水设施：排水系统堵塞或坍塌，丧失排水能力。
3.坝体结构：坝体出现严重裂缝、坍塌、滑坡现象，危及坝体安全。坝体抗滑安全系数小于0.90倍规范允许值。
4.渗透稳定：坝坡出现管涌流土现象，形成渗流破坏。
5.评价单元得分率有一单元小于70%。
第六章 程序与管理
第十八条 发电厂自查自评自改
（一）结合本单位实际，建立健全贮灰场安全现状评价组织领导机构，负责组织开展本企业贮灰场安全现状自查自评工作；
（二）组织本单位相关部门与专业技术管理人员，落实责任，按贮灰场安全现状评价单元所规定内容，对照标准，逐项查找、分析辨识存在的危险因素或生产安全隐患，并认真做好记录；
（三）对已查找出的危险因素或生产安全隐患，应逐项进行风险评价，确定不可承受的风险；并针对可能危及安全的危险因素或隐患及时采取有效措施整改；对一时难以解决的问题应采取有效措施监控。
第十九条 发电厂安全评价申请
（一）发电厂在完成自查自评自改工作的前提下，按本规定附件1《贮灰场安全现状评价申请书》内容、格式填报，提出安全评价申请；
（二）东北电监局主管部门接到企业报送的安全评价申请书后，十个工作日内予以受理。经审核符合安全评价条件，将与企业取得联系、沟通相关安全评价事项；若不具备安全评价条件时，应及时以书面或其他形式告知发电厂并指导其按要求达到安全评价条件。
第二十条 安全现状评价机构选择
（一）发电厂具备安全评价条件后，由企业自主选择具备依法取得国家甲级安全评价资质证书，且在其业务许可范围内的安全评价机构，协商安全评价有关事项；
（二）企业与安全评价机构应依法签订包括评价项目、双方各自权利和义务、评价时限、收费标准、违约责任等条款的贮灰场安全评价合同；
（三）企业选择安全评价机构后，签订安全现状评价合同前，应将选择的安全现状评价机构资质证书报送东北电监局审核、确认、同意后，方可签订合同。
第二十一条 现场安全评价
（一）贮灰场现场安全评价工作由安全评价机构按《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定》要求，组织安全评价，发电厂相关部门和人员应给予密切配合和大力支持；
（二）安全评价人员应广泛深入实际，认真进行现场考察，查看地形地貌、人文地理、周边环境、贮灰场运行情况、坝体及排水设施完好程度、贮灰场安全管理等，并提出贮灰场存在的安全隐患、危险因素及应采取的具体安全对策措施建议；
（三）现场安全评价工作应本着“客观、真实、公正、全面、完整、准确”的原则，做到“查细、查全、查实”，按贮灰场安全现状评价报告的编制要求，提交《贮灰场安全现状评价报告》送审版。
第二十二条 安全现状评价报告的评审
（一）安全评价机构提出《贮灰场安全现状评价报告》送审版后，由东北电监局及时组织召开评审会，进行《贮灰场安全现状评价报告》评审；
（二）通过听取汇报、现场检查、讨论等方式进行评审，提出对评价机构所作的评审结论意见，并形成“贮灰场安全现状评价评审会议纪要”；
（三）要求安全评价机构对发电厂贮灰场隐患整改情况进行全过程跟踪及现场复查确认；
（四）发电厂上级主管部门负责人、发电厂主要负责人以及评价机构主要负责人应参加评审会；
（五）各有关单位要严格履行，认真落实“会议纪要”相关事项，做好隐患整改与确认工作；
（六）《贮灰场安全现状评价报告》评审不合格的，需进行修改补充；两次评审不合格的，按评价程序，由发电厂重新选择评价单位进行安全评价。
第二十三条 贮灰场未通过安全评价的情况处理
（一）《贮灰场安全现状评价报告》评审合格，但安全等级为险情灰场、危急灰场的为未通过贮灰场安全评价的发电厂；
（二）未通过贮灰场安全评价的发电厂，应立即采取有效监控措施，及时消除危及发电厂或周围环境的重大安全隐患；
（三）东北电监局及发电厂上级主管部门应动态监督发电厂及时整改，消除生产安全隐患；
（四）发电厂在完成隐患整改后，重新履行评价程序，提出复评申请。复评时只对“不符合”评价项目和存在危及发电厂或周围环境的重大隐患整改项目进行安全评价；
（五）经评价组复评确认，发电厂已对危及发电厂或周围环境的重大隐患全部整改并达到标准，报东北电监局同意，可不再另行召开会议进行评审。
第二十四条 隐患整改计划落实、监控承诺及确认
（一）发电厂应针对《贮灰场安全现状评价报告》中提出的及评审会议补充的危及发电厂或周围环境的重大安全隐患，在会议结束后，十个工作日内制定《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》见（附件3），重大隐患整改项目需由企业上级主管部门签署意见，报送东北电监局和安全评价机构；
（二）发电厂在制定《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》时，应按整改完成时限分类编制。一类为首次整改期（一般为三十个工作日）可以完成的项目；另一类为在首次整改期内难以整改完成的，但需要在首次整改期内制定严密可靠、具体可行的监控措施防范事故发生的项目；
（三）发电厂应按照《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》，认真组织落实，并主动联系安全评价机构，及时对隐患整改完成情况予以确认。企业隐患整改确认分为首次隐患整改确认和后续隐患整改确认两个阶段完成。
1、首次隐患整改确认。《贮灰场安全现状评价报告》审查会结束后三十个工作日为发电厂首次隐患整改期。首次隐患整改期满后，安全评价机构应在三个工作日内派员到达现场，对发电厂《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》完成情况予以确认（包括对后续隐患整改监控措施制定、落实情况的确认），发电厂应积极配合完成隐患整改确认工作。
2、后续隐患整改前监控。按照企业制定《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》，由于某种原因未列入首次隐患整改期完成的项目，均为后续隐患整改项目，发电厂应在隐患整改前，认真制定或采取具体、完整、严密、可靠的措施加以监控，防止或避免生产事故发生。
3、对逾期未完的隐患整改项目的处理。按发电厂制定《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》规定的整改期限，不能按期完成的项目，发电厂应在整改期限 14 到期前十个工作日向东北电监局上报贮灰场隐患整改计划调整意见，经东北电监局同意，方可按调整的整改期限组织实施。
4、后续隐患整改确认。对于发电厂后续隐患整改项目及发电厂逾期未完的整改项目，由安全现状评价机构负责,动态跟踪确认，直至发电厂《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》所列隐患全部整改。
（四）安全评价机构及其人员应本着“真实、公正、全面、准确”的原则，对发电厂隐患整改或监控情况予以确认，及时按规定向东北电监局报送《贮灰场安全现状评价（首次、后续）隐患整改确认书》见（附件4），并对其确认结果负责。
第二十五条 评价报告验收及审批
（一）《贮灰场安全现状评价报告》评审验收结束后，四十个工作日内由安全评价机构根据评审意见修改后提出备案版《贮灰场安全现状评价报告》，并按本规定附件2内容、格式填写《贮灰场安全现状评价报告审查书》，报东北电监局审查备案；
（二）评审工作中，如《贮灰场安全现状评价报告》存在较为严重的问题，评审后评价机构将于十个工作日完成修改报告，东北电监局另组织评审专家进行评审；
（三）《贮灰场安全现状评价报告(备案版)》、《贮灰场安全现状评价报告审查书》存在下列情形之一的不予批复：
１.发电厂未经东北电监局同意，首次隐患整改项目尚未完成；
２.发电厂未对首次、后续整改监控项目落实监控措施或未按规定进行承诺；
３.发电厂贮灰场重大生产安全隐患未得到有效消除或控制，危及发电厂或周围环境；
４.安全评价机构所作的《贮灰场安全现状评价报告(备案版)》对发电厂存在的危及发电厂或周围环境辨识、风险评价、安全对策措施建议不全面、不准确或存在较为严重的评价质量问题；
５.存在其他不予通过评审的问题等。
（四）《贮灰场安全现状评价报告(备案版)》、《贮灰场安全现状评价报告审查书》一式三份，发电厂、安全评价机构、东北电监局各执一份，备查。
第二十六条 文档资料管理
东北电监局、发电厂、安全评价机构均应指派专人对与本单位或本部门相关的贮灰场安全现状评价文档资料，按规范化、标准化、程序化，妥善管理，备查。
第七章 验收及公告
第二十七条 根据贮灰场安全等级进行安全现状评价验收。
（一）安全现状评价结论为“正常灰场”的予以通过验收；
（二）安全现状评价结论为“病态灰场”的发电企业，应在限定的时间内按正常灰场标准进行整治，消除事故隐患后予以验收；
（三）安全现状评价结论为“险情灰场”的不予以通过验收，发电企业应限期整改，消除险情；
（四）安全现状评价结论为“危急灰场”的不予以通过验收，发电企业应立即停产，进行抢险。
第二十八条 经过安全现状评价，专家评审论证被确定为病态灰场、险情灰场和危急灰场的发电企业应向上级单位和相应安全生产监督管理部门报告。东北电监局下达限期整改通知书和通报。
第二十九条 贮灰场安全现状评价结论为险情灰场或危急灰场的发电企业，应评为“贮灰场安全现状评价限期整改发电厂”。
第三十条 评定为“贮灰场安全现状评价限期整改发电厂”的，在整改限期内完成隐患整改后，经重新复查复评，具备条件者，可重新评为“通过贮灰场安全现状评价发电厂”。
第三十一条 通过贮灰场安全现状评价的发电厂，由东北电监局统一发公告并颁发“通过贮灰场安全现状评价发电厂”牌匾与证书。
第八章 罚 则
第三十二条 按本规定第二章“评价范围及时限规定”，应进行贮灰场安全现状评价的发电厂，未按东北电监局下达的《贮灰场安全现状评价计划》完成或不积极组织开展自查自评自改、不按规定申请评价的、弄虚作假、虚报指标企业，东北电监局将予以通报，限期整改完成。
第三十三条 对于存在危及发电厂或周围环境的重大生产安全隐患，且在整改期内未按《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》完成的发电厂，东北电监局同地方人民政府协商后，建议电网企业将发电机组解网。
第三十四条 对于存在危及发电厂或周围环境的重大生产安全隐患，且未按规定完成贮灰场安全现状评价或未按《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》完成隐患整改的发电厂，发生重大生产安全事故的，将依照有关规定严肃追究发电厂主要负责人、主要责任者的相应责任。
第三十五条 东北电监局将贮灰场安全现状评价中提出的重大生产安全隐患，作为区域电力安全监管及区域安全检查重点内容。对于企业逾期未能完成的隐患整改的项目，将定期在区域内通报。
第三十六条 贮灰场没有取得安全生产许可证或没有经过安全评价的发电企业，不予以颁发“发电业务许可证”，已取得“发电业务许可证”的发电企业，吊销“发电业务许可证”。
第九章 附 则
第三十七条 本规定由东北电监局制定并颁布，未尽事宜，解释权归东北电监局。
第三十八条 本规定遇有与国家法律、法规、标准，国家电监会条例、规章相抵之处，以国家法律、法规、标准及国家电监会条例、规章为准。本规定自颁布之日起施行，东北监管局颁布的《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定（2008年版）》同时废止。
附录1：贮灰场安全现状评价单元评定表
附录2：参考文献
附件1: 贮灰场安全现状评价申请书
附件2：贮灰场安全现状评价报告审查书
附件3：贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书