自备电厂:何以实现涅槃重生

正自备电厂如今已走到了抉择的关键期:坚守,势必要面对环保督查、基金补缴、安全运行、能效监督等方面的巨大挑战;撤退,企业经营发展必将改弦更张甚至难以为继……从2015年的中发9号文配套文件《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》到今年年初的《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》,有关自备电厂的政策正在步步收紧:无论自备电厂有着怎样的历史成因和体制背景,在电力体制改革不断推进、市场化建设不     

让自备电厂成为推进电改的“源头活水”——专访国家发改委能源研究所能源效率中心副主任熊华文

正年初,由国家发改委办公厅下发的《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》,对全国燃煤自备电厂的建设和运行提出了24条整治意见,被称为"史上最严格的燃煤电厂整治政策"。在深化电力体制改革、实施能源革命战略、推动供给侧结构性改革的大背景下,对燃煤自备电厂究竟应该怎么看、怎么办,未来发展到底"路在何方",新时代如何发挥新作用等问题,本刊记者于近日专访了国家发改委能源研究所能源效率中心副主任熊华     

燃煤自备电厂亟需升级改造

正燃煤自备电厂(以下简称"自备电厂")是我国火电行业的重要组成部分,曾经在我国电力装机薄弱和电力需求又十分紧缺的年代,在为企业生产运营提供动力供应、降低企业生产成本的同时,兼顾周边企业和居民用电、用热需求等方面,发挥过不可忽视的积极作用。截至2016年底,全国自备电厂装机容量已达1.4亿千瓦,约占全国电力总装机的7.9%左右。随着电网发电装机规模持续扩大和火电行业能效、环保标准不断提高,自备电厂要进一     

化工企业自备电厂锅炉设备技术管理存在的问题及对策

在化工企业自备电厂生产运行过程中,锅炉设备作为主要系统,其技术管理不但关系到自备电厂的整体运行效率,同时也关系到自备电厂的安全性。基于这一认识,化工企业必须对自备电厂锅炉设备技术管理引起足够的重视,并结合自备电厂生产运行实际,认真分析自备电厂锅炉设备技术管理中存在的问题,同时制定相应的应对策略,使锅炉设备技术管理能够在实效性上获得较大提高,为自备电厂锅炉设备运行提供有力支持。     

石化电厂烟气脱硫迫在眉睫

《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》提出，“十一五”时期二氧化硫排放总量要比“十五”末减少10％，这是必须完成的约束性指标。目前我国二氧化硫排放总量已达2549万吨，其中燃煤电厂占50％以上，已成为大气主要污染源。我国规划到2010年，燃煤电厂每千瓦时二氧化硫排放量降到2．7克，达到国际先进水平；二氧化硫年排放总量控制在1000万吨以内，安装脱硫装置的机组要达到3亿千瓦。燃煤电厂脱硫可以减少大气污染、改善空气质量，是利国利民的好事。中国石化自备电厂年排放二氧化硫达38万吨，     

全面实施燃煤电厂超低排放:氯碱企业福兮?祸兮?

在2015年12月初由国务院总理李克强主持召开的国务院常务会议上,决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造,大幅降低发电煤耗和污染排放,此举在国内氯碱企业中引起了不少的反响。有业内人士表示,对于大多数都拥有中小型自备电厂的氯碱企业而言,未来将迎来不小的挑战。     

自备电厂体现市场主体的自主选择权

正自备电厂的产生和存在以及继续存在是否合理,是不是应该承担社会责任,具体多大程度上承担"政策性交叉补贴、政府性基金及附加、系统备用费"等社会责任,成为了当前我们在推进电力体制改革过程中的一个热点。我国自备电厂的产生和发展有着特殊的历史与体制背景,是上世纪80年代,"独家办电"的垄断体制弊端日益凸显,政府鼓励"多家办电"的直接结果,与电力短缺、供电能力不足的特定环境有关。我们不能抛开历史     

自备电厂和小电厂的现状及其“正轨化”

自备电厂和小电厂的建设近年来呈现热潮。除符合我国能源政策的小型热电联产、冷热电联产电站及一些经济合理的自备电厂之外。也不难看到一些淘汰下来的小机组又重新投入使用．公共电厂被收购转作企业自备电厂……自备电厂和地方小电厂的发展必须是有序的，这就需要利用市场的、经济的、法律的有效手段来加以正确引导。     

矿务局自备电厂的发展与思考

矿务局自备电厂的兴建与发展 ,为煤炭企业调整产品结构、有效利用煤炭资源、增强企业发展后劲、扭亏脱困等诸多方面做出了突出的贡献。自备电厂的规模一般相对较小 ,且主要为满足自我需要 ,对社会的销售量不大。那么 ,各矿务局对自备电厂是如何进行管理呢 ?能否让自备电厂在煤炭企业创造出最佳效益呢 ?据了解 ,目前矿务局对自备电厂的管理办法有三种 :第一种是矿管电厂。由于自备电厂大多是矿井坑口中煤电厂或是矸石电厂 ,在审批立项时即以矿井的配套项目出现 ,建成后自然也归属其矿井管理 ,成为煤矿的一个生产车间。第二种是独立运作。以项…     

西北区域自备电厂情况调查分析

西北区域企业自备电厂发展迅速，在保证电力供应、促进地方经济发展、吸引投资等方面发挥了重要作用。同时自备电厂立项建设和运行管理失序，也对电力行业健康发展造成较大的负面影响。在对西北区域自备电厂基本情况进行分析的基础上，指出其目前在运营中存在的问题，并给出了改进建议。     

对某铝电企业自备机组孤网失败事件的思考

<正>2014年12月4日,广西某铝电企业有限公司(以下简称"铝电企业")考虑自身企业经济利益,甘冒机组故障停机安全风险,造成其供电系统(包括总装机容量81.5万千瓦的4台燃煤发电机组,32万千瓦用电负荷)与广西电网解列运行。经过约34天的孤网运行,该企业铝电厂4台自备燃煤发电机组于2015年1月7日失稳停运,经过几个小时努力仍没有能够恢复运行,全厂电解铝、氧化铝车间32万千瓦负荷停产,险些     

呼伦贝尔电业接管自备电厂用户

2006年6月10日起，在内蒙古呼伦贝尔市牙克石大雁矿区的北部，一座座铁塔拔地而起。这些110千伏线路的杆塔是当地供电企业接管自备电厂用户后新建的输电设施。 在我国，各个地区基本都存在着相当数量的老自备电厂。因体制及历史的原因，这些自备电厂直接向辖区及周边区域供电营业的现象较为普遍，时至今日，大多暴露出线路老化、设备落后等问题。 供电企业接管自备电厂用户无疑对强化电网统筹调配能力、提升自备电厂核心竞争力以及提高客户的用电质量产生积极作用，形成三方获益的局面。[编者按]     

燃煤电厂输煤系统粉尘治理的研究与探索

燃煤电厂在煤炭运输和燃烧过程中通常会产生大量烟气、粉尘,严重污染环境,也极大地破坏了生态环境。现代生态文明建设与环境保护理念大力推行,燃煤电厂越来越重视环境保护,不断加大研究力度,探寻有效的降尘技术,为有效治理燃煤电厂输煤系统粉尘浓度过高的问题,采取多种技术方法解决污染。本文围绕燃煤电厂输煤系统粉尘治理现状,在明确燃煤电厂输煤系统粉尘来源、对电厂设备与人体所产生危害基础上,结合燃煤电厂粉尘治理现有技术提出几点针对性策略,以期为燃煤电厂输煤系统粉尘治理技术方法的改进和提高燃煤电厂节能降耗水平提供参考。     

自备电厂灰色蜕变

正规范自备电厂的实质,是新形势下自备电厂在市场经济中身份的定义和再明确,其背后是政府治理方式的转变,不能简单将其归置于改革利益博弈的牺牲品而"惩之后快"。自备电厂既是电力体制改革推进至深水区曲折前行的参照物,投射出利益主体的面面观,同时也为重新梳理电价形成机制,合理规划电源布局开启思考空间。     

石化电厂治"散"的改革之路

近期国家发改委出台六大电网电价调整政策，要求各省按照本省统一标准向自备电厂征收三峡基金、农网还贷基金、城市公用事业附加费等政府性基金和附加。同时，自备电厂要向接网的电网公司交纳系统备用费。国家此项电价政策出台的目的是要限制地方自备电厂盲目发展造成争夺煤炭资源的状况，而采取的准税收性质的收费，以保证国家电力工业健康发展。     

燃煤电厂脱硫工艺及工艺选择要素分析

SO2的排放直接影响到环境,危害人类的健康,而燃煤电厂的SO2排放量一直是我国大气污染的主要来源,因此,对燃煤电厂进行脱硫意义重大。介绍了燃煤电厂烟气脱硫技术和脱硫原理,从燃煤电厂脱硫的条件,技术方面,脱硫对机组的影响,脱硫对生产运行的适应性,脱硫的经济与环境评价等方面对燃煤电厂的脱硫工艺选择进行详细探讨。     

燃煤电厂减排空间有多大

<正>近日,中国电力企业联合会发布的《中国电力工业现状与展望》提出,近年来,我国燃煤电厂污染物减排能力明显提升,排放总量大幅下降,但随着减排边际成本增大,煤电提效空间越来越小。根据今年《政府工作报告》,我国将深入实施大气污染防治行动计划,推动燃煤电厂超低排放改造。有关专家在接受《经济日报》记者采访时表示,目前我国燃煤电厂减排的边际成本越来越大。     

直面“新电改”

正编者按2015年3月,中共中央、国务院出台了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(简称9号文),对我国新一轮电力体制改革作出总体部署。2015年11月30日,国家发改委、能源局又发布了电力体制改革的6个配套文件,涉及输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建、放开发用电计划、售电侧改革、燃煤自备电厂监管等内容。     

直面“新电改”

编者按2015年3月,中共中央、国务院出台了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(简称9号文),对我国新一轮电力体制改革作出总体部署。2015年11月30日,国家发改委、能源局又发布了电力体制改革的6个配套文件,涉及输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建、放开发用电计划、售电侧改革、燃煤自备电厂监管等内容。     

我国燃煤电厂“十二五”期间新增烟气脱硝费用测算

介绍了我国燃煤电厂氮氧化物排放控制情况,并在符合《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223--2011）的前提下,通过对我国采用的主要烟气脱硝技术进行经济性分析,根据预测的我国“十二五”期间新增燃煤电厂装机容量,估算出我国“十二五”期间燃煤电厂烟气脱硝费用。至2015年,如果我国燃煤电厂烟气脱硝全部采用SCR技术,则脱硝投资费用将达到925．83亿元,年运行费用为362．07亿元;如果600MW以下机组采用SNCR—SCR脱硝技术,600MW及以上机组采用SCR脱硝技术,则脱硝投资费用将达到780．72亿元,年运行费用为344．32亿元。