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四、提升机组负荷率和运行质量
(十二)优化电力运行调度方式。完善调度规程规范,加强调峰调频管理,优先采用有调节能力的水电调峰,充分发挥抽水蓄能电站、天然气发电等调峰电源作用,探索应用储能调峰等技术。
合理确定燃煤发电机组调峰顺序和深度,积极推行轮停调峰,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,探索开展辅助服务市场交易,对承担调峰任务的燃煤发电机组适当给予补偿。
完善电网备用容量管理办法,在区域电网内统筹安排系统备用容量,充分发挥电力跨省区互济、电量短时互补能力。合理安排各类发电机组开机方式,在确保电网安全的前提下,最大限度降低电网旋转备用容量。支持有条件的地区试点实行由“分机组调度”调整为“分厂调度”。
(十三)推进机组运行优化。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。扎实做好燃煤发电机组设备和环保设施运行维护,提高机组安全健康水平和设备可用率,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,保障煤质与设计煤种相符,鼓励采用低硫分低灰分优质燃煤;加强入炉煤计量和检质,严格控制采制化偏差,保证煤耗指标真实可信。
限制高硫分高灰分煤炭的开采和异地利用,禁止进口劣质煤炭用于发电。煤炭企业要积极实施动力煤优质化工程,按要求加快建设煤炭洗选设施,积极采用筛分、配煤等措施,着力提升动力煤供应质量。
(十五)促进网源协调发展。加快推进“西电东送”输电通道建设,强化区域主干电网,加强区域电网内省间电网互联,提升跨省区电力输送和互济能力。完善电网结构,实现各电压等级电网协调匹配,保证各类机组发电可靠上网和送出。积极推进电网智能化发展。
(十六)加强电力需求侧管理。健全电力需求侧管理体制机制,完善峰谷电价政策,鼓励电力用户利用低谷电力。积极采用移峰、错峰等措施,减少电网调峰需求。引导电力用户积极采用节电技术产品,优化用电方式,提高电能利用效率。
五、推进技术创新和集成应用
(十七)提升技术装备水平。进一步加大对煤电节能减排重大关键技术和设备研发支持力度,通过引进与自主开发相结合,掌握最先进的燃煤发电除尘、脱硫、脱硝和节能、节水、节地等技术。
以高温材料为重点,全面掌握拥有自主知识产权的600℃超超临界机组设计、制造技术,加快研发700℃超超临界发电技术。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。推进亚临界机组改造为超(超)临界机组的技术研发。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)促进工程设计优化。制(修)订燃煤发电产业政策、行业标准和技术规程,规范和指导燃煤发电项目工程设计。支持地方制定严于国家标准的火电厂大气污染物排放地方标准。强化燃煤发电项目后评价,加强工程设计和建设运营经验反馈,提高工程设计优化水平。积极推行循环经济设计理念,加强粉煤灰等资源综合利用。
(十九)推进技术集成应用。加强企业技术创新体系建设,推动产学研联合,支持电力企业与高校、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项目建设,创建一批重大技术攻关示范基地,以工程项目为依托,推进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。
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