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Published on: June 12, 2012

Original title: 关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知(发改厅[2012]1662号)
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关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知
发改厅[2012]1662号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（经贸委、工信委、经委）财政厅，国家电网公司、南方电网有限责任公司、华能、大塘、华电、国电、中电投、华润、神华集团公司、国家开发投资公司、中国国际工程咨询公司、中国电力工程顾问集团公司、西安热工研究院有限公司：

目前，全国煤电装机约7亿千瓦，消耗煤炭占全社会消费总量的一半。近年来，通过“上大压小”、技术进步和加强管理等措施，全国平均供电煤耗较“十一五”初期下降了10%。另一方面，部分机组仍存在技术粗放、管理不善、能耗偏高等问题。实施在役煤电机组综合升级改造，是能源“十二五”规划和电力“十二五”规划提出的一项重要任务，对于提高能源资源利用效率，推进电力行业加快转变发展方式，建设资源节约型、环境友好型社会具有重要意义。现将有关事项通知如下：
一、原则和目标
　　按照“市场运作、政策扶持、试点先行、有序实施”的原则，“十二五”期间，采用成熟可靠、经济适用的先进发电技术和管理办法（详见附件一），对在役煤电机组进行综合升级改造，首批启动1000万千瓦示范项目，待取得经验后，再逐渐扩大改造规模。
二、范围和重点
　　鼓励对供电煤耗高出同类机组平均水平5克/千瓦时以上的煤电机组实施综合升级改造。重点支持满足下列条件的机组申报国家燃煤电厂综合升级改造项目年度实施计划。
（一）单机容量大于10万千瓦、小于100万千瓦。
（二）投产运行2年以上。对20万千瓦级及以下纯凝机组，除供热改造外，服役运行年限在15年以内。
（三）供热改造项目，单台机组供热能力达到工业热负荷70吨/小时或采暖热负荷240万平方米以上。
（四）单台机组预计年节能量超过7500吨标准煤。
综合升级改造项目的年节能量包括发电降耗、供热改造提效两部分（具体计算详见附件二）。
三、支持政策
（一）支持发展。对煤耗指标领先、积极实施燃煤电厂综合升级改造并取得显著成效的企业，优先支持其火电项目建设。综合升级改造项目年节能量每形成1万吨标准煤，相应增加业主单位所在企业集团3万千瓦火电建设规模，用于该企业集团全国范围内规划建设的火电项目。
（二）奖励资金。对纳入国家燃煤电厂综合升级改造项目年度实施计划的项目，中央财政根据实际改造成果，按照《节能技术改造财政奖励资金管理办法》（财建[2011]367号）给予奖励，并鼓励地方积极给予支持。
（三）优惠贷款。经商国家开发银行同意，纳入国家燃煤电厂综合升级改造项目年度实施计划的项目享受优惠信贷支持，原则上贷款利率在基准利率基础上下浮10%，期限10年以上。具体金融产品、审批手续由国家开发银行另行规定。鼓励其他金融机构给予优惠贷款支持。
（四）优先调度。对完成综合升级改造的机组，省级有关部门要会同电网公司，根据相关规定及时调整节能发电调度序位；未实行节能发电调度的地区，要加大计划电量支持力度。
四、工作要求
（一）项目申报。符合第二条规定的项目，业主单位应编制燃煤电厂综合升级改造项目申请报告（详见附件三），并按程序报送项目所在地省级能源主管部门。
省级能源主管部门对项目进行筛选，于每年1月底前，将年度备选项目汇总表（详见附件四）及具体项目申请报告报送国家能源局。附件五所列项目仅供相关地区和企业在申报首批示范项目时参考。
（二）性能测试。国家能源局、财政部委托有资质的咨询中介等机构，在改造前后，分别开展机组性能测试。性能测试费用由中央财政按相关规定支付。承担项目性能测试的咨询中介等机构，其自身及关联单位不得为该项目提供设计、施工等服务。
（三）计划下达。国家能源局根据有关机构出具的机组性能测试指标，对申报材料进行审核并下达国家燃煤电厂综合升级改造项目年度实施计划，明确各项目主要能效指标、年节能量、实施期限、总投资等内容。
（四）资金申请。符合奖励条件的项目单位可按照《节能技术改造财政奖励资金管理办法》（财建[2011]367号）要求，提出奖励资金申请报告，经法人代表签字后，报项目所在地节能主管部门和财政部门。省级节能主管部门、财政部门根据有关机构出具的机组性能测试指标，将符合条件的项目资金申请报告汇总上报国家发展改革委、财政部。
（五）资金下达。国家发展改革委、财政部组织专家对地方上报的资金申请报告进行复审，国家发展改革委根据复审结果下达项目实施计划。财政部根据国家发展改革委的项目实施计划，按照奖励金额的60%下达预算；项目完工后，再根据项目实际节能效果与省级财政部门进行清算。清算奖励资金由省级财政部门负责拨付或扣回。
（六）加强管理。省级能源主管部门会同节能主管部门、财政部门负责本地区燃煤电厂综合升级改造工作。发电企业要做好所属燃煤电厂改造的计划管理、技术指导、资金筹措、过程控制。业主单位要认真编制改造方案，加强工程管理，确保实现预期目标。省级电网企业应按项目年度实施计划，合理安排机组检修，积极配合完成机组性能测试，确保优先调度原则落到实处。
（七）监督检查。国家能源局、财政部、国家发展改革委组织有关单位对燃煤电厂综合升级改造工作进行抽查。对弄虚作假、骗取政策支持的单位，一经查实，将追缴奖励资金、建设规模和鼓励电量，并依法追究相关人员的责任。
国家能源局、财政部、国家发展改革委将及时总结示范项目经验，不断完善管理办法，确保“十二五”燃煤电厂综合升级改造目标如期实现。
《国家能源局 财政部关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知》（国能电力[2012]25号）撤销，现重新印发，请按照执行。
附件：一、燃煤电厂综合升级改造主要参考技术
二、煤电机组主要能效指标及年节能量计算
三、燃煤电厂综合升级改造项目申请报告（编制提纲）
四、燃煤电厂综合升级改造备选项目汇总表（样表）
五、燃煤电厂综合升级改造示范项目表（仅供参考）

 

国家发展改革委

国家能源局

财    政    部
二〇一二年六月十二日

附件一：

燃煤电厂综合升级改造主要参考技术
序号	技术名称	技术原理及特点	升级提效效果	成熟程度及适用范围
一、	汽轮机系统改造
1	汽轮机通流部分改造	对于135MW、200MW汽轮机和2000年前投运的300MW和600MW亚临界汽轮机，通流效率低，热耗高。采用全三维技术优化设计汽轮机通流部分，采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机，节能提效效果明显。	据估算可降低煤耗10～20g/kWh。	技术成熟。 大部分135MW、200MW、300MW汽轮机已改造完成；部分600MW汽轮机也已进行了改造。
2	汽轮机间隙调整及汽封改造	部分汽轮机普遍存在汽缸运行效率较低、高压缸效率随运行时间增加不断下降的问题，主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。通过汽轮机本体技术改造，提高运行缸效率，节能提效效果显著。	据估算可降低煤耗2～4g/kWh。	技术成熟。 适用于300MW～600MW各类型机组。五大集团已推广应用。
3	汽机主汽滤网结构型式优化研究	为减少主再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机通流部分的损伤，主再热蒸汽阀门均装有滤网。常见滤网孔径均为φ7，已开有倒角。但滤网结构及孔径大小需进一步研究。	可减少蒸汽压降和热耗，暂无降低供电煤耗估算值。	技术成熟。 适于各级容量机组。
二、	锅炉系统改造
4	锅炉排烟余热回收利用	在空预器之后、脱硫塔之前烟道的合适位置通过加装烟气冷却器，用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水，回收部分热量，从而达到节能提效、节水效果。	采用低压省煤器技术，若排烟温度降低30℃，机组供电煤耗可降低1.8g/kWh，脱硫系统耗水量减少70%。	技术成熟。 适用于排烟温度比设计值偏高20℃以上的机组。
5	锅炉本体受热面及风机改造	锅炉普遍存在排烟温度高、风机耗电高，通过改造，可降低排烟温度和风机电耗。具体措施包括：一次风机、引风机、增压风机叶轮改造或变频改造；锅炉受热面或省煤器改造。	据估算可降低煤耗1.0～2.0g/kWh。	技术成熟。 适用于300MW亚临界机组、600MW亚临界机组和超临界机组。
6	锅炉运行优化调整	近年电煤供应紧张，电厂实际燃用煤种与设计煤种差异较大，对锅炉燃烧造成很大影响。开展锅炉燃烧及制粉系统优化试验，确定合理的风量、风粉比、煤粉细度等，有利于电厂优化运行。	据估算可降低煤耗0.5～1.5g/kWh。	技术成熟。 在役各级容量机组可普遍采用。
三、	综合改造
7	电除尘器改造及运行优化	根据典型煤种，选取不同负荷，结合吹灰情况等，在保证烟尘排放浓度达标的情况下，试验确定最佳的供电控制方式（除尘器耗电率最小）及相应的控制参数。通过电除尘器节电改造及运行优化调整，节电效果十分明显。	据估算可降低煤耗约2～3g/kWh。	技术成熟。 适用于在役300MW亚临界机组、600MW亚临界机组和超临界机组。
8	热力及疏水系统改进	改进热力及疏水系统，可简化热力系统，减少阀门数量，治理阀门泄漏，取得良好节能提效效果。	据估算可降低煤耗2～3g/kWh。	技术成熟。 国内有200多台机组已改进，部分新机组设计已进行优化。
9	汽轮机阀门管理优化	通过对汽轮机不同顺序开启规律下配汽不平衡汽流力的计算，以及机组轴承承载情况的综合分析，采用阀门开启顺序重组及优化技术，解决机组在投入顺序阀运行时的瓦温升高、振动异常问题，使机组能顺利投入顺序阀运行，从而提高机组的运行效率。	据估算可降低煤耗2～3g/kWh	技术成熟 适用于200MW以上机组
10	汽轮机冷端系统改进及运行优化	汽轮机冷端性能差，表现为机组真空低。通过采取技术改造措施，提高机组运行真空，可取得很好的节能提效效果。	据估算可降低煤耗0.5～1.0g/kWh。	技术成熟。 适用于在役300MW亚临界机组、600MW亚临界机组和超临界机组。
11	给水泵与除氧器选型优化	小汽机效率高，且目前300MW、600MW机组汽动给水泵国产化设备已成熟，新设计机组应优先选用100%容量汽动给水泵。机组没有启动汽源时，设一台启动电动给水泵。对于有启动汽源（如邻机汽源）的机组，通过汽动给水泵启机。 内置式除氧器具有出水含氧量低、排汽损失小、结构紧凑、体积小、重量轻、安装简单、优质高效、安全可靠等特点，是较好的节能提效设备。	据估算可降低煤耗约0.5～1g/kWh。	技术成熟。 新建300MW级、600MW级纯凝发电机组宜优先选用100%容量的汽动给水泵。新机组设计时可优先选用内置式除氧器。
12	高压除氧器乏汽回收	将高压除氧器排氧阀排出的乏汽通过表面式换热器提高化学除盐水温度，温度升高后的化学除盐水补入凝汽器，可以降低过冷度，一定程度提高热效率。	据估算可降低供电煤耗约0.5～1g/kWh	技术成熟。 适用于100-300MW机组
13	取较深海水作为电厂冷却水	直流供水系统取、排水口的位置和型式应考虑水源特点、利于吸取冷水、温排水对环境的影响、泥沙冲淤和工程施工等因素。有条件时，宜取较深处水温较低的水。但取水水深和取排水口布置受航道、码头等因素影响较大。此外，取水设施长度每增加1m，工程投资增加约5万元。	采用直流供水系统时，循环水温每降低1℃，机组供电煤耗降低约1g/kwh。	技术成熟。 适于沿海电厂。
14	脱硫系统运行优化	具体措施包括：1）吸收系统（浆液循环泵、pH值运行优化、氧化风量、吸收塔液位、石灰石粒径等）运行优化；2）烟气系统运行优化；3）公用系统（制浆、脱水等）运行优化；4）采用脱硫添加剂。可提高脱硫效率、减少系统故障、降低系统能耗和运行成本、提高对煤种硫份的适应性，具有良好的经济和社会效益。	据估算可降低煤耗约0.5g/kWh。	技术成熟。 适用于在役300MW亚临界机组、600MW亚临界机组和超临界机组。
15	凝结水泵变频改造	高压凝结水泵电机采用变频装置，在机组调峰运行时可降低节流损失，达到提效节能效果。	据估算可降低煤耗约0.5g/kWh。	技术成熟。 在大量300～600MWW机组上得到推广应用。
16	空气预热器密封改造	回转式空气预热器通常存在密封不良、低温腐蚀、积灰堵塞等问题，造成漏风率与烟风阻力增大，风机耗电增加。可采用先进的密封技术进行改造，使空气预热器漏风率控制在6%以内。	据估算可降低煤耗0.2～0.5g/kWh。	技术成熟。 各级容量机组，在空气预热器漏风率6%—8%应进行检修，8%—10%可考虑进行密封改造，高于10%时应采用新型密封技术进行改造。
17	风冷干式除渣系统	风冷干式除渣具有系统简单、年运行费用低、占地少、灰渣利用范围广、无废水排放、对环境污染小、节能提效节水等突出特点。但从近年运行情况看，对灰渣量较大或煤质变化大的机组，由于冷却风量变化，会影响锅炉燃烧效率。	节水效果好，系统简单可节约厂用电。 暂无降低供电煤耗估算值。	技术成熟。 在国内已广泛应用，机组容量覆盖50MW～1000MW。尤其适于煤质条件好的机组。
18	锅炉等离子点火技术	采用等离子点火燃烧器替代常规燃油点火燃烧器	可以实现无油点火，节约大量锅炉点火用油。暂无降低供电煤耗估算值。	技术成熟。 适用于200MW以上机组
19	锅炉微油点火技术	采用微油气化点火燃烧器替代常规燃油点火燃烧器	可以节约90%左右的锅炉点火用油。 暂无降低供电煤耗估算值。	技术成熟。 适用于各类煤粉锅炉
20	电除尘器高频电源改造	将电除尘器工频电源改造为高频电源。由于高频电源在纯直流供电方式时，电压波动小，电晕电压高，电晕电流大，从而增加了电晕功率。同时，在烟尘带有足够电荷的前提下，大幅度减小了电除尘器电场供电能耗，达到了提效节能的目的。	可大幅度降低电除尘器能耗，暂无降低供电煤耗估算值。	技术成熟。 适用于300～1000MW机组
21	发电机转子两端的离心式风扇改用轴流式	发电机转子冷却采用单级轴流式风扇效率高，其次依次为单级离心式、多级轴流式。目前国内各制造厂对发电机转子冷却风机型式按不同的习惯进行选型。	节电量较小，对降低煤耗影响较小。	技术成熟。 适于各级容量机组。
22	加强管道和阀门保温	管道及阀门保温技术直接影响电厂能效，降低保温外表面温度设计值有利于降低蒸汽损耗。但会对保温材料厚度、管道布置、支吊架结构产生影响。	暂无降低供电煤耗估算值。	技术成熟。 适于各级容量机组。
23	电厂照明节能方法	从光源、镇流器、灯具等方面综合考虑电厂照明，选用节能、安全、耐用的照明器具。	可以一定程度减少电厂自用电量，对降低煤耗影响较小。	技术成熟 适用于各类电厂。
四、	供热改造
24	凝汽式汽轮机供热改造	对纯凝汽式汽轮机组蒸汽系统适当环节进行改造，接出抽汽管道和阀门，分流部分蒸汽，使纯凝汽式汽轮机组具备纯凝发电和热电联产两用功能。	大幅度降低供电煤耗，一般可达到10g/kWh以上。	技术成熟。 适用于125~600MW纯凝汽式汽轮机组。

 

附件二：

煤电机组主要能效指标及年节能量计算

一、典型煤电机组主要能效指标基准指导值

机组类型	冷却方式	生产供电煤耗
		平均水平 基准指导值	先进水平 基准指导值
1000MW级超超临界	湿冷	290	285
	直接空冷	308	303
600MW级超超临界	湿冷	298	290
	间接空冷	308	303
	直接空冷	316	308
600MW级超临界	湿冷	306	297
	直接空冷	325	317
600MW级亚临界	湿冷	320	315
	间接空冷	330	325
	直接空冷	338	333
350MW级超临界	湿冷	318	313
	直接空冷	338	335
350MW级亚临界（进口）	湿冷	318	310
300MW级亚临界	湿冷	330	320
	间接空冷	340	335
	直接空冷	348	343

 

二、项目年节能量计算方法

额定发电能力统一取机组改造前铭牌功率，不考虑增容因素。厂用电率统一取机组改造后纯凝额定工况发电厂用电率。机组年发电设备利用小时统一取5500小时。原则上，项目年节能量以额定工况性能考核测试获得的生产供电煤耗为计算依据；煤耗进行二类修正的，前后修正的原则和方法应保持一致。供热改造的机组，其热电联产与燃煤供热分散小锅炉的平均供热煤耗差统一取20千克/吉焦。年节能量单位统一换算为吨标煤。

（一）发电降耗

发电降耗形成的年节能量＝5500×额定发电能力×（1－厂用电率）×（改造前纯凝额定工况生产供电煤耗－改造后纯凝额定工况生产供电煤耗）。项目实施辅机变频等非额定工况下方有明显节能效果改造的，厂用电率数值可扣除75%负荷率下厂用电率降低量（百分点数）。

（二）供热改造提效

供热改造提效形成的年节能量＝机组改造后第一年实际替代或新增替代供热量×平均供热煤耗差。具体应用中可用最近连续12个月代替自然年。若只有采暖负荷，考虑第一个完整采暖季即可。

 

附件三：

燃煤电厂综合升级改造项目申请报告

（新编制提纲）

项目申请报告在上报时应附相关承诺（见附表A）。

一、企业基本情况

叙述项目单位情况和企业能源管理情况，填写附表B。

二、项目情况

（一）机组改造前能源消耗及能效指标情况

对热力系统存在的能耗问题及其原因进行重点分析。

（二）升级改造内容

叙述升级改造项目的主要内容。填写附表C。

（三）前期工作情况

项目实施所涉及的土地、取水、规划选址、环评、热负荷、供热特许经营等外部条件或前置条件具备情况。

三、项目拟采用的技术、工艺和措施

（一）主要升级提效技术

针对机组存在的能耗问题，采用相应技术，充分体现“治本”。除阐述拟采用升级提效技术（工艺和措施）的原理、特点、作用和效果外，还应说明多项技术相互作用可能存在的不利影响，对综合效果进行评价。对一般性技术或措施，有利于非额定工况节能的技术或措施，满足污染物排放新标准的升级工艺或装置等，可纳入升级改造范围，并简要说明。

（二）机组改造后能源消耗及能效指标情况

四、项目年节能量测算和监测方法

（一）项目年节能量测算的依据和基础数据

（二）项目年节能量测算

详细列明测算过程，单项可估算的，可逐项列明。除规定简化计算方法外，还应选用常规热力平衡方法进行计算、比较。

五、项目实施进度安排

多台机组的项目，按机组分开说明。

六、项目投资及其构成

说明对应前文所述的全部升级改造内容和技术（工艺或装置）的投资，列明细项和年度使用计划。

 

附件：

一、综合升级改造项目可行性研究报告及评估咨询意见

二、项目前期支持性文件

附件三表A：

 

 

项目单位承诺
项目单位名称
改造项目名称
我单位现承诺：此次上报的综合升级改造项目所有材料真实无误，并愿意承担相关由此引发的全部责任。     企业负责人签字： 请在此加盖企业公章   年    月     日
审核单位承诺
审核处室名称
经审核，此项目符合国家产业政策，满足《关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知》等文件要求，以前没有获得中央预算内节能资金支持，目前也未多头上报，材料真实、齐备，同意上报。   经办人签字： 处（室、办）负责人签字：   年    月     日

 

附件三表B：

 

企业名称				法定代表人
企业地址				联系电话
企业登记 注册类型			职工人数（人）		其中：技术人员（人）
隶属关系			银行信用等级
企业总资产（万元）		固定资产原值（万元）		固定资产净值（万元）			资产负债率（%）
企业贷款余额（万元）			其中：中长期贷款余额（万元）		短期贷款余额（万元）
年度（近三年） 企业能源情况		20   年	20   年	20   年			备  注
额定发电总装机（MW）
总发电量（万千瓦时）
总供热量（万吉焦）
耗用标准煤量（万吨）
实际完成生产供电标准煤耗（克/千瓦时）
发电厂用电率（%）

 

附件三表C：

企业名称					改造年限
项目名称					项目责任人 及联系电话
项目必要性（拟改造机组的能效现状、存在的主要问题）
项目改造内容（分机组填写主要升级提效技术）
改造预期效果	改造后预计供电煤耗达到**克/千瓦时，每年发电降耗可节约**吨标准煤，削减二氧化硫排放**吨，减排二氧化碳**吨。（注：多台机组的分开填写；注明以上指标测算的工况及主要边际条件）。 供热改造后预计第一年替代供应热负荷**万吉焦（采暖**万平方米、工业**蒸吨/小时），关停**台分散小锅炉（共**蒸吨/小时）供热改造提效节约**吨标准煤，削减二氧化硫排放**吨，烟尘**吨，减排二氧化碳**吨。
项目总投资（万元）		自筹及其他		银行贷款				固定资产投资
项目前期工作情况	（注：涉及新增土地、取水、规划选址、环评、热负荷等重要外部条件的，均应说明。）

附件四：

燃煤电厂综合升级改造备选项目汇总表（样表）

省（区市）

序 号

项目 名称

项目主体基本情况（实施前）

改造内容及措施

总 投 资

预期年 节能量

预期生产 供电煤耗

实施期限

核准（审批）文件

发电 容量

投产 年份

生产供 电煤耗

参数

制造 企业

冷却 方式

是否 脱硫

是否 脱硝

起

止

(MW)

(g/kWh)

(万元)

(tce)

(g/kWh)

合  计

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1

**项目

2

**项目

3

注：（本表为A4幅面）

1

项目名称应包括省份、企业集团、电厂名称、机组编号，如辽宁华能大连电厂#3、4；

2

发电容量的单位一律用MW，投产年份填写项目所含机组最早投产的年份。

3

参数为超超临界、超临界和亚临界；制造企业，国产机组填写锅炉汽机发电机厂家简称，如哈上东，进口机组填写进口国；冷却方式说明湿冷或空冷；

4

项目改造内容简要说明采用的新工艺、新技术、新设备，改造的工作量等，不超过100字为好；

5

煤耗采用额定工况下经二类修正的数据；计划实施期限说明起始年月；

6

核准（审批）文件指政府投资主管部门原批准建设拟改造机组的批复文件，即说明改造机组的合法性，用“名称（文号）”规范引用；

7

清算申请报告汇总，请将预期年节能量和能耗指标换为批复下达的目标值，并增加实际完成栏目。

 

附件五：
燃煤电厂综合升级改造示范项目表（仅供参考）
序号	电厂	机组	容量 （万千瓦）	投产 年份	机组 类型	主机 参数	冷却 型式	2010年 供电煤耗（g/kWh)	改造目标 供电煤耗 (g/kWh）	计划改造内容	实施期限		预计年节能量 （万t标煤/a）	总投资 （万元）
											起	止
总计			983										79.64	151527
1	辽宁中电投清河电厂	9号	60	2010	纯凝	超临界	湿冷	325	318	冷却塔塔芯填料改造	3/1/2012	5/1/2012	2.10	420
2	辽宁华能大连电厂	3、4号	70	1988 ~1998	纯凝	亚临界	湿冷	318.83	280	纯凝机组供热改造，同步建设供热首站和配套热网。	2012年1月	2012年10月	5.87	23000
3	内蒙古中电投元宝山电厂	3号	60	1997	纯凝	亚临界	湿冷	327	319	采用接触式铁素体汽封、蜂窝汽封、浮动铁素体汽封进行汽轮机汽封、轴封进行全面改造，	4/1/2012	7/1/2012	2.40	350
4	内蒙古国电东胜电厂	1、2号	60	2008	供热	亚临界	直接空冷	341.8	314	应用热泵技术回收利用1、2号机组空冷岛乏汽余热，热水温度二次加热后对外供热	1/1/2012	9/1/2012	8.55	13034
5	河北大唐张家口电厂	5号	30	1999	纯凝	亚临界	湿冷	347.6	331.1	通流改造，汽封改造	2012年3月	2012年5月	2.47	4500
6	河北大唐张家口电厂	6号	30	1999	纯凝	亚临界	湿冷	340.2	328.2	通流改造，汽封改造	2012年5月	2012年7月	1.80	4500
7	河北建投邢台电厂	1、2号	60	2006	供热	亚临界	湿冷	324.98	314.04	吸收式热泵回收循环水余热、空预器改造、汽封改造	2012年1月	2012年11月	5.02	10394
8	河北建投秦皇岛秦热发电厂	1号	30	2006	供热	亚临界	湿冷	343	329	循环流化床机组，汽机通流改造、低温省煤器改造	2012年4月	2012年08月	2.50	5000
9	天津大唐盘山电厂	3号	60	2001	纯凝	亚临界	湿冷	327	318.65	汽轮机高中低压缸通流部分进行改造，汽封改造，低压内缸改造为全新超临界技术	2012年8月	2012年10月	2.76	9000
10	山东华能德州电厂	2号	32	1991	纯凝	亚临界	湿冷	330	323	汽轮机通流改造；高中压转子、隔板、汽封等	2012年4月	2012年6月	1.60	3950
11	山东华电潍坊电厂	2号	33	1994	纯凝	亚临界	湿冷	349.76	323	汽封改造，循泵提效，空预器改造， 辅机变频改造等	4/1/2012	7/1/2012	4.42	14900
12	浙江浙能北仑电厂	3号	60	2000	纯凝	亚临界	湿冷	318.1	314	汽机通流改造；高压阀组改造	2012年10月	2012年12月	2.30	7000
13	浙江浙能嘉兴电厂	2号	30	1995	纯凝	亚临界	湿冷	333.58	324	汽机通流改造	2012年1月	2012年12月	1.32	4000
14	湖南华润鲤鱼江B电厂	2号	65	2007	纯凝	亚临界	湿冷	338.38	326	进汽阀组改造、制粉系统改造、汽封改造、循环水取水方式改造等综合改造	2012年1月	2012年6月	4.50	7400
15	湖北华电襄阳电厂	2号	30	1999	纯凝	亚临界	湿冷	348.21	323	汽封改造，循泵提效，空预器改造， 辅机变频改造等	2/29/2012	5/31/2012	3.78	9000
16	陕西华能铜川电厂	1号	60	2007	纯凝	亚临界	直接空冷	335	331	高中压缸布莱登汽封改造、低压缸及轴封刷式汽封改造	2012年9月	2012年10月	1.32	340
17	陕西国电宝鸡第二发电厂	1、2号	60	2000	纯凝	亚临界	湿冷	326	319	供热改造	1/1/2012	12/1/2012	10.80	21273
18	青海华电大通电厂	2号	30	2006	纯凝	亚临界	湿冷	339.43	325	汽封改造，循泵提效，空预器改造， 辅机变频改造等	4/27/2012	6/29/2012	2.16	5173
19	广东粤电韶关电厂	11号	30	2005	纯凝	亚临界	湿冷	358.09	336	汽机通流改造	2012年4月	2012年6月	7.00	5470
20	广西国投钦州发电有限公司	2号	63	2007	纯凝	超临界	湿冷	318	305	汽轮机通流部分改造、空预器密封改造、热力系统优化	2012年6月	2012年8月	4.50	1433
21	云南国投曲靖发电有限公司	1号	30	1998	纯凝	亚临界	湿冷	352	337	调节级喷嘴更换、高、中、低压缸汽封改造、热力系统优化、空预器密封改造	2012年6月	2012年8月	2.47	1390
备注：首批拟安排1000万千瓦左右燃煤电厂综合升级改造示范项目。按照节能潜力、技术代表性、机组地域分布、实施时间等条件，初选了上述备选项目，供参考。请省级能源主管部门结合本地区实际，认真复核或另行择优推荐备选项目。