电力（热电、坑口、燃料）前沿技术简介

5.2电力（热电、坑口、燃料）5.2.1前沿技术（1）超超临界燃煤发电技术超超临界发电技术是将水蒸汽的压力、温度提高到超临界参数以上，从而大幅度提高机组的热效率、降低供电煤耗、减少污染物排放。蒸汽参数越高，热力循环效率越高，提高燃煤发电机组的蒸汽参数是提高机组效率的重要手段。欧盟与美国20世纪90年代就启动了超超临界技术的研究。欧洲自1998年启动了700℃等级超超临界参数的“AD700计划”，目标是于2015年建成效率超过50％，具备高可靠性、经济性的35MPa/700℃/720℃等级超超临界示范电站。我国根据国情开发超超临界技术选型方案，即机组容量1000MW和600MW级，压力25～28MPa，温度600℃/600℃，一次中间再热，配套建设脱硫、脱销装置。并以此为依据，制定了锅炉关键技术、汽轮机关键技术、烟气净化技术、设计与运行技术等研发目标，以及示范工程的技术经济目标。我国700℃超超临界发电技术研发进展与国外基本同步。国内超超临界机组的主要发展方向有二代高效一次再热机组、超大容量120～130万千瓦机组、二次再热机组。目前，各大集团关注的重点是二代高效一次再热机组。2014年年底投产的华能长兴电厂是目前国内参数最高的超超临界发电机组，其采用的是高效一次再热技术。一次再热整体上是比二次再热成熟的技术，国家强调的是推进二次再热示范工程的建设。我国首个采用二次再热的电厂国电泰州电厂即将于2015年第二季度投产发电。超超临界机组已成为我国新建燃煤发电站的首选装备，其装机容量和机组数量均已跃居世界首位，技术水平居世界前列，大大优化了我国电力装机结构。超超临界燃煤发电技术的发展方向：在国际上开始研究700℃计划时，我们立足于国情提出在国际市场采购已成熟的高温高压合金钢为基础，完成600℃超超临界燃煤发电机组的研发与推广工作，提升了国内电站设计、制造、建设、运行队伍的整体水平。目前国内在该领域的技术瞄准最先进目标开展联合攻关，加快700℃计划的研发力度。（2）整体煤气化联合循环发电技术整体煤气化联合循环(Integrated GasificationCombined Cycle，IGCC)发电技术是指将煤炭、生物质、石油焦、重渣油等多种含碳燃料进行气化，将得到的合成气净化后用于燃气一蒸汽联合循环的发电技术。主要工艺流程是，煤在氮气的带动下进入气化炉，与空分系统送出的纯氧在气化炉内燃烧反应，生成合成气（有效成分主要为CO、H2），经除尘、水洗、脱硫等净化处理后，到燃气轮机做功发电，燃气轮机的高温排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动汽轮机发电。与传统煤电技术相比，IGCC将煤气化和燃气－蒸汽联合循环发电技术集成具有发电效率高、污染物排放低，二氧化碳捕集成本低等优势，从根本上解决现有燃煤电站效率低下和污染严重的主要问题，被公认为是世界上最清洁的燃煤发电技术。IGCC可与煤化工实现多联产，也可与天然气电站同址建设，有利于提高煤炭的综合利用和转化效率，极具发展潜力。在实际运行中，天津IGCC电站主要污染物排放接近天然气电站排放水平，体现出巨大的环保优势。其中，粉尘排放浓度小于0.6毫克/立方米，远低于30毫克/立方米的国家标准；脱硫效率达99.97%以上，二氧化硫排放浓度小于0.9毫克/立方米，远低于100毫克/立方米的国家标准；氮氧化物排放浓度小于50毫克/立方米，仅为国家标准的一半。2009年7月6日，华能绿色煤电天津IGCC示范电站正式开工，该项目是“绿色煤电”计划第一阶段的依托项目，也是国家“十一五”863计划重大项目。2013年是天津IGCC电站投产后的第一年,全年发电量完成2.2亿千瓦时,累计运行时间达1400小时,连续运行最长周期为24天,远远超过国外同类型机组投产初期运行水平。2014年,通过技术改进和深度调试,机组安全稳定运行水平大幅提高,截至9月10日,全年发电量累计完成7亿千瓦时,累计运行时间达3200小时,最长连续运行时间达45天,全年预计完成发电量9亿千瓦时以上。在实际运行中,天津IGCC主要污染物排放接近天然气电站排放水平,体现出巨大的环保优势。整体煤气化联合循环发电技术的发展方向：中国富煤少油缺气,同时积累了一定的工业基础,IGCC发电技术在中国作为一种日臻成熟的煤清洁利用技术,近零排放,且其成本有一定的压缩空间,未来将有很大的产业化潜力。IGCC发电与煤制甲醇、醋酸等化工原料相结合的IGCC多联产技术是IGCC以后的发展方向。以后IGCC中的气化炉将向高温、高压、高煤炭容量、煤种适应性广的方向发展。随着煤炭气化技术、煤气高温脱硫技术以及燃气轮机等技术的发展，必将使IGCC的成本降低，使其具有更加广阔的发展前景。(3)碳捕获与封存技术面对日益紧迫的环境问题，碳捕获与封存（CCS）技术不仅能将二氧化碳封存于地下或海底,而且还能实现对二氧化碳的利用，是解决工业排放二氧化碳最具发展前景的解决方案之一。实现CCS主要有“碳捕集”、“碳封存”、“二氧化碳运输”三大步骤。目前主流的碳捕集工艺按操作时间可分为3类：燃烧前捕集、富氧燃烧捕集(燃烧中捕集)和燃烧后捕集。碳封存技术相对成熟，主要有含盐咸水层封存、油气层封存和煤气层封存。运输成本在CCS技术系统中所占比重相当小，主要有管道运输和罐装运输两种方式，技术上问题不大。其中，管道运输是一种成熟的技术，也是运输二氧化碳最常用的方法，一次性投资较大，适宜运输距离较远、运输量较大的情况。迄今为止，北美洲拥有最多的碳捕获项目。全球22个碳捕获项目中的16个在北美州。英国是较早开始研发碳捕获技术的国家，拥有5个项目，都还没有进入施工阶段，距离应用的距离则更遥远。22个碳捕获项目中，只有3个是煤炭发电厂项目，其余的包括9个工业项目，比如钢铁厂，以及10个天然气加工项目。目前，欧盟碳捕获及封存技术主要采用CO2后燃烧（Post-Combustion）捕获技术，即在化石燃料发电厂废气烟道中，采用各类化学或物理催化溶剂，将废气中的CO2低成本有效分离进行捕获封存。截止2015年，DECARBIT研发团队共研制开发出4中主要的新型CO2预燃烧捕获技术，分别为：变压吸附技术（PSA）、膜气体解析技术（MGD）、低温分离技术（LT）和高温空气膜分离技术（ITM）。研发团队主要集中于4种新型CO2预燃烧捕获技术处理工艺的结构优化和成本最小化开发与比较研究，目前的技术成本已分别降至：LT技术成本最低，捕获CO2成本19.5欧元/吨；PSA和MGD技术次之，捕获CO2成本分别为25.1欧元/吨和25.7欧元/吨；ITM技术成本最高，捕获CO2成本29欧元/吨。 2014年国内外油气行业发展报告显示，煤炭消费占一次能源消费比重虽比上年下降2.1个百分点，仍达到63.9%。中国现在是全球最大的碳排放国，同时又面临着严峻的水资源匮乏，在煤炭资源丰富的中国北部和西部地区情况尤为如此。改进碳捕捉和封存（CCS）技术，能在提高碳封存能力的同时缓解用水压力。近年来中国在CCS的研究上进行了很多工作。近年来，包括“973计划”、“863计划”在内的国家重大课题都对CCS的研究进行了立项。并取得了重大进展。碳捕获与封存技术的发展方向：CCS技术项目投资较大，如果没有政府在立法和税收机制上的激励与优惠措施，很难真正进入商业化应用阶段。中国现在是全球最大的碳排放国，同时又面临着严峻的水资源匮乏。改进碳捕捉和封存（CCS）技术，能在提高碳封存能力的同时缓解用水压力。目前该技术还没有成熟，随着技术的进步，成本将变得低廉，将更具推广价值。（4）近零排放发电2014年3月国家提出京津冀等地区实行特别排放限值、沿海地区实行“近零排放”的要求后，“近零排放”已成为火电厂的新目标。“近零排放”是指燃气轮机组排放限值，即为烟尘排放浓度不大于5毫克/立方米、二氧化硫排放浓度不大于35毫克/立方米、氮氧化物排放浓度不大于50毫克/立方米。从2012年开始，煤炭价格持续下降，企业亏损面扩大，经济效益下滑，结构产能过剩，煤炭行业进入了相对困难时期。实现煤炭能源清洁开发利用和近零排放，与可再生能源协同发展，才是未来中国能源与煤炭发展的唯一道路。华能集团煤基清洁能源国家重点实验室在绿色煤电技术、二氧化碳减排技术、700℃先进超超临界燃煤发电技术、煤的清洁燃烧技术等方面进行了长期自主研发，研究成果已在华能天津250兆瓦（MW）IGCC示范电站、华能3000吨/年二氧化碳捕集装置等项目中得到成功应用。近零排放发电的发展方向：大型高效煤气化技术、燃烧前CO2捕集与封存技术、燃料电池发电技术、系统集成技术等绿色煤电技术将是近零排放发电的主要研究内容，随着未来技术的进步与发展，近零排放发电有望得到长足发展。5.2.2发展目标加快火电技术升级、实现环保节能、提高资源综合利用已经成为本集团电厂建设的关键。在国家不断降低供电煤耗的背景下，电厂锅炉、汽轮机、发电机三大主机设备将不断向高参数、大容量的高效超超临界机组和超超临界二次再热方向发展。随着《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014年～2020年）》的颁布实施，火电机组一方面是对现役机组实施节能、环保、增容、供热、降噪等方面的高品质绿色发电，另一方面是对新建项目实施“高效清洁近零排放工程”。加快产业延伸升级，提高资源综合利用率，做好资源转化和精深加工，构建多元发展、多极支撑的现代产业体系。加大高效洁净燃煤发电和煤电节能减排技术的应用推广，改造工业窑炉，提高燃煤效率，突破技术瓶颈，减少水耗和排放，降低成本，有序布局，重视高硫、高灰、低阶煤的利用，提高资源利用率。（1）大型电厂建设“十三五”是新矿集团电厂高速发展的关键时期，拟完成新巨龙2×1000MW煤电一体化坑口电厂项目、国电内蒙古上海庙煤基精细化工园2×350MW综合利用电联产项目、伊犁能源电力项目规划、内蒙古鲁新电力规划四个电厂的建设。新巨龙2×1000MW煤电一体化坑口电厂将实现主机2×1000MW、超超临界机组，汽机参数拟定为28MPa/600℃/620℃、一次中间再热、单轴、凝汽式机组，锅炉与其匹配，前期论证研究工作已经开展并且得到了地方政府的大力支持。国电内蒙古上海庙煤基精细化工园2×350MW综合利用电联产项目提供电力能源，并提供工业用蒸汽和采暖供热热源，工程性质为热电联产工程，本期采用2×1210t/h超临界参数、变压运行方式、直流循环流化床锅炉+2×350MW超临界、一次中间再热、双抽汽、间接空冷抽汽凝汽式汽轮发电机组+2×350MW水、氢、氢冷却发电机。伊犁能源电力项目中伊犁一矿与神华国能集团合作在伊南奶牛场一连规划建设2×350MW+2×660MW超临界空冷燃煤发电机组，一期2×350MW为热电联产项目，负责供应伊宁市主要城区供热，承担规划供热面积1200平方米，二期规划建设2×660MW超临界直接空冷纯凝燃煤发电机组项目，伊犁二矿与华电合作在伊南工业园规划建设2×660MW＋2×1000MW大型火电项目，一期2×660MW以发电为主，兼顾伊南工业园的工业用汽，二期2×1000MW发电项目。内蒙古鲁新电力规划项目中中信泰于2014年12月成立中新乌，公司充分依托鲁新煤矿的丰富的煤炭资源和疏干水资源，在锡林郭勒盟乌拉盖管理区鲁新煤矿附近新建2x660MW超超临界燃煤高效电厂，通过国家“十三五”期间规划建设当中的锡盟-江苏±800kV特高压直流输电线路，将当地的煤炭资源转化为电能，向华东地区送电，形成煤电一体、高效节节水循环经济产业链，满足负荷中心地区经济发展的电力需求，促进地区经济发展。（2）电厂设备推进电厂装备改造、升级，以提高生产效率、降低生产成本同时实现节能环保的发展目标。期间主要对汽轮机通流部分、电机变频、供热以及锅炉余热回收等环节进行改造，对综合性系统性进行改造，改造后供电煤耗力争达到同类型机组先进水平。同时实行双循环脱硫实现环保升级。（3）推进工艺、技术创新“十三五”期间要按照集团的新一轮发展规划要求，进一步实现技术创新、工艺优化与创新，争取在高效褐煤发电“煤中取水”技术、恒坤化工干熄焦项目、新矿综合利用电厂升级改造项目方面取得突破性进展。5.2.3 重点领域“十三五”将重点对新矿综合利用电厂进行升级改造，通过引进、研制等方式，逐步提高新矿技术装备水平，实现高效生产、节能环保的发展目标，努力把电厂建设成国内外一流的现代化电厂。加大技术领域的资金投入，努力解决现有的技术、工艺难题，如高效褐煤发电“煤中取水”技术、恒坤化工干熄焦项目、新矿综合利用电厂升级改造项目为实现资源的综合利用、实现高产高效、节能环保等目标进行攻关。5.2.4项目实施计划项目的实施计划见表5-2表5-2新矿集团“十三五”电力项目实施计划序号 项目名称 承担单位 项目投资额（万元） 实施年度 1 高效褐煤发电“煤中取水”技术 非煤产业部 4000 2016年-2018年 2 新矿综合利用电厂升级改造项目 非煤产业部 10000 2015年-2018年 3 恒坤化工干熄焦项目研究与应用 非煤产业部 21000 2014年-2016年 专题任务一 电力部分一 、新矿电力板块发展现状及存在的问题（一）电力板块发展现状“十二五”期间，的领导下，新矿集团电力板块科技创新取得了长足发展，现有下属3座电厂：泰安新汶、济阳新华及热电厂，装机总容量238MW。泰安新汶电厂装机总容量120MW（4×30MW），是新矿集团加快结构调整、转产接替、二次创业的标志性建设工程，该工程实现了煤炭资源综合利用，节约能源，变废为宝，化害为利。公司资产总额47643万元，燃料主要来自孙村煤矿的沫煤、矸石及煤泥。2010年发电量3.148亿kWh，厂用电率在15%左右。济阳新华电厂装机总容量28MW(2×14MW)，公司资产总额47643万元。燃料来自山东新阳能源集团生产的煤泥和中煤。2010年发电量为1.5293亿kWh，厂用电率在14.5%左右。热电厂装机总容量90MW(3×30MW)，是泰安市满庄镇大汶口石膏工业园区配套项目，公司资产总额41780万元。燃料来自新巨龙煤矿生产的混煤、煤泥、矸石、煤球和中煤。2010年发电量1.3884亿kWh，厂用电率在11%左右。（二）主要技术问题和面临的挑战缺乏大型火电前期运作及建设、运营经验新矿集团目前其经营主业仍为煤炭相关产业，其所属电厂以热电联产机组为主，容量偏小，与以电源产业为主业的相比，无论是在发展大型火电方面，还是在发展新能源电源方面，均缺乏前期运作以及建设运营相关经验，需通过规划项目的实施，逐步探索并积累相关运作经验。二 、新矿电力板块科技发展思路及目标“十三五”电力产业实现高速发展的关键时期，电力科技的发“十三五”战略规划，通过引进、研制先进的技术装备实现电厂整体设备水平，紧抓技术创新、工艺创新推进电厂现代化建设，借助大专院校、科研院所的专业优势，对阻碍电厂改造、影响产品工艺的关键技术难题进行科技攻关，为电力领域的高速发展提供强大的技术支撑。规划期内将对关键问题进行重大技术攻关，使一些技术水平走到国内乃至世界的前列，新建新巨龙2×1000MW煤电一体化坑口电厂项目、国电内蒙古上海庙煤基精细化工园2×350MW综合利用电联产项目、伊犁能源电力项目规划、内蒙古鲁新四个电厂，同时在工艺水平上取得突破性进展，如在高效褐煤发电“煤中取水”技术、恒坤化工干熄焦项目、新矿综合利用电厂升级改造项目方面实现突破。(这一段再整体改一下，在百度新闻或者百度文库搜索一下。)（发展目标（简练）与后面的思路及目标（是发展目标的展开）要对应起来）三 、新矿电力板块重点科技任务（一）重大科技项目项目名称：高效褐煤发电“煤中取水”技术时间安排：2016年～2018年项目内容：本工程燃用低热值高水份褐煤，本阶段推荐采用“煤中取水”高效褐煤发电技术，利用开式制粉系统的原理，使煤中的大部分水份不再进入炉膛，并且使用热量再回收等手段，可提高褐煤的能量密度和锅炉（岛）效率，达到提高褐煤机组整体效率、减少污染物排放目的。同时提取煤中水份，作为电厂补给水。　　本工程燃用低热值高水份褐煤，本阶段推荐采用“煤中取水”高效褐煤发电技术，利用开式制粉系统的原理，使煤中的大部分水份不再进入炉膛，并且使用热量再回收等手段，可提高褐煤的能量密度和锅炉（岛）效率，达到提高褐煤机组整体效率、减少污染物排放目的。同时提取煤中水份，作为电厂补给水。　　“煤中取水”高效褐煤发电技术是原煤经原煤仓通过给煤机落入下行干燥管，并与由高温炉烟与乏气组成的二介质干燥剂混合完成初步干燥后，进入磨煤机中被破碎成煤粉，同时进一步干燥。磨煤机出口的烟气与煤粉混合物进入煤粉分离器，大的煤粉颗粒送回磨煤机继续磨制，合格煤粉与乏气混合物通过制粉管道进入袋式煤粉收集器进行气固分离。分离出的煤粉落入煤粉仓，经由送粉管道送入锅炉中燃烧。煤粉收集器出口乏气经由乏气管道通过乏气风机输送，热乏气经乏气水回收装置冷却取水回收，冷却后的乏气部分进入炉膛燃烧，部分作为干燥剂进行原煤干燥。该制粉系统把褐煤干燥、制粉、提质、节水、储运等给合起来，通过加热锅炉送风，使干燥乏气所携带水分的50%以上得以凝结回收，实现了“煤中取水”的目标；同时，锅炉排烟与回收装置排烟混合后温度大幅度降低，降低湿法脱硫的烟气湿球温度，减少脱硫系统的蒸发量，进而大幅度降低脱硫岛的补水量。（二）重点科技项目项目名称：恒坤化工干熄焦项目研究与应用时间安排：2014年～2016年项目内容：本项目为新汶矿业集1#、2＃焦炉配套建设1套170t/h干熄焦。干熄焦装置是用惰性气体与红焦炭进行热交换，冷却焦炭的装置。既提高了焦炭的质量，又可利用产出的蒸汽并网或发电，达到充分利用能源、减少环境污染的效果。1、设计原则（1）在工艺流程选择上做到先进、合理、技术成熟、可靠，并符合国家的行业政策和焦化技术发展方向，采用成熟先进的技术、设备、材料，使主要技术经济指标、整体技术水准、自动化程度达到国内相近规模干熄焦的先进水平。（2）部分能源、动力介质接自焦化厂现有管网，以设计红线为界。（3）严格遵守国家及地方颁布的有关环保、工业安全与卫生、消防、节能等规范和规定，重视环境保护，强化“三废治理”。（4）工厂设计中总图布置合理、紧凑，节省建设用地，确保道路顺畅。2、工艺原理介绍新建170t/h干熄焦的干熄炉、一次除尘器、余热锅炉、二次除尘器、循环风机、副省煤器组成闭路循环冷却系统。赤热的焦炭从焦炉炭化室推入焦罐，电机车将焦罐及焦罐台车运至提升井架正下方，提升机将焦罐提升并横移至干熄炉炉顶，通过装入装置将焦炭装入干熄炉内。装焦完毕焦罐被送回焦罐台车，同时装焦料斗自动移走，干熄炉炉口盖上。干熄炉内，焦炭与惰性气体进行逆流直接接触热交换，焦炭被冷却至200℃以下，经排焦装置卸到皮带机上送往焦炉运焦系统。循环风机将冷却的惰性气体从干熄炉底部鼓入干熄炉内，与红焦逆流换热。自干熄炉排出的热循环气体的温度约为900～980℃，经一次除尘器除尘后，进入干熄焦余热锅炉换热，温度降至160～180℃。由锅炉出来的冷循环气体经二次除尘器除尘后，由循环风机加压，再经副省煤器换热冷却至135℃后，进入干熄炉循环使用。一次、二次除尘器产生的焦粉通过气力输送系统输送至焦粉仓，经加湿后由汽车外运。干熄焦余热锅炉产生的高压高温蒸汽，做功发电。本电站利用170t/h干熄焦配套余热锅炉产生的高温高压蒸汽，配套1台纯凝汽式汽轮发电机组，型号：N25-8.83-85。最大进汽量95t/h，正常进汽量85t/h，额定进汽压力8.83MPa（a）。机组额定出力25MW。干熄焦本体设1套环境除尘系统，风量220000m3／h，主要用于捕集干熄焦生产过程中散发出的有害气体、焦粉尘以及转运站的粉尘。主要扬尘点有：干熄炉炉顶装焦处、预存室放散口、预存室压力调节放散口、干熄炉底部排焦溜槽、排焦皮带机落料点等。3、生产原材料消耗和产品干熄焦生产原料为炽热的焦炭，最高温度为1050℃，产品为冷焦炭，余热锅炉原料为热循环气体和除盐水，产品为蒸汽。主要动力消耗有：工业水、循环冷却水、蒸汽、氮气、压缩空气、电、焦粉。干熄焦循环惰性气体主要以氮气为主，其成分有：CO、H2、O2、CO2、SO2、N2。4、能耗计算通过能耗计算，干熄焦装置年所消耗的能源折标准煤为26776.36吨，本工程建成后每年可实现回收能源63732.32吨标煤，按每年345天处理焦炭128.7万吨计算，相当于吨焦回收能源为49.52kg标煤。与湿法熄焦相比，干熄后的焦炭机械强度、耐磨性、筛分组成、反应性等方面均有明显的提高。5、项目优势干熄焦利用炽热焦炭的热量生产蒸汽再利用，进行能源转化，其本身是一种能源合理利用、节省能源的措施，既解决了湿熄焦对环境的污染，又回收了大量的热能。因此，干熄焦不仅降低了焦化企业的工序能耗，而且改善厂区空气环境质量，从而达到了社会效益、环境效益和经济效益的统一。本工程的建设将突出体现在环境效益上。首先，废气中粉尘及苯等有害气体的排放量较湿法熄焦将有显著减少，对改善焦炉乃至整个焦化厂的大气环境起到重要作用，本工程直接的环境效益比较明显。其次，由于干法熄焦在治理污染的同时，将焦炭中的热量回收下来以蒸汽的形式被加以利用，节约了能源。避免了燃煤或燃气生产相同数量的蒸汽所带来的烟尘、SO2、NxO等大气污染，间接地起到了保护环境的作用。总之，本工程的社会效益极为明显。干熄焦的建成投产，将熄焦过程中产生的污染物的排放量进一步降低，对改善该地区的环境质量起到了很好的作用，而且为该地区更广泛地开展环境治理工作做出了突出的贡献。（三）科技推广项目项目名称：新矿综合利用电厂升级改造项目时间安排：2015年～2018年项目内容：国家发改委、环保部、国家能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源【2014】2093号）和山东省发改委、山东省环保厅联合印发的《关于尽快制定现役燃煤机组节能减排升级与改造计划的通知》（鲁发改能交【2014】1147号）。要求升级改造现役燃煤发电机组。　　“十三五”期间准备将新矿各电厂机组进行节能环保升级改造，其中节能升级主要有因厂制宜采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用、电机变频、供热改造等成熟适用的节能改造技术,实施综合性系统性节能改造,改造后供电煤耗力争达到同类型机组先进水平。优先改造为背压式供热机组。环保升级主要有采用湿式静电除尘器，通过喷水将极板上的粉尘冲刷到灰斗中排出，双循环脱硫，与常规单循环脱硫原理基本相同，不同在于将吸收塔循环浆液分为两个独立的反应罐和形成两个循环回路，每条循环回路在不同的PH值下运行，使脱硫反应在较为理想的条件下进行。四、保障措施1、加强设备管理,提高本质安全水平　　一是在设备管理上下功夫，切实抓好机组检修和设备消缺管理，强化技术监督工作，加强运行管理，认真落实防“非停”措施，努力降低“非停”次数，提高设备可靠性。二是在作业环境治理上下功夫，坚持作业环境本质安全管理，管理规定，认真查找和整改生产现场装置性违章，要求，进一步完善生产现场安全标示、警示设置，努力创建作业环境本质安全。2、引进技术过程中，要注重员工的学习随着超（超）临界机组的建设及新材料、新技术的应用，本集团要不断加强人员的培训学习，以满足设备改造升级带来的日益提高的技术要求。3、开展污染治理和节能减排　　电厂要在脱硫、脱硝、除尘方面加大投入，投资建设环保设施，多举措提高运行水平。引进先进技术，提升机组经济指标，加强节能减排方面的力度。加强废品利用，发展循环经济。加大煤矸掺烧，致力于环境治理。