政策研究-政策分析-《2014-2020年煤电节能减排升级与改造行动计划》

公开事项名称: 关于印发《2014-2020年煤电节能减排升级与改造行动计划》的通知

文号: 豫发改能源〔2014〕1843号	主办单位: 00200039
索引号: 4100-0100-2015-0789	制发日期: 2014-12-31

关于印发《2014-2020年煤电节能减排升级与改造行动计划》的通知

豫发改能源〔2014〕1843号

各省辖市、直管县发展改革委（能源局、办）、环保局，省电力公司，华能、大唐、华电、国电、中电投、华润、北京三吉利河南分公司，省投资集团，省工程咨询中心、省电力设计院：

按照国家能源局《关于分解落实煤电节能减排升级改造目标任务的通知》（国能综电力〔2014〕767号）要求，为贯彻落实国家发改委、环保部、国家能源局《关于印发煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）的通知》（发改能源〔2014〕2093号）精神，推动电力结构调整，进一步提高能源利用效率和煤电高效清洁生产水平，改善空气、环境质量，结合我省实际，特制定《2014-2020年煤电节能减排升级与改造行动计划》，现印发给你们，请遵照执行。

附件：2014-2020年煤电节能减排升级与改造行动计划

河南省发展和改革委员会河南省环境保护厅

2014年12月31日

附件

2014-2020年煤电节能减排升级与

改造行动计划

一、指导思想

（一）以科学发展观为指导，全面落实国家“节约、清洁、安全”和省委、省政府“内节外引”的能源战略方针，推行更严格能效环保标准，加快燃煤机组升级与改造，推动电力结构调整，提高清洁电力生产与供应能力，为全省空气质量改善和美丽河南建设提供有力支撑。

二、行动目标

（二）新建燃煤发电机组。平均供电标煤耗要低于300克/千瓦时，大气污染物排放浓度达到燃气发电机组排放限值。

（三）现役燃煤发电机组。到2020年，平均供电煤耗要低于310克/千瓦时，其中，60万千瓦级及以上机组要低于300克/千瓦时；大气污染物排放浓度原则上接近或达到燃气发电机组排放限值，其中，单机60万千瓦级及以上机组大气污染物排放浓度要全部达到燃气发电机组排放限值。

三、加强新建机组准入门槛

（四）严格能效准入门槛。新建燃煤发电项目原则上要采用60万千瓦级及以上超超临界机组，其中，供热项目和循环流化床低热值煤发电项目可采用单机30万千瓦级及以上超临界机组。

100万千瓦、60万千瓦级湿冷机组，设计供电标煤耗分别不高于282、285克/千瓦时；30万千瓦、60万千瓦级循环流化床低热值煤湿冷机组，设计供电煤耗分别不高于310、303克/千瓦时。

（五）严控大气污染物排放。新建燃煤发电机组应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，不得设置烟气旁路通道，大气污染物排放浓度应达到燃气发电机组排放限值。

（六）科学布局煤电项目。继续沿豫北、豫南煤炭矿区、南阳和陇海、宁西、晋豫鲁、蒙华等 “三点四线”规划布局高效清洁的大型路口、坑口电站，优先在电网末端地区布局支撑电源；对省大气污染防治重点区域，除热电联产、低热值煤综合利用等燃煤发电项目外，从严控制新建燃煤发电项目；现有多台燃煤发电机组装机容量合计达到30万千瓦以上的，可按照煤炭等量替代的原则建设为大容量燃煤发电机组。

（七）积极发展热电联产。坚持“以热定电”，严格落实热负荷，科学制定热电联产规划，在优先城市周边单机30万千瓦级及以上纯凝燃煤发电机组供热改造的基础上，因地制宜规划建设高效燃煤热电机组，同步完善配套供热管网，对集中供热范围内的分散燃煤小锅炉实施替代和限期淘汰。到2020年，燃煤热电机组装机容量占煤电总装机容量比重达到35%以上。

建成区现状人口40万人、供热面积达到1800万平方米的城市，可规划布局大型热电机组，经济论证可行情况下，鼓励建设背压式热电机组；在中小型城市和热负荷集中的工业园区，优先建设背压式热电机组。鼓励发展热电冷多联供。

（八）有序发展低热值煤发电。严格落实低热值煤发电产业政策，按照规划有序推进30万千瓦级及以上超临界循环流化床低热值煤发电项目建设，重点发展可作为所在矿区、工业园单个或多个符合国家产业政策企业自备机组和电力基本消纳并兼顾周边工业企业和居民集中用热需求的低热值煤发电项目。

四、加快现役机组改造升级

（九）深入淘汰落后产能。严格执行国家火电行业淘汰落后产能政策，重点淘汰单机容量20万千瓦级及以下设计寿命期满和不实施供热改造的常规燃煤发电机组，以及污染物排放不符合国家最新环保标准且不实施环保改造的燃煤发电机组，到2020年淘汰落后火电机组250万千瓦。

（十）实施综合节能改造。因厂制宜采用汽轮机通流部分改造、低温省煤器、电机变频、供热改造、机组余热余压利用等成熟适用的节能改造技术，重点推进30万千瓦级纯凝机组供热改造、60万千瓦级及以上机组综合性、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。到2020年，实施节能改造机组规模5200万千瓦。

（十一）推进环保设施提效改造。积极推动燃煤发电机组开展低（低）温静电除尘器、湿式静电除尘、单塔双循环、双塔双循环、高效率选择性催化还原法等环保改造，2015年启动340万千瓦燃煤发电机组改造示范项目，改造后达到燃气发电机组排放限值，力争2020年燃煤发电机组大气污染物排放浓度达到燃气发电机组排放限值。

五、优化电力运行方式和技术进步

（十二）深入实施节能减排发电调度。坚持节能减排优先原则调度各类机组发电，在电网安全可靠供电的前提下，新能源、可再生能源机组能发尽发，热电机组以热定电，充分发挥煤耗低、排放少的高效清洁机组发电能力，限制能耗高污染重机组发电，促进电力系统高效、清洁运行。

（十三）提高机组负荷率和运行质量。抓紧研究制定我省电网备用容量管理办法，合理确定燃煤发电机组调峰顺序和方式，进一步优化电力运行调度方式，加强调峰调频管理；加强燃煤发电机组综合诊断，推进机组运行优化，保持机组及环保设施在各种负荷范围内保持最佳运行状态；严格执行国家商品煤质量管理暂行办法，加强电煤质量和计量控制，着力提升动力煤供应质量。

（十四）促进网源协调发展。加快发展电网支撑电源建设，优化现役发电机组接入电网方案，完善电网结构，积极推进电网智能化发展，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。

（十五）推进技术创新和集成应用。积极支持发电企业争取国家煤电节能减排重大关键技术、设备研发、工程设计优化、先进技术集成技术应用示范项目，提升电力行业技术水平。

六、完善配套政策

（十六）促进节能环保发电。鼓励发电机组按照热电联产规划进行供热改造、主动优化系统接入方案、实施超低排放改造，大气污染物排放浓度达到燃气发电机组排放限值的燃煤发电机组，在国家出台相应环保电价政策前，每年适当增加年度基础电量发电利用小时数。

（十七）鼓励背压式供热机组发展。鼓励按照热电联产规划新建背压式供热机组或对现役发电机组进行背压改造，其中，对供居民采暖的，按照同能耗等级的高效清洁大机组水平安排年度基础电量，在保证供热供电需求后，剩余指标支持其开展发电权交易。

（十八）实行煤电节能减排与新建项目挂钩。积极支持能效和环保指标先进的新建燃煤发电项目。对燃煤发电能效和环保指标先进、积极实施煤电节能减排升级与改造并取得显著成效的企业，在火电项目优选中予以倾斜；对完不成煤电节能与环保改造目标的，可限批其新建项目。

（十九）拓宽投融资渠道。综合运用现有节能减排、淘汰落后产能、节能技术改造等资金，对节能环保重大改造项目给予引导性资金支持。鼓励民间资本和社会资本进入煤电节能减排领域。引导银行业金融机构加大对煤电节能减排项目的信贷支持。

支持发电企业与有关技术服务机构合作，通过合同能源管理等方式推进燃煤发电机组节能环保改造。积极支持发电企业通过开展排污权、碳排放、节能量交易等筹集改造资金。

（二十）完善价格税费政策。完善燃煤发电机组环保电价政策，研究对大气污染物排放浓度达到燃气发电机组排放限值的燃煤发电机组电价支持政策和税收优惠政策。研究制定背压式热电机组税费支持政策，加大支持力度。

（二十一）支持排污权交易。通过节能与环保提效改造结余的排污权指标，支持企业以排污权交易的形式出让，或由市级及以上环境保护部门进行回购。

（二十二）差别化征收排污费。通过节能和环保改造，污染物排放浓度低于现行火电厂污染物排放浓度标准50%及以上的发电机组，排污费收费标准按照现行标准的50%征收。

七、保障与监管

（二十三）加强领导。省发展改革委负责对全省煤电节能与环保改造工作的指导、协调，确定各省辖市、直管县及发电公司的改造目标任务。各省辖市、直管县和发电公司要组织编制本地区、本企业的年度实施方案，于当年11月前将下一年度实施方案报送我委。

（二十四）明确企业责任。各发电企业是本企业煤电节能减排升级与改造工作的责任主体，企业负责人、技改部门负责人是节能和环保改造的第一责任人和联系人，发电企业要按照国家和省级有关部门要求，细化制定本企业实施方案，加强内部管理，加大资金投入，确保完成目标任务。

（二十五）严格实施检测评估。新建燃煤发电机组建成投运和现役机组实施节能改造后，应按有关要求组织开展机组性能验收试验和现场评估等工作。新建燃煤发电机组建成投运和现役机组实施环保改造后，由环保部门组织环保专项验收。

（二十六）加强目标任务考核。每年对各省辖市、直管县及发电企业上年度煤电节能减排升级与改造目标任务完成情况进行考核，1月15日前各地市、发电公司要上报上一年度节能与环保改造总结报告，作为年度考核的参考之一，考核结果及时向社会公布。对目标任务完成较差的地市和主要发电企业，将予以通报并约谈其有关负责人。

（二十七）加强监管。省发展改革、环保、能源等部门会同有关单位开展煤电节能减排升级与改造专项监管和现场检查，形成专项报告向社会公布。各级环保部门要加大环保执法检查力度。对存在弄虚作假、擅自停运环保设施等重大问题的，要约谈其主要负责人，限期整改并追缴其违规所得；存在违法行为的，要依法查处并追究相关人员责任。对存在节能环保发电调度实施不力、安排调频调峰和备用容量不合理、未充分发挥抽水蓄能电站等调峰电源作用、未有效实施电力需求侧管理等问题的电网企业，要约谈其主要负责人并限期整改。

附件：1、典型常规燃煤机组供电煤耗参考值

2、燃煤电厂节能减排主要参考技术

3、各省辖市、直管县现役煤电机组节能和环保改造

目标任务

4、主要发电公司现役煤电机组节能和环保改造目标

任务

5、主要发电公司现役煤电机组平均煤耗目标任务

附件1

典型常规燃煤发电机组供电煤耗参考值

单位：克/千瓦时
机组类型		新建机组设计供电煤耗	现役机组生产供电煤耗

			平均水平	先进水平
100万千瓦级超超临界	湿冷	282	290	285
	空冷	299	317	302
60万千瓦级超超临界	湿冷	285	298	290
	空冷	302	315	307
60万千瓦级超临界	湿冷	303 （循环流化床）	306	297

	空冷	320 （循环流化床）	325	317

60万千瓦级亚临界	湿冷	—	320	315
	空冷	—	337	332
30万千瓦级超临界	湿冷	310 （循环流化床）	318	313

	空冷	327 （循环流化床）	338	335

30万千瓦级亚临界	湿冷	—	330	320
	空冷	—	347	337
注：不含燃用无烟煤的W火焰锅炉机组。

附件2

燃煤电厂节能减排主要参考技术

序号	技术名称	技术原理及特点	节能减排效果		成熟程度及适用范围
一、	新建机组设计优化和先进发电技术
1	提高蒸汽参数	常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566℃/566℃，常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa/600℃/600℃。提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率，综合经济性、安全性与工程实际应用情况，主蒸汽压力提高至27-28MPa，主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600℃，热再热蒸汽温度提高至610℃或620℃，可进一步提高机组效率。		主蒸汽压力大于27MPa时，每提高1MPa进汽压力，降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽温度每提高10℃，可降低热耗0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗1.5～2.5克/千瓦时。	技术较成熟。适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。
2	二次再热	在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压缸，超高压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸，高压缸排汽为冷二次再热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。		比一次再热机组热效率高出2%～3%，可降低供电煤耗8～10克/千瓦时	技术较成熟。美国、德国、日本、丹麦等国家部分30万千瓦以上机组已有应用。国内有100万千瓦二次再热技术示范工程。
3	管道系统优化	通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施，降低主蒸汽、再热、给水等管道阻力。		机组热效率提高0.1%～0.2%，可降低供电煤耗0.3～0.6克/千瓦时。	技术成熟。适于各级容量机组。
4	外置蒸汽冷却器	超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高，往往具有较大过热度，通过设置独立外置蒸汽冷却器，充分利用抽汽过热焓，提高回热系统热效率。		预计可降低供电煤耗约0.5克/千瓦时。	技术较成熟。适用于66、100万千瓦超超临界机组。
5	低温省煤器	在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围合适的部分凝结水回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量，提高机组热效率，降低引风机电耗。		预计可降低供电煤耗1.4～1.8克/千瓦时	技术成熟。适用于30～100万千瓦各类型机组。
二	现役机组节能改造技术
6	汽轮机通流部分改造	对于13.5、20万千瓦汽轮机和2000年前投运的30和60万千瓦亚临界汽轮机，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。	预计可降低供电煤耗10～20g/kWh。		技术成熟。适用于13.5～60万千瓦各类型机组。
7	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。	预计可降低供电煤耗2～4g/kWh。		技术成熟。适用于30～60万千瓦各类型机组。
8	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。
9	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。
10	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。	预计可降低煤耗1.0～2.0g/kWh。		技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。
11	锅炉运行优化调整	电厂实际燃用煤种与设计煤种差异较大时，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。	预计可降低供电煤耗0.5～1.5g/kWh。		技术成熟。现役各级容量机组可普遍采用。
12	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，节电效果明显。	预计可降低供电煤耗约2～3g/kWh。		技术成熟。适用于现役30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。
13	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。	预计可降低供电煤耗2～3g/kWh。		技术成熟。适用于各级容量机组。
14	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。	预计可降低供电煤耗2～3g/kWh。		技术成熟适用于20万千瓦以上机组。
15	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。	预计可降低供电煤耗0.5～1.0g/kWh。		技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。
16	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。	预计可降低供电煤耗约0.5～1g/kWh		技术成熟。适用于10～30万千瓦机组。
17	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。	预计可降低供电煤耗约0.5g/kWh。		技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。
18	凝结水泵变频改造	高压凝结水泵电机采用变频装置，在机组调峰运行可降低节流损失，达到提效节能效果。	预计可降低供电煤耗约0.5g/kWh。		技术成熟。在大量30～60万千瓦机组上得到推广应用。
19	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。	预计可降低供电煤耗0.2～0.5g/kWh。		技术成熟。各级容量机组。
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。	可降低电除尘器电耗。		技术成熟。适用于30～100万千瓦机组。
21	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。
22	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。
23	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12.5～60万千瓦纯凝汽式汽轮机组。
24	亚临界机组改造为超（超）临界机组	将亚临界老机组改造为超（超）临界机组，对汽轮机、锅炉和主辅机设备做相应改造。	大幅提升机组热力循环效率。		技术研发阶段。
三	污染物排放控制技术
25	低（低）温静电除尘	在静电除尘器前设置换热装置，将烟气温度降低到接近或低于酸露点温度，降低飞灰比电阻，减小烟气量，有效防止电除尘器发生反电晕，提高除尘效率。	除尘效率最高可达99.9%。		低温静电除尘技术较成熟，国内已有较多运行业绩。低低温静电除尘技术在日本有运行业绩，国内正在试点应用，防腐问题国内尚未有实例验证。
26	布袋除尘	含尘烟气通过滤袋，烟尘被粘附在滤袋表面，当烟尘在滤袋表面粘附到一定程度时，清灰系统抖落附在滤袋表面的积灰，积灰落入储灰斗，以达到过滤烟气的目的。	烟尘排放浓度可以长期稳定在20mg/Nm³以下，基本不受灰分含量高低和成分影响。		技术较成熟。适于各级容量机组。
27	电袋除尘	综合静电除尘和布袋除尘优势，前级采用静电除尘收集80～90%粉尘，后级采用布袋除尘收集细粒粉尘。	除尘器出口排放浓度可以长期稳定在20mg/Nm³以下，甚至可达到5 mg/Nm³，基本不受灰分含量高低和成分影响。		技术较成熟。适于各级容量机组。
28	旋转电极除尘	将静电除尘器末级电场的阳极板分割成若干长方形极板，用链条连接并旋转移动，利用旋转刷连续清除阳极板上粉尘，可消除二次扬尘，防止反电晕现象，提高除尘效率。	烟尘排放浓度可以稳定在30mg/Nm³以下，节省电耗。		技术较成熟。适用于30～100万千瓦机组。
29	湿式静电除尘	将粉尘颗粒通过电场力作用吸附到集尘极上，通过喷水将极板上的粉尘冲刷到灰斗中排出。同时，喷到烟道中的水雾既能捕获微小烟尘又能降电阻率，利于微尘向极板移动。	通常设置在脱硫系统后端，除尘效率可达到70%～80%，可有效除去PM2.5细颗粒物和石膏雨微液滴。		技术较成熟。国内有多种湿式静电除尘技术，正在试点应用。
30	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PH值下运行，使脱硫反应在较为理想的条件下进行。可采用单塔双循环或双塔双循环。	双循环脱硫效率可达98.5％或更高。		技术较成熟。适于各级容量机组。
31	低氮燃烧	采用先进的低氮燃烧器技术，大幅降低氮氧化物生成浓度。	炉膛出口氮氧化物浓度可控制在200mg/Nm³以下。		技术较成熟。适于各类烟煤锅炉。

附件3

各省辖市、直管县现役煤电机组节能和环保改造目标任务

单位：万千瓦
地区	2014年		2015年		2016年		2017年		2018年		2019年		2020年		合计
	节能	环保	节能	环保	节能	环保	节能	环保	节能	环保	节能	环保	节能	环保		节能	环保
总计	1060		304	349	570	638	562	562	987	499	1177	640	808	219		5467	2907
郑州	323				100	123	93	123	226	100	113	100	60			915	446
开封	60		60	60				60	60		60					240	120
洛阳	52		22	120	143	63	17	63	30		117	60	112	60		492	366
平顶山	103			103	103	166	0	63	107		107		21			440	332
安阳			32		32		70				64					198
鹤壁					30	60	30	60	60		60		27			207	120
新乡	60			66	66	66	30		96		99	33	93	33		444	198
焦作									70	66		66	27			97	132
濮阳	21								21		21					63
许昌	101								35		66	66	143	66		345	132
漯河			66				33	33	33	33						132	66
三门峡							64	0	63	60	63	63				190	123
南阳					21	60	60	60	95		60		42			278	120
商丘	120									60		60	60			180	120
信阳	30										162	132	30			222	132
周口
驻马店			64				32				65		33			194
济源	190		60		75	100	75	100	60	120	60	60	160	60		680	440
巩义
兰考
汝州							27									27
滑县
长垣
邓州
永城							32		32	60	60					123	60
固始
鹿邑
新蔡

附件4

主要发电公司现役煤电机组节能和环保改造目标任务