燃煤电厂超低排放技术综述

赵金龙，胡达清，单新宇，刘海蛟

（浙江天地环保工程有限公司，杭州310003）

我国能源供给以煤炭为主，能源清洁化和环境保护压力巨大，“清洁高效发展煤电”成为国家能源发展战略行动计划的主要任务之一［1］。2013年9月，国务院印发《大气污染防治行动计划》，明确提出大气可吸入颗粒物（PM10）、细颗粒物（PM2.5）治理目标，相关部委和地方政府大气环境质量提升的压力日益增大，纷纷发布相关政策文件［2-7］，鼓励燃煤电厂实现烟气清洁排放，推进实施新一轮脱硫脱硝及除尘改造。在现行《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）特别排放限值的基础上，提出燃煤机组达到天然气燃气轮机组排放限值标准，即在基准氧含量6%条件下，烟尘排放浓度不大于5mg／m3（或10mg／m3）、二氧化硫排放浓度不大于35mg／m3、氮氧化物排放浓度不大于50mg／m3，称之为“超低排放”、“清洁排放”、“超洁净排放”或“近零排放”等。国家和部分地方燃煤电厂大气污染物排放限值如表1所示。

要达到超低排放要求，需要集成各种先进高效的除尘、脱硫、脱硝技术，优化工艺流程，充分发挥其协同脱除功效，我们将烟尘、二氧化硫和氮氧化物等多种污染物高效协同脱除集成技术称为超低排放技术。

1 高效除尘技术

我国燃煤电厂除尘器以电除尘器为主，随着环保要求的不断趋严，除尘效率要求越来越高，除了增加电场数量，各种高效电除尘技术得到了越来越多的应用，同时，采用布袋除尘器和电袋复合除尘器的比例也逐步提高，电除尘器机组容量占比已从2009年的95%以上降至2013年的79.9%［8，9］。

表1 国家和部分地方燃煤电厂大气污染物排放限值

面对超低排放要求，要达到烟尘排放小于10 mg／m3或5mg／m3，对于现役电除尘器机组，需要对原电除尘器进行提效改造，同时提高湿法脱硫装置的协同除尘效率，必要时，在湿法脱硫装置后增设湿式电除尘器。

1.1 干式电除尘器提效技术

干式电除尘器具有处理烟气量大、除尘效率高、适应范围广、设备阻力低、使用简单可靠、运行维护费用低且无二次污染等优点，存在的问题主要有：高比电阻粉尘易产生反电晕、振打清灰会引起二次扬尘、对粒径小于2.5μm甚至亚微米级的超细颗粒捕获率低等。目前，比较成熟的电除尘器提效技术主要有：

（1）烟气调质技术

烟气调质技术是通过添加调质剂调整烟气或粉尘的组分及一些特性参数，使之易于被电除尘器捕集，以提高电除尘器效率，降低粉尘排放。常用的有SO3、NH3、H2O等，调质剂的选择主要考虑煤种成分（灰分、硫分等）、飞灰成分（硅铝、碱金属和碳含量等）、比电阻、烟气温度等因素。

对于低硫煤、高比电阻粉尘，三氧化硫烟气调质技术在国内外得到了成功应用［10，11］，技术成熟，其主要工艺流程和工作机理为：以固态硫磺为原料，通过蒸汽加热将其熔化，送入燃硫炉燃烧生成SO2，然后将SO2催化氧化成SO3，将SO3与空气的高温混和气体喷射到电除尘器的入口，SO3与烟气中的水汽结合生成硫酸气溶胶，吸附在粉尘表面形成一个低电阻导电通道，致使粉尘颗粒的比电阻下降，荷电性能提高，易于被电除尘器收集。调整SO3的喷射量，可以将粉尘比电阻调节到适合该电除尘器的理想范围。

氨法烟气调质技术主要在印度得到了较多的应用［12］，印度煤种具有发热量低、灰分高（35%～45%）、硫分低（小于0.4%）、粉尘呈酸性偏中性、湿度大、比电阻高等特点。氨法烟气调质技术机理复杂，尚未完全研究清楚，试验与工程实践证明其不仅能调节粉尘比电阻，还可以提高粉尘黏附性，调节烟气酸度。其工艺流程类似于SCR的还原剂系统，液氨储罐里出来的液氨经蒸发器转化成气态，与稀释空气混合，通过均匀布置在烟道上的喷嘴喷入电除尘器的入口。

（2）高频开关电源技术

利用高频开关技术的高频高压电源是新一代的电除尘器供电电源，其脉冲高度、宽度及频率均可以调整，能提供具有从接近纯直流到脉动幅度很大的各种电压波形，控制方式灵活，可针对特定工况为电除尘器提供最合适的电压波形［13］。

电除尘器运行过程中，除尘效率与电晕功率有着直接的关系。与工频电源相比，高频开关电源可以提供几乎无波动的直流输出，这使得电除尘器能够以次火花发生点电压运行，有利于提高电除尘器的供电电压和电流，增大电晕功率，增加电场内粉尘的荷电能力，克服反电晕，其恒流特性可以迅速地熄灭火花并快速恢复电场能量，从而提高除尘效率。

（3）移动电极技术

移动电极（或称“旋转电极”）技术是采用可移动的收尘极板和旋转的刷子来构成移动电极电场，粉尘在被收集到收尘极板上尚未达到形成反电晕的厚度时，就随移动电极一起转移到没有烟气通过的灰斗内，被旋转的刷子彻底清除，使收尘极板保持清洁状态。移动电极技术能有效消除高比电阻粉尘的反电晕现象，避免传统振打清灰造成的二次飞扬，提高除尘效率。

移动电极式电除尘器通常由位于烟气上游的常规固定电极电场和位于下游的一个移动电极电场组成，固定电极电场去除易于收集的粉尘，移动电极电场用于收集高比电阻、超细、高粘性的粉尘［14］。移动电极式电除尘器出口烟尘排放浓度可以稳定在30mg／Nm3以下［7］。

（4）低低温电除尘技术

低低温电除尘技术［15，16］通过在电除尘器上游设置烟气冷却器，将电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下，一般在90℃左右，当烟气温度降低时，粉尘比电阻会随之降低，而降至酸露点温度以下时，烟气中的SO3冷凝成硫酸液滴，吸附于粉尘上，使粉尘比电阻进一步降低，有效防止电除尘器发生电晕，使除尘器性能提高，同时粉尘中的碱性物质可以中和硫酸液滴，从而使大部分的SO3可以随粉尘一起去除。另外，随着烟气温度降低，电场击穿电压将上升，也可以使除尘器性能提高。再者，烟气温度降低后烟气体积缩小，相应的比集尘面积增大，同时烟气流速减小，烟气在电除尘器内的停留时间增加，使得电除尘器可以更有效地对烟尘进行捕获，达到更高的除尘效率。

烟气冷却器一般采用管式换热器，回收的热量用于脱硫塔出口烟气的再加热，使烟气温度抬升到酸露点以上，避免下游设备的腐蚀，换热采用的媒介是水。对于采用湿烟囱的机组，回收的烟气热量可用于凝结水加热或采暖供热系统。

由于进入电除尘器的烟气温度下降，灰流动性差，为了防堵防腐，需要对常规电除尘器进行相关改造，在电除尘器的灰斗和绝缘子上装辅助加热设备，同时在容易引起漏风又无法做保温的地方采用不锈钢材料进行防腐。

（5）预荷电凝聚技术

预荷电凝聚技术是将预荷电凝聚装置置于电除尘器捕集区前端烟气流速较高的烟道内，利用烟道中的高流速，在烟道中产生高浓度的等离子体，让粉尘充分荷电，增加微细颗粒电凝聚作用，从而可以提高电除尘器的除尘效率，特别是对微细颗粒的捕获率［17，18］。

1.2 袋式除尘技术

袋式除尘器利用纤维滤料制作的袋状过滤元件来捕集烟气中的粉尘，影响其除尘效率的关键是滤料性能和清灰方式。袋式除尘器除尘效率高，对粉尘特性不敏感，不受比电阻的影响，特别是对于亚微米级的粉尘有很好的收集效果，但本体阻力比电除尘器高，滤袋的使用寿命影响运行成本。袋式除尘器出口烟气含尘浓度一般可以长期稳定在20mg／Nm3以下［7］。

1.3 电袋复合除尘技术

电袋复合除尘器是静电除尘和过滤除尘机理有机结合的一种复合除尘器，综合了电除尘器和袋式除尘器的优点。目前，国内一般采用“前电后袋”串联式一体化结构，通过前级电场使粉尘预荷电并收集下大部分粉尘，而剩下的比电阻比较高、颗粒比较细而难以捕集的粉尘进入后级滤袋区，可以发挥布袋除尘器对细微粉尘的高效捕集特点，而前级电场的预除尘作用和荷电作用提高了后级滤袋区的过滤性能，使得过滤阻力大大降低，清灰周期也大大延长。目前的国家标准要求电袋复合除尘器出口烟气含尘浓度低于30mg／m3［19］，一般可以长期稳定在20mg／Nm3以下［7］。

1.4 湿法脱硫装置协同除尘提效技术

湿法脱硫由于采用浆液洗涤的气液接触方式，因此具有明显的协同除尘效果，以前国内一般按50%的除尘效率考虑，除雾器出口雾滴含量保证值按75mg／m3考虑。日本燃煤电厂的工程应用经验表明，烟气协同控制技术路线中，湿法脱硫装置的综合除尘效率可达70%～90%［16］。

提高湿法脱硫装置协同除尘效率的措施主要包括：选择合适的吸收塔流速与液气比等参数；优化塔内气流分布及喷淋层设计，增设喷淋增效环避免烟气从塔壁边缘喷淋覆盖率低的区域逃逸；采用高雾化性能的喷嘴，降低浆液液滴直径；采用高性能的除雾器和增加烟道除雾器，要求除雾器出口雾滴含量保证值小于40mg／m3。

2.5 湿式电除尘技术

湿式电除尘器的工作原理［7，16，20］与干式电除尘器类似，在湿式电除尘器中，水雾使粉尘凝并，并与粉尘在电场中一起荷电，一起被收集，收集到极板上的水雾形成水膜，水膜使极板清灰，保持极板洁净，采用水流冲洗，没有振打装置，不会产生二次扬尘。同时由于烟气温度降低及含湿量增高，粉尘比电阻大幅度下降，可有效收集微细颗粒物（PM2.5粉尘、SO3酸雾、气溶胶）、重金属（Hg、As、Se、Pb、Cr）、有机污染物（多环芳烃、二噁英）等。因此湿式电除尘器在燃煤电厂可作为大气污染物综合治理的终端设备，布置在湿法脱硫装置后面，除尘效率可达到70%～80%，同时解决湿法脱硫带来的石膏雨、蓝烟问题，缓解下游烟道、烟囱的腐蚀，节约防腐成本。

湿式电除尘器从结构上可分为管式和板式两种基本型式，管式只用于垂直烟气流向，板式则既有水平烟气流向也有垂直烟气流向；从阳极材料上可分为金属极板和非金属极板2类，非金属极板较典型的有导电玻璃钢及柔性纤维织物2种；从布置形式上可分为卧式（水平式）和立式（垂直式），立式的可以装在脱硫吸收塔顶部。

2 高效脱硫技术

湿法脱硫技术是目前世界上最为成熟、应用最多的脱硫工艺，脱硫效率可达到99%。根据中国电力企业联合会的统计［9］，截至2013年底，我国已投运燃煤电厂烟气脱硫机组占现役燃煤机组容量的91.6%，其中采用石灰石—石膏湿法工艺的占92.3%（含电石渣法等）、海水法占2.8%、氨法占1.9%，可见我国燃煤电厂普遍采用湿法脱硫装置，这为脱硫提效改造创造了有利条件。

现有的石灰石—石膏湿法脱硫装置基于以往的排放标准，一般按90%～95%的脱硫效率设计，为了达到超低排放二氧化硫排放浓度小于35mg／m3的要求，需要将脱硫效率提高到98%以上。这就需要从影响脱硫效率的各个因素着手，最大限度地提高石灰石—石膏湿法脱硫装置的效率，主要有石灰石品质、液气比、钙硫比、浆液pH值、氧硫比、气液分布和传质情况等因素。其中强化气液传质效果和改变浆液pH值是提高SO2的吸收效率的主要措施。

2.1 提升石灰石品质

对于石灰石品质的要求总体上包括纯度、活性、细度、硬度等方面。选用纯度和活性高、硬度低的石灰石，磨制得细一些，参与反应的质量比表面积就越大，脱硫反应速率也越快，可以提高石灰石的利用率和脱硫效率，减少杂质造成的各种不利影响，保证系统运行的安全稳定性，同时也有利于脱硫副产品（石膏）的综合利用［21］。针对超低排放要求，通常要求石灰石纯度高于90%，石灰石颗粒通过325目筛（44μm）的过筛率达到90%～95%，而且石灰石纯度越低越需要磨细。石灰石硬度越低越容易磨细，所需能耗也越小。

2.2 强化气液传质效果

对于气液逆向喷淋吸收塔，塔内气液接触面积、接触时间和气液分布的均匀性直接影响气液传质效果，从而影响脱硫效率。针对超低排放要求，需要提高液气比，同时应用各种高效的气液分布装置来强化气液传质效果，提高脱硫效率。

（1）提高液气比（L／G）

提高液气比相当于增大了吸收塔内的浆液喷淋密度，从而增大了气液传质表面积，强化了气液两相间的传质，有利于SO2的吸收，提高脱硫效率。对于现役机组来说，主要是增加循环浆液量，需要对循环浆液泵和喷淋层进行相关改造，必要时还需对吸收塔浆池和氧化风系统进行扩容改造。

（2）喷淋增效环技术

吸收塔喷淋层边缘的喷淋覆盖率低于中心区域，喷淋浆液分布通常为中间密周边薄，周边相应的阻力较低，使烟气容易从该区域逃逸，造成烟气旁路，另外，喷到塔壁的浆液顺着塔壁向下流，与烟气不能发生充分接触，从而影响系统的脱硫效率和除尘效率。因此，国内外多家公司开发了多种结构型式的喷淋增效环［21-25］，可以根据需要在喷淋层下方塔壁设置一层或多层增效环，将烟气导向喷淋中心区域，同时收集塔壁浆液进行重新分布，改善塔壁区域的气液传质状况，有效提高脱硫和除尘效率。

（3）托盘／双托盘技术

美国巴威公司的多孔托盘技术有利于烟气均布和增加气液接触时间，可以在相对较低的液气比时达到较高的脱硫效率。托盘比喷淋层提供了更有效的烟气和浆液接触方式，采用双托盘能二次强化气液接触，进一步提高脱硫效率。对于现役喷淋空塔和托盘塔，采用托盘／双托盘进行提效改造具有改造工作量小、投资省等优点。

（4）旋汇耦合技术

由北京国电清新环保技术有限公司开发的旋汇耦合技术基于多相紊流掺混的强传质机理和气体动力学原理［26］，通过特制的旋汇耦合装置产生气液旋转翻覆的湍流空间，气液固三相充分接触，强化传质过程，从而达到高效脱硫除尘的目的。

2.3 调整pH值

吸收塔浆液的pH值是系统运行的重要参数，对脱硫效率、亚硫酸钙的氧化率、石灰石的利用率和系统结垢都有影响。浆液的pH值高，有利于碱性液体与酸性气体之间的化学反应，SO2的吸收速度就快，对脱除SO2有利；但会对亚硫酸钙的氧化和石灰石的溶解起抑制作用，影响脱硫石膏的品质和石灰石的利用，同时容易产生系统结垢和堵塞现象。因此，理想的状况是pH值可分区调控，在吸收区域，浆液的pH值高一些，而在氧化结晶区域，浆液的值低一些。

（1）双循环技术

双循环技术将吸收塔循环浆液分为两个独立的反应罐、形成两个在不同pH值下运行的循环回路，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。

单塔双循环［27］的吸收塔包括上回路、下回路两个吸收塔喷淋系统，每个回路系统有相对独立的喷淋层、浆液循环泵和浆液循环箱，两个浆液循环箱之间有连接管道连通；上回路浆液循环箱置于吸收塔外，下部管道连接上回路环浆液循环泵，并与吸收塔内部的上回路喷淋层连通，吸收塔中部的上回路浆液收集盘置于上回路喷淋层下方，并由底部管道与上回路浆液循环箱连通；下回路浆液循环箱置于吸收塔内的底部，下回路喷淋层置于上回路浆液收集盘下方。烟气先与下回路喷淋层喷出的浆液接触反应，同时冷却降温，然后往上和上回路喷淋层喷淋下来的浆液进一步接触反应。石灰石浆液被输送到上回路浆液循环箱中，上回路循环的pH值高，有利于吸收酸性的SO2气体，提高脱硫反应的速度和效率；下回路循环的pH值低，有利于石灰石颗粒的溶解和亚硫酸钙的氧化，提高了石灰石的利用率和石膏品质，石膏从下回路浆液循环箱中排出。

双塔双循环的一级、二级串联吸收塔分别对应于单塔双循环的下回路和上回路，利用双塔双循环技术进行现役机组的增容改造可以充分利用原有脱硫设备设施。

（2）单塔双区技术

在吸收塔浆池中设置分区调节器和射流搅拌系统，通过两者的相互配合，使得调节器上部浆液pH值维持在较低值，而下部浆液pH值维持在较高值，分别满足氧化和吸收所需，实现“双区”运行目的，从而提高脱硫系统的脱除效率和氧化效果［28］。

2.4 脱硫增效添加剂

脱硫增效添加剂［21，29］的组分主要有硫酸镁、碳酸钠、硫酸锰等无机化合物和己二酸、二盐基酸（DBA）、苯甲酸等有机酸，具有表面活化、催化氧化和缓冲浆液pH值等多种作用。向吸收塔浆液中添加脱硫增效剂，可改变浆液离子平衡，加速石灰石和SO2的溶解，有效地提高石灰石的活性，同时改变固液界面湿润性，降低固相和液相之间的液膜阻力，加快气膜和液膜之间的传质过程，提高界面传质效率，从而显著提高脱硫率。催化氧化作用可促进反应浆液中的氧化反应，提高硫酸钙的氧化速度与石膏的结晶度。脱硫增效添加剂的加入，还可起到阻垢、防腐、缓蚀等作用。

3 高效脱硝技术

我国燃煤电厂氮氧化物控制采用燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施［30］，低氮燃烧技术作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术，主要有低氮燃烧器、空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术等，烟气脱硝技术有选择性非催化还原法（SNCR）、选择性催化还原法（SCR）和SNCR-SCR联合法，以高效的SCR为主。

“十二五”是我国燃煤电厂脱硝改造的高峰期，截至2013年底，煤电脱硝比例达到54%［9］，基本上都采用了布置于省煤器与空预器之间的SCR脱硝装置。但现有脱硝装置大多数是按氮氧化物排放浓度不大于100mg／m3或200mg／m3的标准设计的，要达到不大于50mg／m3的超低排放标准，需要进一步脱硝提效改造。

3.1 高效低氮燃烧技术

高效低氮燃烧技术将煤质、制粉系统、燃烧器、二次风及燃尽风等作为一个整体考虑，以低氮燃烧器与空气分级为核心，在炉内组织适宜的燃烧温度、气氛与停留时间，形成早期的、强烈的、煤粉快速着火、欠氧燃烧，利用燃烧过程产生的氨基中间产物来抑制或还原已经生成的氮氧化物（NOx）。在降低NOx的同时，还需保证锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标，并兼顾锅炉防结渣与腐蚀等问题。

采用先进的低氮燃烧器技术，炉膛出口NOx浓度可控制在200mg／m3以下［7］。对于现役机组，通过低氮燃烧改造，炉膛出口的NOx浓度可以控制在300mg／m3以下，为后续的烟气脱硝改造创造有利条件，降低投资和运行费用。

3.2 SCR脱硝装置提效

已建的SCR脱硝装置一般按60%～70%的脱硝效率设计，要达到NOx浓度不大于50mg／m3的超低排放标准，在保证炉膛出口NOx浓度不高于300mg／m3的前提条件下，脱硝效率需达到85%以上，需要进行SCR脱硝装置提效改造，主要通过增加催化剂用量和采用更加高效的催化剂来实现。

3.3 SNCR-SCR联合脱硝技术

SNCR脱硝技术是将NH3、尿素等还原剂直接喷入锅炉炉内高温区（850～1 100℃）与 NOx进行选择性反应，不用催化剂，其脱硝效率受锅炉结构尺寸影响很大，一般用于脱硝效率要求不高于40%的机组［31］。SNCR-SCR联合脱硝系统的前端是SNCR系统，还原剂在锅炉炉膛内与NOx反应，后端的SCR系统对烟气进一步脱硝，使还原剂得到充分利用，克服了SNCR的氨逃逸率高、氨／氮摩尔比高的缺点，提高了系统脱硝效率，同时因锅炉内已装有SNCR系统，大幅度降低了SCR装置入口的NOx浓度，可以减少所需要的SCR反应容积和催化剂用量，降低投资和运行费用。

4 脱硝、除尘与脱硫装置的协同效应

燃煤电厂超低排放技术在集成高效的除尘、脱硫和脱硝技术的同时，充分发挥各个烟气污染物脱除装置的协同效应，在每个装置脱除其主要目标污染物的同时，协同脱除其他污染物或为下游装置脱除污染物创造有利条件［19］。

脱硝装置在实现NOx的高效脱除的同时，把烟气中的NOx氧化还原为N2和H2O，同时增加了SO3和NH3，使烟气成份发生变化，能起到一定的烟气调质作用，可以改善除尘器性能。另外，提高元素态汞的氧化效率，有利于在其后的除尘设备和脱硫设备中对汞进行脱除。当然，为了减少空气预热器和电除尘器等设备的腐蚀和粘堵，需要降低SO2／SO3的转化率和氨逃逸浓度。

低低温电除尘器和湿式电除尘器可以实现SO3的协同脱除，通过低温省煤器和管式换热器可以实现余热利用或加热湿法脱硫装置后的净烟气。采用移动电极技术等减少二次扬尘，提高除尘器出口粉尘平均粒径，可大幅提高湿法脱硫装置协同除尘效率。电除尘器和布袋除尘器对颗粒态汞都有较好的脱除效果。

湿法脱硫装置协同除尘和脱汞效果明显，可以去除烟气中大部分的氧化汞。

5 工程实施情况

2014年5月30日，浙江浙能嘉华发电有限公司8号机组完成超低排放改造，成为国内首台投入运行的超低排放示范机组，截至2014年底，全国各地已有二十多套超低排放系统投运，污染物排放监测数据均低于超低排放限值。部分超低排放投运项目的技术路线见表2。

表2 部分已投运的超低排放项目技术路线

实践证明，集成各种先进高效的除尘、脱硫、脱硝技术，充分发挥其协同脱除功效，燃煤电厂达到天然气燃气轮机组排放限值标准在技术和经济上都是可行的，推动燃煤电厂超低排放改造已成为我国政府持续推进民生改善和社会建设的重要工作，全国各地纷纷出台燃煤电厂超低排放实施计划，今后几年是超低排放改造的高峰。

6 结语

对于燃煤电厂，开发和应用先进高效的除尘、脱硫、脱硝技术，并从多污染物综合治理的角度出发，充分考虑各种污染物间相互影响，利用现有污染物治理设备的协同效应，对烟尘、二氧化硫、氮氧化物和汞等进行协同治理，是未来烟气污染治理的主要发展方向。

［1］ 国务院办公厅.国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014-2020年）的通知（国办发［2014］31号）［Z］.2014-06-07.

［2］ 浙江省人民政府.浙江省人民政府关于印发浙江省大气污染防治行动计划（2013—2017年）的通知（浙政发［2013］59号）［Z］.2013-12-31.

［3］ 冯芸清.广州为治大气污染，投8.1亿实施“超洁净排放”［EB／OL］.（2014-02-24）.http：／／gd.people.com.cn／n／2014／0224／c123932-20638322.html.

［4］ 国家发展改革委，国家能源局，国家环境保护部.关于印发《能源行业加强大气污染防治工作方案》的通知（发改能源［2014］506号）［Z］.2014-03-24.

［5］ 浙江省经济和信息化委员会，浙江省环境保护厅.关于印发《浙江省统调燃煤发电机组新一轮脱硫脱硝及除尘改造管理考核办法》的通知（浙经信电力［2014］349号文）［Z］.2014-07-31.

［6］ 山西省人民政府办公厅.关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见（晋政办发〔2014〕62号）［Z］.2014-08-08.

［7］ 国家发展改革委，环境保护部，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）［Z］.2014-09-12.

［8］ 中国电力企业联合会.中国电力行业年度发展报告2010［M］.北京：中国电力出版社，2010.

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