9《电力行业（燃煤发电企业）清洁生产评价指标体系》编制说明.doc

电力行业（燃煤发电企业）清洁生产评价指标体系（征求意见稿）编制说明中电联研究室2014年01月一、项目背景为贯彻和落实中华人民共和国清洁生产促进法，评价企业清洁生产水平，指导和推动电力行业燃煤发电企业依法实施清洁生产，根据国务院办公厅转发发展改革委等部门关于加快推进清洁生产意见的通知（国发办2003100号）和工业清洁生产评价指标体系编制通则试行稿，编制研究电力行业燃煤发电企业清洁生产评价指标体系（以下简称指标体系）。1.1 任务来源于2013年5月受国家发展改革委委托。1.2 指标体系的编制原则在本指标体系编制过程中遵循了以下几个原则：a）科学性和规范性；b）先进性和实用性；c）易于操作性；d）与国家节能、降耗、减污、增效方针政策等相符合；e）充分考虑我国燃煤发电企业清洁生产技术水平特点，符合燃煤发电企业的需求，对清洁生产评价的相关术语和定义、指标体系及评价方法作统一规定。1.3 工作过程清洁生产评价指标体系研究从2013年5月开始至今，可以分为四个阶段：第一阶段：成立编制研究小组中国电力企业联合会接受指标体系编制研究任务后，确定了指标体系主要编制研究单位，即中国电力企业联合会和国电科学技术研究院，成立了由专业技术人员及专家组成的指标体系编制研究小组。第二阶段：调研和资料收集及分析 为做好指标体系编制研究工作，充分合理反映电力行业燃煤发电企业清洁生产水平，组织开展了燃煤发电企业清洁生产水平情况调研，并对近年来全国燃煤发电机组能效对标的数据进行了分析。研究确定在行业标准火电行业清洁生产评价指标体系基础上进行编制研究。经过资料整理和调研情况汇总，初步建立了指标体系的大体框架和编写提纲。第三阶段：指标体系研究编制2013年8-9月，依照清洁生产评价指标体系编制通则试行稿进行编制研究，经过反复研讨和修改形成指标体系研究初稿。第四阶段：行业内征求意见及指标体系测算2013年9-10月，对指标体系研究初稿进行了电力行业内部征求意见，向电力行业会员单位及相关专家发送了指标体系初稿的征求意见函，广泛征求意见。组织召开了专家讨论会，同时在集团层面进行指标体系的测算。二、指标体系编制研究的必要性及意义电力行业是将各种一次能源转换为清洁的二次能源电能，并通过合理的输配方式供给用户的行业。在行业内，根据企业从事电能生产或输配等不同的分工，又划分为发电企业和输配电企业。在能源转换和电力输配过程中，提高能源转换效率，减少输配过程中的能量损失，可以实现能源资源节约，对减少能源资源消耗、保障国家能源安全、保护生态环境具有十分重要的意义。火力发电利用化石能源（煤、油、天然气等）作为一次能源进行电能生产。化石能源，尤其是煤，在燃烧过程中会产生烟尘、SO2、NOX等污染物。所以，在生产过程中按照清洁生产的要求，减少和避免污染物的产生，可以保护和改善环境，同样具有十分重要的意义。清洁生产强调通过不断采取改进设计、使用清洁的能源和原料、采用先进的工艺技术与设备、改善管理、综合利用等措施，从源头削减污染，提高资源利用效率，减少或者避免生产、服务和产品使用过程中污染物的产生和排放，以减轻或者消除对人类健康和环境的危害。“十一五”以来，电力行业在各项生产活动中，积极推行清洁生产方式，提高能源转换和输送效率，减少污染物排放，取得了明显的成效。建立电力行业清洁生产评价指标体系，对指导电力行业深入开展清洁生产活动、开展清洁生产审核评价等具有十分重要的意义。本项目将在总结电力企业清洁生产经验的基础上，按照清洁生产评价指标体系编制导则（试行稿）的要求，结合电力行业特点和生产实际，制定出电力行业清洁生产评价指标体系，为今后相关工作打下坚实的基础。三、电力行业基本情况说明3.1行业概况截至2012年底，全国全口径发电装机容量114676万千瓦，比上年增长7.9%，增速比上年下降2.05个百分点。其中，水电24947万千瓦，比上年增长7.1%；火电81968万千瓦，比上年增长6.7%；核电1257万千瓦，与上年持平；并网风电容量6142万千瓦，比上年增长32.9%；并网太阳能341万千瓦，比上年增长60.6%。核电、并网风电、并网太阳能发电占全国发电装机容量的比重为6.7%，而水电、火电所占比重分别为21.8%、71.5%。2012年，全国全口径发电量49865亿千瓦时，比上年增长5.41%。其中，水电8556亿千瓦时，比上年增长28.06%；火电39255亿千瓦时，比上年增长0.65%；核电983亿千瓦时，比上年增长12.75%；风电1030亿千瓦时，比上年增长39.15%。3.2行业清洁生产技术装备水平（1）发电机组结构情况电力行业高度重视发展循环经济和推进清洁生产工作。自2002年实施清洁生产以来，火电机组结构持续优化调整，大容量、高参数、清洁化机组装机比重持续提高，清洁化水平不断提高。近年来，新建机组基本上都为超临界、超超临界、热电联产或者循环流化床机组。截至2012年底，全国30万千瓦及以上火电机组比例达到75.6%，比上年增加近1.2个百分点，在运百万千瓦超超临界燃煤机组达到54台，数量居世界第一，对我国火电结构的优化和技术升级起到重要作用。2012年全国统计调查范围内火电机组容量等级结构见表3-1， 表3-12012年全国统计调查范围内火电机组容量等级结构指标分类火电机组合计（万千瓦）占统计调查范围内火电容量比例（%）6000千瓦及以上机组80302100其中60万千瓦及以上机组3224140.153060万千瓦机组（不含60万千瓦）2844135.422030万千瓦机组（不含30万千瓦）52126.491020万千瓦机组（不含20万千瓦）62617.80不足10万千瓦机组8146 10.14（2）环保设施装配情况截至2012年底，煤电机组全部配置除尘设施。其中，电除尘器的应用比例约为90%，布袋除尘器（含电袋）比例约为10%。截至2012年底，累计已投运火电厂烟气脱硫机组总容量约6.8亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的90%（比2011年的美国高30个百分点），比2011年提高1个百分点。如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉、减去计划关停机组，全国脱硫机组占煤电机组比例接近100%。从脱硫机组脱硫技术采用方式看，截至2012年底，石灰石-石膏湿法占92%（含电石渣法等相关脱硫技术），海水法占3%，烟气循环流化床法占2%，氨法占2%，其他占1%。2012年，新建燃煤机组全部按要求同步采用了低氮燃烧方式，现役机组结合检修也开始进行低氮燃烧技术改造，烟气脱硝装置开始了大规模建设。2012年新投运火电厂烟气脱硝机组容量约0.9亿千瓦，其中，采用选择性催化还原法（SCR）的脱硝机组容量占当年投运脱硝机组总容量的98%。截至2012年底，全国已投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过2.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量的28.1%。规划和在建的烟气脱硝机组已超过5亿千瓦。3.3 行业清洁生产指标情况（1）供电标准煤耗水平供电煤耗全国情况，2012年，全国火电机组供电标准煤耗325克/千瓦时，比上年降低4克/千瓦时。部分大型发电企业火电机组不同类型供电煤耗情况如表3-2。表3-2部分大型发电企业不同容量等级火电机组供电标准煤耗情况容量等级(万千瓦)台数(台)总装机容量(万千瓦)供电标准煤耗(克/千瓦时)全部机组1842 62314 319 机组100 58 5837 292 60机组100397 24721 313 30机组60740 23898 322 20机组30201 4204 342 10机组20223 3025 348 0.6机组10223 629 381 数据来自中电联中国电力行业年度发展报告2013（2）大气污染物排放与控制水平1）烟尘排放情况2012年，全国电力烟尘年排放量约为151万吨，比上年下降2.6%；每千瓦时火电发电量烟尘排放量为0.39克，比上年下降1.7%。2）二氧化硫排放情况2012年，全国二氧化硫排放2117.6万吨，比上年下降4.5%；电力二氧化硫排放883万吨，比上年下降3.3%；电力二氧化硫排放量约占全国二氧化硫排放量的41.7%。2012年，每千瓦时火电发电量二氧化硫排放量为2.26克，比上年下降0.08克。3）氮氧化物排放情况2012年，电力行业扭转了氮氧化物排放量逐年增加的局面，实现了排放量下降，全年电力氮氧化物排放948万吨，比2011年下降5.5%；每千瓦时火电发电量氮氧化物排放量为2.4克，比上年下降约0.2克。（3）火电厂废水排放与控制水平2012年，全国火电厂每千瓦时发电量耗水量2.15千克，比上年降低0.19千克；每千瓦时发电量废水排放量0.10千克，比上年降低0.13千克。（4）固体废弃物排放与综合利用1）粉煤灰2012年，全国燃煤电厂发电和供热消耗原煤约19.7亿吨，产生粉煤灰约5.4亿吨，与上年持平，是2005年的1.8倍；综合利用率约为67%。2）脱硫副产品2012年，电力行业产生脱硫石膏约6800万吨，与上年持平，综合利用率约72%，比上年增加1个百分点。3.4 常规燃煤发电机组工艺过程常规燃煤发电机组是指采用煤粉锅炉和纯凝汽式汽轮发电机组，将煤中的化学能转换为电能的设备及系统。主要工艺流程如下：通过煤燃烧时释放的热量加热锅炉中的水，使之成为具有一定温度和压力的蒸汽，蒸汽再推动汽轮机旋转并带动发电机产生电能，从而将煤中贮存的化学能转换为热能、机械能、最终转换为电能，电能经变电设备及输电线路供用户使用。其中少部分作为电厂自用电消耗，大部分电力作为最终产品输出。在汽轮机中完成热能-机械能转换任务的蒸汽从汽轮机低压缸排出。这部分蒸汽需要采用一定的冷却手段加以冷却，使其转变成液态的水，才能再次送入锅炉进行加热。冷却方式通常有以下几种：水冷却：即使用水作为冷却介质，与汽轮机排汽在凝汽器中进行表面式换热。水冷却方式根据冷却介质是否循环利用分为直流冷却系统（开式冷却）和循环冷却系统（闭式冷却）两种。直流冷却系统（开式冷却）：直流冷却机组中作为冷却介质的水取自江河湖海，一次性流过凝汽器，之后又流回到江河湖海中，不再循环。这种冷却形式需要有足够的水源，例如靠近大江大河或海洋，由于没有经过冷却水的循环，所以没有冷却水的损失。但是由于冷却水在经过凝汽器时吸收了热量，温度有所升高，在重新排放到江河或海洋中去，如果水的温升过大，会对水体形成热污染。由于这种原因，一些地区在使用直流冷却时会受到限制。如果要减少水温升高对水环境的影响，可以加大冷却水量。循环冷却系统（闭式冷却）： 循环冷却系统中作为冷却介质的水经过凝汽器后，再送到冷却塔中将热量散发到大气中，降温后的冷却水继续回到凝汽器中，因而大部分冷却水是在系统中循环流动的。这种系统在运行中因为冷却水要和大气进行热交换，冷却水有蒸发、风吹和排污等损失，而且损失量比较大，需不断补充水，故其取水量较其他几种冷却方式都要大。空气冷却：即利用空气作为冷却介质。根据汽轮机排汽是否与空气直接发生热交换分为直接空冷系统和间接空冷系统两种。直接空冷系统以空气作为冷却介质，汽轮机排汽通过直接空冷凝汽器与空气进行表面换热后冷凝为水，原则上无水耗，但直接空冷机组运行背压高，且运行时需要运转多台风机，煤耗较高。间接空冷系统以闭式循环水作为汽轮机排汽一次冷却介质，温度升高后的闭式循环水再通过间冷塔与空气进行表面换热冷却后返回，完成一个冷却循环，其水耗也很少，但间接空冷机组运行背压也较高，煤耗也较大。采用空气冷却方式与水冷却方式机组相比，其主要特点是节水，节水量约为1.2-1.5m3/WM·h，但空气冷却方式机组运行背压高，煤耗大，因而，采用空气冷却方式的机组供电煤耗要比水冷却机组的供电煤耗高约10-20gce/kW·h。煤粉在锅炉中燃烧产生的烟气中含有氮氧化物，需经过脱硝装置进行脱除，烟气中含有的飞灰经过静电除尘器，绝大多数被捕集下来；除尘后的烟气进入脱硫装置，大量的二氧化硫被去除。经过脱硝除尘脱硫后的烟气由烟囱排入大气。锅炉底渣及除尘器捕集下来的灰，分别进入捞渣机系统和除灰系统。底渣通过刮板捞渣机送至渣仓外运综合利用或至灰场堆放；除尘器干灰落入灰斗，由气力输送系统送至灰库储存，灰库下设干灰和调湿灰排放口，干灰和调湿灰分别由罐车和自卸车外运综合利用或至灰场堆放。在常规燃煤发电机组中，锅炉、汽轮机和发电机是主要设备。主要系统有燃料输送系统、制粉燃烧系统、烟风系统、除灰渣系统、热力系统、化学水处理系统、供水系统、循环水系统、电气系统、脱硫系统、脱硝系统、热工自动化系统等。还有一些辅助设备如各类风机（送风机、一次风机、引风机等）和各类水泵（如给水泵、循环水泵等）。典型燃煤发电企业生产工艺流程图如图3-1。3.5主要产业政策根据产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）(2013年修正)中规定，电力鼓励类：2、单机60万千瓦及以上超临界、超超临界机组电站建设；3、采用背压（抽背）型热电联产、热电冷多联产、30万千瓦及以上热电联产机组；4、缺水地区单机60万千瓦及以上大型空冷机组电站建设；6、30万千瓦及以上循环流化床、增压流化床、整体煤气化联合循环发电等洁净煤发电；7、单机30万千瓦及以上采用流化床锅炉并利用煤矸石、中煤、煤泥等发电；9、在役发电机组脱硫、脱硝改造等。限制类：1、小电网外，单机容量30万千瓦及以下的常规燃煤火电机组；2、小电网外，发电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组，发电煤耗高于305克标准煤/千瓦时的空冷发电机组。淘汰类：1、大电网覆盖范围内，单机容量在10万千瓦以下的常规燃煤火电机组；2、单机容量5万千瓦及以下的常规小火电机组；3、以发电为主的燃油锅炉及发电机组；4、大电网覆盖范围内，设计寿命期满的单机容量20万千瓦以下的常规燃煤火电机组。四、指标体系主要内容4.1适用范围本指标体系只针对电力行业燃煤发电企业清洁生产评价指标体系进行了研究，规定了燃煤发电企业清洁生产的领先、先进、一般水平要求。适用于燃煤发电企业的清洁生产审核与评价，未对燃气发电、燃用煤矸石或煤泥、燃油发电等其他火力发电企业进行研究，其他火力发电企业可参照执行。根据清洁生产评价指标体系编制通则评价指标体系一般为六类评价指标，而电力行业电能即产品，电能本身就是清洁产品，故未列入产品特征指标。本指标体系将清洁生产指标分为五类，即生产工艺及设备指标、资源和能源消耗指标、资源综合利用指标、污染物排放指标和清洁生产管理指标。4.2 指标的选取说明火电行业是装备性行业，设计一旦确定，其能耗、排放水平基本确定。在我国不同时期、不同容量、不同参数机组中，清洁生产水平相差很大，与当地煤炭资源、水资源、环境空间和经济发展水平密切相关。同时，机组清洁生产所针对不是单一设备，而是不同设备、系统选择后的综合指标情况，不同机组本身存在合理差异。比如，不同压力参数、容量、煤种、厂用电界定范围、环保设备的配置、节水工艺、主辅机设备条件、各时期与各国别设备差异、管理因素等，都会带来清洁生产水平的不同。本评价指标体系根据清洁生产的原则要求和指标的可度量性进行了指标选取，分为定性指标和定量指标。其中，定性评价指标主要根据国家有关推行清洁生产的产业发展和技术进步政策、资源环境保护政策规定以及行业发展规划选取，定性评价企业执行有关政策的符合性以及实施清洁生产工作的效果；定量评价指标选取了有代表性的、能反映“节能”“降耗”“减污”“增效”等有关清洁生产的最终目标的指标，考评企业实施清洁生产状况和清洁生产程度。定量评价指标和定性评价指标分为一级指标和二级指标两个层次。一级指标为普遍性、概括性的指标，包括生产工艺及设备指标、资源和能源消耗指标、资源综合利用指标、污染物排放指标和清洁生产管理指标。二级指标为反映火电企业清洁生产特点的、具有代表性的技术考核指标。特别说明：本评价指标体系不包括单机容量20万千瓦以下的机组，符合国家产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）中的规定。4.3 评价指标体系基准值及其确定依据评价指标体系基准值是根据当前燃煤发电企业清洁生产情况、机组指标先进水平分析来确定的，将其分为级基准值、级基准值、级基准值。其中，单项指标级基准值约有15-20%的企业能够达到；单项指标级基准值约有20-30%的企业能够达到；单项指标级基准值约有50-60%的企业能够达到。供电煤耗级基准值基本按常规燃煤发电机组单位产品能耗限额中规定取值，、基准值是根据行业实际统计值（按标准修正后）按先进水平来取值，分别按行业前约15%、30%进行选取。其中亚临界600MW，亚临界300MW机组基准值根据清洁生产本意选取略微严格。机组单位发电量的取水量基准值是参考DL/T254-2012燃煤发电企业清洁生产评价导则中水资源消耗指标评价基准值进行确定的。根据中电联国家重点节水技术推广目录定制研究报告中对370家电厂进行取水状况调研情况和行业实际统计数据情况来看，此级基准值取值合理、能够反映行业清洁水平的实际情况。、基准值是在基准值的基础上进行了进一步降低，同时参考了行业实际统计百分比情况。污染物排放定量指标是取上年行业平均值的百分比进行环比取值的。上年行业平均值取自电力行业年度发展报告；其中级基准值为低于上年行业平均值的10%，级基准值为低于上年行业平均值的20%，级基准值为低于上年平均值的30%。根据对行业实际情况的测算，二氧化硫排放绩效和烟尘排放绩效达到级基准值约为30%-40%，达到级基准值约为50%左右；氮氧化物排放绩效达到级基准值约为15-20%，达到级基准值约为40%；主要是由于电力行业脱硝装置安装比例目前还比较低，随着脱硝装置安装的完成，投入比例的提高，评价指标基准值完全可以符合标准要求。4.4 评价指标权重确定依据评价指标权重的确定是多目标决策的一个重要环节，因为多目标决策的基本思想是将多目标决策结果值纯量化，也就是应用一定的方法、技术、规则将各目标的实际值转换为一个综合值。指标权重是指标在评价过程中不同重要程度的反映，是评价问题中指标相对重要程度的一种主观评价和客观反映的综合度量。权重的赋值合理与否，对评价结果的科学合理性起着至关重要的作用。本标准采用层次分析法和德尔菲法（又称专家分析法），指标权重从行业内征集了来自中国华能、大唐、国电、华电、中电投、国电电科院等企业管理和技术专家对各指标进行了赋值。为保证指标权重的客观性，选择的专家来自不同的管理和技术层面，并有不同专业特长。由专家根据经验进行主观判断而得到权数然后再对指标进行综合评估，分为一级指标和二级指标。4.5 指标计算范围及计算方法指标统计范围为现有机组按年度确定统计期。指标计算符合GB/T 2589的规定；机组供电煤耗计算方法按DL/T 904执行。五、分歧意见处理情况指标体系主要意见及重大分歧处理情况。对指标体系在征求意见过程中的意见见（意见汇总表），提出最多的意见是关于污染物排放定量指标确定的问题，部分专家建议参考供电煤耗与耗水量指标按不同类型机组给予确定基准值，由于我国目前采用全世界最严的排放标准，尤其是重点地区排放限值，国标本身要求就很高；考虑到数据真实规范、客观有效、同类可比、促进清洁生产、行业先进，行业的排放指标上年平均值（采用中国电力行业年度发展报告中的数据或其他公开发布的权威数据）获取方便，数据科学，可靠，同时还有大部分专家同意的意见等，最终采用以低于行业上年平均值的百分数来进行评价。根据对集团层面整体测算结果来看，将报送稿中纯凝空冷机组供电煤耗直接空冷机组级基准值修改为湿冷+16、间接空冷机组级基准值修改为湿冷+10。其他无重大分歧意见。六、本指标体系测算情况本指标体系编制完成后，在集团公司层面进行了整体测算，测算结果如下：燃煤发电企业清洁生产达到国际清洁生产领先水平的约占8%，达到国内清洁生产先进水平的约占22%，达到清洁生产一般企业约占46%。计算过程说明：指标体系计算是针对全厂清洁生产水平进行评定的，包括不同类型发电机组时，分别确定指标，按全年发电量加权平均计算。污染物排放指标：行业上年平均值取自中国电力行业年度发展报告2013，电力行业2012年烟尘排放绩效为0.39克/千瓦时，二氧化硫排放绩效为2.26克/千瓦时，氮氧化物排放绩效2.4克/千瓦时。企业评价数据取自每年环保部给企业的批复值，对于供热机组按照热电比及供热煤耗进行相应折算。同时也参考了企业实际排放值，实际排放值（在线监测累计平均值）低于环保部给的批复值，而且排放总量年度值折算到排放浓度值严于环保部门规定的排放浓度给定值。二氧化硫排放绩效达到级基准值约为36%，达到级基准值约为48%，达到级基准值约为80%；烟尘排放绩效达到级基准值约为32%，达到级基准值约为44%，达到级基准值约为71%；氮氧化物排放绩效达到级基准值约为15%，达到级基准值约为38%，达到级基准值约为62%；主要是由于电力行业脱硝装置安装比例目前还比较低，随着脱硝装置安装的完成，投入比例的提高，评价指标基准值完全可以符合标准要求。供电煤耗指标：供电煤耗取值为企业年统计值，根据附录A燃煤发电企业清洁生产供电煤耗指标修正计算进行修正，对机组负荷率、燃煤品质、脱硫有无制备脱硫剂、有无脱硝进行了修正。对于不同类型的机组计算结果略有偏差，对于1000MW机组修正值大概下降6克/千瓦时左右，达到级基准值约15%，达到级基准值约30%；600MW亚临界纯凝湿冷机组，个别集团无达到级基准值的，达到级基准值约5%，达到级基准值约10%；亚临界300MW纯凝机组达到级基准值约20%，达到级基准值约36%。单位发电量取水量指标：循环冷却机组：600MW及以上机组达级基准值的为47%，300MW等级达级基准值的为39%,小于300MW等级达级基准值的为15%；直流冷却机组：600MW及以上机组达级基准值的为63%，300MW等级达级基准值的为52%,小于300MW等级达级基准值的为14%；空气冷却机组：600MW及以上机组达级基准值的为53%，300MW等级达级基准值的为50%,小于300MW等级达级基准值的为13%。各个发电企业此指标相差幅度比较大，整体计算来看基准值能满足评价标准要求。对于定性评价指标总体得分情况为定性指标总分值的80%，具体评价时会略有差别，但应该差别不会太大。附件电力行业（燃煤发电企业）清洁生产评价指标体系征求意见表意见回复单位/个人： 联系电话： 电子邮箱：条款号原文修改意见1表1二级指标中的“大气污染物排放浓度及总量”建议明确浓度是指年度或审核期内的平均浓度，总量指标来源是环评批复值、当地环保部门下达年度指标或上级单位分解年度指标等2表1二级指标中的“烟尘排放绩效”、“二氧化硫排放绩效”、“氮氧化物排放绩效”在未进行环保设施技术改造的前提下，指标所提出的年度削减至达1030%难以达到，建议参考煤耗与取水量指标列出不同类型机组的基准值35.2“包括不同类型发电机组时，分别确定指标，按全年发电量加权平均”对于供热机组建议在进行加权平均考虑供热量4表1纯凝空冷机组供电煤耗直接空冷机组级基准值 湿冷+14纯凝空冷机组供电煤耗直接空冷机组级基准值 湿冷+165表1纯凝空冷机组供电煤耗间接空冷机组级基准值 湿冷+8纯凝空冷机组供电煤耗间接空冷机组级基准值 湿冷+106表1-4污染物排放指标中烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效低于上年平均值的10%-30%。应该在原描述基础上补充说明直到最新“火电厂大气污染物排放标准值”为止。否则从理论上说，每年同比降低，最终将趋近于零，不现实。74.3表1中序号4污染物排放指标中烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效、基准值分别为低于上年平均值的30%、20%、10%基准值采用比上年降低的幅度不科学，对污染治理到位，排放浓度低的机组持续降低排放绩效难度大，而排放浓度高的机组降低排放绩效相对容易，排放绩效绝对值不一定低。建议采用绝对数值，可参考特别排放限值。