關(guān)于當(dāng)代燃煤電廠超凈排放技術(shù)調(diào)研及研究報(bào)告（簡(jiǎn)版）  

一、前言

   為了讓熱愛(ài)平江、關(guān)心平江的人民進(jìn)一步了解目前國(guó)內(nèi)新一代燃煤火力發(fā)電技術(shù)，幫助部分對(duì)新一代火電技術(shù)認(rèn)知渠道匱乏或受自身?xiàng)l件限制無(wú)法實(shí)地考察的平江人民了解新一代燃煤火力發(fā)電廠，實(shí)現(xiàn)平江的經(jīng)濟(jì)發(fā)展、綠色發(fā)展兩不誤。現(xiàn)將中南電力設(shè)計(jì)院經(jīng)過(guò)為期2個(gè)月，對(duì)國(guó)內(nèi)已建成或正在實(shí)施、準(zhǔn)備實(shí)施采用超凈排放技術(shù)的燃煤火力發(fā)電廠（部分代表電廠）進(jìn)行調(diào)研并形成的調(diào)研報(bào)告予以發(fā)布，供大家參考。

二、污染物排放標(biāo)準(zhǔn)

   超凈排放技術(shù)是燃煤電廠執(zhí)行以天然氣為燃料的燃?xì)廨啓C(jī)組的大氣污染物排放限值，如下表所示。

     以天然氣為燃料的燃?xì)廨啓C(jī)組大氣污染物排放濃度限值

三、煙氣超凈排放燃煤電廠調(diào)研情況

1.浙能嘉興發(fā)電廠

    1.1工程概況

   嘉興發(fā)電廠現(xiàn)共有8臺(tái)發(fā)電機(jī)組，總裝機(jī)容量5000MW。一期裝機(jī)容量為2×300MW，1995年12月投產(chǎn)發(fā)電。二期工程裝機(jī)容量為4×600MW，2005年10月全部投產(chǎn)發(fā)電。三期裝機(jī)容量為2×1000MW，2011年10月全部投產(chǎn)發(fā)電。本次調(diào)研內(nèi)容為三期工程，2014年6月完成了2臺(tái)機(jī)組超凈排放技改。

    1.2煙氣處理技術(shù)

    1.2.1除塵：采用低低溫除塵+濕式電除塵技術(shù)，煙囪出口煙塵濃度＜2.1mg/Nm3。

    1.2.2脫硫：采用石灰石－石膏濕法脫硫系統(tǒng)，改為3+1臺(tái)漿液泵，增加一層托盤變?yōu)殡p托盤脫硫塔，除霧器改為一級(jí)管式除霧器+兩層屋脊式除霧器。煙囪出口SO2濃度＜17.5 mg/Nm3。

    1.2.3脫硝：采用“超低NOx燃燒器+增加預(yù)留層新型改性催化劑”。煙囪出口NOx濃度＜39 mg/Nm3。

    1.3下一步改造計(jì)劃：已實(shí)現(xiàn)超凈排放，暫無(wú)新改造計(jì)劃。

圖1-1浙能嘉華電廠系統(tǒng)示意圖

圖1-2浙能嘉興電廠全景

2.浙能六橫發(fā)電廠

    2.1工程概況

   浙能六橫電廠是全國(guó)首個(gè)離岸海島大型燃煤火電廠，規(guī)劃建設(shè)4臺(tái)1000MW超超臨界機(jī)組，一期工程建設(shè)2×1000MW超超臨界。在2014年7月正式投入商業(yè)運(yùn)行。試運(yùn)行期間污染物排放指標(biāo)為：NOx＜26mg/Nm3、SOx＜25mg/Nm3、PM＜5mg/Nm3，全面達(dá)到超凈排放標(biāo)準(zhǔn)。

    2.2煙氣處理技術(shù)

    2.2.1除塵：采用“電除塵器(ESP) +旋轉(zhuǎn)極板+濕式除塵器”，煙囪出口煙塵濃度＜5mg/Nm3。

    2.2.2脫硫：采用石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)（托盤技術(shù)+增效環(huán)），煙囪出口SO2濃度＜25mg/Nm3。

    2.2.3脫硝：采用低NOx燃燒器及SCR脫硝工藝。煙囪出口NOx濃度＜26 mg/Nm3。

    2.3下一步改造計(jì)劃：已實(shí)現(xiàn)超凈排放，暫無(wú)新改造計(jì)劃。

圖2-1浙能六橫電廠系統(tǒng)示意圖

圖2-2浙能六橫電廠全景

3.神華國(guó)華舟山發(fā)電廠

    3.1工程概況

   神華國(guó)華舟山發(fā)電廠擁有125MW機(jī)組一臺(tái)，135MW機(jī)組一臺(tái),300MW機(jī)組一臺(tái)，350MW機(jī)組一臺(tái)。其中，4號(hào)機(jī)組（1X350MW超臨界機(jī)組）為新建機(jī)組，于2014年6月投入商業(yè)運(yùn)行，全面達(dá)到超凈排放標(biāo)準(zhǔn)。

    3.2煙氣處理技術(shù)（4號(hào)機(jī)組）

    3.2.1除塵：采用“電除塵器(ESP) +高頻電源+旋轉(zhuǎn)極板+濕式除塵器”，煙囪出口煙塵濃度＜2.38mg/Nm3。

    3.2.2脫硫：采用高效海水脫硫技術(shù)，煙囪出口SO2濃度＜2.86mg/Nm3。

    3.2.3脫硝：采用低NOx燃燒器及SCR脫硝工藝。煙囪出口NOx濃度＜20.5mg/Nm3。

    3.3下一步改造計(jì)劃：已實(shí)現(xiàn)超凈排放，暫無(wú)新改造計(jì)劃。

圖3-1舟山4號(hào)機(jī)組系統(tǒng)示意圖

圖3-2神華國(guó)華舟山電廠全景

4.天津軍糧城電廠

    4.1工程概況

   天津軍糧城發(fā)電有限公司（以下簡(jiǎn)稱“軍糧城電廠”）共分5期建設(shè)，其中5期9、10號(hào)機(jī)組（2×350MW）分別于2010年7月和10月投產(chǎn)發(fā)電。

    4.2煙氣處理技術(shù)（4號(hào)機(jī)組）

    4.2.1除塵：采用“布袋除塵器+濕式電除塵器”，煙囪出口煙塵濃度＜5mg/Nm3。

    4.2.2脫硫：沿用石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)，采用“新增串聯(lián)二級(jí)脫硫塔+煙塔合一”。煙囪出口SO2濃度＜35mg/Nm3。

    4.2.3脫硝：采用低NOx燃燒器及SCR脫硝工藝，加裝一層新催化劑，改造后SCR出口NOx排放濃度能夠＜50mg/Nm3，脫硝率＞88.9%。

    4.3下一步改造計(jì)劃：已實(shí)現(xiàn)超凈排放，暫無(wú)新改造計(jì)劃。

5.華能北京熱電廠

    5.1工程概況

   華能北京熱電廠一期工程共四臺(tái)燃煤發(fā)電機(jī)組，四臺(tái)機(jī)組額定發(fā)電總功率為845MW，1999年6月全部投產(chǎn)。

    5.2煙氣處理技術(shù)

    5.2.1除塵：2013年3月開(kāi)始改造，采取了“低低溫+移動(dòng)極板+電除塵增容+三相交流電控制技術(shù)”的技術(shù)路線，于當(dāng)年10月完成全部改造，改造后除塵器出口粉塵濃度從原來(lái)的35mg/Nm3左右下降到了8mg/Nm3左右。

    5.2.2脫硫：原無(wú)脫硫裝置，2005年6月開(kāi)始改造，采取“新建石灰石-石膏濕法脫硫島”和“煙塔合一”路線，2006年12月完成全部改造，脫硫改造的設(shè)計(jì)效率為96%，脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度低于1100mg/Nm3,脫硫后SO2排放濃度小于50mg/Nm3。脫硫后的煙氣經(jīng)由煙塔（即冷卻塔）排出。

    5.2.3脫硝：2007年1月開(kāi)始改造，在原有低氮燃燒器的基礎(chǔ)上采取”新增SCR脫硝裝置”路線，2007年12月完成，在脫硝裝置入口濃度450mg/Nm3左右的情況下，1號(hào)機(jī)組煙囪入口的的氮氧化物排放濃度可達(dá)到30mg/Nm3以下，2~4號(hào)機(jī)組的氮氧化物排放濃度可達(dá)到50mg/Nm3以下。

    5.3下一步改造計(jì)劃：擬采用托盤技術(shù)對(duì)吸收塔進(jìn)行改造，并增加和優(yōu)化噴淋層的噴嘴，增加煙道除霧器等措施。

圖5-1華能北京熱電廠一期工程全景

6. 天津北疆電廠
    6.1 工程概況
    天津國(guó)投津能發(fā)電有限公司（天津北疆電廠）分兩期建設(shè)，一期工程建設(shè)2×1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組，于2009年11月投入商業(yè)運(yùn)行。二期工程規(guī)劃建設(shè)2×1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組，兼顧采暖用汽及工業(yè)用汽，已于2013年12月24日取得國(guó)家發(fā)展改革委核準(zhǔn)批復(fù)。
    6.2 煙氣處理技術(shù)
    6.2.1 除塵：一期工程原有靜電除塵器，2012年4月開(kāi)始改造，采取“電除塵系統(tǒng)控制系統(tǒng)升級(jí)”路線，煙囪出口煙塵排放濃度分別為14.3mg/Nm3和13.8mg/Nm3。
    6.2.2 脫硫：基建配套脫硫設(shè)施，采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，設(shè)計(jì)脫硫效率96.3%，2013年1、2號(hào)機(jī)組SO2平均排放濃度分別為78.59mg/Nm3、79.13mg/Nm3。
    6.2.3 脫硝：基建配套脫硝設(shè)施，采用SCR脫硝技術(shù)。2013年1、2號(hào)機(jī)組NOx排放濃度分別為70.68mg/Nm3和83.30mg/Nm3。
    6.3 下一步改造計(jì)劃
    6.3.1 除塵：“低低溫靜電除塵器+高頻電源+濕式靜電除塵器”，改造后最終實(shí)現(xiàn)煙囪出口固體顆粒物排放濃度小于5mg/Nm3，綜合除塵效率不低于99.96%。
    6.3.2 脫硫：沿用現(xiàn)有的石灰石—石膏濕法脫硫工藝，對(duì)吸收塔和附屬系統(tǒng)進(jìn)行增效擴(kuò)容改造，即采用雙塔雙循環(huán)技術(shù)，增設(shè)二級(jí)脫硫塔。改造后，脫硫效率由原設(shè)計(jì)值96.3%提高到98.9%，二氧化硫排放濃度降至35mg/Nm3以下。
    6.3.3 脫硝：沿用現(xiàn)有的SCR煙氣脫硝工藝，通過(guò)啟用備用層、增加一層催化劑的手段提高脫硝效率。脫硝系統(tǒng)改造后，NOx排放濃度小于50mg/Nm3。
    6.3.4 二期新建工程：除塵路線采用“低低溫靜電除塵器+濕式靜電除塵器”，煙囪出口固體顆粒物排放濃度≤5mg/Nm3，綜合除塵效率不低于99.96%。脫硫采用“石灰石-石膏濕法單塔雙循環(huán)工藝”，脫硫效率不低于99.1%，煙囪出口SO2排放濃度≤30mg/Nm3。脫硝采用“低NOx燃燒技術(shù)+SCR煙氣脫硝”，脫硝裝置效率不低于85%，煙囪出口NOx排放濃度≤ 45mg/Nm3。

圖6-1 天津北疆電廠全景
7. 上海外高橋第三發(fā)電廠
    7.1 工程概況
上海外高橋第三發(fā)電廠（以下簡(jiǎn)稱“外三”）建設(shè)2×1000MW國(guó)產(chǎn)超超臨界燃煤機(jī)組，于2008年6月全部投產(chǎn)。
    7.2 煙氣處理技術(shù)
    7.2.1 除塵：采用常規(guī)靜電除塵器，2009年底至2012年初，進(jìn)行了高頻電源改造，改造后除塵器出口煙塵濃度≤20mg/Nm3。
    7.2.2 脫硫：采用川崎公司的逆流噴霧塔，SO2排放指標(biāo)≤50mg/Nm3。
    7.2.3 脫硝：采用SCR脫硝工藝。2012年改造升級(jí)后已填充全部三層催化劑，裝設(shè)3層催化劑后煙囪出口NOx濃度＜15mg/Nm3。
    7.3 下一步改造計(jì)劃：待定。

圖7-1 外高橋第三發(fā)電廠全景
四、煙氣超凈排放技術(shù)路線總結(jié)
    1. 脫硝系統(tǒng)
    在已調(diào)研項(xiàng)目中，脫硝系統(tǒng)多采用低NOx燃燒器+SCR催化劑的組合方式，該類系統(tǒng)技術(shù)成熟，運(yùn)行可靠。執(zhí)行超凈排放的燃煤電站與常規(guī)電站相比較，脫硝系統(tǒng)區(qū)別主要在于SCR催化劑的填裝層數(shù)，改造工程多將原有的2+1（2層填裝，1層備用）層催化劑直接更改為3層全部填裝，部分電廠（華能高碑店、華電永利）采用4層SCR催化劑。改造后系統(tǒng)脫硝效率可以提升至85~90%，采用現(xiàn)有技術(shù)可以滿足超凈排放NOx＜50mg/Nm3要求。
    2. 脫硫系統(tǒng)
    在已調(diào)研的電源點(diǎn)中多燃用中低硫煤種，其中執(zhí)行超凈排放指標(biāo)的電站燃煤含硫量為0.41~0.89%，對(duì)于新建機(jī)組，相對(duì)于常規(guī)脫硫系統(tǒng)采用的新技術(shù)有：雙托盤、性能增強(qiáng)環(huán)、增加噴淋層、增加漿液泵等，對(duì)于改造機(jī)組，多采用增加一座吸收塔的方式，改進(jìn)后系統(tǒng)脫硫效率達(dá)到98~99%，可滿足超凈排放SO2＜35mg/Nm3的指標(biāo)要求。
     3. 除塵系統(tǒng)
    實(shí)現(xiàn)超凈排放指標(biāo)的電廠中，除塵系統(tǒng)分為兩條技術(shù)路線：① 煙氣冷卻器+五電場(chǎng)低低溫靜電除塵器+高效除塵FGD +濕式靜電除塵器；②五電場(chǎng)旋轉(zhuǎn)極板靜電除塵器（末電場(chǎng)采用旋轉(zhuǎn)極板）+高效除塵FGD+濕式靜電除塵器。調(diào)研結(jié)果顯示，此兩條路線均可滿足超凈排放PM＜5mg/Nm3的要求。
文章來(lái)源：中南電力設(shè)計(jì)院

文章作者：中南電力設(shè)計(jì)院