關(guān)于當(dāng)代燃煤電廠超凈排放技術(shù)調(diào)研及研究報告（簡版）  

一、前言

   為了讓熱愛平江、關(guān)心平江的人民進一步了解目前國內(nèi)新一代燃煤火力發(fā)電技術(shù)，幫助部分對新一代火電技術(shù)認(rèn)知渠道匱乏或受自身條件限制無法實地考察的平江人民了解新一代燃煤火力發(fā)電廠，實現(xiàn)平江的經(jīng)濟發(fā)展、綠色發(fā)展兩不誤。現(xiàn)將中南電力設(shè)計院經(jīng)過為期2個月，對國內(nèi)已建成或正在實施、準(zhǔn)備實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）進行調(diào)研并形成的調(diào)研報告予以發(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臺發(fā)電機組，總裝機容量5000MW。一期裝機容量為2×300MW，1995年12月投產(chǎn)發(fā)電。二期工程裝機容量為4×600MW，2005年10月全部投產(chǎn)發(fā)電。三期裝機容量為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臺機組超凈排放技改。

    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下一步改造計劃：已實現(xiàn)超凈排放，暫無新改造計劃。

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首個離岸海島大型燃煤火電廠，規(guī)劃建設(shè)4臺1000MW超超臨界機組，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)運行。試運行期間污染物排放指標(biāo)為：NOx＜26mg/Nm3、SOx＜25mg/Nm3、PM＜5mg/Nm3，全面達到超凈排放標(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下一步改造計劃：已實現(xiàn)超凈排放，暫無新改造計劃。

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.神華國華舟山發(fā)電廠

    3.1工程概況

   神華國華舟山發(fā)電廠擁有125MW機組一臺，135MW機組一臺,300MW機組一臺，350MW機組一臺。其中，4號機組（1X350MW超臨界機組）為新建機組，于2014年6月投入商業(yè)運行，全面達到超凈排放標(biāo)準(zhǔn)。

    3.2煙氣處理技術(shù)（4號機組）

    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下一步改造計劃：已實現(xiàn)超凈排放，暫無新改造計劃。

圖3-1舟山4號機組系統(tǒng)示意圖

圖3-2神華國華舟山電廠全景

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（以下簡稱“軍糧城電廠”）共分5期建設(shè)，其中5期9、10號機組（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號機組）

    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下一步改造計劃：已實現(xiàn)超凈排放，暫無新改造計劃。

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燃煤發(fā)電機組，四臺機組額定發(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月開始改造，采取了“低低溫+移動極板+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的35mg/Nm3左右下降到了8mg/Nm3左右。

    5.2.2脫硫：原無脫硫裝置，2005年6月開始改造，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號機組煙囪入口的的氮氧化物排放濃度可達到30mg/Nm3以下，2~4號機組的氮氧化物排放濃度可達到50mg/Nm3以下。

    5.3下一步改造計劃：擬采用托盤技術(shù)對吸收塔進行改造，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)電機組，于2009年11月投入商業(yè)運行。二期工程規(guī)劃建設(shè)2×1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機組，兼顧采暖用汽及工業(yè)用汽，已于2013年12月24日取得國家發(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月開始改造，采取“電除塵系統(tǒng)控制系統(tǒng)升級”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)計脫硫效率96.3%，2013年1、2號機組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號機組NOx排放濃度分別為70.68mg/Nm3和83.30mg/Nm3。
    6.3 下一步改造計劃
    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，對吸收塔和附屬系統(tǒng)進行增效擴容改造，即采用雙塔雙循環(huán)技術(shù)，增設(shè)二級脫硫塔。改造后，脫硫效率由原設(shè)計值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（以下簡稱“外三”）建設(shè)2×1000MW國產(chǎn)超超臨界燃煤機組，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%，對于新建機組，相對于常規(guī)脫硫系統(tǒng)采用的新技術(shù)有：雙托盤、性能增強環(huán)、增加噴淋層、增加漿液泵等，對于改造機組，多采用增加一座吸收塔的方式，改進后系統(tǒng)脫硫效率達到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+五電場低低溫靜電除塵器+高效除塵FGD +濕式靜電除塵器；②五電場旋轉(zhuǎn)極板靜電除塵器（末電場采用旋轉(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。
文章來源：中南電力設(shè)計院

文章作者：中南電力設(shè)計院