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昱薇何
7 years ago
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1 绿色发电科技引领国华公司近零排放工程实践 2014 年 7 月 31 日主要内容前言近零排放总体目标工程实践介绍 ( 舟山电厂三河电厂 ) 结束语前言国华公司简介 1999 年 3 月成立神华全资子公司, 资产总额 1400 亿截止 2013 年底, 拥有 21 家发电单位 6 家建设单位, 总计控股 36 家独立法人企业, 分布在华北东北西北长三角珠三角等地区截止目前国华控股运营容量 3480 万千瓦, 其中燃煤机组 61 台燃气机组 1 台 ( 套 ) 和风电机组 21 台 2014 年上半年主要污染物排放绩效烟尘排放绩效克 / 千瓦时 (2013 年全国平均值 0.3 克 / 千瓦时 ) 二氧化硫排放绩效克 / 千瓦时 (2013 年全国平均值 1.9 克 / 千瓦时 ) 氮氧化物排放绩效克 / 千瓦时 (2013 年全国平均值 2.0 克 / 千瓦时 )

华控股运营容量 3480 万千瓦, 其中燃煤机组 61 台燃气机组 1 台 ( 套 ) 和风电机组 21 台 2014 年上半年主要污染物排放绩效烟尘排放绩效 0.

2 国华公司近零排放的概念提出针对国内严峻的环保形势, 和我国以煤炭为主的资源禀赋条件, 按照推进绿色发展循环发展低碳发展建设美丽中国的要求, 国华公司系统性提出新建项目的高效清洁近零排放工程和现役机组的高品质绿色发电计划, 以实现燃煤发电机组大气污染物排放优于燃气机组排放标准国华公司近零排放的实施高品质绿色发电计划部分在役机组三河电厂序号污染物项目单位国华公司近零排放的排放标准近零排放指标重点控制区排放限值 ( 火电 ) 天然气电厂排放限值 1 烟尘排放 mg/nm SO 2 排放 mg/nm 清洁高效近零排放工程新建机组舟山电厂 3 NOx 排放 mg/nm 全国首台新建近零排放燃煤机组 -- 舟山电厂 4 号机组 2014 年 6 月 25 日 9 时, 国华舟山电厂 4 号机组通过 168 小时试运, 正式商业运行试运期间浙江省环境监测中心站对舟山电厂 4 号机组进行第三方独立烟气监测, 监测结果数据均优于现行国内天然气机组排放限值标准京津冀首台实现近零排放的现役燃煤机组 --- 三河电厂 1 号机组 2014 年 6 月 23 日 22 时 30 分, 三河电厂 1 号机组改造后一次并网成功 1 号机组湿式电除尘器低温省煤器高频电源脱硫增容提效等近零排放改造系统同步投入运行河北省环保监测中心站独立测试的主要环保指标数据均达到燃气发电机组大气污染物排放限值, 成为京津冀区域首台现役燃煤机组改造后排放指标实现近零排放的机组

火电 ) 天然气电厂排放限值 1 烟尘排放 mg/nm 3 5 20 5 2 SO 2 排放 mg/nm 3 35 50 35 清洁高效近零排放工程新建机组舟山电厂 3 NOx 排放 mg/nm 3 50 100 50 全国首台新建近零排放燃煤机组 -- 舟山电厂 4 号机组 2014 年 6 月

3 近零排放总体目标序号国华电力实施近零排放四年规划表年份指标名称国华电力装机容量 ( 万千瓦 ) 现役烟尘平均排放浓度新建 ( 毫克 / 标立方米 ) 平均现役 SO 2 平均排放浓度新建 ( 毫克 / 标立方米 ) 平均 NO X 平均排放浓度 ( 毫克 / 标立方米 ) 现役新建平均舟山有中国海鲜之都海洋经济强市海洋文化名城海上花园城市中国优秀旅游城市国家级卫生城市之称近年来舟山市一直是中国空气质量最好的城市之一舟山电厂位于舟山市定海本岛, 距离市区 16 公里, 装机容量为 910MW 按近零排放设计的 4 号 350MW 超临界燃煤发电机组项目于 6 月 25 日通过 168 小时试运, 正式投入商业运行工程实践介绍 ( 舟山电厂 ) 国华舟山电厂

新建 40 40 40 40 平均 86 67 53 45 舟山有中国海鲜之都海洋经济强市海洋文化名城海上花园城市中国优秀旅游城市国家级卫生城市之称近年来舟山市一直是中国空气质量最好的城市之一舟山电厂位

4 舟山电厂 4 号机组近零排放工程舟山 4 号机组在环保方面深入推进优化设计, 将近零排放的思想深入落实到每个设计环节中, 集成当前先进成熟的环保技术和装备, 从除尘脱硫脱硝等逐个系统进行了深化研究, 形成了一套比较成熟高效的近零排放系统煤种项目 4 号机组煤质指标情况设计煤种实际燃用煤种活鸡兔矿煤 ( 神混 2) 神混全水分 Mt % 干燥基水份 Mad % 灰分 Aar % 全硫 St,ar % 高位发热值 Qgr,ar MJ/kg 低位发热值 Qnet,ar MJ/kg 干燥无灰基挥发份 V daf % 舟山电厂 4 号机组近零排放技术路线整体技术 : 低氮燃烧 +SCR+ 电除尘 (4 个常规电极 +1 个旋转电极 )+ 高频电源 + 湿式电除尘器 + 海水脱硫 0 号高加实现近零排放主要环保措施 1 烟尘排放控制技术 : 常规电除尘器及湿式电除尘器所有电场采用高频电源 4 个常规电除尘器 +1 个旋转电极电除尘器, 出口烟尘浓度 30mg/Nm 3 在脱硫出口增设湿式电除尘器, 出口烟尘浓度 5mg/Nm 3 2 SO 2 排放控制措施 : 增加吸收塔内喷淋水流量, 加大吸收塔径减缓烟气流速以增加气液接触时间, 将海水脱硫效率由 97% 提高到 98% 以上优化曝气风机选型和曝气管网设计, 增强曝气管曝气孔的密度来保障海水达标排放 3 NO X 排放控制措施 : 采用了上锅厂最先进的低氮燃烧器, 在炉内做到低氮燃烧, 确保锅炉出口 NO X 浓度全工况小于 200mg/Nm 3 75%-100% 负荷工况小于 160mg/Nm 3 SCR 脱硝效率 80%

40 高位发热值 Qgr,ar MJ/kg 23.05 24.80 低位发热值 Qnet,ar MJ/kg 22.00 21.77 干燥无灰基挥发份 V daf % 35.96 35.

5 4 号机除尘总体设计方案烟尘近零排放要求 : 5mg/Nm 3 技术方案 :5 电场干式静电除尘器 (4 电场 +1 旋转电极电场 )+ 海水脱硫 + 湿式静电除尘器, 所有除尘器采用高频电源技术干式静电除尘器 : 设计效率 99.94%, 保证效率 99.89%, 出口烟尘浓度 30mg/Nm 3 湿式静电除尘器 : 设计除尘效率 70%; 进口含尘浓度设计值为 16.5mg/Nm 3, 出口烟尘浓度 5mg/Nm 3 电除尘技术应用 --- 旋转电极式电除尘舟山电厂 4 号机采用 4+1 型旋转电极式电除尘器, 即前四电场为常规电场, 末电场为旋转电极电场收尘机理与常规电除尘器完全相同旋转电极的优点 : 1 使极板始终保持干净, 防止反电晕, 除尘器效率得到保障 2 改传统的振打清灰为清灰刷清灰, 清灰刷置于非收尘区, 最大限度地减少二次扬尘旋转电极结构图及原理图

5mg/Nm 3, 出口烟尘浓度 5mg/Nm 3 电除尘技术应用 --- 旋转电极式电除尘舟山电厂 4 号机采用 4+1 型旋转电极式电除尘器, 即前四电场为常规电场, 末电场为旋转电极电场收尘机

6 电除尘技术应用 --- 高频电源技术舟山电厂 4 号机常规电除尘器和湿式电除尘器均采用高频电源技术, 能大幅提高电除尘器供电效率, 节约电能, 并提高除尘效率其主要优点有 : 与工频电源相比高频电源可增大电晕功率, 增加了电场粉尘的荷电效果平均电压电流高设备体积小重量轻集成一体化结构转换效率与功率因数高采用三相平衡供电对电网影响小其次高频电源的火花控制特性好, 输出纹波扰动小, 电场的平均电压高控制策略和控制模式多样, 能适应各种工况一体化设计体积小重量轻, 安装方便电除尘技术应用 --- 湿式电除尘技术舟山电厂 4 号机, 一台炉配 1 台双室单电场湿式电除尘器 ; 湿式电除尘器进口含尘浓度按 16.5mg/Nm 3 计算, 除尘效率 70%, 出口排放 5mg/Nm 3 ; 雾滴去除率 70%,SO 3 去除率 60%,PM2.5 去除率 60% 烟气特性与干式静电除尘器不同阴极线与阳极板水冲洗, 无二次扬尘对细小颗粒以及酸雾气溶胶等有很高的捕集效率湿式静电除尘器性能特点阴极线一般都选用放电较强烈的针刺线饱和湿烟气状态下, 所有颗粒表面都凝结有电解质烟气流速较高导电性较好, 电场比较稳定, 荷电与除尘效率高阳极板上的湿灰或者冲洗水膜富含电解质, 具有良好的导电性, 阳极板的电压降远低于干式静电除尘器 ( 满负荷下, 二次电压 46kV 二次电流 500mA ; 湿式电除尘二次电压 40kV 二次电流 1437mA ) 烟速比干式静电除尘器的烟气流速高几倍流速高, 设备布置紧凑, 有利于亚微米颗粒及 SO 3 酸雾微细粉尘有效的扑捉 ( 实际内部烟气流速 2-3 米 / 秒, 静电除尘的烟气流速约为米 / 秒 ) 湿式电除尘器是烟尘近零排放控制系统的最终精处理技术装备烟尘排放控制技术应用实际效果 : 电除尘出口烟尘浓度运行测量值 mg/nm 3 (DCS 数据 ) 湿式电除尘器进口含尘浓度运行测量值 10.3mg/Nm 3 (DCS 数据 ) 湿式电除尘器出口烟尘浓度运行测量值 2.46 mg/nm 3 ( 浙江省环境中心监测站数据 )

工况一体化设计体积小重量轻, 安装方便电除尘技术应用 --- 湿式电除尘技术舟山电厂 4 号机, 一台炉配 1 台双室单电场湿式电除尘器 ; 湿式电除尘器进口含尘浓度按 16.

7 脱硫技术应用 --- 海水脱硫技术舟山电厂 4 号机充分利用海边电厂的有利条件, 采用海水脱硫技术, 成为首个脱硫效率不低于 98% 的海水脱硫项目, 是电厂二氧化硫近零排放的重要举措湿式电除尘吸收塔海水脱硫技术方案海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法, 其技术方案是通过深化设计增加了吸收塔内喷淋水流量, 加大吸收塔径减缓烟气流速以增加气液接触时间, 同时进一步优化曝气管网设计, 将海水脱硫效率由 97% 提高到 98%,SO 2 排放浓度由 50mg/Nm 3 降低到 35 mg/nm 3 海水脱硫的工艺特点 : 环境友好性 : 不需要向海水中添加任何化学添加剂, 也不会产生额外的污染物实现排烟及排水的双达标资源节约化 : 相比石灰石法节约淡水及避免石灰石等矿物资源的消耗和价格增长, 符合循环经济的产业模式 ( 三河电厂 350MW 机组湿法脱硫石灰石耗量约为吨 / 年. 台 ) 工艺简单化 : 工艺简单, 设备少, 运行可靠性高经济性好 : 湿法脱硫厂用电率是 1.0~1.5%, 海水脱硫的厂用电率是 0.7~ 1.2%, 海水脱硫没有石灰石采购和石膏排出成本 SO 2 排放控制技术应用实际效果 ---- 海水脱硫后 SO 2 设计值小于 35mg/Nm³ ---- 目前电厂现场实际运行值 SO 2 浓度仅为 2.76mg/Nm³( 浙江省环境监测中心站监测数据 ), 远低于设计值

到 98%,SO 2 排放浓度由 50mg/Nm 3 降低到 35 mg/nm 3 海水脱硫的工艺特点 : 环境友好性 : 不需要向海水中添加任何化学添加剂, 也不会产生额外的污染物实现排烟及排水的双达标资源节约化 : 相比石灰石法节约淡水及避免石灰

8 NO X 控制技术应用整体技术方案 : 超低氮燃烧技术的应用 + SCR 脱硝装置的配置, 使得燃煤电厂氮氧化物的排放值低于燃机排放值设计值实际测量值炉内低氮燃烧 160mg/Nm 3 (75%-100% 负荷 ) 200mg/Nm 3 (50%-75% 负荷 ) 103 mg/nm 3 SCR 脱硝效率不小于 80% 80.14% 机组 NO X 排放浓度保证小于 50mg/Nm mg/nm 3 ( 浙江省环境监测中心站监测数据 ) SCR 运行温度控制采取的技术措施 : SCR 最低运行温度原设计值为 304, 经优化计算调整为 291 如图 4 号机组进入 168 小时试运以来的负荷和脱硝入口烟温曲线, 至今机组负荷最低到过 166MW(47% 负荷 ), 此时 SCR 入口烟温 304,SCR 在机组 50% 负荷时仍正常投入运行, 期间氨逃逸率合格机组自 168 试运至今负荷与 SCR 反应器入口烟气温度之间的关系曲线表中 : 绿线为负荷曲线, 红线和蓝线为反应器入口烟温

8 mg/nm 3 ( 浙江省环境监测中心站监测数据 ) SCR 运行温度控制采取的技术措施 : SCR 最低运行温度原设计值为 304, 经优化计算调整为 291 如图 4 号机组进入 168 小时试运以来的负荷和脱

9 舟山电厂 4 号机组近零排放总体效果舟山电厂 4 号机组 168 满负荷试运期间大气污染物排放情况表环保指标 18 日 19 日 20 日 21 日 22 日 23 日 24 日 7 天平均值第三方检测值燃气机组限值排放标准粉尘 (mg/nm3) SO2 (mg/nm3) NOX (mg/nm3) 第二部分绿色发电实践三绿色发电成效 --- 国华舟山电厂 4 号机组浙江省环境监测中心站独立现场取样监测数据显示, 主要污染物粉尘排放浓度 2.46 mg/nm 3, 二氧化硫排放浓度 2.76 mg/nm 3, 氮氧化物排放浓度 19.8 mg/nm 3 工程实践介绍 ( 三河电厂 ) 三河电厂位于河北省三河市燕郊, 总装机容量 1300MW 是华北电网的主力发电企业之一首都东部稳定的电源支撑点京冀两地居民的稳定热源作为距离北京仅 38 公里燃煤发电厂, 国华电力一直致力于将三河电厂打造成清洁高效的燃煤发电厂和科技创新示范基地 2007 年投产了第一台国产化 300MW 级机组烟塔合一和脱硫无旁路技术, 开展了汞排放特征研究和脱汞试验研究

8 50 第二部分绿色发电实践三绿色发电成效 --- 国华舟山电厂 4 号机组浙江省环境监测中心站独立现场取样监测数据显示, 主要污染物粉尘排放浓度 2.46 mg/nm 3, 二氧化硫排放浓度 2.76 mg/nm 3, 氮氧化物排放浓度 19.

10 煤种项目三河电厂煤质指标情况实际燃用煤种 2014 年 7 月全厂入炉煤平均值全水分 Mt % 15.8 干燥基水份 Mad % 4.67 收到基灰分 Aar % 全硫 St,ar % 0.46 #1 机组环保指标 350MW 粉尘 (mg/nm 3 ) SO 2 (mg/nm 3 ) NO X (mg/nm 3 ) 2014 年 1-6 月三河电厂环保排放指标 #2 机组 350MW #3 机组 300MW #4 机组 300MW 重点地区排放限值近零排放标准高位发热值 Qgr,ar MJ/kg 低位发热值 Qnet,ar MJ/kg 干燥无灰基挥发份 V daf % 号机组升级改造技术路线 1 号机组升级改造模拟演示 1- 锅炉,2- 低氮燃烧器,3-SCR 脱硝装置,4- 空气预热器,5- 低温省煤器,6- 电除尘器,7- 电除尘器高频电源,8- 动调轴流引风机,9- 脱硫吸收塔,10- 脱硫喷淋层 (4 层 ),11- 脱硫除雾器 ( 两层屋脊式 + 一层管式 ),12- 湿式电除尘器,13- 玻璃钢烟道,14- 挡板门,15- 烟塔,16- 挡板门,17- 烟囱

25 20 5 25.19 28.00 15.68 24.00 50 35 380.43 35.83 73.93 71.83 100 50 高位发热值 Qgr,ar MJ/kg 25.92 低位发热值 Qnet,ar MJ/kg 21.76 干燥无灰基挥发份 V daf % 36.

11 实现近零排放主要环保措施 1 烟尘排放控制措施 : 电除尘器前加装低温省煤器 + 采用高频电源的双室五电场电除尘器, 控制脱硫系统入口粉尘浓度 30mg/Nm 3 脱硫系统更换高效除雾器, 控制脱硫出口粉尘 ( 含石膏 ) 浓度 25mg/Nm 3 在脱硫出口增设湿式电除尘器, 出口烟尘浓度 5mg/Nm 3 利用烟塔合一技术将排烟引至二期 #4 烟塔 2 SO 2 排放控制措施 :--- 脱硫增容提效改造拆除脱硫 GGH, 消除 GGH 漏风 (GGH 设计漏风系数 0.5%, 实际 2% 左右 ) 吸收塔增加一层喷淋, 塔内进行流场优化, 控制脱硫系统出口 SO 2 浓度 35mg/Nm 3 3 NO X 排放控制措施 : 低氮燃烧器控制锅炉出口 NO X 降低到小于 200mg/Nm 3,SCR 脱硝效率 80%, 控制 NO X 排放浓度 50mg/Nm 3 烟尘控制技术加装低温省煤器低温省煤器的技术方案 : 凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量, 降低排烟温度, 自身被加热升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统, 代替部分低压加热器的作用在发电量不变的情况下, 可节约机组的能耗同时, 由于进入脱硫塔的烟温下降, 还可以节约脱硫工艺水的消耗量低温省煤器加装在空预器和电除尘器之间, 设计条件下, 低温省煤器出口烟温在之间可调烟气温度降低, 粉尘比电阻降低, 烟气流速降低, 提高电除尘器除尘效率在电除尘器内去除 SO 3, 减轻下游设备的腐蚀烟温降低, 降低脱硫系统水耗回收热量用来加热凝结水, 提高机组经济性改造后低温省煤器运行情况项目单位投入前投入后 1 号机组负荷 MW 低温省煤器出口烟温低温省煤器出口烟温引风机电流 ( 平均 ) A 动叶开度 ( 平均 ) % 低温省煤器供水流量 t/h 低温省煤器混水压力 MPa 号低加出口引水温度号低加入口引水温度低温省煤器水侧混水温度无低温省煤器回水压力 MPa 无 1.30 低温省煤器水侧回水温度无低温省煤器烟气差压 1 Pa 低温省煤器烟气差压 2 Pa 凝结水泵电流 1 A 凝结水泵电流 2 A 凝结水泵电流 3 A 0 0 低温省煤器回收烟气热量加热机组凝结水 : --- 锅炉排烟温度平均降低 25~ 锅炉排烟被冷却后体积减小, 引风机出力降低使引风机电耗减小约 55 ~ 265kW, 厂用电率下降 0.03 ~ 0.076% --- 机组供电煤耗降低 1.5~2g/kWh SO 2 控制技术脱硫增容提效改造脱硫增容提效技术方案 : 取消 GGH 吸收塔局部加装烟气导流装置, 增加一层喷淋, 新增加一台浆液循环泵原有的 3 层喷淋层的靠近吸收塔壁的喷嘴进行改型原有的 2 层平板式除雾器改为 2 层屋脊式除雾器 + 管式除雾器更换 2 台氧化风机同时优化氧化空气管道布置更换原有的 2 台石膏旋流站 ; 增设二级旋流站, 并配套废水缓冲箱和废水输送泵脱硫增容取消 GGH 后的吸收塔及烟道

5%, 实际 2% 左右 ) 吸收塔增加一层喷淋, 塔内进行流场优化, 控制脱硫系统出口 SO 2 浓度 35mg/Nm 3 3 NO X 排放控制措施 : 低氮燃烧器控制锅炉出口 NO X 降低到小于 200mg/Nm 3,SCR 脱硝效率 80%, 控制 NO X 排放浓度 50mg/Nm

12 NO X 控制技术应用低氮燃烧器低氮燃烧器 : 不降低燃烧效率的前提下降低 NOx 的生成, 主燃烧器采用哈锅 M-PM 燃烧器, 在原主燃烧器风箱内设计二次风喷口三河电厂 1 号机近零排放总体效果 2014 年 7 月 20 日, 河北省环境监测中心站独立测试数据 : 烟尘浓度 5.0 mg/nm 3 二氧化硫浓度 9.0 mg/nm 3 氮氧化物浓度 35.0 mg/nm 3 位于主燃烧器上方加装 4 层燃烬风, 保证煤粉粒子的完全燃烬及实现在炉膛垂直方向的分级燃烧, 降低炉内温度水平, 抑制 NOx 的生成控制锅炉出口 NOx 降低到小于 200mg/Nm 3 (75%-100%BMCR) 结束语燃煤发电在今后相当长的一段时间内仍是中国日益增长的用电需求的主要解决方式国华电力新建和现役改造燃煤机组实现近零排放, 让我们看到当前严峻的能源环境形势下, 对煤炭的清洁高效利用是更为积极而有效的选择, 国华电力还将积极开展清洁高效发电技术的创新研究, 通过实施近零排放工程和高品质绿色发电计划, 实现燃煤发电机组运行的安全高效清洁和智能化, 为建设美丽中国做出贡献

0 mg/nm 3 位于主燃烧器上方加装 4 层燃烬风, 保证煤粉粒子的完全燃烬及实现在炉膛垂直方向的分级燃烧, 降低炉内温度水平, 抑制 NOx 的生成控制锅炉出口 NOx 降低到小于 200mg/Nm 3 (75%-100%BMCR) 结束语燃煤发电在今后相

13 谢谢大家!

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<4D F736F F D D323630D6D0B9FAD3A6B6D4C6F8BAF2B1E4BBAFB5C4D5FEB2DFD3EBD0D0B6AF C4EAB6C8B1A8B8E6> 中国应对气候变化的政策与行动 2013 年度报告国家发展和改革委员会二〇一三年十一月 100% 再生纸资源目录前言... 1 一应对气候变化面临的形势... 3 二完善顶层设计和体制机制... 4 三减缓气候变化... 8 四适应气候变化... 20