“近零排放,绿色煤电”-神华国华舟山电厂烟气超低排放工程实践

“近零排放,绿色煤电”--神华国华舟山电厂烟气超低排放工程实践第一页，共33页。五、结束语一、舟山电厂概况三、4号机组烟气“近零排放”处理系统二、舟山

“近零排放”项目背景四、3号机组烟气“近零排放”处理系统第二页，共33页。宁波市国华舟山电厂定海北面约16km舟山本岛北岸北临黄大洋东侧为舟山保税区一、舟山电厂概况舟山市舟山是中国两个以群岛建立的地级市之一，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。国华舟山电厂位于舟山本岛北部。第三页，共33页。一期125+135MW二期300+350MW三期规划2x660MW一、舟山电厂概况第四页，共33页。舟山电厂4号机组为1台350MW超临界机组，于2014年6月25日投产运行，同步配套建设烟气脱硝、海水脱硫、高效除尘等多个先进环保设施和日产淡水万吨级的海水淡化装置，具有良好的社会效益和经济效益。

3号机组为1台300MW亚临界机组，2010年10月投入生产投产运行，2014年初根据国华公司“绿色发电计划”要求开始着手烟尘排放改造工程，2015年12月16日改造完成点火启动。

工程2012年11月28日开工建设，一、舟山电厂概况第五页，共33页。五、结束语一、舟山电厂概况三、4号机组烟气“近零排放”处理系统二、舟山

“近零排放”项目背景四、3号机组烟气“近零排放”处理系统第六页，共33页。二、舟山“近零排放”项目背景

党的十八大提出建设“生态文明”、“美丽中国”。作为“有追求、负责任”的火电企业，国华电力认真贯彻党中央、国务院的方针政策，特别是落实《火电厂大气污染物排放标准》、《大气污染防治行动计划》及实施细则的要求，积极以“环保优先”、“主动环保”的理念和举措，认真履行央企的社会责任。实施了“高品质绿色发电计划”和“清洁高效近零排放工程”，致力于建设清洁高效、生态文明的环保企业。舟山电厂按照神华集团“高品质发展电”的要求，积极践行国华电力以“生态文明”为旗帜，以“美丽电站”为纲领，以“清洁高效”为路径的发展建设指导思想，旨在打造国内首台新建“近零排放”燃煤机组，为舟山新区建设“生态文明、清洁高效、近零排放”的“水、电、汽、热”动力中心，助力“生态新区、美丽海岛”的建设发展。第七页，共33页。五、结束语一、舟山电厂概况三、4号机组烟气“近零排放”处理系统二、舟山

“近零排放”项目背景四、3号机组烟气“近零排放”处理系统第八页，共33页。三、4号机组烟气“近零排放”处理系统舟山4号机组作为国华公司“近零排放”工程首个投产的项目，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，从除尘、脱硫、脱硝等逐个系统进行了深化研究，采用了当前先进的环保技术，形成了一套比较成熟、高效的“近零排放”系统。第九页，共33页。舟山电厂4号机组“近零排放”环保技术路线整体技术路线：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。“近零排放”目标——燃煤机组大气污染物排放低于天然气机组限值排放标准，即粉尘≤5mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3，NOx≤50

mg/Nm3。三、4号机组烟气“近零排放”处理系统第十页，共33页。三、4号机组烟气“近零排放”处理系统项

目投资（万元）占工程动态投资%1、脱硝装置系统3,2732.312、静电除尘器2,7971.97

其中：旋转电极除尘器5590.393、

湿式除尘器2,0631.454、

0#高加1380.105、低氮燃烧器3330.23舟山电厂出资合计8,6036.06海水脱硫（特许经营）5,4003.81

合

计14,0039.87近零排放增加投资（万元）旋转电极除尘器559湿式除尘器2,063低氮燃烧器333脱硫增加投资1138

合

计40934号机组“近零排放”成本测算4号机组达“近零排放”单位售电量增加成本

4.2元/兆瓦时第十一页，共33页。近零处理主要技术--旋转电极电除尘舟山电厂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极电场；收尘机理与常规电除尘器完全相同改传统的振打清灰为清灰刷清灰，可清除高比电阻粉尘、粘性粉尘；清灰刷置于非收尘区，最大限度地减少二次扬尘。设计效率99.94%，出口烟尘浓度≤30mg/Nm3；实际运行测量值16.53mg/Nm3旋转阳极驱动装置绝缘子室固定电极电场旋转电极电场旋转阳极板阳极清灰装置阴极振打放电极三、4号机组烟气“近零排放”处理系统第十二页，共33页。

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，成为首个获得国家环保部环评中心评审通过的脱硫效率不低于98%的海水脱硫项目，是电厂二氧化硫近零排放的重要举措。海水脱硫工艺是利用火电厂原有冷却用海水作为脱硫剂的一种脱硫工艺。主要由烟气系统、吸收塔系统、供排海水系统、海水恢复系统等部分组成。经海水脱硫后SO2小于35mg/Nm³，粉尘浓度小于16.5mg/Nm3（脱硫除尘效率按50%计）；实际运行值粉尘小于10.3mg/Nm3，SO2浓度为2.76mg/Nm³。近零处理主要技术—海水脱硫三、4号机组烟气“近零排放”处理系统第十三页，共33页。

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/Nm3（75%-100%负荷）200mg/Nm3（50%-75%负荷）103mg/Nm3SCR脱硝效率不小于80%80.14%机组NOX排放浓度保证小于50mg/Nm319.8mg/Nm3（浙江省环境监测中心站监测数据）近零处理主要技术—Nox控制技术三、4号机组烟气“近零排放”处理系统第十四页，共33页。与常规电除尘器的原理相同。湿式电除尘器采用液体冲刷集尘极表面来进行清灰。该技术在美国、欧洲、日本较为成熟，已有近30年的成功应用历史。国内已有多个电厂签订湿式电除尘器合同或确定采用此技术。浙能六横2×1000MW机组、宁波中华纸业2×50MW机组等已签订湿式电除尘器合同。嘉兴三期2×1000MW机组、浙能台州2×1000MW机组、温州发电厂2×600MW机组等已确定采用此技术，烟尘排放要求均小于5mg/m3。

湿式电除尘器是舟山电厂4号机近零排放控制系统的最终精处理技术装备。烟囱出口粉尘排放浓度2.46mg/Nm3工作原理及应用近零处理主要技术—湿式电除尘技术三、4号机组烟气“近零排放”处理系统第十五页，共33页。近零处理主要技术—高频电源技术三、4号机组烟气“近零排放”处理系统舟山电厂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。

高频电源是根据高频转换技术开发的。输入的三相工频交流电源经过三相全桥整流滤波后变成低压直流电，再经过全桥IGBT等逆变电路装置逆变控制，产生高频交流脉冲，高频高压整流变压器最后将低压高频交流脉冲升压整流后，供电给电除尘器电场使用。控制原理图第十六页，共33页。神华国华舟山电厂4号燃煤发电机组顺利完成168小时试运，正式投入商业运行。机组试运行期间，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2.46mg/Nm3，二氧化硫排放浓度2.76mg/Nm3，氮氧化物排放浓度19.8mg/Nm3

。舟山电厂4号机组168至今大气污染物排放情况表环保指标168期间平均值第三方检测值7月份平均值8月份平均值性能试验燃气电厂排放限值Nox（mg/Nm3）26.1619.827.1226.653250SO2（mg/Nm3）1.552.762.421.792.8835粉尘（mg/Nm3）2.142.461.982.82.025舟山4号机组海水脱硫舟山4号机组湿式除尘舟山4号锅炉、脱硝及静电除尘器三、4号机组烟气“近零排放”处理系统第十七页，共33页。五、结束语一、舟山电厂概况三、4号机组烟气“近零排放”处理系统二、舟山

“近零排放”项目背景

四、3号机组烟气“近零排放”处理系统第十八页，共33页。四、3号机组烟气“近零排放”处理系统国华舟山电厂3号机组投产至今，一直运行正常。从电厂的运行统计指标来看，3号机组已基本满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2011），但距离“近零排放”的标准还有一定差距。根据国华电力公司“绿色发电计划”的要求以及将舟山电厂3号机组努力建设成为烟尘排放保证值不大于1mg/Nm³的环保示范电站的目标，舟山公司结合干式电除尘电源改造、湿式电除尘改造等各段除尘效果统一考虑，在优化传统除尘技术的基础上，努力探索新的除尘技术，拟为今后燃煤电厂除尘改造提供新思路并起到示范作用。

本次改造于10月31日正式停机开始，12月16日一次点火启动成功。第十九页，共33页。四、3号机组烟气“近零排放”处理系统舟山电厂3号机组启动高负荷后排放值机组在线监测数值达到了设计目标，后续环保检测待168试运后进行！第二十页，共33页。舟山电厂3号机组简介四、3号机组烟气“近零排放”处理系统3号机组主设备（锅炉、汽轮机、发电机）采用上海三大动力厂设备。锅炉为上海锅炉厂设计、制造的亚临界压力、一次再热、控制循环汽包锅炉，单炉膛，四角切圆摆动燃烧，“П”型露天布置，全钢架悬吊结构，固态排渣锅炉。

煤种项目设计煤种校核煤种神府东胜煤晋北烟煤工业分析全水份Mt%149空干水份Mad%52干燥无灰基挥发份Vdaf%3540收到基灰份Aar%1824灰成分SiO2%3547Fe2O3%55Al2O3%2936CaO%204MgO%13SO3%62Na2O%0.80.5K2O%0.60.3TiO2%1.70.5本工程煤质如下表： 第二十一页，共33页。舟山电厂3号机组绿色改造技术路线改造目标——粉尘≤1mg/Nm3。四、3号机组烟气“近零排放”处理系统1、其中低氮燃烧已于2014年完成改造，本次只需将SCR脱硝催化剂由2层加为3层，系统按脱硝装置入口NOx排放量260mg/Nm3，反应器出口小于50mg/Nm3的脱硝效率进行催化剂方案设计；2、海水脱硫设计值能满足和SO2排放值达到“近零排放”要求，本次只是改造了吸收塔出口烟道形式，由侧出改为顶出，满足空间布置要求。3、本次改造主要内容为除尘方面：静电除尘器原四个电场工频电源更换为临界脉冲电源；海水脱硫出口至烟囱入口烟道增设一台两电场湿式电除尘器。第二十二页，共33页。临界脉冲电源技术四、3号机组烟气“近零排放”处理系统舟山电厂3号机干式除尘器原4个电场的工频电源更换为临界脉冲，“临界脉冲电源”是将380V三相交流电经整流滤波成直流，再逆变为高频交流，经高频变压器升压后，再经“临界柔性功率模块”变为带有微小脉动的平稳直流。工作电压不采用“火花率”来控制，电源控制系统根据电除尘内部工况变化，将运行电压始终控制在瞬时工况下不断变化的火花始发点以下临界处，实现高有效电压。控制原理图第二十三页，共33页。四、3号机组烟气“近零排放”处理系统临界脉冲电源高效节能和长期稳定的本质临界脉冲（柔）特性：

①.临界脉冲电源具有“硬件储能与限能”和“微脉冲”式供电特性，输出的电压随着工况(电场内温度、湿度、压力、粉尘浓度、粒度、比电阻以及市电波动)的变化，自动调节动态适应，使输出电压值稳定位于火花始发点以下临界区。

②.无须大幅降压或关断以熄灭火花，连续输出临界电压，可实现最理想的也是运行中最高的场强（荷电场强、驱进场强）。

③.使电场保持在“二次电子崩”与“流注初期”状态，空间自由电荷最多，荷电效率最高。高电压低电流：在使电压保持在临界区的同时，避免了大量的无效电耗，实现小电流供电。而且，采用高频技术功率因数高。避免电腐蚀：由于临界脉冲电源技术在供电过程都处于无深度火花放电状态，避免了对除尘器本体极线、极板的电腐蚀。第二十四页，共33页。临界脉冲电源技术的优势四、3号机组烟气“近零排放”处理系统第二十五页，共33页。管式除雾器四、3号机组烟气“近零排放”处理系统在原有脱硫吸收塔两层屋脊式除尘器下增设一层管式除尘器，利用凝聚、捕悉和湮灭的原理，在烟气高速湍流、剧烈混合、旋转运动的过程中，将烟气中携带的雾滴和粉尘颗粒脱除。管式除雾器通过临界脉冲电源改造和管式除雾器安装，达到湿式除尘器入口粉尘浓度（干基）10mg/Nm3的效果。第二十六页，共33页。湿式除尘器四、3号机组烟气“近零排放”处理系统在舟电4号机组湿法除尘投运后一年稳定运行的基础上，3号机组采用湿法除尘进行烟尘提效技改。在海水脱硫塔右侧布置湿式除尘器。将吸收塔开口由塔侧改为塔顶，烟气从塔顶进入吸收塔，经除雾器后进入净烟道。净烟道重新加装，采用两电场的配置。其设计粉尘去除率达到90%，即除尘器入口粉尘浓度（干基）按照10mg/Nm3，出口达到1mg/Nm3。

湿式除尘器两电场第二十七页，共33页。在线监测设施改造四、3号机组烟气“近零排放”处理系统为符合《固定污染源排气中颗粒物和气态污染物采样方法》(GB/T16157一1996)和《固定污染源排放烟气连续监测技术规范》(HJ/T75一2007)的规定，克服技改机组炉后空间小的困难，合理安排将水平烟道延长至48m，在据湿法除尘器出口29m处安装污染源在线监测设施，在自动监测设备采样点位下游双侧安装手工采样点位。同时安装采样平台、固定电源，Z字梯。烟气流量采用南京益彩YC-TL-F-S水平烟道正中安装矩阵式的测量装置，烟尘仪采用SICK-FWE200,二氧化硫、氮氧化物采用ABB-AO2020进行测量。流量测量装置监测设施、采样平台第二十八页，共33页。四、3号机组烟气“近零排放”处理系统引风机改造分析根据计算，本工程改造后，尾部烟气系统阻力增加约510Pa，原引风机脱硝改造时，为烟尘改造留有400Pa的裕量（BMCR工况），故本次改造增加阻力为110Pa，阻力增加不多。根据本次设计煤种的燃烧计算,BRL工况下引风机入口烟气流量为222m³/s。烟气系统阻力为根据风机测试报告计算，符合实际情况，并充分考虑了空预器恶劣工况的阻力上升。根据当前的电厂年平均运行负荷不高的实际情况，本次改造风机选型以BRL工况为基准，选取风机TB工况参数。风机参数见下表。改造后引风机TB工况在原引风机设计的工作范围内，故原风机及电动机满足要求，可不进行改造。第二十九页，共33页。投资估算四、3号机组烟气“近零排放”处理系统本改造工程静态投资6902万元，单位投资230元/kW。详见下表。国华舟山电厂#3机组除尘排放升级改造示范工程总估算表机组容量：1×300MW(亚临界燃煤机组)金额单位：万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他合计各项占单位投资工程费购置费工程费费用总计(%)(元/kW)一主辅生产工程29634971966

575983.44192㈠热力系统29633431233

487270.59162㈡电控系统

154733

88712.8530二与厂址有关的单项工程119

1191.724㈠地基处理工程119

1191.724