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1、【领导批示】请陆总审签，拟同意。邹正平2015年04月20日同意。陆启洲2015年04月20日签报火电部签发：原钢会签： 关于印发集团公司燃煤发电机组超低排放技术路线的请示邹总并陆总：为适应国家关于燃煤发电机组实施超低排放新趋势，我部组织远达环保等单位，于2014年12月对安装湿式电除尘设备实施超低排放并投运的国华舟山电厂、浙能嘉兴电厂和集团公司漕泾电厂进行了调研；于2015年3月对采用高效脱硫除尘协同治理技术实施超低排放并投运的华能金陵电厂和华能长兴电厂进行了调研。根据调研情况，我部提出了集团公司燃煤发电机组超低排放技术路线，并征求了高新产业部、安全环保部和远达环保公司意见。我部建议以集团公
2、司文件印发相关二级单位执行。妥否，请批示。附件1 集团公司燃煤发电机组超低排放技术路线附件2 燃煤电厂烟气超低排放调研报告附件1集团公司燃煤发电机组超低排放技术路线为适应国家关于燃煤发电机组实施超低排放新趋势，集团公司火电部组织相关单位，对已实施超低排放的国内部分燃煤发电机组进行了调研。根据调研情况，现提出集团公司燃煤发电机组超低排放技术路线如下：一、高效脱硫除尘协同治理技术是在原脱硫装置的基础上进行改进的一项新技术，既能提高脱硫效率，又能脱除烟气中微颗粒烟尘和液滴，具有投资省、运行成本低的优点，国内已有多台燃煤发电机组运行的业绩，烟囱出口粉尘浓度均已达到低于5mg/m3的要求。二、远达环保高
3、效脱硫除尘协同治理技术是在脱硫塔内增设一层双相整流装置，采用四层或五层喷淋层，脱硫塔顶部采用三级屋脊式高效除雾器。该项技术已应用于华能金陵百万千瓦发电机组，烟尘的脱除率可达到80%以上。集团公司今后新建燃煤发电机组应优先选择远达环保高效脱硫除尘协同治理技术，技术改造发电机组根据燃用煤质和既有脱硫设施也应优先选用。三、燃用高硫煤发电机组应对单塔内增设一层双相整流装置和双循环U型塔（液柱+喷淋双塔）进行技术经济比较，选择合理的塔型。四、为降低烟囱出口粉尘浓度，除尘器出口粉尘浓度不宜高于20mg/m3。除尘器型式应根据燃用煤质确定，煤质合适时应优先选用电除尘设备。当采用电除尘器时，应在除尘器前设置低
4、温省煤器，采用低温电除尘或低低温电除尘设备；当采用电袋或布袋除尘器时，可在除尘器后设置低温省煤器。五、为提高脱硫和除尘效率，脱硫塔内空塔烟气流速应控制在3.5m/s为宜，最高不宜大于4.0m/s。无特殊要求地区原则上不设净烟气加热器，此时烟囱出口烟气流速控制在18m/s为宜。高效除雾器出口液滴浓度不宜大于20 mg/m3。六、技术改造发电机组可优先考虑在原有脱硫塔内加装双相整流装置、增加喷淋层、更换喷嘴、更换除雾器等方式实现烟尘超低排放。七、燃煤发电机组大气污染物排放标准应执行国家及各省（市、自治区）相关规定。烟气粉尘浓度执行5mg/m3标准的地区，新建燃煤发电机组在设计上预留加装湿式电除尘设
5、备的条件。经论证，确须加装湿式电除尘设备时，应根据场地情况选择板式或管式湿式电除尘器。八、集团公司已建立节能环保产业平台，今后新建或技术改造燃煤发电机组均应充分利用该平台。集团公司节能环保产业平台应充分发挥技术优势，确保集团公司今后新建和通过技术改造后的燃煤发电机组达标排放。- 20 -附件2燃煤电厂烟气超低排放调研报告一、前言在我国加大大气污染治理力度和环境监管力度双重施压之下，许多发电企业自我加压，纷纷提出了燃煤机组排放达燃机排放标准、超低排放、超洁净排放、近零排放这个高标准的大气污染排放目标。2014年9月，国家发展改革委、环境保护部和国家能源局联合印发煤电节能减排升级与改造行动计划（2
6、014-2020年）（以下简称行动计划），行动计划明确了煤电机组节能减排目标，要求东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 mg/Nm3），中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。据此，浙江、山西等省明确提出了将烟尘排放控制在低于5 mg/Nm3的更高要求。今年政府工作报告提出：“深入实施大气污染防治行动计划，实行区域联防联控，加强煤炭清洁高效利用，推动燃煤电厂超低排放改造。”这一定调确定了超低排放将是煤电行业绿色发展的
7、必然之路。目前，许多发电企业已对部分燃煤发电机组实施了超低排放技术改造，个别新建燃煤发电机组也按照超低排放标准建设。据不完全统计，全国实施超低排放改造或建设的燃煤发电机组如下：全国燃煤电厂超低排放机组表发电集团电厂及改造/新建机组名称完工/验收时间粉尘mg/Nm3SO2mg/Nm3NOXmg/Nm3华能黄台电厂9号机组（300MW）2014.09.221.38.738金陵电厂1号机组（1000MW）2014.12.232511大唐南京电厂2号机组（660MW）2014.11.254.92935云冈热电3号机组（300MW）2014.12.243.91226华电石家庄热电1号机组（300MW）2
8、014.09.094727石家庄热电2号机组（300MW）2014.11.2142929军粮城电厂9号机组（350MW）2014.11.243.281524军粮城电厂10号机（350MW）2014.12.243.591530.5章丘电厂3号机组（335MW）2014.12.1011246国电常州电厂1号机组（630MW）2015.01.0931940北仑电厂7号机组（1000MW）2015.03.242.211.640.4中电投漕泾电厂2号机组（1000MW）2014.12.251.41921国华舟山电厂4号机组（350MW）2014.06.252.552.8620.5三河电厂1号机组（350
9、MW）2014.08.155935三河电厂2号机组（350MW）2014.10.3131025定州电厂3号机组（660MW）2014.12.232617定州电厂4号机组（660MW）2015.01.052721惠州电厂1号机组（330MW）2014.12.281.4818神华鸳鸯湖电厂1号机组（660MW）2015.03.11103540鸳鸯湖电厂2号机组（660MW）2015.03.1153540大港电厂14号机（328MW）2014.08.2453540华润广州热电1号机组（350MW）2014.08.042.56623海丰电厂1号机组（1000MW）2015.03.0721538浙能嘉兴
10、电厂7号机组（1000MW）2014.06.081.2511.8113.15嘉兴电厂8号机组（1000MW）2014.05.301.259.0220.58嘉兴电厂4号机组（600MW）2014.12.061.2711.222.1六横电厂1号机组（1000MW）2014.07.102.7722.5928.42六横电厂2号机组（1000MW）2014.09.172.5420.9228.67申能外三7、8号机组（1000MW）2008.06.307.81815恒运广州恒运电厂9号机（300MW）2014.07.161.7123注：数据来源于中国电力新闻网。华能金陵电厂与此次调研的数据有出入。上述发电
11、机组均实现了行动计划提出的超低排放的要求，但采用的技术路线各有不同，投资也不同。从技术路线可分为两大类。一类为采用湿式电除尘器技术，典型工程为浙能嘉兴电厂、中电投漕泾电厂；另一类为采用高效脱硫除尘协同治理技术，典型工程为华能金陵电厂、华能长兴电厂。为了寻求合适的超低排放技术路线，做到既满足国家要求，又降低工程投资，集团公司火电部组织远达环保等单位，于2014年12月由徐杨带队赴国华舟山电厂、浙能嘉兴电厂、集团公司漕泾电厂，于2015年3月由黄宝德带队赴华能金陵电厂和长兴电厂进行调研。二、调研情况介绍舟山电厂采用海水脱硫。嘉兴电厂采用的技术路线与集团公司漕泾电厂相同，改造费用及改造后的排放效果相
12、似。本调研报告仅介绍华能金陵、华能长兴和集团公司漕泾电厂超低排放调研情况。（一）华能金陵电厂华能南京金陵电厂两台百万千瓦超超临界燃煤发电机组分别于2009年、2010年投入商业运行，锅炉为哈尔滨锅炉厂设备，汽轮发电机为上海汽轮机厂和上海发电机厂设备。电厂燃用神华煤，燃煤灰分一般均低于15%，含硫量低于1%。电厂1号机组在实施改造前，烟尘、SO2、NOX排放浓度为42、107、80mg/Nm3，改造目标为低于5、35、50mg/ Nm3。改造技术路线采用高效脱硫除尘协同治理技术，具体实施改造方案为：在原四电场静电除尘器前增设低温省煤器，将烟气温度从130降至90。将原四电场干式静电除尘器改造为低
13、低温除尘器，适应运行90入口烟温的要求。原电除尘出口浓度为30mg/Nm3，采用三室四电场。改造由浙江菲达电除尘器厂完成。四个电场均采用三相电源，电除尘主要对第4电场的结构、本体进行改造，材料更换为304不锈钢，确保电除尘出口粉尘浓度低于20mg/Nm3。改造后，实际运行电除尘出口浓度基本上保持在1516 mg/Nm3。对原脱硫系统进行改造。脱硫系统改造包含两部分：其一是吸收塔脱硫增容，主要为在原4层喷淋层基础上增加一层喷淋层（实际运行仍为4层）；其二是脱硫系统除尘能力提升改造，包括脱硫塔内增设一套双相整流装置，将原二级除雾器更换为三级屋脊式除雾器，其后增设烟道除雾器等。具体为：在原吸收塔最上
14、层喷淋层与除雾器之间切割并抬升吸收塔4m，在此区域上层预留一层喷淋层位置，此区域内下层空间增加一层喷淋层，新增喷淋层的喷淋量为11000 m3/h，布置单向空心喷嘴220个，新增循环泵的扬程为26.9m；吸收塔入口烟道上沿0.7m处增设一套2205双相不锈钢材质的双相整流装置（类似筛板）。改造后吸收塔总循环喷淋量为55000 m3/h，液气比L/G（标湿，吸收塔后）为14.5 l/ m3，空塔流速4.08 m3/s。改造按照入口原烟气SO2浓度为2142 mg/ m3（标态、干基、6%O2）设计，脱硫系统效率不小于98.4%，出口SO2浓度不大于35 mg/ m3（标态、干基、6%O2）。脱硫吸收塔上部将原有除雾装置拆除，更换为由德国蒙德斯（Munters）提供的原装进口除雾器设备，采用三级屋脊式除雾器布置方案。此外，在吸收塔出口烟道增加一道板式除雾器。三级屋脊式除雾器液滴携带小于15 mg/ m3。为进一步提高脱硫设备的可靠性，彻底消除现有GGH的SO2泄漏，并配合低低温电除尘器提效改造，将回转式GGH改造为水媒介质管式WGGH。改造方案采用收集排烟余热加热热媒水；再将热媒水输送至脱硫系统烟囱进口的水媒介质管式WGGH加热4550脱硫塔
