1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电示范工程总体设计方案

为促进节能减排,建设了国电泰州电厂二期工程作为1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电机组的示范工程。结合国内现有燃煤发电机组技术水平,在比较分析国外二次再热机组的基础上,提出了示范工程总体方案所涉及的主机参数选择、主机选型、热力系统拟定、辅机选型以及大气污染物治理方案。示范工程投运以后,2台机组供电煤耗分别为266.57 g/（kW·h）和265.75 g/（kW·h）,烟尘、SO₂和NO_x的排放浓度在标准状态下分别低于5 mg/m³、35 mg/m³和50 mg/m³,为中国建设更加高效和清洁的火力发电厂起到重要的参考和示范意义。     

中国燃煤电厂电除尘技术发展及应用综述

阐述了中国燃煤电厂烟尘排放要求演变及排放特征,回顾了燃煤电厂电除尘技术发展历程,介绍了电除尘技术应用情况,并对其发展趋势进行了展望。中国从20世纪60年代起开展电除尘技术自主研发以来,通过技术引进,消化吸收、再创新,历经五十多年发展,目前技术水平已跻身世界强国之列。中国燃煤电厂烟气“超低排放”,及其实现“超低排放”的主流技术备受世界瞩目！电除尘器一直是中国燃煤电厂颗粒物控制的主流设备,可达到10mg/m³或5mg/m³的超低排放要求,针对高灰煤（A_ar>25%）机组,配合湿法脱硫协同除尘,实现颗粒物排放浓度<5 mg/m³也是可行的。预计未来中国电除尘技术将向节能降耗、协同控制、智能化、标准化、国际化方向发展。     

超净电袋复合除尘技术的研究应用进展

为了实现燃煤电厂的超低排放,在常规电袋复合除尘技术的基础上,突破了电区与袋区的耦合匹配、高均匀流场、高精过滤、微粒凝并等关键技术升级而形成了超净电袋复合除尘技术。超净电袋复合除尘技术具有排放长期稳定、工艺流程简单、煤种适应性广、投资省、占地少、运行费用低、不产生废水等优点,近2年来在燃煤电厂超低排放工程中得到快速推广应用,配套国内燃煤电厂总装机容量超过30 000 MW,其中1 000 MW机组有8台套,排放质量浓度均小于10 mg/m³或5 mg/m³,平均运行阻力663 Pa。超净电袋除尘已成为燃煤机组实现超低排放的主流技术路线之一,将在西部地区劣质煤电厂超低排放改造工程中发挥更大作用。     

国电泰州电厂2×1 000 MW二次再热机组NOx、SO2超低排放技术应用

为使烟气中NO_x、SO₂排放达到超低水平,国电泰州电厂二期2×1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电机组SCR脱硝系统采用了驻窝混合技术,烟气脱硫采用了单塔双循环湿法脱硫技术。简介驻窝混合技术机理和单塔双循环脱硫技术原理,介绍国电泰州电厂1 000 MW机组烟气脱硝脱硫设计方案及实施效果。实践结果表明,国电泰州电厂1 000 MW机组采用上述2项技术后,烟气中NO_x和SO₂实现了超低排放,NO_x和SO₂脱除效率分别达到90.3%和99.6%,其排放质量浓度分别为31 mg/m³和15 mg/m³,远低于国家超低排放限值,且优于燃气轮机排放水平。     

低低温电除尘技术特点及在高灰煤超低排放工程中的应用

低低温电除尘器在燃煤机组节能提效的同时,对SO₃也具有很高的脱除率。当灰硫比大于100时,低低温电除尘器不会发生低温腐蚀。从低低温电除尘器主要工艺参数选择、需关注问题及应对措施、污染物减排特性等方面进行了阐述和分析。重点介绍了典型工程案例淮北平山电厂660 MW机组,经测试,低低温电除尘器除尘效率为99.97%,出口烟尘浓度为4.47 mg/m³,PM_2.5浓度为2.4 mg/m³,湿法脱硫后烟尘浓度为2.3 mg/m³。表明低低温电除尘技术配合旋转电极式电除尘等技术组合,不但可以实现电除尘器出口5 mg/m³的烟尘浓度,而且还可实现高灰煤烟尘超低排放。     

燃煤电厂超低排放的减排潜力及其PM2.5环境效益

燃煤机组在燃用低硫优质煤的基础上采用先进的大气污染控制技术设备,实施主要大气污染物的超低排放,在新建机组与改造机组上均是可行的。长三角、京津冀的燃煤电厂实施超低排放环保改造后,与现有燃煤电厂排放的污染物相比,SO₂、NO_x和烟尘以及烟尘中一次PM_2.5减排比例均在90%以上,SO₃减排幅度也达到70%左右。采用MM5+CULPUFF耦合模型,以江苏省为例,定量模拟研究了2012年江苏省火电厂排放的大气污染物对各地级市PM_2.5的影响,结果表明,对各市贡献的日均浓度最大值介于27.3~42.9 μg/m³,平均为35.28 μg/m³,其中二次PM_2.5占87.4%;实施超低排放后对各市贡献的日均浓度最大值介于6.2~12.5 μg/m³,平均为9.43 μg/m³,其中二次PM_2.5占91.7%。     

特高硫煤SO2超低排放技术评估

以燃用特高硫煤的300 MW机组中应用的旋汇耦合脱硫除尘一体化技术为研究对象,对该类技术进行现场测试与评估。测试结果表明：燃煤硫分在5%左右时,脱硫系统的脱硫效率可稳定在99.70%~99.82%,SO₂排放质量浓度在23.4~30.8 mg/m³,能够满足SO₂超低排放小于35 mg/m³的要求;除尘效率在78.6%~87.8%,颗粒物排放质量浓度稳定在4.60~5.76 mg/m³,能够满足颗粒物超低排放浓度小于10 mg/m³的要求。与脱硫单塔双循环、双塔双循环系统技术改造方案相比,该类SO₂超低排放技术的改造与运行费用均有比较大的优势。     

广东省燃煤机组超低排放改造成本收益分析

收集了300 MW及以上燃煤机组进行超低排放改造的12项典型技术组合,对各项技术组合的建设成本、运行费用、年收益进行核算,计算出各项技术的单位改造成本和收益,并绘制出广东省300 MW及以上燃煤机组进行超低排放改造的成本-收益曲线。结果显示：当累计发电量为2 333亿kW·h,广东地区燃煤机组改造总成本与总收益相平衡,纳入统计的机组包括：执行特别限值地区的所有300 MW及以上燃煤机组以及执行一般限值地区的7台1 000 MW及以上新建机组进行超低排放改造。     

W火焰锅炉SCR脱硝超低排放技术及应用

截至2021年底,全国已有超过95%的燃煤火电机组实现了氮氧化物超低排放,剩余均为燃用无烟煤的W火焰锅炉,其产生的氮氧化物质量浓度高达750～1 200 mg/m³,实现超低排放难度大,是我国实现超低排放政策的“最后一公里”。目前,选择性催化还原(SCR)脱硝流场技术主要有“SCR分区混合动态调平技术”“全烟道断面混合流场技术”“常规精准喷氨技术”等。以某设计脱硝效率需高达95%的W火焰锅炉为例,通过计算流体力学(CFD)模拟的方式对比3种技术的性能指标,“SCR分区混合动态调平技术”的各项指标明显优于其他技术。工程改造后,在脱硝系统入口氮氧化物质量浓度为1 000 mg/m³,出口低于50 mg/m³时,可实时保持氨逃逸量小于3μL/L,远超常规SCR脱硝系统最高设计效率(93%),为W火焰锅炉氮氧化物超低排放提供了新的技术路线。     

前馈修正的循环流化床机组脱硝系统多模型预测控制研究

双碳政策的深入推进对燃煤机组负荷灵活调峰能力提出了更高要求,然而机组负荷大范围变化时会造成烟气NO_x浓度的大幅度波动,提升了NO_x超低排放控制的难度。针对大范围变负荷工况下难以快速、精准调控喷氨量的难题,以某循环流化床机组联合脱硝系统为研究对象,建立关键参数前馈修正与多模型预测控制耦合的控制策略,以炉膛出口烟气温度为依据划分工况子模型,根据阶跃扰动试验及改进粒子群算法对各子模型进行参数辨识,并通过隶属度加权方法建立多模型控制器。工程应用结果表明,前馈修正的多模型预测控制方法在平稳负荷工况时波动范围达到±5.8mg/m³,变负荷工况时为±8.1mg/m³,标准差分别为2.10和2.89mg/m³,应用结果证明了该控制方法的有效性。     

典型燃煤电厂浆液冷却烟气消白设施SO3治理效果测试研究

分别采用控制冷凝法和异丙醇吸收法对某1 000 MW燃煤发电机组浆液冷却烟气消白设施的烟气SO₃控制效果开展测试。结果表明,机组烟气湿法脱硫设施对SO₃去除效率为62.50%（控制冷凝法）和64.63%（异丙醇吸收法）。烟气经现有超低排放设施协同治理后SO₃质量浓度低于3 mg/m³。浆液冷却设施对SO₃的去除效率仅为6.68%（控制冷凝法）和5.55%（异丙醇吸收法）,烟气SO₃控制效果和环境效益相对较低。建议基于科学论证审慎实施燃煤电厂烟气消白工作,应进一步开展高效SO₃治理技术、测试标准和环境管理政策研究。     

燃煤电厂烟气中SO3协同控制情况及排放现状

燃煤电厂锅炉燃烧中SO₂/SO₃的转化率为0.5%~5%；超低排放条件下，SCR脱硝中SO₂/SO₃的转化率控制在1%以内。运行中为控制SO₃在脱硝催化剂下层和空预器中的消耗，应尽量减少H₂SO₄和NH₄HSO₄的冷凝吸附，保证催化剂的活性及空预器的安全运行。理论上低低温电除尘器（LL-ESP）对SO₃脱除效果显著，但不同工程实测表明，LL-ESP对SO₃的脱除效率差别较大，介于1.8%~96.6%之间。此外，研究认为，电袋复合除尘器对SO₃脱除效率为74.3%~85.9%。超低排放工况下，除空塔脱硫和海水脱硫技术外，大部分湿法脱硫技术对SO₃的脱除效率高于50%；SO₃在湿式电除尘器中的脱除效率也大于50%，但整体上与国外成熟案例相比稍有差距。总体而言，超低排放条件下，燃煤硫分低于1.5%时，燃煤电厂全流程环保净化设备对SO₃的综合脱除效率高于90%，大部分机组的SO₃排放浓度低于5 mg/m³。     

300 MW低热值煤超低排放循环流化床发电的设计与运行

介绍了山西国锋300 MW低热值煤综合利用亚临界循环流化床发电项目的设计与运行情况,讨论了超低排放电厂的污染物控制技术的原理与应用情况。该项目采用炉内喷钙脱硫和炉外半干法脱硫控制SO₂、流态重构的节能型循环流化床低氮燃烧技术和SNCR脱硝控制NO_x、布袋除尘控制粉尘。研究结果显示,锅炉运行稳定、高效,满负荷下热效率为90.61%;烟气SO₂排放质量浓度为18.75 mg/m³,NO_x排放质量浓度为40.30 mg/m³,烟尘排放质量浓度为4.9 mg/m³,均达到了超低排放指标,表明循环流化床锅炉采用低氮燃烧和SNCR、炉内脱硫和半干法循环流化床烟气净化、布袋除尘是实现超低排放的可行的技术路线。     

基于CO2减排效益的风力发电经济性评价

环境的恶化迫使政策制定者们寻求可再生能源发电替代传统能源发电的新途径,但是高额的发电成本限制了可再生能源发电行业的发展。在考虑CO₂减排效益的情况下,利用2012年中国部分火力发电厂和风力发电场发电情况的有关数据,基于全生命周期法和年限平均法计算了火力发电和风力发电的综合成本。计算结果表明,在考虑CO₂减排效益的情况下,2012年风力发电的综合成本只比火力发电的综合成本高出0.027元/（kW·h）。当风力发电年度利用小时数达到并维持在2 200 h及以上时,风力发电的综合成本将低于火力发电的综合成本。     

燃煤电厂湿式电除尘器减排及能效特性研究

在工况及负荷稳定的情况下,对122台燃煤电厂配套湿式电除尘器(金属板式35台、导电玻璃钢87台)开展多污染物的减排特性和能耗测试分析,结果表明,湿式电除尘器对各类污染物均具有较高的脱除效率,绝大部分湿式电除尘器出口颗粒物、PM2.5、雾滴和SO3可分别控制在5、2.5、25和10 mg/m3以下,出口PM2.5/PM占...