1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电技术

为节约一次能源、加强环境保护、减少温室气体排放和提高机组的经济性,自主研发、自主设计、自主制造和自主建设了国电泰州电厂二期1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电示范工程,介绍了机组总体技术方案,包括机组主机参数选择、锅炉与汽轮机研发,系统优化与节能减排集成,自动控制系统研究。机组投产后发电效率分别高达47.81%、47.95%,机组供电煤耗分别达到266.57 g/（kW·h）、265.75 g/（kW·h）,烟尘、SO₂、NO_x排放浓度在标准状态下分别低于5 mg/m³、35 mg/m³、50 mg/m³,达到并优于超低排放要求。示范工程的成功投产和稳定运行为中国开发更高参数、更高效率、更为清洁的燃煤发电技术奠定了基础,为建设同类机组积累了宝贵的经验,大幅提高了中国燃煤发电技术的国际竞争力。     

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。     

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%。     

泰州二期1 000 MW超超临界二次再热机组建设与运行

阐述了1 000 MW二次再热燃煤发电机组的选型和参数确定原则,通过产学研用、严谨论证,推动重大技术创新方案和示范工程落地,探索了机组建设中的技术风险管控和工程管理要点,介绍了精细化管理、洁净化安装、全过程质量管理、精细化调试的关键要点。工程投产后,持续做好运行优化和运行管理,实现了示范工程全面达到各项性能指标,项目的建设和运行对促进中国高效清洁火力发电装备技术水平的提升,促进燃煤的清洁利用,都将具有良好的示范作用。     

基于中试平台的低低温电除尘器深度试验研究

基于50 000 m³/h实际烟气中试试验系统,采用常规采样枪+玻纤滤筒和一体化采样头+石英滤膜测定总尘,采用ELPI测定PM_2.5,采用自制的控制冷凝+异丙醇吸收系统测定SO₃,采用BDL型飞灰工况比电阻测试仪测定飞灰工况比电阻。试验结果表明,130℃、90℃、80℃时电除尘器出口烟尘浓度分别为11.7mg/m³、9.7 mg/m³、5.4 mg/m³,PM_2.5浓度分别为0.8 mg/m³、0.4 mg/m³、0.2 mg/m³,总尘及PM_2.5减排效果显著;电除尘器出口SO₃浓度分别为1.25 mg/m³、0.10 mg/m³、0.14 mg/m³,对应低低温电除尘系统的SO₃脱除效率分别为22.84%、96.15%、96.61%,低低温电除尘系统可脱除烟气中绝大部分SO₃;电除尘器入口飞灰工况比电阻分别为3.02×10¹³ Ω·cm、6.15×10¹² Ω·cm、5.24×10¹¹ Ω·cm。     

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。     

燃用神华煤2 028 t/h亚临界锅炉超低NOx 燃烧优化试验研究

为摸清燃用神华煤锅炉深度空气分级超低NO_x燃烧规律,实现防结渣、高效燃烧和超低NO_x排放一体化目标,以多目标综合优化技术为基础进行定向调整试验。主要是通过制粉系统和辅助风系统配风方式优化后,机组热效率由94.00%提升至94.14%,SCR入口处NO_x排放由129.0 mg/m³降为108.3 mg/m³;空气预热器入口处CO体积分数由338×10^-6降为50×10^-6,同时飞灰可燃物质量分数和大渣可燃物质量分数均有大幅降低。完整吹灰次数也由每班1次减少为每天1次,炉内清洁程度明显加强。     

“低低温+移动电极”电除尘技术研究与应用

“低低温+移动电极”是新的电除尘组合技术。低低温电除尘技术有二次扬尘的缺陷,需结合移动电极来保证高除尘效率,为此研究了“低低温+移动电极”的技术特点和结构原理,并对国外碧南电厂和华能河北某电厂等典型案例进行了介绍和分析。实践经验表明,“低低温+移动电极”电除尘技术是实现超低排放的较佳电除尘组合技术之一,其可实现燃煤电厂电除尘器出口粉尘质量浓度达到15 mg/m³以下,配合脱硫系统可满足10 mg/m³以下甚至5 mg/m³以下的烟尘超低排放要求。     

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。     

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。     

二次再热机组高效灵活发电创新理论与方法

为解决二次再热机组在频繁变负荷情况下经济性能偏低、灵活性较差等问题,研究了二次再热高效灵活发电创新理论和方法。基于单耗分析方法揭示了传统二次再热机组全工况能耗分布规律,并提出5种适应电网调峰要求的典型600 ℃等级及以上的先进二次再热超超临界燃煤发电系统,分别为集成回热式小汽机新型循环、机炉深度耦合集成新循环、采用新型CO₂工质的循环、带储能的二次再热循环系统以及太阳能热互补二次再热循环系统,阐述了各循环系统的集成思路、系统特点以及对提高机组经济性和灵活性的优势。结果表明：锅炉、汽轮机、回热加热器具有较大的节能潜力;优选的集成回热式汽轮机的二次再热循环系统发电效率比基准系统煤耗降低了2.15 g/（kW·h）;提出的采用机炉耦合技术的二次再热机组在THA工况下煤耗降低高达3.6 g/（kW·h）;采用CO₂工质的火电系统在变工况下依然具有较高的效率;带储能的二次再热循环系统具有较好的灵活性;太阳能热互补二次再热循环系统节能潜力显著,达到14.73 g/（kW·h）。     

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。     

燃煤发电厂用水水平现状与展望

通过对典型燃煤发电厂水平衡测试数据和高效节水工艺汇总,分析单位发电量取水量等用水经济性指标,评估发电厂用水水平。分析结果表明,取水量较低的电厂具有设计理念先进、管理水平高效、废水回用合理等特点。根据推算,燃煤发电厂（直流冷却）单位发电量取水量可以达到0.20 m³/（MW·h）以下。在冬季,采用烟气冷凝技术的1 000 MW等级机组的发电厂满负荷情况下能够产生80～90 m³/h的冷凝水量,这部分水在满足脱硫自身使用后还可回用至工业水系统。当全厂用水系统改造趋于合理时,“工业水零补水”技术指日可待。     

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。     

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...