五沙热电超低排放可研-修改终稿 - 图文

五沙热电2×300MW燃煤机组超低排放改造工程项目咨询报告

佛山市顺德五沙热电有限公司 2×300MW燃煤机组超低排放改造工程

项目咨询报告

2014年1月

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佛山市顺德五沙热电有限公司 2×300MW燃煤机组超低排放改造工程

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目录

摘要 .............................................................................................................................................. VII 1. 概述 .......................................................................................................................................... 1

1.1 项目名称 ....................................................................................................................... 1 1.2 工程概况 ....................................................................................................................... 1 1.3 项目建设的必要性 ....................................................................................................... 1 1.4 研究范围 ....................................................................................................................... 2 1.5 主要设计原则 ............................................................................................................... 3 2 工程实施条件 ........................................................................................................................... 5

2.1 电厂机组平面布置概况 ............................................................................................... 5 2.2 气象资料 ....................................................................................................................... 5 2.3 工程地质 ....................................................................................................................... 6

2.3.1 总体评价 ........................................................................................................... 6 2.3.2 岩土地层构成及特性 ....................................................................................... 6 2.4 电厂水源 ....................................................................................................................... 8 2.5 交通运输 ....................................................................................................................... 9 2.6 锅炉和煤种 ................................................................................................................. 10

2.6.1 锅炉 ................................................................................................................. 10 2.6.2 煤种与煤质 ..................................................................................................... 10 2.7 机组污染物排放现状 ................................................................................................. 11 2.8 小结 ............................................................................................................................. 12 3 方案一：燃煤锅炉改燃气锅炉方案 ..................................................................................... 13

3.1 总体技术 ..................................................................................................................... 13 3.2 外部情况 ..................................................................................................................... 13 3.3 锅炉改造方案 ............................................................................................................. 15

3.3.1 校核计算 ......................................................................................................... 15 3.3.2 燃气锅炉热力计算 ......................................................................................... 16 3.3.3 锅炉改造方案 ................................................................................................. 17 3.3.4 计算所得的锅炉效率和燃料耗量 ................................................................. 20 3.3.5 发电成本核算 ................................................................................................. 21 3.3.6 天然气来源及其可靠性调研 ......................................................................... 22 3.4 燃气蒸汽联合循环发电方案 ..................................................................................... 25 3.5 结论 ............................................................................................................................. 26 4 方案二：燃煤锅炉烟气污染物超低排放方案 ..................................................................... 28

4.1 总体技术方案简介 ..................................................................................................... 28 4.2 脱硝系统提效 ............................................................................................................. 28

4.2.1 低氮燃烧器改造方案 ..................................................................................... 28 4.2.2 原有SCR脱硝系统简介 ............................................................................... 30 4.2.3 脱硝系统实际运行情况简介 ......................................................................... 30 4.2.4 浙江大学SCR技术储备介绍 ....................................................................... 31 4.2.5 清洁排放目标 ................................................................................................. 38 4.2.6 脱硝系统提效技术方案 ................................................................................. 38 4.2.7 脱硝系统提效技术方案的比选 ..................................................................... 43

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4.2.8 脱硝系统提效方案小结 ................................................................................. 44 4.3 脱硫系统提效 ............................................................................................................. 44

4.3.1 原有脱硫系统简介 ......................................................................................... 44 4.3.2 清洁排放目标 ................................................................................................. 45 4.3.3 脱硫系统提效技术简介 ................................................................................. 45 4.3.4 浙江大学湿法高效脱硫技术 ......................................................................... 46 4.3.5 管式GGH技术介绍 ...................................................................................... 49 4.3.6 脱硫系统提效技术方案 ................................................................................. 50 4.3.7 脱硫系统提效方案小结 ................................................................................. 53 4.4 除尘系统提效 ............................................................................................................. 53

4.4.1 原有除尘系统情况简介 ................................................................................. 53 4.4.2 清洁排放目标 ................................................................................................. 53 4.4.3 除尘系统提效技术简介 ................................................................................. 53 4.4.4 浙江大学湿式静电除尘器技术储备介绍 ..................................................... 56 4.4.5 除尘系统提效技术方案 ................................................................................. 59 4.4.6 除尘系统提效改造方案小结 ......................................................................... 60 4.5 活性分子污染物深度脱除 ......................................................................................... 61

4.5.1 清洁排放目标 ................................................................................................. 61 4.5.2 浙江大学活性分子多种污染物协同控制技术储备介绍 ............................. 61 4.5.3 广州瑞明电厂5000 Nm3/h中试试验............................................................ 65 4.5.4 活性分子实现深度脱除技术方案 ................................................................. 67 4.5.5 副产物提取方案 ............................................................................................. 68 4.5.6 活性分子污染物深度脱除方案小结 ............................................................. 69 4.6 引风机核算 ................................................................................................................. 69

4.6.1 现有风机参数 ................................................................................................. 69 4.6.2 提效改造后引风机参数 ................................................................................. 70 4.6.3 小结 ................................................................................................................. 70 4.7 改造设想 ..................................................................................................................... 71

4.7.1 工程构成 ......................................................................................................... 71 4.7.2 工艺部分 ......................................................................................................... 71 4.7.3 工艺部分工程量清单 ..................................................................................... 72 4.8 小结 ............................................................................................................................. 76 投资及运行成本及污染物减排估算 ..................................................................................... 78 5.1 编制原则及依据 ......................................................................................................... 78 5.2 技术经济指标 ............................................................................................................. 78

5.2.1 方案一：燃煤锅炉改燃气锅炉方案 ............................................................. 78 5.2.2 方案二：燃煤锅炉烟气污染物超低排放方案 ............................................. 79 5.2.3 初步运行成本测算 ......................................................................................... 81 5.3 污染物减排估算 ......................................................................................................... 81 5.4 改造方案对比 ............................................................................................................. 82 结论及建议............................................................................................................................. 84

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报告附图

图号 J01 J02 J03 J04

图名 超低排放改造总平面布置图 超低排放改造剖视图 管式GGH工艺流程图 湿式静电总图 VI

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摘要

中国大范围雾霾等大气环境污染物问题已引起政府、人民的广泛重视，燃煤电厂是PM2.5及其前驱物（SO2，NOx）等污染物的重要来源，随着标准的日益严格及人民群众对空气环境质量要求的提高，如何进一步消减大气污染物已成为一个重要问题。项目咨询报告对佛山市顺德五沙热电有限公司2×300MW燃煤机组超低排放改造项目进行论证，对燃煤锅炉改燃气锅炉方案与燃煤锅炉超低排放改造方案进行技术、经济、污染物减排对比论证，两种方案均在保证机组安全、经济运行和污染物减排的条件下，为业主提供最优的超低排放改造工程方案，实现五沙热电机组烟气污染物（SO2、NOx及烟（粉）尘）达到燃气轮机组排放标准（SO2<35 mg/Nm3、NOx<50 mg/Nm3及PM<5 mg/Nm3），同时通过相应的先进污染物控制措施，进一步提升污染物的控制水平，实现烟气污染物的近零排放。通过对燃煤锅炉改燃气锅炉改造工程进行验证，与燃煤锅炉烟气污染物超低排放改造工程方案进行对比，提出最优的改造设想。

方案一：五沙热电燃煤锅炉改燃气锅炉方案中，在现有锅炉基础上对锅炉本体、受热面、钢结构、基础等进行大范围改造，工程量浩大，建设周期长；目前国内外均无纯燃气的300MW及以上规模机组；燃煤锅炉改燃气后，可以实现污染物的大幅减排（SO2<35 mg/Nm3、NOx<100 mg/Nm3、PM<5 mg/Nm3）；通过热力计算表明燃煤改燃气后，额定负荷锅炉发电效率提高较小，且随着负荷率下降，蒸汽温度下降较燃煤锅炉大得多，低负荷条件下将会导致发电效率下降幅度较大。改造投资成本约为6.22亿元，估算发电成本由0.45元/kWh上升到1.0836元/kWh。改造后电厂年耗气约为55.7万吨(折算约7.76亿Nm3)，相当于2012年广东省用气量的7.32%。按该方案改造完成后具有较好的污染物减排优势，也存在运行成本大幅增加、天然气气源可靠性有待进一步加强问题，且无法满足广东省政府提出的燃气机组发电效率>50%的要求。若重新建设燃气轮机联合循环电站，则工程静态投资达到20亿元以上，投资巨大，且发电成本达到0.8637元/kWh，年运行时间也难以保证。同时天然气天然气作为一种高品味的能源，应用于燃气锅炉发电，能量效率提升不高，节能效果不明显，减排效果有限，能源利用结构不合理；因此不建议五沙热电进行燃煤锅炉改燃气锅炉改造方案。

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方案二：燃煤锅炉烟气污染物超低排放改造方案。通过低氮燃烧器改造、增

加备用层催化剂、改回转式GGH为无泄漏管式GGH、加装湿式静电除尘器等措施，实现燃煤烟气污染物超低排放，实现SO2<30 mg/Nm3、NOx<30 mg/Nm3、PM<4.5 mg/Nm3，满足燃气轮机组排放控制水平（SO2<35 mg/Nm3、NOx<50 mg/Nm3、PM<5 mg/Nm3）；改造投资成本估算约为1.25亿元，运行成本增加0.746分/kWh，发电成本增加1.43分/kWh，运行成本及改造成本增加比例相对较小。同时通过使用脱硫增效添加剂，加装活性分子多种污染物协同控制系统及其辅助设备、二电场湿式静电除尘器后，可实现粉尘排放浓度小于2.5 mg/Nm3，SO2排放小于15 mg/Nm3、NOx排放小于10mg/Nm3，同时实现Hg及其他重金属、VOCs等的高效脱除，实现电厂烟气污染物的近零排放，使系统具备污染物进一步减排的升级调控空间，改造投资成本估算约为1.89亿元，运行成本增加约1.034分/kWh，发电成本增加2.08分/kWh。改造工程实施后，不仅能满足国家和地方污染物排放要求，显著改善区域大气质量，同时投资改造成本及运行成本较低，可以满足未来五沙热电燃煤烟气污染物的排放标准进一步提升的需求，具有很好的环境效益和经济效益。

项目咨询报告建议五沙热电采用燃煤锅炉烟气污染物超低排放改造方案，若需满足更高污染物减排需求，可选升级方案燃煤烟气污染物近零排放方案。

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1. 概述 1.1 项目名称

项目名称：佛山市顺德五沙热电有限公司2×300MW机组超低排放改造工程 1.2 工程概况

佛山市顺德五沙热电有限公司（简称五沙热电）位于佛山市顺德区，地处珠三角腹地。公司地处珠三角腹地经济发达区的用电负荷中心，面对宽阔的西江支流洪奇沥水道，水量充沛，条件优异。厂区平坦，面临珠江水系洪奇历，距广州市40公里，距顺德大良14公里，五沙热电有限公司为广州三新集团控股公司。现装机容量2×300MW燃煤火力发电机组，两台机组分别于2008年10、12月投产发电，同步投入脱硫脱硝，2013年五沙热电由于原脱硫系统设置两炉一塔，并配置烟气旁路，出口设计浓度不符合新出台污染物排放标准，因此对脱硫系统进行一塔一炉改造工程，目前尚未试运行其新建脱硫系统。

本工程对五沙热电2×300MW燃煤机组实施烟气污染物超低排放改造，对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效，使机组烟气的主要污染物（烟尘、二氧化硫、氮氧化物）排放浓度达到燃气锅炉机组的排放标准(GB13223-2011)。 1.3 项目建设的必要性

随着我国经济在“十二五”期间进入工业化中后期，能源消耗增长造成污染物排放的进一步加剧，二氧化硫和氮氧化物转化形成的细颗粒物污染继续加重。统计数据显示，全国工业废气中二氧化硫排放量1911.7万吨，氮氧化物排放量1658.1万吨，烟（粉）尘排放量1029.3万吨；2012年广东省工业废气排放量为27078.16亿立方米。其中二氧化硫排放量为77.15万吨（占全国排放总量4.04%），氮氧化物排放量为80.91万吨（占全国排放总量4.88%），粉尘排放量为26.75万吨（占全国排放总量2.60%）。广东省也面临污染物减排的难题，燃煤电厂历来被视为大气污染物的主要来源，是国家环保监管的重点。最新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）规定：至2014年7月，燃煤锅炉要达到：烟尘30 mg/Nm3，二氧化硫200(现有机组)/100(新建机组) mg/Nm3，氮氧化物100 mg/Nm3，汞及其化合物0.03 mg/Nm3的排放标准；其中重点地区的排放标准为烟尘20 mg/Nm3、二氧化硫50 mg/Nm3，氮氧化物100 mg/Nm3。

五沙热电脱硫、脱硝、除尘系统原设计按《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2003）设计，脱硫系统2013年进行增效改造，采用石灰石-石膏湿法脱硫

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工艺，将原两炉一塔改造为一塔一炉，设计出口SO2排放浓度50 mg/Nm3，脱硝系统采用低氮燃烧器及选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，每台机组装设2台脱硝反应器，布置在省煤器之后、空预器之前的空间内（炉后）。脱硝装置按“2+1”布置，催化剂采用蜂窝式。系统设计SCR入口NOx浓度450 mg/Nm3，出口NOx浓度90 mg/Nm3，脱硝效率为80%；除尘系统采用静电除尘器，设计出口浓度15 mg/Nm3。

表1-1 五沙热电污染物排放现状与污染物排放标准对比

污染物项目 烟尘 二氧化硫 氮氧化物 （以NO2计） 汞及其化合物 当前排放情况/ mg/Nm3 15 50 90 — 燃煤电厂标准/ mg/Nm3 20 50 100 0.03 燃气轮机标准/ mg/Nm3 5 35 50 — 2013年9月发布的《大气污染防治行动计划》要求，到2017年，全国地级及以上城市可吸入颗粒物浓度比2012年下降10%以上，珠三角地区PM2.5减排15%以上，这对珠三角地区的污染物排放控制提出了更高的要求。目前燃煤电厂烟气污染物排放难以满足《大气污染防治行动计划》的减排要求及人民群众对环境空气质量的要求，因此，需要以更高的排放标准来要求目前处于珠三角地区的燃煤电厂。

综上所述，对五沙热电2×300MW燃煤机组进行烟气超低排放改造是非常必要和及时的。 1.4 研究范围

本项目拟利用广东五沙热电现有污染物控制设施/公用设备等条件，对电厂已有2×300MW燃煤机组进行烟气超低排放改造。工程竣工后，可实现五沙热电烟气污染物排放达到燃气锅炉污染物排放标准，本工程也是对国家新的排放标准和广东环保厅出台要求的补充，可以实现敏感地区的污染物排放要求。

编制2台300MW燃煤供热发电机组烟气超低排放改造研究报告。论证燃煤锅炉改燃气锅炉技术方案与燃煤锅炉烟气污染物超低排放改造（脱硫增效、除

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尘增效及脱硝系统增效）技术方案。根据机组建设条件、工程设想、环境保护等情况，从技术上分析五沙热电锅炉污染物超低排放方案的可行性，对本工程项目的投资做出估算并对污染物减排进行评价。主要内容包括：

改造方案一：燃煤锅炉改造成燃气锅炉改造方案。对燃气来源、燃气总量可靠性进行调研，根据锅炉热力计算，提出锅炉的改造方案及改造成本；对煤气耗量、锅炉效率、发电成本核算、污染物减排进行核算。

改造方案二：燃煤锅炉烟气污染物超低排放改造方案，实现烟气污染物超低排放，达到天然气燃气轮机污染物排放标准（烟尘<5 mg/Nm3，二氧化硫<35 mg/Nm3，氮氧化物<50 mg/Nm3）。包括达到天然气排放标准的改造技术路线、方案、可行性，改造的投资、运行成本，及减排效果。

最后通过对方案一和方案二的对比，最终提出适合五沙热电燃煤机组的超低排放改造的方案。 1.5 主要设计原则

为了保证在满足机组安全、经济运行和污染物减排的条件，充分考虑老厂的运行管理现状，结合广东省环保厅要求，我所和业主就电厂本期工程的主要设计原则达成了一致意见，主要包括电厂燃煤锅炉改为燃气锅炉的方案研究、燃煤机组烟气污染物超低排放改造方案研究，对两种改造方案进行经济指标对比，得出最优改造方案。主要设计原则包括有：

1) 燃煤锅炉改燃气锅炉可行性研究，主要包括对电厂燃料由燃煤改为天然气

后，对锅炉的发电效率、污染物排放情况、改造工程设想及改造成本估算。 2) 燃煤锅炉烟气燃煤锅炉烟气污染物污染物超低排放改造可行性研究，主要包

括对工程规模为2×300MW的两套处理100%烟气量的除尘、脱硫和脱硝装置进行改造，同时增设湿式静电除尘设备，改造后烟囱出口烟尘排放浓度不大于5 mg/Nm3， SO2排放浓度不大于35 mg/Nm3；NOx排放浓度不大于50 mg/Nm3，达到天然气燃气轮机污染物排放标准；同时增设活性分子污染物深度脱除系统，使烟气污染物控制装置具有进一步减排的能力。 3) 装置设计寿命为30年。系统可用率≥98%。 4) 设备年利用小时数按5500小时考虑。 5) 减排技术要求安全可靠。

6) 尽量减少对原机组系统、设备、管道布置的影响。

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7) 改造时间合理，能够在机组停机检修期内完成改造。 8) 工艺应尽可能减少噪音对环境的影响。 9) 改造费用经济合理。

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2 工程实施条件

2.1 电厂机组平面布置概况

五沙热电主厂房常规布置，固定端在西，向东扩建，自南向北顺序布置了汽机房﹑除氧间、煤仓间﹑锅炉房﹑电除尘器、引风机室、烟囱和脱硫场地等。主厂房1～18轴柱总长154.2m，A排至烟囱中心线173.3m，主厂房至南边道路35.0m。机组采用两机一控的方式，集控楼布置在两炉之间，电厂机组平面布置概况图详细见附件图纸。 2.2 气象资料

顺德市位于三角洲平原中部，处于北回归线以南，近临南海。气温日温差小，高温多雨，春秋相连而无冬，夏季自4月中旬至10月下旬，长达半年多。4－9月为雨季其雨量占年总雨量的83％，而5、6、8三个月降雨最为集中，占全年降雨量的49％。夏秋受台风影响大风暴雨较多。全年多北风，10月至次年3月以北风为主，4－8月南风或东南风较多。9月是冬夏季风交替时期，12月至次年2月，在强寒潮侵袭时，亦有霜冻发生，主要出现在1月份。利用厂址所在顺德市气象站实测气象资料统计得到各气象要素特征值如下：

年平均气温

22.1℃

37.7℃ 1.1℃

1011.6hPa

极端最高气温 极端最低气温 年平均气压

平均相对湿度 最小相对湿度 平均年降水量 最大年降水量 最小年降水量 最大一日降水量

80% 13% 1671.8 mm 2537.8 mm 1048.7 mm

250.5 mm

最大一小时降水量 最大十分钟降水量 年平均日照时数 年平均雷暴日数 年平均大风日数

91.7 mm 39.6 mm

1813.9h 78.3d 2.2d

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年平均风速： 2.4m/s

实测10米高10分钟平均最大风速： 25.7m/s 50年一遇10米高10分钟平均最大风速： 33.2m/s 50年一遇基本风压值取0.65 kN/m2，地面粗糙度为B类 2.3 工程地质 2.3.1 总体评价

1) 厂址场地未发现断裂构造，场地内地层未发现受附近断裂影响而产生的构造岩化现象，厂址位置进行系统改造建设工程。

2) 据《佛山市顺德区五沙电厂二期扩建工程场地地震安全性评价报告》(广东省工程防震研究院)，厂址未来50年10%概率水平向基岩加速度峰值为0.08g，水平向地面加速度峰值为0.11g。抗震设防烈度为7度。

3) 建筑场地类别为Ⅱ类建筑场地。

4) 厂区地下水类型为潜水，主要补给来源为河水、沟渠水和大气降雨，地下水位埋深一般为0.3m～2.0m，季节性变幅在4.0m左右。据水分析结果，地下水对混凝土结构无腐蚀性；对钢筋混凝土结构中钢筋在长期浸水情况下无腐蚀性，在干湿交替情况下具弱腐蚀性；对钢结构具弱腐蚀性，建议采取相应的防腐蚀措施。

5) 厂址位于珠江三角洲冲积平原，场地上部及中上部存在软弱土层及可液化土层，总厚度较大，不能直接采用天然地基，对于厂内地面以及堆场可以采用地基处理措施。

6) 厂区主要建筑物宜采用桩基础，中等风化和微风化泥岩可作桩端持力层。 7) 含淤泥粉砂层是可液化土层，建议采取消除液化的措施。 2.3.2 岩土地层构成及特性

勘测钻探揭露的岩土层划分如下表：

表2-1 岩土分层表

类号 1 2 3

岩土定名 素填土 淤泥质土 含淤泥粉细砂 层号 成因或风化等级 人工 淤积 冲淤积 6

状态和密实度 松散 流塑为主，部分软塑 松散 备注 分布较广、层薄 大部分地段 全场分布 五沙热电2×300MW燃煤机组烟气污染物超低排放改造工程 项目咨询报告

类号 4 5 6 7 岩土定名 中砂 粉质粘土 圆砾 粘土 层号 ④ ⑤ ⑥ ⑦ ⑧1 成因或风化等级 冲积 冲积 冲积 残积 全风化 强风化 中等风化 微风化 状态和密实度 稍密为主、局部松散或中密 可塑 中密以上 硬塑为主、局部可塑 备注 部分地段 少量分布 部分地段 全场分布 部分地段 大部分地段 全场分布 8 泥岩 ⑧2 ⑧3 ⑧4 场地比较广泛的岩土层为:①素填土、②淤泥质土、③含淤泥粉细砂、⑦粘土、⑧风化泥岩；部分分布或零星分布的岩土层为: ④中砂、⑤粉质粘土、⑥圆砾。这些地层在垂直方向上基本上都依照层号呈顺序分布，但在局部地段，②淤泥质土和⑤粉质粘土有上下穿插颠倒的现象。

现将各岩土层工程特征按从上往下的分布叙述如下：

1) 素填土(层号①)：湿～饱和，松散；灰黄色，成分以石英粉细砂为主，含少量贝壳碎屑，该层主要分布于煤场区的地表，厚度小，一般厚度为0.4～1.8m，原始标贯击数2～10击。

2) 淤泥质土(层号②)：淤积成因，饱和，流塑为主，局部软塑；深灰～灰黑色，含有机质，略有腥臭异味，见贝壳碎片；该层分布于场地的大部分地段，厚度变化较大，一般厚度为1.1～4.8m，原始标贯击数1～3击。

3) 含淤泥粉细砂(层号③)：冲淤积成因，饱和，松散；深灰色，成分以石英为主，含有机质，分选较好，级配不良，见贝壳碎片；该层分布于整个场地，厚度较大，厚度变化也大，一般厚度为3.5～8.8m，原始标贯击数一般为2～8击。

4) 中砂(层号④)：冲积成因，饱和，多呈稍密，局部松散或中密；灰白色、灰黄色，成分以石英为主，含粘粒，混少量卵石和圆砾，分选差，级配良；该层在大部分地段有分布，厚度小，一般厚度为1.7～2.7m，最厚处见于CK02孔，为5.6m，原始标贯击数一般为10～15击。

5) 粉质粘土(层号⑤)：冲积成因，湿，可塑；灰白、灰黄、棕红色，含粉细砂，局部混少量砾石，粘性较好，局部表现为质纯、细腻的粘土；该层见于CK03、

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CK06、CK07、CK10、CK11、K16孔，厚度变化较大，厚度为1.2～5.7m，原始标贯击数一般为8～11击。

6) 圆砾(层号⑥)：冲积成因，饱和，多呈中密以上，局部稍密；灰白色、黄色，成分以石英为主，颗粒磨圆较好，呈亚圆形，混卵石，充填物以砾粗砂为主，级配良；该层在大部分地段有分布，厚度较小，一般厚度为1.0～3.3m，原始标贯击数一般为15～30击。

7) 粘土(层号⑦)：残积成因，稍湿，硬塑为主，局部可塑；多呈褐黄色，质纯，细腻，粘性好；该层分布于整个场地，厚度较大，厚度变化也较大，一般厚度为2.1～6.8m，最厚处见于CK24孔，为12.7m，原始标贯击数一般为13～28击。

8) 泥岩：按风化程度分为4个亚层。

全风化泥岩(⑧1)：褐黄色、褐红色，岩芯呈土柱状，岩质软弱，组织结构已破坏，有粘滑感，遇水易软化；该层见于部分钻孔，厚度小，一般厚度为1.1～2.5m，最厚处见于CK05孔，为5.0m，原始标贯击数大于30击。

强风化泥岩(⑧2)：褐黄色、褐红色，岩芯碎块状和土状，岩质软弱，岩块手可捏碎散，遇水易软化；该层分布于大部分地段，厚度变化大，一般厚度为1.5～5.0m，最厚处见于CK03，为8.2m，原始标贯击数大于50击。

中等风化泥岩(⑧3)：褐红色为主，局部青灰色，岩芯多呈短柱状，部分块状和碎块状，岩质较软，风干后易开裂，泥质结构，层状构造，节理裂隙发育，节理面多见锰质浸染；该层分布于整个场地，厚度变化较大，一般厚度为1.0～5.0m，部分钻孔未揭穿该层。中等风化层中局部有强风化夹层。

微风化泥岩(⑧4)：褐红色为主，局部青灰色，岩芯多呈柱状，少量块状，岩质较硬，泥质结构，层状构造，节理裂隙较发育，节理面可见铁锰质渲染；该层分布于整个场地，厚度未揭穿。 2.4 电厂水源

工业水水源取自厂址附近的洪奇沥河水。根据业主提供的水质分析资料，该水源的溶解固形物在120~250 mg/L之间，悬浮性固体在2~15 mg/L之间。水质分析数据如下表：

表2-2：工业水水质

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序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 PH（25℃） 浊度 名称 单位 NTU mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L mg/L 数值 7.4 23.1 109 80.4 248 297 10 2.72 6.10 37.6 3.65 2.13 1.59 0.4 0.042 15.4 48.19 1.58 0.40 7.33 <0.02 0.104 48.19 全硬度YD（以CaCO3计） 全碱度JD 溶解性固体 电导率 悬浮物 耗氧量（Mn） Na+ 1/2Ca2+ 1/2Mg2+ K+ NH4+ 1/3Fe3+ 1/3Al3+ Cl- SO42- NO3- F- DO 硫化物 亚硝酸盐 1/2 SO42- 2.5 交通运输

顺德地区交通便利，已经初步形成了公路和水路齐备，辐射力较强的现代化交通网络。陆路方面有国道广珠公路经过顺德市境。市内公路系统较发达，厂址附近有三级公路通往市府所在地大良镇。该公路接广珠高速公路，路程约12km，经虎门大桥接广深高速公路，路程约50km。厂址原进厂公路与该三级公路相接，

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长约1km，宽4m。在电厂厂址的东侧，是规划的番禺西部干线，新进厂公路和运灰渣公路均拟与该公路相接。

水路方面，厂址板沙尾附近航道可通行2000t级船舶。电厂已建有重件码头和油码头，本期拟建专用煤码头(3个2000t泊位) 位于厂区西紧靠煤场，做为本期燃煤运输的专用码头。电厂改造建设的大件设备、物料运输等均可经水路运输至电厂码头；电厂运行产生的灰、渣及所需的石灰石可主要采用汽车运输，也可采用水路运输 2.6 锅炉和煤种 2.6.1 锅炉

锅炉（HG-1025/17.45-YM28）是哈尔滨锅炉厂有限责任公司根据美国ABB—CE燃烧工程公司技术设计制造的亚临界压力带一次中间再热，自然循环汽包锅炉。锅炉为“П”型露天岛式布置固态排渣煤粉炉，采用全钢结构构架，高强螺栓连接。锅炉煤粉燃烧器采用宽调节比、四角切向布置的全摆动式燃烧器，配5台中速磨煤机，正压直吹式制粉系统，燃烧器根据需要在±30的范围内摆动，每台磨煤机带锅炉的一层燃烧器。对应五层煤粉燃烧器喷嘴，布置了五层周界风。

表2-3 锅炉容量和主要参数（B-MCR工况） 参数名称 制造厂 型式 过热器蒸发量(BMCR) 过热器出口蒸汽压力(BMCR) 过热器出口蒸汽温度(BMCR) 省煤器出口烟气量(BMCR) 省煤器出口烟气温度(BMCR) 锅炉排烟温度(BMCR)（未修正/修正） 锅炉计算耗煤量(BMCR) t/h MPa ℃ m3/h ℃ ℃ t/h 单位 参数 哈尔滨锅炉厂 HG-1025/17.45-YM28 1025.0 17.45 540 1,312,293kg/h 994,161Nm3/h 361 131/125 121.6 2.6.2 煤种与煤质

机组设计煤种为神华煤，校核煤种为山西大同烟煤，煤质分析见表。

表2-4设计煤质资料及灰成分分析表

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项目 收到基碳 收到基氢 收到基氧 收到基氮 收到基硫 收到基水 收到基灰 分析基水 Cl F 可燃基挥发份 收到基低位发热量 可磨系数（哈氏） BT可磨系数 灰熔点温度 灰软化温度 灰流动温度 灰分析 二氧化硅 三氧化二铝 三氧化二铁 氧化钙 氧化镁 氧化钾 三氧化硫 氧化钠 符号 Car Har Oar Nar Sar War Aar Mad Clar Far Vdaf Qar.net HGI KBTN t1 t2 t3 SiO2 AL2O3 Fe2O3 CaO MgO K2O SO3 Na2O 单位 % % % % % % % % % % % MJ/kg ℃ ℃ ℃ % % % % % % % % 设计煤种 58.93 3.71 10.20 0.83 0.58 17.50 8.25 11 0.02 0.01 35 23 55 1100 1150 1190 29 13 15 28 1.2 1 11 1 校核煤种 53.41 3.06 6.64 0.72 0.63 10.45 25.09 2.85 0.02 0.01 28 20.348 57 1110 1190 1270 50.41 15.73 23.46 3.93 1.27 2.33 2.33 2.33

2.7 机组污染物排放现状

五沙热电建设时，已同步配套了相关的烟气环保设施。2012年01月至2013年10月，五沙热电2×300MW机组烟气主要污染物排放情况及环保设施的主要性能指标的统计值如下表所列：

表2-6：烟气主要污染物排放情况及环保设施的主要性能指标的统计表

序号 1 2 项目 烟囱排放烟尘浓度 湿法脱硫进口SO2浓度 单位 mg/Nm ＃2 mg/Nm3 11

3机组号 ＃1 设计值 15 平均值 15 15 ＃1 1948 1948 五沙热电2×300MW燃煤机组烟气污染物超低排放改造工程 项目咨询报告

序号 项目 单位 机组号 ＃2 设计值 平均值 1948 50 3 湿法脱硫出口SO2浓度 mg/Nm ＃2 ＃1 % ＃2 ＃1 3＃1 50 50 100 99 100 97.5 97.5 97.5 440.52 450 454.7 88.87 70 87.45 82.45 84.5 80.73 100 98 100 4 湿法脱硫投运率 5 湿法脱硫效率 % ＃2 ＃1 ＃2 mg/Nm ＃2 ＃1 % ＃2 ＃1 36 SCR进口NOx浓度 mg/Nm ＃1 37 SCR出口NOx浓度 8 SCR脱硝效率 9 SCR可用率 % ＃2 从上表可知，五沙热电2×300MW机组自投运以来，环保设施运行稳定，可用率均超过设计值。从排放指标看，烟尘、二氧化硫和氮氧化物均超天然气燃气轮机污染物排放标准，需进行超低排放改造。 2.8 小结

五沙热电地处广东顺德经济发达地区，属于国家环保部明确的重点地区大型燃煤电厂，也是广东环保厅重点监测电厂。结合国家燃煤电厂污染物排放新标准和广东环保厅补充文件，为了达到燃气轮机组（烟尘<5 mg/Nm3，二氧化硫<35 mg/Nm3，氮氧化物<50 mg/Nm3），提出对五沙热电燃煤锅炉改燃气锅炉改造工程方案、燃煤锅炉烟气污染物超低排放改造工程方案两种方案，通过对两种方案进行对比，为业主提供经济合理、减排达标的改造建议。

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个城市。此外，一期工程还包括：新建惠州、前湾、东部(各3×35万kW)和珠江(70万kW)4个燃气电厂以及深圳美视“油改气”机组(35万kW)，每年用气量205.6万t；扩建和新建深圳、东莞、广州和佛山4个城市的管道燃气项目，每年用气 102.9万t；通过海底管线向香港用户供气。项目建成投产后。将在今后25年内每年向珠三角地区提307.2万吨LNG(扣除供香港量62.7万t)，用于发电和工业、商业、民用燃气。2006年5月，该项目基本完成工程建设，首艘满载6万t液化天然气的“西北海鹰”号巨轮，安全靠泊深圳大鹏湾秤头角LNG接收站码头。2006年6月28日，国务院总理温家宝与澳大利亚总理霍华德在深圳一起出席了投产仪式；惠州天然气发电厂锅炉也同天点火启动。

② 珠海—中山南海天然气项目：

气源为位于珠江口的惠州油气田和番禺气田，总储量413亿m3，可采储量220亿m3。惠州油气田位于珠江口外，距离香港东南约160km，距广东中山市马鞍岛（横门电厂）约250km，地质储量约70亿m3，气质较好，属中型高产气藏。番禺气田位于惠州油气田东南136km处，地质储量约343亿m3，可采储量为180亿m3。

③ 新疆广汇气项目：

为了满足城市燃气需求，广东省还通过槽车消费少量新疆广汇LNG，2007年，广东省消费槽车LNG 15.85万t，主要供应广州、深圳、佛山等城市。

具体天然气管线和气站布置见下图所示：

图3-1 天然气管线和气站布置图

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综合考虑广东省“十二五”期间节能减排目标，以及产业发展情况和人民生活水平提高等因素，按照“十二五”期间广东省生产总值年均增长速度 8～10% 计算，加快建设深圳、珠海、粤东（揭阳）、粤西（湛江）进口液化天然气（海上天然气）接收站、建设天然气供应和储运体系，进一步建设和完善天然气管网成为“十二五”期间的主要工作之一。

目前，已经形成 3 个天然气资源供应点，即已建成的深圳大鹏 LNG 站线项目，珠海横琴岛海上天然气接收站，“西气东输二线”向广东供气工程；以及正在加紧建设的珠海进口LNG接收站一期工程和珠海荔湾海上天然气接收站项目，已形成2个进口LNG接收站、2个海上天然气接收站和1个国内跨省管道天然气输送的资源供应格局。同时加快推进深圳迭福 LNG 接收站、粤东 LNG 接收站、粤西LNG接收站，以及川（疆）气入粤、西气东输三线工程广东段等项目建设。

鉴于五沙电厂每年55.7万t(合计约7.76亿m3/a)的天然气耗量，该天然气管网可以满足，但若五沙热电燃煤锅炉改造成燃气锅炉，需消耗相当于2012年广东省用气量的7.32%，将造成其他用气行业/领域的用气大大消减，造成天然气供需矛盾的进一步突出。

根据规划，预计到 2015年，广东省天然气供应能力将达到400亿m3/a 。在一次能源消费结构中，天然气比例达到13.2%, 在终端能源消费结构中，天然气比例达到12.6%。今后广东省天然气供应将形成包括进口液化天然气、内陆长输管道天然气和海上天然气的多气源供应格局，到2015年和2020年，广东省天然气供应量预计分别达到370亿m3和550亿m3。

表3-9广东省天然气供应分析（万吨） 深圳大鹏LNG一期 珠海横琴岛海上天然气接收站 西气东输二线 西气东输三线 珠海LNG项目一期 深圳迭福LNG接收站

2015 2016 2017 2018 2019 2020 600 150 750 40 350 20 24

600 150 750 140 350 120 600 150 750 240 350 220 600 150 750 300 350 300 600 150 750 300 350 300 600 150 750 300 350 300 五沙热电2×300MW燃煤机组烟气污染物超低排放改造工程 项目咨询报告

深圳迭福北LNG接收站 粤东LNG接受项目 粤西LNG接受项目 珠海荔枝湾海上天然气接收站 黄茅岛LNG 广西北海LNG 中卫—贵阳—南宁—广州 合计 20 20 30 600 20 80 120 100 100 600 20 50 100 220 180 180 600 120 80 200 300 200 200 600 200 100 300 300 200 200 600 240 100 300 300 200 200 600 280 100 300 2680 3200 3890 4350 4390 4530

表3-10广东省天然气供需平衡分析

供应侧 单位 万t 亿m3 万t 需求侧 亿m3 万t 供应差额 亿m3 2015 2680 357 3106 414 -426 -57 2016 3200 427 3387 452 -187 -25 2017 3890 519 3965 529 -75 -10 2018 4350 580 4393 586 -43 -6 2019 4390 585 4625 617 -235 -32 2020 4530 604 4859 648 -329 -44 改造方案正常施工，若于2015年投产，年用气量55.7万吨，占2012年广东省天然气总耗量的7.32%左右，同时根据广东省天然气供需预测，2015年天然气缺口已达426万吨，届时五沙热电燃气锅炉的气源稳定性是一个难以满足的重大问题。另外，根据广东省对燃气机组要求，燃气机组发电效率>50%，而目前仅改造锅炉本身是无法达到的。 3.4 燃气蒸汽联合循环发电方案

根据政府要求，若将燃煤改为燃气，并保证发电效率达到50%以上，将燃煤锅炉改造成燃气锅炉无法达到50%效率的要求，若满足效率上述要求，需要重新规划建设燃气蒸汽联合循环发电机组。

国际上9F型燃气轮机的单位造价大约为356美元/kW，折成人民币是2421元/kW。我国实际引进的9F型机组造价情况是：上海新建漕泾热电项目2×39万千瓦机组的动态总投资31.95亿元，造价是4096元/kW；福建新建莆田、晋江、

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厦门东部三个燃气电厂，单位投资3300元/kW；上海华能扩建燃机项目造价3289元/kW；望亭扩建2×30万千瓦级燃机单位造价3090元/kW。比国际造价高出的部分包括技术引进费用等。

依据《火电工程限额设计参考造价指标（2012年水平）》，国内目前应用较多的2×300MW等级燃气轮机（9F）的蒸汽联合循环机组其功率约为840MW，若为发电功率600MW的燃气蒸汽联合循环机组，则需配备9F级300MW燃气机组及9E级180MW燃气轮机的联合循环机组，目前较少这种配置方式。同时其单位造价3000元/kW以上，静态投资将要在20亿元RMB以上，投资巨大。同时建设周期一般为1年以上，已难以满足广东省持续用电的要求。

另一方面，通过天然气燃气蒸汽联合循环发电，燃气价格按照3.6元/Nm3,发电效率57%计算，发电燃气成本为0.6391元/kWh，参考《火电工程限额设计参考造价指标（2012年水平）》电价构成，燃气蒸汽联合循环的发电成本可达到0.8637元/kWh，远高于燃煤电厂的发电成本。此外，根据调研，国内发电主力机组仍为燃煤机组，燃气蒸汽联合循环机组仅作为调峰机组使用。目前国内燃气蒸汽联合循环的年小时运行数较低，如浙江省联合循环机组年运行数小于2000小时，萧山电厂联合循环机组的年小时运行数也仅为2100小时。用选用燃气蒸汽联合循环机组也难以作为主力发电机组使用。 3.5 结论

天然气作为一种高品味的能源，应用于燃气锅炉发电，能量效率提升不高，节能效果不明显，减排效果有限，能源利用结构不合理。

锅炉改造方面，锅炉内部改造工程较为繁琐，需要对炉膛结构、尾部受热面、钢结构、基础等进行大范围改造，工程量浩大，建设周期长；目前国内外均无纯燃气的300MW及以上规模机组；同时燃料由燃煤改为天然气后，随着负荷率下降，再热蒸汽温度下降幅度明显，低负荷条件下将会导致发电效率下降幅度较大。

发电效率方面，相对于现在的燃煤锅炉，燃气锅炉的锅炉效率提高约1%，发电效率提高0.5%，发电效率小于45%，无法满足广东省政府关于燃气机组发电效率>50%的要求。

运行成本方面，按照现有燃气3.6元/kW的价格，燃气锅炉发电成本约1.08元/kW·h，相比燃煤锅炉发电成本约为0.45元/ kW·h，发电成本将有大幅度的提高。

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天然气气源方面，五沙电厂燃气锅炉耗量为55.7万吨/年（7.76亿m3/h），相当于2012年广东省用气量的7.32%，将造成其他用气行业/领域的用气大大消减，造成天然气供需矛盾的进一步突出，且未来五到十年广东省天然气供应缺口将始终存在，广东省天然气管网能否供应五沙电厂燃气发电的耗气量值得商榷。

其他燃气改造方案方面，若重新建设燃气轮机联合循环电站，则工程静态投资达到20亿元以上，投资巨大，且发电成本达到0.8637元/kWh，年运行时间也难以保证。

综上所述，从燃煤改燃气锅炉由此带来的能源结构不合理，锅炉改造工程繁琐，运行成本高昂，天然气气源不稳定，重建燃气轮机联合循环不合理等几个方面综合分析，不建议五沙热电进行燃煤锅炉改燃气锅炉改造工程。

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4 方案二：燃煤锅炉烟气污染物超低排放方案 4.1 总体技术方案简介

根据业主提供资料，本着提高电厂燃煤效率、响应国家环保标准的原则，为实

现五沙热电燃煤锅炉烟气污染物超低排放的目标，对原脱硫系统、脱硝系统及除尘系统进行改造，提出低氮燃烧器结合SCR脱硝系统增效改造、回转式GGH改管式GGH、新增湿式静电除尘器等多项技术措施后，实现烟气污染物超低排放，达到燃气轮机组排放控制水平（烟尘5 mg/Nm3，二氧化硫35 mg/Nm3，氮氧化物50 mg/Nm3），同时可通过脱硫塔脱硫增效剂改造、活性分子多种污染物深度净化系统可实现进一步实现污染物的减排。 4.2 脱硝系统提效

4.2.1 低氮燃烧器改造方案 （1）原有低氮燃烧器介绍

锅炉煤粉燃烧器采用宽调节比、四角切向布置的全摆动式燃烧器，配5台中速磨煤机，正压直吹式制粉系统，燃烧器根据需要在±30o的范围内摆动，每台磨煤机带锅炉的一层燃烧器。对应五层煤粉燃烧器喷嘴，布置了五层周界风。 1. 采用紧凑燃尽风喷口及浓淡型一次风喷口技术，在一定程度上抑制NOx的

生成，但由于空气分级深度不够，其降低幅度十分有限；

2. 为了保证煤粉着火和燃尽，二次风采用了均等配风方式，中间空气风室数量

众多，助燃风量大，不利于抑制NOx的生成；

3. 炉膛截面方向，一次风采用较大的切圆，二次风采用了反向大切圆方式，形

成横向空气分级，虽然有助于降低NOx生成量，但是假想切圆太大、二次风偏斜角度过大，容易造成火焰贴墙，导致燃烧器区域发生严重结焦问题。 （2）改造方案与技术特点

根据烟台龙源电力技术股份有限公司提供的低氮燃烧器改造方案，采用双尺度燃烧技术改造方案，具体如下：更换现有的燃烧器喷口组件，保留角区风箱和水冷套，保持原有假想切圆不变，不改变各层一次风的标高，增加新的燃尽风组件以增加高位燃尽风量；除A层一次风沿用微油之外，其他一次风喷口全部采用上下浓淡中间带稳燃钝体的燃烧器；取消部分二次风喷口，更换其它全部二次风喷口，适当减小中部二次风喷口面积；在紧凑燃尽风室两侧加装贴壁风；采用节点

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功能区技术，在两层一次风喷口之间增加贴壁风。

下端部风及一次风仍旧为逆时针旋转，其假想切圆不变；其他二次风改为与一次风小角度偏置，顺时针反向切入，形成横向空气分级。风量重新合理分配，并调整主燃烧器区一二次风喷口面积，使一次风速满足入炉煤种的燃烧特性要求，主燃烧器区的二次风量适当减小形成纵向空气分级。燃烧器摆动机构利旧，可以整体上下摆动。

拆除原来的分离燃尽风SOFA，在原有主燃烧器上方约6米处重新布置4层分离SOFA喷口，拆除原来的燃尽风连接风道，采用新的墙式燃尽风连接风道，分配足量的SOFA燃尽风量，SOFA喷口可同时做上下左右摆动。 （3）性能保证

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 项目 NOx排放浓度 烟气中CO排放浓度 飞灰含碳量 排烟温度 炉膛出口烟温偏差 锅炉效率 防渣性 稳燃性能 吹灰 锅炉参数 减温水量 氧量控制 风机电耗 燃烧器阻力 小改方案 ＜240 mg/Nm3 ＜100 mg/Nm3 不升高 不升高 ＜50℃ 不降低 不结渣 最佳 长期不吹灰 正常（有调整裕量） 正常 低氧运行≤3.5% 不变 低 （4）小结

根据烟台龙源电力技术股份有限公司提供的技术改造方案，采用双尺度燃烧技术对锅炉燃烧器进行较大规模的改造后，锅炉出口NOx浓度由480 mg/Nm3,降到240 mg/Nm3，保证锅炉出口CO浓度小于100 mg/Nm3；

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4.2.2 原有SCR脱硝系统简介

五沙热电烟气脱硝系统采用日本三菱MHI公司的选择性催化还原法（SCR）脱

硝技术进行设计和制造，每台机组装设2台脱硝反应器，布置在省煤器之后、空预器之前的空间内（炉后）。脱硝装置按“2+1”布置，即2层运行1层备用，催化剂采用蜂窝式。系统设计SCR入口NOx浓度450 mg/Nm3，出口NOx浓度90 mg/Nm3，脱硝效率为80%。

4.2.3 脱硝系统实际运行情况简介

五沙热电烟气脱硝系统设备运行基本稳定，没有出现较大缺陷。#2机组2012

年12月份开始投入省煤器旁路调整SCR入口烟温，其投运率接近或达到100%。#1机组2013年3月份开始投入省煤器旁路调整SCR入口烟温，其投运率也接近或达到100%。两台机组SCR反应器出口NOx浓度从2011年8月开始控制在100 mg/m3以内，由于反应器内催化剂活性逐年下降，从去年下半年开始SCR脱硝反应后氨的逃逸率有所增加。2013年3月份对#1机组SCR反应器B侧第一层催化剂进行了再生处理。近两年来，#1、#2锅炉SCR反应器进口的月平均NOx浓度值，如图4-1所示。

7006005004003002001000#1A#1B#2A#2BSCR入口NOX浓度mg/Nm3201201201202201203201204201205201206201207201208201209201210201211201212201301201302201303201304201305201306201307201308201309201310日期

图4-1 SCR反应器进口的月平均NOx浓度值

从图4-1可看出，近两年在锅炉运行期间，锅炉出口及SCR反应器进口的月平

均NOx浓度值波动相对较小，稳定在400～500 mg/Nm3之间，出口浓度较同种类机组较高。

图4-2是近两年来，#1、#2锅炉SCR反应器出口的月平均NOx浓度值变化趋势，

可以看出图4-2与图4-1趋势基本一致，有很好的对应。烟气进行SCR脱硝后，两台机组的出口浓度低于100 mg/Nm3，满足现有排放标准要求，但距50 mg/Nm3有一定的

30

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差距。

400350SCR出口NOX浓度mg/Nm3300250200150100500#1A#1B#2A#2B201201201202201203201204201205201206201207201208201209201210201211201212201301201302201303201304201305201306201307201308201309201310日期

图4-2 SCR反应器出口的月平均NOx浓度值

图4-3为近两年月平均系统脱硝效率变化趋势，由图中可以看出，除检修期外，

两台机组的脱硝效率可以稳定地保持在80%左右，说明现有的SCR脱硝系统具有很好的稳定性。

100.00?.00?.00%系统脱硝效率p.00`.00P.00@.000.00 .00.00%0.00%#1A#1B#2A#2B201201201202201203201204201205201206201207201208201209201210201211201212201301201302201303201304201305201306201307201308201309201310日期

图4-3近两年月平均系统脱硝效率变化趋势

4.2.4 浙江大学SCR技术储备介绍

浙江大学热能工程研究所——能源清洁利用国家重点实验室长期从事燃烧及污染物控制理论、技术及工程研究，在烟气脱硝研究领域处于全国领先地位。自1996年开始进行烟气脱硝的研究，近些年承担了多项烟气脱硝技术相关的国家级和省部级基础性研究课题，对SCR烟气脱硝机理、催化剂中毒机理、催化剂制备及成型和抗中毒配方等方面进行了深入的研究，本项目研究团队对SCR

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五沙热电2×300MW燃煤机组烟气污染物超低排放改造工程 项目咨询报告

烟气脱硝机理、催化剂中毒机理、催化剂制备和抗中毒配方等方面进行了深入的研究，如在浙江省院士基金项目“SCR催化剂脱除烟气中氮氧化物的机理研究” 进行了SCR催化剂对促进烟气中氮氧化物脱除的机理研究，揭示了催化反应和传递耦合的基本物理现象以及催化剂内部的过程特性，在国家自然科学基金资助项目“燃煤电厂煤质变化对SCR催化剂活性影响的机理研究”（50776079）中研究了我国燃煤中各组分对催化剂的中毒机理，研究了燃用中国煤时催化剂的失活规律，然后在浙江省科技计划优先主题社会发展重大项目“大型火电厂烟气脱硝关键技术研究及工程示范” （2007C03004）中进一步研究了适合我国燃煤特性的催化剂活性配方，制备了SCR蜂窝状催化剂。目前催化剂技术研究取得重大进展，形成了具有我国自主知识产权的催化剂配方并进入了工业试验阶段。此外，还与北京巴布科克·威尔科克斯公司、浙江天地环保工程有限公司、哈尔滨锅炉厂、北京博奇电力科技有限公司等多家单位合作针对SCR烟气脱硝反应器中速度场、浓度场、温度场等多场均匀性分布进行了优化研究，集成了SCR工艺控制软件包并获得了软件著作权登记。这些都为实现国产化烟气脱硝成套实用技术的开发及产业化应用提供了较好的条件和保证。 （1）SCR相关技术储备介绍

浙江大学能源清洁利用国家重点实验室拥有220KW多种污染协同脱除试验台、SCR小型机理性实验台、整体型催化剂性能检测试验台等，用于催化反应动力学的研究以及催化剂活性、抗毒性、抗磨性等性能的检验。拥有多台用于催化反应机理、中毒机理研究的先进光谱仪、测量颗粒粒度、孔隙结构以及烟气成分在线分析等仪器，如氮吸附仪、ROSEMENT烟气分析仪、GASMET烟气分析仪、元素分析仪、扫描电镜、热重分析仪、离子色谱、热重、傅立叶变换红外光谱仪、氮吸附仪、动态数据采集系统等等，并且已经在SCR烟气净化技术方面取得了阶段性成果。此外，还建立了蜂窝状催化剂成型小试试验台和中试试验台，用于催化剂的成型实验研究，并取得了一定的研究成果。部分实验台架和仪器见下图。

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