浙江嘉华电厂百万机组超低排放改造收资报告

浙江嘉华电厂百万机组超低排放改造收资报告

一、项目概况

嘉华电厂位于浙江省平湖市乍浦镇，紧靠杭州湾，东距上海90公里，西离杭州122公里。一期工程为浙江省和中央共建项目，于1992年开工，安装两台30万千瓦国产燃煤发电机组，均在1995年投产（一期为嘉兴电厂）。二期工程位于一期的西侧，由浙江省政府和神华集团合作共建，共四台60万千瓦国产亚临界燃煤发电机组，工程于2002年正式开工，已在2004年至2005年相继投产。三期工程为两台100万千瓦超超临界燃煤机组，现已经全部投产（二期、三期为嘉华电厂）。嘉华电厂6台机组由嘉兴电厂人员负责托管。

嘉华电厂2013年1月开始做大气污染物超低排放（粉尘<5mg/m3，SO2<35mg/m3，氮氧化物<50mg/m3）可行性研究，2014年5月底，三期100万千瓦级#8机组大气污染物超低排放设备已正式改造完毕并进入调试阶段。

二、设计参数

按浙江省超低排放标准设计，达到燃机排放标准，即烟尘<5mg/m3，二氧化硫<35mg/m3，氮氧化物<50mg/m3，烟囱排烟温度>85℃。嘉华电厂三期#7、#8机组大气污染物超低排放改造项目包括增加一层脱硝催化剂（同时再生一层）、MGGH改造、脱硫改造、湿式电除尘改造等。#8机组机组改造为脱硝、MGGH、脱硫改造、湿式电除尘四个项目同期实施，

脱硫改造设计煤种硫份取0.8%，吸收塔出口SO2排放浓度小于35 mg/ Nm3，脱硫效率约98.2%，吸收塔出口雾滴含量<40mg/m3。

MGGH分为两部分布置：一是在电除尘器前，将烟气温度由130℃降低至90℃，二是在湿式电除尘器后，将烟气温度由55℃提升至85℃以上，粉尘浓度电除尘出口15mg/m3。

湿式电除尘进口粉尘浓度按15mg/m3、湿式电除尘效率按70%设计。

脱硝氮氧化物浓度出口浓度<50mg/m3。

三、改造情况

嘉华电厂三期#7、#8机组大气污染物超低排放改造由浙江天地环保工程有限公司负责编制可研报告。工程招标方式采用邀请招标，由天地环保总承包，负责设计、供货、安装、调试等。总停炉改造工期70天。总计投资4亿元人民币。施工管理由嘉兴电厂设备部副主任1人总负责，设备部安全专职1人协助，设备部相关专业专工兼顾配合，现场邀请了浙江电力监理公司负责监理，总承包方天

地环保公司项目部负责施工管理，浙江电建负责工程施工。

（1）低低温电除尘器及MGGH改造

在电除尘前加低低温省煤器，将烟气温度由130℃降低至90℃，烟气侧设计阻力420Pa；湿电后加装管式GGH换热器，将烟气温度由55℃提升至85℃以上，消除烟囱白色烟羽，烟气侧设计阻力845Pa。

MGGH由上海电气集团供货，2台机组设备价约9千万元人民币；低低温省煤器大部分管材选用ND钢，最低温段局部选用316L不锈钢。MGGH 低温段材料选用2205，中温段选用316L，高温段选用ND钢。

为配合低低温省煤器改造，对原电除尘器进行了校核改造，灰斗内衬加装了不锈钢板，灰斗加热改为蒸汽加热，人孔门进行了密封改造，绝缘子加热进行改造。电除尘校核工作由上海电气邀请浙江菲达环保协助完成。

（2）脱硝

脱硝系统分别增加和再生一层催化剂，增加一层催化剂2台机组约2千4百万元人民币，再生一层2台机组约1千2百万元人民币（按一台炉一层催化剂400立方、新催化剂3万元/立方、旧催化剂再生1.5万元/立方）。烟气侧阻力增加约300Pa。同时将催化剂成分进行优化，增加氧化剂份额，达到将部分Hg0氧化成离子汞，达到提高脱硫系统及湿式电除尘器脱汞的效果。

（3）脱硫

脱硫系统原设计单位就是天地环保，为托盘喷淋塔，三层喷淋。改造后吸收塔采用巴威双托盘技术，塔内布置四层喷淋层，配有两层屋脊式除雾器及一层管式除雾器。设计燃煤硫份0.8%，吸收塔出口SO2排放浓度小于35 mg/ Nm3，雾滴浓度小于40 mg/ Nm3。烟气侧阻力增加约700Pa。（4）湿式电除尘

湿式电除尘由浙江南源环保公司设计、供货，2台机组设备价约6千万元人民币。

湿式电除尘采用高位卧式布置，双室一电场，设计烟气量Nm3/h，设计入口粉尘浓度20 mg/ Nm3时出口小于6 mg/ Nm3，设计入口粉尘浓度30 mg/ Nm3时出口小于9 mg/ Nm3，设计效率不小于70%。烟气侧设计阻力200Pa。

四、运行情况

据介绍，嘉华电厂日常使用煤种以神华煤为主，入炉煤灰份Asr一般小于10%，入炉煤硫份Star一般小于0.6%，6月6日收资时嘉兴电厂入炉煤煤质分析情况如下：

收资时嘉华电厂#8机组负荷1001MW，锅炉省煤器出口氮氧化物浓度257 mg/ Nm3，电除尘出口粉尘浓度14.52 mg/ Nm3、SO2浓度822.48mg/ Nm3；烟气通过超低排放设备后，烟囱排放参数为：氮氧化物浓度29.51mg/ Nm3，粉尘浓度2mg/ Nm3（显示值），SO2浓度17.39mg/ Nm3（吸收塔浆液循环泵运行2层），烟囱排放温度92.7℃，污染物排放指标优良，烟囱未见白烟。

从烟气系统运行画面参数来看，在1000MW 负荷时，系统的阻力分别为：

设备

进口压力 出口压力 平均阻力 设计阻力 备注 炉膛

-171Pa SCR -1260Pa -1100Pa -2090Pa -2070Pa 900Pa 1000Pa(估)

低低温+电除尘 -4160Pa -4100Pa -5540Pa -5620Pa 1450Pa 低低温420Pa 电除尘200Pa(估) 低低温6个通道显示压差最低72Pa 最高2204Pa ，显示偏差较大

脱硫+湿电 3800Pa 1120Pa 2680Pa 脱硫2700Pa( 估) 湿电200Pa 增压风机出口为3800Pa ，脱硫投2层喷淋

MGGH 1120Pa 471Pa 845Pa 阻力为显示值

烟囱 -373Pa

合计

5501Pa 脱硝增加一层催化剂增加阻力约300Pa ，低低温省煤器增加阻力约1300 Pa ，

脱硫改造增加阻力约700 Pa ，湿式电除尘增加阻力约200 Pa ，MGGH 增加阻力约500 Pa ，总计超低排放改造后增加系统阻力3000 Pa 。

五、 存在问题

（1）在脱硫吸收塔改造施工后期，因割除塔内临时吊耳，火花引燃内衬材

料，烧毁吸收塔内衬。

（2）目前低低温省煤器运行阻力较大，运行画面显示最大1000Pa ，远超过

设计值425Pa 。但嘉兴电厂设备部相关人员表示运行中打开设备人孔门进行检查，换热器表面清洁，无明显积灰现象。

（3）在低负荷时，由于系统阻力增加较多，当机组负荷降至600MW 左右

时，增压风机易发生失速问题，造成炉膛压力晃动大，目前机组AGC

不具备投