华能长春热电厂自行监测方案

国控重点企业编号（）

长春市国家重点监控企业

自行监测方案

单位名称：华能吉林发电有限公司长春热电厂（公章）

2013年11月22日

华能长春热电厂自行监测方案

一、企业基本信息

1、地理位置及平面布置

华能长春热电厂位于长春市西北部，农安县合隆镇东南侧，地理坐标为东经125º13＇32"，北纬44º02＇12"。距长春市火车站约18Km，距离农安县城44km，距合隆镇中心约4km。电厂东侧约2.4km为长白铁路线，西侧约1.2km 为302国道。厂区周围环境及厂区地理位置见图1-1。

图1-1 华能长春热电厂地理位置

2、企业基本情况

华能长春热电厂2×350MW新建工程位于吉林省农安县合隆镇，是吉林省十一五“上大压小”重点建设项目。项目替代小机组长山华能热电厂3#、6#、7#机组于2007年12月14日全部关停。2008年2月1日电厂委托东北电力设计院开展环评工作，2008年9月1日取得国家环境保护部的环评批复《关于华能长春热电厂新建工程环境影响报告书的批复》（环审〔2008〕320号）。2009年2月2日国家发展和改革委员会以《关于华能长春第四热电厂“上大压小”新建工程项目核准的批复》（发改能源［2009］346号）文对项目予以核准。

环评报告书按2×300MW级燃煤供热机组对项目进行环境影响评价，环评批复装机容量为2×300MW。为保证上网调度，吉林省能源局以《关于华能长春热电厂机组容量有关情况的批复》（吉能电力〔2010〕398号）对电厂装机容量给予确认。

华能长春热电厂新建2台350MW超临界凝汽式汽轮发电机组和2台1110t/h超临界强制循环直流锅炉，配套建成静电除尘设施、脱硝系统、脱硫系统、贮煤场、灰场、除灰渣系统、

输煤系统、工业废水处理设施、生活污水处理设施及相应的生产辅助设施等。两台机组分别与2009年12月20日和2010年4月17日投入商业运营，2012年2月电厂通过国家环保部的环保专项验收。

3、生产工艺流程

本工程为热电联产项目，燃煤由火车运至厂区煤场，经输煤系统、制粉系统送入锅炉燃烧，使化学能转换为热能，将水加热成高温高压蒸汽，送入汽轮机中膨胀做功，将热能转换成机械能，带动汽轮机旋转驱动发电机，将机械能转换成为电能后输出电力；供热工况时，蒸汽做功后进入供热系统，通过热交换器加热热网循环水，热网循环水将携带的热能送到热用户。

锅炉产生的烟气经SCR脱硝系统脱硝、电除尘器除尘、脱硫系统脱硫后利用高烟囱排放；除尘器除下来的干灰、炉底渣及脱硫石膏全部采用密闭罐车运送到综合利用用户进行综合利用；生产中产生的废水经处理后回用。

本工程工艺系统主要包括输煤制粉系统、燃烧及烟气脱硝/除尘/脱硫系统、供排水系统、灰渣贮运系统、发电及供热系统

等部分。

3.1 输煤制粉系统

煤场燃煤由刮板刮入地下煤斗后，经下部给煤机送入碎煤机，将煤破碎至粒径小于30mm，然后放入带式输煤机经输煤栈桥送入制粉系统，经磨煤机制成细粉后直接送入炉膛进行燃烧。

3.2 燃烧及烟气脱硝/除尘/脱硫系统

磨煤机磨制的煤粉由一次风携带进入炉膛，吸收来自火焰的辐射热及与高温烟气混合、被加热到着火温度，使挥发分燃烧，然后把剩余焦炭烧红，当二次风逐步到达焦炭表面时，焦炭充分燃烧并放出大量热量，使水冷壁内水变成高压蒸汽。煤粉燃烧排出的高温烟气经过省煤器及空气预热器进一步吸收余热后，进入SCR脱硝系统除去氮氧化物，再经电除尘器除去烟尘、石灰石－石膏湿法脱硫系统(脱硫岛)除去二氧化硫，由烟囱排入环境空气。锅炉启动点火使用等离子点火。

3.3 供排水系统

电厂设计主水源为长春市两甲污水处理厂中水（一级B出

水），备用水源为石头口水库。工程供水采用以自然通风冷却塔为冷却设备的扩大单元制循环供水系统。按年利用小时数6454小时计，全年最大总耗水量约700万t，夏季水的复用率为98.3%。冬季水的复用率为98.0%.全年发电水耗≤2.36kg/kwh.

排水系统采用分流制，分为工业废水、生活污水排水系统和雨水排水系统。电厂生活污水、含油废水、含煤废水和工业废水经过处理后重复利用；厂区雨水经收集后通过雨水泵升压排放至厂区西南角的合隆南沟，最终汇入伊通河。

3.4 灰渣系统

灰渣系统采用灰渣分除，除渣为干式除灰渣系统。炉渣由炉膛落入干渣机，逐渐被冷却后送入渣仓中；静电除尘器除下的干灰(粉煤灰)经正压气力输灰系统(密闭管道)输送至灰库，干式除灰系统共设粗灰库、细灰库和原灰库各一座，互为备用；脱硫系统产生的石膏堆存于脱硫石膏间；干灰(粉煤灰)采用密闭罐车运送到长春兴立粉煤灰综合利用有限公司及长春市飞创经贸有限公司综合利用，炉渣采用密闭罐车运送到长春兴立粉煤灰综合利用有限公司综合利用，脱硫石膏采用密闭罐车运送到

吉林省亿美隆建筑材料有限公司综合利用。

3.5 发电及供热系统

发电及供热系统包括汽轮机、发电机、热力管网等设施。锅炉蒸汽带动汽轮机，由蒸汽在汽轮机中膨胀做功，使热能转换成机械能；汽轮机旋转驱动发电机，使机械能转换为电能后输出电力；做过部分功后的蒸汽被抽出，经过热网换热器供给热用户，其中采暖用汽用于加热采暖回水，使其升温后进入热力管网供暖，蒸汽凝结水返回热力系统循环使用。

本工程生产工艺流程见图1-3。

图1-3 本工程生产工艺流程图

电厂生产工艺流程图

4、污染源分析及污染治理

4.1废气治理

本工程建有2台1110t/h锅炉，废气主要是低硫煤在锅炉内燃烧后产生的，主要污染物有烟尘、SO2和NO x。每台锅炉配置2套脱硝装置、一台双室四电场静电除尘器及1套脱硫系统，锅炉废气经选择性催化还原（SCR）装置脱硝、静电场除尘器除尘、石灰石—石膏湿法脱硫系统处理后，由高度180m，出口直径7.5m的烟囱排入大气。

每台锅炉在烟气出口处安装一套南京华彭科技有限公司生产的直接抽取加热采样式烟气连续检测系统（简称CEMS），在线监测烟气中烟尘、SO2和NOx的浓度。

无组织排放源是贮煤场、脱硝氨站，主要污染物是颗粒物及NH3。

煤场采用喷洒水和防风抑尘网控制煤粉尘的无组织排放。

4.1.1 SCR脱硝系统

本工程为低氮燃烧器＋选择性催化还原全烟气脱硝系统，布置板式1+2层催化剂，SCR反应器布置在锅炉省煤器与空气预热器之间的高含尘区域，350℃左右烟气温度适合SCR脱硝还原反应，采用纯度为99.6%的合格液氨作为脱硝还原剂。氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物