长株潭“两型社会”建设综合配套改革试验区—火电厂节能减排现状的调研与思考

1、长株潭“两型社会”建设综合配套改革试验区火电厂节能减排现状的调研与思考设计者：蒋承馨，段华焰，朱孟子，丁旭，李新龙，谢金芝，毛运运指导老师：黄竹青（长沙理工大学能源与动力学院，湖南 长沙 410114） 目 录前言.11长株潭地区火电厂简介.31.1 华电长沙发电有限公司.31.2华银株洲火力发电公司.31.3大唐湘潭火力发电公司.42长株潭地区火电厂管理与节能技术现状.42.1强化管理，并将节能降耗融入企业文化.52.2提高锅炉运行经济性.62.3提高汽轮机运行经济性.82.4降低辅机电耗.92.5发展大容量、高参数机组.112.6发电能耗对比分析.113长株潭地区火电厂减排技术现状.133

2、.1积极投运脱硫设备.133.2逐步引进脱硝技术.153.3努力提升除尘技术水平.163.4强化废水循环利用.173.5加强资源综合利用. .183.6发电排放对比分析.214长株潭地区火电厂节能减排成功经验.244.1积极响应国家节能减排政策，发展大容量、高参数机组.244.2加大新技术推广与技术改造力度，提高节能降耗水平.244.3大力发展循环经济和资源综合利用，减少污染物排放.254.4推行“电力企业开放日”，营造和谐生产氛围.255长株潭地区火电厂节能减排的若干建议与思考.265.1建议.265.2思考.29后记.29致谢.30参考文献.30 前言长沙、株洲、湘潭三市位于湖南省东北部，

3、沿湘江呈品字形分布，两两相距不足40公里，集工业、能源、农业和交通优势于一体，具有十分独特的地域优势。三市人口共计1300万，GDP总量3461.78亿元，占全省经济比重为37.9%，是湖南省经济发展的核心增长极。图1 长株潭城市群地理位置2007年12月14日，长株潭城市群获批为“两型社会”建设综合配套改革试验区。“两型社会”建设的内涵是科学发展，具体要求是建设资源节约型和环境友好型社会。两型社会的建设将调整优化产业结构，改变高投入、高消耗、高污染的经济发展方式，建立可持续的发展模式，逐步实现发展经济与防治污染、保护环境两者的“双赢”，将有利于解决中国发展新阶段所面临的突出的资源环境问题1，

4、2。长株潭城市群位于我国京广经济带、泛珠三角经济区和长江经济带的综合部，区位优势明显，交通条件优越，产业和科技基础良好，是我国得天独厚的城市群资源，发展潜力巨大。而作为国家老工业基地和中西部地区的主要城市群，其资源环境的瓶颈制约比较突出，节约资源和保护环境的任务繁重，综合了东部发达地区和中西部地区的发展特征，在全国具有代表性和典型性。因此，长株潭城市群节能减排即能促进全省经济的可持续发展，更能对全国实现科学发展起到示范和带动作用。为及时了解长株潭地区火电厂的能耗与排放现状、节能减排的管理状况、节能减排的技术难题、及节能减排的技术改造与进展，总结和推广节能减排的成功经验，发现节能减排中的瓶颈问题

5、，弄清电厂节能减排的实际情况，预测节能减排的发展趋势，配合“两型社会”的建设，为老电厂技术改造、新电厂的建设及国家能源战略规划提供积极的建议，长沙理工大学能源与动力工程学院于2008年79月开展了主题为“长株潭两型社会建设综合配套改革试验区火电厂节能减排现状的调研与思考”系列活动。学院精心选拔院内优秀大学生组成“长沙理工大学节能减排调研队”，在专业指导老师的带领下，有选择地对华电长沙发电有限公司、华银株洲火力发电有限责任公司、大唐湘潭火力发电有限公司三个各具特色的火电企业进行了深入的调研活动。 1 长株潭地区火电厂简介目前，位于长株潭地区的火电厂主要有三家，分别为华电长沙发电有限公司、华银株洲

6、火力发电有限责任公司、大唐湘潭火力发电有限公司。1.1 华电长沙发电有限公司华电长沙发电有限公司（长沙电厂）位于湖南省长沙市望城县铜官镇花果村，计划总装机容量为3200MW，分两期建设，一期工程装机容量1200MW，建设2×600MW国产超临界燃煤火电机组，并以于2007年12月25日建成投产。二期工程规划建设2×1000MW超超临界燃煤火电机组。长沙电厂作为中国华电集团的示范性工程，是国内第一个同步建设脱硫脱硝、高效静电除尘、灰渣综合利用和用水排水闭路循环系统的环保、清洁、高效、节能的现代化绿色电厂，也是目前湖南省最先进的节能环保型电厂。图2 华电长沙发电有限公司地理位置

7、 1.2 华银株洲火力发电公司 华银株洲火力发电公司（株洲电厂）位于湖南省株洲市市区，地处湘江之滨，京广浙赣湘黔线交汇处，始建于1955年。1992年，两台125MW发电机组开工，成为全国第一家实行“以大代小”技术改造项目，1994年全部投产。2000年3月，该公司继续走“以大代小”技术改造的路子，安装2×310MW凝汽式机组，使总装机容量扩至870MW。为实现可持续发展战略，该公司正在株洲市攸县境内建设一座大型坑口火力发电厂，首期建设规模为2×600MW机组，总投资预计为47亿元。同时，该公司还在全力开展嘉禾煤矸石2×300MW循环流化床项目和大唐华银

8、核电项目的前期工作。图3 华银株洲火力发电公司地理位置1.3 大唐湘潭火力发电公司大唐湘潭火力发电公司(湘潭电厂)，创建于1936年，旧址在湘潭市下摄司，新址位于湘潭市岳塘区双马镇，属国家大型火力发电企业，为湖南省高新技术企业、湖南省百强企业。湘潭电厂目前已经建设2×300MW国产亚临界燃煤火电机组和2×600MW国产超临界燃煤火电机组，总装机容量为1800MW，其中2006年3月投产的3号机组是中国大唐集团公司首批步入商业化运营的600MW超临界机组之一。图4 大唐湘潭火力发电公司地理位置2 长株潭地区火电厂管理与节能技术现状目前，长株潭地区火电厂主要通过加强内部管理，加

9、快技术改造，提高机组容量等节能措施，来降低电厂煤耗、油耗及厂用电率，以提高电厂效益。主要体现在以下方面：2.1 强化管理，并将节能降耗融入企业文化2.1.1 完善节能管理体制电厂通过制度化建设，标准化建设，强化基础管理，促进节能降耗。完善的管理体制既可以加强员工的节能减排意识，提高运行水平，又可以使电厂从全局上把握和实现节能减排目标。通过对长沙电厂、株洲电厂、湘潭电厂的调研走访我们发现，各电厂都具有较完善的节能管理体制。株洲电厂、湘潭电厂专门成立了节能减排领导小组，负责全公司节能减排的组织与决策及方案的审定工作；下设由各相关部门专业技术人员组成的节能工作小组，负责具体组织实施节能减排各项事项，

10、从而为节能减排工作的顺利开展奠定组织基础和体制保证。图5 上级领导到株洲电厂视察长沙电厂运用节能减排分析、“经济性评价”等手段，定期对公司的节能减排管理工作及设备的经济运行水平进行评价，并提出节能降耗的改进措施；运用节能减排评价结论，指导设备检修和改造，将能耗排放指标的变化情况作为评估检修质量及技术改造效果的一项重要内容；加强热力实验工作，及时发现影响设备经济运行的问题，促进节能减排各项工作的开展。2.1.2 完善节能考核制度通过调研发现，各电厂均有相应的比较完善的节能考核指标和考核制度。各电厂均根据上级公司的生产计划安排，制定年度节能工作目标，并用相应的考核制度进行考核。株洲电厂科学分解节能

11、指标，融合发电量、供电煤耗、二氧化硫排放率等主要技术经济指标，实行以部门领导为首的生产经营风险抵押承包责任制，与部门签订生产经营风险抵押承包责任书，年终考核兑现。各部门对各岗位员工下达生产经营风险抵押承包指标，做到人人头上有指标、个个身上有压力，充分调动全公司员工节能的积极性、自觉性和创造性。同时，通过内部的创一流同类可比平台，展示各部门节能降耗水平，促进部门之间的节能降耗工作。对节能工作采取精神鼓励与物质奖励相结合的原则，坚持重奖重罚、责任对等的原则，加大考核力度。公司拿出节能专项资金，主要用于奖励与节能工作有关的部门和个人，按照相应的奖罚制度如节油考核办法、经济运营考核办法、小指标考核办法

12、等实施考核。如各部门助燃用油每节油1吨，最多按2000元/吨提奖（每月按入炉煤热值引入煤质修正系数），由于责任问题每超耗1吨，按300元/吨从下月油奖中扣除。做到节约有奖、浪费当罚，充分调动广大员工开展节能降耗活动的积极性。电厂发电部门开展各值之间的煤耗竞赛、小指标竞赛和经济运营竞赛，拉开奖金档次。值里开展分机炉竞赛，比经济指标、比参数，节能降耗工作形成你追我赶的良好局面。2.1.3 加强设备的检修管理提高设备的可靠性，对于节能降耗同样有重要意义。各电厂都很重视设备检修工作，严格控制 “滴，跑，漏”现象，以保证设备正常运行，进而保障设备的运行效率。株洲电厂检修工作强调“谁主管谁负责”、“谁验收

13、谁负责”，将责任落实到人。同时，进一步加强检修过程控制和管理，确保检修工作安全有序地进行，以保证各项生产指标优于修前，保障机组的长周期运行。在技术改造上，各电厂把重点放在了提高汽轮机和锅炉的效率及降低辅机的能耗，来减少煤耗，同时降低厂用电，以很好地起到开源节流的效果。2.2 提高锅炉运行经济性2.2.1 点火节油技术在我国燃油紧缺的情况下，火电厂燃油日趋紧张，尤其是近年来煤种多变，煤质低劣，造成机组调峰启停次数增加的情况下，燃烧用油已经成为火电厂一笔很大的开支，因此，如何节约煤粉锅炉燃油也成为火电厂节能的重要课题之一。目前应用较广、较好的节油技术设备有等离子点火装置和小油枪点火技术。（1）等离

14、子点火装置图6 等离子点火装置模型等离子燃烧器可以在锅炉冷态下直接点燃煤粉，实现机组无油点火和低负荷无油稳燃。使锅炉从吹管、冲转、整组启动整个过程实现“全燃煤，零耗油”，而且运行参数能够满足各项指标。从而产生了非常可观的经济效益，既节约了能源，又有助于缓解燃油市场的供油紧张。以600MW燃煤机组为例，仅调试期间，从机组吹管到168h试运结束，整个过程大约需燃油30003500t。如果由燃油改燃煤大约需要800010000t煤。表1比较了燃油与燃煤的成本。从表1可以看出，利用等离子燃烧器可以产生可观的经济效益。但对于南方目前燃烧煤质差，而等离子燃烧器要求高煤质的情况，使得该项技术在南方难以实行。

15、表1 600MW燃煤机组调试期间所耗燃料费用比较燃料名称台机组调试需燃料，吨燃料单价，元/吨总耗资，万元0号轻柴油30003500600018002100神华煤800010000600480600（2）小油枪点火技术图7 小油枪点火装置小油枪可操作性强，有效地开发和利用了现有设备的潜能，而且火焰充满度好，有利于点火初期各部膨胀的胀出及水循环的建立。它的启动方式灵活，改变了多年来的锅炉启停方式单一的形式，给经济运行节油工作开拓了新的空间，而且更有利于锅炉机组参数调整的灵活性。采用小油枪点火技术能够节省大量燃油，提高了机组的调峰能力，可实现启停机调峰，扩大了煤种的适用范围，保证了低负荷调峰时的稳燃

16、，增加了同类型机组的竞争实力。株洲炉小油枪改造后，减少了升停炉用油和助燃用油量，升停炉用油可节油约3吨，年节标煤约40吨。 小油枪直接点煤粉燃烧器系统结构简单，不需增加给粉机、一次风管道，节约大量投资，同时，设备安装方便，一般小修中即可完成。节油率可达以60%上。煤种适应性强，长期运行不积粉、不结焦。操作投用方便，可就地和远程操作。小油枪直接点煤粉技术是火电厂降低成本节约燃油的有效手段。2.2.2 空气预热器密封改造回转式空气预热器因其结构上的特点，漏风较严重。如减小空预器漏风，可使机组送、引风机电耗大大下降，锅炉热经济性提高，电厂的发电成本降低。在株洲电厂，310MW机组空预器密封改造成接触

17、式密封，且将所有热端扇形板均改成固定式，改造效果明显。空预器漏风试验结果，平均空预器漏风率达到7.59%，与改造前相比空预器漏风率降低5.21%，可节煤0.4g/(kW·h)，年节标煤约627吨。2.3 提高汽轮机运行经济性2.3.1 汽轮机通流部分汽封改造与优化现有的梳齿式汽封容易引起机组的泄漏，机组内效率低。通过汽轮机末级叶片、隔板及布莱登汽封改造和更换蜂窝汽封的方法，有效地降低了汽轮机的热耗率，提高了机组的安全和经济性。图8 布莱登汽封株洲电厂对310MW机组汽轮机进行了汽封改造，将高、中、低压部分汽封改成布莱登、蜂窝状汽封，调整高、中、低压汽封间隙。该工作取得了一定的成效，根

18、据试验院专家报告结果，在额定负荷下，净热耗率经过修正后为7925.25kJ/(kW·h)，比大修前的汽机效率提高1%以上。 2.3.2真空泵冷却水系统的改造目前真空泵密封工作水冷却器的设计冷却水大多取自于循环水，而循环水进入夏季以后，因冷却塔出水温度上升，真空泵循环密封水的冷却将严重不足，导致真空泵抽吸能力下降和汽蚀所引起部件损坏的可能性极大，直接影响机组真空和安全运行。图9 水环式真空泵湘潭电厂对300MW机组真空泵冷却水进行了改造。在板式冷却器原有水源基础了加装一路冷冻水源。在高温季节，用冷冻水对真空泵密封工作水进行冷却，春秋冬季则仍可切换至开式循环水，对真空泵密封工作水进行冷却

19、。改造后，新增了制冷机组和冷冻水泵，运行费用为1021元/天。运行时间一般为6至9月份，估计提高凝汽器真空0.5kPa左右，折合降低煤耗0.85g/(kW·h)。根据对2006年电量的统计：去年6至9月，300MW机组发电量为11.9亿kW·h，折合节约标准煤1011吨，经济效益为48.2万元。此项目总投资63.3万元，投资成本在两年内就可收回。2.4 降低辅机电耗火电厂的辅机主要有风机、磨煤机、锅炉给水泵、循环水泵、凝结水泵、除尘设备、脱硫设备等。对辅机进行改造和优化辅机系统也是节能降耗的重要举措。2.4.1 给水泵驱动方式改造火电厂给水泵主要有汽动泵（小汽轮机驱动）和电

20、动泵（电动机驱动）两种，其驱动方式的选择取决于驱动方式对机组净出力的影响以及驱动方式对电厂初投资的影响。大机组采用电动泵还受到高压厂用电系统的影响，一般来讲，采用汽动泵或电动泵方案的分界线在200MW和300MW机组之间。300MW及以上机组若采用电泵方案，由于电动机功率较大，启停时对厂用电系统的冲击也较大，高压厂用电系统的接线、保护、联锁和控制关系复杂，造成运行不便和故障率增加，厂用电率也将增加2%3%。因此，大机组进行电动泵改汽动泵后可以起到明显的运行保护，降低能耗的作用。图10 株洲电厂310MW机组改造后的汽动给水泵株洲发电厂310MW机组电动泵改汽动泵后，明显降低厂用电，并基本达到安

21、全可靠、运行简捷、增加供电、便于调节和减少检修工作量的目的。2.4.2 变频调节改造目前，我国的交流电动机使用变频调速运行的仅6%左右，而工业发达国家已达60%70%，与发达国家的水平尚有很大差距。在火力发电系统，全国目前采用变频调节的企业尚为数不多，在电煤供应日趋紧张的今天，变频节电的意义更加不言而喻。目前，我国火电系统的泵与风机基本上都采用分流或节流等手段来调节，这种方式人为地增加管网阻力以减小流量，造成阻力损失相应增加，而此时泵与风机的特性曲线不变，叶片转速不变，系统输入功率并无减少，而是白白地损失在节流、分流过程中。而采用变频调节则可大大地减少这部分损失，尤其是对于经常处于低负荷下运行

22、的泵与风机采用变频调节后节电效率可达20%60%。图11 变频器湘潭电厂300MW机组原凝结水泵采用分流调节方式现已改为变频调节方式，改造总投资约121万元。为了计算改造后的节能效果，通过测得凝结水泵改造后在机组不同负载下凝结水泵高压开关侧荷电流、电压、功率因数等数据，与改造前所得数据对比，来计算改造后凝泵功率与节省的电费，如表2。表2 凝结水泵电机变频改造前后不同工况下的实测数据机级负荷（MW）180200220240260280300凝泵功率（改造前）786.9782.3780.5788.2814.1844.0867.7凝泵功率（改造后）535.0556.5573.9645.6673.36

23、96.9735.8减少功率（kW）242.5216.4197.2133.2131.4137.7122.5年节约电费(万元)50.745.241.227.827.528.825.6从表2来看，改造后最长回收成本时间为5年左右，最短为3年，此投资是合理的。变频改造可以节约能源，切实可行，效果明显，特别是适用于负荷相差较大的系统，另外采用变频调速技术后，由于泵与风机的转速普遍下降，减少了机械摩擦，延长了设备的使用寿命，降低了设备的维修费，同时也降低了泵与风机的噪音。2.5 发展大容量、高参数机组随着能源的日趋紧张，而我国发电企业的发电煤耗居高不下，迫切需要采用低煤耗的大机组取代小机组，即“以大代小”

24、工程。湘潭电厂在2007年关闭了100MW机组，其煤耗远高于300MW机组，相关参数如表3。机组容量越大，锅炉效率越高；另外机组容量越大，蒸汽参参数越高，热循环效率越高，从而使机组的经济性进一步提高。表3 湘潭电厂100MW与300MW机组发供电经济指标机组容量MW发电厂用电率，%综合厂用电率，%发电标准煤耗，g/(kW·h)供电标准煤耗，g/(kW·h)10010.333.05455.44507.753005.535.89328.21347.99此外，大容量机组的自动化程度高，为经济、安全运行提供了保障。随着计算机技术、控制技术、通讯技术以及人工智能技术的发展，使大型火电

25、机组可配备功能较多的监控系统和有效的支援系统，进行机组的运行参数的在线控制等，运行经济性和可靠性都有很大提高。在此次调研活动中，我们了解到株洲电厂正在建设2×600MW机组，还正在积极申报建设核电等一系列项目；湘潭电厂计划拟建1000MW机组，长沙电厂拥有2×600MW机组，现在已经稳定运行，并且为以后组建2×1000MW机组预留了空间。2.6发电能耗情况对比分析 根据中国电监会2008年4月22日公布的数据显示，2007年我国发电标准煤耗334g/(kW·h)，比发达国家高出60-70克标准煤。此次调查的长株潭三家电厂2007年平均的发电标准煤耗为31

26、8.58g/(kW·h)，可以看出，长株潭地区的火电厂在节能工作上相较于全国平均水平来讲是具有一定优势的，但和世界先进水平仍存在很大的差距。由此可见长株潭地区火电厂在提高能源利用率方面仍具有很大的空间。2008上半年长、株、潭地区火电厂发电能耗情况如表4所示。表4 2008上半年长、株、潭地区火电厂发电经济指标统计电厂装机容量，MW各机组容量，MW发电煤耗，g/(kW·h)供电煤耗，g/(kW·h)发电厂用电率，%株洲电厂8702×125343.0390.9812.282×310313.92342.668.39全厂321.15354.189.3

27、3长沙电厂12002×600310.23306.0湘潭电厂18002×300321.28342.986.332×600296.63316.226.2全厂310.29331.046.27电厂通过相关的管理改革与技术改造使得电厂能耗逐年下降。湘潭电厂通过对主要的泵与风机的变频改造，汽轮机的汽封改造，制粉系统分离器的改造，空气预热器的密封改造等一系列的改造措施，使该厂供电煤耗从2005年356g/(kW·h)逐年下降至2007年的333g/(kW·h)，节能效果明显。如图12。图12 湘潭电厂历年供电煤耗变化趋势图2.6.1 煤耗分析根据表4我们可以

28、较为直观看到目前湘潭电厂的发电标准煤耗率是较低的，这得益于湘潭2×600MW超临界机组在降低煤耗时所取得的效果，2008年上半年湘潭电厂600MW机组的发电标准煤耗率仅为296.63g/(kW·h)，可见“上大压下”的政策在减少电厂耗能上起到了积极的作用。2.6.2 厂用电率分析从表4还可以看出株洲电厂的厂用电率明显比其他电厂高出3%之多，主要是由于该厂300MW机组的给水泵为电动驱动，使给水泵耗电量较大，最高时占用2.6%的发电量；煤质差、煤湿造成制粉系统厂用电率比正常值上升0.25%；125MW脱硫塔设计是二机共用一塔，由于单机单塔运行时间长，造成脱硫厂用电率高于正常值

29、0.3%以上。125MW机组负荷率低，且变频改造项目都已经取消，使该机组厂用电率居高不下，供电煤耗升高1.8g/(kW·h)左右；而310MW机组设计厂用电率就为7.73%，平均负荷率为70%左右，负荷率低于设计值是厂用电率达不到设计值的另一主要原因。另外经调查发现，各电厂对各个机组都进行了不同程度的节能改造，从而使其供电煤耗逐年下降，但由于电厂不同容量机组发电量比例失衡，使得全厂总供电煤耗逐年下降很少，甚至上升。从湘潭电厂情况可得出以上结论，该厂2007上半年、2008上半年相关参数如表5。表5 2007上半年、2008上半年湘潭电厂各等级机组以及全厂的发电量与能耗统计机组等级统计

30、时间发电量万，kW·h平均负荷，%厂用电率，%供电煤耗，g/(kW·h)300MW08年166209.182.006.32342.9807年135705.781.536.18346.14相差30503.40.470.14-3.16600MW08年133686.380.616.18316.2207年206713.784.795.53320.33相差-73027.4-4.180.65-4.11全厂08年299895.481.386.26331.0407年342419.4183.505.79330.52相差-42524.01-2.120.470.52在株洲电厂，2007年全公司完

31、成供电煤耗354.3g/(kW·h)，与去年同期比较升高1.19g/(kW·h)，其中小机组发电比例的增加是影响供电煤耗上升的最主要原因。2007年小机组发电比例为27.34%，比去年同期的20%，增加7.34%，经测算由于小机组发电比例的上升将使供电煤耗上涨2.77g/(kW·h)。3 长株潭地区火电厂减排技术现状为积极配合长株潭“两型社会”的建设，我们充分调研了长、株、潭地区火电厂在减排方面采取的一些具体措施，主要归纳为如下几个方面：3.1 积极投运脱硫设备近年来，我国通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，使烟气脱硫产业化取得了重大进展，电力行业脱硫技术水平已

32、达到国际同类技术先进水平。当前，我国火电厂应用的烟气脱硫技术主要有：石灰石-石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等10多种烟气脱硫工艺技术8，如图13所示。 图13 主要脱硫技术在国内的应用比例及脱硫效率由图13知，在诸多脱硫技术中，石灰石-石膏法是火电厂当前的主流脱硫技术，其工艺流程如图14所示。图14 石灰石-石膏湿法脱硫工艺流程该湿法脱硫同时还可去除烟气中部分其他污染物，如粉尘、HCl、HF、SO3。石膏浆液经脱水装置脱水后的石膏还可进行综合利用。石灰石石膏脱硫技术具有脱硫效率高、技术最成熟、运行

33、最稳定、工艺原理简单、吸收剂利用率高、脱硫剂资源丰富价廉易得，煤质适应性好，适合大容量火电机组的运行要求等优点3。通过调研发现，长沙电厂、株洲电厂、湘潭电厂同样是都采用石灰石石膏湿法脱硫。其中株洲电厂投入3亿元资金对2×125MW机组和2×310MW机组进行了烟气脱硫改造，在确保脱硫装置投入率95%以上，脱硫效率在95%以上，四台若全部运行，每年可以消减二氧化硫排放37880吨左右，达到了减少污染排放，降低排污费，提高了上网电价的竞争力等目的。2007年，只占全省火电厂装机容量10%的株洲电厂减少二氧化硫排放17063吨，占全省燃煤电厂总减排量的34.8%，排名第一，脱硫系

34、统投运率和脱硫效率也位居全省第一。由此可见，长株潭地区乃至全省其他电厂都还有很大的减排潜力。3.2 逐步引进脱硝技术为了进一步加大减排力度，长株潭地区的电厂积极引进脱硝技术来控制火电厂氮氧化物排放，其中长沙电厂率先投运了脱硝装置。目前，控制火电厂氮氧化物排放的途径主要分为：一是低污染燃烧技术，二是尾部加装烟气脱硝装置。低污染燃烧技术具有投资和运行费用低，应用广泛等优点，但脱硝效率普遍较低，不能满足日益严格的环保标准。低污染燃烧技术又可分为两类：一类是通过采用低过量空气燃烧、空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再循环等四种措施改变燃烧条件达到降低氮氧化物的生成；二是通过向炉膛喷射氨或尿素、水、水蒸气

35、以及二次燃料等措施来达到脱硝的目的。尾部加装烟气脱硫装置的烟气脱硝技术则主要包括选择性催化还原烟气脱硝、非选择性催化还原烟气脱硝以及电子束照射烟气脱硝等技术4。如长沙电厂的2×1903t/h的超临界机组配备的烟气脱硝装置就是采用了目前应用最广，技术最先进的选择性催化还原(SCR)工艺，如图15所示。SCR工艺的优点是氮氧化物脱除效率高（长沙电厂一期设计为50%，二期为85%），但初期投资高，运行费用昂贵。图15 长沙电厂的选择性催化还原脱硝（SCR）工艺流程市环保局要求长沙地区的电厂现阶段的氮氧化物排放浓度为650mg/Nm3，因此长沙电厂一期脱硝装置设计的脱硝效率为50%。随着社会

36、的发展，环保标准的日益严格，氮氧化物排放浓度将小于325mg/Nm3，长沙电厂的二期脱硝工程的脱硝效率为85%。可见，长沙电厂在减排氮氧化物方面既注重了社会的发展要求，又兼顾企业当前的承受能力。目前，长沙电厂一期工程在投运脱硝装置后，采用50%脱氮效率时，氮氧化物排放浓度已达到325mg/Nm3，远远低于当地的环保标准。如果长沙电厂二期工程投运后，按照85%的脱硝效率计算，其烟气中的氮氧化物浓度可降低到97.5mg/Nm3，如表6所示。表6 采用不同脱氮效率时的氮氧化物排放浓度脱氮效率，%氮氧化物排放浓度，mg/Nm3 8597.57019550325随着人们对环境质量要求越来越高，环保要求越

37、来越严格，氮氧化物的允许排放浓度必然越来越低，可以考虑同时采用加装脱硝装置配合改进燃烧方式的技术途径，最终实现氮氧化物排放达标。据长沙电厂技术部门的介绍，该厂正在采用分级低污染燃烧方式配合SCR技术，其氮氧化物排放浓度可以达到200mg/Nm3，不仅不需要缴纳高额的排污费，而且能够大大节省脱硝装置的运行费用。这样不但获得了好的环境效益，而且也获得了好的经济效益。3.3 努力提升除尘技术水平随着除尘技术的不断发展，火力发电厂在不同时期曾采用不同的除尘技术，除尘设备也在不断改进和完善。由于受到水资源、场地等不同条件的限制，各电厂也根据自己的实际情况采用不同的除尘技术。应用较为广泛的有静电式、湿式、

38、滤袋式和离心式等几种除尘技术。经过调研发现，长株潭地区2004年发电装机容量比1980年提高了5倍以上，烟尘排放总量比1980年减少32%以上，实现了增产减排。电除尘技术的关键设备国产化率高，技术性能可靠，运行费用低。因此，很长时间以来电除尘技术是我国燃煤电站的首选除尘技术。图16 株洲电厂125机组电除尘器近几年，随着社会环保意识的明显增强，株洲电厂作为一个坐落在市中心的电厂为了确保环保各项排放指标百分之百的达标，2006年公司投入6000万左右资金，对125MW机组电除尘实施彻底改造，由原来的两室三电场改为两室四电场，提高了电除尘效率，减少烟尘排放。同时，考虑到烟气量偏大，又将电除尘器由原

39、来的12米加高到15米，改造后除尘效率有了明显的提高，达到了99.7%，烟尘排放浓度由原来的1400mg/Nm3下降到200mg/Nm3以下，每年减少烟尘排放8000吨左右，取得了良好的效果，如表7所示。表7 株洲电厂2×125MW机组除尘器改造前后效果对比名称炉号改造前改造后改造前后差额烟尘排放浓度，mg/Nm31361.3197.61163.71414172.61241.4除尘效率，%>99>99.730.73烟尘排放量，吨960012838317烟尘排污费，万元556.237.25173.4 强化废水循环利用据我国1991环境统计公报显示，当年的废污水排放量高达33

40、6.2×108t(不包括乡镇工业)，其中工业废水排放量235.7×108t。城市污水总处理率仅3.2%，距2010年达35%的目标还很远。至2010年我国工业废水排放量将控制在（320340）×108t，工业废水处理率达35%。可见污水再生回用的潜力是巨大的。 图17 废水集中处理系统流程图目前长沙电厂采用废水集中处理系统已达到了废水零排放，提高了企业经济效益和社会效益。废水集中处理系统主要是针对电厂锅炉补给水处理系统的排水、凝结水再生系统的排水、试验室排水、机组启动排水、锅炉化学清洗排水、空气预热器清洗排水、净水站含泥废水、含煤废水、脱硫脱硝废水等进行集中处理后

41、，用于煤场喷淋、拌灰冲渣和脱硫补充等，这样在运行期间就完成了所有废水的完全回收利用，如图17所示。3.5 加强资源综合利用图18 粉煤灰火电厂在生产过程中消耗了大量的煤、水等资源，同时也产生了大量的污染排放物。长株潭地区各火电企业一方面为了减少污染，促使工业污染排放达标，加大了环保建设资金的投入。另一方面，在资源短缺，环境日益恶化地今天，针对电力生产与污染治理中不可避免地产生的大量副产物的排放，如粉煤灰、脱硫石膏和循环冷却水是火电企业的三大主要废弃物，从另外一个角度来看，这些废弃物也是一种宝贵的资源，必须大力开展资源综合利用技术的研发和资金投入才能促进火电厂进一步降低发电成本、提高效益，增强电

42、价上网的竞争力。由此可见，长株潭地区的电厂开展节能减排催生了该地区的循环经济，污染物排放控制技术水平和资源综合利用技术水平的高低已成为各火电企业发展循环经济快慢的重要标志。火电企业只有发展循环经济才能从根本上消除长期困扰经济发展与环境保护之间的尖锐冲突。3.5.1 粉煤灰的综合利用粉煤灰是火力发电厂的煤粉经过燃烧之后，具有山灰活性的微细粉末。粉煤灰综合利用，“化害为利，变废为宝”已成为长株潭地区火力发电企业的一项重要的技术经济政策。粉煤灰的综合利用近年来已取得了较大成就。下面主要以湘潭电厂和株洲电厂为例来阐述粉煤灰在建材、建工、筑路、回填、农业及资源回收等方面的综合利用情况。图19 粉煤灰分级

43、处理装置湘潭电厂的粉煤灰开发利用以销量和利润的最大化为目标，取得了显著的管理业绩、经济效益、社会效益。湘潭电厂所属的电力粉煤灰开发公司已走出了一条多品种、深加工、高附加值、精益求精的产品之路，率先成为湖南省唯一能生产多品种、多级别粉煤灰的企业。该公司与中南大学联合开发了粉煤灰高性能混凝土，使该公司的粉煤灰综合利用率不断提高，粉煤灰渣销售量已由1999年的5.8万吨上升到了2007年的110.7万吨，实现了2007年粉煤灰销售总收入近2800万元大好局面，已撑起长株潭地区在多经产业方面对外实现创收的半边天。该公司的粉煤灰利用率呈逐年递增的良好态势，如图20所示。图20 湘潭电厂粉煤灰公司粉煤灰历

44、年利用率株洲电厂下属的株洲恒力建材有限公司是集科、工、贸为一体的环保型经济实体，公司通过采用目前国内最先进的干法分选成套设备，将火力发电厂排放的废渣加以分选生产出低含碳的粉煤灰（、级）；并在此基础上不断进行粉煤灰产品的深层次开发，使粉煤灰及其系列产品在诸多建工行业得到了有效而广泛的利用。公司通过引进美国贝赛尔公司的砼砌块成型主机和产出砼砌块系列产品，每年可综合利用粉煤灰23万吨。株洲电厂还通过与环保型民营股份制企业联手引进美国BESSER公司V312全自动砌块生产线和砌块生产技术，大大提高了粉煤灰的利用率。长沙电厂则采用对外承包的形式，将粉煤灰直接卖给事先签订好合同的企业。这样既节省了运行管理

45、人员的费用，也提高了该厂的经济效益和社会效益。粉煤灰是具有综合利用价值的潜在资源。燃煤电厂排出粉煤灰量大，大力开展综合利用，变废为宝，具有明显的社会效益、环境效益和经济效益。随着粉煤灰污染治理和综合利用步伐的加快，2007年我国已有50多个电厂粉煤灰综合利用率达到或超过100%，不仅把当年排出的粉煤灰吃掉，而且还处理了一部分库存粉煤灰，这些经验值得我们借鉴和学习。3.5.2 脱硫副产物的综合利用脱硫石膏又称烟气脱硫石膏是含硫燃料(煤、油)等燃烧后产生的烟气经脱硫净化处理而得到的工业副产品，是一种经过细分的湿态晶体，属于高品位的二水硫酸钙、性能接近天然石膏。随着工业技术的发展和人们环保意识的增强

46、，烟气脱硫石膏正在越来越广泛地用作工业原料，脱硫石膏的综合利用既有利于烟气脱硫技术的推广应用，也有利于减少脱硫副产物堆放所带来的二次污染及占地。欧洲早已将其主要应用于生产熟石膏粉、石膏制品、石膏砂浆等各种建筑材料；日本也从1977年已开始几乎全部使用工业副产石膏生产纸面石膏板、石膏纤维板及作水泥添加剂；英国也已制定了强制使用脱硫石膏的法令，要求脱硫石膏必须优先与天然石膏使用；美国也把脱硫石膏主要应用于生产石膏墙板。图21 脱硫石膏制成的石膏板材国内外大量应用实践表明:作为天然石膏替代品，脱硫石膏可用作水泥缓凝剂、墙板材料、道路路基，农业土壤改良与修复，矿井回填等。脱硫石膏在其生产、加工、应用等

47、方面因对人体健康和环境污染的作用较小，所以在新型建筑材料方面，石膏制品有着特殊的地位。近年来我国火电厂SO2排放问题已在局部地区成为制约火电厂持续发展的因素，很多电厂在建设中已预留脱硫场地，目前随着火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）颁布执行，今后火电厂基本都将安装脱硫装置，随之将会产生大量的脱硫石膏。然而我国因为天然石膏的储量丰富，分布较为均匀，价格也相对低廉，而脱硫石膏的加工费用相对较高，因此，我国在提高脱硫石膏综合利用方面还相对比较落后，要使脱硫石膏的综合利用进一步得到推广应用，其关键是提高脱硫石膏的品质。湖南省“两型社会”环保项目湘潭电厂和山东泰山石膏股份有限公司共同投

48、资1亿元兴建的湖南泰山石膏有限公司。通过新型建材技术加工之后，该公司将湘潭电厂每年26万吨脱硫石膏生产为3000万平方米的纸面石膏板，产值超过1.5亿元。此外，周边的长沙电厂、益阳电厂的脱硫石膏也将在这里得到有效利用，变废为宝。图22 湖南泰山石膏有限公司3.6发电排放情况对比分析表8 国内外对排污企业的污染指标控制要求 二氧化硫（SO2），mg/Nm3氮氧化物（NOX），mg/Nm3灰尘欧盟标准10035010中国标准（火电厂）40045050国家环保总局数据显示，我国排污企业的污染指标控制标准明显低于欧盟等西方发达国家，二氧化硫的排放浓度是欧盟标准的4倍，氮氧化物的排放浓度比欧盟高出28.

49、58%，灰尘排放浓度是欧盟标准的5倍，如表8所示。在减排方面的措施三个电厂都已经采用，但是，由于三个电厂分别具有各自特殊的发展历程及其不同的地理位置，它们在减排方面又具有各有的侧重点，具体分析株洲、湘潭电厂排放情况，如表9表9 2007年株洲、湘潭电厂发电排放情况发电量，万，kW·hSO2排放 浓度， mg/ Nm3NOX排放 浓度，mg/ Nm3烟尘排 放浓度， mg/ Nm3SO2排放绩效，g/(kW·h）NOX排放 绩效，g/(kW·h)烟尘排放绩效，g/(kW·h)湘潭电厂70776547.1494.742.70.162.570.16株洲电厂467285348.5489.796.41.782.510.68 各电厂通过投运和改造设备及改善燃烧技术，使污染物的排放逐年下降，如图23所示。图23 株洲电厂2006年至2008年污染物排放情况3.6.1 SO2排放分析株洲电厂的SO2排放浓度远大于湘潭电厂的S