企业简介

一、企业基本情况

中外合资澳亚国际游戏网址,位于江苏省江阴市夏港镇,北枕长江,东距江阴长江大桥8公里,厂区占地43.8万m2,其中一、二期工程占地23.95 万m2,三期工程占地19.85万m2厂区内建(构)筑物占地面积16.29 万m2,全厂绿化系数为31.5%。公司始建于1993年,主要由国电龙源电力集团股份有限公司、雄亚(维尔京)有限公司、江苏电力发展股份有限公司和江阴电力投资有限公司合资兴办。公司现有总资产40多亿元,职工近670余人,是中国国电集团公司控股的中外合资企业。

公司现有6台燃煤发电机组,总装机容量1215MW,年发电量可超70亿千瓦时。一期工程2×125MW机组于1995年12月建成投产,2002年技术改造后每台机组出力增至137.5MW;二期工程2×140MW机组于2003年5月建成并投入商业运行,三期工程2×330MW机组于2005年8月投运。公司位于苏南负荷中心,是江苏省苏南地区的主要电源点之一,为促进国民经济发展、改善江苏电力系统电源布局发挥了重要作用。

公司主要产品为电力和供汽,年发电量可超70亿千瓦时,主要满足无锡、江阴地区乃至江苏全省的用电需求;年供汽量可达350万吨,主要供应江阴市城区用热及电厂周边地区的纺织、印染、钢铁、化工、包装等企业用汽。

多年以来,公司始终将发展热电联产作为巩固主业、降低成本、谋求可持续发展的重要战略。早在2000年起,公司就积极策应江阴市委市政府沿江开发战略,配套建设城镇集中供热管网等基础设施,为用户提供优质稳定的蒸汽,优化投资环境,公司通过对13.5万千瓦级发电机组实施供热改造,将一二期四台纯凝机组全部改为供热机组,并迅速融资大规模建设热网,大力发展热用户。2012年,按照《江阴市热电联产规划(2011-2020)》,公司被江阴市委市政府作为江阴市四大区域热源点,承担江阴市中心城区、澄江街道、临港经济开发区(夏港园区、申港园区)、江阴高新技术开发区(滨江园区)、澄南片区(南闸街道、徐霞客镇、月城镇、青阳镇)集中供热任务,规划热网覆盖范围:东至长山大道、西至利港河、南至无锡市界、北至长江沿线的合围范围。截止到目前,公司已发展热用户420余家,建成热网管线260公里,热网覆盖范围约270平方公里,平均供热负荷近400吨/小时公司城区热网整合工程环保效益巨大,关停了一批高耗能、高排放的小锅炉,减少了江阴城镇多处煤场和烟囱。公司已成为江阴地方经济发展不可或缺的电源点和热源点。

 

二、生产工艺流程

煤经输煤皮带先输送原煤仓储存,由给煤机按负荷要求不断地送入到磨煤机,经碾磨分离后,把符合锅炉燃烧的煤粉由热风混合送入锅炉喷燃器中(一、二期机组是把煤粉送至煤粉仓储存,由给粉机按负荷要求送入锅炉喷燃器中),在炉膛进行充分燃烧,使煤中的化学能转变为热能。锅炉内的水吸收热能后,变成具有一定压力的饱和蒸汽,在过热器内继续加热成为过热蒸汽,然后沿蒸汽管道进入汽轮机,蒸汽在汽轮机内膨胀作功驱动汽轮机旋转,将蒸汽的内能转变成发电机转子旋转的机械能;发电机转子则带动内部由励磁电流形成的磁场一起旋转,使定子线圈中产生感应电动势发出电能,通过变电站、输电系统送至各用电单位。

煤粉经低氮燃烧后产生的烟气,经SCR脱硝装置脱硝后,进入五电场高效静电除尘器除尘,随后经过石灰石/石膏湿法脱硫装置脱硫,除去烟气中的大部分二氧化硫和烟尘等有毒有害气体,再进入湿式电除尘器,进一步除尘除雾滴后,经高180米(一、二期)或210米(三期)的烟囱排入大气。副产品粉煤灰由气力除灰系统并经过分选贮存于干灰库综合利用。炉膛底部的灰渣由除渣系统经脱水处理由汽车外运综合利用。脱硫副产品石膏临时堆放在石膏堆料间,采用汽车外运作建材等行业综合利用。生产工艺及产污环节流程见下图。

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三、企业环保情况

电厂是用煤大户,废气排放主要为锅炉燃烧过程中产生的烟气,其主要污染物为烟尘、SO2、NOX等。公司在一、二、三期工程建设的全过程中,严格遵循国家、省、市各级环保部门对环境影响报告书批复文件中的各项要求,严格把好环保工程的工艺设计、设备选型、安装施工、调试运行的各个环节,真正做到环保设施与主体工程同时设计、同时施工、同时调试投产。所有机组于20061月全部实现静电除尘和高效烟气脱硫,大大减少了烟尘和SO2的排放。

根据《GB-13223-2011火电厂大气污染物排放标准》:一般地区烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值分别为30、100、100mg/Nm3,重点地区特别排放限值分别为20、50、100mg/Nm3,燃机排放限值分别为5、35、50mg/Nm3。超低排放就是燃煤机组达到燃机排放限值。2011年以来,为了满足环保要求,公司投入大量的资金、人力、物力进行环保改造。2011年2月至10月,我公司在江苏省内率先进行了取消脱硫烟气旁路的改造工作。由于地处江阴市区边缘,为改善江阴环境空气质量,承担央企的社会责任,我公司主动进行超低排放改造,采用的技术路线为:锅炉进行低氮燃烧器改造(控制炉膛出口NOx200mg/Nm³左右)→SCR改造(控制SCR出口NOx小于50mg/Nm³)→增加低压省煤器(控制电除尘入口烟气温度110℃左右)→电除尘器改造(入口加装凝聚器、电场加高加宽、改高频电源、增加一常规电场、增加一移动极板电场,控制电除尘出口烟尘小于25mg/Nm³)→脱硫单塔双循环改造(脱硫效率提升至98.6%,控制吸收塔出口SO2小于35mg/Nm³,烟尘小于20mg/Nm³)→增加湿式电除尘器(控制出口烟尘小于5mg/Nm³)→增加烟气再热器(净烟气温度80℃以上排放)。

技术路线如下图所示:

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1、脱硝相关改造

1.1 低氮燃烧器改造

低氮燃烧采用烟台龙源电力技术股份有限公司的双尺度低NOx燃烧技术,投资近5000万,改造范围主要集中在锅炉的主燃烧区域内,更换现有全部主燃烧器,调整一二次风射流方向。为保护水冷壁及形成水平空气分级,在部分二次喷口上布置了贴壁风结构。与原燃烧器相比,建立了较大的还原区,同时燃尽高度较改造前增加,避免改造后飞灰可燃物增加及炉膛出口烟温增加,有利于保证汽水参数正常。在主燃烧器上方增加SOFA风箱,分配适量的SOFA燃尽风量,以满足低NOx燃烧以及消旋平衡炉膛出口烟温的需要,其余风量从主燃烧器进入,主燃烧区域整体处于缺氧燃烧状态,抑制了NOx的生成。

2011年2月至2012年2月先后完成了#1、2、3、4、6机组的低氮燃烧改造,#5机组于2014年1-4月同步进行了低氮燃烧及SCR的改造。NOx浓度降至200mg/Nm3左右,改造效率达50%左右,年可减排NOx达6000多吨。

1.2 SCR改造

    SCR改造工程由国电环境保护研究院设计,EPC总承包商为北京国电龙源环保工程有限公司,采用选择性催化还原全烟气脱硝系统,SCR反应器布置在省煤器与空气预热器之间的高含尘区域,采用液氨作为脱硝还原剂。脱硝装置能适应锅炉30%BMCR工况和100%BMCR工况之间的任何负荷运行,并能适应机组的负荷变化和机组启停次数的要求,能够在烟气排放浓度为最小值和最大值之间任何点运行。脱硝层数按“2+1”设置设计脱硝效率为70%,出口排放浓度不超过100 mg/Nm3。脱硝系统不设置烟气旁路系统,不考虑省煤器高温旁路系统,装置服务寿命为30年。催化剂采用蜂窝式,为引进技术,国内生产,并经过国家鉴定,有良好运行业绩,采用进口原料,供应商为江澳亚源催化剂公司。

SCR脱硝改造投资3.8亿元,于2012年9月开工,至2014年4月全部投入运行。其中#1机组脱硝2012年11月投运,#2机组脱硝2012年12月底投运,#3机组脱硝2013年5月投运,#4机组脱硝2013年4月投运,#5机组脱硝2013年11月底投运,#6机组脱硝2014年4月投运。脱硝装置经优化运行,烟囱入口NOx均可降至50mg/Nm³以下。

2、除尘相关改造

2.1 电除尘器改造

机组在工程建设时即投资1亿元左右建设除尘效率99%以上的高效静电除尘装置,本次增容改造EPC总承包商兰州电力修造厂改造投资1.5亿元,采用静电除尘器移动阳极技术,改造范围为:对原电除尘器一、二、三电场(包括外壳、灰斗)全部拆除,进行加宽、加高扩容改造,并在原电除尘器后增加一常规电场及一转动极板电场,电除尘电源全部改为高频电源,电除尘器入口加装细微颗粒凝聚器。改造后电除尘器比集尘面积为125.66㎡/m³/s,电场内部烟气流速为0.796m/s,设计除尘效率99.95%。

电除尘改造与SCR脱硝改造同步进行,自2012年9月开始,至2014年4月全面完成,1~6号锅炉电除尘出口烟尘浓度均降至20mg/Nm³以下,经脱硫吸收塔后,脱硫出口烟尘浓度均降至15mg/Nm³左右,同时在凝聚器投运的情况下,PM2.5细微粒子排放减少了35%。

2.2 增加湿式电除尘器

为达到超低排放的要求,公司投资1.1亿元,在吸收塔后增设湿式电除尘器, EPC总承包商为宜兴市化工成套设备有限公司。湿式电除尘器(WESP)是一种用来处理含湿气体的高压静电除尘设备,主要用于除去含湿气体中的尘、酸雾、水滴、气溶胶、PM2.5等有害物质,是治理大气粉尘污染及雾霾的理想设备。设计参数如下:粉尘去除率(含石膏):85 %(入口浓度为30mg/Nm³);SO3去除率:不小于85%;雾滴去除率:不小于85%;烟囱出口粉尘排放浓度(含石膏)<5mg/Nm3

湿式电除器工作时利用高压静电装置对架设在湿式静电除尘器内的阴极线施加高压电,在电场力的作用下,整个沉淀极管内都形成电晕区。当含尘、水雾、酸雾及其他污染物的烟气进入足以使气体电离的静电场时,产生大量的正负离子和电子,并使尘、酸雾、水雾等荷电,荷电后的粒子在电场力的作用下向沉淀极移动并在沉淀极上沉积,在沉淀过程中在沉淀极管内壁形成含尘液膜,含尘液膜在重力作用下流到湿式静电除尘器下部的集液槽中,从而达到捕集烟气中雾滴、尘和其他污染物的目的。

2014年共完成3台机组的改造工作,#34机组自20144月开工,于2014716投运;#5机组脱硫装置自201495开工,于20141129投运。2014年8月16-17日,经省环境监测中心现场测试,#34机组烟囱入口烟尘浓度排放浓度在1.27-2.80 mg/Nm3之间。#6机组于2015214开工,2015510投运。#12机组于2015926开工,20151215投运。

3、脱硫相关改造

3.1 脱硫单塔双循环改造

公司于2003年开始加装石灰石/石膏湿法烟气脱硫装置,脱硫效率95%以上,投资4.4亿元,所有机组于20061月全部完成,并于20112-201110月完成了6台机组的脱硫旁路烟道的拆除工作。本次深度脱硫改造投资约2亿元,采用单塔双循环工艺,EPC总承包商为北京国电龙源环保工程有限公司,设计脱硫效率≥98.6%,二氧化硫排放浓度<35mg/Nm3改造内容包括烟气系统、SO2吸收氧化系统、石灰石浆液供应系统、石膏脱水系统等,吸收塔从顶部截塔升高,外设AFT浆池,二级吸收系统设二层喷淋,新增两台循环泵。每套FGD原有氧风机取消,新增两台氧化风机。

2014年完成#3453台机组的改造工作,2015年完成#1263台机组的改造工作,脱硫装置与湿式电除尘改造同步进行,同步投运。

4、其他相关改造-增加烟气再热器

烟气再热器布置在湿式电除尘器之后,烟囱之前。主要作用就是将湿烟气加热到80℃以上,把烟气中的水滴和雾滴加热成过热状态,具有保护烟道、烟囱免于露点腐蚀,同时提高烟囱出口处烟气抬升高度和扩散半径,对改善环境大气质量具有很大的益处。本次改造供货商为上海发电设备成套设计研究院,2014年度已完成#3、4、5机组的改造,与湿式电除尘器改造同步进行,同步投运,现设备运行正常,烟囱入口温度达到80℃。

经过以上环保改造,公司6台锅炉全部达标排放,特别是#3、4、5机组更是达到了燃机的排放标准,#3、4机组是江苏省内首套达到燃机排放标准的装置。至2015年底公司六台机组超低排放改造已全部完成。

5、烟气在线CEMS监测系统

公司六台机组均同步安装烟气自动在线监测设备,采用北京雪迪龙自动控制有限公司分析仪(西门子ULTRAMAT23),公司热工专业自运维。2007年6月,按照江苏省环保厅对烟气污染源接入的要求,我公司6台机组CEMS全部实现与江苏省污染源(烟气)在线监控系统联网运行,同时完成了燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息管理系统联网工作,与江苏省环保厅、江苏省电监办、江苏省电力公司和江阴市环保局联网。烟气在线监测建设方案经过江苏省环保厅审查批准,并通过了江苏省环保厅验收。

6、固体废物综合利用

公司锅炉燃烧及脱硫除尘后产生的固体废物为粉煤灰、炉渣、脱硫石膏等,全部综合利用,主要用于筑路、水泥厂掺合料、混凝土、石膏建材等,为发展地方经济注入清洁电能。在发展清洁电力的同时,充分挖掘企业的热能资源,实现了多余热能的资源化和效益化。公司建成横贯东西两条供热干线管网,并配套供应热水装置,专门为城区的浴室、休闲中心提供热水,解决了数百家热用户的集中供热问题,直接替代了大量小锅炉,改善了地区空气环境。

7、废水及噪声治理

公司按照清污分流、雨污分流的原则布置厂区排水系统,设置雨水池、煤水沉清池、化学废水中和池、生活污水无动力自净式处理设施、回收水池等,做到废水循环使用。

工业噪声方面,公司在设备选型时就尽量选用低噪声产品,对噪声大的设备如磨煤机、汽轮机、给水泵等采用隔音罩隔声,对送风机、锅炉向空排汽、安全阀排汽等采用消声装置降低噪声,加上主厂房进一步隔声处理,使厂界噪声达到排放标准。

8、排放总量

公司污染物排放总量控制因子为SO2和烟尘,总量排放指标分别为4042吨和1235吨。2015年,公司总计燃煤402.33万吨,产生二氧化硫4.96万吨、烟尘112.72万吨,经静电除尘、低氮燃烧、SCR脱硝、脱硫设施处理后,排放量为二氧化硫489.0吨、氮氧化物1688.45吨、烟尘165.09吨,静电除尘器除尘效率99.95%,综合除尘效率99.98%,低氮燃烧改造效率50%,SCR脱硝效率78.14%,脱硫效率98.97%,综合利用粉煤灰112.71万吨、炉渣9.58万吨,石膏14.41万吨。

 

四、减排工程概况

我公司积极响应国家环保部和江苏省环保厅要求,为加强脱硫管理,根据现场实际情况,结合机组检修,自行设计、施工,在2011年10月完成了6台机组的脱硫旁路烟道的拆除工作,各脱硫旁路烟道挡板拆除的具体时间如下:

机组

检修类型

开工时间

完工时间

备  注

#6机组

A级检修

2011.2.2

2011.3.18

大修后无旁路启动

#3机组

C级检修

2011.4.2

2011.4.19

小修后无旁路启动

#4机组

C级检修

2011.4.12

2011.5.2

小修后无旁路启动

#5机组

C级检修

2011.4.29

2011.5.16

小修后无旁路启动

#2机组

A级检修

2011.9.16

2011.10.16

大修后无旁路启动

#1机组

C级检修

2011.9.23

2011.10.4

小修后无旁路启动

脱硫旁路烟道挡板拆除后,环统核定脱硫效率一二期可由85%提高到95%左右,三期可由90%提高到95%左右,2013年度环保部核定脱硫效率为93%。2014年7月1日开始执行GB 13223-2011中特别排放限值的50mg/Nm3标准,下半年#3、4、5机组进行了深度脱硫改造,采用单塔双循环工艺,设计脱硫效率≥98.6%。

根据国家环保部新的《火电厂大气污染物排放标准》的要求,及江苏省环保厅关于“十二五”期间对各发电厂启动脱硝工程的计划要求,我公司利用机组A级检修期间,采用烟台龙源电力技术股份有限公司的等离子体双尺度燃烧系统技术,对各个锅炉进行低NOx燃烧器改造,减少NOx的排放,至2013年11月完成了6台机组的低氮燃烧改造,具体时间如下:

 

机组

低氮燃烧改造时间

开工时间

完工时间

#1机组

2011.11.12

2011.12.7

#2机组

2011.9.16

2011.10.16

#3机组

2012.1.17

2012.2.23

#4机组

2011.10.16

2011.11.10

#5机组

2013.10.1

2013.11.29

#6机组

2011.2.2

2011.3.18

低氮燃烧改造后,NOx平均排放浓度可降低至200mg/Nm3左右,改造效率可达50%左右。

同时,我公司投资近4个亿,采用选择性催化还原(SCR)技术,对六台机组进行烟气脱硝工程改造,#1、2机组于2012年11月及12月改造完成投运,NOx平均排放浓度可进一步降低至70mg/Nm3左右,SCR脱硝效率可达70%左右,综合脱硝效率可达85%左右。#3、4、5机组于2013年5月、4月及11月改造完成投运,#6机组于2014年1月停机改造,4月6日完成改造投运。

在进行机组SCR脱硝改造的同时,我公司还投资近1.5个亿进行电除尘提标增效改造,与SCR改造同步进行并同步投运。一二期由原来的三电场增加至四电场及一个旋转极板电场,三期由四电场增加一个旋转极板电场,改造后烟尘排放浓度降到20mg/L以下,除尘效率达到99.92%;至2014年4月#1-6机组均已改造完成并投运。具体改造时间如下:

机组

脱硝SCR+电除尘提标增效改造时间

开工时间

完工时间

168小时

结束时间

环保验收时间

脱硝

电除尘

#1机组

2012.9.7

2012.11.24

2012.12.5

2012.12.28

2014.1.27

#2机组

2012.10.20

2012.12.29

2013.1.6

2013.2.20

#3机组

2013.3.2

2013.5.16

2013.5.24

2013.6.25

#4机组

2013.1.26

2013.4.9

2013.4.20

2013.5.18

#5机组

2013.10.1

2013.11.30

2013.12.9

2013.12.20

#6机组

2014.1.29

2014.4.6

2014.4.16

2014.6.4

2014.6.30

2014年还对#3、4、5机组进行了超低排放改造,2015年2-5月对#6机组进行了超低排放改造,2015年9-12月对#1、2机组进行了超低排放改造,脱硫装置采用单塔双循环工艺,脱硫效率>98.6%,在脱硫装置后加装湿式电除尘器,烟尘排放浓度进一步降至5mg/Nm3以下,除尘效率达到99.97%以上。具体改造时间如下:

 

机组

超低排放改造时间

开工时间

完工时间

168小时结束时间

环保验收时间

#1、2机组

2015.9.26

2015.12.15

2015.12.25

2016.1.8

#3、4机组

2014.4.25

2014.7.15

2014.7.24

2014.9.22

#5机组

2014.9.5

2014.11.28

2014.12.7

2014.12.31

#6机组

2015.2.25

2015.5.10

2015.5.18

2015.6.16

 

节能、降耗、减污、增效是公司永恒的主题。公司将积极响应国家总量控制的要求,不断加强环保意识和资源节约意识,以优化资源利用,提高资源产出为重点,依靠科技进步和技术创新,加快推进技术改造,实现清洁生产,发展循环经济,实现企业和社会的可持续发展。