2.绿色煤电项目建设的必要性
2.1 我国未来相当长时间内仍以燃煤发电为主
我国的能源结构决定了电力工业以燃煤发电为主的格局在相当长时间内不会改变。2004年，煤炭在中国一次能源结构中占66%，预计到2030年，仍将占60%左右。2004年，全国的发电装机容量中煤电占74%左右，预计到2020年，煤电仍将占60%左右。××集团目前煤电的比例为92%左右，未来还将以煤电主。我国的煤电转换效率低于西方发达国家，2004年，全国平均供电煤耗为379g/kWh, 比国际先进水平(320g/kWh) 高50－60 g/kWh左右，而华能供电煤耗为337g/kWh, 比国际先进水平高17g/kWh左右。因此提高燃煤发电机组的发电效率、降低供电煤耗是我国电力工业重要任务之一。
2.2 煤电对环境的影响将制约煤电的可持续发展
目前，常规燃煤发电排放大量的气体（SOx、NOx等）、固体（灰渣、粉尘、重金属等）和液体（工业污水等）污染物，造成了严重的环境污染；据统计，发电厂排放SO2占全国工业排放SO2总量的40%以上。预计到2020年，我国煤炭用于发电的比例将由目前的40%增加到70%以上，未来中国控制燃煤发电污染物排放的任务将更加艰巨。由温室气体引起的全球气候变暖是当前也是未来能源和环境问题中最引人关注的热点及难点，中国的CO2排放总量仅次于美国，居世界第2位，而且将不断增加。为了使煤电得到可持续发展，中国有必要探索煤电CO2的减排技术和煤基氢能技术的开发。

2.3 未来社会对燃煤发电提出了更高的要求
当今人类面临四大环境问题：大气烟尘、酸雨、温室效应和臭氧层破坏。火电厂的污染物排放与上述环境问题密切相关，是未来社会关注的重点行业之一。未来社会对燃煤发电技术的要求首先是控制主要污染，重点将控制SO2、NOX、细微粉尘（PM10、PM2.5）和重金属（Hg等）的排放。燃煤发电CO2的控制将越来越受到重视，也是未来燃煤发电面临的主要技术障碍。提高副产物的利用率、实现水等液体的零排放是燃煤发电技术可持续发展的主要内容之一。煤炭的蕴藏量丰富，但按目前的开采速度，探明可采储量仅可开采一百多年。因此，提高煤转化效率、节约煤炭资源，仍然是未来煤转化领域最重要的主题。提高燃煤发电效率，不仅可节约煤炭资源，也是减少单位发电量污染物排放的有效措施。
近几年，“绿色GDP”、“循环经济”、“环境成本”等概念越来越被公众所接受，各国的环保标准日趋严格，可以预见，未来发电技术成本评价体系将越来越重视环境成本的影响。而燃煤发电技术，受环境成本的影响较大。在提高燃煤发电效率、减少污染物排放的同时，不可避免地会增加燃煤发电的成本。考虑环境成本后，如何控制煤电的成本是未来电力工程将面临的又一重要课题。
2.4 “绿色煤电”技术路线的选择
能够提高燃煤发电效率、减少污染物排放的发电技术被统称为洁净煤发电技术。超临界和超超临界发电技术（SC/USC）、循环流化床锅炉发电技术（CFBC）和整体煤气化联合循环发电技术（IGCC）都是可供选择的、能够大容量化的洁净煤发电技术。
与传统的燃煤方式不同，IGCC先将煤气化，可采用成熟的可资源化的化工净化及回收工艺处理煤气，能实现99%以上的污染物脱除效率，并可回收高纯度的硫等副产品。能比较容易地使NOX排放控制在较低的水平。因此，IGCC是迄今能大容量化的最清洁的发电技术，所有污染物排放量，只有美国国家环保（NSPS）标准的10～20%（见图2.4-1），可以在较长时间内满足日益严格的环保要求。
IGCC为燃煤发电处理CO2提供了一条可行的途径，采取目前成熟的工艺即可分离85%以上的CO2，可在不远的将来实现包括CO2在内的燃煤污染物的近零排放。
IGCC用水量约为同等容量常规火电机组的1/2～2/3；灰渣可综合利用，可回收元素硫。IGCC还能与燃料电池、HAT循环等先进的发电技术结合，形成效率更高的IGFC、IG—HAT等发电方式，为燃煤发电技术的发展开辟了广阔的发展空间。
随着社会的发展，不同时期，对煤电的要求不同，环境成本也会有所变化。综上所述，各种洁净煤发电技术都有各自的特点和适用范围，在不同时期、不同场合将扮演主要角色。配备先进的脱硫、脱硝的超临界和超超临界发电技术将是近期（5～15年）燃煤发电的主流，也是近期煤电的技术选择；CFBC作为粉煤燃烧发电技术的重要补充，适用于特殊煤种（劣质煤、难燃煤、高灰煤等）；对于较长远的未来（10～30年），以IGCC为基础的制氢、发电及CO2处理的煤基能源多元化系统是“绿色煤电”的重要技术选择。

2.5 发展“绿色煤电”是我国电力工业未来的重要战略选择
要缓解电力发展与环境保护的矛盾，除现有火电机组降低污染物排放和提高循环效率、新增发电装机组采用大容量和高参数洁净煤发电技术之外，另一方面应积极研究开发更高效、更洁净的“绿色煤电”技术。我国以煤电为主的国情和坚持科学发展观、走可持续发展之路的要求，决定了在我国发展“绿色煤电”技术具有重要的战略意义。
与现有燃煤发电技术相比，煤气化制氢及其发电技术可以达到更高的发电效率（50%－60%），可实现包括CO2在内的各种污染物的近零排放，这是现有燃煤发电技术无法实现的目标。随着未来社会对煤电在效率和环保方面的更高要求和科技的进步，尤其是未来国际社会对CO2排放的要求日益严格，以煤气化制氢及其发电为主的燃煤发电技术将能够以可接受的价格实现煤基能源转化系统的近零排放。
同时，该系统可与合成液体燃料和化工品工艺集成，提高系统的综合利用效率。是未来比其它洁净煤技术更具有优势的“绿色煤电”技术。
2.6 本项目是中国××集团公司“绿色煤电”计划的第一步
××集团“绿色煤电”计划的第一阶段是在“十一五”期间（2005年－2010年前），本项目就是中国××集团公司“绿色煤电”计划的第一步，计划2008年底：
完成1000t/d级自主知识产权的干煤粉加压煤气化、煤气净化、燃气轮机低热值煤气燃烧等关键技术的研究开发、工程放大和系统集成，建成130MW级具有自主知识产权的煤气化联合循环发电系统的示范工程；
建立国家级重点试验室（国家科委拨款1亿元），建设中试试验系统，进行新型煤制氢、CO2分离和储存、燃料电池发电等关键技术的研究开发，进行实验和验证。
2.7 本项目选址××的优势
××市位于长江三角洲中部、江苏省南部。东临上海，南接浙江，西傍无锡，北依长江。全市总面积8488平方公里，境内河流纵横，湖泊众多，区位优势明显。现已基本建成以高新技术产业为主导的现代制造业基地；产、学、研紧密联合，各类人才聚集的技术创新基地。
××集团绿色煤电项目是一个集资金密集型、技术密集型为一体的代表未来煤基能源系统发展方向的高技术清洁能源示范项目，项目涉及到煤气化技术，煤气净化技术，煤制氢技术，煤基多联产技术、燃料电池发电技术等多项能源领域高技术发展方向，得到国家科技部等部委的重点支持。项目在××实施，可以充分利用××的地域优势和吸引人才的优势，促进项目的成功建设，从而带动××高技术能源领域的发展，使××成为国内绿色煤电相关技术的研发基地、技术创新基地和产业基地。从而带动国内绿色煤电技术自主创新的发展，为我国能源领域的可持续发展奠定技术基础。

3.电力系统
本电厂与系统的连接和常规电厂一样，需要根据接入系统报告确定方案。
4.煤炭供应
本工程日耗煤量约1000t/d，年耗煤量为230000t/a左右。（年利用小时数按5500h、每天按24小时计算）
另外，本工程将采用0号轻柴油作为气化炉、燃机启动用油及备用燃料。
5.建厂条件
本工程和常规电厂一样，需要在地质条件良好的厂址上建设厂区和贮灰场，并需要相应的水资源、交通条件、防洪条件、施工条件等等。

6.工程设想
6.1 全厂总体规划及厂区总平面规划布置
气化岛装置红线内占地面积：70×65m，与电厂贮煤场通过输煤栈桥相接。
空分岛装置红线内占地面积：66×66m。
合成气净化岛装置红线内占地面积：50×36m。
硫回收岛装置红线内占地面积：60×30m（包括硫磺仓库）。
燃气蒸汽联合循环发电装置占地同常规燃机机组。
另外还需设置火炬区，以便将宜燃气体安全排放。
电厂还有机械通风冷却塔和循环水泵房、蓄水池和工业水泵房等建筑，以及常规的化学水处理设施和污废水处理设施和检修间。
综合起来，总占地面积大约为6-8hm2。
绿色煤电试验基地的占地面积待定。
6.2 装机方案
6.2.1 燃气蒸汽联合循环部分
本工程燃气蒸汽联合循环系统设备主要考虑采用新的燃机设备，燃气蒸汽联合循环由1台6FA型燃机＋1台汽轮机组成。
6.2.2 整体煤气化部分
本工程将采用1000吨/日煤处理量的煤气化炉，并配备25000Nm3/h的空分装置，同时配备相应规模的合成气净化装置和硫回收装置。

6.3 工艺系统选择
6.3.1 煤气化部分
采用的国内自主开发的技术，是经过国家科技部立项的拥有自主知识产权的新型两段式加压粉煤气化炉技术。
6.3.2 合成气净化部分
拟采用MDEA法，因为它的流程比较简单、能量利用比较合理、投资比较少、操作费用比较低。
6.3.3 克劳斯硫回收其工艺
拟采用“克劳斯硫回收+MDEA尾气吸附工艺”，因其技术比较成熟、投资比较少。
6.3.4 空气分离
拟采用全低压、空气透平膨胀、氮水预冷、分子筛吸附、内压缩(液氧泵)加氮压机工艺流程。
6.4 燃料输送系统
本工程需有卸煤设施及煤场设施，以及将煤运输进厂的条件。
6.5 除灰渣系统
气化炉排出的高温炉渣，经过压力集渣器、泄渣锁斗后被冷却粒化并释放压力后进入渣池，渣池中的渣由刮板捞渣机连续捞出，直接排至位于捞渣机头部的渣仓暂存，渣仓里的渣由运渣自卸汽车定期运至灰场或综合利用用户。
本工程灰渣的物理化学特性决定了其有广泛的用途。例如炉底渣可作为路堤填料、路面基层材料、沥青混凝土路面填料和水泥混凝土路面掺和料。
另外，本工程无飞灰排出。
6.6 贮灰渣场
本工程需建设灰场，大小将按照常规电厂设计规范要求确定。
6.7 供水系统
（1）本工程所需循环水量如下：
1) 燃气蒸汽联合循环机组循环水需水量约为10000 m3/h。
2) 煤气化装置循环水需水量约为4032 m3/h。
（2）本工程煤气化装置和燃气蒸汽联合循环机组年平均补给水量约为412.8 m3/h，耗水指标为1.05 m3/GWS。
另外，本工程将有和常规电厂一样的给排水系统，包括生产、生活给水系统、排水系统、污废水处理系统、消防系统等。
6.8 热力控制
本工程共采用分散型控制系统（DCS）来实现对煤气化单元、空分单元、合成气净化单元以及硫回收单元、燃气轮机、余热锅炉及其辅助系统、蒸汽轮机及其辅助系统、发电机/变压器组及厂用电源系统等进行集中监控；实现运行人员在主控制室内通过DCS的LCD及键盘对设备及系统进行直接监视和操作，并在现场人员的配合下完成对IGCC机组的启动、停止、正常运行及异常工况的处理。

7. 环境保护
7.1 本工程的主要污染物
本工程废气排放详见表7-1。
本工程废气主要来自煤粉分离器、煤粉过滤器和硫回收焚烧炉烟气。其中煤粉分离器、煤粉过滤器尾气中各污染物排放量均不超过国标《大气污染物综合排放标准》(GB16297-2003) 中二级标准的限值；焚烧炉尾气中主要污染物SO2不超过《大气污染物综合排放标准》(GB16297-2003) 中二级标准的限值。
7.3.2 废水
本工程废水排放详见表7-2。
本工程产生废水主要有气化工段澄清槽污水、硫回收工段酸性废水和冷却塔排污，均送往污水处理场经处理达标后排放。
7.3.3 废渣
本工程废渣排放详见表7-3。
本次改扩工程产生废渣主要有气化炉炉渣，空分装置产生的废分子筛吸附剂，硫回收单元产生的硫回收废催化剂，加氢催化剂，克劳斯反应器、加氢反应器催化剂用惰性瓷球。
7.3.4 噪声
本工程噪声主要来源于燃气轮机、磨煤机、压缩机、泵、风机等动力设备，经降噪消声等措施后均能满足国标《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87－85）中的限值〖生产车间及作业场所（工人每天连续接触噪声8小时）≤90dB(A)〗。

表7－1，表7－2

表7－3

7.2 主要污染防治措施
7.2.1 废气
(1) 本工程煤气化工段所排放的气体均经布袋除尘器过滤处理，处理后的排放空气较清净，仅含有微量粉尘，经80米高的排气筒高点排放。
(2) 为处理煤气化单元所产生的含硫酸性气体，本工程新设硫回收装置，通过部分氧化和CLAUS反应，将来自煤气化单元的混合酸性气体中的硫化氢反应生成单质硫，分离了单质硫后的工艺气再经加氢还原反应将其中未反应的二氧化硫及羰基硫以及微量的单质硫还原生产硫化氢，溶液通过再生将吸收的硫化氢及二氧化碳解吸出来，并返回上游工艺，返回气体经MDEA溶液洗涤后的尾气送尾气焚烧炉焚烧后，通过80米高的排气筒排入大气。经两级硫回收后总硫回收率达到99.8％，既提高了经济效益，又减少了对环境的污染。
(3) 对于硫回收装置产生的液硫中残留的少量硫化氢气体，采用蒸汽喷射器排入尾气焚烧炉焚烧，酸性水罐采用氮气密封等措施，以防止硫化氢泄漏对环境造成污染。
(4) 本工程配有火炬系统，非正常工况下，如开停车、事故等情况下，大部分工艺气未经处理直接排入火炬燃烧。所以火炬燃烧产生的烟气中污染物排放量较大，但这种情况出现的几率很小，且排放时间很短。
7.2.2 废水
来自湿洗系统的大部分黑水经冷却后循环使用，小部分经闪蒸、沉降及气提出理后送污水处理装置进一步处理，气提后的气提气送硫回收装置。
7.2.3 废渣
气化炉排出的灰渣外售，作为建筑材料或用于制砖铺路等综合利用。
各类废催化剂由厂家回收综合利用。
7.2.4 噪声
在满足工艺要求的前提下，尽量选用低噪声设备。本工程噪声源经降噪消声处理后均满足国标《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87－85）的要求。
7.3 环境影响分析
7.3.1 环境空气影响分析
本工程是采用煤为燃料的清洁燃料火电厂。
电厂SO2排放浓度很低，NOX排放浓度小于80mg/m3，满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）中对第3时段燃气轮机氮氧化物排放的要求。
此外，电厂堆存的灰渣量很小，灰场和煤场的二次扬尘污染很小。
7.3.2 水环境影响分析
电厂废污水经处理后大部分回收用于循环水补充水，少量排水送污水处理厂集中处理，电厂不直接向主要水体排放废污水，不会对当地水环境造成影响。
7.3.3 噪声环境影响分析
据同类燃气机组噪声预测结果，厂界噪声昼间基本满足标准要求。
7.4 结论
本工程采用了目前国际上最先进、转化效率最高的洁净煤技术，属“清洁电厂”。烟气中的主要污染物为NO2，初步分析，NO2排放浓度和落地浓度满足评价标准。本工程灰、渣排放量小，灰的二次扬尘污染不会成为主要环保问题。废污水送污水处理站集中处理，对水环境影响极小。燃气机组噪声较高，但经采取防治措施后，可以基本满足厂界噪声标准要求。综合分析认为，绿色煤电电厂环境效益显著，建成后有利于保持和改善电厂周边地区的环境质量。