国华宁海电厂烟气脱硫系统备件国产化的实施

1、烟气脱硝技术的应用与进展SCR法是国际上应用最多、技术最成熟的一种烟气脱硝技术。

在欧洲已有120多台大型的CR装置的成功应用经验，NO x的脱除率达到80%～90%；日本大约有170套SCR装置，接近100000MW容量的电厂安装了这种设备；美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NO x技术。

该法的优点是反应温度较低净化率高，可达85%以上；工艺设备紧凑，运行可靠，还原后的氮气放空，无二次污染。

但也存在一些明显的缺点，即烟气成分复杂，某些污染物可使催化剂中毒；高分散的粉尘微粒可覆盖催化剂的表面，使其活性下降，投资与运行费用（投资费用80美元/kW）较高。

我国SCR技术研究开始于上世纪90年代。

早在1995年台湾台中电厂5～8号4×550MW 机组就安装了SCR脱硝装置，大陆第一台脱硝装置是福建后石电厂的1～6号6×600MWSCR脱硝装置，自1999年起陆续投运。

近年来随着我国环保标准日益严格，燃煤电厂烟气脱硝发展加速。

自2004年11月，国华宁海电厂600M和国华台山电厂600MW机组烟气脱硝装置国际招标开始，我国脱硝市场迅速升温。

世界各脱硝公司纷纷云集我国抢占市场，同时，受近年来我国烟气脱硫市场竞争的影响，国内的脱硝市场一开始就呈现出激烈竞争的局面。

截至2005年底，我国内地已通过环境影响评价批准和待批准的火电脱硝机组容量为29000MW，大部分集中在江苏省沿江火电密集地区，或上海、天津、厦门、长沙、宁波、济南、广东等人口稠密和敏感区域。

目前我国在建的脱硝项目超过14个，脱硝机组容量达11400MW以上，其中12个项目采用SCR 技术，占在建脱硝项目总容量的70％左右。

20世纪70年代，SNCR技术首先在日本投入商业应用，目前全世界大约有300套SNCR 装置，其中30个为电厂锅炉，容量约为7100MW，600MW以上电厂锅炉有5套，最大容量达640MW。

由于SNCR的NO x脱除效率较低（<30%），而氨的逃逸却较高（5～10ppm），所以目前世界上大型电站锅炉单独使用SNCR技术的较少，绝大部分是将SNCR 技术和其他脱硝技术联合使用，如SNC 和低氮燃烧技术联合、SNCR/SCR混合技术等。

宁海电厂脱硫工艺设计一、工艺简介烟气中SO2的去除在吸收塔内进行。

锅炉来的热烟气经增压风机增压进入吸收塔后，烟气折流向上经过吸收塔托盘，使主喷淋区的烟气分布均匀，然后与喷淋下来的浆液充分接触，烟气被浆液冷却并达到饱和，烟气中的SO2、SO3、HCl、HF等酸性组份被吸收，再流经除雾器，除去所含的液滴。

经洗涤和净化的烟气流出吸收塔，进入烟囱。

石灰石粉从制粉车间用密封罐车运至石灰石粉仓，通过给粉机将石灰石粉送入混合箱与滤水混合制成一定浓度的石灰石浆液，进入石灰石浆液箱。

两台石灰石浆液箱和八台浆液泵，分别向四台吸收塔提供石灰石浆液。

新鲜的石灰石浆液经石灰石浆液泵进入吸收塔，吸收塔浆液经浆液再循环泵送至吸收塔上部的喷淋系统进行再循环。

每台吸收塔配三台浆液循环泵。

运行的浆液循环泵数量根据锅炉负荷的变化和对吸收浆液流量的要求来确定，在达到要求的吸收效率的前提下，可选择最经济的泵运行模式以节省能耗。

六台侧进式搅拌器的作用是使塔内浆液混合均匀，使固体颗粒保持悬浮状态，同时将氧化空气分散到浆液中。

氧化风机送出的氧化空气经喷水增湿冷却后通过矛状管送入吸收塔，把脱硫反应生成的亚硫酸钙（CaSO3·1/2H2O）氧化为石膏（CaSO4·2H2O）。

每根矛状管的出口都非常靠近搅拌器，空气被送至高沸腾的浆液区，使空气和浆液得以充分混和，实现高氧化率。

吸收塔浆池中反应形成的石膏浆液通过石膏排出泵进入石膏脱水系统。

石膏脱水采用真空皮带脱水机，石膏滤饼的含水量小于10 wt%。

石膏滤饼中的氯离子含量将通过石膏滤饼清洗而控制在100ppm或更低。

石膏滤饼通过皮带输送机送至石膏仓。

二、工艺原理1、吸收过程吸收液通过喷嘴雾化喷入吸收塔，分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个断面。

这些液滴与塔内烟气逆流接触，发生传质与吸收反应，烟气中的SO2、SO3及HCl 、HF被吸收。

SO2吸收产物的氧化和中和反应在吸收塔底部的氧化区完成并最终形成石膏。

国华宁海电厂脱硫系统除雾器堵塞原因分析及防范措施自宁电A厂4台机组脱硫装置投运以来，在正常运行期间曾多次出现脱硫系统除雾器堵塞，烟气通道阻力大大增加，最严重的分别是2号和3号机组脱硫除雾器在2007年6月出现堵塞情况，根据当时的记录数据，机组负荷在520WM 时，除雾器前后差压已经达到621Pa，大大超过了规程规定的高高报警值450 Pa，继续运行极有肯能造成烟道结构坍塌，整个系统瘫痪，或者增压风机失速、锅炉跳闸，影响机组运行的安全性、经济性和环保效益。

标签：除雾器、冲洗水、FGD、石膏雨浆液浓度1.脱硫系统除雾器堵塞原因分析：除雾器差压高是一个早期缓慢爬升、后期快速加剧的过程，具体原因可从以下几个方面分析：1 .1除雾器冲洗水压力的影响首先对于除雾器本身而言，如果冲洗不及时，容易造成除雾器本体叶片的结垢。

结垢严重时，会形成除雾器的堵塞和结构坍塌，发生FGD系统整体瘫痪。

除雾效果差不但对后烟道的低温腐蚀，而且由于其排烟温度较低，烟气扩散能力较弱，将直接导致烟气携带的石膏浆液液滴在烟囱附近落地，即形成所谓的“石膏雨”现象，所以说冲洗水是否正常工作对除雾器的安全运行起着至关重要的作用。

除雾器冲洗水主要性能参数包括：1）冲洗水压力；2）冲洗水量；3）冲洗覆盖率。

由于我厂除雾器冲洗水阀门在设计时未考虑耐腐蚀，我厂四台机组的除雾器冲洗水阀门经常内漏，或者冲洗气动阀反复开关以后执行机构松动、变形造成阀门关闭不严，直接使得除雾器冲洗水的母管压力不足，导致其它除雾器冲洗喷嘴的冲洗效果也变差。

且在除雾器冲洗水阀门检修时，由于需做隔离措施，一般为几个小时除雾器冲洗水无法投入，此时会有一些石膏堆积在除雾器内部，如冲洗不及时，势必造成除雾器堵塞。

另一个造成除雾器冲洗水压力重要原因是运行人员调节不当，由于当初A 厂脱硫设计的偏差，在实际中脱硫系统工艺水管网压力远远不够满足运行条件，为了防止脱硫公用系统真空皮带脱水机密封水流量低跳闸，当吸收塔液位需要补水时，大家拒绝采用吸收塔工艺水补水阀，而是采用进水量较少的除雾器冲洗阀补水，且长时间的连续补水，就算在除雾器顺控冲洗过程中仍在补水，个别人员为了吸收塔及时补水，甚至中断除雾器顺控冲洗，长期使用此种运行方式，除雾器冲洗水压力严重不足，叶片的结垢堵塞在所难免。

浙江国华宁海电厂二期2×1000MW扩建工程设计总结西南电力设计院SOUTHWEST ELECTRIC POWER DESIGN INSTITUTE二OO九年四月成都浙江国华宁海电厂二期2×1000MW扩建工程设计总结批准：审核：编制：浙江国华宁海电厂二期2×1000MW扩建工程设计总结目录1 概述2 主要设计特点3 工程设计特点4 审查意见的落实情况5 二十五项反措和强制性条文的落实情况6 重大设计变更及变更情况分析7 对比分析8 建议附表1、概述1.1 工程概述浙江国华宁海电厂地处浙江省东南沿海的宁波市宁海县强蛟镇。

厂址位于象山港底部，在宁海县桥头胡区强蛟镇境内下月岙村。

厂址北临象山港，南靠团结塘，西接白象山，东南距强蛟镇约1.5km，南距宁海县城23公里，北距宁波市约60公里。

二期工程2×1000MW 机组厂区位于一期工程的扩建端，即一期厂区东南面的施工场地。

电厂一期工程装机4×600MW亚临界燃煤机组，规划容量为4×600MW+4×1000MW燃煤机组。

一期工程已全部投产。

二期工程在一期工程扩建端扩建2×1000MW超超临界燃煤机组，并同步建设脱硫和脱硝装置，留有扩建三期2×1000MW的条件。

二期工程厂区用地28.7hm2，主要为一期工程扩建端的施工场地（为已征地），无拆迁。

场地主要为回填区，原始地形标高在－1.86m～1.66m左右，一期已回填至3.2m～6.1m左右。

场地北部有一魏家屿山包，顶标高约24m。

施工生产区用地约22hm2。

其中，一部分利用厂区南面的一期施工场地5.5 hm2；一部分利用厂区扩建端的一期灰场11.0 hm2；另一部分利用码头附近空地约5.5 hm2。

施工生活区利用一期设施。

二期厂址横跨在滩涂区、陆域平原和魏家屿孤岛三种地貌单元上，地层变化较大，地基土力学性质差异大。

场地绝大部分地段第四系地层厚度20－40m，上部新近堆填土层未作系统处理，呈松散或稍密状，淤泥层虽进行过堆载预压排水处理，性质有所改善，但处理时间较短，强度低，不能满足重要建筑作天然地基的要求，建（构）筑物基础主要采用桩基。

宁海电厂600MW机组湿法烟气脱硫系统的优化研究
宁海电厂600 MW机组湿法烟气脱硫系统的优化研究
摘要：通过对宁海电厂4×600 MW机组脱硫系统的.研究分析,提出了烟气脱硫系统的优化方案,包括工艺的设备优化、系统的运行优化、系统的国产化等内容.期望通过此优化方案,可使FGD系统简化,投资、运行费用大大减低,并增强机组和FGD系统本身的安全可靠性.作者：邱振波 Qiu Zhenbo 作者单位：神华国华北京热电分公司,宁海项目部,北京,100025 期刊：电力科学与工程 Journal：ELECTRIC POWER SCIENCE AND ENGINEERING 年，卷(期)：2010, 26(7) 分类号：X701.3 关键词：烟气脱硫优化运行。

浙江国华宁海发电厂（4×600MW）烟气脱硫工程吸收塔及烟气脱硫工程大体积混凝土施工措施编制：审核：批准：北京博奇宁电项目部2004年11月10日大体积施工方案由于烟气脱硫土建工程中吸收塔基础、增压风机基础、事故浆液箱基础等均为大体积混凝土其结构厚、形体大、钢筋密、混凝土数量大。

除了必须满足一般混凝土的施工要求外，还应控制温度变形裂缝的发生和发展。

大体积砼除机械设备投入必须满足要求外，其关键技术在于控制砼裂缝的开展，涉及到设计、施工、环境等诸多方面，必须采用温度应力和温度差双控制的方法以确保砼质量，并着重从控制温升、延缓降温速度、减小砼收缩、提高砼极限抗拉强度、改善约束条件和设计构造等方面采取措施。

并且，这些措施是相互联系、相互制约，必须结合实际，全面考虑，合理采用，才能收到良好的效果。

目前，省内电力系统对大体积砼裂缝控制，主要切入点放在严格控制砼内外温差、砼降温阶段（即砼收缩阶段）的降温速率，从而有效防止大体积砼贯通性裂缝产生。

对温度应力控制乃通过采取一系列技术措施予以实现，实践证明效果良好，大体积裂缝控制技术日趋成熟，可以确保工程质量，现分述如后。

（1）优化配合比设计选用早期活性低的低水化热水泥，降低早期强度发展过程中的水化热；采用连续级配的碎石，以减少水泥用量；掺缓凝型减水剂，延缓水化热释放速度，使砼缓凝、避免施工冷缝，提高砼工作性和流动性。

掺CEA膨胀剂，以抵抗砼收缩产生的应力，避免裂缝的产生。

（2）构造技术处理在垫层上铺设三元乙丙柔毡一层，减小地基对基础底板的约束力；在底板上、下层主筋外布置φ6.5 @50mm双向抗裂钢筋(若设计无),以增强表面抗收缩裂缝的能力。

（3）砼应力和收缩应力分析根据有关资料，本工程大体积砼按二维温度应力公式计算，按一维应力公式验算（考虑水泥及外加剂、膨胀剂的放热、底板外约束系数），砼单方水泥用量参照国华宁海电厂4×600MW烟气脱硫工程C30大体积砼配合比，预估龄期30d时，经初步计算，总温度应力为σmax= 1.46Mpa，而C30砼30d龄期时的抗拉强度ft ≈1.8Mpa，K=σmax/f t=1.23＞1.15(抗裂安全度).（4）砼浇筑工艺砼浇筑方向顺序交界面分界处不漏振，6～1：7）间，避免冷缝产生。

烟气脱硫是国际上广泛采用的控制二氧化硫的成熟技术，也是我国控制燃煤电厂二氧化硫排放的主要途径。

近几年，国家有关部门组织实施了燃煤电厂烟气脱硫技术与设备国产化示范工程，开发研制了部分专用设备，燃煤电厂烟气脱硫技术与设备国产化取得了积极进展。

一、进展情况 １．组织制定国产化规划 ２０００年，在充分调查研究的基础上，针对我国燃煤电厂烟气脱硫技术与设备国产化面临的形势和存在的问题，国家有关部门组织制定和印发了《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》，提出了我国燃煤电厂烟气脱硫技术与设备国产化的指导思想、目标、主要内容及实施国产化的措施，明确了烟气脱硫工艺技术路线选择的主要原则。

２．组织实施国产化示范工程 在国债资金的支持下，国家有关部门先后将京能热电（原石景山电厂）一台２０万千瓦机组石灰石—石膏湿法烟气脱硫技改项目和山东黄台发电厂一台３０万千瓦机组石灰石—石膏湿法烟气脱硫技改项目作为烟气脱硫技术与设备国产化的示范工程。

京能热电烟气脱硫工程２００１年６月开工建设，２００２年底投入试运行。

目前，该脱硫装置运行正常，各项性能指标符合设计要求，并接近国际先进水平，已移交生产正式运行。

这是我国第一个由国内脱硫公司通过引进技术，自主设计、设备成套、安装和调试的２０万千瓦机组湿法烟气脱硫工程，打破了国外厂商包揽国内大型燃煤电厂烟气脱硫工程的局面，设备国产化率达到７５％（以价格计，下同），具有里程碑的意义。

黄台发电厂烟气脱硫工程２００３年底前投入试运行，设备国产化率达到８０％以上。

３．研究开发了部分专用设备 ２０００年，利用国债资金，国家有关部门组织实施了“大型燃煤锅炉湿法烟气脱硫成套设备国产化”项目，主要研发的设备有：喷嘴、除雾器、真空皮带脱水机和档板门。

喷嘴、除雾器和真空皮带脱水机已研制出了样品，只要工程上能采用，可实现小批量生产。

档板门已在京能热电２０万千瓦机组烟气脱硫工程和北京第一热电厂相当于２０万千瓦机组烟气脱硫工程上采用。

脱硫设备国产化及在两个电厂的实施国华北京热电分公司王文华摘要：本文首先介绍了国内脱硫设备设计制造国产化的现状及存在的问题，同时以杭州半山电厂和国华北京热电分公司为例，介绍了这两个早期完全采用国外技术设备的电厂的脱硫系统的国产化尝试情况。

1、杭州半山电厂脱硫设备国产化情况1.1脱硫设备杭州半山电厂与重庆电厂以及国华北京热电厂的脱硫系统是德国政府贷款的三个脱硫示范工程，主体脱硫工艺系统设备全套从德国引进。

脱硫系统采用FGD石灰石—石膏法（简称湿法）脱硫工艺，脱硫用的石灰粉由磨粉厂制备，然后用密封罐车运至FGD区域供脱硫使用，脱硫副产品石膏采用汽车运至建在十二里洋的石膏堆场，作建材行业等进行综合利用，系统脱硫率为95%。

烟气分别从#4、5炉侧的砖烟道引出，经FGD的增压风机至气—气加热器（GGH），从（GGH）出来的烟气温度从155℃降至126℃，随即进入吸收塔进行脱硫。

吸收塔为空塔结构，防腐橡胶内衬，不锈钢进口的四层喷淋层，烟气自GGH进入吸收塔，90度折向上朝上流动，与自四层喷淋而下的浆液进行大液气比接触，完成脱硫任务，每层喷淋层对应一台循环泵，喷淋层上部布置二级内置式除雾器。

除雾程度可将粒径>20um的雾滴控制在<75mg/m3的水平上，该吸收塔系统还包括3台50%容量的氧化风机，二台运行，一台备用，氧化空气管在上层搅拌器附近引入，从而使空气随着搅拌器的旋转而进入浆池，增加其分布的均匀性和紊流的强度。

脱硫除雾后的干净烟气再返至GGH进行加热，温度从50℃加至80℃，最后通过现有烟囱排出。

脱硫副产品石膏浆液从吸收塔泵出，经石膏旋流站，真空皮带脱水机后可得到含水率小于10%的石膏，最后堆积在石膏仓内，由卡车装车外运。

1.2脱硫设备国产化改造情况烟气脱硫装置（FGD）2001年3月19日投入商业运行，设备运行情况基本良好，但个别设备在运行期间已发生缺陷故障，需要更换备品配件，虽然BBPE公司提供了部分备品配件，但还存在备品配件未提供的情况。

国产化是我国未来烟气脱硫的发展方向摘要：火电厂排放的二氧化硫形成的酸雨已严重危害人类生存环境，国家把解决烟气脱硫问题纳入国家大计之中，强制要求火电厂必须安装烟气脱硫装置，但是，烟气脱硫的关键技术和设备要靠进口，这样，一方面造成巨额资金外流，另一方面又会因备品备件问题影响生产，为此，文章分析了发展国产烟气脱硫技术及成套设备的可行性和必要性，并指出实现国产化烟气脱硫技术和设备是今后的必然发展方向。

关键词：火电厂烟气脱硫国产化环境保护我国是世界上最大的煤炭消费国，煤炭占一次能源消费总量的70%左右。

随着经济的迅猛发展，电力需求日益增加，煤炭消耗量亦迅速攀升，连续多年二氧化硫年排放量居世界首位。

二氧化硫形成的酸雨覆盖了40%以上的国土面积，全国50%以上的城市遭受酸雨的影响，其中尤以西南、华中、华南、福建、上海、山东、山西等地区更为严重。

酸雨严重的地方森林枯死、草地变黄、庄稼减产，建材腐蚀，严重危害人类生存环境。

目前，我国已把解决烟气脱硫问题纳入国家大政方针并成为治理火电行业和化工行业首要解决的问题。

我国虽从20世纪60年代初开始研究火电厂烟气脱硫技术，但由于技术、经济等多方面的原因，至今还不完全具备200MW以上机组烟气脱硫的设计和设备成套能力。

随着我国环境保护法律、法规和标准的日趋严格及执法力度的加大，在未来10年内，至少有40GW以上火电装机容量需安装烟气脱硫装置，显然，这个任务太艰巨，所需的资金很庞大。

因此，必须结合我国国情，加快烟气脱硫技术设备国产化的步伐。

1我国烟气脱硫市场现状目前国内烟气脱硫技术的引进、开发及实施状况a)北京国电龙源环保公司引进了德国斯坦米勒公司的全套脱硫技术，并和该公司承担了北京第一热电厂、杭州半山电厂和重庆电厂三个脱硫示范项目的实施。

这些项目是脱硫工程全过程技术引进，涉及到基本设计、详细设计、设备采购、组件制作、设备监造、土建和安装、调试和验收。

通过消化吸收，总结经验，公司建立了FGD冷态试验基地，自主开发，开展针对性的研究，具备一年内承接多个火电厂脱硫项目的能力。

浙江国华宁海电厂二期扩建工程基建期自动化技术监督服务实施细则1. 工程概况本工程为宁海电厂二期扩建工程。

宁海电厂总规划容量为4×600MW+4×1000MW机组，一期工程装机4×600MW亚临界燃煤机组，二期工程建设2×1000MW超超临界燃煤发电机组，三大主机采用上海三大动力厂生产的设备并配套建设烟气脱硫、脱硝工程、配套5万吨煤码头及3000吨综合码头等工程，留有扩建三期2×1000MW的条件。

1.1 厂址所在地浙江国华宁海电厂位于浙江省宁波市宁海县强蛟镇境内，厂区东临象山港，距宁海县城23公里，距宁波市约60公里，水、陆交通均十分方便。

二期厂区在一期扩建端侧，主要场地在国华路东侧，堤内场地标高6m，堤外场地靠一期厂前区标高4m，现为一期施工场地。

厂址北、东两侧均有满足200年一遇高潮位标准的围堤。

1.2 厂区的岩土工程条件二期厂区主要位于一期施工安装场地上，目前该区域场地标高约为6m左右。

厂址区为滩涂区，场地土类型为软弱场地土，建筑场地类别为Ⅲ类。

场地在一期工程场平时已进行堆载预压排水板固结地基处理，地基仍具有强度低、变形大的特性。

1.3 运输电厂地处象山港底部，属深水良港和著名的象山湾避风良港，水运条件良好。

大部件运输可利用电厂3000吨级的综合码头。

宁波是我国东部沿海经济发达地区，公路网四通八达，甬－台－温高速公路从厂址西南侧通过；梅－丹公路从厂址南侧通过；一期工程业主与地方政府共同建设一条临港公路，宽25m，沥青路面，一级公路，可直达厂区；沿厂前区西侧经白象山垭口至一期循环水取水口、综合码头、煤码头再沿输煤走廊可至厂区的沿海岸公路，现有公路交通便利。

2. 设计和运行条件2.1发电机及电气系统概况2.1.1 汽轮发电机采用上海汽轮发电机有限公司生产的发电机，发电机主要参数如下：型号：THDF 125/67额定容量：1112MVA额定功率：1000MW最大连续输出能力：1053.485MW(注：在额定电压、额定频率、额定功率因数和额定氢压条件下，与汽轮机的最大连续出力相匹配。

国华宁海电厂3号炉燃烧器改造介绍与分析随着我国环境改善需求日益提高，氮氧化物NOx排放标准也日益严格，在越来越严格的环保标准要求下，火力发电厂迫切需要采用新技术来降低NOx（氮氧化物）的排放，低氮燃烧技术作为氮氧化物控制的首选技术，国华宁海电厂3号炉率先采用先进的双尺度低NOx燃烧技术进行燃烧系统优化改造。

本文结合宁海电厂3号炉改造的基本概况和运行中的问题进行了初步的总结分析。

前言国华宁海电厂3号炉600MW 亚临界燃煤机组锅炉型号为SG-2028/17.5-YM908。

锅炉是亚临界参数、控制循环、四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的π型汽包炉。

锅炉燃用烟煤。

锅炉的制粉系统采用正压直吹式制粉系统，配置6台中速磨煤机。

煤粉燃烧器为四角布置，切向燃烧，宽调节比，上下浓淡分离摆动式燃烧器。

共设有八层二次风喷嘴，一层OFA喷嘴，六层一次风喷嘴。

1 原燃烧器条件分析1）采用两层紧凑燃尽风OFA及上下浓淡型一次风喷口技术，在一定程度上抑制NOx的生成，但是由于空气分级深度不够，无SOFA燃尽风，其降低幅度有限；2）为了保证煤粉着火和燃尽，二次风采用了均等配风方式，中间空气风室数量众多，助燃风量大，不利于抑制NOx的生成；3）炉膛截面方向，一次风采用较小的切圆，二次风采用了反向大切圆方式（端部风、紧凑燃尽风除外），形成横向空气分级，虽然有助于降低NOx生成量，但是假想切圆太大、二次风偏斜角度过大，容易造成火焰贴墙，导致燃烧器区域发生结焦问题。

2 改造内容更换现有燃烧器组件，包括四角风箱、风门挡板、燃烧器喷嘴体、风门执行器等。

对燃烧器进行重新布置，改变假想切圆直径，调整各层煤粉喷嘴的标高和间距，增加新的燃尽风组件以增加高位燃尽风量；除了A层一次风沿用等离子燃烧器之外，更换其它5层一次风喷口、喷嘴体及弯头，一次风全部采用上下浓淡中间带稳燃钝体的燃烧器；采用新的二次风室，适当减小端部风室、油风室及中间空气风室的面积；在原紧凑燃尽风室两侧加装贴壁风；采用节点功能区技术在两层一次风喷口之间增加贴壁风。

【金牌之路系列之七】决胜之道——国华宁海电厂打造金牌发电机组纪实作者：国华宁海电厂刘志林李强发布时间：2014-07-04 点击： 762 【大中小】在国家能源局综合司2014年6月份发布的2013年度全国火电机组可靠性评价结果中，国华宁海电厂三号机以99.78的高分，斩获60万千瓦级别可靠性评价金牌机组称号，其中四号机还获得可靠性评价B级机组华东区域第一名，这是继二、四、五号机获金牌机组以来，宁海电厂第四台机组获得年度全国金牌发电机组殊荣。

金牌的背后凝聚了无数的心血和汗水。

国华宁电倾力打造金牌机组，科学管理，精益运营，切实做到检修维护到位，运行规范有效，设备管理务实，聚智聚力，呈现了一个令业界叹服的魅力视角。

可靠性印证实力发电设备的可靠性是衡量生产管理水平的重要依据，是发电企业保值增值、创造利润的基础。

宁海电厂高瞻远瞩，抓牢稳固机组可靠、可调、经济、安全运行的桥头堡，在正确评价设备状况的基础上，统筹策划机组年度检修、日常维护、节假日调停等策略，及时查隐排忧，杜绝人为非停，确保长治久安。

良好的检修维护质量是提高设备可靠性的基础。

宁海电厂在优化检修、强化维护，提升设备长周期运行品质方面下足了功夫。

在对设备状态充分评估基础上，对检修模式、检修项目、检修人员、维护标准等全方位优化，并结合系统内外非停暴露出的原始设备缺陷、设备管理、技术管理等多方面存在的问题，循名核实，化弱为强。

对设计不合理、制造质量不良、施工安装不良、检修质量控制不严、检修工艺标准不完善、定期工作标准执行不力，专业交叉有盲点等问题，量体裁衣，制定对策；对规程执行不严、运行人员对系统设备特性掌握不够、技能水平不高、三票三制执行不力等问题，明确计划和时限，强化学习培训。

这些实打实的措施，切实提升了员工的运检水平。

在机组可靠性管理方面，宁海电厂独树一帜。

通过制定保证可靠性的目标措施，定期开展设备状态评估，形成月度可靠性管理报告，该报告将定期分析与专题分析相结合，指标分析与设备状态分析相结合，每月回顾盘点设备健康状况；对技术管理不到位、系统风险评估不足、技术监督不到位，设备故障教训吸取不够等问题，责任到人，加强防范，实事求是做好可靠性数据收集及上报工作，严格执行《发电设备可靠性评价规程》规定，保证可靠性数据的准确、及时、完整，严格做到机组状态与所在电网调度信息一致。

中国首座循环经济型电厂在浙江宁海投产佚名【期刊名称】《广西电力建设科技信息》【年(卷),期】2006(000)001【摘要】国家重点项目国华宁海发电厂一期首台60万kW燃煤机组经168h连续满负荷试运行后,9日正式投入商业运行。

位于浙江宁海强蛟镇的国华宁海电厂,由中国神华集团投资控股,是浙江省第一个由外地企业投资控股的电力建设项目。

建设规模为一期四台60万kW燃煤机组,总投资100亿元。

电厂总工程师赵华称,国华电厂在建设中采用了封闭式煤罐存储、高效除尘、烟气脱硫、低氮燃烧、中水回用和生态边坡等一系列环保技术,环保投入达20亿元,占工程总投资的20%。

其中60万机组的脱硝项目,每年可减少氮氧化物排放6000余t,为中国国内首创。

按照生态型循环经济的理念,国华电厂与当地政府联手合作,将电厂投产后的衍生物再利用,形成一个循环产业链。

在示范区内引进的总投资3亿元的海螺水泥粉磨站项目,每年可消化吸收60万t粉煤灰。

这些粉煤灰以前征地填埋每年至少耗费800万元,现在卖给水泥厂作原料,能增加收入1500万元。

利用电厂脱硫产生的20万t石膏,宁海洽谈引进纸面石膏板项目,构建煤—电—石膏—石膏板新的循环产业链,初步测算每年可新增工业产值2.1亿元。

国华电厂占地5000亩,建设厂房、堆场、码头等需使用石料120万m3,通过劈山造地,就地取材资源内循环...【总页数】1页(P)【正文语种】中文【中图分类】F42【相关文献】1.中国首座海外全资洁净煤电厂登布苏项目一期投产2.上海首座燃机电厂-华能石洞口燃机电厂投产3.中国首座煤气化联合循环电站投产4.中国首座海外全资洁净煤电厂投产5.中国电建承建的非洲首座垃圾发电厂竣工投产因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。