GB∕T 39162-2020 火电行业（燃煤发电企业）循环经济实践技术指南

书书书犐犆犛１３．０３０．０１犣００中华人民共和国国家标准犌犅／犜３９１６２—２０２０火电行业（燃煤发电企业）循环经济实践技术指南犌狌犻犱犾犻狀犲狊犳狅狉犮犻狉犮狌犾犪狉犲犮狅狀狅犿狔狆狉犪犮狋犻犮犪犾狋犲犮犺狀狅犾狅犵犻犲狊犻狀狋犺犲狉犿犪犾狆狅狑犲狉犻狀犱狌狊狋狉狔（犮狅犪犾犳犻狉犲犱狆狅狑犲狉犵犲狀犲狉犪狋犻狅狀犮狅犿狆犪狀狔）２０２０１０１１发布２０２１０５０１实施国家市场监督管理总局国家标准化管理委员会发布书书书目　　次前言Ⅲ…………………………………………………………………………………………………………１　范围１………………………………………………………………………………………………………２　规范性引用文件１…………………………………………………………………………………………３　术语和定义１………………………………………………………………………………………………４　基本原则１…………………………………………………………………………………………………５　循环经济产业链２…………………………………………………………………………………………６　可循环利用资源种类２……………………………………………………………………………………７　循环经济途径３……………………………………………………………………………………………８　循环经济实践技术５………………………………………………………………………………………Ⅰ犌犅／犜３９１６２—２０２０前　　言　　本标准按照ＧＢ／Ｔ１．１—２００９给出的规则起草。本标准由全国产品回收利用基础与管理标准化技术委员会（ＳＡＣ／ＴＣ４１５）提出并归口。本标准起草单位：中国标准化研究院、中国循环经济协会、安徽蕴德工程技术咨询有限公司、中国大唐集团科学技术研究院有限公司火力发电技术研究院、中国电力企业联合会、山东维统科技有限公司、大唐环境产业集团股份有限公司、山东标准化研究院、中国纺织科学研究院有限公司、天津国投津能发电有限公司、内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司。本标准主要起草人：刘君霞、王秀腾、王永明、朱艺、郭占强、赵凯、付允、马德金、范莹莹、刘春霞、端木祥慈、高东峰、林翎、吕征宇、刘志强、马波伟、姚京裕、郭婷婷、金绪良、杨卫科、叶晋蒲、高志锐、李兴旺、潘荔、孙玉亭、高鹏、董磊、白玉勇、张厚羽、许爽、朱逢民、杨立君。Ⅲ犌犅／犜３９１６２—２０２０火电行业（燃煤发电企业）循环经济实践技术指南１　范围本标准规定了燃煤发电企业发展循环经济的基本原则、循环经济产业链、可循环利用资源种类、循环经济途径以及循环经济实践技术。本标准适用于以煤、煤矸石等为原料的燃煤发电企业（含企业自备电厂）。其他火电企业可参考执行。２　规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。ＧＢ／Ｔ１５９６　用于水泥和混凝土中的粉煤灰ＧＢ２１２５８　常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额ＧＢ／Ｔ３１３２９　循环冷却水节水技术规范ＧＢ３５５７４　热电联产单位产品能源消耗限额ＧＢ／Ｔ３５５８０　建设项目水资源论证导则ＧＢ／Ｔ３７７８５　烟气脱硫石膏ＧＢ／Ｔ３９１６１　行业循环经济实践技术指南编制通则ＧＢ５００１４　室外排水设计规范ＤＬ／Ｔ６０６．５　火力发电厂能量平衡导则　第５部分：水平衡试验ＤＬ／Ｔ１３３７　火力发电厂水务管理导则ＤＬ／Ｔ５０４６　发电厂废水治理设计规范ＤＬ５０６８　发电厂化学设计规范ＤＬ／Ｔ５５１３　发电厂节水设计规程３　术语和定义ＧＢ／Ｔ３９１６１界定的术语和定义适用于本文件。４　基本原则４．１　应运用循环经济发展理论，采用清洁生产、资源综合利用等措施构建企业发展循环经济的模式。４．２　污染物排放应符合国家及地方排放标准、排污许可等强制性要求，各类重点污染物排放总量均不超过国家及地方的总量控制要求。４．３　应遵循减量化、资源化及再利用的原则，通过采用节能、节水等新技术及技术集成，减少煤炭和水资源的消耗，实现行业内资源、能源利用效率的最大化。４．４　应与相关行业进行物质代谢循环，积极消纳固体废物（煤泥、煤矸石等），产生的固体废物（粉煤灰、１犌犅／犜３９１６２—２０２０脱硫副产物、废旧布袋、废催化剂等）应尽量符合建材、能源等相关行业利用标准，形成循环经济产业链。５　循环经济产业链燃煤发电企业以电力或热力的生产为主产业链，以电力或热力生产与建材、能源等相关行业以及社会生活之间发生的固体废物和余热、废水综合利用为延长产业链，主产业链和延长产业链构成火电行业的循环经济产业链。火电行业循环经济产业链示意图见图１。图１　火电行业循环经济产业链６　可循环利用资源种类６．１　可重复利用主要废水种类可重复利用主要废水种类见表１。２犌犅／犜３９１６２—２０２０表１　可重复利用主要废水种类序号来源可重复利用主要废水种类去向１输煤系统含煤废水处理后回用至原系统２预处理系统原水预处理水处理后回用至原系统３除盐系统酸碱废水处理后回用至复用水系统或高盐废水处理系统４冷却系统循环水排污水处理后用于脱硫、除渣等系统５脱硫系统脱硫废水处理后回用至灰场或高盐废水处理系统６．２　可综合利用的固体废物种类可综合利用的固体废物种类见表２。表２　可综合利用的固体废物种类序号来源可综合利用的固体废物种类去向１锅炉系统粉煤灰综合利用做建材、提取有价元素等２除尘系统粉煤灰、废旧布袋综合利用做建材、提取有价元素等３脱硫系统脱硫副产物综合利用做建材４脱硝系统废脱硝催化剂回收金属氧化物或再生利用６．３　可回收利用的余热种类可回收利用的余热种类见表３。表３　可回收利用的余热种类序号来源可回收利用的余热种类去向１烟气系统烟气余热回收利用２冷却水系统循环冷却水余热回收利用３汽轮机系统汽轮机乏汽余热回收利用７　循环经济途径７．１　减量化途径７．１．１　节能７．１．１．１　新建燃煤发电机组应采用大容量、高参数发电技术，积极发展热电联产机组，供电煤耗应符合ＧＢ２１２５８、ＧＢ３５５７４及相关规定要求。７．１．１．２　现有燃煤机组应因厂制宜采取汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用、冷却水余热回收利用、电机变频、供热改造、尿素催化水解等成熟适用的节能改造技术，实施综合节能改造。７．１．１．３　燃煤发电机组应积极推进机组运行优化，加强电煤质量管理。３犌犅／犜３９１６２—２０２０７．１．１．４　优化电力运行调度方式，提高燃煤发电机组负荷率。７．１．１．５　应积极采用等离子点火或微油点火装置，减少燃油消耗。７．１．２　节水７．１．２．１　应按照ＤＬ／Ｔ１３３７建立并完善水务管理体系，实现全厂用水过程的监督管理。７．１．２．２　应依靠技术进步，采用成熟可靠的节水新工艺、新技术和新设备，降低各系统的用水量；同时应积极开发废水的重复利用技术，改进和优化废水处理工艺，不断提高复用水率和废水回收率，提高废水资源化程度。７．１．２．３　节水工作应遵循雨污分流、梯级利用、分类处理、充分回收的原则，因地制宜、因厂制宜地选择成熟可靠、经济合理、设施便于维护的节水技术，在保证安全、经济运行的前提下合理利用水资源，提高用水效率。７．１．２．４　应依据ＤＬ／Ｔ６０６．５进行全厂水平衡试验，通过对各种取水、用水、耗水和排水水量及水质的测定，评价全厂用水情况，提出节水改进措施。７．１．２．５　应按照ＧＢ／Ｔ３１３２９、ＧＢ／Ｔ３５５８０、ＤＬ／Ｔ５０４６、ＤＬ５０６８、ＤＬ／Ｔ５５１３规定要求，在设计阶段考虑各种取水、用水优化的技术和措施，配置废水回收利用系统，装设在线水量计量、水质监测仪器，实现取水、用水、排水实时监测管控。７．２　资源化及再利用途径７．２．１　废水重复利用途径７．２．１．１　应设置各类非经常性的废水贮存池，废水贮存池的有效容积应满足ＧＢ５００１４的相关规定。７．２．１．２　含煤废水处理后返回原系统，补充水来自工业废水处理站净水或循环水排污水。７．２．１．３　原水预处理站泥水经处理后返回本系统，泥饼外运。７．２．１．４　酸碱废水处理后回用至全厂复用水系统或高盐废水处理系统。７．２．１．５　循环水排污水，当允许排放时，应优先用于脱硫、除灰渣系统，剩余外排；当不允许排放时，可用于脱硫、除灰渣及其他系统；也可经软化除盐处理后用于化学车间补水、工业级循环系统补水，浓水用于湿除灰除渣系统、输煤系统或高盐废水处理系统。７．２．１．６　脱硫废水处理后回用，剩余废水达标排放；有不外排要求时，根据水量设置浓缩减量、蒸发结晶、烟道雾化蒸发等工艺进行处理。７．２．２　固体废物资源化途径７．２．２．１　燃煤电厂产生的粉煤灰应满足ＧＢ／Ｔ１５９６要求。７．２．２．２　粉煤灰宜实现资源化利用，根据粉煤灰的物理化学特点，用于提取氧化铝、制备活性炭、生产普通硅酸盐水泥、粉煤灰水泥及混凝土、粉煤灰陶粒、粉煤灰陶瓷砖等。７．２．２．３　燃煤电厂石灰石石膏法烟气脱硫工艺产生的脱硫石膏的技术指标应满足ＧＢ／Ｔ３７７８５的相关要求。７．２．２．４　脱硫副产物应实现资源化利用，用于生产石膏建材产品、水泥调凝剂等。７．２．２．５　袋式或电袋式复合除尘器产生的废旧布袋应实现无害化回收利用。７．２．２．６　失活烟气脱硝催化剂（钒钛系）按危险废物管理，优先进行再生，不可再生且无法利用的废烟气脱硝催化剂（钒钛系）宜进行无害化处置。７．２．３　余热回用烟气余热、冷却水余热及汽轮机乏汽余热应进行回收利用。４犌犅／犜３９１６２—２０２０８　循环经济实践技术８．１　节能技术８．１．１　凝汽器真空保持节能系统技术利用胶球清洗，在不停机的情况下自动清除凝汽器污垢，长期保持９５％以上的收球率。正常运行后凝汽器清洁度提升并长期保持在０．８５以上，从而提高机组性能，降低汽轮机能耗。可实现节能量２６万ｔｃｅ／ａ，减排ＣＯ２约６７万ｔ／ａ。适用于各类火力发电机组。８．１．２　低温省煤器技术在除尘器入口或脱硫塔入口设置１级或２级串联低温省煤器，采用温度范围合适的部分凝结水回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量，提高机组热效率，降低引风机电耗。预计可降低供电煤耗１．４ｇ／（ｋＷ·ｈ）～１．８ｇ／（ｋＷ·ｈ）。适用于３００ＭＷ～１０００ＭＷ各类型机组。８．１．３　汽轮机通流部分改造技术采用全三维技术优化设计汽轮机通流部分，采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机，节能提效效果明显。预计可降低供电煤耗１０ｇ／（ｋＷ·ｈ）～２０ｇ／（ｋＷ·ｈ）。适用于１３５ＭＷ～６００ＭＷ各类型机组。８．１．４　凝汽式汽轮机供热改造技术对纯凝汽式汽轮机组蒸汽系统适当环节进行改造，接出抽汽管道和阀门，分流部分蒸汽，使纯凝汽式汽轮机组具备纯凝发电和热电联产两用功能。供电煤耗一般可降低１０ｇ／（ｋＷ·ｈ）以上。适用于１２５ＭＷ～６００ＭＷ纯凝汽式汽轮机组。８．１．５　回转式空气预热器密封节能技术利用转子热端径向自补偿间隙密封片和基于压力监测的自动漏风回收技术降低了空气预热器的漏风率，提高了锅炉系统的效率，降低供电煤耗。可实现节能量５万ｔｃｅ／ａ，减排ＣＯ２约１３万ｔ／ａ。适用于３００ＭＷ以上锅炉机组的回转式空气预热器。８．１．６　富氧点火稳燃节油技术利用纯氧强化燃油和煤粉燃烧，引燃燃煤发电锅炉整个煤粉流。采用分级燃烧方式，降低煤粉着火温度，提高燃烧温度和燃烧效率，实现微油点燃全部一次风煤粉流，达到锅炉启停、稳燃、机组调试运行时节能的目的。适用于燃煤发电锅炉所有炉型。８．１．７　脱硝尿素催化水解技术在１３５℃～１６０℃，压力为８×１０５Ｐａ条件下，５０％浓度尿素溶液在催化剂作用下，发生催化水解反应，生成氨气、二氧化碳等混合气的一种技术。尿素催化水解技术较普通水解技术反应速度快约１０倍以上，制氨系统负荷变化率达１３ｍｉｎ以上，可大幅降低能耗、运行成本。５犌犅／犜３９１６２—２０２０８．２　主要废水重复利用技术８．２．１　含煤废水利用技术含煤废水悬浮物浓度高、水质复杂，一般单独处理后循环利用。含煤废水宜采用“废水—沉淀—混凝澄清—过滤—循环使用”工艺，以去除废水中的煤