华润电力（温州）有限公司位于浙江省东南部的温州地区的苍南县，东临东海，北临琵琶门，与北面的琵琶山隔海相望，西南、西都为山体。项目由华润电力控股有限公司出资建设，是浙江省实行产业结构调整的优良和重点项目，一期工程建设规模为2台1000MW超超临界燃煤机组，配置2台2953t/h超超临界直流炉，同步建设除尘、脱硝、脱硫等系统，配套建设3.5万吨级专用煤码头、3000吨级综合码头、储煤场、给排水、污水处理等公用及辅助设施。项目2015年7月项目顺利通过环保竣工验收。
践行环保主体责任
建设绿色模范项目
项目作为浙江省“十二五”规划的重点，受到省、市及各地方领导的高度关注，公司始终坚持绿色环保的政策方针，落实环保设施汇同主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用的“三同时”制度，保证了在项目建设和生产过程中对周边环境的保护。
（一）在项目建设期间，公司制定了《基建工程环境保护管理制度》，并与施工单位签订了《安全文明施工协议》。各施工单位依托公司规定，制定了相应的施工环保制度，并落实了相应的治理措施和责任人。
（二）为了有效地处理生产阶段的各类废水，项目同步建设两套生活废水处理设施，均采用A2/O工艺，后设石英砂和活性炭两级过滤器，分别用于处理生活区和生产区的生活污水，处理后的污水经杀菌处理后用于绿化喷淋；厂区工业废水、酸碱废水和含煤废水经统一收集，通过混凝澄清、沉淀和调节PH，回收至总容量为1700m3的回收水池，用于炉渣、灰库的调湿，灰库地面和输煤皮带的冲洗和煤场的喷淋抑尘；脱硫废水设置有单独的处理装置，脱硫废水经混凝、澄清、沉淀和曝气微生物降解等工序处理后，达标的废水用于辅机设备的润滑冷却；项目单独设置有一套移动式的油水分离装置，用于含油废水的收集和处理，分离后的矿物质油经统一收集，由具有合格资质的环保单位回收处置。公司综合利用各项废水，确保了生产废水的回收利用，基本实现了废水的“零排放”目标。
（三）在烟气治理方面，工程为1 号、2 号锅炉配置一座双管集束烟囱，烟囱高度为240 米，每个钢内筒出口直径均为8.2米，保证了排烟高度，减少了烟气内气体对周围地面的扩散浓度；每台机组同步建设一套石灰石-石膏湿法脱硫系统，设计脱硫效率达到97.4%，不设置烟气旁路，保证了对锅炉排烟100%的处理；在烟气氮氧化物的治理方面，项目锅炉采用低氮燃烧技术，降低了脱硝系统进口氮氧化物的浓度；脱硝系统采用SCR技术，以液氨作为还原剂，设计三层催化剂层（二用一备），脱硝效率达到80%；烟气除尘每台机组采用两台三室五电场的静电除尘器，放电电源选用高频电源，设计除尘效率达到了99.7%，脱硫塔设计除尘效率为50%，保证了烟囱出口粉尘较低的排放浓度；为了减少露天储煤场扬尘对环境的影响，煤场设置有喷淋抑尘装置，并在煤场四周设置了防风抑尘网，防风抑尘网的高度为15m，有效地控制了煤尘的扩散。
（四）项目固体废弃物主要包括粉煤灰、炉渣、石膏、废脱硝催化剂和生活垃圾等。
强化日常监督管理
树立企业绿色正能量
公司领导高度重视企业环保工作，成立了以公司副总经理为环保监督总负责人，各部门、专业紧密联系，分工合作开展环保工作的新态势。
（一）预案处置 在环境事故应急方面，公司编制了《环境风险突发事故应急预案》、《液氨泄漏专项应急预案》和《化学危险品泄漏事故处置方案》，并在县环保局备案。
（二）运行管理 公司充分发挥主观能动性，运行人员通过调整锅炉燃烧方式，静电除尘器高频电源投运方式和调节脱硫塔浆液PH等措施，优化机组运行参数，在保证环保合格排放的基础上，兼顾降低能耗。
（三）监督管控 公司两台机组总共配置8套连续性监测的CEMS在线烟气分析仪表，分别用于监测脱硝进出口和FGD脱硫塔进出口的污染物浓度和烟气参数，其中脱硫塔出口的仪表数据实时传送至浙江省在线污染物监测平台，接受各级环保部门的监督。
（四）沟通汇报 公司环保监督员积极协调和省、市及地方环保部门的关系，根据环保部门每月核算的排污量和年度排污许可总量，及时缴纳排污费和年度排污许可证的取证费用，并针对环保设备的退出情况，向上级环保部门进行及时的书面说明，并及时缴纳相关环保电价。公司在享受国家政策红利的同时，恪守各项规程，积极履行排污职责。
（五）开放思维 为增进理解互信，树立公司良好的环保形象，公司通过电视、网站、报刊、微博等多媒体平台加大力度宣传公司在环保方面的措施，普及环保知识，答惑解疑，为企业生产运营创造良好的外部环境。同时，公司拍摄环保宣传片并制作了环保宣传手册，并通过公众开放日等形式积极邀请相关社会团体、学校和当地居民参观企业并了解环保设施运行情况。
秉承红色华润血统
争做环保减排先行者
在环保达标排放的基础上，公司秉承央企社会责任，追加环保投资近2亿元，启动了烟气超低排放改造计划。公司通过充分调研浙江省内外烟气超低排放改造现状并依据项目实际情况，最终确定了在国内技术领先、设备运行可靠性高和改造效果优于设计标准的技术方案。
（一）脱硫增效 脱硫设施采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，原设计五层石膏浆液喷淋层，#1机组烟气脱硫塔在原底层喷淋层位置改装成旋汇耦合分布式装置，在脱硫塔原顶层喷淋层上部加装一层喷淋层，并采用两层屋脊式新型除雾器，同时，对原底层浆液循环泵进行增容改造，脱硫效率设计由原来的97.4%提高至98.5%，大大降低了净烟气出口SO2浓度。
（二）脱硝增容 脱硝装置采用SCR选择性还原技术，以液氨作为还原剂，选用蜂窝形催化剂，原设计填装方式为二用一备，现在原两层催化剂的基础上，扩增第三层催化剂层，单台机组脱硝效率设计值由原来的80%提效至87%。
（三）协同除尘 原除尘系统采用三室五电场高频电源静电除尘器，现除尘系统改造采用低低温省煤器+吸收塔协同除尘+湿式电除尘器的协同改造方案，锅炉尾部烟气通过低低温省煤器换热，降低了进入静电除尘器的烟气温度，减小了烟气内粉尘的比电阻和烟气体积，更加有利于粉尘在极板上的吸附。经脱硫塔处理后的烟气，经过湿式电除尘，能有效地去除烟气内带出的石膏颗粒，从根本上解决了“石膏雨”问题，同时对SO3和Hg起到深度脱除的作用。经过协同除尘技术，综合除尘效率由原来的99.6%提高至99.9%，基本实现了粉尘的趋零排放。
加强节能对标
做好运行管理工作
（一）优化改造 加强运行参数分析，及时发现异常工况，正确分析、准确判断，并及时提出调整意见，保证机组安全、环保、经济运行。牵头进行汽机配气方式优化降低机组热耗约42 kJ/（kWh），督促汽机专业通过凝泵变频逻辑优化，实现凝泵电耗由最初的0.2%左右逐步降低至0.14%。#1、2炉热一次风压进行3次优化：#1炉一次风机耗电率由0.445%降至0.4%，降低供电煤耗约0.13g/kwh；#2号炉一次风机耗电率由0.436%降至0.385%，降低供电煤耗约0.153g/kWh，。通过汽轮机冷端优化，在保证机组真空的同时，循泵耗电率由去年的0.66%降为今年的0.57%，耗电率下降明显。
（二）协同处置 及时组织运行分析及专业技术分析会，及时总结工作中出现的问题与不足，不断提高安全、环保、经济运行水平。针对2号炉C修后管壁温度容易超限进行分析，并进行燃烧调整，经过调整后，恢复至正常水平。#1机组101B修启动后，飞灰含碳量高达9.2%，通过现场检查及系统分析，发现A磨煤机分离器反向、磨煤机分离器转速偏低、氧量偏低，通过改变A磨分离器转向、提高氧量、提高磨煤机分离器转速，目前#1炉飞灰含碳量恢复正常。
（三）指标控制 抓好节能降耗工作，深入开展运行小指标竞赛活动，及时进行指标分析，切实提高机组经济运行水平。每月对各值经济运行指标进行评比公布，激励运行人员加强机组运行参数调整，严格控制主、再热气温、气压等重要参数，发电标煤耗、厂用电率等主要指标比去年有较大提高。
引进国内先进技术
机组设备进行改造
（一）1号机组闭式循环冷却水泵电机双速改造 由于季节温差大，春秋季和冬季时闭式冷却水流量偏大，当前的闭式循环水泵转速固定，闭式冷却水流量无法调节，运行方式单一，造成设备效率偏低，浪费厂用电能。1号机组闭式循环冷却水泵电机双速改造后，电机运行电流由原先的36A下降至24A，节约厂用电率0.019%。
（二）1号机组增加低温省煤器技改项目 排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，一般约为5%--12%，占锅炉热损失的60%--70%，影响排烟热损失的主要因素是排烟温度。低温省煤器利用凝结水吸收排烟热量，降低排烟温度，凝结水温度提升后再返回汽轮机低压加热器系统，减少低加的抽气量，减少排烟损失，提高电厂的运行经济性。 该项目可降低排烟温度12℃左右，降低机组发电煤耗约1.78g/kwh。
（三）汽轮机汽封改造 公司汽轮机汽封是东方汽轮机厂原配的汽封，东汽厂对汽封间隙的标准值有所调整，相对于原来的间隙标准，所有的汽封间隙都有所减小。利用蜂窝汽封及侧齿汽封对汽封进行改造，可使原汽封参数下漏气量减少2/3，因此通过汽封的改造及间隙标准的重新优化，改造后机组热耗减低100-120kJ/kWh，约降低发电煤耗2.5-3g/kwh。
企业愿景
未来，公司将继续认真贯彻各项环保法律法规，秉承“环保电力、绿色电力”理念，致力于建设绿色、环保、节能型电厂，实现“超越利润之上的追求”，起到环保节能示范带头作用，助力我国生态文明建设，共筑蓝天常在、绿水长流的幸福家园！
