低低温电除尘提效改造项目分析_张哲伟

工程技术

DOI：10.16660/j.cnki.1674-098X.2016.24.027

低低温电除尘提效改造项目分析

张哲伟 陈秀峰

(广州能源检测研究院 广东广州 511447)

摘　要：低低温静电除尘技术主要是通过在干式电除尘器（DESP）之前投加烟冷器，使热烟气和汽机冷凝水实现热交换，烟气得以冷却，减少排烟热损失，同时将DESP的运行温度由130 ℃～150 ℃降低到85 ℃～90 ℃（烟气酸露点以下），不仅可脱除SO3、提高除尘效率，而且起到余热回收利用的效果，实现了保护环境和降低能耗的双重目的。关键词：低低温电除尘 余热回收利用 锅炉 烟冷器 煤耗中图分类号：X773

文献标识码：A

文章编号：1674-098X(2016)08(c)-0027-02

早在“十一五”时期，国家把节约能源作为基本国策之一，要求发展循环经济，保护生态环境，加快建设资源节约型、环境友好型社会。现在到了“十三五”阶段的初期，我国节能减排形势依然严峻，且迫在眉睫。电力作为高耗能行业，将在降低能耗、提高经济效益中扮演着重要角色。

某火力发电厂基于目前生产状况以及“十三五节能规划”的要求，实施了低低温电除尘提效改造项目，实现余热回收利用，达到节能减排的效果。同时，大大减少了SO2气体排放、提高了除尘效率，在保护地区环境中发挥了重要作用。

中；煤燃烧后产生的烟气经脱硝装置、空预器、电除尘、引风机、增压风机、脱硫装置后进入烟囱排至大气。

据实测数据表明，排烟所带走的热量是锅炉运行中热损失最大的部分，占锅炉总输入热量的5%～8%，占锅炉的总热损失的70%～80%。一般而言，排烟温度每增加15 ℃～20 ℃，排烟热损失将增加1%，锅炉效率相应降低1%，导致煤耗增加。

为保护尾部烟道、设备不受腐蚀，电厂必须将烟气温度控制在酸露点以上。按照国内常规设计，烟气温度需高于酸露点5 ℃～10 ℃，因此空预器出口烟气温度通常设定

1 改造前后的工艺对比及技术原理

改造前，原煤由煤斗送入锅炉的磨煤机，原煤被磨成煤粉以后进入锅炉进行燃烧，将水加热成过热蒸汽，从而推动汽轮机转子转动做功，整个过程经历了从化学能到热能，再转化成机械能的过程。汽轮机带动发电机发电，最终实现将机械能转变为电能。在发电过程中，汽轮机乏汽通过凝汽器冷却为冷凝水，经回热系统加热后经给水泵重新送入锅炉

为120 ℃～130 ℃。而在湿法脱硫工艺中，吸收塔中的烟气为绝热饱和状态，温度（等焓过程）为50 ℃左右，即从120 ℃～150 ℃到50 ℃温差之间的热量全部损失了。

改造后的工艺流程图如图1所示。

改造后，低低温静电除尘技术则是通过在干式电除尘器（DESP）之前投加烟冷器，使热烟气和汽机冷凝水实现热交换，烟气冷却，将DESP的运行温度由130 ℃～150 ℃降低到85 ℃～90 ℃（烟气酸露点以下），实现余热回收利用，大大降低生产煤耗，实现经济效益和环境效益共赢。

2 节能效果及环境效益分析

2.1 节能效果分析

实施了低低温静电除尘技术后，节能效果主要体现在余

图1 低低温电除尘改造后工艺流程图

表1 机组负荷分布表

机组负荷率机组100%负荷机组75%负荷机组50%负荷年总和

运行小时数(h)2 0003 0002 5007 500

负荷折算系数10.750.5---折合满负荷小时数(h)2 0002 2501 2505 500

热回收利用。在烟冷器中，汽机冷凝水与烟气发生热交换，烟气温度由120 ℃～130 ℃降低到85 ℃的同时，加热了冷凝水。这不仅减少排烟热损失，还可预热即将返回锅炉的冷凝水，从而降低煤耗，给机组带来节能效益，可谓一举两得。

2.1.1 项目节能量测算的依据和基础数据(1)产品产量的依据。

机组发电利用小时为5 500 h，年发电量:1000MW×5500h=550000万kW·h。

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极板上返回气流；若比电阻过大，荷电粒子在集尘极上缓慢释放电荷，烟尘积累容易产生反电晕现象。影响飞灰比电阻大小的因素很多，譬如飞灰碱性金属含量、煤的含硫量和水分等，一般高硫煤的比电阻低于低硫煤。

(2)低低温静电除尘器的优势。

其一，传统静电除尘器的操作温度在120 ℃～150 ℃之间，此时飞灰的比电阻最高，而低低温静电除尘器出口温度只有85 ℃左右，大幅度降低了飞灰比电阻，使静电除尘器依然能高效收尘。另外，飞灰表面吸收了SO3后，比电阻进一步降低，可通过后续的干式静电除尘器脱除。

其二，在烟尘入口浓度不变，静电除尘器总集尘面积相同条件下，出口烟尘浓度与趋近速度和体积流量呈指数关系。当烟气温度从150 ℃降低到85 ℃，烟气体积将减少16%左右，在相同条件下，意味着比集尘面积提高了16%，飞灰趋近速度可增加70%左右，可提高ESP对细颗粒的捕集效率。

(2)能耗的依据。

能耗依据火电厂有关热经济性理论计算。2.1.2 项目实施前后节能量计算

根据烟冷器性能试验结果，低低温电除尘节能效果明显，统计如下。

在1 000 MW负荷下分别投退烟冷器，测得锅炉修正后效率分别为94.445%、94.370%，汽机修正后热耗率分别为7 408.58 kJ/kW·h、7 463.14 kJ/kW·h，修正后供电煤耗分别为284.16 g/kW·h、285.97 g/kW·h，即烟冷器改造后降低机组供电煤耗1.81 g/kW·h。

在750 MW负荷下分别投退烟冷器，测得锅炉修正后效率分别为94.397%、94.289%，汽机修正后热耗率分别为7 511.86 kJ/kW·h、7 571.31 kJ/kW·h，修正后供电煤耗分别为289.51 g/kW·h、291.81 g/kW·h，即烟冷器改造后降低机组供电煤耗2.30 g/kW·h。

在500 MW负荷下分别投退烟冷器，测得锅炉修正后效率分别为94.381%、94.494%，汽机修正后热耗率分别为7 691.92 kJ/kW·h、7 769.63 kJ/kW·h，修正后供电煤耗分别为300.67 g/kW·h、302.71 g/kW·h，即烟冷器改造后降低机组供电煤耗2.04 g/kW·h。

相关的机组运行负荷分布按表1计算。2.1.3 节能量计算

改造前机组年综合能源消耗量=2000h×1000MW×285.97g/kW·h+2250h×1000MW×291.81g/kW·h+1250h×1000MW×302.71g/kW·h=1606900 tce。

改造后机组年综合能源消耗量=2000h×1000MW×284.16g/kW·h+2250h×1000MW×289.51g/kW·h+1250h×1000MW×300.67g/kW·h=1595555 tce。

由上述计算可知，项目实施前后每年节约标煤量=1606900tce-1595555tce=11345 t标煤。2.2 环境效益分析

2.2.1 脱除SO3

脱除烟气中的SO3主要在于布置在空预器和静电除尘器之间的烟冷器。它是SO3慢速冷凝场所。当烟气温度降到酸露点以下，由于飞灰总表面积远大于换热器壳体和管表面面积，硫酸蒸汽将优先在飞灰颗粒表面上冷凝，并与飞灰中的碱性金属氧化物发生化学反应，生成硫酸盐，随后与飞灰一起被电除尘设备收走，致使烟气中的硫酸蒸汽量大大减少，SO3脱除率可达95%以上。

2.2.2 提高除尘效率

(1)烟尘灰比电阻决定了除尘效果。

当灰比电阻在104～1 011 Ω·cm区间时，电除尘器收尘效果最佳，比电阻过大或过小都会导致除尘效率急剧下降。若比电阻过小，荷电烟尘达到集尘极很快释放电荷，容易从

3 结论

(1)与传统的烟气治理技术相比，低低温静电除尘技术具有脱除SO3、提高除尘效率、降低排烟温度从而减少热损失以及余热回收利用的特点。

(2)项目实施后，每年可节省11 345 t标准煤，降低生产煤耗，同时减少SO2排放量5 447.7 kg。不仅为企业节省生产成本、创造经济效益，且为环境大气保护做出巨大贡献。

(3)该项目的技术先进，运行稳定、可控，具有较好的经济效益和环境效益，符合国家“十三五节能规划”的要求和行业长远发展计划，促进地区和企业经济发展，使企业经济和地区环境保护事业齐头并进。

参考文献

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