燃煤电厂超低排放改造技术路线优化分析

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摘 要：文章主要围绕燃煤电厂超低排放改造的相关技术进行阐述，在脱硫脱硝、除尘设备新技术开发与应用，节能型超低排放技术，节能改造新技术、成熟技术及案例分析，因地而异节能改造新技术路线选择和探讨，更好的优化燃煤电厂超低排放改造技术的路线方式。

关键词：燃煤电厂；超低排放；改造技术

中图分类号：TU993 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）15-0014-02

在燃煤电厂超低排放改造技术路线的运用中，要形成多样化的综合技术运用，围绕燃煤电厂超低排放技术路线的优化创新，更好的推动整个技术创新的优化。

1 燃煤电厂超低排放改造技术路线整体概述

1.1 燃煤电厂超低排放主要技术路线

技术路线一：低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器；

技术路线二：低NOX燃烧器+SCR+高效除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器；

技术路线三：低NOX燃烧器+SCR+低低温电除尘器+优化后的湿法烟气脱硫工艺（含高效除雾器）。

1.2 燃煤电厂超低排放的运用方式

1.2.1 烟气治理环保装置协同技术

主要是低低温电除尘器、降温换热器、湿法烟气脱硫协同除尘、脱SO3技术。通过在电除尘前加装热回收器，烟气温度降低至酸露点以下，此时，绝大部分SO3在烟气降温过程中凝结。由于烟气尚未进入电除尘器，所以烟尘浓度很高，比表面积很大，冷凝的SO3可以得到充分的吸附，对SO3去除率一般不小于70%，下游设备一般不会发生低温腐蚀现象，同时实现余热利用或加热湿法脱硫装置后的净烟气。低低温电除尘器的出口粉尘粒径会增大，普通电除尘器出口烟尘平均粒径一般为1～2.5 μm，低低温电除尘器出口粉尘平均粒径大于3 μm，低低温电除尘器出口粉尘平均粒径明显高于低温电除尘器。当采用低低温电除尘器时，脱硫出口烟尘浓度明显降低，可有效提高湿法脱硫系统协同除尘效果。如图1所示。

1.2.2 各脱硫公司脱硫塔的设计优化

针对燃低硫煤机组超低排放的主要塔型：包括：喷淋空塔、托盘塔、单塔双循环等技术；针对燃中、高硫煤机组超低排放的主要塔型：包括：串塔、高效分级复合脱硫塔（托盘+喷淋层+薄膜持液层等技术。

1.3 燃煤电厂超低排放存在的主要问题

一是部分超低排放改造项目投资过高、厂用电率过高。部分项目急于实现超低排放改造，因此将各种技术堆积在一起，改造后NOX、SO2、粉尘排放满足超低排放要求，但投资运行成本过高，且烟气治理部分能耗较高，厂用电率的提高无疑使全厂供电煤耗增加。

二是超低排放改造仅按满足目前的要求进行排放控制。火电厂烟气污染物排放标准还在完善和发展阶段，在这一阶段，更要注意前瞻性分析和研究，否则对技术路线的发展将十分不利，包括对SO3、重金属、PM2.5等的控制应该是我们综合考虑的问题。举例：某2′300 MW机组“超低排放”改造项目，改造后NOX、SO2、粉尘排放满足超低排放要求，但未考虑协同治理，结果测试SO3排放浓度在100 mg/Nm3以上。而SO3是造成低温腐蚀、设备结垢的元凶。

三是采用低低温电除尘器技术应注意的主要问题。低低温电除尘器+高效湿法烟气脱硫协同控制由于理念先进，节能及综合环保性能好有望成为环保治理技术的主流工艺路线（包括对燃中硫中灰以上工程应用）。但应注意对低低温电除尘器除尘体系进行细致设计。

目前已有电厂由于采用低低温电除尘器后引起一电场的灰量增加以及灰中SO3增加，引起的流动性变差，造成输灰困难，已有几个工程出现上述问题，应该在以后的输灰系统设计时引起重视。

2 燃煤电厂超低排放改造技术路线的优化

2.1 锅炉本体与燃烧制粉系统及辅助设备

2.1.1 锅炉受热面改造

对于排烟温度高、减温水量大的锅炉，可通过改变锅炉相应位置受热面的面积，降低锅炉排烟温度和减温水量，达到提高锅炉效率的目的。

2.1.2 锅炉烟气余热利用

锅炉排烟余热回收利用系统，是在空气预热器之后、脱硫塔之前烟道的合适位置通过加装烟气冷却器，用来加热凝结水、锅炉送风或者城市热网低温回水，回收锅炉排烟的部分热量，同时大幅度减少脱硫系统耗水量。

2.1.3 空气预热器密封改造

针对回转式空气预热器的结构特点，各电力企业普遍采用先进的密封技术进行改造，取得了很好的节电效果。

2.1.4 增压风机与引风机合并改造

当引风机或（和）增压风机运行效率低，可通过引风机和增压风机合并改造，提高风机运行效率，降低厂用电率。

2.1.5 CFB炉冷渣器热量回收

部分CFB炉机组冷渣器采用开式或闭式冷却水冷却，热量排入大气或江河海中。

改造方案采用凝结水冷却冷渣器，以回收热量，对于采暖机组，采暖期可用热网循环水冷却冷渣器，非采暖期用凝结水冷却冷渣器。

2.2 汽轮机本体与汽水系统及辅助设备

2.2.1 汽轮机通流部分改造

通过汽轮机本体技术改造，提高汽轮机各缸效率、降低汽轮机热耗率、提高机组的运行经济性。

2.2.2 先进高效汽封改造

多种成熟、先进的汽封技术可供选择。

2.2.3 汽轮机低压缸排汽通道改造

在凝汽器喉部增加耐冲刷的不锈钢导流装置，使低压缸排汽尽量均匀进入凝汽器冷却区。

2.2.4 凝汽器真空泵工作水降温提效改造

在真空泵工作水管路上增设一套压缩制冷装置，在环境温度较高的时候投入运行，降低工质水温度，提高真空泵抽吸能力和凝汽器真空度。

2.3 主要技术路线分析

纯凝机组供热改造可降低供电煤耗40 g/kWh左右，投资较少，投资回收期短，是提高机组能效水平和经济性的最佳途径。

城市（工业园区）周边具备集中供热条件的亚临界纯凝发电机组应优先实施供热改造。

汽轮机通流部分改造是提高机组效率的有效途径，从单位降耗成本、单位年节煤量成本看，“不改变进汽参数方案”与“小幅提升进汽参数方案”基本相当，对于热耗率明显偏离保证值、尚在还贷期内的亚临界机组可根据具体情况选用上述方案。

2.4 节能及低成本型高效（电）除尘系列技术

通过一系列的综合优化和科技创新技术，有效减少机组烟气量；采用高频电源技术对静电除尘器的电源装置进行改造；基于中温省煤器技术的低低温电除尘改造。

在电除尘进口增设中温省煤器，实现节能型低低温电除尘改造，满负荷烟温降至100 ℃ 以下。大幅降低电除尘进口烟温，在降低烟尘比电阻的同时，进一步减小烟气流速，大幅减小烟气携带动能，增加烟气在电除尘停留时间，以实现高效除尘。

烟气流程的并联设置方式有效降低了烟气系统阻力，降低引风机和增压风机电耗，同时提升了烟气热能回收效率，综合性地实现了节能减排的目的。中温省煤器改造后，电除尘出口烟尘的实际浓度由12 mg/Nm3降至7 mg/Nm3。烟气中的SO3浓度由10 mg/Nm3降低至2.74 mg/Nm3。

2.5 节能型高效脱硫系列技术

以“零能耗脱硫技术”为核心的高效脱硫系列技术，目前的石灰石-石膏湿法脱硫，需耗用约1%以上的厂用电，此类系统实际为“耗能减排”。研发并加装了基于碳素钢的脱硫烟气热能回收装置，并将这部分热量送回热力系统以替代汽轮机抽汽加热凝结水，减少汽轮机的热耗，从而平衡脱硫系统的能耗。

烟气热能回收装置布置于增压风机与脱硫塔之间，不但能回收锅炉的排烟热能，还能回收引风机与增压风机的做功导致的烟气焓升（8～10 ℃），显著提升了项目的边际效益。

3 结 语

因此，通过对燃煤电厂超低排放改造技术路线的整体优化，可以形成多方面的技术控制，尤其是在整个技术改造的过程中，要针对性的形成对整个技术的全面优化，可以更好的推动燃煤电厂超低排放改造技术的整体应用创新。

参考文献：

[1] 李奎中，王伟，莫建松.燃煤电厂WESP的应用前景[J].广东化工，2013，

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[2] 靖治富.湿式电除尘在火力发电厂的应用前[J].才智，2013，（8）.

[3] 夏进文.电除尘技术的发展与研究现状[J].科技创新与应用，2014，（25）.