1、毕业论文 在我国的电力工业结构中，燃煤机组占了 75左右，发电量占 80以上。近年来国家 大力发展核电、生物能、风电等新能源，但我国的一次能源构成表明，煤电仍然会在 70%左右，在新增的装机中火电比例达到 88 2，而新增的火电中大型超临界机组的比重逐年增加。大型火电机组的节能减排，有利于提高机组热效率，降低发电煤耗，对减少二氧化碳和其他大气污染物的排放，保护环境有重要的意义。 我国以煤炭为主的能源供应格局在未来相当长的时间内不会发生根本性改变，因此燃煤电厂污染物排放问题一直是人们关注的热点。近年来 ,随着燃煤价格的日益上涨 ,燃煤电厂的成本不断增加 ,各电厂面临着节能的巨大压力。锅炉的排烟温
2、度过高 ,主要原因之一是煤质变差 ,导致灰分增大 ,使锅炉各受热面产生积灰 ,这样不仅降低了锅炉效率 ,造成燃煤电厂煤的消耗量增加 ;而且给电除尘器也带来了较大的影响 ,如电除尘器处理烟气量增大、气体粘滞性变大、粉尘比电阻增大以及击穿电压下降等影响 ,造成了电除尘器除尘效率降低。 随着环保部与质检总局联合发布的新版火电厂大气污染物排放标准(GB13223一 2011)于 2012年 l月 1日开始执行 ,烟气排放浓度要求越来越高。新建火电厂烟 气含尘浓度执行 30mg/Nm3 标准 ,重点地区提高到 20mg/Nm3。达到了与欧美发达国家同样严格的标准要求。 为达到环保标准 ,燃煤电厂锅炉降低
3、排烟温度、节约能源、降低粉尘排放浓度成为当前急需解决的难题 ,寻求节能减排的新技术、新方法是形势所趋。低低温高效电除尘器技术有效的解决了这一难题。 1电除尘技术 静电除尘器是通过电场电晕放电在阳极板和阴极线之间形成一个强静电电场 ,使烟气中的气体分子电离 ,产生电子和离子 ,电子和离子在电场力的作用下分别向两极 移动 ,在移动过程中吸附烟气中的粉尘颗粒并使粉尘荷电。 国际上美国、德国等欧美国家的电厂大多采用静电除尘器 ,除尘器出口烟尘排放浓度多在 50mg/m3以下 ,有些电厂达到 30mg/m3,甚至更低。德国大型燃煤机组采用的除尘技术主要是高效静电除尘器 ,即通过对电除尘器的控制部分和对烟
4、气通道的改进来提高除尘效率 ,保证粉尘排放浓度在 20 mg/m3以下。美国较常用的除尘技术是电除尘器调质除尘工艺 ,以及布袋除尘器除尘工艺。 亚洲国家的火电厂也大多采用静电除尘技术。为保证排放浓度 ,日本新建大容量燃煤机组大多采用低低温 电除尘器技术和移动电极电除尘器技术 ,通过将进入除尘器的烟气温度降低到合适的数值 ,来降低粉尘的比电阻 ,提高收尘效率 ,移动电极电除尘器技术可以减少二次扬尘 ,除尘效率可达 99.85%以上。 据统计 ,欧盟静电除尘器数量约占除尘设备的 85%,美国静电除尘器数量约占除尘设备的 80%,日本燃煤电厂则几乎全都采用静电除尘器。 我国火电厂最早是在 20世纪
5、50年代开始采用静电除尘器 ,电除尘技术于 20世纪 90 年代得到推广，在我国应用广泛。目前我国火电厂锅炉配套的除尘设备大部分为静电除尘器 ,但比集尘面积 (SCA)普遍偏小 ,大部分只在 80110 m2/m3/s之间。随着优质电煤的不断开采，电煤的质量也逐步下降。由于电除尘的除尘效率与粉尘比电阻值关系很大，比电阻在 l 104 . cm以下的粉尘沉积时，会被中和甚至带上正电，易再状进入气流，使电除尘效率降低。比电阻在 1x104 . cm4x104 . cm之间的粉尘沉积时中和适当，当振打极板时，粉尘层成片下落，保证了电除尘的高除尘效率。而比电阻在 1011 .cm 以上的粉尘沉积后很难
6、中和粉尘层逐渐形成负电场电场升高会在覆盖层孔隙发生电击穿并伴随向电极发射正离子 ，即发生反电晕现象此时电除坐效率将降低 (如图 1所示 )。于是为了满足火电厂的粉尘排放应小于 30mg/Nm3的要求，根据煤种不同，电除尘器需采用 5 电 场 、 6 电 场 、 甚 至 7 电 场 设 计 。 随着新的火电厂大气污染物排放标准 (GB13223-2011)的实施 ,很多按原有标准设计的电厂 ,粉尘的排放浓度已无法满足环保要求 ,因此需对现有除尘器进行改造或更换。所以单纯的依靠电除尘技术，显然不是一种很好的选择。 2布袋除尘技术 布袋除尘是利用纤维材料组成的一层滤层 ,通常称为“滤袋”进行过滤 ,
7、达到将烟尘捕集的作用。由于国内电站锅炉烟气排放标准的进一步加强 ,按原电除尘器标准设计项目的粉尘排放大多不能达到小于 30mg/Nm3 的环保要求 ,而袋式除尘器出口粉尘浓度可以低于 30mg/Nm3,甚至可达 lOmg/Nm3。因此袋式除尘效率较高 ,在一般应用中都可以达到 99%以上的除尘效率。但是由于袋除尘对于烟温、烟的成分等适应性差 ,容易造成过滤纤维发生腐蚀、结露等严重影响纤维组织的寿命 ,而且由于烟气阻力损失较大 ,会使引风机 阻力增加 ,最终导致电厂用电率升高。正是由于其运行费用高、维护成本大 ,布袋除尘器在我国还没有大面积应用和推广。 澳大利亚 90%电厂以上都釆用了布袋除尘器
8、 ,是世界上采用布袋除尘器最多的国家。这主要是因为澳大利亚的燃煤含硫量低 ,收到基硫 Sar 般为 0.4%0.5%,而灰成分中的 Si02 和 AL2O3总含量高达 85%左右 ,导致煤灰比电阻很高 ,如果选用静电除尘器 ,则除尘效果很差。因此澳大利亚电厂广泛采用布袋除尘器 ,粉尘排放浓度能达到 30mg/Nm3 以下 ,甚至达到 lOmg/Nm3。此外 ,加拿大及部分欧洲国家也较 多采用布袋除尘器。 布袋除尘器在我国最早是应用在钢铁与水泥行业 ,至今已有数十年的历史。20 世纪 80 年代 ,我国在小范围的电厂中采用过布袋除尘器 ,但受当时工艺水平的限制 ,滤料质量不过关 ,技术不成熟 ,
9、使用效果并不好 ,因此没有进行更大范围的推广应用。 电除尘器因其具有除尘效率高、设备阻力低、处理烟气量大、运行费用低、维护工作量少且无二次污染等优点，长期以来在电力行业除尘领域占据着绝对的优势地位。国内电除尘领域的众多专家在对国内煤种的适应性进行了研究后，认为在满足新排放标准并保证经济性 的前提下，电除尘器仍有广泛的适应性。但电除尘器的除尘效率与粉尘比电阻有很大的关系，低低温电除尘技术可大幅度降低粉尘的比电阻，避免反电晕现象，从而提高除尘效率，不但能实现低排放，当采用低温省煤器时，还可节省能耗，同时去除烟气中大部分的 SO 3 。该 技术在日本已得到工程实践的考验。随着我国节能减排政策执行力度
10、的进一步加大，国内对该技术的关注度也日益增加。 低低温电除尘技术概述 低低温电除尘技术发展历史 低低温电除尘技术是从电除尘器及湿法烟气脱硫工艺演变而来。在日本已有近 20年的应用历史。三菱重工于 1997年开始在大型燃煤火电机组中推广应用基于 MGGH管式气气换热装置使烟气温度在 90左右运行的低低温电除尘技术，已有超 6500MW 的业绩，在三菱重工的烟气处理系统中，低低温电除尘器出口烟尘浓度均小于 30mg/Nm 3 ， SO3浓度大部分低于 3.57mg/Nm 3 ，湿法脱硫出口烟尘浓度可达 5mg/Nm 3 ，湿式电除尘器出口烟尘浓度可达 1mg/Nm 3以下。目前日本多家电除尘器制造
11、厂家均拥有低低温电除尘技术的工程应用案例，据不完全统计，日本配套机组容量累计已超 15,000MW，典型的有三菱重工（ MHI）、石 川岛播磨（ IHI）、日立（ Hitachi）等。 低低温电除尘技术简介 低低温电除尘技术是通过低温省煤器或热媒体气气换热装置（ MGGH）降低电除尘器入口烟气温度至酸露点温度以下，一般在 90左右，使烟气中的大部分 SO 3 在低温省煤器或 MGGH中冷凝形成硫酸雾， 黏附在粉尘上并被碱性物质中和， 大幅降低粉尘的比电阻， 避免反电晕现象，从而提高除尘效率， 同时去除大部分的 SO 3 ， 当采用低温省煤器时还可节省能耗。 低低温电除尘系统布置如下图所示，与传
12、统工艺路线布置不同的是，电除尘器的上游布置了 GGH热回收器。 低低温电除尘系统布置图 燃煤电厂烟气治理岛低低温电除尘系统典型布置方式主要有两种（如图 2、图 3所示）。 单级布置低低温高效电除尘器 单级布置结构 ,即将 GGH布置在锅炉空预器后，具有节能的效果，是目前国内采用的主要工艺路线。电除尘器前的烟道内 ,工艺流程如图 1所示。 按此工艺流程 ,烟气经过 GGH,温度从 120 -140降到 90左右 ,低于烟气的酸露点 ,烟气中的大部分 SO3将与水蒸气结合 ,生成硫酸雾 ,被飞灰颗粒吸附 ,接着被电除尘器 (ESP)捕捉 ,被飞灰吸附的 SO3将随飞灰排出 ,从而解决了下 游设备的
13、腐蚀难题。此外 ,由于烟气温度降低 ,使除尘器人口烟气体积减少 ,提高了除尘效率。 2.1.1工艺原理 其原理是引用汽机冷凝水与锅炉热烟气在 GGH中进行热交换 ,将进入电除尘器的运行温度由 120 -140下降到低低温状态 90左右 (低于烟气酸露点 ),并使得冷凝水温度升高回收利用 ,实现提高除尘效率和余热利用的双重目的。 2.1.2烟气余热回收热力系统布置 烟气余热回收热力系统如图 2所示。 GGH与低压回热系统主回水成并联布置 ,其进口水取自汽轮机的低压回热系统 ,设计特定的进水方式与电调阀配合 ,GGH进水量可在运 行中进行切换调节。进人 GGH的冷凝水吸收锅炉排烟热量后 ,在除氧器
14、入口与主凝结水汇合。 GGH的给水跨过若干级加热器 ,利用级间压降克服 GGH本体及连接管道的流阻 ,不必增设水泵 ,提高了运行经济性、可靠性 ,同时实现了排烟余热的梯级利用。 由于在 GGH中进行热交换的缘故 ,电除尘器运行温度变成了 90左右 ,低于正常运行的 12OC 以上烟气温度。粉尘的比电阻降低 ,从而对几乎所有煤种来说 ,低低温高效电除尘器的除尘性能均会得到提高。 2.1.3技术特点 与常规电除尘器相比 ,低低温电除尘器具有以下显著特点： )l节约煤耗。 根据降温幅度不同 ,可节约发电煤耗 1.53g/kwh。 2)可以除去绝大部分 503,提高除尘器效率。 在该系统的除尘装置中
15、,烟温已降到露点以下 ,而烟气含尘质量浓度很高 ,因而粉尘总表面积增大 ,为硫酸雾的凝结附着提供了良好的条件。由于进人电除尘器的烟气温度降低 ,烟气体积变小 ,烟速降低 ,烟尘比电阻减小 ,因而提高了除尘效率。 3)无泄漏 ,能有效利用回收的热量。 采用管式 GGH,无泄漏 ,同时回收的热量可用于 3个系统 :烟气再热系统 ;烟气余热回收加热系统 ;采暖供热系统。 4)烟气余热回收装置 (GGH)布置不受场地限制。 烟气余热回收装置 (GGH)可布置在电除尘烟箱内 ,也可布置在电除尘器的前置水平或竖直烟道内。 5)电除尘器性能大幅得到改善及提升。 由于烟气温度的降低 ,烟气量减少 ,故可以减小
16、电除尘器体积 ,采用三电场除尘器能 够达到四电场除尘器的效率。 2.2两级布置低低温高效电除尘器 两级布置结构 ,是将第一级热媒水热交换装置 (MGGH)置于空预器后，电除尘器前的烟道内，将烟气温度降低，同时将烟气中回收的热量传送至湿法脱硫系统后的再加热器，第二级热媒水热交换装置 (MGGH)置于脱硫塔之后的烟道内 ，提高烟囱烟气温度，该工艺路线在日本应用非常广泛。工艺流程如图 3所示。 按此工艺流程 ,烟气经过第一级 MGGH,温度从 120 -140降到 90左右 (低于烟气的酸露点 )，烟气中的大部分 SO3将与水蒸气结合 ,生成硫酸雾 ,被飞灰颗粒吸附 ,接着被电除尘器 (ESP)捕捉
17、 ,被飞灰吸附的 SO3将随飞灰排出 ,保证更高的除尘效率 ,从而解决了下游设备的腐蚀难题。经过第二级 MGGH后 ,烟气温度从50升高到 80左右 (控制在酸露点以上 ),达到烟囱最佳排烟温度 ,满足环保排放扩散要求。 2.2.1工艺原理 此系统是运用热 媒水循环系统进行热交换 ,即在锅炉空预器后设置MGGH(热媒水热量回收系统 ),使进入除尘器人口的烟气温降低 ,提高烟气处理技术性能。脱硫装置出口设置 MGGH(热媒水烟气再热系统 )。通过热媒水密闭循环流动 ,将从降温换热器获得的热量去加热脱硫后净烟气 ,使其温度从 50左右升高到 80。 2.2.2技术特点 2.2.2技术特点 1)降低
18、电耗 ,运行费用降低。 低低温高效电除尘器人口烟气温度由 120 -140左右降低到 90左右后 ,实际烟气流量大大减少 ,不仅对低低温高效电除尘器有利 ,而且也有利于吸风机和增压风机。第一级 MGGH增加的阻力由吸风机克服 ,对吸风机来说 ,虽然压头增加 ,但处理烟气流量减少 ,两者相消 ,电耗基本持平。对脱硫风机而言 ,由于处理烟气流量的减少 ,电耗将会下降。从总体上来说 ,电耗降低了。 2)可以除去绝大部分 SO3,提高除尘器效率。 3)无泄漏 ,能有效利用回收的热量。 4)第一级 MGGH布置不受场地限制。 5)电除尘器性能大幅得到改善及提升。 常规电除尘与低低温电除尘方案对比表 煤种
19、的适用性 如图所示，在高温电除尘器 (300 400 )和低温电除 尘器（ 130 150 )中低碱低硫物质的比电阻超过反电晕临界比电阻而在 90 左右时其比电阻可以降低到反电晕临界比电阻以下低低温电除尘器的荷电性能稳定集尘性能可大幅上升几乎所有的煤种包括低碱煤种也可避免反电晕现象 低低温 ESP使原集尘性能非常差、在烟气排放方面不适合燃烧的煤种也可以维持合适的荷电状态实现集尘性能的显著提升使锅炉对煤种的适应范围扩大烟气温度与除尘效率的变化曲线如图 3所示与低温电除尘器对于不同煤种除尘效率波动大相比低低温电除尘器对于不同煤种除尘效率稳定且除尘效率高 2 灰硫比 2.1灰硫比定义 灰硫比 ( D
20、/S) ，即粉尘质量浓度 ( mg/m3) 与 SO3质量浓度 ( mg/m3) 之比。 关于灰硫比的定义，国外存在不同的观点，三菱重工、住友重工、美国南方公司等相关专家认为灰硫比是粉尘浓度和硫酸雾 ( H2SO4) 浓度之比，日立相关专家认为灰硫比是粉尘浓度和 SO3浓度之比，两种定义方法基本原理相同，仅在计算量值上略有差异 (SO3分子量为 80， H2SO4分子量为 98) 。本文取灰硫比定义为粉尘浓度与 SO3浓度之比。 2.2.灰硫比估算公式推导 在燃煤锅炉中，燃 煤中的硫在燃烧过程中除少部分的非燃性硫 ( 约占5%-10%) 残留在灰分中，绝大部分都被氧化生成 SO3，在完全燃烧情
21、况下，生成的 SO2同时，小部分 SO2会被进一步氧化成 SO3。根据马广大主编的大气污染控制工程记载的实测数据，一般燃煤在燃烧条件下锅炉中 SO3转化率为0.5%-2.5%。脱硝系统中 SO2转换为 SO3的转换率为 0.3%-1%。综上所述， SO2转换为 SO3的转换率为 0.8%-3.5%。根据国内外锅炉和脱硝系统情况分析，华能国际所属燃煤电厂 SO2转换为 SO3的转换率可取 0.8%-3.0%。由于日本 本土燃煤电厂的锅炉 SO2转换为 SO3的转换率为 0%-1.0%，脱硝系统中转换率为0.8%-1.0%，因此，日本本土燃煤电厂转换为的转换率可取 0.8%-2.0% 根据灰硫比的定义和吸附在粉尘表面的规律，推导出燃煤电厂烟气灰硫比的估算公式 (1) 和流量的估算公式（ 2）
