低低温电除尘提效改造研究

低低温电除尘提效改造研究低低温电除尘提效改造研究张广才张广才广东省惠州平海发电厂有限公司广东省惠州平海发电厂有限公司目录二、技术原理、优势一、改造必要性印迹二、技术原理、优势三、改造项目四、节能减排效果五、运行操作注意事项及检查情况六、改进措施七、效益分析一、改造必要性一、改造必要性环保要求步步趋严火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)，全国执行30mg/m3的限值；重点区域大气污染控制十二五规划，划定三区十群，工业粉尘排放降低10%2013年3月，环保部发布针对特别排放限值环保要求步步趋严PM2.5治理困难2013年3月，环保部发布针对特别排放限值的14号公告，明确执行时间和范围2013年6月14日，国务院部署大气污染防治十条措施，重点行业排放强度下降30%，加强PM2.5污染治理PM2.5中，一次颗粒物占36%，其中可过滤颗粒物占22%，可冷凝PM2.5占78%传统静电除尘器对可过滤的PM2.5总脱除效率只有95-97%，对可冷凝的PM2.5的脱除率只有20%左右电厂节能要求的PM2.5的脱除率只有20%左右湿法脱硫塔对细颗粒物脱除效率只有5～30%排烟热损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，一般排烟温度增加12～15℃，排烟热损失增加1%，锅炉效率降低1%二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势核心是低低温烟气处理技术，改造前后的工艺流程如下图所示：二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势排烟热损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，占锅炉总输入热量的5～8%，占锅炉总热损失的70～80%，一般排烟温度增加15～20℃，排烟热～8%，占锅炉总热损失的70～80%，一般排烟温度增加15～20℃，排烟热损失将增加1%，锅炉效率降低1%，煤耗也相应增加。一般电厂为保护尾部烟道、设备不受腐蚀，必须将烟气温度控制在酸露点以上。按照国内常规设计，烟气温度需要在酸露点以上5～10℃左右，因此空预器出口烟气温度通常设定为120～130℃。但湿法脱硫工艺中吸收塔中的烟气为绝热饱和温度（等焓过程），一般这个绝热饱和温度为50℃塔中的烟气为绝热饱和温度（等焓过程），一般这个绝热饱和温度为50℃左右，即从120～150℃到50℃这个区间的热量全部损失了。二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势脱SO3：SO3可降低到1ppm以下，无堵塞腐蚀脱SO3：SO3可降低到1ppm以下，无堵塞腐蚀除尘：除尘性能高效稳定脱硫：低腐蚀等级，高石膏纯度，降低水耗余热：突破酸露点限制，最大限度回收余热，余热利用灵活热利用灵活1、脱SO3二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势SO3的转化SO3的来源锅炉内：降温区（400℃左右）脱硝SCR：催化剂基底层烟煤：0.25-0.5%/层催化剂ESP：为降低烟尘比电阻加入SO3SO3的转化204℃以下全部变为硫酸蒸汽低于酸露点发生冷凝均相冷凝非均相冷凝急速冷凝慢速冷凝脱SO3的效益SO3的危害二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势解决低温腐蚀问题突破酸露点瓶颈，最大限度回收余热低温腐蚀：酸露点以下腐蚀空预器、静电除尘器、脱硫塔、烟道、风机等下游设备余热回收瓶颈：降温到酸露点以上5～10oC价值1：低低温静电除尘技术可将SO3降低到1ppm以下3价值2：烟冷器可以突破酸露点限制，将烟气温度降低到85℃，比酸露点以上运行的常规换热器多回收25～40%以上的余热排烟热损失是锅炉运行最重要的热损失，排烟温度增加12～15℃，排烟热损失将增加1%，锅炉效率降低1%SO3(气)150℃鳍片管飞灰ⅡⅡ、低低温静电除尘技术、低低温静电除尘技术二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势被吸附的SO3雾滴90℃(酸露点)3040503(ppm)DESP温度.:90℃DESP温度.:160℃参考煤：高硫煤实验数据小试数据10100浓度（ppm)0102030气态SO3GGH热交换器出口温度oooo0.1110热交换器出口SO3浓度（5010015020033:8～10vol%HO:3.57～49.98mg/NmSO测试环境：实验数据ⅡⅡ、低低温静电除尘技术、低低温静电除尘技术二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势2:8～10vol%HO1614121086420粉尘浓度/硫酸雾浓度（D/S）腐蚀率灰硫比与腐蚀率的关系实验研究证实，烟气中飞灰浓度和三氧化硫浓度之比（D/S）控制在一定数值，低低温条件下对钢材腐蚀速度低于0.1mm/a。烟温降低到85℃：烟气体积流量减少10%左右。2、除尘效率提高二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势烟气体积流量减少10%左右。飞灰比电阻降低，迁移速度显著提高。备注：国内其他项目多将烟气温度降至95-105℃左右。a)比电阻：烟气温度超过200℃时，飞灰以体积导电为主，主要依靠灰中碱金属离子导电；当温度低于150℃时，以表面导电为主，主要依靠飞灰颗粒吸附的水膜和酸膜导电。b)除尘器最佳比电阻范围为104~1011Ω·cm。c)烟温降低到85℃：迁移速度提高70%左右。d)烟气温度自130℃降低至85℃，烟气体积流量减少14%左右。SCRDESP烟囱锅炉GGH降温段WFGD空预器BUF3、脱硫二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势烟囱烟气温度(deg.C)130SO3浓度.4038550(ppm)1185IDF处理烟气流量减小，FGD塔体积缩小，系统能耗降低FGD水耗减少含尘浓度减少：FGD运行稳定，石膏品质提升含尘浓度减少：FGD运行稳定，石膏品质提升4、余热利用加热汽机凝结水、脱硫后烟气、一次空气预热、供暖等5、业绩—日本应用案例ⅡⅡ、低低温静电除尘技术、低低温静电除尘技术二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势13低低温静电除尘技术起源于日本，1997年后大部分新建的燃煤电厂都选用了该技术主要参数低低温静电除尘器系统日本橘湾电厂2号机组ⅡⅡ、低低温静电除尘技术、低低温静电除尘技术二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势锅炉燃料:煤FGD:石灰石-石膏湿法烟气流速:3,130,400m3N/h(Eq.:1,050MW)入口SO2浓度.:860ppm除尘系统低低温静电除尘器GGHGGHStackBoiler除尘系统低低温静电除尘器烟气再加热:无泄漏GGH烟尘排放10mg/m3N运行2000年12月GGHGGHWFGDDESP主要参数低低温静电除尘器系统CHUBUELECTRICPOWERCO.,/HEKINANP.S./NO.4&5ⅡⅡ、低低温静电除尘技术、低低温静电除尘技术二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势锅炉燃料:煤FGD:石灰石-石膏湿法烟气流速:2,787,000m3N/h(Eq.:1,000MW)除尘系统低低温静电除尘器烟气再加热:无泄漏GGH烟气再加热:无泄漏GGH烟尘排放5mg/m3N运行2001年11月（4#）2002年11月（5#）ⅡⅡ、低低温静电除尘技术、低低温静电除尘技术二、低低温静电除尘技术原理、技术优势二、低低温静电除尘技术原理、技术优势三、低低温改造项目三、低低温改造项目1、项目概况侧视图俯视图侧视图俯视图2、改造目标设计说明：原有静电除尘器配置煤质数据1负荷MW10002全水分%15.23灰分%15.9三、低低温改造项目三、低低温改造项目原静电除尘系统序号项目单位条件1机组出力MW10002静电除尘型式2台双室四电场3比集尘面积m2/m3·s-196.244保证除尘效率%99.65%5实测出口浓度mg/Nm333.00%4含硫量%38.00%5低位发热量MJ/kg1050.00%低低温静电除尘设计条件序号项目单位条件1入口烟气体积流量Nm3/h1,674,246x22入口烟气温度℃1283入口含尘浓度g/Nm310.44入口SO3浓度ppm～9ppm烟冷器出口6实测除尘效率%99.68%烟冷器出口1出口烟气温度℃852出口SO3浓度ppm3静电除尘器出口1出口含尘浓度mg/Nm3202出口SO3浓度ppm13、系统布置方案三、低低温改造项目三、低低温改造项目版本图号比例状态描述批准日期审核校核版本设计阶段工程平海电厂1#机组低低温烟气除尘改造项目可研1:200换热器及烟道布置图（方案二）4、设备示意图三、低低温改造项目三、低低温改造项目5、换热管形式三、低低温改造项目三、低低温改造项目5、换热管形式三、低低温改造项目三、低低温改造项目5、系统控制三、低低温改造项目三、低低温改造项目四、节能减排效果四、节能减排效果根据广州粤能电力科技有限公司出具的《1号机组烟冷器性能试验报告》（YN60601079-2015），低低温电除尘节能效果明显，在烟1、节煤节水量分析节煤节水量分析报告》（YN60601079-2015），低低温电除尘节能效果明显，在烟冷器改造后，满负荷的工况下可降低脱硫水耗是68.01t/h。不同负荷下的煤耗降低值统计如下：名称单位100%THA75%THA50%THA性能测试降机组供电煤性能测试降机组供电煤耗值g/kWh1.812.302.04节煤节水量分析四、节能四、节能减排效果减排效果相关的机组运行负荷分布按下表计算。机组负荷率运行小时数负荷折算系数折合满负荷小时数机组负荷率运行小时数负荷折算系数折合满负荷小时数机组100%负荷200012000机组75%负荷30000.752250机组50%负荷25000.51250年总和75005500由上述计算可知，项目实施前后每年节约标煤量=2000×1.81+2250×2.30+1250×2.04=11345吨每年可节约水耗量=5500×68=374055吨。除尘提效分析四、节能减排效果四、节能减排效果环保性能试验结果：在退烟冷工况下，除尘器出口平均烟尘浓度是10.78mg/Nm3；在投烟冷的工况下除尘器出口平均烟尘浓度是8.79mg/Nm3，改造后电除尘出口烟尘浓度降低了2mg/Nm3。在退烟冷工况下，SO3脱除率是14.58%，除尘器出口SO3含量是5.39mg/Nm3,SO65.05%5.39mg/Nm3；在投烟冷的工况下,除尘器出口平均SO3脱除率是65.05%，除尘器出口SO3含量是1.94mg/Nm3，改造后电除尘出口SO3浓度降低了3.45mg/Nm3。五、五、运行操作注意事项及检查情况1.烟冷器凝结水减温水调节阀自动值设定为83℃，尽量减少减温水投入，提高经济性。运行操作注意事项2.烟冷器系统刚投运时，为防止出口烟温降低过调，待系统投入30min稳定后，1A/1B烟冷器凝结水进口调节阀再投自动。3.吹灰规定：①当烟冷器烟气差压大于750Pa时，烟冷器系统执行全面吹灰顺控；②）当烟冷器烟气差压小于750Pa时，烟冷器系统执行单双数吹灰方式；③烟冷器吹灰蒸汽压力设定为1.6MPa。4.烟冷器系统允许投入条件：①1A或1B烟冷器入口烟气温度大于95℃；②7号低加至烟冷器凝结水进口温度大于70℃。②7号低加至烟冷器凝结水进口温度大于70℃。1.烟冷器系统保护退出条件：①锅炉MFT保护动作；②机组RB保护动作；③烟冷器出口烟气温度小于80℃；④烟冷器凝结水进口温度小于69℃。五、五、运行操作注意事项及检查情况运行1.5年后的烟冷器换热管检查情况，未出现堵灰、腐蚀泄漏的情况。检查情况2、社会效益六、改进措施六、改进措施吹灰器设计时尽量不用蒸汽吹灰，而用声波吹灰器可以减少蒸汽的用量，系统布置也简单，但吹灰效果较差，不能保证长期运行的吹灰效果。目前最优的吹1、吹灰器选型统布置也简单，但吹灰效果较差，不能保证长期运行的吹灰效果。目前最优的