燃煤电厂低低温电除尘提效改造项目分析.doc

7燃煤电厂低低温电除尘提效改造项目分析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熱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。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。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5500h年发电量：1000MW×5500h=550000万kWh。（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1000MW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7408.58kJ/kWh、7463.14kJ/kWh修正后供电煤耗分别为284.16g/kWh、285.97g/kWh即烟冷器改造后降低机组供电煤耗1.81g/kWh。在750MW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7511.86kJ/kWh、7571.31kJ/kWh修正后供电煤耗分别为289.51g/kWh、291.81g/kWh即烟冷器改造后降低机组供电煤耗2.30g/kWh。在500MW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7691.92kJ/kWh、7769.63kJ/kWh修正后供电煤耗分别为300.67g/kWh、302.71g/kWh即烟冷器改造后降低机组供电煤耗2.04g/kWh。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/kWh+2250h×1000MW×291.81g/kWh+1250h×1000MW×302.71g/kWh=1606900tce。改造后机组年综合能源消耗量=2000h×1000MW×284.16g/kWh+2250h×1000MW×289.51g/kWh+1250h×1000MW×300.67g/kWh=1595555tce。由上述计算可知项目实施前后每年节约标煤量=1606900tce-1595555tce=11345t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