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超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研


超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究 专题报告

中 国 电 力 工 程 顾 问 集 团 华 东 电 力 设 计 院
工程设计综合类甲级 A131000025 2013 年 11 月 工程勘察综合类甲级 090001-kj 上海

超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究 专题报告

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2013 年 11 月

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超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究专题报告


1



概述 ...................................................................................................................................... 1 1.1研究背景 ......................................................................................................................... 1 1.2研究范围及内容 ............................................................................................................. 2

2 3

编制原则 .............................................................................................................................. 2 锅炉风机选型方案研究 ...................................................................................................... 3 3.1三大风机配置情况 ......................................................................................................... 3 3.2一次风机的选型研究 ................................................................................................... 10 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 一次风机型式的确定 .................................................................................... 10 一次风机数量的确定 .................................................................................... 13 一次风机风量和风压裕量 ............................................................................ 13 实际运行情况 ................................................................................................ 16 一次风机运行偏离设计点的原因分析 ........................................................ 19

3.3送风机的选型 ............................................................................................................... 20 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 送风机型式的确定 ........................................................................................ 20 送风机数量的确定 ........................................................................................ 22 送风机风量和风压裕量 ................................................................................ 22 实际运行情况 ................................................................................................ 25 送风机运行偏离设计点的原因分析 ............................................................ 26

3.4引风机的选型 ............................................................................................................... 27 3.4.1 3.4.2 3.4.3 3.4.4 3.4.5 4 引风机型式的确定 ........................................................................................ 27 引风机数量的确定 ........................................................................................ 33 引风机风量和风压裕量 ................................................................................ 33 实际运行情况 ................................................................................................ 34 引风机运行偏离设计点的原因分析 ............................................................ 36

磨煤机选型方案研究 ........................................................................................................ 38 4.1磨煤机的种类及特点 ................................................................................................... 38 4.1.1 4.1.2 4.1.3
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双进双出钢球磨煤机的特点 ........................................................................ 38 中速磨煤机的特点 ........................................................................................ 40 风扇磨煤机特点 ............................................................................................ 45
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4.2.1 4.2.2

超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究专题报告

4.2磨煤机在国内超超临界的运行情况 ........................................................................... 46 中速磨煤机运行情况 .................................................................................... 46 双进双出磨煤机运行情况 ............................................................................ 47

4.3磨煤机的选型原则 ....................................................................................................... 48 4.3.1 4.3.2 5 磨煤机的数量 ................................................................................................ 48 磨煤机的裕量 ................................................................................................ 49

4.4磨煤机性能比选 ........................................................................................................... 49 烟气脱硝方案研究 ............................................................................................................ 50 5.1概述 ............................................................................................................................... 50 5.2各种脱硝工艺 ............................................................................................................... 51 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 SCR 烟气脱硝技术 ....................................................................................... 51 SNCR 烟气脱硝技术..................................................................................... 52 SNCR/SCR 烟气脱硝技术 ............................................................................ 53 烟气脱硝技术比选 ........................................................................................ 54

5.3脱硝催化剂 ................................................................................................................... 57 5.4脱硝还原剂型式 ........................................................................................................... 59 6 烟气脱硫方案研究 ............................................................................................................ 60 6.1概述 ............................................................................................................................... 60 6.2脱硫工艺 ....................................................................................................................... 61 6.2.1 6.2.2 脱硫工艺简介 ................................................................................................ 61 脱硫工艺比较 ................................................................................................ 64

6.3脱硫烟气系统 ............................................................................................................... 64 6.3.1 6.3.2 7 脱硫烟气系统设置 GGH .............................................................................. 65 脱硫烟气系统设置低温省煤器 .................................................................... 68

6.4综合技术经济比较 ....................................................................................................... 71 除尘器方案研究 ................................................................................................................ 72 7.1概述 ............................................................................................................................... 72 7.2各式除尘器介绍 ........................................................................................................... 73 7.2.1 7.2.2 7.2.3 7.2.4
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静电除尘器 .................................................................................................... 73 低温电除尘器 ................................................................................................ 74 旋转电极式电除尘器 .................................................................................... 76 烟尘预荷电微颗粒收集装置 ........................................................................ 77
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7.2.5 7.2.6 7.2.7

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湿式静电除尘器 ............................................................................................ 78 布袋除尘器 .................................................................................................... 80 电袋复合型除尘器 ........................................................................................ 82

7.3除尘器方案技术比较 ................................................................................................... 84

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超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究专题报告 版号:0 第 01 页

【内容摘要】根据中国国电集团公司《设备选型对超超临界机组经济性的影响研究》科 技项目计划任务书的要求,对国内现已投运或在建超超临界机组锅炉主要辅机设备(三 大风机、磨煤机、脱硝、脱硫、除尘器)的选型进行介绍,总结目前锅炉辅机选型中存 在的问题并分析其原因,提出优化锅炉辅机设备设计选型原则,为电厂超超临界机组锅 炉辅机设备的优化设计提供一定的参考及依据。

1 概述
1.1 研究背景 我国未来经济社会稳定持续发展,迫切要求能源供应的保障和较低成本电力的支 撑。根据我国特有的能源资源禀赋条件,发展高效节能超低排放燃煤火电技术,对于经 济与环境协调可持续发展具有重要的意义。 我国一次能源的禀赋是多煤少油贫气,煤炭资源丰富,2000 米以浅的预测煤炭资 源量为 5.6 万亿吨,能源剩余可采总储量中原煤占 58.8%,煤炭占我国一次能源生产总 量 75%,占消费总量 70%,决定我国以煤炭为主的能源利用格局将长期存在。以煤电 为主的能源供应持续增长,也为我国经济快速稳定发展在国际上具有竞争能力,保持合 理的发展成本提供了必要条件,是我国能源资源禀赋和工业化发展的必然结果。 国家节能减排“十二五规划”中指出我国将大力推进电力行业脱硫脱硝,到 2015 年燃煤机组脱硫效率达到 95%,脱硝效率达到 75%以上。最新的火电厂大气污染物排放 标准规定至 2014 年 7 月,燃煤锅炉要达到:烟尘 30 mg/m3,二氧化硫 200(现有机组) /100(新建机组)mg/m3,氮氧化物 100 mg/m3 的排放标准;其中重点地区的排放标准为 烟尘 20 mg/m3、二氧化硫 50 mg/m3。 尽可能提高发电效率,大力发展超超临界燃煤发电技术,是当前降低煤耗、减少 污染物排放的最现实、最可行、最经济、最有效的途径。 超超临界燃煤发电机组的辅机参数与常规超临界和亚临界机组相比有所提高,这就 对超超辅机提出更高的要求,锅炉辅机故障直接威胁机组的安全稳定运行。锅炉三大风 机、磨煤机、除尘器等作为锅炉主要辅助设备,超超临界机组对其运行的可靠性及经济 性提出了更高的要求。锅炉三大风机、磨煤机、除尘器等是火力发电厂厂用电的消耗大 户,是机组安全和经济运行的关键设备。随着环保标准的提高,对超超临界机组脱硫、 脱硝、除尘等的安全、稳定、连续运行也提出了更高的要求。优化锅炉三大风机、磨煤

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超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究专题报告 版号:0 第 02 页

机、脱硫、脱硝、除尘设备等锅炉主要辅机设备的配置和准确选型至关重要,关系到整 个电厂是否能够高效、经济、稳定的运行。 1.2 研究范围及内容 本文主要介绍了国内超超临界机组锅炉主要辅机设备的选型方案,具体如下: (1) 三大风机的配置情况及国内已经投运超超临界机组一次风机、送风机、引风机的运 行情况,介绍了一次风机、送风机、引风机的形式、数量、风量和风压裕量的确定 并对风机的调速方式进行综合比较; (2) 磨煤机的配置情况及国内已投运超超临界机组磨煤机的运行情况,并对不同形式的 磨煤机的煤质适应性、耐磨件材质选用、检修运行工作量、初投资、运行电耗、维 修成本等进行综合技术经济分析。 (3) 脱硝技术的研究背景、环保要求及国内超超临界机组已投运的脱硝运行情况,并对 脱硝工艺的特点、催化剂形式的特点、还原剂的特点及不同工艺、不同系统设计脱 硝方案的投资、运行成本、脱硝效率等进行综合比较分析; (4) 脱硫技术的研究背景、环保要求及国内超超临界机组已投运的脱硫运行情况,介绍 了脱硫烟气系统(包括 GGH 和低温省煤器的设置等),并对各种脱硫工艺的脱硫 效率、初投资、节能等进行综合比较分析。 (5) 除尘器技术的研究背景、环保要求及国内超超临界机组已投运的除尘器运行情况, 介绍了静电除尘器、布袋除尘器、电袋除尘器、湿式除尘器的特点并对其对煤种适 应性、除尘效率、投资、运行成本等进行综合技术经济分析。

2 编制原则
(1) 本专题内容应贯彻国家法律、法规及有关的方针和政策。 (2) 本专题的条款应与现行的国家标准、行业标准、地方标准和企业标准相协调,并不 低于上述标准。 (3) 本专题的编制内容应根据近年来我国火力发电厂锅炉主要辅机选型的设计、施工、 运行等经验,消化吸收国外有关标准、规程、规范中先进技术。 (4) 中国国电集团公司《设备选型对超超临界机组经济性的影响研究》科技项目计划任 务书。 (5) 国电泰州发电有限公司《超超临界机组设备选型对经济性影响专题研究专题报告》 设计合同。
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ECEPDI 3 锅炉风机选型方案研究
3.1 三大风机配置情况

超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究专题报告 版号:0 第 03 页

《大中型火力发电厂设计规范》(GB 50660-2011)中规定: (1) 每台锅炉宜设置 2 台一次风机,不应设备用。 (2) 每台锅炉宜设置 2 台送风机,不应设备用。 (3) 每台锅炉宜设置 2 台引风机,不应设备用。 国内现在已投运或在建的不同容量机组电厂较多,表 3-1-1、3-1-2、3-1-3 列出了不 同容量超超临界机组三大风机选型数据。由表 3-1-1、3-1-2、3-1-3 的统计数据可见,超 超临界机组的一次风机、送风机、大多采用动叶可调轴流风机、引增合并取消脱硫旁路 后,电动引风机采用动叶可调轴流式风机,汽动引风机采用小汽机调速静叶调节轴流式 风机。

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超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究专题报告 版号:0 第 04 页

表 3-1-1 超超临界机组一次风机选型参数
风机型式 TB 工况 流量 m3/s 机组容量 华能玉环电厂 外高桥电厂三期 国电泰州电厂 国电北仑电厂三期 上海漕泾电厂 华能金陵电厂二期 国电谏壁电厂 新密电厂二期 徐州电厂 安徽淮南平圩电厂 国电泰州二期 机组容量 国电蚌埠电厂 动叶可调轴流 112.53 14631 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 169.17 150.79 177 183 151.6 173.66 155.1 160.70 161.53 170.5 144.25 17729 20553 21112 21551 22605 19127 19110 17465 18490 20319 19293 压头 Pa BMCR 工况 流量 压头 3 m /s Pa 1000MW 级 113.89 96.88 117 119 98.5 115.03 104.4 106.04 108.70 122.3 13638 15306 16240 16563 17120 14713 14700 13434 14223 15630 122.2 94.67 15592 14924 96.7 92.40 14399 12090 109 92.6 14876 16756 BRL 工况 流量 m3/s 压头 Pa BMCR 效率 % 电机功率 kW 备注

106.2 96.64

12971 15261

88 88.03 86.73 88.08 88.5 88.11 86 89.3 87.82 87.29 87.39

4250 4200 4750 4700 4000 4000 3500 3300 3800 3950 3800

104.54 15404 600MW 级 74.88 11255

76.63

11609

88.07

2240

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凤台电厂一期 田集电厂一期 石洞口二电厂二期 上海望亭发电厂 大唐宁德电厂二期 江苏陈家港电厂 田集电厂二期 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 123.25 120.14 111.30 116.14 96.04 112.2 104.6 16119 12350 14279 13450 14280 14672 14249 77.41 80.83 86.80 78.15 67.68 78.3 75.8 12039 9455 11899 10346 10984 11286 10961 69.43 79.2 79.8 71.80 64.30 70.47 72

超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究专题报告 版号:0 第 05 页

11159 9350 10329 10190 9914 10157 10512

88.5 88.3 88.05 88.5 88.07 88.02 88.03

2700 2100 2000 2240 1980 2100 1800

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ECEPDI 表 3-1-2 超超临界机组送风机选型参数
项目 风机型式 TB 工况 流量 m3/s 机组容量 华能玉环电厂 外高桥电厂三期 国电泰州电厂 国电北仑电厂三期 上海漕泾电厂 华能金陵电厂二期 国电谏壁电厂 新密电厂二期 徐州电厂 安徽淮南平圩电厂 泰州电厂二期 机组容量 国电蚌埠电厂 动叶可调轴流 250.2 4914 225.6 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 378.9 439.3 369 412 398.3 387.6 390.1 396.41 394.55 377.8 355.55 5050 6092 5289 5630 5935 5122 5999 5946 5304 6440 5024 322.5 348.2 311 338 341.1 326.8 334.1 332.91 376.40 335.5 319.01 压头 Pa BMCR 工况 流量 m3/s BRL 工况

超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究专题报告 版号:0 第 06 页

BMCR 效率 %

电机功率 kW

备注

压头 流量 Pa m3/s 1000MW 级 3686 4592 3860 4331 4566 3940 4614 4574 5268 5600 311.2 309.18 334.15 320.8 310 317.3 307 341.3

压头 Pa

3577 4304

86.59 87.8 87.25

2400 3700 2500 2900 3000 2450 3000 3000 2600 4000 2150

3898 3881

88 85.5 87.84

4306 4174 4420 5119.9 3672

86.9 87 87.5 88 88

4120 286 600MW 级 4273 215

4132

88.32

1500

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凤台电厂一期 田集电厂一期 石洞口二电厂二期 上海华电望亭发电厂 大唐宁德电厂二期 江苏国华陈家港电厂 田集电厂二期 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 动叶可调轴流 257.6 260.21 247.4 254.84 237.43 236.99 251.1 4860 3995 4193 3970 4812 3995 4057 211 213.17 208.1 218.26 215.11 203.0 225.3 3875 3185 3214 3308 4374 3185 3521 189.3 197.16 198.7 195.91 193.78 182.7 216

超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究专题报告 版号:0 第 07 页

3383 3080 3004 3087 3550 3080 3309

86 88 88.24 87 88.13 86 87.7

1600 1400 1400 1400 1400 1250 1400

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ECEPDI 表 3-1-3 超超临界机组引风机选型参数
项目 风机型式 TB 工况 流量 m3/s 机组容量 华能玉环电厂 外高桥电厂三期 外高桥电厂三期 国电泰州电厂 国电北仑电厂三期 上海漕泾电厂 华能金陵电厂二期 国电谏壁电厂 新密电厂二期 静叶调节 静叶调节 静叶调节 静叶调节 静叶调节 静叶调节 静叶调节 静叶调节 动叶可调轴 流,双级 动叶可调轴 流,双级 动叶可调轴 流,双级 735.6 723.9 723.9 755.5 767.1 766 753.7 776.5 799.3 5450 4290 5590 7405 7567 6635 7312.7 6671 9198 613.2 618.7 618.7 629.8 629 638 633.6 650.9 708.8 4129 3300 4300 5610 5820 5308 5750 5131 7221 634.9 647.0 4945 6619 压头 Pa BMCR 工况 流量 m3/s 压头 Pa BRL 工况 流量 压头 3 m /s Pa 1000MW 级 588 577.1 577.1 558.8 585 601 5405 4513 3823 3056 3982

超超临界机组锅炉主要辅机设备选型研究专题报告 版号:0 第 08 页

BMCR 效率 %

电机功率 kW

备注

88.53 88.26 88.73 86.4 86.3 87.6 86.4 86.5 87

5000 3800 5000 7000 7200 6450 6700 6300 8800

无脱硝, 引增不合 无脱硝, 引增不合 脱硝,引增不合 脱硝,引增不合 脱硝,引增不合 脱硝,引增不合 脱硝,引增不合 脱硝,引增不合 脱硝、 脱硫三合一

江苏常熟

789.7

8044

691.8

6703

7800

脱硝、 脱硫三合一

徐州电厂

813.6

8834

694.6

6956

662.9

6784

85.5

8500

脱硝、 脱硫三合一

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动叶可调轴 流,双级 动叶可调轴 流,双级

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安徽淮南平圩电厂

843.0

10548

729.0

8790

662.1

7250

86.6

11000

脱硝、 脱硫三合一

泰州电厂二期 机组容量 国电蚌埠电厂 凤台电厂一期 田集电厂一期 石洞口二电厂二期 上海华电望亭发电厂 大唐宁德电厂二期 江苏国华陈家港电厂 田集电厂二期

735.6

9392

644

7826

622.2

7471

89

8700

脱硝、 脱硫三合一

600MW 级 静叶调节 静叶调节 静叶调节 静叶调节 静叶调节 静叶调节 静叶调节 动叶可调轴 流,双级 461.4 472.5 476.4 518.2 488.5 498.4 458.2 539.9 4535 4810 4810 7028 6945 6831 6511 9459 409.1 420.1 422.6 439.69 433.3 442.0 406.2 467.9 3779 4010 4010 5903 5787 5692 6533 8167 387.2 373.1 404.4 414.3 416.7 419.71 365.6 404.9 3627 3560 3560 5432 5524 5132 4958 6218 86.1 86.2 86 85.15 86.5 86.4 86.8 86.85 2650 2900 2900 4500 4200 4200 3800 5900 无脱硝, 引增不合 无脱硝, 引增不合 无脱硝, 引增不合 脱硝,引增不合 脱硝,引增不合 脱硝,引增不合 脱硝,引增不合 脱硝、 脱硫三合一

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3.2 一次风机的选型研究 3.2.1 一次风机型式的确定

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中速磨煤机直吹式制粉系统已成为 300MW 及以上大容量机组的首选制粉系统。目 前,大多数电厂采用正压冷一次风机直吹式制粉系统,冷一次风机具有风量小(一般仅 占炉膛燃烧总风量的 20%左右)、风压高(直吹式制粉系统中大于 12kPa),运行中风 量变化大,风压变化小的特点。对于一次风机,可供选择的风机型式有两种,离心风机 和动叶可调轴流风机。 3.2.1.1 一次风机的对比 离心式风机的调节方式一般有 3 种, 即进口挡板调节、 进口导叶调节和变转速调节。 由于导叶调节的结构和维护都比较简单,所以是应用最普遍的调节方式。进口导叶调节 通过改变风机入口的气流方向来改变风机的特性曲线。离心式风机的这种调节方式只能 向着体积流量和压头减小的单方向调节。这也使得风机的效率降低。 动叶可调轴流式风机是利用改变动叶安装角度来进行调节风机体积流量和压头的。 这种调节方式不仅可以减小体积流量和压头,也可在一定范围内增加体积流量和压头。 这样就可以使风机在较大的负荷变化范围内获得较高的平均效率。由于一次风机压头较 高,动叶可调轴流式一次风机将采用 2 级叶轮。 离心式风机和动叶可调轴流式风机的等效率曲线均为椭圆形,动叶可调轴流式风机 的等效率曲线的长轴与系统阻力曲线基本平行(见图 3-2-1),而离心式风机的等效率 曲线的长轴与系统阻力曲线基本垂直(见图 3-2-2),在变负荷运行时,效率降低较快。 可见,动叶可调轴流式风机的高效率区域较广。因而在变负荷时,动叶可调轴流式风机 比离心式风机的调节特性好。 动叶可调风机由于其运行效率高,尤其是在变负荷工况下更加明显,因而动叶可调 轴流式风机的变工况性能要优于离心式风机,其效率随负荷降低而下降的幅度比离心式 风机小得多。尽管动叶可调轴流风机的价格较高、初投资大,但轴流式风机能够通过调 节叶片的角度来改变风量风压,具有较宽的调节范围,其调节性能优于离心式风机。并 且轴流式风机运行效率比较高,电耗省,检修、维护较方便。 一次风机选择进口导向叶片调节、定速离心式风机,设备投资费相对较低,但风机 运行效率在低负荷工况下效率较低。 大容量机组一次风机可采用离心式一次风机加变频
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器的模式,通过变频器调频来改变离心式风机的转速,降低离心式风机在低负荷下的转 速, 从而提高风机效率, 其节电效果还是非常明显的。 缺点是变频器必须采用进口设备, 设备的投资费较高。另外变频器对供电质量要求很高且保护灵敏,一般变频器跳闸后不 能自动启动变频器,影响锅炉温度运行。而且变频工频切换困难。

图3-2-1 离心式一次风机的性能曲线示例

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图3-2-2 动叶可调轴流一次风机的性能曲线示例 3.2.1.2 一次风机的选型结论 如上所述,动叶可调轴流式风机有较好的调节特性,可保证在较大负荷变化范围内 获得较高的平均效率。对一次风机而言,由于考虑到磨煤机的切换、空气预热器漏风率 的增加、煤质变化等因素,在选择时风量和压头都留有较大的裕度。这样,选用动叶可 调轴流式风机可显示其优越性。对装设中速磨煤机的制粉系统,在机组负荷变化时主要 依靠改变磨煤机的运行台数来满足。这时一次风量随机组负荷变化,而系统阻力(磨煤 机及煤粉管道阻力)变化不大。在机组低负荷时,一次风机处于小体积流量、高压头区 运行。从动叶可调轴流式风机的特性曲线可以看出,它在小体积流量高压头时的失速线 比离心式风机低得多,产生喘振的危险性要大。在风机设计时应充分考虑可能出现的低 负荷工况,使运行点处于风机特性曲线的失速线之下;同时,装设有喘振保护装置,使 产生喘振的危险性降低,这样,完全可以选择动叶可调轴流式风机。 目前 300MW 等级机组冷一次风机选型以离心式为多。 600MW 及以上等级超超临界 机组有较多采用双级动叶可调轴流风机。从实际使用情况来看这两种风机型式都是可行 的。但相对来说,动叶可调轴流一次风机在 600MW 机组上的使用情况更好一些。 《大中型火力发电厂设计规范(GB50660-2011)》规定:对正压直吹式制粉系统或热
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风送粉贮仓式制粉系统,当采用三分仓空气预热器时,冷一次风机可采用动叶可调轴流 式风机或调速离心式风机, 对轴流式一次风机应考虑预防喘振失速的保护措对于正压直 吹式制粉系统。 动叶可调轴流风机可满足锅炉不同负荷时的风量、风压需要,在风机的调节特性及 整个机组运行的经济性上轴流风机明显优于离心式风机。动叶可调轴流风机设置了变频 装置后,在机组的部分负荷下,通过调节风机的转速来提高风机的效率,从而降低风机 实际的运行电耗。风机增加了变频装置后,变频装置的投资费较高,一般在 800~1000 元/kW 左右;在运行费用方面,由于动调风机自身的效率就很高,当风机采用变频装置 来调节转速后,尽管能够提高部分风机的效率,但由于变频器本身的运行功耗的增加, 使最终一次风机在设置变频装置前后,风机总体的运行电耗基本相当,设置变频装置的 节能意义并不显著。建议 600MW 及以上超超临界机组采用动叶可调轴流式风机。 3.2.2 一次风机数量的确定 冷一次风机的台数和基本容量的配置方案,绝大多数机组都按 2× 50% 来选用。根 据《大中型火力发电厂设计规范(GB50660-2011》的要求,冷一次风机宜为 2 台,不设 备用。 3.2.3 一次风机风量和风压裕量 3.2.3.1 冷一次风机裕量选取现状 1994 年版《火力发电厂设计技术规程》DL5000-94 中一次风机 BMCR 工况点风量 的计算与 2000 版“火规”的计算方法基本上是一致的。 风量裕量的取值上, 94 版为 50%。 2000 版中的条文说明中规定: 当空预器漏风率变化较大, 煤质变化较大和送粉管道布置 复杂时推荐 40%加温度裕量。94 版火规和 2000 版火规要求一次风机的压头裕量均为 30%。 这个规定要点在于对配三分仓空气预热器的冷一次风机选用了较大的风量裕量和 压头裕量,这主要是根据当时国内一些电厂的实际运行情况,并参照国际上有关规定而 制定的。 因此自上个世纪 90 年代以来, 在新投运的火电厂中已很少发生一次风机出力不够的 问题,这说明现行大火规在有关一次风机选用方面的规定已经收到了良好效果。但与此 同时,也有些电厂反应设计所选一次风机参数裕量偏大导致厂用电耗增大,个别电厂中 选用了大裕量一次风机但却未能显示出正面效益。另一方面,随着改革的深入和技术的
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进步,近年来有不少电厂在解决三分仓空气预热器漏风、降低风机电耗的工作中取得了 成功经验。 一次风系统的自身特点及现行设计规程,一次风机选型时,风量留有 30% ~ 50%的 裕量,风压留有 30%的裕量。由此,造成在满负荷运行时,风机入口的风门挡板开度仍 较小,造成了明显的节流损失。冷一次风机选型参数与管网特性匹配中因压头裕量偏大 而引起的附加风量裕量偏大问题。 长兴、 张家口、 石嘴山、 玉环等电厂机组容量从 300MW 到 1000MW,实际风量裕量均偏大,有些要高达 60%风量裕量。因此,提高一次风机正 常运行时的系统效率,对于减少厂用电,提高电厂的经济效益具有显著意义。 3.2.3.2 影响冷一次风机风量选择的主要因素 按《大中型火力发电厂设计规范(GB50660-2011)》规定,一次风机的基本风量按设 计煤种计算,应包括锅炉在最大连续蒸发量时所需的一次风量、制造厂保证的空气预热 器运行一年后一次风侧的漏风量加上需由一次风机所提供的制粉系统密封风量损失(按 全部磨煤机计算)。因此影响冷一次风机风量选择的主要因素为: (1)煤种 燃用煤种与设计煤种的差异,会对锅炉运行的安全性和经济性带来很大的影响。煤 种的灰份和含氧量变化对发热量与理论燃烧空气量关系影响极大。煤种发热量降低,燃 煤量增加,所需的一二次风量一般是增加的。对直吹式制粉系统而言,燃煤量增加,所 要求的一次风机出口风压变大,又使空预器漏风率增加。锅炉辅机选型与煤质不适应或 因煤种变化而使得锅炉辅机出力不足,从而将影响机组的出力。 (2)空气预热器漏风率 制造厂商对三分仓空气预热器提供的漏风保证值,在机组性能考核试验中大多能够 达到,而在长期运行中则普遍存在漏风随时间明显增大及漏风超标现象,这是要求一次 风机具有较大裕量的主要原因。但近年来,国内三分仓空气预热器的设计制造技术和运 行管理水平已有较大提高, 使空气预热器漏风率的总体水平及漏风变化率有了显著的降 低。三分仓空气预热器漏风量增加对一次风机的风量影响极大,而对于送风机的风量却 几乎没有影响, 这就是许多采用冷一次风机和三分仓空气预热器的电厂反应一次风机容 量不够,而送风机容量却反应不大的重要原因。 (3)磨煤机通风量
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磨煤机通风量或一次风量大小及其变化幅度对于一次风机参数和裕量有直接影响。 在正压直吹制粉系统中, 磨煤机通风量即一次风量的运行值往往会大于制造厂商提供的 设计值,这里有以下几种原因: (a) 适应煤质变化,减少石子煤的排放。 (b) 为减轻燃烧器区域结焦而修改风煤比,如石洞口二厂二期为此将磨煤机通风量 提高了 12.5%。 (c) 磨煤机进风测量装置受布置条件影响造成精度过低,造成指示风量较实际偏低 较多,最大可达 20%~30%。 (d) 防止一次风管堵管。 如望亭 14 号炉磨煤机出口的风粉分配偏差过大导致一次风 管甚至磨煤机的阻塞,被迫将额定通风量提高 13.6%。 上述因素造成磨煤机通风量增大的幅度,但一般不超过 15%。磨煤机通风量是一次 风机选型计算基本风量的前提,实际通风量增减均会造成一次风机选型偏离实际运行 值。 3.2.3.3 影响冷一次风机风压选择的主要因素 按《大中型火力发电厂设计规范(GB50660-2011)》规定,一次风机的基本压头按设 计煤种及锅炉最大连续蒸发量工况时与磨煤机投运台数相匹配的运行参数计算,应包括 制造厂保证的磨煤机及分离器阻力、锅炉本体一次空气侧阻力(含自生通风)、系统阻 力及燃烧器处炉膛静压(为负值)。由于一次风机阻力计算中涉及到很多设备,其中磨 煤机及分离器阻力以及煤粉管道阻力占总阻力的 80%左右, 在磨煤机厂家提供的磨煤机 最大通风量阻力时,已经考虑了最大的阻力,因此若再取 30%裕量,有重复的嫌疑,因 此建议磨煤机阻力按最大通风阻力不再考虑裕量累计到一次风机压头中;煤粉管道阻力 较大,准确计算煤粉管道阻力是一次风机压头选择的基础。 3.2.3.4 一次风压与风量的匹配 为维持煤粉管道的安全流速,当锅炉负荷变化时一次风压的变化幅度并不大。相应 的一次风机出口风压变化小。例如吴泾热电厂,当机组负荷从 100% 变到 40% 时,一 次风机风量从 100% 变为 76%,而一次风压(风机出口)则从 100% 变为 95%,变化 很小。 当一次风量因备用磨煤机的投运而增大时,相应的风压还可能发生下降。如望亭 14
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号炉的备用磨煤机投入时的一次风量从 100% 增大到 116.3%,而一次风总管的风压则 从 2725Pa 降到 2200Pa,这将有利于一次风机的工作点向大流量区靠近。 3.2.3.5 冷一次风机参数选择规范 《大中型火力发电厂设计规范(GB50660-2011)》中提出一次风机风量裕量 20-30%; 按夏季通风室外温度确定温度裕量;风压裕量 20-30%。规范中风量裕量向下调整的主 要考虑因素是: 基本风量按 BMCR 工况及空预器运行一年后的保证漏风率已包含了一定的裕量; 随着回转式空气预热器密封技术的改进,漏风率已趋于降低,因此在锅炉三大风机 裕量选择中一次风机降幅为最大。表 3-2-1 为不同规范对一次风机裕量的选取。 表 3-2-1 一次风机的风量、风压裕量 工程名称 玉环工程 2000 版“火规” 2011 版“火规” 三菱 1000MW 参考电厂 3.2.4 实际运行情况 根据调研,已投运机组的一次风机的运行情况表如下: 风量裕量 40%+温度裕量 (按夏季室外大气温度计算) 不小于 35%+温度裕量 20-30%+温度裕量 不小于 20% 压头裕量 30% 30% 20-30% 备注

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表 3-2-2 已投运超超临界机组一次风机运行情况表
风机台 数 项目名称 组) 风机设计 流量 (m /s)
3

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风机设计 压头 (Pa)

夏季满 发风机
3

夏季满发 压头

夏季满 大开度 (%)

风机电动 设计/运行 (A)

风机效率 (%)

RB 工况 R 风机开 度(%)

RB 工况 风机电流 值(A)

风机故障退 风机喘振 出运行年均 次数、 原因 次数,原因 (总次数/机 组运行年限)

风机运行 发风机最 机电流值

设计/运行 50%BMC 50%BMCR

(台/机 BMCR/TB BMCR/TB 运行流

量 (m /s) (Pa)

机组容量等级 国电宝鸡发电有 限责任公司 #5、#6 国电泉州热电有 限公司 #3、#4 国电湖南宝庆煤 电有限公司 #1、#2 机组容量等级 国电谏壁发电厂 #13、#14 国电汉川发电有 2 122.25/148. 13628/163 2 155.1 18781 119 9540 2 76.6 13914 256t/h 12100 68.6 2 2 112.9/124.8 13808/169 84 78.77/98.32 12858/146 83 250t/h 68/70 13140/13 050 10200

660MW 级机组 78.5/72 298/193 298/201 84.8/78.27 84.8/68.44 82 222 0/2 无

62/60

200/147 200/140 244/113.8

87.8/-

38

92





88.14/-

44.8

83





1000MW 级机组 57.7 -/222.6 86.2/67.5 70 290 风机轴承振 动大 无

332/-

-

-

-

-

-

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风机台 数 项目名称 组) 限公司#5 风机设计 流量 (m /s) 28
3

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风机设计 压头 (Pa) 79

夏季满 发风机
3

夏季满发 压头

夏季满 大开度 (%)

风机电动 设计/运行 (A)

风机效率 (%)

RB 工况 R 风机开 度(%)

RB 工况 风机电流 值(A)

风机故障退 风机喘振 出运行年均 次数、 原因 次数,原因 (总次数/机 组运行年限)

风机运行 发风机最 机电流值

设计/运行 50%BMC 50%BMCR

(台/机 BMCR/TB BMCR/TB 运行流

量 (m /s) (Pa)

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3.2.5 一次风机运行偏离设计点的原因分析

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一次风机的基本风量包括设计煤种磨煤机的制粉系统所需的一次风量加上空预器 一年后的漏风量再加上制粉系统所需的密封风量。实际运行中,当煤种变化不大时,制 粉系统所需的一次风量不变,若实际运行空预器的漏风量能够与设备厂家保证量一致, 一次风机就能在选型工况点的流量运行。 通过表 3-2-4 可以看出:陕西宝鸡第二发电有限责任公司的两台一次风机运行效率 仅为 69.52%和 68.57%,效率比较低,夏季满发最大开度仅为 51%和 45%,从夏季的运 行流量和运行压头可见,夏季满发时流量低于选型点流量,为选型点流量的 92%,运行 压头选型点为 13400Pa,而实际夏季满发运行压头仅为 8090 和 8080Pa,远远低于选型 点压头, 从风机的选型曲线来看, 运行阻力远远低于选型点, 效率会有较大幅度的降低。 而对于国电宝鸡发电有限责任公司#5、#6 机组,尽管夏季满发时压头与风机 BMCR 工 系选型压力相差不大,分别为 13140 和 13050,BMCR 选型工况的压头为 13808Pa,但 从风机流量数据来看,风机 BMCR 工况的流量为 112.9m3/s,而夏季满发风机实际运行 流量仅为 68 和 70m3/s,因为造成风机的实际运行效率偏离最佳工况点,仅为 78.27%和 68.44%。国电泉州热电有限公司#3、#4 机组的数据可见,夏季满发时,风机的运行流 量和运行压头均远小于风机 BMCR 工况的设计流量和设计压头,调研数据中无运行效 率, 但从夏季满发风机的最大开度仅为 60%左右可见, 选型点流量和压头均大于运行点, 将使得风机效率降低。国电谏壁发电厂#13、#14 机组的调研结果,夏季满发风机的运 行压头为 9540Pa,风机选型 TB 工况压头为 18781Pa,可见实际运行中压头远远低于选 型点压头,夏季满发时的流量也低于选型点时的流量,夏季满发最大开度仅为 57.7%, 一次风机的运行效率仅为 67.5。 从上述分析可见, 一次风机系统阻力和设备阻力的合理选择、空气预热器漏风率的 取值、燃用煤种的变化范围等因素对风机选型计算影响较大。在风机选型优化计算及设 备选择时应重点关注,合理取值,使风机长周期运行在高效工作区。能否合理的选型将 关系到电厂是否可以高效、稳定的运行。通过调研数据,我们发现现阶段国内部分电厂 锅炉一次风机存在选型较大的问题,以至于风机长期的运行在低负荷区域,这在很大程 度上影响了机组的经济运行。

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3.3 送风机的选型 3.3.1 送风机型式的确定

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在火电厂中,锅炉送风机主要是用来克服风道系统(包括燃烧设备)的通风阻力,向 锅炉提供燃料燃烧所需要的空气。送风机输送的空气温度不高,所含的灰尘极少,在空 气预热器漏风变化不大的情况下,风量、风压比较稳定。在正压通风方式的锅炉烟风系 统中,外界冷空气经送风机升压后送至空气预热器,在空气预热。 风机的型式不同,运行调节方式不同。锅炉送风机可以选择的调节方式主要有: (1)动叶可调轴流风机,液压动叶安装角调节,定速电动机驱动; (2)静叶可调轴流风机,前置导叶调节,定速电动机驱动; (3)离心风机通常有 5 种组合方式。 ? 进口导叶调节,定速电动机驱动; ? 进口挡板调节,定速电动机驱动; ? 进口导叶调节,双速电动机驱动; ? 液力耦合器调节,定速电动机驱动; ? 变频器调节,变速电动机驱动。 一般来说送风机的工作条件较好, 动叶、 静叶调节轴流风机及离心式风机都可采用。 3.3.1.1 离心式送风机 离心风机的 5 种组合方式可以概括为进口调节(进口导流器或进口挡板)和变速调 节两种方式。进口调节是以损失能量为代价的,特别是进口挡板调节,会使电动机的相 当一部分能量损失在克服管路阻力上,但进口调节结构简单,操作简便,在小型机组配 套的送风机上还经常采用。 大型机组选用的离心式送风机大都采用进口导叶调节加双速 电动机驱动的运行调节方式,部分调峰用机组离心式送风机也有采用变频器调节方式。 DL/ T468- 2004《电站锅炉风机选型和使用导则》对离心式风机调节方式作了明确的规 定。标准规定:200MW 及以上机组的送风机宜采用进口导流器加双速电动机,且风机 在低速挡运行时,能满足锅炉风机额定负荷的要求;对调峰机组的送风机可采用变速调 节。 3.3.1.2 静叶可调式送风机

静叶可调轴流风机是借助其静叶在一定范围内调节来改变风机的内特性。由于风机
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的正、负旋绕都能改变风机的性能,即能实现双向调节,因而该风机具有较宽的调节范 围,且可以获得较高的平均计权效率。因此,静叶可调轴流风机的调节性能优于进口挡 板调节的离心风机, 其调节效果与进口导叶加双速电动机驱动的离心风机或变频器调节 的离心风机接近,但低于动叶可调轴流风机。 3.3.1.3 动叶可调式送风机 动叶可调轴流风机是通过液压调节驱动装置来改变动叶片的安装角度,以获得风机 风量和风压的变化。由于动叶安装角的改变,使得该风机冲击损失较小、效率较高,并 且具有调节幅度深和非常宽的调节范围,因此该风机调节性能好,可在较大的变工况范 围内保持高效率运行。 3.3.1.4 送风机综合比较 通过比较可知,从调节性能来看,动叶可调轴流风机优于其他型式的风机及其调节 方式。对于 300MW 及以上机组,离心式送风机外形尺寸过大,重量比动调轴流风机和 静调轴流风机重得多,大型机组均为双吸双支承离心风机,叶轮本体和主轴都很重,并 且叶轮是热套在主轴上的。这种热套转子的结构形式,在更换叶轮时非常困难。而且因 其转动惯量大,基础设计庞大,耗费材料量等都比动叶可调、静叶可调轴流风机大。 送风机的设计是按锅炉最大连续蒸发量及空气预热器漏风最不利的情况来考虑的, 再加上风机的裕量等因素,使送风机的实际运行值偏离设计点较多。动叶可调轴流风机 与静叶可调轴流风机相比,具有调节范围广、效率高、体积小、重量轻等优点,当机组 负荷大范围变化、运行工况偏离设计值时,动叶可调风机仍能保持高效率。 采用动叶可调轴流风机虽然价格较贵,一次性投资较大,但因能长期高效运行,因 而年运行费用最小,经济效益显著优于其它类型的风机。 3.3.1.5 送风机选型结论 《火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)》对于大容量机组送风机的推荐选择 方案的优先顺序为:动叶可调轴流式、静叶可调轴流式或双速离心式,配液力耦合器或 变频器的单速离心式。总体来看,200MW 及以下发电机组锅炉送风机应该选择离心式 风机(双速电动机驱动),其主要优点是设备投资小,结构简单,运行可靠,在额定负 荷时效率较高。若机组用作调峰则可采用变频器调节,其优点是变工况运行时也会保证

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较高的运行效率。300MW 及以上发电机组锅炉送风机一般选用动叶可调轴流式风机, 因为送风机不存在磨损问题,运行安全可靠,而且安装维护方便,并且由于叶片角度能 随锅炉负荷的变化在转动中随时调整,从而可以使送风机始终在高效率区运行。动叶可 调轴流风机若增加变频装置,在机组的部分负荷下,通过调节风机的转速来提高风机的 效率,从而降低风机实际的运行电耗。动叶可调轴流送风机增加了变频装置后,变频装 置的投资费较高,一般在 800~1000 元/kW 左右;在运行费用方面,由于动调风机自身 的效率就很高,当风机采用变频装置来调节转速后,尽管能够提高部分风机的效率,但 由于变频器本身的运行功耗的增加,使最终送风机在设置变频装置前后,风机总体的运 行电耗基本相当,送风机设置变频装置的节能意义并不显著。综上所述,建议 600MW 等级及以上超超临界机组选用动叶可调轴流风机。 3.3.2 送风机数量的确定 根据“大火规”规定,每台锅炉宜设置两台送风机,不设备用。在以往大容量机组的 设计中,每台锅炉一般设置 2 台送风机,不设备用。由于送风机输送的是洁净空气,风 机运行压头稳定,送风机运行中故障率极低。在国外有些 600MW 和 800MW 超超临界 机组中,也有一台锅炉配置一台送风机的例子。经了解,目前国内的风机制造厂也能生 产为 600MW 等级机组配套的单台动叶可调轴流式送风机。 每台锅炉配置一台送风机的优点是:系统简单,初投资费用相对较低;其最大的缺 点是,一旦风机发生故障,整套机组就停运,此时带来的经济损失就会较大。 基于以上分析,结合国内的实际情况,推荐每台锅炉设置两台动叶可调轴流式送风 机。 3.3.3 送风机风量和风压裕量 送风机是电厂重要生产设备之一。送风机把空气送入空气预热器加热后,作为二次 风助燃。在实际生产中,应根据负荷的大小及时调整风量,以确保煤粉完全燃烧时所需 的空气量。风机在设计工况及附近运行时效率很高,但由于选型不当或安装异常等原因 使风机的风量过大或过小,从而导致风机无法适应现场需要。风量是送风系统中重要的 控制因素,不合适的送风机风量不仅影响炉膛压力,而且导致炉内排烟损失增加,从而 降低锅炉的效率。

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风量和风压是风机的两个最重要的基本参数,风机选型要求必须满足系统所需要的 最大风量和风压,并在此基础上留有一定的富裕量。94 版“火规”将送风机的风量裕量从 原 5%提高到 10~30%,风压裕量从原来的 10%提高到 10~30%,并推荐 300MW 以 上的机组取用上限。这是由于当时 300MW、600MW 机组的空气预热器漏风较为严重, 而计算送风机基本风量时空预器的漏风系数取得较小,因此送风机须取较大的裕量来弥 补空预器实际运行时高于制造厂保证的漏风损失。随着空预器设计,制造和安装技术的 提高,近年来 300MW、600MW 机组空预器运行的漏风率一般能够满足 8%~10%,达 到了制造厂保证值,目前空预器厂家和电厂都会采取措施减少空预器的漏风,如给空预 器加不锈钢毛刷密封,漏风率可降到 4.5%~5.5%;采用多重密封结构空预器漏风率基 本上可降到 5%-6%,为降低送风机的风量和压头裕量创造了前提条件。在 2000 版“火 规”中将送风机的风量裕量规定为:质量流量的裕量不小于 5%,体积流量的裕量在此基 础上考虑夏季温度下的体积流量的增量,压头裕量不小于 10%。而《大中型火力发电厂 设计规范(GB50660-2011)》提出送风机风量裕量 5%;按夏季通风室外温度确定温度裕 量;风压裕量 15%。规范中风量裕量是在分析了现有空气预热器一次风漏入二次风侧与 二次风漏入烟气侧大体持平得出送风机风量裕量 5%。 国内首台百万机组玉环工程送风机风量的质量流量裕量为 17%,另加温度裕量,压 头裕量为 37%。根据玉环工程调试运行反馈的经验,风机档板门的开度在 40~60%,送 风机的裕量确实可调低。 目前,我国很多电厂在送风机选型过程存在的问题是风量和风压的裕量偏大,工作 点偏离高效率区,增加了风机的初投资和运行费用。出现这种现象的主要原因是由于设 计过程中很难准确地估算出管网阻力和将来长期运行过程中可能发生的各种问题,所以 通常在系统所需的最大风量和风压的基础上,再附加一部分数值作为风机选型的设计 值。 送风机的基本风量按锅炉燃用设计煤种及相应的过量空气系数计算,应包括锅炉在 最大连续蒸发量时需要的二次空气量及制造厂保证的空气预热器运行一年后送风侧的 净漏风量。送风机的基本压头按设计煤种及锅炉最大连续蒸发量工况计算,应包括制造 厂保证的锅炉本体空气侧阻力 (含自生通风) 、 系统阻力及燃烧器处炉膛静压 (为负值) 。 因此目前送风机的基本风量以锅炉炉膛过剩空气系数为 1.2 作为计算外部条件,同
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时遵循《大中型火力发电厂设计规范(GB50660-2011)》意见。表 3-3-1 为各个规程推荐 的送风机的风量和压头欲量。 表 3-3-1 送风机的风量,风压裕量 工程名称 玉环工程 94 版“火规” 2000 版“火规” 2011 版“火规” 风量裕量 17%+温度裕量 5~15% 不小于 5%+温度裕量 5%+温度裕量 压头裕量 37% 10~30% 不小于 10% 15% 附注

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3.3.4 实际运行情况 根据调研,已投运机组的送风机的运行情况表如下: 表 3-3-2 已投运超超临界机组送风机运行情况表
风机台 数 项目名称 组) 风机设计 流量 (m /s)
3

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风机设计 压头 (Pa)

夏季满 发风机
3

夏季满发 压头

夏季满 大开度 (%)

风机电动 机电流值 设计/运行 (A)

风机效率 RB 工况 设计/运 行 (%)

RB 工况

风机故障退 风机喘振 数 组运行年限) 因

风机运行 发风机最

50%BMC 50%BMC 出运行年均次 次数、原 R 风机开 R 风机电 度(%) 流值(A) (总次数/机

(台/机 BMCR/TB BMCR/TB 运行流

量 (m /s) (Pa)

机组容量等级 国电宝鸡发电有 限责任公司 #5、#6 国电泉州热电有 限公司 #3、#4 国电湖南宝庆煤 电有限公司 #1、#2 国电九江四期发 电有限公司#7 机组容量等级 2 245.4/268.1 3368/4017 未投产 未投产 2 2 224.28/235. 4554/4696 73 /264.3 3993 890t/h 2980 100 1500 2 252.8/265.7 3270/3597 167/169 1380/1360

660MW 级机组 50/54.7 142/98 142/110 50 160/93 85/81.63 85/80.94 86/28 52 无 无 78 126 0/2 无

83.7

194.3/133.5

88/-

39.6

70





未投产

225/-

86/-

未投产

未投产

未投产

未投产

1000MW 级机组

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风机台 数 项目名称 组) 风机设计 流量 (m /s)
3

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风机设计 压头 (Pa)

夏季满 发风机
3

夏季满发 压头

夏季满 大开度 (%)

风机电动 机电流值 设计/运行 (A)

风机效率 RB 工况 设计/运 行 (%)

RB 工况

风机故障退 风机喘振 数 组运行年限) 因

风机运行 发风机最

50%BMC 50%BMC 出运行年均次 次数、原 R 风机开 R 风机电 度(%) 流值(A) (总次数/机

(台/机 BMCR/TB BMCR/TB 运行流

量 (m /s) (Pa)

国电谏壁发电厂 #13、#14 国电汉川发电有 限公司#5

2

390.1

6092

478.4

2040

57.1

343/150.4

84/55.8

66

180





2

311.33/335. 4308/4951 89

-

-

-

232/-

-

-

-

-

-

3.3.5 送风机运行偏离设计点的原因分析 送风机的基本风量为燃用设计煤种及相应的过量空气系数锅炉所需要的燃烧总风量减去由一次风系统进入炉膛的风量,同时需加上 一年后空预器送风侧的净漏风量。 从宝鸡发电有限责任公司#5、#6 两台 660MW 机组可见,尽管送风机选型的欲量与 2000 版大火规相符,流量裕量为 5%,压头裕量 为 10%,但从夏季满发风机的运行参数可见,送风机 BMCR 工况选型点的流量和压头远远高于实际运行值,BMCR 选型流量和压头分别 为 252.8m3/s 和 3270Pa,而风机夏季满发的实际运行流量仅为 167~169m3/s 和 1380/1360Pa。同样国电泉州热电有限公司#3、#4 机组存在 运行压头仅为 1500Pa,远远低于 BMCR 工况下 4554Pa 选型压头,因而夏季满发的开度仅为 50%。国电谏壁发电厂#13、#14 机组由于送 风机的流量和压头都比选型点偏低,风机效率仅为 55.8%。从送风机的调研数据来看,送风机也存在流量和压头基本风量偏大的问题。从 设计院的选型经验来看,由于锅炉普遍存在 2%~5%的漏风,若送风机选型时基本风量中未计入这部分风量,将导致送风机选型偏大。另 外, 进入炉膛的送风量和一次风量总和为锅炉燃烧所需的总风量, 当煤质变化或磨煤机通风量变大的时候, 锅炉的一次风量份额需要增大,
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相应的二次风量份额将减少, 所以很多电厂出现锅炉所需二次风量比设计值偏小的情况 发生。送风机压头选择时,主要考虑冷热风道的阻力,预热器的阻力以及燃烧器阻力。 从调研数据看,送风机夏季满负荷运行时风机出口的压头仅为 2000Pa 左右,但大部分 电厂设计的 BMCR 工况的压头为 3500~4500 之间,出现压头阻力偏小的主要原因为设 备厂家提供的空预器阻力和燃烧器阻力比较保守,尤其在机组运行初期,空预器堵灰等 现象都没有发生,因此出现风机实际运行压头较低的现象。以动叶可调轴流风机为例来 分析目前很多电厂送风机效率低下的原因。风机效率曲线为椭圆形,且长轴方向与压力 线平行,因此当风机压头降低较大时,风机的效率也存在较大幅度的降低。 送风机风量与风压运行工况点与设计工况点相偏离,致使送风机的使用效率远低 于其最高效率,增加了运行费用,同时增加设备的一次性投资。为了避免风量和风压 富裕量过大,在风机选型过程中首先要确定好设计参数,不要留过多的未考虑因素, 建议设备和系统的阻力按正常运行情况考虑,首先基本风量和压头避免从设计开始就 留有过大的裕量,然后再按照大火规要求留有适当的裕量。 3.4 引风机的选型 3.4.1 引风机型式的确定 在火电厂中,引风机的功能是抽吸锅炉燃烧产生的烟气通过烟囱排放到大气中。由 于烟气中含有大量的烟尘,因此往往先将烟气除尘,然后再经引风机抽吸。增压风机的 功能是将烟气经脱硫系统处理后送入烟囱排放。 引风机、 增压风机及合并风机输送介质为具有含尘且温度较高的烟气。 选用引风机、 增压风机及合并风机的因素除考虑风机体积、重量、效率和调节性能外,还要求耐磨、 对灰尘的适应性好,以保证在规定的检修周期内能安全运行。在此可供选择的风机型式 有三类:动叶可调轴流式风机、静叶可调轴流式风机以及双速或变频、双吸入口导叶离 心式风机。根据电厂的负荷特性,要求机组具备调峰能力和变负荷运行方式。双速离心 式风机由于风机压力系数较大,因此达到相同压头需要的叶轮圆周速度小,相应的转速 可以较低,防磨性能较好,且价格便宜,在早期粉尘浓度高的烟气系统中得到了较广泛 的应用,但其调峰经济性差,运行电耗大;采用变频离心式风机,变频器必须采用进口 设备,电气设备费用昂贵。此外,离心式风机设备体积和重量庞大,给检修和维护带来 很大困难。轴流风机压力系数较小,相同压力下的转速较高,耐磨性能差,但随着高效
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静电除尘器的使用,引风机入口烟气粉尘浓度大幅降低,加上制造水平的提高,轴流式 风机也得到了普及。 3.4.1.1 静叶可调轴流式风机 静叶可调即风机在运行中风机进口导叶依靠调节机构进行调节,从而达到改变风 压、风量的目的。静叶可调轴流式风机由进气箱、进口调节门、整流导叶环的机壳、扩 压器和转子组成。电动机布置在进气箱的外侧,通过刚挠性联轴器直接传动风机主轴。 采用入口静叶调节,调节角度-75° ~+30° ,调节性能较好。选择静调轴流风机可获 得比动调轴流风机低一档的转速。目前,国内 1000 MW 等级的静叶可调轴流式风机制 造厂主要为成都电力机械厂、上海鼓风机厂有限公司和沈阳鼓风机(集团)有限公司。 3.4.1.2 动叶可调轴流式风机 动叶可调即叶片角度在风机运行中可依靠液压调节机构进行调节,改变风机风压、 风量。动叶可调轴流式引风机由进气箱、带整流导叶环的机壳、扩压器和转子组成。电 动机通过中间轴传动风机主轴。动叶可调轴流风机调节范围-30° ~+30° ,调节性能优于 静调风机。 动叶可调轴流风机,因为它在运行中可以调节动叶片的安装角,其工况范围不是一 条曲线,而是一个面。所以流量变化范围大及高效率运行区宽广。对于大容量机组,特 别是大容量变工况机组采用动叶可调轴流式风机, 其节能效果非常显著。 目前, 国内 1000 MW 等级的动叶可调轴流式风机制造厂主要为上海鼓风机厂有限公司、 沈阳鼓风机 (集 团)有限公司、豪顿华工程有限公司和成都 KKK 电站风机有限公司。 3.4.1.3 风机的性能对比 为了对风机的性能进行对比,分别结合不同类型风机的性能曲线来进行说明。如图 3-4-1 所示,对于离心风机而言,等效率曲线为椭圆,其长轴几乎与阻力曲线相垂直, 在低负荷时效率下降很快。静叶可调轴流风机叶片固定于轮毂之上,不能调节角度,通 过调整叶轮前静导叶角度来改变风机的性能曲线。静叶可调轴流式风机由前导叶来完成 风量的调节,能在-75° ~+30° 实现无级风量调节,其调节范围宽;但静叶可调轴流式风 机的高效率区域要比动叶可调轴流式风机小,且静叶可调轴流式风机在低负荷工况运行 时,系统阻力曲线离喘振线较近,易引起风机喘振而使叶片断裂。如图 3-4-2 所示,静 调轴流风机等效率曲线近似椭圆,长轴与阻力特性曲线呈一个角度,结构相对于动叶可
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调轴流风机简单,在低负荷区域风机效率下降较快。动叶可调轴流风机的叶片是通过液 压系统改变角度, 等效率曲线为椭圆, 见图 3-4--3 所示。 长轴几乎与阻力特性曲线平行, 在一定负荷变化范围内都能保证较高的效率,在向低负荷调节时,效率下降较为缓慢。

图3-4-1 离心风机的性能曲线示例

图 3-4-2 静叶可调轴流风机的性能曲线示例
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图3-4-3 动叶可调轴流风机的性能曲线示例 3.4.1.4 风机的综合对比 对于引风机和增压风机合并后,动叶可调和静叶可调风机的选择,国内目前尚未形 成一致看法。若侧重节能降耗,特别是风机低负荷运行时有较高的效率,宜选用双级动 叶可调轴流式风机;若侧重风机运行维护方便,宜选用静叶可调轴流式风机。因此,下 面着重对选用静叶可调轴流式风机和动叶可调轴流式风机进行一下对比。静叶可调轴流 式风机和动叶可调轴流式风机(均为定速电机驱动时)的综合比较见表 3-4-1。 表 3-4-1 风机综合对照表 序号 1 名称 机壳部 动调风机 静调风机

叶轮、轴承箱、机壳、整流导叶 由于叶轮较重且连接方式不同 环均装配成一体,经试验后整体 于动调风机,叶轮一般需单独 出厂。运输、安装过程中无需解 运输,无法达到整体出厂。运 体。 输、安装均在部件状态下进行。

2

轴承箱

整体结构,置于机壳内筒体,通 两端各有一个轴承座形式和整 过其定位法兰与机壳同心,反复 体式轴承箱的悬臂形式。前种 拆卸不需重新调心。 轴承形式叶轮检修装拆后,需

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序号 名称 动调风机

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静调风机 要重新调心。

3

轮壳部

采用低碳合金钢(壳体及支承环 采用低碳合金钢,因气动性能 为锻件)焊接成型,重量轻、强 要求决定,该部分体积较大, 度高、离心力小。 重量重,离心力大。

4

叶片

采用低碳合金钢(叶盘为锻钢) 采用低碳合金钢加工成型。 焊接并加工成型。其主要特点 叶片焊接在轮毂表面。叶片磨 是:用高强度螺钉与轮壳联接, 损后,剖去旧叶片,重新焊上 可灵活拆卸。 新叶片。

5 调节方式

动 叶 可 调 轴 流 风 机 调 节 范 围 采用入口静叶(KKK 公司专利 -30° ~+30° , 调节性能优于静调风 技 术 ) 调 节 , 调 节 角 度 机。 -75° ~+30° ,调节性能较好。 采用脂润滑,小冷却风机强制 叶调节,故需冷却水、油滤器及 润滑方式 油压保护设备等,存在漏油、漏 更无漏油,漏水问题 水的潜在危险 冷却,故无需油站和冷却水,

6

采用动力油站供轴承润滑及动

7 检修

在小修、中修或者大修过程中, 在小修、中修或者大修过程中, 其由于结构过于复杂,因而检修 其检修难度小、时间快,费用 难度大、时间长、费用高。 低。

8

检修重量

中分面结构,轴承箱内置,叶片 中分面结构,叶片叶轮一体, 可拆卸,各部单独检修。 检修重量大。 由于结构简单,因而维护简单 由于结构复杂,因而维护要求 方便,甚至在不停机时也可进 高,且必须在停机状态在进行,

9

运行、 维护 对维护人员、操作人员的技术水 平要求较高,转子必须返厂大修

行;对维护人员、操作人员的 技术要求低,用户现场即可大 修

10

备件

叶片磨损后,只需更换新叶片, 静调风机叶片无法现场更换,

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序号 名称 动调风机

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静调风机

而且换下的叶片经重新喷焊后, 只能叶轮整体更换,因而需备 可继续使用,只需备一套叶片。 用一套整个叶轮。 11 耐磨性 叶片保证寿命 50000 小时,耐磨 由于风机转速低于动调风机, 性能较好 12 13 14 15 基础 设备价格 检修费用 风机效率 体积小,重量轻,基础小。 设备初投资较高 检修费用较高 耐磨性能优于动调风机 体积大,重量重,基础大 设备初投资低于动调风机 检修费用低于动调风机

风机效率较高,低负荷区域效率 风机效率略低于动调风机,低 明显高于静调风机。 负荷区域风机效率低。

16

运行电耗

运行电耗低于静调风机。运行费 运行电耗较低。 用较低

17

运行业绩

外高桥电厂二期运行业绩,嘉兴 玉环、泰州、邹县等 1000MW 电厂 4X600MW 机组。 电厂业绩,大部分 600MW 电 厂。

对于锅炉点火初期电除尘设备未投用或电除尘事故等短时工况,含尘量超标对引风 机叶片磨损的影响不大,而长期在高含尘量下运行,静叶可调轴流式风机的耐磨性优势 会比较明显。但就合并风机而言,受高压头参数限制,静叶可调轴流式风机转速高于动 叶可调轴流式风机,静叶可调轴流式引风机线速度高,耐磨性优势有所降低,还需要采 用进口高强度结构钢材和特殊的加工制造工艺,成本也会相应增加。 目前, 双级动叶可调轴流式风机已开始在国内大型机组上投入运行, 运行状况良好, 在良好的维护状态下均可达到满意效果。静叶可调轴流式风机因价格较低、耐磨性好、 运行维护费用低等优点,常在引风机与增压风机分设时使用。但引风机与脱硫增压风机 合并后,风机 TB 点压头较高,静叶可调轴流式风机转速高于动叶可调轴流式风机的转 速,叶片、主轴、轴承磨损加快,寿命降低。而对于动叶可调轴流式风机在引风机与脱 硫增压风机合并后较高的 TB 点压头下,依然调节范围广,高效率区宽,特别是在低负 荷时,动叶可调轴流式风机仍能具有较高的效率,在节能降耗上占有较明显优势。

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3.4.1.5 风机选型结论

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从设备初投资、运行业绩角度,静调风机优于动调风机;从检修角度考虑,两者基 本相当;从风机性能角度,对于常规电厂,引风机采用定速电机驱动时,动调风机优于 静调风机。从已经投运电厂的运行情况来看,由于制造厂提供的阻力偏差较大等原因, 部分工程机组中引风机运行偏离选型点;在低负荷工况条件下,静调引风机运行效率低 于曲线上的效率。且随着环保标准的提高,机组中均采用了高效的电除尘器,对引风机 磨损因素不再是影响风机选型的决定因素,因此,对于采用电动引风机的方案,在重视 节能降耗的今天,宜推荐采用动叶可调轴流式引风机。尤其对于目前引增合并加脱硝的 “三合一”风机,双级动叶可调轴流风机更具优势。对于采用汽动引风机,由于汽动风机 可采用调速方式,由于小汽机已具有变转速调节能力,通常配套选用静叶可调轴流风机 具有更好的调节适用性,也可提高机组部分负荷工况风机的效率,但是在系统的设计、 调试、运行等方面需要展开细致的研究工作。综上所述,600MW 等级及以上超超临界 机组根据自身情况可采用电动动叶双级可调轴流引风机或汽动引风机采用静叶可调轴 流式风机。 3.4.2 引风机数量的确定 根据“大火规”规定,每台锅炉宜设置两台引风机,不设备用。在以往大容量机组 的设计中,每台锅炉一般设置 2 台引风机,不设备用。经了解,大容量机组的锅炉配置 一台静叶可调轴流式风机,首先在结构加工制造上有一定的难度,其次在低负荷时风机 容易产生喘振。 基于以上分析,本工程推荐每台锅炉设置两台静叶或动叶可调轴流式引风机。 3.4.3 引风机风量和风压裕量 对于引风机的风量裕量,94 版“火规”和 2000 版“火规”都规定对于引进型锅炉, 由于引风机的基本风量计算中不考虑尾部受热面、烟道和除尘器的漏风,空预器的漏风 率也取值较低,引风机的风量裕量和压头裕量可取得大些。94 版“火规”规定对于空预 器出口过剩空气系数 1.35 左右时,风量裕量为 17%,压头裕量取 32%。2000 版“火规” 规定如不计锅炉尾部受热面的漏风、空预器漏风取值偏小的情况下,引风机风量裕量可 增大到 15%,对在空预器低位端堵灰倾向严重的燃料,压头裕量可增大到 30%。考虑 锅炉、脱硝和脱硫厂家的设备阻力会选上限,目前空预器厂和电厂都会采取措施减少空 预器的漏风,如给空预器加不锈钢毛刷密封,漏风率可降到 4.5%-5.5%;若采用多重
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密封结构空预器漏风率基本上可降到 4%-5%;为降低引风机的风量和压头裕量创造了 前提条件,故引风机压头裕量可尽量小一点。根据《大中型火力发电厂设计规范 (GB50660-2011)》意见引风机风量取 10%;另加 15℃温度裕量;风压裕量 20%。2000 版“火规”规定中 10℃调整至 15℃温度裕量的说明如下: 根据西安院的调研结果,有相当多的电厂存在着排烟温度偏高的现象,与设计值之 间正偏差+10℃,有的电厂高于+20℃。 排烟温度升高的可能情况是:因夏季环境温度升高,送一次风机温度裕量引起;因 送一次风机温升引起。引风机风量和压头裕量的取值的各规范规定见表 3-4-2。 表 3-4-2 引风机风量和压头裕量取值表 工程名称 玉环工程 94 版“火规” 风量裕量 17%+10℃温度裕量 10~17% 10%+10~15℃温度 裕量 10%+15℃温度裕量 15.4% 17% 20% 压头裕量 32% 20~32% 附注 空预器出口过剩空气系数 1.26 空预器出口过剩空气系数 1.35 左右取上限,1.5 左右取下限

2000 版“火规” 2011 版“火规” 三菱 1000MW 参 考电厂 EBASCO 公司 CE 公司 3.4.4 实际运行情况

20% 20% 37.3% 37% 30%

根据调研,已投运机组的送风机的运行情况表如下:

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表 3-4-3 已投运超超临界机组送风机运行情况表
风机台 数 项目名称 组) 风机设计 流量 (m /s)
3

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风机设计 压头 (Pa)

夏季满 发风机
3

夏季满发 夏季满 风机运行 发风机 压头 最大开 度 (%)

风机电动 机电流值 设计/运行 (A)

风机效率 RB 工况 RB 工况 (%) CR 风机 R 风机电 开度 (%)

风机故障退 风机喘振 数 组运行年限) 因

设计/运行 50%BM 50%BMC 出运行年均次 次数、原 流值(A) (总次数/机

(台/机 BMCR/TB BMCR/TB 运行流

量 (m /s) (Pa)

机组容量等级 国电宝鸡发电有 限责任公司 #5、#6 国电泉州热电有 限公司 #3、#4 国电湖南宝庆煤 电有限公司 #1、#2 国电九江四期发 电有限公司#7 机组容量等级 国电谏壁发电厂 2 776.5 6672 739.7 -3500/300 2 424.8/481.5 10151/121 82 未投产 未投产 2 541.12 8768 1346t/h -3820/1460 2 466.8/490.1 8213/8255 1250t/h 2

660MW 级机组 525.3/578.9 6370/7326 420/410 -3100/1580 75.5/82 3 -3200/1470 -3000/2265 70 574/420 574/415 557/471 557/453 78.4 690/433.9 81/36.9 230 无 无 87/78.96 87/89.7 86.3/33 228/234 无 无 80 442 0/2 无

未投产

275/-

88.6/-

未投产

未投产

未投产

未投产

1000MW 级机组 54.45 737/484 87/70.5 70 620 静叶操作连杆 无

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风机台 数 项目名称 组) #13、#14 国电汉川发电有 限公司#5 2 630.76/718. 7107/8528 41 风机设计 流量 (m /s)
3

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风机设计 压头 (Pa)

夏季满 发风机
3

夏季满发 夏季满 风机运行 发风机 压头 最大开 度 (%)

风机电动 机电流值 设计/运行 (A) 859/420 831/-

风机效率 RB 工况 RB 工况 (%) CR 风机 R 风机电 开度 (%) 87/83.2 -

风机故障退 风机喘振 数 组运行年限) 脱落 因

设计/运行 50%BM 50%BMC 出运行年均次 次数、原 流值(A) (总次数/机

(台/机 BMCR/TB BMCR/TB 运行流

量 (m /s) (Pa)

3.4.5 引风机运行偏离设计点的原因分析 引风机的基本风量为按燃用设计煤种锅炉最大连续蒸发量时的烟气量、制造厂保证的空气预热器运行一年后烟气侧漏风量及锅炉烟 气系统漏风量之和。引风机的基本风压应按设计煤种最大连续蒸发量工况下计算,包括制造厂保证的锅炉本体烟气侧阻力 (含自生通风及 炉膛起始点负压)、烟气脱硝系统、烟气脱硫系统(当与增压风机合并时)、除尘器及系统阻力。 从国电调研数据看,国电宝鸡发电有限责任公司#5、#6 两台 660MW 机组引风机,在夏季满发工况运行值的流量和压头都低于设计 值,致引风机的运行效率低于设计值。而对于国电泉州热电有限公司#3,#4 机组来说,目前从运行数据来看具有压头偏大的问题,泉州 两台 660MW 机组 TB 工况的压头为 8255Pa,而实际运行的压头仅为 5265Pa,压头裕量达到 56.7%。 由于国电调研有些电厂数据不是很完整,不能一一分析。目前从设计院掌握的信息来看,以往很多电厂引风机存在流量不足,压头 偏大的问题。由于引风机设计的基本烟量不但包含锅炉燃烧的烟气量,还包括空预器漏风、除尘器漏风以及烟道漏风。当任何一个设备 或系基本风量的同时,电厂管理应注意监测各个设备的运行情况,很多电厂的非金属补偿器存在较大漏风的情况。其次,夏季很多电厂 出现锅炉排烟温升超过 20℃的情况,如玉环、泰州等电厂夏季排烟温度接近 150℃,使得引风机的体积流量增大,引风机出现出力不足
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的现象。

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引风机的设计压头不但包含烟风道的阻力,还包括烟气系统的设备,如锅炉尾部受 热面(包括空预器),脱硝系统、脱硫系统以及除尘器等阻力。而设备厂家往往比较保 守的提供各个设备的阻力,因此累加在一起,引风机通常在基本压头的计算中就存在数 值偏大的问题。 从上述分析可见,烟气系统阻力和设备阻力的合理选择、空气预热器漏风率以及烟 道漏风的取值决定引风机的选型。在风机基本风量和基本风压计算与实际运行不相符合 的情况下,即使风机的裕量再合理,也不能保证风机运行点落在风机高效区内。因此, 在风机选型中,尤其需要关注影响风机基本风量和基本风压的各个环节,使得选型之初, 设计值与实际运行值尽量相符。

4 磨煤机选型方案研究
4.1 磨煤机的种类及特点 磨煤机是燃煤电厂的重要辅机,也是制粉系统工艺流程中重要的一环,不同型式的 磨煤机均具有一定范围的煤种适应性,因此磨煤机主要根据煤质特性并结合制粉系统的 工艺要求进行选型,合理的磨煤机选型直接影响到工程投资和机组运行的经济性。 磨煤机按速度分有低速磨煤机、中速磨煤机、高速磨煤机。超超临界机组低速磨煤 机常采用双进双出钢球磨煤机;中速磨煤机可采用碗式磨煤机、辊轮式磨煤机和环球式 磨煤机;高速磨煤机指的是国内用的较多的风扇磨煤机。 4.1.1 双进双出钢球磨煤机的特点 4.1.1.1 双进双出钢球磨煤机简介 双进双出钢球磨煤机从二十世纪七十年代开始逐渐在燃煤电站中应用,目前投运的 使用双进双出钢球磨煤机燃烧系统的机组正在逐渐增多。在中国已成功投运较多的并有 代表性的双进双出钢球磨煤机主要有三种类型,分别是法国 ALSTOM(STEIN INDUSTRIE)公司的 BBD 系列、美国 Foster Wheeler 公司的 D 系列、瑞典 SVEDALA 公司的 BBD 系列。 由于 BBD 型磨 (由沈阳重型机械厂、 上海重型机械厂引进法国 STEIN 公司技术)目前已实现整机国产化,价格较进口磨大大降低;D 型磨(由北京电力设备 总厂引进美国 Foster Wheeler 公司技术)已有部分部件国产化,但整机仍需 FW 公司提供 性能保障,价格随略有降低但幅度不大;而 SVEDALA 的磨主要进口(筒体可分包国内 制造),价格较高。综合以上因素,故本报告中双进双出钢球磨煤机仅就 BBD 型磨进行
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讨论。

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BBD 型双进双出钢球磨煤机的基本运行原理如下: 磨煤机由两个完全对称的循环系统组成。调速给煤机将原煤送入落煤管。在混煤箱 内,煤经过热风预干燥后,再由螺旋输送机送入磨煤机内,碾磨成粉。灼热的一次风通 过磨煤机的中空轴进入磨煤机简体,既行使干燥功能,又负责输送煤粉。饱含煤粉的风 通过中空管和中空轴,离开磨煤机本体后,进入磨煤机上端的粗粉分离器。不符合要求 的粗煤粉由重力作用,再度返回磨煤机内,被重新碾磨。达到细度要求的煤粉被直接送 入燃烧器。 4.1.1.2 双进双出钢球磨煤机的主要优点 双进双出钢球磨煤机有以下主要优点: (1) 对煤质的适应性较强,运行可靠,可用率高。双进双出钢球磨煤机与我国广泛使用的 单进单出钢球磨煤机一样,都是利用钢球的打击力破碎、碾磨燃煤,结构简单、牢固 和可靠,因此可以适应各种硬度、磨损性指数的煤质,而且对燃煤中的“三块”适应性 也较好,磨煤机的出力和煤粉细度稳定。同时,磨煤机分离器出口风粉混合物温度可 以根据煤种需要提高到 120℃,对煤粉的着火、稳燃及燃烬较为有利。 (2) 维修工作量较小。双进双出钢球磨煤机主要易损件为衬板和钢球。衬板使用寿命可 达~40000 小时,完全可以满足一个大修期的使用要求。钢球耗量 100g/t 煤左右,可 以在磨煤机运行中定期添加。更换这些易损件的费用可达维修成本的 80%。螺旋输 送机用铰链连接,不易卡煤,二年换一次。 (3) 燃烧系统一次风风/煤比较为合理。采用双进双出钢球磨煤机的燃烧系统风/煤比较 低,并且在各种工况下均可维持合理的风/煤比,即有利于锅炉燃烧的组织,也可以 有效地控制氮氧化物的生成,减少环境污染。 (4) 运行方式高度灵活。由于磨的出力与通风量成线性关系,因此通过调整一次风量,就 可以迅速地响应锅炉负荷的变化,其延迟时间 T1 为 0,稳定时间 T2 为 15 秒左右; 在正常运行时,磨煤机筒体内有巨大的煤粉储存量,即使在停止供煤的情况下,仍能 维持 8~10 分钟的给粉量, 给整个电站机组带来十分有利的动态响应; 在低负荷运行 的状态下,可以采用半磨运行方式,一方面可以维持风/煤比,另一方面可以获得极 低的煤粉细度,有利于在不投油情况下低负荷运行。
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(5) 运行简单、安全。双进双出钢球磨煤机采用较为先进的料位探测系统,可实现燃料自 动控制及机组的自动控制,全部系统都投入自动运行,减少了运行人员的工作量。并 且磨煤机设有蒸汽惰性置换系统和 CO 检测系统,保证了运行的安全性。 (6) 无石子煤排放。 4.1.1.3 双进双出钢球磨煤机的主要缺点 常用双进双出钢球磨有 BBD 型、FW 公司的 D 型、SVEDALA 型等。双进双出磨煤 机具有普通钢球磨的运行可靠、对煤种适应广的特点,可用于正压运行,具有直吹式制 粉系统的特点。双进双出钢球磨煤机系统也有一些不足之处,主要有以下几点: (1) 初投资费用较大。 双进双出钢球磨煤机生产技术在国内的引进时间不长, 部分关键部 件及主要的控制部分设备均需要进口, 而且目前国产化尚未行程规模效应, 因此相对 设备价格较高,造成系统的初投资偏高。 (2) 磨煤机运行电耗较高。 双进双出钢球磨煤机的碾磨效率较低, 在正常运行时的磨煤耗 电就比较高, 而且运行需要维持一定的料位, 并且磨煤机内的钢球量并不随着负荷的 变化而变化, 因此磨煤机在高低负荷下的电动率相差不大, 从而低负荷的单位电耗将 更高。 (3) 对燃煤水分的适应性有限。运行经验表明,双进双出钢球磨煤机对水分较为敏感,一 般建议燃煤全水分应在 15%以下,否则可能造成给煤机或分离器堵塞,建立不起磨 煤机料位,无法投入自动运行,且疏通分离器困难。 4.1.2 中速磨煤机的特点 我国从 80 年代就开始成套引进国外先进的中速磨煤机设计制造技术, 经过多年的努 力,国内已基本掌握了中速磨煤机的设计制造技术,并能自行生产规格齐全的中速磨煤 机。通过运行实践,我国电力系统的调试和运行等单位已经掌握了中速磨煤机的工作机 理和性能特点,中速磨煤机因为其优异的性能、合理的价格,已经在大型机组上得到了 广泛的应用。 国内现有多家中速磨的制造厂家,部分是水泥、冶金行业以及小型燃煤机组配套碾 磨设备。目前电力系统大型机组业绩较多的中速磨煤机有上海重型机器厂引进美国 CE 公司技术的 HP 系列磨煤机,沈阳重型机械集团有限责任公司引进德国 Babcock 公司研 制的 MPS 系列磨煤机,北京电力设备总厂在引进国外技术基础上自主开发的 ZGM 系列
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磨煤机,长春发电设备有限责任公司引进德国 Babcock 公司研制的 MPS-HP-Ⅱ系列磨煤 机。HP 系列磨煤机属于碗式磨,MPS 系列、ZGM 系列、MPS-HP-Ⅱ系列属于轮式磨, 几种系列磨煤机性能比较接近,在国内 200MW~600MW 的机组上得到广泛的应用。 在为 1000MW 容量机组配套方面,上海重型机械厂通过再次引进国外先进技术,已 经掌握了大型中速磨的设计、制造以及运行调试各方面的技术,可以设计和制造为 900MW~1200MW 机组配套的磨煤机。而沈阳重型机器厂有限责任公司和北京电力设备 总厂原来产品系列的容量已经可以满足 1000MW 机组的配套要求,通过吸取多年运行使 用情况的经验反馈,完善和优化了原来的机型设计,已经具备设计和制造 1000MW 容量 机组的配套中速磨煤机的能力。 长春发电设备有限责任公司在 2003 年引进国外中速磨设 计制造技术,定型产品系列中叶包含了 1000MW 容量机组的型号。其中 HP 系列、MPS 系列和 ZGM 系列已经有了 1000MW 机组的订货业绩,国内其它正在立项的 1000MW 机 组目前均趋向选用国产磨煤机,国产磨煤机的技术性能经实践证明是成熟可靠的。 国产中速磨煤机性能比较接近,但是由于技术来源不同,磨煤机的内部结构也不完 全相同,各个磨煤机制造厂的设备还是有一些独有的特点。 4.1.2.1 HP 磨煤机的技术特点 上海重型机器厂有限公司于 1980 年引进美国 CE 公司的 HP 系列磨煤机,技术转让 合同于 1995 年到期,引进的 HP 磨煤机规格最大为 HP1103,最小的 HP683 基本出力为 24 t/h,最大的 HP1103 基本出力为 91.7 t/h。2004 年依托华能玉环电厂项目,上海重型机 器厂有限公司向美国 API 公司(已与 CE 公司合并)引进了 HP1163~HP1303 磨煤机和 动态分离器的设计、制造技术。HP1163~HP1303 磨煤机是美国 API 公司为 1000MW 容 量等级机组配套最新开发的产品, 技术指标更加先进, 最大型号的基本出力达到 136.1 t/h, 可以满足 900MW~1200MW 容量机组的选型。HP1163~HP1303 的主要规范见表 4-1-1。 表 4-1-1 HP1163~HP1303 磨煤机主要规范 磨碗 型号 名义直径 dm HP1163 HP1203
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磨辊 名义直径 dm 18

入料 粒度 mm ≤ 38

基本 出力 t/h 102.1 113.4

最大 空气流量 t/h 153.1 170.1

磨碗 转速 r/min 27.7

电机 额定功率 kW 850 950

31

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HP1263 HP1303

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33

19

124.7 136.1

187.1 204.1

25.6

1050 1150

HP 系列磨煤机采用大直径的锥形磨辊,配碗形磨盘,风环随磨碗一起转动,使通过 磨煤机的空气分配更均匀,提高了煤粉的分离效果,降低了磨煤机内部的磨损及其一次 风侧阻力,提高了对石子煤排量的调控能力。磨辊采用外置弹簧加载方式,结构简单, 并且避免了加载机构受到煤粉的冲刷。 HP 磨煤机的磨辊磨损后可以进行多次堆焊修复,磨辊检修采用独有的磨辊翻出技 术,可以直接从检修门中翻出,不需要吊开磨煤机的分离器,检修比较方便。 原有引进 CE 公司技术的 HP 系列磨煤机按照静态分离器设计,目前为 1000MW 机 组重新引进的 HP1163~HP1303 均是采用动态分离器。与静态分离器相比,动态分离器 的煤粉分离效率更高,可以获得更细的煤粉,煤粉的均匀性更好。 HP 磨煤机的突出优点是通风阻力小、通风能耗低、结构紧凑、磨辊更换方便,采用 动态分离器,可以获得更细更均匀的煤粉。 4.1.2.2 MPS 磨煤机技术特点 1985 年沈阳重型机器厂有限责任公司引进了德国 Babcock 公司的 MPS190﹑MPS225 ﹑MPS255 三种型号的 MPS 中速磨煤机,1992 及 1994 年沈阳重型机器厂有限责任公司 又分别引进了液压加载的 MPS212 及 MPS180 两个型号的制造专有技术,经过多年的技 术消化和改进,目前已经形成了规格齐全的产品系列,其中 MPS255~MPS280 可以适用 于 900MW~1000MW 燃用烟煤的机组,除此之外,沈阳重型机器厂有限责任公司还能设 计出力更大型号的中速磨煤机。MPS255~MPS280 的主要参数如表 4-1-2。 表 4-1-2 MPS255~MPS280 的主要参数 型号 MPS255 MPS255G MPS265 MPS280 磨盘直径 mm 2550 2550 2650 2800 磨辊直径 mm 1980 1980 2060 2180 基本出力 t/h 79.3 83.3 87.3 95.8 最大风量 磨盘转速 kg/s r/min 32.98 32.98 37.79 43.40 22.6 22.6 22.2 21.6 额定功率 kW 800 900 1000 1000

MPS 磨煤机采用轮胎形磨辊,磨辊采用液压加载方式,可以通过液压系统自动调节
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磨辊的加载力,可以在保证磨煤机出力的情况下,降低磨煤机的电机功率,减少碾磨件 的磨损。由于磨辊直径和厚度较大,因此磨辊的使用寿命较长。MPS 磨煤机采用较高的 风环速度,同时轮胎形的磨辊可以摆动一定角度,因此对煤种的硬质杂质适应性较好。 MPS 磨煤机的突出优点是磨辊寿命较长,石子煤量较少,煤种适应性较好,但是通 风阻力比 HP 磨煤机大。 4.1.2.3 ZGM 磨煤机技术特点 北京电力设备总厂在 1985 年也引进了德国 Babcock 公司 MPS225 型的制造专有技术, 通过对引进技术的消化吸收,在继承和发扬了德国 Babcock 公司技术的基础上,洗去了 美国 Babcock 公司的技术, 研发了 ZGM 系列中速磨煤机, 已经定型的磨煤机产品基本出 力范围从 10.1t/h 到 95.8t/h,国电北仑电厂的磨煤机采用的是 ZGM133G 型,平圩三期电 厂 1000MW 机组采用的是 ZGM123-Ⅱ型磨煤机。ZGM123N~ZGM133G 的主要技术参 数如表 4-1-3。 表 4-1-3 ZGM123N~ZGM133G 的主要参数 型号 ZGM123N ZGM123G ZGM133N ZGM133G 磨盘直径 mm 2450 2450 2650 2650 磨辊直径 mm 1900 2000 2060 2160 基本出力 t/h 71.8 79.3 87.3 95.8 最大风量 kg/s 31.08 34.37 37.82 41.50 磨盘转速 r/min 23.2 23.2 22.3 22.3 额定功率 kW 710 800 900 1000

从技术原理和总体结构上,ZGM 磨煤机与 MPS 磨煤机是基本相同的,最大的区别 是 MPS 磨煤机每一种型号都有一一对应的磨辊和磨环, 而 ZGM 磨煤机是 2~3 个出力接 近的型号采用相同直径的磨环和同样的转速,通过配置不同规格的磨辊和加载力,形成 同一规格型号和出力的磨煤机。 4.1.2.4 中速磨煤机主要优点 中速磨煤机在磨制硬度和磨损性较低的烟煤时,主要有以下优点: (1) 碾磨效率较高,磨制煤粉的运行电耗较低。中速磨煤机采用碾压的方式磨制煤粉,其 磨制效率比钢球磨煤机要高很多, 在一般情况下, 中速磨煤机磨制煤粉的单位电耗要 比钢球磨煤机低 10 千瓦时/吨煤粉。
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(2) 国产化程度较高,相对初投资较少。中速磨煤机在八十年代即开始在过年进行生产, 目前制造厂已较好地消化了其生产技术, 生产成本较低, 设备价格比双进双出钢球磨 煤机要低。 (3) 磨煤机启动迅速,启动力矩小。中速磨煤机采用立式结构,启动力矩小,磨煤机出粉 快,可以加快机组启动速度。 (4) 系统出力直接与锅炉负荷有关, 能够灵活响应锅炉的负荷变化。 可以通过调节给煤机 煤量和进风量以及切除磨煤机来响应锅炉出力的变化。由于所配的磨煤机台数较多, 在调峰运行可以灵活地启停磨煤机来配合锅炉负荷的变化,机组调峰的经济性较好。 (5) 磨煤机密封性能好, 结果紧凑, 占地面积小。 磨煤机结构较为紧凑, 布置占地面积小; 同时密封性能比较好,磨煤机周围粉尘污染较小。 (6) 磨辊能够就地翻出,更换极为方便。 4.1.2.5 中速磨煤机主要缺点 在中速磨煤机的应用过程中,也发现了其中不足的一些方面: (1) 对煤质变化的适应性较差。 中速磨煤机对煤质的变化较为敏感, 当所供应的煤种变差, 如硬度变大、水分变大、磨损性变大时,或是燃煤中“三块”(铁块、木块、石块)数 量较多时,磨煤机的出力及碾磨件的使用寿命均会受到较大影响。同时,磨煤机出口 煤粉较粗,出口风粉混合物温度较低(对贫煤通常不超过 90℃,对烟煤提出不超过 80℃),对难着火和难燃烬的煤种燃烧不利。 (2) 设备维护工作量较大。中速磨煤机的磨辊、磨碗及衬板是易损件,当其达到使用寿命 时,必须停机检修,更换易损件。虽然目前耐磨材料的性能不断改善,但磨辊的寿命 在正常运行工况下也只有 10000 小时左右, 通过检修补焊, 磨辊的寿命可以延长到~ 15000 小时左右。 (3) 运行工作量较大。由于中速磨煤机结构和运行的特点,在正常运行时,磨煤机不断地 有石子煤排出(正常情况下每磨~50 公斤/小时),因此在磨煤机运行过程中必须定 期将排出的石子煤运走,在一定程度上增加了运行工作量。而且当燃煤中“三块”较多 时,石子煤量会大幅增加。 4.1.2.6 中速磨煤机性能对比 中速磨煤机碾磨原理基本相同,原煤由落煤管落到磨盘,经过磨辊与磨盘的碾压,
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同时被热一次风干燥,较细的煤粉被一次风送上分离器,通过离心或惯性作用,合格的 煤粉被分离出来,经过分配送出磨煤机;不合格的煤粉落到磨盘上重新碾磨,难以磨碎 的硬质杂质落入石子煤斗。由于 HP 磨煤机和 ZGM 磨煤机的磨辊、磨盘以及分离器等部 件结构型式不同, 因此各项性能指标也有差异, 各自存在一些优缺点, 以国内某 1000MW 等级机组为例,各种系列磨煤机的主要性能进行对比,详见表 4-1-4。 表 4-1-4 中速磨煤机性能对比 生 产 厂 商
选型型号 型式 主要技术来源 设备外形及基础 设备重量 分离器型式 碾磨件 磨辊材质 对硬杂物适应力 加载方式 启动方式 石子煤排放量 检修更换磨辊 方便 负荷调节范围 防爆设计压力 中后期出力下降 磨煤机最大通风阻力 配套电动机功率 25%~100% 0.35 MPa 10% 5000 Pa 950 kW 辊,稍复杂 25%~100% 0.35 MPa 5% 7610Pa 1100 kW 稍复杂 25%~100% 0.35 MPa 5% 7150Pa 1100 kW

上海重型机器厂
HP1163/Dyn 碗式磨 美国 API 较小 较轻 动态分离器 锥形磨辊+碗形磨盘 堆焊合金 对杂物较敏感 弹簧,定加载 空载、带载启动 一般,≤ 200 kg/h 专用工具翻辊, 较为

沈阳重型机器厂
MPS265/Dyn 轮式磨 德国 Babcock 稍大 稍重 动静态分离器 轮形磨辊+磨盘 Ni-hardIV 一般 液压机构,变加载 空载、带载启动 较少,0~50 kg/h 吊出分离器后吊磨

北京电力设备总厂
ZGM133N/Dyn 轮式磨 德国 Babcock 稍大 稍重 动静态分离器 轮形磨辊+磨盘 Cr2021 一般 液压机构,变加载 空载、带载启动 较少,0~50 kg/h 吊出分离器后吊磨辊,

从上表比较可知,不同类型的中速磨煤机各有特点,建议超超临界机组磨煤机的选 型根据自身实际情况进行技术和价格对比,选出性能价格综合最优的设备。 4.1.3 风扇磨煤机特点
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风扇磨煤机 (以下简称风扇磨) 是一种高效率粉磨设备,它集磨煤、干燥和输送三大 功能于一体,其通风理论与风机相似。其工作原理是原煤(粒度≤30mm)与被导入下降 管的锅炉炉膛内高温炉烟与热风混合二介质(或+低温炉烟形成三介质)一同通过落煤管 达到予热和干燥,原煤表水份迅速降低,同时导致干燥介质的温度急剧下降,然后进入 磨煤机的引入管、落入磨煤机大门,煤即沿着冲击轮内径分布,进入机壳内,煤在叶轮 的冲击和摩擦作用下被粉碎。同时蒸发了煤中大部分水份,完成了充分的干燥,输送气 体和煤粉在机壳蜗壳区内运动,最后进入磨机出口分离器中;部分大颗粒煤粉通过内部 回粉管重新返回磨煤机进行再次粉磨,合格的煤粉由输粉管道送入锅炉燃烧器燃烧。其 型号有引进德国 EVT 公司 S、N 系列及从俄罗斯赛斯兰重型机械厂引进的 MB 型。 风扇磨煤机制粉系统的优点:简化制粉系统:干燥、破碎、输送;较强的干燥和防 爆能力;制粉电耗较低:~13kWh/t。 风扇磨煤机制粉系统的缺点:易损件使用寿命短;检修量大,每次检修都需要拆、 装打击轮;检修费用高,需配备专用检修车;高温炉烟管道难题;基建投资高。 4.2 磨煤机在国内超超临界的运行情况 中速磨煤机和双进双出钢球磨煤机在国内已投产的超超临界机组中已得到了广泛的 应用,目前风扇磨在国内超超临界机组还没有业绩。 4.2.1 中速磨煤机运行情况 中速磨煤机已在国内众多电厂中得到了广泛的使用,已取得了丰富的运行经验,虽 然部分电厂在运行初期存在一些不尽人意的地方,但随着对设备的进一步了解和运行经 验的增加,基本上都取得了令人满意的效果。尤其在燃用煤质较好的烟煤时,其运行的 技术经济性较好。目前,在 1000MW 等级的燃煤电厂中,国内主要的中速磨煤机制造厂 都已取得了生产业绩。国内的华能玉环电厂、国电泰州电厂、浙江北仑电厂、上海外高 桥电厂三期等电厂都采用了中速磨煤机,并且运行效果良好。 影响中速磨煤机工作的主要因素如下: (1) 转速: 中速磨煤机的转速应考虑到最小能量消耗下的最佳磨煤机效果及研磨元件的合 理使用寿命。 (2) 研磨压力:研磨件上平均载荷称为研磨压力,它对磨煤机的工作影响较大。 (3) 通风量:通风量的大小对中速磨煤机出力和煤粉细度影响较大,而且还影响 石子煤
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量的多少,为此要求维持一定的风煤比。 (4) 风环气流速度: 对中速磨煤机其风环气流速度应选择一合理数值, 以保证研磨区具有 良好的空气动力特性。 (5) 燃料性质:中速磨煤机对煤的磨损指数、灰分含量及成分、可磨性系统等都有一定的 要求。 中速磨煤机常见故障、原因及处理方法见表 4-2-1。 4-2-1 中速磨煤机常见故障及分析
故障现象 堵煤 分析原因 一次风管堵塞、一次风量过小,长时间 不排渣 磨煤机振动 大 磨煤机出力 不足 磨煤机出口 温度高 磨煤机漏粉 电机电流过 大 电机电流过 小 磨辊卡涩或不转;给煤量较小;联轴器 或轴折断 密封或磨损严重 煤湿;过载;煤粉过细;碾磨压力过大 给煤量较小,磨盘上原煤较少;磨辊轴 承损坏;磨内进入杂物 磨煤机风量与给煤机不匹配;碾磨件磨 损超过标准 磨煤机内自燃;冷、热一次风不匹配 处理方法 检查一次风量,检查排渣室内积渣较 多 检查给煤量;检查磨辊是否转动灵 活;检查磨内是有杂物 检查给煤量与风量;检查磨辊及磨盘 磨损量 检查磨煤机是否自燃;检查冷、热风 门 更换密封盘根或挖补 检查煤质;加载力;出口分离器挡板 门 检查磨辊是否转动灵活;检查给煤 量;检查联轴器

4.2.2 双进双出磨煤机运行情况 双进双出钢球磨煤机在国内也有了较多的运行业绩,早期多为进口或与外方联合设 计制造产品,沈阳重型机器厂和上海重型机器厂先后引进了法国 ALSTOM(STEIN)公 司 BBD 技术并已独立承担整机设计供货。双进双出钢球磨煤机在运行中虽偶尔出现堵 煤、绞龙拉坏等问题,但总体运行情况良好。目前,在 1000MW 等级的燃煤电厂中,山 东邹县电厂、河南新密电厂等采用双进双出钢球磨煤机,并已投入运行,运行效果良好。 双进双出钢球磨煤机系统运行存在的问题为: (1) 煤的全水分对磨煤机出力的影响。 在实际试运过程中, 原煤的全水分经常大于设计值, 导致磨煤机干燥出力降低。 过高的煤粉水分会对炉内燃烧产生不良影响。 由于煤的水 分增加,煤自身的塑性变形增加,研磨时需消耗更多能量,研磨时间增长,致使煤在
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磨煤机内停留时间长,降低了磨煤机出力,增加了能量损耗和机体磨损。 (2) 磨煤机入口的堵煤问题。 根据一些电厂的调研了解到电厂实际运行过程中, 当煤种的 全水分接近 10%时,磨煤机在高负荷运行下,易造成磨煤机入口堵煤。尤其要注意 煤中含有较多黏土矿时,堵煤问题更不易解决,与单进单出磨不同,双进双出磨是正 压直吹系统,运行时堵煤,无法在磨上开孔直接捣煤,只能停磨。 相应的解决措施如下: (1) 建议在满足锅炉燃烧的前提下,尽可能提高一次风温,用一次风干燥原煤。同时,尽 量加大一次风旁路风与原煤的汇合处距磨煤机入口距离, 使一次风更有效地起到预干 燥及彻底干燥的作用。 (2) 建议改变磨煤机入口结构, 加长螺旋输煤装置。 由于堵煤的位置易发生在磨煤机入口 的斜管段上,而不是在螺旋输煤装置。说明螺旋输煤装置能有效地输送湿煤。应保证 磨煤机入口的落煤管角度及尺寸,并延长螺旋输煤装置的长度。 4.3 磨煤机的选型原则 磨煤机和制粉系统的选择中的首要依据是煤质特性及其变化范围,其中煤的挥发份 和磨损指数又是主要因素,不同的煤种特性要求配备不同的制粉系统。磨煤机的选型和 制粉系统的选择是息息相关和不可分割的。制粉系统型式,还要考虑和锅炉燃烧器、炉 膛型式相匹配;只有这样,才能保证锅炉性能稳定。 《大中型火力发电厂设计规范(GB50660-2011)》对磨煤机及制粉系统的选型作了规 定:“磨煤机和制粉系统型式应根据煤种的特性、可能的煤种变化范围、负荷性质、磨 煤机的适用条件,并结合锅炉燃烧方式、炉膛结构和燃烧器结构形式,按有利于安全运 行、提高燃烧效率、降低 NOx 排放的原则,经过技术经济比较后确定。磨煤机形式的选 择应符合下列规定: (1) 大容量机组在煤种适宜时,宜选用中速磨煤机。 (2) 燃用高水分、磨损性不强的褐煤时,宜选用风扇磨煤机;当制粉系统的干燥能力 满足要求并经论证合理时,也可采用中速磨煤机。 (3) 燃用低挥发分贫煤、无烟煤、磨损性很强的煤种时,宜选用钢球磨煤机或双进双 出磨煤机。 4.3.1 磨煤机的数量
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目前国内超超临界机组大都采用直吹式制粉系统,根据《大中型火力发电厂设计规 范(GB50660-2011)》,直吹式制粉系统的磨煤机的台数和出力应符合下列规定: 当采用中速磨煤机、风扇磨煤机时,应设置备用磨煤机,台数应符合下列规定: (1) 200MW 级及以上锅炉装设的中速磨煤机不宜少于 4 台,其中应 1 台备用。 (2) 燃用褐煤锅炉采用中速磨煤机时, 中速磨煤机台数应结合锅炉结构、 燃烧器数量、 布置形式和磨煤机出力等因素确定。 (3) 每台锅炉装设的风扇磨煤机不宜少于 4 台,其中应 1 台备用。当每台锅炉正常运 行的风扇磨煤机为 6 台及以上时,可有 1 台运行备用和 1 台检修备用。 当采用双进双出钢球磨煤机时,不宜设置备用磨煤机,台数应符合下列规定: (1) 每台锅炉装设的磨煤机不宜少于 2 台,且应结合锅炉结构、燃烧器数量和布置形 式确定。 (2) 当采用“W“火焰锅炉时,300MW 级机组每台炉宜配置 4 台或 3 台双进双出钢 球磨煤机,600MW 级机组每台炉宜配置 6 台双进双出钢球磨煤机。 4.3.2 磨煤机的裕量 磨煤机的计算出力应有备用裕量,《大中型火力发电厂设计规范(GB50660-2011)》 对磨煤机裕量的规定如下: (1) 对风扇磨煤机和中速磨煤机,在磨制设计煤种时,除备用外的磨煤机总计算出力 不应小于锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的 110%,在磨制校核煤种时,全部 磨煤机的总计算出力不应小于锅炉蒸发量时的燃煤消耗量。 (2) 对双进双出钢球磨煤机, 磨煤机总计算出力在磨制设计煤种时不应小于锅炉最大 连续蒸发量时燃煤消耗量的 115%;在磨制校核煤种时,不应小于锅炉最大连续 蒸发量时的燃煤消耗量。 (3) 磨煤机的计算出力,对中速磨煤机和风扇磨煤机按磨损中后期出力计算;对双进 双出钢球磨煤机宜按照制造厂推荐的钢球装载量计算。 4.4 磨煤机性能比选 各型磨煤机性能进行综合比选见表 4-4-1。

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表 4-4-1 各型磨煤机性能综合比较
序 项 目 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 阻力(压头)kPa 磨煤电耗 kWh/t 通风电耗 kWh/t 制粉电耗 kWh/t 磨耗 g/t 研磨件寿命 h 煤粉细度 R90% 煤粉分配(最大相 对偏差)% 检修维护工作量 低速磨煤机 双进双出钢球磨 2.0~3.0 20~25 (烟煤) 25~29(无烟煤) 10~19 30~44 (烟煤) 35~48(无烟煤) 100~150 1~2 年 4~25 ΔQ<5 Δμ<25 维护件少 无烟煤、低挥发 10 煤种适应性 份贫煤、磨损指 数高的烟煤 小 高挥发份贫煤和 烟煤, 表面水分为 19%以下的褐煤 高挥发份贫煤和烟 煤,表面水分为 19%以下的褐煤 中速磨煤机配旋转分离器 HP 3.5~5.5 8~11 12 20~23 15~20 4000~15000 8~25 ΔQ<5 Δμ<25 维护量较 MPS 磨 MPS (ZGM) 5.0~7.5 6~8 14~15 20~23 10~15 4000~15000 15~35 ΔQ<5 Δμ<25 更换磨辊工作量大 高速磨煤机 风扇 磨煤机 2.16~2.56 15~30 0 13~15 15~30 800~3000 25~50 更换叶轮工 作量大 褐煤

5 烟气脱硝方案研究
5.1 概述 近年来锅炉燃烧产物中的氮氧化物(NOx)已成为大气污染主要三害之一,城市空 气中的氮氧化物大约有 90%来自燃烧产物,其中火电厂锅炉排放的氮氧化物约占 50%。 锅炉排放的氮氧化物主要包括 NO、NO2、N2O、N2O3、N2O4、N2O5 等,其中对大气造成 污染的主要是 NO、NO2、N2O。在 NOx 总量中 NO 占 90%以上,NO2 占 5~10%,N2O 只占 1%左右。 锅炉烟气排放的 NO 在大气中会迅速地被氧化为 NO2, 经紫外线照射与排 烟中碳氢化合物接触,便生成一种浅蓝色的有毒烟雾—光化学烟雾,光化学烟雾对人的 眼、鼻、心、肺、肝和造血组织等均有强烈刺激和损坏作用。此外 NO2 在大气中很容易 与水蒸汽发生反应生成稀硝酸, 与锅炉排烟中 SO2 在大气中生成的稀硫酸一起形成酸雨。 目前我国酸雨面积已占国土面积的 40%,全国降水酸度平均升高 2~8 倍,出现罕见的 PH 值低于 4 的情况,因酸雨对农业、林业和材料破坏所产生的经济损失每年高达 1000 多亿元。 国家节能减排“十二五规划“中指出我国将大力推进电力行业脱硝,到 2015 年燃煤
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机组脱硝效率达到 75%以上。最新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011) 规定至 2014 年 7 月,燃煤锅炉要达到氮氧化物 100 mg/m3 的排放标准。 5.2 各种脱硝工艺 西方发达国家在 20 世纪 70 年代就开始烟气脱硝技术研究和应用, 德国 80 年代开始 在中低含硫量的燃煤电站锅炉上采用烟气脱硝技术,奥地利、荷兰、丹麦在 90 年代初也 开始在燃煤锅炉上进行烟气脱硝,于此同时美国也开始在中高含硫量的燃煤锅炉上进行 控制 NOx 排放的示范项目研究和商业应用。日本从上个世纪 80 年代初开始商业应用烟 气脱硝技术,并逐步成熟。凡是将烟气 NOx 排放量控制在 100mg/m3 国家的电站燃煤锅 炉几乎都安装了烟气脱硝装置,目前安装烟气脱硝装置的发电锅炉单机最大容量为 1050MW。 目前,对于火电厂燃煤或燃油机组的脱硝世界上流行的脱硝方法有非选择性催化还 原法(SNCR)、有选择性催化还原法(SCR)和混合法(SNCR/SCR)三种,上述三种 脱硝技术已经达到工业应用的水平。 5.2.1 SCR 烟气脱硝技术 近几年来选择性催化还原法(SCR)脱硝技术发展较快,在欧洲和日本得到了广泛 的应用,目前氨催化还原法是应用得最多的技术。 SCR 技术与 SNCR 技术的化学反应原理相同,都是在烟气中加入还原剂(最常用的 是氨和尿素),在一定温度下,还原剂与烟气中的氮氧化物(NOx)反应,生成无害的 氮气和水。主要反应如下: 4 NO + 4 NH3 + O2 → 4 N2 + 6 H2O NO + NO2 + 2 NH3 → 2 N2 + 3 H2O 6 NO2 + 8 NH3 → 7 N2 + 12 H2O

4 NH3 + 3 O2 → 2 N2 + 6 H2O 4 NH3 + 5 O2 → 4NO + 6 H2O 在没有催化剂的情况下,上述化学反应只是在很窄的温度范围内(850~1100℃)进 行。SCR 技术采用催化剂,催化作用使反应活化能降低反应可在较低的温度条件 (300~400℃)下进行,相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下, NH3 优先和 NOx 发生还原脱除反
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应,生成氮气和水,而不和烟气中的氧进行氧化反应,与 SNCR 技术相比从而降低了氨 的消耗。 除温度外,NOX 和 NH3 浓度也对反应过程有影响。当 NOX 和 NH3 浓度低的时候, 反应相当缓慢。反应也受过量氧的影响。在有效反应温度条件下,停留时间长,会产生 更好的 NOX 还原效果。 SCR 技术使用氨还原 NOX 过程与 SNCR 锅炉内反应类似。但氨氧化和 NOX 脱除反 应会同时发生时,这导致更多的 NH3 还原剂被消耗并且降低 NOX 反应效率。SNCR 系统 NH3 氧化反应比 SCR 系统氧化反应速度更快。 SCR 系统反应温度越高, 氧化反应越明显。 对 SCR 系统的限制因素因运行环境和工艺过程而变化。这些制约因素包括系统压 降、烟道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃逸氨浓度限制、SO2 氧化率、温度和 NOX 浓度, 都影响催化剂寿命和系统的设计。 SCR 系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、 旁路系统、检测控制系统等组成。 对于一般燃油或燃煤锅炉, 其 SCR 反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之 间,因为此区间的烟气温度刚好适合 SCR 脱硝还原反应,氨则被喷射于省煤器与 SCR 反应器间烟道内的适当位置,使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应,SCR 系统商业运行业绩的脱硝效率约为 80%。 5.2.2 SNCR 烟气脱硝技术 选择性非催化还原技术是用 NH3、尿素等还原剂喷入炉内与 NOx 进行选择性反应, 不用催化剂, 因此必须在高温区加入还原剂。 还原剂喷入炉膛温度为 850~1100℃的区域, 该还原剂迅速热分解成 NH3 并与烟气中的 NOx 进行 SNCR 反应生成 N2,该方法是以炉 膛为反应器。 研究发现,在炉膛 850~1100℃这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下,NH3 或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的 NOx,基本上不与烟气中的 O2 作用,据此 发展了 SNCR 法。在 850~1100℃范围内,NH3 或尿素还原 NOx 的主要反应为: 尿素为还原剂 2NO+CO(NH2)2+1/2O2→2N2+CO2+2H2O 不同还原剂有不同的反应温度范围,此温度范围称为温度窗。NH3 的反应最佳温度
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区为 850~1100℃。当反应温度过高时,由于氨的分解会使 NOx 还原率降低,另一方面, 反应温度过低时,氨的逃逸增加,也会使 NOx 还原率降低。NH3 是高挥发性和有毒的物 质,氨的逃逸会造成新的环境污染。 从 SNCR 系统逃逸的氨可能来自两种情况,一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与 NOx 的反应;另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。还原剂喷入系统必 须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位,因为 NOx 的分布在炉膛对流断面上是经常变化 的,如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀,则会出现分布较高的氨逃 逸量。在较大的燃煤锅炉中,还原剂的均匀分布则更困难,因为较长的喷入距离需要覆 盖相当大的炉内截面。为保证脱硝反应能充分地进行,以最少的喷入 NH3 量达到最好的 还原效果,必须设法使喷入的 NH3 与烟气良好地混合。若喷入的 NH3 不充分反应,则逃 逸的 NH3 不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上,而且烟气中 NH3 遇到 SO3 会产生(NH4)2SO4 易造成空气预热器堵塞,并有腐蚀的危险。 SNCR 烟气脱硝技术的脱硝效率一般为 20%~40%,受锅炉结构尺寸影响很大,多用 作低 NOx 燃烧技术的补充处理手段。 SNCR 技术目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂, 值得注意的是,近年的研究表明,用尿素作为还原剂时,NOx 会转化为 N2O, N2O 会破 坏大气平流层中的臭氧,除此之外,N2O 还被认为会产生温室效应,因此产生 N2O 问题 已引起人们的重视。 SNCR 技术的工业应用是在 20 世纪 70 年代中期日本的一些燃油、 燃气电厂开始的, 欧盟国家从 80 年代末一些燃煤电厂也开始 SNCR 技术的工业应用,美国也于 90 年代初 开始了 SNCR 技术在燃煤电厂的工业应用。 5.2.3 SNCR/SCR 烟气脱硝技术 SNCR/SCR 混合是 SNCR 工艺的还原剂喷入炉膛技术同 SCR 工艺利用逃逸氨进行 催化反应结合起来, 进一步脱除 NOx, 它是把 SNCR 工艺的低费用特点同 SCR 工艺的高 效率及低的氨逃逸率进行有效结合。该联合工艺于 20 世纪 70 年代首次在日本的一座燃 油装置上进行试验,试验表明了该技术的可行性。理论上,SNCR 工艺在脱除部分 NOx 的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。SNCR 体系可向 SCR 催化剂提供充足的 氨, 但是控制好氨的分布以适应 NOx 的分布的改变却是非常困难的。 为了克服这一难点, 混合工艺需要在 SCR 反应器中安装一个辅助氨喷射系统。准确地试验和调节辅助氨喷射
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可以改善氨在反应器中的分布。资料介绍 SNCR/SCR 混合工艺的运行特性参数可以达到 60~70%的脱硝效率,氨的逃逸小于 4mg/m3。 5.2.4 烟气脱硝技术比选 烟气脱硝技术的综合比较见下表 5-2-1。 表5-2-1 烟气脱硝技术综合比较
项目 反应剂 反应温度 催化剂 脱硝效率 反应剂喷射位置 SO2/SO3 氧化 NH3 逃逸 对空气预 热器影响 系统压力损失 燃料的影响 锅炉的影响 SCR 技术 以 NH3 为主 320~400℃ SNCR 技术 可使用 NH3 或尿素 850~1100℃ SNCR/SCR 混合技术 可使用 NH3 或尿素 前段:850~1100℃,后段: 320~400℃ 后段加装少量催化剂 (成份主要 为 TiO2, V2O5 WO3) 60~70%

成份主要为 TiO2, V2O5 不使用催化剂 WO3 80~90% 25~50%

锅炉负荷不同喷射位置也不同, 多选择于省煤器与 SCR 通常在炉膛内喷射, 但需与 通常位于一次过热器或二次过 反应器间烟道内 锅炉厂家配合 热器后端 会导致 SO2/SO3 氧化 3~5ppm 不导致 SO2/SO3 氧化 10~15ppm SO2/SO3 氧化较 SCR 低 5~10ppm

NH3 与 SO3 易形成 不导致 SO2/SO3 的氧化, 造 SO2/SO3 氧化率较 SCR 低,造 NH4HSO4 造成堵塞或腐 成堵塞或腐蚀的机会为三 成堵塞或腐蚀的机会较 SCR 低 蚀 者最低 催化剂用量较 SCR 小,产生的 催化剂会造成压力损失 没有压力损失 压力损失相对较低 高灰分会磨耗催化剂, 碱金属氧化物会使催化 无影响 影响与 SCR 相同 剂钝化 受省煤器出口烟气温度 影响与 SNCR/SCR 混合相 受炉膛内烟气流速及温度分布 的影响 同 的影响

从烟气脱硝最基本的原理来看,上述的脱硝方式的化学反应机理都是一致的,都是 还原剂和烟气中的氮氧化物反应后,生成了无害的氮气和水。所不同的是,不使用催化 剂,化学反应的温度段只能够在 850~1100℃之间,有了催化剂,化学反应更加彻底,相 应的反应温度区间也调整到了 300~400℃之间,处理的烟气段的位置也发生了变化。所 以从综合比较来看,相形于 SNCR 技术,SCR 技术顾名思义就是使用了催化剂后、反应 温度区间更低、脱硝效率更高、反应剂的喷射位置由炉膛内喷射调整到了后段的省煤器 和空气预热器之间的位置、氨的逃逸率也会降低。另一方面,正是因为使用了催化剂、 产生了下述的问题需要解决:其中包括整体系统的压降会有所抬高,在引风机的选型方
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面要适度考虑压升。在选择催化剂的时候需要考虑到燃料中高灰分会对催化剂产生的磨 损、燃料中碱金属氧化物会使催化剂钝化等。而 SNCR/SCR 混合技术,从脱硝的效率来 看是介于 SCR 和 SNCR 之间的,可见 SNCR/SCR 混合技术在效果上没有特别显著的地 方。该技术的亮点在于上游的 SNCR 体系在脱除部分 NOx 的同时能够为下游的 SCR 体 系提供氨,减小了 SCR 反应器的容积。从理论上看是具有一定的经济意义,但是,实际 操作所面临的难点是:必须控制好氨的分布以适应 NOx 的分布。为此,在下游的 SCR 体系中需要装设辅助氨喷射系统,精准地调节辅助氨喷射,以改善氨在 SCR 反应器中的 分布。从综合比较的角度来看,混合技术的脱硝效率、催化剂使用的量、SO2/SO3 氧化情 况、 氨逃逸情况、 系统压力损失情况、 对空气预热器的影响都是介于 SCR 和 SNCR 之间。 在考虑燃料对催化剂的影响方面也是必要的、在反应剂喷射位置的选取、炉膛内烟气流 速和温度分布的影响等方面还要兼顾上游的 SNCR 和下游的 SCR,而在辅助氨喷射的系 统中还必须解决正因为两者皆有而引发的整体系统的复杂性。 从实际工程的角度来信,近年来国内使用 SNCR 的典型工程当属阚山工程 (600MW),该工程的脱硝部分从 2006 年 9 月开始施工,于 2008 年底完成全部的安装 工作。2009 年初完成了脱硝系统整体启动冷态调试和初步热态调试工作。2011 年 1 月进 入热态调试和优化工作后,于当月 19 日完成了第三方的性能测试考核工作。 以下是阚山工程机组负荷 400MW,脱硝系统投入 1、3 区共 23 只喷枪,脱硝剂消 耗量最大值为 1.1 吨/小时, 稀释水流量 2.8 m3/h, 压力 0.4MPa 的工况下的 NOx 排放曲线 (图 5-2-1)。实测烟气中 NOx 本底最大值为 713mg/m3(标干态,6%O2),脱硝效率最 高达 45%,平均脱硝效率达到 31.2%。

2013 年 11 月

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图5-2-1 400MW NOx排放曲线 当机组负荷调整到了 520MW,脱硝系统投入 1、2、3 区共 30 只喷枪,脱硝剂消耗 量最大值为 1.5 吨/小时,1、3 区稀释水流量 2.6 m3/h,压力 0.4MPa。2 区稀释水流量 2.2 m3/h,压力 0.42MPa。统计平均烟气中 NOx 本底值为 636mg/m3(标干态,6%O2),脱 硝效率统计均值为 31.1%。NOx 排放值曲线见图 5-2-2。 上述数据表明:SNCR 可以达到 30%的脱硝效率。但是随着国家《火电厂大气污染物排 放标准》(2012 年 1 月 1 日实施)的出台,除了 W 型火焰锅炉和 2003 年 12 月 31 日前 投产的机组以外,氮氧化物的排放浓度限值又提高到了 100mg/Nm3。为此,阚山工程也 进行的脱硝改造。在改造的过程中,该工程的相关技术人员也归纳了 SNCR+SCR 系统所 存在的几个问题点:(1)由于国内目前对 SNCR 系统缺乏成熟的运行经验,SNCR 系统 投入率低。(2)SNCR+SCR 方案的运行变动成本较高。(3)SNCR 系统运行时,尿素 水溶液的蒸发会吸收一些烟气的热量,从而增加了热损失,降低了炉膛的效率、并引起 炉管腐蚀、结焦、氨逃逸等负面影响。(4)SNCR 系统配套设备多为进口件,备品备件 采购困难,维护费用高。因此,阚山工程最终的脱硝改造方案和其余未上脱硝机组的工 程一样,放弃采用 SCR/SNCR 的混合模式,直接使用脱硝效率为 80%以上的 SCR 方案。 原有的 SNCR 系统也作为备用状态而保留,并非常用模式。
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图5-2-2 520MW NOx排放曲线 至此我们得出结论,在当今的环保要求之下,SNCR 是无法满足要求的。而采用了 SCR 方案的话,也没有必要同时使用 SNCR 方案。相形于 SCR/SNCR 的混合方案,SCR 方案能是系统更加简单、便于操作,降低投资,并达到环保要求。SCR 反应器多选择安 装于锅炉省煤器与空气预热器之间, 因为此区间的烟气温度刚好适合 SCR 脱硝还原反应, 氨则被喷射于省煤器与 SCR 反应器间烟道内的适当位置,使其与烟气充分混合后在反应 器内与氮氧化物反应,SCR 系统商业运行业绩的脱硝效率约为 80%。 5.3 脱硝催化剂 催化剂是 SCR 系统中的主要设备, 其成分组成、结构、寿命及相关参数直接影响到 SCR 系统脱硝效率以及运行状况。 当前流行的成熟催化剂有蜂窝式、波纹状和平板式等。平板式催化剂一般是以不锈 钢金属网格为基材,负载上含有活性成份的载体压制而成; 蜂窝式催化剂一般是把载体 和活性成份混合物整体挤压成型;波纹状催化剂是外形如起伏的波纹,从而形成小孔。 各种催化剂的特点如下: 蜂窝状催化剂:比面积大,相同参数情况下,催化剂体积小,重量轻,适用范围广, 内外介质均匀,市场占有率高(仅 Cormertech 前两年的世界范围内,市场占有率达到 50%)。
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板式催化剂: 比面积小,相同参数情况下,催化剂体积较大,防堵灰能力较强,生 产周期快,主要问题是上下两个催化剂篮子之间的缝隙容易积灰,而且不容易清除,切 割后裸露的金属网容易发生腐蚀现象。 波纹板式催化剂:比面积居中,耐磨损能力较差,重量很轻,同样存在上下两个催 化剂篮子之间的缝隙容易积灰的问题,市场占有率很低(不超过 5%),多用于燃气机组。 蜂窝状催化剂、板式催化剂、波纹板式催化剂的性能比较见表 5-3-1。 表 5-3-1 催化剂性能比较
项目 结构形式 主要生产厂家 Cormetech Agillon (原西门子)日本化成 基材 加工工艺 比表面积 同等条件下所 需体积 开孔率 抗堵性 抗磨损性 抗 AS 中毒性 堵塞可能性 模块重量 耐热冲击性 压损 催化剂活性 SO2/SO3 氧化率 全球业绩 1 80% 中等 中 中 中 中 中 1.12 高 高 ≈65% 1.4 87% 强 高 低 低 高 中 1 中 高 ≈33% 1.2 75% 中等 低 高 中 轻 高 1.48 高 低 很少 整体挤压成型 均匀挤出式 1.5~1.8 日立 Agillon (原西门子) 不锈钢网 覆涂式(钢架构支撑) 支撑) 1 1.27 纤维 覆涂式(玻璃纤维架构 Topsoe 日立造船 蜂窝式 板式 波纹板式

蜂窝式催化剂由于具有较大的比表面积,因而在同等工程设计条件下,需要的体积
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量较小,从而可以减小反应器尺寸,降低建设 SCR 脱硝装置的初期投资成本。而板式催 化剂由于具有相对大的开孔率,压力损失就相对较小,可以节省一定的运行成本,同时 从大开孔率的角度考虑,在高粉尘浓度的工况下,其抗堵塞性能也具有一定的优势。全 球绝大部分 SCR 脱硝装置都是采用该两种型式的催化剂。而波纹板式催化剂只在一些燃 气机组以及少数小容量燃煤机组上有过一些使用业绩,燃煤对其 SCR 催化剂的影响的运 行经验还有待时间验证,而且由于其生产工艺不同于板式催化剂的轧压式覆涂,而是采 用浸蘸式覆涂的加工方式,因此会影响其耐磨性与强度。 催化剂的合理选型关系到整个 SCR 系统的性能,因此需要求催化剂生产商的产品各 项性能指标(例脱硝效率,SO2/SO3 转化率,抗磨性等)进行实验室测试, 并且要求催 化剂厂家具有丰富运行业绩,尤其针对各种煤质具有成功应对经验。 5.4 脱硝还原剂型式 根据脱硝工艺的反应原理,反应所需的还原剂为氨气,可以通过液氨、氨水或尿素 三种化学原料之一获取。氨水制氨用作 SCR 烟气脱硝系统国内尚不多见,主要由于氨水 采购浓度仅为 25%,电厂脱硝系统使用量大,运输成本较高,且由于烟气脱硝为气氨, 所以,加热汽化能耗大,运行成本在三者中最高。并且与液氨一样,属于危险药品。因 此,自 90 年代以后国际上也已经很少以氨水作为脱硝还原剂。因此本文将仅对液氨和尿 素作为还原剂进行比较。 液氨是可压缩性液化有毒气体,在一定压力下为无色液体,具有高压、易燃、易爆 的特性。GB 12268-2005《危险货物品名表》将液氨划归为第 2.3 类有毒气体,危险物编 号为 1005。由于氨的毒性及其对人体存在的潜在危害性,所以,液氨的泄漏后果将非常 严重。为此,在液氨的生产、运输、储存及使用过程中,除了采取必要的预防及防护措 施,应严格依据国家、地方、行业制定的相关标准及规范,进行设计、建设和管理。 尿素是人工合成的第一个有机物,广泛存在于自然界中,其理化性质较稳定。但固 体尿素如果贮存不当,容易吸湿结块。尿素无毒无害,无爆炸可能性,也无危险性,并 且可以通过热解使尿素转化为氨气,在运输、储存和处理中不需要特殊的安全消防防护 措施,其建构筑物的生产过程中火灾危险性可按丙类考虑,最低耐火等级可按二级考虑。 尿素和液氨作为SCR 还原剂各有优劣,采用尿素作为还原剂是比较安全的,但初期投资 造价高,运行费用也高。采用液氨作为还原剂,相对初期投资造价低,运行费用低,但 液氨作为重大危险源,在运输和储备时存在一定的安全隐患,在运输成本上以及在生产
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安全管理上对电厂的运行水平要求较高,存在一定的危险性,国外使用较少。 另一方面,在考虑选择何种还原剂进行脱硝时,还需要结合场地布置方面的要求, 液氨罐区要求的场地布置较大,对于场地较紧张的老厂改造项目或位于人口较密集地区 的电厂不宜采用。而尿素相对来说安全可靠,在运输及储存等方面没有特殊要求,场地 布置相对紧凑,对于运输不便或者场地较紧张的改造项目,可以采用。 液氨和尿素的综合技术比较见表5-4-1。 表5-4-1 液氨与尿素方案的技术经济比较
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 项目 系统 还原剂费用 运输费用 安全性 存储条件 储存方式 初投资费用 运行费用 设备安全要求 液氨 简单 便宜 贵 有毒 高压 液态 便宜 便宜 有法律规定 尿素 复杂 贵 便宜 无害 常压,干态 微粒状 贵 贵 基本上不需要

6 烟气脱硫方案研究
6.1 概述 随着电力工业的高速发展,污染物排放的增加对大气环境造成了很大影响。为落实 国家的科学发展观和节能减排的要求,新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011)对大气污染物排放提出了较高要求,并已于2012年1月1日正式实施。国 家《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)对燃煤电厂二氧化硫排放限值降低 至100mg/Nm3。对于国土开发密度较高、环境承载能力开始减弱、或大气环境容量较小、 生态环境脆弱、容易发生严重大气环境污染问题而需要严格控制大气污染物排放的重点 地区, 执行大气污染特别排放限值, 其燃煤电厂二氧化硫排放限制降低至50mg/Nm3。 《国 务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指 导意见的通知》(国办发〔2010〕33号)中指出开展大气污染联防联控工作的重点区域
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是京津冀、长三角和珠三角地区;在辽宁中部、山东半岛、武汉及其周边、长株潭、成 渝、台湾海峡西岸等区域,要积极推进大气污染联防联控工作;其他区域的大气污染联 防联控工作,由有关地方人民政府根据实际情况组织开展。 在国内,重庆珞璜电厂首次引进了日本三菱公司石灰石-石膏湿法脱硫工艺,脱硫装 置与两台 360MW 燃煤机组相配套。燃煤含硫量 4.02%,脱硫装置入口烟气 SO2 浓度约 为 3500ppm,设计脱硫效率大于 95%。目前,国内绝大多数 600MW 及 1000MW 等级燃 煤电厂采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺,运行效果良好,脱硫效率能够达到设计值。 6.2 脱硫工艺 目前,世界上燃煤或燃油电站所采用的脱硫工艺多种多样。按脱硫工艺在生产流程 中所处的部位不同可分为:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫(炉内脱硫)和燃烧后脱硫即烟气脱 硫。在这些脱硫工艺中,有的技术较为成熟,已经达到工业应用的水平,有的尚处于试 验研究阶段。经过初步筛选,对目前技术较为成熟、在电厂烟气脱硫中有一定应用业绩 的脱硫工艺进行简单介绍。 6.2.1 脱硫工艺简介 (1) 石灰石—石膏湿法脱硫 石灰石-石膏湿法脱硫工艺采用石灰石作脱硫吸收剂, 石灰石经破碎磨细成粉状与水 混合搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内,吸收浆液与烟气接触混合,烟气中的 SO2 与浆液中 的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应而被脱除,最终反应产物为石膏。脱硫后的 烟气经除雾器除去携带的细小液滴,经加热器加热升温/或不加热直接排入烟囱。脱硫石 膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液的循环利用,脱硫吸收剂的利用率高。 该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫,脱硫效率可达到 95%以上。 脱硫副产物石膏的处置方式,一般有抛弃和回收利用两种方法,脱硫石膏处置方式 的选择主要取决于市场对脱硫石膏的需求、脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地 等因素。美国多采用抛弃方式,抛弃量约占 86%,主要充置于灰场或回填旧矿坑;日本和 德国多采用回收利用方式, 主要用作水泥缓凝剂和建筑材料等, 石膏的利用率达 90%以上。 石灰石—石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺,特别在 美国、德国和日本,应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的 90%,应用的单机 容量已达 1000MW。 (2) 海水脱硫
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海水法脱硫工艺是利用海水的碱度脱除烟气中 SO2。在脱硫吸收塔内,大量海水喷淋 洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气,烟气中的 SO2 被海水吸收而除去,净化后的烟气经除雾器 除雾、经烟气加热器加热后排放。吸收 SO2 后的海水经曝气池曝气处理,使其中的 SO3-2 氧化成为稳定的 SO4-2 后排入大海。 海水法脱硫一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的 电厂。此法在挪威被广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑,先后有近 20 套脱硫装置投入 运行。近年,海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展,继印度 TATA 电厂在 500MW 机组上安装二台处理烟气量 44.5 万 Nm3/h 的海水脱硫装置之后, 西班牙在 2 台 80MW 机组 上安装了海水脱硫装置。目前,国内的青岛发电厂 4 台 300MW 机组、福建漳州后石电厂 4 台 600MW 机组采用海水法脱硫工艺,产生了良好的环保和社会效应。但是,由于目前我 国的海水法脱硫工艺使用不多,运行时间不长,是否会产生周边区域海水酸性增加、水 温上升及海水中由于携带灰尘造成海水透明度下降,对当地渔业及海水环境产生影响, 还需要进一步的观测及论证。 (3) 喷雾干燥法脱硫 喷雾干燥法脱硫工艺以石灰作为脱硫吸收剂,石灰经消化并加水制成消石灰乳,消 石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置,在吸收塔内,被雾化成细小液滴的吸收剂与 烟气混合接触, 与烟气中的 SO2 发生化学反应生成 CaSO3, 烟气中的 SO2 被脱除。 与此同时, 吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥,烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的 吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔,进入除尘器被收集下来。脱硫的烟气经 除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率,一般将部分脱硫灰加入制浆系统进 行循环利用。 该工艺有两种不同的雾化形式,一种为旋转喷雾轮雾化,另一种为气液两相流雾化。 喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程简单、系统可靠性高等特点,脱硫率 可达到 85%以上。 该工艺在美国及西欧一些国家应用较为广泛, 在 300MW 以上机组上有一 定的应用业绩。 1984 年我国在四川内江白马电厂建成了第一套旋转喷雾半干法烟气脱硫小型试验装 置,处理烟气量为 3400Nm3/h。于 1990 年 1 月在白马电厂建成了一套中型试验装置。该 脱硫中试装置处理烟气量 70000Nm3/h,进口 SO2 浓度 3000ppm,当钙硫比为 1.4 时脱硫率 可达到 80%以上。
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(4) 炉内喷钙尾部加湿活化器脱硫

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炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增 设了增湿段,以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂,石灰石粉由气力喷入炉 膛 850—1150℃温度区, 石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳, 氧化钙与烟气中的二氧化 硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行,反应速度较慢,吸收剂利用率较 低。在尾部增湿活化反应器内,增湿水以雾状喷入,与未反应的氧化钙接触生成氢氧化 钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在 2.5 及以上时,系统脱硫率可达到 65-80%。 由于增湿水的加入烟气温度下降, 一般控制出口烟气温度高于露点温度 10-15℃, 增湿水由于烟温加热被迅速蒸发,未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出,被 除尘器收集下来。由于脱硫过程对吸收剂的利用率很低,脱硫副产物为以不稳定的亚硫 酸钙为主的脱硫灰,因而综合利用受到一定的限制。 该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用,采用这一脱硫技术的最 大单机容量已达 300MW。我国的南京下关电厂 2×125MW 机组、浙江的钱清电厂 125MW 机 组采用了这一脱硫工艺。 (5) 电子束脱硫 本工艺流程由排烟预除尘、烟气冷却、氨的加入、电子束照射和副产品捕集工序所 组成。锅炉所排出的烟气,经过集尘器的粗滤处理之后进入冷却塔,在冷却塔内喷射冷 却水, 将烟气冷却到适合于脱硫、 脱硝处理的温度(约 70℃)。 烟气的露点通常约为 50℃, 被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发,因此,不产生任何废水。通过冷却塔 后的烟气流进反应器,在反应器进口处将一定的氨气、压缩空气和软水混合喷入,加入 氨的量取决于 SOx 浓度和 NOx 浓度, 经过电子束照射后, SOx 和 NOx 在自由基作用下生成 中间生成物硫酸(H2SO4)和硝酸(HNO3)。 然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应, 生成粉 状微粒:硫酸铵(NH4)2SO4 与硝酸铵(NH4NO3)的混合粉体。生成的粉体微粒一部分沉淀到反 应器底部,通过输送机排出,其余被副产品集尘器所分离和捕集,经过造粒处理后被送 到副产品仓库贮藏。经过净化后的烟气由脱硫增压风机升压,经烟囱向大气排放。到目 前为止,电子束法脱硫仅在日本、美国、我国进行过一些小型工业试验,尚没有在大型 机组上应用的业绩。中日合作进行的电子束法脱硫工艺工业化装置试验在成都热电厂一 台 200MW 机组的部分烟气进行,试验装置处理烟气量为 30 万 Nm3/h。 (6) 氨法脱硫
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该脱硫工艺以氨水为吸收剂,副产品为硫酸铵。锅炉来的烟气经烟气换热器冷却至 90~100℃, 进入预洗涤器经洗涤后除去 HCl/HF, 洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴 进入洗涤器 1 中。在洗涤器 1 中,氨水自塔顶喷淋洗涤烟气,烟气中的 SO2 被洗涤吸收除 去,经洗涤后的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴,进入洗涤器 2。在洗涤器 2 中烟气进一步被洗涤,经洗涤塔顶部的除雾器除去雾滴,再经烟气换热器加热后由烟囱 排放。 洗涤工艺中产生的约 30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔, 可以送到化肥厂进一步处理或 直接作为液体氮肥出售,也可以把这种溶液进一步加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。 氨法脱硫属较为成熟的一种脱硫工艺,在德国的一些电厂已得到应用,如:曼海姆 电厂,处理烟气量为 750000Nm3/h;卡斯鲁尔电厂,处理烟气量 300000Nm3/h 等。 6.2.2 脱硫工艺比较 (1) 电子束法脱硫及氨法脱硫工艺还没有在 300MW 以上大机组上应用的业绩和经验。 所 以,这两种工艺不适合超超临界机组的情况。 (2) 炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺适用于对脱硫效率要求不高的中小机组脱硫, 超超 临界机大型机组的脱硫效率要求较高, 因此这一脱硫工艺不能满足超超临界机组的要 求。 (3) 喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟,工艺流程较为简单、系统可靠性较高,脱硫率可 以达到 85%。缺点是需用纯度较高及价格较贵的石灰作为吸收剂,且脱硫产物较难 利用。目前,在国内 600MW 以上机组中没有运行业绩。 (4) 海水法脱硫工艺十分简单, 运行成本低, 在具备海水取排水条件和稳定的海水水质条 件时能获得较高的脱硫效率。该脱硫工艺需结合工程的实际情况决定是否选取。 (5) 石灰石—石膏湿法脱硫工艺具有在大型发电机组上应用的许多业绩, 脱硫效率相对较 高,可以满足脱硫率的要求。我国石灰石资源丰富,交通运输方便,脱硫副产品—脱 硫石膏可以作为石膏板或水泥缓凝剂得到有效的利用, 是一种较为适用的脱硫工艺之 一。 6.3 脱硫烟气系统 根据国家《“十二五”节能减排综合性工作方案》和地方政府的环保政策要求,各 燃煤电厂要有序取消脱硫烟气旁路工作,在"十二五"期间完成此项工作。 目前新建超超 临界机组均取消了脱硫旁路。取消脱硫旁路后,引风机和增压风机大都合二为一,相应 的脱硫烟气系统为:烟气自引风机后的烟道上引出直接进吸收塔,在吸收塔内脱硫净化, 经除雾器除去水雾后,再接入烟囱排入大气。
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超超临界机组脱硫烟气系统可以设置 GGH,减轻尾部烟道和烟囱的腐蚀、解决石膏 雨问题等;脱硫系统也可设置低温省煤器,降低排烟温度,减少排烟热损失,提高电厂 的运行经济效益。 6.3.1 脱硫烟气系统设置 GGH 新建超超临界机组引增合并,取消脱硫旁路后设置 GGH 的烟气系统简图如下:

图 6-3-1 设置 GGH 的脱硫烟气系统简图 6.3.1.1 GGH 的作用 (1) 减轻尾部烟道和烟囱的腐蚀 烟气的腐蚀主要为(硫)酸腐蚀,烟气中硫酸露点的计算方法有多种,如经验公式法、 图表法等,由于烟气中酸露点的影响因素较多,各种计算方法都只能是在一定范围内是 准确的,因此酸露点的确定更多的是依靠实验测定,而不是计算公式。 经过 GGH 后的烟气能够被加热到 80~90℃左右。 若不设 GGH, 烟气经过吸收塔后温度 略低于 50℃。而对于未进行脱硫的烟气,烟气酸露点的估算经验公式如下: tld=tld0+(β × 3 Sz )/1.05(α fm×Azs) tld tld0 β Sz Azs 酸露点温度℃ 烟气中水露点温度℃ 和烟气的过量空气系数有关的系数,当α =1.4-1.5 时β =129 折算到低位发热量为 1000Kcal/kg 的折算含硫量% 折算到低位发热量为 1000Kcal/kg 的折算含灰分%

根据计算结果,酸露点温度为 100℃左右,一般在 BMCR 工况条件下未安装脱硫装 置的锅炉出口烟气温度都能满足酸露点加 10℃的要求。但是,对于脱硫后的烟气,由于
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烟气中水蒸汽组分增多,而烟气中的 SO32-、SO42-的含量大大降低,国内、外还没有一致 认可的脱硫后烟气的酸露点的计算公式。依据经验数据,脱硫后烟气的酸露点温度一般 为 70-100℃,而从现有电厂安装的烟气脱硫装置来看,无论是干法还是湿法烟气脱硫技 术,都会造成烟囱排烟温度的降低至 100℃以下,在启动和低负荷烟温较低的情况(0- 50%负荷)和烟囱正压区,会产生腐蚀,烟囱及其脱硫后净烟道必须采取防腐措施。 而加装 GGH 升高进入烟囱的烟气温度,目的不是要加热到高于烟气酸露点温度,而 是要加热到高于水露点温度,并留有足够的安全裕量。(理论上只要水没有结露附着在 烟囱内壁上,形成稀硫酸环境,就不会对金属产生强烈腐蚀,浓硫酸对金属腐蚀性并不 强,因此保持壁面干燥是很重要的) 据了解,欧洲一般要求,GGH 后进入烟囱的烟温在满负荷时不低于 80℃,启动和低 负荷不低于 72℃,目的就在于此。日本一般要求任何负荷都不低于 80℃,采用的是管式 GGH,加蒸汽补热的方式。造价方面回转式 GGH 体积小,造价低,系统简单,管式 GGH 体 积庞大,造价高,系统复杂。(管式 GGH 造价大约是回转式 GGH 的 1.6-2.4 倍),不推 荐采用管式 GGH。 因此,加装 GGH 与否,都不能完全满足防腐蚀的要求,仅能部分改善烟囱和烟道的 腐蚀状况。 (2) 提高排烟温度和抬升高度 在 FGD 排烟温度的选取上,除了考虑酸露点温度的因素外,另外一个重要因素就是 环境问题,包括:主要污染物对地面浓度的贡献;湿烟气中的水汽凝结会造成烟羽呈白 色,即所谓的白烟问题;凝结水的问题。 烟气换热器可以将湿法烟气脱硫的排烟温度从 50℃升高到 80℃左右, 从而能提高烟 气从烟囱排放时的提升高度。从环境质量的角度来看,燃煤机组主要的污染物是 SO2、 NOx 和粉尘。 本工程拟设置脱硝及脱硫设施, 加装脱硝及脱硫装置后, 脱硝的效率约 80% 左右,脱硫的效率为 95%,排烟中的主要污染物 SO2、NOx 已基本被脱去。对粉尘的处 理主要是电器除尘器,而湿法脱硫能进一步脱除烟气中 50%左右的粉尘,SO2、NOx 和 粉尘的源强度在除尘、脱硝、脱硫后均大大降低,而降低污染物浓度的根本措施在于提 高脱除的效率,通过扩散来降低浓度,仅是一种权益之计。 一般情况下,烟囱出口白烟的长度随环境温度、相对湿度以及烟气温度等参数而变,
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可从数十米到数百米。白烟长度对环境的相对湿度相当敏感,环境湿度越大,白烟长度 越长。在低温的冬天,若环境湿度较大,白烟长度可超过数百米甚至 1Km。此外,白烟 长度随环境温度的升高而缩短。根据经验,设置 GGH 后能避免出现白烟。但是,本工程 中已采取了高效的除尘、脱硝及脱硫措施,烟囱出口形成的白烟主要是水蒸气的液滴而 非污染物,主要影响的是人的观感,对环境的影响不大。本工程中可采用烟塔合一,视 觉影响容易被接受。 根据计算, 湿烟气的最大凝结水量发生在烟囱下风向 2m 左右, 最大值在 1~10g/Kg, 取决于环境条件和排放条件,凝结水的影响范围一般限于烟囱下风向 100m 左右,只有 当环境湿度接近于饱和状态时,影响范围才可能扩展到 200m 以上。但由于湿烟气中水 汽凝结成水的量不大,形成雾的几率也很小,一般不会对当地气候造成什么影响。 6.3.1.2 目前国内脱硫工程中 GGH 存在的主要问题 (1) 堵灰 国内运行的 GGH 中,堵灰是常见的问题。出现堵灰问题的主要原因有:GGH 选型、 设计、制造工艺不合理,GGH 厚度过大;除尘器效率低,烟气中含尘量过高;吸收塔除 雾器除雾效果不理想,净烟气中仍有较多含石灰石-石膏浆液的雾滴运行中重视不够, GGH 没有按照要求进行吹灰清洗等等。堵灰会造成 GGH 的压损增加,甚至会影响增压 风机的运行,被迫关闭旁路挡板。另外,烟气在 GGH 内换热产生的酸液,会对 GGH 的 换热元件和壳件造成腐蚀。 GGH 换热元件采取的防止堵灰、减轻腐蚀的主要措施有:吸收塔出口的除雾器具有 良好的除雾效果,出口液滴、固体颗粒物可以得到很好的控制,保证烟气含水量小于 75mg/Nm3;设置吹灰器定期吹扫,选用较高压力(0.98MPa)的吹扫空气或者采用蒸汽 吹扫;GGH 设高压在线冲洗水和低压离线冲洗水,高压水在 GGH 阻力升高时投入运行, 低压冲洗水在停机时对 GGH 进行完全清洗; 选择高度较小的换热元件, 以保证吹扫彻底。 (2) 泄漏 目前对 GGH 厂家或脱硫公司要求的 GGH 泄漏率小于 1%, 但是尚无可靠的测量 GGH 泄漏率的措施。 通常的方法是采用惰性气体示踪法, 但是由于 GGH 进出口截面积都很大, 测试 SO2 浓度存在困难,因此泄漏率的测量精度不高。 GGH 的泄漏会造成大量未进行脱硫处理的烟气直接进入净烟气,影响脱硫效率,对 环保造成不利影响。目前采取的主要措施是提高 GGH 的产品质量,并采用密封风机,改
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善 GGH 的泄漏情况。 (3) 增加成本

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如果单从成本而言,设置 GGH 是不利的,主要表现在以下三个方面: ? 增加了投资成本 在设置 GGH 的脱硫系统中,GGH 设备本身占了固定投资的很大一部分,而且设置 GGH 后,相应的烟道长度、烟道支架都有所增加,增加了 GGH 的冲洗水系统和吹灰系 统,脱硫系统的占地面积有所增加。一般而言,由 GGH 设备本体及其引发的直接投资增 加的费用大约占脱硫工程总投资的 15%左右。 ? 增加了运行费用 600MW 机组采用的回转式 GGH 阻力压降一般为 1000Pa 左右, 如果考虑到由于安装 GGH 引起的烟道压降,总的压损约增加 1200Pa 左右。为了克服这些阻力,增压风机的 压头必须增加,使脱硫系统的电耗大大增加。GGH 本身也为转动机械,与不设置 GGH 系统相比,也增加了运行费用。 ? 增加了维护检修费用 由上文所述,GGH 是脱硫系统运行中出现问题较多的设备,GGH 的设置增加了运 行维修以及故障处理的工作量。而且 GGH 需要定期更换陶瓷换热片以及不锈钢换热元 件,增加了检修的费用。 6.3.2 脱硫烟气系统设置低温省煤器 排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失,一般约为 5%--12%,占锅炉热损失的 60%--70%, 影响排烟热损失的主要因素是排烟温度。 一般情况下, 排烟温度每增加 10℃, 排烟热损失增加 0.6%--1%, 相应多耗煤 1.2%--2.4%。 若以燃用热值 2000KJ/KG 煤的 410t/h 高压锅炉为例,则每年多消耗近万吨动力力煤,我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都 超过设计值,约比设计值高 20—50℃。所以,降低排烟温度对于节约燃料和降低污染具 有重要的实际意义,实践中以降低排烟温度为目的的锅炉技术改造较多。但由于大多数 电厂尾部烟道空间太小,防磨、防腐要求较高,引风机的压头裕量不大等实际情况。为 了降低排烟温度,减少排烟损失,提高电厂的运行经济性,可考虑在烟道上加装低温省 煤器。低温省煤器的具体方案为:凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量,降低排烟温度, 自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统,代替部分低压加热器的作用。
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在发电量不变的情况下,可节约机组的能耗。同时,由于进入脱硫塔的烟温下降,还可 以节约脱硫工艺水的消耗量。新建超超临界机组引增合并,取消脱硫旁路后设置低温省 煤器后烟气系统简图如下:

图 6-3-2 设置低温省煤器的脱硫烟气系统简图 6.3.2.1 国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置 国外低温省煤器技术较早就得到了应用。在苏联为了减少排烟损失而改装锅炉机组 时,在锅炉对流竖井的下部装设低温省煤器供加热热网水之用。德国 SchwarzePumpe 电 厂 2×800MW 褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装了烟气冷却器,利用烟 气加热锅炉凝结水,其原理同低温省煤器一致。德国科隆 Nideraussem1000MW 级褐煤发 电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度,把低温省煤器加装在空气预热器的旁通烟 道中,在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水。日本的常陆 那珂电厂采用了水媒方式的管式 GGH。烟气放热段的 GGH 布置在电气除尘器上游,烟 气被循环水冷却后进入低温除尘器(烟气温度在 90~100℃左右),烟气加热段的 GGH 布置在烟囱入口,由循环水加热烟气。烟气放热段的 GGH 的原理和低温省煤器一样。 目前在国内也已有不少电厂进行了烟气换热器的安装和改造工作。华东院设计的外 高桥三期工程 2× 1000MW 机组的烟气热量回收装置系统已经于 2009 年 4 月投入运行。 外高桥三期工程烟气换热设备布置在吸收塔入口,其凝结水系统共设有两个连接方案, 方案一为设计方案,凝结水从#2 低加进口引出,将凝结水温度从 60.6℃提升到 81.6℃, 同时烟气温度从 125℃下降到 85℃。方案二为凝结水从#2 低加出口引出,凝结水温度为 84.7℃,加热后返回至#3 低加。系统的连接方式为两个方案的并联系统,方便切换。由 于方案二热量回收利用率高于设计方案,在实际运行时外高桥三期工程全部采用凝结水 从#2 低加出口的运行方式。由于#7 机组设计时烟气换热器运行情况良好,设计时换热器 总重量约 410t 左右,布置为串连的两组;在第二台机组即#8 机组的建设过程中,换热器
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设备在 410t 基础上又增加到约 500t 左右,布置上为串连的三组。外高桥三期工程的余热 利用系统除在运行初期发现由焊缝原因造成的部分管道的泄漏外,长期运行中未发现严 重的腐蚀和积灰,运行效果良好,具有较好的节能收益。上海漕泾电厂 2×1000MW 机 组中,#1 机的烟气换热器改造已经于 2012 年 7 月投运。烟气余热利用系统采用华东电 力设计院专利技术 “应用于火力发电厂的两级烟气换热器系统 (专利号 CN201892201U) ” 。 其烟气热量回收装置分为串连的两级,第一级布置在除尘器的进口,第二级布置在吸收 塔的进口,凝结水由#7 低加出口引出,经过烟气换热器两级加热后汇入#6 低加进口。 漕泾电厂#1 机组烟气换热器改造后效果显著:100%负荷工况下,两级烟气换热器全投, 可以降低机组煤耗约 0.563%,脱硫系统用水减少量为 39.75t/h;100%负荷工况下,只投 一级烟气换热器时,可以降低机组煤耗约 0.404%,脱硫系统用水减少量为 17.86t/h。目 前新建超超临界机组大都在吸收塔入口设置了低温省煤器装置,如安徽淮南平圩电厂三 期 2X100 万千瓦燃煤发电机组在吸收塔入口设置了低温省煤器装置,淮南煤电基地凤台 电厂二期扩建 2X660MW 机组在吸收塔入口设置了低温省煤器装置。 6.3.2.2 低温省煤器的优点 ? 可降低排烟温度 30~70℃。可获得显著的节能经济效益。 ? 大大降低脱硫系统的水耗。加装低压省煤器后,可取消脱硫系统的喷水降温装置 或事故(喷淋)降温装置,实现脱硫系统的深度节能。 ? 增设低压省煤器,可减少抽汽量,降低煤耗。 ? 具有良好的煤种和季节适应性。 ? 具有良好的负荷适应性。 ? 可以充分利用锅炉本体以外的场地空间,布置所需要的受热面,并留有足够的检 修空间,检修方便。 ? 本技术把锅炉的余热利用与汽轮机的低加系统巧妙地结合起来, 对于锅炉燃烧和 传热不会产生任何不利影响。 ? 对于拆除 GGH 的脱硫改造工程,在吸收塔入口处加装低温省煤(GGH 的阻力比低 温省煤器高 300-400Pa),不仅解决了去掉 GGH 后烟气对脱硫系统的不利影响,而且降低 排烟温度,提高锅炉效率。 ? 由于本系统属静态设备,无动力装置,所以系统本身能耗极低。
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6.3.2.3 加装低温省煤器需要考虑的问题 (1) 低温省煤器的低温腐蚀。对于防止低温腐蚀的方法有如下两种: ? 采用有限腐蚀的低温省煤器系统。金属壁温在这个区间的腐蚀速度 0.2mm/a,这 个腐蚀速度是可以接受的。 这种方法适用于排烟温度高的褐煤锅炉, 对于本期工 程如采用本方法则低温省煤器回收的热量很少, 低温省煤器系统的费用投入与获 得的经济效益比优越性不明显。 ? 选用合适的耐腐蚀材料。本期工程采用本方法是适宜的,但针对推荐的低温省煤 器布置方案三, 靠近吸收塔的第二级低温省煤器受到酸腐蚀的影响较大, 因此选 择合适的、性价比比较高的材料是非常重要的。为此,推荐采用的材料主要有: 不锈钢材料,耐腐蚀的低合金碳钢,复合钢管及碳钢表面搪瓷处理等,有待工程 实施时再进一步通过技术经济比较确定。 (2) 换热面管的积灰 低温省煤器的换热面管可以采用光管、螺旋肋片管和高频焊翅片管。与普通光管相 比,螺旋肋片管和高频焊翅片管传热性好。即使肋片和翅片间距较大时,其换热面积也 比同种规格光管要小,因此可减小低温省煤器的外形尺寸和管排数,减少烟气流动阻力。 但是螺旋肋片管和高频焊翅片管易于积灰。其积灰的程度与煤灰特性及烟气流速有 关。因此在设计时可适当提高烟速。选择合适间距的螺旋肋片管和翅片管以减少省煤器 管壁积灰。在低温省煤器管排间将增加部分蒸汽吹灰器。对于低温省煤器在布置上必须 考虑可拆卸的形式,并在低温省煤器上设置水清洗系统,利用机组停役期间进行水清洗。 6.4 综合技术经济比较 不同烟气脱硫工艺的综合技术经济比较分析见表 6-4-1。 表 6-4-1 烟气脱硫工艺综合技术经济比较
工艺方案 石灰石- 石 项目 技术成熟程度 工艺难易程度 适用煤种 应用单机规模 能达到脱硫率 吸收剂种类 吸收剂来源
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喷雾干燥法

炉内喷钙尾 部增湿活化

电子束法

氨法

海水法

膏湿法 成熟 较复杂 制 没有限制 95%以上 石灰石/石灰 来源较广泛 成熟 较简单 硫煤

成熟 简单 硫煤 组

工业试验 复杂 煤 中小机组 75%左右 氨 受条件限制

成熟 复杂 限制 中小机组 90%以上 氨水 受条件限制

较成熟 简单 低硫煤 没有限制 90% 海水 受条件限制

不受含硫量限 适用于中、低 适用于中、低 适用于中、硫 不 受 含硫 量 适 用 于中 、 多为中小机组 多 为 中 小 机 80—90% 消石灰 高质量石灰或 60-80% 石灰石 来源较广泛

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工艺方案 石灰石- 石 项目 膏湿法 喷雾干燥法

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炉内喷钙尾 部增湿活化

电子束法

氨法

海水法

消石灰,来源 较困难 废水处理 Ca/S(一般) 占地面积 机组负荷影响 防腐要求 脱硫投资占电厂 投资比例(%) 运行成本(元/吨 SO2 脱除) 副产品种类 副产品出路 石膏 脱硫废渣(亚硫 脱硫废渣(亚 酸钙) 用作水泥缓凝 难以综合利用 剂、石膏制品 原料 目前国际上的应 用情况 已有 30 多年 全世界 90% 硫应用此法 已有 20 多年应 从 1986 年起 界有 3800MW 采用了此方 装有该方法的 设备 为 300MW 已有 20 多年 逐步进入工 应用业绩较 投入运行的 机组的最大 装机容量为 500MW 应用业绩较 的应用 历史, 用 历史,全世 已有 8 个电站 应用 历史, 的电厂烟气脱 的发电机组安 法,最大容量 业化应用 少,目前已 少 硫酸钙) 难以综合利 用 硫酸铵/硝 酸铵 可用作化肥 可用作化肥 - 硫酸铵溶液 - 900-1250 750-1050 600-900 ~1000 高 600-850 多数情况下需 处理 低于 1.1 较大 一般 较高 10-19 1.3—1.4 中 一般 不需要 8-12 >2 较小 一般 不需要 3-5 - 较大 一般 较高 ~25 - 大 一般 较高 - 大 一般 较高 9-16 无废水 无废水 无废水 需处理 无废水

综上所述,建议超超临界选用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。

7 除尘器方案研究
7.1 概述 随着我国火电建设的快速发展和国民环保意识的增强,加大对电厂运行中产生烟气 的治理力度,以适应社会、经济和环境协调发展的要求,缩小与发达国家的技术差距是 我国环保行业面临的更高层次的挑战。2011 年 7 月 29 日发布的 《火电厂大气污染物排放 标准》(GB13223-2011),明确对火电厂大气污染物排放提出了更高要求,该标准中规 定自 2014 年 7 月 1 日起,火力发电厂燃煤锅炉烟尘排放浓度不大于 30mg/Nm3,重点地 区火力发电厂燃煤锅炉烟尘排放浓度不大于 20mg/Nm3。 随着我国火电行业“市场煤、计划电”纵深发展,燃煤电厂的煤源品质不一,好坏 参差不齐,煤种特性及灰份特性的变化对除尘器的选择、运行、维护都带来困难。近年
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来国家对环保监管越来越严,排污新标准颁发日趋临近,这一方面提醒用户在选择除尘 方式时需更加慎重,另一方面也迫切要求我国除尘技术不断创新。现代工业生产中 2007 年以前普遍采用的高效除尘器有电除尘器和袋式除尘器两种, 从 2008 年开始随着一批电 袋除尘器成功投运,近几年粉尘治理行业中电袋除尘、电除尘及布袋除尘三种除尘技术 并存。环保要求提高后,常规电除尘技术已无法满足要求,可采用电除尘新技术如旋转 电极式电除尘器、低温电除尘器、双区供电电除尘器技术和高频电源及先进控制器技术。 国内目前已经投运的 1000MW 容量机组已有二十几台,基本采用电除尘器,运行情 况较好,除尘效率能够达到设计值。电袋除尘器目前已经有 600MW 项目和 1000MW 项 目的运行业绩 (河南新密工程)。布袋除尘器目前已经有 600MW 项目的运行业绩,但还 没有 1000 MW 项目的执行业绩。 7.2 各式除尘器介绍 燃煤电厂烟气净化的首要任务是使烟气的排放浓度达到国家规定的排放标准,能够 保证达到排放标准的可选设备为电袋复合除尘器、电除尘器和袋式除尘器。在这三类设 备中选用哪种设备必须根据烟尘的物理、化学性质、烟气的化学组成、温度、湿度、烟 气量、含尘浓度等条件进行技术经济比较后确定。其要求及顺序如下: 首先要满足下列两点: (1) 保证烟气排放浓度达到国家标准;(﹤30mg/Nm3,局部地区﹤20mg/Nm3); (2) 设备运行安全、可靠性高(运行率高于 98%),即保证长期、稳定地运行。 其次,可再考虑下列几点: (1) 能源消耗低; (2) 设备的一次投资少; (3) 设备占地面积少; (4) 设备运行维护、检修费用少。 7.2.1 静电除尘器 电除尘器(Electrostatic Precipitator,简称 ESP)的原理是在高压电场的作用 下将气体电离,使尘粒荷电,在电场力作用下,实现粉尘的捕集。烟气中含有粉尘颗粒 的气体,在接有高压直流电源的阴极线(又称电晕极)和接地的阳极板之间所形成的高压 电场通过时,由于阴极发生电晕放电、气体被电离,此时,带负电的气体离子,在电场 力的作用下,向阳板运动,在运动中与粉尘颗粒相碰,则使尘粒荷以负电,荷电后的尘
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粒在电场力的作用下,亦向阳极运动,到达阳极后,放出所带的电子,尘粒则沉积于阳 极板上,而得到净化的气体排出除尘器外。 7.2.1.1 结构型式 目前国内常见的静电除尘器型式可概略地分为以下几类:按气流方向分为立式和卧 式,按沉淀极型式分为板式和管式,按沉淀极板上粉尘的清除方法分为干式、湿式等。 7.2.1.2 静电除尘器的优缺点 (1) 静电除尘器的优点 ? 除尘效率高,一般可达到 99.8%及以上,能够捕集 0.01 微米以上的细粒粉尘。在设 计中可以通过不同的设计参数,来满足所要求的除尘效率; ? 阻力损失小,一般可控制在在 300Pa 以下; ? 允许操作温度高,一般的静电除尘器最高允许操作温度 250℃,有些类型还可达到 350~400℃或者更高的; ? 处理气体流量大; ? 主要部件使用寿命长。 ? 从整机寿命 30 年分析,电除尘器的经济性最好。 ? 对烟气温度影响及烟气成分不像袋式除尘器那样敏感,所以电除尘器的安全可靠性 好。 电除尘器已经有 100 多年的发展历史,因其具有除尘效率高、适应范围广、运行费 用低、可靠性高、使用方便且无二次污染等独特优点,早已成为火力发电行业的首选除 尘设备。 (2) 静电除尘器的缺点 ? 设备比较复杂,要求设备调试、运行和安装以及维护管理水平高; ? 对粉尘比电阻有一定要求,除尘效率受煤、灰成分的影响,所以对粉尘有一定的选择 性,对较细粉尘除尘效率不高; ? 占地面积较大; 7.2.2 低温电除尘器 目前国内火电厂运行的燃煤机组设计排烟温度一般为 125℃~130℃, 燃用褐煤时为 140℃~150℃,且机组实际运行排烟温度普遍高于设计值约 20℃~50℃,远高于烟气露
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点温度。排烟温度偏高,造成了锅炉效率下降、电除尘器除尘效率下降、脱硫耗水量增 加等结果。集成低温省煤器(烟气深度冷却器)的低低温电除尘技术是解决此危害的一 种有效新方法低低温电除尘器是指通过低温省煤器或热媒体气气换热装置(MGGH)将电 除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下,最低温度满足湿法脱硫系统工艺温度要求的 电除尘器。其除尘原理同静电除尘器。低低温电除尘典型系统图布置见下图 1、图 2:

图 7-2-1 燃煤电厂低低温电除尘典型系统布置图一

图 7-2-2 燃煤电厂低低温电除尘典型系统布置图二 7.2.2.1 技术特点 (1) 可提高 ESP 的除尘效率。烟气降温幅度:20℃~30℃,降低粉尘比电阻,减小烟气 量,进一步提高 ESP 的除尘效率。可与高频电源、旋转电极式电除尘器等多项技术 组合。 (2) 当低低温当电除尘系统采用低温省煤器降低烟气温度时,可节省煤耗及厂用电消耗。 视降温幅度大小,平均可节省煤耗 1.3~2.1g/kwh。 (3) 对于后续配套湿法脱硫系统的机组, 烟气温度降低不但可提高脱硫效率, 还可减少湿 法脱硫的工艺耗水量并有效缓解石膏雨问题。 (4) 可大幅减少 SO3 和 PM2.5 排放。电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下,气态 SO3 将转化为液态的硫酸雾。因电除尘器入口含尘浓度很高,粉尘总表面积很大,为
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硫酸雾凝结附着提供了良好条件。SO3 去除率通常可达 90%以上,具体与烟气的灰硫 比(D/S),即烟尘浓度(mg/m3)与硫酸雾浓度(mg/m3)之比有关。日本研究发现,当灰硫 比大于 100 时,烟气中 SO3 去除率最高可达到 95% 以上,SO3 质量浓度将 低.57mg/m3。 (5) 烟气温度降低使脱汞的化学反应朝有利方向进行,有效提高了脱汞效率。 7.2.2.2 低低温电除尘技术注意事项 (1) 应注意煤种变化和高硫煤带来的不良影响。 燃煤含硫量越高, 相对来说烟气中的 SO3 浓度越高,其对应的酸露点温度就越高,发生腐蚀的风险增加。特别要注意当锅炉燃 煤的收到基硫的重量百分比高于 2%时对低低温电除尘器的影响。 (2) 二次扬尘问题需引起高度重视。由于烟尘性质的改变,粉尘附着力降低,振打二次扬 尘加剧。因此,低低温电除尘器末电场宜采用移动电极电除尘技术或离线振打技术。 前者采用转刷清灰来避免二次扬尘, 后者在末电场振打清灰时, 阻断清灰通道的气流 通过,达到控制二次扬尘的目的。 (3) 电控方式需相应调整。 由于粉尘性质发生了变化, 特别是粉尘比电阻发生了较大变化, 因此, 电除尘器电控设备的控制方式和运行参数均需调整。 电控设备应具有先进的控 制策略, 运行方式和运行参数应能随着工况的改变而自动变化, 达到既高效除尘又节 能的目的。 (4) 应防止灰斗堵灰。由于 SO3粘附在粉尘上并被碱性物质吸收中和,收集下来的灰的 流动性变差,因此灰斗卸灰角度需大于常规设计。为防止因结露引起堵塞,不仅需要 较好的保温,还需有大面积的蒸汽加热或电加热。 7.2.3 旋转电极式电除尘器 旋转电极式电除尘器是 2000 年欧盟委员会推荐的烧结机除尘最佳可行技术(BAT) 之一, 是中国环保产业协会确定的“十二五”期间重点开发和推广的电除尘新技术之一。 旋转电极式电除尘器是一种高效电除尘设备,其收尘机理与常规电除尘器相同,由前级 常规电场和后级旋转电极电场组成。旋转电极电场中阳极部分采用回转的阳极板和旋转 的清灰刷。附着于回转阳极板上的烟尘在尚未达到形成反电晕的厚度时,就被布置在非 收尘区的旋转清灰刷彻底清除,因此不会产生反电晕现象且无二次扬尘。能提高电除尘 器的除尘效率,降低排放浓度。
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7.2.3.1 旋转电极式电除尘器的优缺点 (1) 旋转电极式电除尘器的优点

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? 保持阳极板永久清洁,避免反电晕,有效解决高比电阻粉尘收尘难的问题; ? 最大限度地减少二次扬尘,显著降低电除尘器出口烟尘浓度; ? 减少煤、 灰成分对电除尘性能影响的敏感性, 增加电除尘器对不同煤种的适应性, 特别是高比电阻粉尘、粘性粉尘,应用范围比常规电除尘器更广; ? 可使电除尘器小型化,减小占地面积。 ? 特别适合于老机组电除尘器改造, 在很多场合, 只需将末电场改成旋转电极电场, 不需另占场地,改造工作量较小,不像采用常规电除尘技术进行加高、纵向或横 向增容改造那样复杂; 也不像采用袋式或电袋复合除尘器改造那样需更换引风机 等相关设备。 ? 与袋式除尘器相比,阻力损失小,维护费用低,对烟气温度和烟气性质不敏感, 并且有着较好的性价比; ? 在保证相同性能的前提下, 与常规电除尘器相比, 一次投资略高、 运行费用较低、 维护成本几乎相当。 从整个生命周期看, 旋转电极式电除尘器具有较好的经济性。 (2) 旋转电极式电除尘器的缺点 ? 旋转部件的设备可用率要低一些; ? 对安装技术要求较高。 7.2.4 烟尘预荷电微颗粒收集装置 国内从 2008 年开始自主研发微粒聚合技术, 并成功研制出了一种新型微粒聚合设备 —“烟尘预荷电微颗粒收集装置”(以下简称微颗粒收集装置),现已掌握其核心技术, 获多国项家专利。实验证明该设备能促进不同粒径的粉尘有效聚合,从而提高电除尘器 的除尘效率,减少 PM2.5 的排放,同时提高对汞、砷等有毒元素的去除率。 7.2.4.1 工作原理 含尘气体进入除尘器前,先利用正、负高压对其进行分列荷电处理,使相邻两列的 烟气粉尘带上正、负不同极性的电荷,然后,通过扰流装置的扰流作用,使带异性电荷 的不同粒径粉尘产生速度或方向差异,从而有效聚合,形成大颗粒后进入除尘设备。 7.2.4.2 技术特点
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(1) 显著减少烟尘总质量排放,有效提高 ESP 除尘效率; (2) 显著减少 PM2.5的排放,改善大气能见度,提高空气质量; (3) 减少汞、砷等有毒元素的排放; (4) 压力损失<250Pa; (5) 安装长度≥5m。 7.2.4.3 使用条件 无论是水平, 还是垂直烟道都可以安装与使用微颗粒收集装置, 但是对烟道直管段长 度有一定的要求。 一般情况下: ? 当烟道直管段≥5m 时,可以安装微颗粒收集装置; ? 当烟道直管段在4m~5m 之间时,安装微颗粒收集装置后粉尘去除率减小; ? 当烟道直管段<4m 时,较难布置微颗粒收集装置。 因此,对于新建项目或改造项目,电除尘器入口烟道直管段净长度需≥5m。 7.2.5 湿式静电除尘器 湿式静电除尘器的主要工作原理与干式除尘器基本相同,即烟气中的粉尘颗粒吸附 负离子而带,通过电场力的作用,被吸附到集尘极上;与干式电除尘器通过振打将极板 上的灰振落至灰斗不同的是,湿式电除尘器将水喷至极板上使粉尘冲刷到灰斗中随水排 出。同时喷到烟道中的水雾既能捕获微小烟尘又能降电阻率,利于微尘向极板移动。从 美国的资料以及日本电厂运行情况来看,湿式静电除尘器可以长期高效稳定地除去烟气 中 PM2.5、SO3 等污染物微小颗粒。 湿式静电除尘器的主要结构与干式静电除尘器基本相同,包括:进口喇叭、出口喇 叭、壳体、放电极及框架、集电极绝缘子、喷嘴和管道以及灰斗等。 湿式静电除尘器最早在 1907 年开始应用于硫酸和冶金工业生产中, 1986 年开始应 用于火力发电机组。目前用于处理锅炉后烟气在日本共有 25 台套投入运行,其中燃煤锅 炉为碧南 700MW 机组锅炉。日本中部电力碧南电厂 1、2、3 号 700MW 机组采用了三菱 重工湿式电除尘技术已经运行 15 年,日立的湿式静电除尘器于 2001 年开始应用于中部 电力的碧南电厂 4、5 号 1000MW 机组上,日立的湿式电除尘技术与三菱重工基本一致, 只是在喷嘴型式和布置方式、放电极的形式、集尘极板的形式上有所不同外,在对放电
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极进行水冲洗时必须要断电。循环水系统还有加碱设备,以中和烟气中的 SO3,避免与 水接触的部件产生严重的酸腐蚀。国内自主技术也有多台小容量机组投运,国内生产商 主要有山东山大、龙净环保、中国重型机械等。泰州二期及浙江台州二期第二热电厂 1000MW 新建机组均设置了低温省煤器,目前正在施工图阶段。 7.2.5.1 技术特点 湿式静电除尘器的优点: (1) 湿式静电除尘器在日本已有30年以上的应用历史。日本中部电力碧南电厂五台机组, 将湿式静电除尘器布置在湿式脱硫系统后,其排放浓度长期稳定在2-5 mg/Nm3,远 低于日本国家标准和新国标的要求, 表明湿式静电除尘器能高效地除去烟气中的烟尘 和石膏雨微液滴。 (2) 湿式静电除尘器冲洗水对烟气有洗涤作用,可除去烟气中部分 SO3微液滴,虽然三 菱和日立公司均无法提供具体除去率,但是冲洗水中必须加入碱液(NaOH)以中和 水中酸性,也表明部分 SO3液滴被捕获后进入水中。 (3) 湿式静电除尘器布置在湿法脱硫后, 脱硫后的饱和烟气中携带部分水滴, 在通过高压 电场时也可捕获并被

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