基于低温技术的燃煤机组超低排放改造实践

3望亭发电厂低低温电除尘改造实践

3.1改造前设备情况介绍

本次实践的机组为机组配备上海锅炉厂生产制造的600MW等级超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构п型锅炉、露天布置燃煤锅炉。改造前，望亭电厂3、4号机每台炉配置了两台福建龙净环保股份有限公司设计制造的电除尘器，设计除尘效率≥99.75%。该电除尘器系统采用双套管浓相气力输送方式，将飞灰通过双套管输送到三座灰库并外运。

改造前电除尘系统存在以下问题：

3.1.1设计标准起点低。该系统于2009年随机组同时投入运行，执行标准为GB13223-2003，设计入口烟尘浓度为33.306g/m3、除尘效率不小于99.75%，设计的出口烟尘浓度为83.3mg/m3，无法满足GB13223-2011新的环保排放要求。

3.1.2除尘器入口烟温偏高。根据试验测得，望亭电厂3、4号机组除尘器入口烟温在140℃左右，超出原设计入口烟温127℃。烟温偏高导致除尘器入口烟气量增大，这也造成当前实际排放浓度明显超出除尘器原设计值。

3.1.3振打引起的二次扬灰。由于粉尘本身具有一定的粘附性，能够粘附在电极上，电极上的粉尘量虽小，但对放电影响较大，如粉尘未及时清除掉，就会增大局部击穿的可能性，因此及时地清除电极上粉尘，是保证电除尘器正常工作的重要条件之一。望亭电厂3、4号机组电除尘器运行过程中振打系统的振打力及振打频率均进行过调整，但由于燃煤煤质的差异较大，振打方式调整无法满足煤质的变化，易造成极板、极针积灰及二次扬尘，影响除尘效率。

3.2改造方案

经过同类型机组调研及机组运行数据分析，考虑到望亭电厂3、4号机组SO2排放标准进一步严格化，必须取消GGH。而取消GGH后将面临烟囱防腐的问题。因此为解决烟囱防腐和烟囱“白烟”的问题，最终决定采用低低温电除尘技术改造方案。

现有除尘器入口平均烟温在140℃左右，进行低低温烟气余热利用改造，不仅可以降低除尘器入口的烟温，减少入口烟气量，又可进一步降低烟尘的比电阻，提高粉尘的驱进速度。

低低温电除尘技术相对于常规电除尘器所增加的成本非常低，在提高除尘器除尘效果的同时可有效实现烟气余热综合利用、节省电煤消耗，另外通过降低烟气温度，使得进入电除尘的烟气量减少10%～15%左右，从而有效减小电除尘电场内的烟气流速，延长烟气处理时间，减小二次扬尘，进一步提高和稳定电除尘效率，减缓粉尘颗粒对内部构件的冲刷磨损，提高装备寿命，同时减轻除尘相关设备的运行能耗。

在低低温技术烟气余热利用方面，根据国内外经验，主要有加热汽轮机凝结水、加热锅炉燃烧用空气和脱硫净烟气再加热三种方式。但是如将烟气余热用来加热凝结水将会使改造范围扩大，使系统更复杂。且在中低负荷或冬季时，排烟温度一般在130℃～135℃，所能回收的热量十分有限。

因此，本次实践将余热利用段回收的热量全部用来加热再热段烟气。其系统示意图如下图1：

图1低低温系统示意图

4低低温技术改造后运行效果

为了检验改造后的实际效果，特聘请专业机构在实施改造机组脱硝系统进口（A侧、B侧）、出口（A侧、B侧）设置4个监测点，烟囱入口处设1个测点；检测烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度、排放速率及去除效率，检测2天，每天3次。

检测结果表明：检测期间，#3机组排放口废气中SO2、烟尘排放浓度分别为15～19mg/m3、2.08～3.24mg/m3，满足《火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）》中燃气轮机组排放限值要求。SO2、烟尘综合去除效率分别为98.9%～99.2%、99.989%～99.993%，说明改造后电除尘系统、脱硫系统均正常投运，且达到预计目标效率。

5结语

此次低低温电除尘技术改造实践，进一步证明了这一技术在我国大型燃煤机组超低排放方面的作用。同时，也对低低温技术的具体实施方法进行了摸索，为今后在同类型机组中实施低低温电除尘改造提供了十分有价值的参考。

参考文献

[1]关伟德.浅析1000MW超超临界机组低低温电除尘改造[J].机电信息，2015，（6）.

[2]赵海宝.低低温电除尘关键技术研究与应用[J].中国电力，2014，（10）.

[3]廖增安.燃煤电厂余热利用低低温电除尘技术研究与开发[A].第十五届中国电除尘学术会议论文集[C].2013.

[4]龙远生.余热利用低低温电除尘技术在燃煤电厂的应用[J].中国环保产业，2013，（11）.

作者简介：王田园（1990-），女，山东潍坊人，望亭发电厂助理工程师，研究方向：环保。

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