燃煤电厂烟气超低排放与深度节能综合技术研究及应用

表8湿式电除尘器喷淋循环水水质要求

投运后在燃烧平7煤、满负荷工况下对电除尘器进出口烟气进行了监测,如表9所示。

表9湿式电除尘器性能测试结果

由表9可知,湿式电除尘器对烟气粉尘、SO3、PM2.5与雾滴具有较高的去除效率,主要原因在于湿式电除尘器喷淋水及其微雾化状态,极大改善了工作环境[9,10]。

2.6 MGGH与凝结水加热器耦合节能技术

方案为在干式电除尘器入口设置冷却器,热媒水进水温度68~70℃,将烟气从150℃降至85℃,热媒水吸热后水温升至105~108℃;在烟囱入口设置烟气再热器,高温热媒水将吸收塔出口烟温由46℃加热至72℃,热媒水温度降低至85℃;设置凝结水加热器将烟冷器进口热媒水温由85℃降低至68~70℃。凝结水从8号低压加热器入口取水,凝结水加热器布置在烟气加热器后部,加热后返回至7号低压加热器入口,如图5所示。

图5MGGH与凝结水加热系统耦合方案

烟气冷却器材质沿烟气方向先后选用20G与ND钢,用量比例各占50%,烟气再热器材质沿烟气方向分别选用SMO254双相不锈钢、316L与ND钢,SMO254裸管6排,将烟气提升至水露点以上,并预留1排余量。

系统投运后,烟气冷却器入口烟气温度随负荷、季节发生变化,系统各参数基本符合预期。运行6个月后检查系统各部分未发现腐蚀现象[11]。

3改造后的综合节能效果

3.1机组能耗降低

改造前后机组电力负荷变化情况见表10,其中实际消耗为机组在600MW工况下统计的电力消耗量。由表10可知,改造后机组实际运行电力消耗减少1480kW,主要原因为实施低低温电除尘器改造后,烟气实际流量与烟风阻力降低;电除尘器灰斗、绝缘瓷套等实施蒸汽加热改造,电加热器作为应急备用,正常运行时不投运;MGGH热媒水循环泵与凝结水升压泵等采用变频电机,根据实际需要进行节能调节;增压风机与引风机二合一后风机效率有所提升。

表10改造前后电力负荷变化

3.2烟气余热回收

在各负荷工况下,凝结水加热器回收的烟气热量见表11。回收的余热同机组对外供热改造结合,实现全部利用。

表11不同工况下凝结水加热器典型余热回收情况统计

4结论

通过低氮燃烧器技改,在暂不增加催化剂的情况下,可将NOx排放浓度控制在35mg/m3以内;结合MGGH技术实施低低温电除尘器改造,配套脉冲电源技术,同时设置湿式电除尘器,可将烟尘排放浓度控制在3mg/m3以内;采用托盘均流技术,通过交互式喷淋层增加喷淋量,可将SO2排放浓度控制在15mg/m3左右;同时协同脱除PM2.5、SO3与雾滴等,SO3排放浓度可控制在3mg/m3以内。改造后机组对煤种的适应性也得到提升。

通过耦合低低温电除尘器、电除尘器蒸汽加热等改造,设置凝结水加热器回收烟气余热,水泵电机等采用变频电机等,同时可实现锅炉烟气侧深度节能和烟气余热最大限度回收。

板式电除尘器废水通过澄清后可全部用于脱硫塔,不影响脱硫塔浆液池液位控制;通过对防腐材料选用和热媒水水温控制,MGGH腐蚀可得到有效控制;湿式电除尘器阴阳极材料选用306L,在正常喷淋情况下,湿式电除尘器未发现腐蚀现象。

《中国电力》作者：吴来贵，刘玉海,徐庆国,刘晓东,梁成武,梅魁,刘日卫,沈健,雍国松

延伸阅读：

燃煤机组深度超低排放技术路线的综合性研究

300MW级燃煤机组SCR烟气脱硝超低排放性能评估

超低排放最佳选择 湿式电除尘详解

超低排放下不同湿法脱硫技术脱除SO3效果测试与分析