除塵器_推焦車除塵器_裝煤車除塵器_布袋（dài）除塵器_【17C.COM環保】

0 引言

我（wǒ）國火電行業為中國近30年的改革開放和經濟發展作出了重大貢獻，並且今後很長（zhǎng）一段時間，我國能源（yuán）結構以煤為主的火電結構不會改變。與此同時，國際上政府間氣候變化專門（mén）委員會（huì）稱，到2050年全球CO2排放（fàng）量必須減（jiǎn）少50%到80%，這一指標相（xiàng）當於把目前400億噸的年平均（jun1）排放減少到2050年 的80億噸到200億噸。

因此CO2排（pái）放成為製約我（wǒ）國燃煤火（huǒ）電機組發展好主要的因（yīn）素之一。

同時我國資源分布不均，如（rú）：北方富煤地（dì）區嚴重缺水，缺水就需要考（kǎo）慮上（shàng）空冷機組並采取其它節（jiē）水措施，節水就需要消（xiāo）耗能源，而我國內蒙古大部（bù）分地區不光缺水，而且燃用煤質為褐煤，褐煤煤質較（jiào）差，這就意（yì）味著發電煤耗和供電煤耗都將大幅度增加,煤耗增加（jiā）就（jiù）意味著CO2排放增加。

目前好現實的降低CO2排放的技術就是盡可能提（tí）高（gāo）發電效率（lǜ）和減少供電能耗。這就意（yì）味著發出相（xiàng）同的電力（lì）可少燒煤，從而可少排放CO2 。因此，超超臨界煤粉爐火電廠成為當前中國和世（shì）界新建（jiàn）火電廠的主要（yào）方向，同時超超臨界設計技術集成（chéng）化研（yán）究也成為電力設計部門當前好主要的任務。

1 國內火電機（jī）組與國（guó）外先進機組的主要差距

1.1 我國燃煤火（huǒ）電機組發展現狀（zhuàng）

1.1.1裝機容量

截止到（dào）2009年底，我國電廠的總裝機容（róng）量已達（dá）8.74億千瓦，其中（zhōng）火電裝（zhuāng）機容量已超過6.52億千瓦，占總裝機容量的74.6%。

1.1.2 煤耗

2009年全國運行火電機組的平均供電標準煤耗率為 340g/kWh。

1.1.3 廠用電率

近（jìn）幾年來，隨著火電機組環保治理措施的逐漸完善，廠用電設（shè）備有（yǒu）所增加，但由於電網中新增機組單機容量（liàng）逐步加大，原有小機組逐步關（guān）停，因此，火電機組平均廠用電率（lǜ）有所下降。

1.2 國內火電機組與國外先進機（jī）組的主要差距（jù）

1.2.1機組平均（jun1）供電煤耗（hào）率比較

盡管（guǎn）我國燃煤機（jī）組的平均（jun1）供電煤（méi）耗率在不（bú）斷降低，但平均供電煤（méi）耗率仍（réng）高於世界發達國家的（de）水平。以下是我國與幾個發達國家的供電煤耗率和廠用電率（lǜ）對比情況。

我國（guó）火電機組平均供電煤耗與發（fā）達國家存在的主要差距如下：

（1）我國火（huǒ）電機組采用超臨界、超（chāo）超臨界機組的參數（shù）比例仍較低，約占火（huǒ）電裝機容量的13%，而日本、德國等發達國家超臨界、超超臨界機組占火電機組的50%以上。

（2）我國北方缺（quē）水地區新上燃褐煤空冷機組大（dà）多采用亞臨界參數，因此供（gòng）電煤耗較高（gāo），350g/kWh~360g/kWh之間。

1.2.2新建燃煤（méi）機組的供電煤耗率比較

國外近10年投運的部分超超（chāo）臨界（jiè）機組主要參數及發電煤耗指標和廠用（yòng）電率見表1。

近幾年來，我國新裝火電（diàn）機組的參數和（hé）單機容量有了較（jiào）大的飛躍（yuè），參數從過去的（de）亞臨界機組升（shēng）級到超臨界（jiè）和超超臨（lín）界機組（zǔ）；單機容量由（yóu）300MW和（hé）600MW升級為600MW和1000MW。600MW濕（shī）冷機組（zǔ）基本上采用了超臨界或超超臨界參數，1000MW機組（zǔ）全部采用了超超臨界參數，並且都已積累了一定的商業運行經驗。超（超）臨界火電機（jī）組在我國火電結構中已經有相當大的比（bǐ）例，國內通過600℃超超臨界機組的技術開發及（jí）工程實（shí）踐，已投運21台600℃百萬機組，在（zài）建和規劃的超超臨界機組超過其（qí）他國家總和，機組製造、安裝和運行水平大幅度提高，建立了完成的設計體係，擁有了相應的先（xiān）進製造裝（zhuāng）備和工藝技（jì）術，建立一支完整的人才隊伍。已經投運的部分超（chāo）超臨界機（jī）組發電煤耗指標和廠用電率見表2。

表2 國內近幾年（nián）投運的部分超超臨（lín）界機組主要參數及技術經濟指標

注：表中廠（chǎng）用電（diàn）率包括（kuò）脫硫部分。

與發達國家相比，我國新上燃煙煤超超臨界火電（diàn）機組已（yǐ）經與國際先進水（shuǐ）平接近，有些超超臨界機組（如：外高橋三期）已經達（dá）到國際先（xiān）進煤（méi）耗水平，但在設（shè）計理念上與德國、日本（běn）等發（fā）達國家仍有一些差距，比如：德國從20世（shì）紀末開（kāi）始實（shí）施燃褐煤的BOA超超臨（lín）界機組計劃，完成火電設（shè）計（jì）技術的集成，在2004年BOA1/3計劃電廠Niederaussem電廠（1´1027MW）運行，成為目前世界好先進（jìn）的燃（rán）褐煤超超臨界機組，而我國目前僅有2台燃褐煤超臨界機組準備投入運行（華（huá）能九台電廠2´660MW機組），其餘全部為燃褐煤亞臨界機組（zǔ）。

2 超超臨界機組（zǔ）設計技（jì）術的集（jí）成化發展

2.1 日（rì）本超超臨界機（jī）組設（shè）計技術（shù）集成（chéng）化的發展（zhǎn）

日本是目前除我（wǒ）國（guó）外，投入 600 0C超超臨界機組好（hǎo）多（duō）的國家（jiā）。在缺乏（fá）資源（yuán）、環保要求十分的條件下，形成了本國超超（chāo）臨界機組設計技（jì）術集成化的特點。

----提（tí）高超超臨界機（jī）組參數

2009年日（rì）本投運的新（xīn）磯子電（diàn）廠2號機（jī）組主要特點與2004年投（tóu）運的新磯子電廠1號（hào）機組相比,2009年7月日本投運的（de）新磯子（zǐ）電廠2號機組部分蒸汽參數又有變化,從25MPa/600°C/610℃變成25MPa/600℃/620℃，第1次在日本（běn）采用塔式鍋爐，並達到世界高水平的高效。

——采用新（xīn）型節能型高效煙氣處理係（xì）統

日本橘灣等電廠采用低低溫電除塵器技術，由於煙（yān）氣體積流量小、煙氣比電阻小及ESP采用低溫靜電除（chú）塵器，四電（diàn）場改為三電場，並采用先進的控製係統，使電除塵器的電耗大大降低。與傳統的（de）電除（chú）塵器+濕法（fǎ）煙氣脫（tuō）硫工藝（帶GGH）相比，在除塵效（xiào）率提高的情況下,爐後綜合廠用電率降低0.286%。

2.2 德國超超臨界機（jī）組設計技術集成化的發展

德國目前投運的6000C超超臨界機組不多，但（dàn）它是目前世（shì）界上開展超超臨界機組設計技術集成化好成熟的國家。

德國的“BOA計劃（huá）”簡介

1996年，德國開始執行“BOA計（jì）劃”，“BOA計劃”全稱（chēng）lignite-basedpower generation with optimised plant engineering，燃褐煤的超超臨界機組設計技術集成技術。包括：采用超超臨界參數、冷端優化、褐煤幹燥、鍋爐係統優化、汽輪（lún）機（jī）係統優化、熱力係統優化、環保島工藝係統優（yōu）化、區域供熱等設計技術的工程集成應用（yòng）（我國的“外三”工程借（jiè）鑒了其中除（chú）褐煤幹燥技術外的所有理念，並用投資造價較高的塔式爐實現了首台超超臨界燃煙煤機組應用）。

“BOA計劃”發展路線分成3個步驟實施：

“BOA計劃”的1/3項目：燃褐煤（méi）超超臨界機組示範電站1´1027MW機組Nicderausem電廠（chǎng），580℃/600℃，商業行（háng）動時（shí）間（jiān）為2004年1月，該項目用2200Kcal/kg，燃煤水份53.3%褐煤好終達到了45.2%的效率，機組年平均供電煤耗292g/kwh。

“BOA計劃”的2/3項目：燃褐煤超超臨界機組，單機容量2´1100MW，6000C/6050C/29.5MPa。可適應預（yù）期燃用的褐煤特性。煤熱值1818kcal/kg~2775kcal/kg（水分42%以上），根（gēn）據德國CO2排放分配計劃，並且是（shì）大型以大代小工程（2´300MW機組+2´600MW機組），該項目2010年投產。

“BOA計劃”的3/3項目：為700ºC蒸汽參數的大機組示範應用。

2.3 我國超超臨界機組設計技術集成化的發展

我國的（de）外三是世界上應用於燃煙煤超超臨界火電機組設計技術集成（chéng）化好成功的範例。

外三采用了包括：采（cǎi）用超（chāo）超臨界參（cān）數、冷端（duān）優化、鍋爐係統優化、汽輪（lún）機係統優化、熱力（lì）係統（tǒng）優化、餘熱回收等集成技術，使平均供（gòng）電煤耗達到282.16g/kwh(2009年全年統計數據）。

3 我國超超臨界（jiè）機組設計技（jì）術集成化發展可采用的技術

超（chāo）超臨界機組設計技術集成化主要步驟：

（1）提高發電效率（lǜ）；

（2）降低廠用電率。

3.1提（tí）高（gāo）發電效（xiào）率主要措施（shī）

3.1.1采用（yòng）超超臨界機組

典型（xíng）超臨界（jiè）循環的參數為:24.1MPa/566°C/566°C，提高（gāo）到超超臨界參數（shù）: 25MPa/600℃/600℃，提高了電廠（chǎng）的熱效率，可（kě）降低標煤耗5~9g/kWh。

3.1.2燃褐煤機組采用褐煤預幹燥技術

利用（yòng）蒸汽幹燥（zào）可以使得設備體積減小，熱效率提高，且（qiě）安全可靠（kào）。因此,國外近幾年對高水分褐煤的幹燥的研究大都是采用蒸汽幹燥。根據國際上的發展趨勢,針對褐煤（méi）的先進（jìn）幹燥技術主要圍繞以下幾方麵進行研（yán）究和應用: 水分蒸發廢熱可以循環利用；幹燥強度大（dà）,以利於大型化；通過與電廠熱力循環集成,提高電廠整（zhěng）體效率。與未采用褐煤預（yù）幹燥機組（zǔ）相比，可（kě）降（jiàng）低發電煤耗（hào）6g/kwh以上。

3.1.3 降低汽輪機背（bèi）壓

對於600MW級超超臨界汽輪機來說，汽輪機背壓下（xià）降0.5kPa、1kPa、2kPa，熱耗（hào）分別降低13.9 kJ/kWh 、31kJ/kWh、65.3 kJ/kWh左右。

3.1.4 選用合適的汽輪機排氣麵積

600MW級機組汽輪機（jī）可以有三缸四（sì）排汽型（xíng）式和兩缸兩排汽型式（shì）兩種結構。在（zài）相同的背壓條件下，由於三缸四排汽型（xíng）式汽輪機比兩缸兩排汽型（xíng）式汽輪機（jī）排（pái）氣麵積大23%，機組標煤耗值降低約0.75g/kWh。

3.1.5 燃煙煤機組（zǔ）磨煤機采用（yòng）動態分離器

磨（mó）煤機采用（yòng）動態分離器（qì）可提高鍋爐效率約0.3%。

3.1.6 采用煙氣餘熱回收（shōu）技術（shù）或低低溫（wēn）高（gāo）效煙氣處理係統

采用煙氣餘熱回收技術或（huò）低低溫高效煙氣處（chù）理係統可降低煤耗1g/kWh以上。

表3采用高效措施後機組標煤耗降低情況表

3.2 降低機組額定負荷下（xià）廠用電率措（cuò）施

3.2.1 電動給水泵（bèng）采用調速行星齒輪裝置調速

調速行星（xīng）比（bǐ）齒（chǐ）輪式液力偶合（hé）器平均高出約2%，在低負荷較寬（kuān）調節（jiē）範圍上，效率相比齒輪式液力偶合器平均高（gāo）出（chū）約10%，節能效果明顯，降低全廠廠用電率約0.08%。

3.2.2製粉係統合理選擇磨煤機

針對不同煤質，可選用不（bú）同型式的中速磨煤（méi）機達到節能的目的。

針對燃褐煤機組（zǔ），可選擇磨煤電耗較低的中速磨（mó）煤機。與采用其它傳統中速磨煤機相（xiàng）比，其製粉係統全廠廠用電率降（jiàng）低約0.05%~0.11%。

對於部分燃煙煤機組，也（yě）可選擇阻力較小的中速磨煤機，使磨煤機本體阻力降低，從而（ér）降低一次風機阻力，與采用其它型式中速磨煤機製粉係統相比（bǐ），其製粉係統全廠廠用電率可降低0.02%。

3.2.3 吸風機、增（zēng）壓風（fēng）機選型優化

在采用高效電除塵器後，粉塵（chén）濃度降低到30mg/Nm3以下（xià），通過技術經濟比較，可選擇動葉可調軸流風機做引風機和增壓風機。動葉可調（diào）軸流風機與靜葉可調軸流風機相比，在額定負荷時，效率相差在5%以上，在機組負荷越低時，相對靜葉可調軸流風機效率越高。

選擇（zé）動葉可調軸流風機做引風機和增壓（yā）風機後（hòu），可降低全廠廠用電率0.07%~0.09%。

3.2.4 電氣係統綜合優化

——合（hé）理選擇變壓器

——選用高效率電動機（jī）

——優化廠用電接線配置

在電氣係統綜合優化後（hòu），可降低全廠廠用電率0.16%。

4 我國超超臨界機組設計技術集成化發展麵臨的主要問題

4.1 煤質變化問題

我國從南到北、從東到西，火電機組燃用煤質條件完全（quán）不同，這就需要對具體問（wèn）題進（jìn）行具體分析，采用不同的方案。舉一個例子：當考慮餘熱回收時，即可以考慮低低溫靜（jìng）電除塵器方案、又可以考慮除塵器後低溫省煤器方案。關鍵要看電廠燃（rán）用（yòng）的（de）設（shè）計煤質和校核煤質中灰分和硫分，進行分（fèn）析比較。

4.2 褐煤幹燥技術及整體化設計技術方麵存（cún）在的問題

褐煤幹燥過程中水分的蒸發是（shì）一個大量消耗熱量（liàng）的過（guò）程（chéng）。傳統熱煙氣對高水分煤幹（gàn）燥後（hòu）,由於蒸發的水分中含有大量的空氣，因此水分的潛（qián）熱不可能得到利用。因此傳統的幹燥技術（shù）不能適應高水（shuǐ）分褐煤的幹燥。此外由於褐煤揮發分含量高，著火溫（wēn）度低，因此容易產生過熱現象，發生自燃或（huò）爆炸（zhà）。如：為防止爆（bào）炸,采用較（jiào）低的煙氣溫度,幹燥強度低、速度慢（màn），不（bú）適合工業生產要求（qiú）。

所以針對高水分的褐煤幹燥，必須采取其它的幹燥介質和設備來進行。目（mù）前國外已開發了多項褐煤幹燥技術，如：蒸汽滾筒管式幹燥技術、流（liú）化床蒸汽幹燥技術、蒸汽空氣聯合幹（gàn）燥技術、床混式幹燥(BMD)技術 、熱機械脫水(MTE) 技術等,其中蒸（zhēng）汽滾筒管式幹燥技（jì）術、流化床蒸汽幹燥（zào）技術已經應用於國外大型燃褐煤發電機組（黑泵電廠和（hé）Niederaussem電廠）。國內目前雖然已經開發出滾筒（tǒng）煙氣褐煤幹燥工（gōng）藝（目前主（zhǔ）要應用業績（jì）在在煤炭係（xì）統各個礦（kuàng）業集團用於幹燥煤中部分水分，達到煤提質的目的）、振動混流煙氣幹燥褐（hè）煤工（gōng）藝、褐煤蒸汽（qì）管回轉幹燥工（gōng）藝。

電廠褐煤預幹燥技術是煤炭係統設（shè）計與電力工藝係統的結合，對於各自獨（dú）立的技術都是成熟的，但在整（zhěng）體化設計方麵存在著欠缺。表（biǎo）現在三（sān）個方麵，一是係統的整合，二是與鍋爐燃（rán）燒係統的整合，三是有關整合技術的標準。

4.3 超超臨界機組設計技術集成化的投資及運行經濟性問題

（1）大部分集成技術措施的應用會造成工程造價的增加，但是，按照目前我國的經濟實力，增加的工程造價是可以（yǐ）承受的。

（2）有些集（jí）成技術的應用不會增加工程（chéng）造價或增加的較（jiào）少，但由於運行費用的降低，使得上網電價有所下降。隨著我國燃料和用水價格以及汙染物排放征（zhēng）費的上漲，電廠獲得的經濟效益會（huì）更加明顯。

5 結（jié）論及建議

5.1 結論

至2020年，我國以火（huǒ）電機組為主、特別是以超超臨界為主的電力裝機（jī）發展不會改變，按照（zhào）目前的電（diàn）力發展形勢分析，到（dào）2020年，我國火電機組裝機容量將（jiāng）增加4億至5億千瓦（不包括以大代小機組容量）左右。因此必須采取各種措施實現（xiàn）國家節（jiē）能減排目標。

未來燃（rán）煤火電機組設計技術發展可以歸納為2個（gè）層次：

第yi個層次：實現超超臨界參數工程設計。完成包括目前的6000C參數超（chāo）超臨（lín）界機組、以及2020年前可能出現的6500C或7000C參數超超臨界機組工程設計。

第（dì）二個（gè）層（céng）次（cì）：在獨立火電機組上采用一（yī）切可以使用的新型火電技術集成，提（tí）高機組效率（包括采用超超（chāo）臨界參數、褐煤幹燥、冷端優（yōu）化、鍋爐係統優（yōu）化（huà）、汽輪機係統優化、熱力係統（tǒng）優化、環保島工藝係統優化、區域（yù）供熱等），使供電煤耗達到國際一流水平。

為應對未來我國超超（chāo）臨界機組設計技術集成（chéng）化發展（zhǎn）麵臨的挑戰，我們應及早準備，在設計上實現跨專業發展、跨（kuà）行業發展，從而實現技術的自主化發展。

5.2 建議

通過對國內、外（wài）超超臨界機組設計技術集成化發展現狀及未來發展趨勢的分析，建議我國超超臨界（jiè）機（jī）組設計技術集成化發（fā）展路線如下。

我國超超（chāo）臨界火電（diàn）機組設計技術集成化發展建議

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