Page 86 - 电力与能源2023年第四期

392 徐越前，等：绥中二期低低温电除尘改造可行性分析

效果。 表 1 2×1 000 MW 超超临界燃煤机组煤质分析结果
绥 中 发 电 厂 电 除 尘 器 原 设 计 指 标 为 ≤100 名称 符号 设计煤种 校核煤种
收到基碳分/% C ar 62.85 56.97
mg·m ，目前已不能满足超低排放要求，因此亟
−3
收到基氧分/% O ar 9.99 9.18
需对现有除尘设备进行改造，并提供可推广的电 收到基氮分/% N ar 0.84 0.70
除尘改造可行性方案。 收到基硫分/% S ar 0.4 0.6
收到基灰分/% A ar 6.59 11.65
1 绥中二期项目背景 收到基水分/% W ar 15.5 17.4
空气干燥基水分/% W ad 6.80 5.49
1.1 工程概况及锅炉基本参数 干燥无灰基挥发分/% V daf 33.84 30.83
-1
低位发热量/（kJ·kg ） Q net ， ar 23 750 21 490
绥中发电厂位于辽西，二期工程为扩建 2×
可磨性系数 HGI 55 53
1 000 MW 超超临界燃煤机组，锅炉最大连续蒸发 冲刷磨损指数 Ke 1.1 1.5
−1
量为 3 033 t·h ，锅炉保证效率（THA）为 93.8%， 灰变形温度/℃ DT 1 150 1 120
灰软化温度/℃ ST 1 200 1 150
锅炉 B-MCR 设计煤种的燃煤量为 361.05 t·h ，校
-1
半球温度/℃ HT 1 210 1 160
核煤种的燃煤量为 401.52 t·h ，设计煤种理论空气 灰流动温度/℃ FT 1 230 1 170
−1
3
−1
量 为 6.28 m·kg ，校 核 煤 种 理 论 空 气 量 为 5.71
3
m ·kg −1 ，炉 膛 出 口 过 剩 空 气 系 数（B-MCR）为
1.14，电除尘器入口烟气含尘浓度为 35～44 g·m 。
−3
1.2 煤质参数
绥中发电厂二期 2×1 000 MW 超超临界燃
煤机组的煤质资料如表 1 所示。 图 1 燃煤烟气治理路线
除尘方案选型，需要考虑电除尘器出口烟气 除尘器等，除尘器改造方案比较如表 2 所示。
含尘浓度的要求，结合投资成本、运行成本、节能
燃煤烟气治理的典型工艺流程按烟气流向依
效果、场地空间等因素，基于除尘设备特点进行优
次为：脱硝装置→烟气冷却器→低低温电除尘器
化选择。燃煤烟气治理路线如图 1 所示。
→烟气脱硫装置→湿式电除尘器（可选择）→烟气
2 改造方案路线分析 再热器（可选择）→烟囱 ［2-3］ 。烟气治理选型技术

在燃煤烟气超低排放要求下，主流的除尘技术 路线如图 2 所示。
有湿式电除尘器、高频电源+移动电极和低低温电 对于绥中二期项目，经过以上选型技术路线
表 2 除尘器改造方案比较
指标 湿式电除尘器方案 高频电源+移动电极方案 低低温电除尘器方案
煤种适应性稍差，煤种和飞灰比电阻变化
煤种变化适应性 不受煤种、飞灰比电阻影响 不受煤种、飞灰比电阻等影响
对除尘效率有一定影响
运行阻力 增加 200 Pa 左右 不增加系统阻力 不增加系统阻力
湿 式 除 尘 器 3 000～4 000 万
高 频 电 源 改 造 700 万 元 ；移 动 电 极 改 造 与常规电除尘改造费用相差不大，需改造
投资费用 元；烟道改动量较大，改造需 1 000 万元 上游换热器
另加费用
除尘器功耗≤400 kW；耗水
运行成本 回收的热量如果用于省煤器，运行成本有
量≤10～20 t·h -1 ；NaOH 耗 无增加
（每台炉增加） 较大降低
量（32% 溶液）≤0.07 t·h -1
可实现烟气超低排放，性能受其
他因素影响极小，运行稳定； 能够基本消除二次扬尘，避免因阳极板积 可实现烟气超低排放；可去除酸雾、PM 2.5 ；
优点 可去除石膏雨、酸雾、PM 2.5 、 灰引起的反电晕，实现电极优化匹配；可实 可脱除 SO 3 ，缓解脱硫装置、烟道、烟囱腐
汞和多种污染物；可脱除酸 现达标排放；一次性投资相对较低 蚀；节能减排，提高脱硫系统除尘效率
雾，缓解烟道、烟囱腐蚀
性能受其他因素影响明显；转动部件多，故
不足 占地面积较大；运行成本增加 −
障率相对较高