除塵器_推焦車除塵器_裝煤（méi）車除（chú）塵器_布袋除塵器_【闊（kuò）海環保】

0 引言

我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，並且今後很長一段時間，我國能源（yuán）結構以（yǐ）煤為主的火電結（jié）構（gòu）不會改變。與此同時，國際上政府間氣候變化專門委員會稱，到2050年全球CO2排放量必須減少50%到80%，這一指標相當於把目前400億噸的年平均排放減少到2050年 的（de）80億噸到200億（yì）噸。

因此CO2排放成為製約我國燃煤火電機組發展好主要的因素之一。

同時我國資（zī）源分布不均，如：北方富煤地（dì）區嚴（yán）重缺水，缺水就需要考慮上空（kōng）冷機組並（bìng）采取其它（tā）節水措施，節水就需要消耗能源，而我國（guó）內蒙古大部分地（dì）區不光缺水，而且（qiě）燃用煤質為褐煤，褐煤（méi）煤質較差，這就意味著發電煤耗和供電煤耗都將大幅度增加,煤耗（hào）增加就意味（wèi）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高（gāo）發電效率和減少供電能耗。這就（jiù）意味著發出相同的電力可少（shǎo）燒煤，從而可少排放CO2 。因此，超（chāo）超臨界煤粉爐（lú）火（huǒ）電廠成（chéng）為當前中國和世界新建火電（diàn）廠的主要方向，同時超超臨界設計技（jì）術集成化研究也成（chéng）為（wéi）電（diàn）力設計部門當前好主要的任務。

1 國內火電機組與國（guó）外先進機組的主（zhǔ）要差距

1.1 我（wǒ）國燃（rán）煤火電機組發展現狀

1.1.1裝機容量（liàng）

截止到2009年底，我國電廠的總（zǒng）裝機容量已達8.74億千瓦（wǎ），其中火電裝機容量已超過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（diàn）率

近幾年來，隨著火電機組環保治理措施的逐漸完善，廠用（yòng）電（diàn）設備（bèi）有所增加，但由於電網中新增機組單機容量逐（zhú）步加（jiā）大（dà），原有小機組逐步關停，因此，火電機組平均廠用電率有所下降。

1.2 國內火電（diàn）機組（zǔ）與國外先進機組的主要差（chà）距（jù）

1.2.1機組平均供（gòng）電煤（méi）耗率比較

盡管我國燃（rán）煤機組的平均（jun1）供電煤耗率（lǜ）在不斷降低，但平均供電煤耗率仍高於世界發達國家（jiā）的水平。以下是我國與幾個發達國家的供電煤耗率和廠（chǎng）用電率對比情況。

我國火電機組平均供電煤耗與發達國家存在的主要差距如下：

（1）我國火電機組采（cǎi）用超臨界、超超臨界機組的參數比例仍較低，約占火電裝機容量的13%，而日本、德國等發達國家超（chāo）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（lěng）機組（zǔ）大多采用亞（yà）臨界參（cān）數，因此供電煤耗較高，350g/kWh~360g/kWh之間（jiān）。

1.2.2新建燃煤機組的供電煤耗率比較

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

近幾年來，我國新裝火電機組（zǔ）的參數和單機容量有（yǒu）了較大（dà）的（de）飛躍，參數從過去的（de）亞臨界機組升級到超（chāo）臨界和超超臨界機組；單機容量由300MW和600MW升級為600MW和1000MW。600MW濕冷機（jī）組基本上（shàng）采用了超臨界或超超臨界參數，1000MW機組全部采用了超超臨界參數，並（bìng）且都已（yǐ）積（jī）累了一定的（de）商業運行經驗。超（超）臨（lín）界火電機組在我國火電結構中已經有相當大的比例，國內通過600℃超超臨界機組的技術（shù）開發及工（gōng）程實（shí）踐，已投運21台600℃百萬機組，在建和規劃的超超臨界機組超過其他國家總和，機組製造、安裝和運行水平（píng）大幅度（dù）提高，建立了（le）完成的設計體係，擁（yōng）有了相（xiàng）應的先進製造裝備和工藝技術，建立一支完整的人才隊伍。已（yǐ）經（jīng）投運的部分（fèn）超超臨界機組發電煤耗指標和廠用電率見表2。

表2 國內近（jìn）幾（jǐ）年投運的部分超超（chāo）臨（lín）界機組主要參數及技術經濟指標

注：表中廠用電率包（bāo）括脫硫部分。

與發達國家相比，我國新上燃煙煤超超臨界火電（diàn）機組已經與國際先進水平接近，有些超超臨界機組（如：外高橋三期）已經達到國際先進煤耗水平，但在（zài）設計理念上與德國、日本等發達國家仍有（yǒu）一（yī）些差距，比如：德國從20世紀末開（kāi）始實施燃褐煤的BOA超超臨界機（jī）組計劃，完成火電設計技術的集成（chéng），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的燃褐煤超超臨界機（jī）組，而我國目前僅（jǐn）有（yǒu）2台（tái）燃褐煤超臨界機組準備（bèi）投入運行（華能九台（tái）電（diàn）廠2´660MW機組），其餘全部為燃褐煤亞臨界機組。

2 超超臨界機組設計技術的集成化（huà）發展

2.1 日本超超臨界機組設（shè）計技術集成化（huà）的發展

日本是目前除我國外，投入（rù） 600 0C超超臨界機（jī）組好多（duō）的國家。在缺乏資源、環保要求十分的條件下，形成了（le）本國超超臨界機組設計技術集成化的特點。

----提高超超臨界機組參數

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

——采（cǎi）用新型節能（néng）型（xíng）高（gāo）效（xiào）煙氣處理（lǐ）係統

日本橘灣等電廠采用低低溫電除塵器（qì）技（jì）術，由於（yú）煙（yān）氣體積流量小、煙氣比電阻小及ESP采用低（dī）溫靜電除塵器，四（sì）電場改為三電場，並（bìng）采用先進的控製（zhì）係統，使電除塵器的（de）電（diàn）耗大大（dà）降低。與傳統的電除塵器+濕法（fǎ）煙氣（qì）脫硫工藝（帶GGH）相比，在除塵效率提高的情況（kuàng）下,爐後綜（zōng）合廠用電率降低0.286%。

2.2 德國超超臨界（jiè）機組（zǔ）設計技術集成化的發（fā）展

德國目前投運的6000C超超臨界機組不（bú）多（duō），但它是目前世界上開展（zhǎn）超（chāo）超臨界機組設計（jì）技術集成化（huà）好成熟的國（guó）家。

德國的“BOA計劃”簡介

1996年，德國（guó）開（kāi）始執行“BOA計劃”，“BOA計劃”全稱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（cǎi）用超超（chāo）臨界參數、冷端（duān）優（yōu）化、褐煤幹燥、鍋爐係統優化、汽輪機係統優化、熱力係統優化、環保島工藝係統優化、區域供熱等設計技術的工程集成應用（我國的“外三（sān）”工程借鑒了其中除褐煤幹（gàn）燥技術外的（de）所有理念，並用投資造價較高的（de）塔式爐實現了首台超超臨界燃煙煤機組應（yīng）用）。

“BOA計劃”發展路線分成3個步驟實施：

“BOA計劃”的1/3項目：燃褐煤超超臨界機組示範電（diàn）站1´1027MW機組Nicderausem電廠，580℃/600℃，商業行動時間為2004年（nián）1月，該項目用（yòng）2200Kcal/kg，燃煤水份53.3%褐煤好終達到了45.2%的效率（lǜ），機組年平均供電煤耗（hào）292g/kwh。

“BOA計劃”的2/3項目：燃褐煤超超臨界機組，單機（jī）容量2´1100MW，6000C/6050C/29.5MPa。可適應預期（qī）燃（rán）用的褐煤特（tè）性。煤熱（rè）值1818kcal/kg~2775kcal/kg（水分42%以上），根據德國CO2排放分配計劃，並（bìng）且是大型以大代小工程（2´300MW機組+2´600MW機組），該項目（mù）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（chāo）超臨界機組設計技（jì）術集成化的發展

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

外三采用了包括：采用超超（chāo）臨界（jiè）參數、冷端優（yōu）化、鍋爐係統（tǒng）優化、汽輪機係統優化、熱力係統優化、餘熱回收等集成技術，使平均（jun1）供（gòng）電煤耗（hào）達到282.16g/kwh(2009年全年統計數據）。

3 我國超超臨界機組設計技術集成化發展可采用的技術

超超（chāo）臨界機組設計（jì）技術集成化主要步驟：

（1）提高發電效率；

（2）降低廠用電率。

3.1提高發電效率主要措施

3.1.1采用超超（chāo）臨界機組

典（diǎn）型超臨界循環的參數為:24.1MPa/566°C/566°C，提（tí）高到超超臨界參數: 25MPa/600℃/600℃，提高了電廠的熱效率，可降低標煤耗5~9g/kWh。

3.1.2燃褐煤機組采用褐（hè）煤預幹燥技術

利用蒸汽幹燥可以（yǐ）使得設備體積減小，熱（rè）效率提高，且安全可靠。因此,國外近幾年對高水分褐（hè）煤的幹燥的研究大都是采（cǎi）用蒸汽幹燥。根據（jù）國際上（shàng）的發（fā）展趨勢,針（zhēn）對褐煤的先進幹燥（zào）技術主要圍繞以下幾方麵（miàn）進行研究和應用: 水分蒸發廢（fèi）熱可以循環（huán）利用；幹燥強度（dù）大,以利於大型化；通過與（yǔ）電廠熱力循（xún）環集（jí）成,提高電廠整體效率。與未采用（yòng）褐（hè）煤預幹燥機組（zǔ）相比，可（kě）降低發電煤耗6g/kwh以上。

3.1.3 降（jiàng）低汽輪機（jī）背壓（yā）

對（duì）於600MW級超超臨界（jiè）汽輪機來說，汽輪機背壓下降0.5kPa、1kPa、2kPa，熱（rè）耗分（fèn）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級機組汽輪機可以有（yǒu）三缸四排汽型式和兩（liǎng）缸兩排汽型式兩種結構。在（zài）相同的背壓條件下，由於三缸（gāng）四排汽型式汽（qì）輪（lún）機比兩缸兩排汽型式（shì）汽（qì）輪機排氣麵積大23%，機組標（biāo）煤耗值降（jiàng）低（dī）約0.75g/kWh。

3.1.5 燃煙煤機組磨煤機采用動態分離器

磨煤機采用動態分離器可提高鍋爐效率約0.3%。

3.1.6 采（cǎi）用（yòng）煙氣餘熱回收技術或低低溫高效煙（yān）氣處（chù）理係統

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

表3采用高效措施（shī）後機組標煤耗降低情況表

3.2 降低機（jī）組（zǔ）額定負（fù）荷下廠用（yòng）電率措施

3.2.1 電動給水泵采用調速行星（xīng）齒（chǐ）輪裝置調速

調速行星比齒輪式（shì）液力偶合器平（píng）均（jun1）高出約2%，在低負荷較寬調節範圍上，效率相比（bǐ）齒輪式液力偶合器平均高（gāo）出約10%，節能效果明顯，降低全廠廠（chǎng）用電率（lǜ）約0.08%。

3.2.2製粉係統合理選擇磨煤機（jī）

針對不同煤質，可選用不（bú）同型式（shì）的（de）中速磨煤機達到節能的目（mù）的。

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

對（duì）於部分燃（rán）煙煤機（jī）組（zǔ），也可選擇阻力較小的中速磨煤機，使磨煤機本體阻（zǔ）力降低，從而降低一次風機阻力，與采用其它（tā）型式中速磨煤（méi）機製（zhì）粉係統相比，其製（zhì）粉係統全廠廠（chǎng）用電率可降（jiàng）低0.02%。

3.2.3 吸風機、增壓風（fēng）機選型（xíng）優化（huà）

在（zài）采用高效電除塵器後，粉塵濃度降（jiàng）低到30mg/Nm3以下，通過技術經濟比較，可選擇（zé）動葉可調軸流風機（jī）做引風機和增壓風機。動葉可調（diào）軸流（liú）風（fēng）機與（yǔ）靜（jìng）葉可調軸流風（fēng）機相比（bǐ），在額定負荷時，效率（lǜ）相差在5%以上，在機組負荷越低時，相對靜葉可調軸流風（fēng）機效率越高（gāo）。

選擇動葉可調軸（zhóu）流風機做引風機和（hé）增壓風機後，可降低全廠廠用電（diàn）率0.07%~0.09%。

3.2.4 電氣（qì）係統綜合優化（huà）

——合（hé）理選擇變壓（yā）器

——選用高效率電（diàn）動機

——優化廠用電接（jiē）線配置

在電氣係統綜合優（yōu）化後，可降低全廠廠用電率0.16%。

4 我國超超（chāo）臨界機組設計技術集成（chéng）化發展麵臨的主要問題

4.1 煤質變化問題

我國從南（nán）到北（běi）、從東到西，火電機組燃（rán）用煤質條件完全不（bú）同，這就需要對具體問題進行具體分析，采用不同的方案。舉一個例子：當考慮餘熱回收時（shí），即可以考慮低低溫靜（jìng）電除塵器方案、又可（kě）以考慮除塵器後低溫省煤（méi）器（qì）方案。關鍵要看（kàn）電廠燃用的設計煤質和校核煤質（zhì）中灰分和硫分，進行分析比較（jiào）。

4.2 褐煤幹燥技術及整體（tǐ）化設計技術方麵存在的問題

褐煤幹燥過程中（zhōng）水分的蒸發是一個大量消耗熱量的過（guò）程。傳統熱煙氣對高水分煤幹燥後,由於蒸發的水分中含有大（dà）量的空氣，因此水分的潛熱不可能得到利用。因此傳統的幹燥技術不能適應高水分褐煤的幹燥。此外由（yóu）於褐煤揮發分含量高，著火溫度低，因此容易產生過熱現象（xiàng），發生自燃或爆炸。如：為防止爆炸（zhà）,采用較低的（de）煙氣溫度,幹（gàn）燥強度低、速度（dù）慢，不適合工業生產要求。

所以針對高水分的褐煤幹燥（zào），必須采取其它的幹燥介質和設備來進行。目前國外已開發了多項褐煤幹燥（zào）技術（shù），如：蒸汽滾筒管式幹燥技術、流化床蒸汽幹（gàn）燥技術、蒸汽空氣聯合幹燥技術、床混式幹燥（zào）(BMD)技術 、熱機械（xiè）脫水(MTE) 技術等,其中蒸汽滾筒管式（shì）幹燥技術、流化床蒸汽幹燥技術已經應用於國外大型燃褐煤發電機組（黑泵電廠和Niederaussem電廠）。國（guó）內目前雖然已經開發出滾筒煙氣褐煤幹燥工藝（目前（qián）主要應用業績在在煤炭係統各個礦業集團用於幹燥煤（méi）中部分水分，達到煤提質的目的）、振動混流（liú）煙氣幹燥（zào）褐煤工藝、褐煤蒸汽管回（huí）轉幹燥工藝。

電廠褐煤預幹（gàn）燥技術是煤炭係統設計與電力工藝係統的結合，對於各自獨立的技術都是成熟的，但在整體化設計方麵存在著欠缺。表現在三個方（fāng）麵，一是係統的整合，二是與鍋爐（lú）燃燒係統的（de）整合，三是有關整合技（jì）術的標準。

4.3 超超臨界機組設計技術集成化的投資及運（yùn）行經濟性問題

（1）大部分集成技術措施的應（yīng）用會造成工程造價的增加，但是，按照目前我國的經濟（jì）實力，增加（jiā）的工程造價是可以承受（shòu）的。

（2）有些集成技術的應用不會增加工程造價或增加的（de）較少，但由於運行費用的降（jiàng）低，使得上網電價有所下降（jiàng）。隨著我國（guó）燃料和（hé）用水價格（gé）以及汙染物排放征費的上漲，電廠獲得（dé）的經濟效益會更加明顯（xiǎn）。

5 結論及建議（yì）

5.1 結論

至2020年，我國以火電機組為（wéi）主、特別是以超超臨界為主的電力裝機發展不會改變，按（àn）照目前的電力發展形勢分析，到2020年，我國火電機組裝機容量將增加4億至5億千瓦（不包括以大（dà）代小機組容量）左右。因此必（bì）須采取各種措施實現國家節能（néng）減排目標。

未來燃煤火電機組設計（jì）技術發展可以歸納為2個層次：

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

第二個層次：在獨立火電機組（zǔ）上采用一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、冷端優化、鍋爐係統優化（huà）、汽輪機係統優化、熱力係統優化、環保島工藝係統優化、區域供熱等），使供電煤耗達到國際一流水平。

為（wéi）應對未來我國超超臨界機組（zǔ）設計技術集成化發展麵臨的挑（tiāo）戰，我們應（yīng）及早準備，在設計（jì）上實現（xiàn）跨專業發展、跨行業發展，從（cóng）而實現技術的自主化發展。

5.2 建議

通過對國內、外超超臨界機組設計（jì）技（jì）術集成化發展現狀及（jí）未來發展趨勢的分析，建議我國超超臨界機（jī）組設計（jì）技術集成化發展路線（xiàn）如下（xià）。

我國超超臨界火電機組（zǔ）設計技術集成化發展建議

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