除（chú）塵器_推焦車除塵器_裝煤車除塵器（qì）_布（bù）袋除塵器_【闊（kuò）海環保】

0 引言

我（wǒ）國火電行業為中國（guó）近30年（nián）的改革（gé）開放（fàng）和經濟發展作出了重（chóng）大貢獻，並且今後很長一段時間，我國能源結構以煤為主的火電結構不會改變。與此（cǐ）同時，國際上政府間氣候變化專門委員會稱（chēng），到（dào）2050年全（quán）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（dào）2050年 的80億噸到200億噸。

因此CO2排放成為製約我國燃（rán）煤火電機（jī）組發展好主要（yào）的因素之一。

同時我國資源分布不均，如：北方富煤地區嚴重缺水，缺水就需要（yào）考慮上（shàng）空冷機組並采取其它節水措施，節水（shuǐ）就需要消（xiāo）耗能源（yuán），而我國（guó）內蒙古大部分地區不光缺水，而且燃用煤質為褐煤，褐煤（méi）煤質較差，這（zhè）就意味著發電煤耗（hào）和供電煤（méi）耗都將大幅度增加,煤耗增加就意味著CO2排放增加。

目前（qián）好現實的降低CO2排放的技術就是（shì）盡可（kě）能提高（gāo）發電效率和（hé）減少供電能耗。這就意味著發出相同的（de）電力可少燒（shāo）煤，從而可少排放CO2 。因此，超超臨界煤粉爐火電廠成為（wéi）當前中國和世界新建火（huǒ）電廠的主要方向，同時（shí）超超臨界設計技術集成化研究也成為電力設計部門當前好主要的任務。

1 國（guó）內火電機組與（yǔ）國外先進機組（zǔ）的主要差距

1.1 我國燃煤火電機組發展現狀（zhuàng）

1.1.1裝機容量

截止到2009年底，我國（guó）電廠的總裝機容量已達8.74億千瓦，其中火電裝（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（yùn）行火電機組的平均供電標（biāo）準煤（méi）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）電設備有所增加，但由於電網中新增機組單機容量逐步加大，原有小（xiǎo）機組逐步關停，因此，火電（diàn）機組平均廠用電率有所下降。

1.2 國內火電機組與國外先進機組的主要差距

1.2.1機組平均供電（diàn）煤耗率比較

盡管我國燃煤機組的平均供電煤（méi）耗率在不斷降低，但（dàn）平均供電煤耗率（lǜ）仍高於世界發達國家的水平。以下是我國與幾（jǐ）個發達國（guó）家的（de）供電（diàn）煤耗率（lǜ）和廠用電率對比情況（kuàng）。

我國火電機組平均供電煤耗與發達國家存在（zài）的主要差距如下：

（1）我國火電機組采用超臨界、超超臨界（jiè）機組的參數比（bǐ）例仍（réng）較低（dī），約占火電裝機（jī）容量的13%，而日本、德國等發達國家（jiā）超臨界、超超臨界機（jī）組占火電機組的50%以上。

（2）我國（guó）北方缺水地區新上燃褐煤空冷機組大多采用亞臨界（jiè）參數，因此供電煤耗較高，350g/kWh~360g/kWh之間。

1.2.2新建燃煤機組的供電煤耗（hào）率比較

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

近幾年來，我國新裝火（huǒ）電機組的（de）參數和單機容量有了較大的（de）飛躍，參數從過去的亞臨界機組升級到超臨界和超超臨（lín）界機組；單機容量由300MW和600MW升級為600MW和1000MW。600MW濕冷機組基本（běn）上（shàng）采用了超（chāo）臨界或超超臨（lín）界參數，1000MW機組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（yàn）。超（超）臨（lín）界火電機組在我（wǒ）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（zǔ）的技術（shù）開發及工程實踐，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（zhì）造、安裝和運行水平大幅度提高，建立了完成的設計體（tǐ）係，擁有了相應的（de）先進製造（zào）裝（zhuāng）備和工藝技術，建立一支完整的人（rén）才（cái）隊伍。已經投運的（de）部分（fèn）超超臨界機組發電煤耗指標和廠用電率見表（biǎo）2。

表2 國內近幾年投運的部分超超臨界機組主要參數及技術經濟指標

注：表（biǎo）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（shuǐ）平，但在（zài）設計理念上（shàng）與德國、日本等發達國（guó）家仍有一些（xiē）差距，比如：德國從（cóng）20世紀末開始實施燃褐煤的BOA超超臨界機組計劃，完成火電設（shè）計技術的集成，在（zài）2004年BOA1/3計劃電廠Niederaussem電廠（chǎng）（1´1027MW）運行（háng），成為目前世界好先進的燃褐煤超超（chāo）臨界機組，而我國目前僅（jǐn）有2台燃褐（hè）煤超臨界機組準備投入運（yùn）行（華能九台電廠2´660MW機組），其餘全部為燃褐煤亞臨（lín）界機組。

2 超超臨界機組設計技術的集成化發展

2.1 日本超超（chāo）臨界機組設計技術集成（chéng）化的發展

日本是目前除（chú）我（wǒ）國（guó）外，投入 600 0C超超臨界（jiè）機組好多的國家。在缺（quē）乏資源、環保要求十分的條件下，形成了本國超超臨界機（jī）組（zǔ）設計（jì）技術集成化的（de）特點。

----提（tí）高（gāo）超超（chāo）臨界機組（zǔ）參數（shù）

2009年（nián）日本投運（yùn）的新磯子電廠2號機組主要特點與（yǔ）2004年投運的新磯子（zǐ）電廠1號機（jī）組（zǔ）相比,2009年7月日本投（tóu）運的（de）新磯（jī）子電廠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次在日本采用塔式鍋爐（lú），並達到世界高水（shuǐ）平的高效。

——采用新型節能型高效煙氣處理係統

日本（běn）橘灣等電廠采（cǎi）用低低溫電除塵器技術（shù），由於煙氣體積（jī）流（liú）量小、煙（yān）氣（qì）比電阻小及ESP采用低溫靜電除塵器，四（sì）電場改為三（sān）電場，並采用先進的控製（zhì）係統，使電除塵器（qì）的電耗大大降低。與傳統的電除塵（chén）器+濕法煙氣脫（tuō）硫工藝（帶GGH）相（xiàng）比，在除塵效率提高（gāo）的（de）情況下,爐後綜合廠（chǎng）用電率降低0.286%。

2.2 德國超超臨界機組設計（jì）技術集成化的發展（zhǎn）

德國目前（qián）投運的6000C超超臨界機組不多（duō），但它是目前世界上（shàng）開展（zhǎn）超（chāo）超臨界機組設計技術集成化好成熟的國家。

德國的“BOA計劃”簡介

1996年，德國開始執行“BOA計劃（huá）”，“BOA計劃”全稱lignite-basedpower generation with optimised plant engineering，燃褐（hè）煤的超超臨界機組設計技（jì）術集成技術。包括：采用超（chāo）超臨界參數、冷（lěng）端優化（huà）、褐煤幹燥、鍋爐係統優化、汽輪（lún）機係統優化、熱力係統優化、環保島工（gōng）藝係統優化、區（qū）域供熱等設（shè）計技術的工程集成（chéng）應用（我國（guó）的“外三”工（gōng）程（chéng）借鑒了其中除褐煤幹燥技術外的所（suǒ）有理念，並用投（tóu）資造價較高的塔式爐實現了首台超超（chāo）臨界燃煙煤機組應（yīng）用）。

“BOA計劃”發展路線分成3個（gè）步（bù）驟實施（shī）：

“BOA計劃”的1/3項目：燃褐煤（méi）超超臨界（jiè）機組示範（fàn）電站1´1027MW機組Nicderausem電廠，580℃/600℃，商業行動時間為2004年1月，該項目用2200Kcal/kg，燃煤水份53.3%褐煤好終達到（dào）了45.2%的效率（lǜ），機組年平均（jun1）供電煤耗292g/kwh。

“BOA計劃（huá）”的2/3項目：燃褐（hè）煤超（chāo）超臨界機組，單機容量2´1100MW，6000C/6050C/29.5MPa。可適應預期（qī）燃用（yòng）的（de）褐（hè）煤特（tè）性。煤熱值1818kcal/kg~2775kcal/kg（水（shuǐ）分42%以上），根據德國CO2排放分配計劃，並（bìng）且是大型以大代（dài）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（de）大機組示範（fàn）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（yú）燃煙煤超（chāo）超臨界火電機組設計技術集成化好成功的範例。

外三采用了包括（kuò）：采用超超臨界參數、冷端優化、鍋爐係統優化、汽輪機係統優（yōu）化、熱力係統優（yōu）化、餘熱回收等集成技術（shù），使平均供電煤耗（hào）達到282.16g/kwh(2009年全年（nián）統計（jì）數據）。

3 我（wǒ）國（guó）超超臨界機組設計技術集成化發展可采用的技（jì）術

超超臨（lín）界機（jī）組設計技術集成化主要步驟：

（1）提（tí）高發電效率（lǜ）；

（2）降低廠用電率。

3.1提高發電效率主（zhǔ）要措（cuò）施

3.1.1采用超（chāo）超臨界（jiè）機組

典型超臨界循環的參數為:24.1MPa/566°C/566°C，提高到（dào）超超臨界參數: 25MPa/600℃/600℃，提高（gāo）了電廠的熱效率，可降低標（biāo）煤耗（hào）5~9g/kWh。

3.1.2燃褐煤機組采用褐煤預幹燥技術

利（lì）用蒸汽幹燥（zào）可以使得設備體積減小，熱效（xiào）率（lǜ）提高（gāo），且安（ān）全可（kě）靠。因此,國外近幾年對（duì）高水分褐煤的幹燥的研究大都是采用蒸汽幹燥。根據國（guó）際上（shàng）的發展趨勢,針對褐煤的先進幹燥（zào）技術主要圍繞（rào）以下幾方麵（miàn）進行研究和應用: 水分蒸發廢熱可以循環利用；幹燥強度大,以利於大型化；通（tōng）過與電廠熱力循環集成,提高電廠整體效率。與（yǔ）未采用（yòng）褐煤預幹（gàn）燥機組相（xiàng）比，可降（jiàng）低發電煤耗6g/kwh以上。

3.1.3 降低汽輪機背壓

對（duì）於600MW級超超臨界汽輪機來說，汽（qì）輪機背壓下（xià）降0.5kPa、1kPa、2kPa，熱耗分別降低（dī）13.9 kJ/kWh 、31kJ/kWh、65.3 kJ/kWh左右（yòu）。

3.1.4 選用合適的汽（qì）輪機排氣麵積

600MW級機組（zǔ）汽輪機可以有三（sān）缸四排汽型式和兩缸兩排汽（qì）型式兩種結構。在相同的背壓條件下，由於三缸四排汽型式汽輪機比兩缸兩排汽型式汽輪機排（pái）氣麵積大23%，機組標煤耗值（zhí）降低約0.75g/kWh。

3.1.5 燃煙煤機組磨煤機采用（yòng）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 采用煙（yān）氣餘熱回收技術或低低（dī）溫高效煙氣處理係統

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

表3采用高效措施（shī）後機組標煤耗降低情況表

3.2 降低機組額定負荷（hé）下廠用電率措施

3.2.1 電動給水（shuǐ）泵采用調速行星齒輪裝置調速

調速行星比齒輪（lún）式液力偶合器平均高出約2%，在低負荷較寬調節範圍（wéi）上，效率相比齒（chǐ）輪式液力偶合（hé）器平均高出約10%，節能效果明（míng）顯（xiǎn），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（tóng）煤質，可選（xuǎn）用不同型式的中速磨（mó）煤機達到節能的目的。

針對（duì）燃褐煤機（jī）組，可選擇磨煤電耗較低的中速（sù）磨煤機。與采用其它（tā）傳統中速（sù）磨煤機相比，其製粉係統全廠廠用電率（lǜ）降低約0.05%~0.11%。

對於部分燃（rán）煙煤機組，也可選擇阻力較小的中速磨煤機，使磨煤機本體阻力（lì）降（jiàng）低，從而降低一次風機阻力，與采用其它型式中速磨煤機製粉係統相比，其製粉係統全（quán）廠廠用電率可降低（dī）0.02%。

3.2.3 吸風機、增壓風機選型（xíng）優化

在采用高效電除塵器（qì）後，粉塵濃度降低到30mg/Nm3以（yǐ）下，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（dòng）葉可（kě）調軸流風機與靜葉可調軸（zhóu）流風機相比，在額定負荷時，效率相（xiàng）差在5%以上，在機組負荷越（yuè）低時，相（xiàng）對靜葉可調軸流風機效（xiào）率越高。

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

3.2.4 電氣係統綜合優化（huà）

——合理選擇變（biàn）壓器

——選用高效率電動機

——優化廠用電接線配置

在電氣係統綜合優化後，可（kě）降低全廠廠（chǎng）用（yòng）電率0.16%。

4 我國超超（chāo）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（cóng）南到北、從東到西，火電（diàn）機組燃用煤質條件完全不同，這就（jiù）需要對具體問（wèn）題進行具（jù）體分析，采用不同的方案（àn）。舉一個（gè）例（lì）子：當考慮餘（yú）熱回（huí）收時，即可以考慮低低溫靜電除塵器方案、又可（kě）以考慮除塵器（qì）後低溫省煤器方案。關鍵要看電廠燃用的設計煤質和（hé）校核煤質中（zhōng）灰分和硫分，進行分析比較。

4.2 褐（hè）煤幹燥（zào）技術及整（zhěng）體（tǐ）化設計技術方麵存（cún）在的（de）問題

褐煤幹燥過程中水分的蒸發是一個大（dà）量消耗熱量的過程。傳統（tǒng）熱煙氣對高水分煤幹燥後,由於蒸發的水分中含有大量的空氣，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（zào）。此外由於（yú）褐煤揮發分含量高（gāo），著（zhe）火溫度低，因此容（róng）易產（chǎn）生過熱現象，發（fā）生自燃或爆炸。如：為防止爆炸,采用較低的煙氣溫度,幹燥強度低、速度慢，不適合工業生產要求。

所以針對高水分的褐煤幹燥，必須采取其它（tā）的（de）幹燥介質和（hé）設備來進行。目前國外已開發了多項褐煤幹燥技術，如：蒸（zhēng）汽（qì）滾筒管式幹燥技術、流化（huà）床蒸汽（qì）幹（gàn）燥技術、蒸汽空氣聯合幹燥技術（shù）、床混式（shì）幹燥(BMD)技術（shù） 、熱機械（xiè）脫（tuō）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（shù）已經（jīng）應用於國外大（dà）型燃褐煤發電機組（黑泵（bèng）電廠和Niederaussem電廠）。國內目前（qián）雖然已經開發出滾筒煙氣褐煤（méi）幹燥工藝（目前主要應用業績在在煤炭係（xì）統各個礦（kuàng）業集團用於幹（gàn）燥煤中部分水分，達到煤提質的（de）目的）、振動混（hún）流煙氣幹燥褐煤工藝、褐煤蒸汽管回轉幹燥工藝。

電廠褐煤（méi）預幹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（shú）的，但在整體化（huà）設計方麵存在著欠缺。表現在（zài）三（sān）個方麵，一（yī）是係統的整合，二（èr）是與鍋爐燃燒係（xì）統的整合，三是有關整合（hé）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（jì）性問題

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

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

5 結論及建議

5.1 結（jié）論

至2020年，我國以火電機組（zǔ）為主、特別是以超超臨（lín）界為主的電力（lì）裝機發展不會改變，按（àn）照目前的電力發（fā）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（不包括以大代小機組容量）左右。因此必須采取各種措施實現國家節能減排目標（biāo）。

未來燃煤火電機組（zǔ）設計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。完成包括目前的（de）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（shù）超超臨界機組工程（chéng）設計。

第二（èr）個層次（cì）：在獨立火電機組（zǔ）上采用一切可以（yǐ）使用的新型火電技術集成，提高機組效率（lǜ）（包括（kuò）采用超超臨界參（cān）數、褐煤幹燥、冷端優化、鍋爐係統優化、汽（qì）輪機係統優化、熱力（lì）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（liú）水平。

為應對未來（lái）我國超超臨界機組設計技術（shù）集成化發展麵臨的挑戰，我們應及早準備，在設（shè）計上實（shí）現跨專（zhuān）業發展、跨行（háng）業發展，從而實現技術的自主化發展。

5.2 建議

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

我國超超臨界火電機組設計技術集成化發（fā）展建議

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