燃煤电厂节能减排技术.docx

燃煤电厂节能减排技术中华人民共和国节约能源法指出节约资源是我国的根本国策。国家实施节约与开发并举、把节约放在首位的能源开展战略。下面由为大家分享燃煤电厂节能减排技术，欢送大家阅读浏览。常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566m/566团，常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa6OO06OO0o提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率,综合经济性、平安性与工程实际应用情况，主蒸汽压力提高至27-28MPa,主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在6000,热再热蒸汽温度提高至6100或6200,可进一步提高机组效率。主蒸汽压力大于27MPa时，每提高IMPa进汽压力，降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽温度每提高10氏可降低热耗0.15%o预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗1.52.5克/千瓦时。技术较成熟。适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。在常规一次再热的根底上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压缸，超高压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸，高压缸排汽为冷二次再热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热效率高出2%3%,可降低供电煤耗8-10克/千瓦时技术较成熟。美国、德国、日本、丹麦等国家局部30万千瓦以上机组已有应用。国内有100万千瓦二次再热技术示范工程。通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施,降低主蒸汽、再热、给水等管道阻力。机组热效率提高0.1%0.2%,可降低供电煤耗0.30.6克/千瓦时。技术成熟。适于各级容量机组。超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高，往往具有较大过热度，通过设置独立外置蒸汽冷却器，充分利用抽汽过热熔，提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约0.5克/千瓦时。技术较成熟。适用于66、100万千瓦超超临界机组。在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围适宜的局部凝结水回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量，提高机组热效率，降低引风机电耗。预计可降低供电煤耗1.4L8克/千瓦时技术成熟。适用于30100万千瓦各类型机组。在新的银基耐高温材料研发成功后，蒸汽参数可提高至7000,大幅提高机组热效率供电煤耗预计可到达246克/千瓦时。技术研发阶段。对于13.5、20万千瓦汽轮机和2000年前投运的30和60万千瓦亚临界汽轮机，通流效率低，热耗高。采用全三维技术优化设计汽轮机通流局部，采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机，节能提效效果明显。预计可降低供电煤耗10-20gkWh<,技术成熟。适用于13.560万千瓦各类型机组。局部汽轮机普遍存在汽缸运行效率较低、高压缸效率随运行时间增加不断下降的问题，主要原因是汽轮机通流局部不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。通过汽轮机本体技术改造，提高运行缸效率，节能提效效果显著。预计可降低供电煤耗24gkWh0技术成熟。适用于30-60万千瓦各类型机组。为减少主再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机通流局部的损伤，主再热蒸汽阀门均装有滤网。常见滤网孔径均为7,已开有倒角。但滤网结构及孔径大小需进一步研究。可减少蒸汽压降和热耗，暂无降低供电煤耗估算值。技术成熟。适于各级容量机组。在空预器之后、脱硫塔之前烟道的适宜位置通过加装烟气冷却器，用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水，回收局部热量，从而到达节能提效、节水效果。采用低压省煤器技术，假设排烟温度降低30团，机组供电煤耗可降低1.8gkWh,脱硫系统耗水量减少70%。技术成熟。适用于排烟温度比设计值偏高20团以上的机组。锅炉普遍存在排烟温度高、风机耗电高，通过改造，可降低排烟温度和风机电耗。具体措施包括：一次风机、引风机、增压风机叶轮改造或变频改造;锅炉受热面或省煤器改造。预计可降低煤耗L02.0gkWh0技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。电厂实际燃用煤种与设计煤种差异较大时，对锅炉燃烧造成很大影响。开展锅炉燃烧及制粉系统优化试验，确定合理的风量、风粉比、煤粉细度等，有利于电厂优化运行。预计可降低供电煤耗0.5L5gkWh0技术成熟。现役各级容量机组可普遍采用。根据典型煤种，选取不同负荷，结合吹灰情况等，在保证烟尘排放浓度达标的情况下，试验确定最正确的供电控制方式（除尘器耗电率最小）及相应的控制参数。通过电除尘器节电改造及运行优化调整，节电效果明显。预计可降低供电煤耗约23gkWh0技术成熟。适用于现役30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。改良热力及疏水系统，可简化热力系统，减少阀门数量，治理阀门泄漏，取得良好节能提效效果。预计可降低供电煤耗23gkWh0技术成熟。适用于各级容量机组。通过对汽轮机不同顺序开启规律下配汽不平衡汽流力的计算，以及机组轴承承载情况的综合分析，采用阀门开启顺序重组及优化技术，解决机组在投入顺序阀运行时的瓦温升高、振动异常问题，使机组能顺利投入顺序阀运行，从而提高机组的运行效率。预计可降低供电煤耗23gkWh.技术成熟适用于20万千瓦以上机组。汽轮机冷端性能差，表现为机组真空低。通过采取技术改造措施，提高机组运行真空，可取得很好的节能提效效果。预计可降低供电煤耗0.5LOg/kWh。技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。将高压除氧器排氧阀排出的乏汽通过外表式换热器提高化学除盐水温度，温度升高后的化学除盐水补入凝汽器，可以降低过冷度，一定程度提高热效率。预计可降低供电煤耗约0.5lg/kWh技术成熟。适用于1030万千瓦机组直流供水系统取、排水口的位置和型式应考虑水源特点、利于吸取冷水、温排水对环境的影响、泥沙冲淤和工程施工等因素。有条件时，宜取较深处水温较低的水。但取水水深和取排水口布置受航道、码头等因素影响较大。采用直流供水系统时，循环水温每降低1%供电煤耗降低约lg/kWh。技术成熟。适于沿海电厂。具体措施包括：1）吸收系统（浆液循环泵、PH值运行优化、氧化风量、吸收塔液位、石灰石粒径等）运行优化;2）烟气系统运行优化;3）公用系统（制浆、脱水等）运行优化;4）采用脱硫添加剂。可提高脱硫效率、减少系统故障、降低系统能耗和运行本钱、提高对煤种硫份的适应性。预计可降低供电煤耗约0.5gkWho技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。高压凝结水泵电机采用变频装置，在机组调峰运行可降低节流损失，到达提效节能效果。预计可降低供电煤耗约0.5gkWh0技术成熟。在大量30-60万千瓦机组上得到推广应用。回转式空气预热器通常存在密封不良、低温腐蚀、积灰堵塞等问题，造成漏风率与烟风阻力增大，风机耗电增加。可采用先进的密封技术进行改造，使空气预热器漏风率控制在6%以内。预计可降低供电煤耗0.20.5gkWh°技术成熟。各级容量机组。将电除尘器工频电源改造为高频电源。由于高频电源在纯直流供电方式时，电压波动小，电晕电压高，电晕电流大，从而增加了电晕功率。同时，在烟尘带有足够电荷的前提下，大幅度减小了电除尘器电场供电能耗，到达了提效节能的目的。可降低电除尘器电耗。技术成熟。适用于30100万千瓦机组。管道及阀门保温技术直接影响电厂能效，降低保温外外表温度设计值有利于降低蒸汽损耗。但会对保温材料厚度、管道布置、支吊架结构产生影响。暂无降低供电煤耗估算值。技术成熟。适于各级容量机组。从光源、镇流器、灯具等方面综合考虑电厂照明，选用节能、平安、耐用的照明器具。可以一定程度减少电厂自用电量，对降低煤耗影响较小。技术成熟。适用于各类电厂。对纯凝汽式汽轮机组蒸汽系统适当环节进行改造，接出抽汽管道和阀门，分流局部蒸汽，使纯凝汽式汽轮机组具备纯凝发电和热电联产两用功能。大幅度降低供电煤耗，一般可到达10gkWh以上。技术成熟。适用于12.5-60万千瓦纯凝汽式汽轮机组。为超（超）临界机组将亚临界老机组改造为超（超）临界机组，对汽轮机、锅炉和主辅机设备做相应改造。大幅提升机组热力循环效率。技术研发阶段。在静电除尘器前设置换热装置，将烟气温度降低到接近或低于酸露点温度，降低飞灰比电阻，减小烟气量，有效防止电除尘器发生反电晕，提高除尘效率。除尘效率最高可达99.9%o低温静电除尘技术较成熟，国内已有较多运行业绩。低低温静电除尘技术在日本有运行业绩，国内正在试点应用，防腐问题国内尚未有实例验证。含尘烟气通过滤袋，烟尘被粘附在滤袋外表，当烟尘在滤袋外表粘附到一定程度时，清灰系统抖落附在滤袋外表的积灰，积灰落入储灰斗，以到达过滤烟气的目的。烟尘排放浓度可以长期稳定在20mgNm3以下，根本不受灰分含量上下和成分影响。技术较成熟。适于各级容量机组。综合静电除尘和布袋除尘优势，前级采用静电除尘收集8090%粉尘，后级采用布袋除尘收集细粒粉尘。除尘器出口排放浓度可以长期稳定在20mgNm3以下，甚至可到达5mgNm3,根本不受灰分含量上下和成分影响。技术较成熟。适于各级容量机组。将静电除尘器末级电场的阳极板分割成假设干长方形极板，用链条连接并旋转移动，利用旋转刷连续去除阳极板上粉尘,可消除二次扬尘,防止反电晕现象，提高除尘效率。烟尘排放浓度可以稳定在30mgNm3以下，节省电耗。技术较成熟。适用于30100万千瓦机组。将粉尘颗粒通过电场力作用吸附到集尘极上，通过喷水将极板上的粉尘冲刷到灰斗中排出。同时，喷到烟道中的水雾既能捕获微小烟尘又能降电阻率，利于微尘向极板移动。通常设置在脱硫系统后端，除尘效率可到达70%80%,可有效除去PM2.5细颗粒物和石膏雨微液滴。技术较成熟。国内有多种湿式静电除尘技术，正在试点应用。与常规单循环脱硫原理根本相同，不同在于将吸收塔循环浆液分为两个独立的反响罐和形成两个循环回路，每条循环回路在不同PH值下运行，使脱硫反响在较为理想的条件下进行。可采用单塔双循环或双塔双循环。双循环脱硫效率可达98.5%或更高。技术较成熟。适于各级容量机组。采用先进的低氮燃烧器技术，大幅降低氮氧化物生成浓度。炉膛出口氮氧化物浓度可控制在200mgNm3以下。技术较成熟。适于各类烟煤锅炉。