火电厂污染物脱除设施能耗分析

1、摘要目前，我国约 70%的发电量来自于火力发电， 其发电形式基本上都是燃煤发 电。煤炭燃烧的过程中会产生大量的烟尘、固体渣、 SO2 和氮氧化物（ NOx ）。 这些污染物排入大气后， 会对环境造成非常严重的破坏。 因此，电厂有责任对其 产生的这些污染物进行治理。电厂中对此设有相应的污染物脱除设备， 这些设备在运行过程中会消耗一部 分的能量。 本文的主要目的就是对这些设备的能耗进行分析处理， 系统而全面的 研究这些设备的能耗问题， 不仅可以得到脱除污染物设备占厂用电率的比重， 还 可以对其主要耗能设备进行研究分析， 从而减少这些设备的耗能， 降低厂用电率。本文主要介绍了热力发电厂脱除 SO2、

2、NOx、粉尘及灰渣的系统流程，并举 出实例对各个系统的主要耗能设备进行分析， 指出各个系统中消耗能量最多的设 备，为降低脱除污染物设备的能耗指明方向， 进一步实现火电厂节能减排的目标。关键词 ：火力发电厂，污染物，脱除，节能减排ABSTRACTAt present , about 70% of our electricity is generated by thermal power , which is basically in the form of coal -fired power generation . Coal combustion will produce a lot of d

3、ust , solid residue , SO2 and nitrogen oxides (NOx). These pollutants discharging into the atmosphere , will cause very serious damage to the environment . Thus , thermal power plants has the responsibility to govern these pollutants.Corresponding to this , thermal power plant equips some kind of de

4、vices for removing these contaminants , these devices will consume some energy during operation. The main purpose of this paper is to analyze and deal with the energy consumption of these devices , systematic and comprehensive study of the energy consumption of these devices can not only get how muc

5、h the pollutant removal equipment accounted for the power consumption rate , but also get its main energy consumption equipments for research and analysis, so that we can find the way to reducing the energy consumption of these devices , and then reducing the power consumption rate .This paper descr

6、ibes the operation process of the removal system of S2O, NOx , dust and solid residue of thermal power plant , citing examples in the thermal power plants to analyze the major energy-consumption equipments in these systems , pointing out the most energy-intensive equipment in these systems . So that

7、 we can find the way to reduce the energy consumption of the pollutant removal system , finally achieve the goal of energy conservation and emission reduction.KEY WORDS: thermal power plants , pollutants , removal , energy conservation and emission reduction摘 要IABSTRACT错误!未定义书签第1章绪论1.1选题背景及意义11.2国内外

8、研究现状1第2章脱硝系统2.1脱硝的分类32.2选择性催化还原脱硝技术的原理32.3 SCR的系统工艺布置 42.4还原剂的选型52.5 SCR装置的系统组成及典型工艺流程 62.5.1 液氨脱硝流程6尿素脱硝流程72.6尿素脱硝的主要设备能耗及分析 7第3章脱硫系统3.1脱硫的分类93.2 石灰石一石膏湿法的原理 93.3 FGD装置的典型工艺流程 103.4 FGD的系统组成及其能耗分析 1114第4章除尘与除灰渣系统 4.1除尘器14除尘器的分类14静电除尘器的原理15袋式除尘器原理 154.2除灰渣系统164.2.1 除灰系统164.2.2 除渣系统184.3除尘、除灰渣系统能耗分析

9、18第5章总结与展望21参考文献 23致 谢24第一章绪论1.1选题背景及意义能源无处不在，人类的日常生活离不开能源的利用。电力作为最重要的二次能源，早 已进入千家万户，融入人们的生活中。我国的电力生产主要靠火力发电，约占全国总装机 容量的70%左右。而火力发电的燃料主要是煤炭，尽管通过将煤炭转化为电力再利用， 相对于直接利用煤炭这个一次能源具有更高的利用率和环境亲和性，大量的燃煤发电仍会 对环境造成很大的破坏。煤炭燃烧的过程中会产生大量的烟尘、 固体渣、二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）。 这些污染物排入大气后，会对环境造成非常严重的破坏。如：污染性气体SO2和氮氧化物排入大气之后将会与

10、其中的水蒸气结合生成腐蚀性物质硫酸和硝酸，与雨水结合形成酸雨 落下，这将会对农业、林业、水产业造成损失，此外还会腐蚀建筑物等；另一方面煤炭燃 烧所产生的灰尘经烟囱排入大气后将漂浮在其中并形成微细颗粒，这将对城市空气质量和 能见度等造成极大的影响，此外还会被人体吸入而危害身体健康2, 3o同时，煤燃烧产生的 大量固体渣若是随意堆放将会占去大片土地，刮风时引起的地面扬尘也会严重影响空气质 量。电厂作为一大污染源，其排放污染严重的现实已经制约了火力发电工业的发展。因此,电厂有责任而且必须对其产生的这些污染物进行治理。电厂中脱除污染物的系统有SCR、FGD、ESP等，这些系统的运行离不开能量的支持，

11、或电能，或热能。电厂加装这些系统， 直接导致了厂用电率的增加，而厂用电率作为火力发电厂机组的主要经济技术指标之一， 宜少不宜多。对这些耗能设备进行系统而全面的分析，不仅可以得到脱除污染物设备占厂用电率的 比重，还可以对其主要耗能设备进行研究分析， 从而减少这些设备的耗能，降低厂用电率。电厂中对此设有相应的污染物脱除设备，这些设备在运行过程中会消耗一部分的能量。 本文的主要目的就是对这些设备的能耗进行分析处理，得出这些设备在机组正常运行时的 大致耗功情况。系统而全面的研究这些设备的能耗问题，不仅可以得到脱除污染物设备占 厂用电率的比重，还可以对其主要耗能设备进行研究分析，从而减少这些设备的耗能，

12、降 低厂用电率。在脱除污染物的同时将厂用电率尽量减小，真正达到节能减排的目标。1.2国内外研究现状脱硫分为燃烧前脱硫（煤脱硫），燃烧中脱硫（炉内脱硫）和燃烧后脱硫（烟气脱硫） 三种。目前国内外应用最为广泛的是烟气脱硫中的石灰石一石膏湿法烟气脱硫系统，这也 是我们国家运用的最多的一种技术。世界上约 90%的电厂使用此系统，比较典型的国家有 美国、日本还有德国。还有一些国家因地制宜，采取适合自己的脱硫方式，如挪威、瑞典 等国家采用海水烟气脱硫技术来脱硫，这种脱硫方式具有投资少、运行费用低、易管理等 优点，但仅适合那些燃煤含硫量不高且以海水作为循环冷却水的电厂 0我国脱硫起步比较晚，2005年，德国

13、安有烟气脱硫的机组已高达 90%，而我国仅有 14% °在有关部门的倡导与管理下，数以百万瓦计的小火电机组关停，全部新建电厂都按 规定安装了脱硫设施，使我国的脱硫事业有了质的飞跃。SCR法是国际上应用最多、技术最成熟的一种烟气脱硝技术，脱硝效率可达80%90% 在欧洲、日本还有美国，SCR已经有了非常丰富的运行经验。我国虽然起步比较晚，但是 发展迅速从1999年我国第一台脱硝装置的投运到现在，脱硝系统已经基本普及。环保部 还提出，到2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。我国燃煤电厂锅炉配套的除尘设备以静电除尘器为主。然而袋式除尘器由于其出色的 除尘效率，在国外应用比较广泛。随着

14、国家可持续发展战略的启动和不断的深入发展，国 家越来越注重对生态环境的保护，各行业新的大气排放标准相继出台，排放指标日益提高， 静电除尘器渐渐不能满足现行法规的要求，袋式除尘器在我国运用的越来越多，还出现了 将电除尘器与袋式除尘器结合起来的电袋除尘器。1.3研究内容和预期目标本文主要研究了火电厂污染物脱除设备的能耗问题，主要有脱硝系统、脱硫系统、除尘及除灰渣系统这三个大系统。故而火电厂污染物脱除设备的总能耗可以表示为(1-1)P亏染物脱除=PSCR +P FGD +Pcchz PScr，脱硝系统的总能耗，KW Pfgd，脱硫系统的总能耗，KWPCchz，除尘及除灰渣系统的总能耗，KW 火电厂污

15、染物脱除设备总耗功占总发电量的比一 F污染物脱除100%/一 BcR +&GD +Rchz1000/+/ 1 2）污染物脱除 一IUU/0IUU/0SCR十FGD +cchz（ |-2）已总发电量已总发电量P总发电量，电厂总发电量，KWSCR，脱硝系统总能耗占总发电量的比， %FGD，脱硫系统总能耗占总发电量的比， %cchz，除尘及除灰渣系统总能耗占总发电量的比，%本文接下来将会给出PScr、FFgd和Rchz的具体公式，并举例得出每个系统中耗能较多的设备及其耗功，然后由公式计算出各个系统的总耗功及其占总发电量的比，最后根据结 果提出电厂节能减排的合理建议。第2章脱硝系统2.1脱硝的

16、分类目前热力发电厂对NOx排放控制最主要的三种方法是：燃烧控制、炉内喷射和尾部烟 气脱硝。使用低氮燃烧器或在炉内采用低 NOx燃烧技术是目前燃烧控制最主要的方法，此类方 法原理是在煤炭的燃烧过程中减少 NOx的生成量。NOx的生成有三种机理：热力型，快 速型和燃烧型，燃烧温度和氧气的浓度是其主要的影响因素5。低NOx燃烧技术和低氮燃烧器就是通过控制过量空气系数和火焰温度来达到降低NOx生成量的目的。然而控制火焰的温度和过量空气系数势必会影响煤炭的充分燃烧，使锅炉的效率不能够得到充分发挥。 最重要的是，这些方法仅能降低烟气中的NOx含量的20%60%,很难满足当今这严格的环保要求，因此仅靠燃烧控

17、制的方法很难达到排放标准，必须结合其他的氮氧化物脱除设 备。炉内喷射是指选择性非催化还原技术 （Selective NoeCatalytic Reduction，SNCR），其脱 硝原理是在不使用催化剂的情况下， 将还原剂喷入炉膛温度为9501100C的区域，禾I用还 原剂（如氨气）与烟气中的NOx反应生成（氮气）N2和水（H2O）,从而去除烟气中的NOx0 在反应中，NH3不被O2氧化，而与NOx反应生成N2和H2O，因此而被称为“选择性”。 这种脱硝方法只需要将机组的锅炉部分略微改造即可，不需要特殊的设备。但其脱硝效率 低，氨逃逸率高，对温度的要求严格，而且受温度影响较大，所以一般只是用作

18、辅助脱硝。尾部烟气脱硝技术可以分为干法脱硝和湿法脱硝两类，干法脱硝包括：选择性催化还 原技术（Selective Catalytic Reduction, SCR）、活性炭吸附法、电子束法等；湿法脱硝包括湿 式络合吸收法和微生物法等。其中，SCR技术作为一项成熟的脱硝技术被商业应用至今已 有40年的历史，也是如今应用最为广泛的一种技术。2.2选择性催化还原脱硝技术的原理SCR的主要原理是将氨气（NH3）喷入烟气中，使其均匀混合后通过催化剂层，在催 化剂的作用下发生还原反应，有选择地脱除氮氧化物（ NOx），生成无害的氮气（N2）和 水（H2O），图2-1为SCR的化学反应过程示意图。该反应的主

19、要化学反应方程式为：4NO+4 NH 3+O24 N2+ 6 H2O2NO2+4 NH3+O2 3 N2+6 H2O6NO+4 NH3 5 N2+6 H2O6NO2+8 NH3 7 N2+12 H2O在上述四个反应中，主要发生的是第一、二两个反应，而烟气中90%以上的NOx都是以NO形式存在，因此，第一个反应为主要反应，在不添加催化剂的情况下，上述反应只能在很窄的温度窗口( 9501100C)内反应，即为上面提到的选择性非催化还原技术, 而通过选用合适的催化剂，适合反应的温度大大降低至290450°C。册A催化剂图2-1 SCR的化学反应过程示意图2.3 SCR的系统工艺布置SCR反

20、应器在锅炉中有以下三种安装方式：热段/高灰布置(HD-SCR)、热段/低灰布置 (LD-SCR)和尾部烟气段布置(TE-SCR),如图2-2所示7。(1) 高灰段布置SCR反应器布置在省煤器与空预器之间，这里的温度一般在 300400C之间，催化剂 在此温度区间内具有良好的活性，运行经济性好。但此时烟气中含有的飞灰与 SO2也会通 过催化剂反应器，使催化剂发生中毒，影响催化剂的活性与寿命，还会产生磨损甚至堵塞。(2) 低灰段布置反应器布置在除尘器与空预器之间，这样就可以防止烟气中的飞灰对催化剂的污染、 磨损与堵塞，但SO2带来的影响依旧无法消除。将除尘器置于SCR反应器之前，一般的除 尘器无法

21、在300400摄氏度之间正常工作，需使用高温除尘器，增加了运行成本。(3) 尾部烟气段布置反应器布置在烟气脱硫装置(FGD)之后，这样催化剂就可以在无尘无 SO2的环境下 工作，也不会存在在催化剂的污染中毒问题，大大延长了催化剂的使用寿命。但是烟气从 FGD排出后，温度仅为5060C，远低于SCR反应器的运行温度，所以需要在烟气进入催 化剂反应器之间对其进行加热，这又增加了能量消耗与运行费用。另外，SCR反应器的烟气出口温度一般都在300400C之间，所以还需要在SCR设备上加装一个烟气一烟气热交换器来对出口烟温进行冷却，使烟囱排气温度在120C左右烟苛揪段俯灰件迥在现代燃煤锅炉中，其SCR反

22、应器的布置方法一般为高灰段布置， 尽管这种布置方式 本生存在不少的缺点，但它有如下几个较为明显的优点：此区间的烟气温度与SCR脱硝还 原反应的温度区间正好契合；在省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置喷射 NH3,并使 其与烟气充分混合后和NOx在反应器内发生反应；同时也省去了多余的设备和能耗，因此 相比于其他方式来说仍是一种经济有效的 SCR布置方式。正常情况下，从各个电厂 SCR系统运行的情况来看：SCR系统商业运行业绩的脱硝效率约为 8090%。2.4还原剂的选型制备NH3的原料主要有三种：液氨、氨水和尿素(CO(NH2)2)液氨是一种危险化学品,泄露在空气中易使人发生中毒反应8。当空气

23、中的NH3浓度液氨的运输和储存非常的10吨时，属于重大危为16%25%时，遇明火会发生爆炸。由于液氨的这些危险性质,严格，这使得液氨的运输费用很高，而且当液氨存储和使用量达到险源，应依法履行危险化学品重大危险源的辨识、评估、登记建档、备案、核销及管理工 作9。然而液氨由于其初期投资造价低，运行费用也低，系统简单，至今仍然被很多国内 电厂所使用。氨水是NH3的溶液，具有特殊的强烈刺激性臭味，较液氨相对安全，但其运行成本是 三种还原剂中最高的，所以从上世纪 90年代以后，国际上就很少有电厂采用氨水来做脱 硝的还原剂了 10。尿素是一种无毒无害的化学品，具有便于运输和储存的优点。尽管用尿素脱硝相对液

24、 氨而言初期投资造价高，运行费用也高，从安全角度出发，也有越来越多的电厂采用尿素 来制备NH311。表1-1为液氨与尿素技术经济比较10。表1-1液氨与尿素技术经济比较序号项目液氨尿素1运行系统简单复杂2原料费用便宜贵3运输费用贵便宜4安全性有毒无害5储存条件咼压常压6储存方式液态颗粒状7初期投资费用便宜贵8运行费用便宜贵9设备安全要求有法律规定常规2.5 SCR装置的系统组成及典型工艺流程将SCR系统按区域划分，可分为氨区和 SCR反应区两大区域。液氨脱硝流程氨区即为还原剂NH3的制备与供应系统，电厂中制备NH3的原材料一般为液氨。液氨 自液氨储罐中输送到液氨蒸发器中蒸发为 NH3,然后由氨

25、气缓冲器将NH3的压力及流量控 制到一定值后，与稀释空气在氨/空气混合器中混合均匀后，再送达脱硝系统。在SCR反应区内，混合气体由烟道内的喷氨格栅喷入烟道， 接下来在静态混合器中与 烟气充分混合，最后进入SCR反应器。在催化剂的作用下，NH3与NOx在反应器内反应生成N2与H2O，然后随烟气进入空预器内12。另外，在SCR反应器的入口处设有温度测 点，当烟气温度在300400C这个范围以外时，温度信号将自动关闭NH3进入NH3/空气混 合器的快速切断阀，否则喷入的 NH3没有将NOx还原而直接排出，对人的身体健康造成伤害。图2-3为火电厂SCR脱硝系统流程图（液氨）尿素脱硝流程尿素脱硝的系统流

26、程与液氨大致相似，也可以分为氨区与SCR反应区。尿素颗粒于尿 素溶解罐内被溶解为50%质量浓度的尿素溶液后存于尿素溶液储罐。通过采用高压循环泵， 尿素溶液可以在计量分配模块和尿素罐之间不断的循环。在高流量循环模块中，采用变频 循环泵后，储罐中尿素溶液可以输送到计量与分配装置。，其中可采用背压控制阀组将未使用部分返回到尿素溶液储罐。根据锅炉不同负荷的要求，计量与分配装置可以自动将溶 液分配给雾化喷枪，然后再进入热解炉中。雾化后的尿素液滴在热解炉内反应生成NH3和CO2,反应方程式如下：CO（NH2）2+H2O 2NH3+CO2分解后的氨跟一次风混合后喷入烟道内，经过导流板和整流器后进入催化反应器

27、。当 氨气与烟气充分混合的气流在到达反应温度的情况下经过SCR反应器的催化层时，氨气与NOx发生催化还原反应并生成无污染的 N2和H2O。2.6尿素脱硝的主要设备能耗及分析电厂脱硝系统的能耗可以分为两个部分，一部分是脱硝系统自身的设备运行消耗的能 量，另一部分是脱硝系统的运行给锅炉带来的附加能耗。由于SCR反应器安装在省煤器与 空预器之间，成为了锅炉的一部分，故而脱硝系统的运行直接影响着机组的运行情况，女口 对锅炉参数、性能的影响，其中影响最大的是锅炉引风机的运行参数。在锅炉上安装SCR反应器后，势必会增加烟道的阻力，而这部分阻力就是由引风机来克服的。SCR系统运行于一个600MW的机组中，带

28、来的压降约为lOOOPa,折合为电耗就是817KW。(2-1)通常，电厂中脱硝尿素脱硝的能耗系统可以用下列公式来计算,FScR =Pyfjfj +Pjrq +Pxsfj +Pchzq+P其他Pyfjfj，运行脱硝系统后引风机增加的功率，KWPjrq，热解炉电加热器的功率，KWPxsfj，稀释风机的功率，KW巳hzq，吹灰蒸汽的热能转化为电能后的功率值，KWP其他，脱硝系统中除以上耗功外的全部耗功，KW即电厂尿素脱硝的总能耗为运行脱硝系统给引风机带来的附加功率值再加上脱硝系统中 各个设备功率的和。表2-1是某厂2X 600MW机组尿素脱硝主要设备的电功率及所占总能耗的比，其中蒸汽吹灰所用蒸汽的热

29、能已转换为电能列入表中。表2-1某厂2 X 600MW机组尿素脱硝设备耗能及所占总耗能比重项目名称功率，KW百分比，%引风机（附加）163453.53热解炉电加热器120039.31稀释风机822.69吹灰蒸汽57.41.88咼流量尿素循环泵300.98尿素溶液输送泵220.72尿素溶解罐搅拌器150.49尿素溶解车间地坑泵7.50.25蒸汽吹灰器（电机）4.40.14从表2-1可以看出整个脱硝系统中，耗功最多的是由于运行脱硝系统而引起的引风机 附加能耗，约占整个脱硝系统能耗的 50%，其次是尿素电热解炉的。若是能够对这两个设 备进行优化，使其耗能降低，那么整个脱硝系统的耗能也会有比较明显的减

30、少。另外，由表2-1的数据和公式（2-1）可以得出脱硝系统的总能耗Pscr的近似值为3055KW，算出FScr占总发电量的比为3055SCR2 600 103100%=0.2546%(2-2)第3章脱硫系统3.1脱硫的分类脱硫分为燃烧前脱硫（煤脱硫），燃烧中脱硫（炉内脱硫）和燃烧后脱硫（烟气脱硫） 三种。目前燃烧前脱硫的主要技术有：洗选煤技术、煤的气液化技术和水煤浆技术，它的基 本原理是在燃烧前通过化学、物理或生物方式将其中的有机硫和无机硫脱除掉。炉内脱硫 技术是在燃烧过程中脱硫，它的主要方式是向炉内加入固硫剂如 CaCOs、MgC03等，其中 CaCQ、MgCOs在高温下煅烧生成CaO、Mg

31、O，煅烧产物将与煤燃烧产生的 S02反应生成 亚硫酸盐，使其以灰的形式排放出去，从而减少了SO2的排放13。煤脱硫技术中，洗选煤脱硫只是一种辅助手段，而煤的气化和液化以及水煤浆技术成 本过高，不适合在电厂使用。炉内脱硫技术主要是在循环硫化床锅炉中运用，循环流化床 锅炉的主要优点是投资省、燃料适应性广，但锅炉容量上的限制是循环流化床锅炉目前的 重大缺点14。对燃煤电厂而言，目前以及在今后一段相当长的时期内， 烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization， FGD）是控制SO2排放的主要方法。烟气脱硫技术很多，主要有石灰石-石膏湿法、海水烟气脱硫工艺、旋转喷雾干燥法、 炉内喷钙加尾部

32、烟道增湿活化烟气脱硫工艺、气体悬浮吸收脱硫技术、电子束照射加喷氨 烟气脱硫工艺等。湿式石灰（石灰石）洗涤工艺是现有的烟气脱硫工艺中最为成熟的技术，它是目前运 行脱硫技术中最为可靠的，因此在电厂中得到了最为广泛的应用。湿式石灰（石灰石）洗 涤工艺分为抛弃法和回收法两种，其主要的区别就是回收法中强制将 CaCO3氧化成CaSO4 （石膏）进行回收利用。石灰石一石膏湿法烟气脱硫系统已成为优先选择的脱硫工艺，约 占领了世界90%以上的脱硫市场15。此工艺的主要优点是：技术成熟，运行可靠性高，脱硫效率高达95%以上，而国外火电厂投运机组脱硫率一般可达 98%以上；对各种煤种都有很强的适应性，对于任何含硫

33、的 煤种都适用；有丰富的吸收剂资源，价格低廉，可以综合利用其脱硫产物。但也有一个缺 点是：占地面积大，一次性建设的投资相对与其他工艺比较大14。3.2石灰石一石膏湿法的原理气相SO2在水中被吸收并经过下列反应分解。SO2 （气）+H2OSO2 （液）+H2OSO2 （液）+H2O H+HSO32H+SO2-由于H-被OH-中和生成出。使得这一平衡向右进行。OH-离子是由水中溶解的石灰石产生的，且鼓入的空气可将生成的 C02带走。CaCQCa2+CO32- CO32-+H2O 0H-+HC03-2OH-+CO2 （液）C02 （液）+H2OCO2 （气）+H2O 鼓入的空气也可以用来氧化HSO3

34、-® SO32-离子，最后生成石膏沉淀物。 1 2 +HSOJ+O2 SO42-+H +2SO32-+ 丄 O2 SO42-2SO42-+Ca2+CaSQ J3.3 FGD装置的典型工艺流程典型石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺如图 3-1所示，烟气经FGD的增压风机升压后至 烟气换热器（GGH）烟气降温后，进入吸收塔进行脱硫。吸收塔为空塔结构，防腐橡胶内 衬，数层喷淋层。烟气自烟气换热器（GGH）进入吸收塔朝上流动，与自喷淋层喷淋而下 的浆液发生反应。喷淋层上部布置二级除雾器，将吸收塔出口烟气含水量控制在75mg/m3（标准状况）以下。脱硫除雾后的干净烟气再返至烟气换热器（GGH ）进行

35、加热，温度从45T左右加热至80C，通过现有烟囱排除。在逆向喷淋的循环浆液冷却、洗涤作用下，烟气中的SO2与浆液中的CaCO3反应生成 亚硫酸氢根。在反应池中与通入吸收塔的氧化空气进行氧化反应并结晶生成石膏，通过排 出泵排出吸收塔13 o<1TjJi>氧比凤机石載石til案秆托ry-L 3抵阖吸收堆1吃收用炽H；鑒战脸注养邃水脸说瑞1 严1IP99-S-S* 9旺 S-图3-1典型石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺流程3.4 FGD的系统组成及其能耗分析FGD系统主要烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂供应系统、石膏脱水系统、工艺水系 统、事故浆液系统和废水处理系统组成。其能耗公式可以表示为

36、PFGD =Pzyfj yxhb +Pyhfj +Pssqmj+Pmffjjrq + Pdxlfj +Pzkb+P其他（3-Pzyfj，增压风机的功率，KWPyxhb ， 浆液循环泵的功率，KWPyhfj，氧化风机的功率，KWPSsqmj，湿式球磨机的功率，KWPmffjjrq ， 密封风机加热器功率，KWPdxlfj，低泄露风机功率，KWPzkb，真空泵功率，KWP其他，脱硫系统中除以上耗功外的全部耗功，KW表3-1为某电厂2X600MW脱硫系统的主要设备及电功率。表3-1某电厂2 X 600MW脱硫系统的主要设备及电功率序号设备名称耗功，KW设备台数总耗功，KW#1#2公 用总 计烟气系统

37、挡板门密圭寸风机4511290:挡板密封风机加热器220 :112440r增压风机（包括电机）510011210200增压风机密封风机电加 热器7.511215p增压风机液压油泵5.511211（烟气一烟气换热器）GGH1511230GGH密封风机1111222GGH高压水泵371137GGH氐泄露风机185112370SO吸收系 统r吸收塔搅拌器145:448360浆液循环泵800/900/900/10004487200序号设备名称耗功，KW,设备台数总耗功，KW#1#2公用总计SQ吸收系统氧化风机4002241600石膏排出泵4511290吸收塔集液坑搅拌器5.511211吸收塔集液坑泵3

38、011260吸收剂供应系统湿式球磨机25022500石灰石粉仓袋式除尘器5.5115.5流化风机221122流化风电加热器451145石灰石浆液泵2211244石灰石浆液罐搅拌器221122石膏脱水系统真空带式过滤机1511230真空泵185112370滤饼冲洗水泵5.511211滤布冲洗水泵1111222废水旋流器进料泵221122滤液水泵551155滤液水罐搅拌器5.5115.5石膏楼集液坑泵221122工艺水系统工艺水泵451145除雾器水泵5522110事故浆液系统事故浆液泵371137事故浆液罐搅拌器18.53355.5烟囱集液坑泵111111废水处理pH调节箱搅拌器7.5117.5

39、反应箱搅拌器7.5117.5絮凝箱搅拌器7.5117.5污泥输送泵A/B111111净水箱搅拌器111111净水排放泵A/B151115浓石灰乳制备箱搅拌器5.5 :115.5石灰浆计量乳搅拌器5.5115.5压滤机成套装置111111计算出脱硫系统占总发电量的比FGD220522 600 103100% 1.8377%(3-2)从公式（3-1）和表3-1可以计算得出该脱硫系统的主要设备的总能耗为22052KW从表3-1中整理出能耗较大的设备，及其耗功占总耗功的百分比，如表 3-2所示。表3-2某电厂2 X 600MW脱硫系统的主要设备耗功占总耗功的百分比统计序号 设备名称 耗功，KW 设备耗

40、功占总耗功的百分比， 1增压风机（包括电机）1020046.252浆液循环泵720032.653氧化风机16007.264湿式球磨机5002.275密封风机加热器4402.006低泄露风机3701.687真空泵3701.68总计2079093.78由上面两个表格列举的数据可以看出，在脱硫系统中，增压风机、浆液循环泵、氧化 风机、湿式球磨机、密封风机加热器、低泄露风机和真空泵等主要设备的电功率占了总能 耗的相当大比例。其中，增压风机耗功所占比例最大，几乎占了脱硫系统总耗功的一半。对其他的脱硫系统进行数据统计也会得到类似的结果。由此可见，只要对脱硫系统中的增 压风机、浆液循环泵等设备进行节能优化，

41、就能使脱硫系统的能耗显著减少。(-)(-)电荷层电荷层(?)(-)第4章除尘与除灰渣系统4.1除尘器除尘器的分类除尘器按照其除尘作用力原理来分类，可分为湿式除尘器、机械除尘器、过滤式除尘 器和电除尘器四类16。湿式除尘器通过液体与含尘气体相互接触、洗涤令尘粒与气体分离。它结构简单，一 般无活动部件，不易发生故障，除尘效率高，但需要对除尘后产生的污水进行处理，否则 会对环境造成污染，且处理后的粉尘不易回收。机械除尘器包括惯性除尘器、重力除尘器和旋风除尘器等。即利用粉尘的惯性或是重 力将粉尘从烟气中分离出来。这类除尘器结构简单，易于维护，但除尘效率低下，常用于 要求不高的场合或是用作多级除尘的预除

42、尘。过滤除尘器包括颗粒层除尘器、袋式除尘器等。过滤除尘器都是以过滤作为主要除尘 机理，运行稳定，对煤种的适应性强，不受粉尘比电阻值的限制，除尘效率高。电除尘器(Electrostatic precipitator, ESP)是用静电力将气体 中的粉尘分离出来的除尘设备，它分 为湿式电除尘器和干式电除尘器。电 除尘器可以应用于高温、高压气体中， 设备阻力低，能耗少，几乎对各种粉 尘、烟雾等都有很高的除尘效率，但 是其除尘效率受粉尘比电阻的影响很 大。以上种类的除尘器中，静电除尘 器在我国燃煤电厂中应用较为广泛， 袋式除尘器在国外运用较为广泛，近年来由于我国对污染物排放的要求愈 加严格，虽然静电除

43、尘器除尘效率较 高，但仍然无法与袋式除尘器相比， 特别是在捕获细小尘粒时，故而袋式除尘器在我国的使用也越来越多图4-1板式静电除尘器原理图静电除尘器的原理图4-1为板式静电除尘器的原理图，中间是两端固定的金属导线，作为放电极又称电 晕极，两边的平板为集尘极，放电极接高压直流电源的负极，集尘机接电源正极。在电场 力的作用下，空气中的自由带电离子向两极移动，离子的定向运动使放电极和集尘极间形 成了电流。开始时，空气中的自由离子比较少，电流也小，当电压升高到一定数值以后， 放电极附近的离子获得了较高的速度和能量，高速运动的离子撞击空气中的中性原子，将 中性原子分解成正离子和负离子，这种现象被称为空气

44、电离。空气电离后，由于连锁反应, 极间运动的离子数量将大大增加，离子速度也较之前增大许多，使得两极间的电流（称电 晕电流）急剧增大，空气变成了导体。当放电极周围的空气全部电离以后，在放电极周围 会出现一圈淡蓝色的光环，称之为电晕。放电极周围（电晕区）的电子和负离子在电场力 的作用下向集尘极移动，在途中与烟气中的飞灰尘粒相互碰撞，吸附于飞灰尘粒上，使飞 灰尘粒带上负电荷。带负电荷的飞灰尘粒在电场力的作用下向正极移动，电荷中和后沉积 于集尘极上。当集尘极上的飞灰达到一定厚度后，由振打装置对集尘机进行周期性振打， 使灰粒落到灰斗中。另外，在放电极上也会集中少量获得正电荷的灰粒，也需要对其进行 定期振

45、打清除7。袋式除尘器原理袋式除尘器是一种用有机纤维或无机纤维做成的 过滤材料将含尘烟气中的固体粉尘颗粒过滤分离出来 的高效除尘设备。图4-2为袋式除尘器原理图。1-含尘气流；2-粉尘层；3-初始层；4-滤 布；5-净化后的气流图4-2袋式除尘器原理图当含尘烟气通过滤布时，直径大于滤布纤维间空隙 的粉尘便被分离下来，称为筛分作用。除了筛分作用以 外，还可以通过惯性、粘附、扩散和静电等作用将粉尘 捕集，但主要以筛分作用为主。新滤布第一次使用时， 纤维间的空隙较大，含尘气体较易通过，筛分作用不明 显，除尘效率较低。使用一段时间后，滤布表面积聚了 一层一定厚度的粉尘层，筛分作用才逐渐显著，该粉尘 层称

46、为袋式除尘器的初始层。在此后的使用过程中，初 始层成为了滤料的主要过滤层，滤布则作为“骨架”而 存在。在初始层的作用下，即使是网孔较大的滤料也能 获得较高的过滤效率。随着粉尘在滤布表面的积聚，除 尘器的效率会越来越高，烟气阻力也会随之增大。此时, 一些已经附着在滤布上的细小尘粒就会被挤压过去，从而无法达到最佳除尘效率。因此，当袋式除尘器的阻力到达一定值以后，需要及时对其进行清灰，注意清灰时需保留初始层，否则将会使除尘效率下降17 04.2除灰渣系统灰渣是电厂中煤燃烧后的残余物。通常，我们将从飞出炉膛的残余物称为灰，而将渣 斗中的残余物称为渣16 0火力发电厂的除灰渣系统是指锅炉渣斗中的渣和从除

47、尘器及省煤 器灰斗等各部分捕捉下来的灰经除灰渣设备排放至灰场或者运往厂外的全部过程，如图4-3所示。图4-3除灰渣系统工艺流程简图除灰系统除灰系统的分类与特点目前电厂的除灰方式，根据采用设备的不同，可分为水力、气力和机械三种除灰方式, 其具体特点如表4-1所示18 o表4-1三种除灰方式的优缺点系统优点缺点水力除灰输送过程中无干灰飞扬，工作环境较好；便 于运行管理；适用各种于输送距离，特别是 远距离输送和厂外管道输送；系统可靠性较 高系统耗水量大；干灰与水混合后将降 低灰的活性，对灰的综合利用不利； 灰场建设投资较大；易对地下水造成 污染；灰管易结垢气力除灰耗水量小；便于灰的综合利用；灰场建设

48、 投资小输送距离短，需设带式输送机和汽车 输送到综合利用处或灰场；输送速度 高；耗能大；管道磨损大机械 除灰耗水量小；能耗小处理能力小；磨损、漏灰严重；机械 设备多，维护工作量大这三种除灰方式中，水力除灰与气力除灰在电厂中应用较为广泛，而气力除灰又因为在环保、节水、实现自动控制等方面与水力除灰和机械除灰相比，有着无可比拟的优越性，近十多年来，由于环保要求的日益严格，以及水资源的缺少，我国极力倡导和推进这一技 术的发展与应用，使得气力除灰在电力系统中得以蓬勃发展19。421.2气力除灰系统气力除灰系统根据飞灰被吸送还是被压送可分为正压气力除灰输送系统和负压气力除灰输送系统两大类。负压输送系统一般

49、来讲初期投资较低；负压输送方式避免了输送灰 的泄露，所以运行比较清洁；输送距离较短，一般小于200m。正压输送系统的输送距离远远大于负压输送系统，如正压仓泵输送系统，其输送距离最大可达1500m,但此时系统的出力也最大，一般来说，正压仓泵输送系统的最佳输送距离为5001000m,仍远远大于负压输送系统。正压输送系统的进料装置所在处压力最高，故而需要做好密封措施，否则 会很容易发生跑冒灰现象7。灰库系统灰库系统包括灰库、库顶排气收尘系统、库底斜槽系统和卸料系统等。灰库是用来贮存并向外输送干灰的设备，一般三座灰库组成一组，两座粗灰库，一座 细灰库。运行中的灰库里有大量的空气，这些空气在排入大气之前

50、，应该被净化，以减少 对环境的污染，故而在每座灰库的顶部均安有布袋过滤器。库底斜槽系统布置在灰库的底 部，经过加热的气化空气接入库底斜槽使灰气化，以保证灰能自由的流进卸料系统。卸料 系统有干式卸料、湿式卸料、浆式卸料和正压输送四种方式供选用。电厂除灰实例图4-4为某电厂正压浓相气力输送除灰系统的工艺流程图。压缩空气将省煤器灰斗和 除尘器灰斗中的灰通过管道输送至灰库暂存。由于除尘器灰斗中的灰温度过低，流动效果 不好，所以需用热风加热携带，从而获得很好的流动性。随着灰进入灰库的还有携带灰所 需的空气，这些空气通过灰库顶部的排气过滤器除尘后排入大气。当灰库里的灰累积到一 定量以后，可选择不同的方式对

51、灰库进行卸料，运往灰场堆放或是综合利用处利用，同时 通入加热后的空气帮助灰顺利流入卸料系统。图4-4电厂除灰系统工艺流程图422除渣系统除渣系统的分类与特点除渣系统一般有水力除渣和机械除渣两种形式。水力除渣作为一种传统、成熟的除渣系统，被大多数电厂所采用。水力除渣系统对输 送不同的灰渣适应性强、运行安全可靠、操作维护方便并且在输送过程中灰渣不会扬散。 水力除渣的不足之处在于其耗水量比较大，每输送1t渣大约要消耗10t水，而且水与渣混合后，其PH值超过工业三废的排放标准，不允许随便排放，需对其进行回收处理，这又 需要消耗大量的资金、设备投入，另外，渣浆在输送过程中对阀门和管道都会造成非常严 重的

52、磨损。随着现代电厂容量的增加、环保要求的提高以及水资源的日益匮乏，机械除渣的优势 渐渐显露出来。机械除渣结构简单，占地面积小；有利于渣的综合利用；避免了水资源的 浪费，也不存在废水的回收处理问题。因此，新建电厂越来越多地采用机械除渣方式，机 械除渣已经成为现代燃煤火电机组除渣的发展趋势 20。4.222电厂除渣实例图4-5是某电厂机械除渣系统工艺流程图，锅炉排入的渣斗的渣经冷却水冷却粒化后 由刮板捞渣机刮至碎渣机，大块的炉渣经碎渣机破碎后，由刮板输送机送至渣仓，再通过 自卸汽车转运到渣场或综合利用处。渣冷却水从刮板捞渣机溢流口自流到溢流水池，再由 溢流水泵输送至高效浓缩机，冷却水澄清后进入除灰

53、用水池，再循环供除渣系统使用，以 减少电厂耗水量。图4-5电厂除渣系统工艺流程图4.3除尘、除灰渣系统能耗分析除尘及除灰渣系统的总能耗可以表示为Pcchz = Pdc + Pbyq +P其他（4-1）Pdc，电除尘器电场电源的功率，KWPbyq，电除尘器电场电源变压器的功率，KWP其他，除尘及除灰渣系统中出去以上耗功的全部耗功，KW表4-2是某厂2X600MW机组除尘、除灰渣耗能设备参数表。该厂采用的电除尘器, 正压双套管气力输灰系统和机械干除渣系统。表4-2某2X 600MW机组除尘、除灰渣耗能设备参数表设备名称耗功，KW数量，台电除尘器电场14420整流变压器61.5820阴极振打电机0.3720阳极振打电机0.3720灰斗电加热器0.5167灰斗气化风机302灰库气化风机753灰斗气化风加热器904灰库气化风加热器1203干灰散装机0.752排尘风机33散装机配套设备42灰库双轴搅拌机376灰库双轴给料机5.56散装机0.752搅拌机配套设备5.56布袋除尘器抽尘风机7.53管状胶带输送机电动