火电厂烟气深度冷却器增效减排火电厂烟气深度冷却器增效减排技术介绍技术介绍赵钦新博士、教授1.项目研发背景2.技术方案介绍3.关键技术处理4.技术支撑应用提纲提纲（1）项目背景1.项目研发背景推进重点耗能工业节能减排是重要国策；1）发电原煤占原煤产量的50%2）火力发电行业是国家节能减排的主力。时间年份原煤产量亿吨电煤耗量亿吨电煤/原煤%200725.112.549.8200827.213.348.9200931.315.649.8（1）项目背景现役火电厂排烟温度情况1）现役电站锅炉设计排烟温度长期无法下潜烟气酸露点和积灰协同作用一般tpy设计值125~130℃，褐煤140~150℃左右。2）现役电站锅炉排烟温度普遍偏高设计和运行条件差别tpy运行值普遍偏高，高于设计值约20~50℃。1.项目研发背景（1）项目背景1.项目研发背景排烟温度偏高的危害目前锅炉排烟温度普遍偏高除尘效率降低脱硫耗水量增加锅炉效率降低降低烟温脱硫效率降低常见烟气余热回收装置的布置方式1）传统未配备脱硫系统的燃煤发电机组（图1所示）①改造省煤器②改造空气预热器③两者同时改造缺陷：•受空间限制较大•飞灰与结露协同•余热回收效果差图1传统燃煤发电机组14523ESP④增加低压省煤器（1）项目背景1.项目研发背景（1）项目背景常见烟气余热回收装置的布置方式2）配套了脱硫系统的燃煤发电机组（图2所示）ESP123410缺点：GGH虽然降低烟温，但并不产生节能减排效果图2配套了脱硫系统的燃煤发电机组示意图GGH91.项目研发背景湿法脱硫中GGH系统可能存在的问题受热面运行于酸露点以下→烟气侧结露→烟气侧表面积灰脱硫烟气夹带→冷端烟气侧换热面发生石灰的积聚换热空间堵塞、GGH漏风GGH耗电量增大，增压风机电耗增大，厂用电率增加，供电煤耗提高已安装GGH的机组，取消或准备取消该系统新建机组几乎全部选择不设置GGH系统（1）项目背景1.项目研发背景取消了GGH系统进入脱硫系统的烟气温度增加脱硫效率下降烟气最佳脱硫工作温度：85℃脱硫系统前喷水减温增加脱硫工艺用水水量取消GGH后出现的问题（1）项目背景1.项目研发背景若脱硫前喷水减温，烟温由125～150℃降至85℃需要大量的减温水加重了除雾器的负担浪费了烟气所蕴含的巨大热量火电厂烟气深度冷却增效减排关键技术背景（1）项目背景1.项目研发背景（2）设计理念1.项目研发背景设计理念首先来源于1973年烟气深度冷却的尝试丹麦CorrosionCentre成功完成了燃用乳化油和燃煤锅炉的排烟温度（240℃和190℃）分别降低到80℃和90℃的工业实践，后者采用了75m高CorTen钢制成的湿烟囱技术；后来，德国SchwarzePumpe2×800MW褐煤机组上应用。水泥窑生产线，窑头排烟温度降低到85℃以下。悬浮预热器SuspensionPre-heter370~220℃窑尾余热锅炉SPHRSG空气冷却器AirQuenchingCooler350~60℃窑头余热锅炉AQCHRSG回转窑CementKiln（2）设计理念1.项目研发背景有机介质余热发电系统的排烟温度降低到85℃左右。（2）设计理念1.项目研发背景1.项目研发背景2.技术方案介绍3.关键技术处理4.技术支撑应用提纲提纲（1）火电厂烟气深度冷却器技术方案烟气回转式空气预热器干灰静电除尘器烟气冷却器脱硫塔石灰石冷却塔发电机石膏干灰干灰烟气2.技术方案介绍（1）以烟气冷却为核心的节能脱硫、除尘增效综合技术方案1）节能、脱硫增效综合技术方案2.技术方案介绍（2）以烟气冷却为核心的节能脱硫、除尘增效综合技术方案2）节能、除尘增效、脱硫增效综合技术方案2.技术方案介绍国外，燃煤电站选用电除尘器居多。主要依靠5类技术实现更低排放（30mg/m3甚或20mg/m3）。1）烟气深度冷却除尘增效技术：可以达到30mg/m3的标准，与WFGD配套时，可小于10mg/m3。2）移动电极式电除尘技术3）电袋技术（一体式，分体式）4）烟气调质（SO3、NH3、SO3+NH3双重调质）5）颗粒聚合技术（≤20mg/m3）2.技术方案介绍（2）以烟气冷却为核心的节能脱硫、除尘增效综合技术方案2）节能、除尘增效、脱硫增效综合技术方案（2）以烟气冷却为核心的节能脱硫、除尘增效综合技术方案3）除尘增效、脱硫增效、烟囱防腐蚀综合技术方案2.技术方案介绍（2）以烟气冷却为核心的节能脱硫、除尘增效综合技术方案4）脱硫增效、烟囱...
