天津北疆发电厂一期工程1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告

10-F451E27K-A01-01天津北疆发电厂一期工程#1机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告说明书中国电力工程参谋集华北电力设计院工程2021年02月北京

批准：詹扬审核：靳朝晖校核：彭红文杜小军张燕生周军吴冰高青王庆贤李雅马欣欣孟凌张萍贾江涛编写：刘闯曹建王惠芸孙育文王勇强夏妍萍王文臣赵旭红孔祥正刘韫颖邢宇萌姚四旺可行性研究报告图纸目录序号名称图号1总说明F451E27K-A01-012投资估算及经济评价F451E27K-E013烟气系统改造流程图F451E27K-A01-J-014凝结水系统改造流程图F451E27K-A01-J-025炉后及脱硫区域改造布置图F451E27K-A01-J-03

目录TOC\o"1-2"\h\z\u1总论 11.1工程概况 11.2编制依据 11.3设计标准及标准 21.4研究范围与分工 21.5工作简要过程及主要参加人员 22厂址简述 42.1厂址地理位置及地形条件 42.2气象条件 42.3岩土工程条件 52.4交通运输 92.5电厂总体布置 102.6锅炉设备 102.7煤质分析及灰成份分析资料 113脱硫、脱硝及除尘系统现状 123.1电除尘系统现状 133.2脱硫系统现状 143.3脱硝系统现状 144主要改造原那么及改造设计参数 154.1主要改造原那么 154.2改造要求及设计参数 154.3改造技术路线的选取 175除尘改造方案 185.1一期除尘器配置情况 185.2改造后除尘效率要求及可选方案 195.3除尘改造可选方案的介绍 195.4干式除尘器改造方案比选 235.5低低温电除尘器改造方案 255.6湿式除尘器设置 266脱硫脱硝改造方案 336.1一期脱硫配置情况 336.2脱硫改造方案 346.3一期脱硝配置情况 396.4脱硝改造方案 417烟气综合净化改造的其它影响 427.1对引风机的影响 427.2对锅炉的影响 457.3对烟囱的影响 457.4对热力系统的影响 457.5综合技术经济比拟 458净烟气再热消除烟囱“白烟〞 468土建结构局部 528.1结构改造内容及要求 528.2地基根底 538.3建〔构〕筑物结构形式 549电气局部 559.1本期改造电气负荷汇总 559.2电气改造方案 559.3直流电系统 569.4二次线控制、测量 5610热工自动化局部 5710.1设计范围 5710.2自动化水平 5710.3控制方式 5711水工局部 5811.1用水量 5811.2系统布置 5812消防局部 5813化学局部 5913.1一期工程脱硝复原剂贮存和制备系统简述 5913.2复原剂用量及设备配置 5913.3设备布置 5914暖通局部 5915建筑局部 6015.1建筑设计原那么 6015.2建筑物一览表 6015.3建筑材料选型 6015.4防火及疏散 6015.5建筑装修 6016工程实施的条件和建设进度及工期 6016.1工程实施的条件 6016.2建设进度及工期 6317环境保护 6317.1环境保护标准 6317.2现有工程概况 6317.3本次改造方案概况 6418投资估算 6619改造一览表 6620结论与建议 6820.1结论 6820.2建议 681总论1.1工程概况天津北疆发电厂厂址位于天津市滨海新区东北部的汉沽区双桥子，处于沿海地区和京津唐电网负荷中心，距离天津市外环线56公里。电厂规划容量为4×1000MW机组、40×104t/d海水淡化装置，并留有扩建的余地。北疆发电厂一期工程是国家循环经济试点工程，建设2×1000MW超超临界燃煤机组，并同步建设日产20万吨淡水的海水淡化工程。北疆发电厂一期工程的1、2号机组已分别于2009年9月24日和11月30日通过168试运行投产发电。北疆发电厂二期扩建工程建设2×1000MW超超临界燃煤机组，并同步建设日产30万吨淡水的海水淡化工程，目前该工程已经取得国家发改委对工程核准的批复意见。自2021年年初以来，我国中东部地区出现持续雾霾天气，其中京津冀地区尤为严重，给人民群众的生产生活和身体健康都造成了严重影响，火电厂烟气污染物排放等污染源的治理也更加引起了国家开展改革委、环保部等国家部委的高度重视。保护环境是我国开展的根本国策。为了保证北疆电厂既能推动当地社会经济开展，又能最大限度减少对环境的污染，投资方拟进一步增加环保投入，根据天津国投津能发电的要求，北疆发电厂一期工程#1机组大气污染物排放拟参照?火电厂大气污染物排放标准?〔GB13223-2021〕中燃气发电厂排放标准局部，进行脱硝脱硫及除尘系统改造。经过与燃气轮机组的实际烟气量、含氧量、污染物排放标准进行比照，改造后1号炉的烟气污染物排放拟控制在：烟尘排放浓度≯5mg/Nm3，二氧化硫排放浓度≯35mg/Nm3，氮氧化物排放浓度≯50mg/Nm3。1.2编制依据1.2.1天津国投津能发电设计委托1.2.2天津北疆发电厂一期工程施工图设计资料1.2.31.2.3?电力建设工程概算定额?〔2006年版〕?电力建设工程预算定额?〔2006年版〕；1.2.5?大中型火力发电厂设计标准?〔GB50660-20211.2.6?火力发电厂可行性研究报告内容深度规定?DL/T5375-1.3设计标准及标准?火电厂大气污染物排放标准? GB13223-2021?大中型火力发电厂设计标准? GB50660-2021?火力发电厂设计技术规程? DL5000-2000?火力发电厂初步设计文件内容深度规定? DL/T5427-2021?电力工程制图标准? DL5028-93?火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程? DL/T5121-2000?设备及管道保温技术通那么? GB4272-92?火力发电厂保温材料技术条件? DL/T776-2001?火力发电厂保温油漆设计规程? DL/T5072-2007?工业金属管道工程质量检验评定标准? GB50184-93?工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准? GB50185-93?火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定? DLGJ158-2001?固定式压力容器平安技术监察规程? TSGR0004-2021?压力容器? GBl50-20211.4研究范围与分工1.4.1改造工程主体设计单位为中国电力工程参谋集团华北电力设计院工程(以下简称我公司)，主要包括；#1炉脱硫改造、脱硝改造、除尘系统改造、炉后改造区域布置等改造；烟风系统的设备核算及烟道改造；为适应烟气污染物超低排放改造所需要新加或撤除和加固原有结构局部的设计；相应增加自动控制设备、配电设备等；投资估算及经济效益分析；1.4.2投资估算范围：#1炉脱硫、1.5工作简要过程及主要参加人员1.52021年9月，天津国投津能发电安生部对#1炉脱硫增容、烟尘改造及烟气余热利用改造技术方案进行了初步的明确。2021年9月～11月，天津国投津能发电屡次组织召开了环保设施综合改造技术交流会。2013年11月6日，天津国投津能发电正式2013年11月18日，在我公司组织召开了环保设施2021年02月10日，在我公司对环保综合改造方案向天津国投津能发电领导进行了汇报，进一步明确了改造的原那么。1.51.5序号姓名职务1詹扬主管总工程师2靳朝晖工程经理3尹元豹方案管理工程师1.5.2.2序号专业主设人主工1热机刘闯彭红文2结构王勇强吴冰3电气曹建杜小军4二次王惠贾江涛5水工工艺王惠芸张燕生6热控孔祥正马欣欣7化学孙育文周军8总图夏妍萍高青9施工组织王文臣王庆贤10建筑刘韫颖孟凌11暖通张萍12技经赵旭红李雅13环保孟宪彬付铁2厂址简述2.1厂址地理位置及地形条件天津北疆发电厂厂址位于天津市汉沽东北部沿渤海区域。电厂西北距汉沽城区约9km，南距海滨大道约0.50km。本工程为改造工程，改造场地位于电厂一期工程的东侧炉后及烟囱区域，改造场地为一期施工用地，已进行回填，回填标高3.0m～4.0m。厂区竖向布置采取平坡式布置，室内外地坪标高差为0.30m。场地排水坡度一般为0.52.2气象条件本厂址位于汉沽地区。汉沽位于渤海西部，受季风环流控制，气候属暖温带半湿润大陆性季风气候，四季清楚；春旱多风，冷暖多变；夏热湿大，雨水集中；秋高气爽；冬寒少雪。项目单位统计值多年年平均气温℃11.9极端最高气温39.7极端最低气温-20.7最冷月(1月)平均气温-4.7最热(7月)月平均气温26多年多年平均气压hPa1016.6多年年平均蒸发量mm1590.6多年年最大平均蒸发量2021.4多年年最小平均蒸发量1304.4多年年平均降水量mm556.7年最大降水量896.5年最小降水量296.0多年1d最大降水量321.1多年1h最大降水量95多年10min最大降水量33.2最大1次降水量及历时369.4多年平均相对湿度%65最小相对湿度1多年平均绝对湿度11.7多年平均风速m/s3.6多年最大瞬时风速31多年最长结冰日数d173多年最大积雪厚度cm31多年最大冻土深度cm57最长1次大风日数d5最长1次沙尘暴持续时间h3厂址处五十年一遇根本风压为0.55kN/m2，相应的五十年一遇10m高、10分钟平均最大风速为29.7m/s2.3岩土工程条件根据岩土工程勘测报告，厂区地层为第四系陆相、海相、海陆交互相沉积层，本次勘测钻探最大深度70m。根据土层的沉积成因、物理力学性质，将本次勘测所揭露的土层自上而下分为五大层，各土层性质分述如下：表层(层号0)：素填土，新近回填，以黄褐色粉质粘土、粉土为主，局部地段含有砖块和植物根。该层底部局部地段为灰黑色淤泥。回填土厚度为3.00～3.60m。第一大层(层号①)，本层为陆相沉积物，以黄褐色粉质粘土为主，在该层的顶局部布有素填土或淤泥。素填土，黄褐色，湿～很湿，由粉质粘土组成，松散～稍密，属高压缩性土。一般厚度为0.50～1.50m，平均厚度为1.00m。该层分布于盐池的池堤地段，为晒盐及养虾池挖掘堆积形成。淤泥，黑色、黑灰色，流塑，很湿，含腐植质和植物根，有腥臭味，属高压缩性土。一般厚度为0.20～0.50m。在晒盐及养虾的过程中，局部地段人工挖掘了沟槽，因此该段淤泥沉积厚度相对较大，约为0.80m～1.20m。淤泥分布于盐池的池底，主要由养殖过程中形成。粉质粘土，黄褐色，很湿，软塑，局部为流塑，稍有光泽，干强度中等，韧性中等。含氧化铁、少量碎贝壳。局部土质不均匀，夹粉土薄层。属高压缩性土。一般厚度在0.80～2.90m，平均厚度为1.80m。该层在厂区内均有分布。第二大层(层号②)，本层为海相沉积物，以灰色粉质粘土为主，夹有粉土、粘土、淤泥质粉质粘土和粉细砂层。按岩性特征及物理力学性质分为三个亚层：②1层：粉质粘土，灰色，以软塑状态为主，局部呈流塑状态，湿～很湿。稍有光泽，干强度中等，韧性中等。夹有粉土、粉砂薄层，呈互层状，局部层位相变为淤泥质粉质粘土。该层土大局部层位含少量贝壳碎片，局部贝壳碎片较富集呈薄层状。在钻探过程中该层土存在缩径现象。该层土属高压缩性土。该层土底板埋深为16.0～25.0m，平均埋深为18.4m，层厚为10.8～22.8m，平均厚度为14.9m。该层在厂区内均有分布。②2层：粉土，灰色，中密～密实，湿，摇震反响中等，局部层位稍有光泽，干强度中等，韧性低。含少量贝壳碎片和氧化铁。夹有粉质粘土和粉砂薄层，呈互层状。本层整体厚度较小，主要以夹层形式存在，层厚为0.6～5.2m，平均厚度为2.0m。该层土属中等压缩性土。②3层：粉细砂，灰色，中密～密实，饱和，含少量贝壳碎片，夹有粘性土薄层。本层位于第二大层的底部，该层土顶板埋深为17.6～22.0m，平均埋深为18.4m，底板埋深为20.2～29.5m，平均埋深为23.4m，层厚为1.8～8.1m，平均厚度为4.5m。该层在厂区的大局部地段均有分布，仅煤场以西地段缺失。该层土属中等～低压缩性土。第三大层(层号③)，本层为陆相沉积物，以黄褐色粉质粘土为主，局部夹有粘土、粉土或粉砂层。在厂区的东部本层顶部普遍分布一层厚0.1～0.2m的泥炭或腐木层。本层下部砂性增大，大局部地段至底部出现粉土或粉砂层。按岩性特征及物理力学性质分为三个亚层：③1层：粉质粘土，褐黄色、灰黄色，以可塑状态为主，局部为软塑，稍湿～湿，稍有光泽，干强度中等，韧性中等。夹有粉土薄层，呈互层状，含云母、少量螺壳和少量姜石，见氧化铁条纹。该层土属中等压缩性土。该层土底板埋深一般为22.5～30.2m，平均为26.7m，层厚一般为0.6～10.6m，平均厚度为4.8m。该层在厂区内均有分布。③2层：粉土，褐黄色、灰黄色，中密～密实，稍湿～湿，摇震反响中等，无光泽，干强度中等，韧性低。夹有粉质粘土和粉砂薄层，呈互层状，含少量贝壳碎片和姜石，见氧化铁条纹。该层土属中等压缩性土。该层土底板埋深一般为24.5～33.4m，平均为29.8m，层厚一般为1.0～3.5m，平均厚度为2.6m。该层分布于厂区内大局部地段。③3层：粉砂，褐黄色、灰黄色，中密～密实，饱和，摇震反响迅速，无光泽，干强度低，韧性低。夹有粉质粘土和粉土薄层，呈互层状，含少量贝壳碎片。该层土底板埋深为26.6～35.5m，平均埋深为31.6m，层厚为1.5～7.8m，平均厚度为3.7m。该层分布于厂区内大局部地段。第四大层(层号④)，本层以海陆交互相沉积的粉质粘土层为主，夹粘土、粉土和粉细砂层。粘土、粉土和粉细砂层的分布和厚度在水平向变化较大，无明显的规律性。粉质粘土：灰褐色、灰黄色，可塑，局部为硬塑，湿～很湿，稍有光泽，干强度中等，韧性中等，含少量贝壳碎片及其薄层，含姜石，见氧化铁条纹，土质不均匀，夹粉土薄层。粘土：灰褐色、灰黄色，可塑，局部为硬塑，湿～很湿，切面有光泽，干强度高，韧性高，见氧化铁条纹，含少量贝壳碎片及其薄层。粉土：灰褐色、灰黄色，密实，湿～很湿，切面无光泽，干强度中等，韧性低，见氧化铁条纹，含少量贝壳碎片及其薄层，含姜石。土质不均匀，夹粉质粘土薄层。粉细砂：灰褐色、灰黄色，密实，饱和，成分以石英、长石为主。该层土底板埋深为43.0～54.0m，平均埋深为47.6m，层厚为9.9～20.0m，平均厚度为14.9m。该层在整个厂区内均有分布。第五层，(层号⑤)，本层由陆相沉积的黄褐色粉细砂、粉质粘土、粉土互层组成，局部有粘土层。按岩性特征及物理力学性质分为两个亚层：⑤1层：粉细砂，褐黄色、褐灰色，饱和，密实，以石英、长石为主，含云母，大局部层位砂质均匀，局部层位夹粉土薄层。⑤2层：粉质粘土，褐黄色、灰褐色，可塑～硬塑，稍湿～湿，稍有光泽，干强度中等，韧性中等，含氧化铁条纹和少量姜石，土质不均匀，夹粉土薄层，呈互层状。该大层钻孔揭露的厚度大于20m，未揭穿，在厂区内均有分布。各层地基土主要物理力学性质指标值见表2.3-1，各层地基土的桩基参数值见表2.3-2。表2.3-1各层地基土主要物理力学性质指标值表地层编号地基土名称重力密度(kN/m3)压缩模量抗剪强度(固结快剪)承载力特征值fak(kPa)Es1-.2(MPa)Es2-4(MPa)Es4-6(MPa)Es6-8(MPa)粘聚力C(kPa)内摩擦角φ(°)①粉质粘土18.02.04.015880素填土18.04.06.0101590②1粉质粘土18.03.04.56.512875②2粉土18.55.08.011.01520160②3粉细砂19.015.025.030.030250③1粉质粘土18.06.010.014.017.020.017.0190③2粉土18.58.012.018.024.020.025.0200③3粉砂19.010.015.022.030.025220④粉质粘土19.07.011.015.019.04015220粉土19.510.016.023.026.03024⑤1粉细砂20.020.025.030.040.035300⑤2粉质粘土19.59.013.017.020.04514280表2.3-2各地基土桩基参数推荐值表地层编号地基土名称灌注桩预制桩桩极限侧阻力标准值qsik(kPa)桩极限端阻力标准值qpk(kPa)桩极限侧阻力标准值qsik(kPa)桩极限端阻力标准值qpk(kPa)①素填土2020粉质粘土1515②1粉质粘土3025036②2粉土4045055②3粉细砂80900803500③1粉质粘土50550552700③2粉土6065③3粉砂701100653200④粉质粘土50粉土60⑤1粉细砂801500⑤2粉质粘土601300(3)地下水条件厂区原为晒盐池兼作养虾池，在本次勘测之前池水已抽干。由于组成池堤的粉质粘土渗透性很低，盐池中池水抽干后短时间内地下水位下降，在本次勘测期间，大局部地段地下水位埋深约为0.5～0.7m，相应标高为0.2～0.7m。地下水类型为潜水。厂区四周现为晒盐池兼作养虾池，水面标高约1.60～1.80m，且有可能长期保持不变。考虑到厂区回填到标高4.00m后，场地内的地下水位会有一定程度的升高，其标高约为1.80～2.00m。厂区场地整平标高为4.0m，长期来看地下水位标高约为1.80～2.00m。按照?岩土工程勘察标准?(GB50021-2001)的有关规定，勘测场地环境类型为Ⅱ类，当建(构)筑物根底埋深标上下于1.80～2.00m时，建(构)筑物根底就处于长期浸水状态，由水样化验结果判定地下水对混凝土结构具强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有弱腐蚀性，对钢结构具中等腐蚀性。当建(构)筑物根底埋深标高高于1.80～2.00m时，根底就处于干湿交替状态，地下水对混凝土结构具强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有强腐蚀性，对钢结构具中等腐蚀性。(4)场地地层岩性钻孔的剪切波速测试结果，20m深度内土层等3个等效剪切波速为115.3、117.3和120.9m/s，场地覆盖层厚度大于80m。根据?建筑抗震设计标准?(GB50011-2021)，判定建筑场地类别为Ⅳ类。根据?中国地震动参数区划图?(GB18306-2001)，厂址所在区域地震动峰值加速度为0.20g，地震根本烈度为8度。根据中国地震局地震工程研究中心所完成的?天津北疆发电厂工程场地地震平安性评价报告?，50年超越概率为10%的场地设计地震动峰值加速度为0.195g，对应地震烈度为8度。综合判定场地地基土不液化。(5)标准冻结深度根据?建筑地基根底设计标准?(GB50007-2002)，厂区土壤标准冻结深度为0.602.4交通运输公路运输目前，汉沽境内拥有干线公路2条、区级公路5条、高速公路1条。各级道路纵横交错，构成了汉沽公路运输网，交通运输极为便利。其中干线公路包括芦汉公路和津汉公路，区级公路包括汉(沽)北(塘)公路、汉榆公路、汉南公路、芦堂公路、塘汉公路和海滨大道。铁路运输津山铁路横贯全区，在本境段为复线运行，双程计长为29km。汉(沽)南(堡)铁路，始建于1958年，由京山铁路汉沽车站接轨，延伸至南堡铁路，全长31.80km，境内20.60km。此铁路主要运输汉沽、南堡两场海盐，并兼客运。2.5电厂总体布置全厂总体规划天津北疆发电厂工程规划建设规模为：4×1000MW等级超超临界燃煤发电机组，配套50万吨/日海水淡化。工程分两期实施。一期工程已投产，二期工程处于施工准备阶段。一期工程总平面布置一期工程采用四列式布置格局，主厂房固定端朝南，扩建端朝北，汽机房朝西。具体布置方案为：厂区自西向东依次为500kV(GIS)配电装置区、水塔区及海水淡化设施、主厂房及脱硫设施区、贮卸煤设施区。主厂房区自西向东依次布置为汽机间、除氧间、煤仓间、锅炉房(集中控制楼布置在两炉之间)、静电除尘器、引风机、烟囱及烟道、脱硫设施场地。石灰石浆液制备车间、脱硫废水处理车间、石膏脱水车间布置在脱硫区域与贮煤场之间。电厂一期目前共设有四个出入口，其中电厂西路(第二出入口)为人流通道，电厂东路(第三出入口)为物流通道，煤场东路(第四出入口)为运灰渣通道。电厂西路和电厂东路向北与厂区北侧的汉南路相连接；煤场东路与电厂东侧的灰场相连接。厂区南侧的主进厂道路(第一出入口)将在112国道开通后封闭，不再作为人流通道使用。2.6锅炉设备一期工程锅炉采用上海锅炉厂生产的1000MW锅炉，型号为SG3100/27.56-M54X。锅炉型式为超超临界参数直流炉、一次中间再热、单炉膛平衡通风、∏型布置、八角双切圆燃烧方式、全钢构架悬吊结构、半露天布置、固态排渣煤粉炉。采用带循环泵的启动系统。不投油最低稳燃负荷不高于锅炉的30%B-MCR。主要技术标准(BMCR工况)：a)锅炉最大连续蒸发量(BMCR)3102t/hb)过热器出口蒸汽压力27.46MPa(g)c)过热器出口蒸汽温度605℃d)再热蒸汽流量2563t/he)再热器进口蒸汽压力6.31MPa(g)f)再热器出口蒸汽压力6.11MPa(g)g)再热器进口蒸汽温度379℃h)再热蒸汽出口温度603℃i)省煤器进口给水温度299.8℃j)锅炉保证热效率≥93.86%k)排烟温度(修正后)124℃l)NOx排放浓度(6%含氧量)300mg/Nm32.7煤质分析及灰成份分析资料本工程改造阶段所用设计煤种及校核煤种的煤质及灰分分析资料见表2.7-1。表2.7-1煤质分析及灰成份分析资料项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2平朔安太堡煤神府东胜煤山西内蒙混煤全水分Mt%7.31421.6枯燥基水分Mad%2.48.499.21收到基灰分A%21.3118.70枯燥无灰基挥发分Vdaf%37.73738.49收到基低位发热量Qnet，arkJ/kg220002276020320收到基碳Car%57.3760.3354.19收到基氢Har%4.193.623.36收到基氧Oar%7.579.9510.65收到基氮Nar%1.40.690.71收到基硫Sar%<0.870.410.79可磨性指数HGI565653灰成分分析二氧化硅SiO2%52.3136.7146.19三氧化二铝Al2O3%33.513.9914.64二氧化钛TiO2%0.70.86三氧化二铁Fe2O3%3.6013.8517.56氧化钙CaO%4.6522.928.06氧化镁MgO%0.811.281.80氧化钾K2O%0.670.721.55氧化钠Na2O%0.491.230.56五氧化二钒V2O5%无三氧化硫SO3%1.679.37.78二氧化锰MnO2%0.020.052其它%1.58变形温度DT℃＞150011301120软化温度ST℃11601130半球温度HT℃1140熔融温度FT℃121011503脱硫、脱硝及除尘系统现状北疆发电厂一期工程电除尘器于2021年投产，每台炉设置了两台菲达公司生产的三室五电场静电除尘器，设计效率99.89%，保证效率99.82%，除尘器出口烟尘浓度不大于60mg/Nm3，经湿法脱硫后，烟囱入口烟尘排放浓度不大于30mg/Nm3。烟气脱硫装置由北京博奇电力EPC总承包建设，脱硫装置设计含硫量为1.0%，设计脱硫效率不低于96.3%，SO2设计排放值为81.4mg/Nm3(标、干、6%O2)。烟气脱硝装置原设计为预留，后于2021年5月由北京国电龙源环保公司EPC总承包建设投产，脱硝装置入口设计NOx浓度400mg/Nm3，脱硝效率不低于80%，催化剂2+1设置，最低连续运行烟温293℃。3.1电除尘系统现状#1、#2机组分别于2009年9月26日、11月30日通过168投入运行，运行期间曾发生过气流孔板磨损脱落导致一电场短路现象、变压器烧损、振打轴断等缺陷。每次停机检修均安排进入电除尘内部检查，发现阳极板有轻度沾灰现象、无明显腐蚀。每年机组检修后进行电除尘效率试验，电除尘电场空载电压试验均在50kv以上,运行比拟稳定，电除尘除尘效率根本保持原有设计水平。华北电科院于2021年对#1号机组的电除尘系统进行试验，其有关数据详见下表：表1：#1炉电除尘A试验数据表工程单位入口1入口2入口3出口1出口2出口3标干烟气流量Nm3/h563806543457527990567134547914566031烟气动压Pa112106100112106115烟气静压kPa-3.03-3.02-3.03-3.37-3.35-3.45烟气全压kPa-2.95-2.94-2.96-3.29-3.27-3.37烟气流速m/s13.6613.3713.0713.5813.2913.91烟气温度℃121127129115120125采样截面面积m218.618.618.618.618.618.6大气压力kPa100.1100.1100.1100.1100.1100.1烟气含湿量％5.95.95.95.95.95.9烟气含氧量％5.35.15测试工况下湿烟气流量m3/h902621883202862445897264877846919361实测烟尘浓度mg/Nm3197651988520366716470折算烟尘排放浓度(1.4)mg/Nm3686066除尘器本体漏风率％2.80%除尘器除尘效率％99.65%除尘器本体阻力Pa360表2：#1炉电除尘B试验数据表工程单位入口4入口5入口6出口4出口5出口6标干烟气流量Nm3/h564067535339541721567127568371551768烟气动压Pa115102104115114107烟气静压kPa-2.97-3.11-3.1-3.41-3.43-3.36烟气全压kPa-2.89-3.04-3.02-3.33-3.35-3.28烟气流速m/s13.9913.1213.2513.9913.9113.36烟气温度℃131125124127122119采样截面面积m218.618.618.618.618.618.6大气压力kPa100.1100.1100.1100.1100.1100.1烟气含湿量％5.95.95.95.95.95.9烟气含氧量％4.74.54.8测试工况下湿烟气流量m3/h925387866462874498925387916013881863实测烟尘浓度mg/Nm3200271939819727719791折算烟尘排放浓度(1.4)mg/Nm3658884除尘器本体漏风率％2.81%除尘器除尘效率％99.55%除尘器本体阻力Pa3303.2脱硫系统现状脱硫系统与主机系统同步建设投产，运行期间曾发生过喷淋管组断裂、氧化风机断轴等严重缺陷。两台机组均已完成取消旁路改造工作。每次停机检修均安排进入吸收塔内部检查，发现吸收塔中部有石膏堆积、内壁防腐无明显腐蚀。每年机组检修后进行脱硫效率试验，脱硫效率根本保持原有设计水平。华北电科院于2021年对#1号机组的脱硫系统进行试验，有关数据详见下表：表1.试验主要数据除尘器出口〔原烟气〕序号项目单位数值1O2平均值％4.262过量空气系数1.25453SO2测量平均值ppm7854SO2折算浓度〔α=1.4〕mg/Nm32021脱硫系统出口〔净烟气〕序号项目单位数值1O2平均值％4.222过量空气系数1.25153SO2测量平均值ppm294SO2折算浓度〔α=1.4〕mg/Nm3745η脱硫效率%96.32经此次试验测得，北疆电厂1号机组锅炉额定负荷运行期间，脱硫装置SO2脱除效率为96.32％。3.3脱硝系统现状国家环保监测总站分别于2021年1月13～14日和5月11～12日进行了#1机组和#2机组的脱硝工程竣工验收监测工作，天津市环保局分别以津环保管便［2021］23号文和津环保管便［2021］44号文同意北疆电厂一期脱硝工程试生产，2021年9月11日环保部在工程现场召开了竣工验收现场会。2021年11月15日，国家环保部以“环验【2021】251号〞文函复北疆电厂一期两台机组脱硝工程通过环保验收。2021年前11个月#1、2机组脱硝投运率分别为98.78%、98.03%，综合脱硝效率分别为74.76%、72.60%，氮氧化物排放浓度分别为70.68mg/Nm3和83.30mg/Nm3，优于国家及地方排放标准，满足与天津市政府签订的“十二.五〞减排责任书规定综合脱硝效率70%以上的要求。4主要改造原那么及改造设计参数4.1主要改造原那么改造目标：燃煤机组大气污染物排放到达?火电厂大气污染物排放标准?〔GB13223-2021〕中燃气电厂标准。经与业主沟通，本次改造的主要原那么如下：除尘技术改造拟采用常规除尘器改造+脱硫除雾器改造+增设湿式除尘器的方案。其中，将原常规除尘器改造为低低温除尘器，出口烟尘浓度不大于20mg/Nm3〔6%O2，标态，干烟气〕；脱硫改造后出口烟尘〔含石膏〕浓度不大于20mg/Nm3〔暂按脱硫塔烟尘脱除率50%，不含石膏的出口烟尘浓度为10mg/Nm3；脱硫出口液滴含量由75mg/Nm3改造为50mg/Nm3，含固率20%计，石膏随液滴排出的浓度为10mg/Nm3〕；湿式除尘器效率不低于75%。综合以上三种措施，烟囱入口烟尘排放浓度到达5mg/Nm3。脱硫系统增效改造尽量减少对主体工程的影响，脱硫塔和除雾器格局不变，占地不增加，同时考虑除雾器增效，减少石膏颗粒物随液滴带出。脱硝系统增效改造尽量减少对主体工程的影响，采用加装预留层催化剂，调整更换催化剂周期的方式。同时考虑消除烟囱“白烟〞的措施。4.2改造要求及设计参数干式除尘器改造条件及要求干式电除尘器改造入口烟气条件〔一台炉BMCR工况〕工程名称单位数值备注过量空气系数～1.288入口湿烟气量Nm3/h～3250000标态，湿基，实际氧入口干烟气量Nm3/h～2950000标态，干基，实际氧入口烟气温度℃～130入口含尘量g/Nm3～25标态，干基，6%O2要求改造后，除尘器效率不低于99.92%，出口烟尘浓度小于20mg/Nm3。增设湿式电除尘器的烟气条件及要求工程名称单位设计煤种备注过量空气系数～1.327入口湿烟气量Nm3/h～3480000标态，湿基，实际氧入口干烟气量Nm3/h～3060000标态，干基，实际氧入口烟气温度℃～50正常运行工况℃80耐热入口烟尘浓度mg/Nm320标态，干基，6%O2考虑脱硫岛除尘效率50%烟尘含石膏入口雾滴浓度mg/Nm350入口雾滴中石膏浓度mg/Nm310标态，干基，6%O2雾滴含固率按20%计入口SO2浓度mg/Nm335标态，干基，6%O2加装的湿式电除尘器效率按75%考虑，出口烟尘〔含石膏〕浓度到达5mg/Nm3。脱硫系统改造入口烟气条件〔一台炉BMCR工况〕工程名称单位数值备注入口湿烟气量Nm3/h～3250000标态，湿基，实际氧入口干烟气量Nm3/h～2950000标态，干基，实际氧入口烟气温度℃～90考虑烟气余热利用或采用低低温除尘器180事故工况入口烟气压力Pa～4000入口SO2浓度mg/Nm32200标态，干基，6%O2入口含尘量mg/Nm320标态，干基，6%O2脱硫系统改造后脱硫效率不低于98.5%，出口SO2浓度小于35mg/Nm3，除雾器出口雾滴浓度小于50mg/Nm3，烟尘〔含石膏〕浓度小于20mg/Nm3。脱硝装置改造条件及要求脱硝装置改造入口烟气条件〔一台炉BMCR工况〕工程名称单位数值备注过量空气系数1.20入口湿烟气量kg/s1066.62入口湿烟气量m3/s1906.2入口烟气温度℃363入口NOx浓度mg/Nm3400标态，干基，6%O2设计取用值，以NO2计入口含尘量g/Nm3～25标态，干基，6%O2要求改造后，SCR脱硝效率不低于87.5%，出口NOx浓度小于50mg/Nm3。4.3改造技术路线的选取目前我国已投运电厂的污染物排放还达不到接近燃机的水平，尤其是烟尘排放还远达不到5mg/Nm3以下排放水平。华能、国电、神华〔国华〕、浙能等发电集团均已安排相关的研究工作，有多个工程已在实施的过程中。对于烟气综合净化，工程公司非常重视，与设计院一起进行了屡次相关的技术交流，并进行了大量的调研工作。根据我国目前脱硝、脱硫、除尘的技术开展状况，烟气综合净化技术路线选择如下：〔1〕通过研究，我们认为烟气综合净化技术是整个烟气系统的优化、整合技术，宜统筹规划。烟气NOx、SO2、烟尘综合治理，宜最大限度的利用成熟技术，并拓展利用其他行业的相关技术，以到达烟气综合净化的较高目标。〔2〕烟尘治理——对于烟尘，国内尚无到达5mg/Nm3以下排放浓度的长期投运经验。按照目前的技术开展和认可度情况，脱硫前干式除尘器+湿式脱硫难以到达5mg/Nm3的排放浓度要求，故拟考虑采用脱硫装置前干式除尘器、湿法脱硫与脱硫装置后湿式除尘器相结合的除尘方式。北疆一期工程干式除尘器运行状况良好，充分利用这一优势，改造后到达较低的烟尘排放浓度，经脱硫装置FGD进一步脱除烟尘后，进入湿式除尘器脱除含固液滴和烟尘，经过三级的除尘后，烟囱出口烟尘浓度到达5mg/Nm3水平。〔3〕SO2治理——充分利用成熟的石灰石-石膏湿法脱硫技术，采用脱硫装置工艺流程优化或塔内精细化设计，提高脱硫效率，烟囱出口SO2排放浓度不高于35mg/Nm3。为减轻脱硫装置出口湿式除尘器的压力，优化除雾器型式或增加除雾器层数、改善除雾器性能，使除雾器出口液滴含量不高于50mg/Nm3。〔4〕NOx治理——充分利用锅炉低NOx燃烧技术，设置高效率的脱硝装置〔SCR〕，到达NOx排放浓度不高于50mg/Nm3。5除尘改造方案5.1一期除尘器配置情况北疆一期工程，每台炉配置2台菲达公司生产的三室五电场静电除尘器，除尘器保证效率99.82%，除尘器出口烟尘浓度小于60mg/Nm3〔干基，标态，6%O2〕。其主要技术数据如下表序号工程单位数据1设计效率%99.89保证效率%≥99.82本体阻力Pa<245Pa3本体漏风率%<1.5％电场通道数个3×36每个电场的有效长度m全部电场的总有效长度m24电场的有效宽度m42.12电场的有效高度m15.0总集尘面积〔每台炉〕m2155520有效断面积m26486长、高比1.67室数/电场数8阳极板型式及总有效面积〔每台炉〕C型/1555209阴极线型式及总长度〔每台炉〕第一、二、三电场采用RSB系列线/907200m；第四、五电场采用螺旋线/129600m10m2/m3/s102.13/95.3311cm/s烟气流速m/sec13每台除尘器灰斗数量个3014灰斗电加热形式管式电加热15每台除尘器所配整流变压器数量台1516每台整流变压器的额定容量kVA前二个电场(1.8A/72KV)183/后三个电场(2,0A/72KV)20517电气总负荷〔每台炉〕kVA626318最大运行负荷〔每台炉〕kW36755.2改造后除尘效率要求及可选方案脱硫塔烟尘脱除率一般为50～80%，以国内的认可度，较低烟尘入口浓度的脱硫塔脱除烟尘的效率建议按较为保守的50%考虑，脱硫装置出口液滴中含固〔石膏〕率建议按20%考虑。经调研及征求业主意见，首先将北疆一期现有的除尘器进行改造，除尘器出口排放浓度降至20mg/Nm3〔6%O2，标态，干烟气〕，除尘器效率提升至99.92%。脱硫出口烟尘浓度不高于10mg/Nm3，脱硫出口液滴浓度不高于50mg/Nm3,那么脱硫出口烟尘〔含石膏〕不高于20mg/Nm3；湿式除尘器效率不低于75%，烟尘出口浓度到达5mg/Nm3。为使北疆一期除尘器，改造后效率到达99.92%，出口排放浓度降至20mg/Nm3〔6%O2，标态，干烟气〕，在现有的条件下，可选的改造方案有：1、改造为电袋除尘器：前两个电场保存不变，将后三个电场改造为布袋过滤除尘，此方案可将出口烟尘浓度降至20mg/Nm3甚至更低水平。2、改造为旋转电极电除尘器，前四个电场保存不变，将最末电场改造为旋转板极电场，同时辅以电源改造，可将出口烟尘浓度降至20mg/Nm3。3、改造为低低温电除尘器，除尘器本体根本保存不变，在除尘器前设置前端换热器，将除尘器入口烟温降至烟气酸露点温度以下，实现电除尘器低低温运行。同时辅以电源改造，可将出口烟尘浓度降至20mg/Nm3。5.3除尘改造可选方案的介绍电袋除尘器电袋复合除尘器有机结合了电除尘器与袋式除尘器的除尘特点，先由前级电场预收烟气中70%～90%以上的粉尘量，再由后级袋式除尘捕集烟气中剩余的细微粉尘。前级电场的预除尘作用和荷电作用为提高电袋复合除尘器的性能起到了重要作用。预除尘降低了滤袋的粉尘负荷量即降低了除尘器的阻力上升率；同种电荷的荷电使得粉饼层变得疏松，在相同的粉尘负荷下，带有同种电荷的粉饼层阻力更小。这两者的共同作用使得滤袋的清灰周期变长，从而可以节省清灰能耗、延长滤袋使用寿命。同时由于进入袋式除尘器的粉尘浓度较低，减少了粉尘的磨损作用，也延长了滤袋的清灰周期，可以延长滤袋的使用寿命。电袋复合除尘器受烟温条件及烟气含硫量和含湿量影响较大，烟温高、含硫量大、含湿量高时需选用更好的滤料，本钱升高。有研究显示，前端电场放电，会产生臭氧，对布袋有腐蚀作用。布袋的寿命问题，一直电袋除尘器运行中的最突出的问题，各厂的实际运行情况也不尽相同，有的厂声称运行三年布袋零破损，也有的厂那么因为布袋破损，排放浓度超标而被迫停机。图1电袋除尘器结构示意图电袋复合除尘器的效率不受煤种、飞灰特性影响，排放浓度容易实现在20mg/Nm3甚至更低水平，且长期稳定。但排放浓度要求越高，会使电袋除尘器的通风阻力越大，运行电耗越高。破损布袋的更换及后处理问题，会随袋式除尘器使用年限的增加而日显突出。旋转电极除尘器旋转电极式电除尘器是一种高效电除尘设备，由前级固定电极电场(常规电场)和后级旋转电极电场组成，其收尘机理与常规电除尘器完全相同，工作原理如图2所示。图2旋转电极式电除尘器工作原理图旋转方向旋转方向驱动电机传动链条收尘区域清灰刷组件链轮清灰刷驱动电机非收尘区域旋转阳极板烟气链轮阴极线图3旋转电极式电除尘器结构简图旋转电极电场中阳极局部采用回转的阳极板和旋转的清灰刷，如图2所示。旋转阳极板在顶部驱动轮的带动下缓慢地上下移动，附着于回转阳极板上的粉尘在尚未到达形成反电晕的厚度时，就被布置在非电场区的旋转清灰刷彻底去除，因此不会产生反电晕现象，并最大限度地减少了二次扬尘，增加粉尘驱进速度，大幅提高电除尘器的除尘效率，降低排放浓度，同时降低对煤种变化的敏感性。旋转电极除尘器技术优势：a)可有效消除二次扬尘的发生b)可有效消除反电晕发生c)可有效消除极板沾灰造成的效率下降d)可有效消除电场紊流现象发生旋转电极除尘器缺点:a)结构较为复杂；b)对安装技术要求较高；c)设备稳定性差，对运行维护水平要求高；低低温电除尘器低低温电除尘器主要是通过在除尘器进口烟道上设置换热装置，通过冷源换取烟气的热量，降低除尘器进口烟温(酸露点以下)，到达低低温的水平。低低温电除尘器是在常规低温电除尘器根底上的一次改进和升级，由于除尘器进口烟气温度的降低1)除尘器处理的烟气体积流量减小，对于即有的除尘器，比集尘面积增加，提高除尘效率；2)飞灰比电阻降低，煤灰更易被收集，除尘效率提高，运行稳定，也更加节能；3)可有效脱除烟气中的SO3，降低尾部受热面的腐蚀风险；4)可有效利用烟气余热，提高机组热效率，或用来加热净烟气，提高排烟的扩散能力。低低温电除尘器的入口烟温一般在85～90℃，在常规理解的酸露点温度之下，为何在此条件下没有产生低温腐蚀是低低温除尘技术的关键点。这与SO3烟气调质的作用机理有些相似，烟气中的SO3与水蒸汽结合形成气溶胶，会吸附在飞灰外表，既降低了飞灰比电阻，又除去了SO3。正由于烟气温度低于了酸露点，SO3由气态转为气溶胶，更有效的被烟尘所吸附，通过电除尘器被收集和排除，所以不会对低温受热面产生腐蚀。低低温除尘器在日本有大量的投产业绩，相应的厂商有日立，三菱，IHI等。通过理论体系的完善和运行实例的证明，低低温电除尘器是可行的，平安的，高效的。低低温除尘体系中的前端换热器，会增加通风阻力(约500～800Pa)，增加一定的运行电耗，但除尘器电耗可减少，综合电耗相差不大。低低温电除尘技术可与烟气余热利用技术相结合，将烟气余热利用装置设置在电除尘入口，实现除尘器低低温，同时换取的烟气余热可用来加热局部凝结水，提高机组热效率，或用来加热脱硫后的净烟气，增强排烟的扩散能力，改善环境污染。低低温电除尘器本体较常规静电除尘器的区别，目前能查阅到的文献只是说控制漏风防止局部漏入冷风产生低温腐蚀、绝缘子加热、灰斗加热及防堵等几个问题，总体上并无太大差异。5.4干式除尘器改造方案比选在对上述三种方案进行比选之前，首先要介绍一下近几年被广泛采用的烟气余热利用技术。众所周知，降低锅炉排烟温度，有助于提高机组热效率，降低煤耗。大容量机组由于采用回转式空预器，为防止空预器冷端低温腐蚀，无法将排烟温度降得很低，通常锅炉排烟温度〔空预器出口〕在120～130℃水平。如果能将此温度降至85℃，可节省发电标煤耗1.36g/kWh。同时，由于进入吸收塔的烟温降低，可显著节省脱硫耗水，以采用湿法脱硫的百万机组为例，每台机组的耗水量可减少～60t/h，烟气余热换热器同时会增加引风机电耗约850kW。综上分析，烟气余热利用的技术优势明显，推荐采用。低低温除尘器将电除尘技术与烟气余热利用技术进行了有机的结合，通过设置于除尘器前的前端换热器，将除尘器进口烟温降至85℃左右，实际了电除尘器在低低温状态下运行，提高了除尘效率，同时有效利用了烟气余热，提高机组热效率。为使5.2节的三个改造方案具有可比性，电袋除尘器改造方案和旋转电极除尘器改造方案应与烟气余热利用技术相结合后，再与低低温除尘改造方案进行比拟。对于电袋除尘器改造和旋转电极除尘器改造方案，可配套采用常规的烟气余热利用方案，将烟气余热换热器布置于吸收塔入口。电袋除尘器、旋转电极除尘器与低低温电除尘器的比照见下表序号电袋除尘器(+烟气余热利用)旋转极板除尘器(+烟气余热利用)低低温电除尘器1除尘效率、排放浓度1.1除尘器出口烟尘排放浓度＜20mg/m3除尘器出口烟尘排放浓度＜20mg/Nm3〔需辅以电源改造〕除尘器出口烟尘排放浓度＜20mg/m3〔需辅以电源改造〕1.2煤种、灰比电阻变化不影响除尘效率煤种、灰比电阻变化影响除尘效率煤种、灰比电阻变化影响除尘效率2运行阻力与通风电耗2.11500～2000Pa～1000Pa<1000Pa2.2+1050kW+500kW+500kW3结构3.1结构较复杂结构复杂结构简单4适应性4.1适应燃烧劣质煤，不受煤质灰分限制，高硫高水燃煤，需采用耐高温的滤料受煤种变化影响较大受煤种变化影响大，燃煤的灰硫比、烟气酸露点宜稳定4.2灰中二氧化硅和三氧化二铝等对滤袋磨损轻高二氧化硅和三氧化二铝粉尘不易收集煤种宜稳定，烟气酸露点变化不宜过大4.2除尘效率不受飞灰比电阻及入口浓度影响，对微细粉尘收集效率不高除尘效率受比电阻值、入口浓度影响比拟大，对微细粉尘收集效率相对较高除尘效率受比电阻值、入口浓度影响较大，对微细粉尘的收集效率适中4.3对负荷变化适应性好，运行管理较复杂对负荷变化适应性较好，运行管理较复杂对负荷变化适应性较好，运行管理较简便5可靠性5.1布袋每三～四年更换一次安装要求高，转动机械较多，可靠性差，清灰刷4年更换一次与常规电除尘器相同，换热器需考虑磨损、堵灰和腐蚀问题5.2滤袋用压缩空气清灰机械振打清灰，周期可调机械振打清灰，周期可调6业绩6.1国内有1000MW机组投运业绩国内有300MW机组业绩，1000MW机组有订货业绩国内有订货业绩，暂无实际运行业绩。日本有大容量机组运行业绩。7占地7.1将后三个电场改为布袋，不额外增加占地将末级电场改为旋转电极，不额外增加占地在除尘器入口烟道上装设前端换热器，不额外增加占地8改造费用〔设备费〕8.12200万+1600万1600万+1600万2200～2500万9运维工作量及费用9.1布袋在运行中易破损，影响除尘效率，每三至四年需大面积更换布袋，运维工作量较大，更换布袋对工人健康损伤大。运行维护费用高除尘器运行中有转动部件，运行中旋转极板易卡涩，影响除尘效率。运维工作量大。运行维护费用较高除尘器前端换热器有磨损和腐蚀风险。除尘器本体运行维护工作量小，运维费用低。6其它6.1启炉前需进行预涂灰锅炉启动即可运行锅炉启动即可运行6.2对脱硫效率无影响对脱硫效率无影响对脱硫效率无影响引风机体积流程减小，电耗相对降低综上分析，综合考虑到运行可靠性、投资、运维本钱及工作量等因素，结合烟气余热利用技术，一期工程改造拟采用低低温电除尘改造方案。同时，考虑5个电场全部进行电源改造〔三相电源或高频电源〕，以满足改造后除尘器效率不低99.92%，除尘器出口烟尘排放浓度不超过20mg/Nm3的要求。5.5低低温电除尘器改造方案除尘器前端换热的设置除尘器前端换热器进口烟温取用128℃，出口烟气温度取用85℃。根据电厂实际运行数据，考虑一定的换热端差，结合各级低加凝结水的进出口温度，THA工况前端换热器水侧进口拟由7号低加出口凝结水接入，与8号低参加口的凝结水混合至～70℃后接入前端换热器，吸收热量后接入6号低参加口，水温暂定100℃，所需的凝结水量约为820t/h。除尘器前端换热器初步数据如下(每台炉THA工况)：1入口湿烟气量2814912Nm3/h2入口/出口烟气温度128℃/85℃3换热量34.51MW4冷却介质凝结水5冷却介质流量～830t/h6冷却水进出口水温70/107冷却器形式管式换热器8换热管材质ND钢10换热面积73778m11吹灰形式脉冲吹灰12压损要求<600Pa 注：当采用热二次风加热净烟气的方案时，前端换热器入口烟温为109℃，凝结水回水温度按90℃考虑。除尘器本体改造.1原电除尘器的检查，修复与调整低低温改造后，烟气负压有一定增加，应对壳体强度和刚度进行核算和评估；改造后，烟气温度变化带来振打制度的改变，影响阳极板积灰，从而影响钢架各立柱荷载，需进行复核。更换和修复失效的阴极线及变形严重的阳极板；检查振打杆是否出现弯曲变形，振打位置是否发生偏移，振打锤和振打杆都应恢复到合理位置；检查电场内有否可能出现烟气短路通道〔如中间柱两侧〕，如有必要用挡板封堵；检查振打杆与异轨间是否存在间隙过大，此间隙应保证尽可能小。应根据改造后的烟道条件进行气流分布试验，气流分布均匀系数应到达σ≤0.115标准，设备安装完成后应进行现场气流分布测试。应对壳体灰斗设人孔门，检查门处密封进行检查、完善，保证壳体漏风在标准之内。电除尘器电场的供电是电除尘器实现高性能的根本保证，必须最大程度保证在不同的烟气条件下正常供电，防止反电晕出现，为此电源控制系统应有间歇供电的工作方式。.2除尘器本体改造1〕热空气密封装置：低低温改造后，电除尘器内烟气温度已低于烟气露点温度，因此必须防止低温烟气进入绝缘套管内侧和绝缘子室〔包括阴极振打传动瓷轴周围〕。为此，需设置热空气密封装置，需将绝缘子支撑结构改造为用于带热风装置。热风装置应能提供一定量的110℃枯燥、清洁的空气，每台电除尘器可设置三套热风装置，热风装置包括：电加热器，风机，热风管路，阀门等。2〕灰斗加热：原灰斗由板式电加热器加热。改造后应使全灰斗壁温不低于120℃，以保证排灰畅通。3〕易漏风处〔如人孔门等周边〕需贴补不锈钢。4〕电源改造，按全部5个电场进行高频电源或三相电源改造考虑，投资暂按高频电源计列。5.6湿式除尘器设置湿式电除尘器目前在我国主要应用于化工、冶金等行业，尤以冶金行业应用居多，在大型燃煤电厂，投产业绩较少。在国外，湿式电除尘器在电厂已有近30年的应用历史，主要作为大气复合污染物控制系统的最终精处理技术装备，用于去除湿法脱硫后的粉尘、石膏浆液雾滴、控制PM2.5的排放及解决烟气排放浊度等问题，可将烟尘排放限值控制在10mg/m3甚至5mg/m3以下。湿式电除尘器的收尘原理与干式电除尘器相同，均经历荷电、收集和清灰三个阶段。金属放电线在直流高电压的作用下，将其周围气体电离，使粉尘或雾滴粒子外表荷电，荷电粒子在电场力的作用下向收尘极运动，并沉积在收尘极上，清灰方式多采用喷淋水流从集尘板顶端流下，在集尘板上形成一层均匀稳定的水膜，将板上的颗带走，也有依据收集雾滴自流的清灰方式。湿式电除尘器可有效收集微细颗粒物(PM2.5、气溶胶)、重金属、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等，烟尘排放浓度可达5mg/Nm3甚至更低水平；收尘性能与粉尘特性关系不大，对黏性大或高比电阻粉尘也能有效收集，同时也适用于处理高温、高湿的烟气；没有振打设备的运动部位，可靠性较高；但会将烟气降温至饱和温度，需设置废水处理设备及采用防腐。图4湿式电除尘器工作原理湿式电除尘器根据极板材质的不同，大致可分为金属极板湿式电除尘，导电玻璃钢极板湿式电除尘，及柔性极板湿式电除尘等几种类型。按布置方式的不同，又可分为卧式布置湿式电除尘器和立式布置湿式电除尘器。5.6该技术多为日本和欧洲公司〔如三菱、日立、B&W、SIEMENS等〕采用，极板材质多为不锈钢，其结构型式与常规干式静电除尘器根本相同，阳极板采用平板结构，喷水清灰，除尘器多为卧式布置，烟气平进平出。除尘效率可保证70%(一个电场)/85%(两个电场)，不同厂家略有不同。国内大型燃煤机组采用这种湿式电除尘器的有浙能六横电厂、浙能嘉华电厂、国华舟山电厂等。图5金属极板卧式湿式电除尘器5.6该技术多用于我国冶金及化工行业。这种湿式电除尘器极板材料采用导电玻璃钢FRP，收尘板结构形式为管式，有圆形、方形、正多边形等，以多边形居多，间断喷水清灰，这种除尘器因为极板为管式结构，故多为立式布置，烟气上下进出。除尘效率可达60～90%，主要靠烟气流速的选取和调整极板长度来实现除尘效率的要求。国内大型燃煤机组采用这种湿式电除尘器的工程有华能黄台电厂、国电泰州二期工程等。图6立式布置管式极板湿式电除尘器示意图图7导电玻璃钢极板实物图5.6该技术为山大能源的专利技术，它与导电玻璃钢极板湿式电除尘器根本一致，所以不同的就是采用了有机合成纤维作极板材料，被浸湿的纤维极板有了导电性，来收集烟气中的雾滴。清灰方式是靠极板的全外表均匀水膜自流，可实现运行零水耗。这种除尘器的极板如采用管式结构，那么除尘器宜立式布置，烟气上下进出，如极板采用板式结构，那么除尘器为卧式布置，烟气水平进出。采用这种湿式电除尘器的工程有国电益阳电厂、荥阳电厂等。图9柔性极板实物图5.6.4对于大型燃煤机组，金属极板卧式布置湿式电除尘器在日本碧南电厂有5台机组的运行实例，国内已有两台机组在安装中，11台机组处于订货生产阶段。金属极板湿式电除尘的极板材料主要采用316L不锈钢，根据电厂运行经验，316L抗腐蚀能力较差，据有关厂家介绍，金属极板外表形成稳定水膜是除尘的关键，需要在冲洗水中参加氢氧化钠来调整PH值，用以中和烟气中酸雾凝结形成的酸液，防止对极板造成严重腐蚀。导电玻璃钢极板的湿式电除尘器，在我国冶金和化工行业应用较多，有上百套的业绩。玻璃钢材料的抗腐蚀性好，但已投运业绩中处理的烟气成分均较本工程有差异，冶金或化工行业多为除雾作用，除去烟气中的液体，目前多家电厂正在进行相关的试验研究工作。柔性极板湿式电除尘器，在结构型式及性能上均较导电玻璃钢极板湿式电除尘器无太大差异，目前采用此技术的投产机组有国电益阳电厂〔300MW机组〕。山大能源被神华集团收购，也有多个工程拟采用此技术进行改造方案的研究。序号工程名称金属极板湿式电除尘器柔性阳极湿式电除尘器导电玻璃钢湿式电除尘器1技术源流在美国、日本和欧洲有电厂的应用案例，是国外际主流的电厂湿式电除尘技术。美国巴威公司、日本三菱公司、日立公司，欧洲阿尔斯通公司都采用金属极板湿式电除尘器。国外应用较少。概念最早由美国俄亥俄大学于1998年提出，后将该技术转让给美国南方环保，经过几年的开展，到目前只有Smurfit-StoneContainerCorp电厂燃油锅炉一个应用案例。该技术在化工行业、冶金行业应用较多，称为电除雾器。世界上第一条电除雾器1907年投入运行，用于制硫酸工艺中三氧化硫酸雾的去除。该技术成熟可靠，已制定?电除雾器?标准HJ/T323-2006。2结构差异阳极板采用平行悬挂的金属极板，极板材质为SUS316L不锈钢；金属极板外表采用连续喷淋的水膜覆盖和清灰；配置喷淋水循环系统，喷淋水经过收集、加碱中和、过滤后，一小局部进入脱硫补水，大局部回到喷淋系统继续循环。阳极布置成由方形孔道组成，烟气沿孔道流过。阳极采用非金属柔性织物材料，通过润湿使其导电，柔性阳极四周配有金属框架和张紧装置，框架材料采用2205、2507不锈钢。阴极采用阴极线，位于每个方形孔道四个阳极面的中间，阴极线材料采用铅锑合金；电极无喷淋清灰系统，有酸液导流装置，酸液〔每小时1-2吨〕带出细灰颗粒，收集沉淀后进入脱硫浆液系统；无水循环系统。阳极布置成由六角形形孔道组成的蜂窝形式，烟气沿孔道流过。阳极采用导电玻璃钢材料，因玻璃钢材料内添加有碳纤维毡、石墨粉等导电材料，自身可以导电。阴极采用阴极线，位于每个六角形孔道六个阳极面的中心，阴极线材料采用钛合金、超级双相不锈钢；配置水喷淋清灰系统，每个模块每天停电冲洗一次，冲洗后的液体直接进入脱硫浆液系统；无水循环系统。3性能比照金属极板，机械强度高，刚性好