火力发电厂脱硫系统取消旁路烟道事故降温余热利用石膏雨治理成套

火力发电厂脱硫系统取消旁路烟道 事故降温余热利用石膏雨治理成套装置

可行性研究报告

火力发电厂脱硫系统取消旁路烟道事故降温余热利用石膏雨治理成套装置可行性研究报告

目 录 第一章 项目背景??????????????????????????3 第二章 设置高温烟气事故降温系统的必要性??????????????3 第三章 高温烟气事故降温的方式选择?????????????????3 3.1烟气事故降温技术路线????????????????????????3

3.2烟气余热回收利用???????????????????????????4

第四章 同技术领域国内外发展现状??????????????????5

4.1 传统低温省煤器的应用????????????????????????5 4.2 烟气露点温度计算??????????????????????????7 4.3 有限腐蚀的低温省煤器系统??????????????????????9

第五章 工艺流程和技术方案?????????????????????10

5.1 设计参数本工程建设?????????????????????????10 5.2 系统连接和工艺流程?????????????????????????11 5.3 排烟余热利用????????????????????????????12

第六章 烟气余热回收利用装置一烟水换热器的设计方案?????????13

6.1 管型选择??????????????????????????????13 6.2 方案设计??????????????????????????????13 6.3 材料选择??????????????????????????????13

第七章 项目技术基础和技术关键点??????????????????14

7.1 烟水换热器传热管的低温腐蚀研究???????????????????14 7.2 烟水换热器传热管堵灰情况分析及解决办法研究 ?????????????14 7.3 烟水换热器的最佳运行工况和分水流量分析 ?????????????15

第八章项目经济分析????????????????????????15

8.1 总述????????????????????????????????15 8.2 等效焓降法?????????????????????????????15

第九章 经济性估算?????????????????????????16 第十章 工程方案??????????????????????????18

10.1 烟气余热回收利用系统参数设计????????????????????18 10.2 结构设计??????????????????????????????19

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10.3 土建基础与钢结构设计????????????????????????20 10.4 其他设计要求????????????????????????????21

第十一章 项目技术先进性和创新性分析????????????????21

11.1 传统低温省煤器的布置方式??????????????????????21 11.2 某电厂烟水换热器的布置方式?????????????????????22

第十二章 脱硫烟气热量回收技术创新点????????????????23 第十三章 经济效益和社会效益评价??????????????????25

13.1 直接经济效益分析 ?????????????????????????25 13.2 节能节水直接经济效益计算 ?????????????????????25 13.2.1 计算单价????????????????????????????25 13.2.2 直接经济效益计算结果??????????????????????25

第十四章 间接经济效益分析?????????????????????26 第十五章 社会效益分析???????????????????????27 第十六章 商业化推广前景??????????????????????27 第十七章 石膏雨治理????????????????????????28

17.1 新式烟气加热方案??????????????????????????28 17.2 新式烟气加热设计方案的可行性分析??????????????????30 17.2.1 湿烟气加热温度的确定??????????????????????30 17.2.2 加热二次风所需风量的确定????????????????????30 17.2.3 加热所需二次风裕量的确定????????????????????30 17.3 新式烟气加热方案对机组的影响????????????????????31 17.3.1 降低二次风温度对锅炉燃烧经济性和稳定性的影响??????????31 17.3.2 降低空气预热器出口烟气温度对设备腐蚀的影响???????????32 17.3.3 锅炉热效率???????????????????????????32 17.3.4 辅机电耗????????????????????????????32 17.4 新式烟气加热方案的经济性分析????????????????????33 17.5 与国内外其它湿烟气排放技术的比较??????????????????33 17.6 项目前景??????????????????????????????35

第十八章 附图???????????????????????????35

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第一章 项目背景

由于湿法烟气脱硫装置技术成熟，脱硫剂石灰石价格低廉，得到了广泛应用。但是随着国家环保政策日趋严格，《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2011) 已颁布实施，经济发达省份已开始要求取消脱硫旁路烟道，新核准批复的大型火电机组也要求不设脱硫烟气旁路。为了保证机组的长周期运行，在脱硫装置出现系统失电、浆液循环泵跳闸等异常工况时，为在恢复脱硫装置的正常运行期间，保护脱硫设备避免受到高温烟气的影响，需在脱硫吸收塔入口烟道设置烟气降温系统，使烟气温度降至吸收塔许可温度。

本项目投资8000余万元，占地面积150亩，需大量人力资源。

第二章 设置高温烟气事故降温系统的必要性

火电厂锅炉引风机出口烟气温度一般在120℃～160℃，而湿法烟气脱硫装置吸收塔内壁防腐材料、玻璃钢喷淋层和聚丙烯（PP) 除雾器等塔内件，耐温许可温度要求＜80℃，而吸收塔正常运行温度在50℃左右，满足工况要求。当发生脱硫岛系统失电，浆液循环泵全停时，旁路烟道挡板门联锁打开，高温烟气经旁路烟道、烟囱排放，起到保护吸收塔的作用，但烟囱的内壁防腐材料却受到高温侵袭而发生破坏。当旁路挡板门故障打不开或者不设烟气旁路时，就会对吸收塔和烟囱产生热冲击，破坏，机组也会因此联锁跳闸。为了保障脱硫装置设备和烟囱安全，在脱硫装置入口烟道设置高温烟气冷却降温措施是必要的。

第三章 高温烟气事故降温的方式选择

取消脱硫旁路重要的一个改造措施就是增设预喷淋水系统。当运行中空预器停转，即使锅炉紧急MFY时，仍然会有部分高温烟气进入脱硫系统。由于FGD装置内如除雾器等设备大多是玻璃钢管（FRP）或聚丙烯（PP）材料制成，塔内壁及烟道防腐材料的耐温一般不超过90℃。为保护塔内设备和防腐层不被高温烟气破坏，需要在吸收塔入口烟道段设置事故喷淋系统，通过安装在吸收塔入口烟道断截面的喷水降温系统向高温烟气直接喷入冷却水，用水雾的蒸发吸热，使烟气冷却。该方法喷水量大，产生水蒸气对脱硫设备后续烟道腐蚀严重。 3.1 烟气事故降温技术路线

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一般来说，锅炉烟气湿法脱硫工艺需要将锅炉排烟（原烟气）降到50度左右进入脱硫塔脱硫，脱硫后烟气（净烟气）需要加热到80度以上，通过烟囱排放。为节约能源，脱硫系统一般都增设了GGH换热器回收原烟气热量以加热净烟气，使其达到排放要求。若进入吸收塔前的烟气温度以125℃计，这种传统的烟气再热方法实际上意味着脱硫系统白白浪费了烟气从80℃-125℃这一区域的热量而未加以任何利用。由锅炉热力计算可知，排烟温度每上升20℃，锅炉就要损失约1%的热效率，也就是说若能对这45℃温差的烟气热量加以利用则锅炉的效率至少能提高2％以上，换算成机组总效率则能提高约0.8%-0.9%，若将这块从脱硫烟气中获得的利益反过来弥补脱硫系统本身的能耗，就能大大降低脱硫的运行费用，使脱硫系统达到低能耗甚至零能耗运行，这将大大提高火电厂加装脱硫系统的积极性。它带 ，来的环保效益、社会效益甚至是经济效益都是无法估量的。

3.2 烟气余热回收利用

排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值较多。为了减少排烟损失，降低排烟温度，节约能源，提高电厂的经济性，凝结水在低温省煤器（也称低压省煤器）内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度，后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用，是汽轮机热力系统的一个组成部分。低温省煤器将节省部分汽轮机的回热抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下，节省的抽汽从抽汽口返回汽轮机继续膨胀做功，因此，在燃料消耗量不变的情况下，可获得更多的发电量。

低温省煤器系统图

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上图是低温省煤器的系统连接示意。通常从某个低压加热器引出部分或全部冷凝水，送往锅炉尾部的低温省煤器。凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，而自身却被加热、升高温度后再返回低压加热器系统。这样的低温省煤器，其系统串联在加热器回路之中，代替部分低压加热器的作用，是汽轮机热系统的一个组成部分。这是低压省煤器的最大特点，也是它不同于一般省煤器和回收排烟热量的余热锅炉之处。低温省煤器将排挤部分汽轮机的回热抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下，该排挤抽汽将从抽汽口返回汽轮机继续膨胀做功。 本技术是将传统的低温省煤器技术应用于烟气脱硫系统的延伸，它既保留了低温省煤器的部分特质，同时又对传统低温省煤器系统进行了很大的改进，将本技术应用于脱硫系统后，不但能大大提高机组的经济性，还能将脱硫吸收塔内的工业水使用量降低40％以上。该技术推广后，将大大提高火电厂加装脱硫系统的积极性，带来显著的经济、社会、环境效益。

第四章 同技术领域国内外发展现状

4.1 传统低温省煤器的应用

锅炉排烟设计温度一般为125℃左右，但由于受燃料特性改变及运行环境变化，锅炉实际运行排烟温度也将会改变。虽然加装低温省煤器后烟气阻力有所上升，但是烟气阻力的耗电量还不到节约成本的10%，因此低温省煤器能有效的提高锅炉效率、节约能源，减少生产成本，具有较好的应用背景。目前在国内已有不少电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。

以山东某发电厂为例，电厂两台容量100MW发电机组所配锅炉是武汉锅炉厂设计制造的 WGZ410/100-10型燃煤锅炉，由于燃用煤种含硫量较高，且锅炉尾部受热面积灰、腐蚀和漏风严重，锅炉排烟温度高达170℃，为了降低排烟温度，提高机组的运行经济性，在尾部加装了低温省煤器。低温省煤器系统布置图如下：

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山东某电厂低压省煤器系统连接图

该电厂在投用了此低温省煤器后，锅炉效率提高了0.698%，发电煤耗下降了2.59克／度，全年节约标准煤3626吨。经济效益明显。

通辽发电总厂的一台哈尔滨锅炉厂生产的HG一670 / 140一HM12型超高压自然循环煤粉炉和吉林晖春发电厂一台 41Ot / h 燃煤锅炉煤粉锅炉都进行过低温省煤器的改造，改造后锅炉排烟温度明显降低，显著提高了全厂热经济性指标，达到节煤、降耗的目的。在国外，此类用以回收烟气热量烟气冷却器同样较早就得到了应用。起先，苏联为了减少排烟损失而改装锅炉机组时，在锅炉对流竖井的下部装设低温省煤器供加热热网水之用。对于近期发展起来的超超临界发电机组而言，同样也能找到此类换热器的痕迹，德国 Schwarze PumPe 电厂2×

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800MW褐煤发电机组在静电除尘器后加装了烟气冷却器，利用烟气加热锅炉给水，其原理同低温省煤器一致。德国科隆 Nideraussem1000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度，把低温省煤器加装在空气预热器的旁通烟道中，在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水。

低温省煤器尽管在国内和国外己经有运用业绩，但上述的例子中我们不难发现，加装前锅炉排烟温度较高（均达到170℃左右），而加装后排烟温度仍处于较高的温度（我们认为主要受制于煤的含硫量较高，另外受材料性价比的约束），因此，设计难度和对管材的要求都不高。根据工程实际情况：锅炉设计排烟温度不可能很高（只有125℃左右），已接近于烟气露点温度，管壁的温度更加是远在露点温度以下，在这种工作环境下进行烟气热量回收的难度不可同言而语，因此我们必须解决重点管材的低温腐蚀和堵灰问题。 4.2 烟气露点温度计算

煤中硫在燃烧过程中产生SO2，当含有SO2的烟气进入烟道时，其中一部分会转化成 SO3，并与烟气中的水蒸汽结合生成 H2SO4蒸汽，显著提高烟气的露点温度，在低温金属表面上凝结形成 H2SO4溶液，与碱性灰反应，也与金属反应，腐蚀金属。由于经常发生在锅炉的低温受热面上，故称低温腐蚀。凝结在管壁上的硫酸不仅使金属管材发生腐蚀，还会粘附烟气中的飞灰，并发生一系列复杂的物理―化学反应，形成“水泥状”物质，使管壁上的积灰变硬，从而加重钢管受热面的积灰和堵灰。同时壳体的腐蚀会造成破损与漏水，从而使烟气温度进一步降低，腐蚀进一步加剧，造成恶性循环，缩短设备的使用寿命。为了有效地防止低温腐蚀的发生，以确定锅炉低温受热面的壁温和锅炉的运行条件，必须计算出硫酸蒸汽的酸露点温度。

目前见之于国内常用的酸露点计算公式和图表有十几种之多，本技术针对几种常用的计算公式对锅炉的设计煤种进行烟气的酸露点计算。

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由上表可知，采用不同的酸露点计算公式，所得出的结果相差很大。一般来说，对于含硫量在0.5-0.6 左右的煤种，烟气的酸露点温度在90℃-120℃之间，而准确的数值则应该通过实验测量所得。 4.3 有限腐蚀的低温省煤器系统

一般来说，只要保证低温受热面金属壁温度高出烟气露点温度10℃左右，就能避免产生低温腐蚀，堵灰也将得到改善。根据这个原理，在热力系统上选择一个比烟气露点温度高10℃左右的地点，作为低压省煤器进水的水源引出点。由于低温省煤器水侧放热系数远较烟气侧大，因而其冷端金属壁温近似等于进口水温。所以，选择低温省煤器的最低壁温超过烟气露点温度10℃左右，从而达到防止低温省煤器腐蚀和堵灰的目的。这种热力防腐方法的优点是防腐效果较佳，缺点是排烟余热充分利用存有困难。因为，低温省煤器进水温度己达到烟气露点温度，再加上省煤器冷端传热端差30-40℃，结果就使低温省煤器出口烟温较高，影响排烟余热利用的程度，限制了低温省煤器的应用范围。

为了克服这些缺点，可以采用有限腐蚀速率的低温省煤器系统。如下图所示：顺着烟气的流向，当受热面壁温达到露点时，硫酸蒸汽开始凝结，此时虽壁温较高，但凝结酸量较少，且酸浓度亦高，故腐蚀速度较低。随着壁温降低，硫酸凝结量逐渐增多，浓度却降低，腐蚀速度不断加大，一般到壁温在120℃左右时，腐蚀速度最大，随着壁温继续降低，凝结酸量减少，硫酸浓度也降至较弱腐蚀浓度区，此时腐蚀速度减小，但当壁温降至水露点时，管壁上的凝结水膜会同烟气中的SO2化合，生成 H2SO3，产生强烈的腐蚀，腐蚀又加重。因此在低温腐蚀的情况下，金属有两个严重腐蚀区，即在酸露点以下20-45℃及水露点以下的区域，为防止锅炉受热面产生严重腐蚀，必须避开这两个严重腐蚀区，将省煤器的防腐移向两个严重腐蚀区域中间的低腐蚀区域。就是说把低温省煤器置于壁温小于105℃，但高出烟气中水蒸汽饱和温度25℃ 区间（前苏联标准推荐的金属壁温最小值，与欧美的推荐值接近）。金属壁温在这个区间的腐蚀速度≦0.2毫米／年，这是可以接受的腐蚀速度。欲保持低温省煤器的金属壁温在此有限腐蚀区域，所需的省煤器进水温度和返回热系统的回水温度，在各机组的热力系统中都能找到，很容易实现，系统。一种很有前途的低温省煤器系统。

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管壁温度与腐蚀速度关系图

第五章 工艺流程和技术方案

5.1 设计参数本工程建设

某电厂建设2×1000MW超超临界燃煤发电机组同步配备烟气脱硫系统，拟

在脱硫吸收塔前入口处加装脱硫烟水换热器（即烟气冷却器）吸收排烟余热，将排烟温度从125℃ 降低到85℃左右，提高机组的经济性，节约能源。机组主要设备参数如下：

工程主要设备参数

设备名称 参数名称 型式 过热器蒸发量（BMCR） 过热器出口蒸汽压力（BMCR） 过热器出口蒸汽温度（BMCR） 再热器蒸发量（BMRC） 锅炉 单位 t/h MPa.g ℃ t/h 参数 超超临界一次中间再热直管直流锅炉 2953 27.9 605 2443 6.2 6.03 367 603 124/90（脱硫设计煤种/低温省煤器出口） 355.5（脱硫设计煤种） 2 127/90（脱硫校核煤种/低温省煤器出口） 376.0（脱硫校核煤种） 再热器进口压力（BMRC） MPa.g 再热器出口压力（BMRC） MPa.g 再热器进口温度（BMRC） ℃ 再热器出口温度（BMRC） ℃锅炉排烟温度（BMRC） ℃ 锅炉实际耗煤量（BMRC） t/h 除尘器 数量（每台炉） 10

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型式 除尘效率 引风机出口灰尘浓度 型式及配置（BMRC） 引风机 风量 风压 电动机功率 型式及配置（BMRC） 增压风机 风量 电压 电动机功率 烟囱 高度 材质 注：如未说明，文中都是以设计煤种为准。

% 三室四电场 99.8 25mg/Nm3（锅炉设计煤种） 38mg/Nm3（脱硫设计煤种） m3/s Pa kW 2 618.7 3300（#7机组），4300（#8机组） M3/s Pa kW 2 697.85 3594 3300 M 240 烟气成分分析

项目 RO2 O2 N2 SO2 H2O 总烟气量 单位 Vol% Vol% Vol% Vol% Vol% Mm3/h 锅炉BMCR工况 脱硫设计煤种 13.2 4.8 74.1 0.035 8.0 3071414.5 0 140 50 脱硫校核煤种 13.4 4.8 74.2 0.077 7.6 3047994.6 引风机出口烟气压力 Pa 烟囱入口烟气要求压力 烟囱进口温度 Pa ℃

5.2 系统连接和工艺流程

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系统连接示意图

系统优化后连接示意图

5.2.1 排烟余热利用

在排烟余热利用方面，取消脱硫系统传统的 GGH，改在吸收塔前加装烟水换热器，其水侧并联在回热系统第二级低压加热器上，从 2号低加进口引出部分或全部冷凝水，送往烟水换热器。

烟气从锅炉出来后，依次通过空气预热器、电除尘器和引风机，通过开启的脱硫入口档板进入到脱硫区域内，烟气经增压风机增压后进入到烟水换热器内。 从2号低加进口引出的部分或者全部凝结水在烟水换热器内吸收排烟热量，降低排烟温度，而自身却被加热、升高温度后再返回低压加热器系统，在2号低加的出口与剩下的凝结水汇集后进入到 3 号低加。由于其系统并联在加热器回路之

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中，代替部分低压加热器的作用，是汽轮机热系统的一个组成部分。也即是说，烟气放出的这部分热量被烟水换热器利用于回热系统中，将排挤部分汽轮机的回热抽汽，减少了回热系统对低压缸的抽汽，该排挤抽汽将从抽汽口返回汽轮机继续膨胀作功，因此在机组运行条件不变、汽轮机进汽量不变的情况下有更多的蒸汽进入低压缸做功，从而提高装置的经济性。

烟气在烟水换热器中降温后进入到脱硫吸收塔中进行脱硫，而后经脱硫出口档板至烟囱排放。同样，烟气也可不经过脱硫系统而直接通过脱硫旁路档板进入烟囱后排放。

第六章 烟气余热回收利用装置一烟水换热器的设计方案

6.1 管型选择

设计所采用高频焊翅片管并开有齿型，与普通光管相比传热性优良，当翅片间距为10mm时，其换热面积是同种规格光管的7倍，其换热能力大大增强，能有效的把外部烟气热量传递给冷凝水。在同等换热量的情况下，采用高频焊翅片管能大大减小烟水换热器的外形尺寸和管排数，减少烟气流动阻力，而且由于翅片本身开齿，因此不容易积灰，有利于扰动和吹灰。 6.2 方案设计

为了达到最佳的经济性，必须为烟水换热器水侧设定一个最佳的给水切入点。经过设计计算，决定以二级低压加热器的入口为切入点，将换热器与二级低压加热器连接，加热部分或全部流过二级低加的冷凝水，排挤低压缸抽汽，从而产生经济效益。这主要是因为虽然以一级加热器入口为切入点能增大传热温差，提高换热效率，但是由于一加入口冷凝水温太低，管壁将产生严重的腐蚀。而以三加的入口为切入点的话，虽然提高了余热利用的能级，但是换热平均温差太小，换热效率太低。 6.3 材料选择

由于烟水换热器的进水和出水温度都比较低，因此可以确定烟水换热器是处于酸腐蚀的条件下长期工作，为了提高烟水换热器的使用寿命，选用耐腐蚀材料是抗低温腐蚀的常用方法。玻璃管虽防腐性能好但易碎，不是理想材料。使用耐腐蚀的低合金钢 Corten钢管提高了使用寿命，但仍有腐蚀和堵灰现象，运行时

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间一长也得更换。近年来，国内有些电厂燃用含硫量很高的煤，在空气预热器低温段用搪瓷管代替普通碳钢管，取得了良好效果，是较理想抗腐材料，但搪瓷管难以加工，因此只能做成光管的形式，难以翅片化，不符合本工程的实际情况。 美国己经发现添加Cu的耐大气腐蚀钢，它对耐硫酸露点腐蚀是有效果的。日本于1960年在耐大气腐蚀钢的基础上研究了关于合金元素对硫酸露点腐蚀性能的影响，进而开发出优质的耐腐蚀钢。我国用含Cu的钢中加人Sb研制的ND钢，其耐酸腐蚀效果优良，可减缓腐蚀速度，延长设备使用寿命，与其它耐蚀钢相比具有一定优势。

第七章 项目技术基础和技术关键点

包括系统的连接方式确定，基本方案设计，管型选择、预留管道接口、经济性分析计算等工作并结合目前国内外对锅炉低位排烟热量的应用经验，将工作的重点放在以下几方面：

7.1 烟水换热器传热管的低温腐蚀研究

由于烟水换热器的进水和出水温度都比较低，因此可以确定其是处于酸腐蚀的条件下长期工作，为了提高脱硫烟水换热器的使用寿命，选用耐腐蚀材料是抗低温腐蚀的常用方法。

为了科学客观的对烟水换热器在低温烟气环境下的腐蚀速率和使用寿命进行分析，本技术委托金属材料所低温腐蚀专家进行给定烟气成分和温度的低温腐蚀速率评估试验。试验目标：确定各种耐腐蚀合金钢10年寿命允许的传热管工作温度和相对的耐腐蚀情况，给出权威性报告。

通过试验寻找出在实际烟气成份下管壁的结露温度，通过对烟水换热器的设计、系统连接、参数选择实现热力防腐，即通过调整换热器的管壁温度，使其处于腐蚀速度较慢的区间（一般应小于0.2mm/a）。 7.2 烟水换热器传热管堵灰情况分析及解决办法研究

（a）螺旋肋片管积灰与否与煤灰特性及烟气流速有关，在设计时可适当提高烟速（10m/s左右）。

（b）选择合适间距的螺旋肋片管以减少省煤器管壁积灰。 （c）在换热管排间将增加部分蒸汽吹灰器。

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（d）实时进行监测（采用视频探头）在设计上采用特殊结构设计，避免堵灰死点的出现，管排采用可拆卸的结构，受热面的面积灵活可调，便于维修和清理。

7.3 烟水换热器的最佳运行工况和分水流量分析

最佳分水流量的确定：烟水换热器的分水流量越小，换热器的出水温度越高，提高了余热利用的能级，对系统的热经济性越有利。但是分水流量不能过分减小，一味减小给水流量将提高给水的出口温度，因此换热平均温差也将减小，换热单位面积的热负荷也将降低，这就造成在总换热量相等的情况下，换热效率下降，需要大大增加换热面积。

对于准备设计投运的烟水换热器，存在一个使整个回热加热系统达到最高经济性的通水流量，偏离这个最佳流量运行，系统的热经济性都将大大降低。因此在烟水换热器的设计中必须建立最佳通水流量的数学模型和热力系统的变工况计算模型，确定换热器系统的最佳运行工况。综合考虑换热器的换热效率，出水温度，换热面积和造价，计算确定变工况下系统的通水流量和出水温度（在保证换热器水侧的出水温度高于下一级加热器的进水温度的前提下）。

第八章 项目经济分析

8.1 总述

本章主要是对烟气余热回收利用从理论上进行技术经济分析，这也是该项目的实施基础。 8.2 等效焓降法

等效焓降法原名等效热降法，是根据热力学第一定律，用热量平衡和质量平衡的基本方法，对热功转换过程及变化规律推导出一个很有用的参量—等效焓降H*，用于分析蒸汽动力装置的设备和热力系统的经济性。这种方法简便精确，分析热力系统的变化和方案论证等工作，若用常规热平衡法分析时，每次都需要全面重新计算的烦琐工作，但是利用H*及其有关参量的等效焓降法，只需计算热力系统变化的那些部分，而不必涉及整个系统，就能得出变化所引起的影响。J级抽汽中，因额外加入热量而有1kg抽汽返回汽轮机中，考虑了它的低压侧回热系统的抽汽和疏水的所有影响以及汽轮机中由 j 级到凝汽器的蒸汽流量变

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化，这1kg返回抽汽在汽轮机中实际所作的内功量，称为 j级抽汽的等效焙降H * j，H * j与j级抽汽放热量qj 的比值称为抽汽效率ηj。j级的抽汽压力愈高，H*j 的值愈大，挤的值就越高，使1kg 抽汽返回的热量所能做的功就愈多。所以 H*j和ηj的数值标志着 j级抽汽的能位（能级）高低。显然，汽轮机进汽的能位最高，ηf=ηv=ηj；凝汽器排汽的能位最低，ηj=ηCD=0。

在某一定的工况下，汽轮机的汽态线一定，初、终参数和再热参数一定，则热力系统的连接方式确定时，抽汽的放热量qj，加热器的焓升和疏水放热量γj的值就一定，H*j和ηj也就固定，它们可以作为该工况下该热力系统的不变参量，用以计算纯回热系统（称为主循环系统）的热经济性指标。在文将采用这种等效烩降法对烟水换热器的热经济性进行计算。

第九章 经济性估算

烟气余热回收利用经济性分析

对两种不同的冷凝水进口温度方案进行热力计算和经济性分析，计算使用的回热系统热平衡图，见附图二。计算所得结果如下所示：

进口烟温：125℃ 出口烟温： 85℃

烟水换热器的总吸热量：48044.4 kJ / s 各加热器内工质焓升（kj/kg) : 疏水冷却器： τ0 =144.4-129.2=15.2

一级低加：τ1= 255.3- 1 44.4 =110.9 二级低加：τ2,=355.1-255.3=99.8 三级低加：τ3＝520.7-355.1=165.6 各加热器内抽汽放热（kj/kg) : 疏水冷却器： q0 = 0 不抽汽

一级低加: qj= 2479.9-265.8=2214.1 二级低加: q2=2613-365.8=2247.2 三级低加: q3=2834 4-518.83=2315.57 各级加热器疏水放热（ kj / kg） :

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r＝265.8-151.2=114.6

0

r=365.8-151.2 =214.6

1

各级加热器的等效焓降（ kj / kg） :

方案一：（一加抽水）

冷凝水进口温度：34.2℃ 冷凝水出口温度：55.2℃ 冷凝水流量：546.439kg / s 一加减少抽汽量：27.365kg /s 二加增加抽汽量：5.599kg /s

总增加做功量：27.365×Hl-5 . 599×H2 = 2922.5kj /s

方案二：（二加抽水） 冷凝水进口温度：60.7℃ 冷凝水出口温度：81.7℃ 冷凝水流量：546.439kg /s 二加减少抽汽量：24.266kg / s 三加增加抽汽量：2.8653kg / s

总增加做功量：24.266 x H2-2.8653×H3=5636.05kj / s

由上分析可知，烟水换热器水侧采用不同的进水温度，其经济效益也大不相同。虽然采用较低的冷凝水进口温度能有效增大传热温差，减小换热器的外形尺寸和重量，节约了初期投资，但是其投资回收年限和年经济效益却低于采用较高进水温度的方案，这主要是由于在抽汽量相同的情况下，二级低加抽汽做功的能力要明显高于一级低加的抽汽做功能力。从低温腐蚀的角度来说，通过对烟气成分的分析和计算可得水露点温度为45℃左右，由前所述采用翅片管形式的金属壁

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温比给水温度产高10℃ 左右，因此当给水温度为60.7℃ 时，金属最低壁温为70.7℃ 左右，己经完全脱离了严重腐蚀区域的温度下限（比水露点温度高25℃），由于冷凝水的温升仅为21℃左右，因此金属的最高壁温同样是处于低腐蚀温度区域，这个区域的腐蚀速度是可以接受的。反观采用给水温度为34.2℃的方案时，金属的最低壁温仅为 45℃ 左右，正好等于水露点温度，金属将处于严重腐蚀状态。综上所述，在设计的几种方案中，通过对材料、管型和经济性各方面的分析，采用翅片管，从二级低压加热器入口抽水是一种比较理想的方案。在以上的介绍中，仅仅是讨论了烟水换热器本身能给机组带来的直接经济效益，此外，加装烟水换热器还存在着非常大的潜在经济效益。主要是由于在进入脱硫吸收塔之前烟水换热器就将烟气温度从125℃冷却到80一90℃之间，吸收塔出口的烟气温度在50℃ 左右，这样就节省了大量的工业水使用量，锅炉燃用脱硫设计煤种时，单台炉＋两台炉公用系统的工业水消耗量平均值不大于160t/h，而加装了冷却器后工业水使用量能减少40％左右，由于工业水的使用量减少，污水排放量和水处理费用都大大减少。虽然烟水换热器的安装会使脱硫系统的阻力有较大上升，导致电耗增加，目前的运行工况表明，机组在1000MW负荷运行工况下，烟气侧阻力增加600pa（设计值为1000Pa） ，增压风机功耗上升450KW，整个脱硫系统的功耗由7200KW上升至7600Kw左右，但是权衡利弊，与整个烟气余热回收利用的功率相比这只是很小的一块，经济效益是非常可观的。此外，由于凝泵在设计选型时裕量偏大，凝泵出口调阀长期处于高度节流状态，造成很大节流损失，而烟水换热器投运后水侧阻力的增加不仅没有增加凝泵的功耗反而消耗掉系统的部分节流损失。

第十章 工程方案

10.1 烟气余热回收利用系统参数设计

烟水换热器的设计参数（单台机组）

1 2 3 4 5 烟气流量 Nm3/h 烟气进口温度℃ 烟气出口温度℃ 烟气流速m/s 烟道进出口法兰尺寸 3317128 125 85 15 12m×15m 18

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6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 烟水换热器器并联管组数 传热管材料 冷凝水流量kg/s 冷凝水进口温度℃ 冷凝水出口温度℃ 传热管形式 最低金属壁温℃ 烟水换热器厚度尺寸 烟气流动阻力pa 水侧流动阻力bar 传热面积m2 金属重量吨 5 耐酸钢 545.96 60.6 81.6 高频焊翅片管 高于管内冷凝水温度10℃ 3米 900 8 30000 380 10.2 结构设计

烟水换热器位于增压风机出口与吸收塔进口两端喇叭型烟道之间的，烟水换热器沿烟气流向的长度为3米，截面尺寸为12m×15m。

烟水换热器俯视图

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压缸内作功，也就是说增加了机组负荷的调节裕量，使得机组能更快速的满足AGC指令的要求。

第十三章 经济效益和社会效益评价

13.1 直接经济效益分析

本章的计算依据来源于电力试验研究院的性能试验结果。 数量按全厂两台机组进行计算。 节能节水实物量

本项目的节能实物量有以下几方面组成： 节约标煤量 节约工业水量 节约厂用电量 烟气减排量

13.2 节能节水直接经济效益计算 烟气余热回收利用节能实物量： 13.2.1 计算单价

标准煤 700元／吨 上网电价0.4元／度 工业水3元／吨

机组年运行小时数：7500小时／年 机组负荷率：0. 8 13.2.2 直接经济效益计算结果

年节能直接经济效益年

节煤量： 2×2.7lg/ kwh×7500×0.8×106 =32520吨 年节煤经济效益：32520吨×700元／吨=2276.4万元 年节水直接经济效益 节水量：43.34t / h×2

年节水效益：43 34t / h×7500×0.8×2×3元／吨=156 万元／年 烟气减排量

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2

3

烟气减排量：2×43.34t/h×12.048m/kg增压风机年增加耗电量

(T =50℃)

= 2×522160m/h

2×450千瓦×7500（运行小时）×0.8（负荷率）×0.4元=216万元

第十四章 间接经济效益分析

1、烟水换热器投用后性能试验的结果表明其节能收益明显优于初设计值，这主要是由以下两方面造成的：

锅炉设计排烟温度为125℃，烟水换热器设计将烟气温度从125℃ 降低至85℃ 。而系统投用后发现，在设计工况下的实际烟气进出口温度分别为139.2℃ 和95.2℃。这主要是由于将烟水换热器放置在增压风机之后，烟气一一吸收了引风机、电除尘、增压风机产生的热量，排烟温度早己超过初设计值125℃，烟气温度的上升提高了换热器的换热温差，加大了水侧向下一级加热器排挤抽汽的力度，因此其效益值明显优于初设计。

以一个实际运行的 1000MW 工况为例： 电除尘A功率：0.9MW 电除尘B功率：0.9MW 引风机A有功功率：3MW 引风机B有功功率：3MW 增压风机A有功功率：2.5MW 增压风机B有功功率：2.5MW

以上做功量对烟气温度提升带来的影响主要有以下两方面：一是增压风机和引风机对烟气进行等墒压缩过程的中气体内能升高导致的温度升高；二是风机效率以外和电除尘消耗的功率转换成烟气的吸热量从而导致烟气温度的升高。对这两部分能量进行估算，温升达到 10 ℃ ，与实测值基本是吻合的。

烟气阻力的下降：烟水换热器烟气阻力设计值为1000Pa(l000MW)，而实际运行阻力保持在 60opa-650pa 左右，比设计值低40%，不但降低了增压风机的功耗，也提高了风机的裕量。这主要是由于烟气在不断降温的过程中比容不断增加体积流量不断下降导致。

2、由于工业水的使用量减少，污水排放量和水处理费用都大大减少，烟气

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排放量减小，石膏浪费量减少。

3、本项目中进行的烟水换热器传热管低温腐蚀试验研究结果为电厂低温受热面的防腐材料选择提供了有非常有价值的参考。

第十五章 社会效益分析

1、在能源供应日趋紧张的社会大环境下，电厂这样的高耗能、高耗水产业主动进行企业节能、节水的技术改造和系统优化，其带来的示范作用远远不止于企业本身能产生的经济效益，更为建设节约型社会，推动能源产业结构调整起到了很好的表率作用。尤其是中国电力系统，在目前国内最为先进、单机容量最大、运行参数最高的百万千瓦级超超临界燃煤发电机组进行这样的尝试，更加充分地体现了科技不断进行技术创新、建立节约型企业的决心。

2、我国火力发电厂烟气脱硫系统实现“取消旁路烟道事故降温余热利用节能增效技术”脱硫运行后， CEMS 烟气在线监测系统的投用不再有任何阻碍。因为，事实证明，通过对脱硫系统的改进和优化后，脱硫的运行能耗降低至零，再加上发改委对脱硫机组每度电 0.015元的价格补贴，这样的烟气脱硫系统颠覆性的成为了经济增长点，从以往的“要我脱硫”变成现在的“我要脱硫”，脱硫机组彻底摆脱了传统观念的束缚，成为了我国电力环保事业的典范。

3、本项目在脱硫区域回收排烟余热所具备的经济效益对于鼓励和提高火力发电厂配置脱硫系统、提高脱硫系统投运率，大幅度降低火电行业二氧化硫排放也有重要而积极的影响。

第十六章 商业化推广前景

1．脱硫烟气热量回收技术是通过对烟气余热的利用在燃煤量不变的情况下增加机组的发电量用以弥补脱硫系统的厂用电耗，在采用了这一技术后，，能实现脱硫系统的低能耗甚至是零能耗运行。这一思路的提出，颠覆了传统的“脱硫本困”的观念，通过对脱硫系统的改进和优化，大大降低了脱硫系统本身的运行费用，再加上国家发改委对新建机组加装脱硫系统每度电提高0.015元价格上网的政策，这样一来火电厂新上的烟气脱硫系统就能将运行费用将到最低，甚至还将略有盈余。火电厂脱硫系统将不再是一个烫手的“洋山芋”而变成了众相争夺的

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“香悖悖”。它带来的环保效益，社会效益甚至是经济效益都是无法估量的。

2．脱硫烟水换热器的余热利用效果明显，投入产出比十分可观，能在较短期间收回初投资。对于百万千瓦机组脱硫系统来说，将极大的降低脱硫的运行费用，缓解“脱硫本困”的现象。在厂网分离、竞价上网的今天，它将以其独特的优势获得长远的发展前景。

第十七章 石膏雨治理

目前，国内大多数发电企业都安装了烟气脱硫系统。采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺的火力发电厂，在“湿烟囱”排放过程中易出现石膏雨现象，不仅对电厂的运作安全带来一定的危害，而且对周围的生态环境带来污染。因此，通过对石膏雨形成的原因进行分析，寻找合理有效的治理措施，从而可以最大程度减少石膏雨现象的产生。同时希望能够引起业内人士和有关部门的重视和关注，提高电厂脱硫系统的环保效益。某电厂5 台600 MW 亚临界燃煤机组，其脱硫系统采用石灰石湿法烟气脱硫工艺。其中， 1 号和2 号机组脱硫系统安装了烟气-烟气换热器（GG H) ，3号、4号和5号机组未安装GGH。对于未安装GGH的湿法脱硫装置，其排烟温度一般为45~ 55℃，且已达到湿饱和状态，主要成分为水蒸气、二氧化硫、三氧化硫等气体。低温下含饱和水蒸气的净烟气很容易产生冷凝酸，据实测，在净烟道或烟囱中的凝结物pH值为1~ 2，硫酸质量分数可达60%，具有很强的腐蚀性，造成湿烟气对烟道与烟囱内衬材料的腐蚀，大大增加了保养和维护费用。同时，较低的排烟温度将影响烟气的抬升高度和扩散，凝结水汽会在机组烟囱出口形成白色的烟气，烟气中携带的粉尘以及酸性溶解物聚集在液滴中落到地面形成“石膏雨”或酸雨，对环境造成污染，并腐蚀厂房以及生产设备的外皮与保温层。因此，必须采取有效措施解决低温烟气排放存在的问题。

17.1 新式烟气加热方案

目前已有的各种烟气加热技术（如GGH、烟气再燃、热管式换热器等）存在着腐蚀与堵塞严重、技术风险高、运行费用高等缺点，这也是目前越来越多的新建脱硫装置取消烟气加热的原因。为此，某电厂结合自身机组的实际情况，经过充分的研究探讨，提出了利用锅炉二次热风对脱硫低温烟气进行加热的方案。

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下图为利用锅炉二次热风加热脱硫后低温烟气的方案示意图。利用锅炉二次热风的裕量，从空气预热器后二次风风道抽取一部分二次热风，直接注入脱硫系统出口烟气烟道。在混合段内二次热风与脱硫后净烟气混合加热，提升净烟气温度，提高烟囱排烟的抬升高度，同时减少烟道烟气结露积酸。

利用锅炉二次热风加热脱硫后低温烟气的方案示意图

从锅炉空气预热器出口的二次风两侧烟道联络处引出一路热风管，绕过电除尘至脱硫除雾器出口烟道，在烟气混合器内与脱硫后的净烟气混合，提高烟气温度后，通过烟囱排空。在脱硫主烟道顶部与混合器之间，设置一个百叶窗式电动调节门，运行时可以通过控制电动调节门的开度来控制烟气加热温度。

为保证二次热风与脱硫后烟气混合迅速、均匀，短时间内达到最佳的换热效率，烟气和二次热风混合段设计为文丘里型烟道，二次热风以顺流混合方式从文丘里型管道的喉部注入烟道。利用文丘里型管加速降压的作用，适当控制文丘里型管的渐缩段缩角、渐扩段扩角，强化脱硫烟气与二次热风的气流混合，提高混 合传热效率。

所抽取的二次热风需由空气预热器出口流动至烟气脱硫（FGD）出口烟道，流程长，流动阻力大，文丘里型烟道还对所抽取的二次热风有较强的引流作用，这一点对本设计方案的实现尤为有利。文丘里型烟道会增加烟气流动的阻力，方案实施后烟气温度上升，烟囱的自拔力增加，会部分抵消阻力增加所带来的影响，而且，某发电厂的脱硫增压风机裕度较大，足以保证烟气的正常流动。

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17.2 新式烟气加热设计方案的可行性分析 17.2.1 湿烟气加热温度的确定

根据GB/T 13931—2002《干湿球温度法》，分别测试了1号、3号机组烟气湿度，测试结果（见表1）表明，1号、3号锅炉FGD 装置出口净烟气湿度基本一致。

表1 某电厂1号、3号锅炉脱硫烟气测试结果比较 测试项目 FGD装置出口净烟气湿度/% 吸收塔出口烟气温度/℃ FGD 装置出口烟气温度/℃ 烟气排放效果 1号机组 （有GGH） 12.6 50~55 70 无白烟与 “石膏雨” 3号机组 （无GGH） 13.6 50~55 50~55 有白烟与 “石膏雨” 可见，对于无GGH的机组，只要将FGD装置出口净烟气加热到1 号锅炉的水平（约70℃），即可有效地消除烟囱白烟，达到与加装GGH 同样的效果。考虑到一定裕度及烟道与烟囱的溫降为2~4℃，将空气与烟气混合点的温度定为76℃。

17.2.2 加热二次风所需风量的确定

按照表2的计算结果，若要混合后烟气温度达到76℃的预设目标值，则二次风风量需要增加14.37%。实际中按增加15% 的风量实施。 17.2.3 加热所需二次风裕量的确定

按热力计算结果，原始工况的二次风总量为308.85m3/s，增加15%的风量后，二次风总量为383.64m3/ s，新增风量约74.79m3/s。

某发电厂每台机组的锅炉配有两台送风机，每台送风机的设计最大流量为249.3m3/s，总风量为498.4m3/s。日常运行中经济连续出力（ECR) 工况下送风机开度仅在30% ~ 35% 之间。可见，送风机设计裕量较大，可以满足本工程新增 二次风量的需要。

表2 加热二次风疯了核算表

项目 加热到76℃ 加热到74℃ 234.1239 加热到73℃ 235.1426 加热到72℃ 236.1612 加热到70℃ 238.1983 热风降温后放232.0865 出的单位热量/ 30

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（kJ·k g-1） 烟气升温后吸收的单位热量/ 25.8049 （kJ·k g-1） 饱和汽温度提高的单位热量/ 48.7621 （kJ·k g-1） 饱和水变饱和汽吸收的热量/ 2430.7362 （kJ·k g-1） 干烟气的质量2374530.00 流量/（kg·h-1） 烟气饱和汽的质量流量/ 191186.00 （kg·h-1） 烟气饱和水的质量流量/ 130.86 （kg·h-1） 新增热风的质305.56 量流量/（t·h-1） 冷风（22.6 ℃) 体积流量/258023.75 （m3·h-1） 热风（302℃） 体积流量/ 502081.39 （m3·h-1） 送风机设计出力最大点风量/ 1794960.00 （m 3 ",h-1) 送风机设计出力最大点风量/ 2125616.03 （kg ",h-1） 新增热风占二次风（设计出力最大点）的百分比/ % 23.8154 22.8209 21.8266 19.8386 45.0048 43.1265 41.2485 37.4933 2426.9789 2425.1006 2423.2226 2419.4674 2374530.00 2374530.00 2374530.00 2374530.00 191186.00 191186.00 191186.00 191186.00 130.86 130.86 130.86 130.86 279.65 266.87 254.2 229.19 236146.45 225352.69 214653.86 193536.09 459510.95 438507.68 417689.12 376596.62 1794960.00 1794960.00 1794960.00 1794960.00 2125616.03 2125616.03 2125616.03 2125616.03 14.3749 13.1561 12.5547 11.9587 10.7822 17.3 新式烟气加热方案对机组的影响

以增加15% 二次风风量的工况与原始工况进行对比，分析改造方案实施后燃烧系统主要烟风参数的变化，以及对锅炉运行的影响。 17.3.1 降低二次风温度对锅炉燃烧经济性和稳定性的影响

通过计算表明，新增15%的二次风风量对一次风温度的影响不大，二次风温

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度则由323℃降低到304℃，仅降低了19℃。某电厂燃用的煤极易着火和燃尽，燃烧性能优异，但结渣严重。根据DL/T831—2002《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》有关二次风温度选取的建议，燃用煤的二次风温度可选取300℃左右。因此，二次风温度的降低不会对锅炉燃烧的经济性和稳定性产生不利影响。 17.3.2 降低空气预热器出口烟气温度对设备腐蚀的影响

通过计算表明，新增15%二次风量后，锅炉排烟温度将由128℃下降至115℃。表3为某电厂燃用煤种酸露点的计算结果，可见，对于低硫煤，改造后的排烟温度仍明显高于酸露点，不会产生对设备的腐蚀；但对于高硫煤，空气预热器冷端就存在低温腐蚀的可能性。

表3 煤酸露点计算表（按煤中硫的质量分数计算)

项目 煤中硫的质量分数/ % 煤中灰的质量分数/ % 低位发热量/（MJ·k g-1） 硫量折算值/（g·kJ-1) 灰量折算值/（g·kJ-1) 飞灰份额 过剩空气的影响系数 数值1 0.39 7.18 23.86 0.016 0.300 0.90 125 数值2 0.58 9.05 23.59 0.0 0.383 0.90 125 6.82 38.19 92.6 数值3 1.54 7.16 23.04 0.067 0.310 0.90 125 7.49 39.98 117.2 烟气中水蒸气的质量分数/% 7.67 水露点/℃ 酸露点/℃ 40.44 88.8 17.3.3 锅炉热效率

二次风风量增加后，排烟温度降低，排烟热损失减少。但是，由于部分二次热风排空，入炉热量减少，总的锅炉热效率将会略为降低。计算表明，增加15% 二次风风量将会使锅炉热效率降低0.651%，目前的锅炉热效率为93.75%。 17.3.4 辅机电耗

表4反映了该烟气加热方案对辅机电耗的影响。

表4 辅机电耗的变化情况

辅机名称 电耗 说明 32

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送风机 增加 风量增加15% 一次风机、引风机、磨煤机、略微增加 灰渣系统、脱硫系统 考虑了由于锅炉效率下降所引起的燃煤量变化 电除尘器 效果不明显 烟温下降，电除尘效率上升 17.4 新式烟气加热方案的经济性分析

新式烟气加热方案的经济效益显著，表现为：

（a）可节省烟道尾部因酸性腐蚀造成的维修费用，一台机组可节约30万元/a(人民币结算，下同)。

（b）可减少“石膏雨”、石膏浆液酸性腐蚀造成对设备的腐蚀和对保温层的破坏，因此类腐蚀所增加的防腐油漆和更换保温皮费用约100 万元/ a。

（c）与1号、2号机组加装了GGH 的情况相比较，一套GGH 的造价为1 200 万元，所需电费2万元/a，日常维护费70万元/a，换热元件的损耗费70万元/a，增压风机的电耗增加费用为200万元/a以上。如果整体实施新式烟气加热方案，需要费用大约377万元，比安装GGH节约资金约823万元。

（d）二次风量增加后，排烟温度降低，排烟热损失减少，但是，由于部分热二次风排空，入炉热量减少，总的锅炉热效率将会略为降低，与原始工况进行对比，增加15%的二次风量后锅炉热效率将会降低0.651%。

（e）送风机增加15%出力，送风机电耗增加约16.5%。 17.5 与国内外其它湿烟气排放技术的比较

国内外湿烟气排放主要有加装GGH、火焰加热、热管换热器、烟塔合一、湿烟囱排放和二次热风加热等技术，各技术的比较见表5。

表5 湿烟气排放技术的比较

技术方案 技术要点 进入脱硫塔前的锅炉排烟（原烟气) 与脱硫后的净烟气间进优点 可以降低进入吸收塔的烟气温度，减少吸收塔的水耗；充分利缺点 设备庞大，价格昂贵；腐蚀与堵塞严重；由于泄漏，降低了系统的33

应用实践 国内外应用较广泛。国内安装FGD系统的机组几乎都加装了实施的可能性 GGH 中等

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行对流换热 用了烟气余热 脱硫效率；系统阻力大，增加FGD运行费用 GGH；发达国家的烟气脱硫正在向取消GGH的方向发展。 火焰加热 在烟囱底部安装燃烧洁净燃料(如天投资与维护然气)的燃烧费用较低 器，对脱硫后的烟气进行火焰加热 需使用相对昂贵的洁净燃料，运行费用较高 美国一些电厂应用 低 热管换热器 利用热管技术吸收热烟气余热，用于加热冷烟气 传热效率高；没有附加动力消耗，运行腐蚀与堵塞费用低；操作严重；技术风和维护简单，险高 不需 备品、备件 提高了排烟效率；提高了人力和物力的利用，节约建设用地，节省工程投资；可大大降低脱硫系统排烟阻力、减少脱硫电耗和运行费用 投资、运行和维护费用较低 充分利用电厂现有设备，投资、运行和维护费用较低，改造的技术风险小 在工业锅炉上有所应用，在大容量电低 站锅炉上尚无应用实践 烟塔合一 利用冷却塔热量加热湿烟气后排入大气 空气冷却、江水冷却以及海水冷却机组不能应用 国内电厂有所应用 无 湿烟囱排放 烟气不经过加热直接通过钢制湿烟囱排放 二次热风直接注入脱硫后烟气，热风与烟气混合传热，提高烟气温度 环保性低，烟囱本身腐蚀严重 国内外电厂均有应用 很低 二次热风加热 影响锅炉效率，提高了空气预热器腐蚀倾向 无应用 较高

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火力发电厂脱硫系统取消旁路烟道事故降温余热利用石膏雨治理成套装置可行性研究报告

17.6 项目前景

结合综上所述，石膏雨问题的治理是一项技术性要求比较高的工作，其治理的好坏不仅影响到许多电厂脱硫系统的运行生产，而且对周围生态环境也会造成一定的污染。结合某电厂自身设备的实际情况，经过比较和充分的研究探讨，提出了利用锅炉二次热风加热脱硫后烟气的方案。该方案充分利用电厂设备本身的裕量，技术风险较小，工程投资额较少，易于安装实施。不需要进行专门的人员培训，也无需设置专门的运行岗位，设备运行维护工作量较少，且不影响FGD系统的正常运行，并能够有效解决脱硫装置目前存在的问题，具有明显的社会效益、经济效益。

第十八章 附图

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