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
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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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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