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
17.2 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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