协同颗粒物脱除和水分回收的电站锅炉烟气余热利用系统

1.3冷凝脱除颗粒物原理

系统通过脱硫塔出口的氟塑料换热器FGC2-H，利用蒸汽相变机理实现烟气中颗粒物的脱除。燃煤锅炉烟气中含有12%～16%的水蒸气，当烟气进入脱硫塔后，与石灰石浆液接触，烟气被石灰石浆液中的水冷却，同时大量的水蒸发成水蒸气，使烟气处于饱和状态。脱硫塔在脱除SO₂的同时，还脱除了一部分颗粒物。

处于饱和状态的烟气离开脱硫塔时，夹带了未脱除的颗粒物及细小的石灰石、石膏颗粒。烟气流过FGC2-H氟塑料换热器时冷凝，在该过程中，水蒸气在细颗粒表面核化凝结，使颗粒粒度增大，质量增加。

当烟气流经氟塑料管束时，颗粒与管束发生惯性撞击，从烟气中分离，并随凝结的水一同沿氟塑料管流下。由于氟塑料管刚性较弱，在工作过程中受烟气的冲刷产生微弱震动，促进了颗粒物的脱除。此外，部分SO₂在冷凝过程中被凝结液吸收脱除。

2 系统的工程应用及效果分析

采用协同颗粒物脱除和水分回收的锅炉烟气余热利用系统对北方某330MW燃煤供热机组进行改造。该机组锅炉为亚临界、一次再热、自然循环锅炉，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料为烟煤，煤质分析如表1所示。锅炉最大连续蒸发量为1102t/h，燃烧设计煤种时的煤耗量为158t/h。

汽轮机为C330/262-16.7/0.3/538/538型，采用8段抽气，热力系统见图1。该厂投产后，排烟温度一直偏高，采暖期为130℃，非采暖期为150℃，严重影响了锅炉效率，同时，脱硫塔的水耗也较高。

表1 煤质分析

2.1系统设计参数

系统设计参数如表2所示。烟气流经第一级烟气冷却器FGC1后，烟温由150℃降至92℃。脱硫塔出口为50℃的饱和烟气经烟气冷却器FGC2后被冷却至49.2℃。全部的凝结水以772t/h的流量流入FGC2板式换热器后，温度由40℃升至49.2℃，随后凝结水分为两路，凝结水以324t/h进入FGC1的板式换热器加热至106℃进入6号低压加热器，其余的直接进入8号低压加热器。烟气冷却器FGC1和FGC2的闭式循环水流量分别为340，772t/h。系统设计的回收水量为5.7t/h。

表2 系统设计参数

为了便于烟气冷却器的安装，氟塑料换热器采用模块化设计，其结构参数见表3。

表3 氟塑料换热器结构参数

氟塑料换热器FGC1-H包含8个换热模块，布置在脱硫塔进口的两个水平烟道内，氟塑料管外径为7mm，壁厚为0.6mm。氟塑料换热器FGC2-H安装在脱硫塔出口水平烟道内，由7个模块组成，氟塑料管外径为5mm，壁厚为0.4mm。由于采用小管径、薄壁厚的氟塑料管，导热系数较小但并未影响传热效果。每个换热模块均配备了冲洗水系统以防止积灰(见图2)。

图2 脱硫塔出口氟塑料换热器

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