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

2.2应用效果分析

系统投运后，由电科院科研人员对机组进行了性能试验，通过系统投运前后9个月的监测数据对比，考察了系统节水、节能以及颗粒物脱除的效果。

2.2.1系统回收水量及节水量

在330MW额定工况时，FGC2回收水量为6.4t/h，比设计值(5.7t/h)高出0.7t/h。回收水量增加的原因是流过FGC2的闭式循环水温度低于设计值，对烟气的冷却效果较好。由此推断在冬季凝结水温度较低时，FGC2将回收更多的冷凝水。

依据脱硫塔水耗数据，系统投运的前9个月，两台机组脱硫塔耗水累计为520879t；系统投运后的9个月，2台机组脱硫塔耗水量累计为346747t。两台机组同比节约脱硫水耗量174132t。

该厂有两台相同的机组，由于只对其中的2号机组进行了改造，假设两台机组同期脱硫水耗相同，1号、2号机组脱硫塔在系统投运前9个月水耗均为260439.5t，2号机组脱硫塔在系统投运后9个月水耗比同期减少174132t，同时FGC2回收冷凝水量累计为26400t。据此计算，该脱硫系统节约用水约为77%，大大降低了脱硫系统的水耗。

2.2.2系统节能效果

在330MW工况下分别在系统投入和停止的情况下，对机组进行了性能试验，主要数据见表4。

表4 330MW负荷发电煤耗率对比

从表4可以看出：系统投入可降低机组热耗率为83.287kJ/(kW·h)，降低发电煤耗率为3.09g/(kW·h)。为了防止氟塑料管子堵塞，在闭式循环水管路临时增加了滤网，系统管路阻力增加，导致闭式循环水流量减少。在保证水质的情况下，若拆除临时滤网，可减少系统管路阻力，使循环水流量增大，系统回收的烟气余热同时会增加，机组热耗率和发电煤耗率可进一步降低。

2.2.3颗粒物脱除能力

在系统投入的情况下，对脱硫塔出口的氟塑料换热器FGC2-H的进、出口颗粒物浓度进行测量，结果见表5。FGC2-H入口固体颗粒物浓度为11.31mg/m³，出口为8.08mg/m³，达到了超低排放(10mg/m³)的标准。据表中的数据计算，氟塑料换热器对固体颗粒物的脱除效率为28.6%。由此可见，系统在能回收烟气余热和水分的同时，实现了颗粒物的协同脱除。

表5 脱硫塔出口烟气冷却器前后烟尘含量

3 结 论

1)利用具有良好抗酸腐蚀性能的氟塑料换热器和蒸汽相变机理，设计了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。该系统包括两级间接传热式烟气冷却器，分别布置在脱硫塔进口和出口，将烟气冷却器回收的热量用于加热凝结水。烟气冷却器由吸收烟气热量的氟塑料换热器和向凝结水传热的板式换热器构成，氟塑料换热器和板式换热器通过闭式循环水管路连接，并将回收的烟气热量传递给凝结水。

2)该系统成功地应用于某330MW供热燃煤机组，通过9个月的数据分析和机组性能对比，该系统累计回收烟气冷凝水量26400t，节约脱硫系统用水77%。在330MW额定工况下，系统可回收烟气中的水分为6.4t/h，降低发电煤耗为3.09g/(kW·h)，脱硫塔出口固体颗粒物浓度为8.08mg/m³，达到了超低排放(10mg/m³)的标准。

3)氟塑料换热器可有效防止低温腐蚀，脱硫塔出口的氟塑料换热器使烟气中的水蒸气凝结，并实现颗粒物的协同脱除。系统实际运行情况表明，通过优化系统参数，可进一步提高系统的节能、节水和颗粒物脱除效果。

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