火电厂烟气温度和火电厂烘煤热损耗

火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%以上，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，占锅炉总热损失的80%或更高。排烟热损失的主要影响因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%，发电煤耗增加2g/kWh左右。我国现役火电机组中，锅炉排烟温度普遍维持在125～150℃左右水平，褐煤锅炉为170℃为左右，排烟温度高是一个普遍现象，由此造成巨大的能量损失。

电站锅炉排烟余热深度回收利用系统安装在除尘器之后、脱硫塔之前的烟道中，可以最大程度地降低烟气温度，使烟气温度再降低40～50℃。在一些采用

湿烟囱或烟塔合一等最新烟气排放技术的电厂，脱硫塔入口烟温可降低到85℃

左右，使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔的冷却水耗。

全国火电厂已投运烟气脱硫机组容量占全国燃煤机组容量的66％，其中90％以上采用石灰石/石灰一石膏湿法烟气脱硫工艺。湿法烟气脱硫系统中，吸收塔出口净烟气温度一般为47~51℃，设置GGH（烟气换热器）可将净化后的饱和湿烟气加热到约80℃排放，从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。根据国内电厂实际状况，在环境湿度未饱和的条件下，安装和不安装GGH对烟气抬升高度有一定差异。

目前，电厂烟囱主要在以下四种工况下运行：

1. 排放未经脱硫的烟气，进入烟囱的烟气温度在125℃左右，在此条件下，烟囱内壁处于干燥状态，烟气对烟囱内壁材料不直接产生腐蚀。

2. 排放经湿法脱硫后的烟气，并且烟气经GGH系统加热，进入烟囱的烟气温度在80℃左右，烟囱内壁有轻微的结露。

3. 排放经湿法脱硫后的烟气，不设GGH系统，进入烟囱的烟气温度在50℃左右，烟囱内壁有严重的结露，沿筒壁有结露的酸液流淌。

4. 脱硫后，因各种原因停开的FGD,在这种情况下烟气的工况是干湿交替运行。

经计算，烟气脱硫后酸露点温度有明显下降，某电厂燃用设计煤种，原烟气酸露点为132.2℃，当烟气脱硫效率为90%时酸露点为92.7℃，当烟气脱硫效率为95%时酸露点为83.9℃。湿法脱硫工艺对烟气中的SO2脱硫效率很高，一般都能达到95%以上，但对造成烟气腐蚀主要成分的SO3脱除效率不高，约20%左右，且湿法脱硫处理后的烟气一般还含有氟化氢和氯化物等强腐蚀物质，是一

种腐蚀强度高、渗透性强、且较难防范的低温高湿稀酸型腐蚀。

一般的烟气湿法脱硫处理是采用加设GGH系统来提高烟气温度(80℃左右),以减缓烟气冷凝结露产生的腐蚀性液体，此时，烟气对烟囱内部腐蚀将明显减轻。从理论上讲，采用GGH系统能有利于减缓烟气的腐蚀(即提高烟气温度，减少结露)，但烟气湿度、水分这些诱发腐蚀的因素依然存在，因此，烟气脱硫后，对烟囱的腐蚀隐患并未消除。而湿法脱硫处理且不设GGH的烟气温度低(50℃左右)、湿度大，腐蚀烟气处于全结露状态。因而腐蚀性更强,对烟囱的防腐要求更高。

电厂排烟温度：

1. 排放未经脱硫的烟气，进入烟囱的烟气温度在125℃～150℃左右，褐煤锅炉为170℃为左右。烟气对烟囱内壁材料不直接产生腐蚀，但是直接排放到大气中。

2. 一般在除尘器之后、脱硫塔之前的烟道中，加装电站锅炉排烟余热深度

回收利用系统安装，可以最大程度地降低烟气温度，使烟气温度再降低40～50℃。在一些采用湿烟囱或烟塔合一等最新烟气排放技术的电厂，脱硫塔入口烟温可降低到85℃左右，使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔的冷却水耗。

3. 排放经湿法脱硫后的烟气，并且烟气经GGH（烟气换热器，提高烟气温度，减少结露腐蚀）系统加热，进入烟囱的烟气温度在80℃左右。烟囱内壁有轻微的结露腐蚀。

4. 排放经湿法脱硫后的烟气，不设GGH系统，进入烟囱的烟气温度在50℃左右。烟囱内壁有严重的结露，沿筒壁有结露的酸液流淌。

1. 高水分的褐煤在炉膛中燃烧时，煤中的水分吸热蒸发，大量的气化潜热从烟囱白白的排了出去，据实验测算，在燃烧过程中汽化消耗掉的能量多达20%。

2. 增大了烟气的水蒸汽含量和排烟损失，锅炉效率被降低很多。

3. 烟气中水蒸汽含量升高，会使烟气中的水分分压压力变大和烟气露点降低，导致省煤器等低温受热面的积灰和腐蚀加剧。同时烟气量的增加还同时会导致引风机电耗增加。

4. 原煤水分过多使得制粉干燥的风量需求也相应增加，导致管道磨损，进而增加了排粉机的电耗，会造成煤仓、给煤机及落煤管中的粘结性堵塞。

5. 燃用的褐煤水分高还使得煤粉在炉内飞扬不畅，着火迟缓，燃烧不完全等情况。

6. 煤中含有适量水分，对燃烧能起催化作用；另一方面，也不会造成煤粉飞扬而污染环境。

总而言之，高水分的褐煤对机组的影响最终导致热效率的降低，经济性损失严重。电厂燃煤全水分量控制在6—8%范围内。最高不宜超过10%。

一般情况下，要使煤中1kg水分蒸发，约需要2500kJ的热量，相当于0.085kg 标准煤的低位发热量。

我国发电汽锅用煤的全水分大致在M ar=2%~44%。如果以平均值23%的含水量计算，将每吨发电燃煤干燥至发电机组允许的全水分含量8%，需消耗375MJ 的能量，相当于0.013t标准煤的低位发热量，可以发104度电。而一般一吨煤可以发3300度电。

中速磨煤机

目前国内采用的中速磨煤机有以下四种：辊－盘式中速磨，又称平盘磨；辊－碗式中速磨，又称碗式磨或RP型磨，球－环式中速磨，又称中速球磨或E型磨；辊一环式中速磨，又称MPS磨。这些磨煤机的工作转速为50～300r/min,故称中速磨煤机。

中速磨有共同的工作原理。它们都有两组相对运动的碾磨部件，碾磨部件在弹簧力、液压力或其它外力作用下，将其间的原煤挤压和碾磨，最终破碎成煤粉。通过碾磨部件旋转，把破碎的煤粉甩到风环室，流经风环室的热空气流将这些煤

粉带到中速磨上部的煤粉分离器，过粗的煤粉被分离下来重新再磨。在这个过程中，热风还伴随着对煤粉的干燥。在磨煤过程中，同时被甩到风环室的还有原煤中夹带的少量石块和铁器等杂物，它们最后落入杂物箱，被定期排出。

中速磨的煤种适应性不如低速球磨机广泛，它一般只适用于烟煤和贫煤，且煤的可磨系数≥50，原煤水分也不能过高（M f≤19％）。但中速磨重量轻、占地小、制粉系统管路简单、投资省；运行时还具有电耗低、噪音低等优点。因此这种中速磨煤机目前在大容量机组中已得到日益广泛的应用。

风扇磨煤机

风扇磨煤机是目前电站采用最多的一种高速磨煤机。风扇磨的构造类同风机，带有8～10个叶片的叶轮以750～1500r/min高速旋转。所不同的是这些叶片是采用锰钢制成，它又称冲击板。机壳上装有可拆换的耐磨护板，又称护甲，它是用Mn13制成。风扇磨运行时，原煤随干燥剂进入磨煤机后，被冲击板和叶轮框架击碎，煤粒又被溅到机壳的护甲上进一步击碎，合格的煤粉经分离器被干燥剂带出，过粗的煤粉又落回风扇磨中重新磨碎。整个煤的破碎方式以撞击为主。

风扇磨作为一种转动机械，结构简单、制造方便，占地面积及金属耗量均较少，因而初投资低。风扇磨还具有制粉系统简单，设备上得快等优点。此外，风扇磨集干燥、破碎、输送三种功能于一身，所以可少用一台风机。风扇磨中的煤粒大多处于悬浮状态，通风和干燥十分强烈；所采用的干燥剂可由热炉烟、冷炉烟和热空气混合组成。运行中可根据燃煤水分，调节这三种介质的比例，控制方便灵活，并使得干燥剂具有良好的防爆作用。

风扇磨在运行中冲击板磨损大，寿命短。如大型S型风扇磨的冲击板寿命只有1200h左右。经验证明，风扇磨最适合磨制高水分褐煤（外水M f>19%或全水分M t>30%），同时也可用于磨制一些较软烟煤。此外，风扇磨磨煤系统存在较严重漏风问题。

各种类型的磨煤机均有各自的优缺点和对煤种的适应范围。电厂设中燃煤锅炉磨煤机的选型非常重要，首先必须根据所燃用的煤种及采用的哪种制粉系统来进行考虑，要考虑到设备运行的可靠性和经济性。在衡量一种磨煤机运行经济性时，要全面分析制粉电耗、制粉金属材料消耗和检修维护的人工消耗等三项指标。除此之外，还要兼顾到投资、磨煤机的布置安装条件以及运行中的具体现实问题。