件损失风机出口风温风机全压效率风机轴功率天津北疆发电厂期工程机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告华北电力设计院工程有限公司风机转速经向电厂征询引风机实际运行情况，得知目前电厂锅炉运行氧量控制较低，同负荷比设计值低，电厂提供的机组引风机实际运行参数如下项目单位引风机动叶开度引风机电流引风机流量引风机进口压力引风机出口压力引风机动叶开度引风机电流引风机流量引风机进口压力引风机出口压力根据上表负荷下引风机的实际运行参数，可知两台引风机的流量介于工况和工况之间。稳妥起见，烟气系统实际阻力按照与工况计算全压升相比来考虑，引风机实际全压升，引风机实际全压升，阻力至少降低约，折算到工况拟按阻力降低计。如与之间流量对应的工况相对比，实际阻力降低还有左右的空间。根据初步的方案征询，脱硝催化剂厂家脱硫改造厂家除尘器厂家提供了初步的阻力增加值，据此，本期工程环保综合改造工况下引风机阻力增加估算值见下表项目增加阻力值备注脱硝改造增加层催化剂低低温电除尘改造增加前端换热器除尘器本体阻力略有降低，可忽略不计脱硫改造喷淋层改进，除雾器改进湿式电除尘器增设湿式除尘器净烟道增加阻力估算值与选定流速有关合计综上，本次改造后引风机参数拟暂定如下项目工况备注天津北疆发电厂期工程机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告华北电力设计院工程有限公司风机入口体积流量风机入口质量流量流量裕量按计风机入口温度温度裕量按计入口空气密度改造前风机全压升参照运行值，工况计算值折减改造增加阻力改造后风机全压升压头裕量按计改造后风机比功压缩系数按照上表的风机参数，对照风机性能曲线，可以看出，工况风机运行点左移，但仍处于高效区，风机效率接近工况点接近失速线，有失速的风险，但考虑到前文中实际运行烟气系统阻力考虑较为保守，尚存有定的空间，建议本次改造暂按不进行引风机改造考虑，在脱硫脱硝除尘的设备招标过程中尽量控制设备阻力，为运行留出些空间。对锅炉的影响烟气综合净化改造，都是对省煤器出口烟气进行净化，故不会对锅炉燃烧产生影响。由于脱硝改造只是增加了层催化剂，故对空预器也不会带来新增的影响。引风机的运行压头升高，炉膛内爆风险加大，但原引风机选型时，已针对引风机性能曲线进行了炉膛安全性的评估，故可保障炉膛的安全。对烟囱的影响烟气综合净化改造后，排入烟囱的烟气更洁净有效去除了烟气中的粉尘石膏及重金属等物质，而烟气温度基本保持不变，故不会对烟囱带来额外的影响。对热力系统的影响低低温电除尘器系统中的前端换热器，利用凝结水换取烟气余热，提高了机组热效率。在热力系统上，前端换热器与号低加并联，可减小机组段抽汽，同时由于提高了号低加进水温度，亦可减小部分段抽汽。综合技术经济比较改造前后的机组热经济性对比见下表台机组，工况工况单位改造前改造后差值天津北疆发电厂期工程机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告华北电力设计院工程有限公司工况单位改造前改造后差值发电机端输出功率除尘器前端换热器回收热量汽轮发电机组热耗率管道效率η锅炉效率η发电标煤耗年标煤耗量万吨每台机组年节约标煤费用万元说明年利用小时数按计标煤价按元吨计算。此外，烟气综合净化改造导致引风机阻力增加约，引风机体积流量减小约，引风机电耗共增加，综合厂用电率增加，年利用小时数按计，成本电价按元度计算，号机组年增加厂用电费用约万元。每台机组脱硫耗水量减小，年利用小时数按计，年节水量万吨，节约水费万元。每台机组年液氨耗量增加吨，每年增加成本万元。净烟气再热消除烟囱白烟北疆电厂期工程未设置，石灰石石膏湿法脱硫装置后饱和湿烟气由烟囱直接排出。湿烟气携带有少量雾滴，且在排入大气的过程中，烟温有所降低，净烟气携带的饱和水蒸汽随烟温降低冷凝析出，烟囱出口水滴的出现产生了白烟现象，环境温度较低时更为明显。设置湿式除尘器，可以有效去除烟气中粉尘石膏重金属蓝烟及液滴等，有效降低机组烟尘排放，消除石膏雨现象，但湿烟气排入大气的过程中，仍然存在烟温降低带来的冷凝析出水滴，对白烟现象的改善作用有限。设置烟气再加热装置，将脱硫后的净烟气加热至过热状态，且保证烟气在烟囱出口仍适度过热，是改善白烟现象的有效措施。烟气再加热技术方案简述烟气再加热装置可分为回转式热媒水管式直燃式电加热式等多种型式，近年来国内改造项目中还开发了热二次风混合式烟气再热技术。直燃式和电加热式不太适合在设有湿法脱硫装置的大型燃煤机组上使用，本文不在赘述，仅对回转式天津北疆发电厂期工程机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告华北电力设计院工程有限公司热媒水管式和热二次风混合式烟气再加热技术进行简述。回转式烟气再加热装置蓄热回转式烟气再加热器是最为常用的烟气烟气换热装置，其工作原理与电站锅炉回转式空气预热器相同，高温侧为未经脱硫处理的高温烟气，低温侧是湿度大的低温净烟气，换热通过平滑的或者带波纹的金属薄片载热体进行。我国目前投运的烟气再加热器均是回转式，但是从国内情况看，在运行过程中容易出现从除雾器逃逸的饱和石膏浆液被烟气携带到，粘附在换热单元表面，并在旋转时与原烟气的飞灰接触，加剧形成了结垢，造成换热元件堵塞，影响脱硫系统的安全运行。取消脱硫烟气旁路后，能否正常投运直接影响到烟气系统的安全运行，进而影响到机组的安全运行。此外，回转式不可避免的有定的泄漏率，通常控制在，由于原烟气压力高于净烟气压力，原烟气将会漏入净烟气，使脱硫后净烟气中浓度有所增加，为达到的排放限制，需要进步提高脱硫系统的脱硫效率。当脱硫效率提高有困难时，需要控制电厂来煤的含硫量。热媒水管式烟气再加热装置热媒水管式烟气再加热装置又称无泄漏型烟气烟气换热装置。原烟气降温换热器安装在锅炉空气预热器与电除尘器之间，净烟气升温换热器安装在烟囱的入口。两个换热器之间由热媒水管连接，通过热媒水的密闭循环流动，实现热量从原烟气向脱硫后净烟气转移。早在年代日本三菱公司设计的我国华能珞璜电厂期工程曾采用过系统，由于当时缺少经验，换热器设置位置和材料选择不尽合理，实际应用中出现了明显的管路腐蚀，在脱硫系统改造时被拆除。后三菱公司进行了改进，将和低低温除尘器组合使用，取得了较好的效果，十余年来日本的新建电厂大多采用了这种烟气再加热装置，且多与低低温除尘器组合使用。混合式烟气再加热技术混合式烟气再加热技术是从空气预热器后抽取部分热二次风，直接注入脱硫系统出口烟道，通过烟气混合器与净烟气汇合，提升净烟气温度的烟气再加热方式。该技术在中电投抚顺热电厂等项目改造中进行了应用。利用热二次风直接混合加热净烟气，进入炉膛的二次热风温度有所降低，锅炉效率略有下降。混合加热用天津北疆发电厂期工程机组烟气污染物超低排放改造工程可行性研究报告华北电力设计院工程有限公司的热二次风份额越大，净烟气温升越高，但锅炉效率下降也越大。热二次风份额的选择需综合考虑确定。本工程烟气再加热技术的选择本工程脱硫装置改造目标为排放不高于，脱硫效率不低于，拟采用国内最为先进的脱硫塔内技术，取得国内领先的排放控制指标。如采用回转式，将大为增加脱硫装置改造的难度，且改造空间有限，难以布置。故本次改造烟气再加热技术仅在热媒水管式和热二次风混合式中对比选择。热媒水管式方案热媒水管式方案，与低低温除尘器并考虑。系统主要包括原烟气降温换热器净烟气升温换热器热媒水系统。经计算，若采用此方案，满负荷工况，原烟气由降温至的热量，可将净烟气升温至。原烟气降温换热器即为低低温除尘器的前端换热器，布置在除尘器入口的水平烟道上。净烟气升温换热器需采用高级防腐管材，可分高低温段采用不同材质，以节约成本。净烟气升温换热器可布置在湿式除尘器后水平烟道上。热媒水系统包括台热媒水泵两运备热媒水稳压罐蒸汽加热器，及相应阀门管道等。热媒水系统可布置在水平烟道下方的空间内。除尘器前端换热器的烟气温降大，换热量大，换热器体积及荷载较大，如前文所述，其荷载大于台时，将超过烟道支架桩基的承受能力，需将换热器布置在除尘器封头，并在除尘器前消防通道处进行支架设置并打桩，改造工作量加大，投资增加，改造工期拉长。净烟气换热器布置在水平烟道上，需对原烟道支架基础进行补桩，并对原烟道支架钢结构进行补强，以承担净烟气换热器约的载荷。对引风机的影响未考虑净烟气换热器阻力时，如前文所述，引风机经核算，目前运行裕量基本可以满足脱硝增设层催化剂脱硫系统改造除尘系统改造设置低低温除尘器前端换热器湿式除尘器及连接烟道的阻力增加，虽然取下限裕量后点已近失速线，但本次尚可暂不做改造。增加净烟气换热器，在改造场地有限的情况下阻力增加，暂按，则风机运