煙氣露點計算及煙囪冷凝水量計算方法及結(jié)果（完整版）實用資料(可以直接使用，可編輯完整版實用資料，歡迎下載）

7煙氣露點計算及煙囪冷凝水量計算方法及結(jié)果煙氣露點計算及煙囪冷凝水量計算方法及結(jié)果（完整版）實用資料(可以直接使用，可編輯完整版實用資料，歡迎下載）7.1煙氣中水蒸汽露點溫度的計算當已知煙氣中的含濕量dg(g/kg干煙氣時，可按下式計算煙氣中的水蒸汽露點溫度（水露點）tDP:1當dg=3.8g/kg～160g/kg時：tDP.O=,℃;(7.1-12當dg=61g/kg～825g/kg時t’DP·O=,℃;(7.1-2式中：Pg——煙氣的絕對壓力，kPa；dg——煙氣含濕量g/kg干煙氣；ρg——干煙氣密度kg/Nm3。7.2煙氣酸露點溫度的計算a.按燃煤成分為基準的計算方法燃煤鍋爐的煙氣酸露點按下述公式計算：tDp=tDp.o+℃(7.2-1式中：tDp.o——煙氣中純水露點溫度，按7.1確定。SSP?！剂险鬯懔蚍郑?·g/kcal，按可燃硫Sc.ar計算：SsP=Sc.ar×(7.2-1an——指數(shù)，表征飛灰含量對酸露點影響的程度；n=αfly·AsP。αfly——飛灰份額，對煤粉爐αfly=0.8～0.9；AsP——燃料折算灰分AsP=Aar×(7.2-1bβ——與爐膛出口過?？諝庀禂?shù)有關(guān)的參數(shù)，=1.2時β=121；=1.4～1.5時，β=129。一般工程計算中可取β=125。b.按煙氣成分為基準的計算方法1、參考式1（推薦作為下限式）：tDp=255+27.6lgPso3+18.7lg，℃(7.2-2式中：Pso3——煙氣中SO3分壓力，at——煙氣中水蒸汽分壓力，atPso3=·Pg(7.2-2aPg——煙氣絕對壓力，按at；Kso3——SO3轉(zhuǎn)化率，對煤粉爐KSO3=0.5%～2%（0.005～0.02），煤的含硫量高時取下限，含硫量低時取上限1）。1）當計及煤中飛灰堿性成份對SO3吸收作用影響時，實際上的轉(zhuǎn)化率值將變小。2、參考式2（推薦作為上限式）：tDP=186+26lgSO3+20lgH2O,℃(7.2-3式中：SO3——煙氣中SO3容積份額，%SO3=%(7.2-3aH2O——煙氣中水蒸汽容積份額，%H2O=%(7.2-3bc.SCR脫硝裝置出口煙氣酸露點的計算煙氣通過SCR煙氣脫硝裝置時因SCR催化作用而形成新的SO3轉(zhuǎn)化率，此時煙氣酸露點溫度的增幅可按下式估算：(7.2-3b式中：——煙氣通過SCR催化劑時形成的SO3轉(zhuǎn)化率，一般可按1%（0.01）選取。Kso3——SO3轉(zhuǎn)化率，對煤粉爐KSO3=0.5%～2%（0.005～0.02），煤的含硫量高時取下限，含硫量低時取上限1）。根據(jù)上述公式進行計算，本工程煙氣的酸露點溫度為：118℃。7.3煙囪冷凝水量的計算不設GGH的脫硫裝置在投運時煙囪入口的煙氣為濕飽和煙氣。由于煙囪外壁的散熱作用，煙囪內(nèi)壁的溫度略低于煙氣溫度，煙氣中的飽和水蒸汽在煙囪內(nèi)壁易凝結(jié)形成液態(tài)水。但由于缺少實測數(shù)據(jù)和精確的計算公式，對煙囪內(nèi)煙氣溫降和凝結(jié)水量的理論計算難于實現(xiàn)。因此，工程中通常采用近似的經(jīng)驗公式進行煙囪內(nèi)煙氣溫降和凝結(jié)水量的計算。根據(jù)對某電廠煙囪內(nèi)煙氣的溫降實測結(jié)果，煙囪中煙氣每升高12

m降低約1℃。煙囪中煙氣溫降(ΔT的近似經(jīng)驗計算式：ΔT=13*(ΔH/150*(250/P*(D/6*(Δt/105≈0.035ΔHDΔt/P℃(1式中ΔH為煙氣出入口高度差，m；P為煙囪對應的機組總?cè)萘浚琈W；D為煙囪出口內(nèi)徑，m；Δt為煙氣與環(huán)境空氣的溫差，℃。濕飽和煙氣的凝結(jié)水量可根據(jù)熱平衡方法進行計算，即煙囪的散熱量等于煙囪內(nèi)飽和煙氣中水蒸汽凝結(jié)時的放熱量。煙囪內(nèi)濕飽和煙氣的凝結(jié)水量Q的計算如下：Q=cV△T/Rkg/h(2式中c─煙氣平均比定壓熱容，1.38kJ/(Nm3·K；V─煙氣量，Nm3/h(標準狀態(tài)；△T─煙氣在煙囪內(nèi)的溫降，K；R─水蒸汽的汽化潛熱，kJ/kg。本工程脫硫后飽和煙氣中水蒸汽的汽化潛熱為2594kJ/kg，則根據(jù)有關(guān)數(shù)據(jù)及公式(1、(2計算煙囪內(nèi)煙氣溫降和凝結(jié)水量見表1。表1煙囪內(nèi)煙氣的凝結(jié)水量序號項目單位夏季（７月）冬季（１月）年平均1煙囪內(nèi)飽和煙氣溫降℃4.345.464.902煙囪內(nèi)煙氣的凝結(jié)水量t/h5.56.936.21由表1可見，飽和煙氣的凝結(jié)水量受環(huán)境溫度的影響較大，冬季的凝結(jié)水量明顯多于夏季。本工程年平均凝結(jié)水量約為6.21t/h，按機組年利用小時數(shù)6500小時計算，兩臺機組每年可回收用于脫硫的煙囪凝結(jié)水約4.0萬噸。文章編號:100428774(200306231205煙氣酸露點溫度的影響因素及其計算方法資金項目:湛江海洋大學自然科研項目(0312034收稿日期:2003209205賈明生,凌長明(湛江海洋大學工程學院,廣東湛江524025摘要:確定煙氣露點溫度,已成為避免低溫受熱面造成腐蝕、增加鍋爐運行安全性和提高鍋爐效率的關(guān)鍵所在。文章對影響煙氣酸露點的主要因素進行了分析,對幾種煙氣酸露點溫度的計算方法進行了對比和評價,并依據(jù)酸露點的圖表數(shù)據(jù),擬合出煙氣露點計算方程。關(guān)鍵詞:鍋爐;低溫腐蝕;煙氣;酸露點溫度;計算方法中圖分類號:TK22419文獻標識碼:AFactorsofAffectingtheFlueGasAcidDewPointTemperatureanditsWayofCalculationJIAMing2sheng,LINGChang2ming(EngineeringCollegeofZhanjiangOceanUniversity,ZhanjiangGuangdong,524025,ChinaAbstract:Determiningthefluegasaciddewpointtemperaturehasbecomethekeytoavoidlowtemperaturecorro2sion,toincreasethesafetyofboilerworkandtoimprovetheefficiencyofboiler.Thispaperanalysesthemainfactorsofaffectingthefluegasaciddewpointtemperature,contrastandevaluateseveralwaysofcalculatingfluegasaciddewpointtemperature.Thispaperalsoworksoutthecalculatingequationoffluegasdewpointaccordingtothechartfiguresofaciddewpoint.Keywords:Boiler;Lowtemperaturecorrosion;Fluegas;Aciddewpointtemperature;Calculationmethod1引言鍋爐使用的煤、重油及天然氣等燃料中都含有一定量的硫,在燃燒過程中S與O2生成SO2,并有少量的SO2在Fe2O3、V2O5等催化劑作用下轉(zhuǎn)化成SO3。通常情況下,鍋爐煙氣中SO3體積含量為1×10-6~50×10-6,水蒸氣約為10%,在煙氣溫度200℃以下時,SO3與水蒸氣完全結(jié)合成H2SO4蒸氣,微量的H2SO4蒸氣使煙氣的露點溫度顯著提高[1]。當鍋爐尾部換熱設備的壁面溫度低于煙氣露點溫度時,H2SO4蒸氣就會凝結(jié)在壁面上,形成濃度約為80%的硫酸溶液,粘附在換熱器壁面上,產(chǎn)生酸腐蝕。像熱水鍋爐、鍋爐的省煤器及空氣預熱器等低溫受熱面易受到酸侵蝕。在鍋爐的設計和運行中,排煙溫度是影響鍋爐效率和安全運行的重要因素之一。排煙溫度過高,排煙損失越大,文獻[2]指出,排煙溫度每升高15~20℃,鍋爐熱效率大約降低1%;排煙溫度過低,會使低溫受熱面的壁溫低于酸露點,引起受熱面金屬的嚴重腐蝕,危及鍋爐運行安全。因此,鍋爐的經(jīng)濟排煙溫度應當控制在稍高于煙氣露點的某個范圍內(nèi)。確定煙氣露點溫度,已成為避免低溫腐蝕、增加鍋爐運行安全性的關(guān)鍵所在。2影響煙氣露點溫度的主要因素2.1燃料種類燃油鍋爐的燃料中所含硫分燃燒后將主要形成SO2和少量SO3,但是在燃煤時的情況則不相同,其中有些硫分將形成FeS或其他形式存在于灰分中。在相同含硫量情況下,燃油煙氣的酸露點往往高于燃煤煙氣酸露點。圖1示出美國典型燃油機組和燃煤機組的露點溫度和腐蝕率的關(guān)系,由圖1可知,燃煤機組腐蝕程度小于燃油機組。圖1燃油和燃煤機組的腐蝕率2.2燃料硫含量和燃燒方式煙氣中硫酸蒸氣是由燃料中硫分氧化而來的,燃料含硫量越高,其露點溫度越高。煙氣中SO2對露點的影響很小,在相當大的濃度范圍內(nèi),酸露點的波動不超過1℃[3]。SO3對露點的影響很大,而SO3的形成是與燃燒設備和燃燒條件緊密相聯(lián)的。圖2為西安熱工所在一些電站鍋爐上測得的結(jié)果,也能說明這點。12鏈條爐22煤粉爐32液態(tài)排渣爐圖2煙氣露點溫度與燃料含硫量及燃燒方式的關(guān)系2.3過量空氣系數(shù)圖3示出了過量空氣系數(shù)高低對兩種形式氧化硫之間平衡狀態(tài)的影響。煙氣的溫度越低或O2含量越高,由SO2轉(zhuǎn)化為SO3比例會越大。因此,在保證充分燃燒的前提下,應盡量采用低過量空氣系數(shù),減少SO3生成量,降低煙氣露點。圖3溫度和過量空氣系數(shù)對SO3轉(zhuǎn)化的影響2.4煙氣中水蒸氣煙氣中水蒸氣的濃度愈大,水蒸氣的分壓力也愈大。只考慮水蒸氣的影響,水蒸氣對煙氣露點的影響如圖4所示。圖4水蒸氣濃度對煙氣露點的影響2.5飛灰或受熱面結(jié)構(gòu)及積灰影響低溫煙氣中的SO2繼續(xù)氧化成SO3需要有催化劑的促進作用,而鍋爐管子表面和煙道表面的鐵銹Fe2O3及煙氣中的V2O5等都是非常良好的催化劑,但未燃碳粒及鈣鎂等氧化物以及Fe3O4等則能吸收或中和煙氣中的SO2。燃油飛灰少,吸收作用較弱,因此對含有硫和釩的燃油經(jīng)燃燒后的煙氣中將具有相對較高的SO3含量,煙氣露點高。2.6其它影響因素除上述影響因素外,酸露點還與煙氣的壓力、煙氣在爐膛內(nèi)停留時間、爐膛內(nèi)溫度場分布不均以及空氣預熱器漏風處造成局部溫度偏低等情況有關(guān)。3煙氣露點溫度的計算由前所述,影響煙氣露點溫度的因素很多,所以很難從理論上直接精確地推導出煙氣露點溫度的計算式,一般皆由試驗取得,或通過實驗加上理論推導等方法確定。下面列舉一些主要酸露點確定方法和計算公式。3.1煙氣中SO3氣體濃度已知在煙氣酸露點的間接測量中,都是先測出煙氣中的SO3或H2SO4的體積含量,然后由Müller曲線查出酸露點,如圖5所示。該曲線是Müller[4]在1959年使用熱力學關(guān)系式計算了含有很低濃度H2SO4蒸氣的煙氣的酸露點而得到的,并為許多研究者的實驗所證實。Müller曲線是現(xiàn)在評價各種酸露點測量方法的基礎。圖5Müller酸露點曲線圖手工查圖確定酸露點溫度引起誤差較大,且不便于利用計算機優(yōu)化設計和計算?，F(xiàn)將圖5掃描至計算機中,并放大,采用Adobephotoshop5.0CS軟件讀取曲線上一些點的數(shù)據(jù),列于表1。表1Müller曲線所對應的酸露點溫度煙氣中SO3體積百分含量,×10-6煙氣露點溫度(℃1116.62122.05128.410133.520218.750146.7100153.3采用Origin6.0軟件擬合表1中數(shù)據(jù),回歸出方程(1。tsld=116.5515+16.06329lgVSO3+1.05377(lgVSO32(1式中:VSO3—煙氣中SO3體積百萬分率(下同;tsld—煙氣的酸露點溫度(下同,℃。與表1中煙氣露點溫度相比,方程(1計算的煙氣露點溫度平均相對誤差為0.17%,最大相對誤差0.42%。3.2煙氣中H2SO4蒸氣濃度已知Halstead在總結(jié)前人大量實驗數(shù)據(jù)的基礎上,以常用燃料燃燒形式的水蒸氣體積含量以11%為基準,得出表2中數(shù)據(jù)。如水蒸氣體積含量低于9%,則表中露點溫度應再減去3℃;如水蒸氣體積含量高于13%,則表中露點溫度應再加上3℃。由表2可以粗略地估算出煙氣露點溫度。同樣采用Origin6.0軟件擬合表2中數(shù)據(jù),回歸出方程(2。tsld=113.0219+15.0777lgVH2SO4+2.0975(lgVH2SO42(2式中:VH2SO4—煙氣中硫酸蒸氣體積百萬分率;與表2中煙氣露點溫度相比,方程(2計算的煙氣露點溫度平均相對誤差為0.29%,最大相對誤差0.59%。表2Halstead總結(jié)的煙氣露點溫度煙氣中H2SO4體積含量,×10-6煙氣露點溫度(℃1113101302021740142601461001523.3煙氣中SO3和水蒸氣濃度已知3.3.1A.G.Okkes方程荷蘭學者A.G.Okkes根據(jù)Müller實驗數(shù)據(jù),提出如下方程(3,方程中原文分壓單位均為標準大氣壓。文獻[5]比較了方程(3計算結(jié)果與該文中由燃料中碳、硫含量及過量空氣系數(shù)繪制的算圖確定酸露點結(jié)果,兩者相差不到1.5℃,方程(3計算精度比較高,適用范圍廣。tsld=10.8809+27.6lgPH2O+10.83lgPSO3+1.06(lgPSO3+2.99432.19(3式中:PH2O—煙氣中水蒸氣分壓(下同,Pa;PSO3—煙氣中SO3氣體分壓(下同,Pa。3.3.2Verhoff&Banchero方程Verhoff&Banchero[6]提出下列方程(4,方程(4中氣體分壓原文單位為mmHg,現(xiàn)已換算為SI制Pa。在煙氣露點溫度為120~140℃高溫區(qū)時,方程(4有4℃偏差,但在低溫區(qū)時有較大誤差。1000/(tsld+273.15=2.9882-0.13761lgPH2O-0.2674lgPSO3+0.03287lgPH2O?lgPSO3(43.3.3查圖確定方法美國“CE空調(diào)預熱器公司”繪制了煙氣壓力101kPa下的酸露點計算圖[7],圖6是基于燃料中硫分燃燒后都生成SO2及煙氣中SO2的2%體積含量轉(zhuǎn)變成SO3條件下繪制的。計算步驟如下:(1根據(jù)給定的燃料組成成分和過量空氣系數(shù),計算出煙氣組成;(2按SO22%轉(zhuǎn)化率計算出SO3含量;(3按計算求得的煙氣中的SO3和水蒸氣體積百分含量,查圖6中的曲線可得酸露點溫度及硫酸質(zhì)量百分含量。圖6在101kPa壓力時,硫酸液的露點和含量采用3.1中所述方法,讀取圖6曲線所對應的部分酸露點數(shù)據(jù),見表3。表3圖6曲線對應的酸露點部分數(shù)據(jù)水蒸氣含量%煙氣中SO3體積百分含量×10-6135150按文獻[8]采用的多項式非線性回歸及利用正交多項式回歸方法,對表3中酸露點數(shù)據(jù)進行擬合,回歸的系數(shù)在表4中列出,得到酸露點與煙氣中SO3及水蒸氣的體積含量關(guān)系為:tsld=62AnVnH2O+lgVSO362BnVnH2O+(lgVSO32620CnVnH2O+(lgVSO3362DnVnH2O(5式中:VH2O—煙氣中水蒸氣體積百分率,%。表4煙氣露點計算方程回歸系數(shù)nAnBnCnDn-565.118969.818-1909.466813.39與表3中酸露點數(shù)據(jù)相比,方程(5計算的酸露點溫度平均相對誤差為0.093%,最大相對誤差0.41%。3.3.4日本電力研究所估算公式日本通常采用日本電力工業(yè)中心研究所發(fā)表的實驗公式:tsld=20lg(VSO3×10-6+a(6式中:a—與煙氣中水分有關(guān)的常數(shù),當水分體積含量為5%,a=184;10%,a=194;15%,a=201。3.4經(jīng)驗估算公式前蘇聯(lián)《鍋爐機組熱力計算標準方法》(1973年版給出如下煙氣露點溫度計算式,該公式是20世紀50年代全蘇熱工研究所(BTN在試驗數(shù)據(jù)基礎上整理而成,主要適用于固體和液體燃料。對氣體燃料的tsld測量僅作了焦爐煤氣的一種數(shù)據(jù),且測出的tsld偏高,因此該公式不宜用于氣體燃料的計算。我國廣泛采用此經(jīng)驗計算式,現(xiàn)國內(nèi)出版的許多鍋爐原理教科書及一些參考文獻在引用此公式時均出現(xiàn)了書寫失誤,本文予以說明。tsld=1253Sп1.05afhAп+tld(7其中:Sп=Sar(Qar,net4187Aп=Aar(Qar,net4187式中:tld—煙氣中水蒸氣露點,℃;Sп—燃料的折算硫分,%;Aп—燃料的折算灰分,%;Sar、Aar—燃料的收到基含硫量、灰分,%;Qar,net—燃料的收到基低位發(fā)熱量,kJ/kg;afh—飛灰占總灰的份額,%。式中125是一個與爐膛出口過量空氣系數(shù)αT有關(guān)的系數(shù),原規(guī)定如下:當αT=1.4~1.5時,此值為129;當αT=1.2時,此值為121。文獻[9]擬合出0~80℃溫度內(nèi)飽和蒸汽壓力方程,在此溫度范圍內(nèi),平均相對誤差0.23%,最大相對誤差0.67%。該方程經(jīng)單位換算及變換得出如下水蒸氣露點計算方程。tld=42.4332P0.13434H2O-100.35(84計算實例某燃油鍋爐,鍋爐燃燒送風系數(shù)為1.05,鍋爐漏風系數(shù)為10%,無壓運行,大氣壓力為101kPa,燃料成分如表5所示。表5燃料油成分燃料收到基成分,%CHONSAWQar,dwkJ/kg83.8114.010.391.520.2242783計算時,空氣中水分含量按0.014kg/kg干空氣計算,燃料中可燃質(zhì)成分完全燃燒,經(jīng)計算得出煙氣成分如表6所示。表6煙氣體積百分含量CO2,%SO2,%H2O,%O2,%N2,%11.2110.01113.3762.52372.879在進行酸露點計算時,假設煙氣中SO2轉(zhuǎn)化為SO3的轉(zhuǎn)化率β分別取2%及4%,燃油飛灰占總灰份額取0.9,方程(2計算結(jié)果考慮煙氣中水含量不同造成的影響,方程(6中系數(shù)a采用線性插值確定,各方程計算出的露點溫度列于表7。表7各方程計算的酸露點溫度比較β,%方程(1方程(2方程(3方程(4方程(5方程(6方程(7從表5中的計算結(jié)果表明,不同計算方法其結(jié)果差異較大,尤其是方程(6和方程(7結(jié)果與前面方程(1至方程(5結(jié)果相差大,而且當SO2轉(zhuǎn)化為SO3的轉(zhuǎn)化率由2%增大到4%時,對方程(7計算結(jié)果無影響,其它方程計算結(jié)果增大約5~6℃,說明轉(zhuǎn)化率β對酸露點溫度的影響不是特別顯著。方程(7計算的酸露點偏低,燃油時,采用方程(7計算的酸露點只能作為估算使用。在類似上述燃油及燃燒條件下,實測尾部受熱面煙氣露點在109~120℃的范圍。轉(zhuǎn)化率β通常約為2%,因此方程(1至方程(5計算的結(jié)果還比較接近實測值,可作為設計的參考依據(jù)。煙氣露點雖是預測低溫腐蝕的主要指標,但不能正確地反應金屬腐蝕的嚴重程度,在試驗中既要測定煙氣酸露點,又要測定受熱面腐蝕速度。參考文獻[1]JaworowskiR.J.EvaluationofMethodsforMeasurementofSO3/H2SO4inFlueGas[J].J.AirPoll.Ass.1979,29:43-46.[2]李中華,劉洪文.降低排煙溫度減輕低溫腐蝕方法研究[J].節(jié)能技術(shù),1997,(3:41-43.[3]李彥,武斌,徐旭常.SO2、SO3和H2O對煙氣露點溫度影響的研究[J].環(huán)境科學學報,1997,17(1:126-130.[4]MüllerP.AContributiontotheProblemoftheActionofSulfuricAcidontheDewPointTemperatureofFlueGases[J].Chem.Eng.Tech.1959,31:345-350.[5]A.G.Okkes,BadgerB.V.GetAcidDewPointofFlueGas[J].HydrocarbonProcessing,July1987:53-55.[6]Verhoff,F.H.;Banchero,J.T.PredictingDewPointsofFlueGases[J].Chem.Eng.Prog.1974,70(8:71-72.[7]中國動力工程學會主編.火力發(fā)電設備技術(shù)手冊(第一卷鍋爐[M].北京:機械工業(yè)出版社,2000,9-3~9-6.[8]賈明生.溴化鋰水溶液的幾個主要物性參數(shù)計算方程[J].湛江海洋大學學報,2002,22(3:52-58.[9]賈明生.一種簡便實用的濕空氣性質(zhì)計算方程[J].湛江水產(chǎn)學院學報,1996,16(2:74-77.作者簡介:賈明生(19642,男,湖北武穴人,副教授,主要從事能源化工領域教學與科研工作。(上接第17頁一些生產(chǎn)優(yōu)質(zhì)煤的大型礦區(qū),20年后將向深部地層開發(fā),更多的高硫煤將被開采[5]。排污收費雖然在污染控制治理、“三廢”綜合利用方面、環(huán)保資金統(tǒng)籌方面起了很大作用,但也暴露一些弊病,如對排放濃度和排放總量沒有限制,既不考慮單位時間某地區(qū)可以承受的環(huán)境容量,也不考慮區(qū)域整體環(huán)境質(zhì)量水平,僅僅按照SO2相同標準0.2元/kg來收取。所以政府部門在脫硫政策上必須正確引導企業(yè),給予必要的政策支持,在參照國外成功經(jīng)驗的基礎上,加快完善以總量控制為目標的排放許可權(quán)交易制度。5結(jié)論(1對于中小型鍋爐,氨法脫硫投資小,占地面積也小,操作簡單,對鍋爐影響較小,脫硫效率可達80%,氨法工藝幾乎無廢水排放,氨再次污染程度小,但有可能會加劇鍋爐尾部設備的腐蝕。(2由于氨水與SO2反應速度要比石灰石(或石灰與SO2反應速度快得多,同時氨法不需吸收劑再循環(huán)系統(tǒng),因而系統(tǒng)要比石灰右—石膏法小、簡單,其投資費用比石灰石—石膏法低得多。鑒于吸收劑氨水價格遠比石灰石高,對于大型鍋爐脫硫副產(chǎn)品硫酸銨的銷路和價格是氨法工藝應用的先決條件。(3目前實施的排污收費制度存在一定的弊病。增加脫硫設備后的費用比企業(yè)治理費用以及燃燒低硫煤費用高,政府部門應采取多種措施加大對火電廠二氧化硫排放的控制力度,盡快提出有利于推動火電廠脫硫的經(jīng)濟政策和技術(shù)政策,積極扶持脫硫產(chǎn)業(yè),加快完善以總量控制為目標的排放許可權(quán)交易制度。參考文獻[1]國家環(huán)保局.2001年中國環(huán)境狀況公報.2001.[2]蔣少軍.燃煤工業(yè)鍋爐煙氣脫硫技術(shù)[M].化學工業(yè)與工程技術(shù),1998,19(2:33-36.[3]岑可法.鍋爐和熱交換器的積灰、結(jié)渣、磨損和腐蝕的防止原理與計算[M].科學出版社,1994:403.[4]胡昌華.氨吸收法(NADS氨-肥法煙氣脫硫技術(shù)經(jīng)濟分析[J].四川電力技術(shù),2001(5:1-3.[5]辜勝阻,等.發(fā)展我國環(huán)保產(chǎn)業(yè)的戰(zhàn)略對策[J].科技進步與對策,2000,17(1:17-19.作者簡介:黃亞繼(1975-,男,江蘇如皋人,博士研究生,主要研究方向:大氣污染控制和潔凈煤燃燒技術(shù),東南大學熱能研究所金保升課題組。Q/SH1中國石化集團勝利石油管理局企業(yè)標準Q/SH1××××－××××液—液換熱器傳熱性能測試與計算方法2005－××－××發(fā)布2005－××－××實施中國石化集團勝利石油管理局發(fā)布

Q/SH1××××－××××目次前言1范圍…………….…………12規(guī)范性引用文件…………………….……….13總則……………14術(shù)語和定義………………………15測試………………..16換熱器熱負荷和傳熱性能指標計算………………27測試報告主要內(nèi)容………………..4附錄A（資料性附錄）測試計算數(shù)據(jù)綜合表……..5附錄B（資料性附錄）測試數(shù)據(jù)匯總表………...……………….6附錄C（提示性附錄）符號………...…………...………...……...……6IQ/SH1××××－××××前言本標準的附錄A、附錄B為資料性附錄，附錄C為提示性附錄。本標準由勝利石油管理局節(jié)能專業(yè)標準化委員會提出并歸口。本標準由中國石化集團勝利石油管理局批準。本標準起草單位：中國石化勝利油田技術(shù)檢測中心能源監(jiān)測站。本標準主要起草人：許濤、宋鑫、王強、王貴生、周長敬、李忠東、鄧壽祿、馮國棟、鄭召梅。II

液-液換熱器傳熱性能測試與計算方法1范圍本標準規(guī)定了液-液換熱器傳熱性能的測試方法、技術(shù)要求、測試用儀器儀表、計算方法及測試報告主要內(nèi)容。本標準適用于液-液換熱器（以下簡稱換熱器）。2規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵根據(jù)本標準達成協(xié)議的各方，研究是否可使用這些文件的最新版本。GB151-1999管殼式換熱器GB16409-1996板式換熱器3總則3.1換熱器傳熱性能測試體系是由被測試換熱器、冷熱流體循環(huán)系統(tǒng)及測試儀表組成。3.2換熱器型號表示方法符合GB151-1999中3.10和GB16409-1996中3.5的規(guī)定。3.3換熱器傳熱性能測試分級：一級測試為鑒定新投產(chǎn)換熱器的測試，二級測試為換熱器運行中的測試。4術(shù)語和定義下列術(shù)語和定義適用于本標準。4.1液-液換熱器指水-水、水-油、油-油等以液體與液體之間進行熱交換的換熱器。4.2換熱器一次側(cè)指熱量的提供側(cè)，即高溫介質(zhì)端。4.3換熱器二次側(cè)指熱量的接收側(cè)，即低溫介質(zhì)端。4.4換熱器傳熱性能指標4.4.1對數(shù)平均溫差指冷熱流體平均溫差的表示，表征換熱器傳熱的動力。4.4.2傳熱效率指實際傳熱量與最大理論傳熱量之比值。4.4.3傳熱面積指從放熱介質(zhì)中吸收熱量并傳遞給受熱介質(zhì)的表面積。4.4.4傳熱系數(shù)指單位傳熱面積上，冷熱流體的平均溫差為1℃時，兩流體通過換熱器所傳遞的熱量。4.5額定熱負荷指換熱器使用設計的介質(zhì)流體，在設計參數(shù)下運行，即在規(guī)定的介質(zhì)流量、溫差和一定的傳熱效率下連續(xù)運行時，單位時間的傳熱量。4.6運行熱負荷指在換熱器連續(xù)運行工況下，單位時間的傳熱量。4.7熱平衡相對誤差指一次側(cè)熱負荷與二次側(cè)熱負荷之差值與一次側(cè)熱負荷之比。4.8傳熱系數(shù)誤差指在額定熱負荷工況下測試兩次所得的傳熱系數(shù)，兩值之差與其中較大的傳熱系數(shù)之比。5測試5.1測試技術(shù)要求測試熱負荷和測試次數(shù)要求：一級測試分三個工況測試，65%~75%額定熱負荷運行工況測試一次；97%~105%額定熱負荷運行工況測試二次；110%以上額定熱負荷運行工況測試一次，如果達不到該熱負荷，不進行測試。二級測試為運行熱負荷工況下測試一次。5.1.2在每個測試工況下，熱平衡相對誤差均不得大于5%。5.1.3測試用儀器、儀表。見表1。表1測試用儀器、儀表序號測試參數(shù)測試儀器儀表名稱準確度要求便攜式儀表在線儀表1一次側(cè)流量流量計±1.5％±0.5％2一次側(cè)進口、出口溫度溫度計±0.1℃±0.1℃3一次側(cè)進口、出口壓力壓力表±0.4％4二次側(cè)流量流量計±1.5％±0.5％5二次側(cè)進口、出口溫度溫度計±0.1℃±0.1℃6二次側(cè)進口、出口壓力壓力表±0.4％7環(huán)境溫度溫度計±0.1℃±0.1℃5.2測試準備5.2.1制定測試方案。5.2.2測試使用的儀器、儀表檢定合格，并在檢定周期內(nèi)。測試前對設備、管線及測試儀表進行檢查，測試過程安全措施按HSE有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。5.3測試前熱工況穩(wěn)定時間要求a）管殼式換熱器不少于1h；b）板式換熱器不少于0.5h。5.4測試持續(xù)時間不少于1h，各測試參數(shù)要同步進行測試。測試參數(shù)10min記錄一次，不少于6組，以平均值做為測試結(jié)果。5.5測試參數(shù)a）一次側(cè)流量；b）一次側(cè)進口、出口溫度；c）一次側(cè)進口、出口壓力；d）二次側(cè)流量；e）二次側(cè)進口、出口溫度；f）二次側(cè)進口、出口壓力；g）環(huán)境溫度。5.6測點布置要求5.6.1采用流量計測試一次側(cè)、二次側(cè)介質(zhì)流量，流量計安裝在換熱器一次側(cè)、二次側(cè)進口或出口總管路上，符合流量計安裝要求。5.6.2采用標準壓力表測試一次側(cè)、二次側(cè)進、出口壓力，壓力表安裝在換熱器一次側(cè)、二次側(cè)進出口管路距換熱器1~1.5m位置。5.6.3在一次側(cè)、二次側(cè)進出口距換熱器0.5~1m的管路上測試一次側(cè)、二次側(cè)進出口溫度。使用玻璃棒溫度計測試時，玻璃棒溫度計插孔安裝要符合要求，測溫點應布置在管道截面中心位置，且要填充機油或煤油，填充液要沒過玻璃棒溫度計的測溫包。5.6.4環(huán)境溫度在距換熱器外側(cè)0.8~1.2m中心水平位置測定。6換熱器熱負荷和傳熱性能指標計算6.1計算溫度基準為環(huán)境溫度，換熱器熱負荷為一次側(cè)熱負荷。6.2換熱器一次側(cè)熱負荷按式（1）計算：Qh=Gh(hh1－h(huán)h2…………….(16.3換熱器二次側(cè)熱負荷按式（2）計算：Qc=Gc(hc2－h(huán)c1…………….(26.4熱平衡相對誤差按（3）計算：Qh－Qc△Q＝——————×100………….(3Qh6.5傳熱效率按式（4）或式（5）計算：當一次側(cè)熱容較小時,th1－th2ε＝——————…….(4th1－tc1當二次側(cè)熱容較小時,tc2－tc1ε＝——————…….(5th1－tc16.6對數(shù)平均溫差按式（6）、式（7）或式（8）計算：當th1－tc2＞th2－tc1時，（th1－tc2）—(th2－tc1△tm＝——————————————……….(6th1－tc2ln————————th2－tc1當th1－tc2＝th2－tc1時，△tm＝th1－tc2…………….(7當th1－tc2＜th2－tc1時，(th2－tc1—（th1－tc2）△tm＝——————————————……….(8