电厂湿烟羽消白烟气参数计算

2019-11-11郭红闵

山东电力技术 2019年10期

郭红闵

（安徽华电六安电厂有限公司，安徽六安 237000）

0 引言

石灰石／石膏湿法烟气脱硫技术成熟，可靠性高，目前，90%以上的燃煤电厂采用湿法烟气脱硫［1－2］。在湿法脱硫吸收塔内，高温烟气和脱硫剂溶液直接接触，为防止烟气温度过高，有时还对入口烟气进行事故喷淋［3］，因此，大量脱硫剂溶液中的水或喷淋水吸热汽化，烟气水蒸汽含量增加，在吸收塔出口，烟气中水蒸汽基本为饱和状态［4］，烟气温度降低到50 ℃左右［5］。为提升烟囱入口烟气温度以抬升烟气扩散高度，通常采用烟气加热器（Gas Gas Heater，GGH）对脱硫系统出口烟气进行加热，高温原烟气与吸收塔出口净烟气在GGH 内进行再生换热，但目前GGH 故障率高，运行中频繁发生堵塞、磨损和腐蚀等问题，且长期得不到解决，因此，一些电厂不得不拆除GGH。

拆除GGH 后，低温湿烟气直接排放会引起烟囱和烟道的腐蚀，同时，由于烟气温度较低，烟气爬升能力降低［6－7］，在烟囱出口遇冷产生白烟现象［8］，这种湿烟羽会引起电厂附近环境恶化，出现酸雨沉降，这些沉降雨俗称为“石膏雨”，是烟气中的液滴夹带石膏和粉煤灰等颗粒，在地表或物体表面形成颜色暗淡的斑点［9－10］。

为解决湿法脱硫系统出口低温湿烟气带来的问题，不同国家采用不同的应对方法。为防止烟道和烟囱腐蚀，美国在烟囱内部敷设耐腐蚀砖［11］；德国规定烟囱入口烟气温度不低于72 ℃，以保证烟气扩散高度；近年来，电厂湿烟羽污染引起我国的重视，2017年，上海市颁布了《上海市燃煤电厂石膏雨和有色烟羽测试技术要求（试行）》，着力解决“石膏雨”问题。

1 烟气消白方法

烟气“消白”主要方案是对脱硫系统出口的低温湿烟气进行加热［12］，研究表明，当环境温度较高时，直接加热法可有效消除烟气白烟，当环境温度低于9 ℃，需采用降温再热法对烟气进行“消白”，即先对脱硫系统出口饱和湿烟气降温，将烟气中的一部分水蒸汽冷凝回收，再对降温后的烟气进行加热“消白”［5］。

采用脱硫系统前高温烟气作为热源，来加热脱硫后的低温湿烟气，这是一种不需要消耗额外能源的烟气“消白”方案。作为GGH 的升级版，MGGH 是一种管束式烟气加热系统，这种间壁式换热方式不存在烟气泄漏，它利用水作为媒介在低温烟气和高温烟气中进行循环吸热和放热，因此称为水媒式烟气加热器（Media Gas Gas Heater，MGGH）。如图1 所示，热媒水在烟气冷却器中吸收脱硫系统前高温烟气的热量，在烟气再热器中将热量释放给低温烟气，低温烟气温度提升后排向烟囱，在烟气进入再热器之前，在冷凝器中进行冷凝，回收烟气中的一部分水蒸汽。

图1 烟气“消白”系统

烟气在再热器和冷却器中的升降温过程中，没有发生水汽化成蒸汽后进入烟气或水蒸汽冷凝成水从烟气中析出，因此，再热器或冷却器进出口烟气流量和成分均相同；而在脱硫塔内，脱硫剂溶液中的水汽化成蒸汽进入烟气，在冷凝器中，烟气降温后水蒸汽冷凝成水析出，因此，脱硫塔或冷凝器进出口的烟气流量和成分均会发生变化，不仅如此，汽化和凝结过程还伴随着潜热的吸收和释放，本文的主要目标是确定“消白”过程中烟气成分变化，以及冷凝器内烟气放出的热量，这是冷凝受热面面积的设计基础。

2 烟气参数和传热量计算

2.1 烟气初参数

图1 中烟气冷却器之前的烟气成分和烟气量根据锅炉热力计算确定，烟气中各种气体量为：

式中：VN2、VO2、VCO2、VSO2、VH2O分别为1 kg 煤完全燃烧生成的烟气中，N2、O2、CO2、SO2、H2O（水蒸汽）在标准状态下的体积，m3／kg；Vy为烟气的体积，m3／kg；α 为进入烟气冷却器之前的过剩空气系数；V0为1 kg 煤完全燃烧需要的理论空气量，m3／kg；为产生的理论水蒸汽容积，m3／kg；w（Car）、w（Har）、w（Oar）、w（Nar）、w（Sar）和w（Mar）分别为煤的收到基碳、氢、氧、氮、硫以及水分的质量分数，%。

烟气中某种气体i 的体积分数为

式中：i 可代表N2、O2、CO2、SO2、H2O；Vi为与i 对应的该气体的体积m3／kg。

烟气流量为

式中：Bj为计算燃料消耗量，kg／h。

烟气冷却器出口烟温较高，冷却器内不存在水的汽化或水蒸汽的凝结，因此，烟气冷却器进出口烟气成分不变，烟气流量也相同。

2.2 脱硫塔出口烟气成分和流量

如图1 中，脱硫塔出口烟气中水蒸汽为饱和状态计算，根据IAPWS-IF97 工业方程［13］，饱和水蒸汽的分压力Ps与温度T 的关系为

式中：saturationP_fT 为已知饱和温度求饱和压力的函数，见文献［13］。

根据式（11），利用脱硫塔出口烟气温度T3，可计算脱硫塔出口烟气中的水蒸汽体积分数为

除水蒸汽外，脱硫塔内烟气其他成分质量守恒，据此可计算脱硫塔出口烟气流量为

式中：Q2为烟气冷却器出口烟气流量，m3／h，等于烟气初始流量Q0，按式（10）计算为烟气冷却器出口水蒸汽体积分数，等于烟气中水蒸汽初始体积分数，按式（9）计算。

除水蒸汽外，脱硫塔出口其他各种成分的体积分数为

式中：i 可代表N2、O2、CO2、SO2。

2.3 冷凝器凝结水量和传热量

冷凝器入口烟气来自脱硫塔出口，其参数与脱硫塔出口参数相同。冷凝器出口烟气中水蒸汽处于饱和状态，水蒸汽体积分数根据出口烟气温度T4计算

在冷凝过程中，除水蒸汽外，根据烟气中其他成分质量守恒，可得到

除水蒸汽外，冷凝器出口其他各种成分的体积分数按下式计算

式中：i 可代表N2、O2、CO2、SO2。

冷凝析出的水蒸汽量mV按下式计算

析出的水蒸汽释放的热量为

式中：hL为冷凝器进出口平均温度下水蒸汽的汽化潜热，kJ／kg。

烟气温度降低释放出的热量为

式中：Cy为冷凝器进出口平均温度下烟气的比热容，kJ／（m3·℃），是按各种气体含量计算的平均值，参见文献［14］。

烟气释放的总热量为

3 计算实例

计算是针对一台350 MW 超临界压力热电联产机组的排烟烟气，该机组采用WGZ1150／25.4-1 型锅炉，是超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式，采用中速磨正压直吹式制粉系统，设计燃用烟煤。

3.1 已知条件

已知条件包括锅炉燃煤的元素分析、燃料消耗量、锅炉尾部烟道脱硫系统入口过量空气系数，另外，图1 中沿烟气流程，从烟气冷却器入口S1到烟囱入口S5等5 个位置的烟气温度也作为已知条件。

设计煤的元素质量分数w（Car）=51.59%，w（Har）=3.32%，w（Oar）=6.95%，w（Nar）=0.87%，w（Sar）=0.97%，w（Aar）=27%，w（Mar）=9.3%；计算燃料消耗量Bj=156.2 t／h；过量空气系数α=1.4；Bj和α 为机组额定负荷下的设计参数。

图1 中5 个位置S1、S2、S3、S4、S5的烟气温度分别为T1=120 ℃，T2=101 ℃，T3=48 ℃，T4=42.7 ℃，T5=61 ℃。

3.2 计算结果

在烟气冷却器和再热器内，没有水蒸汽进出烟气，因此，图1 中S1处的烟气成分与S2处相同，S4处的烟气成分与S5处相同，在这些位置处，只有烟气温度不同。利用上述式（1）—式（21），计算S2、S3和S4处的烟气参数。

计算是在电厂工质性质软件平台上进行，该软件能进行水、水蒸汽、烟气、空气、煤灰以及氮气、氧气、二氧化碳、二氧化硫、水蒸汽等多种常见气体的焓、熵、密度、比热、黏度、导热系数等热力学参数计算；在该平台上，每个热力学参数都有相应的自定义Excel 函数，用户可方便地调用这些函数来计算工质热力学性质。例如，在已知压力P 和温度T 的情况下，水或水蒸汽的焓h 可利用自定义函数“watersteamH_fPT”计算，在Excel 单元格内可直接引用该函数：

S2、S3和S4等位置烟气参数的计算结果见表1。

表1 不同位置的烟气参数计算结果

表2 给出冷凝器内烟气析出水量、烟气降温释放的热量和水蒸汽凝结释放的热量，表中烟气质量流量根据烟气体积流量、各种气体体积含量和标准状态的密度计算。

3.3 分析和讨论

由表1 可以看出：

1）位置S2和S3是图1 中脱硫塔进出口，从这两个位置的烟气参数对比可以看出，烟气经过脱硫塔后，水蒸汽体积分数从7.78%提高到11.18%，烟气流量从1 603.0 t／h 增大到1 640.7 t／h，烟气中水蒸汽流量增加37.7 t／h，这是脱硫剂溶液中的水汽化进入烟气所致。

2）位置S3和S4是图1 中冷凝器进出口，从这两个位置的烟气参数对比可以看出，烟气经冷凝器冷凝后，水蒸汽体积分数从11.18%降低到8.52%，烟气流量从1 640.7 t／h 降低到1 610.9 t／h，烟气中水蒸汽流量减少29.8 t／h。

由表2 可以看出：

1）冷凝过程从烟气中析出的水量为29.8 t／h，水蒸汽释放的汽化潜热为19 831 kW，占烟气侧总放热量的89%，而烟气降温释放的热量仅为2 501.6 kW，只占11%。

表2 冷凝析出的水量及烟气放热量

2）冷凝器若采用水冷方式，进口温度为t1=20 ℃，出口为t2=38 ℃，此温度区间内水的平均比热Cw=4.180 kJ／（kg·K），则需要的冷却水流量为

因此，为冷凝回收烟气中的水蒸汽，冷却水流量是很大的，这意味着要布置较多的传热面，同时，电厂有高温蒸汽，而缺少低温水，水蒸汽冷凝“消白”方案投资大，运行成本较高；有些“消白”方案则直接将图1 中的冷凝器改为辅助加热器，用少量高温蒸汽进一步提升烟气温度到75 ℃，以此抬升烟气扩散高度，同样能起到降低污染的效果，例如华能重庆珞璜发电厂360 MW 机组就是采用这种方式，辅助加热器额外消耗的蒸汽流量为3.5 t／h［12］。