浅析锅炉烟气深度余热回收及净化技术

吴兆帅 娄来岩

（1.济南蓝天热力有限公司，山东 济南 250001； 2.北京华源泰盟节能设备有限公司，北京 100086）

1 项目概述

某热源厂现有4台水煤浆锅炉用来供热，总负荷为280 MW，现在对4台锅炉排烟系统增设烟气余热回收系统，余热回收量按照实际供暖负荷计算考虑4台锅炉满负荷运行计算，利用吸收式热泵机组来回收烟气余热用于冬季供暖，将烟气温度降至25 ℃排至大气。热网水经热泵加热后，再进锅炉加热至指定温度送至用热场所。

经过计算，配置了2台直燃型吸收式热泵、2台热泵喷淋塔及2台锅炉喷淋塔用于余热回收利用。系统全年回收烟气余量33万GJ，回收烟气凝结水13.8万t。系统新增电耗约958 kWh，系统设备及烟道改造引入阻力约350 Pa，年消耗30%液碱172.8 t，系统运行年运行成本295.3万元，年节能收益1 709万元，额定年纯收益1 414万元，静态投资回收期 4.2年。

2 技术原理

供暖燃煤锅炉在运行时会排放大量的高温烟气，烟气经过除尘、脱硫、湿电除尘后排入大气，湿电除尘后排烟温度约为52 ℃，烟气蕴含大量的潜热，直接排放不仅带来了能源的浪费，而且由于湿度较高，会形成烟囱冒“白烟”现象[1]。

烟气消白-余热回收技术在脱硫塔后新设置了1个直接接触式喷淋换热器，喷淋换热器可以直接替代部分烟道与脱硫塔串联布置。烟气进入喷淋换热器之后，与其中的低温喷淋水直接接触换热降温，温度降低至露点以下，烟气水蒸气冷凝成水并释放出大量的潜热。升温后的喷淋水进入蓄水池，进行沉淀过滤，过滤后的清水在主循环泵的作用下进入吸收式热泵蒸发器作为低温热源。过滤产生的污水及大量的烟气凝水则进入污水处理设备进行净化处理，净化合格的水作为脱硫塔的工艺补水或其他工艺补水。吸收式热泵机组以燃气驱动运转，从喷淋水中提取热量，将需要加热的工艺循环水加热，在热泵机组中降温的中介水再返回喷淋换热器，完成一整套循环[2]。

湿法脱硫工艺的广泛应用为低品位的烟气余热回收技术带来了条件。经过湿法脱硫处理后，高温干烟气转变为低温饱和烟气，同时硫含量大大降低，腐蚀问题得以缓解。针对湿法脱硫工艺后烟气的低温、高湿特点，利用清华大学提出的“基于喷淋换热的烟气余热回收与减排消白一体化技术”，结合“空塔喷淋”、“吸收式换热”、“烟气再热”，能够实现彻底消除“湿烟雨”“石膏雨”，同时低温烟气的深度余热回收利用可创造可观的经济价值。

烟气中的水蒸气随着烟气温度降低不断凝结，凝结的水分实际上都来自于脱硫塔喷淋浆液蒸发的水分，这部分凝结水在蓄水池经过沉淀后进入脱硫塔补水系统，作为补水返回脱硫塔，能够有效缓解湿法脱硫工艺为电厂带来的补水压力。

在喷淋换热器中，由于烟气与低温中介水直接接触换热，在降温的同时，通过中介水对烟气的洗涤作用，还能够有效地降低烟气中SO2、NOx以及粉尘浓度，减少最终排烟中污染物的排放。

采用上述余热回收技术，能够将湿烟气温度由脱硫塔出口的60 ℃降低至30 ℃左右，充分回收烟气中的热量，回收的热量用于加热热网水；同时回收烟气中的冷凝水，作为脱硫塔补水利用，减少湿法脱硫的失水量；而且通过对排烟进行再次洗涤处理，减少约55%以上的SO2，8%以上的NOx排放，并显著降低了排烟粉尘的含量，从而同时达到节能、节水、消白减排的多重效果。

2.1 技术优势

基于喷淋换热的烟气降温消白余热回收技术的优势有5点：1）回收余热的同时减少污染物排放浓度，回收水分，实现节能、节水、消白减排多重功效。2）自动对中间循环水进行水处理，有效地避免对设备产生腐蚀。3）烟气余热深度回收，增加了燃料利用效率，减少了消耗，提高了经济效益。4）冷凝水经过水处理后可以回收利用，减少了排烟中水蒸气的含量，避免了冒“白烟”现象。5）可以在原工艺管道上安装流量调节阀，将工艺水引入热泵机组。通过调节阀门，实现原始运行模式与余热回收模式之间的自由切换，对原系统并无影响。

2.2 余热回收系统

整套烟气余热回收系统主要包括以下分系统：烟气系统、吸收系统、除雾系统、pH自控系统以及工艺水系统。

2.2.1 烟气系统

烟气余热回收装置设计为立式逆流喷淋塔。脱硫后烟气从喷淋塔底部侧面进入塔内，与喷淋的中介水液滴逆流接触，进行换热、除尘和脱硫反应。烟气中的热量和污染物被中介水吸收，经过除雾器除去烟气中的液滴。

2.2.2 吸收系统

吸收系统包括喷淋塔、喷淋装置、中间循环泵及管路、中介水水箱回用水泵和过滤器等。

烟气余热回收装置为立式逆流喷淋塔。喷淋塔内设有喷淋雾化喷嘴。中介水在中间循环泵提供的压力下，被喷嘴雾化为细小液滴，从而形成较大的比表面积，与烟气充分接触、换热、吸收酸性物质及烟尘。

中介水水箱设计有多种作用，既是中介水的储存场所，又是烟尘的沉淀场所，还是pH调控场所。中介水水箱通过保持液位，防止循环泵出现汽蚀，同时将烟气中大量凝结水的回用至制氧化镁浆液工艺补水，系统自动保持循环水量的平衡。

喷淋塔为该系统的核心设备，经过设计计算、模拟保证烟气达到最佳换热流速，烟气阻力＜300 Pa。中介水水箱采用玻璃钢防腐材质，喷淋塔体采用碳钢玻璃鳞片防腐结构，塔内所有部件采用防腐材料制造。中介水水箱箱体采用密封设计，可以防止杂质进入中介水造成热泵系统和喷淋系统堵塞事故[3]。

2.2.3 除雾系统

除雾器经过特别设计，设置了成屋脊式多层布置的叶片，并集成与喷淋塔内部，除雾叶片通过控制烟气流速和流场，使液滴与叶片碰撞，能够有效地截留烟气中所携带的液滴。

2.2.4 pH自控系统

pH自控系统包括碱罐、碱液泵、pH在线仪表和自动阀门等。

中介水喷淋吸收烟气中的SO2等酸性气体后，pH值下降。自动加药系统的功能是中和溶解于中介水中的酸根，保证系统运行安全稳定。中介水pH值通过在线仪表连续检测，并与自动加药装置做自控连锁，当pH值低于设定值，自动加药系统运行。

加药罐采用碳钢材质，圆柱形结构，设计容量满足系统稳定运行。加药泵采用耐腐蚀隔膜式计量泵。

2.2.5 工艺冲洗水系统

工艺冲洗水系统主要通过冲洗水泵定时冲洗锅炉喷淋塔的除雾器，将除雾器附着的污垢冲洗干净，保持除雾器的除雾效果。冲洗水来源取自中介水箱，不单独设置工艺水箱。

2.3 新增系统烟气阻力分析及防腐技术

在烟道中新增加了喷淋换热器，相对于原烟道来说，喷淋换热器的设置会带来部分额外的阻力，这部分阻力主要包括2类，一类是由于喷淋换热器内部的结构布置而出现的，主要包括除雾器部分阻力、喷淋管带来的阻力以及喷水带来的阻力；另一类是由于换热导致烟气温度降低、密度增加，带来的烟囱自拔力下降。

以处理烟气流量为1 000 m3/h换热器为例，分析其新增阻力情况，烟气温度降低后，烟气中的水蒸气体积占比由10%降至5.5%，由于水蒸气的减少，因此烟气体积流量也相应减少，减少量约为4.8%。同时，由于温度的降低，烟气密度增加了3.5%，因此，经过喷淋换热器前后，烟气的总体积减小了8.3%。烟气总体积减小，而在烟囱流通截面积不变的情况下，烟囱内部流速同等比例降低，使烟囱部分沿程阻力减小，减小量与流速的平方成正比，约为15%，而由于密度增加带来的自拔力下降，仅为3.5%，因此，烟囱沿程阻力的降低完全抵消了自拔力下降带来的不利影响。

根据以往的经验，喷淋换热器内部烟气流速维持在2 m/s～3 m/s，可以达到较好的换热效果，烟气流速为3 m/s时，新增喷淋换热器带来的阻力为221.8 Pa，考虑到20%的余量，则阻力为266 Pa。

余热回收系统对原锅炉烟风系统增加了266 Pa左右的阻力，带来的影响极小，一般引风机余量可以克服。

经过湿法脱硫工艺后，虽然烟气中的硫含量大幅度下降，烟气的腐蚀特性得到了很大程度的缓解，但是烟气中仍然含有部分SO2，随着烟气中水分的凝结，势必会溶解部分SO2，导致喷淋水呈现酸性，对余热回收系统的关键设备（与喷淋循环水直接接触的各设备）带来一定的腐蚀性问题，因此，防腐设计也是余热回收系统安全、稳定运行不可或缺的一部分。

系统的防腐设计主要有3种方式：1）通过对喷淋循环水的处理，减少其本身的腐蚀性。2）使用耐腐蚀的材料作为设备制作材料。3）对设备进行内衬、刮玻璃鳞片等防腐处理。

在该技术中，3类方式都有所采用。该技术采用了烟气-水喷淋式换热塔，内部并不存在单独的换热面，这就很大程度地改善了烟气-水换热过程中出现腐蚀的情况。同时，喷淋水与烟气换热后汇入循环水箱，对循环水进行水质处理，使系统整体的pH值保持稳定。在该技术中，通过自动加碱系统对循环水进行调节，将pH值控制在5～7，防止循环水酸性过大使管道以及热泵设备损坏。

该技术对与喷淋循环水直接接触的设备都进行了材料限制，喷淋换热器内部的除雾器，喷淋层都采用316 L不锈钢制造，而喷嘴选择为SIC材质耐腐蚀喷嘴，循环水管道上安置的过滤器采用玻璃钢或316 L不锈钢制作，同时，吸收式热泵机组的蒸发器换热管采用钛麻面管。

2.4 系统减排效益分析

余热回收系统采用了直接接触式烟气-水换热器，在换热的过程中，喷淋循环水还对烟气进行洗涤，以此脱除了部分烟气中残留的SO2、NOx以及粉尘，带来环保效益。

相比于NOx，SO2更易溶于水，因此喷淋换热器对SO2有更高的脱除效率，根据以往的工程以及实验测试结果，增加喷淋换热器后，排烟中SO2浓度可降低55%以上，NOx浓度可以降低8%以上，按照这一比例，在余热回收系统投运前后，按照之前排放水平达到超低排放标准，其排烟污染物浓度变化为：经过余热回收后，烟气温度也有所降低，温度的降低会给污染物的扩散带来不利的影响，但是余热回收系统对污染物扩散带来的影响，是综合了烟气温度降低以及烟气本身排放浓度减少两方面。锅炉房周围地区污染物落地浓度在余热回收系统运行前后的变化如图1所示。

从图1中可以看出，对于SO2的扩散来说，由于余热回收系统显著的减少了排放浓度，因此尽管烟气温度降低会影响扩散，但是余热回收之后，SO2的下风向落地浓度均是明显降低的，说明余热回收系统的投运，能够明显减少锅炉房周围SO2的浓度，不会给扩散带来不利影响。

图1 余热回收前后SO2、NOx落地浓度变化图

NOx在余热回收前后并没有明显的差距，温度降低带来的影响抵消了被浓度降低带来的影响，锅炉房周围的NOx浓度虽然在一定程度上有所升高，但是排放的总量却在减少。

由此可以看出，余热回收系统虽然降低了排烟温度，但是对于污染物的扩散却有积极的作用。

3 技术方案

3.1 方案设计边界条件

某热源厂现有4台水煤浆锅炉运行负荷情况及当地燃气、电、水价格如下：1）4锅炉热功率280 MW，单台按70 MW计算，按4台锅炉满负荷率考虑。2） 锅炉效率90%，燃煤热值17.45 MJ/kg。3） 热网回水温度46 ℃，热网流量3 185 t/h。4）燃气热值：8 000 kcal/Nm3，气价为1.71元/Nm3。5）电价：0.8元/度；热价为26.7元/m2。

3.2 系统设计流程及说明

3.2.1 示意图

某热源厂4台水煤浆锅炉，利用吸收式热泵机组回收烟气余热系统示意图如图2所示。

3.2.3 流程说明

烟气自脱硫塔流出后进入喷淋式换热塔内放出显热和潜热，使4×70MW燃煤锅炉的烟气温度从52 ℃降至25 ℃，降温后的烟气回到湿式电除尘器入口，然后从烟囱排至大气。降温的过程随着大量余热被喷淋水吸收，且产生了大量烟气的凝水。热网回水46 ℃，3 185 t/h全部进入2台热泵加热至67.3 ℃。回收烟气侧中介水的热量，中介水温由35 ℃降低到20 ℃。整体系统实现烟气余热回收，对烟气余热充分利用，凝水回用至脱硫塔工艺补水，确保了整个系统污水零排放。

4 项目经济性分析

项目实施后，系统虽然消耗了一定量的电，但是回收了大量的烟气余热，总热量全部转移至热网水中，燃煤消耗量减小，使整个供热系统的热效率大幅提高。

4.1 余热回收效益

图2 烟气余热回收系统示意图

根据当地供热价格，可以按照26.7元/m2的供热价格计算收益，见表1。

表1 余热系统收益计算表

4.2 烟气凝结水回用量

烟气凝结水量为48 t/h，运行时间120 d，回收利用总水量13.8万t。

4.3 项目运行成本

根据当地电、液碱等物价价格，计算该系统每采暖季运行成本，见表2。

表2 余热系统运行成本计算表

4.4 项目经济性分析

根据表1、表2收益及运行成本分析，计算该项目额定净收益及回收年限，见表3。

表3 余热系统经济性分析计算表

4.5 环保效果

通过烟气余热回收系统对排烟进行再次洗涤处理，显著减少SO2、NOx、粉尘的排放，从而同时达到节能、节水、消白减排的多重效果，减排数据见表4。

表4 节煤、SO2、NOx、粉尘减排估算表

5 结论

通过技术经济分析对比得出以下3个结论：1）通过对燃煤锅炉排烟的初步分析，脱硫后的排烟温度约52 ℃，烟气中仍存在大量的水蒸气，水汽的汽化潜热含量大，排烟热损失大，因此该锅炉具有巨大的余热回收利用的空间。2）余热回收系统2台余热回收量16 MW机组，采暖季对4×70 MW锅炉进行烟气余热回收，使锅炉烟气温度降至25 ℃。3）系统全年回收烟气余量33万GJ，回收烟气凝结水13.8万 t。系统新增电耗约958 kWh，系统设备及烟道改造引入阻力约350 Pa，年消耗30%液碱172.8 t，系统运行年运行成本295.3万元，年节能收益1 709万元，额定年纯收益1 414万元，静态投资回收期 4.2年。该工程响应国家政策，积极发展循环经济和节能环保产业，努力推进烟气消白余热回收利用，采用吸收式热泵回收锅炉的排烟损失热量，将这部分余热通过吸收式热泵加以利用，降低了燃煤锅炉能源消耗，提高锅炉的热效率，合理利用了能源。

综上所述，水煤浆锅炉烟气存在大量潜热，存在改造的必要性和条件，应进行烟气深度余热回收系统改造。