燃煤烟气冷凝节水及余热回收热力学分析

2022-10-19靳智平

动力工程学报 2022年10期

白涛，靳智平

(山西大学电力与建筑学院，太原 030006)

2014年，国家下发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》通知，要求烟尘、SO2和NOx排放质量浓度分别低于10 mg/m3、35 mg/m3和50 mg/m3。国内燃煤电站锅炉普遍采用石灰石-石膏法脱硫工艺，经脱硫净化后的低温饱和湿烟气排入环境中，其中的水蒸气会因降温冷凝析出小液滴，产生“湿烟羽”。湿烟羽中液滴所含可溶性颗粒物及盐类会促使细微颗粒物的二次转化，为雾霾形成的原因之一[1-3]。

多地已制定相关排放标准，以减小湿烟羽的排放[4]。研究者们对湿烟羽的形成机理[5]、扩散特性[6]和消散技术[7]，以及环境因素对湿烟羽治理技术的影响进行研究[8]。消除湿烟羽的方式主要有直接加热法、直接冷凝法和冷凝再热法[9]。上述措施虽可有效降低湿烟羽的排放，但加热和冷凝烟气能耗较高，且脱硫后大量饱和湿烟气进入大气环境中，造成机组经济性下降[10]。

研究表明，湿法脱硫塔前置烟气冷却器对脱硫过程节能节水效果明显[11]。烟气冷凝可有效回收脱硫后烟气水分以及烟气余热[12-14]。采用吸收式热泵和开式吸收式热泵，对脱硫后烟气余热回收效果较好[15-16]，采用闪蒸闪凝-热泵技术可同时回收烟气潜热和冷凝水[17]。

目前的研究多集中于湿法脱硫后对低温烟气中余热和水分的回收，但针对湿法脱硫前烟气降温对脱硫过程能耗和水耗的影响，以及对脱硫后烟气余热和水分回收的影响，研究相对较少。如何利用烟气降温和冷凝回收烟气中的水分，有效回收烟气余热的问题仍未解决。因此，笔者对脱硫前后烟气降温及冷凝过程中的烟气余热和可回收水量及其影响因素进行分析，为燃煤烟气余热和水分的综合回收提供理论依据[18]。

1 研究对象

以某电厂350 MW超临界循环流化床锅炉机组为研究对象，烟气净化采用选择性非催化还原(SNCR)脱硝+布袋除尘+湿法脱硫+湿电除尘，烟气排放指标为：粉尘质量浓度3 mg/m3、NOx质量浓度25 mg/m3、SO2质量浓度20 mg/m3，燃用设计煤质参数如表1所示。

表1 燃煤设计煤质参数

脱硫塔设计参数如下：进口烟气量在湿态下为1 365 546 m3/h、干态下为1 246 607 m3/h，设计进口烟温为130 ℃，进口处烟气成份(干态)φ(N2)为80.73 %、φ(CO2)为12.43 %、φ(O2)为6.55 %、φ(SO2)为0.288 %。

由于脱硫塔前烟气温度为130 ℃，可采用低温省煤器回收部分余热，用于暖风器或返回回热系统，回收热量为烟气显热，烟气降温幅度与烟气酸露点相关。脱硫塔出口为饱和湿烟气，烟气含湿量较大且烟气潜热较多，在对烟气进行冷凝的同时，部分潜热会进入冷凝水中，这部分热量没有得到有效利用。通过分析脱硫前后烟气余热的可利用量，以及烟气降温冷凝的节水量，进一步研究烟气冷凝消除湿烟羽的方式。

图1给出了烟气余热回收及节水系统，烟气在烟道内降温经历了3个过程：(1) 烟气降温过程，在湿法脱硫塔前烟气温度降低，含湿量不变，烟气中的部分显热将被吸收，进入低温省煤器系统；(2) 烟气绝热增湿过程，在湿法脱硫塔内烟气温度降低，含湿量增加，烟气中的部分显热用于浆液蒸发；(3) 烟气冷凝降温过程，在湿法脱硫塔后烟气温度降低，含湿量减小，烟气中的部分显热和潜热将进入冷凝水中。为了准确计算烟气中热量的回收量以及节水量，需对烟气降温过程中的热力学状态进行分析。

图1 烟气余热回收及节水系统

2 数学模型及计算方法

2.1 数学模型

采用烟气含湿量-温度图对烟气降温过程进行分析。根据含湿量定义式，烟气含湿量为：

(1)

式中：dfg为烟气含湿量，g/kg；qm,fgv、qm,dfg分别为烟气中水蒸气和干烟气的质量流量，kg/s；nfgv、ndfg分别为烟气中水蒸气和干烟气的物质的量，mol；Mv、Mdfg分别为烟气中水蒸气和干烟气的摩尔质量，kg/mol。

根据道尔顿分压定律和相对湿度的定义式，烟气含湿量可表示为：

(2)

式中：pfgs、pfg分别为烟气中水蒸气对应温度下的饱和压力和烟气压力，Pa；φfgv为烟气相对湿度，%；t为烟气温度，℃。

空气含湿量da表达式为：

(3)

式中：Mav、Mda分别为水蒸气和干空气的摩尔质量，kg/mol；pas、pa分别为空气中水蒸气对应温度下的饱和压力和空气压力，Pa；φav为空气相对湿度，%。

水蒸气压力ps与其温度T之间的关系由戈夫-格雷奇(Goff-Gratch)公式计算得到。

当T>273.15 K时，

lg 1 013.246

(4)

当T<273.15 K时，

(5)

根据表1中的数据，烟气中水蒸气和干烟气的摩尔质量比Mv/Mdfg=0.623。

2.2 烟气降温热力过程分析

图2为烟气降温热力过程线。其中，L1为湿烟气饱和线，A为脱硫塔进口处状态点，当烟气直接进入脱硫塔，绝热增湿降温至状态点B，如直接由烟囱排放，烟气与环境中空气混合后，冷凝线性降温至环境状态点G，并产生湿烟羽。当烟气经低温省煤器后，等湿降温至状态点C，再进入脱硫塔，绝热增湿降温至状态点D，随后如直接由烟囱排放，烟气与环境中空气混合后，冷凝线性降温至环境状态点G，并产生湿烟羽。

图2 烟气降温热力过程

根据式(3)，对烟气降温热力过程进行描述。状态点A沿等湿线AC降温至与饱和线L1相交于F点，即是烟气露点。由于烟囱出口烟气为饱和湿烟气，如直接排放至环境中将产生湿烟羽，如烟气和空气混合后的热力线L2与湿烟气饱和线L1不相交，则可保证排放到环境中的烟气不会产生湿烟羽，则L2至少与L1相切，切点为状态点E。湿法脱硫塔出口饱和烟气需冷凝至状态点E再排向环境中，才能消除湿烟羽。

由图2可知，湿法脱硫塔前烟气经低温省煤器后烟温降低，经湿法脱硫后的烟温也随之降低且含湿量减少，表明降低脱硫塔进口烟温可有效减少用于降低烟温的耗水量，且能回收部分烟气显热。

2.3 脱硫塔进口烟温对出口烟温的影响

表2给出了脱硫塔进口烟温t′对脱硫塔出口烟温t″和含湿量dfg的影响，其中Q为脱硫塔内耗水量，Qx为进口烟气显热。可以看出，随着脱硫塔进口烟温的下降，脱硫塔出口烟温降低，烟气含湿量dfg和烟气中显热量Qx明显减小。

表2 脱硫塔进口烟温对出口烟温和含湿量的影响

由表2可知，当给定脱硫塔进口烟温为130 ℃时，脱硫塔出口烟温为51.80 ℃，当脱硫塔前设置低温省煤器后，脱硫塔进口烟温降至110 ℃，脱硫塔出口烟温将降至50.09 ℃。原烟气水露点温度为43.1 ℃，当环境温度为20 ℃，相对含湿量为70%，烟气消除湿烟羽需冷凝至35.8 ℃。在此过程中，低温省煤器回收烟气显热10.7 MW，由于脱硫塔进口烟温降低，其出口烟温随之降低，脱硫塔内蒸发水量减少15.03 t/h。在烟气降温冷凝的过程中，当烟温由50.5 ℃降至原烟气水露点温度43.1 ℃时，烟气冷凝将回收脱硫塔内浆液蒸发的耗水量14.168 kg/s，当烟温继续降至冷凝消白温度35.8 ℃时，烟气冷凝过程将回收部分烟气中原有水分9.337 kg/s，随后烟气向环境排放的水蒸气量为17.853 kg/s。此过程表明，低温省煤器能够降低脱硫塔进口烟温，可回收部分烟气显热，同时冷凝过程还会回收部分冷凝水，起到节能节水的作用。

受低温腐蚀影响，脱硫塔进口烟温不能降低至酸露点以下，需根据燃用煤质所计算酸露点温度，确定烟温降幅。酸露点tDP表达式[19-21]如下：

(6)

式中：td为水露点温度，℃；w(S)arzs为1 000 kJ/kg燃料发热量收到基折算硫分，%；w(A)arzs为1 000 kJ/kg燃料发热量收到基折算灰分，%；αfh为飞灰系数，取0.85。

根据上述数据，酸露点计算值为104 ℃。为保证低温省煤器的安全运行，确定脱硫塔进口烟温为110 ℃。

当脱硫塔进口烟温降至110 ℃时，脱硫塔出口烟温为50.09 ℃，脱硫塔出口烟气含湿量为0.088 kg/kg，含水量为147.571 t/h，含有潜热量(降至环境温度20 ℃)81.03 MW，如直接将烟气排向大气中，部分水蒸气会冷凝产生湿烟羽，且烟气中的水蒸气和潜热也没有得到有效回收。因此，对脱硫塔出口烟气进行冷凝，不仅有利于回收部分烟气中的水蒸气潜热，还有利于节水，降低电厂能耗。

3 结果与分析

3.1 烟气冷凝温度随环境因素的影响

图3给出了烟气冷凝温度随环境温度的变化。由图3可知，当环境相对湿度不变，随着环境温度的升高，烟气冷凝温度也逐渐升高。当环境相对湿度为10%时，环境温度为-20 ℃对应的烟气冷凝温度为-10.224 ℃，环境温度为30 ℃对应的烟气冷凝温度为45.247 ℃。当环境相对湿度为90%时，环境温度为-20 ℃对应的烟气冷凝温度为-15.116 ℃，环境温度为30 ℃对应的烟气冷凝温度为37.571 ℃。

图3 烟气冷凝温度随环境温度的变化

图4给出了烟气冷凝温度随环境相对湿度的变化。由图4可知，当环境温度不变，随着环境相对湿度的升高，烟气冷凝温度逐渐降低。

图4 烟气冷凝温度随环境相对湿度的变化

根据环境温度和环境相对湿度变化过程中，烟气冷凝温度的数据，采用二元线性回归分析，对烟气冷凝温度的影响因素进行分析，线性拟合后得到回归方程(7)。

tc=17.06-0.17φa+1.1ta

(7)

式中：tc为烟气冷凝温度，℃；φa为环境相对湿度，%；ta为环境相对温度，℃。

通过分析φa和ta的显著性水平值Pφ=4.13×10-18和Pt=3.53×10-38，Pφ>Pt，表明环境温度对烟气冷凝温度的影响较大。

由图3和图4可知，当环境温度不变，环境相对湿度每增加10%，冷凝温度平均降幅1.19 K，且冷凝温度随环境温度的升高而升高；当环境相对湿度不变，环境温度每升高10 K，冷凝温度平均升高11.03 K，且冷凝温度随环境相对湿度的增大而降低。表明环境温度对烟气冷凝温度影响较大。

3.2 烟温对烟气余热及水分回收的影响

通过图5中的烟气状态计算低温省煤器的余热回收量以及脱硫塔内节水量。其中，Q1为低温省煤器回收烟气余热量，可由低温省煤器进出口显热差计算得到；Q2为脱硫塔内脱硫浆液蒸发所需热量，可由进出脱硫塔内干烟气焓差计算得到；Q3为烟气冷凝过程中回收热量，可由饱和湿烟气焓差计算得到；m1为低温省煤器回收烟气余热后湿法脱硫塔内减小的蒸发水量，可由饱和湿烟气含湿量差值计算得到；m2为回收脱硫塔内蒸发水量，可由湿法脱硫塔出口与锅炉燃烧产生烟气露点的饱和湿烟气含湿量差值计算得到；m3为回收锅炉燃烧产生烟气中水蒸气量，可由锅炉燃烧产生烟气露点和冷凝后温度间的含湿量差值计算得到。

图5 烟气中余热回收量及节水量的变化

由表3可知，由于低温省煤器回收部分脱硫塔进口前烟气余热Q1，脱硫塔内蒸发消耗热量降至Q2，脱硫塔内消耗水量下降至m2，相比于加装低温省煤器前减少了m1，表明脱硫塔前烟温降低，可有效减少脱硫塔内用于烟气降温所需的耗水量，且m2的值与脱硫塔进口烟气水露点有关。降低脱硫塔进口烟温可有效减少脱硫塔内的耗水量，且脱硫塔进口温度越低，冷凝回收脱硫塔内的水量越少。

表3 进口烟温对脱硫塔耗水量的影响

由表4可知，由于低温省煤器回收部分脱硫塔进口前烟气余热Q1，脱硫塔内蒸发消耗热量降至Q2，为消除湿烟羽，烟气冷凝可回收余热量为Q3。随着进口烟温的降低，低温省煤器回收热量逐渐增加，当脱硫塔进口烟温由130 ℃降至90 ℃，低温省煤器回收热量可增至21.477 MW，脱硫塔内蒸发所需热量由41.556 MW降至21.948 MW，烟气冷凝回收热量由75.423 MW降至55.940 MW。表明降低脱硫塔进口烟温，可有效回收部分高温烟气余热。由表4还可知，Q1、Q2的值与脱硫塔进口烟温有关，脱硫塔进口烟温越低，回收烟气显热量越大，脱硫塔内蒸发吸热量越小，冷凝回收烟气热量至脱硫塔进口烟气水露点的潜热量越少。

表4 进口烟温对烟气余热利用的影响

3.3 环境因素对烟气余热及水分回收的影响

假定脱硫塔出口烟温为50 ℃，分析环境因素对烟气冷凝过程中余热回收和水分回收的影响。

图6给出了环境相对湿度对烟气冷凝回收水量的影响。由图6可知，当环境相对湿度一定时，随着环境温度的降低，冷凝水量逐渐增加。当环境相对湿度为10%时，环境温度为-20 ℃，冷凝水量为144.215 t/h；环境温度为30 ℃时，冷凝水量为5.844 t/h。当环境温度一定时，随着环境相对湿度的增加冷凝水量也逐渐增加。当环境温度为20 ℃时，环境相对湿度为10%，冷凝水量为74.197 t/h；环境相对湿度为90 %，冷凝水量为109.01 t/h。当环境温度为-20 ℃，环境相对湿度变化时，冷凝水量变化不大，约为145 t/h；当环境温度为30 ℃时，环境相对湿度为90 %，冷凝水量为75.311 t/h，与环境相对湿度为10%时相比，冷凝水量增加了69.467 t/h。表明在较低环境温度时，环境相对湿度对烟气冷凝水量影响较小；随着环境温度的升高，相对湿度对烟气冷凝水量影响较大。

图6 环境相对湿度对烟气冷凝回收水量的影响

根据环境温度和环境相对湿度变化过程中，烟气冷凝水量的数据，采用二元线性回归分析，对烟气冷凝水量的影响因素进行分析，线性拟合后得到回归方程(8)。

tc=107.05-27.89φa-2.01ta

(8)

通过分析φa和ta的显著性水平值Pφ=0.023 2和Pt=5.29×10-11，Pφ>Pt，表明环境温度对烟气冷凝水量的影响较大。

由图6还可知，当环境温度不变，环境相对湿度每增加10%，冷凝水量平均增幅3.39 t/h，且冷凝水量随环境温度的升高而减少；当环境相对湿度不变，环境温度每升高10 K，冷凝水量平均降幅21.42 t/h，且冷凝水量随环境相对湿度的增加而减少。表明环境温度对烟气冷凝水量影响较大。

图7给出了环境相对湿度对烟气冷凝回收烟气余热的影响。由图7可知，当环境相对湿度一定，随着环境温度的降低，回收烟气余热量逐渐增加。当环境相对湿度为10%时，环境温度为-20 ℃，回收烟气余热量为109.603 MW；环境温度为30 ℃，回收烟气余热量为3.87 MW。当环境温度一定时，随着环境相对湿度的增加回收烟气余热量也逐渐增加。当环境温度为20 ℃时，环境相对湿度为10%，回收烟气余热量为50.617 MW；环境相对湿度为90%，回收烟气余热量为76.4 MW。当环境温度为-20 ℃，环境相对湿度变化时，回收烟气余热量变化不大，为110 MW左右；当环境温度为30 ℃时，环境相对湿度为90%，回收烟气余热量为51.411 MW，与环境相对湿度为10%时相比，回收烟气余热量增加了58.192 MW。表明在较低环境温度下，环境相对湿度对回收烟气余热量影响较小；随着环境温度的升高相对湿度对烟气冷凝回收烟气余热量影响较大。

图7 环境相对湿度对烟气冷凝回收余热的影响

根据环境温度和环境相对湿度变化过程中，回收烟气余热量的数据，采用二元线性回归分析，对烟气冷凝温度的影响因素进行分析，线性拟合后得到回归方程(9)。

tc=78.36+21.08φa-1.63ta

(9)

通过分析φa和ta的显著性水平值Pφ=0.008 8和Pt=3.04×10-13，Pφ>Pt，表明环境温度对烟气冷凝温度的影响较大。

由图7还可知，当环境温度不变时，环境相对湿度每增加10%，回收烟气余热量平均降幅1.41 MW，且回收烟气余热量随环境温度升高而减少；当环境相对湿度不变，环境温度每升高10 K，回收烟气余热量平均减小17.07 MW，且回收烟气余热量随环境相对湿度的增加而增大。表明环境温度对回收烟气余热量影响较大。

4 燃煤质量对节能节水的影响

由上述分析可知，脱硫后烟气余热和水量的回收，除与烟气自身性质有关外，还与低温省煤器回收热量、环境因素有关。现就燃用煤质对烟气余热和水量回收进行分析。

燃料成分分析见表5。空气预热器出口烟温为130 ℃，经低温省煤器在湿法脱硫塔进口处烟温为95 ℃，烟气冷凝后的温度为消除湿烟羽所需温度，空气预热器出口过量空气系数为1.2[17]。

表5 燃料成分分析[22]

表6给出了锅炉燃用不同煤种下的烟气性质，其中mH2O为水的摩尔质量。由表6可知，由于褐煤w(Mar)和w(Har)较大，燃料燃烧产生的烟气中含湿量较大；同时，烟气含湿量还对脱硫塔出口烟温和烟气水露点温度td有较大影响，烟气含湿量越大，脱硫塔出口烟温越高，烟气水露点温度也相对越高。结合式(6)，烟气酸露点tDP与煤中硫分和水露点有关，与烟气含湿量相关性不大。

表6 不同煤种下的烟气性质

在300 MW下，燃用上述煤种来分析烟气冷凝消白过程中的节能和节水量。环境温度为20 ℃，相对湿度为70%，按照烟气性质，冷凝至湿烟羽消除温度。烟气温度由130 ℃经低温省煤器降至110 ℃。

图8给出了燃用不同煤种下的余热回收量。由图8可知，经低温省煤器，烟温由130 ℃降至110 ℃，回收烟气余热量相差不大，燃用无烟煤时回收余热量为12.043 MW，燃用褐煤时回收余热量为6.971 MW。由于燃用褐煤的烟气中含湿量较小，在脱硫塔内消耗热量也较多，燃用无烟煤的烟气中含湿量较小，在脱硫塔内消耗热量也较小。

图8 燃用不同煤种的烟气余热回收量

结合表6可以看出，由于燃用褐煤时脱硫塔出口烟温较高，烟气冷凝回收热量也相对较多，同理，燃用无烟煤时回收热量较少。冷凝后烟气排向环境中，也表现出燃用褐煤时的烟气排烟热损失较大的情况。表明对于烟气含湿量较大的褐煤，采用烟气降温冷凝将有利于节能节水。

图9给出了燃用不同煤种下的水分回收量。由图9可知，加装低温省煤器可有效减少脱硫塔内耗水量，燃用无烟煤最高可节省水量16.225 t/h，燃用褐煤最低可节省水量9.908 t/h。由于烟气冷凝温度相对较低，结合图5可知，冷凝过程将回收脱硫塔内消耗的水量(即蒸发水量)，并回收烟气中部分水量。燃用褐煤产生的烟气含湿量较大[23]，脱硫塔内耗水量较大，冷凝可回收68.063 t/h脱硫塔内消耗的水量，而洗中煤可回收41.316 t/h。燃用无烟煤时，烟气含湿量较小，烟气冷凝未回收烟气中水量。燃用褐煤产生的烟气含湿量较大，冷凝回收烟气中水分也较多，为107.911 t/h。烟气冷凝温度不能降至与环境温度相同，烟气含湿量仍较大，燃用褐煤产生的烟气若排向环境将损失61.493 t/h的水量，燃用洗中煤产生的烟气排向环境将损失41.485 t/h的水量。表明烟气降温冷凝将有利于回收烟气中的部分水分。