燃煤煙氣冷凝節水及余熱回收熱力學分析

白 濤， 靳智平

(山西大學 電力與建筑學院， 太原 030006)

2014年，國家下發《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》通知，要求煙塵、SO2和NOx排放質量濃度分別低于10 mg/m3、35 mg/m3和50 mg/m3。國內燃煤電站鍋爐普遍采用石灰石-石膏法脫硫工藝，經脫硫凈化后的低溫飽和濕煙氣排入環境中，其中的水蒸氣會因降溫冷凝析出小液滴，產生“濕煙羽”。濕煙羽中液滴所含可溶性顆粒物及鹽類會促使細微顆粒物的二次轉化，為霧霾形成的原因之一[1-3]。

多地已制定相關排放標準，以減小濕煙羽的排放[4]。研究者們對濕煙羽的形成機理[5]、擴散特性[6]和消散技術[7]，以及環境因素對濕煙羽治理技術的影響進行研究[8]。消除濕煙羽的方式主要有直接加熱法、直接冷凝法和冷凝再熱法[9]。上述措施雖可有效降低濕煙羽的排放，但加熱和冷凝煙氣能耗較高，且脫硫后大量飽和濕煙氣進入大氣環境中，造成機組經濟性下降[10]。

研究表明，濕法脫硫塔前置煙氣冷卻器對脫硫過程節能節水效果明顯[11]。煙氣冷凝可有效回收脫硫后煙氣水分以及煙氣余熱[12-14]。采用吸收式熱泵和開式吸收式熱泵，對脫硫后煙氣余熱回收效果較好[15-16]，采用閃蒸閃凝-熱泵技術可同時回收煙氣潛熱和冷凝水[17]。

目前的研究多集中于濕法脫硫后對低溫煙氣中余熱和水分的回收，但針對濕法脫硫前煙氣降溫對脫硫過程能耗和水耗的影響，以及對脫硫后煙氣余熱和水分回收的影響，研究相對較少。如何利用煙氣降溫和冷凝回收煙氣中的水分，有效回收煙氣余熱的問題仍未解決。因此，筆者對脫硫前后煙氣降溫及冷凝過程中的煙氣余熱和可回收水量及其影響因素進行分析，為燃煤煙氣余熱和水分的綜合回收提供理論依據[18]。

1 研究對象

以某電廠350 MW超臨界循環流化床鍋爐機組為研究對象，煙氣凈化采用選擇性非催化還原(SNCR)脫硝+布袋除塵+濕法脫硫+濕電除塵，煙氣排放指標為：粉塵質量濃度3 mg/m3、NOx質量濃度25 mg/m3、SO2質量濃度20 mg/m3，燃用設計煤質參數如表1所示。

表1 燃煤設計煤質參數

脫硫塔設計參數如下：進口煙氣量在濕態下為1 365 546 m3/h、干態下為1 246 607 m3/h，設計進口煙溫為130 ℃，進口處煙氣成份(干態)φ(N2)為80.73 %、φ(CO2)為12.43 %、φ(O2)為6.55 %、φ(SO2)為0.288 %。

由于脫硫塔前煙氣溫度為130 ℃，可采用低溫省煤器回收部分余熱，用于暖風器或返回回熱系統，回收熱量為煙氣顯熱，煙氣降溫幅度與煙氣酸露點相關。脫硫塔出口為飽和濕煙氣，煙氣含濕量較大且煙氣潛熱較多，在對煙氣進行冷凝的同時，部分潛熱會進入冷凝水中，這部分熱量沒有得到有效利用。通過分析脫硫前后煙氣余熱的可利用量，以及煙氣降溫冷凝的節水量，進一步研究煙氣冷凝消除濕煙羽的方式。

圖1給出了煙氣余熱回收及節水系統，煙氣在煙道內降溫經歷了3個過程：(1) 煙氣降溫過程，在濕法脫硫塔前煙氣溫度降低，含濕量不變，煙氣中的部分顯熱將被吸收，進入低溫省煤器系統；(2) 煙氣絕熱增濕過程，在濕法脫硫塔內煙氣溫度降低，含濕量增加，煙氣中的部分顯熱用于漿液蒸發；(3) 煙氣冷凝降溫過程，在濕法脫硫塔后煙氣溫度降低，含濕量減小，煙氣中的部分顯熱和潛熱將進入冷凝水中。為了準確計算煙氣中熱量的回收量以及節水量，需對煙氣降溫過程中的熱力學狀態進行分析。

圖1 煙氣余熱回收及節水系統

2 數學模型及計算方法

2.1 數學模型

采用煙氣含濕量-溫度圖對煙氣降溫過程進行分析。根據含濕量定義式，煙氣含濕量為：

(1)

式中：dfg為煙氣含濕量，g/kg；qm,fgv、qm,dfg分別為煙氣中水蒸氣和干煙氣的質量流量，kg/s；nfgv、ndfg分別為煙氣中水蒸氣和干煙氣的物質的量，mol；Mv、Mdfg分別為煙氣中水蒸氣和干煙氣的摩爾質量，kg/mol。

根據道爾頓分壓定律和相對濕度的定義式，煙氣含濕量可表示為：

(2)

式中：pfgs、pfg分別為煙氣中水蒸氣對應溫度下的飽和壓力和煙氣壓力，Pa；φfgv為煙氣相對濕度，%；t為煙氣溫度，℃。

空氣含濕量da表達式為：

(3)

式中：Mav、Mda分別為水蒸氣和干空氣的摩爾質量，kg/mol；pas、pa分別為空氣中水蒸氣對應溫度下的飽和壓力和空氣壓力，Pa；φav為空氣相對濕度，%。

水蒸氣壓力ps與其溫度T之間的關系由戈夫-格雷奇(Goff-Gratch)公式計算得到。

當T>273.15 K時，

lg 1 013.246

(4)

當T<273.15 K時，

(5)

根據表1中的數據，煙氣中水蒸氣和干煙氣的摩爾質量比Mv/Mdfg=0.623。

2.2 煙氣降溫熱力過程分析

圖2為煙氣降溫熱力過程線。其中，L1為濕煙氣飽和線，A為脫硫塔進口處狀態點，當煙氣直接進入脫硫塔，絕熱增濕降溫至狀態點B，如直接由煙囪排放，煙氣與環境中空氣混合后，冷凝線性降溫至環境狀態點G，并產生濕煙羽。當煙氣經低溫省煤器后，等濕降溫至狀態點C，再進入脫硫塔，絕熱增濕降溫至狀態點D，隨后如直接由煙囪排放，煙氣與環境中空氣混合后，冷凝線性降溫至環境狀態點G，并產生濕煙羽。

圖2 煙氣降溫熱力過程

根據式(3)，對煙氣降溫熱力過程進行描述。狀態點A沿等濕線AC降溫至與飽和線L1相交于F點，即是煙氣露點。由于煙囪出口煙氣為飽和濕煙氣，如直接排放至環境中將產生濕煙羽，如煙氣和空氣混合后的熱力線L2與濕煙氣飽和線L1不相交，則可保證排放到環境中的煙氣不會產生濕煙羽，則L2至少與L1相切，切點為狀態點E。濕法脫硫塔出口飽和煙氣需冷凝至狀態點E再排向環境中，才能消除濕煙羽。

由圖2可知，濕法脫硫塔前煙氣經低溫省煤器后煙溫降低，經濕法脫硫后的煙溫也隨之降低且含濕量減少，表明降低脫硫塔進口煙溫可有效減少用于降低煙溫的耗水量，且能回收部分煙氣顯熱。

2.3 脫硫塔進口煙溫對出口煙溫的影響

表2給出了脫硫塔進口煙溫t′對脫硫塔出口煙溫t″和含濕量dfg的影響，其中Q為脫硫塔內耗水量，Qx為進口煙氣顯熱。可以看出，隨著脫硫塔進口煙溫的下降，脫硫塔出口煙溫降低，煙氣含濕量dfg和煙氣中顯熱量Qx明顯減小。

表2 脫硫塔進口煙溫對出口煙溫和含濕量的影響

由表2可知，當給定脫硫塔進口煙溫為130 ℃時，脫硫塔出口煙溫為51.80 ℃，當脫硫塔前設置低溫省煤器后，脫硫塔進口煙溫降至110 ℃，脫硫塔出口煙溫將降至50.09 ℃。原煙氣水露點溫度為43.1 ℃，當環境溫度為20 ℃，相對含濕量為70%，煙氣消除濕煙羽需冷凝至35.8 ℃。在此過程中，低溫省煤器回收煙氣顯熱10.7 MW，由于脫硫塔進口煙溫降低，其出口煙溫隨之降低，脫硫塔內蒸發水量減少15.03 t/h。在煙氣降溫冷凝的過程中，當煙溫由50.5 ℃降至原煙氣水露點溫度43.1 ℃時，煙氣冷凝將回收脫硫塔內漿液蒸發的耗水量14.168 kg/s，當煙溫繼續降至冷凝消白溫度35.8 ℃時，煙氣冷凝過程將回收部分煙氣中原有水分9.337 kg/s，隨后煙氣向環境排放的水蒸氣量為17.853 kg/s。此過程表明，低溫省煤器能夠降低脫硫塔進口煙溫，可回收部分煙氣顯熱，同時冷凝過程還會回收部分冷凝水，起到節能節水的作用。

受低溫腐蝕影響，脫硫塔進口煙溫不能降低至酸露點以下，需根據燃用煤質所計算酸露點溫度，確定煙溫降幅。酸露點tDP表達式[19-21]如下：

(6)

式中：td為水露點溫度，℃；w(S)arzs為1 000 kJ/kg燃料發熱量收到基折算硫分，%；w(A)arzs為1 000 kJ/kg燃料發熱量收到基折算灰分，%；αfh為飛灰系數，取0.85。

根據上述數據，酸露點計算值為104 ℃。為保證低溫省煤器的安全運行，確定脫硫塔進口煙溫為110 ℃。

當脫硫塔進口煙溫降至110 ℃時，脫硫塔出口煙溫為50.09 ℃，脫硫塔出口煙氣含濕量為0.088 kg/kg，含水量為147.571 t/h，含有潛熱量(降至環境溫度20 ℃)81.03 MW，如直接將煙氣排向大氣中，部分水蒸氣會冷凝產生濕煙羽，且煙氣中的水蒸氣和潛熱也沒有得到有效回收。因此，對脫硫塔出口煙氣進行冷凝，不僅有利于回收部分煙氣中的水蒸氣潛熱，還有利于節水，降低電廠能耗。

3 結果與分析

3.1 煙氣冷凝溫度隨環境因素的影響

圖3給出了煙氣冷凝溫度隨環境溫度的變化。由圖3可知，當環境相對濕度不變，隨著環境溫度的升高，煙氣冷凝溫度也逐漸升高。當環境相對濕度為10%時，環境溫度為-20 ℃對應的煙氣冷凝溫度為-10.224 ℃，環境溫度為30 ℃對應的煙氣冷凝溫度為45.247 ℃。當環境相對濕度為90%時，環境溫度為-20 ℃對應的煙氣冷凝溫度為-15.116 ℃，環境溫度為30 ℃對應的煙氣冷凝溫度為37.571 ℃。

圖3 煙氣冷凝溫度隨環境溫度的變化

圖4給出了煙氣冷凝溫度隨環境相對濕度的變化。由圖4可知，當環境溫度不變，隨著環境相對濕度的升高，煙氣冷凝溫度逐漸降低。

圖4 煙氣冷凝溫度隨環境相對濕度的變化

根據環境溫度和環境相對濕度變化過程中，煙氣冷凝溫度的數據，采用二元線性回歸分析，對煙氣冷凝溫度的影響因素進行分析，線性擬合后得到回歸方程(7)。

tc=17.06-0.17φa+1.1ta

(7)

式中：tc為煙氣冷凝溫度，℃；φa為環境相對濕度，%；ta為環境相對溫度，℃。

通過分析φa和ta的顯著性水平值Pφ=4.13×10-18和Pt=3.53×10-38，Pφ>Pt，表明環境溫度對煙氣冷凝溫度的影響較大。

由圖3和圖4可知，當環境溫度不變，環境相對濕度每增加10%，冷凝溫度平均降幅1.19 K，且冷凝溫度隨環境溫度的升高而升高；當環境相對濕度不變，環境溫度每升高10 K，冷凝溫度平均升高11.03 K，且冷凝溫度隨環境相對濕度的增大而降低。表明環境溫度對煙氣冷凝溫度影響較大。

3.2 煙溫對煙氣余熱及水分回收的影響

通過圖5中的煙氣狀態計算低溫省煤器的余熱回收量以及脫硫塔內節水量。其中，Q1為低溫省煤器回收煙氣余熱量，可由低溫省煤器進出口顯熱差計算得到；Q2為脫硫塔內脫硫漿液蒸發所需熱量，可由進出脫硫塔內干煙氣焓差計算得到；Q3為煙氣冷凝過程中回收熱量，可由飽和濕煙氣焓差計算得到；m1為低溫省煤器回收煙氣余熱后濕法脫硫塔內減小的蒸發水量，可由飽和濕煙氣含濕量差值計算得到；m2為回收脫硫塔內蒸發水量，可由濕法脫硫塔出口與鍋爐燃燒產生煙氣露點的飽和濕煙氣含濕量差值計算得到；m3為回收鍋爐燃燒產生煙氣中水蒸氣量，可由鍋爐燃燒產生煙氣露點和冷凝后溫度間的含濕量差值計算得到。

圖5 煙氣中余熱回收量及節水量的變化

由表3可知，由于低溫省煤器回收部分脫硫塔進口前煙氣余熱Q1，脫硫塔內蒸發消耗熱量降至Q2，脫硫塔內消耗水量下降至m2，相比于加裝低溫省煤器前減少了m1，表明脫硫塔前煙溫降低，可有效減少脫硫塔內用于煙氣降溫所需的耗水量，且m2的值與脫硫塔進口煙氣水露點有關。降低脫硫塔進口煙溫可有效減少脫硫塔內的耗水量，且脫硫塔進口溫度越低，冷凝回收脫硫塔內的水量越少。

表3 進口煙溫對脫硫塔耗水量的影響

由表4可知，由于低溫省煤器回收部分脫硫塔進口前煙氣余熱Q1，脫硫塔內蒸發消耗熱量降至Q2，為消除濕煙羽，煙氣冷凝可回收余熱量為Q3。隨著進口煙溫的降低，低溫省煤器回收熱量逐漸增加，當脫硫塔進口煙溫由130 ℃降至90 ℃，低溫省煤器回收熱量可增至21.477 MW，脫硫塔內蒸發所需熱量由41.556 MW降至21.948 MW，煙氣冷凝回收熱量由75.423 MW降至55.940 MW。表明降低脫硫塔進口煙溫，可有效回收部分高溫煙氣余熱。由表4還可知，Q1、Q2的值與脫硫塔進口煙溫有關，脫硫塔進口煙溫越低，回收煙氣顯熱量越大，脫硫塔內蒸發吸熱量越小，冷凝回收煙氣熱量至脫硫塔進口煙氣水露點的潛熱量越少。

表4 進口煙溫對煙氣余熱利用的影響

3.3 環境因素對煙氣余熱及水分回收的影響

假定脫硫塔出口煙溫為50 ℃，分析環境因素對煙氣冷凝過程中余熱回收和水分回收的影響。

圖6給出了環境相對濕度對煙氣冷凝回收水量的影響。由圖6可知，當環境相對濕度一定時，隨著環境溫度的降低，冷凝水量逐漸增加。當環境相對濕度為10%時，環境溫度為-20 ℃，冷凝水量為144.215 t/h；環境溫度為30 ℃時，冷凝水量為5.844 t/h。當環境溫度一定時，隨著環境相對濕度的增加冷凝水量也逐漸增加。當環境溫度為20 ℃時，環境相對濕度為10%，冷凝水量為74.197 t/h；環境相對濕度為90 %，冷凝水量為109.01 t/h。當環境溫度為-20 ℃，環境相對濕度變化時，冷凝水量變化不大，約為145 t/h；當環境溫度為30 ℃時，環境相對濕度為90 %，冷凝水量為75.311 t/h，與環境相對濕度為10%時相比，冷凝水量增加了69.467 t/h。表明在較低環境溫度時，環境相對濕度對煙氣冷凝水量影響較小；隨著環境溫度的升高，相對濕度對煙氣冷凝水量影響較大。

圖6 環境相對濕度對煙氣冷凝回收水量的影響

根據環境溫度和環境相對濕度變化過程中，煙氣冷凝水量的數據，采用二元線性回歸分析，對煙氣冷凝水量的影響因素進行分析，線性擬合后得到回歸方程(8)。

tc=107.05-27.89φa-2.01ta

(8)

通過分析φa和ta的顯著性水平值Pφ=0.023 2和Pt=5.29×10-11，Pφ>Pt，表明環境溫度對煙氣冷凝水量的影響較大。

由圖6還可知，當環境溫度不變，環境相對濕度每增加10%，冷凝水量平均增幅3.39 t/h，且冷凝水量隨環境溫度的升高而減少；當環境相對濕度不變，環境溫度每升高10 K，冷凝水量平均降幅21.42 t/h，且冷凝水量隨環境相對濕度的增加而減少。表明環境溫度對煙氣冷凝水量影響較大。

圖7給出了環境相對濕度對煙氣冷凝回收煙氣余熱的影響。由圖7可知，當環境相對濕度一定，隨著環境溫度的降低，回收煙氣余熱量逐漸增加。當環境相對濕度為10%時，環境溫度為-20 ℃，回收煙氣余熱量為109.603 MW；環境溫度為30 ℃，回收煙氣余熱量為3.87 MW。當環境溫度一定時，隨著環境相對濕度的增加回收煙氣余熱量也逐漸增加。當環境溫度為20 ℃時，環境相對濕度為10%，回收煙氣余熱量為50.617 MW；環境相對濕度為90%，回收煙氣余熱量為76.4 MW。當環境溫度為-20 ℃，環境相對濕度變化時，回收煙氣余熱量變化不大，為110 MW左右；當環境溫度為30 ℃時，環境相對濕度為90%，回收煙氣余熱量為51.411 MW，與環境相對濕度為10%時相比，回收煙氣余熱量增加了58.192 MW。表明在較低環境溫度下，環境相對濕度對回收煙氣余熱量影響較小；隨著環境溫度的升高相對濕度對煙氣冷凝回收煙氣余熱量影響較大。

圖7 環境相對濕度對煙氣冷凝回收余熱的影響

根據環境溫度和環境相對濕度變化過程中，回收煙氣余熱量的數據，采用二元線性回歸分析，對煙氣冷凝溫度的影響因素進行分析，線性擬合后得到回歸方程(9)。

tc=78.36+21.08φa-1.63ta

(9)

通過分析φa和ta的顯著性水平值Pφ=0.008 8和Pt=3.04×10-13，Pφ>Pt，表明環境溫度對煙氣冷凝溫度的影響較大。

由圖7還可知，當環境溫度不變時，環境相對濕度每增加10%，回收煙氣余熱量平均降幅1.41 MW，且回收煙氣余熱量隨環境溫度升高而減少；當環境相對濕度不變，環境溫度每升高10 K，回收煙氣余熱量平均減小17.07 MW，且回收煙氣余熱量隨環境相對濕度的增加而增大。表明環境溫度對回收煙氣余熱量影響較大。

4 燃煤質量對節能節水的影響

由上述分析可知，脫硫后煙氣余熱和水量的回收，除與煙氣自身性質有關外，還與低溫省煤器回收熱量、環境因素有關。現就燃用煤質對煙氣余熱和水量回收進行分析。

燃料成分分析見表5。空氣預熱器出口煙溫為130 ℃，經低溫省煤器在濕法脫硫塔進口處煙溫為95 ℃，煙氣冷凝后的溫度為消除濕煙羽所需溫度，空氣預熱器出口過量空氣系數為1.2[17]。

表5 燃料成分分析[22]

表6給出了鍋爐燃用不同煤種下的煙氣性質，其中mH2O為水的摩爾質量。由表6可知，由于褐煤w(Mar)和w(Har)較大，燃料燃燒產生的煙氣中含濕量較大；同時，煙氣含濕量還對脫硫塔出口煙溫和煙氣水露點溫度td有較大影響，煙氣含濕量越大，脫硫塔出口煙溫越高，煙氣水露點溫度也相對越高。結合式(6)，煙氣酸露點tDP與煤中硫分和水露點有關，與煙氣含濕量相關性不大。

表6 不同煤種下的煙氣性質

在300 MW下，燃用上述煤種來分析煙氣冷凝消白過程中的節能和節水量。環境溫度為20 ℃，相對濕度為70%，按照煙氣性質，冷凝至濕煙羽消除溫度。煙氣溫度由130 ℃經低溫省煤器降至110 ℃。

圖8給出了燃用不同煤種下的余熱回收量。由圖8可知，經低溫省煤器，煙溫由130 ℃降至110 ℃，回收煙氣余熱量相差不大，燃用無煙煤時回收余熱量為12.043 MW，燃用褐煤時回收余熱量為6.971 MW。由于燃用褐煤的煙氣中含濕量較小，在脫硫塔內消耗熱量也較多，燃用無煙煤的煙氣中含濕量較小，在脫硫塔內消耗熱量也較小。

圖8 燃用不同煤種的煙氣余熱回收量

結合表6可以看出，由于燃用褐煤時脫硫塔出口煙溫較高，煙氣冷凝回收熱量也相對較多，同理，燃用無煙煤時回收熱量較少。冷凝后煙氣排向環境中，也表現出燃用褐煤時的煙氣排煙熱損失較大的情況。表明對于煙氣含濕量較大的褐煤，采用煙氣降溫冷凝將有利于節能節水。

圖9給出了燃用不同煤種下的水分回收量。由圖9可知，加裝低溫省煤器可有效減少脫硫塔內耗水量，燃用無煙煤最高可節省水量16.225 t/h，燃用褐煤最低可節省水量9.908 t/h。由于煙氣冷凝溫度相對較低，結合圖5可知，冷凝過程將回收脫硫塔內消耗的水量(即蒸發水量)，并回收煙氣中部分水量。燃用褐煤產生的煙氣含濕量較大[23]，脫硫塔內耗水量較大，冷凝可回收68.063 t/h脫硫塔內消耗的水量，而洗中煤可回收41.316 t/h。燃用無煙煤時，煙氣含濕量較小，煙氣冷凝未回收煙氣中水量。燃用褐煤產生的煙氣含濕量較大，冷凝回收煙氣中水分也較多，為107.911 t/h。煙氣冷凝溫度不能降至與環境溫度相同，煙氣含濕量仍較大，燃用褐煤產生的煙氣若排向環境將損失61.493 t/h的水量，燃用洗中煤產生的煙氣排向環境將損失41.485 t/h的水量。表明煙氣降溫冷凝將有利于回收煙氣中的部分水分。

圖9 燃用不同煤種的煙氣節水量

5 結 論

(1) 當脫硫塔進口煙溫由130 ℃降至90 ℃，低溫省煤器回收熱量可增至21.477 MW，脫硫塔內由于蒸發耗熱量由41.556 MW降至21.948 MW，煙氣冷凝回收熱量由75.423 MW降至55.940 MW。

(2) 環境溫度較低時，煙氣冷凝消白過程中的余熱及水蒸氣回水量較多，且環境相對濕度對回收過程影響較小。

(3) 環境溫度變化對煙氣冷凝溫度、煙氣冷凝回收水量、煙氣冷凝回收余熱的影響較大。

(4) 不同煤質中，褐煤含水量較大，且燃用褐煤后回收煙氣中余熱以及水量也相對較大；燃用無煙煤產生煙氣的含濕量較小，且回收煙氣中余熱以及水量也相對較小。