閆 敏， 李玉忠， 馬春元

(山東大學 燃煤污染物減排國家工程實驗室， 濟南 250061)

燃煤電廠是我國能源消耗的大戶，每年消耗全國近50%的燃煤和20%的工業(yè)用水[1]，大量的廢熱通過水吸熱蒸發(fā)的方式排放到大氣，浪費了大量的余熱和水資源，這對我國缺水地區(qū)來說是一個很嚴峻的問題。因此，如何有效降低燃煤電廠的能耗和水耗對于我國總體節(jié)能減排戰(zhàn)略有著極為重要的意義[2]。

燃煤電廠的排煙溫度通常在120～150 ℃，甚至更高，占鍋爐總熱損失的50%～80%，占總輸入能量的3%～8%[3]。目前，應用最為廣泛的煙氣節(jié)能系統(tǒng)是在鍋爐尾部煙道設置的低溫省煤器[4]，可以將鍋爐排煙溫度降低30～40 K，回收排煙廢熱來加熱凝結(jié)水，降低煤耗1～2 g/(kW·h)。由于煙氣中硫的存在，當?shù)蜏厥∶浩鞅砻鏈囟鹊陀诼饵c溫度時[5]，酸和水會在設備表面凝結(jié)，引起低溫腐蝕[6]和積灰，影響設備的壽命和安全運行。低溫省煤器無法將煙氣溫度降低到露點溫度以下，只能回收煙氣部分的顯熱而不能回收潛熱和水。

煙氣中存在大量的水蒸氣和潛熱，濕法脫硫系統(tǒng)出口為50～55 ℃的飽和濕煙氣，水蒸氣體積分數(shù)為12%～18%[7]。經(jīng)計算，當脫硫塔出口煙氣溫度為50 ℃時，1 t標準煤燃燒后大約排放1 t水蒸氣，按照2015年我國燃煤機組消耗16.5億 t標準煤[8]，則每年因燃煤排放的水蒸氣為16.5億 t，煙氣潛熱量相當于1.27億 t標準煤的熱值。從環(huán)保角度考慮，飽和濕煙氣直接排放后導致煙囪中冒白煙的現(xiàn)象加劇，造成視覺污染。因此，回收煙氣中水蒸氣和潛熱具有節(jié)能、節(jié)水和環(huán)保等多重效益。

關于煙氣中水蒸氣凝結(jié)和潛熱回收的研究[9-13]主要集中于燃氣鍋爐。由于燃煤煙氣成分的復雜性，針對燃煤煙氣中水蒸氣凝結(jié)和潛熱回收的研究較少。韓宇等[14]和王金平等[15]采用抗腐蝕的氟塑料換熱器將煙氣溫度降低至80～90 ℃，雖然避免了低溫腐蝕，但是煙氣溫度仍然高于露點溫度，無法回收煙氣潛熱。Wei等[16]利用直接接觸式換熱器、多個沉淀罐和熱泵回收煙氣潛熱并加熱熱網(wǎng)水，通過加堿處理調(diào)節(jié)廢水PH值。Wang等[17]介紹了一種用于回收熱和水的傳輸膜冷凝器(TMC)。

針對目前燃煤煙氣中潛熱和水回收難的問題，筆者提出了一種基于機械蒸汽再壓縮(MVR)技術(shù)回收燃煤煙氣中潛熱和水的新方法，詳細介紹了系統(tǒng)工藝過程，利用煙氣溫濕圖解釋了煙氣余熱和凈化水回收原理，提供了回收量計算及系統(tǒng)性能評價的方法，結(jié)合典型300 MW機組計算了余熱和水的回收量，優(yōu)化了系統(tǒng)性能，并進行了技術(shù)經(jīng)濟性分析。

1 基于MVR技術(shù)的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)

1.1 MVR技術(shù)介紹

MVR技術(shù)是一項基于蒸汽潛熱再利用的節(jié)能技術(shù)，廣泛應用于溶液的蒸發(fā)工藝過程中，如化工、輕工、食品、制藥、海水淡化和污水處理等工業(yè)生產(chǎn)領域。以溶液的蒸發(fā)過程為例介紹其原理，如圖1所示。

圖1 MVR技術(shù)用于溶液蒸發(fā)的原理圖

工作過程如下：

(1) 溶液進入蒸發(fā)器，吸熱蒸發(fā)。

(2) 一次蒸汽被蒸汽壓縮機吸入，經(jīng)壓縮升溫升壓為二次蒸汽。

(3) 二次蒸汽輸入到冷凝器內(nèi)放熱冷凝，冷凝水可直接排放，或收集后作為其他工序用水，放出的熱量可作為蒸發(fā)器內(nèi)溶液蒸發(fā)的熱源。

(4) 蒸發(fā)后剩余的濃縮物達到一定質(zhì)量濃度后排出蒸發(fā)器。

通過以上過程實現(xiàn)了溶液的蒸發(fā)蒸餾過程，并回收了相對純凈的水資源，充分利用蒸汽潛熱，無需加入額外熱源，節(jié)省了能源。

1.2 基于MVR技術(shù)的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)

根據(jù)MVR技術(shù)用于溶液蒸發(fā)的原理，提出了基于MVR技術(shù)的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)，如圖2所示。

1―爐膛； 2―空氣預熱器； 3―低溫省煤器； 4―除塵器； 5―濕式脫硫塔； 6―真空閃蒸裝置； 7―蒸汽壓縮機； 8―冷凝器(熱用戶)； 9―儲水裝置

圖2 基于MVR的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)

Fig.2 Flue gas waste heat and water recovery based on MVR technology

在常規(guī)濕法煙氣脫硫系統(tǒng)后增加1套MVR系統(tǒng)(圖2虛線內(nèi)所示)，主要包括真空閃蒸裝置、蒸汽壓縮機、冷凝器以及儲水裝置。真空閃蒸裝置連接真空泵，在開始階段，真空泵將真空閃蒸裝置內(nèi)的不凝結(jié)氣體抽出，為真空閃蒸裝置內(nèi)部提供一個合適的真空環(huán)境；在穩(wěn)定運行階段，由蒸汽壓縮機提供真空環(huán)境，真空度取決于所需冷漿液的溫度。部分上層脫硫漿液被循環(huán)漿液泵抽出后進入真空閃蒸裝置噴淋，由于壓力降低并發(fā)生閃蒸，蒸發(fā)后的冷漿液重新被噴入脫硫吸收塔，與煙氣接觸換熱，煙氣溫度降低，漿液吸收煙氣余熱后繼續(xù)進行下一步循環(huán)。閃蒸出的蒸汽經(jīng)過蒸汽壓縮機提質(zhì)后，其溫度和壓力升高，熱焓增大，通過冷凝器的冷凝換熱可以用于爐前煤干燥、預熱空氣或者供熱等。蒸汽冷凝釋放熱量后變成凈化水，被儲水裝置收集，用于脫硫系統(tǒng)補水以減少水耗。

上述煙氣余熱和水回收系統(tǒng)利用了MVR技術(shù)，但有別于MVR溶液蒸發(fā)技術(shù)。不同之處在于蒸發(fā)器為真空閃蒸罐，不依靠冷凝器釋放的熱量作為加熱熱源；冷凝器釋放的煙氣余熱可用于爐前煤干燥、預熱空氣或者供熱等其他途徑，提高機組效率，創(chuàng)造經(jīng)濟效益。

2 理論分析與計算

2.1 節(jié)能節(jié)水原理與計算

為了詳細計算燃煤煙氣冷凝水和余熱回收量，圖3給出了利用煙氣溫濕圖描述的熱力學過程。在常規(guī)系統(tǒng)中，空氣預熱器后的低溫省煤器將煙氣溫度降低至100 ℃左右(位于點1處)，煙氣進入脫硫塔后發(fā)生絕熱降溫增濕過程(1-2)，煙氣從點1狀態(tài)變?yōu)辄c2狀態(tài)，在此過程中煙氣吸收了脫硫漿液中大量的水分，變?yōu)?0 ℃左右的飽和濕煙氣后排出煙囪。

圖3 利用煙氣溫濕圖描述的熱力學過程

增加基于MVR技術(shù)的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)后，煙氣從點2狀態(tài)繼續(xù)沿飽和曲線降溫，經(jīng)過煙氣露點d，最終到達終止狀態(tài)點3。此過程發(fā)生了煙氣降溫冷凝，煙氣中水蒸氣由氣態(tài)變?yōu)橐簯B(tài)，溫度和濕度降低，不僅使脫硫水減少，而且回收了煙氣凝結(jié)水、煙氣顯熱Qs和總汽化潛熱QL。

參照文獻[18]，濕煙氣的含濕量為：

(1)

式中：H為煙氣濕度，kg/kg；x為煙氣中水與干煙氣的摩爾質(zhì)量比；φ為相對濕度；ps為水蒸氣飽和壓力，Pa；p近似為標準大氣壓，p=1.01×105Pa。

結(jié)合T=283～453 K時的Antoine方程，式(1)可變形為：

(2)

式中：T為煙氣溫度，℃。

與常規(guī)系統(tǒng)相比，水回收質(zhì)量流量qm,r為節(jié)省的脫硫水耗與煙氣凝結(jié)水分之和，即

qm,r=(ΔH1+ΔH2)×qm=(H2-H3)×qm

(3)

式中：H2和H3分別為點2和點3的煙氣濕度，kg/kg；qm為煙氣質(zhì)量流量，kg/s。

余熱回收量Qr為煙氣顯熱與汽化潛熱之和：

Qr=QL+Qs=[ΔH2×γ+c×(T2-T3)]×qm

(4)

式中：T2、T3分別為點2和點3的煙氣溫度，℃；c為煙氣比熱容，kJ/(kg·K)；γ為水的汽化潛熱，kJ/kg。

2.2 系統(tǒng)性能評價

閃蒸出的蒸汽需要經(jīng)過蒸汽壓縮機壓縮提質(zhì)，會消耗少量的功耗。將壓縮過程看成多變壓縮過程，不同的閃蒸溫度Te及不同的壓縮比ε使得蒸汽壓縮機比電耗也不同。在特定的壓縮比ε下，蒸汽壓縮機比電耗Wcomp為：

(5)

式中：n為多變壓縮指數(shù)，取為1.33；RW為氣體常數(shù)；ηm為機械效率，%；ηe為電機效率，%。

蒸汽壓縮機輸出熱量(即可用熱量)Q為：

Q=qm,r×Wcomp×ηmηe+Qr

(6)

為了評價基于MVR技術(shù)的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)性能，引入系統(tǒng)性能系數(shù)RCOP，定義為蒸汽壓縮機輸出熱量Q與蒸汽壓縮機比電耗Wcomp之比：

(7)

通過上述模型即可計算基于MVR技術(shù)的煙氣余熱回收量和水回收質(zhì)量流量、蒸汽壓縮機比電耗、輸出熱量和系統(tǒng)性能系數(shù)RCOP。

3 計算結(jié)果與討論

3.1 案例機組介紹

選取國內(nèi)某300 MW亞臨界燃煤凝汽式抽汽供熱機組為例，計算工況為額定工況。該工況下主要的計算參數(shù)如下：濕式脫硫塔入口煙氣溫度為100 ℃，出口煙氣溫度為50 ℃，空氣預熱器出口過量空氣系數(shù)為1.3，燃煤質(zhì)量流量為248 t/h。該機組燃用煤質(zhì)成分如表1所示。

表1 煤質(zhì)分析

3.2 水回收質(zhì)量流量qm,r

通過傳統(tǒng)鍋爐燃燒計算可得煙氣露點溫度Td為47.8 ℃，x為0.59，代入式(2)可得各溫度下對應的煙氣飽和濕度，然后根據(jù)水回收質(zhì)量流量計算式(3)，即可求出脫硫塔出口煙氣溫度由50 ℃降低至不同溫度時的水回收質(zhì)量流量，如圖4所示。

圖4 不同煙氣溫度下的水回收質(zhì)量流量

由圖4可知，基于MVR技術(shù)的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)將脫硫塔出口煙氣溫度由50 ℃降低至30 ℃的過程中，水回收質(zhì)量流量(包括節(jié)省的脫硫水耗和煙氣凝結(jié)水)隨煙氣溫度的降低逐漸增大，當煙氣溫度降低到30 ℃時，水回收質(zhì)量流量可達81.3 t/h；節(jié)省的脫硫水質(zhì)量流量從0逐漸增大到穩(wěn)定值15.7 t/h，達到穩(wěn)定值時的溫度為煙氣露點溫度47.8 ℃，隨后煙氣中的水蒸氣開始凝結(jié)(如圖4中曲線所示)。

回收的水完全滿足GB/T 19923—2005 《城市污水再生利用工業(yè)用水水質(zhì)》中對工業(yè)用水水質(zhì)的要求，這在前期實驗中已經(jīng)得到證實[19]。300 MW機組的濕式脫硫塔補水質(zhì)量流量約為80 t/h[20]，而基于MVR技術(shù)的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)水回收質(zhì)量流量為81.3 t/h。如果將回收水用于脫硫系統(tǒng)補水，理論上能夠?qū)崿F(xiàn)脫硫系統(tǒng)“零水耗”，這緩解了我國缺水地區(qū)燃煤機組應用濕法脫硫系統(tǒng)用水緊張的問題。

3.3 余熱回收量Qr

脫硫塔出口煙氣溫度由50 ℃降低至30 ℃過程中的余熱回收量如圖5所示。由圖5可知，隨著煙氣溫度的降低，余熱回收量逐漸增大，且回收的潛熱量約為顯熱量的5～8倍，煙氣溫度降低到30 ℃時，可回收煙氣熱量為65.2 MW。顯熱幾乎呈線性變化，而潛熱的變化與煙氣中水蒸氣的凝結(jié)曲線一致，當煙氣溫度低于煙氣露點溫度時才會釋放潛熱。

圖5 不同煙氣溫度下的余熱回收量

3.4 系統(tǒng)性能

壓縮提質(zhì)過程需要一定的功耗，功耗的大小與閃蒸壓力pe及壓縮比ε密切相關，為了評價系統(tǒng)性能，最大程度地利用余熱，筆者重點研究這2個參數(shù)對系統(tǒng)性能系數(shù)的影響。

3.4.1 閃蒸壓力pe對系統(tǒng)性能系數(shù)的影響

蒸汽的飽和壓力與飽和溫度一一對應，研究閃蒸壓力pe對系統(tǒng)性能的影響即為研究閃蒸溫度Te對系統(tǒng)性能的影響。將不同閃蒸壓力下的飽和蒸汽壓縮至相同壓力pc時的系統(tǒng)性能系數(shù)如圖6所示。從圖6可以看出，隨著閃蒸壓力的增大，系統(tǒng)性能系數(shù)幾乎線性增大，這是因為閃蒸壓力越大，較少的蒸汽壓縮機比電耗就可將蒸汽壓縮至所需壓力pc。因此，在滿足煙氣溫降的條件下應盡量增大閃蒸壓力和提高閃蒸溫度。取最佳閃蒸壓力為4 kPa，對應的閃蒸溫度為28.9 ℃，如果繼續(xù)增大閃蒸壓力，則對應的閃蒸溫度高于30 ℃，達不到煙氣溫降的要求。

圖6 不同pe下的系統(tǒng)性能系數(shù)

3.4.2 壓縮比ε對系統(tǒng)性能系數(shù)的影響

選擇壓縮比時需要權(quán)衡壓縮后的蒸汽品質(zhì)及系統(tǒng)性能。圖7給出了系統(tǒng)性能系數(shù)隨壓縮比ε的變化曲線。從圖7可以看出，壓縮比增大，系統(tǒng)性能系數(shù)逐漸減小，但減幅越來越小，最終趨于水平極限值。當壓縮比過小時，壓縮后的蒸汽壓力較小，蒸汽溫度較低，達不到提質(zhì)需求；當壓縮比過大時，系統(tǒng)性能降低，且壓縮比越大，對蒸汽壓縮機的結(jié)構(gòu)設計要求越高，增加了系統(tǒng)投資。為了得到更優(yōu)的系統(tǒng)性能，在滿足用熱品質(zhì)需求的前提下盡量減小壓縮比。綜合考慮下，筆者認為壓縮比為1.8～2.2是比較理想的選擇，此時壓縮后的蒸汽溫度為76.3～94.1 ℃。

圖7 不同壓縮比下的系統(tǒng)性能系數(shù)

3.4.3 最佳系統(tǒng)性能系數(shù)

由上述分析可知，閃蒸壓力為4 kPa、壓縮比在2左右是最佳參數(shù)，既能滿足將煙氣降低到30 ℃的要求，也能滿足蒸汽壓縮提質(zhì)后再利用的需求，此時蒸汽壓縮機比電耗最小，其值為0.139 MJ/kg。不同煙氣溫度下蒸汽壓縮機比電耗和輸出熱量如圖8所示，系統(tǒng)性能系數(shù)如圖9所示。

由圖9可知，在最優(yōu)參數(shù)下只需要少量的蒸汽壓縮機比電耗就可將4 kPa、28.9 ℃的閃蒸蒸汽壓縮成8 kPa、85.5 ℃的過熱蒸汽，系統(tǒng)性能系數(shù)為20.2～21.5。

圖8 最優(yōu)參數(shù)下的蒸汽壓縮機比電耗及輸出熱量

圖9 最優(yōu)參數(shù)下的系統(tǒng)性能系數(shù)

3.5 實際應用的建議

3.5.1 煙氣再熱

回收煙氣余熱之后，排煙溫度降為30 ℃，盡管煙氣的絕對濕度降低，但仍為飽和濕煙氣。經(jīng)過煙囪排放時，煙囪內(nèi)外密度差會造成煙氣升力減小，將對煙氣的排放和擴散產(chǎn)生影響。為了滿足煙氣排放的要求，可考慮在煙囪之前增加一套水媒式換熱器，利用回收的熱量對煙氣進行再熱，提高其最終排放溫度，降低煙氣相對濕度，消除白煙。經(jīng)計算，如果將煙氣溫度再熱至45 ℃，煙氣相對濕度可降低至0.4，需要消耗熱量為6.75 MW，僅占余熱回收量的10.3%。

3.5.2 引風機裕量

煙氣噴淋冷卻器和氟塑料換熱器均安裝在尾部煙道，會增大煙氣阻力，進而增大引風機出力。如果引風機裕量不足，則需要對引風機進行增容改造。基于MVR技術(shù)的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)直接采用濕法脫硫塔作為煙氣換熱器，不對煙道進行改造，不會額外增大煙氣阻力，由于煙氣溫度降低，導致體積減小，反而會騰出一部分引風機出力。

3.5.3 熱用戶需求

回收的凈化水直接用于脫硫系統(tǒng)補水或其他工藝過程，回收的熱量則需要有充足的熱用戶，最常用的就是集中供熱以創(chuàng)造經(jīng)濟效益。對于非供熱機組或者供熱機組的非采暖季，熱用戶往往不充足，可以考慮采用干燥高水分煤或分級預熱入爐空氣[21]等方式提高機組熱效率。

3.5.4 設備防腐及除霧

由于脫硫漿液呈酸性，為了保證真空閃蒸裝置的長期穩(wěn)定運行，需要對設備進行防腐處理。在設備頂部的低溫蒸汽出口處需設置除霧器，以除去低壓蒸汽中攜帶的液滴，確保蒸汽壓縮機能穩(wěn)定安全運行。

3.5.5 系統(tǒng)改造及影響

基于MVR技術(shù)的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)安裝在脫硫塔附近，因此脫硫塔附近需要有足夠的場地空間。此技術(shù)只需將脫硫塔最頂層的噴淋管與閃蒸裝置底部連接，并增加低壓泵用于將脫硫塔內(nèi)漿液抽至閃蒸裝置，工程實施簡單，安裝和檢修可以在開機狀態(tài)下進行，對主系統(tǒng)影響較小。

4 經(jīng)濟性分析

為了評價基于MVR技術(shù)的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)的投資和收益，筆者通過計算年增加凈收益的方法來分析其經(jīng)濟性。

4.1 投資估算

系統(tǒng)投資包括設備投資、土建安裝費用、運行和管理費用(CO&M)。其中，設備投資包括真空閃蒸裝置、蒸汽壓縮機及相應的管道、閥門和儀表等的投資，冷凝器可以是集中供熱站、暖風器、低溫干燥器或其他需要耗熱的設備等，其造價不在研究范圍內(nèi)。土建安裝費用占設備造價的17%[22]，運行費用主要包括蒸汽壓縮機的電耗，維護費用占設備造價的1.2%，年運行時間取年供熱時間2 880 h，系統(tǒng)新增投資如表2所示。

4.2 收益估算

脫硫塔出口煙氣溫度為30 ℃，余熱回收量為65.2 MW，水回收質(zhì)量流量為81.4 t/h，在最佳閃蒸壓力和壓縮比下經(jīng)蒸汽壓縮機提質(zhì)后可輸出熱量為67.6 MW，除去后續(xù)煙氣再熱消耗的熱量6.75 MW，還剩60.9 MW用于集中供熱，供熱價格取42元/GJ，回收水用于脫硫系統(tǒng)補水的系統(tǒng)總收益如表3所示。

4.3 經(jīng)濟性分析

根據(jù)等值支付計算的模型，投資回收系數(shù)m[23]為：

表2 系統(tǒng)新增投資

表3 系統(tǒng)總收益

(8)

式中：k為年利率，取8%；z為設備預期壽命，取15 a。

設備折合年投資為：

A=F×m

(9)

式中：F為系統(tǒng)初始投資。

年凈收益R為：

R=ΔC-A-CO&M

(10)

系統(tǒng)的經(jīng)濟性參數(shù)見表4。由表4可知，基于MVR技術(shù)的煙氣余熱和水回收系統(tǒng)在增加投資8 650萬元的基礎上，靜態(tài)回收期為3.87 a，年凈收益約為1 223.1萬元，經(jīng)濟效益顯著。

5 結(jié) 論

(1) 從節(jié)水效果上看，系統(tǒng)水回收質(zhì)量流量為81.4 t/h，回收的水用于濕法脫硫系統(tǒng)補水，基本可以實現(xiàn)脫硫系統(tǒng)“零水耗”。

表4 系統(tǒng)經(jīng)濟性參數(shù)

(2) 從節(jié)能效果上看，系統(tǒng)余熱回收量為65.2 MW，經(jīng)蒸汽壓縮機提質(zhì)后可輸出熱量為67.6 MW，系統(tǒng)性能系數(shù)為21.5，如果將煙氣溫度再提高15 K，需要消耗熱量為6.75 MW，僅占余熱回收量的10.3%。

(3) 從經(jīng)濟性上看，新系統(tǒng)在增加投資8 650萬元的基礎上，在回收的熱量中扣除煙氣再熱所需的熱量后，用于集中供熱的靜態(tài)回收期為3.87 a，年增加凈收益達到1 223.1萬元，經(jīng)濟效益顯著。