蘭鳳春

(中國中煤能源集團有限公司，北京 100120)

今后我國的煤電布局將主要是西電東送，而可以布局煤電發(fā)電機組的山西、內(nèi)蒙古、陜西北部及新疆哈密等富煤地區(qū)均屬于缺水地區(qū)，由于水資源的限制，缺水已成為這些地區(qū)發(fā)展煤電的瓶頸。隨著電廠節(jié)水技術(shù)改造工作的推進，發(fā)電水耗的降幅越來越小，煙氣水回收技術(shù)突破電廠節(jié)水技術(shù)的常規(guī)思維模式，將鍋爐排煙中氣態(tài)的水分回收，可大幅減少電廠工業(yè)用水補充量，甚至可以做到“零水耗”生產(chǎn)，為缺水地區(qū)的可持續(xù)發(fā)展提供一種新的思路，攻克由于缺水而造成的發(fā)展瓶頸。本文以新疆哈密地區(qū)的一臺超臨界660 MW褐煤機組為例，主要針對煙氣水回收技術(shù)提出原則性工藝方案，研究研究實施煙氣水回收在技術(shù)上的可行性和合理性。

1 設備概況

哈密屬溫帶極干旱氣候，其主要特點是夏季燥熱，冬季寒冷，常年少雨；年、日溫差大，光照強，水蒸發(fā)量大。電廠生活區(qū)用水采用城市自來水，電廠工業(yè)補充水為城市中水和地表水，城市中水為哈密市污水處理廠再生水，水費為5.2元/ t。該機組為超臨界660 MW褐煤機組，鍋爐為一次中間再熱，單爐膛、平衡通風、固態(tài)排渣、緊身封閉的超臨界褐煤π型鍋爐，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)工況主蒸汽流量2 280 t/h，主蒸汽溫度571 ℃，主蒸汽壓力25.4 Pa。鍋爐除灰系統(tǒng)采用干除灰，鍋爐排渣采用風冷干式排渣系統(tǒng)。煙氣脫硝采用選擇性還原(SCR)工藝，除塵采用靜電除塵器，空氣預熱器與靜電除塵器之間布置有低低溫省煤器，煙氣脫硫系統(tǒng)配置為鍋爐一塔石灰石-石膏濕法脫硫裝置。鍋爐燃料為褐煤，煤中含水量較高，設計煤種全水分為23%，收到基氫為2.89%。BMCR工況濕法脫硫塔進出口煙氣參數(shù)：脫硫塔入口煙溫90 ℃，脫硫塔出口煙氣量2 629 774 m3/h，脫硫塔出口煙溫51 ℃，脫硫塔出口煙氣靜壓力160 Pa。

2 煙氣冷凝收水原理和原則性系統(tǒng)設置

2.1 煙氣冷凝收水原理

脫硫塔出口凈煙氣中水分主要來自于：煤中水分的燃燒汽化、煤中氫燃燒生成的水、隨空氣帶入鍋爐的水分和濕法脫硫系統(tǒng)補水。煙氣冷凝的過程是根據(jù)熱力學原理，當煙氣溫度低至氣態(tài)水分壓力對應的水露點時，煙氣中水分由氣態(tài)變?yōu)橐簯B(tài)，即冷凝析出。由于水蒸氣份額的變化率溫度高時大，溫度低時小，因此，煙氣冷凝節(jié)水不易追求過大的溫降幅度，否則會造成設備初投資和運行費用過大。

2.2 原則性系統(tǒng)設置

煙氣冷凝收水原則性系統(tǒng)可分為3部分：煙氣降溫換熱、循環(huán)水冷卻、冷凝水處理系統(tǒng)。

2.2.1 煙氣降溫換熱系統(tǒng)

煙氣降溫換熱的方式為3種：凈煙氣噴淋混合換熱、換熱器間接換熱和漿液冷卻換熱。

a.凈煙氣噴淋混合換熱。凈煙氣噴淋換熱為低溫循環(huán)噴淋水和煙氣混合換熱，可在脫硫塔出口設置空塔進行噴淋或在凈煙道上設置收水器。收水器(或噴淋塔)里面布置噴淋裝置，噴淋裝置后面布置除霧器。利用霧化循環(huán)冷卻水降低凈煙氣溫度，煙氣冷凝水和循環(huán)水混合后進入水池，經(jīng)過加藥處理后進入空冷島，冷卻后的循環(huán)水重新進入凈煙道上的收水器噴淋。水池中的水可用于脫硫系統(tǒng)除霧器沖洗水，或經(jīng)過處理后用于其他系統(tǒng)補充水。其特點為：直接換熱效果好，同等換熱量下需循環(huán)冷卻水量低；可實現(xiàn)較大降溫幅度；循環(huán)冷卻水水質(zhì)變差。

b.換熱器間接換熱。在脫硫塔出口凈煙道上設置收水器，收水器里面布置換熱器(氟塑料換熱器、搪瓷管換熱器、塑料合金換熱器或鈦管換熱器)，換熱器后面布置除霧器，凈煙氣與氟塑料換熱器管內(nèi)循環(huán)冷卻水間接換熱。凈煙氣降溫放熱后水蒸氣冷凝成液態(tài)，進入水池回用。換熱器管內(nèi)循環(huán)冷卻水吸熱后進入空冷島進行降溫，循環(huán)冷卻水在管內(nèi)閉式循環(huán)。其特點為：煙氣冷凝水不會影響循環(huán)冷卻水水質(zhì)；冷凝回收水直接回用，若配套水處理系統(tǒng)，則需要的處理量較?。唤禍胤炔灰滋?，否則換熱器體積會很大，造價很高；相比傳統(tǒng)金屬管換熱器，氟塑料管換熱器成本較高，前期投資較大。

c.冷卻頂層漿液二次換熱。設置漿液冷卻換熱器，利用低溫循環(huán)水降低頂層噴淋層漿液溫度，冷卻后的漿液與煙氣進行直接接觸換熱，煙氣溫度降低析出水分。該系統(tǒng)保護了兩個換熱過程：循環(huán)水與頂層漿液換熱；頂層漿液與煙氣換熱。其特點為：循環(huán)冷卻水閉式循環(huán)；占地面積小，改造工程量??；煙氣降溫幅度有限；循環(huán)系統(tǒng)相對復雜；煙氣冷凝回收水全部直接進入脫硫塔內(nèi)，對于脫硫塔水平衡存在不利影響。

2.2.2 循環(huán)水冷卻方式

電廠目前采用的循環(huán)水冷卻方法主要有3種：機械通風冷卻塔冷卻、熱泵冷卻、利用暖風器等并入電廠熱力系統(tǒng)冷卻。

機械通風冷卻塔冷卻具有全天候運行特點，不受環(huán)境和機組運行情況限制。采用熱泵冷卻常用于有供熱需求的地方，非采暖季循環(huán)冷卻水的冷卻還需配套另外系統(tǒng)。脫硫塔出口凈煙氣溫度一般在50 ℃，因此煙溫較低，能量品位不高，將該部分熱量回用到機組熱力系統(tǒng)中的難度很大?？紤]換熱端差，機組整個熱力系統(tǒng)中可以利用的地方有兩處：鍋爐暖風器和加熱凝結(jié)水泵出口凝結(jié)水。鍋爐廠提供的空氣預熱器冷端空氣溫度一般在20～25 ℃，當環(huán)境溫度低于20 ℃時投入暖風器，若靠暖風器冷卻循環(huán)水受氣候條件影響大。利用加熱凝結(jié)水泵出口凝結(jié)水來使循環(huán)冷卻水溫度降低，可能受限于凝結(jié)水升溫吸熱量，即凝結(jié)水吸熱量能否與凈煙氣放熱量相匹配。

2.2.3 冷凝水水質(zhì)分析及處理系統(tǒng)

煙囪冷凝液與凈煙道煙氣冷凝水水質(zhì)應差別不大，該鍋爐煙囪冷凝液化驗分析得Fe離子質(zhì)量濃度為8 mg/L，pH在2左右，未做全水分析。此水質(zhì)與城市中水水質(zhì)和該地區(qū)地表水水質(zhì)對比，煙氣冷凝水水質(zhì)除pH和Fe含量超標外，其他指標優(yōu)于城市中水，部分指標優(yōu)于地表水，整體水質(zhì)介于城市中水與地表水之間。根據(jù)煙氣冷凝水質(zhì)對比和電廠目前水系統(tǒng)用水情況，以及水資源“梯級利用”原則，煙氣冷凝水回用電廠水系統(tǒng)作為原水時，水循環(huán)利用效率最大的。如果電廠設置原水蓄水池，基本可以實現(xiàn)電廠做到“零水耗”目標。

煙氣冷凝水Fe離子質(zhì)量濃度為8 mg/L，而電廠化學反滲透膜進口水質(zhì)要求Fe離子質(zhì)量濃度小于0.05 mg/L。水中Fe離子主要以三價鐵形式存在，通過加堿產(chǎn)生氫氧化鐵，使鐵離子從水溶液中析出。

3 技術(shù)方案研究

3.1 工藝選取原則

3.1.1 煙氣降溫工藝的選取

因冷卻頂層漿液二次換熱煙氣冷凝水直接進入脫硫塔，不利于能量梯級利用和脫硫塔水平衡的控制；新建空塔噴淋換熱煙氣降溫占地面積較大，且脫硫塔周圍已無可用于新建空氣冷卻塔(以下簡稱空冷塔)的空地，所以煙氣降溫工藝從凈煙道噴淋換熱方式和氟塑料換熱器換熱方式中進行比選。

3.1.2 循環(huán)水冷卻方式的選取

電廠距離市區(qū)較遠，周圍除廠區(qū)和生活區(qū)外再無供暖需求；汽輪機設計平均背壓10.7 kPa，對應飽和溫度47 ℃，煙氣降溫后循環(huán)水回收熱量再利用至汽輪機熱力系統(tǒng)已無可能；鍋爐暖風器在環(huán)境溫度超過20 ℃時不投運；閉式機械通風空冷系統(tǒng)適應性相對強，不足之處是運行過程中產(chǎn)生電耗，運行成本增加，因此，結(jié)合廠區(qū)現(xiàn)狀和機組特點，煙氣冷凝系統(tǒng)循環(huán)水冷卻方式選擇閉式機械通風空冷塔。

3.2 兩個煙氣水回收方案對比分析

3.2.1 凈煙道噴淋+新建獨立的閉式機械通風空冷塔方案(方案1)

該方案循環(huán)水冷卻利用新建的獨立的閉式機械通風空冷塔，不利用電廠已有的主空冷塔裕量，實現(xiàn)全年煙氣節(jié)水系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。此外，也不需要配套水-水換熱器來滿足除鹽水要求，只需新建閉式機械通風空冷塔材質(zhì)滿足煙氣冷凝回收水處理后循環(huán)水水質(zhì)要求。電廠化學制水系統(tǒng)除鹽水作為閉式機械通風空冷塔循環(huán)水補充水，以保證閉式機械通風空冷塔循環(huán)水水質(zhì)較為穩(wěn)定，控制一定范圍的濃縮倍率。

本方案需在凈煙道安裝兩層逆流收水噴淋層，噴淋層設置一定數(shù)量的噴嘴，確保煙氣無短路，也不出現(xiàn)噴淋薄弱區(qū)；在煙道收水噴淋層后增設除霧器，除霧器沖洗利用現(xiàn)有脫硫塔除霧器沖洗水泵及配套系統(tǒng)；新建閉式機械通風空冷塔，用于混合后循環(huán)水的冷卻，閉式機械通風空冷塔的材質(zhì)滿足煙氣冷凝回收水處理后循環(huán)水水質(zhì)要求；配套建設一套加藥系統(tǒng)，用于調(diào)節(jié)pH。

3.2.2 氟塑料換熱器+新建閉式機械通風空冷塔方案(方案2)

該方案氟塑料管換熱器布置于脫硫吸收塔出口凈煙道水平煙道上，脫硫吸收塔后的凈煙氣經(jīng)換熱器冷卻后進入煙囪排入大氣。凈煙氣在冷卻降溫過程部分濕飽和蒸汽將凝結(jié)成水，凝結(jié)水在換熱器底部的集水槽中不斷聚集，并通過管道經(jīng)泵進入蓄水池。

煙氣提水換熱器將煙氣中的熱量帶入閉式循環(huán)水系統(tǒng)中，煙氣提水換熱器的換熱型式為煙氣-水換熱器，水側(cè)設置獨立的閉式循環(huán)水系統(tǒng)，通過機械通風間接空冷系統(tǒng)對閉式循環(huán)水進行冷卻降溫。因煙氣中少量酸性氣體會通過氟塑料管擴散到管內(nèi)，故氟塑料管換熱器中管內(nèi)水為加堿后的除鹽水，要求pH在9.0～9.5?？绽渌?nèi)地下儲存水、空冷塔噴霧及沖洗水以及空冷塔內(nèi)循環(huán)水均為除鹽水，且循環(huán)水運行水質(zhì)滿足要求?？紤]到運行過程水質(zhì)偏堿和系統(tǒng)長期穩(wěn)定運行，本方案只能新建機械通風空冷塔用于閉式循環(huán)水系統(tǒng)冷卻。

3.2.3 兩方案技術(shù)經(jīng)濟對比

對方案1與方案2進行技術(shù)經(jīng)濟對比，2個方案的回收水量均為76 t/h，建設場地均需征地，運行周期均為全年，方案1循環(huán)水水質(zhì)變差，方案2循環(huán)水水質(zhì)基本無變化，其他參數(shù)見表1。通過表1可以看出，無論采用何種方案，收益均低于新增年運行生產(chǎn)成本，所以不具有經(jīng)濟效益，但該技術(shù)能明顯減少電廠外來水的補充量，為當?shù)亟?jīng)濟社會發(fā)展節(jié)約水資源，具有良好的社會效益。

表1 兩方案煙氣水回收案技術(shù)經(jīng)濟對比

上述兩個方案從技術(shù)角度均滿足需求，方案2采用氟塑料換熱器屬于間接換熱，循環(huán)水量相比方案一略大，煙氣側(cè)增加阻力相比方案1高350 Pa。氟塑料換熱器造價昂貴，且原料品質(zhì)控制較難，也需征地用于項目建設，造價高于方案1。

3.3 不同環(huán)境溫度下煙氣水回收量

不同月份環(huán)境氣溫不同，一天中環(huán)境氣溫也隨著時間變化。環(huán)境氣溫變化，影響機械通風空冷塔出口水溫，若噴淋水水溫越低，凈煙氣中回收的水量也越多。

根據(jù)當?shù)氐臍夂驐l件及凈煙氣基礎參數(shù)，計算不同環(huán)境溫度下煙氣水回收量，1月環(huán)境平均氣溫-10.4 ℃煙氣析出水量75.8 t/h,7月境平均氣溫26.7 ℃煙氣析出水量45.0 t/h。

3.4 煙氣冷凝節(jié)水對煙囪排煙的影響分析

飽和濕煙氣冷凝后析出一部分水分，煙氣質(zhì)量流量減少，煙氣溫度降低，煙氣密度增大，煙氣流速降低。煙氣流速和煙氣密度影響煙囪自生通風和阻力，兩者共同作用的結(jié)果是煙囪阻力和自生通風均下降，煙囪整體壓力基本無變化，不同煙溫下煙囪阻力及自生通風變化情況見表2。由表2可知，煙氣冷凝使得自生通風和阻力均降低，但兩者的降幅差別不大。煙氣溫度下降6 ℃對于煙囪整體阻力的影響變化不超過5 Pa，就煙囪阻力變化而言，煙氣冷凝過程對于煙囪阻力的影響有限，不會造成煙囪排煙不暢。

表2 不同煙溫下煙囪阻力及自生通風變化情況

4 結(jié)束語

我國主要煤炭基地水資源總體短缺，將鍋爐排煙中氣態(tài)的水分回收，顯著減少了電廠的工業(yè)用水補充量，1臺660 MW機組滿負荷年節(jié)水量可達30×104t。煙氣水回收技術(shù)不僅能夠節(jié)約水資源，而且能在超低排放的基礎上進一步減少污染物的排放，減輕脫硫石膏的逃逸和煙囪冒白煙現(xiàn)象。煙氣水回收技術(shù)的方案雖然在經(jīng)濟效益方面沒有優(yōu)勢，但可以大幅減少電廠用水補充量，為缺水地區(qū)的可持續(xù)發(fā)展提供一個全新的思路，為電廠選址提供更多的可能性，實現(xiàn)煤炭資源開發(fā)利用與水資源節(jié)約并舉，使得能源開發(fā)與環(huán)境保護共進。