王東雷

（徐州華潤電力有限公司，江蘇省 徐州市 221000）

0 引言

近期已有多個省市相繼出臺相關政策，明確要求對燃煤電廠可視煙羽進行脫白處理，以減少視覺污染，進一步改善空氣質(zhì)量。徐州地區(qū)的煙氣綜合排放標準為： 4—10月冷凝后煙溫達到 47 ℃，煙氣含濕量在10.4%以下； 11月—次年3月冷凝后煙溫達到45 ℃以下，煙氣含濕量在9.5%以下。

目前，已投入使用的煙氣脫白技術主要有氟塑料/金屬換熱管間接冷凝煙氣脫白技術、噴淋水降溫直接冷凝煙氣脫白技術、漿液冷卻煙氣脫白技術[1-4]。前2種煙氣脫白技術會增加煙氣阻力，需要在停機狀態(tài)下施工，這在一定程度上限制其推廣應用。漿液冷卻煙氣脫白技術憑借對脫硫系統(tǒng)改動小、不增加煙氣系統(tǒng)阻力、可以在機組正常運行狀態(tài)下實施改造的優(yōu)點，已被多家燃煤電廠作為優(yōu)選的煙氣脫白改造方案。

本文就排煙初始溫度對換熱器換熱負荷的影響及水溫對循環(huán)冷卻水水量的影響進行分析，對原煙氣水蒸氣攜帶量的影響因素及漿液冷卻煙氣脫白對脫硫系統(tǒng)水平衡的影響進行探討，并對煙氣脫白的節(jié)水效果進行估算，以期對工藝設計中排煙初始溫度、循環(huán)冷卻水溫度的選擇以及水平衡計算、工藝設計優(yōu)化提供參考。

1 濕煙羽的形成原因及影響因素

在煙氣與脫硫漿液進行傳熱傳質(zhì)過程中，熱量由高溫煙氣傳遞給溫度較低的脫硫漿液，煙氣因傳熱而降溫，脫硫漿液因吸熱而升溫，并氣化部分水分，煙氣露點溫度和絕對含濕量逐漸升高，實現(xiàn)煙氣的水汽飽和。飽和濕煙氣排放至溫度較低的周圍環(huán)境中，遇冷降溫，煙氣中的水蒸氣過飽和凝結成細小液滴，并對光線產(chǎn)生折射、散射作用，形成可視濕煙羽，產(chǎn)生視覺污染[5-8]。

濕煙羽的嚴重程度與排煙溫度、環(huán)境溫度、環(huán)境相對濕度密切相關[9-12]。在相同環(huán)境溫度條件下，排煙溫度越高，含濕量越大，擴散至大氣中所需的時間越長，飄散距離越遠。環(huán)境溫度越低，空氣的飽和含濕量越小，煙氣降溫凝結成的細小液滴越多，濕煙羽越濃厚。環(huán)境相對濕度越高，煙氣擴散所需要的大氣量越多，濕煙羽拖尾越長。

2 漿液冷卻煙氣脫白的原理

作為漿液冷卻煙氣脫白的核心設備，漿液換熱器安裝于最頂層漿液循環(huán)泵的出口母管，其為不銹鋼材質(zhì)的寬流道全焊接板式換熱器，換熱器相鄰板片之間組成矩形通道。吸收煙氣熱量溫度較高的脫硫漿液與取自機組循環(huán)水系統(tǒng)溫度較低的冷卻水分布于換熱板片兩側，通過逆流傳熱降低脫硫漿液的溫度。

漿液換熱器投運前，脫硫漿液通過噴淋作用霧化成細小液滴，與進入塔內(nèi)的煙氣進行傳熱傳質(zhì)，實現(xiàn)煙氣的水汽飽和，此時煙氣的狀態(tài)如圖1中的A點所示。該飽和煙氣排放至圖1中B點所示的周圍環(huán)境中，遇冷降溫，形成白色煙羽。直線AB與飽和濕度曲線所組成的封閉區(qū)域即代表漿液冷卻前的飽和煙氣排放至周圍環(huán)境的白色煙羽生成區(qū)。進入脫硫塔的煙氣攜帶的熱量主要通過飽和煙氣攜帶出脫硫塔。

圖1 排煙溫濕度變化對白色煙羽的影響Fig.1 Effect of temperature and humidity change of smoke exhaust on white smoke plume

漿液換熱器投運后，因吸收煙氣熱量而升溫的脫硫漿液在換熱器內(nèi)與冷卻水進行逆流傳熱，通過換熱板片將一部分脫流漿液吸收的熱量傳遞給冷卻水，脫硫漿液因傳熱而降溫，冷卻水因吸熱而升溫，并將吸收的熱量攜帶出脫硫系統(tǒng)。此時，進入脫硫塔的煙氣攜帶的熱量主要通過飽和煙氣及冷卻水攜帶出脫硫塔，飽和煙氣攜帶的熱量較漿液換熱器投運前減少，其飽和溫濕度將沿著飽和濕度曲線降低，如圖1中的C點所示。直線CB與飽和濕度曲線所組成的封閉區(qū)域即代表漿液冷卻后的飽和煙氣排放至周圍環(huán)境的白色煙羽生成區(qū)。由圖1可以看出，隨著排煙溫度的降低，煙氣排放的白色煙羽生成區(qū)大幅減少。

3 漿液冷卻煙氣脫白設計影響因素

3.1 排煙溫度對換熱負荷的影響

排煙溫度越高，煙氣攜帶的熱量越多，煙氣降溫所需要的換熱負荷越高。根據(jù)某機組的運行數(shù)據(jù)，其夏季的排煙溫度可高達54 ℃，冬季的排煙溫度不超過50 ℃。一年中排煙溫度超過50 ℃的時間段僅占約5.1%。表1 為執(zhí)行新的煙氣排放標準后，排煙溫度分別降低至47、45 ℃時，不同降溫幅度對脫硫漿液換熱器換熱負荷的影響。

由表1可以看出，隨著排煙初始溫度的降低，煙氣降溫所需的換熱負荷在逐步降低。在夏季，當排煙初始溫度為54 ℃時，煙氣降溫所需要的換熱負荷是50 ℃時的2.8倍。在相同排煙初始溫度條件下，冬季降溫所需要的換熱負荷超過夏季。

表1 不同降溫幅度對換熱負荷的影響Tab. 1 Effect of different cooling ranges on heat transfer load

由于機組排煙溫度較高的時間段較少，且排煙初始溫度可以通過優(yōu)化鍋爐的燃燒、煙氣余熱回收進行調(diào)整[13]。因此，在確定煙氣脫白改造的設計排煙初始溫度前，應通過試驗確定機組的煙溫調(diào)節(jié)余量，并對冬季降溫條件下的換熱負荷進行核算，以減少建設投資費用。

3.2 水溫對循環(huán)冷卻水水量的影響

循環(huán)冷卻水可以直接取自機組冷卻塔。冷卻塔水溫隨季節(jié)變化差異較大，冬季的水溫可低至0 ℃，夏季的水溫則高達34 ℃。一方面，在排煙初始溫度均為50 ℃的條件下，由于冬季的排煙溫度較低，煙氣降溫所需要的換熱負荷約是夏季的1.6倍。另一方面，冬季的環(huán)境溫度相對較低，漿液換熱器的對數(shù)平均溫差約是夏季的2.4倍，循環(huán)冷卻水的冷卻效果較好。因此，在排煙初始溫度相同的條件下，夏季煙氣降溫所需要的循環(huán)冷卻水水量更多，故只需研究夏季的水溫變化對換熱器循環(huán)冷卻水水量的影響。

表2為在相同換熱負荷條件下，水溫變化對漿液冷卻煙氣脫白所需循環(huán)冷卻水水量的影響?？梢钥闯?，隨著冷卻水水溫的升高，煙氣脫白所需要的循環(huán)冷卻水水量在大幅增加。

表2 水溫變化對換熱器循環(huán)冷卻水水量的影響Tab. 2 Effect of water temperature change on circulating cooling water quantity of heat exchanger

在炎熱的夏季，冷卻塔的冷卻余量有限，冷卻負荷的大幅增加會影響凝汽器的真空，增加機組的發(fā)電煤耗。以徐州地區(qū)為例，新建冷卻負荷為15.1 MW的機械通風冷卻塔，其夏季的運行能耗僅為100 kW/h，而在寒冷的冬季，其運行能耗基本為0 kW/h。因此，對于冷卻余量有限的機組，宜配套設置冷卻效率高的專用機械通風冷卻塔，為換熱器提供冷卻水源。

4 脫硫系統(tǒng)水平衡影響因素分析

進入脫硫系統(tǒng)的水分主要由原煙氣帶水和以除霧器沖洗水、制漿用水、管道沖洗水、設備冷卻水等形式進入脫硫系統(tǒng)的工藝水組成，并通過排煙帶水、石膏帶水、脫硫廢水排放維持脫硫系統(tǒng)的水平衡。排煙溫度降低后，煙氣的水分攜帶能力降低，將對脫硫系統(tǒng)原有的水平衡產(chǎn)生影響。

4.1 原煙氣水蒸氣攜帶量影響因素分析

進入脫硫塔的水分絕大部分來自于原煙氣[14]，原煙氣中的水蒸氣主要有5個來源：1）煤炭中的氫元素燃燒后產(chǎn)生的水蒸氣，煤中氫元素的質(zhì)量分數(shù)一般在3%～6%；2）煤中的水分，不同煤種的水分差異很大，最少的僅為2%，最多的可達50%～60%；3）燃燒空氣中的水蒸氣，不同溫濕度條件下空氣中的水蒸氣含量差異較大，在環(huán)境溫度40 ℃的條件下，0.1 MPa時飽和空氣的飽和含濕量可達49.6 g/kg(干空氣)；4）鍋爐吹灰蒸汽，一般根據(jù)實際投運吹灰及吹灰蒸汽量決定；5）煙氣脫硝生成水量。

以煤耗425.5 t/h的機組為例，氫元素、水分含量對煤炭燃燒后水蒸氣生成量的影響如表3所示。

表3 氫元素、水分含量對煤炭燃燒后水蒸氣生成量的影響Tab. 3 Effect of hydrogen content and moisture content on water vapor generation after coal combustion

由表3可以看出，H元素、水分含量的變化對煤炭燃燒后水蒸氣的生成量影響較大，因此在選擇設計煤種時，除應參考歷年的煤質(zhì)數(shù)據(jù)選擇有代表性的煤種外，還應考慮連續(xù)降雨對所選煤種含水量的影響。

機組煤炭消耗量越大，所需要的燃燒空氣越多，燃燒空氣攜帶的水量越大。實際生產(chǎn)中，燃燒空氣的濕度一直在變化，在進行漿液冷卻煙氣脫白的水平衡設計時，應以最惡劣工況條件(即燃燒空氣為飽和狀態(tài)時)的水蒸氣攜帶量進行計算，以確保該惡劣工況下脫硫系統(tǒng)的水平衡。

表4為在機組煤耗為425.5 t/h時，不同環(huán)境溫度條件下燃燒空氣中的含水量變化情況(以飽和濕度計算)。

表4 飽和空氣溫度變化對燃燒空氣含水量的影響Tab. 4 The effect of saturated air temperature change on water content of combustion air

由表4可以看出，環(huán)境溫度越高，機組燃燒空氣中的含水量越多。因此在進行脫硫系統(tǒng)水平衡設計時，應根據(jù)當?shù)氐臍v史氣象數(shù)據(jù)，選擇有代表性的天氣數(shù)據(jù)作為脫硫系統(tǒng)水平衡的設計氣象參數(shù)。

4.2 排煙溫度對煙氣水蒸氣攜帶量的影響

在新的煙氣排放標準執(zhí)行前，排煙溫度較高，煙氣的水蒸氣攜帶能力強，為維持脫硫塔液位的穩(wěn)定，常常需要定期補充一定量的工藝水。在執(zhí)行新的煙氣排放標準后，排煙溫度降低，其水蒸氣攜帶能力大幅下降，脫硫塔原有的水平衡狀態(tài)可能被破壞。

以320 MW機組為例，排煙溫度由50 ℃分別降低至夏季要求的47 ℃、冬季要求的45 ℃時，排放煙氣的水蒸氣攜帶量將由128.5 t·h-1分別減少至108.5、96.8 t·h-1，夏季的煙氣攜帶量較冬季高11.7 t·h-1。相對于冬季，夏季的空氣溫度高、含濕量大，由燃燒空氣帶入脫硫系統(tǒng)的水量較冬季高約30 t·h-1，遠超11.7 t·h-1，因此應選擇高溫高濕天氣條件下的氣象參數(shù)作為脫硫系統(tǒng)水平衡的設計氣象參數(shù)。

4.3 脫硫系統(tǒng)水平衡計算

對于確定的機組，其脫硫系統(tǒng)由石膏排放、脫硫廢水排放攜帶出脫硫系統(tǒng)的水量為定值。原煙氣中由煤炭燃燒、煙氣脫硝、鍋爐吹灰攜帶進脫硫系統(tǒng)的水量也為定值。機組排煙溫度確定后，經(jīng)煙氣排放攜帶出脫硫系統(tǒng)的水量也為定值。燃燒空氣的水分攜帶量由燃燒空氣的實際需要量及溫濕度決定，對攜帶進脫硫系統(tǒng)的水量影響較大。

在煤炭燃燒、煙氣脫硝過程中，煤炭及液氨中各元素的轉化可以作如下簡化：

在標準狀態(tài)下，碳、硫元素的氧化產(chǎn)物不影響燃燒空氣的標干態(tài)體積，氮、氧元素的釋放使燃燒空氣的標干態(tài)體積增加，氫元素的氧化將消耗氧氣，減少燃燒空氣的標干態(tài)體積。據(jù)此對應關系，結合脫硫系統(tǒng)原煙氣的標干態(tài)體積、設計煤種參數(shù)、煙氣脫硝液氨消耗量，即可推算出選定氣象條件下燃燒空氣的水分攜帶量，確定由燃燒空氣攜帶進脫硫系統(tǒng)的水量，進而得出脫硫系統(tǒng)水平衡條件下的工藝水補水量。

表5為執(zhí)行新的煙氣排放標準后，某320 MW機組高溫高濕天氣條件下的脫硫系統(tǒng)水平衡計算表。

表5 脫硫系統(tǒng)水平衡計算表Tab. 5 Water balance calculation table for desulfurization system

由表5可以看出，在新的煙氣排放標準執(zhí)行后，在環(huán)境溫度為40 ℃、相對濕度為80%的極端工況條件下，為保證水平衡，脫硫系統(tǒng)工藝水的補水量需要由25 t·h-1減少為0.1 t·h-1。

4.4 脫硫系統(tǒng)水平衡工藝設計

由于脫硫原煙氣、機組排放煙氣、脫水石膏的水分攜帶量很難進行調(diào)整，因此，在進行脫硫系統(tǒng)的水平衡設計時，宜優(yōu)先對進入脫硫系統(tǒng)的工藝水進行全面的回用與替代，仍無法滿足的，只能通過增加脫硫廢水的排放量來控制脫硫系統(tǒng)的水平衡。

進入脫硫系統(tǒng)的工藝水主要包括設備密封水、真空泵冷卻水、煙道冷凝水、管道沖洗水、地面沖洗水、石灰石制漿水、濾布沖洗水、除霧器沖洗水。設備密封水、真空泵冷卻水的水質(zhì)較好，可以直接回用至循環(huán)冷卻水系統(tǒng)。煙道冷凝水的含固量較低，pH值在1～3之間，回用至循環(huán)冷卻水系統(tǒng)對冷卻水水質(zhì)有調(diào)節(jié)作用[15]，并可減少換熱器的結垢風險。管道沖洗水、地面沖洗水對水質(zhì)要求較低，可以用處理后的脫硫廢水替代。使用濾液水替代工藝水制備石灰石漿液已有比較廣泛的應用。濾布沖洗水經(jīng)過濾降低含固量后，即可循環(huán)使用。除霧器沖洗用工藝水水量較大，對水質(zhì)的要求較高[16]，處理后的脫硫廢水鈣離子濃度較高，直接替代工藝水沖洗將增加除霧器的結垢風險，因此只能部分替代，或者在脫硫廢水預處理階段加入碳酸鈉，同步降低脫硫廢水的硬度，再用于除霧器沖洗，以減少除霧器結垢的風險。

5 煙氣脫白節(jié)水效果分析

循環(huán)冷卻水在換熱器內(nèi)吸收脫硫漿液的熱量升溫，并通過機械通風冷卻塔降溫，一部分熱量通過冷卻水的蒸發(fā)釋放至環(huán)境大氣中，其水分蒸發(fā)量與環(huán)境溫度密切相關，可以通過循環(huán)冷卻水估算法估算[17]。排煙溫度降低后，煙氣的水蒸氣攜帶量減少，其與循環(huán)冷卻水蒸發(fā)量、漂滴損失的差值即為漿液冷卻煙氣脫白的節(jié)水量。

干球溫度對煙氣脫白節(jié)水效果的影響如表6所示?？梢钥闯?，隨著干球溫度的降低，漿液冷卻煙氣脫白的節(jié)水量逐漸增多。在機組排煙初始溫度為50 ℃、干球溫度為40 ℃時，該320 MW機組煙氣脫白系統(tǒng)的節(jié)水量仍高達9.8 t·h-1，節(jié)水率約為49.0%。

表6 干球溫度對320 MW機組煙氣脫白節(jié)水效果的影響Tab. 6 Effect of dry bulb temperature on flue gas de-whitening and water-saving effect of 320 MW unit

6 結論

對于擬采用漿液冷卻工藝進行煙氣脫白的機組，應結合機組歷史運行數(shù)據(jù)，通過試驗確定機組夏季的煙溫調(diào)節(jié)能力，以確定最佳的設計初始煙溫。在炎熱的夏季，機組冷卻塔的冷卻余量有限，而煙氣脫白需要的換熱量較多，直接使用機組循環(huán)水降低煙氣溫度將影響凝汽器的真空，增加機組的發(fā)電煤耗。因此，在進行煙氣脫白改造時，建議配套建設專用的機械通風冷卻塔。

煤炭中氫元素含量、水分含量、燃燒空氣的溫濕度對脫硫系統(tǒng)原煙氣的含水量影響較大。在進行脫硫系統(tǒng)的水平衡計算時，應參考歷年的煤質(zhì)、氣象數(shù)據(jù)，選擇有代表性的煤種及氣象天氣條件，并考慮連續(xù)降雨對設計煤種含水量的影響。在進行脫硫系統(tǒng)的水平衡設計時，應首先考慮工藝水的全面回用與替代，其次可通過增加脫硫廢水的排放量來控制脫硫系統(tǒng)的水平衡。對于擬進行脫硫廢水零排放改造的項目，應綜合考慮零排放改造對系統(tǒng)水平衡的影響，以便在脫硫系統(tǒng)的水平衡設計時預留一定余量。

漿液冷卻煙氣脫白的節(jié)水效果受干球溫度影響較大，干球溫度越低，節(jié)水效果越顯著。對于320 MW燃煤機組，即使在干球溫度為40 ℃的極端高溫天氣條件下，其節(jié)水效率仍高達49.0%。