白 濤， 靳智平

(山西大學(xué) 電力與建筑學(xué)院， 太原 030006)

2014年，國(guó)家下發(fā)《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014—2020年)》通知，要求煙塵、SO2和NOx排放質(zhì)量濃度分別低于10 mg/m3、35 mg/m3和50 mg/m3。國(guó)內(nèi)燃煤電站鍋爐普遍采用石灰石-石膏法脫硫工藝，經(jīng)脫硫凈化后的低溫飽和濕煙氣排入環(huán)境中，其中的水蒸氣會(huì)因降溫冷凝析出小液滴，產(chǎn)生“濕煙羽”。濕煙羽中液滴所含可溶性顆粒物及鹽類會(huì)促使細(xì)微顆粒物的二次轉(zhuǎn)化，為霧霾形成的原因之一[1-3]。

多地已制定相關(guān)排放標(biāo)準(zhǔn)，以減小濕煙羽的排放[4]。研究者們對(duì)濕煙羽的形成機(jī)理[5]、擴(kuò)散特性[6]和消散技術(shù)[7]，以及環(huán)境因素對(duì)濕煙羽治理技術(shù)的影響進(jìn)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(jìn)入大氣環(huán)境中，造成機(jī)組經(jīng)濟(jì)性下降[10]。

研究表明，濕法脫硫塔前置煙氣冷卻器對(duì)脫硫過程節(jié)能節(jié)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(duì)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(shù)可同時(shí)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(duì)低溫?zé)煔庵杏酂岷退值幕厥?，但針?duì)濕法脫硫前煙氣降溫對(duì)脫硫過程能耗和水耗的影響，以及對(duì)脫硫后煙氣余熱和水分回收的影響，研究相對(duì)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(duì)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(jìn)行分析，為燃煤煙氣余熱和水分的綜合回收提供理論依據(jù)[18]。

1 研究對(duì)象

以某電廠350 MW超臨界循環(huán)流化床鍋爐機(jī)組為研究對(duì)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(biāo)為：粉塵質(zhì)量濃度3 mg/m3、NOx質(zhì)量濃度25 mg/m3、SO2質(zhì)量濃度20 mg/m3，燃用設(shè)計(jì)煤質(zhì)參數(shù)如表1所示。

表1 燃煤設(shè)計(jì)煤質(zhì)參數(shù)

脫硫塔設(shè)計(jì)參數(shù)如下：進(jìn)口煙氣量在濕態(tài)下為1 365 546 m3/h、干態(tài)下為1 246 607 m3/h，設(shè)計(jì)進(jìn)口煙溫為130 ℃，進(jìn)口處煙氣成份(干態(tài))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(fēng)器或返回回?zé)嵯到y(tǒng)，回收熱量為煙氣顯熱，煙氣降溫幅度與煙氣酸露點(diǎn)相關(guān)。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(duì)煙氣進(jìn)行冷凝的同時(shí)，部分潛熱會(huì)進(jìn)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(jié)水量，進(jìn)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(jié)水系統(tǒng)，煙氣在煙道內(nèi)降溫經(jīng)歷了3個(gè)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(jìn)入低溫省煤器系統(tǒng)；(2) 煙氣絕熱增濕過程，在濕法脫硫塔內(nèi)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(fā)；(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(jìn)入冷凝水中。為了準(zhǔn)確計(jì)算煙氣中熱量的回收量以及節(jié)水量，需對(duì)煙氣降溫過程中的熱力學(xué)狀態(tài)進(jìn)行分析。

圖1 煙氣余熱回收及節(jié)水系統(tǒng)

2 數(shù)學(xué)模型及計(jì)算方法

2.1 數(shù)學(xué)模型

采用煙氣含濕量-溫度圖對(duì)煙氣降溫過程進(jìn)行分析。根據(jù)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(zhì)量流量，kg/s；nfgv、ndfg分別為煙氣中水蒸氣和干煙氣的物質(zhì)的量，mol；Mv、Mdfg分別為煙氣中水蒸氣和干煙氣的摩爾質(zhì)量，kg/mol。

根據(jù)道爾頓分壓定律和相對(duì)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(duì)應(yīng)溫度下的飽和壓力和煙氣壓力，Pa；φfgv為煙氣相對(duì)濕度，%；t為煙氣溫度，℃。

空氣含濕量da表達(dá)式為：

(3)

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

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

當(dāng)T>273.15 K時(shí)，

lg 1 013.246

(4)

當(dāng)T<273.15 K時(shí)，

(5)

根據(jù)表1中的數(shù)據(jù)，煙氣中水蒸氣和干煙氣的摩爾質(zhì)量比Mv/Mdfg=0.623。

2.2 煙氣降溫?zé)崃^程分析

圖2為煙氣降溫?zé)崃^程線。其中，L1為濕煙氣飽和線，A為脫硫塔進(jìn)口處狀態(tài)點(diǎn)，當(dāng)煙氣直接進(jìn)入脫硫塔，絕熱增濕降溫至狀態(tài)點(diǎn)B，如直接由煙囪排放，煙氣與環(huán)境中空氣混合后，冷凝線性降溫至環(huán)境狀態(tài)點(diǎn)G，并產(chǎn)生濕煙羽。當(dāng)煙氣經(jīng)低溫省煤器后，等濕降溫至狀態(tài)點(diǎn)C，再進(jìn)入脫硫塔，絕熱增濕降溫至狀態(tài)點(diǎn)D，隨后如直接由煙囪排放，煙氣與環(huán)境中空氣混合后，冷凝線性降溫至環(huán)境狀態(tài)點(diǎn)G，并產(chǎn)生濕煙羽。

圖2 煙氣降溫?zé)崃^程

根據(jù)式(3)，對(duì)煙氣降溫?zé)崃^程進(jìn)行描述。狀態(tài)點(diǎn)A沿等濕線AC降溫至與飽和線L1相交于F點(diǎn)，即是煙氣露點(diǎn)。由于煙囪出口煙氣為飽和濕煙氣，如直接排放至環(huán)境中將產(chǎn)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(huán)境中的煙氣不會(huì)產(chǎn)生濕煙羽，則L2至少與L1相切，切點(diǎn)為狀態(tài)點(diǎn)E。濕法脫硫塔出口飽和煙氣需冷凝至狀態(tài)點(diǎn)E再排向環(huán)境中，才能消除濕煙羽。

由圖2可知，濕法脫硫塔前煙氣經(jīng)低溫省煤器后煙溫降低，經(jīng)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(jìn)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(jìn)口煙溫對(duì)出口煙溫的影響

表2給出了脫硫塔進(jìn)口煙溫t′對(duì)脫硫塔出口煙溫t″和含濕量dfg的影響，其中Q為脫硫塔內(nèi)耗水量，Qx為進(jìn)口煙氣顯熱?？梢钥闯?，隨著脫硫塔進(jìn)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(jìn)口煙溫對(duì)出口煙溫和含濕量的影響

由表2可知，當(dāng)給定脫硫塔進(jìn)口煙溫為130 ℃時(shí)，脫硫塔出口煙溫為51.80 ℃，當(dāng)脫硫塔前設(shè)置低溫省煤器后，脫硫塔進(jìn)口煙溫降至110 ℃，脫硫塔出口煙溫將降至50.09 ℃。原煙氣水露點(diǎn)溫度為43.1 ℃，當(dāng)環(huán)境溫度為20 ℃，相對(duì)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(jìn)口煙溫降低，其出口煙溫隨之降低，脫硫塔內(nèi)蒸發(fā)水量減少15.03 t/h。在煙氣降溫冷凝的過程中，當(dāng)煙溫由50.5 ℃降至原煙氣水露點(diǎn)溫度43.1 ℃時(shí)，煙氣冷凝將回收脫硫塔內(nèi)漿液蒸發(fā)的耗水量14.168 kg/s，當(dāng)煙溫繼續(xù)降至冷凝消白溫度35.8 ℃時(shí)，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(huán)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(jìn)口煙溫，可回收部分煙氣顯熱，同時(shí)冷凝過程還會(huì)回收部分冷凝水，起到節(jié)能節(jié)水的作用。

受低溫腐蝕影響，脫硫塔進(jìn)口煙溫不能降低至酸露點(diǎn)以下，需根據(jù)燃用煤質(zhì)所計(jì)算酸露點(diǎn)溫度，確定煙溫降幅。酸露點(diǎn)tDP表達(dá)式[19-21]如下：

(6)

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

根據(jù)上述數(shù)據(jù)，酸露點(diǎn)計(jì)算值為104 ℃。為保證低溫省煤器的安全運(yùn)行，確定脫硫塔進(jìn)口煙溫為110 ℃。

當(dāng)脫硫塔進(jìn)口煙溫降至110 ℃時(shí)，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(huán)境溫度20 ℃)81.03 MW，如直接將煙氣排向大氣中，部分水蒸氣會(huì)冷凝產(chǎn)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(duì)脫硫塔出口煙氣進(jìn)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(jié)水，降低電廠能耗。

3 結(jié)果與分析

3.1 煙氣冷凝溫度隨環(huán)境因素的影響

圖3給出了煙氣冷凝溫度隨環(huán)境溫度的變化。由圖3可知，當(dāng)環(huán)境相對(duì)濕度不變，隨著環(huán)境溫度的升高，煙氣冷凝溫度也逐漸升高。當(dāng)環(huán)境相對(duì)濕度為10%時(shí)，環(huán)境溫度為-20 ℃對(duì)應(yīng)的煙氣冷凝溫度為-10.224 ℃，環(huán)境溫度為30 ℃對(duì)應(yīng)的煙氣冷凝溫度為45.247 ℃。當(dāng)環(huán)境相對(duì)濕度為90%時(shí)，環(huán)境溫度為-20 ℃對(duì)應(yīng)的煙氣冷凝溫度為-15.116 ℃，環(huán)境溫度為30 ℃對(duì)應(yīng)的煙氣冷凝溫度為37.571 ℃。

圖3 煙氣冷凝溫度隨環(huán)境溫度的變化

圖4給出了煙氣冷凝溫度隨環(huán)境相對(duì)濕度的變化。由圖4可知，當(dāng)環(huán)境溫度不變，隨著環(huán)境相對(duì)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(huán)境相對(duì)濕度的變化

根據(jù)環(huán)境溫度和環(huán)境相對(duì)濕度變化過程中，煙氣冷凝溫度的數(shù)據(jù)，采用二元線性回歸分析，對(duì)煙氣冷凝溫度的影響因素進(jìn)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(huán)境相對(duì)濕度，%；ta為環(huán)境相對(duì)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(huán)境溫度對(duì)煙氣冷凝溫度的影響較大。

由圖3和圖4可知，當(dāng)環(huán)境溫度不變，環(huán)境相對(duì)濕度每增加10%，冷凝溫度平均降幅1.19 K，且冷凝溫度隨環(huán)境溫度的升高而升高；當(dāng)環(huán)境相對(duì)濕度不變，環(huán)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(huán)境相對(duì)濕度的增大而降低。表明環(huán)境溫度對(duì)煙氣冷凝溫度影響較大。

3.2 煙溫對(duì)煙氣余熱及水分回收的影響

通過圖5中的煙氣狀態(tài)計(jì)算低溫省煤器的余熱回收量以及脫硫塔內(nèi)節(jié)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(jìn)出口顯熱差計(jì)算得到；Q2為脫硫塔內(nèi)脫硫漿液蒸發(fā)所需熱量，可由進(jìn)出脫硫塔內(nèi)干煙氣焓差計(jì)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(jì)算得到；m1為低溫省煤器回收煙氣余熱后濕法脫硫塔內(nèi)減小的蒸發(fā)水量，可由飽和濕煙氣含濕量差值計(jì)算得到；m2為回收脫硫塔內(nèi)蒸發(fā)水量，可由濕法脫硫塔出口與鍋爐燃燒產(chǎn)生煙氣露點(diǎn)的飽和濕煙氣含濕量差值計(jì)算得到；m3為回收鍋爐燃燒產(chǎn)生煙氣中水蒸氣量，可由鍋爐燃燒產(chǎn)生煙氣露點(diǎn)和冷凝后溫度間的含濕量差值計(jì)算得到。

圖5 煙氣中余熱回收量及節(jié)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(jìn)口前煙氣余熱Q1，脫硫塔內(nèi)蒸發(fā)消耗熱量降至Q2，脫硫塔內(nèi)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(nèi)用于煙氣降溫所需的耗水量，且m2的值與脫硫塔進(jìn)口煙氣水露點(diǎn)有關(guān)。降低脫硫塔進(jìn)口煙溫可有效減少脫硫塔內(nèi)的耗水量，且脫硫塔進(jìn)口溫度越低，冷凝回收脫硫塔內(nèi)的水量越少。

表3 進(jìn)口煙溫對(duì)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(jìn)口前煙氣余熱Q1，脫硫塔內(nèi)蒸發(fā)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(jìn)口煙溫的降低，低溫省煤器回收熱量逐漸增加，當(dāng)脫硫塔進(jìn)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(nèi)蒸發(fā)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(jìn)口煙溫，可有效回收部分高溫?zé)煔庥酂?。由?還可知，Q1、Q2的值與脫硫塔進(jìn)口煙溫有關(guān)，脫硫塔進(jìn)口煙溫越低，回收煙氣顯熱量越大，脫硫塔內(nèi)蒸發(fā)吸熱量越小，冷凝回收煙氣熱量至脫硫塔進(jìn)口煙氣水露點(diǎn)的潛熱量越少。

表4 進(jìn)口煙溫對(duì)煙氣余熱利用的影響

3.3 環(huán)境因素對(duì)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(huán)境因素對(duì)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(huán)境相對(duì)濕度對(duì)煙氣冷凝回收水量的影響。由圖6可知，當(dāng)環(huán)境相對(duì)濕度一定時(shí)，隨著環(huán)境溫度的降低，冷凝水量逐漸增加。當(dāng)環(huán)境相對(duì)濕度為10%時(shí)，環(huán)境溫度為-20 ℃，冷凝水量為144.215 t/h；環(huán)境溫度為30 ℃時(shí)，冷凝水量為5.844 t/h。當(dāng)環(huán)境溫度一定時(shí)，隨著環(huán)境相對(duì)濕度的增加冷凝水量也逐漸增加。當(dāng)環(huán)境溫度為20 ℃時(shí)，環(huán)境相對(duì)濕度為10%，冷凝水量為74.197 t/h；環(huán)境相對(duì)濕度為90 %，冷凝水量為109.01 t/h。當(dāng)環(huán)境溫度為-20 ℃，環(huán)境相對(duì)濕度變化時(shí)，冷凝水量變化不大，約為145 t/h；當(dāng)環(huán)境溫度為30 ℃時(shí)，環(huán)境相對(duì)濕度為90 %，冷凝水量為75.311 t/h，與環(huán)境相對(duì)濕度為10%時(shí)相比，冷凝水量增加了69.467 t/h。表明在較低環(huán)境溫度時(shí)，環(huán)境相對(duì)濕度對(duì)煙氣冷凝水量影響較小；隨著環(huán)境溫度的升高，相對(duì)濕度對(duì)煙氣冷凝水量影響較大。

圖6 環(huán)境相對(duì)濕度對(duì)煙氣冷凝回收水量的影響

根據(jù)環(huán)境溫度和環(huán)境相對(duì)濕度變化過程中，煙氣冷凝水量的數(shù)據(jù)，采用二元線性回歸分析，對(duì)煙氣冷凝水量的影響因素進(jìn)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(huán)境溫度對(duì)煙氣冷凝水量的影響較大。

由圖6還可知，當(dāng)環(huán)境溫度不變，環(huán)境相對(duì)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(huán)境溫度的升高而減少；當(dāng)環(huán)境相對(duì)濕度不變，環(huán)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(huán)境相對(duì)濕度的增加而減少。表明環(huán)境溫度對(duì)煙氣冷凝水量影響較大。

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

圖7 環(huán)境相對(duì)濕度對(duì)煙氣冷凝回收余熱的影響

根據(jù)環(huán)境溫度和環(huán)境相對(duì)濕度變化過程中，回收煙氣余熱量的數(shù)據(jù)，采用二元線性回歸分析，對(duì)煙氣冷凝溫度的影響因素進(jìn)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(huán)境溫度對(duì)煙氣冷凝溫度的影響較大。

由圖7還可知，當(dāng)環(huán)境溫度不變時(shí)，環(huán)境相對(duì)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(huán)境溫度升高而減少；當(dāng)環(huán)境相對(duì)濕度不變，環(huán)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(huán)境相對(duì)濕度的增加而增大。表明環(huán)境溫度對(duì)回收煙氣余熱量影響較大。

4 燃煤質(zhì)量對(duì)節(jié)能節(jié)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(zhì)有關(guān)外，還與低溫省煤器回收熱量、環(huán)境因素有關(guān)?，F(xiàn)就燃用煤質(zhì)對(duì)煙氣余熱和水量回收進(jìn)行分析。

燃料成分分析見表5。空氣預(yù)熱器出口煙溫為130 ℃，經(jīng)低溫省煤器在濕法脫硫塔進(jìn)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(yù)熱器出口過量空氣系數(shù)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(zhì)，其中mH2O為水的摩爾質(zhì)量。由表6可知，由于褐煤w(Mar)和w(Har)較大，燃料燃燒產(chǎn)生的煙氣中含濕量較大；同時(shí)，煙氣含濕量還對(duì)脫硫塔出口煙溫和煙氣水露點(diǎn)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(diǎn)溫度也相對(duì)越高。結(jié)合式(6)，煙氣酸露點(diǎn)tDP與煤中硫分和水露點(diǎn)有關(guān)，與煙氣含濕量相關(guān)性不大。

表6 不同煤種下的煙氣性質(zhì)

在300 MW下，燃用上述煤種來分析煙氣冷凝消白過程中的節(jié)能和節(jié)水量。環(huán)境溫度為20 ℃，相對(duì)濕度為70%，按照煙氣性質(zhì)，冷凝至濕煙羽消除溫度。煙氣溫度由130 ℃經(jīng)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(jīng)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(shí)回收余熱量為12.043 MW，燃用褐煤時(shí)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(nèi)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(nèi)消耗熱量也較小。

圖8 燃用不同煤種的煙氣余熱回收量

結(jié)合表6可以看出，由于燃用褐煤時(shí)脫硫塔出口煙溫較高，煙氣冷凝回收熱量也相對(duì)較多，同理，燃用無煙煤時(shí)回收熱量較少。冷凝后煙氣排向環(huán)境中，也表現(xiàn)出燃用褐煤時(shí)的煙氣排煙熱損失較大的情況。表明對(duì)于煙氣含濕量較大的褐煤，采用煙氣降溫冷凝將有利于節(jié)能節(jié)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(nèi)耗水量，燃用無煙煤最高可節(jié)省水量16.225 t/h，燃用褐煤最低可節(jié)省水量9.908 t/h。由于煙氣冷凝溫度相對(duì)較低，結(jié)合圖5可知，冷凝過程將回收脫硫塔內(nèi)消耗的水量(即蒸發(fā)水量)，并回收煙氣中部分水量。燃用褐煤產(chǎn)生的煙氣含濕量較大[23]，脫硫塔內(nèi)耗水量較大，冷凝可回收68.063 t/h脫硫塔內(nèi)消耗的水量，而洗中煤可回收41.316 t/h。燃用無煙煤時(shí)，煙氣含濕量較小，煙氣冷凝未回收煙氣中水量。燃用褐煤產(chǎn)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(huán)境溫度相同，煙氣含濕量仍較大，燃用褐煤產(chǎn)生的煙氣若排向環(huán)境將損失61.493 t/h的水量，燃用洗中煤產(chǎn)生的煙氣排向環(huán)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(jié)水量

5 結(jié) 論

(1) 當(dāng)脫硫塔進(jìn)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(nèi)由于蒸發(fā)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(huán)境溫度較低時(shí)，煙氣冷凝消白過程中的余熱及水蒸氣回水量較多，且環(huán)境相對(duì)濕度對(duì)回收過程影響較小。

(3) 環(huán)境溫度變化對(duì)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(zhì)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(duì)較大；燃用無煙煤產(chǎn)生煙氣的含濕量較小，且回收煙氣中余熱以及水量也相對(duì)較小。