烟气回收水水质水量特点及回收水利用途径分析

马双忱，龚春琴，辜涛，孙尧，何川，曲保忠，刘畅

（1.华北电力大学环境科学与工程系，河北保定071003；2.阜阳华润电力有限公司，安徽阜阳236000）

0 引言

燃煤发电作为中国主要的发电形式，其用水问题对燃煤发电厂的效益有极大影响。随着国家“十三五”节水型社会建设规划制定了越来越严格的用水取水指标，可以预见，未来火电行业向环境取水会进一步受到约束。若有效回收烟气中水分，对缺水的北方地区，能减少对当地水资源的用量，对当地的生态也是一种保护；从环保角度，烟囱带出的水汽为酸性水，如果这种烟气降落周边地区，会对周边地区产生酸化，造成酸雨，并可导致土地产生板结现象；从“超低排放”考虑，相关试验研究表明，冷凝法回收烟气中水分后，能降低排烟中超细颗粒物，进一步改善周边大气环境。

1 湿烟气水分来源及其影响

1.1 烟气中水分

经过湿法脱硫系统（WFGD）后，湿烟气中水蒸气体积分数会由6%～8%上升至11%～13%，水蒸气潜热显著增加，出口烟气中每千克干烟气含湿量80～100 g，此时为饱和甚至过饱和烟气［1］。

高湿烟气中湿分组成如图1 所示，由图1 可知，高湿烟气中的水分来自2 部分：主要来自湿法脱硫［2-3］，其次来自燃烧使用含水分较高的褐煤和烟煤［4-5］。

图1 高湿烟气中湿分组成Fig.1 Composition of moisture in high humidity flue gas

文献［3］基于600 MW 机组的脱硫系统，建立工艺水用途和消耗水平衡，研究发现在机组满负荷下，吸收塔内烟气可带走水耗高达125 m3∕h。当前全国燃煤电厂中有90%的电厂采用湿法脱硫工艺，且我国用于火力发电的煤种主要是含高水分的褐煤和烟煤，这为回收烟气中的水分提供了重要的现实依据。

1.2 湿烟气对环境影响

湿法脱硫洗后烟气含有大量饱和水蒸气，烟气中的水蒸气遇到冷空气会迅速凝结成微小的液滴，从而形成烟囱冒“白烟”现象，对电厂的社会形象产生不利影响［6］。水蒸气对环境的影响是多方面的，首先水蒸气作为主要的温室气体之一，高湿烟气排放致使低层大气湿度增加，造成低空大气污染物不易扩散，甚至影响局部气候；高湿烟气排放还促进大气污染物二次转化，加速气溶胶微粒吸湿增长，改变气溶胶光学特性，影响大气能见度和地面温度；对电厂而言，高湿烟气排放会造成电厂水耗增加，带走大量汽化潜热，不利于节水和余热回用；而且高湿烟气中携带的酸性气体引发锅炉尾部烟道低温腐蚀，危害设备寿命；湿法脱硫后高湿烟气产生“石膏雨”和纳微米颗粒物［7-8］，危及电厂周边环境并形成雾霾的凝结核。因此，深入认识水蒸气对环境的影响，是坚决打好蓝天保卫战的关键之一。

2 烟气回收水水质分析

气体除湿技术主要有低温冷凝、液态吸收∕吸附和膜分离等。低温冷凝技术主要通过换热器对烟气冷凝，来达到节水、节能目的，但回收水水质差。液态吸收通过吸收剂来吸收烟气中水分，但吸收剂再生、吸收溶液随烟气带出问题和装置占地面积大等问题是限制其发展的主要因素。膜法分离水蒸气技术，回收水质好，无污染物排放，但处理量小，高湿烟气中残留石膏颗粒导致膜表面结垢是该技术的一个障碍。

2.1 冷凝法回收水的水质分析

用换热器冷却回收烟气中冷凝水是当前燃煤机组烟气水回收技术中应用较多的工艺。冷凝法水回收技术，回收水量与烟气温度密切相关，烟气温度差越大，水回收量越大。以300 MW 机组为例，净烟气降温5 ℃，可回收冷凝水30～40 t。烟气回收水水质主要受冷却水温度、冷却水流量、烟气流量、换热器材质、运行参数及烟气温度等影响。不同的电厂，冷凝法烟气回收水水质差异较大。冷凝法烟气回收水水质数据见表1，表中COD 为化学需氧量。

表1 冷凝法烟气回收水水质指标Tab.1 Quality indicators for condensed flue gas recovery water

总结采用冷凝法烟气回收水水质主要有以下特点。

（1）冷凝水pH 值低（呈较强酸性）。因烟气中存在HF，SO2，SO3，HCl，HNO3等酸性污染物物质，回收水中由于溶入SO3和HCl 强酸性物质，致烟气冷凝水pH值呈酸性，加剧设备腐蚀。

（2）铁离子质量浓度差异大，湿法脱硫后烟气具有一定腐蚀性，使用不同的冷凝器材质（金属或氟塑料），回收水中铁离子质量浓度不同。

2.2 膜法回收水的水质分析

膜法分离的基本原理是根据混合气体各组分在压力的推动下透过膜的传递速率不同，而使各组分分离。对不同类型膜，烟气通过膜的传递方式不同，因而分离机理也各异［12］。不少研究学者聚焦研究陶瓷膜［13-16］、亲水聚合膜［17］、疏水聚合膜［18-21］等膜材料，研究其回收水水质特点。各学者研究结果表明，纳米多孔陶瓷膜、中空纤维膜等，能抑制诸如CO2，O2，NOx和SO2等污染物通过膜，回收水的水质较好，满足锅炉补给水水质要求。

膜分离烟气水回收技术，由于膜材料不同，烟气回收水水质略有不同，已有文献显示在相同运行参数和工况下，采用纳米陶瓷膜的烟气回收水水质比中空纤维膜更好，膜法回收烟气冷凝水经简单处理可以直接用于电厂补水工艺系统。

2.3 液体吸收法回收水水质分析

液态吸收法原理湿蒸汽压差驱动水蒸气在溶液与烟气之间的迁移，同时完成汽化潜热的释放和吸收［1］，吸收法脱水的关键是脱水溶剂性能，脱水溶剂性能需要具有热稳定性好、蒸汽压低和可再生性强等特点。液态吸收法水回收技术包含2 部分：除湿与再生。常作为除湿吸收剂的有氯化锂、溴化钙、溴化锂［22-23］、三甘醇、氯化钙［24-25］等物质的水溶液。因甘醇类化合物中的羟基易与水形成氢键，尤其是三甘醇易实现再生，已广泛用于燃气机组的脱水过程［26-27］。

文献［28］基于中试规模，进行液体吸收剂可行性试验，其烟气回收水水质与典型发电厂反渗透（RO）系统净化后的出水相比，除了CaCO3值略高以外，其他物质质量浓度均低于RO出水。

采用液体吸收法回收烟气湿分，回收系统回收的潜热和水量比传统冷凝法更有优势。且吸收法烟气水回收技术对烟气的排烟温度要求不高，但存在吸收溶液随烟气带出问题。后续学者若能优化吸收剂再生过程和吸附剂性能，对于除雾效果较好的电厂，溶液吸附法除湿将会是不错选择。

3 烟气回收水量

火电用水问题对燃煤发电厂的效益有极大影响，以欧洲某400 MW 火力发电厂为例，每小时消耗补给水30 t，同时每小时排放烟气中的含水约为150 t［29］，若烟气中20%的水蒸气可被捕集，则燃煤发电厂即可达到水资源的自给自足［30］，若20%以上的水蒸气可被捕集，则该电厂可对外界提供一定量的水。文献［31］仅单台600 MW 机组燃烧褐煤烟气冷凝，可回收水量高达92.25 m3∕h。文献［32］给出回收的冷凝水能满足锅炉及二次管网系统补充水量的要求。

随着国内燃煤电厂机组逐渐向大机组发展，从表2 可以看出，机组越大，烟气含水量越高，可回收水量越多，节水减排效果越显著。

表2 不同机组烟气含水量［33-35］Tab.2 Flue gas moisture content of different units m3∕h

以国内某电厂（2×330 MW 机组）数据（见表3）为例，每台锅炉配置一套石灰石-石膏法脱硫系统，计算烟气回收水量，本文取WFGD 出口烟气温度为50 ℃，计算WFGD 出口烟气中含水量及回收水量大小。

表3 330 MW机组FGD入口烟气数据Tab.3 Flue gas data at the FGD inlet of a 330 MW unit

水蒸气的分压力取决于水蒸气的温度，不同温度下饱和水蒸气的分压力可通过Antoine 方程计算得到

式中：pW为水蒸气分压，MPa；T 为热力学温度，K；T在290～500 K时该式适用。

饱和烟气的含湿量可通过将伯努利方程和道尔顿分压定律联立得到

式中：d 为饱和烟气的含湿量，g∕kg；0.1 代表吸收塔出口湿烟气压力为0.1 MPa。

则吸收塔出口烟气携带的气态水量

式中：qmDFG为干烟气的质量流量，kg∕h；qmOutletVapor为吸收塔出口烟气所带气态水量，kg∕h。

原烟气带水量

式中：qVWFG为湿烟气体积流量，m3∕h；qVDFG为干烟气体积，m3∕h；qmOriginalVapor为原烟气所带气态水量，kg∕h。

干烟气的平均相对分子质量

式中：MDFG为干烟气的平均相对分子质量；φ(i)为烟气中各成分的体积分数，%。

干烟气的质量流量（kg∕h）

则吸收塔出口烟气所带气态水量qmOutletVapor可由式（3）（6）联立得出。

吸收塔出口所带液态水量（kg∕h）

按回收率60%计算，该330 MW 机组可回收82.37 m3∕h 的回收水。文献［4］研究300 MW 装置FGD 工艺的补充水约为每小时80 m3。根据计算结果，回收的烟气回收水可以完全补充FGD 系统水耗，实现脱硫系统“零水耗”。

4 烟气回收水用于电厂用水系统途径分析

燃煤电厂工业用水包括循环水的补充水、锅炉给水的补充水、公用工程站的用水、场地冲洗水、消防水池的水源、换热器的冷却水等［36］。根据电厂主要耗水系统，将回收水用于脱硫系统补水、循环水的补充水、锅炉补给水系统［8］。因冷凝法已实现工程应用，对烟气回收水回用技术研究较多的主要是冷凝法的烟气回收水［10，37-39］。

4.1 脱硫塔补水

脱硫系统的用水主要分为2 路，工艺水和冷却水。工艺水主要用于吸收塔补水、除雾器冲洗、石灰石制浆等。脱硫系统的工艺水一般来自电厂循环水（或循环水补充水）、中水或其他工业水系统；冷却水用水设备的冷却，由于用水点相对较少，耗水量不大。因此在脱硫系统中烟气回收水主要回用于工艺水。

根据DL∕T 5196—2016《火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统设计规程》和文献［40-41］，将冷凝法和膜法烟气回收水水质与表4对比分析。

表4 直接进入脱硫系统的工艺水水质要求Tab.4 Water quality requirements on process water directly flowing into the desulfurization system

膜法烟气回收水可直接作为脱硫系统补水；而冷凝法回收水需加碱调节pH 值后可作脱硫工艺补水。

4.2 循环水补水

循环冷却水水量损耗主要包括蒸发损失、风吹损失及排污损失等几部分。电厂主要耗水量集中在循环水系统［42-45］。

将烟气回收水水质与间冷开式系统循环冷却水水质指标（按照GBT 50050—2017《工业循环冷却水处理设计规范》）进行对比分析，具体见表5。

表5 间冷开式系统循环冷却水水质指标Tab.5 Indirect cooling open circulating system cooling water quality indicators

膜法烟气回收水可直接用于循环冷却水补水；冷凝法烟气回收水总铁和pH 值超标，需加碱中和pH 值和使用吸附法除铁［38］，其工艺流程为：烟气回收水→中和池→絮凝池→澄清池→循环冷却水补给水箱。

4.3 锅炉补给水

锅炉补给水对水质要求极其严格，低温冷凝和液体吸收法的烟气回收水水质较差，需经过严格水处理流程才能使用，从成本和复杂工艺过程出发，不建议冷凝法烟气回收水用于锅炉补给水。

膜法烟气回收水水质较好，可用于锅炉补给水系统，建议回用系统工艺流程为：烟气冷凝水→活性炭过滤器→高速混床→除盐水。

4.4 水回收工艺技术经济对比

烟气经湿法脱硫后处于饱和低温高湿状态，对换热器材质要求很高，应用较多的是氟塑料材质。表6展示了以氟塑料为例的烟气水回收工艺技术经济分析结果。

表6 不同烟气水回收工艺技术经济对比Tab.6 Techno-economic comparison of different flue gas and water recovery processes

由表6可见，各种技术路线均有其优缺点，在选择烟气水回收技术工艺时，应综合考虑企业自身特点，根据实际工况条件，设备空间需求，系统可靠性，运行经济性等因素优选合适方案。条件允许时，也要注重节能，实现烟气回收水和水蒸气汽化潜热的有效利用。

5 结论

（1）文献调研发现，烟气回收水水质报告中水质指标差别较大，经分析烟气回收水水质受多个因素影响，如机组运行负荷、烟气流速、冷凝器材质、工艺流程、烟气温度、烟气浓度等。

（2）湿烟气的回收水可并入电厂汽水系统，可用作脱硫工艺水、锅炉给水或循环水，解决北方燃煤电厂缺水地区的水资源紧缺问题，实现电厂水资源的循环利用。

（3）从烟气回收水水质可以看出，烟气回收水中含有部分污染物，如盐分和微细颗粒物，这些污染物来源于烟气携带的液滴与可凝结颗粒物，可见烟气水回收对烟气污染物有一定减排作用。开展烟气水回收还具有避免脱硫塔下游烟道发生酸性腐蚀、节水、消除视觉污染等多重意义。