大型燃煤电厂锅炉烟气水回收方案研究

兰凤春

(中国中煤能源集团有限公司，北京 100120)

今后我国的煤电布局将主要是西电东送，而可以布局煤电发电机组的山西、内蒙古、陕西北部及新疆哈密等富煤地区均属于缺水地区，由于水资源的限制，缺水已成为这些地区发展煤电的瓶颈。随着电厂节水技术改造工作的推进，发电水耗的降幅越来越小，烟气水回收技术突破电厂节水技术的常规思维模式，将锅炉排烟中气态的水分回收，可大幅减少电厂工业用水补充量，甚至可以做到“零水耗”生产，为缺水地区的可持续发展提供一种新的思路，攻克由于缺水而造成的发展瓶颈。本文以新疆哈密地区的一台超临界660 MW褐煤机组为例，主要针对烟气水回收技术提出原则性工艺方案，研究研究实施烟气水回收在技术上的可行性和合理性。

1 设备概况

哈密属温带极干旱气候，其主要特点是夏季燥热，冬季寒冷，常年少雨；年、日温差大，光照强，水蒸发量大。电厂生活区用水采用城市自来水，电厂工业补充水为城市中水和地表水，城市中水为哈密市污水处理厂再生水，水费为5.2元/ t。该机组为超临界660 MW褐煤机组，锅炉为一次中间再热，单炉膛、平衡通风、固态排渣、紧身封闭的超临界褐煤π型锅炉，锅炉最大连续蒸发量(BMCR)工况主蒸汽流量2 280 t/h，主蒸汽温度571 ℃，主蒸汽压力25.4 Pa。锅炉除灰系统采用干除灰，锅炉排渣采用风冷干式排渣系统。烟气脱硝采用选择性还原(SCR)工艺，除尘采用静电除尘器，空气预热器与静电除尘器之间布置有低低温省煤器，烟气脱硫系统配置为锅炉一塔石灰石-石膏湿法脱硫装置。锅炉燃料为褐煤，煤中含水量较高，设计煤种全水分为23%，收到基氢为2.89%。BMCR工况湿法脱硫塔进出口烟气参数：脱硫塔入口烟温90 ℃，脱硫塔出口烟气量2 629 774 m3/h，脱硫塔出口烟温51 ℃，脱硫塔出口烟气静压力160 Pa。

2 烟气冷凝收水原理和原则性系统设置

2.1 烟气冷凝收水原理

脱硫塔出口净烟气中水分主要来自于：煤中水分的燃烧汽化、煤中氢燃烧生成的水、随空气带入锅炉的水分和湿法脱硫系统补水。烟气冷凝的过程是根据热力学原理，当烟气温度低至气态水分压力对应的水露点时，烟气中水分由气态变为液态，即冷凝析出。由于水蒸气份额的变化率温度高时大，温度低时小，因此，烟气冷凝节水不易追求过大的温降幅度，否则会造成设备初投资和运行费用过大。

2.2 原则性系统设置

烟气冷凝收水原则性系统可分为3部分：烟气降温换热、循环水冷却、冷凝水处理系统。

2.2.1 烟气降温换热系统

烟气降温换热的方式为3种：净烟气喷淋混合换热、换热器间接换热和浆液冷却换热。

a.净烟气喷淋混合换热。净烟气喷淋换热为低温循环喷淋水和烟气混合换热，可在脱硫塔出口设置空塔进行喷淋或在净烟道上设置收水器。收水器(或喷淋塔)里面布置喷淋装置，喷淋装置后面布置除雾器。利用雾化循环冷却水降低净烟气温度，烟气冷凝水和循环水混合后进入水池，经过加药处理后进入空冷岛，冷却后的循环水重新进入净烟道上的收水器喷淋。水池中的水可用于脱硫系统除雾器冲洗水，或经过处理后用于其他系统补充水。其特点为：直接换热效果好，同等换热量下需循环冷却水量低；可实现较大降温幅度；循环冷却水水质变差。

b.换热器间接换热。在脱硫塔出口净烟道上设置收水器，收水器里面布置换热器(氟塑料换热器、搪瓷管换热器、塑料合金换热器或钛管换热器)，换热器后面布置除雾器，净烟气与氟塑料换热器管内循环冷却水间接换热。净烟气降温放热后水蒸气冷凝成液态，进入水池回用。换热器管内循环冷却水吸热后进入空冷岛进行降温，循环冷却水在管内闭式循环。其特点为：烟气冷凝水不会影响循环冷却水水质；冷凝回收水直接回用，若配套水处理系统，则需要的处理量较小；降温幅度不易太大，否则换热器体积会很大，造价很高；相比传统金属管换热器，氟塑料管换热器成本较高，前期投资较大。

c.冷却顶层浆液二次换热。设置浆液冷却换热器，利用低温循环水降低顶层喷淋层浆液温度，冷却后的浆液与烟气进行直接接触换热，烟气温度降低析出水分。该系统保护了两个换热过程：循环水与顶层浆液换热；顶层浆液与烟气换热。其特点为：循环冷却水闭式循环；占地面积小，改造工程量小；烟气降温幅度有限；循环系统相对复杂；烟气冷凝回收水全部直接进入脱硫塔内，对于脱硫塔水平衡存在不利影响。

2.2.2 循环水冷却方式

电厂目前采用的循环水冷却方法主要有3种：机械通风冷却塔冷却、热泵冷却、利用暖风器等并入电厂热力系统冷却。

机械通风冷却塔冷却具有全天候运行特点，不受环境和机组运行情况限制。采用热泵冷却常用于有供热需求的地方，非采暖季循环冷却水的冷却还需配套另外系统。脱硫塔出口净烟气温度一般在50 ℃，因此烟温较低，能量品位不高，将该部分热量回用到机组热力系统中的难度很大。考虑换热端差，机组整个热力系统中可以利用的地方有两处：锅炉暖风器和加热凝结水泵出口凝结水。锅炉厂提供的空气预热器冷端空气温度一般在20～25 ℃，当环境温度低于20 ℃时投入暖风器，若靠暖风器冷却循环水受气候条件影响大。利用加热凝结水泵出口凝结水来使循环冷却水温度降低，可能受限于凝结水升温吸热量，即凝结水吸热量能否与净烟气放热量相匹配。

2.2.3 冷凝水水质分析及处理系统

烟囱冷凝液与净烟道烟气冷凝水水质应差别不大，该锅炉烟囱冷凝液化验分析得Fe离子质量浓度为8 mg/L，pH在2左右，未做全水分析。此水质与城市中水水质和该地区地表水水质对比，烟气冷凝水水质除pH和Fe含量超标外，其他指标优于城市中水，部分指标优于地表水，整体水质介于城市中水与地表水之间。根据烟气冷凝水质对比和电厂目前水系统用水情况，以及水资源“梯级利用”原则，烟气冷凝水回用电厂水系统作为原水时，水循环利用效率最大的。如果电厂设置原水蓄水池，基本可以实现电厂做到“零水耗”目标。

烟气冷凝水Fe离子质量浓度为8 mg/L，而电厂化学反渗透膜进口水质要求Fe离子质量浓度小于0.05 mg/L。水中Fe离子主要以三价铁形式存在，通过加碱产生氢氧化铁，使铁离子从水溶液中析出。

3 技术方案研究

3.1 工艺选取原则

3.1.1 烟气降温工艺的选取

因冷却顶层浆液二次换热烟气冷凝水直接进入脱硫塔，不利于能量梯级利用和脱硫塔水平衡的控制；新建空塔喷淋换热烟气降温占地面积较大，且脱硫塔周围已无可用于新建空气冷却塔(以下简称空冷塔)的空地，所以烟气降温工艺从净烟道喷淋换热方式和氟塑料换热器换热方式中进行比选。

3.1.2 循环水冷却方式的选取

电厂距离市区较远，周围除厂区和生活区外再无供暖需求；汽轮机设计平均背压10.7 kPa，对应饱和温度47 ℃，烟气降温后循环水回收热量再利用至汽轮机热力系统已无可能；锅炉暖风器在环境温度超过20 ℃时不投运；闭式机械通风空冷系统适应性相对强，不足之处是运行过程中产生电耗，运行成本增加，因此，结合厂区现状和机组特点，烟气冷凝系统循环水冷却方式选择闭式机械通风空冷塔。

3.2 两个烟气水回收方案对比分析

3.2.1 净烟道喷淋+新建独立的闭式机械通风空冷塔方案(方案1)

该方案循环水冷却利用新建的独立的闭式机械通风空冷塔，不利用电厂已有的主空冷塔裕量，实现全年烟气节水系统的稳定运行。此外，也不需要配套水-水换热器来满足除盐水要求，只需新建闭式机械通风空冷塔材质满足烟气冷凝回收水处理后循环水水质要求。电厂化学制水系统除盐水作为闭式机械通风空冷塔循环水补充水，以保证闭式机械通风空冷塔循环水水质较为稳定，控制一定范围的浓缩倍率。

本方案需在净烟道安装两层逆流收水喷淋层，喷淋层设置一定数量的喷嘴，确保烟气无短路，也不出现喷淋薄弱区；在烟道收水喷淋层后增设除雾器，除雾器冲洗利用现有脱硫塔除雾器冲洗水泵及配套系统；新建闭式机械通风空冷塔，用于混合后循环水的冷却，闭式机械通风空冷塔的材质满足烟气冷凝回收水处理后循环水水质要求；配套建设一套加药系统，用于调节pH。

3.2.2 氟塑料换热器+新建闭式机械通风空冷塔方案(方案2)

该方案氟塑料管换热器布置于脱硫吸收塔出口净烟道水平烟道上，脱硫吸收塔后的净烟气经换热器冷却后进入烟囱排入大气。净烟气在冷却降温过程部分湿饱和蒸汽将凝结成水，凝结水在换热器底部的集水槽中不断聚集，并通过管道经泵进入蓄水池。

烟气提水换热器将烟气中的热量带入闭式循环水系统中，烟气提水换热器的换热型式为烟气-水换热器，水侧设置独立的闭式循环水系统，通过机械通风间接空冷系统对闭式循环水进行冷却降温。因烟气中少量酸性气体会通过氟塑料管扩散到管内，故氟塑料管换热器中管内水为加碱后的除盐水，要求pH在9.0～9.5。空冷塔内地下储存水、空冷塔喷雾及冲洗水以及空冷塔内循环水均为除盐水，且循环水运行水质满足要求。考虑到运行过程水质偏碱和系统长期稳定运行，本方案只能新建机械通风空冷塔用于闭式循环水系统冷却。

3.2.3 两方案技术经济对比

对方案1与方案2进行技术经济对比，2个方案的回收水量均为76 t/h，建设场地均需征地，运行周期均为全年，方案1循环水水质变差，方案2循环水水质基本无变化，其他参数见表1。通过表1可以看出，无论采用何种方案，收益均低于新增年运行生产成本，所以不具有经济效益，但该技术能明显减少电厂外来水的补充量，为当地经济社会发展节约水资源，具有良好的社会效益。

表1 两方案烟气水回收案技术经济对比

上述两个方案从技术角度均满足需求，方案2采用氟塑料换热器属于间接换热，循环水量相比方案一略大，烟气侧增加阻力相比方案1高350 Pa。氟塑料换热器造价昂贵，且原料品质控制较难，也需征地用于项目建设，造价高于方案1。

3.3 不同环境温度下烟气水回收量

不同月份环境气温不同，一天中环境气温也随着时间变化。环境气温变化，影响机械通风空冷塔出口水温，若喷淋水水温越低，净烟气中回收的水量也越多。

根据当地的气候条件及净烟气基础参数，计算不同环境温度下烟气水回收量，1月环境平均气温-10.4 ℃烟气析出水量75.8 t/h,7月境平均气温26.7 ℃烟气析出水量45.0 t/h。

3.4 烟气冷凝节水对烟囱排烟的影响分析

饱和湿烟气冷凝后析出一部分水分，烟气质量流量减少，烟气温度降低，烟气密度增大，烟气流速降低。烟气流速和烟气密度影响烟囱自生通风和阻力，两者共同作用的结果是烟囱阻力和自生通风均下降，烟囱整体压力基本无变化，不同烟温下烟囱阻力及自生通风变化情况见表2。由表2可知，烟气冷凝使得自生通风和阻力均降低，但两者的降幅差别不大。烟气温度下降6 ℃对于烟囱整体阻力的影响变化不超过5 Pa，就烟囱阻力变化而言，烟气冷凝过程对于烟囱阻力的影响有限，不会造成烟囱排烟不畅。

表2 不同烟温下烟囱阻力及自生通风变化情况

4 结束语

我国主要煤炭基地水资源总体短缺，将锅炉排烟中气态的水分回收，显著减少了电厂的工业用水补充量，1台660 MW机组满负荷年节水量可达30×104t。烟气水回收技术不仅能够节约水资源，而且能在超低排放的基础上进一步减少污染物的排放，减轻脱硫石膏的逃逸和烟囱冒白烟现象。烟气水回收技术的方案虽然在经济效益方面没有优势，但可以大幅减少电厂用水补充量，为缺水地区的可持续发展提供一个全新的思路，为电厂选址提供更多的可能性，实现煤炭资源开发利用与水资源节约并举，使得能源开发与环境保护共进。