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摘要:为了降低燃煤电厂脱硫后烟气中的含湿量,有效回收烟气中的水分及余热,同时解决因饱和湿烟气中水蒸气凝结引起的烟囱腐蚀、“烟囱雨”及“白烟”等问题,分析了湿烟气的热力特点及能量分布的形式,介绍并对比了冷凝法、溶液吸收法及膜法3种较为可行的湿烟气除湿工艺,论述了其技术特点、研究现状、不足及研究方向。研究表明,脱硫后湿烟气中每千克干烟气含湿量约80g,70%余热以水蒸气潜热的形式存在,冷凝法现阶段相对较为成熟,但吸收法除湿潜力更高、膜法系统简单稳定可靠,具有非常好的应用前景,是烟气除湿工艺研究的趋势;低品位余热的经济利用途径将是燃煤电厂烟气除湿技术的一个重要研究方向。 引言 燃煤发电是我国主要发电形式,截至2015年,燃煤发电装机容量占我国发电装机总容量的59%,燃煤电厂发电量占全国总发电量的67．9%,燃煤发电消耗标准煤11．5亿t,约占全国煤炭消费总量42%。作为耗水耗能大户,巨大的水资源、能源消耗使得燃煤电站成为节能减排的重点。我国2005—2020年电力发展规划中明确提出了发电节水的问题,必须着力发展适用于水资源短缺地5012017年第5期洁净煤技术第23卷区的节水型烟气污染控制技术;此外,工业用水成本逐步升高,2012年,国家修订了取水定额标准,将火力发电取水定额在2002年的基础上下调了30%以上;2015年4月,我国出台了《水污染防治行动计划》(简称“水十条”),提出了严格的水污染防治目标,燃煤电厂面临着巨大的节水减排压力,而我国大部分新建燃煤机组选址在西部产煤缺水地区,节水降耗需求迫切,经济有效的节水降耗措施将对我国建设环境友好型、资源节约型社会意义重大。如何减少脱硫后水蒸汽及余热的排放,是燃煤电厂节水降耗的重点方向之一。由于烟气中水分及潜热的耦合效应,有效的烟气除湿技术可同时回收水分及潜热,降低电厂水耗及排烟损失,并从根本上解决烟囱腐蚀及“白烟”现象。本文分析了脱硫后湿烟气的热力状态特点,介绍了冷凝法、吸收法及膜法3种湿烟气除湿工艺的技术特点及其研究现状,指出了存在的问题及研究方向,为高效烟气除湿技术的研发提供参考。 1脱硫后湿烟气热力状态分析 绝大多数燃煤电厂采用湿法脱硫工艺,脱硫过程中大量水分蒸发,烟气中水蒸气体积分数由6%升至约11%,出口烟气中每千克干烟气含湿量80~100g。锅炉系统尾部排放的水蒸汽及低温余热是燃煤电厂水资源和能量消耗的重要组成部分。以300MW机组为例,脱硫后烟气携带水分超过100t/h。锅炉系统的各项热损失中,排烟损失占总损失的50%以上,约占燃煤低位发热量的6%。脱硫后烟气显热的比例由63%降至25%,而水蒸气潜热由37%升高至75%,如图1所示。大部分烟气显热转换为水蒸气潜热,即脱硫后烟气热量主要以水蒸气潜热的形式存在。
2湿烟气除湿技术的发展 常用的空气湿度调节方法包括冷凝除湿、液体吸收剂吸收除湿、固体吸收剂吸附除湿、膜法除湿等。随着技术的发展,出现了一系列新型除湿技术,包括热电冷凝除湿、电化学除湿等,但距离应用尚远。冷凝法是空调领域广泛采用的湿度调节方式,采用7℃冷冻水将空气温度降至露点温度以下使水蒸气凝结析出。由于冷凝后需再热、盘管表面滋生霉菌使空气品质恶化等缺点,基于溶液除湿(吸收法)的空气除湿工艺得到越来越多的应用。烟气除湿方向的研究相对较少,尚处于起步阶段,目前研究多采用冷凝法、吸收法及膜法。 2.1冷凝法 湿烟气冷凝除湿工艺可分为两类:第1类采用间壁式换热器,烟气与冷却水通过换热器相互隔离,水蒸气在换热器表面凝结并将热量传递给冷却水,换热器底部设有回收装置收集凝结水,如图2(a)所示,换热器可采用单级或多级;第2类采用直接接触式,如图2(b)所示,通过喷淋塔或填料塔等方式对烟气降温,水蒸气凝结并混入冷却水,烟气显热及水蒸气的潜热均进入冷却水。间壁式换热器热阻较大,但冷却水侧水质稳定,同时分离出冷凝水便于处理。直接喷淋式效果较好,但烟气中粉尘、酸、盐等成分的富集,使系统出水需进行处理以达到回用要求。
上述两类冷凝方式的热力过程相同,如图3所示(图中含湿量以每kg干空气计),湿烟气由点1沿100%相对湿度线降至点2,温湿度同时降低。所回收的水量即点1与点2的含湿量差为d1-d2,所回收的热量即点1与点2的焓差h1-h2,烟气始终保持饱和状态。
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