基于機械蒸汽壓縮的燃煤煙氣余熱及水回收系統

閆 敏， 李玉忠， 馬春元

(山東大學 燃煤污染物減排國家工程實驗室， 濟南 250061)

燃煤電廠是我國能源消耗的大戶，每年消耗全國近50%的燃煤和20%的工業用水[1]，大量的廢熱通過水吸熱蒸發的方式排放到大氣，浪費了大量的余熱和水資源，這對我國缺水地區來說是一個很嚴峻的問題。因此，如何有效降低燃煤電廠的能耗和水耗對于我國總體節能減排戰略有著極為重要的意義[2]。

燃煤電廠的排煙溫度通常在120～150 ℃，甚至更高，占鍋爐總熱損失的50%～80%，占總輸入能量的3%～8%[3]。目前，應用最為廣泛的煙氣節能系統是在鍋爐尾部煙道設置的低溫省煤器[4]，可以將鍋爐排煙溫度降低30～40 K，回收排煙廢熱來加熱凝結水，降低煤耗1～2 g/(kW·h)。由于煙氣中硫的存在，當低溫省煤器表面溫度低于露點溫度時[5]，酸和水會在設備表面凝結，引起低溫腐蝕[6]和積灰，影響設備的壽命和安全運行。低溫省煤器無法將煙氣溫度降低到露點溫度以下，只能回收煙氣部分的顯熱而不能回收潛熱和水。

煙氣中存在大量的水蒸氣和潛熱，濕法脫硫系統出口為50～55 ℃的飽和濕煙氣，水蒸氣體積分數為12%～18%[7]。經計算，當脫硫塔出口煙氣溫度為50 ℃時，1 t標準煤燃燒后大約排放1 t水蒸氣，按照2015年我國燃煤機組消耗16.5億 t標準煤[8]，則每年因燃煤排放的水蒸氣為16.5億 t，煙氣潛熱量相當于1.27億 t標準煤的熱值。從環保角度考慮，飽和濕煙氣直接排放后導致煙囪中冒白煙的現象加劇，造成視覺污染。因此，回收煙氣中水蒸氣和潛熱具有節能、節水和環保等多重效益。

關于煙氣中水蒸氣凝結和潛熱回收的研究[9-13]主要集中于燃氣鍋爐。由于燃煤煙氣成分的復雜性，針對燃煤煙氣中水蒸氣凝結和潛熱回收的研究較少。韓宇等[14]和王金平等[15]采用抗腐蝕的氟塑料換熱器將煙氣溫度降低至80～90 ℃，雖然避免了低溫腐蝕，但是煙氣溫度仍然高于露點溫度，無法回收煙氣潛熱。Wei等[16]利用直接接觸式換熱器、多個沉淀罐和熱泵回收煙氣潛熱并加熱熱網水，通過加堿處理調節廢水PH值。Wang等[17]介紹了一種用于回收熱和水的傳輸膜冷凝器(TMC)。

針對目前燃煤煙氣中潛熱和水回收難的問題，筆者提出了一種基于機械蒸汽再壓縮(MVR)技術回收燃煤煙氣中潛熱和水的新方法，詳細介紹了系統工藝過程，利用煙氣溫濕圖解釋了煙氣余熱和凈化水回收原理，提供了回收量計算及系統性能評價的方法，結合典型300 MW機組計算了余熱和水的回收量，優化了系統性能，并進行了技術經濟性分析。

1 基于MVR技術的煙氣余熱和水回收系統

1.1 MVR技術介紹

MVR技術是一項基于蒸汽潛熱再利用的節能技術，廣泛應用于溶液的蒸發工藝過程中，如化工、輕工、食品、制藥、海水淡化和污水處理等工業生產領域。以溶液的蒸發過程為例介紹其原理，如圖1所示。

圖1 MVR技術用于溶液蒸發的原理圖

工作過程如下：

(1) 溶液進入蒸發器，吸熱蒸發。

(2) 一次蒸汽被蒸汽壓縮機吸入，經壓縮升溫升壓為二次蒸汽。

(3) 二次蒸汽輸入到冷凝器內放熱冷凝，冷凝水可直接排放，或收集后作為其他工序用水，放出的熱量可作為蒸發器內溶液蒸發的熱源。

(4) 蒸發后剩余的濃縮物達到一定質量濃度后排出蒸發器。

通過以上過程實現了溶液的蒸發蒸餾過程，并回收了相對純凈的水資源，充分利用蒸汽潛熱，無需加入額外熱源，節省了能源。

1.2 基于MVR技術的煙氣余熱和水回收系統

根據MVR技術用于溶液蒸發的原理，提出了基于MVR技術的煙氣余熱和水回收系統，如圖2所示。

1―爐膛； 2―空氣預熱器； 3―低溫省煤器； 4―除塵器； 5―濕式脫硫塔； 6―真空閃蒸裝置； 7―蒸汽壓縮機； 8―冷凝器(熱用戶)； 9―儲水裝置

圖2 基于MVR的煙氣余熱和水回收系統

Fig.2 Flue gas waste heat and water recovery based on MVR technology

在常規濕法煙氣脫硫系統后增加1套MVR系統(圖2虛線內所示)，主要包括真空閃蒸裝置、蒸汽壓縮機、冷凝器以及儲水裝置。真空閃蒸裝置連接真空泵，在開始階段，真空泵將真空閃蒸裝置內的不凝結氣體抽出，為真空閃蒸裝置內部提供一個合適的真空環境；在穩定運行階段，由蒸汽壓縮機提供真空環境，真空度取決于所需冷漿液的溫度。部分上層脫硫漿液被循環漿液泵抽出后進入真空閃蒸裝置噴淋，由于壓力降低并發生閃蒸，蒸發后的冷漿液重新被噴入脫硫吸收塔，與煙氣接觸換熱，煙氣溫度降低，漿液吸收煙氣余熱后繼續進行下一步循環。閃蒸出的蒸汽經過蒸汽壓縮機提質后，其溫度和壓力升高，熱焓增大，通過冷凝器的冷凝換熱可以用于爐前煤干燥、預熱空氣或者供熱等。蒸汽冷凝釋放熱量后變成凈化水，被儲水裝置收集，用于脫硫系統補水以減少水耗。

上述煙氣余熱和水回收系統利用了MVR技術，但有別于MVR溶液蒸發技術。不同之處在于蒸發器為真空閃蒸罐，不依靠冷凝器釋放的熱量作為加熱熱源；冷凝器釋放的煙氣余熱可用于爐前煤干燥、預熱空氣或者供熱等其他途徑，提高機組效率，創造經濟效益。

2 理論分析與計算

2.1 節能節水原理與計算

為了詳細計算燃煤煙氣冷凝水和余熱回收量，圖3給出了利用煙氣溫濕圖描述的熱力學過程。在常規系統中，空氣預熱器后的低溫省煤器將煙氣溫度降低至100 ℃左右(位于點1處)，煙氣進入脫硫塔后發生絕熱降溫增濕過程(1-2)，煙氣從點1狀態變為點2狀態，在此過程中煙氣吸收了脫硫漿液中大量的水分，變為50 ℃左右的飽和濕煙氣后排出煙囪。

圖3 利用煙氣溫濕圖描述的熱力學過程

增加基于MVR技術的煙氣余熱和水回收系統后，煙氣從點2狀態繼續沿飽和曲線降溫，經過煙氣露點d，最終到達終止狀態點3。此過程發生了煙氣降溫冷凝，煙氣中水蒸氣由氣態變為液態，溫度和濕度降低，不僅使脫硫水減少，而且回收了煙氣凝結水、煙氣顯熱Qs和總汽化潛熱QL。

參照文獻[18]，濕煙氣的含濕量為：

(1)

式中：H為煙氣濕度，kg/kg；x為煙氣中水與干煙氣的摩爾質量比；φ為相對濕度；ps為水蒸氣飽和壓力，Pa；p近似為標準大氣壓，p=1.01×105Pa。

結合T=283～453 K時的Antoine方程，式(1)可變形為：

(2)

式中：T為煙氣溫度，℃。

與常規系統相比，水回收質量流量qm,r為節省的脫硫水耗與煙氣凝結水分之和，即

qm,r=(ΔH1+ΔH2)×qm=(H2-H3)×qm

(3)

式中：H2和H3分別為點2和點3的煙氣濕度，kg/kg；qm為煙氣質量流量，kg/s。

余熱回收量Qr為煙氣顯熱與汽化潛熱之和：

Qr=QL+Qs=[ΔH2×γ+c×(T2-T3)]×qm

(4)

式中：T2、T3分別為點2和點3的煙氣溫度，℃；c為煙氣比熱容，kJ/(kg·K)；γ為水的汽化潛熱，kJ/kg。

2.2 系統性能評價

閃蒸出的蒸汽需要經過蒸汽壓縮機壓縮提質，會消耗少量的功耗。將壓縮過程看成多變壓縮過程，不同的閃蒸溫度Te及不同的壓縮比ε使得蒸汽壓縮機比電耗也不同。在特定的壓縮比ε下，蒸汽壓縮機比電耗Wcomp為：

(5)

式中：n為多變壓縮指數，取為1.33；RW為氣體常數；ηm為機械效率，%；ηe為電機效率，%。

蒸汽壓縮機輸出熱量(即可用熱量)Q為：

Q=qm,r×Wcomp×ηmηe+Qr

(6)

為了評價基于MVR技術的煙氣余熱和水回收系統性能，引入系統性能系數RCOP，定義為蒸汽壓縮機輸出熱量Q與蒸汽壓縮機比電耗Wcomp之比：

(7)

通過上述模型即可計算基于MVR技術的煙氣余熱回收量和水回收質量流量、蒸汽壓縮機比電耗、輸出熱量和系統性能系數RCOP。

3 計算結果與討論

3.1 案例機組介紹

選取國內某300 MW亞臨界燃煤凝汽式抽汽供熱機組為例，計算工況為額定工況。該工況下主要的計算參數如下：濕式脫硫塔入口煙氣溫度為100 ℃，出口煙氣溫度為50 ℃，空氣預熱器出口過量空氣系數為1.3，燃煤質量流量為248 t/h。該機組燃用煤質成分如表1所示。

表1 煤質分析

3.2 水回收質量流量qm,r

通過傳統鍋爐燃燒計算可得煙氣露點溫度Td為47.8 ℃，x為0.59，代入式(2)可得各溫度下對應的煙氣飽和濕度，然后根據水回收質量流量計算式(3)，即可求出脫硫塔出口煙氣溫度由50 ℃降低至不同溫度時的水回收質量流量，如圖4所示。

圖4 不同煙氣溫度下的水回收質量流量

由圖4可知，基于MVR技術的煙氣余熱和水回收系統將脫硫塔出口煙氣溫度由50 ℃降低至30 ℃的過程中，水回收質量流量(包括節省的脫硫水耗和煙氣凝結水)隨煙氣溫度的降低逐漸增大，當煙氣溫度降低到30 ℃時，水回收質量流量可達81.3 t/h；節省的脫硫水質量流量從0逐漸增大到穩定值15.7 t/h，達到穩定值時的溫度為煙氣露點溫度47.8 ℃，隨后煙氣中的水蒸氣開始凝結(如圖4中曲線所示)。

回收的水完全滿足GB/T 19923—2005 《城市污水再生利用工業用水水質》中對工業用水水質的要求，這在前期實驗中已經得到證實[19]。300 MW機組的濕式脫硫塔補水質量流量約為80 t/h[20]，而基于MVR技術的煙氣余熱和水回收系統水回收質量流量為81.3 t/h。如果將回收水用于脫硫系統補水，理論上能夠實現脫硫系統“零水耗”，這緩解了我國缺水地區燃煤機組應用濕法脫硫系統用水緊張的問題。

3.3 余熱回收量Qr

脫硫塔出口煙氣溫度由50 ℃降低至30 ℃過程中的余熱回收量如圖5所示。由圖5可知，隨著煙氣溫度的降低，余熱回收量逐漸增大，且回收的潛熱量約為顯熱量的5～8倍，煙氣溫度降低到30 ℃時，可回收煙氣熱量為65.2 MW。顯熱幾乎呈線性變化，而潛熱的變化與煙氣中水蒸氣的凝結曲線一致，當煙氣溫度低于煙氣露點溫度時才會釋放潛熱。

圖5 不同煙氣溫度下的余熱回收量

3.4 系統性能

壓縮提質過程需要一定的功耗，功耗的大小與閃蒸壓力pe及壓縮比ε密切相關，為了評價系統性能，最大程度地利用余熱，筆者重點研究這2個參數對系統性能系數的影響。

3.4.1 閃蒸壓力pe對系統性能系數的影響

蒸汽的飽和壓力與飽和溫度一一對應，研究閃蒸壓力pe對系統性能的影響即為研究閃蒸溫度Te對系統性能的影響。將不同閃蒸壓力下的飽和蒸汽壓縮至相同壓力pc時的系統性能系數如圖6所示。從圖6可以看出，隨著閃蒸壓力的增大，系統性能系數幾乎線性增大，這是因為閃蒸壓力越大，較少的蒸汽壓縮機比電耗就可將蒸汽壓縮至所需壓力pc。因此，在滿足煙氣溫降的條件下應盡量增大閃蒸壓力和提高閃蒸溫度。取最佳閃蒸壓力為4 kPa，對應的閃蒸溫度為28.9 ℃，如果繼續增大閃蒸壓力，則對應的閃蒸溫度高于30 ℃，達不到煙氣溫降的要求。

圖6 不同pe下的系統性能系數

3.4.2 壓縮比ε對系統性能系數的影響

選擇壓縮比時需要權衡壓縮后的蒸汽品質及系統性能。圖7給出了系統性能系數隨壓縮比ε的變化曲線。從圖7可以看出，壓縮比增大，系統性能系數逐漸減小，但減幅越來越小，最終趨于水平極限值。當壓縮比過小時，壓縮后的蒸汽壓力較小，蒸汽溫度較低，達不到提質需求；當壓縮比過大時，系統性能降低，且壓縮比越大，對蒸汽壓縮機的結構設計要求越高，增加了系統投資。為了得到更優的系統性能，在滿足用熱品質需求的前提下盡量減小壓縮比。綜合考慮下，筆者認為壓縮比為1.8～2.2是比較理想的選擇，此時壓縮后的蒸汽溫度為76.3～94.1 ℃。

圖7 不同壓縮比下的系統性能系數

3.4.3 最佳系統性能系數

由上述分析可知，閃蒸壓力為4 kPa、壓縮比在2左右是最佳參數，既能滿足將煙氣降低到30 ℃的要求，也能滿足蒸汽壓縮提質后再利用的需求，此時蒸汽壓縮機比電耗最小，其值為0.139 MJ/kg。不同煙氣溫度下蒸汽壓縮機比電耗和輸出熱量如圖8所示，系統性能系數如圖9所示。

由圖9可知，在最優參數下只需要少量的蒸汽壓縮機比電耗就可將4 kPa、28.9 ℃的閃蒸蒸汽壓縮成8 kPa、85.5 ℃的過熱蒸汽，系統性能系數為20.2～21.5。

圖8 最優參數下的蒸汽壓縮機比電耗及輸出熱量

圖9 最優參數下的系統性能系數

3.5 實際應用的建議

3.5.1 煙氣再熱

回收煙氣余熱之后，排煙溫度降為30 ℃，盡管煙氣的絕對濕度降低，但仍為飽和濕煙氣。經過煙囪排放時，煙囪內外密度差會造成煙氣升力減小，將對煙氣的排放和擴散產生影響。為了滿足煙氣排放的要求，可考慮在煙囪之前增加一套水媒式換熱器，利用回收的熱量對煙氣進行再熱，提高其最終排放溫度，降低煙氣相對濕度，消除白煙。經計算，如果將煙氣溫度再熱至45 ℃，煙氣相對濕度可降低至0.4，需要消耗熱量為6.75 MW，僅占余熱回收量的10.3%。

3.5.2 引風機裕量

煙氣噴淋冷卻器和氟塑料換熱器均安裝在尾部煙道，會增大煙氣阻力，進而增大引風機出力。如果引風機裕量不足，則需要對引風機進行增容改造。基于MVR技術的煙氣余熱和水回收系統直接采用濕法脫硫塔作為煙氣換熱器，不對煙道進行改造，不會額外增大煙氣阻力，由于煙氣溫度降低，導致體積減小，反而會騰出一部分引風機出力。

3.5.3 熱用戶需求

回收的凈化水直接用于脫硫系統補水或其他工藝過程，回收的熱量則需要有充足的熱用戶，最常用的就是集中供熱以創造經濟效益。對于非供熱機組或者供熱機組的非采暖季，熱用戶往往不充足，可以考慮采用干燥高水分煤或分級預熱入爐空氣[21]等方式提高機組熱效率。

3.5.4 設備防腐及除霧

由于脫硫漿液呈酸性，為了保證真空閃蒸裝置的長期穩定運行，需要對設備進行防腐處理。在設備頂部的低溫蒸汽出口處需設置除霧器，以除去低壓蒸汽中攜帶的液滴，確保蒸汽壓縮機能穩定安全運行。

3.5.5 系統改造及影響

基于MVR技術的煙氣余熱和水回收系統安裝在脫硫塔附近，因此脫硫塔附近需要有足夠的場地空間。此技術只需將脫硫塔最頂層的噴淋管與閃蒸裝置底部連接，并增加低壓泵用于將脫硫塔內漿液抽至閃蒸裝置，工程實施簡單，安裝和檢修可以在開機狀態下進行，對主系統影響較小。

4 經濟性分析

為了評價基于MVR技術的煙氣余熱和水回收系統的投資和收益，筆者通過計算年增加凈收益的方法來分析其經濟性。

4.1 投資估算

系統投資包括設備投資、土建安裝費用、運行和管理費用(CO&M)。其中，設備投資包括真空閃蒸裝置、蒸汽壓縮機及相應的管道、閥門和儀表等的投資，冷凝器可以是集中供熱站、暖風器、低溫干燥器或其他需要耗熱的設備等，其造價不在研究范圍內。土建安裝費用占設備造價的17%[22]，運行費用主要包括蒸汽壓縮機的電耗，維護費用占設備造價的1.2%，年運行時間取年供熱時間2 880 h，系統新增投資如表2所示。

4.2 收益估算

脫硫塔出口煙氣溫度為30 ℃，余熱回收量為65.2 MW，水回收質量流量為81.4 t/h，在最佳閃蒸壓力和壓縮比下經蒸汽壓縮機提質后可輸出熱量為67.6 MW，除去后續煙氣再熱消耗的熱量6.75 MW，還剩60.9 MW用于集中供熱，供熱價格取42元/GJ，回收水用于脫硫系統補水的系統總收益如表3所示。

4.3 經濟性分析

根據等值支付計算的模型，投資回收系數m[23]為：

表2 系統新增投資

表3 系統總收益

(8)

式中：k為年利率，取8%；z為設備預期壽命，取15 a。

設備折合年投資為：

A=F×m

(9)

式中：F為系統初始投資。

年凈收益R為：

R=ΔC-A-CO&M

(10)

系統的經濟性參數見表4。由表4可知，基于MVR技術的煙氣余熱和水回收系統在增加投資8 650萬元的基礎上，靜態回收期為3.87 a，年凈收益約為1 223.1萬元，經濟效益顯著。

5 結 論

(1) 從節水效果上看，系統水回收質量流量為81.4 t/h，回收的水用于濕法脫硫系統補水，基本可以實現脫硫系統“零水耗”。

表4 系統經濟性參數

(2) 從節能效果上看，系統余熱回收量為65.2 MW，經蒸汽壓縮機提質后可輸出熱量為67.6 MW，系統性能系數為21.5，如果將煙氣溫度再提高15 K，需要消耗熱量為6.75 MW，僅占余熱回收量的10.3%。

(3) 從經濟性上看，新系統在增加投資8 650萬元的基礎上，在回收的熱量中扣除煙氣再熱所需的熱量后，用于集中供熱的靜態回收期為3.87 a，年增加凈收益達到1 223.1萬元，經濟效益顯著。