燃煤热电厂烟气回收技术方法和热电厂循环水余热利用方法

Alexandria2020

燃煤热电厂烟气回收技术方法和热电厂循环水余热利用方法

目前，国内大多数燃煤热电厂的烟气在向外界排放前均会经过湿法脱硫，处理后的烟气具有低温高湿的特点，温度通常为45~55 ℃，含有12%~16%的水蒸气，在脱硫过程中部分可溶性颗粒物、粉尘、硫化物等易溶解在水蒸气中。若将湿法脱硫后的烟气由烟囱直接排至大气，由于环境温度及含湿量低，烟气会迅速降温，其中的水蒸气将凝结成湿烟羽，即“冒白烟”现象，对大气造成污染。

传统烟气余热回收技术手段通常将余热用于锅炉的回热系统中，余热利用途径较为单一。根据烟气脱白机理，将烟气余热用于脱白工艺，成为烟气余热另一条利用途径。

烟气冷凝法

对湿法脱硫后的低温高湿烟气通过降温冷凝的方法回收烟气中的水蒸气，是实现烟气脱白的另一种思路。利用间接接触式换热器处理低温高湿烟气，需要较大的换热面积和较高的防腐要求。而采用喷淋式直接接触式换热器的烟气冷凝除湿系统（工艺流程见图3）具有余热回收效率高、回收凝结水量大、净化效果好等优点。脱硫后的低温高湿烟气进入喷淋式直接接触式换热器，与低温喷淋水以逆流形式进行直接接触时传热传质，烟气流动方向自下往上，喷淋水从上往下喷淋，烟气中的水蒸气放热凝结后与喷淋水送至水处理装置。经喷淋式直接接触式换热器除湿后的烟气，从换热器顶部排出。在除湿过程中，低温高湿烟气内残留的颗粒物、粉尘以及硫化物也会溶解在喷淋水中，烟气得到了进一步净化。

烟气再热法

烟气再热法是利用未经处理的高温烟气加热脱硫处理后的低温高湿烟气，通常采取间接换热的方式，主要以烟气再热器、中间热媒体烟气换热器两种换热装置为主。自20世纪末期以来国内建设的热电厂脱硫工艺中均安装了烟气再热器以实现烟气脱白。未经处理的高温烟气先进入热管换热器与经过脱硫处理的低温高湿烟气进行换热后进入脱硫装置脱硫，脱硫装置出口的低温高湿烟气经热管换热器加热后排至烟囱。空气预热器出口未经处理的高温烟气经烟气冷却器与换热介质换热后进入电除尘器进行除尘，然后进入脱硫塔。经脱硫处理后，低温高湿烟气进入烟气再热器被换热介质加热升温（排烟温升有利于烟气在排放时的抬升高度）。由于烟气冷却器布置在除尘器之前，使烟气中的酸性蒸汽在冷凝后同粉尘颗粒的碱性物质相结合，有利于被除尘器捕捉，从而去除部分硫化物，以减小后续设备受到低温酸腐蚀。

烟气冷凝再热法

烟气冷凝再热法是一种解决烟气脱白的新工艺，通过采用多组不同的换热器，实现不同烟温段烟气余热的合理利用。烟气冷凝再热系统工艺流程见图5。在采用MGGH的烟气脱白工艺的基础上，在脱硫装置前设置烟气冷却器2，在脱硫装置后设置喷淋式直接接触式换热器。锅炉尾部高温烟气依次通过烟气冷却器1、干式电除尘器、烟气冷却器2、脱硫装置、喷淋式直接接触式换热器、烟气再热器，完成冷凝至再热升温的全过程。设置两组烟气冷却器可以将进入脱硫装置前的烟气梯级冷却至70~80 ℃，保证了脱硫装置的工作效率。在满足排烟温度要求和系统稳定性的前提下，换热介质管路可以耦合锅炉回热装置或热网加热装置，将富裕热量用于加热锅炉凝结水或热网回水。此外，与采用MGGH的烟气脱白工艺相比，进入烟气再热器内的烟气含湿量较低，升温所需热量比较低。通常，烟气再热器出口烟气60 ℃即可达到排烟要求，减少了烟气再热器的换热面积。研究表明，烟气冷凝再热脱白工艺的节能、节水、减排效果更好。

热电厂循环水余热利用途径

传统的低真空运行技术存在热电耦合的问题，凝汽器内真空度的改变易影响发电机组运行参数，存在一定的安全隐患，因此仅适用于热负荷较小且稳定的供热系统。循环水余热属于低品位热能，但蓄热量大、水质比较好，运用热泵技术回收循环水余热用于集中供热，不仅节能效果显著，还可以降低电厂对外界的热湿污染。按照热泵的驱动能源不同，可将用于热电厂循环水余热回收的热泵分为吸收式热泵、电驱动热泵。

吸收式热泵

近年来国内开始推广吸收式热泵回收热电厂循环水余热，用于集中供热。吸收式热泵以汽轮机抽汽为驱动热源，以循环水作为低温热源，热网回水先经过吸收式热泵经第一次温升，随后进入热网加热器利用汽轮机抽汽对其进行第二次温升，达到供水温度。供热信息网了解到受限于热泵机组容量等原因，循环水余热通常难以全部回收，因此部分循环水仍将被送至冷却塔降温。

吸收式热泵余热回收系统的运行效率受到抽汽参数、低温热源温度以及热网水温的限制，制热效率较低，提高余热回收效果是当前研究的热点问题。降低热网回水温度是提高吸收式热泵回收循环水余热能力的一种思路，可通过在各热力站内设置吸收式换热机组（由吸收式热泵与板式换热器组成），取代传统的水-水换热器，可在保证供水温度不变的前提下大幅降低热网回水温度，实现大温差供热。

燃气电厂余热回收：

燃气电厂机组包括燃气轮机、余热锅炉、汽轮机等，在现有燃气电厂设计中虽然已经充分考虑了能源的梯级综合利用，燃气轮机高温烟气进入余热锅炉产生高温高压蒸汽驱动汽轮机发电。但是，从能源的梯级利用来讲，余热仍然还有很多可以进一步利用的空间，比如汽轮机乏汽的余热深度利用、锅炉烟气余热的深度回收利用等。

1、锅炉烟气余热回收利用

天然气中烃含量较高，在燃烧时会产生大量的水蒸气，水蒸气中含有大量的气化潜热，这部分热量能达到天然气低热值的10% ～11%，目前很难得到充分利用。一方面是由于天然气中含有硫，在燃烧后会产生微量硫化物，为防止烟气中硫化物的析出对锅炉末级冷却系统等设备的腐蚀，余热锅炉厂家在设计时一般将排烟温度控制在90℃左右;另一方面，由于锅炉回水温度较高，锅炉排烟温度很难降低，这部分热量基本上没有得到有效利用，直接排入大气后冷凝，造成冒白烟现象，导致热能的浪费，对环境保护和企业收益的增加具有不利影响。

目前，国内外不少学者也对这部分能量的深度回收进行了研究。水蒸气气化潜热在内的烟气余热对节省能源和减少污染物排放量都有重要意义。根据燃气烟气温度与比焓的曲线，可以发现烟气温度在露点温度以上时，烟气的比焓变化比较缓慢，当烟气温度在露点温度以下时，烟气中的水蒸气开始凝结，释放大量的热，使得烟气的比焓变化较为快速。如果对这部分热量进行进一步有效利用，对电厂的能源利用效率会有较大的提高。

复合相变换热技术是一个全新的换热技术，它采用了热管的原理，提出了“相变段”这一概念，开创了以“壁面温度”作为换热器最基本的设计参数这一新理念。从根本上解决了低温腐蚀难题。“相变段”的概念是将原热管换热器中相互独立的部分，通过优化设计构造成一个关联的整体。保证“相变段”受热面最低壁面温度只有微小的梯度温降。同时，利用“相变段”将被加热介质（如空气、水）的温度适当地提高。被预热了的空气可以保证下级空预器的安全，解决了低温腐蚀问题；被加热的水回收了烟气中的余热，实现了节能的目的。

2、汽轮机乏汽余热利用

2.1 汽轮机低真空运行供热技术

该技术在理论上能达到比较高的能效。国内外也有较多成功的案例。但是由于此汽轮机通常有燃机厂进行配套，如果汽轮机变更为此工况下运行，需要汽机厂在设计时对变工况进行详细的计算，否者将会对设备安全运行带来一定的隐患。此方案对于小型机组有一定的可行性，对于大中型机组来讲，出于安全性考虑，很少采用此方案。

2.2 压缩式热泵余热回收

压缩式热泵主要包括蒸发器、压缩机、冷凝器、膨胀阀或膨胀机。与蒸汽乏热换热后的循环水进入热泵蒸发器，对循环工质进行加热，循环工质汽化后，经压缩机加压升温，在冷凝器与热网循环水进行换热，为热网水加热，换热后的工质经膨胀阀节流降温后进入下一个循环。该方案在理论上可行，能达到节能的效果，也有运行的案例，但由于压缩机需要消耗一定的电能，会造成厂用电的升高。也可考虑用膨胀机代替膨胀阀，回收一部分的能量，但是会增加前期投入成本。

2.3 吸收式热泵余热回收

需要从外界引入高温的热源来作为驱动，该方案从技术上可行，经济效益上较好。

从能源利用的效率对压缩式热泵和吸收式热泵进行对比分析，取相同的两份蒸汽，一份用于发电，发出的电用于驱动压缩式热泵的压缩机，一份作为吸收式热泵的驱动热源，两台热泵制热性能系数(COP值)相同，由于压缩式热泵存在着汽电转换损失，根据热力学定律，压缩式热泵输出的热量低于吸收式热泵输出的热量。所以，一般余热利用宜选用吸收式热泵。

3、烟气与汽轮机乏汽余热综合回收利用系统

烟气余热与汽轮机乏汽余热综合回收系统将燃气电厂烟气余热回收系统与汽轮机乏汽回收系统余热整合，进行系统能量的综合利用。受单台吸收式热泵容量的控制，电厂通常需要配置多台吸收式热泵。供热信息网了解到利用来自汽轮机或余热锅炉的热源作为部分吸收式热泵机组的驱动热源，为部分来自一次管网的热水制取高温热水或蒸汽，作为剩余吸收式热泵的驱动热源。在非供暖期，吸收式热泵制取的热水通过给水泵送入锅炉以提高汽轮机的出力;在供暖期，吸收式热泵制取的热水送往热用户。通过换热塔凝出的烟气中的水蒸气，通过补水泵补送给循环冷却水和换热塔喷淋水。

4、综合余热回收中的关键技术

(1)由于换热塔内烟气与喷淋冷却水是直接接触进行换热的，在换热过程中会增加烟气的阻力，从而对锅炉运行造成一定的影响。在锅炉烟气进入换热塔前增加引风机，为烟气增压后进入换热塔，也可在换热塔出口增加引风机。由于烟气量较大，引风机设计和选型时难度较大。

(2)在喷淋水与烟气的换热过程中，两者间同时存在着潜热和显热的交换，烟气中的部分颗粒与气体、水接触后发生吸附，对换热塔内壁具有洗涤净化作用，但吸附物流入塔底部增加水池的清洗工作量。

(3)烟气余热回收的自动化控制系统复杂。影响烟气余热回收效率效果的因素有很多，如换热塔的设计、喷淋设备的选型、工艺设计、自动化控制及监测水平等，其中自动化控制及监测水平在系统中起着网络神经的作用。第一，锅炉排烟温度和压力的精确控制;第二，冷水喷淋量与排烟温度与排烟流量直接的精确调节控制;第三，供给吸收式热泵的高温热水或蒸汽的热量的精确控制;第四，换热塔加药装置、烟气、循环水pH值的自动调节控制等。因此，要加强系统的智能化自动化控制，进一步保障余热回收的效率和稳定性。

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