某区域锅炉房烟气消白节能技术应用研究

文_张鑫 北京首都机场节能技术服务有限公司

1 政策和技术应用背景

随着我国城镇化的快速推进，河北地区城市规模迅速扩大，冬季供热需求增长迅猛，供热机组原有的装机容量已不能满足城市集中供热的需求。目前河北大部分地区（以县城为主）集中供热区域锅炉房采用燃煤锅炉，燃煤锅炉排烟中蕴含的热量约占燃料热值的4%～8%，燃煤锅炉系统中普遍采用湿法脱硫技术降低烟气硫化物排放，但是此工艺最终排放大量的含饱和水蒸气的低温烟气，不但损失大量余热，而且造成水资源的浪费，同时锅炉烟囱上空由于烟气中含有湿法脱硫后的石膏颗粒，与饱和水蒸气预冷凝结，经常产生“白色烟羽”，造成局部颗粒物浓度增加。

李锋等于2015年提出将吸收式热泵用于燃气锅炉的烟气余热回收技术，魏茂林等于2017年在热电厂燃煤锅炉余热回收中提出新型燃煤低温烟气余热回收系统，本文针对区域供热燃煤热水锅炉烟气余热回收采取湿法脱硫后加装净烟气换热器，配置烟气余热利用系统对烟气进行余热回收，既可以降低排烟温度、脱除烟气中石膏颗粒从而减少白色烟羽产生，又可以通过吸收式热泵将烟气余热进行回收利用提升锅炉系统效率。从而实现了企业节能增效，又能够增加现有供热能力，提高城市供热品质，同时又符合政府打赢蓝天保卫战及锅炉改造提升的切实要求。

2 技术原理

目前，国内煤炭应用各领域最广泛采用的脱硫系统为石灰石-石膏湿法脱硫系统，在该系统中烟气经喷淋、脱硫等工艺后温度从脱硫系统入口的110～130℃左右最终降低到50℃左右，再由烟囱排出，排放的烟气与冷空气结合形成“烟雨”，烟雨中会携带部分脱硫浆液及盐排放至大气中，造成环境的二次污染。

烟气经湿法脱硫后烟气为饱和湿度烟气，当大气环境温度和湿度达到一定限制时，出口饱和湿度烟气和大气混合时经过过饱和区，水蒸气结露形成小液滴，便成了可视的白雾，俗称“白烟”或“羽雾”。

烟气“消白”工艺方法有以下几种：

工艺方法一：在出口前直接加热，相对湿度减小，使得出口排烟为均匀不饱和状态，即可实现消白烟效果。

工艺方法二：利用相对湿度较低气体与排烟混合，使出口排烟落在未饱和区即实现消白烟。

工艺方法三：通过吸湿剂(固体/液体)吸收水蒸汽，降低含湿量，使出口排烟落在未饱和区即实现消白烟。

工艺方法四：通过冷凝减少排烟的水蒸汽含量，即降低含湿量，使出口排烟落在未饱和区即实现消白烟，详见图1。

图1 降温减湿法

对比以上实施工艺，工艺方法一采用加热法直接对烟气进行升温，当温度足够高时白烟现象消除，但对污染物排放浓度的降低无任何提供。工艺方法二采用混合法将排烟状态点变更，需要进行较大规模的改造且增加了烟道的负荷；工艺方法三采用等焓减湿法吸收烟气中的水蒸气，降低含湿量，但对烟气的余热未做回收；工艺方法四采用降温减湿法，通过冷凝烟气中水蒸气可实现回收余热，同时降低污染物排放，且加热只需要低温热源进行升温即可。

本技术的原理就是工艺方法四，即在原有脱硫系统后增加降温脱湿系统，实现对排入烟囱的烟气进行降温脱湿处理，降温脱湿系统采用直接接触式换热方式，换热过程中同时可以吸收部分烟气中SO2、脱硫石膏、粉尘等污染物。

3 典型项目的系统解决方案

本项目位于河北省南部，该地区有一个集中供热区域锅炉房，供热厂现有容量为29MW×2燃煤热水锅炉，2019～2020年度采暖季中实际供热面积为113.24万m2。2019～2020年度采暖季热源厂严寒期峰值输出热负荷为41.7MW，负荷率为71.8%（两台锅炉）；其他时期，一台锅炉运行至12月中旬，基本保持满负荷状态。

2020～2021年度采暖季预期的在网面积为152.46万m2，同比大幅增加，尚有将近20万m2因为供热厂供热能力不足暂时无法入网。2020～2021年度采暖严寒期的预计负荷率将超过97%，已经是满负荷状态，这也是近20万m2无法入网的直接原因。同时，两台锅炉同时运行时间也会提前到11月底，从安全冗余度来说供热厂的压力也很大。这也是热力公司方面在近两年受制于环保压力无法扩容的情况下，迫切需要增加余热回收装置的诉求。本项目采用合同能源管理模式，由节能服务公司负责设计、建设和运营。

根据本项目业主提供相关基础数据、信息以及现场实地考察，经计算后，选择使用一套降温除湿换热系统，设备参数如下：烟气量16万m3，换热量4.5MW，回收冷凝水量6t/h，喷淋循环水流量560t/h。

本系统工艺流程图如图2所示，主要分成烟气余热取热系统、余热换热回收系统和电气自控系统等部分。

图2 系统工艺流程图

烟气余热取热系统包括喷淋取热塔、耐酸的余热水泵，初级水处理系统（沉淀水箱）和加药系统。系统安装于原有脱硫系统后，将经脱硫处理后的烟气，直接引至降温除湿设备，烟气经降温除湿后在返回原烟囱，直接排放。降温除湿主要设备采用全玻璃钢制成，内设喷淋层，喷淋层及喷嘴均匀分布在塔内，防止塔内形成死角。系统在降温脱湿系统出口设置循环水中和系统，用于调整循环水pH值，降低进入换热塔循环水酸性，同时循环水可对烟气进行再次净化，进一步降低烟气中硫和粉尘的含量。

喷淋取热塔的配置形式是根据供热厂末端烟道情况结合实际安装条件进行定制化设计优化的，有的项目会采取单一锅炉分烟道对一塔，有的则是两台锅炉烟道分别对应一塔（双炉双塔）模式，本项目采用的双炉一塔（水箱和喷淋取热塔一体式）模式。其中，喷淋塔取热材质考虑到烟气冷凝水的腐蚀性，喷嘴材质选用碳化硅，塔体的材质采用玻璃钢，玻璃钢材质拉伸强度高、耐腐蚀、绝热性好，但玻璃钢刚性较差，稳定性低于316L不锈钢，但是玻璃钢通过加强工艺优化等措施可提升性能，以合同能源管理项目的整体收益结合整体工艺特性考虑，采用玻璃钢材质是较好的平衡点。

系统可大量回收脱硫出口饱和湿烟气的冷凝水，该部分冷凝水计划用于脱硫工艺补水及冲渣补水，由于热源厂运行时间为4～5个月，运行中离子浓度不会超标，因此可以用于脱硫补水，只需将冷凝水pH值保证在6.2以上即可。脱硫工艺补水水质要求详见表1。

表1 湿法脱硫系统工艺水水质要求

从上表分析可知，脱硫净烟气回收水pH值范围在2.6～3.5之间，烟气冷凝取水器回收的烟气冷凝水水质除pH值无法满足脱硫系统工艺水水质要求，需增加初级处理，将PH值调整后用于脱硫工艺补水及冲渣补水。

本系统采用直接接触式换热方式，换热过程中同时可以吸收部分烟气中SO2，因此余热水内含硫量较大，呈酸性，在选择余热水循环泵时需要考虑水泵耐酸性。余热水管道系统，由于余热水温度不高，且酸性较强，故此余热水管道全部采用玻璃钢管道，根据现场实际情况确定管路走向路由。其他管道系统，均采用螺旋焊管或无缝钢管，并使用玻璃岩棉保温，外辅镀锌铁皮保温保护层。

余热换热回收系统是以热水型吸收式热泵（4.5MW）为核心，包括驱动热水循环泵。燃煤锅炉设置烟气余热深度回收系统的主要问题是驱动能源不好匹配，增设燃气设施和电力增容都会带来巨大的成本费用，最合适的是使用锅炉房出口的高温一次水，但前提整个系统为大温差系统，出水温度尽量高，回水温度尽量低。理论上回水温度全采暖季要比脱硫出口温度（45℃）低2～3℃。本项目的锅炉房严寒期的供回水温差将近80℃，初末寒期的供水温度不会低于70℃，初末期供水温度的高低对机组选型至关重要，设备厂家应根据技术要求确保低温情况下机组的效率和安全性。实际运行对不同机组的对比，利用变频水泵调节驱动热源水流量的机组能效效果要优于使用调节阀。

热泵容量的选型关键在于锅炉负荷的匹配，设计选型初期用主流品牌的多个机组在不同工况下进行模拟运行，得出按照锅炉70%负荷当成平均负荷率进行考虑是合理的，再匹配相应的喷淋水量。从同规模机组项目经验来看，燃煤锅炉的烟气余热总量在锅炉输出热负荷的7%～10%范围内，本项目选型的4.5MW按照56.10MW的8%选型，除了机组选型范围在7%～10%之内，同时确保峰值的锅炉负荷不会超过90%，可以有效提高锅炉房的整体安全性。核心热泵机组设备中换热管、水室和管板均采用钛材质加工，从而有效避免了余热水侧的腐蚀问题。

驱动热源循环泵的选择，由于驱动热源为高温热水，在选择驱动热源循环泵时需考虑水泵耐高温性能，同时考虑到系统稳定性以及保证投产时长。

4 运行效果

项目稳定运行两个采暖季，总回收热量超过7万GJ，日平均天取热276GJ，高于预期的266GJ，机组运行平均COP可以达到1.8以上，详见图3。

图3 项目稳定运行采暖季回收热量

5 结语

采用直接喷淋法对燃煤锅炉湿法脱硫后烟气进行直接喷淋换热，换热效率高，有效降低排烟温度，减少排烟污染物含量，同时凝结回收烟气中饱和水蒸气，减少烟气中水分含量。

换热塔内喷嘴采用旋转对称多层布置，对各层喷嘴的雾化角度、水流量等进行优化设计，有效增大喷淋水与锅炉烟气的接触面积，提高换热效率。

采用耐腐蚀的玻璃钢材质换热塔及连接管路，以及耐酸工业泵及核心换热部件采用钛材质的热泵机组形成耐腐蚀的余热水侧循环系统，提升了工艺耐腐蚀性，保障系统运行稳定性，同时玻璃钢及钛材质的运用在保障工艺性能基础上又有效平衡了系统的经济性。

项目经济性较好，全采暖季平均每天取热276GJ，高于预期的266GJ。

烟气余热深度回收项目在集中供热燃气锅炉中应用案例很多，但实施顺利且平稳运行的燃煤锅炉房烟气消白和深度余热回收项目在行业中并不多，多个烟气余热回收项目目前稳定运行且实现经营效益，具有一定的先进性。可广泛应用于三北地区的集中供热锅炉房，具有较高的市场推广价值。