燃煤烟气脱氯对烟气温度的影响

张爱民，黄 洲，袁伟中，陈锡炯，滕卫明，杨建国，赵 虹

(1.浙江浙能长兴发电有限公司，浙江 湖州 313100；2.浙江大学，杭州 310027；3.浙江省能源集团有限公司，杭州 310007)

湿法脱硫技术(WFGD)被燃煤电厂广泛应用，在运行过程中，因氯离子富集不得不排出部分脱硫浆液并补充新鲜水以保持脱硫效率，从而形成脱硫废水。脱硫废水重金属离子富集、可溶性盐浓度高、固体悬浮物含量大，易对环境造成破坏。目前，国内外对耦合反渗透[1-2]、电渗析[3]的蒸发结晶、烟道直喷蒸发[4- 5]等脱硫废水零排放技术报道较多。从已有的工程实例来看，均具有一定的效果，但也存在各自的问题，如：蒸发结晶技术存在工艺复杂、初投资大、运行成本高的问题；直喷蒸发技术存在水量过大导致烟温降幅大，烟道壁面积灰等问题。

煤中含有一定的氯元素，研究认为煤炭中的氯元素在含有大量微孔的镜质组中积聚，主要与煤的有机成分有关[6-8]。煤中的氯在燃烧过程中96%以上的氯元素释放至燃煤烟气中[9-10]，烟气中的氯元素95%以上又以HCl的形式存在[11]，烟气经过湿法脱硫后，约90%以上的HCl被脱硫浆液吸收[12]。

基于此，若是在烟气进入脱硫塔前，能将烟气中的HCl脱除，脱硫废水流量就将大大减少。先前，课题组通过化学动力学模拟[13]与实验室试验研究[14]提出在除尘器前喷碱液脱氯来大幅度减少脱硫废水流量，并将减量后的脱硫废水作为碱基溶剂循环利用的新型“烟气脱氯-脱硫废水零排放”技术路线。研究表明，以NaOH为碱基物质，当Na/Cl摩尔比达到约5以上时，脱氯效率可达70%。在烟气脱氯的同时，还可以脱除烟气中的HF、SO3等酸性气体，对尾部烟道及设备的防腐具有重要意义。该技术还具有系统简单、投资小、运行费用低等特点。

但是需要指出的，在空气预热器与除尘器(以下简称空预器)之间喷入碱基溶液，不可避免地会引起烟温降低，若降温幅度过大，可能造成除尘器腐蚀等不利影响。同时，保障烟温在工程酸露点[15]以上，避免烟道积灰、腐蚀，在现在燃煤机组广泛采用气气换热器(GGH)或水媒气气换热器(MGGH)的大背景下也更具现实意义。

因此，在电厂搭建试验平台，用实际燃煤烟气进行相关试验，验证燃煤烟气脱氯对烟气温度的影响，进而确定合理碱液雾化方式，指导工程实际。

1 理论计算

“燃煤烟气脱氯-脱硫废水零排放”工艺通过喷入碱基溶液来达到脱除烟气中HCl的目的。为了蒸干碱基溶液及其反应生成物，需要吸收一部分烟气的热量，导致烟气温度有所降低。如若烟温下降过大，可能导致烟道内部积灰、磨损、腐蚀。因此，首先建立理论计算方程，研究碱基溶液对烟气烟温的影响。

假设暂不考虑烟气中飞灰对传热的影响，根据能量守恒定律，在理想状况下，烟气降温损失的热量等于脱氯吸收液蒸发过程中所吸收的热量，可得热量平衡计算公式：

ηρQ1c1(t1-t2)=10 000Q3[c2(100-t3)+

ΔH+c3(t2-100)]

式中：Q1为空预器出口至静电除尘器之间的烟气流量；Q3为喷入空预器出口至静电除尘器之间的烟道中烟气脱氯的吸收液流量；ρ为烟气密度；c1为烟气的比热容，取1.08 kJ/(kg·℃)；c2为碱液的比热容，取4.19 kJ/(kg·℃)；c3为水蒸气的比热容，取1.87 kJ/(kg·℃)；ΔH为水的相变焓，取2 257 kJ/kg；t1为空预器至静电除尘器之间的烟气温度；t2为空预器至静电除尘器之间的高温烟气与吸收液蒸发后的水蒸气达到平衡后的温度；t3为待处理的碱基溶液温度；η为烟气热利用效率。

通过计算可以得出碱基溶液完全蒸发后对烟气温度的影响，将其与现实试验结果进行比较分析，确定碱基溶液对烟温的真实影响。

2 试验部分

2.1 试验平台

在一台330 MW燃煤发电机组搭建试验平台，试验系统示意图见图1。在锅炉的空预器(AH)与静电除尘器(ESP)之间烟道，用内径600 mm的圆管引出炉内烟气经过试验段和风机后返回烟道，利用变频风机调控烟气流量(实际控制目标为烟气流速)，设计烟气流量约10 000 m3/h(约6 600 m3/h)，控制系统实测流量波动性小于1%。试验段为直圆管，长度6 m，全部管路用保温棉保温。

除了烟气系统外，试验平台包含溶液供给系统、自动测量与控制系统和采样系统。溶液供给系统以喷嘴为核心，用来雾化碱基溶液。在试验段尾部流动稳定位置安装S型皮托管测量烟气流速，在试验段上每间隔0.5 m安装一个PT100热电阻温度测点(共11处，依次编号为t0,t1,…，t10)来描绘喷碱液前后烟气温度变化过程，同样间隔0.5 m安装内径为50 mm检测孔，用于飞灰与烟气采样。

图1 电厂试验平台示意图

2.2 气液两相流喷嘴

喷嘴是“燃煤烟气脱氯-脱硫废水零排放”技术的核心设备之一，喷嘴性能的好坏将直接影响烟气中温度场的分布情况。综合考虑现场情况，同时保证雾化效果，避免因液滴不匀而导致的烟温偏差，选择在实验台上使用气液两相流喷嘴进行碱基溶液的雾化，控制雾化粒径(SMD)在50 μm左右，具体参数见表1。

表1 喷嘴参数表

2.3 雾化方向

根据雾化液滴的初速度方向和烟气流向，喷嘴的布置方式可以分为顺喷和逆喷两种。顺喷指喷嘴的喷射方向与烟气流动方向相同，逆喷即为喷嘴的喷射方向为烟气流动方向相反，见图2。理论上，在液滴被完全蒸发的前提条件下，始末烟温降与雾化方向无关，但不同雾化方向会影响流场温度分布，可能对烟道结晶、积灰情况造成影响，因此，解决雾化方向问题，对工程实际中喷嘴的布置方式有重要指导意义。

图2 喷嘴雾化方向示意图

2.4 试验条件

试验期间，入炉煤的工业分析、发热量和微量元素分析结果如下：全水分11.2%，收到基水分3.64%，收到基灰分18.05%，挥发分29.66%，固定碳48.66%，发热量Qnet,ar为23.40 MJ/kg。

300 MW燃煤机组分别在一定负荷下稳定运行，实测空预器出口烟温在140 ℃，通过控制试验段管内风速(4～10 m/s)来控制烟气流量。以NaOH为溶质，配制碱基溶液，改变单次喷入碱液的体积，从50 mL/min增加到250 mL/min，借助试验平台的自动控制和测量系统记录不同条件下烟气温度的变化情况。

3 结果分析

3.1 流场温度分布

3.1.1 雾化方向、碱液流量对流场烟温的影响

控制烟气流速在10 m/s，不同雾化方向对流场烟温降的影响见图3。从对比中可以看出，相同雾化方向的流场温度走势基本一致。不论碱液流量如何改变，测量烟温降都是在距喷嘴0.25 m(温度测点t1)处达到最大值，随后逐渐下降，且下降速率先快后慢，而逆喷和顺喷的区别是，顺喷瞬间烟温降更大且烟温降达到最大值后顺喷方式下流场温度恢复较慢。具体体现在温度测点t1、t2处的平均烟温降的差异，顺喷方式下分别为33.73 ℃和16.89 ℃均要高于逆喷下的24.97 ℃和12.66 ℃。这是由于在反应距离较短(不超过1 m)的前提下，逆喷方式烟气与碱液接触面积大、混合充分、换热更加剧烈，流场烟温能够更快的向原始烟温靠近。

需要注意到的是，t1、t2处测量出的强烈烟温降并不能代表实际烟气温度的变化，更大可能是雾距范围内碱液液滴粘附在热电偶上造成的物理降温效应，因此，烟温流场才会呈现出先降温，后升温，最后保持稳定的特征。在实际流场中，并不会出现极端区域低温的情况，相反的，不论雾化方向，在0.1 s内烟气温度都能够回升至原始烟温附近，能够体现出两相流喷嘴良好的气液换热特性。

图3 不同雾化方向对流场温度的影响

3.1.2 不同烟气流量对流场温度的影响

现场试验平台依靠变频风机建立动力源，将实际烟气抽拔至试验直管段中,因此，直管段中烟气流速的大小代表着试验处理的烟气流量。在“深度调峰”的大背景下，机组频繁变工况运行不可避免。

探究变负荷条件下，燃煤烟气脱氯技术的普适程度，改变烟气流速，探究不同烟气量下流场烟温的变化，见图4，将烟气流速以2 m/s的幅度逐渐从4 m/s增加至8 m/s，分别对应的机组40%、60%、80%负荷情况。保证碱液流量为100 mL/min不变，绘制流场温度变化。可以发现：逆喷情况下，烟气量越小，流场温度变化幅度越大，但变化趋势基本一致。而顺喷情况则变得相对复杂，在图4b中，随着处理烟气量的减小，测量显示的流场温度最低点出现逐渐向后推移的趋势，导致温度流场的低温区有所扩大，积灰风险有所上升，因此，从变工况运行角度，采用逆喷的雾化方式进行喷嘴布置，可以得到相对更稳定的烟温场。不过，顺喷方式可以减少飞灰对喷嘴的磨损，降低运行维护成本。

图4 不同烟气流量对流场温度的影响

3.2 始末烟温降

由流场温度分布曲线发现，温度测点t7～t10温度反馈基本平稳，说明碱液已经完全蒸干，此时的始末烟温降代表了燃煤烟气脱氯工艺在烟温方面对机组的真实影响(见图5)。可以看出，现场试验结果基本与理论计算值相一致，最大烟温偏差小于0.4 ℃。在碱液完全蒸发的前提下，始末烟温降与碱液雾化方向无关。

图5 始末烟温降对照

3.3 雾化方向对脱氯效率的影响

顺喷或者逆喷对于脱氯效率的影响见图6，顺喷的脱氯表现较为稳定，逆喷的脱氯效率则更依赖于Na/Cl，不过两者在脱氯效率为70%左右的核心考察区内，脱氯表现相差不大。而在低Na/Cl即低碱液流量的条件下，逆喷的脱氯效率明显偏低。低碱液流量逆喷时，碱液量较少，使得喷嘴口初速度较低，液滴斜抛、平抛弧线被压缩，碱液更易在喷嘴口与烟气中飞灰结合造成一定的结渣现象，同时逆喷的气液换热速度也相对较快，气液反应时间偏短，这可能是此时脱氯效率偏低的主要原因。

图6 不同雾化方向对脱氯效率的影响

根据燃煤烟气脱氯工艺对脱硫废水水量影响的理论计算[14]，当脱氯效率达到70%时，一台300 MW机组的脱硫废水水量可由3.1 m3/h下降至0.88 m3/h，将减量后的脱硫废水作为碱基溶剂回喷烟道，即可实现脱硫废水零流量排放。对应至现场试验规模，当碱液流量为100 mL/min左右时，可以实现脱氯后脱硫废水的动态平衡，此时始末烟温降约为2.5～2.7 ℃。降温后的烟气温度依然远高于尾部酸露点温度，不会出现受热面低温腐蚀等问题。

4 结论

通过燃煤烟气脱氯来实现脱硫废水零排放是一项新型的脱硫废水零排放技术，试验比较了顺喷和逆喷两种不同的雾化方式，发现逆喷能增大烟气与碱液接触面积、使其混合均匀，流场烟温能够更快的向原始烟温靠近，且更加适应变工况运行。不过，顺喷时脱氯效率变化趋势相对平稳，若同时考虑实际机组的运维过程，顺喷方式仍具有其优越性。

在真实机组尺度下，当脱氯效率达到70%时，脱硫废水可实现约70%有效减量，达到动态平衡时，烟道内的始末烟温降约为2.5～2.7 ℃，降温后的烟气温度依然远高于尾部酸露点温度，从烟气温度的角度论证了燃煤烟气脱氯工艺的可行性。