引言2021年，我国国家发改委、国家能源局联合印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，指出对于供电煤耗在300克标准煤/kWh以上的煤电机组，应加快实施节能改造，无法改造的机组逐步淘汰关停；鼓励现役机组应用烟气余热深度利用技术，加大力度推广应用工业余热供热、热泵供热等先进供热技术。余热利用可以降低电厂煤耗，实现CO2减排。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8%[1]。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进入烟气，脱硫后烟气呈饱和状态，大部分烟气显热转换为水蒸气潜热。因此，脱硫后饱和湿烟气余热量大、水分含量高，但由于脱硫后烟气温度较低，利用难度较高。文中对湿法脱硫后烟气的余热利用技术进行综述，描述各类技术的工艺流程，指出各自的优缺点及适用范围，并对其目前的研究及应用现状进行总结，为湿法脱硫后饱和湿烟气的余热利用提供参考。1湿法脱硫后饱和湿烟气余热利用量湿法脱硫后烟气为饱和湿烟气，温度约50~55 ℃，烟气中水蒸气体积分数约12%~16%。烟气温度降低，释放烟气显热，同时水蒸气冷凝为水，释放气化潜热，因此脱硫后饱和湿烟气的余热利用为全热回收，包括显热及潜热，其中潜热约占回收余热量的90%。不同规模机组满负荷运行下烟气降温能够回收的余热量及冷凝水量如表1所示。脱硫后饱和湿烟气的余热回收量大、温度低，必须采用合适该机组的烟气余热利用技术，同时找到能够消纳此部分余热量的热源需求场景，才能实现此部分余热的利用。湿法脱硫后的饱和湿烟气余热利用，实现节能的同时，能够回收烟气冷凝水，对缺水地区意义重大。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.023.T001表1不同规模机组满负荷运行下脱硫后烟气降温回收余热量及冷凝水量序号机组规模/MW烟气温度/℃余热利用量/MW冷凝水量/(t/h)12553~407.710.425053~4012.917.3310053~4019.426.0412553~4021.528.9520053~4040.954.9630053~4051.769.4735053~4058.178.0860053~4094.8127.02湿法脱硫后饱和湿烟气余热利用技术2.1冷凝法2.1.1直接冷凝法直接冷凝法将脱硫塔后烟气引入喷淋塔，循环水通过泵打入喷淋塔喷淋，与烟气直接接触，烟气降温，循环水吸收烟气热量后进入热泵系统，提质后进行余热利用。直接冷凝法工艺流程如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.023.F001图1直接冷凝法工艺流程该技术的优势如下：烟气与循环水直接接触，不受传热系数的限制，气液传质传热效率高；可以根据余热用量的需求设置循环水温度及用量。但该技术也存在一些缺点：第一，烟气与循环水直接接触过程中，烟气中的污染物如SO2、SO3、HCl、HF、颗粒物等，部分进入循环水，导致循环水pH值较低，悬浮物多，进热泵系统前需要对循环水进行加碱中和、沉淀等处理。第二，循环水循环利用多次后，其中的离子富集，需要排出部分废水，以保证循环水的品质，增加了额外的废水处理量。第三，喷淋塔占地面积相对较大，同时由于烟气体积大，烟道尺寸大，因此需要脱硫后烟道附近具备相应空间。第四，增设喷淋塔增加了烟气阻力和原有引风机的负荷。研究者们利用数值模拟的方式，探讨了不同结构下直接冷凝法的换热效率以及不同因素对热泵COP、余热量、节水量的影响[2-3]。Wei[4-5]等通过直接喷淋法耦合吸收式热泵利用湿法脱硫后烟气余热，烟气温度降至39 ℃，锅炉蒸发量为390 t/h，回收烟气余热16 MW，压降低于400 Pa，SO2及NOx排放浓度分别降低59%和8.8%。内蒙古岱海发电有限公司、京能五间房电厂、华润电力五间房电厂采用直接冷凝技术进行烟气水热回收，其中内蒙古岱海发电有限公司进行了中试试验研究，考察了循环水流量及温度对收水的影响，并对不同参数进行了模拟和分析[6]。Zhu[7]等介绍北京某20 t供热锅炉采用直接冷凝法结合吸收式热泵技术回收烟气余热的效果，可将烟气温度降至30 °C以下。直接喷淋法结合热泵回收脱硫后烟气余热用于供暖，已有实际工程应用，但该系统中由于循环水与烟气直接接触，反复循环后需要排出一部分废水，以维持系统内循环水的品质，研究中未涉及该部分废水的处理及后续应用。2.1.2间接冷凝法间接冷凝法在脱硫塔后烟道内增设换热器，循环水在换热器内与烟气间接换热，吸收烟气热量的循环水进入热泵系统提质供热。间接冷凝法工艺流程如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.023.F002图2间接冷凝法该技术的优势如下：由于循环水与烟气间接换热，循环水水质不受烟气影响，进热泵系统前无须处理；整体系统简单，易实施。该技术缺点如下：第一，烟气冷凝过程中，大量酸性物质与换热器直接接触，对换热器的材质要求高，投资大。第二，余热提取量受烟道尺寸、换热温差、导热系数等限制。第三，换热器设置在烟道中，会增加烟道阻力，具有潜在的堵塞风险。间接冷凝法回收烟气热量时，烟气中的污染物会进入冷凝水，使换热器面对低温腐蚀问题，换热器材料的防腐性能尤为关键。氟塑料换热器以其良好的换热及抗腐蚀性能获得广泛应用[8]。熊英莹[9]等在脱硫塔出口烟道中布置氟塑料换热器，回收烟气中的水分，烟气温度降低9~10 ℃，可回收水量92.25 t/h，回收烟气潜热226.97 GJ/h。研究发现，应用于脱硫后烟气余热回收的氟塑料换热器，热阻主要集中在管外和壁面，提高管内水流速并不能有效提高换热器的换热性能[10-11]。梁泽曦[12]构建系统换热模型，通过热力计算得到不同材质换热器用于脱硫后烟气余热利用的情况。结果表明，TD钢管式换热器的传热系数相对更高，搪瓷板式换热器的体积和烟气阻力最小，氟塑料管式换热器质量轻但价格较高。Yang[13]等以某350 MW燃煤机组为例，利用等效焓降法理论计算并比较氟塑料换热器与传统金属换热器的经济性能和对环境的影响，发现传统金属换热器可节约标准煤3.3 g/kWh，氟塑料换热器可节约标准煤4.75 g/kWh。间接冷凝法用于回收脱硫后饱和湿烟气的热量已获得一定规模的工程应用，但受限于脱硫后烟道空间、引风机负荷等因素，部分机组不适用。同时，烟气冷凝水pH值较低，呈酸性，需寻找其合适的应用场合。2.2膜分离法膜分离法依据膜对烟气中不同气体透过膜的传质速率不同，实现水的选择性运输，实现烟气余热回收的同时回收水质较好的冷凝水[14-15]。脱硫后饱和湿烟气中的水分和热量在烟气侧和水侧蒸汽压差的驱动下，烟气中的水分通过膜向水侧迁移。膜分离法工艺流程如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.023.F003图3膜分离法工艺流程该技术的优势如下：第一，由于不同组分的传质速率不同，膜可以避免其他气体或杂质穿过膜层，回收冷凝水的水质好。第二，未使用其他化学试剂，不会造成二次污染。该技术的缺点是膜材料价格高，膜分离法回收烟气余热及水分的投资成本较高，研发性价比高的膜材料是关键。膜分离法的技术核心在于膜的性能，根据膜材料的不同，膜可分为有机膜、无机膜及复合膜。有机膜多为高分子聚合物，利用自身的官能团或亲水基团，实现水分回收，但有机膜在酸性环境中易发生腐蚀[16]。无机膜主要成分是氧化铝、氧化钛等，高温热稳定性好，耐腐蚀，易清洗，适用于脱硫后烟气的余热及水分回收[17-18]。2012年美国天然气技术研究院在美国能源部的支持下，研发了膜分离法捕集烟气水分技术，将膜分离装置装在烟囱前，烟气中的水蒸气穿过膜后被收集，实现了烟气余热和灰分的同时回收。该技术在燃气锅炉上已实现商业化，能够使锅炉效率提升5%[19]。该机构后续又开发了两段式膜分离装置，用于回收燃煤烟气中的水分及潜热回收[20]。研究者针对水传质速率、水质及水回收率的影响因素进行研究，并提出了适宜的运行参数。滕达[17]等通过实验研究无机多孔膜分离技术，以降低燃煤机组排烟湿度，探讨不同工艺流程与膜材料结合提升烟气脱水的效果，认为膜通径是影响气体渗透通量的关键因素，吸收剂膜分离系数最高，但成本较高，渗透气吹扫膜分离可行性最佳。Wang[20]等研究烟气温度、冷却水入口温度、冷却水流量、烟气中的CO2/SO2等因素对水传质速率、水质等的影响，降低冷却水入口温度及提高冷却水流量可提高水的传质速率，烟气中的CO2/SO2微溶于渗透水，对水质影响较小。陈海平[21]等、Wang[22]等研究了一种中空微纳米多孔陶瓷复合膜，结果表明，最优参数为气孔尺寸20 nm，烟气温度为70 ℃，此时可回收水量1 L/(m2·h)，水回收率达55%。2.3吸湿溶液法溶液吸湿工艺包括吸湿及再生两个环节。吸湿过程中，传质驱动力为烟气及吸湿溶液间的水蒸气分压力差，吸湿溶液的蒸汽压较低，烟气中水蒸气的分压力较高，在压力差的驱动下，水蒸气从烟气侧向吸湿溶液侧转移，同时伴随汽化潜热的传递。再生过程中，吸收的烟气中的水分由吸湿溶液侧转移到干空气侧或直接蒸发成水蒸气，吸湿溶液恢复原有状态，实现吸湿系统的循环。吸湿溶液法工艺流程如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.023.F004图4吸湿溶液法工艺流程吸湿溶液以卤盐溶液及有机溶液等为主，由于有机溶剂容易挥发，限制了其应用[23]。卤盐溶液（CaCl2、LiCl和LiBr等）表面蒸气压及沸点较低，在溶液吸湿及再生环节均具有优势，是目前吸湿溶液的首选。徐敬玉[24]利用所在单位研发的复合吸湿溶液，将脱硫后烟气的汽化潜热及水分吸收到吸湿溶液中，能够回收烟气中40%~70%的水分，已实现工程应用。张昊[25]等对CaCl2溶液的再生性能进行了数值计算和实验研究，闪蒸再生过程回收的水蒸气冷凝后Cl-含量低于0.2 mg/L，水质较好。Wang[26-27]等利用LiBr溶液作为吸湿溶液，建立了烟气吸湿耦合开式吸收式热泵系统的模型，分析了不同条件下的系统性能，热回收量可增加3.0%~23.8%，水回收量可增加5.1%~41.4%。国外学者也对溶液吸湿法回收烟气余热及水分进行了相关研究。Folkedahl[28]等对比评价了多种除湿剂的特性及应用潜力，利用CaCl2溶液作为吸湿溶液进行中试试验，水回收率达到62%，但是少量CaCl2被烟气带出。Lars[29-30]等将吸湿工艺与开式热泵结合，发生器被高温烟气(150~180℃)驱动，湿烟气在吸收器中与喷淋吸湿溶液进行热质交换，系统回收的热量用于预热热网水。Studak[31]等综合比较了不同吸湿剂的性能，发现LiCl溶液除湿性能较好，CaCl2溶液的综合性价比高，适合大规模应用。2.4浆液闪蒸法浆液闪蒸技术将脱硫浆液中的热量利用真空闪蒸的方式提取，闪蒸的蒸汽用于余热利用，降温后的脱硫浆液返回脱硫塔喷淋脱硫，从而降低烟气温度，实现脱硫后烟气余热的利用。浆液闪蒸法工艺流程如图5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.023.F005图5浆液闪蒸法工艺流程该技术的优势如下：第一，部分浆液抽出后闪蒸，循环浆液温度降低，吸收塔内烟气温度进一步降低，可以进一步提高SO2在浆液中的溶解度，从而提高吸收塔内SO2吸收效率。第二，烟气温度降低，烟气中的水蒸气凝结为水落入脱硫塔，冷凝水在下落过程中可捕集颗粒物，降低颗粒物排放浓度。第三，闪蒸蒸汽经过换热后凝结为水，水质好，可用于电厂的工艺用水或替代新鲜水，节水的同时能够保持原有脱硫系统的水平衡。第四，不在原有烟道中增加任何换热器、喷淋塔等装置，不增加引风机负荷。第五，闪蒸塔位置相对灵活，不受脱硫塔周围空间限制。该技术缺点如下：第一，提取余热量受系统真空度的影响，提取余热量越大，系统真空度越大，投资越高。第二，浆液腐蚀性强，对闪蒸塔的材质要求高。学者们在浆液闪蒸余热利用技术方面进行了一系列研究。洪永强[32]等研究了不同真空蒸馏条件下脱硫浆液的真空蒸馏特性、冷凝水品质等，发现冷凝水中存在少量氨氮及碳酸氢根。Li[33]等获得了300 MW机组在不同煤种下的余热回收量、投资及运行成本，建立模型并计算了闪蒸冷凝水量可以实现脱硫系统的零水耗，同时验证了对脱硫效率的提高及减轻烟囱的低温腐蚀，从理论层面验证了浆液闪蒸技术用于回收脱硫后烟气余热的可行性。Yan[34-36]等研究基于浆液闪蒸耦合热泵的烟气中潜热回收方法，并对烟气中潜热经热泵提质后用于空气预热、燃煤干燥、对外供热的热经济性和技术经济性完成了分析计算，搭建了浆液闪蒸中试系统，验证了浆液闪蒸冷凝水水质优于工业用水水质标准《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T 19923—2005）。该技术在2022年实现了350 MW机组脱硫浆液闪蒸取热供热技术的工程示范，将脱硫浆液闪蒸获得的热量用于加热热网水，对外供热。3不同技术的比较上述几种技术中，膜分离法回收脱硫后烟气余热尚未在国内实现工程化应用。不同技术在实际工程应用中的技术特点比较如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.023.T002表2不同技术在实际工程应用中的技术特点比较项目直接冷凝间接冷凝吸湿溶液浆液闪蒸取热方式烟气烟气烟气脱硫浆液空间需保证脱硫后空间需保证脱硫后空间需保证脱硫后空间空间相对灵活节水水质酸性、差酸性、差中性、好中性、好脱硫除尘增效污染物进入循环水中污染物进入冷凝水中污染物进入吸湿溶液污染物进入脱硫浆液烟道阻力增加增加增加不增加运行电耗、水处理电耗、水处理电耗、吸湿溶液处理电耗直接冷凝法、间接冷凝法及吸湿溶液法直接从烟气中取热，需要脱硫后有足够的空间布置，同时烟道上布置取热装置必然会增加引风机负荷；浆液闪蒸法间接从浆液中获取烟气的热量，不需要在原有烟气系统中增加任何装置，可将浆液取出后闪蒸，布置空间不受脱硫后空间限制，不增加引风机负荷。节水水质方面，直接冷凝法和间接冷凝法中，由于烟气中的污染物进入循环水及冷凝水，导致水质呈酸性，需要处理后使用；吸湿溶液法及浆液闪蒸法的节水均为蒸发得到的蒸馏水，水质好，无须处理。运行成本方面，直接冷凝法和间接冷凝法均存在电耗和水处理费用，吸湿溶液法在不断富集烟气中污染物后，也需要排出部分溶液以维持系统平衡，排出的溶液需要处理，浆液闪蒸法利用原有的脱硫塔作为换热装置，其本身具备脱硫废水处理及脱硫石膏排出条件，且闪蒸冷凝水水质好，因此运行中仅需电耗。4结语基于脱硫后饱和湿烟气的水分含量高、潜热大的特性，文中总结了脱硫后饱和湿烟气的余热利用技术包括直接冷凝法、间接冷凝法、膜分离法、吸湿溶液法及浆液闪蒸法的优缺点，并综述了各类技术的研究及应用现状。脱硫后饱和湿烟气的余热利用对于节能降耗减碳具有重要的意义，应依据机组自身的条件，合理选择余热利用技术。