九台地区的水资源状况

摘要我国地土辽阔，能源蕴藏丰富，但是同时又是资源消耗的大国，人均资源占有量相对较少。而我国的褐煤资源主要分布在西北、东北等典型的“富煤贫水”的地区，水资源分布极度不均匀。所以这时就凸显了对高水分、高灰分的褐煤资源合理充分利用的必要性。如何利用褐煤中富含的水资源，解决或缓解当今不断增长的电力需求，与逐渐恶化的生态矛盾是我们迫切需要解决的主要问题。而且合理、高效的利用水资源同时也对环境保护、社会经济发展的有着重大的意义。本文主要通过介绍九台电厂使用的扎赉诺尔煤以及它的产地内蒙古地区的褐煤资源状况，以及对九台地区及周边的水资源分布情况进行的了解，表明如果九台电厂利用价格比较低廉的褐煤进行高效、清洁的开发是电厂既可以补充电厂水耗，解决或缓解季节性缺水问题，也能提高电厂经济效益。介绍了如今以蒸发技术为主的几种常见褐煤干燥工艺技术，并通过对配置风扇磨直吹式制粉系统与中间仓储式制粉系统燃高水分煤易产生问题的分析，，提出了一种适用于以褐煤为燃料，高效环保型火力发电厂的技术，即高温炉烟褐煤提质及水回收一体化风扇磨仓储式制粉系统。该技术就是风扇磨煤机系统与仓储式制粉系统的有机结合体，通过对褐煤干燥降水提高了褐煤的能量密度以及锅炉效率，干燥乏气中水蒸汽凝结和热能的综合回收利用，达到提高褐煤机组的整体效率，煤中取水、降低煤耗并减少污染物排放的目的。关键词：九台，褐煤干燥，风扇磨，水回收

第一章绪论1.1课题研究背景及意义随着科学技术发展、时代的日新月异。能源节约、绿色环保是我们研究的主题和发展的方向。我国是一个资源储存量大，但同时又是生产与消费量巨大的大国。煤在地球上的存储量是有限的，随着科学技术的发展和人类文明社会对电能需求量的不断增长，煤的消耗量愈来愈大，这种能源最终也会趋于枯竭。能源问题，也成为了当今人类世界最迫切需要解决的问题。虽然新能源如核能是最有希望的未来能源，但依靠燃烧煤来获取能量，是目前以及今后相当长的时间内，在世界上依然有着重大意义。而褐煤资源在我国较为丰富，已探明的褐煤储量达1300多亿吨，占全国煤炭储量的13％左右[1]。其中内蒙古在我国现对于其他地区来说煤炭（褐煤）的资源存储量是最大的（胜利、宝日希勒、扎赉诺尔等）、云南（邵通、先锋和寻甸等）、和吉林（舒兰和珲春等）。褐煤是泥炭经过进一步变化后所生成的产物，即植物的残骸在物理、生物、化学的作用下变成的固体碳氢燃料，它的煤化程度较小，属于一种软质煤。并且我国的褐煤大多数具有密度较大、含碳量较高、水分高，热值低、灰熔点低的特点。褐煤在煤炭中属于劣质煤，在正常情况下容易氧化自然，如果是长距离长时间的输送，在输送的过程中还会容易破碎，结合多种因素，褐煤其实是不适合远距离输送的，适合于坑口电厂。但褐煤又具有储量大，供应相对稳定，价格低廉等特点，在现在的电厂中得到广泛的青睐。同时，我国东北及内蒙古地区的降水量少，水资源相对匮乏，生态系统比较脆弱，难以满足这些地区坑口电厂的用水需要。所以，利用价格比较低廉的褐煤进行高效、清洁的开发是电厂提高经济效益，区域环境保护和煤炭资源节约都具有十分重大的意义。通过前期对褐煤进行干燥降水提质，即在炉内燃烧前去除原煤中的部分水分，降低锅炉内的排烟损失，提高锅炉效率。再通过乏气水回收系统将褐煤干燥过程中所产生的水蒸气有效地回收利用，可显著缓解煤化工发展与水资源缺乏的矛盾，尤其是在西北等干旱缺水的地区。1.1.1九台褐煤资源状况煤是由多许许多多的有机物质和无机物质在经历过很长时间的演变，然后混合在一起组成的复杂的固体碳氢燃料。煤炭它是自远古时期开始，动物、植物的残余遗体随着时间的流逝以及地球地壳在各个时期的不断运动，然后被覆盖埋藏，这样长期地在地下演变，最后就形成了我们所开采出来的，含碳量高的可燃固体化合物。现如今为止，煤炭的分类按照煤化程度可分为四大类，分别是褐煤、烟煤、贫煤、无烟煤。他们的煤化程度（干燥无灰基挥发分）不同其实就是由于地壳运动过程中，被埋入地下时的深度参差不齐，而且时间上也会存在差异，各个深度的地质情况、强度不同就形成了不同种类的煤炭。煤中含有的元素达几十种左右，我们会把不可燃的元素的全部规划为灰分这一类。这样，碳、氢、氧、氮、硫、灰分和水分这七类就构成了煤。其中的可燃元素碳发热量大，而且煤中的含碳量最高。1Kg纯物质碳的发热量是32.7×103KJ/Kg，这样的单质状态的固定碳是燃点最高的。除了单质状态的固定碳，其中也会有一部分的碳与其他元素氢、氧、氮、硫发生化合反应生成有机化合物，但是这样生成的化合物燃点就比较低。煤中发热量最大的元素是氢，但是氢的含量在煤中所占的比列特别小。氧和氮元素本身是不可燃物质，而且氮在燃烧的过程中还会与氧气发生化合反应，生成对环境有污染的NOx，因此氮对我们而言就是有害的元素。硫和氮一样，也会在锅炉内燃烧时与氧结合，而且生成的Sox不仅会污染环境，还会对锅炉造成损害。剩余的两种元素灰分和水分也是不可燃的，而且都对我们的热经济性产生影响。灰分是锅炉受热面结渣、积灰的主要原因，而且还会对燃料着火以及最后燃料的燃尽造成一定的影响。人类对于煤的需求，大到大型工业，小到各家各户，都是重要的原料。它在我们的日常生活，是热量来源的重要供给源之一。各个地方因为气候、成形条件和时间的不同等，煤的形成也存在相当大的差异。褐煤资源的比重尤其以内蒙古最大。华能九台电厂建设的2台超临界燃煤机组锅炉使用的褐煤为水分高、挥发分高、发热值较低的扎赉诺尔褐煤。内蒙古的地域辽阔，有许多大大小小的煤矿场地，褐煤资源尤其丰富。内蒙古的东部、中部以及西部是内蒙古褐煤的主要集中地。东部主要集中在呼伦贝尔地区，西部是内蒙古最主要的煤炭产区，以鄂尔多斯周边区域为主要聚集地。相对而言中部地区的煤炭就比较分散。内蒙古自治区煤炭分布如图1示[2]。图1内蒙古自治区煤炭资源分布图我们知道的内蒙古地区是我国的产煤大区，而且大部分都集中在就内蒙古东部地区。就东部的煤炭资源情况而言，锡林郭勒盟的褐煤资源量是相比于其他地区占褐煤总资源的比例最大的地区，已探明的存储量就为753.47亿吨左右，占总量的49.95%，接近一半，而呼伦贝尔第二，它含有的褐煤量也达到了632.48亿吨，比锡林郭勒盟的含有量少了将近120.99亿吨，比例少了约8.02%[3]。其次的褐煤资源储量为78.23、25.26、18.87、0.03亿吨，他们分别是通辽、乌兰察布市、赤峰以及兴安盟。这些地区相对而言褐煤的产量就远远没有锡林郭勒盟和呼伦贝尔的储量丰富。侏罗纪时代是内蒙古地区褐煤成形的一个重要时段，这个时候的煤田都是大面积的厚煤层，所以很多大型煤田都已达到了露天开采。这相对于云南等褐煤来说，开采便利简单，而且水分也比较小。我们都知道胜利煤田是我国露天开采的煤田之首。它位于锡林郭勒盟锡林浩特市北部，地质中就含有214亿吨的煤炭存储量，可露天开采的煤炭资源达122亿吨。宝日希勒煤田的煤炭储量就目前而言也相当可观，它就位于海拉尔市近郊区附近，到2007年底，就已经查明煤炭资源储量达到了6584亿吨，而其中褐煤资源占煤田总煤炭资源的42.8%，约2817.95亿吨左右。本文采用的扎赉诺尔煤位于呼伦贝尔盟西部，煤田面积约为1035Km3,已探明的保有量煤炭含量达到80亿吨,而且现在的研究表明，该地区还另含有远景储存，约15.3亿吨。在位于大兴安岭南段、西北坡科尔沁草原的霍林河煤田也是全国五大露天开采的煤矿之一，这个煤田的含煤面积有540Km3左右，它已探明的地下煤炭含量为131亿吨。而且目前我国在建的以及重点开发建设的矿田是伊敏河煤田和陈巴尔虎旗煤田，他们的煤炭储量也特别丰富[4]。1.1.2九台地区的水资源状况吉林九台区水资源多年平均的水资源总量约为5.189亿m3。当地水资源的利用水总量约为1.547亿m3，即就开发利用率而言，占总水资源的29.8%。按各地区域的水资源开发利用率计算统计，雾开河区域及石头口门水库以下（不含雾开河）的水资源利用相对而言程度最高,为43.4%和43.9%，其余的4个区域水资源开发利用率在7.7%―31.6%之间。而九台区地下水资源总量约为2.947亿m3，地下水资源可供我们的利用量约为2.124亿m3，可开采量为1.886亿m3，可见九台地区的地下水资源开发利用率极高，为88.8%。九台区境内流经的主要河流有松花江、马河、沐石河等大大小小的河流有30多条。全区附近有大中型水库4座。按从大到小排序为石头口门水库、五一水库、柴福林子水库和牛头山水库。这些大中型水库现状的可供水量见表1。表1九台区大中型水库现状的供水量水库名称类型死库容（万m3）总库容（万m3）有效库容（万m3）不同保证率可供水量50%不同保证率可供水量75%石头口门水库大型4400127700384003335830857牛头山水库中型963789129711961069荣福林子水库中型1151290600411366五一水库中型50041801552800747总计1882.85111136959418493576533039由上可知，九台区多年的平均水资源总量其实都比较平衡，基本维持在5.189亿m3左右，但是如果我们按照人均占有水资源量来计算的话，人均占有量只有464m3左右，占有量连全吉林省的1/3都达不到，可见吉林省的水资源状况分布极度不均匀，而且也仅仅只有全国人均占有水资源量的1/4。随着科学技术的发展，我们的经济社会用水需求量正在逐步的加大。根据九台区综合规划预测，截止至2030年，九台区的总需求量约为5.917亿m3，这样就致使水资源的短缺将成为九台区社会经济发展的一个瓶颈。并且由于九台区水资源量区域本身也存在分布不均的问题，水资源量年际之间的变化也较大。由此可见，九台区的水资源分布不均、配置利用不平衡、年际变化差异较大等各种问题,让我们合理充分的利用水资源带来了一定难度，也造成了该区部分区域的水资源危机[5]。1.2课题研究的内容随着时间的推移，能源问题在我国甚至全世界来说都是刻不容缓需要面临以及解决的问题。而且随着人类对现有资源的利用，他们的存储量也将慢慢减少。虽然人类一直对可再生能源以及新能源的不断探索和研究，但日趋紧张的能源问题依旧是燃眉之急。所以，在开发新能源的同时，更应该对现有资源的节约利用。研究出更高效、更节约、更便捷、更经济的技术是我们重要而艰巨的任务。而水资源问题也是人类面临的三大问题之一。我国的北方尤其是西北地区的降水量一般都比较少，也就造成了一些地区出现水资源紧张，经常供应不足。特别是旱季时节，水资源严重不足对我们的生活、工业生产以及经济性发展都存在着巨大的威胁，甚至会影响到我们的生命健康安全。所以，本课题是针对我国“富煤缺水”地区的燃褐煤电厂，探讨提高褐煤质量、实现水回收的新型褐煤制粉系统，研究基于高温炉烟褐煤提质及水回收一体化风扇磨仓储式制粉系统的高效发电技术。1.3课题研究现状1.3.1褐煤干燥工艺现状由于褐煤中高水分、高挥发分、低热值的这些特点，褐煤干燥技术就是针对这些特性，然后通过一定的方法让褐煤的品质得到一定提高的过程，使其达到烟煤的质量。通过在一定温度下将部分水分和过多的灰分同时去除掉，从而使优化的褐煤在锅炉燃烧过程中减少水汽蒸发消耗掉得热量，降低锅炉排烟热损失，进而提高锅炉效率。水在煤中的存在形态一共可以分为游离水和化合水。褐煤在常压下加热到100℃以上时，绝大多数的外在水分将被蒸发掉；如果加热到150℃以上时，吸附和聚集在煤碳颗粒内部的内在水分将开始被脱除，羟基和羧基等官能团陆续发生分解，析出CO2气体，同时脱出褐煤中的结合水；进一步提高温度，将使更多复杂的羟基和羧基等官能团分解。工业上是采用干燥降水提质的方法将水分脱除，降至10%以下再利用。这样就能大大提高褐煤的发热量，从而提高电厂经济效益[6]。褐煤干燥提质技术现已经在工业上得到广泛的应用。如今，根据我们在对褐煤干燥技术的研究发展中，可以按照褐煤干燥降水提质的原理基本分为三类，即机械干燥、蒸发干燥和非蒸发干燥三类。而其中，又主要以蒸发干燥工艺为主。蒸发干燥工艺又可分为直接蒸发干燥技术和间接蒸发干燥技术。褐煤蒸发干燥的过程，就是褐煤中的水分直接以气态的形式脱除。但是如果我们想把褐煤中的水分直接气态脱除掉的话，那就需要很多的热量通过蒸发这个方式把水分除去。我们如今最常见的炉烟干燥褐煤制粉系统就是采用这样的方法。而褐煤不只是高水分，还是高灰分的煤炭。水分被大量的能量去除后，干燥后的褐煤在炉内燃烧，高灰分的褐煤使炉内的温度升高，在炉内积灰以及结渣造成的后果更为严重。以下是褐煤蒸发干燥的几种常见技术。（1）三介质干燥褐煤风扇磨制粉系统采用高温气体（烟气与空气混合）直接干燥褐煤在当前的燃褐煤发电机组制粉系统中已成熟应用，因为磨煤机既是制粉设备，同时也是煤干燥设备。但在电力行业中习惯上认为磨煤机属于电厂制粉系统，故大多数文献并未将其视为一种褐煤干燥设备。因此，可以认为在褐煤发电技术领域，通过磨煤机同时实现褐煤干燥与褐煤制粉的技术早已成熟。这种干燥方式是将部分燃料放热用于蒸发褐煤水分，从而保证锅炉燃烧性能，但付出的代价是锅炉效率较低。我国褐煤发电领域常见的三介质（炉烟+热风+冷烟）干燥风扇磨直吹式制粉系统就是其中的代表。（2）高温炉烟振动筛板干燥中电投蒙东能源集团公司与清华大学联合承办研究了一个关于褐煤干燥方面的示范工程，位于我国内蒙古东部的白音华镇，这个示范工程主要是对200万吨的褐煤进行原煤处理，以高温烟气为干燥介质。其技术路线如图2所示[8]。由下面的高温烟气顺流干燥工艺流程图我们可以知道，这个系统主要由热烟气发生炉、高温除尘器、烟气再循环风机、褐煤干燥装置、鼓风机、引风机、矸选设备、布袋除尘器组成。这个干燥工艺的过程为热烟气发生炉产生850℃左右的高温烟气，然后进入高温除尘器中，高温烟气与再循环烟气会混合成我们设定的温度的气体然后经过连接烟道进入我们的褐煤干燥装置中。而此时的褐煤和烟气都是呈上下流动的状态。在这个过程中，流动着的褐煤由于高温烟气而被加热，此时褐图2高温烟气顺流干燥工艺流程煤中的水分由于加热而被蒸发出来，高温烟气温度也由此而得到了降低。干燥后的褐煤再经过各个筛板最终达到出口，这时已经去除掉了其中较多的水分，并且让烟气的温度也降到了一个较低的水平，这样充分的利用了锅炉排烟，节约资源。在被干燥装置干燥后的干燥成品煤，会进入矸选设备中，其中从褐煤中选出来的矸石作为发生炉的燃料进行燃烧，而另外被选出来的既已经脱除水分又脱除矸石的优质褐煤便成了最后的成品煤。在褐煤干燥装置中的低温烟气会进入我们的布袋除尘器中，其中少量的细煤粉我们可以直接做成型处理，而烟气又主要会分为两个部分，其中一小部分我们会直接通往烟囱排出大气，为另一部分将通过再循环风机，这样形成的再循环烟气再进入发生炉中。其中高温烟气振动筛板褐煤干燥装置如图3所示。（3）气流管干燥对于气流管干燥器而言，它适用的煤种是对于浮选精煤的干燥降水提质。如图广泛用于浮选精煤的干燥。如图4所示。气流管干燥器是一根直径为650～图3高温烟气振动筛板褐煤干燥装置1100mm、长14～35m左右的竖管。对于气流管干燥装置来说，我们常用烟气或空气作为系统的干燥介质。即热烟气从气流干燥管的底下进入，把处在干燥管底下的褐煤吹散，同时在吹散之后再把褐煤输送到干燥管的上部。在这个向上输送吹散了的褐煤的过程中我们将褐煤干燥。干燥后的褐煤煤粒与废气通过气流干燥管的上部直接进入旋风分离器中。常在干燥管底部接装一台破碎机，用以破碎喂入的煤块或干燥过程中形成的团块。湿煤在破碎机中被激烈扰动并与进入破碎机的热气流充分混合，强烈地加速了干燥过程。在破碎机中除去的水分约占总干燥水分的50%。就整个干燥管而言，最激烈的干燥发生在进料口上方2~3m处。管内加热介质的流速取决于煤的粒度，随粒度的增大而增大。工业生产中采用的气速在10~40m/s范围。气流管干燥器的特点是：干燥强度大，处理量为250~300kg/(hm3)，干燥时间短，约0.5~2s可完成整个干燥过程，所以它具有热效率高、设备结构简单等优点，但也有安全性差、干燥后产品的含湿量高、处理量不大，电耗高等缺点[9]。（4）蒸汽流化床干燥技术利用流化床干燥湿物料在许多行业已有应用。但应用于干燥褐煤时，受褐煤易于着火的限制，干燥介质多选用惰性气体。当前，有些单位尝试应用低氧烟气流化床干燥褐煤，这种尝试目前还处于分析及研究阶段，还未见具体的实验及应1─燃料仓；2—燃烧炉；3—供料器；4—烟道；5—干燥管；6,7—旋风分离器；8—排风机；9—螺旋输送器；10—输送器；12—喂料器；13—疏料器；14—温度计；15,16—截止阀；17—防爆活板；18—中央管图4气流管干燥系统示意图用。而采用过热蒸汽作为流化介质干燥褐煤，已在国外电厂得到实际应用。下面介绍的是用过热蒸汽为干燥介质的蒸汽流化床干燥技术。蒸汽流化床褐煤干燥技术一般均为与电厂集成，这是因于蒸汽轮机发电机组中汽源比较方便，且便于干燥后温度较高的原煤直接进入锅炉燃烧，避免干燥后褐煤在储存和运输方面的困难。据国外报道，这种蒸汽流化床干燥已在南美成功运行近十年。蒸汽流化床干燥系统工作原理如图5所示。由图5可知，这种系统是以汽轮机抽汽间壁式加热为干燥热源，以温度高于褐煤水分蒸发温度的蒸汽为流化介质，实现褐煤干燥。该系统以内部循环的原煤蒸发水蒸汽为流化介质，但需配置高压蒸汽风机以提供煤粒流化所需的压头。排出系统的原煤蒸发水蒸汽热量可以进一步回收利用。抽汽在床层内通过圆管被原煤冷却后最终以凝结疏水的形式排出干燥系统，并返回发电机组汽水循环系统。干燥系统微正压运行，以免空气漏入着火，并且对干燥后原煤进行适当冷却。图5蒸汽流化床干燥系统由于蒸汽凝结潜热被用于原煤预干燥，这种系统可明显提高燃煤发电机组效率。故上述系统是本文重点关注的抽汽预干燥褐煤发电系统之一。（5）间接蒸发干燥技术目前，最常用的间接加热干燥工艺是从德国型煤工厂发展起来的蒸汽管滚筒干燥机。蒸汽管滚筒干燥机是一种是管内通蒸汽加热，原煤在壳程被加热管搅拌并前行的管式滚筒干燥机。这种干燥机结构如图6所示。图6蒸汽管滚筒干燥机示意图由上图可知，褐煤先通过进入进料筒体再加入到干燥机筒体内进行干燥，而干燥介质（加热蒸汽）则是从尾部进入到汽室中，然后到达我们的换热管中去。这样，进入干燥机机筒中的褐煤与换热管中的加热蒸汽进行充足的接触，褐煤中的水分由于被加热而蒸发出来。我们由上图可以清楚的观察到，整个设备整体是倾斜着的，所以随着主要操作部件转筒的转动，煤自然而然地会随着转筒的转动在干燥的过程中就会向出口方向靠拢，这时，到达出口部分的褐煤含水率已得到一定程度的下降。然后干燥后的褐煤在进入下一个装置中进行接下来的操作工序。其中在干燥过程中被蒸发出来的蒸汽从出料箱中的顶部直接排入尾气处理装置，而换热管中原本的加热蒸汽由于与褐煤进行换热产生的冷凝水，会进入到凝液回收单元中回收利用。这种间接干燥的褐煤干燥技术（即煤在干燥滚筒内，而干燥介质处于滚筒外壁配置的管内），在干燥褐煤的同时，也能防止堵煤情况的出现，还不用对干燥介质进行进一步的细粉回收处理。但是这样不直接与褐煤接触就能达到干燥作用的装置，传热效果与直接接触的方式相比，它的传热效果相对而言比较低，也就是说需要用更多的过热蒸汽进行干燥才能达到相同的效果。而且整个设备的这样的装置对原煤颗粒的粒度要求不高防止煤在干燥滚筒内与干燥的设备占地面积比较大，初投资成本也比较高[10]。为了高效的利用褐煤资源，国外如美国、澳大利亚等国家很早就已经开始对褐煤干燥降水提质技术进行了研究，他们主要有热水干燥工艺、热烟气干燥、流化床干燥等[11]。也有学者在加压脱水、微波脱水、化学脱水法、吸咐脱水法等多种新的干燥方式上进行研究，日本中央电力工业研究所提出的液化二甲醚固体脱水法，它是将褐煤中水分以液态的形式脱除，进一步开拓了褐煤脱水提质的新思路。1.3.2干燥脱水回收利用褐煤干燥降水提质过程中的水资源化回收利用工艺技术可以提高煤质并回收宝贵的水资源。干燥脱水回收利用技术又是基于褐煤干燥降水提质条件下，将褐煤中被脱除掉的部分水分，通过某个设备/系统再重新回收利用的技术。现阶段研究褐煤干燥过程的文献较多，但分析回收利用干燥尾气/干燥冷凝水的报告却相对而言很少。但慢慢已经有科研人员注意这方面并逐渐开始尝试。以含氧量较低的电厂尾部烟气作干燥介质，吴乃新等提出了一种以水蒸气潜热利用以及干燥水回收的褐煤降水提质方案，如图7所示。与上述流程相似，在该流程中干燥尾气依次经过空气换热器、除尘器、翅片管换热器后，尾气中含有的水蒸气在此处大量冷凝，随后冷凝水进入水处理系统处理后可作为循环水补给水，而被干燥尾气加热后的冷却水用于汽轮机发电，实现干燥尾气的余热利用[12]。随着各种技术、设备的快速发展，国内外已有不少学者对褐煤脱水回收利用做大量研究，并取得了一定的应用研究成果。超临界水气化技术为高水分褐煤的转化提供了一种新的途径直接生成富氢产物。根据整个系统的能量分析为超临界水气化过程中，能量的回收对液体残渣的能源利用效率起着至关重要的作用改进。此外，以往的研究结果表明，一些化合物，如酚类此外，还可以回收废液中所含的甲酸，提高氢气的收率。因此，在超临界水流化床系统中采用了液体残渣的外循环回收的不仅是热能，而且还有化学能量[13]。图7褐煤干燥后烟气处理工艺流程第二章常见的褐煤发电技术对于高水分的褐煤来说，考虑到安全、电耗等多种因素的影响，我国大型褐煤锅炉一般都会选用风扇式磨煤机或中速磨制粉系统。中速磨煤机虽然具有结构紧凑，运行控制较为灵敏，也可以适应锅炉负荷变化的要求，但是它对煤种是具有选择性要求的，而且对于中速磨煤机而言，它以热风为干燥介质，热风干燥能力会对中数磨煤机产生较大的影响，所有对于褐煤机组来说，采用的可能性相对而言较小。现在对于含水率大于30％的褐煤，我们一般建议采用干燥能力强的风扇磨煤机三介质(或双介质)制粉系统[14]。2.1三介质风扇磨直吹式制粉系统随着火力发电厂的设计不断更新以及设备逐步完善,电厂中单台大容量的发电机组都会采用高效的直吹式制粉系统。如引进联邦德国产的182Ot/h锅炉采用的是风扇磨直吹制粉系统、苏联产的2650t/h锅炉采用了中速磨直吹制粉系统及1650t/h锅炉采用了风扇磨直吹制粉系统等[15]。对于采用直吹式系统而言，整体系统的结构简单、设备部件少、投资相对比较少、方便管理外,最重要的主要原因是中速磨煤机容易产生制粉系统煤粉自然爆炸的问题，在直吹式制粉系统中能解决。因此,对于采用褐煤作为煤种的燃煤锅炉来说，直吹式制粉系统是比较理想的制粉系统。热风、高温炉烟、低温炉烟这三种就是三介质风扇磨直吹式制粉系统的干燥介质。这样的系统中采用炉烟和热风作为干燥剂就会使干燥剂中的氧的浓度得到了降低，对于制粉系统而言，氧浓度都是具有一定的范围的，氧浓度降低就有利于防止制粉系统发生爆炸；而热风和炉烟两者干燥介质混在一起，作为一次风进入锅炉可以降低燃烧区域的温度，这样就能防止炉内结渣并减少污染物氮氧化物的生成；褐煤的水分较大，三介质风扇磨煤机可以在不改变总风量的条件下，通过调节高、低温烟气的比例来满足干燥煤的需要。风扇磨煤机三介质直吹式干燥系统如图8所示。如图示，在风扇式磨煤机工作时，高温介质从磨煤机的入口进去，然后与原煤混合在一起在磨煤机中由高速旋转的叶轮带动起来，一同旋转，同时他们会被抛向外壳内的护板，通过叶片、叶轮与煤粒摩擦，与护板的撞击以及煤粒之间的撞击这多种方式最终将煤粉碎掉。而且由于高温介质的进入，也会使水分较高的强塑性部分褐煤自动破碎。处于风扇磨系统中的煤粒差不多总是处于悬浮状态，这个时候煤粒与高温介质的混合会十分强烈，使得高温介质对煤粒进行高效干燥。这样的系统就非常适用于冲刷磨损指数小于3.5、水分含量又大于35%的高水分软褐煤或者是木质褐煤。磨煤机出力、煤粉细度、煤粉的水分以及调节特性是风扇式磨煤机所体现出来的四个主要运行性能。磨煤机出力与干燥介质两者之间是互相配合，相互补充的。磨煤机磨制的煤粉细度会由于通风量增加而变粗，同时，煤粉的水分也会随之增加。风扇磨会通过改变空气量来达到抽炉烟量的调节，进而对给煤量进行调整，即始终把磨煤机出力和磨煤机的出口温度保持在规定值。我们通过实验总结出了煤粉浓度、温度及细度三者的相互影响的关系：（1）煤粉的含水率和颗粒粒径的关系呈正比例关系。研究表明，对于大于4mm的给煤颗来说，温度其实对煤粉水分没有多大的影响，但是煤粒的浓度会随着温度的升高而越来越大。（2）在磨煤机中对褐煤进行干燥时，煤粒会发生收缩反应，这时就会对煤粉细度产生影响。依附在褐煤表现、褐煤细毛孔以及粗毛孔中的大量水分会在褐煤干燥过程中逐步蒸发，而随着水分的减少，这时煤粒孔径也相应缩小，这一过程中褐煤就会由于体积收缩而发生开裂破碎，这是煤自身破碎的表现。图8风扇磨煤机三介质直吹式干燥系统（3）煤粉在磨碎过程过程中干燥速度的影响。褐煤与高温气体混合在一起时，刚刚的接触碰撞就能让褐煤里的水分加热蒸发而开始第一次发生快速干燥。煤的磨碎、干燥和输送煤粉三个步骤能在风扇磨煤机中同时进行。因为风扇磨煤机自身有吸入干燥能力，所以具有了与风机一样的作用，但是它与风机相比，运行工况又存在和差异。因为它使煤料磨碎、煤种干燥两个过程同时进行的情况下，让磨煤机内的工作条件又因为下列的三个因素影响而发生巨大的变化。即（1）褐煤在磨煤机内干燥的过程中，干燥剂的温度会降低200～500℃，而这时蒸发的水分就会大量析出。褐煤干燥可以使整个工质的体积缩小，但是水蒸汽的大量释放又会使整个工质的体积增大。干燥剂的温度降低的度数还有从褐煤中蒸发的水分会受干燥剂初温、褐煤初水分以及煤粉细度等多种因素所决定。（2）煤粒的浓度会随着煤的磨碎和干燥变化而变化。（3）整个制粉系统中，分离器和磨煤机两者是不可分离的。所以，回粉量与分离器调节挡板位置有着密切的关系，这样就会很大程度的影响磨煤机的内部阻力。根据国内外对褐煤燃烧锅炉的经验来说，采用风扇式磨煤机制粉系统的干燥介质，一般有三种组成方案。即a.高温炉烟；b.高温炉烟和热风；c.高温炉烟、热风以及低温炉烟。我们可想而知，由于各地地方的褐煤煤质存在差异，所以选取的干燥剂也会不同。如果选取了不合适的干燥剂，将对磨煤机的干燥出力、抽炉烟管道结焦以及积灰还有炉内燃烧的不稳定性等都会产生或大或小的影响，最终影响到锅炉的整体效率。对水分达到60%的高水分劣质褐煤来说，风扇式磨煤制粉系统的干燥剂就会采用高温炉烟这一单介质干燥，一般会使高水分褐煤先与1000℃的高温炉烟混合，从而让炉烟温度由下降300℃～400℃，这时的褐煤也会有一部分水分发生蒸发，之后煤再进入磨煤机内破碎，再干燥，最终出口的气粉混合物温为160℃～200℃，而86%左右的高浓度煤粉会进入我们的主燃烧器燃烧。由于我们只采用了高温炉烟这一单一介质作为干燥剂，系统内部会含有大量惰性气体，这种情况下制粉系统爆炸的问题就得到了保证。我们国家的电产配置的风扇式磨煤机燃烧褐煤锅炉，多采用高温炉烟和热风（即双介质）作为锅炉的干燥剂。这种干燥方式干燥褐煤的力度基本就已经能够满足我国大部分电站的需求，而且热风的温度也相对稳定。一般抽取炉烟温度为800℃～900℃，热风的温度为300℃～350℃，两者混合在一起后的平均温度为550℃左右。系统设备存在漏风的可能性，我们就假设温度降低100℃左右，两个介质混合后的温度为450℃左右。这个温度的混合干燥剂再跟水分小于40%的褐煤混合。如果在高温炉烟量、热风比例份额合理，系统的漏风率不高于25%的条件时，采用双介质干燥方式就已经可以满足干燥要求。如果系统中的煤质发生变化、锅炉低负荷运行、磨煤机需要启停的情况出现，风扇双介质干燥直吹系统通过调节热风阀门的开度，从而使磨煤机的入口温度始终维持在规定值内。直吹式制粉系统中因为存在的大量惰性气体，可以防止炉内结渣和以及氮氧化物的生成。锅炉内的合理的空气动力场也极其重要，如果运行中不合理，这种干燥方式在抽炉烟口处就存在容易结渣的问题。如果是大型的高水分褐煤燃烧锅炉，则三介质干燥是大多数配置风扇式磨煤机燃烧锅炉的选择。热风量相对固定是三介质干燥方式的主要特点，而且热风量占1/3左右。当改变工况启停磨煤机、断煤、采用炉烟及热风做干燥剂也降低了含氧浓度，有利于防止发生煤粉爆炸。而且系统中的惰性气体能防止炉内结渣并减少了氮氧化物的生成。热风量稳定不变的情况下，如果加大二次风量，就可以合理组织燃煤锅炉内部的燃烧情况。风扇磨煤机三介质制粉系统能根据煤质变化做出快速的反应，也能适应低负荷运行的要求。但是它也会存在一些明显的缺点：（1）系统需要特殊考虑空气预热器的设计，热风温度的设定是主要影响。空气预热器一方面是对热风温度有所顾忌，另一方面我们又要考虑到供磨煤机干燥所需要热风温度。（2）相对于单介质和双介质的磨煤机配置，三介质最直观的特点就是系统结构复杂，占地面积大，这就致使对电厂设备的初投资较大，金属耗量大；而且因为增加了一台低温风机，整个配置还需加一套除尘设备，这样就增大了原基础上的费用，日常的维护检修量也增加了。所以，如果电站燃烧的是高水分、高灰分的劣质褐煤，则选用风扇磨煤机三介质制粉系统[16]。2.2中间仓储式制粉系统由下图可知中间仓储式制粉系统的整个工作过程：褐煤通过给煤机再输送到磨煤机中，这时热空气会与原煤一同进入到磨煤机当中，磨煤机中的热空气与褐煤混合时一边加热空气，一边随着磨煤机的转动带着煤粉一同都进入粗粉分离器中。粗粉分离器的作用就是将颗粒粒径过大的煤粉分离出来，随后再通过管道输送回磨煤机进行再一次的磨制，直到合格为止，而合格了的煤粉就直接进入细粉分离器，最后进入煤粉仓，随后根据锅炉机组的需要向炉内投放合格煤粉。一般电厂采用中间仓储式制粉系统配置低速球磨机，如图9所示。球磨机仓储式制粉系统最常见的问题就是容易发生制粉系统爆炸。中间仓储式制粉系统选择的煤粉颗粒大多数在２０～５０μｍ范围内。干的煤粉在较干的时候能吸附周围大量的空气，这样就像形成了一股流体一样，具有很好的流动性，然后在系统的管道内流动。但同时，这样的煤粉会在在贮存和输送时存在自燃的危险，还有可能爆炸。吸氧量、含水率、硫含量都是煤粉发生自燃倾向的因素，而吸附了空气的煤粉悬浮在空气中，则就形成了随时发生爆炸的混合物。通过研究表明，煤粉的挥发分质量分数15%是引起制粉系统爆炸的分界点。若煤粉挥发分质量分数大于15%，则就有可能引发制粉系统爆炸；而当挥发分的质量分数大于35%时，发生爆炸事故的危险性相当大。煤粉质量浓度也是制粉系统爆炸考察的关键，发生爆炸的煤粉质量浓度的最小值为３５～４５ｇ／ｍ３。1─原煤斗；2─煤闸门；3─给煤机；4─落煤管；5─下行干燥管；6─钢球磨煤机；7─木屑分离器；8─粗粉分离器；9─排粉机；10─风箱；11─锅炉；12─燃烧器；13─二次风箱；14─空气预热器；15─送风机；16─防爆门；17─细粉分离器；18─锁气器；19─换向阀；20─螺旋输粉机；21─粉仓；22─给粉机；23─混合器；24─大气门；25─吸潮管；26─风量测量装置；27─再循环管。图9中间仓储式制粉系统（负压、乏气送粉）图制粉系统发生大爆炸时系统压力可达0.31ＭＰａ，约为初压力的10倍，这种程度足以破坏掉我们设计配置制粉系统防爆炸的设备及其他的部件。同时，也会对我们工作人员的人身安全产生威胁。（１）煤粉着火后会引起煤粉仓的温度迅速升高，高温时煤粉仓的结构强度下降。集中表现在煤粉仓的钢板在400℃以上时，钢材的强度大幅度下降，而不同于钢材，用钢筋混凝土构成的煤粉仓的耐火时间最长也就能维持50min,可想而知如果在制粉系统的煤粉发生自燃对煤粉仓简直就是破坏性的威胁。（２）煤粉在着火后会产生大量的CO以及CO2，他们从管道、制粉设备以及煤粉仓，迅速、大量地向外扩散，这样容易让厂内人员发生窒息现象，还会引发次生火灾。从而让灾情扩大，电缆、其他设备甚至房屋建筑等发生着火事故。可燃物质量浓度、氧化剂和火源是爆炸的三个基本要素。中间仓储式制粉系统内煤粉和空气的混合物质量浓度在０～1000ｇ／ｍ３内时，还在合理的范围之内，但是其实需要这个混合物质质量浓度和我们需要达到的磨制煤粉细度是存在一些差异的。氧化剂就有多种选择途径，送入煤粉的一次风、干燥的热风以及由于系统结构的缺陷漏入的空气等。氧气是可燃物燃烧的最基本因素，充足的氧气为系统爆炸提供了条件。所以，如果输送煤粉的介质含氧量越大，则制粉系统爆炸的可能性也就越大。电火花、热辐射、冲击摩擦、绝热压缩、明火、自燃着火等是我们日常生活中常见的火源。其中，煤粉自燃着火是我们电厂制粉系统中最常见的情况。除了三个制粉系统爆炸的主要要素以外，积粉燃爆通常也是诱发系统爆炸的重要原因之一。在整个制粉系统正常的运行操作过程中，磨煤机进口，通常就是煤粉大量聚积的第一个主要场所，这往往是由于高水分的煤炭在进入磨煤机时就形成了淤积现象。再加上我们在电厂的现实操控中，又往往不能够及时快速地把这些淤积的煤炭清理干净，这就为制粉系统的爆炸埋下了安全隐患。在磨煤机的进口处，是高达300℃的高温，而又热风的冲刷下，入口的煤炭就会很容易燃烧。另一方面，把煤粉从气粉混合物中分离出来的细粉分离器位置，也很容易会堆积煤形成事故隐患。从粗粉分离器出来的合格煤粉和空气混合物切向进入细分分离器的中间圆管，一边旋转一边向中部扩容，煤粉在离心力和重力的作用下产生分离进入煤粉斗。大部分煤粉经煤粉斗和锁气器进入煤粉仓待用，少量的细粉在高速回旋风的作用下经管道进入排粉机。这部分细粉与分离器的器壁摩擦会产生热量，输送量过大或有积粉时则就可能引起自燃或爆炸。这时就会设计相应的防爆门。而面积宽阔的防爆门在设备运行的过程中，空气和煤粉的混合物流速降低，导致此处的煤粉淤积增加。如果遇上设备磨损严重而外漏的陈旧设备，漏粉遇低温空气而在设备中凝结成水露，这样积粉更加严重。最后，排粉机的总风门处也会积粉。在距离排粉机入口之前，我们通常在几米外设置排粉机总风门，在运行过程中如果出现扰动，那么部分的煤粉很容易进入到这个部位，运行后我们长时间又不换风的话，这道管子也就形成了积粉，然后发生自燃现象[19]。总的而言，这些由于种种原因淤积的煤粉与空气中的氧气接触，长此以往就会氧化发热，这样温度就会升高，升高的温度同时又加快了煤粉的氧化，而这个时候如果散热不良，系统内一旦达到煤粉的着火点，那制粉系统内的煤粉就会因此而引起自燃。我们知道正常情况下输送煤粉都是由空气、热风等气体运输，一旦与煤粉混合就会形成云雾状的气相混合物，这时再遇到自燃的煤粉就会使火迅速扩大而产生较大的压力，这样就造成了电厂制粉系统爆炸事故[20]。所以鉴于中间仓储式制粉系统常见的爆炸事故的发生，我们也整理了一定的措施和处理方法。（1）由上面可知，积粉是引起煤粉自燃的重大原因之一，所以我们要定期对制粉系统中的煤粉仓进行降粉，给磨煤机、给粉机、管道等地方急时进行清理。a.原煤斗外壳不得超过60℃，煤粉仓的温度也要严格地控制在80℃以内[21]，我们可以通过在这些设备内部加装温度报警器来达到对温度的检测。b.对于磨煤机来说，中间停机的时间不能过长，最好控制在2小时以内。而且磨煤机出口的最好温度为６０℃～７０℃范围内，如果发生煤质突变或者断煤的情况，那也要控制磨煤机出口温度不高于75℃。正常情况下在磨煤机启动时都应该充分暖磨，防止磨煤机升温过快，产生过大热应力。暖磨温度太低，不利于煤的干燥，石子煤数量增多，在露点温度以下时，还会使一次风管内积粉；但是暖磨温度过高，就直接容易发生煤粉爆炸事故。c.电厂中正常运行时，再循环风门应该时刻维持在30%的开度以上。为了防止再循环管道的局部积粉，如果出现对煤粉的干燥没有达到要求，运行无法正常开启，则以2个小时为单位，再循环风门30%以上的开度下吹扫30min；而且在在磨煤机停机之前也要开启30%以上开度的再循环风门。d.每个步骤都要必须严格按照规定流程执行，抽粉时，为了防止制粉系统送入的风量突然减少，保证系统有充分的通风量。严格执行同时开温风门、关热风门，再开冷风门，维持磨煤机入口的负压。磨煤机出力和通风量的关系如图10所示[22]。e.为了使煤粉仓上部的负压在400～600Pa范围内，我们要定期对吸潮管进行检查，并根据堵塞的程度及时地调整吸潮管的开度。而且，磨煤机停机时吸潮管也应该呈关闭状态。（2）定期检查电厂的设备部件是安全稳定运行的重要步骤，对于制粉系统而言，以下操作是防止系统爆炸的常规操作。a.对粗粉分离器、细粉分离器的防爆门、吸潮管管道、煤粉仓等做定期检查，发现问题及时处理。b.加强磨煤机入口、煤粉仓、原煤斗外壳、再循环风门的温度检测，每个部图10磨煤机出力与通风量的关系曲线位都维持在规定值以内，防止温度升高达到煤粉的着火点发生自燃现象。c.煤粉仓是是燃料的中转站。我们电厂中的每班人员都应该对煤粉仓上盖定期检查。如果设备的部件发生磨损然后漏粉漏风的现象要及时上报维修。d.雨季的煤炭湿度加大，这时更应该及时对磨煤机的入口淤积煤粉进行检测，然后迅速清理，而且清理淤积煤粉时应该让磨煤机保持停机状态，防止阴燃的煤粉掉入制粉系统里面发生爆炸伤及电厂维护人员。（3）可以对制粉系统进行强化和部件改造a.根据不同煤种而粗粉分离器挡板的开度不同，让煤粉的细度在25%～30%范围内。并加强制粉系统的各个风门的管理维护，发现定位不准确，操作有点迟钝的时候就要及时处理。分离器调节挡板开度与煤粉细度、磨煤机出力、电耗的关系如图11所示[23]。b.增设的报警设备要定期检查是否完好，如果发现煤粉仓的温度发生异常情况，甚至发生着火时，磨煤机应立即停止运行，并且送入CO2或者蒸汽进行灭火。如果是磨煤机入口发生淤积煤粉着火，这时可以加大给煤量，迅速倒风停机，然后对磨煤机入口的积煤进行清除，彻底通风后在重新暖磨然后在继续运行。c.可以把吸潮管的阀门改为电动调门，然后通过调整合适的开度，使煤粉仓内的负压在规定的范围内。d.增设制氮设备及充氮气系统，充入氮气可以降低煤粉仓的氧气含量，增加煤粉仓内的惰性气体。但这时的磨煤机应处于停机状态，并及时关闭吸潮管阀门。e.干燥介质的选取可以使制粉系统内部进行惰化。例如中温炉烟作为磨煤的干燥介质。这样通过改变干燥介质，增加惰性气体，对煤粉仓进行惰化，让制粉系统内的氧气质量分数小于15%，减小制粉系统爆炸的可能性[20]。图11分离器调节挡板开度与煤粉细度、磨煤机出力、电耗的关系2.3小结燃烧高水分的褐煤时，如果我们采用风扇磨直吹式制粉系统，则一次风中就会含有大量惰性气体（即惰性的炉烟和水蒸汽）。可想而知，这样混合的气体送入锅炉后将直接影响煤的稳燃着火，同时产生的排烟热损失增加。根据国内燃烧高水分、高灰分的褐煤而得到的经验来说，我们采用的方案是在燃烧器前面配置一个煤粉浓缩器，用来改善直吹式系统中煤粉燃烧着火稳定性的问题，但增设的煤粉浓缩器也会让给粉的阻力增大，进而影响磨煤机的出力。在传统的仓储式系统中，理想为改为将制粉乏气以三次风的方式喷入炉膛上部，这样可以将乏气中携带的细煤粉燃尽，但现实运作起来由于低温三次风直接喷入炉膛上部，这样对炉膛温度的冲击过大，导致煤粉未燃尽损失也逐渐增大。由此可见，无论风扇磨直吹式制粉系统还是传统的仓储式制粉系统，由于制粉乏气中含有大量水蒸汽，直接进入炉膛都会对煤粉的稳定、高效燃烧产生不良影响，而且锅炉排烟热损失也会增大。因此，提出了一种对于三高二低的褐煤而言高效的发电技术，即水回收风扇磨三介质仓储式制粉系统。第三章风扇磨仓储式制粉系统及水回收设计系统3.1锅炉排烟余热回收利用现状近年来，随着火电厂的发展以及人们对节能减排的关注，排烟热损失已经越来越得到重视。例如采用锅炉排烟来加热凝汽器的冷凝水，提高机组效率。通常烟煤锅炉的烟气水露点在约为40℃，而褐煤锅炉烟气水露点比烟煤锅炉的烟气水露点高15℃左右。所以如果想通过用低温机组冷凝水来达到回收锅炉排烟余热，这样就会为其显热。而且空气预热器出口排烟的冷却水其实如果进行水资源回收利用十分困难，因为像褐煤这样的高水分燃煤锅炉的排烟水含量特别大。如果是存在一定换热温差的低压省煤器，那么锅炉的排烟温度可以降低约30℃，那么从煤的角度来说，能得到约为1.0g／(kW．h)的节煤效益。根据锅炉及汽机热力系统来说，用于机组回热系统来达到省煤的目的远远没有把锅炉排烟余热用于锅炉送风或者作为一次风送煤而节省煤炭资源。但是如果配置的是闭式制粉机组那么烟风系统内的冷风预热的效益已经是最大化利用了，而暖风器的增设其实对于机组经济性来说是不利的，但是就目前的研究发展而言烟气预热原煤又不够成熟。所以最终闭式制粉机也只能采用低温机组冷凝水回收排烟余热，这样也能在效益上节约一小部分的煤炭资源。但是对于高水分褐煤燃煤机组而言，褐煤中的水分大多数直接在制粉系统中蒸发，还没进入锅炉之前，在磨煤机出口乏气中含有大量水蒸汽。我们通过研究发现，烟气单项对流换热要远远低于高湿烟气降温凝结的换热系数。另外，水蒸汽凝结的放热量相同的情况下，高湿烟气的温降与单项烟气降温放热比较，变化不大，所以与冷却介质间的换热温压比较高。综上可得，如果用锅炉送风或者低温机组冷凝水来冷却制粉乏气，这条路径是可行的。但是我们很容易发现，现在大多数学者只是研究让低温高湿度的乏气不要进入锅炉从而降低排烟热损失，提高锅炉效率，但是很少能对乏气的热能以及其中的水资源进行研究回收利用。所以，提出了一种基于风扇磨仓储式制粉系统及水回收的高效发电技术。通过对含有大量水蒸汽的乏气进行回收利用，不仅能节约煤炭资源，降低成本，还能回收部分水资源减少电厂水耗。3.2风扇磨仓储式制粉系统及水回收设计在褐煤干燥部分就将风扇磨直吹式制粉系统改为中储式制粉系统，它的主要目的是制粉系统中煤粉和干燥介质（空气或者热风）组成的混合物在进入锅炉燃烧之前进行气体和固体分离。这样产生的煤粉最终送入到煤粉仓中，一定程度上又回收了部分煤炭节约资源；另外分离出来的气体（即乏气）它的含水率特别高，这样我们就将它送入乏气水回收系统中，回收水分。我们可以看出，这样就很好的解决了直吹式制粉系统的稳燃问题，排烟热损失减少，提高了锅炉效率。另一方也通过对乏气的水回收节约了水资源，降低整厂的水资源消耗。这样高效的褐煤锅炉燃烧发电技术如图11示：1─原煤仓；2─给煤机；3─下行干燥管；4─风扇磨煤机；5─粗粉分离器6─制粉管道；7─细粉分离器；8─煤粉仓；9─煤粉收集器；10─给粉机；11─风粉混合器；12─送粉管道；13─煤粉燃烧器；14─锅炉；15─热烟抽口；16─除尘器；17─引风机；18─烟道；19─冷烟风机；20─冷烟管道；21─混合室；22─高温炉烟管道；23─乏气风机；24─乏气管道；25─乏气暖风器；26─脱硫装置；27─烟囱；28─送风机；29─温风管道；30─一次风管道；31─二次风管道；32─二次风风箱；33─一次风管道；34─增压一次风机；35─乏气加热器；36─乏气深度水回收装置。图12高效褐煤发电技术原理图对于回收乏气中的高水分含量来说，可以通过乏气水回收系统回收水资源。如图12所示。我们通过下图可知，乏气暖风器、乏气加热器以及深度水回收装置是增设的乏气水回收系统的三个主要部件配置。根据图示我们可以清楚的知道乏气水回收系统图的整个操作流程：高水分含量的乏气先进入我们的乏气暖风器中，在乏气暖风器中就加热锅炉送风回收掉其里面的余热的同时，乏气还能得到冷却然后回收部分的冷凝水。从暖风器出来的乏气会通过两条路径，一条是经过乏气加热器，在乏气加热器中加热了通进来的冷却水来回收余热，并在冷却水的1─乏气暖风器；2─送风机；3─乏气加热器4─乏气深度水回收装置；5─回水收集装置。图1乏气水回收系统图冷却下回收了水资源。另一部分从乏气暖风器出来的乏气会与从乏气加热器出来的残余乏气一起流入到乏气深度水回收装置中，这样利用冷媒介质的作用，最大程度地回收乏气中的水分。但是对于深度水回收装置来说，可以根据电厂水资源是否富裕的程度而定。如果电厂中的水资源丰富，可以不设置深度水回收装置，这样还能达到节省配件而减小电厂投资费用。最后通过乏气深度水回收装置的低温乏气在系统中是和锅炉的炉烟一起排出，最后进入烟气脱硫系统中。这就是对于分离后的乏气整个操作过程，如果电厂中是采用湿法烟气脱硫的技术进行烟气净化，而乏气深度水回收出来的乏气还能降低脱硫设备中的水耗。这个高效的褐煤燃煤锅炉系统的前提条件是在入炉燃烧之前需要气体和煤粉充分分离开来，而如今的技术设备而言电气收尘器以及布袋收尘器都能达到高效的分离效果，所以在整个系统图中在细粉分离器之后我们增设了一个煤粉收集器[24]。3.3华能九台电厂具体参数的计算及分析由上述可知华能九台电厂锅炉采用的是水分高、挥发分高、发热值较低的扎赉诺尔褐煤。就以风扇磨仓储式制粉系统及水回收一体化技术的干燥能力及干燥机入口原煤煤质特性而对电厂中的褐煤干燥水回收及热能进行计算。干燥机入口原煤的煤质分析数据如表2所示。表2干燥机入口原煤煤质分析数据序号名称符号单位计算公式或来源数据1收到基碳Car%煤质分析40.752收到基氢Har%煤质分析3.363收到基氧Oar%煤质分析11.364收到基氮Nar%煤质分析0.395收到基硫Sar%煤质分析0.156收到基灰Aar%煤质分析16.047收到基水分Mar%煤质分析27.958干燥无灰基挥发份Vdaf%煤质分析53.499空气干燥基水分Mad%煤质分析15.4910收到基低位发热量Qar,netkJ/kg煤质分析1337611收到基高位发热量Qar,grkJ/kg煤质分析14542干燥机出口提质煤的煤质分析数据如表3所示。表3干燥机出口提质煤煤质分析数据序号名称符号单位计算公式或来源数据1提质基水分Mtz%/9.122换算系数a--(100-Mtz)/(100-Mar)1.2613提质基碳Ctz%aCar51.384提质基氢Htz%aHar4.245提质基氧Otz%aOar14.316提质基氮Ntz%aNar0.497提质基硫Stz%aSar0.208提质基灰Atz%aAar20.229提质基低位发热量Qtz,netkJ/kg见计算书1832010干燥机蒸发水分ΔMkg/kg(Mar-Mtz)/(100-Mtz)0.207由图我们可以知道，扎赉诺尔煤中的全水分含量为27.95%，根据风扇磨仓储式制粉系统的干燥能力而定，提质煤的全水分含量为9.12%，意味着回收掉将近18.83%的水分，所以单台机组就可以通过风扇磨制粉系统回收109.19t/h的水量。而91.14t/h的饱和水蒸汽可释放62.4MW的热量，这部分热量可以在乏气水回收系统中回收利用。剩余的81.17%的煤粉会进入燃煤锅炉进行燃烧。详细计算见附录。华能九台电厂燃用的扎赉诺尔煤的燃煤机组，其锅炉效率为0.918，THA工况下燃煤量为440.1t/h，机组标煤发电煤耗为319.38g/kW.h。3.4小结本章主要是对现炉烟排热利用现状进行了详细的分析与讲解，并通过现在对在余热利用方面的短缺引出了适用于燃用褐煤的高效节能发电技术，即基于风扇磨仓储式制粉系统及水回收一体化设计。主要介绍了区分于风扇磨直吹式制粉系统的乏气水回收部分，并对此进行了详细的讲解。最后，以华能九台电厂燃用扎赉诺尔煤为背景，计算了以风扇磨仓储式制粉系统最大出力干燥褐煤而回收的水资源量以及由此的可回收热量。由上面的数据表明若采用这一高效的褐煤发电技术，则对电厂的整体热经济性有大幅度提升。不仅提高了锅炉效率，还能回收大量水分。并且在乏气水回收系统中的热量还能用于电厂发电系统中的各类低温介质的预热，这样也能达到提高机组的热经济性。附件：原煤蒸发水回收及其热能回用计算书序号名称符号单位计算公式或来源数据1.原煤煤质分析数据1收到基碳Car%煤质分析40.752收到基氢Har%煤质分析3.363收到基氧Oar%煤质分析11.364收到基氮Nar%煤质分析0.395收到基硫Sar%煤质分析0.156收到基灰Aar%煤质分析16.047收到基水分Mar%煤质分析27.958干燥无灰基挥发份Vdaf%煤质分析53.499空气干燥基水分Mad%煤质分析15.8310收到基低位发热量Qar,netkJ/kg煤质分析1337611收到基高位发热量Qar,grkJ/kg煤质分析145422.干燥机出口提质煤煤质分析1提质基水分Mtz%给定9.122换算系数a--(100-Mtz)/(100-Mar)1.2613提质基碳Ctz%aCar51.384提质基氢Htz%aHar4.245提质基氧Otz%aOar14.316提质基氮Ntz%aNar0.497提质基硫Stz%aSar0.198提质基灰Atz%aAar20.229提质基低位发热量Qtz,netkJ/kg(Qar,net+25.1Mar)[100-(Mtz+Atz)]/[100-(Mar+Aar)]-25.1Mtz1832010干燥机蒸发水分ΔMkg/kg(Mar-Mtz)/(100-Mtz)0.2073.机组煤耗计算Ⅰ锅炉燃煤量计算1过热蒸汽流量Dgrkg/sTHA（600MW超临界）546.322过热蒸汽压力PgrMPaTHA24.203过热蒸汽温度tgr℃THA5664过热蒸汽焓igrkJ/kgTHA3396.05再热蒸汽流量Dzrkg/sTHA495.946再热蒸汽入口压力Pzr'MPaTHA4.3277再热蒸汽入口温度tzr'℃THA311.58再热蒸汽入口焓izr'kJ/kgTHA2983.99再热蒸汽出口压力PzrMPaTHA3.98110再热蒸汽出口温度tzr℃THA56611再热蒸汽出口焓izrkJ/kgTHA3595.212给水压力PgsMPaTHA26.36513给水温度tgs℃THA274.514给水焓igskJ/kgTHA1203.115有效吸热量QyxkWDgr(igr-igs)+Dzr(izr-izr')150119316锅炉热效率--先取定0.91817机械未完全燃烧损失q4--取定0.00518锅炉燃煤量Bkg/sQyx/η/Qar,net122.3t/h440.119锅炉计算燃煤量Bjkg/sB(1-q4)121.7t/h438.1Ⅱ机组发电煤耗计算1机组功率PMWTHA600.00532机组发电煤耗bcpg/(kW.h)1000B/P698.903标准煤低位发热量QbkJ/kg行业规定292704本项目燃料低位发热量Qar,netkJ/kg同前133765机组标煤发电煤耗bcpbg/(kW.h)bcpQar,net/Qb319.384.干燥机蒸发水量及其可利用热量1干燥机蒸发水分ΔMkg/kg同前0.2072干燥机入口燃煤量B1kg/s同前（锅炉燃煤量B）122.33干燥机出口蒸发水量Gw2kg/sB1ΔM25.32t/h91.144当地大气压力PkPa按海拔300米97.65蒸发水饱和水蒸汽温度t1℃按水汽性质（按常压计算）98.936蒸发水饱和水蒸汽焓i"kJ/kg按水汽性质（按常压计算）2673.97蒸发水饱和水焓i'kJ/kg按水汽性质（按常压计算）414.68蒸发水汽化潜热rkJ/kgi"-i'2259.39蒸发水排水温度t2℃给定5010蒸发水排水焓ipskJ/kg按水汽性质（按常压计算）209.411可利用蒸发水潜热QqMWGw2r/100057.2112可利用蒸发水总放热量QwMWGw2(i"-ips)/100062.40干燥机出口提质煤热值校核13干燥机出口燃煤量B2kg/sB1-Gw296.9814干燥机入口原煤低位发热量Qar,netkJ/kg同前1337615干燥机出口提质煤低位发热量Qtz,netkJ/kg同前1832016干燥机入口煤热量Q1MWB1Qar,net/10001635.917干燥机出口煤热量Q2MWB2Qtz,net/10001776.6718干燥机进出口煤热量之差ΔQMWQ2-Q1140.71百分比%100ΔQ/Q18.6按干燥剂进出口热量相等：19干燥机出口提质煤低位发热量Qtz,netkJ/kgB1Qar,net/B216868.35.锅炉烟气特性计算Ⅰ烟气特性计算1空气含湿量dg/kg给定102理论干空气量VoNm3/kg0.0889(Car+0.375Sar)+0.265Har-0.0333Oar4.1403理论湿空气量Vo'Nm3/kg(1+0.0016d)Vo4.2064RO2容积VRO2Nm3/kg0.01866(Car+0.375Sar)0.7615理论氮气容积VN2°Nm3/kg0.79V°+0.008Nar3.2746理论水蒸气容积VH2O°Nm3/kg0.111Har+0.0124Mar+0.0161V°0.7867理论烟气容积Vy°Nm3/kgVRO2+VN2°+VH2O°4.821Ⅱ炉膛出口烟气特性