燃煤電廠煙氣深度治理技術研究

段飛飛

（內蒙古大唐國際錫林浩特發電有限責任公司，內蒙古 錫林浩特 026000）

1 前言

2017年以來，國內多地發布地方標準和政策要求，對治理白色煙羽的具體指標、完成時間等進行了明確規定。如2017年6月6日《上海市燃煤電廠石膏雨和有色煙羽測試技術要求（試行）》發布，提出“有色煙羽污染是近年來上海地區關注的環境影響因子。測試有色煙羽適宜的環境條件：場地地面環境濕度低于60%，溫度高于17℃。”；2017年8月28日浙江省《燃煤電廠大氣污染物排放標準》（征求意見稿）要求：“城區及環境空氣敏感區的燃煤電廠應采取有效措施消除石膏雨飄落、白色煙羽現象”；2018年3月《唐山市2018年“十項重點工作”工作任務：生態環境保護工作》 指出，“2018年完成17家燃煤電廠（含自備電廠、煤和其他能源混燒電廠）濕法脫硫煙氣“脫白”治理”。各地政府相繼出臺的消白煙政策，表明消除煙囪冒白煙已成為發電企業急需解決的問題。

2 煙羽的形成

發電廠煙囪中排放出來的煙氣，外形呈羽毛狀，因而得名“煙羽”。 煙氣在煙囪口排入大氣的過程中因溫度降低，煙氣中部分氣態水和污染物會發生凝結，在煙囪口形成霧狀水汽，霧狀水汽會因天空背景色和光照、觀察角度以及SO3氣溶膠發生光化學反應等原因發生顏色的細微變化，形成“有色煙羽”。通常為白色、灰白色或淡藍色。

濕法脫硫的燃煤發電機組在取消GGH（煙氣再熱系統）后，煙囪排煙溫度在45℃～60℃，處于濕飽和狀態。脫硫除霧器不能有效去除煙氣中小于22μm的霧滴，而霧化后的石灰石漿液經碰撞后會產生少量直徑在15μm左右的霧滴，因此，煙氣中不可避免地會攜帶石膏漿液。單純的白色/有色煙羽現象只是水汽凝結后形成的現象，對環境影響較小，相當于冷卻塔出口的霧氣；有危害的是煙氣中攜帶的各種氣體以及氣體與水分及細微煙塵凝聚的氣溶膠。而與SO3形成的硫酸氣溶膠會在大氣中形成PM2.5，導致霧霾現象加重。如果形成“石膏雨”則會對周邊居民的生活及電廠的生產產生不良影響。

3 影響煙羽形態的因素

3.1 環境溫度

隨著環境溫度降低，煙羽的長度呈指數關系增加，表明環境溫度越低，濕煙羽治理難度越大，如圖1。

圖1 環境溫度對白煙長度的影響

3.2 環境相對濕度

在環境相對濕度較高時，濕煙羽中的水分難以及時擴散，濕煙羽的長度呈指數關系急劇增大，煙羽影響范圍增大，濕煙羽治理難度增大，如圖2。

圖2 環境濕度對白煙長度的影響

4 消除煙羽的技術路線

高溫煙氣在進入吸收塔之前處于不飽和狀態。 進入吸收塔后，煙氣與漿液除了在接觸過程中發生化學反應外，還伴隨著混合傳熱過程，煙氣冷卻釋放熱量，將漿液中的水分蒸發成水蒸汽吸收熱量。隨著傳熱過程的繼續，煙氣中的水蒸汽含量增加，直到其在出口煙氣溫度達到接近飽和狀態。 因此，吸收塔入口處的煙氣溫度越高，釋放的熱量越多，并且由于漿料的熱吸收產生更多的水蒸汽。煙氣蒸發水量與入口煙氣量、出口煙溫和含濕量有直接關系。吸收塔內蒸發水量的計算式如下[4]∶

式中：

其中出口含濕量：

式中：

在其他參數不變的情況下，蒸發水量與濕度成正比，濕度與出口溫度下飽和蒸氣壓成正比，與當地大氣壓和吸收塔出口凈煙氣壓力之和成反比，因為Ps值（0.5～2kPa）相對于Pa值（101.3kPa）較小，Ps對濕度的影響很小[3]。此外，PH2O是影響蒸發水量的主要因素，與溫度有關，脫硫塔出口煙氣含濕量與溫度變化曲線如圖3所示（橫坐標為溫度、縱坐標為含濕量）。圖3曲線的左側為煙氣過飽和狀態，即白煙產生區；右側為煙氣不飽和狀態，即無白煙區[4]。煙氣經吸收塔凈化后為飽和濕煙氣（或近似于飽和），此時狀態位于曲線上。煙氣溫度在不斷降低的過程中，濕度下降慢，其含濕量一直處于過飽和狀態，冷凝液不斷產生，對應曲線左側過飽和區。當煙氣溫度逐漸降至環境溫度，含濕量下降至環境溫度下的飽和狀態以下及處于非飽和狀態時，此時白色煙羽消失。

圖3 脫硫塔出口煙氣含濕量與溫度變化曲線

脫硫塔出口煙氣含濕量與溫度變化曲線有如下五種消白煙技術路線。

4.1 煙氣加熱

（1）回轉式GGH（如圖4）。回轉式GGH是通過位于轉子中的傳熱元件在原煙氣吸收熱量，在凈煙氣釋放出熱量，通過轉子的緩慢連續旋轉，傳熱元件的交替吸收、釋放熱量，實現對凈煙氣的加熱。

該技術投資較高、阻力大（1000～1500Pa）；增加煤耗0.5～1.0g/kW·h；不能控制GGH進出口煙氣溫度；高負荷時煙氣熱量浪費較多；存在約1%的泄漏率，對SO2超低排放影響大；漏風率較高、原煙氣SO2濃度較高，影響SO2達標排放，冬季氣溫低時不能消除大白煙，因此不推薦該技術。

圖4 回轉式GGH“消白”原理圖

（2）管式GGH（如圖5）。管式GGH利用除塵器出口至吸收塔的這段高溫煙氣（130℃～150℃）加熱脫硫后的凈煙氣。凈煙氣通常被加熱到80℃左右，然后排放。該技術投資較高、阻力大（500～600Pa）；增加煤耗0.6g/kW·h；不能控制GGH進出口煙氣溫度；高負荷時煙氣熱量浪費較多；塑料換熱管與煙道接口存在泄漏，密封需要特殊設計，否則也有0.4%的漏風率，冬季氣溫低時不能消除大白煙，因此不推薦該技術。

圖5 管式GGH“消白”原理圖

（3）MGGH，日本三菱公司開發的濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝采用無泄漏管式水媒體加熱器（MGGH）即原煙氣加熱水，然后用加熱后的水加熱脫硫后的凈煙氣。該技術不存在煙氣泄漏問題，技術成熟，應用業績多，但投資高、阻力大（800～1000Pa）；增加煤耗0.8～1g/kW·h，需采用合理的材料和設計方式防止磨損和腐蝕。可通過系統優化設計，將部分熱量有效利用；低負荷時需要配套蒸氣加熱裝置；冬季氣溫低時不能消除大白煙，因此不推薦采用此技術。

（4）蒸氣換熱加熱，該技術阻力大（600Pa）；增加煤耗2g/kW·h；運行費用高，增加了氣機的熱耗，不經濟，因此不推薦該技術。

4.2 煙氣混合

（1）熱二次風混合加熱，該技術阻力小、投資費用低；增加10%～20%的二次風量；鍋爐效率下降0.5%左右，煤耗增加1.5～2g/kW·h；熱二次風會攜帶部分煙塵，使凈煙氣的粉塵濃度增加，影響煙塵達標排放和鍋爐效率，不推薦該技術。

（2）燃氣直接加熱，運行費用高；會增加煙氣中的污染物，影響煙塵等污染物達標排放、運行費用高，不推薦該技術。

4.3 煙氣冷凝

（1）噴淋降溫+除霧。該技術噴淋水會攜帶污染物，不宜直接排放，需要循環降溫，降溫幅度小時，消白效果不明顯，因此不推薦采用此技術。

（2）冷凝換熱器，煙氣在換熱器入口時處于過熱狀態，隨著煙氣溫度的降低，當貼近壁面的煙氣局部溫度低于煙氣中水蒸汽飽和溫度的露點溫度時，水蒸汽由于過飽和而在壁面上發生凝結。冷凝下來的液滴不斷聚集，最終在壁面上形成一層液滴，匯集至提水收集器內[2]。該技術需要降溫的幅度大，降溫幅度時間長，消白效果不明顯。

4.4 冷凝換熱器+煙氣再熱

技術適應范圍廣。首先對凈煙氣進行冷凝除濕，降低煙氣中含有的水分比例。然后再對煙氣適當加熱再送入煙囪排放。加熱的方式，可選用GGH或者MGGH，該技術需要循環降溫能節約大量水；煙氣升溫幅度低，特別是在冬季更加明顯；可完全消除大白煙現象。

直接加熱方案：凈煙氣從50℃升到78℃；冷凝+再熱方案：冷凝到45℃，再加熱到66℃，如圖6所示。

圖6 煙氣脫白計算

濕度飽和曲線左上方代表過飽和狀態（即會有大量的水析出，產生白煙或煙雨），右下方代表不飽和狀態，此時煙氣中的水分以氣態形式存在，不會產生白煙和煙雨的現象。偏離飽和曲線越遠，煙雨和白煙現象消除的越好。故建議采用冷凝換熱器+煙氣再熱技術路線。

4.5 漿液冷卻技術+MGGH

漿液冷卻技術（如圖7）在噴淋層最頂層漿液循環泵入口增設板式換熱器，傳熱媒介水源采用循環水，傳熱媒介經冷卻水塔進行冷卻，漿液經過板式換熱器冷卻后噴入脫硫塔，與煙氣進行接觸反應，煙溫降低5℃～10℃，可顯著減少白煙；同步增設MGGH，升溫8℃～15℃即可“脫白”，大幅節省換熱面積。

圖7 漿液冷卻技術+MGGH

采用漿液冷卻方案無論從造價、場地要求、系統總體能耗，運行維護工作量等方面皆優于煙氣冷卻方案。但水平衡等問題需開發高效過濾回用系統，并在設計中采取優化措施，存在板式換熱器堵管、循環水管道堵塞等問題有待解決，系統完善后將是消除煙羽的優選技術路線。

5 結語

煙氣脫白技術建議采用冷凝換熱器+煙氣再熱和漿液冷凝+小型MGGH煙氣再熱技術將是未來實現消除有色煙羽的優選技術路線。既能滿足環保指標，又能滿足場地及經濟性的制約，合理選擇煙氣脫白技術對發電廠具有重要的意義。