燃煤电厂烟气湿烟羽消除技术研究

孟 维（大唐环境产业集团股份有限公司 北京 100098）

引言

我国燃煤电厂烟气脱硫基本上均使用湿法脱硫工艺，在脱除烟气中二氧化硫的同时，烟气温度降低到约50±5℃，并且大量液态水气化进入烟气中。烟囱排出的饱和湿烟气与较低温度的环境空气发生接触，烟气温度降低，烟气中所含水蒸气随之过饱和凝结，而凝结的水滴对光线产生折射、散射，从而使烟羽呈现出白色或者灰色，称为“湿烟羽”[1]（俗称“白色烟羽”、“大白烟”等）。

从本质上讲，“湿烟羽”就是湿烟气中水汽凝结而产生的水雾。湿烟羽从烟囱排放时，不仅造成视觉污染，而且烟气中凝结出的水滴也会夹带一定量的溶解盐和污染物，也会对周边环境造成一定的污染[2]。因此研制出经济高效的消除烟气湿烟羽的工艺显得尤为重要。

1 湿烟羽治理原理

判断是否产生白色烟羽的方式[3]：确定室外空气的状态点以及烟囱出口的状态点，将两个状态点在焓湿图上连成一条直线，如图1，看直线是否与等100%相对湿度线是否有交点，若有交点则认为有冒白现象，若无交点则认为无冒白现象。

图1 湿烟羽治理技术原理图

当前，其实并没有统一的专门治理湿烟羽的技术，但是根据“湿烟羽”的消除的基本原理成因，“湿烟羽”治理技术可分为三大类：烟气加热技术、烟气冷凝技术、烟气冷凝再热复合技术。

2 烟气加热技术

烟气加热治理湿烟羽技术的原理是降低相对湿度（加热烟气）提升烟气温度和过热度，降低烟气相对湿度，延长凝结水出现时间，控制凝结水浓度，消除白色烟羽。

烟气再热技术可分为两大类[4]：（1）A-B路线即烟气换热再热技术，特点是烟气质量流量和含湿量不变，烟温升高。如回转式GGH、MGGH、管式 GGH、热管换热器、蒸汽换热器等。（2）AG路线即烟气混合再热技术，特点是烟气温度升高的同时，烟气质量和含湿量也相应变化。如热二次风或热空气混合加热等。

国内早期电厂大多采用从德国引进的回转式GGH技术，该技术是通过位于转子中的传热元件在原烟气中吸收热量，然后将热量传递给净烟气，传热方式是通过转子的缓慢连续旋转。回转式GGH除了存在腐蚀和堵塞问题外，泄露也是存在的主要问题，在超低排放改造中基本被拆除。

上世纪80年代日本开始采用MGGH技术治理“湿烟羽”，该技术不存在烟气泄露等问题，在浙能等电厂超低排放改造中得到大量应用[5]，也是目前最主流的技术。其基本工艺为：用原烟气加热热媒水，然后用热媒水加热脱硫后的净烟气。MGGH一般有烟气降温段和烟气再热段两部组成，中间媒介水一般采用闭式循环。闭式循环水系统即循环水在烟气降温段和再热段之间循环，在低负荷时采用蒸汽或其他热源加热循环水后再进入烟气再热段换热器。MGGH材质一般选用氟塑料，其具有优异的耐腐蚀性能，并且不积灰，不结垢，易清理，耐温耐压性能良好，但是材料成本较高；金属材质，价格较低，但耐腐蚀性能较差。

也有少数电厂采用管式GGH（如渭河电厂）、热管换热器（如苏州热电）等技术提高净烟气温度[6-8]。管式GGH原理与管式空预器类似，考虑烟气的结垢性等因素，原烟气走管程，净烟气走壳程，烟气通过换热管换热，实现了对净烟气的加热，该技术设计时要充分考虑泄露、积灰等问题，并且安装过程需要较为宽松的空间。热管换热器是利用热管技术设计、制造的利用热烟气余热加热冷烟气的换热设备，但是该技术运行一段时间后会存在较为严重的腐蚀问题。这些技术都存在一定问题，实际应用业绩少，投运时间都不长。

蒸汽换热器技术通过来自机组蒸气的热量通过管-壳式换热器直接传给饱和烟气。由于存在能耗高、经济性差等问题，现在一般作为MGGH等技术的辅助加热装置。

也有电厂采用热二次风等烟气再热技术抬升烟气温度，治理“湿烟羽”和“石膏雨”[6]，原理是将锅炉二次风直接注入脱硫塔净烟道中，热二次风与脱硫净烟气相混合，从而加热烟气温度，提升烟气抬升高度。但是该技术存在二次风烟尘携带问题。

3 烟气冷凝治理湿烟羽技术

烟气冷凝治理湿烟羽技术的原理为减少烟气排湿量（冷却烟气）降低烟气温度和绝对湿度，降低绝对含湿量，减缓凝结水形成，消减白色烟羽。

烟气冷凝技术，即图1中A-F路线：特点是烟气温度降低到一定值，烟气中的水大量凝结析出，烟气直接排放而不发生“湿烟羽”现象。主要分为间接冷凝技术和直接冷凝技术。

3.1 间接冷凝技术

3.1.1 浆液冷凝技术

该技术是在脱硫吸收塔顶层喷淋层或次顶层循环泵出口管道上布置浆液换热器，利用循环水在浆液换热器内降低顶层或次顶层喷淋层浆液温度，降温后的浆液对吸收塔内的饱和烟气进行降温除湿，烟气中的水分析出，实现减少排湿量、节水，从而实现减弱烟羽的形成。该技术也可以有效地减少烟气中的粉尘和可溶性盐。

浆液冷凝相变技术主要技术特点：安装方便，可不停机施工，工期短，不增加烟道的阻力，降低净烟气中微细颗粒物、SO3等多种污染物，减排、收水、节能。但是烟气中冷凝水会进入吸收塔内，需要解决原脱硫系统水平衡问题。

3.1.2 烟道冷凝烟气技术

在脱硫后烟道中安装烟道冷凝换热器，通过循环水在烟道换热器换热降低烟气温度，实现降低脱硫后烟气含湿量，消除有色烟羽。

在脱硫吸收塔出口烟道布置烟道冷凝器和水捕集器。烟道冷凝器用于降低烟气饱和温度，析出水份，水捕集器用来捕集烟气中的水份，同时配以烟气再热装置以提高排烟温度。烟道冷凝器管束需水平布置，有利于凝结水析出。

烟道冷凝烟气技术主要特点是不会影响原脱硫系统水平衡，但是烟道冷凝器水平布置，易于积灰，且增加了脱硫系统阻力，并且改造工期长。

3.1.3 烟气冷凝的水源

根据冷却水的循环方式，可分为开式循环和闭式循环。一般采用电厂循环水，但是有开式冷却水的项目，优先选择开式冷却水。

开式循环即冷却水经过冷凝换热器被加热后直接排放或进入其他水系统。该方式的缺点是需要有大量的水源，同时被升温的水要有排放口，电厂要靠近水源地（如江、海）。优势是能耗主要是水泵以及烟道阻力引起的风机能耗增加。烟气冷却效果主要取决于江水或海水的温度。

闭式循环水，即冷却水经过烟气冷凝换热器被加热后，通过电厂冷却塔将冷却水降温，然后循环再次进入烟气冷凝器。冷却水一般采用除盐水。该方式适用范围广。但是该方式会增加冷却塔的能耗，因此整个系统能耗大大增加。且烟气冷却效果受环境空气的温度和湿度、冷却塔的出力影响很大，烟气温度降低效果不如开式冷却水。

3.2 直接冷凝换热技术

直接冷凝换热技术一般通过在脱硫后增设冷却塔（或在脱硫塔除雾器上部），通过喷淋水降温方式降低烟气温度，喷淋水收集后经过冷却装置降温后再次进入喷淋系统。由于喷淋水对烟气有洗涤作用，烟气中的烟尘、SO3等会进入喷淋水中，因此需要定期对喷淋水进行加药、澄清等处理。该技术特点：直接换热效率高，投资成本低，对脱硫后净烟气中的污染物有二次脱除作用，但是本技术适用于场地条件较好的电厂，适用于缺水地区电厂。

4 烟气冷凝再热复合技术

烟气冷凝再热复合技术，如图1A-D-E：该技术是烟气冷凝技术和烟气再热技术的有机整合。通过冷凝换热方式使得烟气温度降低，烟气实现过饱和，烟气中饱和水汽析出成凝结水，通过多种机理实现节水、多污染物去除等多种目的。由于烟气含湿量大幅降低，烟气再热的幅度会大大降低，这样可降低烟气再热热源的消耗，而且可以采用品质更低的热源加热，这可以大大降低机组的能耗。

由于冷凝装置一般与再热装置是两个独立系统，冷凝与加热技术可根据实际情况选择前述各种方式互相组合。烟气冷凝根据换热方式可采用直接换热冷凝和间接换热冷凝；根据冷源可分为水冷、空冷、热泵冷却；根据冷源循环方式可分为开式循坏和闭式循环。烟气再热技术理论上可以采用任何可行的技术与冷凝技术配合，实际设计时可根据现场实际条件采用最适宜的烟气再热方式。一般在选择时：首先要满足烟气温度增加幅度的需要；其次要防止烟气泄露等问题。

结语

在方案设计时，根据不同项目具体改造按要求和实际情况选择不同的技术方案，要考虑技术可实施性、性能可靠性、投资与运行费用等多种因素考虑，主要是有烟气冷凝、再热、烟气冷凝+再热三种技术路线。如当环境温度低于15℃时，常规加热到75℃到80℃时，仍然会有烟囱白烟深度现象。因此，选择烟气冷凝+再热技术路线较为适宜。烟气再热技术的选择根据现场场地、环保要求、投资、阻力等多种因素综合考虑确定。烟气冷凝技术要充分考虑冷却水源、场地要求等因素。