湿烟羽治理中脱硫系统水平衡影响因素分析

2020-12-21杨爱勇祝业青

洁净煤技术 2020年6期

杨爱勇，舒喜，韦飞，祝业青

(国电环境保护研究院有限公司，江苏南京 210031)

0 引言

2016年上海市出台了DB 31/963—2016《燃煤电厂大气污染物排放标准》，要求燃煤发电锅炉应采取烟温控制及其他有效措施消除“石膏雨”、“有色烟羽”等现象，此后天津、浙江、河北、陕西、江苏、江西等地也陆续出台要求治理湿烟羽(又称“有色烟羽”、“可见烟羽”、“大白烟”、“白雾”、“白色烟羽”等)的标准或政策文件[1-3]，以通过进一步降低煤电厂[4-9]、钢铁[5]、焦化[5]等行业烟囱排放的污染物(常规污染物和非常规污染物)，实现降低环境空气PM2.5的目的。

目前国外湿烟羽主要集中于冷却塔湿烟羽的形成及消散机理研究，但由于没有治理政策需求，因此未有相关技术应用[10-12]，仅德国和日本由于烟气扩散的需要，分别开发了GGH和MGGH技术，但该技术仅能改善湿烟羽视觉效果，无助于减排[2，13]。最初我国多采用德国GGH技术，部分电厂采用日本MGGH技术。随着近年来常州、上海外高桥等烟气冷凝技术的应用，湿烟羽治理技术才开始逐步应用[14-18]。

目前湿烟羽治理技术路线可分为烟气冷凝、烟气冷凝再热、烟气再热3种[19]，各技术路线有多种技术方案，各技术方案的污染物减排效益、投资和运行成本、对脱硫水平衡的影响都有很大差异。

目前厂家大多是以换热器设计和制作为主，设计中对燃煤电厂脱硫系统及水平衡未考虑或考虑不全。早先研究缺少燃煤煤质、环境条件、脱硝等环保设施对脱硫水平衡的影响分析[20-24]。忽略了湿烟羽治理中脱硫水平衡的影响因素更加复杂，设计中如果考虑不完全会对排烟温度达标、系统安全稳定运行带来不利影响。

本文针对湿烟羽治理过程中脱硫水平衡的影响因素，从煤质、环境条件、脱硝等环保设施对脱硫水平衡的影响分析等方面进行分析，并提出设计中需要注意的问题，为科学合理地确定湿烟羽治理方案与设计参数提供参考。

1 计算假定条件

1.1 脱硫水平衡主要影响因素

影响脱硫水平衡的因素主要有：脱硫入口烟气含水量、脱硫系统进水量、脱硫系统排水量(图1)。脱硫入口烟气含水的主要来源包括燃煤燃烧、空气带水、设备运行带水(蒸汽、脱硝还原剂等)以及废水零排放工艺中的烟道喷雾蒸发水；脱硫系统进水主要包括除雾器冲洗水、浆液管道冲洗水、真空泵密封水、滤布冲洗水、浆液制浆水、脱硫设备密封冷却水等[20]；脱硫系统出水主要包括石膏带水(自由水和结晶水)、脱硫废水、烟气蒸发水[21]。

图1 影响脱硫水平衡的因素

1.2 假定条件

本文计算过程中，若无特别说明，作如下假定：

1)脱硫入口烟温为130 ℃，脱硫出口氧含量为6%(本文氧含量均为干基)，环境空气温度和相对湿度分别为15 ℃、60%，吸收塔散热率为3%。

2)脱硫出口烟气认为是饱和湿烟气，烟气压力按大气压考虑，水蒸气分压按纯水表面水汽分压计算公式计算。

3)笔者认为，目前常用的含水率、含湿量、湿度等无法准确表示烟气中水蒸气的体积分数，因此采用国际气象组织标准名称——水蒸气体积比。

2 脱硫入口烟气含水影响因素

2.1 燃煤煤质

不同燃煤煤质对烟气含水量的影响很大。表1为典型燃煤煤质(数据取自各区域电厂设计煤质等相关资料)对烟气水蒸气体积比的影响。脱硫入口烟气水蒸气体积比在6.15%～14.28%，相应的烟气水露点、排烟温度范围分别为37.2～54.2、48.8～59.6 ℃，与目前燃煤电厂实际运行情况基本相符，计算值与实际值基本一致。

表1 典型煤质燃烧后烟气中水蒸气体积比

燃煤煤质对脱硫入口烟气露点和排烟温度的影响主要由燃煤中全水和氢含量的差异引起，这是由于燃煤中水和氢含量越高，原烟气中水汽比重越高，进而影响净烟气中的水汽比重。

图2为燃煤全水和燃煤中氢含量对脱硫入口水蒸气体积比、脱硫出口排烟温度的影响。由图2(a)可以看出，燃煤中全水从3%增至24%时，脱硫入口烟气的水蒸气体积比从5.49%增到9.51%，脱硫排烟温度则从48.1 ℃增到53.79 ℃。从图2(b)可以看出，燃煤中氢含量从1%增到4.5%时，脱硫入口烟气的水蒸气体积比从4.51%增到8.28%，脱硫排烟温度从46.87 ℃增加到52.08 ℃。综上，燃煤煤质中全水和氢元素含量对排烟温度影响很大。在湿烟羽治理工程设计参数选取时，需要详细分析燃煤煤质全水和氢含量的历史分布以及趋势，确定合理的设计燃煤煤质。

图2 燃煤全水和燃煤中氢含量对脱硫入口水蒸气体积比、脱硫出口排烟温度的影响

2.2 空气含水量

空气中水蒸气体积比取决于环境空气温度与相对湿度。燃煤燃烧需要大量空气，因此空气的水蒸气体积比会影响烟气的水蒸气体积比。同时，空气与烟气的比例不同(即空气过剩系数)也会影响脱硫入口烟气的水蒸气体积比。图3为环境空气温度对脱硫入口水蒸气体积比、脱硫出口排烟温度的影响，可以看出，环境空气温度从0 ℃升至40 ℃时(相对湿度60%)，脱硫入口烟气水蒸气体积比从7.17% 升到10.72%，脱硫排烟温度从50.56 ℃升到55.2 ℃。

图3 环境空气温度对脱硫入口水蒸气体积比、脱硫出口排烟温度的影响

燃煤烟气中的空气来源主要有送风机送风(一次风、二次风、三次风等)、空预器漏风、电除尘器漏风、烟道和设备漏风，其对烟气水蒸气体积比的影响无本质区别，可归为烟气中氧含量(或空气过剩系数)。由于空气水蒸气体积比一般低于烟气水蒸气体积比，因此氧含量越高，烟气水蒸气体积比越低。图4为脱硫入口烟气中氧含量对脱硫入口水蒸气体积比、脱硫出口排烟温度的影响，可以看出，氧含量从4%增至8%时，脱硫入口烟气的水蒸气体积比从8.57%降到6.90%，脱硫排烟温度从52.59 ℃降至50.05 ℃。此外，电除尘器绝缘箱热风吹扫、喷氨稀释空气、脱硫氧化空气等的空气量较少，对烟气水蒸气体积比影响较小，且前两者最终可反映到脱硫入口烟气的空气过剩系数中。

图4 脱硫入口烟气中氧含量对脱硫入口水蒸气体积比、脱硫出口排烟温度的影响

2.3 脱硝还原剂

SCR反应器中的催化剂、空预器、低温省煤器等需要采用蒸汽吹灰方式，瞬间蒸汽用量大，在使用时烟气水蒸气体积比和排烟温度瞬间上升，但该因素不是长期影响，设计时可不考虑。

SNCR/SCR采用氨水、尿素作为还原剂时，需要大量的溶解水，对燃煤烟气中的水蒸气体积比、排烟温度有一定影响，特别是SNCR的尿素用量更高。

以燃神华煤300 MW机组为例，采用SNCR工艺满负荷喷入尿素溶液含水量为10 t时，不考虑尿素蒸发对空预器排烟温度和换热的影响，脱硫排烟温度可从51.37 ℃升至52.66 ℃，温升幅度可达1.29 ℃。实际中由于空预器排烟温度略有降低，排烟的温升幅度略小于1.29 ℃。

3 脱硫系统进水与出水的影响因素

3.1 脱硫系统进水

脱硫系统进水主要包含除雾器冲洗水、滤布冲洗水、浆液制浆水、浆液管道冲洗水、循环泵密封冷却水等[20]。

根据脱硫对水质的要求，尽量提高回用，降低系统进水。如浆液制浆对水质要求很低，应采用滤液水或回用水制浆，减少脱硫水耗。

滤布冲洗水、设备机封水、冷却水等对水质要求相对较高，一般无法采用回用水；但设备机封水、冷却水的回水大部分均直流进入脱硫系统，增加了系统进水，可进行收集回收用于除雾器或管路冲洗等对水质要求不高的环节，实现分级利用，有效控制水平衡[24]。

采用浆液冷却技术时，由于冷凝水直接进入脱硫系统，为维持水平衡需要增设一套水处理装置将浆液澄清液去除悬浮物后冲洗除雾器。由于未经除硬处理，冲洗除雾器存在较大的结垢倾向，对设备的安全运行存在一定隐患。

3.2 脱硫系统出水

脱硫系统出水主要包含石膏带水(自由水和结晶水)、脱硫废水、烟气蒸发水[21]。

石膏带水与烟气硫含量、脱硫效率、石膏脱水率等因素有关，与烟气其他性质无关，波动较小，水量也相对较少。

脱硫废水排放量取决于燃煤中Cl含量、工艺补充水中Cl含量以及脱硫排放废水中Cl含量[24]。其中脱硫废水排放Cl浓度对废水排放量影响很大。采用冷却塔排水等高含盐废水作为脱硫补水时，会导致脱硫废水排放量一定程度的增加，可以降低废水零排放的整体投资，但不利于脱硫水平衡控制，湿烟羽治理与废水零排放方案需要根据实际情况综合考虑。

烟气蒸发水量主要取决于脱硫入口烟温与烟气水蒸气体积比，且呈正相关关系，一般可根据脱硫塔热量平衡计算脱硫出口排烟温度及水蒸气体积比。

4 其他因素

4.1 脱硫入口烟温

脱硫入口烟温越低，脱硫出口温度越低。图5为脱硫入口烟气温度对脱硫出口温度的影响，可以看出，燃烧神华煤，脱硫入口温度从80 ℃升到160 ℃ 时，脱硫出口温度从46.88 ℃升到53.67 ℃，温升达6.79 ℃。燃烧乌拉盖褐煤和晋东南贫煤时，脱硫出口温度分别从55.9、44.99 ℃升到60.99、52.26 ℃，温升幅度分别为5.08、7.27 ℃。说明燃烧褐煤时，脱硫入口温度对出口排烟温度的影响相对较小，燃烧低水高灰的晋东南贫煤时，脱硫入口烟温对出口排烟温度影响更大。因此，脱硫入口含水量越低，脱硫入口温度对排烟温度影响越大。

图5 脱硫入口烟气温度对脱硫出口温度的影响

此外，脱硫入口烟温每降低10 ℃，对低温区域影响比高温区域大。以神华煤为例，脱硫入口烟温从160、90 ℃分别降低10 ℃时，排烟温度分别降低0.74、1 ℃。

在达到相同排烟温度设计条件下，采用烟气冷凝换热器技术路线时，脱硫入口烟温越高，烟气冷凝器收集水越多，由于该系统水属于系统出水，脱硫系统水平衡相对更易控制；采用浆液冷却技术时，由于冷凝水仍在脱硫系统内，脱硫入口烟温变化对水平衡无影响，但会影响浆液换热器的换热面积。因此，在湿烟羽治理技术参数确定时，应综合考虑煤质、脱硫入口烟温等因素对脱硫排烟温度的影响。

4.2 机组负荷与空气过剩系数

负荷与空气过剩系数呈负相关关系，即机组负荷越高，空气过剩系数(即氧含量)越低。图6为某330 MW机组脱硫入口烟气含氧量与负荷的关系，可以看出，满负荷时氧含量在4%～6%，50%负荷时在8.5%～10.5%。各电厂的实际值存在一定差异，与机组设备型号、运行状态(如送风机、磨煤机、空预器等)等因素有关。

图6 某330 MW机组脱硫入口烟气含氧量与负荷的关系

负荷降低会使烟气量减少、脱硫入口烟温降低、氧含量升高。在低负荷时，3者均会导致脱硫排烟温度降低，系统带出水量减少，但脱硫系统整体进水量不会等比例减少，水平衡更难以控制。由于氧含量升高(即空气过剩系数增大)以及锅炉效率的影响，50%负荷时的烟气量一般为满负荷时烟气量的70%左右(不同燃煤、空气过剩系数、锅炉效率等有一定差异)。氧含量升高会导致脱硫入口烟气水蒸气体积比降低，低负荷的氧含量达到一定值时，低负荷的水平衡控制有可能比满负荷更易控制，但较高的氧含量会造成风机能耗增加、除尘与SCR效率下降。在湿烟羽治理技术水平衡分析论证时，应结合机组负荷情况对主要典型负荷进行分析，避免分析错漏。

4.3 脱硫废水零排方案

随着燃煤电厂脱硫废水零排放工作的推进，废水零排放的工艺对脱硫水平衡影响越来越明显[24]。

1)脱硫补水方案：电厂冷却塔循环排污水等高含盐废水大多作为脱硫系统除雾器或制浆等补水。采用该方案后，一方面脱硫系统必须有接受此部分补水的余量；另一方面进入脱硫系统的含盐总量(主要是Cl)增加，会增加脱硫废水的排放。前者影响要更大，因此水平衡更难控制。

2)废水蒸发工艺：采用电除尘器前喷淋工艺(直接喷淋和旁路蒸发)和脱硫入口烟气蒸发等工艺，脱硫废水都会进入脱硫入口烟气中，增大原烟气的水蒸气体积比，导致脱硫出口温度升高。烟气冷凝的难度更大，采用浆液冷却技术时水平衡控制难度增大。以燃用神华煤的300 MW机组、脱硫入口烟温为130 ℃为例，5 t脱硫废水蒸发进入脱硫入口烟气中，脱硫出口温度可从51.37 ℃升到52.02 ℃(采用旁路蒸发工艺，脱硫入口排烟温度不变)。若采用直接喷淋工艺，脱硫入口烟温降低10 ℃，此时排烟温度从51.37 ℃降到51.20 ℃。因此，需要综合考虑废水蒸发工艺、脱硫入口烟温(如低温省煤器的运行情况)等因素对脱硫水平衡的影响。