燃煤电厂主要消白技术对比分析

2022-07-01王建国朱蒙卢少华杜林

能源与环境 2022年2期

王建国朱蒙卢少华杜林

（河北建投宣化热电有限责任公司河北张家口 075100）

煤炭是我国最为主要的一次能源，燃煤发电在我国电力生产中也一直处于主导地位。为满足烟囱入口烟气中二氧化硫浓度低于35 mg/Nm3的“超低排放”限值要求，国内电厂普遍采用了石灰石-石膏湿法脱硫工艺［1-2］。在脱除过程中，由于石灰石浆液与90 ℃～130 ℃的高温烟气逆流接触发生换热传质作用，浆液中的部分水分受热蒸发为水蒸气，在脱硫塔出口产生了饱和甚至过饱和湿烟气［3-4］。如果将从脱硫塔排出的烟气直接排向温度相对较低的环境空气中，烟气中的水蒸气会发生冷凝形成小液滴，并经光线的折射或散射作用产生白色烟羽。该烟羽不仅造成视觉污染，而且扩散能力差、极易在烟囱周边产生细小酸性液滴飘落的现象，污染了附近居民环境。同时，饱和湿烟气还含有一定量的离子、细颗粒物等，直接排放不仅会导致水的浪费，而且可能加重雾霾的形成［5-6］。虽然2019年生态环境部牵头印发的《京津冀及周边地区2019—2020 年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》规定“稳定达到超低排放要求的电厂，不得强制要求治理白色烟羽”，一定程度上降低了“消白”工程热度，但仍有地方政府和电力企业从环保和地域发展角度支持“消白”改造。当前，烟羽治理方案众多，为了满足改造指标要求，降低能源消耗，有必要对各种技术路线进行分析比较，为“消白”工程的合理工艺设计提供参考。

1 白色烟羽形成机理

常压条件下，大气环境中饱和含湿量与温度的变化如图1所示。可以看出，温度越高，饱和含湿量越大，即环境中可容纳的水汽含量越多。在曲线的左上方为过饱和区，烟气温湿度参数在此区域，就会有水汽凝结，形成白烟；曲线的右下方为欠饱和区，排放烟气参数在此区域，则不会有白烟生成。装有湿法脱硫的机组排放烟气普遍为温度47 ℃～52 ℃的饱和状态，在烟囱出口与大气环境接触后，其温度会迅速下降，致使混合气体温湿度参数处于饱和区，蒸汽含量超过了气体对水汽的容纳能力，造成蒸汽凝结形成白烟，并且环境温度越低，水汽凝结量越大，白烟越明显。这也是白烟冬季比夏季严重、北方比南方恶劣的原因。

图1 饱和含湿量随温度的变化曲线

2 消白主要技术路线

由白烟形成机理看出，如果提升排烟温度或者降低含湿量，将混合气体参数控制在欠饱和区，则不会有液滴析出，是当前“消白”技术的主要措施。

（1）烟气冷凝技术。该技术是在脱硫塔出口净烟道内设置烟气冷凝换热器，将烟气冷却5 ℃～8 ℃，使烟气中水蒸气冷凝，将烟气中部分水脱除，降低烟气的含湿量；烟气冷凝换热器后设置烟气再热器，将烟气温度升高10 ℃～15 ℃，使烟气具有一定过热度，减少烟囱出口白色烟羽的形成。热源可取自烟气冷却器回收的烟气余热、蒸汽等。烟气冷凝再热系统主要包括烟气冷凝器、烟气冷却器、烟气再热器、循环泵、辅助加热器等设备。该技术的优点：①通过回收烟气中的水分可以减少脱硫塔水耗；②能协同脱除烟气中的粉尘、SO3等污染物；③白色烟羽消除明显；④采用烟气余热加热净烟气，系统能耗较低，不增加额外能耗。然而，该技术仍存在一些难点，包括：脱硫出口烟温较低，需要温度更低的冷源，方可冷凝烟气中的水分；冷凝后水量较大，如脱硫系统不能处理，需要新增水处理系统；受热面腐蚀风险严重，需采用强耐腐蚀材料制作。

（2）浆液冷凝技术。烟气冷凝过程主要在脱硫塔内进行，通过安装浆液冷却换热器，冷却脱硫塔最上层浆液，向经过常温蒸发脱硫吸收区处理过的饱和烟气中喷入低温浆液，水蒸汽发生相变转化为液态，析出凝结水，减少烟气湿度，强化脱硫除尘，析出凝结水通过收水系统回收；脱水后的烟气经过烟气再热器，提高净烟气温度，热源优先选取烟气冷却器回收的烟气余热，也可为蒸汽或热风等。浆液冷凝再热系统包括浆液冷却换热器、喷淋系统、收水系统、高效除雾器、烟气再热器等设备。与烟气冷凝再热技术相同，该技术同样面临低温冷源、受热面腐蚀和废水量大问题。

（3）喷淋冷凝再热技术。喷淋冷凝再热也是先将净烟气冷凝、脱水，再通过再热器将烟温升高，消除白色烟羽，不同点在于冷凝方式是通过向脱硫塔出口净烟气喷淋冷却水，将烟气中水蒸汽冷凝，通过新增烟道除雾器达到脱水目的。技术相较增加换热面冷凝方式，其阻力较小；然而能耗较大，并且需要有充足的冷源水，对烟道的防腐要求也较高，适用于近海（河）电厂。喷淋冷凝再热系统包括喷淋系统、收水系统、高效除雾器、烟气再热器等设备。

（4）水媒式烟气换热技术。该项技术是在锅炉尾部烟道内设置烟气冷却器，并在烟囱进口前净烟道内设置烟气再热器，将烟气温度升高到80 ℃以上，有效提高烟气及污染物的扩散能力，改善烟囱冒白烟现象。烟气冷却器和烟气再热器通过热媒水进行热量交换。烟气冷却器回收锅炉尾部烟气余热，加热循环水，循环水经循环泵送至烟气再热器加热净烟气。为降低再热器腐蚀风险，再热器入口安装蒸汽快热段，将烟温快速升高5 ℃～10 ℃。整套系统包括烟气冷却器、烟气再热器、蒸汽快热段、辅助加热器、热媒水循环泵等设备。该技术因能耗低、系统稳定以及安全的特点在工程中应用较多，但是存在新增设备多、烟气侧阻力高的缺点。

（5）烟气直接加热技术。烟气直接加热技术与水媒式烟气换热的区别在于热源不同，其使用烟气冷却器回收的烟气余热加热净烟气，而烟气加热系统直接采用蒸汽加热，蒸汽气源取自6 抽或7 抽。烟气加热系统主要包括烟气再热器、疏水泵等设备。该技术的优点在于系统简单、设备少、阻力小，但是热源采用蒸汽，能耗较高。

（6）热风混合技术。热风混合技术即向饱和湿烟气内混入一部分热空气，达到加热烟气的目的。热空气可以来自空预器出口热风，但送风机和一次风机要有足够的裕量，同时为避免热风中携带粉尘对净烟气粉尘排放指标产生影响，需要加装高效除尘器；也可在烟囱区域单独增加1 台送风机，并通过蒸汽加热器，将冷风直接加热后送入净烟道内。由于饱和湿烟气含湿量很大，所需的热风温度和热量较高，系统能耗较高。热风混合系统主要包括烟气再热器、高效除尘器等设备。

（7）管式气气换热（GGH）技术。管式气气换热技术同样在脱硫塔出口净烟道内布置烟气再热器，直接将净烟气加热，热源取自脱硫塔前原烟气。换热器管内外介质分别为原烟气和净烟气。由于原烟气和净烟气均具有较强的腐蚀性，管式GGH冷端需采用高耐腐蚀材料制作，根据不同季节和环境条件，需要调节原有烟气余热回收装置出口烟气温度，保证足够的热量加热净烟气。技术的主要优点在于系统简单，主要设备为烟气再热器，但是因换热面腐蚀泄露风险，对粉尘排放指标存在隐患。

3 消白实施典型案列

上海外三电厂采用了烟气冷凝技术消白。在脱硫塔后安装烟气冷凝换热器，将烟气降温5 ℃～8 ℃，使烟气中水蒸汽冷凝，降低烟气含湿量，再通过烟气加热器将烟温升高10 ℃～15 ℃。

邯郸电厂采用浆液冷凝技术消白。浆液冷却循环水取自尖峰冷却系统循环泵入口前集水池，换热升温后送至冷却塔冷却。供暖季循环水入出口温度分别为15 ℃、30 ℃，脱硫出口烟气温度低于45 ℃；非供暖季循环水入出口温度分别为30 ℃、38 ℃，脱硫出口烟气温度低于47 ℃。蒸汽再热采用机组辅汽为热源，供暖和非供暖季实现烟囱入口烟气温度分别大于65 ℃、54 ℃。

铜川照金电厂采用了水媒式烟气换热技术，在空预器与除尘器之间的竖直烟道加设烟气冷却器，在湿式除尘器与烟囱之间加设烟气再热器，由烟气冷却器吸收的热量加热烟囱入口的烟气。设计工况下电除尘器前烟气排烟温度由117 ℃降低至90 ℃，循环水温由70 ℃升高至101 ℃，降低了电除尘器入口的烟气量和飞灰比电阻，提高了除尘器效率，同时降低了脱硫系统的水耗。烟囱入口排烟温度由46 ℃升高至72 ℃，循环水温由100 ℃降低至70 ℃，降低了烟气对烟囱的腐蚀性，提高了污染物的扩散能力。

韶关电厂采用了管式GGH 技术，在脱硫塔与烟囱之间的烟道加设管式GGH 换热器，原烟气走管内，净烟气走管外。设计工况下，管式GGH 将脱硫塔入口原烟气温度由124 ℃降低至80 ℃，将烟囱入口净烟气温度由47 ℃升高至85 ℃。