濕煙羽治理中脫硫系統水平衡影響因素分析

楊愛勇，舒 喜，韋 飛，祝業青

(國電環境保護研究院有限公司，江蘇 南京 210031)

0 引 言

2016年上海市出臺了DB 31/963—2016《燃煤電廠大氣污染物排放標準》，要求燃煤發電鍋爐應采取煙溫控制及其他有效措施消除“石膏雨”、“有色煙羽”等現象，此后天津、浙江、河北、陜西、江蘇、江西等地也陸續出臺要求治理濕煙羽(又稱“有色煙羽”、“可見煙羽”、“大白煙”、“白霧”、“白色煙羽”等)的標準或政策文件[1-3]，以通過進一步降低煤電廠[4-9]、鋼鐵[5]、焦化[5]等行業煙囪排放的污染物(常規污染物和非常規污染物)，實現降低環境空氣PM2.5的目的。

目前國外濕煙羽主要集中于冷卻塔濕煙羽的形成及消散機理研究，但由于沒有治理政策需求，因此未有相關技術應用[10-12]，僅德國和日本由于煙氣擴散的需要，分別開發了GGH和MGGH技術，但該技術僅能改善濕煙羽視覺效果，無助于減排[2，13]。最初我國多采用德國GGH技術，部分電廠采用日本MGGH技術。隨著近年來常州、上海外高橋等煙氣冷凝技術的應用，濕煙羽治理技術才開始逐步應用[14-18]。

目前濕煙羽治理技術路線可分為煙氣冷凝、煙氣冷凝再熱、煙氣再熱3種[19]，各技術路線有多種技術方案，各技術方案的污染物減排效益、投資和運行成本、對脫硫水平衡的影響都有很大差異。

目前廠家大多是以換熱器設計和制作為主，設計中對燃煤電廠脫硫系統及水平衡未考慮或考慮不全。早先研究缺少燃煤煤質、環境條件、脫硝等環保設施對脫硫水平衡的影響分析[20-24]。忽略了濕煙羽治理中脫硫水平衡的影響因素更加復雜，設計中如果考慮不完全會對排煙溫度達標、系統安全穩定運行帶來不利影響。

本文針對濕煙羽治理過程中脫硫水平衡的影響因素，從煤質、環境條件、脫硝等環保設施對脫硫水平衡的影響分析等方面進行分析，并提出設計中需要注意的問題，為科學合理地確定濕煙羽治理方案與設計參數提供參考。

1 計算假定條件

1.1 脫硫水平衡主要影響因素

影響脫硫水平衡的因素主要有：脫硫入口煙氣含水量、脫硫系統進水量、脫硫系統排水量(圖1)。脫硫入口煙氣含水的主要來源包括燃煤燃燒、空氣帶水、設備運行帶水(蒸汽、脫硝還原劑等)以及廢水零排放工藝中的煙道噴霧蒸發水；脫硫系統進水主要包括除霧器沖洗水、漿液管道沖洗水、真空泵密封水、濾布沖洗水、漿液制漿水、脫硫設備密封冷卻水等[20]；脫硫系統出水主要包括石膏帶水(自由水和結晶水)、脫硫廢水、煙氣蒸發水[21]。

圖1 影響脫硫水平衡的因素

1.2 假定條件

本文計算過程中，若無特別說明，作如下假定：

1)脫硫入口煙溫為130 ℃，脫硫出口氧含量為6%(本文氧含量均為干基)，環境空氣溫度和相對濕度分別為15 ℃、60%，吸收塔散熱率為3%。

2)脫硫出口煙氣認為是飽和濕煙氣，煙氣壓力按大氣壓考慮，水蒸氣分壓按純水表面水汽分壓計算公式計算。

3)筆者認為，目前常用的含水率、含濕量、濕度等無法準確表示煙氣中水蒸氣的體積分數，因此采用國際氣象組織標準名稱——水蒸氣體積比。

2 脫硫入口煙氣含水影響因素

2.1 燃煤煤質

不同燃煤煤質對煙氣含水量的影響很大。表1為典型燃煤煤質(數據取自各區域電廠設計煤質等相關資料)對煙氣水蒸氣體積比的影響。脫硫入口煙氣水蒸氣體積比在6.15%～14.28%，相應的煙氣水露點、排煙溫度范圍分別為37.2～54.2、48.8～59.6 ℃，與目前燃煤電廠實際運行情況基本相符，計算值與實際值基本一致。

表1 典型煤質燃燒后煙氣中水蒸氣體積比

燃煤煤質對脫硫入口煙氣露點和排煙溫度的影響主要由燃煤中全水和氫含量的差異引起，這是由于燃煤中水和氫含量越高，原煙氣中水汽比重越高，進而影響凈煙氣中的水汽比重。

圖2為燃煤全水和燃煤中氫含量對脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響。由圖2(a)可以看出，燃煤中全水從3%增至24%時，脫硫入口煙氣的水蒸氣體積比從5.49%增到9.51%，脫硫排煙溫度則從48.1 ℃增到53.79 ℃。從圖2(b)可以看出，燃煤中氫含量從1%增到4.5%時，脫硫入口煙氣的水蒸氣體積比從4.51%增到8.28%，脫硫排煙溫度從46.87 ℃增加到52.08 ℃。綜上，燃煤煤質中全水和氫元素含量對排煙溫度影響很大。在濕煙羽治理工程設計參數選取時，需要詳細分析燃煤煤質全水和氫含量的歷史分布以及趨勢，確定合理的設計燃煤煤質。

圖2 燃煤全水和燃煤中氫含量對脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響

2.2 空氣含水量

空氣中水蒸氣體積比取決于環境空氣溫度與相對濕度。燃煤燃燒需要大量空氣，因此空氣的水蒸氣體積比會影響煙氣的水蒸氣體積比。同時，空氣與煙氣的比例不同(即空氣過剩系數)也會影響脫硫入口煙氣的水蒸氣體積比。圖3為環境空氣溫度對脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響，可以看出，環境空氣溫度從0 ℃升至40 ℃時(相對濕度60%)，脫硫入口煙氣水蒸氣體積比從7.17% 升到10.72%，脫硫排煙溫度從50.56 ℃升到55.2 ℃。

圖3 環境空氣溫度對脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響

燃煤煙氣中的空氣來源主要有送風機送風(一次風、二次風、三次風等)、空預器漏風、電除塵器漏風、煙道和設備漏風，其對煙氣水蒸氣體積比的影響無本質區別，可歸為煙氣中氧含量(或空氣過剩系數)。由于空氣水蒸氣體積比一般低于煙氣水蒸氣體積比，因此氧含量越高，煙氣水蒸氣體積比越低。圖4為脫硫入口煙氣中氧含量對脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響，可以看出，氧含量從4%增至8%時，脫硫入口煙氣的水蒸氣體積比從8.57%降到6.90%，脫硫排煙溫度從52.59 ℃降至50.05 ℃。此外，電除塵器絕緣箱熱風吹掃、噴氨稀釋空氣、脫硫氧化空氣等的空氣量較少，對煙氣水蒸氣體積比影響較小，且前兩者最終可反映到脫硫入口煙氣的空氣過剩系數中。

圖4 脫硫入口煙氣中氧含量對脫硫入口水蒸氣體積比、脫硫出口排煙溫度的影響

2.3 脫硝還原劑

SCR反應器中的催化劑、空預器、低溫省煤器等需要采用蒸汽吹灰方式，瞬間蒸汽用量大，在使用時煙氣水蒸氣體積比和排煙溫度瞬間上升，但該因素不是長期影響，設計時可不考慮。

SNCR/SCR采用氨水、尿素作為還原劑時，需要大量的溶解水，對燃煤煙氣中的水蒸氣體積比、排煙溫度有一定影響，特別是SNCR的尿素用量更高。

以燃神華煤300 MW機組為例，采用SNCR工藝滿負荷噴入尿素溶液含水量為10 t時，不考慮尿素蒸發對空預器排煙溫度和換熱的影響，脫硫排煙溫度可從51.37 ℃升至52.66 ℃，溫升幅度可達1.29 ℃。實際中由于空預器排煙溫度略有降低，排煙的溫升幅度略小于1.29 ℃。

3 脫硫系統進水與出水的影響因素

3.1 脫硫系統進水

脫硫系統進水主要包含除霧器沖洗水、濾布沖洗水、漿液制漿水、漿液管道沖洗水、循環泵密封冷卻水等[20]。

根據脫硫對水質的要求，盡量提高回用，降低系統進水。如漿液制漿對水質要求很低，應采用濾液水或回用水制漿，減少脫硫水耗。

濾布沖洗水、設備機封水、冷卻水等對水質要求相對較高，一般無法采用回用水；但設備機封水、冷卻水的回水大部分均直流進入脫硫系統，增加了系統進水，可進行收集回收用于除霧器或管路沖洗等對水質要求不高的環節，實現分級利用，有效控制水平衡[24]。

采用漿液冷卻技術時，由于冷凝水直接進入脫硫系統，為維持水平衡需要增設一套水處理裝置將漿液澄清液去除懸浮物后沖洗除霧器。由于未經除硬處理，沖洗除霧器存在較大的結垢傾向，對設備的安全運行存在一定隱患。

3.2 脫硫系統出水

脫硫系統出水主要包含石膏帶水(自由水和結晶水)、脫硫廢水、煙氣蒸發水[21]。

石膏帶水與煙氣硫含量、脫硫效率、石膏脫水率等因素有關，與煙氣其他性質無關，波動較小，水量也相對較少。

脫硫廢水排放量取決于燃煤中Cl含量、工藝補充水中Cl含量以及脫硫排放廢水中Cl含量[24]。其中脫硫廢水排放Cl濃度對廢水排放量影響很大。采用冷卻塔排水等高含鹽廢水作為脫硫補水時，會導致脫硫廢水排放量一定程度的增加，可以降低廢水零排放的整體投資，但不利于脫硫水平衡控制，濕煙羽治理與廢水零排放方案需要根據實際情況綜合考慮。

煙氣蒸發水量主要取決于脫硫入口煙溫與煙氣水蒸氣體積比，且呈正相關關系，一般可根據脫硫塔熱量平衡計算脫硫出口排煙溫度及水蒸氣體積比。

4 其他因素

4.1 脫硫入口煙溫

脫硫入口煙溫越低，脫硫出口溫度越低。圖5為脫硫入口煙氣溫度對脫硫出口溫度的影響，可以看出，燃燒神華煤，脫硫入口溫度從80 ℃升到160 ℃ 時，脫硫出口溫度從46.88 ℃升到53.67 ℃，溫升達6.79 ℃。燃燒烏拉蓋褐煤和晉東南貧煤時，脫硫出口溫度分別從55.9、44.99 ℃升到60.99、52.26 ℃，溫升幅度分別為5.08、7.27 ℃。說明燃燒褐煤時，脫硫入口溫度對出口排煙溫度的影響相對較小，燃燒低水高灰的晉東南貧煤時，脫硫入口煙溫對出口排煙溫度影響更大。因此，脫硫入口含水量越低，脫硫入口溫度對排煙溫度影響越大。

圖5 脫硫入口煙氣溫度對脫硫出口溫度的影響

此外，脫硫入口煙溫每降低10 ℃，對低溫區域影響比高溫區域大。以神華煤為例，脫硫入口煙溫從160、90 ℃分別降低10 ℃時，排煙溫度分別降低0.74、1 ℃。

在達到相同排煙溫度設計條件下，采用煙氣冷凝換熱器技術路線時，脫硫入口煙溫越高，煙氣冷凝器收集水越多，由于該系統水屬于系統出水，脫硫系統水平衡相對更易控制；采用漿液冷卻技術時，由于冷凝水仍在脫硫系統內，脫硫入口煙溫變化對水平衡無影響，但會影響漿液換熱器的換熱面積。因此，在濕煙羽治理技術參數確定時，應綜合考慮煤質、脫硫入口煙溫等因素對脫硫排煙溫度的影響。

4.2 機組負荷與空氣過剩系數

負荷與空氣過剩系數呈負相關關系，即機組負荷越高，空氣過剩系數(即氧含量)越低。圖6為某330 MW機組脫硫入口煙氣含氧量與負荷的關系，可以看出，滿負荷時氧含量在4%～6%，50%負荷時在8.5%～10.5%。各電廠的實際值存在一定差異，與機組設備型號、運行狀態(如送風機、磨煤機、空預器等)等因素有關。

圖6 某330 MW機組脫硫入口煙氣含氧量與負荷的關系

負荷降低會使煙氣量減少、脫硫入口煙溫降低、氧含量升高。在低負荷時，3者均會導致脫硫排煙溫度降低，系統帶出水量減少，但脫硫系統整體進水量不會等比例減少，水平衡更難以控制。由于氧含量升高(即空氣過剩系數增大)以及鍋爐效率的影響，50%負荷時的煙氣量一般為滿負荷時煙氣量的70%左右(不同燃煤、空氣過剩系數、鍋爐效率等有一定差異)。氧含量升高會導致脫硫入口煙氣水蒸氣體積比降低，低負荷的氧含量達到一定值時，低負荷的水平衡控制有可能比滿負荷更易控制，但較高的氧含量會造成風機能耗增加、除塵與SCR效率下降。在濕煙羽治理技術水平衡分析論證時，應結合機組負荷情況對主要典型負荷進行分析，避免分析錯漏。

4.3 脫硫廢水零排方案

隨著燃煤電廠脫硫廢水零排放工作的推進，廢水零排放的工藝對脫硫水平衡影響越來越明顯[24]。

1)脫硫補水方案：電廠冷卻塔循環排污水等高含鹽廢水大多作為脫硫系統除霧器或制漿等補水。采用該方案后，一方面脫硫系統必須有接受此部分補水的余量；另一方面進入脫硫系統的含鹽總量(主要是Cl)增加，會增加脫硫廢水的排放。前者影響要更大，因此水平衡更難控制。

2)廢水蒸發工藝：采用電除塵器前噴淋工藝(直接噴淋和旁路蒸發)和脫硫入口煙氣蒸發等工藝，脫硫廢水都會進入脫硫入口煙氣中，增大原煙氣的水蒸氣體積比，導致脫硫出口溫度升高。煙氣冷凝的難度更大，采用漿液冷卻技術時水平衡控制難度增大。以燃用神華煤的300 MW機組、脫硫入口煙溫為130 ℃為例，5 t脫硫廢水蒸發進入脫硫入口煙氣中，脫硫出口溫度可從51.37 ℃升到52.02 ℃(采用旁路蒸發工藝，脫硫入口排煙溫度不變)。若采用直接噴淋工藝，脫硫入口煙溫降低10 ℃，此時排煙溫度從51.37 ℃降到51.20 ℃。因此，需要綜合考慮廢水蒸發工藝、脫硫入口煙溫(如低溫省煤器的運行情況)等因素對脫硫水平衡的影響。

4.4 濕煙羽治理方案

目前治理濕煙羽技術包括漿液冷卻技術、煙道冷凝換熱技術、塔內噴淋技術。

煙道冷凝換熱技術由于冷凝水塔外收集，冷凝水的水質好，可簡單處理后作為廠區工業水，因此對脫硫水平衡無影響。

漿液冷卻技術由于冷凝水完全進入吸收塔，無法分離。設計排煙溫度越低，水平衡越難以控制，特別是燃用褐煤的機組。一般需要采用一套水處理裝置，利用脫硫系統內部水沖洗除霧器及其他設備。此外，要限制冷卻塔排污水等系統排水進入脫硫系統。

塔內噴淋技術一般會另外建塔或塔內設置截水裝置，冷凝收集水不會進入吸收塔系統，因此對脫硫系統無影響，但塔內截水裝置需避免漏水問題。

5 結 論

1)燃煤煤質、環境空氣溫度和相對濕度、負荷與空氣過剩系數(或含氧量)、脫硫入口煙溫、SNCR/SCR的還原劑制備工藝、廢水零排放方案(廢水蒸發工藝與冷卻塔等排污水去處)、煙氣冷凝方案對脫硫系統水平衡均有重大影響。各廠需要根據自身實際情況分析，量化各種因素的影響，以便確定合理的設計邊界參數。

2)在設計時充分考慮到各因素之間的匹配性，選取合適的濕煙羽治理設計參數，對于降低電廠的設備投資和運行費用、提高系統可靠性和達標排放穩定性具有重要意義。