燃煤電廠主要消白技術對比分析

王建國 朱蒙 盧少華 杜林

（河北建投宣化熱電有限責任公司 河北張家口 075100）

煤炭是我國最為主要的一次能源，燃煤發電在我國電力生產中也一直處于主導地位。為滿足煙囪入口煙氣中二氧化硫濃度低于35 mg/Nm3的“超低排放”限值要求，國內電廠普遍采用了石灰石-石膏濕法脫硫工藝［1-2］。在脫除過程中，由于石灰石漿液與90 ℃～130 ℃的高溫煙氣逆流接觸發生換熱傳質作用，漿液中的部分水分受熱蒸發為水蒸氣，在脫硫塔出口產生了飽和甚至過飽和濕煙氣［3-4］。如果將從脫硫塔排出的煙氣直接排向溫度相對較低的環境空氣中，煙氣中的水蒸氣會發生冷凝形成小液滴，并經光線的折射或散射作用產生白色煙羽。該煙羽不僅造成視覺污染，而且擴散能力差、極易在煙囪周邊產生細小酸性液滴飄落的現象，污染了附近居民環境。同時，飽和濕煙氣還含有一定量的離子、細顆粒物等，直接排放不僅會導致水的浪費，而且可能加重霧霾的形成［5-6］。雖然2019年生態環境部牽頭印發的《京津冀及周邊地區2019—2020 年秋冬季大氣污染綜合治理攻堅行動方案》規定“穩定達到超低排放要求的電廠，不得強制要求治理白色煙羽”，一定程度上降低了“消白”工程熱度，但仍有地方政府和電力企業從環保和地域發展角度支持“消白”改造。當前，煙羽治理方案眾多，為了滿足改造指標要求，降低能源消耗，有必要對各種技術路線進行分析比較，為“消白”工程的合理工藝設計提供參考。

1 白色煙羽形成機理

常壓條件下，大氣環境中飽和含濕量與溫度的變化如圖1所示。可以看出，溫度越高，飽和含濕量越大，即環境中可容納的水汽含量越多。在曲線的左上方為過飽和區，煙氣溫濕度參數在此區域，就會有水汽凝結，形成白煙；曲線的右下方為欠飽和區，排放煙氣參數在此區域，則不會有白煙生成。裝有濕法脫硫的機組排放煙氣普遍為溫度47 ℃～52 ℃的飽和狀態，在煙囪出口與大氣環境接觸后，其溫度會迅速下降，致使混合氣體溫濕度參數處于飽和區，蒸汽含量超過了氣體對水汽的容納能力，造成蒸汽凝結形成白煙，并且環境溫度越低，水汽凝結量越大，白煙越明顯。這也是白煙冬季比夏季嚴重、北方比南方惡劣的原因。

圖1 飽和含濕量隨溫度的變化曲線

2 消白主要技術路線

由白煙形成機理看出，如果提升排煙溫度或者降低含濕量，將混合氣體參數控制在欠飽和區，則不會有液滴析出，是當前“消白”技術的主要措施。

（1）煙氣冷凝技術。該技術是在脫硫塔出口凈煙道內設置煙氣冷凝換熱器，將煙氣冷卻5 ℃～8 ℃，使煙氣中水蒸氣冷凝，將煙氣中部分水脫除，降低煙氣的含濕量；煙氣冷凝換熱器后設置煙氣再熱器，將煙氣溫度升高10 ℃～15 ℃，使煙氣具有一定過熱度，減少煙囪出口白色煙羽的形成。熱源可取自煙氣冷卻器回收的煙氣余熱、蒸汽等。煙氣冷凝再熱系統主要包括煙氣冷凝器、煙氣冷卻器、煙氣再熱器、循環泵、輔助加熱器等設備。該技術的優點：①通過回收煙氣中的水分可以減少脫硫塔水耗；②能協同脫除煙氣中的粉塵、SO3等污染物；③白色煙羽消除明顯；④采用煙氣余熱加熱凈煙氣，系統能耗較低，不增加額外能耗。然而，該技術仍存在一些難點，包括：脫硫出口煙溫較低，需要溫度更低的冷源，方可冷凝煙氣中的水分；冷凝后水量較大，如脫硫系統不能處理，需要新增水處理系統；受熱面腐蝕風險嚴重，需采用強耐腐蝕材料制作。

（2）漿液冷凝技術。煙氣冷凝過程主要在脫硫塔內進行，通過安裝漿液冷卻換熱器，冷卻脫硫塔最上層漿液，向經過常溫蒸發脫硫吸收區處理過的飽和煙氣中噴入低溫漿液，水蒸汽發生相變轉化為液態，析出凝結水，減少煙氣濕度，強化脫硫除塵，析出凝結水通過收水系統回收；脫水后的煙氣經過煙氣再熱器，提高凈煙氣溫度，熱源優先選取煙氣冷卻器回收的煙氣余熱，也可為蒸汽或熱風等。漿液冷凝再熱系統包括漿液冷卻換熱器、噴淋系統、收水系統、高效除霧器、煙氣再熱器等設備。與煙氣冷凝再熱技術相同，該技術同樣面臨低溫冷源、受熱面腐蝕和廢水量大問題。

（3）噴淋冷凝再熱技術。噴淋冷凝再熱也是先將凈煙氣冷凝、脫水，再通過再熱器將煙溫升高，消除白色煙羽，不同點在于冷凝方式是通過向脫硫塔出口凈煙氣噴淋冷卻水，將煙氣中水蒸汽冷凝，通過新增煙道除霧器達到脫水目的。技術相較增加換熱面冷凝方式，其阻力較小；然而能耗較大，并且需要有充足的冷源水，對煙道的防腐要求也較高，適用于近海（河）電廠。噴淋冷凝再熱系統包括噴淋系統、收水系統、高效除霧器、煙氣再熱器等設備。

（4）水媒式煙氣換熱技術。該項技術是在鍋爐尾部煙道內設置煙氣冷卻器，并在煙囪進口前凈煙道內設置煙氣再熱器，將煙氣溫度升高到80 ℃以上，有效提高煙氣及污染物的擴散能力，改善煙囪冒白煙現象。煙氣冷卻器和煙氣再熱器通過熱媒水進行熱量交換。煙氣冷卻器回收鍋爐尾部煙氣余熱，加熱循環水，循環水經循環泵送至煙氣再熱器加熱凈煙氣。為降低再熱器腐蝕風險，再熱器入口安裝蒸汽快熱段，將煙溫快速升高5 ℃～10 ℃。整套系統包括煙氣冷卻器、煙氣再熱器、蒸汽快熱段、輔助加熱器、熱媒水循環泵等設備。該技術因能耗低、系統穩定以及安全的特點在工程中應用較多，但是存在新增設備多、煙氣側阻力高的缺點。

（5）煙氣直接加熱技術。煙氣直接加熱技術與水媒式煙氣換熱的區別在于熱源不同，其使用煙氣冷卻器回收的煙氣余熱加熱凈煙氣，而煙氣加熱系統直接采用蒸汽加熱，蒸汽氣源取自6 抽或7 抽。煙氣加熱系統主要包括煙氣再熱器、疏水泵等設備。該技術的優點在于系統簡單、設備少、阻力小，但是熱源采用蒸汽，能耗較高。

（6）熱風混合技術。熱風混合技術即向飽和濕煙氣內混入一部分熱空氣，達到加熱煙氣的目的。熱空氣可以來自空預器出口熱風，但送風機和一次風機要有足夠的裕量，同時為避免熱風中攜帶粉塵對凈煙氣粉塵排放指標產生影響，需要加裝高效除塵器；也可在煙囪區域單獨增加1 臺送風機，并通過蒸汽加熱器，將冷風直接加熱后送入凈煙道內。由于飽和濕煙氣含濕量很大，所需的熱風溫度和熱量較高，系統能耗較高。熱風混合系統主要包括煙氣再熱器、高效除塵器等設備。

（7）管式氣氣換熱（GGH）技術。管式氣氣換熱技術同樣在脫硫塔出口凈煙道內布置煙氣再熱器，直接將凈煙氣加熱，熱源取自脫硫塔前原煙氣。換熱器管內外介質分別為原煙氣和凈煙氣。由于原煙氣和凈煙氣均具有較強的腐蝕性，管式GGH冷端需采用高耐腐蝕材料制作，根據不同季節和環境條件，需要調節原有煙氣余熱回收裝置出口煙氣溫度，保證足夠的熱量加熱凈煙氣。技術的主要優點在于系統簡單，主要設備為煙氣再熱器，但是因換熱面腐蝕泄露風險，對粉塵排放指標存在隱患。

3 消白實施典型案列

上海外三電廠采用了煙氣冷凝技術消白。在脫硫塔后安裝煙氣冷凝換熱器，將煙氣降溫5 ℃～8 ℃，使煙氣中水蒸汽冷凝，降低煙氣含濕量，再通過煙氣加熱器將煙溫升高10 ℃～15 ℃。

邯鄲電廠采用漿液冷凝技術消白。漿液冷卻循環水取自尖峰冷卻系統循環泵入口前集水池，換熱升溫后送至冷卻塔冷卻。供暖季循環水入出口溫度分別為15 ℃、30 ℃，脫硫出口煙氣溫度低于45 ℃；非供暖季循環水入出口溫度分別為30 ℃、38 ℃，脫硫出口煙氣溫度低于47 ℃。蒸汽再熱采用機組輔汽為熱源，供暖和非供暖季實現煙囪入口煙氣溫度分別大于65 ℃、54 ℃。

銅川照金電廠采用了水媒式煙氣換熱技術，在空預器與除塵器之間的豎直煙道加設煙氣冷卻器，在濕式除塵器與煙囪之間加設煙氣再熱器，由煙氣冷卻器吸收的熱量加熱煙囪入口的煙氣。設計工況下電除塵器前煙氣排煙溫度由117 ℃降低至90 ℃，循環水溫由70 ℃升高至101 ℃，降低了電除塵器入口的煙氣量和飛灰比電阻，提高了除塵器效率，同時降低了脫硫系統的水耗。煙囪入口排煙溫度由46 ℃升高至72 ℃，循環水溫由100 ℃降低至70 ℃，降低了煙氣對煙囪的腐蝕性，提高了污染物的擴散能力。

韶關電廠采用了管式GGH 技術，在脫硫塔與煙囪之間的煙道加設管式GGH 換熱器，原煙氣走管內，凈煙氣走管外。設計工況下，管式GGH 將脫硫塔入口原煙氣溫度由124 ℃降低至80 ℃，將煙囪入口凈煙氣溫度由47 ℃升高至85 ℃。

4 結論

（1）煙囪出口的白色煙羽不僅造成視覺污染，而且會造成水資源浪費、酸性霧滴飄落以及加重霧霾等負面影響。提升排煙溫度或者降低含濕量，將混合氣體參數控制在欠飽和區，是“消白”技術的主要措施。

（2）煙氣冷凝再熱、漿液冷凝再熱、噴淋冷凝再熱等消白技術，主要通過改變煙氣或者漿液溫度的方式避免煙羽形成，在能耗、系統復雜程度、設備腐蝕等方面各有優缺點，也都有一定的實施案例。對于待改造項目，建議根據冷區水源、設備現狀、改造技術方案的成熟度、能耗水平等因素綜合考慮，合理進行工藝設計和設備選型。