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3 现有的除湿脱白技术

我国在引进的石灰石石膏湿法脱硫成套技术中，包含烟气再热器，业内称GGH(Gas-Gas Heater)，通过湿烟气与干烟气间接换热将其温度抬升到80°C以上排放。采用GGH再热器的优点是只需一组换热器，应用中出现了堵塞、腐蚀、串烟导致排放超标等一些问题影响了电厂的正常运行。随后引进了热媒循环烟气再热器MGGH(Media Gas-Gas Heater),采用降温和升温两组换热器分离单独布置，成功解决了堵塞、串烟问题，腐蚀问题通过换热器采用耐腐材料也有解决办法，新的问题是造价过高。由于MGGH再热器的升温换热器是将湿烟气间接升温为干烟气，腐蚀更突出，MGGH在国产化过程中，有些用户只用降温换热器，用软水或环境空气做为换热介质，升温后回收利用，脱硫后湿烟气直接排放。国外也有用户采用辅助燃烧产生高温干烟气，与脱硫后湿烟气混风+升温除进行除湿脱白。

总之，我国火电锅炉在实际大范围推广湿法脱硫过程中，原设计机组多拆除GGH，新建基本不用GGH，代之以防腐蚀烟囱直接湿排烟，钢铁、化工等其它行业也纷纷效仿，这就是导致我国产生严重雾霾的主要根源。有充分理由相信，按照我国现行大气污染控制标准，就算燃煤等相关行业都完全达到超低近零排放标准时，也不能解决雾霾污染。

据介绍，湿烟气采用升温排放在一些发达国家是排放硬性标准，比如德国的《大型燃烧设备法》规定，烟囱入口温度不得低于72℃;英国规定排烟温度不得低于80℃，日本规定排烟温度在90-100℃[6]。国外也确有一些企业采用湿烟气不除湿直排，但由于当地国燃煤总量少、分散、环境容量大，不足于导致产生雾霾，也不应成为我国有关部门制定排放湿烟气的标准依据。

不管什么有多少客观和人为原因，笔者坚持认为，我国火电等行业湿法脱硫采用不除湿脱白湿排烟是一个技术路线和标准控制上的决策错误，是治理雾霾污染从法规标准层面必须纠正和增补的决定性控制指标。

4 湿烟气除湿脱白的新技术途径

湿气体的饱和含湿量与湿烟气压力和饱和温度有关，压力、饱和温度越高含湿量就越高。湿法脱硫后的烟气表压为几百帕的微正压，可以近似视为恒定绝对大气压。在恒定大气压力下，湿烟气的饱和含湿量只与饱和烟气温度相关，这在许多相关技术手册中都可以查到，也可以计算。为方便讨论，以1Nm3的干烟气为基数，将其饱和含湿量与饱和温度的关系列于表1。

将上表绘制成图2，图中的O点就是目前湿法脱硫后放散湿烟气的状态点：平均温度~50°C、含湿量为111.8g/Nm3。在湿烟气饱和含湿量不变的条件下，通过间接换热方式将烟气温度升高到80°C，则烟气的相对湿度就从100%降低到16%，成为干烟气排放，属于升温除湿，见图中OA线。采用GGH、MGGH升温除湿，尽管分别存在换热器堵塞、腐蚀、串烟、造价高、安装空间紧张、增加阻损导致系统能力不足或电耗增加，但只要企业和有关标准管控部门认同湿烟气除湿脱白对产生雾霾污染的重要相关性，推广升温除湿脱白从技术和操作管理层面是没有问题的，需要增加投资和运行成本也是事实，存在环境治理与经济效益之间的矛盾。

原标题：锅炉湿法脱硫系统排烟除湿脱白的技术途径探讨

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